田 軍, 張世華, 葉素娟, 劉四兵, 李 旻

(1.中國石油化工股份有限公司 西南油氣分公司 勘探開發(fā)研究院，成都 610041;2.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室(成都理工大學(xué))，成都 610059)

川西拗陷新場構(gòu)造帶須二段氣藏類型劃分及成藏主控因素

田 軍1, 張世華1, 葉素娟1, 劉四兵2, 李 旻1

(1.中國石油化工股份有限公司 西南油氣分公司 勘探開發(fā)研究院，成都 610041;2.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室(成都理工大學(xué))，成都 610059)

探索川西拗陷新場構(gòu)造帶須二段氣藏類型，為致密砂巖氣藏的勘探開發(fā)提供理論依據(jù)。通過源儲配置關(guān)系研究、流體特征分析、天然氣運聚特征研究、單井生產(chǎn)動態(tài)特征分析，結(jié)果表明斷層溝通輸導(dǎo)網(wǎng)狀供烴和源儲直接接觸面狀供烴是研究區(qū)須二段氣藏主要的供烴方式。由此將研究區(qū)須二段氣藏劃分為“斷層輸導(dǎo)型”和“源儲相鄰型”2大類5亞類。晚期斷層輸導(dǎo)區(qū)和優(yōu)質(zhì)源儲直接接觸區(qū)具備良好的油氣成藏組合關(guān)系，是須二段有利的油氣分布區(qū)。

川西拗陷；新場構(gòu)造帶；須家河組；氣藏類型；成藏主控因素

新場構(gòu)造帶位于川西拗陷中段，其北側(cè)為梓潼凹陷，南側(cè)為成都凹陷，與石泉場構(gòu)造隔鞍相望(圖1)。該區(qū)上三疊統(tǒng)須家河組(T3x)第二段(簡稱“須二段”)是川西拗陷陸相油氣領(lǐng)域資源最豐富的氣藏。隨著X851井、X2井等高產(chǎn)天然氣井的發(fā)現(xiàn)，國內(nèi)外學(xué)者對新場構(gòu)造帶須二段開展了大量研究工作。朱彤等[1]以“圈閉成因”為分類的首要依據(jù)，將新場構(gòu)造帶須二段氣藏定義為“構(gòu)造-裂縫型”。楊克明等[2]等提出的“早期古構(gòu)造疊加裂縫系統(tǒng)”的油氣高產(chǎn)富集成藏模式，較好地指導(dǎo)了新場構(gòu)造帶須二段氣藏的勘探和開發(fā)。隨著該氣藏勘探開發(fā)的深入，楊克明等[3]、黎華繼等[4]認為具備構(gòu)造局部高點、網(wǎng)狀裂縫發(fā)育、高石英低巖屑的儲集層，是油氣聚集成藏的最有利條件。同屬致密砂巖氣藏的鄂爾多斯上古生界，近年來有學(xué)者相繼提出不同斷層類型對天然氣運移輸導(dǎo)[5]、源儲良好的耦合關(guān)系[6-8]等對致密砂巖氣藏形成的重要性。

筆者認為，針對致密砂巖氣藏，源儲配置關(guān)系以及天然氣運移聚集的差異性是劃分氣藏類型的重要依據(jù)。結(jié)合單井生產(chǎn)動態(tài)特征分析，有利于氣藏類型的合理劃分，有助于致密砂巖氣區(qū)天然氣的勘探和開發(fā)。

1 構(gòu)造特征

新場構(gòu)造帶整體上表現(xiàn)為走向為NEE向的背斜構(gòu)造，構(gòu)造南北兩翼表現(xiàn)為南陡北緩。研究區(qū)須二段構(gòu)造是由多個走向為NE向、SN走向、NEE向高點組成的復(fù)式背斜，背斜內(nèi)從西至東發(fā)育有孝泉高點、七郎廟高點、五郎泉高點、豐谷高點等11個局部構(gòu)造高點。在斷層發(fā)育方面，須二段頂部顯示出大斷層20條，主要發(fā)育晚期形成的SN走向(近SN走向)斷層以及早期形成的近EW走向斷層(圖2)。

