川东兴隆场气田油气充注、聚集与调整改造过程

2016-09-23李让彬唐德海

天然气技术与经济 2016年4期

关键词：长兴兴隆气藏

李让彬　唐德海

（中国石化勘探分公司研究院，四川　成都　610041）

川东兴隆场气田油气充注、聚集与调整改造过程

李让彬唐德海

（中国石化勘探分公司研究院，四川成都610041）

近年来，川东地区长兴组—飞仙关组礁滩相勘探取得了一系列重大发现，礁滩气藏形成机理成为了研究的热点。兴隆场气田的解剖以及气藏形成演化的系统研究表明：长兴组岩性圈闭古油藏为孤立的油藏，现今气藏气—水界面不受海拔控制，具有各自相互孤立的特点，从古油藏形成到现今气藏经历了一定的调整改造。天然气成藏过程主要包括3个阶段：晚印支期为早期古油藏的聚集阶段，形成多个独立的礁—滩相储层岩性油藏；早—中燕山期为古油藏裂解形成古气藏阶段；晚燕山期以来为现今气藏定位阶段。

油气充注聚集调整改造长兴组兴隆场气田

0　引言

兴隆场地区位于重庆市梁平县，隶属于中国石化川东南涪陵区块，构造上隶属于川东弧形高陡褶皱带。平面上，主体处于黄泥塘与大池干井高陡构造间的拔山寺向斜内，东部以大池干井构造为界，西邻南门场—大天池构造带，主体属于万县复向斜中的拔山寺向斜，构造呈北东向展布，断层不发育。结合四川盆地长兴组—飞仙关组沉积相展布特征，兴隆场地区位于开江—梁平陆棚西侧有利相带的东南端，是环开江—梁平陆棚两侧长兴组—飞仙关组礁滩相储层有利的勘探区［1-4］。

前人对川东北地区长兴组—飞仙关组礁滩相岩性气藏做了大量的研究，特别针对普光气田、元坝气田岩性气藏形成与演化方面的研究尤为深入［5-9］。但是上述两个气田在现今埋深、输导体系构成、主力烃源岩等方面均存在差异，显示了四川盆地长兴组—飞仙关组礁滩气藏在不同地区、不同构造部位油气成藏方面的特殊性。因此，针对处于同一沉积相带内的兴隆场气田，其礁滩相岩性气藏的形成及演化具有特殊性和复杂性，有必要开展气藏油气充注、聚集与调整改造过程等方面的系统研究。

1　古油藏及现今气藏基本特征

原油充注期缺乏有效输导体系，并且圈闭类型为有灰泥岩、泥灰岩作为隔夹层的岩性圈闭，使原油充注到圈闭中具有随机性。以兴隆1井4 599.13～4 603.83 m礁滩相白云岩储层段为例（图1），顶部的礁滩复合相白云岩孔隙中普遍含有沥青，整个岩心呈现黑色，而下部的生物礁相白云岩只有部分孔洞含有沥青，另外一部分孔洞、尤其是较小的溶孔中没有沥青充填，表明原油没有充满该储层段。这说明原油充注时断裂不发育，礁滩相岩性圈闭中部分不连通的储层没有发生原油充注，另一方面，因孔隙的连通性差，生物礁相白云岩储层段部分孔隙未发生原油充注。整体受礁滩岩性圈闭的控制，形成的古油藏为孤立的油藏。

由于原油充注的差异性及孤立的岩性圈闭，使得兴隆场地区各井长兴组—飞仙关组气藏没有统一的气—水界面，各自相互孤立，这正是本区台地边缘礁滩相气藏的特点。

古油—水界面与现今气—水界面的关系可以很好地体现出古油藏到现今气藏的调整改造过程，如果原油裂解成气的过程处于稳定的构造背景下，由于原油裂解形成天然气，气体体积会膨胀，因此，古油—水界面应该在现今气—水界面之上。对于现今气—水界面位于古油—水界面之上的情况可能是古油藏由构造高部位调整为现今气藏低部位，油气藏发生过晚期的调整改造过程或发生了天然气的逸散。

图1　兴隆1井钻井岩心与沥青观察长兴组礁滩复合相白云岩储层图

通过对兴隆场气田的钻井岩心、岩石薄片的系统观察，以及对测井资料的综合分析，确定单井沥青分布，结合现今储层分布，最终确定古油—水界面。通过对福石1井及兴隆1井的分析，可以发现古油—水界面位于现今气—水界面之下，表明兴隆场气田从古油藏形成到现今气藏经历了一定的调整改造。

2　烃源岩的生烃史与古油藏原油充注史

2.1烃源岩生烃史模拟

兴隆场气田长兴组—飞仙关组天然气主要来源于上二叠统龙潭组烃源岩，运用IES盆地模拟软件，对兴隆1井龙潭组烃源岩进行了热演化模拟，并划分了不同的生烃演化阶段，从而揭示龙潭组烃源岩在研究区内的生烃演化历史。盆地模拟所需要的相关参数主要根据区域地质背景资料及前人的研究成果，现今剥蚀厚度取2 000 m，热流值演化主要参考了胡圣标等对中国南方地热值的研究［10］，取古地表温度为25℃，古地温梯度为3.5℃/100 m。根据烃源岩的热演化模拟结果，下志留统龙马溪组烃源岩在早三叠世进入生烃门限，而在中晚三叠世进入生烃高峰；上二叠统龙潭组烃源岩在中晚三叠世处于低成熟阶段（Ro=0.5%～0.7%），早侏罗世期间处于成熟阶段，晚侏罗世—早白垩世期间进入高—过成熟阶段。

