川东北飞仙关—长兴组气藏成藏条件及其富集规律

詹仲伦，詹 鑫，殷樱子

(1.中国石化 西南油气分公司，成都 610041；2.中国地质大学(武汉) 资源学院，武汉 430074)

川东北飞仙关—长兴组气藏成藏条件及其富集规律

詹仲伦1，詹 鑫2，殷樱子2

(1.中国石化 西南油气分公司，成都 610041；2.中国地质大学(武汉) 资源学院，武汉 430074)

利用普光、元坝气田勘探、开发所获取的相关资料，从生、储、盖、圈、运、保几个方面分析了川东北飞仙关—长兴组气藏成藏条件及天然气富集规律。普光、元坝2个气田存在着共性与差异，普光气田主要为在古隆起背景上的构造—岩性复合圈闭，储层为垂向加积沉积形成，分布面积小但厚度巨大，天然气运移聚集的通道主要是断层；元坝气田主要为古构造与礁滩相灰岩、白云岩叠置的岩性圈闭，储层为侧向加积沉积形成，分布广、类型多、厚度小，天然气运移聚集的通道主要是构造微裂缝和渗透层的孔隙。礁滩相白云岩、灰岩的发育是普光、元坝气田成藏的主控因素，而礁滩相白云岩、灰岩储层的孔、渗条件则与成岩后期的白云岩化和溶蚀作用强弱成正相关关系，储层的物性条件决定了气藏的天然气丰度。

成藏条件；富集规律；气藏；飞仙关组；长兴组；川东北

经过60多年的勘探，川东北地区先后发现了罗家寨、普光和元坝等气田。普光气田的主力产层为下三叠统飞仙关组和上二叠统长兴组，元坝气田的主力产层为长兴组，气藏的储层均为礁、滩相的灰岩和白云岩，二者都为高含硫化氢的酸性气田，有着相似的构造发展史。本文根据普光和元坝气田勘探、开发所获取的资料，探讨川东北地区飞仙关—长兴组气藏的成藏条件和富集规律。

1 区域地质概况

普光气田和元坝气田所处的川东北地区处于扬子板块北缘西端、四川盆地东北部，沉积地层包括下古生界、上古生界(缺失泥盆系)、中生界，总厚度逾10 000 m。其沉积环境演化主要受控于该区的古构造、古地貌、古动力条件以及古气候因素[1]。沉积具有多旋回、多韵律性，其构造和沉积演化可划分为3个阶段，即震旦纪—早古生代、二叠纪—中三叠世的碳酸盐台地、晚三叠世—中侏罗世早期的陆相盆地、早白垩世晚期至今的构造改造阶段。

2 油气成藏条件

2.1 生油条件

川东北地区海相层系主要烃源岩包括下志留统龙马溪组硅质页岩、碳质页岩，下二叠统碳酸盐岩，上二叠统碳质页岩、硅质岩及碳酸盐岩。川东北气藏气源主要来自古油藏原油的二次裂解以及二叠系、下志留统烃源岩干酪根的热裂解，现存沥青作为次要烃源对普光、元坝气藏也有一定的贡献，尤其是气藏非烃类气体的重要来源[2-3]。

下志留统为陆棚相沉积，泥质岩颜色自下而上变浅，从黑色到灰绿色至黄色。烃源岩在垂向上主要分布于龙马溪组底部，在横向上，仅分布于川东北地区东部和北部，厚60～100 m；残余有机碳含量呈西低东高，介于2.0%～2.6%；有机质类型属腐泥型，原始生烃潜力高，处于过成熟中晚期演化阶段。

下二叠统底部碳质页岩有机碳含量高，但其厚度较薄，一般仅数米，而且干酪根类型较差，多为Ⅱ-Ⅲ型，为区内次要的烃源岩。栖霞组、茅口组广海陆棚相黑色、灰黑色、深灰色泥晶灰岩有机碳含量较高，厚度较大，大多在150～255 m之间，广元曾家河地区可达254.8 m，南江桥亭为216.6 m，达县—宣汉区双石1井钻厚223.5 m，呈现出盆地边缘相对较薄，往盆内依次增厚的变化趋势；其为区内主要的烃源岩, 有机质处于过成熟早期演化阶段，干酪根为混合型[4]。

