元壩深層礁灘氣田基本特征與成藏主控因素

摘 要

摘要：四川盆地元壩氣田主要?dú)庠磶r為上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M(吳家坪組)，其生烴強(qiáng)度大，儲層為上二疊統(tǒng)長興組礁灘相白云巖，具有中低孔隙度、中低滲透率的特點(diǎn)，是一個受構(gòu)造控制作用較小、以
摘要：四川盆地元壩氣田主要?dú)庠磶r為上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M(吳家坪組)，其生烴強(qiáng)度大，儲層為上二疊統(tǒng)長興組礁灘相白云巖，具有中低孔隙度、中低滲透率的特點(diǎn)，是一個受構(gòu)造控制作用較小、以巖性圈閉為主，且埋藏深度大、高含硫化氫、常壓、低地溫梯度的大型氣藏。東吳運(yùn)動控制了晚二疊世沉積相與儲層發(fā)育的位置，早中燕山運(yùn)動控制了油氣藏的形成，晚燕山運(yùn)動以來的構(gòu)造運(yùn)動奠定了現(xiàn)今氣藏的分布格局，適時發(fā)育的裂縫、大面積發(fā)育的礁灘相白云巖儲層與烴源巖生烴高峰的有效匹配是氣藏形成的關(guān)鍵。
關(guān)鍵詞：四川盆地東北部；元壩氣田；巖性氣藏；碳酸鹽巖；生物礁；原油裂解氣；成藏機(jī)制
    四川盆地東北部地區(qū)繼發(fā)現(xiàn)普光氣田后又發(fā)現(xiàn)了元壩、龍崗等大型氣田。普光氣田主要是構(gòu)造控制下的構(gòu)造-巖性復(fù)合型氣藏，是多期構(gòu)造運(yùn)動疊合背景下經(jīng)過物理、化學(xué)改造的大型天然氣氣藏[1～9]。元壩氣田與普光氣田具有諸多不同：元壩氣田主力儲層為上二疊統(tǒng)長興組生物礁而非下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組淺灘白云巖，目的層埋深要比普光氣田深1000m左右，硫化氫含量也大大低于普光氣田，且以礁灘相巖性氣藏為主。因此，解剖元壩礁灘相巖性氣藏形成機(jī)制，對完善臺地邊緣礁灘氣藏成藏機(jī)理與疊合型盆地深層油氣勘探具有重要的意義。
1 概況
    元壩氣田屬于四川盆地東北緣巴中低緩構(gòu)造帶，位于通南巴構(gòu)造帶西南，九龍山背斜東南，向南為川中隆起的斜坡帶，受3個構(gòu)造的遮擋，構(gòu)造形變?nèi)?、斷裂不發(fā)育，震旦系一白堊系發(fā)育較齊全，中三疊統(tǒng)雷口坡組及以下為海相碳酸鹽巖層系，主要目的層長興組整體埋藏較深(圖1)。元壩地區(qū)的勘探工作始于20世紀(jì)50年代的地面石油地質(zhì)調(diào)查，至2002年底，該區(qū)只開展了少量的二維地震勘探，少量的以陸相地層為目標(biāo)的鉆井，未取得油氣勘探的突破。2003年在發(fā)現(xiàn)普光氣田后，根據(jù)區(qū)域地質(zhì)研究成果，認(rèn)為元壩地區(qū)具有發(fā)育臺地邊緣礁灘的地質(zhì)條件，實(shí)施了8條二維地震測線，發(fā)現(xiàn)存在長興組一飛仙關(guān)組丘狀地震異常體。2006年在元壩飛仙關(guān)組-長興組巖性圈閉高點(diǎn)部署了第一口超深探井——元壩1井，該井于2006年5月30日開鉆，2007年5月完鉆，因未鉆探到生物礁的主體部位而改為側(cè)鉆獲得成功，完井試獲日產(chǎn)50.3×104m3工業(yè)氣流，從而發(fā)現(xiàn)了元壩氣田。至2010年底，該區(qū)已完成元壩1等16口超深探井，完成測試的井有16口，主要產(chǎn)層長興組試獲工業(yè)氣井15口。

