新场气田须二气藏成藏机理深化研究

黎华继 陈 兰 刘 叶 冉 旭 罗桂滨

（中国石化西南油气分公司勘探开发研究院）

新场气田须二气藏成藏机理深化研究

黎华继 陈 兰 刘 叶 冉 旭 罗桂滨

（中国石化西南油气分公司勘探开发研究院）

以深究新场气田须二气藏复杂气水分布的根源为出发点，梳理前期气藏成藏研究成果为基线，融入气藏动静态特征研究，探寻气藏储层非均质性及复杂气水分布的根源。新场气田须二气藏经历了早期原油聚集与裂解阶段、中期生气增压聚集阶段、晚期高压驱赶运聚成藏阶段。关键时期为晚期高压驱赶运聚成藏阶段；储集类型为裂缝-孔隙型，高孔隙型储层发育于高含水区；受裂缝发育影响，须二气藏为无统一气水界面的边水气藏；潜力区应为气水过渡带之上、近断层的区域。图9参3

须二气藏储层非均质性储集性

0 引言

川西坳陷新场气田须家河组二段气藏是由多个NE、SN、NEE向高点组成的NEE向复式背斜，地层可划分为3个亚段、10套砂层组，储集砂体厚度大，延伸范围广，厚度比较稳定；须二段以三角洲平原—前缘沉积为主，有利储层的沉积微相主要为水下分流河道、河口砂坝中—细粒砂岩沉积；埋藏深度4500～5200 m，砂岩平均孔隙度为3.75%，平均基质渗透率只有0.07 mD，属于典型的低孔—特低孔超致密储层；产出的流体以天然气为主，不含凝析油，产地层水，但无统一气水边界；气藏的压力系数为1.64左右，属裂缝控产的异常高压有水气藏。

在新场气田10余年的勘探开发过程中，2006年杨克明、叶军等[1]提出的“早期古构造之上叠加晚期‘断而未破’裂缝系统是富集高产的主控因素”的高压驱赶成藏模式，较好地指导了气藏的勘探开发。但由于气藏独有的复杂性（基质储层在致密背景下，不乏相对疏松储层，同时裂缝发育程度的差异使得须二储层表现出极强的非均质性，另外，气水同产但无统一的气水边界），使上述成藏模式难以指导气藏下一步的开发评价工作，针对须二气藏成藏的复杂性，有必要对进入开发评价阶段的须二气藏前期气藏成藏方面的研究成果进行梳理，结合气藏特征，明确真正的气藏成藏主控因素，探索气藏开发潜力区。

遵循杨克明等高压驱赶的成藏模式，新场须二成藏过程分为3个阶段，本文将分阶段对须二成藏过程中储层及气藏气水分布进行逐一解剖，以求探寻气藏复杂性的根源。

1 早期原油聚集与裂解阶段

须四段沉积期末，海陆过渡相烃源岩已开始生油，直至早侏罗世，均以生油为主。早期生成的石油在印支期的古构造中聚集成藏，随埋藏加深发生热裂解作用。

据张有江、叶泰然等对该区构造演化分析[2]，在此阶段，新场须二顶面构造东低西高，略为南高北低，在部分井区存在古构造高点。而且安县运动形成早期的NE和NW走向的小断裂，断距小，延伸较短，向上未穿须三层顶，即NNE断层F1、F2、F3、F4和南部NE向断层在本次构造运动初步形成（图1）。断层的产生无疑在其周围相应产生一系列宏观及微观缝，而裂缝的发育程度视断层的规模各有差异。据前期构造及裂缝研究成果推断，F1断层上盘裂缝最为发育，相较之下，F4断层发育程度次于F1，但优于F2、F3。

图1 过新86井须五底拉平地震剖面图

在此阶段由于须二储层处于致密化中期，虽然断层的存在已使储层局部渗透性能优于基质储层，但基质储层平均孔隙度＞15%，储层应以孔渗性较好的孔隙型储层为主，其下部源岩生成的原油由高势区向低势区沿喉道或断层向上遇阻后于顶部局部圈闭区内聚集（图2）。

图2 新场须二气藏须家河沉积期末成藏模式示意图

据新场须二储层薄片观察，在个别井上亚段观察到沥青沿裂缝侵入储层，后期冷凝收缩形成有机质收缩缝。由此判断新场须二“早期原油聚集与裂解阶段”实有存在，但目前没有证据充分证明该阶段工区内储层广泛经历。

