川东北元坝地区长兴组与飞仙关组天然气成藏差异性成因

2012-09-15范小军

天然气工业 2012年6期

关键词：长兴烃源气藏

范小军

中国石化勘探南方分公司勘探研究院

川东北元坝地区长兴组与飞仙关组天然气成藏差异性成因

范小军

中国石化勘探南方分公司勘探研究院

范小军.川东北元坝地区长兴组与飞仙关组天然气成藏差异性成因.天然气工业，2012，32（6）：15-20.

四川盆地川东北元坝气田的气藏类型为我国埋藏最深、以台地边缘礁滩相储层为主的大型礁滩岩性气藏，勘探形势整体较好，然而其海相主要产气层上二叠统长兴组与下三叠统飞仙关组的气藏规模差异较大。为找出二者产能差异性的成因，对其储层、输导体系、压力系统及储源关系等特征进行了地质与成像测井相结合的综合分析。结论认为：该区下三叠统嘉陵江组上部—中三叠统雷口坡组膏盐岩盖层分布稳定，长兴组与飞仙关组气藏气源均主要来自上三叠统吴家坪组（P2w）和龙潭组（P2l）烃源岩；储层特征上的差异导致长兴组主要为中高产气藏，飞仙关组主要为低产气藏；而输导体系、压力系统、储源关系的不同，也对富集程度产生了一定影响。

四川盆地元坝地区晚二叠世—早三叠世成藏差异性成因疏导体系储源关系压力系统

1 地质概况

川东北元坝地区位于四川盆地三级构造九龙山背斜构造带东南侧、通南巴背斜构造带西南侧、川中平缓构造带北部的衔接部位，受3个构造的遮挡，上二叠统长兴组—下三叠统飞仙关组整体构造平缓，构造形变弱、断裂不发育［1－3］，主要为一个大型礁滩岩性气藏，发育台地边缘礁滩相沉积［4－8］。

元坝气田自2007年在上二叠统长兴组获得勘探突破以来，目前已成为我国埋藏最深、以台地边缘礁滩相储层为主的海相大气田，勘探形势良好，并成为勘探家及学者的研究焦点。其中前人对长兴组与飞仙关组气源的观点就不尽相同，有的认为烃源来自上二叠统大隆组，也有人认为来自志留系。

笔者通过分析发现，元坝地区下三叠统嘉陵江组上部—中三叠统雷口坡组膏盐岩为其稳定的盖层，断裂不发育，首先排除陆相供源的可能性，而区域广泛分布的上二叠统吴家坪组（P2w）和龙潭组（P2l）暗色泥灰岩及黑色泥质岩厚度大（40～80 m）；总有机碳含量值变化在0.27%～7.20%，平均值达2.90%［5］，干酪根类型主要以混合型为主，为一套较好的烃源岩，同时选取对于高演化地区敏感性较好的碳同位素指标分析［8］，两产气层为海相油型气，与下组合及陆源煤型气不同源，另气体储层固体沥青的δ13C值介于－25.2‰～－28.5‰，与该区P2w和P2l烃源岩干酪根的δ13C值（－26.5‰～－28.4‰）相近，分析认为烃源主要为P2w和P2l泥质岩。

从实际的测试情况来看，长兴组主要为中高产工业气流，而飞仙关组为低产工业气流，两主要产气层产能存在较大差异。在气源相同的条件下，二者测试产能差异非常大，探讨其产能差异性的成因对扩大该区天然气勘探具有重要现实意义。

2 成藏差异性分析

2.1 储层

2.1.1 储层物性

2.1.1.1 长兴组

通过对储层段193个岩心样品的统计分析，储层孔隙度高者大于24.0%，低者小于1.0%，平均值高于5.0%，其中孔隙度大于2.5%的样品占总样品的80%左右，主要集中分布在2.5%～10.0%。渗透率最大值远高于1 000 mD，主要集中分布于0.002～0.250 mD和大于1.000 mD这2个区间，明显存在渗透率分异的现象（图1-a）。

图1 元坝长兴组（a）与飞仙关组（b）储层孔隙度、渗透率分布直方图

总体上，长兴组储层以中孔中高渗、低孔中低渗储层为主，高孔高渗储层次之，储层物性较好，有利于油气的高产富集。

2.1.1.2 飞仙关组

通过对储层段123个样品统计，储层孔隙度最大值大于10.0%，最小值低于1.0%，平均值近4.0%，其中储层主要分布在2.5%～5.0%，占55.28%。渗透率最大值同样远高于1 000 m D，以0.002～0.250 mD为主，占72.50%。总体表现为低孔低渗储层（图1-b），由于裂缝沟通作用，局部发育高渗储层，但相对于长兴组来说，整体物性较差，油气富集程度不及长兴组。