2 沉積及儲層特征

2.1 沉積特征

新場構(gòu)造帶須二段埋藏較深，頂面埋藏深度普遍超過4.6 km。研究區(qū)須二段沉積時期為水體上升時期，沉積體系以三角洲前緣沉積為主，其次為前三角洲沉積。沉積厚度較大，鉆井中厚度560～660 m，平均地層厚度約600 m。須二段上部以水下分流河道砂體和河口壩砂體為主，夾少量的泥頁巖，下部則以砂巖、泥頁巖互層為主[9]。

圖1 研究區(qū)構(gòu)造位置Fig.1 Tectonic location of the research region

圖2 新場構(gòu)造帶須二段頂面構(gòu)造圖Fig.2 Structural contour diagram of the top surface of the Xu-2 in Xinchang structural zone

2.2 儲層特征

a.巖石學(xué)特征

研究區(qū)須二段砂巖儲層的巖石類型有石英砂巖、巖屑石英砂巖、長石石英砂巖、巖屑砂巖和長石巖屑砂巖等。其中石英砂巖(石英砂巖、巖屑石英砂巖、長石石英砂巖)占總樣品數(shù)的23.77%，巖屑砂巖(巖屑砂巖、長石巖屑砂巖)占總樣品數(shù)的64.87%，而長石砂巖(長石砂巖、巖屑長石砂巖)占總樣品數(shù)的11.36%。

b.物性特征

據(jù)新場構(gòu)造帶須二段3 296塊巖心物性分析，須二段儲層孔隙度(q)平均值為3.36%，中值為3.14%，主要分布在2%～4%，占總樣品數(shù)的54.39%；滲透率(K)平均值為0.083×10-3μm2，中值為0.05×10-3μm2，主要分布在(0.04～0.08)×10-3μm2和(0.02～0.04)×10-3μm2。總體上，新場構(gòu)造帶須二段儲層屬于特低孔特低滲超致密儲層。

c.裂縫發(fā)育特征

在裂縫發(fā)育方面，新場構(gòu)造帶須二段層間縫最為發(fā)育，高角度剪切縫次之，張性縫發(fā)育程度最低。在局部構(gòu)造上，西部的孝泉-新場地區(qū)裂縫最為發(fā)育，中部的合興場-高廟子次之，而東部的豐谷地區(qū)裂縫發(fā)育程度最低。

d.儲層類型

研究區(qū)須二段儲層孔隙度和滲透率相關(guān)性較好，除了部分樣品受到裂縫影響外，大多數(shù)樣品的孔隙度和滲透率呈現(xiàn)正相關(guān)關(guān)系，且存在部分高孔隙度高滲透率(孔隙度gt;8%)的樣品。雖然儲層類型具有多樣性，但是，以孔隙型儲層、裂縫-孔隙型儲層為主，有少量的裂縫型儲層。

3 流體特征

3.1 天然氣成因類型

3.1.1 天然氣組分特征

新場構(gòu)造帶須二段天然氣甲烷含量明顯偏高，甲烷體積分數(shù)(φ)普遍高于90%；而乙烷及其他重?zé)N含量之和相對較低，其體積分數(shù)普遍低于7%，并伴有少量的非烴氣體。

在天然氣組分中，影響異正比iC4/nC4和iC5/nC5主要是熱力作用、生物降解作用、成烴環(huán)境和運移效應(yīng)。成煤環(huán)境常具有酸性—弱酸性特征，因此該環(huán)境中iC4/nC4和iC5/nC5值往往極高。而在成油氣環(huán)境中，一般不具有酸性條件，且在高溫條件下，有機質(zhì)成熟過程中，輕烴的生成是以均裂方式(自由基)斷裂為主，一般iC4/nC4和iC5/nC5值小于1或趨于1[10]。

