林 潼，譚 聰，王銅山，李秋芬，馮明友，黃世偉，董景海

1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.西南石油大學 地球科學與技術學院，成都 610500；3.大慶油田有限責任公司 勘探事業(yè)部，黑龍江 大慶 163453

四川盆地川中寒武系龍王廟組油氣勘探近年來取得重大突破，在磨溪8井和高石16井龍王廟組分獲日產(chǎn)200多萬立方米和近20萬立方米的工業(yè)氣流；目前累計探明三級儲量近萬億立方米，顯示出廣闊的勘探前景[1-3]。自安岳特大型氣田發(fā)現(xiàn)以來，針對四川盆地龍王廟組相繼開展了大量研究工作，并取得了豐富成果[4-17]，但主要集中在巖相古地理和儲層方面[4-7]。研究認為，氣藏主要位于有利沉積相帶與巖溶儲層疊加的構(gòu)造高部位[7-9]，平面上位于川中平緩構(gòu)造帶中部和樂山—龍女寺古隆起軸部的東部；而在油氣充注成藏方面研究較少，但基本明確了川中地區(qū)龍王廟組存在早期液態(tài)烴充注和晚期原油裂解的現(xiàn)象[10]，天然氣調(diào)整再聚集形成了現(xiàn)今的超壓氣藏。隨著對龍王廟組氣藏勘探的不斷深入，僅基于巖相古地理和儲層的研究已無法滿足對氣藏精細勘探的需求，特別是整個川中構(gòu)造帶龍王廟組儲層中干層和水層并存、高產(chǎn)井與低產(chǎn)或者干井相鄰、不同構(gòu)造圈閉中底—邊水界面不統(tǒng)一、氣藏壓力差異明顯等非均一性特征逐漸顯示出來，導致了對氣藏整體認識的不統(tǒng)一，嚴重制約了對龍王廟組天然氣的進一步勘探。前人研究認為，四川盆地燈影組天然氣充注存在著差異聚集過程[18]。但是燈影組成藏模式主要表現(xiàn)為上生下儲或者旁生側(cè)儲，與龍王廟組的下生上儲模式有著顯著差異，因此兩者在成藏過程以及現(xiàn)今氣藏特征上都存在著明顯區(qū)別。燈影組氣藏在川中地區(qū)具有較統(tǒng)一的氣水界面，壓力系數(shù)分布介于1.06～1.14之間，而龍王廟組具有多個氣水界面，壓力系數(shù)高，平均為1.56。

基于此，本文以川中構(gòu)造帶龍王廟組氣藏整體解剖為基礎，針對不同構(gòu)造帶上氣藏特征的差異性開展系統(tǒng)對比分析，探究構(gòu)造演化過程中烴類聚集與川中龍王廟組氣藏特征差異性的關系，并結(jié)合成藏演化過程進一步指出其成藏差異性，以期為下步天然氣勘探提供建議。

1 區(qū)域概況

發(fā)育于上揚子克拉通構(gòu)造背景上的四川盆地在新元古代受羅迪尼亞(Rodinia)超大陸裂解的影響，發(fā)育了一系列的新元古代裂谷系統(tǒng)[19]。在基底斷裂、沉積充填和構(gòu)造抬升的共同作用下，加里東構(gòu)造早期揚子地區(qū)西北部開始形成古裂陷，并對川西和川中地區(qū)震旦系的沉積與構(gòu)造演化造成了深遠的影響[20]?，F(xiàn)今古裂陷夾持于東側(cè)的磨溪—高石梯與西側(cè)的威遠—資陽古構(gòu)造之間，在裂陷槽中發(fā)育近南北向展布的厚度200～500 m的筇竹寺組優(yōu)質(zhì)烴源巖，與東側(cè)古隆起上發(fā)育的震旦系藻丘灘相、寒武系顆粒灘相以及古溶蝕淋濾相疊加作用的優(yōu)質(zhì)儲層形成了緊密的源—儲配置，造就了川中古隆起特大型氣田的形成。