2 氣田基本特征
2.1 具有形成大氣田的氣源條件，天然氣主要來自原油裂解氣
2.1.1天然氣組成與成因
   元壩地區(qū)長興組(包括少量飛仙關(guān)組)天然氣在化學(xué)組成上很干，甲烷在烴類中的相對含量大都在99.4%～99.9%之間；除個別氣樣外，C2以上重?zé)N少于1%，干燥系數(shù)在0.99以上，表明熱演化程度很高。該層系天然氣中甲烷碳同位素較重，δ13C1值集中在-27.5‰～ -30.5‰之間；乙烷碳同位素值變化較大，δ13C2值介于-25.0‰～-31.6‰，可能是受硫酸鹽熱化學(xué)還原作用(TSR)或成熟度的影響所致[5～6]。它們的甲、乙烷碳同位素值與大普光、通南巴地區(qū)的同層位氣層有相近的分布范圍，表明具有相同的氣源；而與深部下古生界石炭系黃龍組和淺部中、新生界陸相地層天然氣同位素組成差別較大(圖2)。
 

   元壩氣田長興組儲層中普遍見有固體瀝青，表明地史上形成過古油藏并發(fā)生了原油裂解作用。根據(jù)大普光和通南巴地區(qū)實(shí)際氣藏分析資料的綜合對比及模擬實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)[10]，發(fā)現(xiàn)這兩類天然氣在lnC1/C2、lnC2/C3比值分布上有明顯差別(圖3)。烴源巖裂解氣的lnC1/C2值較低，大多在6.0之下；而lnC2/C3值較高，均在2.5以上，并隨熱演化程度的增加而變大。原油裂解氣的lnC1/C2值較高，大都在6.0以上；lnC1/C2值較低，大多在2.0之下，與前類天然氣形成區(qū)別。如圖3所示，元壩地區(qū)的飛仙關(guān)-長興組天然氣總體上呈高lnC1/C2、低lnC2/C3值的原油裂解氣組成特點(diǎn)。它們的lnC1/C2值基本上都在6.0以上，且多數(shù)氣樣lnC2/C3值低于2.5，由此可認(rèn)為主要來源于古油藏原油的裂解作用。同時在圖3中可觀察到，部分氣樣的lnC2/C3值高于2.5，近于烴源巖裂解氣的分布區(qū)，意味著這些天然氣中部分氣源直接來自烴源巖。

    綜上可知，區(qū)內(nèi)存在烴源巖裂解氣和原油裂解氣多種氣源。
2.1.2龍?zhí)督M(吳家坪組)是元壩氣田的主要?dú)庠磶r、生烴強(qiáng)度大
    通過元壩2、元壩9等井長興組瀝青樣品飽和烴組分的GC/MS分析，經(jīng)與烴源巖的三環(huán)萜烷等系列生物標(biāo)志化合物組成和分布進(jìn)行對比，結(jié)合瀝青產(chǎn)狀和烴源巖的有機(jī)質(zhì)豐度分布，筆者認(rèn)為最有可能提供長興組瀝青的烴源層是上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M(吳家坪組)及長興組?？紤]到前者的總有機(jī)碳含量(平均值在2%左右)遠(yuǎn)高于后者(平均值低于0.4%)，因而認(rèn)為瀝青的烴源主要來自龍?zhí)督M(吳家坪組)泥質(zhì)巖。
    固體瀝青與烴源巖碳同位素比值的對比也進(jìn)一步表明了上述烴源關(guān)系。這些長興組儲層固體瀝青的δ13C值為-26.7‰～-28.2‰，與本區(qū)龍?zhí)督M(吳家坪組)烴源巖干酪根的碳同位素值(-24.3‰～-27.8‰)相近，符合烴源巖與所生原油(固體瀝青)的碳同位素組成變化關(guān)系。