2 中期生气增压聚集阶段

从中侏罗世到晚侏罗世，出现了两次以湿气为主的生排烃高峰，导致系统内压力急剧增高。刘树根等[3]对川西上三叠统进行了古压力模拟，结果显示，在白垩纪末期，压力梯度由1.51上升至1.87，呈现天然气聚集增压的特征。

此阶段须二顶构造经历了由西高东低、南高北低向东高西低、北高南低构造形态的过渡。

白田坝沉积期末，南北、东西向地层趋于平坦（图3），构造形态主要受该时期的晚印支运动的影响，使川西坳陷整体抬升。横向上新场须二整体的构造形态比较平缓，但仍表现出西低东高、北低南高的构造形态，除西北一线区域沉降，构造位置变低，以及南部区域隆升，其余井区的古构造高点进一步巩固，这些古构造高点应为油气聚集提供了好的储集场所，为有利的油气捕获区。前期形成的NNE、NE向断层以及其衍生的裂缝、微裂缝应得到进一步改造，但变形程度不大。

该阶段须二储层仍处于致密化中期，储层平均孔隙度仍＞10%，储层仍以孔渗性较好的孔隙型储层为主，裂缝为油气的运移提供优势通道，须二下部及自身源岩生成的天然气以水溶气方式，由高势区向低势区沿喉道或裂缝向上遇阻后于局部圈闭区聚集，同时前期生成的原油热裂解成气视能量大小就地聚集或向周围扩散，这也可从前期李汶国等[4]对须二烃源岩的研究得到印证，新场须二气藏所产天然气为介于油型气与煤型气之间的混合成因气。至此，各亚段有统一的气水界面（图4）。

图4 新场须二气藏白田坝沉积期末成藏模式示意图

图3 过新856井白田坝底拉平地震剖面图

而蓬莱镇沉积期末须二顶面构造形态已变为北高南低、西高东低（图5），这主要由于燕山早—中幕反向构造抬升运动引起，在侏罗系遂宁组地层沉积末期新场北东向构造形态已见雏形，到蓬莱镇沉积期末，构造高点的变换已经完成，工区西北部出现了局部高点，而古构造高点依然存在，该阶段断层发育程度也得到进一步的深化。

图5 过新86井蓬莱镇底拉平地震剖面图

朱宏权、吕正祥等对新场须二段储层演化研究表明，此时气藏储层也正经历由常规储层向特低孔致密储层的转变（图6）[5]。由于上覆盖层厚度的差异、储层抗压性矿物含量的差异、所含流体性质的不同以及断裂的不均衡发育等，造成储层严重的差异压实，导致储层具强烈的非均质性。在高含气、抗压刚性矿物（如石英）高含量层段且裂缝发育区，如工区中部F1断层附近，须二中亚段高石英（抗压）、高长石（次生孔发育）、低岩屑，虽然气体具可压缩性，但由于此时定容封闭的异常高压已经形成，其地层压力是一个各向同性的张性力，此时也为生排烃高峰期，虽然储层已进入致密化末期，储层平均孔隙度< 5%，天然气沿喉道充注的能力变弱，但沿断裂仍有油气不断充注其中，故在工区内古今始终处于局部高点区、刚性矿物高含量区及断裂发育带。即使在储层超致密后，由于仍为有效圈闭，经过后期构造转置，仍位于水线以上，这类局部圈闭仍能依靠裂缝接纳该期生成的油气。此阶段须二段顶部构造存在多个与断层相邻的局部高点，为该时期的油气聚集提供了有利空间，这些局部高点区压实程度远远低于低含气区；同时在高含水区，由于水体的不可压缩性，持续的水岩作用也极易形成次生溶蚀孔缝，故该区储层不乏存在孔渗性相对好的孔隙型储层；另外在致密化进程中，气水界面由于持续的成岩作用，特别是靠水一侧，碳酸盐等胶结物大量存在易形成环状致密的成岩封堵区，形成局部的含水岩性圈闭。

图6 川西坳陷须二气藏成藏事件图

图7 新场须二气藏蓬莱镇沉积期末成藏模式示意图

中期生气增压聚集阶段经历了气藏由东高西低、南高北低转换为西高东低、北高南低，这意味着气藏已形成的气水分布格架遭到破坏，气水分布要重新调整，但储层超致密化又严重阻止气水分布正常的调整。综上所述，气水分布的重新调整在气藏范围内总体遵循“气往高处走、水往低处流”的原则，但由于局部超致密层的阻隔，以及局部岩性圈闭的遮挡，使得气水调整在局部不能完全遵循浮力、重力原理，在构造的高部位仍存在岩性圈闭性质的独立水体——残留地层水（图7）。低部位水线之下仍有可能存在局部岩性圈闭的局部“气层”，气藏整体呈现出包含局部残留地层水的边水气藏，气藏仍为整体含气性、局部富集，含气性差异程度较大。