川中古隆起為繼承性古構(gòu)造，形成時間早。自震旦紀古隆起雛形形成以來，川中古隆起經(jīng)歷了三大構(gòu)造演化階段[21]。在震旦紀及早寒武世桐灣期，盆地發(fā)育區(qū)域性升降活動，開始大規(guī)模抬升、剝蝕，形成了假整合沉積接觸的地層特征。加里東運動階段，在區(qū)域應力擠壓環(huán)境下，樂山—龍女寺古隆起發(fā)生褶皺隆升，使得川中古隆起的規(guī)模趨于穩(wěn)定。晚期印支—喜馬拉雅運動使得古隆起發(fā)生調(diào)整與改造，古隆起進一步被深埋，同時受龍門山隆升以及盆地東南方向的擠壓作用，構(gòu)造的高部位發(fā)生了從西向東南方向的遷移(圖1)。

2 川中龍王廟組氣藏特征

川中龍王廟組氣藏主要分布在高石梯、磨溪地區(qū)兩個大型鼻狀構(gòu)造帶上。氣藏受構(gòu)造高點圈閉控制明顯，但在整個川中構(gòu)造帶上又呈現(xiàn)出條帶狀的分布特征，含氣帶與含水帶總體呈北東向間互分布(圖2)[5，22]。氣水分布帶與近東西向的斷層展布有一定的相關性，但走向并不完全一致，說明氣水分布并不完全受控于斷層。川中地區(qū)氣藏存在多個氣水界面，不同圈閉中氣水界面不統(tǒng)一、氣層壓力不一致，儲層中瀝青含量分布也不均一，顯示出龍王廟組氣藏的強非均一性特點。

2.1 不同圈閉中氣水界面不統(tǒng)一

川中地區(qū)龍王廟組頂面構(gòu)造形態(tài)表現(xiàn)為兩條長短差異明顯的北東向傾沒鼻狀構(gòu)造(圖1，圖2)。其中，北部的鼻狀構(gòu)造帶延伸較長(近100 km)，從安岳裂陷槽東側(cè)開始向東至海拔-4 600 m為界；南部鼻狀構(gòu)造相對較短(50 km左右)?，F(xiàn)今氣藏主要分布在北部的長鼻狀構(gòu)造帶上，而南部的短鼻狀構(gòu)造上氣藏僅分布于靠近德陽—安岳裂陷槽的東側(cè)(龍王廟組臺緣相帶上)，向東并未形成有效氣藏，如高石18井為含氣水井，高石21井未見油氣顯示。

圖1 川中地區(qū)龍王廟組頂面構(gòu)造演化

圖2 川中地區(qū)龍王廟組氣水帶和瀝青含量分布據(jù)參考文獻[5，22]修改。

川中地區(qū)龍王廟組氣藏水型全部為CaCl2型，說明氣藏保存較好。氣水帶分布近乎平行于鼻狀構(gòu)造帶，在磨溪構(gòu)造主體的近南北兩側(cè)均存在明顯的水帶。自北西向南東，龍王廟組氣藏氣水分布特征表明(圖3a)，整個川中構(gòu)造帶氣水界面并不統(tǒng)一。西邊氣水界面位于磨溪52井區(qū)附近，實測氣水界面海拔-5 260 m；而東部地區(qū)的氣水界面位于高石16井與高石113井之間，測井識別氣水界面海拔-4 714 m，東西兩端的氣水界面海拔高程相差546 m。但磨溪主體構(gòu)造帶表現(xiàn)出高飽和氣特征，雖然不同部位上龍王廟組天然氣產(chǎn)量有所差別(可能與沉積相導致的儲層質(zhì)量差異有關)，但整體仍表現(xiàn)出統(tǒng)一的含氣系統(tǒng)，未見明顯的氣水邊界。過北部長鼻狀構(gòu)造帶的氣藏剖面(圖3b)顯示，含水層僅位于鼻狀構(gòu)造高點西側(cè)的相對構(gòu)造位置較低部位，但是沿鼻狀構(gòu)造帶走向向北東方向延伸的龍王廟組儲層表現(xiàn)為整體含氣，在磨溪8井區(qū)含氣儲層厚度達到最大，繼續(xù)向東含氣層厚度逐漸減小，但未見水層。而南部短鼻狀氣藏分析表明(圖3c)，龍王廟組儲層自西向東氣水界面的海拔高度逐漸降低，并向東轉(zhuǎn)變?yōu)楦蓪印?/p>

