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塔河地区西南部の古生界砕屑岩油ガス集積評価法

(成都理工大学エネルギー学院 副院長/共著者:趙冠軍 葉斌 鄧虎成 李秀華 黄婷婷) 2009年10月20日

周文

周文(Zhou Wen):成都理工大学エネルギー学院副院長、
油ガス田地質・開発工学国家重点試験室学術委員会委員

 1962年9月生まれ。2006年6月、成都理工大学油ガス田開発工学科卒業、工学博士。

過去10数年間に150件余りの研究プロジェクトを手掛けた。主として油ガス集積系及び動力学の研究、油ガス(エネルギー)資源の評価及び戦略研究、油ガス田開発地質研究、油ガス田開発工学(ソフト工学を含む)の研究に従事。100編余りの論文を発表し、EI等に60編余りが収録される。「割れ目性油ガス貯留層評価方法」、「油ガスプールの現在の地盤応力評価方法及び応用」等の国内外に大きな影響を及ぼす5冊の学術専門書を出版。国内の複雑な油ガスプールの開発地質研究、特に割れ目性貯留層研究、油ガスプールの現在の地盤応力場研究等の分野で造詣が深く、国内外の石油探査開発学術分野で大きな影響力を持つ。サウジアラビアのサウジアラコム、石油大学等を5回訪れ、研究と講義を行った。中国エネルギー学会理事、四川省石油協会理事、四川省地質協会会員、中国国家科学技術成果賞選考委員、中国国土資源部、四川省、重慶市の各科学技術成果賞選考専門家、四川省安全生産局専門家を兼任している。

要旨

塔河地区西南部のデボン系東河砂岩部層(D3d)の古構造の特徴、炭化水素源岩と油源の対比、石油移動の痕跡、トラップのタイプ及び条件、移動経路、集積の特徴に対する分析を通じ、次のことがわかった。研究区ではバリスカン前期及びそれ以降に主として2度の大きな構造運動が起き、異なる構造パターンが作り上げられ、これを基礎に、2度の主要な「油ガス充填注入」があった。第1期の主要な充填注入はバリスカン前期にあり、塔河北部の「古石油プール」が形成された。第2期は主にオルドビス系中-上部統の炭化水素源岩で発生し、ヒマラヤ中・後期に「油源断層」と「疎通誘導層」に沿って、ヒマラヤ期に形成された構造トラップ、構造-層位組合せトラップ等の油ガスの集積に有利な場所に大量に充填注入された。ヒマラヤ前期以前、石油の主な移動方向は北部であったが、ヒマラヤ期に構造の逆転により、油ガスの移動が南部と東南部に向かうようになった。ヒマラヤ中・後期は研究区の集積のカギとなる時期である。我々は前期石油生成、「油源断層」及び後期構造制御、後期集積というモデルを打ち出した。現在、研究区の南部は油ガス集積の有利な区域となっており、今後の探査のための拠り所を与えるものである。

前書き

 研究作業区は塔河油田の西南部に位置し、塔河油田は新疆ウイグル自治区クチャ県と輪台県にある。構造位置はタリム盆地沙雅隆起中部のAkekuleアーチ西南部(図1)[2]である。ボーリングを行った結果、研究区の地層は上から下へ第三系~オルドビス系となっており、そのうち古生界砕屑岩地層(S、D、C)はいずれもダウンラップの堆積形態でオルドビス系地層の上に重なっている(図2)。

 近年、塔河油田の探査区域が周辺に広がるのに伴い、油田西南部の巴楚組第1部層(C1b1)、東河塘組(D3d)、Kalashayi組(S1k)ではいずれも良好な油ガス徴が見つかり、商業ベースの油ガスが得られた。これらの層準は既に塔河油田の重要な油ガス探査目標となっている。先人はAkekuleアーチの油ガス移動及び集積のモデルについて研究[3]、[4]、[5]、[6]、[7]、[8]、[9]を行ったが、それらは主に研究区のオルドビス系炭酸塩岩と三畳系砂岩の石油プールを対象としたものであり、デボン系砂岩石油プールの集積に関する研究は比較的少ない。塔河西南部の古生界地層は岩質の変化が大きく、その貯留層の発達状況とトラップの特徴はまだ明らかになっておらず、油ガス集積期の位置付けについてはなお一定の論争がある。東河塘組の油ガス移動痕跡に関する研究はほとんど手が付けられておらず、その一部の研究も主に油ガスの物理的性質や地球化学的特徴[9]を論じることに集中し、原油の窒素含有化合物[14]等の側面からマクロ的な分析を行っただけである。このため、作業区での集積条件の分析と石油プールのタイプ等の研究を強化し、正確な油ガス集積モデルを確立することは、目的層の次の段階の探査に直接関わるものであり、重要な意義を持つ。