在盆地内部，上二叠统下部海陆过渡相煤系地层陆源有机质丰富，煤层发育，其厚度一般为0.4～0.7 m，最厚达13 m，煤层横向分布不稳定，局部地区呈断续的透镜状、串珠状产出，是盆地内主要的气源岩之一。

在PG2井飞仙关组中下部至长兴组上部岩心的孔隙中有大量的沥青充填，YB2井长兴组沿缝合线分布的溶孔中也存在沥青充填，证实本区经历了从古油藏→气藏的成藏过程。对PG2井岩心中的沥青进行常规热压模拟实验，其产出物为凝析油、轻质油、烃气以及H2、CO2，其中烃类气体的干度指数C1/C2+介于0.58～3.97，属湿气，与现今气藏中过成熟裂解干气不相一致，表明储层沥青不是普光气藏的主力气源，它作为一种次要气源为普光气藏提供高成熟湿气以及部分凝析油或轻质油。PG2井飞仙关组储层沥青热模拟气体甲烷碳同位素为-32.50‰～-33.64‰、乙烷碳同位素为-22.77‰～-24.52‰，与现今普光气藏天然气甲烷碳同位素-30‰±，乙烷碳同位素-27‰～-29‰±的特征不相符合。从甲烷碳同位素主要分布于-32.5‰～-33.64‰区间来看，沥青热模拟所产生的气体成熟度较现今气藏天然气成熟度低，这一特点与模拟气组分所反映出的特征一致，表明沥青质不是现今气藏天然气的主要供给者。

2.2 储集条件

2.2.1 长兴组储层

长兴组沉积期，川东北地区古地貌为陆棚与台地相间分布，走向为北西—南东向。自北东至南西依次为鄂西深水陆棚、南江—通江—宣汉—开江台地、梁平—开江浅水陆棚(向北与广旺—鄂西深水陆棚相通)、元坝龙岗台地(图1)。深水陆棚沉积了大隆组碳质页岩；浅水陆棚沉积了长兴组灰岩，其两侧台地边缘形成礁滩相沉积[5]。该陆棚东侧为南江—通江—宣汉—开江台地边缘相沉积，由于属陡坡型垂向加积沉积模式，储层分布面积小但厚度巨大，如普光气田长兴组—飞仙关组下部储层集中发育，平面上礁滩相分布仅50 km2左右、而厚度一般在200 m以上，PG6等井区厚达400 m以上，且纵向上分层不很明显；西侧为元坝—龙岗台地边缘相沉积，由于属缓坡型侧向加积沉积模式，储层分布广，类型多，厚度小，如元坝气田长兴组储层平面分布广，达到500～600 km2，但厚度基本上在120 m以下，且横向上变化大。

元坝区块长兴组发育两类储层，上段为生物礁相储层，下段为生屑滩相储层。上段储层主要为残余生屑(粒屑)溶孔白云岩，中粗晶(溶孔)白云岩，含生屑溶孔白云岩，藻粘结(溶孔)微粉晶白云岩，生物礁白云岩；下段储层主要为溶孔白云岩，生屑、含生屑粉细晶白云岩。储层岩石的孔隙度为0.23%～24.65%，平均孔隙度为4.0%，主要分布在2%～5%之间；渗透率介于(0.002 8～1 720.718 7)×10-3μm2，主峰值在(0.01～0.1)×10-3μm2之间，渗透率小于0.1×10-3μm2的样品占45%，但在(0.1～10)×10-3μm2之间的样品占40%。渗透率级差大、非均质性强，孔隙度与渗透率具正相关性，大部分样品渗透率随孔隙度增大而上升(图2)。总体上，长兴组礁—滩相属孔隙型、裂缝—孔隙型储层，以Ⅱ、Ⅲ类储层为主，少量Ⅰ类储层[6-8]。普光区块长兴组主要储集层发育于其上部，主要岩性为灰色泥—微晶白云岩夹泥晶灰岩、白云质灰岩[2]，储层物性较好，具较好的储气性。

图1 川东北地区长兴期沉积相据中国石化西南油气分公司，有修改。

图2 川东北元坝地区长兴组储层孔隙度与渗透率关系据中国石化西南油气分公司，有修改。

2.2.2 飞仙关组储层

普光区块飞仙关期为台地边缘相沉积(图3)，其储集层发育于飞仙关组的飞一段—飞三段，储集空间为孔隙和裂缝，以孔隙为主[9]。飞仙关组白云岩孔隙度介于0.94%～25.22%之间，平均值为8.17%，以6%～12%者为主；渗透率最小值为0.011 2×10-3μm2，最大值可达3 354.696 5×10-3μm2，二者相差5个数量级，以大于1.0×10-3μm2者为主。属中孔、中渗—高孔、高渗储层，以Ⅱ类储层为主，其次为Ⅲ、Ⅰ类。

