姜智利，朱 祥

中國(guó)石化 勘探分公司，成都 610041

元壩地區(qū)油氣資源豐富，在下侏羅統(tǒng)自流井組、中侏羅統(tǒng)千佛崖組、上三疊統(tǒng)須家河組、下三疊統(tǒng)雷口坡組、下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組和上二疊統(tǒng)長(zhǎng)興組等多層系含氣[1-5]，并建成以長(zhǎng)興組為主要開(kāi)發(fā)層的元壩氣田，截至2022年初，累計(jì)提交探明儲(chǔ)量逾3 000×108m3。近期，YB7井在二疊系吳家坪組—茅口組三段測(cè)試獲日產(chǎn)105.94×104m3的高產(chǎn)工業(yè)氣流，進(jìn)一步證實(shí)元壩地區(qū)多層系含氣特征，同時(shí)揭示了元壩地區(qū)茅口組具有較好的勘探潛力。目前，對(duì)元壩地區(qū)陸相自流井組、須家河組及海相雷口坡組、飛仙關(guān)組和長(zhǎng)興組油氣成藏特征已有豐碩的研究成果[5,6-10]，前人也對(duì)元壩地區(qū)茅口組油氣成藏條件進(jìn)行了初步的闡述[11]，但近期多口鉆井的持續(xù)鉆探揭示了茅口組油氣成藏的復(fù)雜性，且對(duì)其成藏規(guī)律的研究相對(duì)薄弱。本文通過(guò)對(duì)元壩地區(qū)茅口組油氣來(lái)源及成藏時(shí)間等油氣成藏條件持續(xù)加強(qiáng)研究，深化元壩地區(qū)茅口組油氣成藏規(guī)律及主控因素認(rèn)識(shí)，為元壩地區(qū)下二疊統(tǒng)進(jìn)一步的勘探部署提供依據(jù)。

本次研究天然氣組分按照國(guó)標(biāo)《氣相色譜—天然氣的組成分析：GB/T13610—2014》，由中國(guó)石化石油勘探開(kāi)發(fā)研究院無(wú)錫石油地質(zhì)研究所實(shí)驗(yàn)研究中心采用3800氣相色譜儀進(jìn)行檢測(cè)；天然氣組分碳同位素按照國(guó)標(biāo)《地質(zhì)樣品有機(jī)地球化學(xué)分析方法，第2部分：有機(jī)質(zhì)穩(wěn)定碳同位素測(cè)定 同位素質(zhì)譜法：GB/T18340.2—2010》，由無(wú)錫石油地質(zhì)研究所實(shí)驗(yàn)研究中心采用MAT-253穩(wěn)定同位素質(zhì)譜儀進(jìn)行檢測(cè)；流體包裹體測(cè)溫按照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《沉積盆地流體包裹體顯微測(cè)溫方法：SY/T6010—2011》，由無(wú)錫石油地質(zhì)研究所實(shí)驗(yàn)研究中心采用AXIOPLAN-2/MDS600偏光顯微鏡/全自動(dòng)冷熱臺(tái)進(jìn)行檢測(cè)。

1 成藏基本條件及氣藏特征

1.1 區(qū)域地質(zhì)背景

元壩地區(qū)處于四川盆地東北部，構(gòu)造上處于米倉(cāng)山隆起帶和龍門(mén)山?jīng)_斷帶前緣，整體為一個(gè)大型低緩構(gòu)造帶，北部為九龍山背斜帶和池溪向斜傾末端，南部為元壩低緩褶皺帶北端斜坡(圖1)。該區(qū)構(gòu)造整體變形較弱，以三疊系嘉陵江組中上部膏鹽巖層為界，上部構(gòu)造層受后期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)影響較大，斷裂發(fā)育；下部海相地層變形弱，斷裂不發(fā)育，以褶皺為主。茅口組沉積早期主要為緩坡相的灰色和深灰色含泥生屑灰?guī)r、生屑灰?guī)r和含泥灰?guī)r，晚期東吳運(yùn)動(dòng)開(kāi)始拉張，茅三段巖性由底部深灰色泥質(zhì)灰?guī)r和含泥灰?guī)r向上部灰色生屑灰?guī)r、云質(zhì)灰?guī)r和灰質(zhì)云巖轉(zhuǎn)變，是儲(chǔ)層主要發(fā)育段。吳家坪組下部主要為深灰色沉凝灰?guī)r、碳質(zhì)泥巖、灰質(zhì)泥巖與灰色生屑灰?guī)r、云質(zhì)灰?guī)r不等厚互層，上部主要為灰色和深灰色生屑灰?guī)r和硅質(zhì)灰?guī)r。

