于吉旺，龐雄奇，鄭定業(yè)，王學軍，肖惠譯，張鵬偉，卓色強，李宏雨

(1.中國石油大學(北京)油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249；2.中國石油大學(北京)，北京 102249；3.中國石化中原油田分公司，河南 濮陽 457000)

0 引 言

普光氣田作為典型的深層—超深層碳酸鹽巖氣藏，是四川盆地的重點勘探目標，勘探開發(fā)前景較好[1-3]。前人針對普光地區(qū)的綜合地質(zhì)環(huán)境、沉積相、儲層成因及特征、地層特征、裂縫成因及控制因素、天然氣成藏特征等做了大量研究[4-6]，取得很多成果。但隨著多口失利井的連續(xù)出現(xiàn)，認識到固有成藏模式無法滿足現(xiàn)階段的勘探開發(fā)需求，需對油氣藏類型及主控因素重新厘定?；诖?，利用測井、地震、巖心描述、分析測試等資料，對普光地區(qū)的氣藏類型進行分析，并重點探討了天然氣成藏主控因素，進而對成藏有利區(qū)進行劃分，以期為下一步勘探提供思路。

1 地質(zhì)概況

普光地區(qū)位于四川盆地東北部，處于宣漢-達縣境內(nèi)，東北側(cè)為大巴山構(gòu)造帶，西北側(cè)為川東米倉山過渡帶，東南側(cè)為川東斷褶構(gòu)造帶，勘探面積約為1 000 km2。平面上發(fā)現(xiàn)普光主體、大灣、毛壩場、清溪場、老君、雙廟場6個含氣區(qū)塊(圖1a)。氣藏甲烷含量為70.00%～99.00 %，平均值為76.39%，乙烷含量為0.02%～0.40%，平均值為0.12%，非烴氣體以CO2和H2S為主，H2S含量為10.00%～17.20%，平均值為13.85%，CO2含量為5.00%～11.00%，平均值為9.12%。從寒武系到上二疊統(tǒng)，地層中沉積了3套富含有機質(zhì)的頁巖層系，分別為筇竹寺組、龍馬溪組和龍?zhí)督M。二疊系—三疊系海相碳酸鹽巖地層自下而上包括下二疊統(tǒng)梁山組，中二疊統(tǒng)棲霞組和茅口組，上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M和長興組，下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組、嘉陵江組和中三疊統(tǒng)雷口坡組(圖1b)。龍?zhí)督M烴源巖為普光地區(qū)主力烴源巖，長興組和飛仙關(guān)組臺地碳酸鹽巖是普光地區(qū)海相層系中的主要儲集巖，嘉陵江組和雷口坡組沉積了巨厚的膏鹽層，構(gòu)成了普光地區(qū)的區(qū)域性蓋層。因此，普光地區(qū)二疊系—三疊系海相地層形成了下生中儲上蓋的配置組合[7]。

圖1 普光地區(qū)地理位置、構(gòu)造及地層綜合柱狀圖

2 氣藏類型

利用測井綜合解釋成果，通過對典型氣藏進行解剖發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)主要發(fā)育背斜類、背斜-巖性類、斷層-巖性類3種常規(guī)氣藏(圖2)。常規(guī)氣藏典型特征為儲層物性好，具有高孔滲、高壓成藏、油氣分布于構(gòu)造高點、儲層之上有蓋層封蓋等特征，成藏過程受浮力和毛細管力的控制[8]。

圖2 普光地區(qū)不同類型氣藏剖面特征

2.1 背斜類氣藏

清溪場區(qū)塊發(fā)育典型的常規(guī)背斜類氣藏，背斜兩翼發(fā)育逆沖斷層并溝通至志留系甚至寒武系地層。其形成原因為晚燕山—喜山期大巴山的強烈擠壓推覆作用[9]。含氣面積為3.36 km2,埋深為3 600.00～3 900.00 m，儲層以遠離烴源巖的飛仙關(guān)組白云巖為主，孔隙度為0.50%～10.60%，平均為3.56%，油氣富集于構(gòu)造高點，未見氣水邊界，上部有飛四段及嘉陵江組膏巖類蓋層遮擋(圖2a)。天然氣來源于上二疊統(tǒng)烴源巖[10]，烴源巖層系的干酪根裂解氣沿斷裂運移至儲集層形成氣藏[9]。