由此，通過選取干燥系數(shù)(C1/C2+)和異正比(iC4/nC4)進行對比，結(jié)果表明靠近SN走向斷層的天然氣樣品與遠離SN走向斷層的天然氣樣品存在明顯的差異(圖3)：①鄰近SN走向斷層單井的須二段天然氣表現(xiàn)出“相對低iC4/nC4，高干燥系數(shù)”的特征，天然氣主要表現(xiàn)為馬鞍塘組-小塘子組海陸過渡相成因氣的特征；②遠離SN走向斷層單井的須二段中、上亞段天然氣表現(xiàn)出“相對高iC4/nC4，低干燥系數(shù)”的特征，天然氣主要表現(xiàn)出須二段內(nèi)部烴源典型陸相成因氣的特征。下亞段由于緊鄰馬鞍塘組-小塘子組烴源層，天然氣也主要表現(xiàn)出海陸過渡相成因氣的特征。

圖3 新場構(gòu)造帶須二段天然氣干燥系數(shù)和異正比(iC4/nC4)關(guān)系圖Fig.3 Relation of natural gas dryness and the ratio of iC4/nC4 in the Xu-2 Member of Xinchang structural zone

3.1.2 天然氣碳同位素特征

通過將不同單井碳同位素進行天然氣成因分類(圖4)，結(jié)果表明絕大多數(shù)天然氣樣品顯示出煤成氣和油型氣混合的特征，即表現(xiàn)出海陸過渡相混合成氣的特征。僅有X11井須二中亞段的天然氣樣品碳同位素表現(xiàn)出典型的陸相煤成氣的特征。

圖4 新場構(gòu)造帶須二段天然氣類型劃分Fig.4 Classification of natural gas in the Xu-2 Member of Xinchang structural zone(作圖方法據(jù)戴金星[11])Ⅰ.煤成氣區(qū)； Ⅱ.油型氣區(qū)； Ⅲ.碳同位素倒轉(zhuǎn)混合氣區(qū)； Ⅳ.煤成氣和油型氣區(qū)； Ⅴ.煤成氣、油型氣和混合氣區(qū)； Ⅵ.生物氣和亞生物氣區(qū)

綜合天然氣組分特征以及天然氣碳同位素成因分類，結(jié)果表明海陸過渡相的馬鞍塘組-小塘子組烴源巖為新場構(gòu)造帶須二段氣藏的主力供氣烴源，須二段內(nèi)部暗色泥頁巖為須二段氣藏的次要供氣烴源。

3.2 地層水特征

研究區(qū)須二段地層水主要為CaCl2型，地層水總礦化度為5.147 7～129.915 9 g/L，不僅有低礦化度的凝析水、中礦化度的須二段地層沉積水，還有礦化度gt;100 g/L的高礦化度下伏海相地層水，差異明顯。

通過地層水礦化度與水氣比對比表明(圖5、圖6)，鄰近SN走向斷層的單井地層水樣品礦化度與單井水氣比產(chǎn)出情況存在差異。具體表現(xiàn)出：靠近新場F1、F3斷層的X2井、X5井等單井產(chǎn)出地層水具有明顯高的礦化度，且單井水氣比高，斷層具有溝通下伏雷口坡組海相高礦化度地層水的特征；而靠近新場F2、合興場F1等斷層的L150井、CH127井，地層水礦化度為低-中等，有別于海相高礦化度地層水，表現(xiàn)出須二段地層沉積水或凝析水的特征。

另一方面，遠離SN走向斷層的X10井、X11井地層水礦化度中等，為10～80 g/L，表現(xiàn)為須二段地層沉積水的特征。

4 天然氣運聚特征

4.1 斷層輸導(dǎo)

在新場構(gòu)造帶須二段主要發(fā)育晚期形成的SN走向(近SN走向)斷層(表1)以及早期形成的近EW走向斷層。其中晚期形成的SN走向斷層控制現(xiàn)今構(gòu)造形態(tài)的同時，控制著須二段氣藏的高產(chǎn)富集。SN走向斷層在晚期成藏關(guān)鍵時期處于開啟狀態(tài)，不僅起到溝通和輸導(dǎo)下伏馬鞍塘組-小塘子組氣源的作用，同時貫通了須二段內(nèi)部烴源巖，有利于天然氣的運移。因此，在SN走向斷層附近裂縫發(fā)育區(qū)油氣富集成藏。

