李 偉 鄒才能 楊金利 王 坤 楊家靜 吳亞東 高曉輝

(1.中國石油勘探開發(fā)研究院提高石油采收率國家重點實驗室北京100083; 2.中國石油西南油氣田公司成都629000;3.中國石油大學(xué)北京102249)

四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組氣藏類型與富集高產(chǎn)主控因素

李 偉1鄒才能1楊金利2王 坤3楊家靜2吳亞東1高曉輝1

(1.中國石油勘探開發(fā)研究院提高石油采收率國家重點實驗室北京100083; 2.中國石油西南油氣田公司成都629000;3.中國石油大學(xué)北京102249)

四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組,由于強(qiáng)烈的成巖作用,砂巖厚而致密,儲層非均質(zhì)性強(qiáng),多類型天然氣藏發(fā)育。其主要發(fā)育八種常規(guī)氣藏與兩種非常規(guī)氣藏。其中巖性氣藏、構(gòu)造—巖性復(fù)合氣藏等規(guī)模大,儲量豐富,是重要氣藏類型,主要發(fā)育于川中地區(qū);水溶氣藏也很發(fā)育,產(chǎn)量高,潛力大,廣泛分布于川中—川西的平緩斜坡區(qū)與坳陷區(qū),是四川盆地未來重要發(fā)展方向。須家河組天然氣藏大多具有近源、高壓、含凝析油、含水,分布廣、規(guī)模大,氣、水關(guān)系復(fù)雜等特點。由于不同地區(qū)的沉積、成巖、構(gòu)造等方面的不同,其天然氣成藏的主控因素差異較大。如川中地區(qū)主要控制因素是巖性,川西沖斷帶則主要是構(gòu)造與裂縫,川北主要是裂縫與巖性。因此,儲集體、構(gòu)造與裂縫等是須家河組天然氣聚集成藏的三大主控因素,這三大要素的有效組合也是天然氣富集高產(chǎn)區(qū)形成的關(guān)鍵。

四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組氣藏類型聚集規(guī)律主控因素

1 勘探概況

四川盆地面積約18.8×104km2,盆地西緣為龍門山?jīng)_斷帶、西北緣為米倉山?jīng)_斷帶、東北緣為大巴山?jīng)_斷帶;盆地西北部為前陸拗陷,東南部為沖斷高陡構(gòu)造帶,川中南部為拗陷至川東高陡構(gòu)造的過渡區(qū)、具低緩背斜與緩坡構(gòu)造特點,川中北部為褶皺斜坡區(qū)[1]。上三疊統(tǒng)須家河組全盆地分布,主要為陸相河流—三角洲—湖泊碎屑巖沉積體系[2～7],縱向上泥巖與砂巖呈厚層間互式發(fā)育,其中須一段、須三段、須五段及須六段上部以泥巖沉積為主,須二段、須四段與須六段下部主要發(fā)育致密砂巖,各砂巖段厚度在80～180 m[7]。其有利勘探區(qū)域位于華鎣山以西的川中、川北與川西地區(qū),面積約10×104km2,埋深1 500～6 000 m,最新計算的天然氣資源量約3.25× 1012m3[8]。

該層系天然氣勘探始于20世紀(jì)50年代[2～4], 2004年以前以構(gòu)造圈閉勘探為主,發(fā)現(xiàn)了中壩、八角場、充西與磨溪等氣藏,探明天然氣地質(zhì)儲量約650 ×108m3;2005年以來相繼在川中發(fā)現(xiàn)廣安、荷包場、合川、安岳等規(guī)模型巖性氣藏,探明天然氣地質(zhì)儲量數(shù)千億立方米。該層系除川中—川南過度帶勘探程度較高外,其它地區(qū)勘探程度還很低,尤其在營山、龍崗、劍門等地區(qū)不斷獲得新發(fā)現(xiàn),展現(xiàn)其整體都具有良好的天然氣勘探前景。為此,有必要對其天然氣藏的類型與富集高產(chǎn)主控因素進(jìn)行探討與總結(jié),以便更好地推動須家河組的天然氣勘探。

