趙文智,王紅軍,徐春春,卞從勝,汪澤成,高曉輝

(1.中國石油天然氣股份有限公司勘探與生產公司;2.中國石油勘探開發(fā)研究院;3.中國石油西南油氣田公司)

川中地區(qū)須家河組天然氣藏大范圍成藏機理與富集條件

趙文智1,王紅軍2,徐春春3,卞從勝2,汪澤成2,高曉輝2

(1.中國石油天然氣股份有限公司勘探與生產公司;2.中國石油勘探開發(fā)研究院;3.中國石油西南油氣田公司)

以廣安、合川等典型氣藏解剖研究為基礎,對川中地區(qū)天然氣成藏條件與機理等進行研究。川中須家河組天然氣為“大范圍斑塊式”成藏:平緩構造背景和生儲蓋組合“三明治”結構為大面積成藏提供了基礎,但源灶生氣強度平面分布不均衡和儲集層橫向非均質性決定不能大面積連片式成藏,而是大范圍斑塊式成藏;白堊紀末期以來的整體抬升是一次重要的卸載排烴、成藏事件,成藏是大范圍的,成巖和構造作用以后保留下來的有效儲集空間是“斑塊狀”而非“席狀”分布的,決定經濟性的天然氣成藏是“大范圍斑塊狀”而非“大面積連片式”的。須家河組天然氣成藏具有源控性,天然氣富集主要受氣源灶、主砂體、構造背景和裂縫發(fā)育的聯合控制,應細化氣源灶研究,在高生氣強度區(qū)內,尋找主砂體和裂縫共生發(fā)育帶。此外,加強與須家河組一、三、五段源巖同期沉積砂體的評價研究,應有新氣藏發(fā)現。圖8參21

大范圍斑塊式成藏;大面積連片式成藏;經濟性成藏;天然氣;須家河組;川中地區(qū)

1 研究區(qū)概況

川中地區(qū)位于四川盆地西側龍泉山與東側華鎣山兩大深斷裂之間,北至營山構造,南到威遠古隆起以北,為一帶狀區(qū)域,該地區(qū)整體呈西傾單斜構造背景,構造上屬于川中平緩褶皺區(qū),面積約5.3×104km2[1-3]。上三疊統(tǒng)須家河組為一套陸相碎屑巖含煤沉積,自下而上分為6段,其中須一、三、五段以黑色頁巖、泥巖為主,夾粉砂巖、砂巖、煤層或煤線,是主要的烴源巖和蓋層;須二、四、六段以灰色中—細粒砂巖為主,夾薄層泥頁巖,是主要儲氣層段。須家河組一、三、五段烴源巖與二、四、六段儲集層間互疊置呈“三明治”結構,具有廣覆式分布特征,構成有利的生儲蓋組合[4,5]。

川中地區(qū)須家河組天然氣勘探始于1956年,截至2008年底,已發(fā)現了八角場、充西、磨溪、廣安、合川—安岳等氣田(見圖 1),探明天然氣地質儲量超過3 000×108m3[6,7],這些氣藏的儲量豐度一般為1×108～3×108m3/km2,屬中低豐度天然氣藏。在解剖研究了廣安、合川等氣藏以后,發(fā)現其含氣連續(xù)性較差,含氣飽和度橫向變化較大。如:廣安101井須六段高部位產氣,而低部位產水;廣安125井須四段位于構造低部位,但物性較好,含氣飽和度較高,測試產氣2.2×104m3/d;廣安106井須四段位于裂縫發(fā)育區(qū),測試產氣達7.1×104m3/d。這些特征表明須家河組天然氣成藏的主控因素并不簡單,成藏的規(guī)模和連續(xù)性也變化較大,尤其從經濟性角度看,有效益的天然氣聚集應該是有限規(guī)模、不規(guī)則分布且大范圍成藏的。