元坝区块飞仙关期沉积以元坝—花丛—龙岗为相变线，相变线以西主要为台地边缘—台地相鲕粒灰岩沉积，以东主要为斜坡和陆棚相灰岩沉积。自下而上大体可划分为飞一—飞四4个段。相变线以西，飞一段以深灰色、灰色泥晶灰岩、含泥灰岩为主，局部发育含鲕粒灰岩、鲕粒砂屑灰岩，底部发育一套3 m左右深灰色泥质灰岩、含泥灰岩；飞二段以灰色鲕粒灰岩、砂屑灰岩为主，部分井下部发育灰色、深灰色灰岩；飞三段以灰色泥灰岩、灰岩为主夹鲕粒灰岩；飞四段为灰色、紫色灰岩、白云岩与白色石膏互层。YB27井区4口井飞仙关组二段储层分析数据显示，岩性不同物性条件差异较大。无溶蚀孔的泥晶—藻屑灰岩177个样品分析结果：孔隙度介于0.79%～7.72%之间，平均值为2.44%；渗透率最小值为0.003×10-3μm2，最大值可达1 348.203 7×10-3μm2，二者相差6个数量级，主要分布于(0.004～0.20)×10-3μm2之间，平均值为0.008 4×10-3μm2。溶孔亮晶粒屑—鲕屑灰岩(9个样品)的孔隙度介于2.62%～12.85%之间，平均值为7.67%；渗透率介于(0.028 6～0.310 1)×10-3μm2之间，平均值为0.068 8×10-3μm2。与普光区块飞一、飞三段白云岩的孔渗条件相比，元坝区块YB27井区飞二段储层的物性条件要差很多，表明后期的白云岩化作用对储层的孔渗条件影响很大。元坝区块飞仙关组成岩后期的白云岩化作用微弱，岩石孔渗条件差，储集层相对不发育，所发现的气藏天然气丰度低、产量低。

2.2.3 长兴—飞仙关组储层演化史

长兴—飞仙关组储层经历了4次重要的演化过程，即原生孔隙期、大气渗流和潜流选择性溶蚀期、印支期及燕山期非选择性溶蚀期，其中后三期的选择和非选择性溶蚀孔隙(孔、洞、缝)是长兴—飞仙关组储层的主要储集空间[10]。从多井的岩心物性分析资料看，普光区块飞仙关组储层后生溶蚀作用强度大于元坝区块，而长兴组储层的后生溶蚀作用则是元坝区块强于普光区块。这种溶蚀的差异性导致了普光气田的主力产层为飞仙关组，元坝气田的主力产层为长兴组。

图3 川东北地区飞仙关期沉积相据中国石化西南油气分公司，有修改。

2.3 盖层条件

PG2井嘉陵江组二段—雷口坡组(T1j2-T2l3)膏盐岩累计厚279 m，PG1井飞仙关组四段—雷口坡组(T1f4-T2l3)膏盐岩累计厚316 m，CY83井、YB121井飞仙关组四段—雷口坡组膏盐岩累计厚分别为306 m和443 m；这套巨厚膏盐层在川东北地区层位稳定，厚度也基本稳定，自东向西呈逐渐加厚的趋势，故而形成了稳定的区域性盖层，构成了本区良好的保存条件[2]。

PG2井飞仙关组四段的云质泥岩夹薄层石膏层和薄泥晶灰岩，构成了长兴组—飞仙关组气藏的直接盖层[2]；YB121井飞仙关组一段厚层含泥灰岩、灰岩构成了元坝长兴组气藏的直接盖层(表1)。