圖1 四川盆地元壩地區(qū)構(gòu)造位置與典型井二疊系吳家坪組—茅口組綜合柱狀圖

1.2 烴源巖

中晚二疊世時(shí)期，開(kāi)江—梁平海槽持續(xù)拉張，大隆組、吳家坪組及茅口組在元壩地區(qū)發(fā)育深水相沉積，可作為二疊系油氣藏良好的烴源巖。其中，大隆組烴源巖主要為陸棚相暗色泥巖，烴源巖厚度7～37 m；有機(jī)質(zhì)含量較高，元壩6井大隆組烴源巖TOC介于1.29%～2.38%之間，平均為1.7%；干酪根碳同位素分布在-27.9‰～25.6‰之間，多數(shù)低于-26.0‰，平均為-26.5‰，干酪根以偏腐泥型為主。吳家坪組烴源巖以深灰色、灰黑色灰質(zhì)泥巖、泥灰?guī)r以及沉凝灰?guī)r為主，YB7井鉆揭吳家坪組烴源巖49 m。元壩地區(qū)吳家坪組烴源巖厚度在13～50 m之間，平均TOC高達(dá)2.34%，達(dá)到優(yōu)質(zhì)烴源巖的有機(jī)質(zhì)豐度標(biāo)準(zhǔn)；Ro值介于1.6%～3.2%之間，成熟度較高；元壩地區(qū)吳家坪組烴源巖處于海陸交互相，有機(jī)質(zhì)類型以Ⅱ—Ⅲ型干酪根為主。茅口組優(yōu)質(zhì)烴源巖主要分布于茅三段，巖性以暗色泥巖及泥灰?guī)r為主，厚度在10～40 m之間，TOC值介于0.22%～9.39%之間，平均2.73%，烴源巖豐度高，處于陸棚相的茅三段烴源巖有機(jī)質(zhì)類型以Ⅰ型干酪根為主。整體而言，元壩地區(qū)二疊系優(yōu)質(zhì)烴源巖發(fā)育，優(yōu)質(zhì)烴源巖生烴強(qiáng)度介于(30～70)×108m3/km2，生烴強(qiáng)度大，具備形成大氣田的物質(zhì)基礎(chǔ)。

1.3 儲(chǔ)層

元壩地區(qū)茅口組早期為緩坡沉積，晚期受東吳運(yùn)動(dòng)拉張控制，形成臺(tái)地邊緣淺灘沉積，后期遭受東吳運(yùn)動(dòng)抬升暴露溶蝕，儲(chǔ)集性能得到改善，茅口組三段發(fā)育淺灘疊合巖溶縫洞儲(chǔ)層。儲(chǔ)層分為孔隙—孔洞型和半充填巖溶縫洞兩類?？紫犊锥葱蛢?chǔ)層主要發(fā)育于茅三段頂部，巖溶縫洞儲(chǔ)層主要發(fā)育于茅三段中上部；巖性主要為灰質(zhì)白云巖、細(xì)—中晶白云巖、云質(zhì)生屑灰?guī)r、生屑灰?guī)r；儲(chǔ)集空間主要為生屑溶孔、粒間溶孔、晶間孔、晶間溶孔以及溶蝕裂縫，主要被方解石及硅質(zhì)充填，局部可見(jiàn)瀝青充填。測(cè)井解釋表明茅三段儲(chǔ)層主要以Ⅲ類氣層為主，儲(chǔ)層厚度差異較大，由幾米至接近30 m不等，測(cè)井解釋孔隙度為2%～5.5%，平均3.22%。

1.4 蓋層

元壩地區(qū)蓋層條件優(yōu)越，區(qū)域上有中下三疊統(tǒng)巨厚的膏鹽巖蓋層，尤其是下三疊統(tǒng)嘉陵江組四—五段膏鹽巖層具有總厚度大、單層厚度大、硬石膏及巖鹽巖層厚度穩(wěn)定、對(duì)比性好、連續(xù)性好的特點(diǎn)，具有良好的區(qū)域油氣封蓋能力。茅口組之上發(fā)育吳家坪組泥巖與致密生屑灰?guī)r，厚度50～80 m，是茅口組氣藏良好的直接蓋層。此外，元壩地區(qū)處于盆內(nèi)低緩褶皺帶，斷裂不發(fā)育，蓋層橫向連續(xù)性好，具備持續(xù)保存條件。前期在元壩地區(qū)探明長(zhǎng)興組—飛仙關(guān)組礁灘氣藏，側(cè)面反映元壩地區(qū)海相地層保存條件好。