2.2 背斜-巖性類氣藏

雙廟場區(qū)塊發(fā)育典型的背斜-巖性類氣藏。氣藏面積為54.10 km2,天然氣主要分布于嘉陵江組二段和飛仙關(guān)組四段。其中，嘉陵江組氣藏埋藏深度為2 700.00～3 100.00 m，氣水邊界在2 980.00 m左右，飛仙關(guān)組氣藏埋深為3 300.00～3 500.00 m，未見氣水邊界，孔隙度為0.30%～10.00%，平均值為2.65%。來源于白堊紀時期志留系和來源于晚侏羅世—白堊世時期上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M烴源巖的天然氣在重力勢能的控制下運移進入儲層成藏。由于受到區(qū)域地殼升降運動的影響，研究區(qū)嘉二段—飛四段整體呈現(xiàn)局限臺地與蒸發(fā)臺地交互發(fā)育的特點，發(fā)育粉晶殘余藻屑白云巖、粉晶砂屑白云巖、鮞粒白云巖、泥質(zhì)白云巖等幾種重要儲集層巖石類型[10]。天然氣分布同時受巖性及構(gòu)造控制，形成背斜-巖性氣藏(圖2b)。

2.3 斷層-巖性類氣藏

普光氣田多處發(fā)育大型斷裂，這些斷裂控制形成了許多構(gòu)造斷裂帶，主要有毛壩場-付家山構(gòu)造帶、大灣構(gòu)造帶、土主-雷音鋪構(gòu)造帶、普光-東岳寨構(gòu)造帶、老君山構(gòu)造帶和清溪場構(gòu)造帶等[11]。

在斷裂構(gòu)造帶的控制下，研究區(qū)形成發(fā)育了大量斷層-巖性類油氣藏。其中，最為典型的普光主體構(gòu)造即發(fā)育在東岳寨普光斷裂帶，圈閉受斷層以及礁、灘孔隙型白云巖發(fā)育的控制。氣藏平均埋深為4 500.00～5 000.00 m，儲層整體為高孔高滲特征，孔隙度為2.50%～15.00%，平均值為6.34%，滲透率為0.011～3 354.696 mD，平均值為94.423 mD。氣水邊界在5 250.00 m左右，上部有嘉陵江組和飛四段膏巖類蓋層遮擋(圖2c)。源于通南巴-羅家寨一帶的志留系龍馬溪組和上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M烴源巖的烴類在浮力與壓力的共同作用下，沿兩側(cè)斷裂進入儲層富集成藏，同時這類逆斷層并未向上切割區(qū)域蓋層，保證了油氣可以在此富集[5]。

3 成藏主控因素

3.1 烴源巖發(fā)育特征

烴源巖的質(zhì)量控制著氣藏的規(guī)模，勘探實踐也證實有機質(zhì)豐度高、類型好、生烴潛力高的海相優(yōu)質(zhì)烴源巖對大中型油氣田的形成具有明顯的控制作用[6]。

馬永生等[12]利用天然氣碳同位素組成分析及天然氣、瀝青組分等特征，通過油源、氣源、瀝青源對比及瀝青熱模擬實驗分析，確定普光地區(qū)天然氣主要來源于上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M烴源巖，巖性主要為灰?guī)r和暗色泥巖[6]，有機質(zhì)類型為Ⅰ—Ⅱ1型干酪根，瀝青體反射率平均值為3.72%，處于過成熟中期[13]。泥巖TOC為0.47%～8.85%，平均值為3.12%，生烴潛量(S1+S2)為0.12～4.55 mg/g，平均值為1.53 mg/g；灰?guī)rTOC為0.03%～4.55%，平均值為1.19%，S1+S2為0.01～2.99 mg/g，平均值為0.69 mg/g，根據(jù)秦建中等[13]提出的劃分標準，普光地區(qū)龍?zhí)督M烴源巖總體上為好—優(yōu)質(zhì)烴源巖。