2 氣藏類型與特征

2.1 天然氣藏主要類型

油氣藏的分類大多按成因來劃分,這樣有利于預(yù)測與油氣勘探[9,10]。根據(jù)四川盆地須家河組目前的發(fā)現(xiàn)與其特殊性,主要發(fā)育常規(guī)與非常規(guī)兩大類共10種天然氣藏(表1)。常規(guī)天然氣藏主要由構(gòu)造、裂縫、地層與巖性等因素控制,其中構(gòu)造成因的只有斷背斜氣藏,構(gòu)造巖性復(fù)合成因的氣藏主要有裂縫—斷背斜氣藏、背斜—巖性氣藏、斷背斜—巖性氣藏、構(gòu)造—裂縫氣藏等4種,巖性氣藏預(yù)測有成巖圈閉氣藏與透鏡體氣藏2種,地層油氣藏預(yù)測有地層上傾尖滅氣藏等。非常規(guī)天然氣藏主要由流體特性控制,預(yù)測主要發(fā)育水溶氣藏[10]與毛細(xì)管壓力封堵氣藏[11,12]等2種。

表1 四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組天然氣藏主要類型統(tǒng)計與預(yù)測Table 1 L ist of the ma i n types statistics and prediction of the Upper Triassic Xujiahe Formation gas reservoir,Sichuan Basin

2.2 天然氣藏發(fā)育特征

四川盆地須家河組天然氣藏中,除地層上傾尖滅氣藏與毛細(xì)管壓力封堵氣藏為預(yù)測外,其他氣藏都有發(fā)現(xiàn),基本特征如表1所示。目前發(fā)現(xiàn)儲量最多的是復(fù)合類氣藏中的斷背斜—巖性氣藏與背斜—巖性氣藏,成巖圈閉氣藏與裂縫斷背斜氣藏也較發(fā)育。

斷背斜氣藏:這類氣藏發(fā)育較少,目前僅發(fā)現(xiàn)中壩須二段氣藏,分布于龍門山北段山前沖斷帶,探明天然氣地質(zhì)儲量約100×108m3[13]。其斷背斜構(gòu)造形成于印支期、定型于喜山晚期,其閉合高度830 m,閉合面積49.1 km2,含氣面積24.5 km2,含氣高度537 m,實際有效含氣層厚度約120 m,含氣充滿度僅22.4%;儲層為致密砂巖,最大孔隙度15.67%,一般在3%～10%,平均值6.5%左右,滲透率一般均小于1×10-3μm2;地層壓力高,天然氣產(chǎn)量高,如中4井獲氣58×104m3/d、油19 t/d,酸化后產(chǎn)氣69.9×104m3/d,凝析油25.3 t/d;氣源來自須家河組一段的暗色泥巖[13,14]。

裂縫—斷背斜氣藏:這類氣藏有一定的發(fā)現(xiàn),如邛西、蓮花山、張家山等氣藏,主要分布于龍門山南段山前沖斷帶[15],發(fā)現(xiàn)天然氣三級地質(zhì)儲量數(shù)百億立方米。這類氣藏具有儲層厚、地層壓力較高、產(chǎn)量高的特點。儲層主要是須二段,厚達(dá)30～140 m,主要為孔隙—裂縫型致密砂巖,孔隙度在4%上下;地層壓力系數(shù)為1.25左右;產(chǎn)量多為10×104～90×104m3/d,如邛西4井產(chǎn)氣89.34×104m3/d,無阻流量達(dá)210×104m3/d。