圖5 SN走向斷層附近地層水總礦化度(TDS)和水氣比差異性Fig.5 Difference between formation water salinity (TDS) and the water/gas ratio adjacent to SN striking faults

圖6 遠離SN走向斷層地層水礦化度與水氣比特征Fig.6 Features of the formation water salinity and the water/gas ratio far away from the SN striking faults

另一方面，早期形成的近EW走向斷層雖然與現(xiàn)今主應(yīng)力方向平行，但是由于裂縫多數(shù)或充填或閉合，與成藏關(guān)鍵時期配置欠佳，導(dǎo)致斷層附近未能形成有效的油氣富集區(qū)。

通過氣源對比以及地層水特征分析，結(jié)合地震剖面斷層解釋，發(fā)現(xiàn)晚期形成的SN走向斷層斷穿層位的差異決定了其對流體的輸導(dǎo)作用的差異。針對研究區(qū)內(nèi)主要的6條SN走向斷層對比表明，新場F1斷層、新場F3斷層向下斷至雷口坡組頂部，鄰近的X2井、X851井以及X5井地層水產(chǎn)量高，表現(xiàn)出下伏海相水的特征。而靠近新場F2斷層、新場F4斷層、合興場F1斷層以及新盛F1斷層的L150井、XSheng1井等單井不僅地層水產(chǎn)量少，而且地層水礦化度明顯低于海相高礦化度地層水，斷層向下僅斷至馬鞍塘組-小塘子組。該類斷層有效輸導(dǎo)馬鞍塘組-小塘子組天然氣的同時，未溝通下伏雷口坡組的地層水。

4.2 生烴增壓擴散運聚

穩(wěn)定的地層環(huán)境下，烴源巖在生烴增壓過程中，通過源儲相鄰接觸，天然氣可以較好地實現(xiàn)從烴源層向上覆儲集層的運移。

根據(jù)馬衛(wèi)等[12]的生烴增壓實驗結(jié)果，計算新場構(gòu)造帶須二段儲層在生烴增壓條件下，孔隙度和滲透率的下限值(圖7)。結(jié)果表明，須二段在生烴增壓條件下，油氣進入儲層的孔隙度下限值為2.6%、滲透率下限值為0.03×10-3μm2。因此，遠離SN走向斷層的區(qū)域，生烴增壓成為天然氣運聚成藏的主要動力。

圖7 須二段生烴增壓條件下儲層孔隙度和滲透率下限值確定Fig.7 The determination of low limit of porosity and permeability with the generation boosting in the Xu-2 Member

5 單井生產(chǎn)動態(tài)特征

根據(jù)新場構(gòu)造帶須二段26口單井生產(chǎn)情況分析，表明新場構(gòu)造帶須二段氣井產(chǎn)能差異大，部分井產(chǎn)水嚴重。單井累計產(chǎn)氣量為(0.53～745.65)×106m3，累計產(chǎn)水量為10～761 984 m3。通過單井生產(chǎn)情況對比表明，單井產(chǎn)能受穩(wěn)產(chǎn)能力影響明顯，單井如穩(wěn)產(chǎn)效果好，普遍取得較高的天然氣產(chǎn)能，相反穩(wěn)產(chǎn)效果差的單井多數(shù)產(chǎn)能較低。

6 氣藏類型劃分與成藏主控因素

6.1 氣藏類型劃分

通過源儲配置關(guān)系研究、流體特征對比分析、天然氣運聚特征研究、單井生產(chǎn)動態(tài)特征分析，將新場構(gòu)造帶須二段氣藏劃分為“斷層輸導(dǎo)型”和“源儲相鄰型”2大類5亞類(表2，圖8)。

其中斷層輸導(dǎo)型以晚期輸導(dǎo)Ⅰ型和晚期輸導(dǎo)Ⅱ型為有利氣藏亞型。早期輸導(dǎo)型由于斷層形成時間早于烴源巖生排烴高峰期，而成藏關(guān)鍵時期斷層及伴生裂縫已處于封閉狀態(tài)，氣藏規(guī)模有限，含氣性較差。