目前,對川中須家河組天然氣成藏機制的認識有2種不同的觀點。一種觀點認為天然氣成藏受巖性控制,呈大面積連片分布,甚至是一種連續(xù)型氣藏[8];另一種觀點認為該區(qū)天然氣成藏受氣源灶、主砂體、構造背景與裂縫等多因素控制,經濟性聚集呈“斑塊狀”分布,規(guī)模有限,是一種不規(guī)則成藏,但大范圍分布。及時對該區(qū)天然氣聚集與分布特征作出客觀評價和判斷,對提高鉆探發(fā)現成功率和效益以及客觀部署該區(qū)勘探與未來發(fā)展規(guī)劃,都有重要意義。本文以廣安、合川等典型氣藏解剖研究為基礎,從天然氣成藏條件與機理等方面進行研究,提出川中地區(qū)須家河組天然氣大范圍、不規(guī)則斑塊狀成藏而非大面積連片成藏的基本觀點,并據此提出下一步勘探建議。

2 須家河組天然氣大范圍成藏條件

筆者于2007年開始組織研究須家河組中低豐度天然氣藏成藏機理與條件,提出在大型敞流湖盆發(fā)育期,湖水進退頻繁,在某些地質時間段,河流可以長驅直入,一直伸入湖盆中心地帶,多類型砂體在湖盆中心部位大面積分布,并與泥質烴源巖間互發(fā)育,構成“三明治”結構,為中低豐度天然氣藏大面積成藏提供了基礎。同時,由于構造平緩,氣藏的氣柱一般較小。從成藏動力看,小氣柱大大降低了對蓋層的要求。此外,儲集體內部具強非均質性,導致一個宏觀上呈席狀的儲集體在中觀尺度上是眾多有限空間儲集單元的集合體,這在一定程度上分散了氣藏的突破能量,對氣藏的保存是有利條件。所以,在以往認為成藏條件較差的“劣質區(qū)”,也可以有天然氣大規(guī)模成藏,從而深化了對須家河組天然氣藏勘探潛力的認識[9]。隨著勘探的深入以及廣安、合川等氣田陸續(xù)投入開發(fā),進一步的氣藏精細評價發(fā)現,川中地區(qū)須家河組氣藏在不同構造和沉積部位,含氣飽和度、單井產量與含水量差異都很大。在已知氣藏解剖研究基礎上,結合氣藏開發(fā)獲得的新數據,筆者認為須家河組天然氣成藏,與其稱為大面積連片成藏,不如稱為大范圍、不規(guī)則斑塊成藏更符合實際。

本文所稱的天然氣“大范圍斑塊成藏”,是指由于氣源巖和儲集體大范圍間互發(fā)育,為天然氣就近運移聚集創(chuàng)造了條件,也為天然氣在廣大范圍聚集成藏提供了基礎;但由于氣源灶、有效儲集體和裂縫分布的非均質性,使得“經濟性”成藏單體呈“斑塊狀”分布,眾多氣藏在大范圍內呈“星羅棋布”式分布。筆者近期重點研究了導致須家河組大范圍成藏的主控因素與機理,認為以下諸方面在天然氣大范圍成藏中是不可小視的。

2.1 生儲蓋組合“三明治”有利于大范圍成藏

川中地區(qū)上三疊統(tǒng)沉積時期,古地形平緩,形成大型淺水湖盆,廣泛發(fā)育辮狀河—三角洲砂泥巖和煤系[10],具有烴源巖和儲集體大規(guī)模間互發(fā)育的“三明治”結構。如川中地區(qū)須三段—須四段—須五段組合,須三段成熟烴源巖厚度大于20 m的面積占川中地區(qū)面積的80%以上,與砂巖接觸面積占整個烴源巖分布面積的80%以上(見圖2);而須四段孔隙度大于6%的有利儲集層在川中地區(qū)廣泛分布,厚度大于5 m的儲集層占儲集層總面積的70%左右;須五段泥質巖呈全區(qū)分布,平均厚度大于50 m,既可作為蓋層,也是良好的氣源巖。同樣的組合還有須一段—須二段—須三段及須五段—須六段組合,這種典型的“三明治”結構是大范圍成藏的重要基礎。而在同一儲集層段內,物性和連續(xù)性較好者,如果氣源灶規(guī)模也較大,生氣強度較高,也可以局部大面積成藏。