圖3 川中地區(qū)龍王廟組氣藏剖面剖面位置見圖2。

2.2 氣藏壓力從西向東逐漸減弱

從氣藏剖面(圖3a)上可以發(fā)現(xiàn)，不同條帶上氣藏壓力值差異較大，具有從西往東氣藏壓力逐漸降低的趨勢。可將川中構(gòu)造帶龍王廟組氣藏壓力系統(tǒng)分為北部構(gòu)造帶、中部構(gòu)造帶和東部構(gòu)造帶含氣系統(tǒng)。其中北部構(gòu)造帶氣藏壓力值較大，如圖3a所示，壓力值分布在86.41～110.77 MPa之間，三口井平均值為97.21 MPa；中部構(gòu)造帶上各單井之間的氣層壓力值十分相近，平均值為76.28 MPa；而東部構(gòu)造帶氣藏壓力值偏低，單井氣層壓力平均值為67.89 MPa。

2.3 儲層瀝青含量分布

研究表明，古油藏裂解氣是川中地區(qū)震旦系—寒武系氣藏天然氣的主要來源[23-24]。因此，儲層孔隙中瀝青填充度可以反映出古油藏液態(tài)烴的充滿度。通過瀝青的測井特征參數(shù)[22]開展測井識別瀝青含量，與實際鉆井測試數(shù)據(jù)對比顯示，該方法的瀝青含量識別符合率較高。利用測井識別的數(shù)據(jù)統(tǒng)計分析發(fā)現(xiàn)，磨溪16井和磨溪202井瀝青含量明顯高于周圍(圖2)，推測該井附近可能是早期液態(tài)烴聚集的主要部位。

3 成藏充注時間對比與差異

本次研究利用龍王廟組儲層中成巖礦物(圖4)上首次出現(xiàn)液態(tài)烴和氣態(tài)烴包裹體時的捕獲溫度(圖5)，結(jié)合單井埋藏熱演化史(圖6)，開展成藏充注時期對比。在系統(tǒng)厘定川中構(gòu)造帶龍王廟組儲層成巖礦物與瀝青形成次序的基礎上，開展不同成巖礦物中包裹體熒光、拉曼和測溫分析。綜合分析顯示，川中地區(qū)龍王廟組顆粒白云巖儲層孔隙/孔洞中存在多期成巖礦物與瀝青/油氣充注(圖4)，不同井之間成巖演化序次相近，表現(xiàn)為：(Ⅰ)早期微細晶白云石—(Ⅱ)孔洞周緣中細晶半自形晶白云石—(Ⅲ)孔洞中瀝青—(Ⅳ)石英或方解石—(Ⅴ)螢石。其中，孔隙邊緣多發(fā)育較完整的半自形—自形中細晶白云石(Ⅱ)，該期白云石形成之后發(fā)育瀝青填充，說明在Ⅱ期白云石形成以后發(fā)生過一次液態(tài)烴充注(Ⅲ)，之后液態(tài)烴發(fā)生裂解形成瀝青填充于孔隙中。在瀝青之后又發(fā)生了(Ⅳ)石英與(Ⅴ)螢石的填充，其中(Ⅴ)螢石填充僅在部分井中見到，如潼探1井。根據(jù)不同成巖礦物序次上包裹體發(fā)育的類型，可以判斷該期成巖過程中流體的性質(zhì)。當?shù)V物中首次出現(xiàn)烴類包裹體時，與之對應的鹽水包裹體均一溫度代表了初始烴類充注時的溫度。包裹體分析，顯示龍王廟組儲層中液態(tài)烴包裹體首次出現(xiàn)于孔洞中充填的半自形白云石晶體(Ⅱ)內(nèi)部，說明該白云石晶體在形成過程中捕獲了初始充注的液態(tài)烴；在瀝青形成之后的石英礦物(Ⅳ)上首次出現(xiàn)了含瀝青的氣烴包裹體或者是含瀝青的鹽水包裹體，說明裂解氣態(tài)烴的充注是在石英的形成過程中發(fā)生的。因此，可以利用首次出現(xiàn)烴類包裹體所代表的捕獲溫度對比不同構(gòu)造帶上初始成藏充注的先后次序(圖5，圖6)。受后期埋藏地層溫度升高以及區(qū)域熱液流體活動影響[25]，現(xiàn)今在半自形晶白云石晶體上早期捕獲的液態(tài)烴包裹體全部轉(zhuǎn)化為(含)瀝青包裹體且無熒光顯示，在拉曼峰譜上1 328 cm-1和1 605 cm-1附近呈明顯的雙峰式瀝青特征的形態(tài)，但該瀝青包裹體所伴生的鹽水包裹體均一溫度代表了初始液態(tài)烴捕獲時的溫度，故通過該均一溫度在區(qū)域埋藏熱演化史圖上的投影，可確定早期液態(tài)烴充注的地質(zhì)時期。

