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(tái)地邊緣礁灘相儲(chǔ)層為主的大型礁灘巖性氣藏，勘探形勢(shì)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(guān)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(duì)其儲(chǔ)層、輸導(dǎo)體系、壓力系統(tǒng)及儲(chǔ)源關(guān)系等特征進(jìn)行了地質(zhì)與成像測(cè)井相結(jié)合的綜合分析。結(jié)論認(rèn)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(guān)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(P₂l)烴源巖；儲(chǔ)層特征上的差異導(dǎo)致長興組主要為中高產(chǎn)氣藏，飛仙關(guān)組主要為低產(chǎn)氣藏；而輸導(dǎo)體系、壓力系統(tǒng)、儲(chǔ)源關(guān)系的不同，也對(duì)富集程度產(chǎn)生了一定影響。

關(guān)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(dǎo)體系  儲(chǔ)源關(guān)系  壓力系統(tǒng)

1地質(zhì)概況

川東北元壩地區(qū)位于四川盆地三級(jí)構(gòu)造九龍山背斜構(gòu)造帶東南側(cè)、通南巴背斜構(gòu)造帶西南側(cè)、川中平緩構(gòu)造帶北部的銜接部位，受3個(gè)構(gòu)造的遮擋，上二疊統(tǒng)長興組-下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組整體構(gòu)造平緩，構(gòu)造形變?nèi)?、斷裂不發(fā)育^[1-3]，主要為一個(gè)大型礁灘巖性氣藏，發(fā)育臺(tái)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(tái)地邊緣礁灘相儲(chǔ)層為主的海相大氣田，勘探形勢(shì)良好，并成為勘探家及學(xué)者的研究焦點(diǎn)。其中前人對(duì)長興組與飛仙關(guān)組氣源的觀點(diǎn)就不盡相同，有的認(rèn)為烴源來自上二疊統(tǒng)大隆組，也有人認(rèn)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(P₂l)暗色泥灰?guī)r及黑色泥質(zhì)巖厚度大(40～80 m)；總有機(jī)碳含量值變化在0．27％～7．20％，平均值達(dá)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(shí)選取對(duì)于高演化地區(qū)敏感性較好的碳同位素指標(biāo)分析^[8]，兩產(chǎn)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(chǔ)層固體瀝青的δ¹³C值介于-25．2‰～-28．5％0，與該區(qū)P₂w和P₂l烴源巖干酪根的δ¹³C值(-26．5‰～-28．4‰)相近，分析認(rèn)為烴源主要為P₂w和P₂l泥質(zhì)巖。

從實(shí)際的測(cè)試情況來看，長興組主要為中高產(chǎn)工業(yè)氣流，而飛仙關(guān)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(cè)試產(chǎn)能差異非常大，探討其產(chǎn)能差異性的成因?qū)U(kuò)大該區(qū)天然氣勘探具有重要現(xiàn)實(shí)意義。

2成藏差異性分析

2．1儲(chǔ)層

2．1．1  儲(chǔ)層物性

2．1．1．1  長興組   

通過對(duì)儲(chǔ)層段l93個(gè)巖心樣品的統(tǒng)計(jì)分析，儲(chǔ)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(yuǎn)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(gè)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(chǔ)層以中孔中高滲、低孔中低滲儲(chǔ)層為主，高孔高滲儲(chǔ)層次之，儲(chǔ)層物性較好，有利于油氣的高產(chǎn)富集。

2．1．1．2飛仙關(guān)組

通過對(duì)儲(chǔ)層段l23個(gè)樣品統(tǒng)計(jì)，儲(chǔ)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(chǔ)層主要分布在2．5％～5．0％，占55．28％。滲透率最大值同樣遠(yuǎn)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(chǔ)層(圖1-b)，由于裂縫溝通作用，局部發(fā)育高滲儲(chǔ)層，但相對(duì)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(chǔ)層類型

2．1．2．1  長興組

元壩長興組受控于碳酸鹽巖臺(tái)地沉積體系^[7-9]，儲(chǔ)層主要發(fā)育于臺(tái)地邊緣礁灘相帶，巖性以溶孔白云巖、溶孔生屑白云巖、云質(zhì)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(tái)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(shè)性成巖作用較強(qiáng)(表1)，從而構(gòu)成了裂縫-孔隙型的儲(chǔ)集空間。

結(jié)合測(cè)井解釋統(tǒng)計(jì)分析表明，長興組主要以Ⅱ、Ⅲ類儲(chǔ)層為主(表2)，儲(chǔ)層優(yōu)質(zhì)程度較高，利于油氣的高產(chǎn)富集。

