川東北元壩地區(qū)長興組與飛仙關(guān)組天然氣成藏差異性成因

范小軍

中國石化勘探南方分公司勘探研究院

川東北元壩地區(qū)長興組與飛仙關(guān)組天然氣成藏差異性成因

范小軍

中國石化勘探南方分公司勘探研究院

范小軍.川東北元壩地區(qū)長興組與飛仙關(guān)組天然氣成藏差異性成因.天然氣工業(yè)，2012，32（6）：15-20.

四川盆地川東北元壩氣田的氣藏類型為我國埋藏最深、以臺地邊緣礁灘相儲層為主的大型礁灘巖性氣藏，勘探形勢整體較好，然而其海相主要產(chǎn)氣層上二疊統(tǒng)長興組與下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組的氣藏規(guī)模差異較大。為找出二者產(chǎn)能差異性的成因，對其儲層、輸導(dǎo)體系、壓力系統(tǒng)及儲源關(guān)系等特征進(jìn)行了地質(zhì)與成像測井相結(jié)合的綜合分析。結(jié)論認(rèn)為：該區(qū)下三疊統(tǒng)嘉陵江組上部—中三疊統(tǒng)雷口坡組膏鹽巖蓋層分布穩(wěn)定，長興組與飛仙關(guān)組氣藏氣源均主要來自上三疊統(tǒng)吳家坪組（P2w）和龍?zhí)督M（P2l）烴源巖；儲層特征上的差異導(dǎo)致長興組主要為中高產(chǎn)氣藏，飛仙關(guān)組主要為低產(chǎn)氣藏；而輸導(dǎo)體系、壓力系統(tǒng)、儲源關(guān)系的不同，也對富集程度產(chǎn)生了一定影響。

四川盆地 元壩地區(qū) 晚二疊世—早三疊世 成藏差異性 成因 疏導(dǎo)體系 儲源關(guān)系 壓力系統(tǒng)

1 地質(zhì)概況

川東北元壩地區(qū)位于四川盆地三級構(gòu)造九龍山背斜構(gòu)造帶東南側(cè)、通南巴背斜構(gòu)造帶西南側(cè)、川中平緩構(gòu)造帶北部的銜接部位，受3個構(gòu)造的遮擋，上二疊統(tǒng)長興組—下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組整體構(gòu)造平緩，構(gòu)造形變?nèi)?、斷裂不發(fā)育［1－3］，主要為一個大型礁灘巖性氣藏，發(fā)育臺地邊緣礁灘相沉積［4－8］。

元壩氣田自2007年在上二疊統(tǒng)長興組獲得勘探突破以來，目前已成為我國埋藏最深、以臺地邊緣礁灘相儲層為主的海相大氣田，勘探形勢良好，并成為勘探家及學(xué)者的研究焦點(diǎn)。其中前人對長興組與飛仙關(guān)組氣源的觀點(diǎn)就不盡相同，有的認(rèn)為烴源來自上二疊統(tǒng)大隆組，也有人認(rèn)為來自志留系。

筆者通過分析發(fā)現(xiàn)，元壩地區(qū)下三疊統(tǒng)嘉陵江組上部—中三疊統(tǒng)雷口坡組膏鹽巖為其穩(wěn)定的蓋層，斷裂不發(fā)育，首先排除陸相供源的可能性，而區(qū)域廣泛分布的上二疊統(tǒng)吳家坪組（P2w）和龍?zhí)督M（P2l）暗色泥灰?guī)r及黑色泥質(zhì)巖厚度大（40～80 m）；總有機(jī)碳含量值變化在0.27%～7.20%，平均值達(dá)2.90%［5］，干酪根類型主要以混合型為主，為一套較好的烴源巖，同時選取對于高演化地區(qū)敏感性較好的碳同位素指標(biāo)分析［8］，兩產(chǎn)氣層為海相油型氣，與下組合及陸源煤型氣不同源，另氣體儲層固體瀝青的δ13C值介于－25.2‰～－28.5‰，與該區(qū)P2w和P2l烴源巖干酪根的δ13C值（－26.5‰～－28.4‰）相近，分析認(rèn)為烴源主要為P2w和P2l泥質(zhì)巖。