背斜—巖性氣藏:這類氣藏大規(guī)模發(fā)現(xiàn),如合川、潼南、安岳、荷包場須二段氣藏與九龍山須三段氣藏等,主要分布于川中—川南過渡帶與川西北山前沖斷帶南部等地的寬緩背斜或平緩?fù)蛊饏^(qū),是規(guī)模儲量聚集的主要氣藏類型,已發(fā)現(xiàn)三級儲量約4000×108m3。川中—川南過渡帶的這類氣藏,多為常壓氣藏,發(fā)育于大段致密砂巖段中,氣層占砂巖段厚度的20%～30%,厚15～30 m、低孔低滲為主,孔隙度6%～15%,滲透率一般0.01×10-3～10×10-3μm2[16]。其氣藏氣水關(guān)系復(fù)雜,天然氣聚集主要受儲集體分布的控制。平緩背斜構(gòu)造頂部含氣飽和度較高,可達(dá)50%～60%,天然氣產(chǎn)量較高,多為2×104～10×104m3/d,也有高產(chǎn)井,如合川001-1日產(chǎn)氣31.49×104m3;構(gòu)造翼部含氣飽和度較低,多為45%～50%,且物性越差,束縛水飽和度越高,氣水分異差,氣產(chǎn)量偏低,多為0.5×104～5×104m3/d,生產(chǎn)時往往有水,少部分井含少量凝析油。

斷背斜—巖性氣藏:這類氣藏發(fā)現(xiàn)較多,如廣安[17～19]、八角場[20]、充西、磨溪等氣藏,主要分布于磨溪—龍女寺褶皺帶以北的川中地區(qū),在須二段、須四段與須六段中都有發(fā)育,也是規(guī)模儲量聚集的主要氣藏類型,目前探明天然氣地質(zhì)儲量約2 000×108m3。這類氣藏也主要發(fā)育于大段致密砂巖段中,儲層厚度占砂巖段的10%～40%、厚約15～35 m,多為特低孔特低滲,孔隙度5%～10%,滲透率一般0.01 ×10-3～1×10-3μm2,屬裂縫—孔隙型儲集體。這類氣藏的氣、水關(guān)系也很復(fù)雜,其受巖性、構(gòu)造與裂縫的多重控制。目前發(fā)現(xiàn)既有高壓、超高壓氣藏,也有常壓氣藏,如八角場須四段氣藏地層壓力系數(shù)為1.7～1.8、充西須四段氣藏壓力系數(shù)為1.4～1.5、廣安須四氣藏壓力系數(shù)為1.4、廣安須六氣藏壓力系數(shù)為1.0～1.2。這類氣藏的構(gòu)造頂部氣水分異較好,含氣飽和度高,可達(dá)70%,氣產(chǎn)量相對較高,多為5×104～20×104m3/d;構(gòu)造翼部的含氣飽和度低,多為45%～55%,氣產(chǎn)量也較低,多為0.5×104～2×104m3/d,且產(chǎn)氣、也產(chǎn)水,多含凝析油。

構(gòu)造—裂縫氣藏:這類氣藏有一定發(fā)現(xiàn),但目前發(fā)現(xiàn)規(guī)模較小,主要分布龍崗地區(qū),須二段、須四段與須六段都有發(fā)現(xiàn),主要是須六段。其儲層主要是裂縫型儲集體,基質(zhì)孔隙度多在3%以下,須六段存在較好的儲集體,少數(shù)儲集體的孔隙度可達(dá)5%～12%。其天然氣的分布極其復(fù)雜,天然氣可能主要聚集于每個裂縫體系中構(gòu)造位置相對較高的區(qū)域,具高壓高產(chǎn)特征,目前已有數(shù)口井獲得發(fā)現(xiàn),都為純氣層。

成巖圈閉氣藏:成巖圈閉也稱物性封閉圈閉[9],這類圈閉在須家河組致密砂巖中廣泛發(fā)育[21],由于其在斷裂與裂縫的組合下,常與構(gòu)造圈閉組合形成規(guī)模型的構(gòu)造巖性氣藏,僅在斜坡區(qū)才有獨自成藏的可能。目前認(rèn)為遂南、蓮池與安岳北部、廣安北部須六等含氣區(qū)存在較典型的成巖圈閉氣藏。這類氣藏多發(fā)育于厚層砂巖段中,單層厚度多為3～5 m,也有少部分可達(dá)10～15 m,主要是由物性相對較好的儲集體(孔隙度5%～10%)與致密砂巖(4%以下)組成。其天然氣產(chǎn)量相對較低,多為0.5×104～3×104m3/ d,產(chǎn)氣也產(chǎn)水,多含凝析油。