1.5 氣藏特征

元壩地區(qū)茅口組氣藏實(shí)測(cè)地層壓力系數(shù)為2.15，使用鉆井液密度2.1～2.32 g/cm3的情況下，普遍未發(fā)生井漏溢流；實(shí)測(cè)地層溫度為157 ℃，地溫梯度為2.21 ℃/hm，整體表現(xiàn)為異常高壓高溫氣藏特征。目前元壩地區(qū)茅口組測(cè)試井較少，雖然構(gòu)造高部位有出水現(xiàn)象，但低部位鉆井油氣顯示較好，測(cè)井未解釋水層，表明氣藏橫向連續(xù)性較差，受巖性控制作用明顯，整體表現(xiàn)為構(gòu)造背景下的巖性氣藏。

2 天然氣來(lái)源及充注時(shí)間

2.1 天然氣組成及成因

元壩地區(qū)茅口組三段天然氣以烴類氣體為主(表1)，甲烷含量較高，在93.11%～97.31%之間，干燥系數(shù)在0.99以上；乙烷含量在0.390%～0.559%之間，含有少量丙烷，含量在0～0.032%，不含丁烷及以上烷烴氣體；非烴氣體以CO2為主，H2S含量極低，含量在0.000 003%～0.001 501%之間，按《天然氣藏分類標(biāo)準(zhǔn)：GB/T26979—2011》[13]，屬于微含硫氣藏。與元壩地區(qū)主力產(chǎn)層長(zhǎng)興組氣樣相比，元壩地區(qū)茅口組氣藏甲烷含量更高，H2S含量更低，與九龍山地區(qū)茅口組氣藏組分特征也表現(xiàn)出顯著的差異。

表1 四川盆地元壩地區(qū)二疊系茅口組及周邊鉆井二疊—三疊系天然氣組分及同位素特征

國(guó)內(nèi)外學(xué)者常用ln(C1/C2)—ln(C2/C3)圖版來(lái)判別干酪根裂解氣及原油裂解氣[14-15]，元壩地區(qū)茅口組氣樣ln(C1/C2)值介于5.46～5.49，ln(C2/C3)值介于2.83～2.95。本文采用川東北及鄰區(qū)烴源巖裂解氣與原油裂解氣判別圖版[16]，從圖2可以看出，元壩地區(qū)茅口組天然氣處于干酪根裂解氣和原油裂解氣的混合區(qū)。YB7井茅三段儲(chǔ)層鑄體薄片中可見(jiàn)生物體腔孔充填瀝青，綜合認(rèn)為元壩地區(qū)茅口組天然氣主要為干酪根裂解氣與原油裂解氣的混合氣。

元壩地區(qū)茅口組天然氣干燥系數(shù)非常高(大于0.99)，δ13C1值介于-29.4‰～-28.7‰之間，δ13C2值介于-27.9‰～-27.3‰之間，碳同位素值偏高，表明茅口組天然氣具有較高的成熟度。前人對(duì)乙烷碳同位素的應(yīng)用進(jìn)行了研究，并建立了四川盆地天然氣類型判別標(biāo)準(zhǔn)[17]，認(rèn)為油型氣δ13C2值應(yīng)小于-28‰，煤型氣δ13C2值應(yīng)大于-28‰。根據(jù)判別標(biāo)準(zhǔn)，元壩地區(qū)茅口組天然氣δ13C2值均大于-28‰，與元壩長(zhǎng)興組天然氣相同，表現(xiàn)為煤型氣特征。

2.2 天然氣來(lái)源

一般認(rèn)為，天然氣乙烷碳同位素相對(duì)甲烷碳同位素較穩(wěn)定，且與母源有較好的繼承性[18]，因此在分析天然氣來(lái)源時(shí)，用天然氣乙烷碳同位素與烴源巖進(jìn)行對(duì)比獲得諸多運(yùn)用[9，19-21]，并在乙烷含量偏低時(shí)獲得了較好的效果[9，22-23]。通過(guò)氣—巖碳同位素對(duì)比分析(圖3)，元壩地區(qū)茅口組天然氣主要來(lái)源于二疊系烴源巖。結(jié)合天然氣成因分析，茅口組天然氣為煤型氣，而元壩地區(qū)二疊系烴源巖表現(xiàn)有煤系烴源巖特征的僅有吳家坪組烴源巖，且這套烴源巖與茅口組氣層直接接觸，故元壩地區(qū)茅口組天然氣主要來(lái)源于吳家坪組烴源巖。