2.2 儲集層內部的強非均質性可保證大范圍成藏

四川盆地須家河組是一套煤系,表現為湖盆寬闊、水體不深、水系彌散。河道改道、交叉、歸并頻繁,但保持時間較長,因而形成的相帶寬泛,單期河道數量多、規(guī)模有限,多期河道疊置、歸并、側接則形成宏觀上呈席狀、微觀上有較大非均質性的砂巖復合體。這套砂體在原始沉積階段便與煤系側接與交互,原始水體就偏酸性,埋藏以后成巖作用一般較強,孔隙因膠結損失較多。這樣,具備儲集性能的有效砂體物性以及砂體與砂體間的連通性進一步變差,甚至部分砂體因成巖膠結而變成致密巖石,不能成為有效儲集體。再加上煤系氣源巖平面上分布具有很大的不均衡性,因而提供天然氣的數量與強度在平面上是多變和非均勻的,這就導致天然氣聚集在宏觀上是大范圍的,局部看則是“斑塊狀”分布的。

廣安氣田是須家河組已發(fā)現的主要氣田之一,其主力氣層為須四段和須六段,探明天然氣地質儲量分別為566×108m3和788×108m3。根據測井和巖心物性分析資料,須六段共解釋出6個儲集層段,分別為氣層、氣水同層和含氣水層(見圖3)。這6個儲集層段中間被致密砂巖或泥巖隔開,使得單個氣層高度較小,一般在4～12 m,面積為51.0～218.5 km2。儲集層段的物性較好,孔隙度為10.0%～11.8%,滲透率為0.67×10-3～0.89 ×10-3μm2,排替壓力為 0.34～1.32 MPa,以中砂巖和中細砂巖為主。隔層的物性較差,孔隙度為2.8%～5.5%,滲透率為0.01×10-3～0.05×10-3μm2,排替壓力為 0.94～8.38 MPa,都是非常致密的砂巖或泥巖,厚度4～13 m,分布面積大。廣安氣田須四段和川中地區(qū)其他氣藏中也都有這樣的隔層,造成儲集層含氣不連續(xù),給須家河組天然氣大面積成藏帶來困難,但宏觀看,天然氣仍可大范圍成藏。

統(tǒng)計廣安氣田須四段氣藏下亞段儲集層砂體厚度與連通性發(fā)現,每一等時亞層序內河道砂體較發(fā)育,但河道間砂巖多已致密化,有效儲集體之間的連通性不好。用砂體厚度、沉積微相、測試壓力和試氣等資料可將廣安氣田須四段劃分為28個相對獨立的儲集單元,其中有21個是含氣儲集體,它們相互獨立,有各自的壓力系統(tǒng)。另有7個儲集體或因物性差而產微量氣,成為含氣水層;或因與氣源巖無接觸而產水。因此,須家河組儲集層從局部來看,含氣儲集層呈明顯“斑塊狀”分布,彼此間具有獨立的氣水壓力系統(tǒng),是獨立的氣藏單元。而從宏觀上看,這種不連續(xù)、不規(guī)則、數量眾多的天然氣藏可在大范圍出現,具有不規(guī)則大范圍成藏的特點。

2.3 煤系烴源巖分布不均導致大范圍成藏

須家河組烴源巖主要為暗色泥巖、炭質泥巖與煤層。由于沉積環(huán)境橫向變化,導致烴源巖平面分布不均衡。整體上看,須家河組暗色泥巖厚度較大,由盆地東南向西北逐漸增厚;煤層和炭質泥巖厚度相對較薄,且平面上變化較大。須一段、須三段、須五段烴源巖厚度中心分布在川中以西地區(qū),平均厚度為100～400 m,而廣大川中地區(qū)厚度基本在20～60 m。須家河組各段烴源巖基本處于大量生氣早、中期階段,烴源巖演化程度由下向上逐漸降低,須一段 Ro值為1.1%～2.2%,須三段 Ro值為1.0%～1.8%,須五段 Ro值為0.8%～1.4%。川西地區(qū)演化程度最高,其次為川東北,川中及川南較低。因此,須家河組烴源巖具有川西厚度大、熱演化程度高、生氣強度最大,而川中和川南厚度薄、演化程度低、生氣強度較低的特點。

