美国阿巴拉契亚盆地中部下志留统地区油气藏的特性成因和开采特点.docx

1、美国阿巴拉契亚盆地中部下志留统地区油气藏的特性成因和开采特点美国阿巴拉契亚盆地中部下志留统地区油气藏的特性、成因和开采特征摘要阿巴拉契亚盆地下志留统地区油气藏的低渗透性砂岩覆盖面积达45，000mi2（117，000平方公里），并且可能储集了多达30万亿立方英尺的可采天然气资源。主要的储集层包括Clinton组砂岩和Medina组砂岩。另外30，000mi2（78，000Km2）的与Tuscarora砂岩对应的地层增加了下志留统地区油气藏的面积。自1880年以来，Clinton/Medina油藏已经开采出大约8.7万亿立方英尺的天然气和4亿桶原油。下志留统地区的油气藏东部主要是一个盆地中心的天

2、然气藏。然而，其西部是一个常规油气藏，并且具有盆地-中心聚集的复合特征。盆地-中心油气藏具有普遍的含气饱和度、束缚水饱和度，通常流体压力很低。与此相反，复合-常规油气藏具有较普遍的含油气饱和度、更高的流动水饱和度，以及正常和异常低流体压力。复合-常规油气藏中的高流动水饱和度为盆地-中心天然气形成了上倾圈闭，造成一个宽广的转换带，约几十英里宽，并且具有底部单元油藏类型的特征。尽管盆地-中心气藏的Tuscarora砂岩部分普遍饱和天然气，其主要的组成砂层孔隙度和渗透率都很低。Tuscarora砂层中的商业性气田聚集在天然断裂的、错断背斜中。下志留统油气藏的成因包括：（1）奥陶纪黑色泥岩中油气的生成

3、；（2）在上覆1000-ft（305-m）厚的奥陶纪泥页岩层中的垂向运移；（3）油-气转化过程中产生的异常高压；（4）超压气体造成的流动孔隙水的沿上倾方向的位移；（5）盆地中心遍布的天然气圈闭；(6)造山期后期的抬升和剥蚀，造成气体渗漏和流体压力明显降低。预计Clinton/Medina砂岩中的远景天然产气量主要来自盆地中心的油气藏。Tuscarora砂岩含有额外的天然气资源，但是典型的低储层孔隙度和渗透率以及低能（在英国热力单元中）天然气存在的可能性减少了勘探天然气资源的方法。引言阿巴拉契亚盆地中部覆盖了俄亥俄州、宾夕法尼亚州、纽约和加拿大安大略省的绝大部分，被圈闭在下志留统的石油和天然气在

4、阿巴拉契亚盆地中部形成了油气藏（图1）。在下文中，我们把提到的这个油气藏和下志留统的油气藏(LSAR)进行了对比。下志留统油气藏的主要储集层包括俄亥俄州中的Clinton 和Medina砂岩层、Grimsby砂岩层（或地层水）和宾夕法尼亚州、纽约和加拿大安大略省南部Medina群组的涡流(Whirlpool) 砂岩层（图2）。在此处简略提到的这些储层单元被认为是Clinton/Medina砂岩储集层。Tuscarora砂岩，与宾夕法尼亚州的西中部地区、西弗吉尼亚州Clinton/Medina砂岩层对应的地层，在这被概括成下志留统油气藏（LSRA）中的次要的天然气储层（图1，2）。从19世纪80

5、年代晚期到2000年，下志留统油气藏的Clinton/Medina部分已经开采出大约8.7万亿立方英尺的天然气和4亿桶原油。整个1995年，Tuscarora砂岩层累计产气量可达28万亿立方英尺。因为在天然气开采策略中107剖面下部在致密构造中开采天然气的压力，自1980年以来Clinton/Medina砂岩层的开采量大约占累计产气量的40%。在下志留统油气藏中，天然气是主要的烃类相态。对整个油气藏来说，气/油比（GOR）大约是22000立方英尺标准状态下的天然气/桶原油。正如下志留统油气藏的东部范围内已经探明和开发的情况一样，相对于油相，天然气相越来越占优势。下志留统油气藏的东部绝大多数由天

