川東北元壩地區長興組與飛仙關組天然氣成藏差異性成因

范小軍

中國石化勘探南方分公司勘探研究院

川東北元壩地區長興組與飛仙關組天然氣成藏差異性成因

范小軍

中國石化勘探南方分公司勘探研究院

范小軍.川東北元壩地區長興組與飛仙關組天然氣成藏差異性成因.天然氣工業，2012，32（6）：15-20.

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，然而其海相主要產氣層上二疊統長興組與下三疊統飛仙關組的氣藏規模差異較大。為找出二者產能差異性的成因，對其儲層、輸導體系、壓力系統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：該區下三疊統嘉陵江組上部—中三疊統雷口坡組膏鹽巖蓋層分布穩定，長興組與飛仙關組氣藏氣源均主要來自上三疊統吳家坪組（P2w）和龍潭組（P2l）烴源巖；儲層特征上的差異導致長興組主要為中高產氣藏，飛仙關組主要為低產氣藏；而輸導體系、壓力系統、儲源關系的不同，也對富集程度產生了一定影響。

四川盆地 元壩地區 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

1 地質概況

川東北元壩地區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，上二疊統長興組—下三疊統飛仙關組整體構造平緩，構造形變弱、斷裂不發育［1－3］，主要為一個大型礁灘巖性氣藏，發育臺地邊緣礁灘相沉積［4－8］。

元壩氣田自2007年在上二疊統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大隆組，也有人認為來自志留系。

筆者通過分析發現，元壩地區下三疊統嘉陵江組上部—中三疊統雷口坡組膏鹽巖為其穩定的蓋層，斷裂不發育，首先排除陸相供源的可能性，而區域廣泛分布的上二疊統吳家坪組（P2w）和龍潭組（P2l）暗色泥灰巖及黑色泥質巖厚度大（40～80 m）；總有機碳含量值變化在0.27%～7.20%，平均值達2.90%［5］，干酪根類型主要以混合型為主，為一套較好的烴源巖，同時選取對于高演化地區敏感性較好的碳同位素指標分析［8］，兩產氣層為海相油型氣，與下組合及陸源煤型氣不同源，另氣體儲層固體瀝青的δ13C值介于－25.2‰～－28.5‰，與該區P2w和P2l烴源巖干酪根的δ13C值（－26.5‰～－28.4‰）相近，分析認為烴源主要為P2w和P2l泥質巖。

從實際的測試情況來看，長興組主要為中高產工業氣流，而飛仙關組為低產工業氣流，兩主要產氣層產能存在較大差異。在氣源相同的條件下，二者測試產能差異非常大，探討其產能差異性的成因對擴大該區天然氣勘探具有重要現實意義。

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193個巖心樣品的統計分析，儲層孔隙度高者大于24.0%，低者小于1.0%，平均值高于5.0%，其中孔隙度大于2.5%的樣品占總樣品的80%左右，主要集中分布在2.5%～10.0%。滲透率最大值遠高于1 000 mD，主要集中分布于0.002～0.250 mD和大于1.000 mD這2個區間，明顯存在滲透率分異的現象（圖1-a）。

圖1 元壩長興組（a）與飛仙關組（b）儲層孔隙度、滲透率分布直方圖

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，有利于油氣的高產富集。

2.1.1.2 飛仙關組

通過對儲層段123個樣品統計，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1 000 m D，以0.002～0.250 mD為主，占72.50%。總體表現為低孔低滲儲層（圖1-b），由于裂縫溝通作用，局部發育高滲儲層，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、云質生屑灰巖為主，孔隙類型主要為晶間溶孔、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。

結合測井解釋統計分析表明，長興組主要以Ⅱ、Ⅲ類儲層為主（表2），儲層優質程度較高，利于油氣的高產富集。

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育于臺地邊緣鮞粒灘亞相［10－12］，分布廣泛，主要發育于飛二段中，巖性以鮞粒灰巖、砂屑灰巖為主，孔隙類型以粒間溶孔、粒內溶孔為主（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二郎廟及龍崗地區地貌較低，只發育淺灘相鮞粒灰巖，沒有明顯的暴露作用，白云石化作用很弱，石灰巖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，多數巖石未見明顯的溶蝕現象，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生廣泛而充分的溶蝕作用。