從實(shí)際的測試情況來看，長興組主要為中高產(chǎn)工業(yè)氣流，而飛仙關(guān)組為低產(chǎn)工業(yè)氣流，兩主要產(chǎn)氣層產(chǎn)能存在較大差異。在氣源相同的條件下，二者測試產(chǎn)能差異非常大，探討其產(chǎn)能差異性的成因?qū)U(kuò)大該區(qū)天然氣勘探具有重要現(xiàn)實(shí)意義。

2 成藏差異性分析

2.1 儲層

2.1.1 儲層物性

2.1.1.1 長興組

通過對儲層段193個巖心樣品的統(tǒng)計分析，儲層孔隙度高者大于24.0%，低者小于1.0%，平均值高于5.0%，其中孔隙度大于2.5%的樣品占總樣品的80%左右，主要集中分布在2.5%～10.0%。滲透率最大值遠(yuǎn)高于1 000 mD，主要集中分布于0.002～0.250 mD和大于1.000 mD這2個區(qū)間，明顯存在滲透率分異的現(xiàn)象（圖1-a）。

圖1 元壩長興組（a）與飛仙關(guān)組（b）儲層孔隙度、滲透率分布直方圖

總體上，長興組儲層以中孔中高滲、低孔中低滲儲層為主，高孔高滲儲層次之，儲層物性較好，有利于油氣的高產(chǎn)富集。

2.1.1.2 飛仙關(guān)組

通過對儲層段123個樣品統(tǒng)計，儲層孔隙度最大值大于10.0%，最小值低于1.0%，平均值近4.0%，其中儲層主要分布在2.5%～5.0%，占55.28%。滲透率最大值同樣遠(yuǎn)高于1 000 m D，以0.002～0.250 mD為主，占72.50%?？傮w表現(xiàn)為低孔低滲儲層（圖1-b），由于裂縫溝通作用，局部發(fā)育高滲儲層，但相對于長興組來說，整體物性較差，油氣富集程度不及長興組。

2.1.2 儲層類型

2.1.2.1 長興組

元壩長興組受控于碳酸鹽巖臺地沉積體系［7－9］，儲層主要發(fā)育于臺地邊緣礁灘相帶，巖性以溶孔白云巖、溶孔生屑白云巖、云質(zhì)生屑灰?guī)r為主，孔隙類型主要為晶間溶孔、晶間孔、生物體腔孔、溶蝕孔、洞及裂縫（圖2-a）。由于長興組主要為海退沉積，臺地邊緣礁灘高地貌區(qū)成為暴露淺灘［1］，暴露作用使得白云石化、溶蝕作用等建設(shè)性成巖作用較強(qiáng)（表1），從而構(gòu)成了裂縫—孔隙型的儲集空間。

結(jié)合測井解釋統(tǒng)計分析表明，長興組主要以Ⅱ、Ⅲ類儲層為主（表2），儲層優(yōu)質(zhì)程度較高，利于油氣的高產(chǎn)富集。

2.1.2.2 飛仙關(guān)組

與長興組相比，元壩飛仙關(guān)組儲層主要發(fā)育于臺地邊緣鮞粒灘亞相［10－12］，分布廣泛，主要發(fā)育于飛二段中，巖性以鮞?；?guī)r、砂屑灰?guī)r為主，孔隙類型以粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔為主（圖2-b），約占總孔隙的95%，其次為裂縫，約占總孔隙的5%，局部地方裂縫比較發(fā)育，這也是造成飛二段儲層局部滲透率較高的原因（圖1-b）。