圖4 川中地區(qū)龍王廟組儲層中礦物成巖次序及其拉曼能譜特征

圖5 川中地區(qū)龍王廟組儲層孔洞中半自形晶白云石中液態(tài)烴(a)和石英顆粒(b)上氣烴包裹體捕獲時均一溫度分布直方圖

圖6 川中地區(qū)地層埋藏熱演化史

本次研究選取了從構(gòu)造西部到東部的磨溪20井、潼探1井和合探1井龍王廟組的巖心開展包裹體綜合分析。圖5中包裹體均一溫度經(jīng)過深度和鹽度的校正[26]，從三口井中代表液態(tài)烴首次充注時期所捕獲的伴生鹽水包裹體均一溫度統(tǒng)計結(jié)果來看(圖5a)，從西向東儲層中首次捕獲液態(tài)烴的溫度逐漸增大。其中，磨溪20井、潼探1井、合探1井首次出現(xiàn)液態(tài)烴時的地層溫度分別介于130～150，140～190，160～210 ℃。包裹體捕獲溫度的分布區(qū)間代表了在Ⅱ期半自形晶白云石顆粒生長過程中流體持續(xù)的溫度區(qū)間，其中最小的溫度可以代表該礦物形成時期最小的地層流體溫度。因此，從西往東，三口井中液態(tài)烴充注時的最小溫度分別是130，140，160 ℃。在川中地區(qū)統(tǒng)一的地溫梯度背景下，液態(tài)烴首次出現(xiàn)時的溫度在埋藏熱演化史圖中代表了首次充注的時間?？梢园l(fā)現(xiàn)西部地區(qū)充注時間最早，中部地區(qū)次之，而東部地區(qū)相對最晚。