2．1．2．2飛仙關(guān)組

與長興組相比，元壩飛仙關(guān)組儲(chǔ)層主要發(fā)育于臺(tái)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(chǔ)層局部滲透率較高的原因(圖1-b)。

從構(gòu)造演化來看，元壩飛二段沉積時(shí)期相對(duì)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(shí)壓溶作用和膠結(jié)作用強(qiáng)烈，巖石很快致密，缺乏酸性流體有效運(yùn)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(yùn)移不暢有關(guān)，另一方面也許與地層中酸性流體缺乏有關(guān)，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(shè)性成巖作用較弱(表1)，主要形成了孔隙型的儲(chǔ)集空間。結(jié)合測(cè)井解釋統(tǒng)計(jì)分析表明，飛仙關(guān)組以Ⅲ類儲(chǔ)層為主，僅局部發(fā)育Ⅱ類儲(chǔ)層(表2)，儲(chǔ)層優(yōu)質(zhì)程度沒有長興組高，導(dǎo)致油氣富集程度沒有長興組高。

2．2輸導(dǎo)體系

2．2．1輸導(dǎo)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(dǎo)體主要由白云巖、白云質(zhì)灰?guī)r儲(chǔ)集體與裂縫構(gòu)成(圖2-a)。根據(jù)儲(chǔ)層段巖心物性的統(tǒng)計(jì)分析(圖3-a)，樣品點(diǎn)的滲透率值存在較多異常高值，分析認(rèn)為與裂縫的發(fā)育情況有關(guān)。再結(jié)合成像測(cè)井來看(圖4-a)，長興組礁蓋儲(chǔ)層成像測(cè)井動(dòng)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(dòng)態(tài)圖像的色級(jí)以黃褐色為主，少部分為亮白色，色級(jí)變化范圍較寬，但總體上色級(jí)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(cuò)配置，高陡縫可有效溝通上下儲(chǔ)層，水平縫可使相對(duì)獨(dú)立的孔隙有效連通，從而有助于提高疏導(dǎo)體的立體疏導(dǎo)效率，增強(qiáng)儲(chǔ)層連通性，利于天然氣的有效運(yùn)移、聚集成藏。

2．2．1．2飛仙關(guān)組

飛仙關(guān)組輸導(dǎo)體主要由鮞粒灰?guī)r儲(chǔ)集體和裂縫構(gòu)成(圖2-b)。根據(jù)儲(chǔ)層段巖心物性的統(tǒng)計(jì)分析(圖3-b)，絕大多數(shù)樣品點(diǎn)的孔滲相關(guān)性較好，只有極個(gè)別樣品點(diǎn)滲透率異常，說明飛仙關(guān)組的裂縫不發(fā)育，主要為孔隙型儲(chǔ)集空間。結(jié)合成像測(cè)井分析(圖4-b)，與長興組相比，飛仙關(guān)組動(dòng)態(tài)圖像表現(xiàn)為大套塊狀鮞?；?guī)r特征，裂縫相對(duì)不發(fā)育，動(dòng)態(tài)圖像的色級(jí)以黃褐色為主，色級(jí)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(dǎo)效率沒有長興組高。

2．2．2  裂縫成因及其與儲(chǔ)層孔隙的配置關(guān)系

前述研究表明，元壩長興組儲(chǔ)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(gòu)造位置有關(guān)，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(gòu)造南緣，大巴山弧形沖斷構(gòu)造帶西南側(cè)。這些構(gòu)造帶活動(dòng)時(shí)應(yīng)力通過通南巴構(gòu)造帶和九龍山構(gòu)造帶的傳遞，到元壩構(gòu)造作用減弱，應(yīng)力大小雖未造成地層錯(cuò)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(yùn)動(dòng)晚期，3個(gè)方向的應(yīng)力形成合力，使微裂縫更加發(fā)育，改善了儲(chǔ)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(gòu)造應(yīng)力的加大，晚期的微裂縫更為發(fā)育^[13]。

結(jié)合前述分析，元壩長興組與飛仙關(guān)組裂縫主要為構(gòu)造縫、層理縫及成巖縫，構(gòu)造縫主要起到溝通烴源巖與儲(chǔ)層以及連接上下儲(chǔ)層作用，為油氣運(yùn)移通道，同時(shí)與有效儲(chǔ)層結(jié)合起來構(gòu)成有效儲(chǔ)集空間，增強(qiáng)儲(chǔ)層縱向儲(chǔ)滲性能；層理縫主要起到油氣的側(cè)向疏導(dǎo)作用，有利于油氣的連片分布；成巖縫與構(gòu)造縫、層理縫形成網(wǎng)狀交錯(cuò)輸導(dǎo)體系，進(jìn)一步提高疏導(dǎo)效率，有助于油氣的高效匯聚。