有機碳含量是評價烴源巖生氣潛力的主要指標之一,須家河組暗色泥巖有機碳含量平均為1.95%[11,12],炭質泥巖有機碳含量普遍大于10%,而煤層有機碳含量高達60%以上。熱模擬實驗揭示,須家河組各類氣源巖的產烴潛力為:煤層97 mg/g,炭質泥巖15 mg/g,泥巖只有2.4 mg/g[13]。由于高有機碳含量和生烴潛量,炭質泥巖和煤層是須家河組主要的氣源巖。因而可通過炭質泥巖和煤層的厚度變化,定性判斷氣源灶與生氣強度的平面分布。圖4是須三段氣源巖、須四段儲集層與須四段已發(fā)現氣藏的疊合圖,從圖中可清楚看出,氣源灶、主砂體和已知氣藏間有較好的空間配位關系,說明氣源灶與有效儲集體的結合在氣藏形成中有重要作用。

圖4 川中地區(qū)須三段煤層與炭質泥巖厚度、須四段儲集層厚度及氣藏分布疊合圖

須家河組儲集層的強非均質性使得氣源巖中排出的天然氣進入儲集層后難以發(fā)生大規(guī)模的側向運移。天然氣的地球化學特征也表明,氣藏以近距離運移為主[9,14,15]。須家河組各段烴源巖總的生氣強度在川西地區(qū)普遍大于20×108m3/km2;而川中地區(qū)為10×108～20×108m3/km2,而且由于須家河組源儲呈“三明治”結構,等于將10×108～20×108m3/km2的生氣強度分成3個層段,給3個層系分別提供氣源。對每一個層系來說,氣源灶的供氣強度較小,再加上須一段、須三段、須五段每個氣源巖層平面分布上的不均衡變化,不僅對形成天然氣聚集的豐度會有很大影響,而且形成聚集的平面分布也一定是非均勻的,應該是“斑塊狀”不規(guī)則分布的。川中地區(qū)須一段、須三段、須五段烴源巖各自的生氣強度為 2×108～10×108m3/km2,平均值小于5×108m3/km2,生氣強度高值區(qū)位于川西地區(qū),各氣源巖層的生氣強度基本大于10×108m3/km2。因此,須家河組氣源巖及其生氣強度平面分布不均,平均生氣強度偏低,且高值區(qū)分布局限,造成須家河組各層段天然氣成藏總體充注不充分,且豐度較低,其中氣源灶先天不足是個主要原因。此外,呈局部富集分布的氣源灶也可以在儲集條件具備的地區(qū)形成相對較好的聚集(本文稱為經濟性聚集),但分布是不連續(xù)的,不是大面積連片分布的,而是大范圍不規(guī)則分布的。

3 須家河組天然氣大范圍成藏機理

3.1 須家河組烴源巖生排烴過程

要客觀認識川中地區(qū)須家河組煤系氣源巖大范圍斑塊成藏的機理,應該先對須家河組氣源巖的生氣與排氣過程予以了解。為此,筆者在前人工作基礎上,對川中地區(qū)埋藏和剝蝕歷史作了研究,用多種方法對川中地區(qū)各地層組剝蝕厚度作了核實。三疊紀以來的總剝蝕量在1 500～2 500 m,且由西北向東南方向逐漸增大,主要剝蝕時間在白堊紀末至現今?？梢婍毤液咏M在白堊紀后期達到最大埋深,約為4 500～5 000 m。結合地球化學資料[12]并借助盆地模擬技術可了解須家河組生氣歷史。川中地區(qū)須家河組烴源巖在中侏羅世末期(距今約155 Ma)達到生氣門限(Ro值為0.6%),晚侏羅世末進入大量生氣期(Ro值為1.0%),到白堊紀后期達到生氣高峰(Ro值大于1.2%),此后由于構造運動導致地層抬升,生氣過程基本停止(見圖5)。