砂巖透鏡體圈閉氣藏:這類圈閉應(yīng)該廣泛發(fā)育,由于在川中地區(qū),其主要以粉細(xì)砂為主,強(qiáng)烈的成巖作用使其十分致密,只有在靠近物源的區(qū)域,由于顆粒較粗,可以保存較多的孔隙,而成為儲集體。目前僅在劍閣—九龍山地區(qū)的須三段上部發(fā)現(xiàn)局部砂巖透鏡體氣藏。潛力與規(guī)模還不明朗。

地層上傾尖滅氣藏:這類圈閉氣藏目前還沒有發(fā)現(xiàn)。由于須家河組一段的沉積邊界位于川中的西部地區(qū),如果有儲集體,其靠近氣源中心,應(yīng)該有一定的發(fā)育條件。

水溶氣藏:這類氣藏應(yīng)該在盆地中西部地區(qū)廣泛發(fā)育,目前最典型的是蓬基井區(qū)的須家河組水溶氣藏。其在20世紀(jì)50年代主要產(chǎn)水,日產(chǎn)水達(dá)3 000多m3,產(chǎn)微量氣[22]。經(jīng)過數(shù)十年的地下水開采,目前日產(chǎn)水?dāng)?shù)百方,而天然氣的產(chǎn)量由10年前的約0. 5×104m3/d,上升到了11×104m3/d。該水溶氣藏沒有構(gòu)造圈閉,為裸眼測試,產(chǎn)水、產(chǎn)氣段為須家河組砂巖。在川中地區(qū)早期高產(chǎn)水、晚期高產(chǎn)氣的井也還有不少,如女301高產(chǎn)鹽水,15年后氣水同產(chǎn)[23]。因須家河組地層水發(fā)育[24],水溶氣資源十分豐富,根據(jù)前人預(yù)測,四川盆地僅柘壩場須家河組水溶氣資源量就達(dá)1 124×108m3[23]。

毛細(xì)管壓力封閉氣藏:這一類氣藏目前沒有明確地對已發(fā)現(xiàn)氣藏進(jìn)行界定,但根據(jù)須家河組致密砂巖中束縛水的含量分析,有的束縛水飽和度可達(dá)40%～60%,因此形成毛細(xì)管壓力封閉氣藏是可能的[12,25]。目前在一些構(gòu)造位置相對較高的地區(qū)存在氣層之間的夾層水,如南充氣藏的充深1井兩氣層之間存在低產(chǎn)地層水[26],很有可能是局部毛細(xì)管壓力封閉形成。這一類氣藏也有學(xué)者稱之為“深盆氣”,具有氣水倒置現(xiàn)象[27]。但本人認(rèn)為“深盆氣”并不一定要氣水倒置,氣水倒置也不一定是“深盆氣”,只是毛細(xì)管壓力封閉氣藏發(fā)育于盆地深部而已。這種氣藏只要有致密儲層存在與良好氣源條件,可以發(fā)育于盆地任何位置,它只是致密砂礫巖儲層中氣藏的一種。

總之,四川盆地須家河組天然氣藏具有類型多、近源、多高壓、高含水、較高產(chǎn)、低豐度、分布廣、規(guī)模大、氣水關(guān)系復(fù)雜等特點。從目前的發(fā)現(xiàn)與須家河組儲層發(fā)育的現(xiàn)狀來看,平緩斜坡區(qū),應(yīng)該是各種巖性氣藏與非常規(guī)氣藏的混合體,這種混合聚集可以形成天然氣的連續(xù)聚集區(qū)[28],呈現(xiàn)大規(guī)模天然氣聚集區(qū)的態(tài)勢,如合川—潼南天然氣聚集區(qū)、安岳天然氣聚集區(qū)等。

3 天然氣富集高產(chǎn)主控因素

四川盆地華鎣山褶皺帶以西的廣大地區(qū),須家河組存在良好的氣源條件[2,29]。而在不同區(qū)帶,由于構(gòu)造背景、沉積特點、儲層發(fā)育程度與地層流體壓力等方面的不同,其富集高產(chǎn)的主控因素差異很大,不能一概而論。由于川中是天然氣勘探的主要區(qū)域,下面將重點討論川中地區(qū)天然氣富集高產(chǎn)的主控因素。