図1 塔河油田の位置及び主要ブロック区分[2]

図1 塔河油田の位置及び主要ブロック区分[2]

1. 地質の基本的特徴

1.1 構造的特徴の概況

 研究区のAkekuleアーチでは複数の構造運動[8]が起きた。盆地の進化と発展を背景に、Akekuleアーチは震旦(シニアン)-オルドビス世前期にひな型が形成され、カレドニア中期の造山運動によって隆起の形態が一段と顕著になり、北へ上昇し、南へ傾斜沈入する鼻状アーチが形成された。バリスカン前期に隆起した大部分の地域は長期の上昇・露出・風化・削剥過程でシルル-デボン系及びオルドビス系中・上部統の地層がほとんど消失し、その一部が残るだけであり、オルドビス系下部統も程度の差こそあれ削剥作用を受けた。バリスカン後期には上昇・露出・削剥が更に進み、一連の褶曲・断裂系が形成され、Akekuleアーチの北高南低の構造形態が基本的に出来上がった。こうした形態はインドシナ-燕山期までずっと続き、その地質系統は依然として北が薄く南が厚いという特徴を持つ。ヒマラヤ期に、Akekuleアーチは強烈なヒマラヤ衝突作用によって水平的な圧縮応力を受け、地域の堆積心が北へ移り、盆地のタイプに転化が生じた。その結果、中生界及びその上位の地層は北低南高の構造形態となったのである。

 現在、東河塘組の頂部は構造形態が複雑である。全体としては西部が低く、東部と南部に向かって高さが増すという様相を呈している。頂面は小さく分散した沢山の構造が発達しており、その多くは小さな局所的カルミネーションである。

図2 塔河西南部地層の総合柱状断面図

図2 塔河西南部地層の総合柱状断面図

1.2 貯留層の特徴分析

 デボン系上部統の東河塘組(D3d)は主に研究区西部に分布し、西から東に向かってシルル系とオルドビス系の地層の上に不整合に重なり合い、厚さの変化が大きく、9m(T749)~101.5m(T740)となっている。全体として西が厚く東が薄く、北が厚く南が薄い傾向を示している。東河塘組は砂岩の分布範囲が広く、主として北東-南西の2つの縞状分布を呈しており、その砂体は厚く且つ連続し、対比性に優れている。平面から見ると、東河塘組の下部は一般的に8m~20mの砂質泥岩の地層が発達している。東河塘組の主要部分は後退型海浜堆積に属し、一部では内湾及び干潟堆積が発達し、北部のT728、S99、T738削井区ではデルタ堆積[15]も発達している。

 マクロ的に見ると、東河の砂岩層は岩屑石英砂岩を主とし、その次が石英砂岩及び岩屑砂岩であり、一部の井戸(T728、T739)では少量の細粒礫岩も含まれている。砂岩の粒度は細粒を主とし、中~粗粒がこれに次ぎ、その色は薄い灰色が多い。砕屑粒子は分級度がよく、円磨度は円~亜稜角を主とし、膠結の主なタイプは粒子が支える孔隙型である。この層の砂岩は全体として未固結・多孔を主とし、緻密な塊状層がこれに次ぎ、平行層理、板状斜層理、低角交差層理が発達している。

 東河塘組砂岩貯留層の孔隙率の主な分布範囲は6~20%で、平均値は11.25%となる。浸透率の主な分布範囲は0.1~100×10-3μm2で、平均値は23.99×10-3μm2となる。物性は相対的に良く、砂体の発達条件に恵まれ、且つトラップが存在する場所では、油ガス集積・貯留の可能性がある。

1.3 炭化水素源岩の特徴分析

 先人の資料を整理・分析[3、6、9]した結果、S-D貯留層が三畳-ジュラ系炭化水素源岩に由来する可能性はほとんどないと考えられる。ペルム系下部統の多くが消失し、又は火山岩が中心で、堆積岩の分布が非常に少なく、石油生成能力については無視してよい。作業区と隣接区の石炭系沙10、沙30、沙59、満参1の井戸4本の有効炭化水素源岩資料の分析(表1)から、研究区内の石炭系炭化水素源岩の石油生成条件も良くないことがわかる。