6、然气藏组成，Davis(1984),Zagorski(1988,1991,1999),Law和Spencer（1993）认为下志留统油气藏西部是盆地中心（深盆）天然气藏。正如本文中所引用的，盆地中心天然气藏是一个区域性展布、具有普遍的含气饱和度并且通常很厚的区带，而这些特征一般出现在很深的沉积盆地中心部位的低渗透性岩石中（Law和Spencer，1993；Law，2000）。与绝大多数的深盆气藏不同，这个油气藏与中等数量的原油有关，尤其是在俄亥俄州的东部。图1 阿巴拉契亚盆地中部下志留统油气藏和构造特征指数图一般来说，和盆地中心天然气相关的术语有深盆气、钻屑天然气和致密构造天然气。Master

7、s和Davis认为”深盆气”是“盆地中心天然气”的同义词。因为Law(2000,2003)的努力，目前，“盆地中心天然气”这个词已经得到大家的广泛认可。钻屑天然气藏是在盆地规模上遍布的天然气藏，并没有受到流体动力的显著影响。评价不连续油藏面积和个数的标准方法并不适用于这种气藏。“盆地中心天然气”这个词要比“钻屑天然气”这个词好，因为它指出了油气藏的地质背景。联邦能源管理委员会的调查显示，根据调控目的，致密地层天然气构造的首要必备要素是，平均原地渗透率必须等于或小于0.1md。然而，正如Spencer和Dutton等所描述的，许多致密性（低渗透性）储层并没有处在盆地中心的位置。下志留统地区的油气

8、藏中被石油和天然气充注的西部和中央部分，是常规油气藏和盆地中心油气藏混杂的复合油气藏。其储层具有更高的渗透率，其含水饱和度实质上高于束缚水的饱和度。根据US.Geological Survey Natioanal Oil and Gas Resource Assessment Team（1995），常规油气藏是不连续的沉积，经常以沿下倾方向的水深接触面为界限。通过采用传统发展的实践方法，可以将油气提取出来。此后，西部和中央部分被指定为下志留统地区油气藏的复合常规油气藏，并且着重强调其转换特征（图1）。对于下志留统地区油气藏的盆地东部和深盆部分，总的勘探趋势明显表明，下志留统地区的气藏的油气储量

9、的未来额外补充和未发现的油气资源主要来自盆地中心部分。因为这一勘探趋势对于未来国内能源供应具有极其重要的意义，所以更好的了解这种含油气系统的基本条件、烃类的生成和圈闭过程是很必要的。而且，在阿巴拉契亚山盆地这个例子中所学到的事实和概念，与它漫长的勘探历史和众多数据相结合有助于鉴别和表征国内其它的盆地中心天然气藏。除此之外，对于国际上那些尚未发现或正处在早期勘探开发阶段的油气藏，也有助于对其进行鉴别和表征。在本文中，我们记录和解释了下志留统地区油气藏的地质学的、地球化学的和地球物理的属性，这些属性可能控制了油气藏的成因要素。特别是，我们把目光集中在了下志留统地区油气藏的盆地中心天然气部分，以及和

10、它相邻的复合常规油气部分。最后，我们讨论了沿着下志留统地区油气藏部分开采天然气过程中的变异性，以及对天然气资源进行更加精确评价的重要性。图2 下志留统地区油气藏中尼亚加拉统区系岩石（下志留统和上志留统）以及相邻的上奥陶纪和上志留纪岩石的相关对比图 沉积和构造背景下志留统砂岩的沉积体系是一个碎屑楔形体（磨拉石），这是在Taconic压实和抬升运动的末期形成的（Yeakel，1962）。从东南到西北，碎屑楔形体的厚度逐渐减小，颗粒体积和砂岩层/泥岩层比也逐渐减小（Yeakel，1962；Knight，1969）。沿着碎屑楔形体，从近源东部的河流、海湾和内陆海相陆棚到远源西部的开阔海陆棚和潮汐控制的

11、海岸线，沉积环境有很大的变化（Cotter，1982；Brett等人，1990；Castle，1998）。在它们的西部和西北部范围内，下志留统砂岩尖灭到外滨的海相泥岩、页岩和碳酸盐岩中(Knight,1969; Brett等人，1990；Castle，1998）。在宾夕法尼亚州中部和西弗吉尼亚州沉积区北部，碎屑岩楔形体的有效厚度范围是500-600ft（172-173m），在俄亥俄州南部和中部、纽约南部和安大略省南部地区，碎屑岩楔形体的有效厚度是100ft或100ft以下。Hettinger（2001）和Rvder（已付印）刊物，在区域性交叉剖面中解释了Clinton/Grimsby/Whir