    至于氣藏中那部分烴源巖裂解氣來自哪個層位的烴源巖，通過氣/巖碳同位素的對比尚存在一些不確定性。但在天然氣烷烴碳同位素的組成及化學(xué)成分上，本區(qū)飛仙關(guān)組、長興組天然氣完全不同川東地區(qū)的石炭系(圖2)，因此，來自志留系及以下地層的可能性較小，從烴源巖厚度和有機(jī)質(zhì)豐度上看，其主力氣源也應(yīng)為上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M(吳家坪組)。
    川東北地區(qū)龍?zhí)督M(吳家坪組)泥頁巖呈區(qū)域性分布，在元壩地區(qū)該地層過渡為吳家坪組。其暗色泥灰?guī)r及黑色泥質(zhì)巖厚40～80m；總有機(jī)碳含量值變化在0.27%～7.20%范圍，平均值為2.90%(元壩3井)。本區(qū)該套烴源巖有機(jī)質(zhì)類型以混合型為主，在早侏羅世進(jìn)入生油高峰期，中侏羅世末達(dá)到生氣演化期，現(xiàn)今實(shí)測Ro值大多在2%～3%之間，有機(jī)質(zhì)處于過成熟干氣演化階段，生氣強(qiáng)度主要分布在20×108～30×108m3/km2之間(圖4)，具有形成大氣田的氣源條件。

2.2 礁灘相儲層具有中低孔隙度、中低滲透率的特點(diǎn)
2.2.1儲層巖石類型
    元壩氣田長興組儲層包括臺緣生物礁、臺緣淺灘及臺內(nèi)生屑灘。儲層巖石類型以高能帶沉積的顆粒白云巖及顆?；?guī)r為主，顆?；屹|(zhì)云巖及顆粒白云質(zhì)灰?guī)r次之，包括亮晶生屑云巖、亮晶生屑灰質(zhì)云巖、亮晶生屑白云質(zhì)灰?guī)r及亮晶生屑灰?guī)r等4種類型。臺緣生物礁相儲層以溶孔中-粉晶云巖、粉-細(xì)晶生屑云巖為主，礁后淺灘相儲層以粉-晶生屑云質(zhì)灰?guī)r、粉-亮晶生屑灰?guī)r為主[11]。
2.2.2儲層空間類型
    元壩地區(qū)長興組儲層類型以孔隙型為主，次為裂縫-孔隙型，在巖心和薄片及成像測井上有明顯的反映。儲集空間以溶孔為主，包括晶間溶孔、粒間溶孔及晶間孔等，裂縫次之。
2.2.3儲層物性特征
    元壩地區(qū)長興組礁灘相共有孔滲分析樣品863個，通過樣品的物性統(tǒng)計(jì)得知，儲層孔隙度最大值為24.65%，最小值為0.59%，平均值為4.71%；其中孔隙度大于2%樣品占80.65%，平均孔隙度5.47%。滲透率最大值為2385.4826mD，最小值為0.0018mD。
    圖5表明，除局部滲透率受裂縫影響高于正常值外，總體上隨著孔隙度的增加，滲透率也隨之增大，儲層孔-滲相關(guān)性較好，元壩地區(qū)長興組以孔隙型儲層為主，發(fā)育部分裂縫-孔隙型儲層，屬于中低孔隙度、中低滲透率儲層。
 

2.3 元壩氣田斷裂不發(fā)育、構(gòu)造平緩，為一個受生物礁灘控制的巖性氣藏
    元壩氣田位于通南巴大型背斜、九龍山背斜向川中隆起的過渡帶，該區(qū)地層產(chǎn)狀平緩，構(gòu)造變形弱，主要目的層長興組-飛仙關(guān)組斷裂不發(fā)育，除西北部為九龍山背斜傾末端埋深相對變淺外，工區(qū)中南部長興組頂部埋深變化在-6250～-6350m，東西向相對變化更小，表現(xiàn)為大型的平緩構(gòu)造帶。
