范小軍

(中國石油化工股份有限公司 勘探南方分公司 勘探研究院，成都 610041)

超深層礁灘巖性氣藏中高產(chǎn)井成因分析
——以川東北元壩地區(qū)長興組礁灘相儲層為例

范小軍

(中國石油化工股份有限公司 勘探南方分公司 勘探研究院，成都 610041)

元壩地區(qū)長興組氣田自2007年勘探突破以來，截至目前已有多口井獲日產(chǎn)超百萬方高產(chǎn)工業(yè)氣流，成為我國目前最深的以臺地邊緣礁灘相儲層為主的大型礁灘巖性氣田，勘探形勢整體較好。為進(jìn)一步明確其油氣高產(chǎn)富集的控制因素，采用地質(zhì)、測井及物探相結(jié)合的綜合研究方法，指出優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育是元壩長興組獲高產(chǎn)的主控因素和物質(zhì)基礎(chǔ)，同時輸導(dǎo)體系特征、構(gòu)造與優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的良好匹配共同控制了油氣聚集及再分配，分析認(rèn)為元壩地區(qū)西北部礁帶區(qū)為元壩長興組最有利的油氣富集區(qū)，研究成果對下步挖掘研究區(qū)潛在有利勘探區(qū)或?qū)酉导皵U(kuò)大勘探成果有重要現(xiàn)實(shí)意義。

成因分析；高產(chǎn)井；礁灘相儲層；長興組；元壩地區(qū)；川東北

元壩地區(qū)位于四川盆地三級構(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個構(gòu)造的遮擋，主要為一大型礁灘巖性氣藏，發(fā)育臺地邊緣礁灘相沉積[1-15]。經(jīng)數(shù)年勘探，對碳酸鹽巖天然氣勘探不斷深入[10]，目前作為其主要產(chǎn)層的長興組的研究也就越來越受到重視，多口井相繼獲得日產(chǎn)超百萬方高產(chǎn)工業(yè)氣流，且長興組氣藏屬于高含硫、超深層、低孔滲碳酸鹽巖氣藏[16-17]，進(jìn)一步證實(shí)了元壩長興組重要的勘探開發(fā)和研究價值。

1 分布特征

截至目前，元壩地區(qū)長興組臺緣礁灘相測試獲工業(yè)氣流井20口左右，其中近10口井獲日產(chǎn)超百萬方高產(chǎn)工業(yè)氣流，勘探形勢整體較好。從高產(chǎn)井的平面分布來看，所有的高產(chǎn)井都分布在北西—南東向展布的臺地邊緣生物礁帶上，其中在元壩地區(qū)西北部的③、④號礁帶分布尤為集中，而東邊的①、②號礁帶主要為中低產(chǎn)工業(yè)氣流井，高產(chǎn)井分布相對分散(圖1)；縱向上，自上而下長興組高產(chǎn)井主要分布在長二段生物礁儲層，長一段淺灘儲層高產(chǎn)井相對較少。

圖1 川東北元壩地區(qū)長興組礁灘相儲層高產(chǎn)井位置分布

2 控制因素

元壩地區(qū)長興組地層埋深6～7 km，比鄰區(qū)普光大氣田深1 000多米，孔隙度較普光低，總體以Ⅱ、Ⅲ類儲層為主，然而多口井試獲日產(chǎn)超百萬方高產(chǎn)工業(yè)氣流，那么油氣如此富集的本質(zhì)原因是什么？通過對新老工業(yè)氣流井的精細(xì)對比分析指出，高產(chǎn)富集的控制因素主要包括以下幾個方面。

2.1優(yōu)質(zhì)儲層的發(fā)育

2.1.1 共性

生物礁自下而上常由礁基、礁核及礁蓋3部分組成，橫向上形態(tài)呈兩側(cè)不對稱向上突起的丘狀體，垂直生物礁方向可劃分為礁前、礁頂、礁坪、礁后等單元。通過對元壩地區(qū)完鉆井巖心物性分析表明，元壩長興組礁灘相儲層總體以Ⅱ類(5%≤φ≤10%)和Ⅲ類(2%≤φ<5%)儲層為主，其中礁帶發(fā)育生物礁優(yōu)質(zhì)儲層，尤其是西北部③、④號礁帶Ⅰ類(φ>10%)和Ⅱ類(5%≤φ≤10%)儲層較發(fā)育(圖2)。結(jié)合垂直于礁帶方向典型高產(chǎn)井地震疊加剖面和實(shí)鉆井特征分析，高產(chǎn)井基本上都鉆遇了礁頂、礁坪優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的有利部位，從生物礁的縱向組成來看主要是鉆遇了礁蓋儲層。以P井為例(圖1)，P井長興組實(shí)鉆至礁前位置，礁蓋儲層厚42.9m；側(cè)鉆至礁坪、礁頂位置，連續(xù)礁蓋白云巖儲層段厚達(dá)127 m，儲層明顯變好，測試也獲得高產(chǎn)工業(yè)氣流，進(jìn)一步證實(shí)了礁頂、礁坪位置是優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的有利部位。分析認(rèn)為生物礁的礁坪、礁頂位置有利于高能生屑灘的堆積及后期云化、溶蝕作用，使得優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育。