晚期斷層輸導(dǎo)型氣藏具有以下特點：天然氣主要來自下伏馬鞍塘組-小塘子組烴源巖，混有少量須二段內(nèi)部天然氣；儲層物性與天然氣產(chǎn)量具有正相關(guān)關(guān)系，但相關(guān)性一般；規(guī)模裂縫發(fā)育段為油氣高產(chǎn)富集的指向區(qū)。單井產(chǎn)氣效果好，年平均產(chǎn)氣量gt;10×106m3，且年遞減率較為緩慢。同時，斷層向下是否斷至雷口坡組決定了單井地層水產(chǎn)量及其地化特征。

源儲相鄰型氣藏具有以下特點：天然氣的運移缺乏斷層這一優(yōu)勢通道，依靠烴源層和儲層直接相鄰接觸而大面積成藏；須二段中亞段和上亞段烴源巖主要為其亞段內(nèi)部暗色泥頁巖，而須二段下亞段烴源巖主要為馬鞍塘組-小塘子組暗色泥頁巖以及下亞段內(nèi)部暗色泥頁巖；小型的裂縫系統(tǒng)對儲層的儲集性能具有改善作用，有利于生烴增壓運聚成藏。由于缺乏馬鞍塘組-小塘子組主力烴源巖的供給，須二段中亞段和上亞段已有生產(chǎn)井表現(xiàn)出“年平均產(chǎn)氣量較低，年遞減率高，生產(chǎn)周期短”的特點。

表2 新場構(gòu)造帶須二段氣藏類型劃分Table 2 Classification of gas accumulation types for the Xu-2 Member of Xinchang structural zone

圖8 新場構(gòu)造帶須二段天然氣成藏模式圖Fig.8 Gas accumulation model for the Xu-2 Member in the Xinchang structural zone

6.2 成藏主控因素

6.2.1 斷層輸導(dǎo)型氣藏

a.鄰近斷至下伏烴源層的SN走向斷層，有效溝通氣源。

晚期形成的SN走向斷層有效溝通了下伏馬鞍塘組-小塘子組氣源，天然氣能夠通過斷層輸導(dǎo)向上大量運移至須二段。SN走向斷層的油氣運移輸導(dǎo)相當明顯。

b.規(guī)模裂縫發(fā)育成為油氣高產(chǎn)富集的關(guān)鍵。

通過單井產(chǎn)量與裂縫發(fā)育規(guī)模相關(guān)性研究表明(圖9)，規(guī)模裂縫對儲層的儲集性能改善作用明顯，油氣儲集空間得到改善，有利于油氣高產(chǎn)富集。規(guī)模裂縫的發(fā)育程度控制了油氣的富集規(guī)模。

c.相對優(yōu)質(zhì)儲層是油氣聚集的基礎(chǔ)。

雖然在須二段儲層普遍超致密的情況下，裂縫成為油氣富集的關(guān)鍵。但是，相對優(yōu)質(zhì)的儲層為油氣聚集提供了最根本的基質(zhì)孔隙空間。L150井依靠基質(zhì)儲集性和少量的裂縫改造，累計產(chǎn)氣量達到1.77×108m3，穩(wěn)產(chǎn)時間長，到目前已生產(chǎn)近10年。

6.2.2 源儲相鄰型氣藏

a.優(yōu)質(zhì)的烴源巖和上覆儲層緊鄰式直接接觸是油氣成藏的關(guān)鍵。

由于生烴增壓過程中，隨著天然氣的膨脹，能夠在泥頁巖接觸面附近形成小規(guī)模的生烴增壓裂縫，該類裂縫分布有限。同時，由于須二段普遍超致密，天然氣通過生烴增壓脫離烴源巖后，主要通過向上擴散運移進入儲層。如果運移距離較長，會嚴重影響天然氣的運移和聚集。