    長興組發(fā)育多期生物礁灘，平面上，生物礁主要在工區(qū)中部呈北西向展布，淺灘相儲層主要分布在工區(qū)西南，元壩氣田由多個生物礁、灘組成。鉆探表明，氣藏不受現(xiàn)今構(gòu)造控制，主要受控于生物礁灘儲層的分布。構(gòu)造高部位的礁灘體可以含水，構(gòu)造低部位也可以含氣，埋深基本一致的礁灘體既可含氣也可含水。具有“一礁一灘一氣藏”的特點(diǎn)，因此，元壩氣田為一個受生物礁灘控制的巖性氣藏。
2.4 氣藏具有常壓、地低溫梯度、高含硫化氫的特點(diǎn)
    已完成16口井完井試氣，其中15口井試獲工業(yè)氣流。其中，其中5口井6層測試產(chǎn)能超過100×104m3/d，6口井測試產(chǎn)能超過50×104m3/d，4口井測試產(chǎn)能小于50×104m3/d，1口井為含氣水層。大于100×104m3/d的氣井的都分布在工區(qū)的西北部，千米井深穩(wěn)定氣產(chǎn)量大于10×104m3/d，為高產(chǎn)氣藏；工區(qū)中部多為超過50×104m3/d的探井，千米井深穩(wěn)定氣產(chǎn)量在7×104～9×104m3/d，為中產(chǎn)氣藏測試產(chǎn)能小于50×104m3/d的4口井和1口含氣水層井分布局限。
    測試資料表明，元壩長興組氣藏壓力系數(shù)多在1.O1～1.06之間，只有元壩27井達(dá)到1.11；地溫梯度介于1.96～2.11℃/1OOm。
    流體性質(zhì)方面：CH4含量82.16%～92.07%；H2S含量4.36%～7.18%，多數(shù)井介于5%～6%；
C02含量3.12%～11.31%，多數(shù)井介于6%～9%。
    綜上所述，元壩氣田長興組氣藏具有低地溫梯度、常壓高含硫、中含二氧化碳的特點(diǎn)。
3 成藏主控因素
    元壩氣田位于川東北天然氣富集區(qū)，大量的研究和勘探實(shí)踐證明，長興組-飛仙關(guān)組天然氣主要來源于本區(qū)上二疊統(tǒng)烴源巖，區(qū)域上連片分布的嘉陵江組膏鹽巖為氣藏的保存提供了良好的該層條件，筆者曾從沉積、儲層角度探討了元壩地區(qū)優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的關(guān)鍵，結(jié)果有二[11～12]：早期白云巖化是優(yōu)質(zhì)儲層形成的基礎(chǔ)，埋藏溶蝕作用促進(jìn)了優(yōu)質(zhì)儲層的形成。因此，筆者主要從構(gòu)造角度探討促使油氣成藏的關(guān)鍵因素。
3.1 東吳運(yùn)動控制了晚二疊世沉積相的發(fā)育
    東吳運(yùn)動是四川盆地基底從長期受擠壓向拉張轉(zhuǎn)變的時期，早期存在的基底斷裂活化并產(chǎn)生差異性升降[12]。上揚(yáng)子地區(qū)下二疊統(tǒng)茅口組頂部普遍發(fā)育古喀斯特地貌，因差異性抬升和碳酸鹽巖非均質(zhì)性影響，形態(tài)凹凸不平、起伏巨大，如云南大理和宜良等地的露頭上，地表起伏介于20～30m。在羅平鉆孔控制的剖面中茅口組頂部地形高差達(dá)110m[13]。這種差異奠定了晚二疊世的沉積格局。田雨等[14]利用單因素(地層厚度、海相巖含量、淺水碳酸鹽巖含量、淺水生屑含量以及深水沉積巖含量)等開展了吳家坪組沉積相研究，其巖相古地理單元與長興期開江-梁平陸棚的展布基本一致，因此，東吳運(yùn)動形成的古地貌控制了晚二疊世沉積相的發(fā)育，高地貌地區(qū)發(fā)育了吳家坪組碳酸鹽巖臺地內(nèi)生屑灘，如元壩29井灘相儲層測試獲得日產(chǎn)136×104m3的高產(chǎn)工業(yè)氣流；同時長興組生物礁發(fā)育白云巖儲層厚度逾百米。