選取廣安101井須五段、須三段和合川1井須二段煤層樣品進行天然氣吸附-解吸實驗。在實驗條件下,煤層和炭質泥巖的吸附量隨著壓力增加而迅速增大,且在壓力達到一定數值(壓力大于8 MPa)時吸附量趨于穩(wěn)定。同等條件下,煤層的吸附量大于炭質泥巖。根據實驗數據,采用吸附勢方法[16,17],對川中地區(qū)須家河組古、今吸附量進行了計算。最大埋深期須家河組煤系對天然氣的吸附量高達1.2×108～1.6×108m3/km2。根據煤層吸附與解吸原理,在后期抬升過程中,伴隨溫度和壓力降低,這些吸附氣可以從地層中解吸釋放出來成為游離氣,且可通過與之接觸的有孔滲砂巖和裂縫運移進入儲集體,形成氣藏。

流體包裹體研究提供了這方面的證據。川中地區(qū)須家河組儲集層包裹體實測均一溫度主峰分布在90～100℃與110～130℃兩區(qū),顯示有2期天然氣成藏。包裹體的冰點溫度也存在兩期,低溫包裹體的冰點溫度較高,為-5～0℃,反映該期地層水含鹽度較低[18],屬于成巖作用早中期烴源巖開始成熟大量生成天然氣并進入儲集層階段的產物;高溫包裹體的冰點溫度較低,為-20～-5℃,反映其含鹽度較高,應該是儲集層成巖作用中后期,伴隨地層水大量排出,含鹽度不斷增大,有機質在成熟—高熟時期排出的記錄。前者發(fā)生的時間大概對應于侏羅紀末期至晚白堊世以前,并以侏羅紀末期為主;后者發(fā)生的時間則與白堊紀末出現的抬升期對應。對川中地區(qū)須家河組生、排氣歷史研究發(fā)現,該區(qū)天然氣排氣和運聚成藏共有2期,第一期較早,與氣源巖大量生氣期對應;第二期較晚,與構造抬升期對應。兩期成藏都具有大范圍成藏的共性,前者是因為川中地區(qū)構造平緩、天然氣以整體垂向運移為主所引起,后者則是因為整體構造抬升所造成。

圖5 廣安13井須三段氣源巖埋藏與熱演化史

3.2 物理模擬實驗的證據

有關在抬升背景下,天然氣發(fā)生運移和成藏的記錄在國內外公開文獻上都不多[19]。如果抬升環(huán)境下確實存在天然氣運移成藏過程,可以說是天然氣成藏認識的重要進展。為此,本文開展了抬升卸載環(huán)境下天然氣運移成藏的模擬實驗。為證實抬升卸載過程中煤系發(fā)生解吸排氣過程,依據須家河組烴源巖的巖性結構和地層組合特征,設計了物理模擬實驗模型(見圖6a)。

圖6 抬升卸載環(huán)境下天然氣運移成藏的模擬實驗裝置和結果

首先將模型抽真空,然后注水并加上覆壓力,以模擬巖層埋藏壓實排水過程。上覆壓力加至7 MPa、流體壓力達到1.63 MPa、溫度為60℃時,地層飽含水并處于近平衡狀態(tài)。然后從模型底部注入氮氣,用以模擬生氣過程。注氣過程中出口不斷有水排出(見圖6b),實驗進行至20 h左右,出口開始有氣體出現,代表氣源巖飽和吸附氣以后,開始有游離氣的運移發(fā)生。待出氣量達至一定程度且出水量明顯減少時則停止注氣,進入抬升卸載過程是否發(fā)生解吸排氣過程的模擬觀察。為了逼近地下環(huán)境,停止注氣后,靜置24 h,以保證充氣及吸附的充分性,也是烴源巖歷經最大埋深后生氣過程停止的再現模擬。隨后降低模型上覆壓力、流體壓力以及溫度,歷時175～182 h左右,出氣口明顯有氣體排出,并呈幕式排出特征。該過程相當于地層由埋藏轉為抬升剝蝕后地層流體溫度和壓力的降低,導致煤系發(fā)生解吸釋放天然氣,并有足量氣體發(fā)生了排烴運移。