圖2 川東北元壩地區(qū)長興組垂直礁帶地震疊加剖面

2.1.2 差異性

通過對元壩地區(qū)所有高產(chǎn)井的精細(xì)分析發(fā)現(xiàn)，雖同樣發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲層，但儲層類型有所差異，主要表現(xiàn)為以下2種類型：

(1)儲層厚度大，物性好的儲層

N井18塊樣品物性分析顯示，巖性主要為深灰色溶孔白云巖，孔隙度最大18.01%，最小4.83%，平均10.36%；滲透率最大185.924×10-3μm2，最小0.002 8×10-3μm2，平均23.49×10-3μm2。測井解釋N井礁蓋儲層厚122.2 m(表1)，儲層厚度大，其中Ⅰ類儲層達(dá)13.5 m，儲層總體上優(yōu)質(zhì)程度較高，為典型的生物礁優(yōu)質(zhì)儲層；測試也獲得了日產(chǎn)超百萬方高產(chǎn)工業(yè)氣流，有力地證實(shí)了優(yōu)質(zhì)儲層對油氣的捕獲力很強(qiáng)，油氣富集程度很高。

從儲層厚度與測試產(chǎn)量關(guān)系上看(表1)，礁蓋優(yōu)質(zhì)儲層特別是Ⅰ類儲層的厚度與測試產(chǎn)量密切相關(guān)，日產(chǎn)超百萬方高產(chǎn)井的礁蓋儲層平均厚度基本上都大于80 m，Ⅰ類儲層厚度都在5 m以上，所占百分?jǐn)?shù)在5%以上，Ⅱ、Ⅲ類儲層較發(fā)育，其儲層平均厚度50 m以上，所占百分?jǐn)?shù)在50%以上；再從高產(chǎn)井與中產(chǎn)井的孔喉特征分析，兩者孔喉級別都達(dá)中孔細(xì)喉(30%≤類平均孔徑≤60%,0.024 μm≤飽和度中值喉道半徑<0.2 μm)以上，其中高產(chǎn)井更是以大孔粗喉(類平均孔徑>60%,飽和度中值喉道半徑>1 μm)為主，儲集空間類型好，儲層優(yōu)質(zhì)程度高(圖3)。

表1 川東北元壩地區(qū)長興組臺地邊緣礁蓋儲層厚度與測試產(chǎn)量關(guān)系

在明確了儲層厚度與產(chǎn)能大小關(guān)系的基礎(chǔ)上，選用孔隙度參數(shù)(φ)，對儲層物性與產(chǎn)能大小之間進(jìn)行回歸分析，建立了相應(yīng)的回歸方程(圖4)，同時結(jié)合各井實(shí)際的測試產(chǎn)量，一定程度上明確了二者的定量關(guān)系。其中Ⅰ類儲層產(chǎn)能大于等于130×104m3/d；Ⅱ類儲層產(chǎn)能為(60～130)×104m3/d；Ⅲ類儲層產(chǎn)能為(0～60)×104m3/d[10]。

(2)儲層厚度相對較薄，但儲集空間類型好的儲層

L、U、M、N、O井發(fā)育礁蓋白云巖儲層，儲層厚度大(表1)，白云石晶間(溶)孔發(fā)育，儲層物性好，測試產(chǎn)量高易理解；而T井儲層薄(表1)，且第二期生物礁發(fā)育時期，T井區(qū)淪為局限環(huán)境，沒有發(fā)育儲層，那么是什么控制其高產(chǎn)呢？分析認(rèn)為與儲集空間類型好有關(guān)。T井巖心觀察可以看到非常發(fā)育的生物溶蝕孔、生物體腔孔、洞，且未被充填、膠結(jié)，孔洞保存完整，且這些孔洞呈小圓柱狀錯落交織，形成一個完善的輸導(dǎo)體系，極大的改善了儲、滲性能。這些易溶生物體腔溶孔形成后，由于有生物格架的保護(hù)，孔隙得以保存，在后期垂向裂縫的溝通下，能形成非常好的網(wǎng)狀輸導(dǎo)體系。同時Ⅰ類優(yōu)質(zhì)儲層達(dá)7 m以上(表1)，而這幾米厚的優(yōu)質(zhì)儲層正是生物體腔孔發(fā)育處。再從T井測試段儲層壓汞特征分析，該井Ⅰ類儲層發(fā)育，毛細(xì)管壓力曲線表現(xiàn)出明顯的粗歪度，分選較好，排驅(qū)壓力、中值壓力較低，此類儲層一般具有較低的門檻壓力，其門檻壓力一般小于1 MPa，最大進(jìn)汞飽和度一般在90%以上[10]；此外，中孔細(xì)喉級別以上占72.7%，其中大孔粗喉占36.4%，孔喉級別較高，儲集空間類型好，從而很好的解釋了其高產(chǎn)的原因(圖5)。