表1 沙10、沙30、沙59、満参1井の石炭系炭化水素源岩パラメータ統計表(顧憶氏らの資料整理に基づく、2003)
井戸番号 層準 岩質 厚さm 試料 有機炭素含有量% 石油生成ポテンシャル量mg/g
沙10 C1kl1 優黒質泥岩 85 3 0.13~0.27 0.07~0.16
沙10 C1b1 石灰岩 14.5 1 0.16 0.04
砂30 C1kl2-3 優黒質泥岩 117.5 4 0.16~0.53(0.33) 0.14~0.24(0.19)
沙59 C1kl 優黒質泥岩 29.5 2 0.28 /
満参1 小海子 優黒質泥岩 10 / 0.30 0.197
満参1 小海子 石灰岩 69 / 0.09 0.035
満参1 C1kl2 優黒質泥岩 47.5 / 0.17-19.97(3.939) 0.02-26.16(5.839)
満参1 C1kl2 石灰岩 38.5 / 0.04-7.3(0.675) 0.196
満参1 C1kl1 ライトグレー泥岩 2 / 0.067 0.05
満参1 C1b1 優黒質泥岩+石灰岩 45.5 / 0.02-1.88(0.28) 0-4.64(0.421)
備考:0.16-0.53(0.33)は最小値-最大値(平均値)を示す。

 先人は各層準にある原油の飽和炭化水素、芳香族炭化水素同位体及びビチューメン同位体を分析し、軽質成分-原油軽炭化水素フィンガープリントを分析した結果、研究区のオルドビス系、石炭系、デボン系の油はいずれも同源性を備えており、3つの層準の原油は主に下位のカンブリア系-オルドビス系の炭化水素源岩層から来るものだとの考えを示した(顧憶氏ら[6]、2000/王伝剛

1.4 帽岩の特徴分析

 石炭系巴楚組第2部層(C1b2)は層厚の相対分布が安定した褐紅色又は「ラテライト」色の泥岩が主に発達している。その厚さは30m~90mで、西と北に向かって厚さが増し、東河塘組の直接的な帽岩とすることができる。巴楚組第3部層(C1b3)は主に石灰岩と岩塩の地層で、厚さの変化が大きいものの、石灰岩の岩質が緻密で、分布も安定し、全体に広く分布している。この地層は研究区の一部地域で岩塩地層が発達しており、地下の岩塩は塑性岩石層に属し、「地質流体」

2. 古構造の特徴

 示準層-層厚分析法を採用して研究作業区の古構造を研究した。削井断面、地震断面に対する分析研究を通じ、不整合面の分布と相応の構造期に基づき、堆積環境を考慮する条件の下で、次の4つの主要示準層を選定した。1)ヒマラヤ前期の示準層は古第三系Jidike組の底部に近い比較的安定した泥岩地層を選び、T22境界面から約50ms前後離れている。2)インドシナ期の示準層はジュラ系Yangxia組の底部に近い泥岩地層を選び、T46反射境界面から約50ms離れた強反射境界面である。3)バリスカン後(末)期の示準層は三畳系Ketuer組下部の比較的安定した泥岩地層を選び、T50境界面から約60ms前後離れている。4)バリスカン前期の示準層はバイモーダル石灰岩を選んだ。これを基礎に三次元地層資料を利用し、示準層押しつぶし方法を通じ、目的層と示準層の間の古埋没深度を確定して、古構造等値線図を描いた。

 東河塘砂岩部層は作業区東部で消失しているが、バリスカン前期の造山運動の後、その古構造の特徴は西北が低く、東南が高く、北東に走り、北西に傾く緩やかな単斜構造として示される。そこには面積が小さく、構造幅が狭い多くの局所的カルミネーションと鼻状構造が発達しており、古構造の最も高い部分は研究区南部のTP3井東南に位置する。作業区中・南部では緩やかな単斜構造を背景に、面積約1~2km2、幅約20m前後の多くの局所的な古構造が発達している。