實驗表明,抬升背景下,盡管氣源巖的生氣過程已經停止,但大量吸附于氣源巖內部顆粒表面且在深層受到高度壓縮的氣體在抬升過程中由于壓力降低而發(fā)生體積膨脹,從氣源巖內部產生了驅使氣體向外逃逸的動力,故而仍然可以有天然氣的規(guī)模運移和成藏發(fā)生。

4 須家河組天然氣富集條件

4.1 構造高部位對天然氣富集程度的控制

從已發(fā)現氣藏解剖研究和已開發(fā)氣藏統(tǒng)計看,構造對天然氣的富集具有重要影響[20]。儲集體如與構造高點相配位,含氣飽和度和單井產量則相對較高,低部位則明顯變差。如廣安須六段、合川須二段氣藏,高產氣井主要分布在構造高部位,基本不產水。構造高部位天然氣儲量豐度為3×108～5×108m3/km2,構造低部位只有1×108～3×108m3/km2。產量上,廣安須六段與合川須二段構造高部位分別為32.20×104m3/d和26.22×104m3/d,低部位區(qū)只有 2×104～3×104m3/d,差別較大。對單井而言,廣安19井位于構造高部位,天然氣初始產量為1×104m3/d,穩(wěn)產了10 a,而生產了30 a之后,目前產量仍大于0.33×104m3/d,氣層壓力基本沒有明顯變化,后期產量降低以后,壓力反而有所增加,表明氣藏規(guī)模較大,能量高,儲量豐度也高。

在構造斜坡區(qū),尤其是斜坡低部位,氣藏的氣水分異明顯變差,普遍存在可動水層,單井氣水產量均較高,或者產氣量低,產水量高。如廣安氣田位于西南斜坡部位的須四段氣藏,儲集層厚度大、物性好,孔隙度大于8%的儲集層厚度為15～20 m,但是其含水飽和度普遍大于55%,屬于氣水同層;又如位于斜坡低部位的廣安113井,普遍氣水同產,且產水量較大。

4.2 巖性對天然氣成藏的控制

川中地區(qū)須家河組構造背景十分平緩,總體起伏較小,川中南部地區(qū)基本沒有明顯的構造起伏。但是,該區(qū)須二段卻發(fā)現了合川和潼南2個規(guī)模超千億立方米的大氣田。該區(qū)相對低部位有多口井測試獲高產,如潼南111井試氣獲10.66×104m3/d,合川103井獲8.6×104m3/d,合川106井獲7.09×104m3/d,且均不產水。從特征上看屬典型巖性或構造-巖性氣藏,說明川中地區(qū)氣藏的聚集同樣受巖性變化的控制。合川—潼南氣田已經投入開發(fā),效果較好,無阻流量可達3×104～26×104m3/d,單井開發(fā)后期產水相對較少。這與該區(qū)須二段主砂體發(fā)育、儲集體物性相對較好以及存在裂縫發(fā)育帶不無關系。