從構(gòu)造演化來看，元壩飛二段沉積時期相對于鄰區(qū)二郎廟及龍崗地區(qū)地貌較低，只發(fā)育淺灘相鮞?；?guī)r，沒有明顯的暴露作用，白云石化作用很弱，石灰?guī)r壓實(shí)壓溶作用和膠結(jié)作用強(qiáng)烈，巖石很快致密，缺乏酸性流體有效運(yùn)移的通道。酸性流體的溶蝕作用很弱，多數(shù)巖石未見明顯的溶蝕現(xiàn)象，一方面可能與巖石致密化早、酸性流體運(yùn)移不暢有關(guān)，另一方面也許與地層中酸性流體缺乏有關(guān)，從而不能大面積地發(fā)生廣泛而充分的溶蝕作用。

圖2 元壩長興組（a）與飛仙關(guān)組（b）鑄體薄片照片

表1 元壩長興組與飛仙關(guān)組成巖作用對照表

表2 元壩碳酸鹽巖礁灘相儲層分類評價表

局部見少量表生溶蝕孔隙，多數(shù)埋藏溶蝕孔隙或被瀝青全充填，或被后期方解石全充填而失去有效性，從而使得白云石化、溶蝕作用等建設(shè)性成巖作用較弱（表1），主要形成了孔隙型的儲集空間。結(jié)合測井解釋統(tǒng)計分析表明，飛仙關(guān)組以Ⅲ類儲層為主，僅局部發(fā)育Ⅱ類儲層（表2），儲層優(yōu)質(zhì)程度沒有長興組高，導(dǎo)致油氣富集程度沒有長興組高。

2.2 輸導(dǎo)體系

2.2.1 輸導(dǎo)體類型

2.2.1.1 長興組

通過大量薄片照片觀察分析，元壩長興組的輸導(dǎo)體主要由白云巖、白云質(zhì)灰?guī)r儲集體與裂縫構(gòu)成（圖2-a）。根據(jù)儲層段巖心物性的統(tǒng)計分析（圖3-a），樣品點(diǎn)的滲透率值存在較多異常高值，分析認(rèn)為與裂縫的發(fā)育情況有關(guān)。再結(jié)合成像測井來看（圖4-a），長興組礁蓋儲層成像測井動態(tài)圖像表現(xiàn)為塊狀、雜亂、裂縫及孔洞特征，高陡縫發(fā)育，水平縫次之，動態(tài)圖像的色級以黃褐色為主，少部分為亮白色，色級變化范圍較寬，但總體上色級以暗色段為主，故巖性較疏松，物性較好。裂縫與孔隙呈網(wǎng)狀交錯配置，高陡縫可有效溝通上下儲層，水平縫可使相對獨(dú)立的孔隙有效連通，從而有助于提高疏導(dǎo)體的立體疏導(dǎo)效率，增強(qiáng)儲層連通性，利于天然氣的有效運(yùn)移、聚集成藏。

2.2.1.2 飛仙關(guān)組

圖3 元壩長興組（a）與飛仙關(guān)組（b）孔隙度、滲透率關(guān)系圖

圖4 M井長興組（a）與L井飛仙關(guān)組（b）成像測井圖

飛仙關(guān)組輸導(dǎo)體主要由鮞粒灰?guī)r儲集體和裂縫構(gòu)成（圖2-b）。根據(jù)儲層段巖心物性的統(tǒng)計分析（圖3-b），絕大多數(shù)樣品點(diǎn)的孔滲相關(guān)性較好，只有極個別樣品點(diǎn)滲透率異常，說明飛仙關(guān)組的裂縫不發(fā)育，主要為孔隙型儲集空間。結(jié)合成像測井分析（圖4-b），與長興組相比，飛仙關(guān)組動態(tài)圖像表現(xiàn)為大套塊狀鮞?；?guī)r特征，裂縫相對不發(fā)育，動態(tài)圖像的色級以黃褐色為主，色級分布較穩(wěn)定，巖性較純而密，物性較差，裂縫與孔隙呈配置較差，輸導(dǎo)效率沒有長興組高。