圖3 四川盆地元壩地區(qū)二疊系茅口組天然氣與烴源巖干酪根碳同位素對(duì)比

實(shí)鉆表明，與茅口組氣藏直接接觸的吳家坪組煤系烴源巖碳同位素值介于-24.6‰～-23.3‰，而茅口組泥質(zhì)烴源巖碳同位素則介于-29.9‰～-27.4‰之間，茅口組天然氣乙烷同位素明顯介于兩者之間。元壩長(zhǎng)興組天然氣同樣表現(xiàn)為煤型氣特征，前人對(duì)長(zhǎng)興組油氣來(lái)源的研究表明[7，24]，其主要來(lái)自于吳家坪組烴源巖，而大隆組烴源巖也有一定貢獻(xiàn)。結(jié)合元壩地區(qū)茅口組天然氣為原油裂解氣與干酪根裂解氣的混合氣特點(diǎn)，對(duì)比長(zhǎng)興組氣源研究成果，推測(cè)元壩地區(qū)茅口組天然氣主要來(lái)源于上覆吳家坪組烴源巖，茅三段烴源巖也有一定貢獻(xiàn)。

2.3 油氣充注時(shí)間

鏡下觀察發(fā)現(xiàn)，元壩茅口組流體包裹體均賦存于溶洞和裂縫中充填的方解石內(nèi)，以氣液兩相鹽水包裹體為主，見(jiàn)烴類包裹體與鹽水包裹體伴生(圖4)；包裹體多成群分布，形態(tài)多樣，從橢圓形到不規(guī)則形狀皆有分布，大小一般小于10 μm。本次研究共測(cè)試獲得元壩地區(qū)茅口組與烴類伴生的鹽水包裹體均一溫度171個(gè)，均一溫度從70～180 ℃均有分布(圖5)，反映了茅口組油氣持續(xù)充注的特征。根據(jù)包裹體均一溫度分布特征，可將其劃分為兩個(gè)主要區(qū)間：(1)80～120 ℃，分布頻數(shù)高，反映油氣的大量充注，主峰區(qū)間為90～110℃，主峰區(qū)間均一溫度平均值為100.1℃；(2)120～160℃，未見(jiàn)明顯主峰，反映油氣持續(xù)充注過(guò)程。

圖4 四川盆地元壩地區(qū)二疊系茅口組儲(chǔ)層方解石充填物中包裹體顯微照片

圖5 四川盆地元壩地區(qū)二疊系茅口組包裹體均一溫度分布

結(jié)合地層埋藏—熱演化史模擬結(jié)果(圖6)，綜合推斷元壩地區(qū)茅口組油氣充注時(shí)間及成藏演化過(guò)程：(1)油氣大量充注發(fā)生在中侏羅世，此時(shí)二疊系烴源巖處于生油氣高峰期，大量油氣運(yùn)移至茅口組聚集成藏；(2)中—晚侏羅世，二疊系烴源巖尤其是吳家坪組烴源巖持續(xù)高成熟，油氣持續(xù)充注于茅口組中，加之元壩地區(qū)油氣持續(xù)保存條件好，油氣在茅口組氣藏中持續(xù)富集形成高壓。