4.3 裂縫發(fā)育有利于氣藏富集與高產

氣藏解剖研究發(fā)現,川中地區(qū)須家河組天然氣富集和高產是氣源灶、構造背景、有效主砂體與裂縫4因素在三度空間匹配的結果。本文重點討論裂縫在改善儲集層導流能力、提高儲集空間體積和單井產量方面的作用。川中地區(qū)發(fā)育北西向、北東向和近東西向3組裂縫系統(tǒng),它們與基底深斷裂[21]以及白堊紀末期以來擠壓誘發(fā)的扭動作用密切相關,具有明顯的帶狀分布特征。裂縫的形成過程可分為2期,一期為燕山期裂縫,主要沿北東向分布,發(fā)育在須二段和須四段,強度向上減弱;另一期為喜馬拉雅期裂縫,主要分布在川中的中北部,基本是扭動作用派生的次級斷裂與裂縫系統(tǒng),分布于北部的營山斷裂帶、充西—廣安斷裂帶和武勝—蓬溪斷裂帶,以剪切縫為主,部分有充填。第一期裂縫對晚侏羅世末大量生排烴期的天然氣運移發(fā)揮了通道作用,而抬升過程中,兩期裂縫均可作為運移通道,是天然氣重要的富集區(qū)域(見圖7)。大部分有裂縫發(fā)育的井區(qū),在鉆井中都有明顯的井漏和氣測顯示,試氣過程中產氣量較高,如廣安106井須四段位于構造斜坡部位,但發(fā)育裂縫,試氣產量為7.1×104m3/d,不產水。可見,裂縫發(fā)育提高了儲集層的滲透性和儲集空間體積,使構造低部位和高部位均可以形成經濟性較好的天然氣藏。

圖7 川中地區(qū)須四段頂面構造圖

對地震剖面上可明顯識別的斷裂及其與裂縫發(fā)育關系進行研究后發(fā)現,在須四段頂面總體單斜背景上,構造等高線存在一系列陡然轉折帶,具有明顯的優(yōu)勢方向,似由深部某種地質動力作用所致,與已識別斷層的走向大致相同,用井標定后,發(fā)現它們是基底隱伏斷裂發(fā)育帶的反映。由此可在合川—潼南一帶解釋出一組北西向裂縫發(fā)育帶(見圖7),在天然氣相對富集與成藏中的作用應引起高度重視。

4.4 有利富集區(qū)預測評價

以上研究揭示,川中地區(qū)須家河組天然氣富集成藏和經濟性高產區(qū)主要受到烴源灶、有效儲集體、構造背景和裂縫等多因素聯合控制。認真分析確定這些地質要素的空間分布及組合區(qū),對有效發(fā)現天然氣高產區(qū)、提高勘探效率與儲量動用率具有重要意義。如圖8所示,川中北部和南部儲集層主砂體發(fā)育,主河道發(fā)育區(qū)儲集層物性較好,同時存在北東和北西向2組裂縫發(fā)育帶,如廣安、充西、營山、磨溪、遂寧—潼南等地區(qū)。氣源灶從供氣強度上看,西北部最好,達15×108～20×108m3/km2,中南部相對較小,構造高部位則主要集中在中東部地區(qū),位于營山、廣安—八角場與川中南部地區(qū),其中北部地區(qū)構造起伏幅度較大,南部地區(qū)幅度較小。綜合來看,川中北部地區(qū)氣源灶、主砂體、裂縫和構造相對組合發(fā)育,是天然氣藏主要富集發(fā)育區(qū),氣藏儲量豐度和產能都相對較好。南部地區(qū)儲集層較發(fā)育,物性相對較好,裂縫也較發(fā)育,但構造背景平緩,氣源灶生氣強度較小,基本小于15×108m3/km2。該區(qū)應該存在天然氣成藏,但儲量豐度和產能總體比北部要差,且平面上變化較大。

圖8 川中地區(qū)須家河組有利區(qū)綜合評價圖

西部地區(qū)氣源灶最好,供氣強度大,但埋深偏大,儲集層物性存在不確定性,裂縫也應該較發(fā)育,由于勘探程度低,目前成藏規(guī)模和豐度都還有未知數。西部地區(qū)已有鉆探,如金華和桂花地區(qū)在須三段和須五段發(fā)現了較好的儲集層,測試產氣量達到了 3×104m3/d,展示了良好的勘探前景,應該是下一步重點研究和勘探的領域之一。