4 討論

4.1 液態(tài)烴差異聚集形成過程

雖然四川盆地寒武系筇竹寺組烴源巖幾乎在全盆地都有分布，沉積厚度在50～400 m，但是川中地區(qū)震旦系—寒武系油氣藏的油氣主要來源于德陽—安岳裂陷槽生烴中心。古裂陷槽周緣的構(gòu)造高部位是油氣有利的充注聚集區(qū)，勘探顯示越靠近裂陷槽的生烴中心，單井產(chǎn)量越高[27]。因而針對震旦系—寒武系的勘探主要圍繞著裂陷槽兩側(cè)，特別是東側(cè)的高石梯—磨溪古隆起。前人研究表明，油氣的運移指向從西、西南方向往東、東北方向運聚[28-29]。根據(jù)不同構(gòu)造部位上瀝青含量的分布以及恢復出的液態(tài)烴初始充注溫度，可以推測液態(tài)烴初期聚集于川中構(gòu)造的西部，靠近裂陷槽的生烴古圈閉部位。隨著生烴的持續(xù)進行，油氣運移具有連續(xù)充注、差異聚集的特征(圖7)，從西、西南向東、東北方向逐漸充注。包裹體分析證實現(xiàn)今磨溪20井所位于的構(gòu)造部位是液態(tài)烴較早聚集的場所，推測在該井西邊的磨溪52井區(qū)油氣充注時間更早，當該構(gòu)造圈閉中油氣充注飽和時，液態(tài)烴開始向東北部方向的高部位繼續(xù)充注(圖7)。由于在充注過程中隨著時間的推移地層埋深逐漸增大，地層溫度也隨之升高，當油氣供給充足時就形成了自西向東構(gòu)造圈閉逐個充注的特征，因而越往北東方向初始充注的溫度越高、時間越晚。從圖7可以看出，磨溪20井液態(tài)烴充注的時期為中三疊世，潼探1井液態(tài)烴充注的時期為晚三疊世，而位于最東邊的合探1井液態(tài)烴充注時期為中侏羅世，東西構(gòu)造間的充注時間相差約為50 Ma。古構(gòu)造高部位位于現(xiàn)今主構(gòu)造的西部(圖1)，與現(xiàn)今構(gòu)造樣式具有明顯差異。這也說明現(xiàn)今的氣藏是發(fā)生過再調(diào)整后才形成的。

圖7 川中地區(qū)液態(tài)烴差異聚集演化過程

必須指出的是，與傳統(tǒng)的由GUSSOW[30]提出的經(jīng)典差異聚集所要求的在區(qū)域背景上相互連通的系列圈閉所具有的溢出點逐漸升高特征所不同的是，在川中古隆起構(gòu)造的東部地區(qū)發(fā)育的構(gòu)造圈閉溢出點呈現(xiàn)出下降的特點，反映出古隆起中部圈閉溢出點較高、往東西兩側(cè)斜坡逐漸降低的特征。因而，川中龍王廟組差異聚集具有特殊性，但它仍符合充注過程的次序，即充注過程中滿足僅當西側(cè)和西南側(cè)的圈閉中充注達到飽和時開始往東和東北方向充注下一個圈閉，依次逐個充注。隨著遠離裂陷槽生烴中心，東部構(gòu)造圈閉中存在充注不足的可能性，從而在現(xiàn)今的開發(fā)產(chǎn)量上表現(xiàn)出差異。

4.2 天然氣差異聚集充注過程

前人研究顯示，川中震旦系—寒武系地層中天然氣為油型氣[23]，油氣主要來源于下寒武統(tǒng)筇竹寺組?，F(xiàn)今氣藏中天然氣來源于三種形式：第一種是古油藏原地裂解形成的天然氣原位成藏；第二種是古油藏裂解形成天然氣后發(fā)生了構(gòu)造調(diào)整，天然氣向優(yōu)勢圈閉中聚集；第三種是半聚半散型液態(tài)烴裂解形成的天然氣匯聚成藏[31]。其中第一種原位裂解—原位成藏是川中龍王廟組最高效的天然氣成藏方式，也是龍王廟組氣藏高壓形成的主要原因。受古油藏埋藏深度的影響，不同深度的古油藏液態(tài)烴在裂解時間上存在著差異。圖5b分別是磨溪20、潼探1和合探1井龍王廟組儲層中發(fā)育于瀝青之后的石英顆粒上的氣烴包裹體(或是含瀝青甲烷包裹體)捕獲溫度分布區(qū)間，與圖5a相比，發(fā)育于石英顆粒上的包裹體捕獲溫度明顯高于瀝青形成之前的半自形白云石顆粒上的包裹體，但與初次液態(tài)烴充注溫度由西向東逐漸增大所不同的是，氣態(tài)烴充注的溫度表現(xiàn)為從西向東由高到低再變高的特點。這是因為初次液態(tài)烴充注溫度與充注時間有關，時間越晚，埋深越大，充注溫度越高。裂解氣充注溫度與構(gòu)造位置埋藏深度所對應的地層溫度有關，NW位置的圈閉由于埋深較深，油藏率先開始裂解，從包裹體的捕獲溫度可知初始裂解氣形成的溫度在170 ℃左右，隨著裂解釋放大量氣體，圈閉中氣態(tài)烴飽和后開始向東部緊鄰的構(gòu)造圈閉中運聚天然氣，此時中部的圈閉中液態(tài)烴埋藏深度尚未達到裂解溫度，但已經(jīng)開始接受西部運聚來的氣體，因而中部氣態(tài)烴的充注溫度相較西部偏低一些；繼續(xù)埋深過程中，中部構(gòu)造圈閉中的液態(tài)烴達到裂解溫度后開始裂解，但由于中部構(gòu)造圈閉面積大、埋深相對淺，氣態(tài)烴達到飽和需要埋藏更深才能裂解充分，而此時東部地區(qū)的圈閉中液態(tài)烴在170 ℃時開始了初始裂解，因而形成東西兩頭氣態(tài)烴初始充注溫度較高、中間略低的特點。