3.2 燕山運(yùn)動以來的構(gòu)造運(yùn)動控制了氣水分布與高產(chǎn)富集帶的形成
   早侏羅世沉積末，長興組埋深超過5000m，烴源巖進(jìn)入生油高峰，中晚侏羅世沉積時期，從生油高峰向古油藏裂解為氣藏轉(zhuǎn)化。區(qū)域地質(zhì)研究成果表明，大巴山、米倉山的隆起與褶皺時期也在晚侏羅世末期，而向盆地內(nèi)的遞進(jìn)變形應(yīng)該在稍晚的早白堊世，利用地震資料層拉平技術(shù)證明了這一點(diǎn)(圖6)，元壩9井古油水界面深于現(xiàn)今氣水界面也證明了這一點(diǎn)。雖然整個元壩探區(qū)構(gòu)造變形較弱，但巖心和成像測井資料顯示，長興組儲層發(fā)育中一高角度裂縫，多口井巖心都見到未有充填物的裂縫發(fā)育，地震剖面上逆斷層一般發(fā)育在下三疊統(tǒng)嘉陵江組至下侏羅統(tǒng)自流井組，而中侏羅統(tǒng)千佛巖組以上常見正斷層發(fā)育。因此，可以得出結(jié)論，印支晚期-燕山早期的構(gòu)造運(yùn)動控制了古油藏的形成，由于烴源巖分布面積大、位于儲層附近，古油藏的分布范圍大于今氣藏；中晚燕山運(yùn)動以來，隨著龍門山、米倉山、大巴山對盆內(nèi)的持續(xù)擠壓，構(gòu)造分異更加明顯，九龍山背斜基本定型；原油裂解和深埋高溫導(dǎo)致的硫酸鹽熱化學(xué)還原作用(TSR)形成的酸性流體以及構(gòu)造作用產(chǎn)生的大量裂縫不僅促進(jìn)了埋藏溶蝕作用的發(fā)生和優(yōu)質(zhì)儲層的形成，也促進(jìn)了氣藏的調(diào)整與富集。

3.3 油氣的有效充注與保存是氣藏形成的關(guān)鍵
    晚印支期，上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M烴源巖進(jìn)入生油門限，此時元壩地區(qū)構(gòu)造活動微弱，沒有形成油氣垂向運(yùn)移通道。早燕山期，龍?zhí)督M烴源巖進(jìn)入生油高峰早期，受盆緣造山作用擠壓影響，該區(qū)發(fā)育了構(gòu)造節(jié)理，垂向上溝通龍?zhí)督M源巖，長興組礁灘相儲層與裂縫構(gòu)成油氣垂向輸導(dǎo)與側(cè)向匯聚的輸導(dǎo)體系，使得原油得以在長興組聚集形成巖性油藏(圖7、8)。中燕山期(距今約150Ma)以來，受盆緣造山作用的影響，該區(qū)進(jìn)一步沉降，古油藏深埋，儲層溫度超過160℃，原油開始大量裂解形成氣藏。此期間，上二疊統(tǒng)烴源巖進(jìn)入生氣階段，層間構(gòu)造節(jié)理進(jìn)一步發(fā)育，與儲集體側(cè)向輸導(dǎo)通道一起構(gòu)成輸導(dǎo)體系，繼續(xù)為烴源巖生成的天然氣提供垂向輸導(dǎo)通道。晚燕山期以來，受米倉山和大巴山造山運(yùn)動的影響，元壩地區(qū)地層產(chǎn)狀發(fā)生了小幅度的變化。由于元壩地區(qū)飛三段至雷口坡組發(fā)育數(shù)百米厚的膏巖蓋層，形成了區(qū)域性優(yōu)質(zhì)蓋層，為天然氣保存提供了保障。因此，適時的裂縫發(fā)育、大面積發(fā)育的礁灘相白云巖儲層與烴源巖生烴高峰的有效匹配是氣藏形成的關(guān)鍵。
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(本文作者：郭彤樓 中國石化勘探南方分公司)