由以上分析可知，始终处于古构造局部高点部位、裂缝发育、且储层矿物成分成熟度高即高石英低岩屑的层段为油气聚集的最有利部位，不难发现须二中亚段F1断层上下盘附近即是最有利区，而F3断层上下盘由于裂缝的发育程度差于中部新856井区为较有利区。但此阶段构造的倒置引起气藏气水分布的重新调整，必然使气藏能量大大衰减，故而“中期生气增压聚集阶段”仅限于白田坝沉积期以前，其后应为气藏的调整期。

3 晚期高压驱赶运聚成藏阶段

白垩纪以来，系统内烃源岩逐渐达到干气阶段，压力继续增高，压力梯度达到1.7~2.2。喜马拉雅期构造运动产生大量的断裂及裂缝，造成了构造部位的压力有所降低。在势能场的作用下，高压差驱使天然气在构造高部位富集成藏。此阶段，须二构造反转已完成，构造北高南低、东高西低的格局受到喜马拉雅构造运动的进一步改造，定型为现今构造形态（图8），并在该区产生大量的小型逆断层，断层断距小，但这些断层的存在使得气藏原本复杂的气水分布又进一步变动，据现今断层及裂缝分析，须二内部断层发育程度差异较大，其中F1上盘及其附近为网状发育区，其次F4上盘高角度裂缝为较发育区，F2、F3裂缝发育程度次于F4，其余南北向的小断层及东西向断层附近更多地发育低角度缝及微缝。润湿相的水体沿断层及其产生的裂缝这一优势通道在重力或毛管力作用下，侵入它所能抵达的任何部位，如工区东部封闭的残留地层水可能遭到破坏，沿喜山期形成的东西向断层向中部渗流，同样工区南北及东部统一边水被喜山期断层刺穿后同样可向工区中部靠近，同时大量干气在高压差驱使在构造高部位富集。由此造成气藏目前复杂的气水分布（图9）。

图8 须二段顶面地震解释剖面图

图9 新场须二气藏现今气藏模式示意图

由上所述，新场须二气藏的成藏过程，储层组分的非均质性是储层后期成岩作用复杂化的基础，不均质的储层叠加多起构造运动造就了须二现今复杂的储层及气水分布。

4 结论

本文在前期新场气田须二气藏大量研究成果的基础上，通过该气藏古构造演化、储层特征及其致密化史、烃源岩演化以及气水调整等研究相结合，得出以下认识：

（1）新场须二气藏成藏的关键时期应为晚期高压驱赶运聚成藏阶段，此阶段受喜马拉雅运动的影响，产生大量的断裂及裂缝，且须二定型为现今构造形态构造，天然气沿裂缝充注，与此前各阶段成藏叠加富集。始终处于古、今构造局部高点部位、裂缝发育、且储层矿物成分成熟度高即高石英低岩屑的层段为油气聚集的最有利部位，该区域也是开发潜力区。

（2）新场须二气藏有利的储集类型为裂缝-孔隙型，高孔隙型储层往往发育于高含水区。

（3）新场须二气藏整体因受储层致密和裂缝发育局限影响，呈现出一个裂缝系统一个气水界面特征，没有统一气水界面。

1杨克明.川西坳陷须家河组天然气成藏模式探讨[J].石油与天然气地质,2006,27（6）:786-793.

2张有江，叶泰然，谯述蓉，等.新场须二构造演化、裂缝表征及展布规律研究[R].中国石化股份公司西南分公司研究院，2009.

3刘树根，徐国盛，单钰明，等.川西坳陷中生代以来构造及地压演化史研究[R].成都理工大学，1998.

4李汶国，李国建，何兴贵，等.四川盆地油气水岩石地球化学特征与天然气的运移和成藏环境研究[R].地质矿产部西南石油地质局地质大队，1994.

5吕正祥,朱宏权,刘泗宾，等.川西须家河组成藏主控因素与分布预测[R].中国石化股份公司西南分公司研究院,2010.

（修改回稿日期2015-03-03编辑文敏）

黎华继，女，1970年出生，高级工程师；从事油气开发工作。地址：（610041）成都高新区吉泰路688号中石化西南油气分公司研究院。电话：13668166046。E-mail：348311220@qq.com