圖3 川東北元壩地區(qū)長興組高產(chǎn)井與中產(chǎn)井孔喉組合類型對比

圖4 川東北元壩地區(qū)長興組儲層物性與產(chǎn)能關(guān)系

圖5 川東北元壩地區(qū)T井儲層毛細(xì)管壓力曲線

2.1.3 成因機(jī)制

分析優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的原因發(fā)現(xiàn)，其發(fā)育程度主要受沉積相、早期大氣淡水溶蝕、淺埋白云石化、破裂作用、烴類充注及深埋溶蝕等因素的控制。沉積相是優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的基礎(chǔ)，早期大氣淡水溶蝕、淺埋白云石化是優(yōu)質(zhì)儲層的發(fā)育關(guān)鍵，破裂作用及深埋溶蝕進(jìn)一步提高了儲集性能。由于儲層均位于高位體系域，主要對應(yīng)海退期，古地貌高點(diǎn)往往易發(fā)生暴露溶蝕，利于早期孔隙的形成。且這些礁體一直位于臺地邊緣的前緣，水動力作用強(qiáng)，沉積時亮晶膠結(jié)，利于早期白云石化和早期孔隙的形成；而早期孔隙的形成又有利于烴類充注，為晚期溶蝕奠定了基礎(chǔ)。在后期溶蝕、破裂等建設(shè)性成巖作用下形成優(yōu)質(zhì)儲層[18]。

圖 6 川東北元壩地區(qū)長興組高產(chǎn)井巖心及鑄體薄片照片

圖7 川東北元壩地區(qū)長興組礁灘儲層孔滲關(guān)系

2.2有效的輸導(dǎo)體系

2.2.1 輸導(dǎo)體類型

通過大量巖心、薄片的觀察分析，元壩長興組的輸導(dǎo)體主要由白云巖、云質(zhì)灰?guī)r儲集體與裂縫構(gòu)成(圖6)。根據(jù)儲層段巖心物性的統(tǒng)計分析(圖7)，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)合成像測井來看(圖8)，長興組礁蓋儲層成像測井動態(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；動態(tài)圖像的色級以暗黃褐色為主，少部分為亮白色，色級變化范圍較寬，但總體上色級以暗色段為主[10]，故巖性較疏松，物性較好，總體上裂縫與孔隙呈網(wǎng)狀交錯配置。

2.2.2 輸導(dǎo)模式

由前述分析知，元壩長興組白云巖儲層孔隙類型以晶間(溶蝕)孔、洞為主，裂縫發(fā)育(圖6～8)，故元壩長興組高產(chǎn)井輸導(dǎo)模式屬于優(yōu)質(zhì)儲層加裂縫的立體輸導(dǎo)模式。高陡構(gòu)造縫除與有效孔隙結(jié)合起來作為有效儲集空間外，還可起到溝通烴源巖與儲層以及連接上下儲層的通道作用；水平縫、壓溶縫及溶蝕縫與有效孔隙配置同樣可以構(gòu)建有效儲集空間和起到油氣的側(cè)向輸導(dǎo)作用，有利于油氣的連片分布[1]；縫—孔配置總體表現(xiàn)為裂縫與有效孔隙網(wǎng)狀交錯配置，同時還可形成網(wǎng)狀交錯立體輸導(dǎo)體系，利于油氣的高效匯聚(圖9)。