圖2 元壩長興組（a）與飛仙關組（b）鑄體薄片照片

表1 元壩長興組與飛仙關組成巖作用對照表

表2 元壩碳酸鹽巖礁灘相儲層分類評價表

局部見少量表生溶蝕孔隙，多數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。結合測井解釋統計分析表明，飛仙關組以Ⅲ類儲層為主，僅局部發育Ⅱ類儲層（表2），儲層優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、白云質灰巖儲集體與裂縫構成（圖2-a）。根據儲層段巖心物性的統計分析（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圖像表現為塊狀、雜亂、裂縫及孔洞特征，高陡縫發育，水平縫次之，動態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

圖3 元壩長興組（a）與飛仙關組（b）孔隙度、滲透率關系圖

圖4 M井長興組（a）與L井飛仙關組（b）成像測井圖

飛仙關組輸導體主要由鮞粒灰巖儲集體和裂縫構成（圖2-b）。根據儲層段巖心物性的統計分析（圖3-b），絕大多數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，飛仙關組動態圖像表現為大套塊狀鮞粒灰巖特征，裂縫相對不發育，動態圖像的色級以黃褐色為主，色級分布較穩定，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育，那么是什么控制了微裂縫的發育呢？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，使微裂縫更加發育，改善了儲層性能。元壩晚期陸相淺層出現張性斷層，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

圖5 元壩長興組（a）與飛仙關組（b）氣藏輸導體模式圖

長興組與飛仙關組輸導模式（圖5）均屬于構造節理縫溝通烴源巖與儲層并垂向輸導，由層間節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、白云質灰巖，孔隙類型以晶間溶蝕孔、洞為主，裂縫發育，主要為Ⅱ、Ⅲ類儲層，儲層優質程度較高，而飛仙關組儲層巖性主要為鮞粒灰巖、砂屑灰巖，孔隙類型以粒間溶孔、粒內溶孔為主，僅局部發育裂縫，主要發育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，更利于油氣高產富集。

2.3 壓力系統

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，東南部發育很多獨立的圈閉。根據現今壓力系數統計結果表明，長興組壓力系數分布在1.0左右，為常壓系統，飛仙關組壓力系數大于1.3，為高壓系統。

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定，壓力難以釋放，故形成了高壓系統，使得不斷產生的原油裂解氣難以再進入到儲層中，從而形成的氣藏規模較小；而長興組西部、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，易形成大規模氣藏，而東南部發育的獨立圈閉，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。

對于這類常壓圈閉來說，早期可以形成大規模的氣藏，但一旦和水層連通，氣藏規模容易減小。加上元壩構造平緩，斷裂不發育，油氣水充注后的壓力系統得以較好的保存，最終形成了現今不同的壓力系統。

2.4 儲源關系

2.4.1 時間配置關系

根據前人研究［8］分析表明，元壩上二疊統P2w、P2l烴源巖在晚三疊世進入生烴門限，中侏羅世達到生烴高峰，而長興組儲集體從海西期末期就開始形成，故長興組有效儲集空間先于飛仙關組形成，可捕獲P2w、P2l烴源巖生成的油氣，從而油氣主要富集在長興組儲層中，飛仙關組僅捕獲到長興組轉移來的油氣。

2.4.2 空間配置關系

長興組儲層距離上二疊統P2w、P2l烴源巖距離更近，烴源巖可由構造節理縫直接向長興組儲層供源，具有下生上儲的儲源配置關系，空間配置優于飛仙關組儲層，故當烴源巖排烴時，天然氣首先對長興組有效儲層進行垂向充注，然后再由層間節理縫和白云巖、白云質灰巖儲集體側向輸導，加上長興組儲層優質程度、輸導效率較高及常壓系統等特征都使得其更利于天然氣的富集，在生烴史與圈閉演化史匹配較好的保障下，最終易形成中高產天然氣藏。

3 結論

1）元壩地區嘉陵江組上部—雷口坡組膏鹽巖蓋層分布穩定，長興組與飛仙關組氣藏氣源主要為吳家坪組（P2w）、龍潭組（P2l）烴源巖，儲層特征的差異導致了長興組主要為中高產天然氣藏，飛仙關組主要為低產氣藏。

2）輸導體系、壓力系統、儲源關系的不同，也對富集程度產生了一定影響。研究成果有利于明確該區礁灘儲層特征與油氣富集規律的關系以及挖掘潛在有利勘探區。

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（修改回稿日期 2012-04-12 編輯 羅冬梅）

10.3787／j.issn.1000-0976.2012.06.003

中國石化科技支撐計劃項目“元壩地區長興組和飛仙關組儲層描述與預測”（編號：P09024）。

范小軍，1982年生，碩士；主要從事油氣地質勘探生產與研究工作。地址：（610041）四川省成都市二環路南四段9號高新之心大廈。E-mail：york111888＠yahoo.com.cn