通過區(qū)域埋藏熱演化史圖(圖6)與液態(tài)烴裂解充注時的捕獲溫度(圖5b)對照可以得出，川中地區(qū)裂解氣充注為晚侏羅世—早白堊世期間。此時川中的構(gòu)造運動基本已經(jīng)調(diào)整完成，并趨于穩(wěn)定狀態(tài)。此外，通過現(xiàn)今龍王廟組儲層中瀝青含量的分布(圖2)可以發(fā)現(xiàn)，瀝青含量高的位置并不是現(xiàn)今氣藏主體發(fā)育部位，而是水層發(fā)育帶或者氣藏的邊部，說明原先的古油藏發(fā)生裂解的同時構(gòu)造發(fā)生調(diào)整，使得裂解形成的天然氣向周圍高部位重新聚集，形成了古油藏原地裂解、異地聚集的特點(圖8)。從整個高石梯—磨溪古隆起來看，天然氣以原位裂解—原位聚集為主，但是在古隆起的次級部位，受地質(zhì)歷史演化過程中發(fā)生的局部形態(tài)調(diào)整影響，構(gòu)造圈閉的高點由西向東遷移，因而早期形成的圈閉在構(gòu)造調(diào)整過程中可能消失、合并或者擴大，從而形成現(xiàn)今儲層中瀝青含量分布與含氣構(gòu)造帶不統(tǒng)一的局面。

圖8 川中地區(qū)氣態(tài)烴差異聚集演化過程

4.3 差異聚集對天然氣成藏的影響

受液態(tài)烴差異聚集、古油藏裂解氣差異運移以及古隆起構(gòu)造演化的影響，龍王廟組油氣藏在整個形成演化過程中發(fā)生了顯著的特征變化。在氣藏壓力方面，現(xiàn)今整個川中古隆起龍王廟組氣藏壓力表現(xiàn)為超壓特征(壓力系數(shù)在1.6左右)，并且不同構(gòu)造帶上氣層壓力值差異很大。除了蓋層完整性因素以外[32]，原油裂解形成的天然氣體積增大是引起超壓的主要原因，而早期古油藏的充注飽和度以及古油藏裂解天然氣的差異聚集二次成藏，是造成氣層壓力差異的關鍵因素?，F(xiàn)今川中構(gòu)造帶上氣層存在明顯的三個壓力系統(tǒng)(圖2)，分別代表了三個早期充注飽和度不同的古油藏。川中古隆起的西北和西南部地區(qū)由于靠近生烴中心，在油氣生成和排烴的整個過程中持續(xù)接受烴類充注，圈閉充注飽和度最高，因此油藏中地層壓力大。當圈閉充注完成后，持續(xù)充注的液態(tài)烴必然會從圈閉的溢流點溢出，向北東方向的圈閉繼續(xù)充注，僅當上一個圈閉充注飽和后才會繼續(xù)向下一個圈閉充注，因此隨著遠離生烴裂陷槽，受充注動力和飽和度的影響，油藏壓力會逐漸下降。而原油的裂解進一步造成了氣藏壓力的增大以及各構(gòu)造間壓力的差異。從西往東龍王廟組氣藏頂部表現(xiàn)為坳隆相間的構(gòu)造特征，同時儲層中氣、水分布也表現(xiàn)出間互發(fā)育的特點。從剖面圖3a上可以看出，現(xiàn)今圈閉的高、低點相差300 m左右，以四川盆地地溫梯度3 ℃/hm計算，高、低點的地層溫度相差約9 ℃，溫度的差異對原油初始裂解先后次序影響較顯著，從而使得埋藏較深的古油藏率先發(fā)生液態(tài)烴的裂解形成原位天然氣，使儲層中流體壓力增大，在儲集空間一定的情況下，裂解形成的天然氣溢出閉合點向高部位運聚，從而形成了天然氣成藏的差異聚集過程(圖8)。在氣水界面分布方面，受早期液態(tài)烴差異聚集以及系列圈閉中閉合點海拔差異的影響，早期古油藏具有不統(tǒng)一的油水界面(圖7)。后期調(diào)整過程中繼承了早期的差異，但是液態(tài)烴裂解造成的體積增大以及構(gòu)造演化造成的閉合度變化，對現(xiàn)存的氣水界面影響同樣顯著。在這些因素的綜合控制下，現(xiàn)今構(gòu)造西部磨溪52井區(qū)氣水界面在海拔-5 260 m；中部主體構(gòu)造區(qū)氣水界面在-4 718 m；東部高石6、高石18、合探1構(gòu)造帶具有相同的壓力系統(tǒng)，氣水界面在海拔-4 441 m。