3.1 川中平緩褶皺區(qū)

四川盆地中部平緩褶皺區(qū)是指東至華鎣山、西至龍泉山、南至合川—安岳、北至八角場—營山的廣大地區(qū)。該地區(qū)的構(gòu)造背景為褶皺低隆—褶皺斜坡特征,須家河組二、四、六段主要為三角洲沉積體系,須家河組烴源巖生氣強(qiáng)度為10×108～30×108m3,目前發(fā)現(xiàn)了三級儲量約6 000×108m3。其天然氣富集高產(chǎn)的主要控制因素是儲層發(fā)育程度、構(gòu)造起伏及裂縫發(fā)育程度等的聯(lián)合作用,且不同的要素所起控制作用不同。

3.1.1 儲集體的控制作用

四川盆地中部平緩褶皺區(qū),三角洲平原主干河道的分布控制砂巖儲集體的發(fā)育,同時也通過儲集體的發(fā)育來控制氣藏的規(guī)模與分布。須家河組的砂巖主要集中在須二、須四、須六段,其主要特點是厚度巨

圖1 川中地區(qū)須家河組不同類型砂巖孔隙度統(tǒng)計分析對比圖Fig.1 Analysis and comparison chart about different types of sandstone porosity statistics in Xujiahe Formation, Central Sichuan area

大、分布廣泛,儲層主要發(fā)育于這些致密砂巖中,以低孔低滲與非均質(zhì)性強(qiáng)為特點。并且砂巖越粗、儲層物性越好[8,22,29](圖1)。因此主干河道中高能河道砂巖物性較好,是川中地區(qū)主要儲集層,如廣安102井須六段2 029～2 032.5 m,其底部為滯留沉積的砂礫巖與礫巖,礫石為石英巖與燧石、并含少量泥礫,中上部發(fā)育塊狀的中粗長石巖屑砂巖,頂部為細(xì)粒長石巖屑砂巖,顯示三角洲平原分流河道沉積的特征(圖2)。從現(xiàn)有的氣井分布來看,多數(shù)產(chǎn)量高的氣井分布于主干河道疊置發(fā)育區(qū)。如廣安須六段氣藏中(圖3),相對產(chǎn)量高的井位于兩個中粗砂巖發(fā)育的主干河道疊置發(fā)育區(qū),即廣安111井與廣安2井區(qū)。在這兩個井區(qū),物性較好的中粗砂巖多層疊置發(fā)育,其中廣安2井發(fā)育5層約40 m的中粗砂巖,廣安111井區(qū)發(fā)育6層約30 m的中粗砂巖。而其它地區(qū)主干河道砂發(fā)育較差,多發(fā)育薄層中粗砂巖1～2層,厚度在5 m以下。正因為主干河道對有利儲層的控制作用,造成了其天然氣聚集量較大差異。主干河道疊置發(fā)育區(qū),儲層厚度大,多20～40 m,天然氣儲量規(guī)模大,如廣安氣田須六氣藏探明天然氣地質(zhì)儲量近800億m3,充西主體氣藏發(fā)現(xiàn)天然氣地質(zhì)儲量約200億m3,八角場探明天然氣地質(zhì)儲量300多億m3;主干河道側(cè)翼地區(qū),儲層也較發(fā)育,厚度多為5～20 m,天然氣儲量規(guī)模較大,如廣安氣田須四氣藏探明天然氣儲量500多億m3,充西西部蓮池地區(qū),發(fā)現(xiàn)天然氣地質(zhì)儲量約100億m3;而非主干河道疊置帶發(fā)育區(qū),有效儲層厚度較薄,多為5 m以下,天然氣儲量規(guī)模很小,如八角場西側(cè)的秋林地區(qū),主干河道不發(fā)育,儲層較薄3～8 m,目前沒有獲得天然氣儲量。因此,儲集體存在明顯非均質(zhì)性,并受主干河道疊置帶的規(guī)模與發(fā)育位置的控制,同時也控制氣藏的形成規(guī)模與分布位置。