因此，優(yōu)質(zhì)的烴源巖和上覆儲層緊鄰式直接接觸是該類氣藏形成與否的關(guān)鍵。

b.層內(nèi)小斷層有利于油氣的運聚效果。

通過X10井和X11井油氣地質(zhì)條件對比表明(圖10)，二者在烴源巖發(fā)育情況、儲層條件等方面無明顯差異；但是X10井累計產(chǎn)氣量為20.76×106m3，而X11井累計產(chǎn)氣量僅5.18×106m3，天然氣富集程度存在明顯差異。其原因在于X10井鄰近的層內(nèi)小斷層不僅對成藏系統(tǒng)內(nèi)的烴源巖和儲層起到較好溝通作用，同時，形成局部的小規(guī)模裂縫系統(tǒng)。天然氣在生烴增壓動力下，通過擴散作用運聚，而層內(nèi)小斷層加速油氣的聚集成藏。

圖10 過X10井inline地震剖面Fig.10 Seismic profile of inline across the Well X10

7 結(jié) 論

a.通過源儲配置關(guān)系研究、流體特征對比分析、天然氣運聚特征研究、單井生產(chǎn)動態(tài)特征分析，將新場構(gòu)造帶須二段氣藏劃分為“斷層輸導(dǎo)型”和“源儲相鄰型”2大類5亞類。其中鄰近SN走向斷層的“晚期輸導(dǎo)Ⅰ型”和“晚期輸導(dǎo)Ⅱ型”以及遠離SN走向斷層的“源儲相鄰Ⅰ型”具有良好的油氣成藏地質(zhì)條件，是研究區(qū)須二段較為有利的氣藏類型。

b.斷層輸導(dǎo)型氣藏成藏主控因素為“SN走向斷層溝通下伏烴源+規(guī)模裂縫發(fā)育+優(yōu)質(zhì)儲層”。斷層有效溝通烴源巖和儲層是成藏的基礎(chǔ)；規(guī)模裂縫的發(fā)育是油氣富集的關(guān)鍵；相對優(yōu)質(zhì)的基質(zhì)儲集條件是油氣穩(wěn)定產(chǎn)出的前提。

c.源儲相鄰型氣藏成藏主控因素為“優(yōu)質(zhì)的源儲直接接觸關(guān)系+層內(nèi)小斷層溝通”。優(yōu)質(zhì)的烴源巖與上覆儲層緊鄰式直接接觸，有利于天然氣近距離擴散聚集成藏；層內(nèi)小斷層對油氣的溝通輸導(dǎo)起到重要作用。

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ClassificationofgasaccumulationtypesandmaincontrollingfactorsofgasaccumulationoftheXu-2MemberinXinchangstructuralzone,westernSichuanDepression,China

TIAN Jun1, ZHANG Shihua1, YE Sujuan1, LIU Sibing2, LI Min1

1.Explorationamp;ProductionResearchInstitute,SouthwestBranchofSINOPEC,Chengdu610000,China;2.StateKeyLaboratoryofOilamp;GasReservoirGeologyandDevelopmentEngineering,ChengduUniversityofTechnology,Chengdu610059,China

The types of gas accumulation in the second member of Xujiahe Formation (Xu-2) in Xinchang structural zone, western Sichuan Depression, are discussed so as to provide theoretical basis for the exploratory development of tight sand gas reservoirs. Based on the study of relation between source rocks and reservoir rocks, features of fluid, characters of natural gas migration and accumulation, features of well production performance, it is showed that the planar supply form fault link-up and the planar supply from direct contact of source and reservoir rocks are two main kinds of hydrocarbon supply for the gas accumulation of the Member 2 of Xujiahe Formation in the region. Accordingly, the gas accumulation in the Member 2 of Xujiahe Formation is divided into two types, the fault transporting type and the source and reservoir rock adjoining type, and they can be further divided into five subtypes. The area of late fault transportation and the area of direct contact of good source and reservoir rocks are the ideal combination of oil and gas accumulation, and they are also the favorable area for oil and gas distribution in the Member 2 of Xujiahe Formation.

western Sichuan Depression; Xinchang structural zone; Xujiahe Formation; types of gas accumulation; main controlling factors of accumulation

TE122.31

A

10.3969/j.issn.1671-9727.2017.06.03

1671-9727(2017)06-0659-09

2017-03-13。

國家科技重大專項(2016ZX05002004)。

田軍(1983-),男，工程師，研究方向：油氣地球化學(xué)與成藏動力學(xué), E-mail:tianjun200602106@qq.com。