2.2.2 裂縫成因及其與儲層孔隙的配置關(guān)系

前述研究表明，元壩長興組儲層裂縫發(fā)育，那么是什么控制了微裂縫的發(fā)育呢？分析與其特殊的構(gòu)造位置有關(guān)，元壩雖位于川中平緩褶皺帶北緣，但處于南秦嶺米倉山推覆構(gòu)造南緣，大巴山弧形沖斷構(gòu)造帶西南側(cè)。這些構(gòu)造帶活動時應(yīng)力通過通南巴構(gòu)造帶和九龍山構(gòu)造帶的傳遞，到元壩構(gòu)造作用減弱，應(yīng)力大小雖未造成地層錯斷形成斷層，但造成了微裂縫的產(chǎn)生，加上元壩位于川中隆起的北斜坡，印支運(yùn)動晚期，3個方向的應(yīng)力形成合力，使微裂縫更加發(fā)育，改善了儲層性能。元壩晚期陸相淺層出現(xiàn)張性斷層，說明了晚期（喜山期）構(gòu)造應(yīng)力的加大，晚期的微裂縫更為發(fā)育［13］。

結(jié)合前述分析，元壩長興組與飛仙關(guān)組裂縫主要為構(gòu)造縫、層理縫及成巖縫，構(gòu)造縫主要起到溝通烴源巖與儲層以及連接上下儲層作用，為油氣運(yùn)移通道，同時與有效儲層結(jié)合起來構(gòu)成有效儲集空間，增強(qiáng)儲層縱向儲滲性能；層理縫主要起到油氣的側(cè)向疏導(dǎo)作用，有利于油氣的連片分布；成巖縫與構(gòu)造縫、層理縫形成網(wǎng)狀交錯輸導(dǎo)體系，進(jìn)一步提高疏導(dǎo)效率，有助于油氣的高效匯聚。

2.2.3 輸導(dǎo)模式

圖5 元壩長興組（a）與飛仙關(guān)組（b）氣藏輸導(dǎo)體模式圖

長興組與飛仙關(guān)組輸導(dǎo)模式（圖5）均屬于構(gòu)造節(jié)理縫溝通烴源巖與儲層并垂向輸導(dǎo)，由層間節(jié)理縫和儲集體進(jìn)行側(cè)向輸導(dǎo)。而由前述分析知，長興組儲層巖性主要為白云巖、白云質(zhì)灰?guī)r，孔隙類型以晶間溶蝕孔、洞為主，裂縫發(fā)育，主要為Ⅱ、Ⅲ類儲層，儲層優(yōu)質(zhì)程度較高，而飛仙關(guān)組儲層巖性主要為鮞?；?guī)r、砂屑灰?guī)r，孔隙類型以粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔為主，僅局部發(fā)育裂縫，主要發(fā)育Ⅲ類儲層，總體上長興組白云巖加裂縫的輸導(dǎo)模式儲層連通性更好，輸導(dǎo)效率更高，更利于油氣高產(chǎn)富集。

2.3 壓力系統(tǒng)

古地層壓力［14－15］是影響天然氣富集的又一重要因素。從元壩地區(qū)最新的圈閉描述結(jié)果來看，飛仙關(guān)組圈閉主要集中于西部，且相對整裝。長興組圈閉在西部、中部較整裝，東南部發(fā)育很多獨(dú)立的圈閉。根據(jù)現(xiàn)今壓力系數(shù)統(tǒng)計結(jié)果表明，長興組壓力系數(shù)分布在1.0左右，為常壓系統(tǒng)，飛仙關(guān)組壓力系數(shù)大于1.3，為高壓系統(tǒng)。