図3 バリスカン後期の東河砂岩頂部境界古構造図

図3 バリスカン後期の東河砂岩頂部境界古構造図

 バリスカン後期の構造運動は、作業区東河砂岩(D3d)頂部境界の古構造の特徴を変え(図3)、これにより、古構造の全体の特徴がそれまでの南高北低から南低北高に変わった。この時期、研究区中・南部の構造は単純であり、主には南傾の単斜として示される。一方、北部の構造は複雑であり、多くの凹凸が入り交じる構造形態となっている。作業区西北端と中部のT739、T757井の近くでは軸が北東に向かい、面積が約50、10、2.5km2で、構造幅が100m前後に達する古構造がそれぞれ発達している。また、S55井以北、H2井東北では軸が北東に向かい、面積約2km2、幅約30m前後の古構造が、TP3井の西側では面積約2km2、幅約100mのドーム状の古構造が発達している。この他、T738-T758井の一帯では軸方向が南北に近く、南に傾動する鼻状構造が発達している。

 インドシナ期の東河砂岩の古構造形態には大きな変化が見られず、バリスカン後期の特徴を受け継いでいる。ヒマラヤ前期はその前の時期の古構造の特徴が継続し、即ち作業区の南部が最も低く、西北端とT728井の一帯が最も高い。

図4 ヒマラヤ後期の東河砂岩頂部境界古構造図

図4 ヒマラヤ後期の東河砂岩頂部境界古構造図

 ヒマラヤ後期の造山運動は作業区のもう1つの強烈な運動であり、前期東河砂岩頂部境界の構造的特徴を変え(図4)、それまでの南が低く北が高い構造を西北が低く東南が高い構造形態に変えた。この時、作業区の西部と北部では2つの凹地が発達し、2つの凹地の間には北西方向の低い鼻状隆起が発達している。T754-T728-T740-S109-TP1井一帯では幅の狭い鼻状隆起が発達し、この鼻状隆起を背景に、TP1井、S30、T740等では面積1~3km2、幅20m前後の5つの局所的カルミネーションが発達した。作業区の東南部では面積が比較的大きい2つの古構造が発達している。

 上記の結果が示しているように、研究区で各時期に発生した構造運動は活動の強さと形態がそれぞれ異なり、古構造の様相を次々と変えていった。これは作業区における各時期の古生界砕屑岩地層の油ガス移動、集積、貯留に影響を与えるものである。

3. 油ガス集積のメカニズム研究

3.1 石油移動痕跡の研究

 ミクロ面からより確実な拠り所を手に入れ、油ガスの移動痕跡を明らかにするため、該研究区の実情を直視し、コア含油性観察と含油薄片研究を踏まえ、顕微薄片赤外スペクトルによる石油基成分測定技術を初めて採用し、薄片中の各油質成分を確定し、対比分析を行い、これによって石油の移動経路をつかんだ。

3.1.1 コア及び薄片分析

 該研究区の井戸17本のコア含油性観察によれば、東河塘組のコアは主に葉片状、縞状、割れ目状という3種類の石油痕跡が見られる。北部井地区の井戸では主に重油痕跡とビチューメン痕跡があり、研究区の南に向かうと、重油とビチューメンの痕跡が徐々に減少し、軽質油の痕跡が増加し、重油と軽質油の混合現象が見られる。

図5 含油薄片のマイクロ写真

図5 含油薄片のマイクロ写真

 624片余りの含油薄片資料の観察結果によれば、古生界砕屑岩貯留層の石油産出状態には以下の3種類がある。

  1. 孔隙中の石油全充填状態:貯留層内のほとんどの粒間孔隙は原油によって充填されている。粒間孔隙内における油は満たされた状態であり、吸着水が孔隙の「縁辺」に分布している。例えば、研究区の西南部に位置するS112井(図5-a)では、シルル系(S1k)砂岩貯留層の孔隙中に粘性重油、ビチューメンが全充填されている。
  2. 孔隙中の油が水を包む状態:貯留層内の大部分の粒間孔隙は担体コロイド又は「鋳体」によって充填されている(表示の意味は水が占める部分)。孔隙の縁辺にはビチューメンがあり、小孔又は孔隙の湾曲が大きい部位には油(一般には重油)が残留している(図5-b)。これは後期に水が油を追い払う過程があり、油の多くが排除され、少量の油が残留したことを物語る。
    図6 研究区の一部試料の含油薄片写真(赤い囲み部分は顕微赤外サンプリング)