12、lpool/Tuscarora砂岩层的岩石骨架、沉积背景和地层层序，还解释了其相邻的地层（图3，4）。Hettinger（2001）和Rvder（2000，已付印）参考了这一解释，其目的在于下志留统层序地层学的更多细节；Brett等人（1990）和Cattle（1998）也提及了这一解释，其目的在于解释偏离这些模型的偏差。下志留统地区油气藏的大绝大部分沿着向东南下倾的平缓的单斜层分布，并且分布在阿巴拉契亚山脉山前地带和盆地的西北侧面。阿勒格尼构造缝是由阿勒格尼压实活动造成的，它标志着下志留统地区油气藏的东部界线（图1，3）。构造缝西部的成因上相互关联的敏感性构造，诸如Chestnut Ridg

13、e 和Deer Park 背斜（图1），局部是Tuscarora砂岩气田的圈闭。在下志留统地区油气藏的下部是三组基底复杂的构造。第一群组由正断层和与Rome凹槽有关的断块组成，一个沿着宾夕法尼亚州西部、西弗吉尼亚州的中部和肯塔基州东部分布的北东向的中寒武统地堑，还包含了元古代的基岩（图1）。Rome凹槽的西北边界决定了一个地质构造的枢纽带，这一枢纽带控制了Clinton/Medina 和Tuscarora砂岩储集层的沉积（图1，3）。沿着Rome凹槽的东南边界，基岩断块位于宽广的背斜构造之下，比如Warfield背斜（图1）。基岩复杂构造的第二群组是南西向的狭窄断层带，沿着盆地走向延伸50-1

14、00英尺（80-160km）。它们切传Rome凹槽和敏感性构造，并展现出程度不同的倾向滑动和走向滑动。正交于走向的构造包括Cambridge-Burning Springs（Root，1996）、俄亥俄州东部的断层带、Tyrone-Mount Union和宾夕法尼亚州西部的匹兹堡华盛顿区域断裂线，以及在纽约西部的Clarendon-Linden断层带（图1）。基岩复杂构造的第三群组是局部的断层和断块，比如位于东南部的俄亥俄州的Starr断层带（图1）。磷灰石裂变径迹表观年代法表明，阿巴拉契亚盆地经历了Alleghanian运动后期的冷却和蚀顶，这一运动始于大约250百万年以前。Alleghan

15、ian后期的冷却运动因为三叠系的一次最近发生的简单的热事件而被中断，这次热事件影响了中大西洋，重造了矿物年龄。Roden和Miller（1989）在宾夕法尼亚州的Alleghanian构造缝附近发现了一次等级更小的热事件（晚侏罗纪-早白垩纪），这可能标志着Alleghanian后期冷却运动的二次中断。三叠纪热事件的发生时间很大程度上和原始大西洋地壳扩张以及岩浆作用时间相一致，然而，侏罗纪白垩纪热事件的发生时间看来似乎和金伯利岩侵入作用时间一致，其侵入作用沿着Rome凹槽中的重新活化的基岩复杂断层带。据估计，在Alleghanian后期侵蚀作用期间，远离盆地的上覆岩层厚度，在宾夕法尼亚州地区为2

16、6km，西弗吉尼亚州的中部地区是3km左右（Roden，1991）。图3 下志留统地区油气藏的分布图石油地质学烃类分布、烃类类型、和钻井深度下志留统地区油气藏的Clinton/Medina部分是一个450mi（720km）长、100mi（160km）宽的油气藏，该油气藏位于阿巴拉契亚盆地的西北翼的后面（图1，3）。一般来说，天然气围绕着原油和伴生气的中心带分布。大的、下志留统地区油气藏的天然气充注的东北末端，包括美国未钻探的伊利湖部分（图3）。在面积上，下志留统油气藏的Tuscarora砂岩层部分与Clinton/Medina部分可以相比拟。但相反的是，Tuscarora砂岩部分仅有几个已知有