結(jié)合前面的分析知（圖2），長興組與飛仙關(guān)組都有廣泛的瀝青分布，分析認(rèn)為主要是原油裂解氣，與前人研究［8］相一致，當(dāng)原油裂解成氣時，儲層的壓力會升高，飛仙關(guān)組儲層物性較差，輸導(dǎo)體的疏導(dǎo)效率較低，加上上覆蓋層分布穩(wěn)定，壓力難以釋放，故形成了高壓系統(tǒng)，使得不斷產(chǎn)生的原油裂解氣難以再進(jìn)入到儲層中，從而形成的氣藏規(guī)模較?。欢L興組西部、中部圈閉較整裝，白云巖加裂縫的輸導(dǎo)體系疏導(dǎo)效率較高，儲層連通性好，壓力得以平衡，天然氣可以不斷地進(jìn)行充注，易形成大規(guī)模氣藏，而東南部發(fā)育的獨(dú)立圈閉，氣水界面高低不一，高氣低水，氣水關(guān)系復(fù)雜，但基本上都是古油水界面低于現(xiàn)今氣水界面，說明了后期構(gòu)造運(yùn)動的改造作用可能使水層進(jìn)入儲層，氣體得以釋放，整體上壓力得以降低，最終形成常壓系統(tǒng)。

對于這類常壓圈閉來說，早期可以形成大規(guī)模的氣藏，但一旦和水層連通，氣藏規(guī)模容易減小。加上元壩構(gòu)造平緩，斷裂不發(fā)育，油氣水充注后的壓力系統(tǒng)得以較好的保存，最終形成了現(xiàn)今不同的壓力系統(tǒng)。

2.4 儲源關(guān)系

2.4.1 時間配置關(guān)系

根據(jù)前人研究［8］分析表明，元壩上二疊統(tǒng)P2w、P2l烴源巖在晚三疊世進(jìn)入生烴門限，中侏羅世達(dá)到生烴高峰，而長興組儲集體從海西期末期就開始形成，故長興組有效儲集空間先于飛仙關(guān)組形成，可捕獲P2w、P2l烴源巖生成的油氣，從而油氣主要富集在長興組儲層中，飛仙關(guān)組僅捕獲到長興組轉(zhuǎn)移來的油氣。

2.4.2 空間配置關(guān)系

長興組儲層距離上二疊統(tǒng)P2w、P2l烴源巖距離更近，烴源巖可由構(gòu)造節(jié)理縫直接向長興組儲層供源，具有下生上儲的儲源配置關(guān)系，空間配置優(yōu)于飛仙關(guān)組儲層，故當(dāng)烴源巖排烴時，天然氣首先對長興組有效儲層進(jìn)行垂向充注，然后再由層間節(jié)理縫和白云巖、白云質(zhì)灰?guī)r儲集體側(cè)向輸導(dǎo)，加上長興組儲層優(yōu)質(zhì)程度、輸導(dǎo)效率較高及常壓系統(tǒng)等特征都使得其更利于天然氣的富集，在生烴史與圈閉演化史匹配較好的保障下，最終易形成中高產(chǎn)天然氣藏。

3 結(jié)論

1）元壩地區(qū)嘉陵江組上部—雷口坡組膏鹽巖蓋層分布穩(wěn)定，長興組與飛仙關(guān)組氣藏氣源主要為吳家坪組（P2w）、龍?zhí)督M（P2l）烴源巖，儲層特征的差異導(dǎo)致了長興組主要為中高產(chǎn)天然氣藏，飛仙關(guān)組主要為低產(chǎn)氣藏。

2）輸導(dǎo)體系、壓力系統(tǒng)、儲源關(guān)系的不同，也對富集程度產(chǎn)生了一定影響。研究成果有利于明確該區(qū)礁灘儲層特征與油氣富集規(guī)律的關(guān)系以及挖掘潛在有利勘探區(qū)。

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（修改回稿日期 2012-04-12 編輯 羅冬梅）

10.3787／j.issn.1000-0976.2012.06.003

中國石化科技支撐計劃項目“元壩地區(qū)長興組和飛仙關(guān)組儲層描述與預(yù)測”（編號：P09024）。

范小軍，1982年生，碩士；主要從事油氣地質(zhì)勘探生產(chǎn)與研究工作。地址：（610041）四川省成都市二環(huán)路南四段9號高新之心大廈。E-mail：york111888＠yahoo.com.cn