2.4 圈闭条件

川东北普光区块主要为在古隆起背景之上的构造—岩性复合圈闭。普光—东岳寨构造为一NNE走向大型长轴断背斜，构造的形成受东岳寨—普光断层控制。其西南高、北东低，西翼陡、东翼缓(图4)。受普光北断层的分隔，形成内部气—水界面不统一的普光和东岳寨2个局部构造。普光构造南宽北窄、西陡东缓，构造高点较低。东岳寨构造表现为较为紧闭、等椭圆型、西翼缓东翼陡的特征，构造高点较高。普光构造西侧受NE向逆冲断层控制，北侧与东侧受构造线控制，南部受沉积相变带控制, 是一受构造与相变线共同控制的构造—岩性复合型圈闭。PG2井最高气层顶界为海拔 -4 426.57 m，底界海拔为 -5 110.93 m，圈闭闭合高度为684.36 m。元坝区块主要为古构造与礁滩相灰岩、白云岩叠置的岩性圈闭，圈闭最高部位为 -5 680 m，气藏底界高度为-6 540.8 m，含气高度大于860.8 m[11]。

2.5 运移条件

川东北地区天然气聚集成藏的运移通道主要为不整合面、断层以及构造裂缝。志留纪末的加里东不整合面和中三叠世末的早印支运动不整合面，规模巨大，活动显著，在四川盆地内部分别形成了乐山—龙女寺隆起带、开江隆起带和印支期华蓥山隆起带，它们对早期油气运聚起控制作用。

普光气藏天然气运移通道得益于其两侧的断层与烃源(油型裂解气、二叠系气源)的沟通，同时这类逆断层并未向上切割区域主要盖层(嘉陵江组、雷口坡组膏盐层)，保证了构造—岩性复合圈闭的完整性，构成了普光气藏形成的一个有利控制因素[12]。

表1 川东北普光、元坝地区膏盐厚度统计

图4 川东北地区普光构造飞仙关组顶面构造据中国石化西南油气分公司，有修改。

元坝区块长兴组断裂不发育，也无大的不整合面存在，其油运移通道主要由长兴组储层(即良好渗透层)的孔隙与微裂缝、长兴组顶面短暂暴露侵蚀面、长兴组及其下伏地层的微孔和微裂缝组成，天然气主要通过扩散的方式运移与聚集。

3 油气成藏的主控因素与富集规律

3.1 古隆起控制油气早期聚集

开江古隆起的形成演化控制着二叠系、三叠系油气聚集。早期形成的次生孔隙在海西—印支期进一步溶蚀、沟通，改善了二叠系、三叠系储层的储集条件，形成了良好的储集空间。沿开江古隆起形成的圈闭定形于油气大量生成运移之前，空间上靠近油气运移通道，具备捕获油气的有利条件，因此在古隆起周围形成了环带状分布的大型古油气藏。这些大量古油气藏被喜马拉雅期构造运动和构造变形所改造，油气发生重新分配。普光古油藏的形成明显与开江古隆起所控制古地貌、有利沉积相带(生物礁、滩、鲕粒滩)及后期成岩演化有利部位有关[13]。油气成藏有早期 (印支—燕山期)聚集成藏模式、早期聚集晚期 (喜马拉雅期) 成藏模式以及晚期聚集成藏模式。3种成藏模式以早期聚集成藏最好，早期聚集晚期成藏较好。

3.2 孔隙型储层与古构造的叠合是普光气藏形成的重要条件

四川盆地区域性碳酸盐岩裂缝—孔隙(洞)型和孔隙型储集层主要发育在震旦系顶部、石炭系、上二叠统长兴组、下三叠统飞仙关组以及嘉陵江组，储层岩性主要为白云岩。四川盆地多期次的强烈构造运动，在川东北地区形成了多期古构造，这些古构造对油气的早期运聚有着十分重要的控制作用[12]。印支期，普光、铁山、五百梯、渡口河、罗家寨等飞仙关组鲕粒白云岩储层和元坝长兴组的礁、滩相灰岩、白云岩储层的形成，明显受控于开江古隆起。但油气的聚集不完全受控于古构造，位于普光—东岳庙构造高部位的CY84井飞仙关组鲕滩欠发育，其天然气产量明显低于位于构造翼部、鲕滩发育的PG2井，因此，普光气藏属构造—岩性复合油气藏[14]，孔隙型储层与古构造叠合是气藏形成的重要因素。