    図6 研究区の一部試料の含油薄片写真(赤い囲み部分は顕微赤外サンプリング)

  3. パッチ状、スポット状を呈した油の産出:後期に水に追い払われた後、残留した油又は移動・滞留した油を分析すると、主にはシュロ色の軽質油(図5-c)であった。薄片の石油痕跡資料から、石油には少なくとも2期の「充填注入」過程があり、前期が重油(酸化作用を経る)の「充填注入」、後期が軽質油の「充填注入」であるとの結論を得ることができる。

3.1.2 顕微赤外スペクトル成分分析

 ミクロの視点から石油の移動過程をより正確に論証するため、顕微赤外スペクトル成分分析技術を用い、東河塘組の石油移動方向について判断を行った。

 赤外吸収スペクトルは赤外電磁放射に対する物質の選択性吸収という特性を利用し、構造分析、定性・定量分析を行う手法である。赤外吸収スペクトルの吸収ピークを分析すれば、赤外スペクトログラムにおける分子の位置、強さ及び形状から推断し[9、10]、分子が含む官能基及びその分子構造を確定することができる。また、特性吸収バンドの強さは、分子構造及び周辺環境と関係する他、光路の中に含まれる分子数の多さ(即ち物質の濃度)とも関係があり、光路の中の分子数が増えれば、その特性吸収バンドの強さも増すのである。つまり特性吸収バンドの強さは分子数(物質の濃度)の関数であり、このため、その強度を測定すれば、含まれる分子数の多さを計算することができる。

 上記の方法を採用すれば、含油薄片中の各種石油痕跡について赤外サンプリング(図6)を行い、主要な基の量を計算し、その差異を対比し、同源性を分析することができる。今回の研究では東河塘組砂岩部層(D3d)の含油薄片17点の各種痕跡について測定を行い、測点スペクトル系列図を作成し、スペクトル系列の対比により、基の吸収ピークを確定した後、ランベルト-ベールの法則を用い、各基の相対含有量を計算した。分析を通じ、-OH、N-H、-CH2(CH3)、C-C、Arの5つの官能基を最終的に選び、レーダーマップを作り、各試料の油質の違いを分析した(図7)。

 実験結果から以下の認識を得ることができる。(1)各種油類の官能基がいずれも基本的に存在しており、軽質油、重油、ビチューメンの油源が同じであることを示す。(2)重油+ビチューメン+軽質油と重油+軽質油の2種類の試料は図形の形状がよく似ているが、軽質油及び重油+ビチューメンの2種類の試料の図形とは一定の違いがあり、これは重油又はビチューメンと軽質油が期の異なる産物であることを物語る。研究区中部では2種類の油が混合している。(3)北部S99井と研究区南部TP1井の軽質油は試料に大きな違いがなく、両者が同源であることを物語る。このため、後期に生成した軽質油は構造が逆転した後、北から南へ移動することができる。

図7 顕微赤外吸収スペクトルで測定した石油官能基モール含有量分布レーダーマップ

図7 顕微赤外吸収スペクトルで測定した石油官能基モール含有量分布レーダーマップ

 上記の結果は、研究区の地層における各種油が同源であることを物語る。北部の軽質油は構造が逆転した後、南部に向かい、D3d疎通誘導層に沿って移動し、その経路に適合するトラップがあれば、集積・貯留が可能となる。

3.2 油ガスの移動経路

3.2.1 疎通誘導層の分布

 該研究区で広域的移動の疎通誘導層となるのは主にD3d部層に連続分布する砂岩体であり、東河砂岩中・上部の比較的良い貯留層が古生界油ガスの移動経路となる。

 石炭系巴楚組巴1砂・礫岩部層(C1b1)は砂体分布の不連続性により、局所的な疎通誘導の役割を果たすだけである。シルル系Kalashayi組(S1k)砂岩は一般に分布範囲が狭く、たとえ分布が比較的広かったとしても、砂岩が緻密で、前期の充填にビチューメン等があるため、後期の油ガス移動に不利な影響がもたらされ、やはり広域的な疎通誘導層とはならない。