5 結論

川中須家河組低豐度天然氣藏具有較好的勘探和開發(fā)前景。天然氣地質條件決定川中地區(qū)應該具備大面積連片成藏的前景,但是氣源灶、主砂帶與裂縫等諸多因素又決定須家河組天然氣是大范圍、不規(guī)則斑塊成藏而非大面積連片成藏。天然氣主要富集區(qū)受構造高部位、裂縫和儲集層主砂體聯合控制,是今后勘探關注的重點,建議在深化氣源灶認識基礎上,加強主砂體、裂縫分布與三者組合關系研究,以指導經濟效益儲量的發(fā)現。

此外,本文在研究中發(fā)現,須一段、須三段、須五段氣源灶并不是單一的泥質巖組合,內部也有儲集體發(fā)育,并已在多口井中測試發(fā)現了天然氣流:廣安126井須五段,發(fā)現了12 m厚儲集層,并具有明顯的氣測顯示;磨溪氣田磨119井在須五段測試獲31×104m3/d的高產氣流;川中西部金華構造的金17井須五段測試獲2.1×104m3/d的工業(yè)氣流,桂花油田花3井測試獲天然氣1.15×104m3/d,遂南氣田遂7井須三段測試獲天然氣3.3×104m3/d,遂9井測試產39×104m3/d的高產氣流。這預示著在須一段、須三段和須五段氣源巖內部,在查明沉積環(huán)境與微相分布基礎上,開展源內找氣會是今后天然氣發(fā)現和儲量增長的重要領域,應引起勘探的高度重視。

從生氣強度分布看,川中西部地區(qū)是須家河組生氣強度最大區(qū),下一步應逼近主力生氣區(qū),加強有效儲集體描述,擇機選擇有利目標勘探,擴大發(fā)現范圍與規(guī)模。

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Reservoir-forming mechanism and enrichment conditions of the extensive Xujiahe Formation gas reservoirs,central Sichuan Basin

Zhao Wenzhi1,Wang Hongjun2,Xu Chunchun3,Bian Congsheng2,Wang Zecheng2,Gao Xiaohui2

(1.PetroChina Ex ploration&Production Company,Beijing100007,China;2.PetroChina Research Institute ofPetroleum Ex ploration&Development,Beijing100083,China;3.PetroChina Southwest Oil&Gas Field Company,Chengdu610051,China)

With the analysis of the Guang’an and Hechuan reservoirs as the basis,the reservoir-forming conditions and mechanism have been studied in the central Sichuan Basin.The reservoir-forming in the Xujiahe Formation is extensive patch-like accumulation.The gentle structural setting and the sandwich-type source-reservoir-cap association provide a fundamental basis for the gas accumulation in a large area,but the gas generating intensity is horizontally variable and the heterogeneity of reservoirs are laterally strong,which makes it difficult to form a large connected area of reservoir,but favorable for forming patch-like reservoirs in a large area.The uplifting of the whole Sichuan Basin since the end of Cretaceous is a key event,making hydrocarbon expulsion and gas reservoir-forming take place on a large scale,and the effective storage space left after the diagenesis and tectonic action is a“patch”type rather than“sheet”type,which determines that the commercial gas reservoirs are“extensive patch-like accumulation”rather than“extensive continuous gas accumulation”.The gas accumulation in the Xujiahe Formation gas reservoir is determined jointly by source kitchen,major sand body,structural setting and fractures.Further research on source kitchen should be conducted to find the codevelopment area of main sand body and fractures in the high intensity gas generation area.The evaluation and research of sedimentary sand body in MembersⅠ,ⅢandⅤshould be intensified.

extensive patch-like accumulation;extensive continuous gas accumulation;economic gas accumulation;natural gas;Xujiahe Formation;central Sichuan Basin

TE122.2

A

1000-0747(2010)02-0146-12

趙文智(1958-),男,河北昌黎人,中國石油天然氣股份有限公司教授級高級工程師,博士生導師,獲李四光地質科學獎及多項國家科技進步一、二等獎,長期從事石油地質綜合研究,現在中國石油天然氣股份有限公司從事科技與信息管理工作。地址:北京市東城區(qū)東直門北大街9號,郵政編碼:100007。E-mail:zwz@petrochina.com.cn

2009-11-18

2010-01-13

(編輯 王大銳 繪圖 李秀賢)