普光地區(qū)生烴條件良好，龍?zhí)督M烴源巖生氣中心位于通南巴-羅家寨一帶，最大生氣強度為65×108m3/km2。普光、大灣、毛壩場、老君、清溪場區(qū)塊烴源巖生氣強度較高，為50×108～55×108m3/km2，雷西、雙石廟構(gòu)造烴源巖生氣強度較低，為30×108～40×108m3/km2，具備發(fā)育大型氣田的條件。

3.2 沉積儲層發(fā)育特征

普光地區(qū)長興組為鑲邊臺地沉積，發(fā)育斜坡點礁、臺緣礁、礁后灘、臺內(nèi)礁、礁間灘多種礁灘體類型。礁間灘發(fā)育于臺緣與臺內(nèi)礁之間，大面積連片分布。臺緣礁呈北西向展布，整體發(fā)育老君、普光主體、大灣、毛壩-分水嶺4個大型礁群，其間被礁間水道分隔(圖3a)。

飛仙關(guān)組基本繼承了長興期的巖相古地理格局[12],自西向東依次發(fā)育陸棚、前緣斜坡、斜坡礫屑灘、暴露淺灘等沉積相，大面積分布的鮞粒灘披覆于長興組生物礁建隆后側(cè)，形成暴露淺灘相，飛仙關(guān)組臺緣淺灘暴露垮塌，從長興組生物巖隆之間延伸至斜坡帶，形成臺地前緣斜坡礫屑灘(圖3b)。

圖3 普光地區(qū)沉積相展布

在沉積相控制下，長興組主要發(fā)育海綿云巖、生屑云巖等，主要成巖作用有膠結(jié)作用、重結(jié)晶作用及溶蝕作用。可見生物骨架間孔、粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔、晶間溶孔、晶間孔 (圖4a—d)，且在長興組頂部發(fā)育大規(guī)模溶溝(圖4e),表明長興組長期遭受暴露侵蝕，溶蝕作用強烈。

飛仙關(guān)組儲層巖性以殘余鮞粒白云巖為主[14]，發(fā)育粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔、鮞粒鑄?？?、晶間孔(圖4f、g)，同時巖心觀察發(fā)現(xiàn)飛仙關(guān)組發(fā)育溶蝕孔洞和裂縫(圖4h,i)，與溶蝕作用有關(guān)的孔隙，包括溶孔、溶洞等占總孔隙的80%以上，裂縫對儲層起到一定的改善作用[12]。

高壓壓汞實驗表明，長興組、飛仙關(guān)組儲層孔隙度為0.50%～28.70%，平均值為8.20%，滲透率為0.001～9 664.900 mD，平均值為79.500 mD。儲層類型可劃分為3類： ①孔隙型，其滲透率隨孔隙度增加而增加； ②孔隙-裂縫型，局部地區(qū)呈現(xiàn)出低孔高滲特征，主要是由于裂縫發(fā)育改善了儲層滲濾性，導致滲透率較高； ③孔洞型，其特征為高孔低滲，表明局部地區(qū)孔隙連通性差，是流體作用影響的結(jié)果。長興組和飛仙關(guān)組儲層以孔隙型為主，孔隙-裂縫型次之，儲集空間以晶間溶孔、粒間溶孔為主，其次為粒內(nèi)溶孔、溶洞、晶間孔及裂縫。