圖8 川東北元壩地區(qū)M井長興組FMI成像測井資料

2.3構(gòu)造與優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的良好匹配

對元壩地區(qū)Ⅰ、Ⅱ區(qū)塊典型取心井長興組瀝青含量進(jìn)行系統(tǒng)統(tǒng)計分析表明，均有瀝青分布，Ⅱ區(qū)塊西北部L井區(qū)瀝青含量明顯高于Ⅰ區(qū)塊東部Q、D井區(qū)。分析認(rèn)為早期存在古油藏，在油藏階段Ⅱ區(qū)塊礁帶處于構(gòu)造高點(diǎn)，且發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲層，故油藏規(guī)模、充滿度高于Ⅰ區(qū)塊。為證實(shí)這一觀點(diǎn)，對元壩及鄰區(qū)的烴源巖演化史、構(gòu)造演化史及油氣充注史進(jìn)行研究發(fā)現(xiàn)[19-20]，長興組原油發(fā)生了2期原油充注。第一期時間為200～185 Ma(晚三疊—早侏羅世)；第二期時間為181～175 Ma(早侏羅世)。印支末期(200 Ma)，長興組下伏吳家坪組烴源巖Ro值達(dá)到了0.5%，進(jìn)入生油門限，早侏羅世古油藏形成。由于Ⅱ區(qū)塊L井區(qū)優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育，利于油氣富集，后期經(jīng)埋藏作用，原油從晚侏羅世開始裂解形成古氣藏，一直到晚白堊世，裂解完成。整個構(gòu)造演化過程基本上繼承了構(gòu)造平緩的特征，但是中晚白堊世以來，元壩西北部L井區(qū)發(fā)生了較明顯的隆升，使得儲層向南傾，此時天然氣以白云巖、云質(zhì)灰?guī)r儲集體加裂縫的輸導(dǎo)模式進(jìn)行二次運(yùn)移，加上保存條件較好(上覆幾百米厚的嘉陵江—雷口坡組膏鹽蓋層)，從而形成現(xiàn)今的氣藏(圖9)。

圖9 川東北元壩地區(qū)長興組氣藏成藏模式

在前述研究的基礎(chǔ)上，再利用振幅、頻率、波阻抗等多種屬性開展信息融合處理，預(yù)測了長興組高產(chǎn)富集帶主要是沿生物礁相帶展布，其中元壩地區(qū)西北部為最有利的油氣高產(chǎn)富集區(qū)。

3 結(jié)論

(1)元壩地區(qū)長興組發(fā)育的臺地邊緣礁灘相優(yōu)質(zhì)儲層是其獲高產(chǎn)的主控因素和物質(zhì)基礎(chǔ)。

(2)元壩地區(qū)長興組優(yōu)質(zhì)儲層與裂縫構(gòu)建的有效儲集空間和立體輸導(dǎo)體系是儲層產(chǎn)能提高的重要保障。

(3)構(gòu)造與優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的良好匹配共同控制了油氣聚集及再分配，分析認(rèn)為元壩地區(qū)Ⅱ區(qū)塊礁帶可能位于古油藏中心，油氣富集程度遠(yuǎn)高于Ⅰ區(qū)塊，更易獲得高產(chǎn)。

(4)元壩地區(qū)西北部礁帶區(qū)位于高點(diǎn)位置，發(fā)育礁蓋白云巖優(yōu)質(zhì)儲層，且裂縫、溶蝕孔、洞較發(fā)育，裂縫與孔隙呈網(wǎng)狀交錯配置，縫—孔配置較好。結(jié)合預(yù)測的長興組高產(chǎn)富集帶分布范圍，綜合分析認(rèn)為元壩地區(qū)西北部礁帶區(qū)為長興組最有利的油氣富集區(qū)。

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(編輯黃 娟)

Geneticanalysisofhigh-yieldwellsofultra-deepreef-shoallithologicgasreservoirs: A case study of reef-shoal facies reservoirs in Changxing Formation, Yuanba area, northeastern Sichuan Basin

Fan Xiaojun

(ResearchInstituteofSINOPECExplorationSouthernCompany,Chengdu,Sichuan610041,China)

Since the exploration breakthrough of year 2007, over 1 million m3of industrial gas flows have been obtained from the Changxing Formation in the Yuanba area, and it is the deepest reef-shoal lithologic gas field in China which mainly develops reef-shoal facies reservoir in platform margin. To further clarify the controlling factors of natural gas enrichment, through the comprehensive research on geology, well logging and geophysics, it is pointed out that the high-quality reservoir development is the major controlling factor and material basis for the high yields of the Changxing Formation in the Yuanba area. Meanwhile, passage system features and the perfect match between structure and favorable reservoir control hydrocarbon accumulation and redistribution. Reef zones in the northwestern Yuanba area are most favorable for hydrocarbon accumulation. The research results have important practical significances for finding potential areas or strata and expanding exploration.

genetic analysis; high-yield well; reef-shoal facies reservoir; Changxing Formation; Yuanba area; northeastern Sichuan Basin

1001-6112(2014)01-0070-07

10.11781/sysydz201401070

2012-11-07；

：2013-12-06。

范小軍(1982—)，男，碩士，工程師，從事油氣地質(zhì)勘探生產(chǎn)與研究工作。E-mail: york111888@126.com。

中石化重點(diǎn)項(xiàng)目“元壩地區(qū)長興組和飛仙關(guān)組儲層描述與預(yù)測”(P09024)部分研究成果。

TE122.3+22

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