17、产油能力的散布地区（图1，3）。正如图3中原油所示，Clinton/Medina的特定区域内，包括数量变化的伴生天然气，同样的，天然气特定的区域通常至少含有小数量的原油和凝析油。而且，伴随着大部分Clinton/Medina油气的产出，卤水也产生了。尽管在西北部的宾夕法尼亚州、西部的纽约和南部的安大略省发现了小数量的原油，这些原油还是被占主导优势的天然气相所遮盖。在Clinton/Medina储层中的非伴生天然气最有可能出现在它的东北端和南端，以及最东部的下倾部分。Tuscarora砂岩储层中的所有天然气被认为是非伴生的。McCormc等人（1996）估计，整个1992年，接近76500口生产

18、井钻进了下志留统地区储层。开采Clinton/Medina油藏的钻井深度范围，从俄亥俄州的中部和安大略省南部的1500ft(457m),到俄亥俄州东南部和宾夕法尼亚州西部的6500ft（1981m）。Clinton/Medina油藏的西部界限以及到Tuscarora油藏的过渡带位于深度在7500-8500（2286-2591m）之间、宾夕法尼亚州西部和西弗吉尼亚州西部之间。下志留统地区油气藏东部的Tuscarora砂岩储集层要求更大的钻井深度，在宾夕法尼亚州中部和西南部的地区，深度范围从7500-8500ft（2286-2591m），在西弗吉尼亚州的北部地区，深度范围是7500-11500ft

19、（2286-3503m）。圈闭类型下志留统油气藏的复合常规油气藏部分的西端和北端，形成了大的地层圈闭油气田，它受控于碎屑楔形体的上倾尖灭。尽管很少表现出明显的砂岩尖灭，下志留统地区油气藏中的复合常规油气藏的大多数剩余油气田仍被归类为地层圈闭成因。砂岩尖灭缺失区表现出的微妙的上倾变化，可能是地层圈闭形成的原因。除了少数异常外，Clinton/Medina油藏中集聚的烃柱厚度相当薄，或许平均只有15ft厚。这些薄烃柱表明，圈闭相的封盖能力仅仅比储层相的封盖能力高一点。因此，在下志留统油气藏中，油气沿上倾方向渗漏已经成为一种普遍出现的状况。在Clinton/Medina情况下，主要的过程可能一直持续

20、到天然气从原油中逸散出来，并且在碎屑岩楔形体的区域性尖灭中聚集圈闭起来为止（图3）。下志留统地区油气藏的盆地中心（深盆）油气藏部分，位于复合-常规油气藏部分的东部和下倾段，很明显油气被圈闭聚集在饱水岩中。这种圈闭机理常被称作“水堵”，这种机制需要具有高含水饱和度的中低渗透性的岩石。含水饱和度超过束缚水水平，本质上气水的相对渗透率减小到零。在俄亥俄州，Davis把下志留统油气藏中的盆地中心和复合常规油气藏部分的分界线定在海拔-355ft（-1067m）处，构造等深线紧挨着Clinton砂岩（图3）。等深线-3500-ft（-1067-m）处Clinton的东部砂岩被认为饱和了一个2000-ft（

21、610-m）的气柱，并且没有伴生地层水。该砂岩区包含了Best, East Canton/Magnolia, Claysville, Senecaville和 Adams/Waterford/Watertown油田（图3）。震旦系地层从Sharon Deep, Kantz Corners, Cooperstown和Athens油田沿上倾方向把边界延伸到了宾夕法尼亚西北部的地区（图3）。在那些地区，利用电阻率测井中出现小于80欧姆米的值确定了水堵圈闭的界限，这表明含水饱和度高（图5）。相反的是，下志留统地区油气藏中的盆地中心油气藏部分，含气饱和度高是用大于80欧姆米的值鉴定出来的。图4 下志留统

22、地区及纽约、俄亥俄州、宾夕法尼亚、西弗吉尼亚州部分地区的相邻地层的地层格架和沉积层序Law和Dickinson（1985)，还有Spencer曾经为落基山的盆地中心油气藏建立了一些模型，通过对这些模型进行模拟，我们发现含水饱和度高的区带是由大量的可流动孔隙水组成的。在气体大规模生成的过程中，这些孔隙水在盆地深部排出。而且，气体生成时的超压在落基山模型中是一个关键因素，因为超压是可流动孔隙水沿上倾方向排出的关键因素，同时，超压对于盆地中心钻屑天然气和束缚水的保存具有决定性作用。在下志留统地区油气藏的演化过程中，超压可能扮演了类似的角色。在Tuscarora砂层中，除了少数的背斜圈闭和背斜/孔隙性