2.2古油藏原油充注历史

采用流体包裹体测试技术与储层埋藏史、热史结合的方法确定了古油藏原油的充注历史［11］。兴隆场地区长兴组和飞仙关组储层中含大量沥青，据岩心观察及薄片观察，兴隆1井长兴组含沥青白云岩的累计厚度为30 m，现今气藏的天然气主要是古油藏原油裂解气。确定古油藏的充注时间应测定与油包裹体同期的盐水包裹体，但由于储层经历了高热演化历史，原油裂解，完成了古油藏向气藏的转化［12］。因此现今储层中油包裹体少见，但是油包裹体经高温之后的残留产物沥青包裹体较常见，与这类包裹体相伴生的同期盐水包裹体的均一温度也应当代表了油包裹体捕获时的温度。

流体包裹体观察显示，长兴组白云岩储集层可见大量的固体沥青包裹体、气态烃包裹体、含烃盐水包裹体和盐水包裹体。沥青包裹体在透射光下为黑色（图2a），在荧光照射下仍然为黑色；气态烃包裹体在透射光下发黑（图2b），在荧光下发淡白色荧光。通过对与烃类包裹体相伴生的盐水包裹体的均一温度测量，并结合埋藏史、热史，表明长兴组储层发生了两期原油充注（图3）：第一期时间为200～192 Ma（晚三叠世—早侏罗世，对应晚印支运动到早燕山运动）；第二期时间为192～181 Ma（早侏罗世—中侏罗世，对应早燕山运动）。

图2　兴隆1井长兴组储层样品包裹体类型图

3　输导体系构成与演化

3.1输导体系的构成与输导模式

图3　兴隆1井长兴组原油充注期次与时间图

兴隆场构造的输导体主要有长兴组白云岩储集体、飞二段鲕粒灰岩储集体以及沟通源岩和储集体的构造节理缝。在地震剖面上无可识别的小断距断裂，其输导模式可以理解为裂缝沟通源岩，储集体侧向输导。

3.2输导体系的演化历史

由于研究区位于宽缓的向斜区，构造活动弱，断层不发育，兴隆场气田输导体系由裂缝和储集体输导层组成，其有效性取决于单个输导体的发育演化历史以及与烃源岩生烃演化历史的配置关系。因此，需要在构造演化背景下，结合储集层的演化历史和源岩生烃史，综合评价输导体系演化的有效性与流体输导性能。

研究区长兴组—飞仙关组储层裂缝主要为构造裂缝，裂缝输导体系形成的时间主要受控于区域构造运动的活动时间，涪陵地区构造演化历史表明，印支期未发生明显的挤压变形，长兴组—飞仙关组储层裂缝主要形成于早燕山期，因此裂缝在早侏罗世—现今阶段可以作为天然气运移的输导体系。早侏罗世，上二叠统源岩大量生烃期，在晚侏罗世中期—早白垩世早期达到生气高峰，早白垩世末期由于盆地整体抬升逐渐停止生气。由此可知，早侏罗世—早白垩世是烃源岩生烃史与裂缝输导体系发育的最佳匹配期，是油气运移聚集的良好输导体系。

储集体输导层的成岩作用及孔隙演化历史分析表明，长兴组—飞仙关组礁滩相储集层主要受早期大气淡水相关溶蚀和浅埋藏条件下的白云岩化作用的影响。白云岩储层的孔隙多在大规模油气充注之前发育，大气淡水溶蚀和白云岩化对孔隙的形成起建设性作用，而早期海水胶结、压实压溶作用主要对孔隙起破坏性作用。因此，长兴组—飞仙关组礁滩相储集层孔隙主要在印支末期形成，为古油藏的聚集提供了必要的基础条件。

4　油气成藏过程

基于烃源岩的生烃演化历史、裂缝与储集体输导层的发育历史及构造演化历史，以过梁平2井—兴隆101井—兴隆1井—兴隆2井剖面为例，兴隆场气田长兴组—飞仙关组礁—滩相气藏的天然气成藏过程（图4）可总结如下。

1）早期古油藏的聚集

晚印支期，上二叠统烃源岩已经成熟并进入生油门限，构造背景相对稳定，生成的原油沿层间裂缝垂向运移至储集层，形成多个独立的礁—滩相储层岩性油藏。且兴隆1井长兴组储集层见有较多沥青以及裂缝面见有沥青，表明由裂缝和储集层组成的输导体系在该期是有效的。

2）古油藏裂解及古气藏形成

早—中燕山期，古油藏开始大量裂解并形成古气藏。此期由于盆缘造山挤压影响，层间裂缝很发育，与储集体一起继续构成有效的输导体系。同时，上二叠统烃源岩进入生气阶段，可能继续为气藏提供气源。

3）现今气藏定位

图4　兴隆场地区长兴组—飞仙关组天然气成藏过程图

晚燕山期以来，受雪峰山和大巴山强烈活动的影响，在兴隆场地区周缘形成高陡构造，背斜核部至三叠系地层遭受剥蚀，三叠统雷口坡组及下三叠统嘉陵江组四、五段膏岩发育，易被风化冲刷剥蚀，区域盖层缺失，保存不利，如位于背斜核部的梁平2井，发育断层，长兴组白云岩测试产水9.02 m3/d，地层水矿化度为51.6 g/L，水型为CaCl2，测试压力系数为0.95～1.02，未形成压力封闭。兴隆101井、兴隆1井位于背斜的翼部，不发育断层，保存条件好，仅部分天然气向背斜核部二次运移，造成天然气的逸散，气水界面重新调整。