圖2 廣安102須六段2 030.06～2 032.12 m三角洲平原分流河道沉積成像測井與巖心對比圖Fig.2 Comparison chart bet ween i maging logging and core in delta plain branch channel sediment,Well Guang’an 102Xu6 member 2 030.06～2 032.12 m

3.1.2 構(gòu)造的控制作用

在有儲集體的前提下,古隆起背景與正向構(gòu)造的大小控制天然氣的運聚方向與富集,構(gòu)造起伏程度控制氣藏內(nèi)的氣水分異程度。合川—安岳是樂山—龍女寺古隆起區(qū)的一部分,八角場、營山—公山廟、廣安等背斜構(gòu)造也是古隆起發(fā)育區(qū)。川中地區(qū)的這些繼承性的古隆起,印支期已見雛形,歷經(jīng)燕山至喜山期形成現(xiàn)今背斜構(gòu)造,這種繼承性的古隆起在西部凹陷須家河組開始生烴時起,就一直是油氣運移的有利指向區(qū)。目前發(fā)現(xiàn)的純氣層均分布在構(gòu)造幅度較大的高部位,而產(chǎn)水井主要在構(gòu)造位置相對較低的幅度平緩地區(qū)。如合川、八角場、廣安、充西、磨溪等產(chǎn)氣井均分布在背斜構(gòu)造的高部位。這些氣田,由于存在背斜或斷背斜構(gòu)造背景,地層起伏度較大、有利于氣水重力分異作用進(jìn)行,又有利于天然氣聚集成藏,因此是有利的天然氣聚集場所。而在構(gòu)造相對較低的金華、桂花、羅渡及興華1井等區(qū)帶,天然氣產(chǎn)量以中低為主,而且多為氣水同層,表明其氣水分異相對較差,氣的豐度相對較低。如廣安構(gòu)造平緩斜坡區(qū)巖性氣藏儲量豐度約為1.5×108m3/km2,且含水飽和度高,達(dá)50%～60%,氣、水同出;而構(gòu)造高部位可達(dá)3.5× 108m3/km2,含水飽和度低,為30%～40%,不產(chǎn)水(圖3)。因此,古隆起與正向構(gòu)造有利于天然氣運聚,較大的構(gòu)造起伏程度有利于天然氣聚集后的氣、水分異,并有利局部富氣區(qū)的形成。

圖3 四川盆地廣安構(gòu)造須六段氣田氣藏儲層物性變化與含氣性變化剖面圖Fig.3The Cross-section of the changes of reservoir properties and gas enrichment in Xu6 Member gasfield, Guang’an structure,Sichuan Basin

圖4 四川盆地中部充西構(gòu)造須四段頂構(gòu)造與裂縫疊合分析及其與天然氣產(chǎn)能對比圖Fig.4 Analysis of structure ofUpper Xu4 Member togetherwith crack and comparison with gas production, Chongxi Structure,Western Sichuan Basin

3.1.3 裂縫的控制作用

裂縫控制天然氣的運移與產(chǎn)能特征。川中地區(qū)燕山運動前主要以抬升為主,燕山—喜山轉(zhuǎn)化為斷彎褶皺,并受擠壓應(yīng)力的影響而產(chǎn)生逆斷層。盡管斷層在地質(zhì)歷史過程中不同階段經(jīng)歷了開啟、閉合,但從現(xiàn)今發(fā)育大斷層的八角場、南充、廣安、充西等構(gòu)造都獲得了工業(yè)氣流看,須家河組地層中的斷層對油氣的破壞作用是小的,而是在一定程度上,斷層附近的裂縫可對油氣的再分配起作用。如充西獲得高產(chǎn)井均位于斷層末梢及斷層交匯處的裂縫發(fā)育區(qū)(圖4),這些井在鉆井過程中常見氣侵、井噴、井漏等顯示。斷層附近裂縫普遍較發(fā)育,裂縫主要起到溝通相鄰儲集體、改善儲集體滲流通道的作用。鉆遇了裂縫的井,單井產(chǎn)量成倍增長,如西57井,該測井解釋有8段儲層,從成像測井圖看有明顯的裂縫特征;測試產(chǎn)油6. 6 t/d,產(chǎn)氣8.04×104m3/d[26]。另外,還有西56、西57、西72等井的天然氣單井產(chǎn)量在2×104～26×104m3/d。而裂縫不發(fā)育的井,天然氣單井產(chǎn)量多小于1 ×104m3/d,如西51井為0.25×104m3/d、西59為干井等。這表明裂縫起到了很好的運移通道和儲集的功能。