3.2.2 不整合面の移動作用

 研究区の目的層には3つの不整合面があり、油ガス移動の経路としてのその意味は同じものではない。

  1. オルドビス系頂面(S1k底面)の広域不整合面。オルドビス世後期Sangtamu組(O3s)の泥岩を主とするエリアにある。それは主に上位のシルル系Kalashayi組(S1k)泥岩と接触しており、一般には油ガスの「疎通誘導」の意味を持たない。研究区北東部において、この不整合の下位がO1-2の石灰岩地層である時は、上部(又は頂部)に存在する風化殻により、移動経路の役割を果たすことができ、下位まで来た油ガスは上部を覆う巴1砂礫岩部層又は東河塘組砂岩部層に直接入り、トラップにぶつかれば集積が可能となる。
  2. シルル系(S1k)頂面、即ち東河塘組砂岩部層底面の広域不整合面。その疎通誘導作用は東河塘組砂岩の地層を通るケースとほぼ同じである。
  3. 東河塘組砂岩部層頂面(即ちC1b1底面)の広域不整合面。上部を覆う地層が巴1部層(C1b1)泥岩である時、その疎通誘導作用も東河塘組地層を通るケースとほぼ同じである。一方、巴1部層(C1b1)砂岩である場合、両者は一体化した移動経路となり、また、その下位のオルドビス系風化殻地層と接触している時は、1つの疎通誘導系を構成することが可能である。

3.2.3 「油源断層」分析

 作業区内の断層は主にカレドニア運動の中・後期に形成され、バリスカン運動前期の変動を経て、バリスカン運動後期にその最終的な構造が定まった。断裂で切られた層準は一般に比較的深く、下位の地層はオルドビス系中・下部統まで切られ、さらにはカンブリア系の炭化水素源岩層まで伸びている。上位は三畳系の地層を超えていない。断面は一般に比較的険しい。バリスカン後期及びそれ以降の時期はカンブリア-オルドビス系の主要炭化水素源岩の大規模な二次生成期である。下位のオルドビス系地層と上位のシルル系-石炭系地層が断層で切り離された時は、下部の石油が上部に移動する重要な経路となり、こうした断層は「油源断層」と呼ばれる。

図8 塔河西南部⑨号「油源断層」の三次元地震断面説明

図8 塔河西南部⑨号「油源断層」の三次元地震断面説明

 三次元地震資料及び作業区付近の二次元地震資料の説明から、研究区内の極めて近い個所に9本の断層が存在していることがわかる。これらの断層は相対的に低い位置にあり、断層で切り離された層準等の特徴を分析した結果、いずれも「油源断層」と見なすことができる。例えば、⑨号断層は作業区内の南部に位置し、S112井に近接している。三次元断面上に1本の逆断層(図8)が見られ、見掛けの変位は60m前後で、S-O地層が切断されている。シルル系層厚図から明らかなように、走向はSN方向で、S112井の薄片の下には赤い片状石英砂岩のテクトナイト(図9)が見られ、これは断層の確かな存在を物語るものだ。

 分析(図10)結果:①②号断層は主に東河塘組トラップの「油源断層」である。④⑨号は主にシルル系(S1k)及び巴楚組1部層(C1b1)トラップの「油源断層」である。⑧号断層は東河塘組地層の尖滅線上に位置し、D3d、S1k、C1b1トラップの「油源断層」としてよい。③⑥⑦断層は研究区から非常に離れている可能性があり、これはHalahatang地区トラップの「油源断層」である。

3.2.4 割れ目の疎通誘導作用

 研究区の古生界砕屑岩地層には少数の鉛直割れ目が見られる。この種の不連続面には油徴が見られ、油ガスがその面に沿って流動していることは明らかだ。国内の各大盆地の稼働井におけるコア観察結果からわかるように、この割れ目は最長で10m前後[1]となる。従って、この割れ目だけに頼り、シルル系、デボン系等の厚さが100m以上に達する地層を通じさせようとしても、それはかなり難しく、疎通面で局所的な役割を果たすにすぎない。

 上記の分析から、断層と「疎通誘導層」、不整合面は研究区の石油移動の主要経路であり、シルル系、デボン系及び石炭系下部の石油プールのカギとなる要因の1つだと考える。

図9 S112井-5311.09-5312.06m S1k:赤色の片状石英砂岩:構造応力による片状構造の誕生

図9 S112井-5311.09-5312.06m S1k:赤色の片状石英砂岩:構造応力による片状構造の誕生

3.4 封塞面及びトラップのタイプ

 油ガスのトラップ封塞面に対する現在の区分[1]によると、研究区の主な封塞面タイプは次の通り。(1)構造封塞面で、主には変形岩質境界面(TC)となる。(2)不整合面の封塞面(U)で、これは湾曲した不整合面を指す。(3)地層封塞面で、主には地層(岩石層)尖滅線(CJ)となる。(4)岩質境界面の封塞面で、主には岩質尖滅(CH)となる。他のタイプの封塞面は発見されていない。