23、变化的复合圈闭以外，下志留统地区油气藏中缺失了构造圈闭。背斜圈闭的实例有，在宾夕法尼亚州的中部的Devils Elbow油气田 ， 在宾夕法尼亚州的西南部的Heyn 油田，以及在西弗吉尼亚州的北部的Leadmine油田（图3）。在西弗吉尼亚州中部的印度Creek油田，是一个复合圈闭油田。因为沿着Warfield背斜的下倾鼻状构造有孔隙度的变化，天然气被圈闭聚集起来形成了该油气田（图1，3）。在俄亥俄州的东北部，下志留统地区油气藏的复合常规油气藏部分，少数的隐蔽背斜鼻状构造、断鼻构造和构造阶地在局部上控制了圈闭，并且增加了油井产能：如Lenox 油田 (Munsart，1995); Ravenn

24、a 和 Best 油田 (Wilson，1988); Hinckley-Granger油田(McCormac等人，1975); Chester/Kirtland 油田(Zagorski，1999)（图3）。在Chester/Kirtland 油田里，最好的生产井位于穿越一个隐蔽的背斜鼻状构造的河道砂岩中。气体和液体的离析下志留统油气藏中的复合常规油气藏中，只有很少的油田具有清晰可辨的油-水界面或气-水界面。在下志留统地区油气藏的西部和北部末端，可能有几个油田例外，比如，Zagorski在1999年报道，在俄亥俄州南部的阿拉伯气田（图3）存在一个清晰可见的气-水界面；在安大略省南部的诺福克气田，

25、MavDougall在1973年找到了一个很长的气-水过渡带。通过对这些油田进行模拟，在Homer 和Lancaster/Sugar Grove油田可能存在气-水界面（图3）。Lockett经常引用Clinton/Medina油气藏，他说气体出现在砂岩储集层的高部位，储集层在这个部位连续性相当好。大量的石油集聚在储集层的较低部位。他并没有提到油-水界面或气-水界面。Lockett的观察结果似乎适用于Ravenna 气田和Mantua/Shalersville气田，在这些气田里，石油和最厚的、构造最低的砂岩储集层有关系；高产气田和构造高部位有关系。在Lenox油气田，石油出现在比天然气更高的构造

26、层位，水出现在储集层的最低构造部位。在下志留统地区油气藏的盆地中心油气藏部分，油、气、水分离差这一现象很有名。比如，在Best气田和East Canton/Magnolia油田，相对于天然气来说，油一般最可能出现在构造低部位，但是气-油界面并没有被描述出来。然而，在East Canton/Magnolia油田（图3），水通常最容易在油田的最高构造部位产出。在Northeast Salem气田，正如Lenox气田中所记录的，局部的石油与天然气的离析表明，储集层中的古构造和明显的储层非均质性形成了特殊的环境。不同于上倾的、决定圈闭水堵模式的气-水过渡带，Athens气田、 Cooperstown气

27、田、 Kantz Corners气田和Sharon Deep气田（图3），并没有显示出气和水的离析。Tuscarora砂岩油气藏中，唯一一个确定已知的气-水界面的油田是Indian Creek油田。储集层特性砂岩组分典型的Clinton/Medina砂岩储集层是石英砂岩、压岩屑砂岩和亚长石砂岩的混合物。在储集层中，石英砂岩和亚岩屑砂岩是最长见的岩石类型。单晶石英要远远超过多晶石英+燧石；钾长石（微斜长石和正长石）远远超过斜长石；变质岩和沉积岩的岩屑成分有很大的差异。二氧化硅胶结物、方解石胶结物和粘土成分是常见的非骨架组分。物源区由下古生代沉积岩、低级的变质岩和前寒武纪的片麻岩组成，砂岩储集层的