由此可知,川中地區(qū)天然氣的成藏主要受巖性的控制,而富集高產(chǎn)受儲集體、構(gòu)造與裂縫的聯(lián)合控制。

3.2 川西沖斷帶

四川盆地西部沖斷帶主要分布于龍門山山前與米倉山山前[1]。其褶皺構(gòu)造、裂縫十分發(fā)育[30];氣源充足,生氣強(qiáng)度達(dá)40×108～80×108m3/km2;而儲集體因為川西沖斷帶、成巖作用強(qiáng)烈,砂礫巖孔隙度多在2%～5%以下,儲層十分致密。從目前的氣藏特征來看,構(gòu)造圈閉與裂縫發(fā)育程度是該區(qū)天然氣成藏的主要控制因素[30,31],而原始沉積引起的巖性變化控制作用較小。當(dāng)然,儲集體略微好一些的地區(qū),天然氣也相對要富集。因此,構(gòu)造、裂縫與儲集體的聯(lián)合作用同樣是須家河組天然氣富集高產(chǎn)的關(guān)鍵。

3.3 川北低平褶皺帶

四川盆地北部低平褶皺帶[1]是指營山—八角場構(gòu)造帶以北、大巴山與米倉山山前沖斷帶以南的廣大平緩地區(qū),為侏羅紀(jì)—白堊紀(jì)的沉積拗陷區(qū)。其氣源條件較好,生氣強(qiáng)度為20×108～40×108m3/km2。該區(qū)因喜山期的構(gòu)造作用不強(qiáng)烈,僅發(fā)育低平的小型褶曲,而中、大型構(gòu)造圈閉不發(fā)育。又由于侏羅紀(jì)、白堊紀(jì)的快速深埋,須家河組砂巖十分致密,儲層物性比川西沖斷帶還差,孔隙度多在3%以下。要尋找規(guī)模天然氣聚集區(qū),必須要尋找裂縫較發(fā)育、儲層物性相對較好的區(qū)帶。因此,該區(qū)天然氣的成藏主要受裂縫發(fā)育程度與較好儲集體的分布控制,當(dāng)然構(gòu)造位置相對較高的局部更有利于富集高產(chǎn)。因此,裂縫、儲集體與構(gòu)造仍是該區(qū)須家河組天然氣富集高產(chǎn)的三大聯(lián)合控制因素。

3.4 須家河組天然氣富集高產(chǎn)模式

圖5 四川盆地地區(qū)上三疊統(tǒng)須家河組天然氣富集高產(chǎn)模式圖Fig.5Model of gas enrichmentwith high productivity in Upper Triassic Xujiahe For mation,Sichuan Basin

綜合上述成藏規(guī)律,我們建立了須家河組富集高產(chǎn)的模式圖(如圖5)。在有高能河道發(fā)育、又有一定構(gòu)造幅度、還存在較好裂縫發(fā)育的地區(qū)是最有利的高產(chǎn)富集區(qū),單井往往能高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn);在緩坡區(qū),如果存在高能河道儲集體,由于其物性相對較好,一般能形成中產(chǎn)天然氣井,而且日產(chǎn)量相對穩(wěn)定;在有構(gòu)造裂縫的發(fā)育區(qū),如果沒有高能河道儲層的發(fā)育,往往是高產(chǎn)速降的產(chǎn)能特征;在構(gòu)造裂縫發(fā)育,而高能河道發(fā)育差、儲集體規(guī)模小、疊置個數(shù)少,又構(gòu)造起伏程度較低的地區(qū),往往是低產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)特征;在正向構(gòu)造與裂縫不發(fā)育的地區(qū),如果只有小型高能河道儲集體發(fā)育,往往是低產(chǎn)也不穩(wěn)產(chǎn);在構(gòu)造平緩、裂縫不發(fā)育、高能河道儲層不發(fā)育的地區(qū),則多為干層或水層。