 これまでに発見された局所トラップを元に、封塞面のタイプに基づき区分したトラップのタイプは以下の通り。

図10 塔河油田西南部の油源断層分布・移動経路分析図

図10 塔河油田西南部の油源断層分布・移動経路分析図

1) 単一封塞面構造トラップ(背斜構造トラップ)(図11-A)

 主には東河塘(D3d)地層に分布し、貯留層は東河砂岩地層であり、帽岩は巴楚組の1部層又は2部層(C1b1-2)泥岩となる。主には東河塘組(D3d)の頂部が湾曲した不整合面の封塞面(U)によって形成された。

図11 研究区の主なトラップタイプ概要図

図11 研究区の主なトラップタイプ概要図

 例えば、S55-T740井トラップは東河塘組砂岩層に形成された幅の狭い完全な背斜トラップである。背斜の形態が不規則で、東西の2つの部分に分かれ、その中間が細長い帯状の「鞍部」とつながっている。西部の構造には2つのカルミネーションが存在しており、西の閉じたカルミネーションの方が高く(70m)、東の方が低い(40m前後)。分析によれば、そこは底水石油プールであり、T740井の東河塘組(D3d部層)で試験を行った時、7.33m3/dの石油を産出した。

2) 二重封塞面構造-層位組合せトラップ

 主には東河塘組(D3d)の頂部が湾曲した不整合面の封塞面(U)と該組の地層尖滅線(CJ)で構成されている(図11-B)。研究区ではTP1-S30-T754とS112西の2つのトラップが発見された。TP1-S30-T754井トラップは幅の狭い完全な二重封塞面背斜構造トラップである。背斜の形態が不規則で、北から南へ長い帯状の逆「Ö」字形を呈し、多くのカルミネーション(9つの局所カルミネーション)がある。北端はD3d地層尖滅線の封塞となる。トラップ内のT727、Tp1井ではD3d部層から石油が得られた。研究区東南部の東河塘組砂岩尖滅線付近に位置するS112西トラップは新しく発見された大型トラップである。

3) 単一封塞面岩質トラップ

 C1b1、S1k地層の砂体分布が不連続なため、一部の地区では岩質トラップ(CH)(図11-C)の形成が可能となる。これまでにC1b1とS1kの石油プールが発見されており、その多くは岩質トラップである。例えば、T707井はC1b1部層のトラップ内に位置しないが、石炭系の砂岩・泥岩互層(5563-5606.19m)でドリルステムテスト(DST)を行った時の石油換算日産量は7.4m3/dとなり、また、これとは別のDST(5592-5606m)では9.6m3/dだった。該井の貯留トラップを分析すると岩質トラップに属していた。S112-2井C1b1部層石油プールのトラップタイプも単一封塞面岩質トラップである。

4. 集積のカギとなる時期及び集積モデル

4.1 集積のカギとなる時期

 炭化水素生成期及びこれに関連した構造運動は石油プール形成のカギとなる(図12)。構造進化の過程から見ると、研究区は2度の大きな構造変動を受けた。1つはバリスカン後期で、構造作用により研究区は北低・南高から北高・南低に変わった。もう1つはヒマラヤ後期で、この時は北高・南低の構造形態が北低・南高に変わった。2度の構造変化、特にヒマラヤ後期の構造変化は現在の石油プール集積を制御する重要な要因である。

図12 塔河油田西南部のS-C集積イベントチャート

図12 塔河油田西南部のS-C集積イベントチャート

 カンブリア系中・下部統の炭化水素源岩には大体3期の炭化水素生成・移動・集積過程があり、即ちカレドニア後期、バリスカン後期及びヒマラヤ期である。オルドビス系中-上部統の炭化水素源岩には大体2期の炭化水素生成過程があり、即ちバリスカン後期とヒマラヤ期である。研究区のシルル、デボン、石炭系の石油プールについて言うなら、その主な油源はカンブリア-オルドビス系の炭化水素源岩であり、カンブリア系下・中部統の源岩で早期に生成された油ガスの大部分は既に破壊され、残ったのは重油又はビチューメンが多い。現在、商業ベースの生産能力としての価値を持つ油ガスは主にカンブリア系及びオルドビス系中・上部統の炭化水素源岩から来ており、バリスカン後期以降に生成した油ガスは、ヒマラヤ中-後期に構造が「逆転」した後、移動が始まり、集積・貯留された。このため、カギとなる時期はヒマラヤ前-後期となる。