2.1.2 储层类型

2.1.2.1 长兴组

元坝长兴组受控于碳酸盐岩台地沉积体系［7－9］，储层主要发育于台地边缘礁滩相带，岩性以溶孔白云岩、溶孔生屑白云岩、云质生屑灰岩为主，孔隙类型主要为晶间溶孔、晶间孔、生物体腔孔、溶蚀孔、洞及裂缝（图2-a）。由于长兴组主要为海退沉积，台地边缘礁滩高地貌区成为暴露浅滩［1］，暴露作用使得白云石化、溶蚀作用等建设性成岩作用较强（表1），从而构成了裂缝—孔隙型的储集空间。

结合测井解释统计分析表明，长兴组主要以Ⅱ、Ⅲ类储层为主（表2），储层优质程度较高，利于油气的高产富集。

2.1.2.2 飞仙关组

与长兴组相比，元坝飞仙关组储层主要发育于台地边缘鲕粒滩亚相［10－12］，分布广泛，主要发育于飞二段中，岩性以鲕粒灰岩、砂屑灰岩为主，孔隙类型以粒间溶孔、粒内溶孔为主（图2-b），约占总孔隙的95%，其次为裂缝，约占总孔隙的5%，局部地方裂缝比较发育，这也是造成飞二段储层局部渗透率较高的原因（图1-b）。

从构造演化来看，元坝飞二段沉积时期相对于邻区二郎庙及龙岗地区地貌较低，只发育浅滩相鲕粒灰岩，没有明显的暴露作用，白云石化作用很弱，石灰岩压实压溶作用和胶结作用强烈，岩石很快致密，缺乏酸性流体有效运移的通道。酸性流体的溶蚀作用很弱，多数岩石未见明显的溶蚀现象，一方面可能与岩石致密化早、酸性流体运移不畅有关，另一方面也许与地层中酸性流体缺乏有关，从而不能大面积地发生广泛而充分的溶蚀作用。

图2 元坝长兴组（a）与飞仙关组（b）铸体薄片照片

表1 元坝长兴组与飞仙关组成岩作用对照表

表2 元坝碳酸盐岩礁滩相储层分类评价表

局部见少量表生溶蚀孔隙，多数埋藏溶蚀孔隙或被沥青全充填，或被后期方解石全充填而失去有效性，从而使得白云石化、溶蚀作用等建设性成岩作用较弱（表1），主要形成了孔隙型的储集空间。结合测井解释统计分析表明，飞仙关组以Ⅲ类储层为主，仅局部发育Ⅱ类储层（表2），储层优质程度没有长兴组高，导致油气富集程度没有长兴组高。

2.2 输导体系

2.2.1 输导体类型

2.2.1.1 长兴组

通过大量薄片照片观察分析，元坝长兴组的输导体主要由白云岩、白云质灰岩储集体与裂缝构成（图2-a）。根据储层段岩心物性的统计分析（图3-a），样品点的渗透率值存在较多异常高值，分析认为与裂缝的发育情况有关。再结合成像测井来看（图4-a），长兴组礁盖储层成像测井动态图像表现为块状、杂乱、裂缝及孔洞特征，高陡缝发育，水平缝次之，动态图像的色级以黄褐色为主，少部分为亮白色，色级变化范围较宽，但总体上色级以暗色段为主，故岩性较疏松，物性较好。裂缝与孔隙呈网状交错配置，高陡缝可有效沟通上下储层，水平缝可使相对独立的孔隙有效连通，从而有助于提高疏导体的立体疏导效率，增强储层连通性，利于天然气的有效运移、聚集成藏。

2.2.1.2 飞仙关组

图3 元坝长兴组（a）与飞仙关组（b）孔隙度、渗透率关系图

图4 M井长兴组（a）与L井飞仙关组（b）成像测井图

飞仙关组输导体主要由鲕粒灰岩储集体和裂缝构成（图2-b）。根据储层段岩心物性的统计分析（图3-b），绝大多数样品点的孔渗相关性较好，只有极个别样品点渗透率异常，说明飞仙关组的裂缝不发育，主要为孔隙型储集空间。结合成像测井分析（图4-b），与长兴组相比，飞仙关组动态图像表现为大套块状鲕粒灰岩特征，裂缝相对不发育，动态图像的色级以黄褐色为主，色级分布较稳定，岩性较纯而密，物性较差，裂缝与孔隙呈配置较差，输导效率没有长兴组高。