總之,有利儲層的分布控制著天然氣的分布、構(gòu)造控制天然氣的富集與氣水分異程度、裂縫控制儲集體連通性與天然氣產(chǎn)能,三者的有效組合是形成高產(chǎn)富集區(qū)的關(guān)鍵。

4 結(jié)論

四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組致密砂巖中發(fā)育8種常規(guī)天然氣藏與2種非常規(guī)天然氣藏,其中構(gòu)造—巖性復(fù)合氣藏豐度高、儲量規(guī)模大、產(chǎn)量高,是勘探的重點方向;巖性氣藏雖含水高、豐度較低,但分布廣、面積大,也是增儲上產(chǎn)的重要組成部分;非常規(guī)天然氣資源也十分豐富,尤其是水溶氣的勘探與開發(fā)要引起關(guān)注,是四川盆地天然氣發(fā)展的重要新領(lǐng)域。

四川盆地須家河組天然氣主要分布區(qū),其天然氣成藏的主控因素存在差異,如川中平緩褶皺區(qū),巖性是天然氣成藏的關(guān)鍵;川西北沖斷帶,構(gòu)造與裂縫的有效配置是天然氣成藏的關(guān)鍵;川北低平褶皺區(qū),裂縫與有利儲集體的聯(lián)合是天然氣成藏的關(guān)鍵。雖然其不同地區(qū)天然氣成藏的主控因素存在差異,但富集高產(chǎn)的主控因素相同,即有利儲集體控制氣藏的分布,構(gòu)造控制天然氣的富集,裂縫控制天然氣的產(chǎn)能,三者的有效結(jié)合是形成天然氣富集高產(chǎn)區(qū)的關(guān)鍵。

致謝在該研究過程中,羅啟后教授給予了具體指導(dǎo),西南油氣田公司勘探處、勘探事業(yè)部、勘探開發(fā)研究院、川中油氣礦、川西北氣礦、蜀南氣礦等給予了幫助與支持,在此表示衷心的感謝!

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Types and Controlling Factors of Accumulation and High Productivity i n the Upper Tri assic Xuji ahe Formation Gas Reservoirs,Sichuan Basin

L IWei1ZOU Cai-neng1YANG Jin-li2WANG Kun3YANG Jia-jing2WU Ya-dong1GAO Xiao-hui1
(1.State Key Laboratory of Enhanced O il Recovery,Exploration and Development Research Institute,PetroChina,Beijing 100083; 2.SouthwestO il and Gas Field Company,PetroChina,Chengdu 629000; 3.China University of Petroleum(Beijing),Beijing 102249)

Because of the strong diagenesis,sandstone in Upper Triassic Xujiahe Formation is thick and tight,reservoir heterogeneity is very strong,various types of gas reservoirs are developed.Major developed eight conventional gas reservoirs and two unconventional gas reservoirs.The lithological gas reservoir,structure-lithological reservoir having large scale and abundant reserves,are i mportant gas reservoirs and mainly developed in theMid-Sichuan area;Water soluble gas reservoirwith high yield and great potential is also developed,widely distributed in the gentle slope and the Depression in the central-west Sichuan region,is the important development direction in SichuanBasin.The Xujiahe Formation gas reservoirs adjacent the source,have high pressure,contain condensate oil and water,distributed widely,and their scale is large and relationship between water and gas is complex.As different areas have different characters of deposition,diagenesis and structure,the main controlling factors in gas accumulation are quite different. Therefore,the distribution of reservoir,tectonic background and the degree of fracture development are the major three controlling factors of the gas accumulation in Xujiahe Formation gas reservoirs,the main control factor of accumulation and high productivity is the effective combination of the three elements.

Sichuan Basin;Upper Triassic;Xujiahe Formation;types of gas reservoirs;accumulation law;main control factor

book=5,ebook=364

李偉男1963年出生高級工程師沉積學(xué)及石油地質(zhì)E-mail:l we@petrochina.com.cn

TE122.2

A

1000-0550(2010)05-1037-09

2010-05-20;收修改稿日期:2010-06-01