圖4 長興組、飛仙關(guān)組儲層特征

3.3 蓋層發(fā)育特征

普光地區(qū)對油氣起封閉作用的蓋層主要有2套：須家河組及其以上的以陸相碎屑類泥質(zhì)巖為主組成的間接蓋層，中三疊統(tǒng)雷口坡組及其以下嘉陵江組和飛四段膏鹽巖類組成的直接蓋層，其中，嘉陵江組蓋層厚度大、區(qū)域廣，構(gòu)成普光地區(qū)最主要的區(qū)域性蓋層[6]。而嘉四—五段是川東北地區(qū)膏鹽巖厚度最大的層段[15]，其平均厚度在290 m以上；南部雙石廟、雷西構(gòu)造一帶的膏鹽巖厚度較大，為200 m以上，最厚達500 m以上；東岳寨-普光一帶較薄，為100～200 m，向東北柏林灣方向又增厚，厚度最大可達800 m以上；西北方向及東南老君區(qū)塊厚度最小，在100 m以下(圖5，h為地層厚度)。該套地層塑性流動性較大，斷距較小情況下可有效防止油氣逸散，對油氣的聚集起保存作用。

圖5 嘉陵江組四—五段蓋層膏鹽巖厚度

caprock of Members Ⅳ-Ⅴ, Jialingjiang Formation

3.4 斷裂發(fā)育特征

普光地區(qū)斷裂是油氣運移的優(yōu)勢通道[6]。研究區(qū)發(fā)育有3套斷裂系統(tǒng)：志留系底部斷裂系統(tǒng)、中構(gòu)造層斷裂系統(tǒng)、上構(gòu)造層斷裂系統(tǒng)。志留系底部斷裂系統(tǒng)與中構(gòu)造層斷裂系統(tǒng)為主斷裂，具有良好繼承性，中部斷裂系統(tǒng)在平面上成排成帶分布，活動強烈，規(guī)模大[7]。在普光、毛壩場、大灣地區(qū)發(fā)育5條大致平行的大斷裂，主要呈北東方向，在清溪場、老君地區(qū)發(fā)育若干條北西向分布的斷裂(圖1a)?？v向上主要發(fā)育于嘉三段—寒武系頁巖，均為逆斷層[11]，溝通了志留系龍馬溪組、上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M烴源巖與長興組—飛仙關(guān)組儲層，同時這些逆斷層并未切斷嘉陵江組、雷口坡組區(qū)域蓋層，保證了油氣在沿斷裂運移至儲層后可以在此保存[6]。研究區(qū)除了發(fā)育大型斷裂，還發(fā)育微型裂縫，大多被脈體充填(圖4i)，改善了儲層物性，與高孔高滲的白云巖組成橫向疏導體系。

4 油氣成藏模式及有利區(qū)域預(yù)測

4.1 油氣成藏模式

從生、儲、蓋展布規(guī)律及油氣顯示特征來看，普光地區(qū)上三疊統(tǒng)膏鹽巖作為區(qū)域性蓋層，與下伏上二疊統(tǒng)烴源巖、上二疊統(tǒng)和上三疊統(tǒng)儲層形成了一套匹配良好的生儲蓋組合。普光地區(qū)飛仙關(guān)組發(fā)育的前緣斜坡、斜坡礫屑灘、暴露淺灘等相帶發(fā)育大量鮞粒白云巖、殘余鮞粒白云巖、粒屑白云巖等，長興組則受相帶、巖溶雙重控制，發(fā)育生物礁白云巖和大量溶洞，是普光地區(qū)的主要儲集層。龍?zhí)督M為潮坪、潟湖沉積，是一套海陸交互相含煤沉積，主要發(fā)育泥巖、炭質(zhì)泥巖、煤和碳酸鹽巖[16]，是普光地區(qū)最主要的烴源巖。斷裂溝通儲集層與烴源巖，結(jié)合上覆飛四段及嘉陵江組膏鹽巖區(qū)域性蓋層，易在斷裂附近及構(gòu)造高點形成規(guī)模油氣藏(圖6)，為下生上儲的成藏模式。

4.2 有利區(qū)預(yù)測

以有效烴源巖分布、沉積相展布、斷裂分布、蓋層展布4個主控因素作為評價的條件，分別確定評價標準，劃定源控有利區(qū)、相控有利區(qū)、斷控有利區(qū)和蓋控有利區(qū)，再進行疊合。