2．2．3  輸導(dǎo)模式

長興組與飛仙關(guān)組輸導(dǎo)模式(圖5)均屬于構(gòu)造節(jié)理縫溝通烴源巖與儲(chǔ)層并垂向輸導(dǎo)，由層間節(jié)理縫和儲(chǔ)集體進(jìn)行側(cè)向輸導(dǎo)。而由前述分析知，長興組儲(chǔ)層巖性主要為白云巖、白云質(zhì)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(chǔ)層，儲(chǔ)層優(yōu)質(zhì)程度較高，而飛仙關(guān)組儲(chǔ)層巖性主要為鮞?；?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(chǔ)層，總體上長興組白云巖加裂縫的輸導(dǎo)模式儲(chǔ)層連通性更好，輸導(dǎo)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(jié)果來看，飛仙關(guān)組圈閉主要集中于西部，且相對(duì)整裝。長興組圈閉在西部、中部較整裝，東南部發(fā)育很多獨(dú)立的圈閉。根據(jù)現(xiàn)今壓力系數(shù)統(tǒng)計(jì)結(jié)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(guān)組壓力系數(shù)大于1．3，為高壓系統(tǒng)。

結(jié)合前面的分析知(圖2)，長興組與飛仙關(guān)組都有廣泛的瀝青分布，分析認(rèn)為主要是原油裂解氣，與前人研究^[8]相一致，當(dāng)原油裂解成氣時(shí)，儲(chǔ)層的壓力會(huì)升高，飛仙關(guān)組儲(chǔ)層物性較差，輸導(dǎo)體的疏導(dǎo)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(jìn)入到儲(chǔ)層中，從而形成的氣藏規(guī)模較??；而長興組西部、中部圈閉較整裝，白云巖加裂縫的輸導(dǎo)體系疏導(dǎo)效率較高，儲(chǔ)層連通性好，壓力得以平衡，天然氣可以不斷地進(jìn)行充注，易形成大規(guī)模氣藏，而東南部發(fā)育的獨(dú)立圈閉，氣水界面高低不一，高氣低水，氣水關(guān)系復(fù)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(gòu)造運(yùn)動(dòng)的改造作用可能使水層進(jìn)入儲(chǔ)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(duì)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(gòu)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(chǔ)源關(guān)系

2．4．1  時(shí)間配置關(guān)系

根據(jù)前人研究^[8]分析表明，元壩上二疊統(tǒng)P₂w、P₂l烴源巖在晚三疊世進(jìn)入生烴門限，中侏羅世達(dá)到生烴高峰，而長興組儲(chǔ)集體從海西期末期就開始形成，故長興組有效儲(chǔ)集空間先于飛仙關(guān)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(chǔ)層中，飛仙關(guān)組僅捕獲到長興組轉(zhuǎn)移來的油氣。

2．4．2  空間配置關(guān)系

長興組儲(chǔ)層距離上二疊統(tǒng)P₂w、P₂l烴源巖距離更近，烴源巖可由構(gòu)造節(jié)理縫直接向長興組儲(chǔ)層供源，具有下生上儲(chǔ)的儲(chǔ)源配置關(guān)系，空間配置優(yōu)于飛仙關(guān)組儲(chǔ)層，故當(dāng)烴源巖排烴時(shí)，天然氣首先對(duì)長興組有效儲(chǔ)層進(jìn)行垂向充注，然后再由層間節(jié)理縫和白云巖、白云質(zhì)灰?guī)r儲(chǔ)集體側(cè)向輸導(dǎo)，加上長興組儲(chǔ)層優(yōu)質(zhì)程度、輸導(dǎo)效率較高及常壓系統(tǒng)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(chǎn)天然氣藏。

3  結(jié)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(guān)組氣藏氣源主要為吳家坪組(P₂w)、龍?zhí)督M(P₂w)烴源巖，儲(chǔ)層特征的差異導(dǎo)致了長興組主要為中高產(chǎn)天然氣藏，飛仙關(guān)組主要為低產(chǎn)氣藏。

2)輸導(dǎo)體系、壓力系統(tǒng)、儲(chǔ)源關(guān)系的不同，也對(duì)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(chǔ)層特征與油氣富集規(guī)律的關(guān)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