28、这种组成与物源区相一致。而且，根据Laughrey记录，在宾夕法尼亚州的西北部地区，碎屑长石中出现了整体倒转，这表明在物源区发生了一次前寒武纪岩石的缓慢蚀顶运动。Smiraldo说，从俄亥俄州的东北部到东-中部，碎屑长石的数量减少，这可能是较大的搬运作用和再沉积改造作用的结果。因为埋藏成岩作用，整个Clinton/Medina砂岩储集层都发生了一定程度的变化。常见的成岩作用类型有压实作用、碎屑颗粒的局部压溶作用、钙质胶结作用、共轴石英自生加大的硅质胶结作用、碎屑长石颗粒的溶解作用、内源长石增生和钙质胶结物的溶解作用。在盆地中心油气藏中，因为埋深更深，成岩作用发生时间更早。Tuscarora砂岩

29、储集层包括石英砂岩、压岩屑砂岩和岩屑砂岩。硅质胶结作用和压溶作用的特征很常见。在薄片观察的基础上，Murphy指出，通过压溶作用从石英颗粒中分离出来的二氧化硅足以造成Tuscarora砂岩中硅质胶结物的广泛分布。最初，Tuscarora砂岩可能具有和Clinton/Medina砂岩相同的长石组分，但是在深部埋藏成岩作用过程中，长石组分分离出来。孔隙度和渗透率根据选定的Clinton/Medina的25个油田，储层平均孔隙度的范围从大约3%到15%，储层平均渗透率的范围从0.1md到70md。下志留统地区油气藏的复合-常规油气藏部分的特征是，储层平均渗透率大于0.1md，储层平均孔隙度等于5-1

30、5%；然而，盆地中心油气藏部分的特征是，储层平均渗透率0.1md，储层平均孔隙度等于3-10%。这些孔隙度值与Boswell等人做的Clinton/Grimsby孔隙度图是一致的，在这幅图中，下志留统地区油气藏的复合-常规油气藏部分是具有较高的孔隙度值（6-8%）的狭窄区带，下志留统油气藏的盆地-中心油气藏部分是具有较低的孔隙度值（1.0md）的透镜体区带，具有下志留统地区油气藏的复合-常规油气藏的特性，该区带和渗透率较低(0.3md)的区带舌状交错几十米直至下志留统地区油气藏中的盆地中心油气藏部分。在Devils Elbow油田和相邻的油区内，Tuscarora 砂岩储集层的平均孔隙度值的范

31、围是0.5-1%；在Heyn和Indian Creek油田，平均孔隙度范围是7.5-10%。Tuscarora砂岩少数的已知平均渗透率值下限是Devils Elbow油田的小于0.1md，上限是Indian Creek油田的174md。因为硅质胶结和钙质胶结作用，在深埋成岩作用期间，Clinton/Medina 砂岩和Tuscarora砂岩的原始粒间孔隙度极大的降低。以石英次生加大边形式为主的硅质胶结物，在大多数储层中占主导地位。然而，有许多储层，特别是碎屑楔形体的远源部分，方解石是主要的胶结物。而且，在一些地区，方解石胶结物在Whirlpool 砂岩和 Medina砂岩中比在Clinton/

32、Grimsby 砂岩中更常见。最常见的孔隙类型是次生粒间孔隙、层间孔隙和铸模孔隙，这些是长石颗粒或方解石胶结物的溶解作用形成的。在局部出现的原生粒间孔隙是不完善的硅质胶结作用的结果。天然裂缝在大部分Clinton/Medina 和 Tuscarora砂岩油田，文献中记载和提及了天然裂缝。最常见的是，裂缝几乎近于垂直，并且或者开启，或者被全自形的石英晶体、方解石、赤铁矿、硬石膏和石膏等不完全充填。在俄亥俄州的东部和宾夕法尼亚西北部地区，利用定向岩心和声波-扫描测井记录鉴别出Clinton砂岩层中的东北和东南走向的裂缝组合，东北走向的裂缝组合占优势。据推测，走向相同的裂缝在下志留统地区油气藏中广泛分布。西北东南向的裂缝可能是Alleghanian造山运动期间水平方向的挤压应力造成的，然而，东北西南向的裂缝可能是同时期水平方向的挤压应力造成的。 图5 穿越宾夕法尼亚州Venango镇Cooperstown油田的横剖面电阻率测井曲线变化对于天然裂缝在改善Clinton/Medina储层性能中的作用，仍存在一定争议。大多数石油勘探地质学家肯定，在Clinto