長興組工業(yè)氣流井和低產(chǎn)氣流井多分布于臺內(nèi)礁、臺緣礁、臺地邊緣礁間、臺內(nèi)灘、礁間水道相、斜坡點礁、開闊臺地相，除了開闊臺地及斜坡點礁，其余相帶工業(yè)氣流井占比均高于50%；飛仙關(guān)組工業(yè)氣流井和低產(chǎn)氣流井多分布于暴露淺灘、前緣斜坡、斜坡礫屑灘，暴露淺灘和前緣斜坡相工業(yè)氣流井占比均高于50%。因此，普光地區(qū)最有利的沉積相帶為長興組臺內(nèi)礁、臺緣礁、臺地邊緣礁間、臺內(nèi)灘、礁間水道相以及飛仙關(guān)組暴露淺灘和前緣斜坡相；工業(yè)氣流井均位于生氣強度大于35×108m3/km2的范圍和蓋層膏鹽巖厚度大于100 m的范圍，這2個范圍分別作為源控最有利區(qū)和蓋控最有利區(qū)。對于斷裂，95%以上的工業(yè)氣流井分布在斷層附近1 km的范圍內(nèi)，因此，斷層附近1 km為斷控最有利區(qū)。

圖6 普光地區(qū)油氣成藏模式

通過多要素的疊合，預(yù)測出4類有利區(qū)：Ⅰ類有利區(qū)位于普光、毛壩、大灣區(qū)塊，Ⅱ類有利區(qū)在Ⅰ類有利區(qū)之外，包含老君、清溪場區(qū)塊，Ⅲ類有利區(qū)則在Ⅱ類有利區(qū)之外，包含雙廟、分水嶺區(qū)塊，Ⅳ類有利區(qū)位于普光地區(qū)南部，雷音鋪構(gòu)造以南(圖7)。

圖7 普光地區(qū)油氣成藏有利區(qū)預(yù)測

for hydrocarbon accumulation in Puguang Area

5 結(jié) 論

(1) 普光地區(qū)氣藏類型可劃分為3類：背斜類氣藏，其主要特征為天然氣分布受古隆起控制，油氣富集在構(gòu)造高點；背斜-巖性類氣藏，天然氣分布同時受巖性及古隆起控制；斷層-巖性類氣藏，天然氣分布受巖性及斷層發(fā)育的控制。

(2) 普光地區(qū)成藏主控因素包括烴源巖、沉積相、蓋層、斷裂。烴源巖有機質(zhì)豐度高，泥巖TOC平均值為3.12%，灰?guī)rTOC平均值為1.19%，母質(zhì)類型為Ⅰ—Ⅱ1型，生氣強度為30×108～65×108m3/km2；長興組的臺內(nèi)礁、臺緣礁、臺地邊緣礁間、臺內(nèi)灘、礁間水道相及飛仙關(guān)組的暴露淺灘和前緣斜坡相控制發(fā)育了優(yōu)質(zhì)儲層，發(fā)育生屑、鮞粒等白云巖，其平均孔隙度為8.20%，平均滲透率為79.500 mD，物性較好；蓋層巖性以膏鹽巖為主，膏鹽巖平均厚度在290 m以上，分布范圍廣；5條北東向大型斷裂及多條北西向斷裂構(gòu)成普光地區(qū)油氣運移的主要疏導體系。

(3) 多因素聯(lián)合控制油氣成藏，油氣主要為下生上儲的成藏模式，龍?zhí)督M烴源巖生成的油氣沿斷裂運移至儲集層，在膏鹽巖蓋層封蓋條件下控制油氣聚集。在此基礎(chǔ)上劃分出4類有利區(qū)：Ⅰ類有利區(qū)位于普光、毛壩、大灣區(qū)塊；Ⅱ類有利區(qū)在Ⅰ類有利區(qū)之外，包含老君、清溪場區(qū)塊；Ⅲ類有利區(qū)則在Ⅱ類有利區(qū)之外，包含雙廟、分水嶺區(qū)塊；Ⅳ類有利區(qū)位于雷音鋪構(gòu)造以南。