摘 要 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、輸導體系、壓力系統(tǒng)及儲源關系等特征進行了地質與成像測井相結合的綜合分析。結論認為：該區(qū)下三疊統(tǒng)嘉陵江組上部一中三疊統(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(P
關鍵詞 四川盆地 元壩地區(qū) 晚二疊世-早三疊世 成藏差異性 成因 疏導體系 儲源關系 壓力系統(tǒng)
1地質概況
川東北元壩地區(qū)位于四川盆地三級構造九龍山背斜構造帶東南側、通南巴背斜構造帶西南側、川中平緩構造帶北部的銜接部位，受3個構造的遮擋，上二疊統(tǒng)長興組-下三疊統(tǒng)飛仙關組整體構造平緩，構造形變?nèi)酢嗔巡话l(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，并成為勘探家及學者的研究焦點。其中前人對長興組與飛仙關組氣源的觀點就不盡相同，有的認為烴源來自上二疊統(tǒng)大隆組，也有人認為來自志留系。
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(P
從實際的測試情況來看，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)能差異性的成因對擴大該區(qū)天然氣勘探具有重要現(xiàn)實意義。
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l93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l．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％～l0．0％。滲透率最大值遠高于l 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1一a)。
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飛仙關組
通過對儲層段l23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高于l 000 mD，以0．002～0．250mD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、云質生屑灰?guī)r為主，孔隙類型主要為晶問溶孔、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、溶蝕作用等建設性成巖作用較強(表1)，從而構成了裂縫-孔隙型的儲集空間。
結合測井解釋統(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)質程度較高，利于油氣的高產(chǎn)富集。
2．1．2．2飛仙關組
與長興組相比，元壩飛仙關組儲層主要發(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壓實壓溶作用和膠結作用強烈，巖石很快致密，缺乏酸性流體有效運移的通道。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、酸性流體運移不暢有關，另一方面也許與地層中酸性流體缺乏有關，從而不能大面積地發(fā)生廣泛而充分的溶蝕作用。
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、溶蝕作用等建設性成巖作用較弱(表1)，主要形成了孔隙型的儲集空間。結合測井解釋統(tǒng)計分析表明，飛仙關組以Ⅲ類儲層為主，僅局部發(fā)育Ⅱ類儲層(表2)，儲層優(yōu)質程度沒有長興組高，導致油氣富集程度沒有長興組高。
2．2輸導體系
2．2．1輸導體類型
2．2．1．1 長興組
通過大量薄片照片觀察分析，元壩長興組的輸導體主要由白云巖、白云質灰?guī)r儲集體與裂縫構成(圖2-a)。根據(jù)儲層段巖心物性的統(tǒng)計分析(圖3-a)，樣品點的滲透率值存在較多異常高值，分析認為與裂縫的發(fā)育情況有關。再結合成像測井來看(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，水平縫可使相對獨立的孔隙有效連通，從而有助于提高疏導體的立體疏導效率，增強儲層連通性，利于天然氣的有效運移、聚集成藏。
2．2．1．2飛仙關組
飛仙關組輸導體主要由鮞?；?guī)r儲集體和裂縫構成(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)樣品點的孔滲相關性較好，只有極個別樣品點滲透率異常，說明飛仙關組的裂縫不發(fā)育，主要為孔隙型儲集空間。結合成像測井分析(圖4-b)，與長興組相比，飛仙關組動態(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?分析與其特殊的構造位置有關，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造南緣，大巴山弧形沖斷構造帶西南側。這些構造帶活動時應力通過通南巴構造帶和九龍山構造帶的傳遞，到元壩構造作用減弱，應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，印支運動晚期，3個方向的應力形成合力，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)構造應力的加大，晚期的微裂縫更為發(fā)育[13]。
結合前述分析，元壩長興組與飛仙關組裂縫主要為構造縫、層理縫及成巖縫，構造縫主要起到溝通烴源巖與儲層以及連接上下儲層作用，為油氣運移通道，同時與有效儲層結合起來構成有效儲集空間，增強儲層縱向儲滲性能；層理縫主要起到油氣的側向疏導作用，有利于油氣的連片分布；成巖縫與構造縫、層理縫形成網(wǎng)狀交錯輸導體系，進一步提高疏導效率，有助于油氣的高效匯聚。
2．2．3 輸導模式
長興組與飛仙關組輸導模式(圖5)均屬于構造節(jié)理縫溝通烴源巖與儲層并垂向輸導，由層間節(jié)理縫和儲集體進行側向輸導。而由前述分析知，長興組儲層巖性主要為白云巖、白云質灰?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)質程度較高，而飛仙關組儲層巖性主要為鮞粒灰?guī)r、砂屑灰?guī)r，孔隙類型以粒間溶孑L、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模式儲層連通性更好，輸導效率更高，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)最新的圈閉描述結果來看，飛仙關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)育很多獨立的圈閉。根據(jù)現(xiàn)今壓力系數(shù)統(tǒng)計結果表明，長興組壓力系數(shù)分布在1．0左右，為常壓系統(tǒng)，飛仙關組壓力系數(shù)大于1．3，為高壓系統(tǒng)。
結合前面的分析知(圖2)，長興組與飛仙關組都有廣泛的瀝青分布，分析認為主要是原油裂解氣，與前人研究[8]相一致，當原油裂解成氣時，儲層的壓力會升高，飛仙關組儲層物性較差，輸導體的疏導效率較低，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體系疏導效率較高，儲層連通性好，壓力得以平衡，天然氣可以不斷地進行充注，易形成大規(guī)模氣藏，而東南部發(fā)育的獨立圈閉，氣水界面高低不一，高氣低水，氣水關系復雜，但基本上都是古油水界面低于現(xiàn)今氣水界面，說明了后期構造運動的改造作用可能使水層進入儲層，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儲源關系
2．4．1 時間配置關系
根據(jù)前人研究[8]分析表明，元壩上二疊統(tǒng)P2w、P
2．4．2 空間配置關系
長興組儲層距離上二疊統(tǒng)P2w、P
3 結論
1)元壩地區(qū)嘉陵江組上部一雷口坡組膏鹽巖蓋層分布穩(wěn)定，長興組與飛仙關組氣藏氣源主要為吳家坪組(P2w)、龍?zhí)督M(P2w)烴源巖，儲層特征的差異導致了長興組主要為中高產(chǎn)天然氣藏，飛仙關組主要為低產(chǎn)氣藏。
2)輸導體系、壓力系統(tǒng)、儲源關系的不同，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)律的關系以及挖掘潛在有利勘探區(qū)。
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本文作者：范小軍
作者單位：中國石化勘探南方分公司勘探研究院