2.2.2 裂缝成因及其与储层孔隙的配置关系

前述研究表明，元坝长兴组储层裂缝发育，那么是什么控制了微裂缝的发育呢？分析与其特殊的构造位置有关，元坝虽位于川中平缓褶皱带北缘，但处于南秦岭米仓山推覆构造南缘，大巴山弧形冲断构造带西南侧。这些构造带活动时应力通过通南巴构造带和九龙山构造带的传递，到元坝构造作用减弱，应力大小虽未造成地层错断形成断层，但造成了微裂缝的产生，加上元坝位于川中隆起的北斜坡，印支运动晚期，3个方向的应力形成合力，使微裂缝更加发育，改善了储层性能。元坝晚期陆相浅层出现张性断层，说明了晚期（喜山期）构造应力的加大，晚期的微裂缝更为发育［13］。

结合前述分析，元坝长兴组与飞仙关组裂缝主要为构造缝、层理缝及成岩缝，构造缝主要起到沟通烃源岩与储层以及连接上下储层作用，为油气运移通道，同时与有效储层结合起来构成有效储集空间，增强储层纵向储渗性能；层理缝主要起到油气的侧向疏导作用，有利于油气的连片分布；成岩缝与构造缝、层理缝形成网状交错输导体系，进一步提高疏导效率，有助于油气的高效汇聚。

2.2.3 输导模式

图5 元坝长兴组（a）与飞仙关组（b）气藏输导体模式图

长兴组与飞仙关组输导模式（图5）均属于构造节理缝沟通烃源岩与储层并垂向输导，由层间节理缝和储集体进行侧向输导。而由前述分析知，长兴组储层岩性主要为白云岩、白云质灰岩，孔隙类型以晶间溶蚀孔、洞为主，裂缝发育，主要为Ⅱ、Ⅲ类储层，储层优质程度较高，而飞仙关组储层岩性主要为鲕粒灰岩、砂屑灰岩，孔隙类型以粒间溶孔、粒内溶孔为主，仅局部发育裂缝，主要发育Ⅲ类储层，总体上长兴组白云岩加裂缝的输导模式储层连通性更好，输导效率更高，更利于油气高产富集。

2.3 压力系统

古地层压力［14－15］是影响天然气富集的又一重要因素。从元坝地区最新的圈闭描述结果来看，飞仙关组圈闭主要集中于西部，且相对整装。长兴组圈闭在西部、中部较整装，东南部发育很多独立的圈闭。根据现今压力系数统计结果表明，长兴组压力系数分布在1.0左右，为常压系统，飞仙关组压力系数大于1.3，为高压系统。

结合前面的分析知（图2），长兴组与飞仙关组都有广泛的沥青分布，分析认为主要是原油裂解气，与前人研究［8］相一致，当原油裂解成气时，储层的压力会升高，飞仙关组储层物性较差，输导体的疏导效率较低，加上上覆盖层分布稳定，压力难以释放，故形成了高压系统，使得不断产生的原油裂解气难以再进入到储层中，从而形成的气藏规模较小；而长兴组西部、中部圈闭较整装，白云岩加裂缝的输导体系疏导效率较高，储层连通性好，压力得以平衡，天然气可以不断地进行充注，易形成大规模气藏，而东南部发育的独立圈闭，气水界面高低不一，高气低水，气水关系复杂，但基本上都是古油水界面低于现今气水界面，说明了后期构造运动的改造作用可能使水层进入储层，气体得以释放，整体上压力得以降低，最终形成常压系统。

对于这类常压圈闭来说，早期可以形成大规模的气藏，但一旦和水层连通，气藏规模容易减小。加上元坝构造平缓，断裂不发育，油气水充注后的压力系统得以较好的保存，最终形成了现今不同的压力系统。

2.4 储源关系

2.4.1 时间配置关系

根据前人研究［8］分析表明，元坝上二叠统P2w、P2l烃源岩在晚三叠世进入生烃门限，中侏罗世达到生烃高峰，而长兴组储集体从海西期末期就开始形成，故长兴组有效储集空间先于飞仙关组形成，可捕获P2w、P2l烃源岩生成的油气，从而油气主要富集在长兴组储层中，飞仙关组仅捕获到长兴组转移来的油气。

2.4.2 空间配置关系

长兴组储层距离上二叠统P2w、P2l烃源岩距离更近，烃源岩可由构造节理缝直接向长兴组储层供源，具有下生上储的储源配置关系，空间配置优于飞仙关组储层，故当烃源岩排烃时，天然气首先对长兴组有效储层进行垂向充注，然后再由层间节理缝和白云岩、白云质灰岩储集体侧向输导，加上长兴组储层优质程度、输导效率较高及常压系统等特征都使得其更利于天然气的富集，在生烃史与圈闭演化史匹配较好的保障下，最终易形成中高产天然气藏。