圖6 四川盆地元壩地區(qū)埋藏史—熱史曲線

3 油氣成藏主控因素

通過(guò)對(duì)元壩地區(qū)茅口組氣藏成藏特征綜合分析，認(rèn)為油氣成藏主要受儲(chǔ)層發(fā)育、烴源巖條件及油氣保存條件的控制。

3.1 有利儲(chǔ)層的分布與規(guī)模

儲(chǔ)層是油氣成藏的基本要素，是油氣聚集成藏的場(chǎng)所。元壩地區(qū)茅三段儲(chǔ)層主要為淺灘疊合巖溶儲(chǔ)層，儲(chǔ)層分布具有不連續(xù)性[25-26]。處于構(gòu)造高部位的YB7-C1井試采出水，但位于低部位的YB701井和YB8井實(shí)鉆未見(jiàn)出水現(xiàn)象，油氣顯示好，測(cè)井解釋為氣層，說(shuō)明由于儲(chǔ)層的橫向分布非均質(zhì)性導(dǎo)致茅口組氣藏橫向上存在多個(gè)氣藏(圖7)。此外，由于儲(chǔ)層橫向非均質(zhì)性造成運(yùn)移通道的橫向不連續(xù)，油氣運(yùn)移主要為短距離運(yùn)移為主，茅口組氣藏油氣主要來(lái)源于上覆的吳家坪組烴源巖，因此有利儲(chǔ)層的分布與規(guī)模控制了茅口組油氣聚集的場(chǎng)所與方式，也是元壩地區(qū)茅口組油氣成藏最為關(guān)鍵的要素。

圖7 四川盆地元壩地區(qū)二疊系茅口組油氣成藏模式

3.2 優(yōu)質(zhì)烴源巖的發(fā)育

優(yōu)質(zhì)烴源巖的發(fā)育是油氣成藏的物質(zhì)基礎(chǔ)，也決定了油氣特征。茅口組氣藏上下均發(fā)育優(yōu)質(zhì)烴源巖，橫向連續(xù)，有機(jī)質(zhì)豐度大，生烴強(qiáng)度高，為茅口組油氣成藏提供了充足的油氣來(lái)源。處于構(gòu)造高部位的YB7-C1井在試采階段出水，但在鉆探及試采初期并未見(jiàn)出水現(xiàn)象，且地層壓力系數(shù)大，表明氣藏中油氣充滿度高，后期出水可能是單個(gè)氣藏規(guī)模小所致。元壩地區(qū)茅口組氣藏主要烴源巖——吳家坪組烴源巖表現(xiàn)為一套煤系烴源巖特征，根據(jù)前人煤成烴模式研究[27-30]，其主要以生氣為主，決定了茅口組儲(chǔ)層中少見(jiàn)瀝青，天然氣以煤成氣為主。

3.3 持續(xù)的油氣保存條件

持續(xù)的油氣保存條件保障了現(xiàn)今氣藏的形成。元壩地區(qū)茅口組氣藏油氣成藏時(shí)間較早，要形成現(xiàn)今氣藏必須要有持續(xù)的油氣保存條件。茅口組氣藏之上區(qū)域蓋層和直接蓋層發(fā)育，橫向連續(xù)性好，構(gòu)造活動(dòng)不強(qiáng)烈，在油氣充注后的調(diào)整改造階段為氣藏提供了良好而持續(xù)的油氣保存條件。元壩茅口組地層水礦化度為59 302～61 986.42 mg/L，水型為CaCl2型，印證了良好的油氣保存。此外，由于茅口組氣藏具備持續(xù)充注特征，良好的保存條件也提供了封存箱作用，油氣持續(xù)聚集，壓力不斷升高，形成了異常高壓氣藏。

4 結(jié)論

(1)元壩地區(qū)茅口組具備良好的油氣成藏條件，發(fā)育多套二疊系優(yōu)質(zhì)烴源巖和淺灘疊合縫洞儲(chǔ)層，具備良好的持續(xù)油氣保存條件，氣藏壓力及溫度較高，整體表現(xiàn)為構(gòu)造背景下的巖性氣藏。

(2)茅口組天然氣甲烷含量較高，硫化氫含量較低，表現(xiàn)為干酪根裂解氣與原油裂解氣的混合氣特征，具有煤成氣特點(diǎn)，推測(cè)天然氣主要來(lái)源于上覆吳家坪組烴源巖，茅三段烴源巖也有一定貢獻(xiàn)。

(3)油氣表現(xiàn)為兩期充注特征，大量充注發(fā)生在中侏羅世時(shí)期，后期持續(xù)充注發(fā)生在中—晚侏羅世時(shí)期，與二疊系烴源巖生烴演化相匹配。

(4)元壩地區(qū)茅口組油氣成藏主要受儲(chǔ)層發(fā)育、烴源巖條件及油氣保存條件的控制。有利儲(chǔ)層的分布與規(guī)?？刂屏擞蜌饩奂膱?chǎng)所與方式；優(yōu)質(zhì)烴源巖的發(fā)育是油氣成藏的物質(zhì)基礎(chǔ)，也決定了油氣特征；持續(xù)的油氣保存條件保障了現(xiàn)今氣藏的形成；其中，有利的儲(chǔ)層是元壩地區(qū)茅口組油氣成藏最為關(guān)鍵的要素。