4.2 石油プールの集積モデル

 集積条件をまとめ上げ、研究区の集積モデル(図13)を打ち出した。カンブリア系-オルドビス系の炭化水素源岩で生成した軽質原油は、「油源断層」を通って目的層に移動する。断層に通じるシルル系砂体では「岩質」トラップ等の石油プールを形成することができ、広域的な疎通誘導層である東河塘組に入った後、層に沿って上部に移動し、その経路にトラップがある時に集積される。主な広域的帽岩はC1b2部層の泥岩である。C1b1砂岩が移動経路に通じているなら、石油は入り込み、広域移動又は集積・貯留が可能となる。東河塘組で発見されたトラップから見ると、トラップは中・北部が比較的小さく、分散し、南部が比較的大きく、相対的集中している。これは後期石油移動の指向帯であり、油ガスを捕集する最良の地区となる。研究区の集積は前期石油生成、油源断層制御、後期構造制御、後期集積という特徴を持つ。

5. 結論

  1. 示準層~層厚分析法を採用し、東河砂岩の古構造を研究した。その結果が示すように、バリスカン後期の運動により、東河砂岩頂部境界の古構造は全体としての特徴がそれまでの南高北低から南低北高に変わった。ヒマラヤ中・後期に再び構造調整が発生し、東河砂岩部層は全体として「南傾」から「北傾」に変わり、構造の逆転が起きた。東河砂岩部層(D3d)のupdip尖滅楔形層内で一連の組合せトラップが形成された。
  2. 研究目的層の中で油ガス移動経路とすることができるのは主に断層、疎通誘導層、不整合面、割れ目であり、石油の主な広域移動経路は「油源断層」、東河塘組砂岩「疎通誘導層」、不整合面となる。これは研究区の油ガス集積のカギとなる要因の1つである。
    図13 西南部「油源断層」-東北部隆起斜面石油移動集積モデル

    図13 西南部「油源断層」-東北部隆起斜面石油移動集積モデル

  3. コア、含油薄片分析、顕微赤外スペクトル石油成分分析を踏まえ、石油移動痕跡について系統的な研究を行った。ヒマラヤ前期以前、石油の主な移動方向は北向きであったが、ヒマラヤ期に構造が逆転したため、油ガスの移動方向に「逆転」が生じ、研究区南部が移動指向区になったと考えられる。バリスカン後期における東河砂岩頂部境界の古構造の特徴は南低北高であり、集積した油ガスの大部分が破壊を受け、残ったのは重油又はビチューメンが多い。ヒマラヤ中・後期になると、構造に再び変化が起き、カンブリア系及びオルドビス系中・上部統の炭化水素源岩で再び大量の炭化水素が生成され、主に「油源断層」(下位の炭化水素源岩と目的層をつなぐ)と「疎通誘導層」(東河塘組砂岩層等)に沿って同期に形成されたトラップ内に充填注入された。
  4. 赤外スペクトル法を油ガス移動痕跡の研究に用いることは非常に効果的である。それは塔河油田西南部の油ガス移動過程をミクロ面から実証しており、今後の油ガス移動研究の主要な技術方法の1つとすべきである。
  5. 東河塘組では単一封塞面構造トラップ(背斜構造トラップ)と二重封塞面構造-層位組合せトラップが主に発達しており、一方、単一封塞面岩質トラップは巴楚組1部層(C1b1)、シルル系Kalashayi組砂岩(S1k)の主要タイプとなっている。
  6. 集積のカギとなる時期はヒマラヤ期であり、研究区の集積モデルを確立した。集積は「前期石油生成、油源断層と後期構造制御、後期集積の特徴」を持つ。
  7. ヒマラヤ期に形成された構造トラップと構造-層位組合せトラップは油ガス集積の有利な場所である。研究区中南部のこの種のトラップは後期石油移動の指向帯であり、油ガスを捕集する最良の地区となる。このため、南部トラップの探査に力を入れるのは避けられないことである。

参考文献:

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