3.3 天然气富集受控于礁、滩相白云岩、灰岩储层

普光区块天然气主要富集于下三叠统飞仙关组和上二叠统长兴组礁相白云岩、灰岩储层之中；元坝区块天然气主要富集于上二叠统长兴组礁相白云岩、灰岩储层中。气藏的分布范围、厚度受控于礁滩相储层的展布与厚度。普光区块长兴—飞仙关组为台地边缘相陡坡型垂向加积沉积，所以其储层分布范围小、但厚度巨大；元坝区块长兴组为台地边缘相缓坡型侧向加积沉积，所以其储层分布范围大，但厚度相对较小。元坝区块在下三叠统飞仙关组为开阔台地相沉积的灰岩，礁、滩相岩石不发育，储集条件相对较差，气层的产量较低。适时的白云岩化与溶蚀作用形成晶间溶孔、铸模孔、粒间溶孔、溶蚀孔洞等，极大地改善储层的孔渗条件[12,15-16]，储层后期的白云岩化和溶蚀作用直接决定了储层的孔隙度和渗透率的大小，也决定了气藏的天然气丰度。

3.4 元坝地区构造相对稳定有利于天然气成藏

元坝地区长兴组气藏成藏于燕山中晚期，其时米仓山冲断带进一步向南冲断、挤压，造成元坝地区中部进一步下拗和其南北两侧相对上翘，元坝气田长兴组圈闭处于南翼，有利于圈闭区及下倾方向生成的天然气运移聚集成藏。在挤压作用下，海相地层轻度挠曲，形成少量小断层和裂缝，加之深部溶蚀改善地层(主要是储层)孔渗性，构成一定的主要输导体系。同时随着热演化程度的进一步加深，本区有机质演化已达到过成熟阶段，源岩干酪根和早期形成的液态烃大量裂解成干气，主要通过扩散方式，辅以小断层和微裂缝渗流方式，由烃源层和其他含油层系向长兴组储层运移，形成岩性气藏。进入喜马拉雅期，由于大巴山构造应力体系的影响较小，元坝地区长兴组岩性圈闭并未受到大幅改造和叠加，只是整体抬升，特别是气藏位置相对于坳陷中心的抬升，更有利于天然气聚集成藏。此时，源岩和其他含油气层进一步生气，不断运移至气藏内，对气藏形成补充。

4 结论

(1)川东北飞仙关—长兴组气藏形成具备良好的生油气、储集、运聚、圈闭保存等条件，这些条件的共同作用形成古油气藏和现今天然气藏。

(2)川东北飞仙关—长兴组礁、滩相白云岩、灰岩等孔隙型储层与古构造的叠合成就了普光、元坝气藏。

(3)川东北飞仙关—长兴组礁、滩相白云岩、灰岩的孔、渗性与后期的白云岩化及溶蚀作用强度密切相关。

(4)川东北飞仙关—长兴组天然气富集受控于礁、滩相储层，储层的物性条件决定了天然气的丰度。

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(编辑 徐文明)

Reservoir condition and enrichment regulation in Changxing-Feixianguan Formations, northeastern Sichuan Basin

Zhan Zhonglun1, Zhan Xin2, Yin Yingzi2

(1.SINOPECSouthwestOil&GasCompany,Chengdu,Sichuan610041,China;2.FacultyofEarthResources,ChinaUniversityofGeosciences,Wuhan,Hubei430074,China)

Based on the data from the exploration and production in the Puguang and the Yuanba gas fields, the authors analyzed the gas reservoir conditions and enrichment regulations in the Feixianguan-Changxing Formations in the northeastern Sichuan Basin from the aspects of generation, reservoir, cap, trap, migration and pre-servation. There are similarities and distinctions between the Puguang and the Yuanba gas fields. The Puguang gas field is composed of structural-lithologic complex traps under paleo-uplift settings. Reservoirs were formed due to vertical aggradations, characterized by restricted distribution and giant thickness. Natural gas migrated along tectonic fractures. In the Yuanba gas field, there are dolomite and limestone superposed lithologic traps in reef beach facies or structural traps. Reservoirs were formed due to lateral progradations, characterized by wide distribution, various categories and thin thickness. Natural gas migrated along structural micro-fissures and pores in permeable formations. The critical controlling factors of accumulation include the growth and distribution of dolomite and limestone in reef beach facies, and the conditions of porosity and permeability are positively related to the degree of dolomitization and dissolution during the late diagenesis period. The reservoir physical properties determine the abundance of natural gas accumulation.

reservoir condition; enrichment regulation; gas reservoir; Feixianguan Formation; Changxing Formation; northeastern Sichuan Basin

1001-6112(2014)02-0165-06

10.11781/sysydz201402165

2013-09-10；

2014-01-06。

詹仲伦(1964—)，男，高级工程师，从事油气勘探开发综合研究。E-mail: cszhzhan@163.com。

TE122.3

A