基于川中地區(qū)油氣的差異聚集特征以及現(xiàn)今氣藏壓力和氣水界面的分布特點，可以預測現(xiàn)今有效氣藏的分布范圍。各自獨立的壓力系統(tǒng)中具有統(tǒng)一的氣水界面，因而可以在所劃分出的三個不同壓力系統(tǒng)的基礎上，結(jié)合各自氣水界面所對應的構(gòu)造等值線，預測出有效的現(xiàn)今氣藏分布范圍(圖9)。北部壓力系統(tǒng)內(nèi)現(xiàn)今地層壓力大，氣水界面線雖然分布廣，但受壓力系統(tǒng)范圍的控制，實際有效含氣面積較小。并且系統(tǒng)內(nèi)已有井之間的地層壓力值相差較大，可能是因為在后期裂解、構(gòu)造演化過程中油氣調(diào)整的不均一性造成的。受地震和井資料的限制，本次研究并未將該系統(tǒng)進一步地細分，僅是為了與中部壓力系統(tǒng)區(qū)別開，而將北部地區(qū)整體劃分為一個壓力系統(tǒng)。在中部壓力系統(tǒng)內(nèi)，北部長鼻狀構(gòu)造含氣飽和度高、有效氣藏分布范圍廣，該區(qū)也是目前川中地區(qū)龍王廟組氣藏勘探開發(fā)的主體部位。東部壓力系統(tǒng)內(nèi)，南部短鼻狀構(gòu)造有效氣藏分布范圍小，僅在高石梯地區(qū)形成了有效的天然氣聚集，而東部地區(qū)都位于海拔-4 441 m氣水界面之下，主要以水層、干層為主。

圖9 川中地區(qū)有效氣藏分布預測

5 結(jié)論

(1)川中構(gòu)造帶上龍王廟組氣藏在氣層壓力、氣水界面和儲層瀝青含量三個方面存在顯著差異。表現(xiàn)為從北向東南方向發(fā)育三個氣層壓力逐漸下降的含氣系統(tǒng)，氣層壓力分別為97.21，76.28，67.89 MPa。不同含氣系統(tǒng)中氣水界面各自獨立，儲層中瀝青含量分布與現(xiàn)今含氣帶、含水帶并不完全對應。

(2)龍王廟組早期液態(tài)烴的充注具有從西向東差異聚集成藏的特點，西部充注時間在中三疊世，東部充注時間在中侏羅世，充注的飽和度西部最高，向東部逐漸減弱。

(3)液態(tài)烴原地裂解過程中，氣態(tài)烴的再次聚集受構(gòu)造圈閉調(diào)整遷移控制。氣態(tài)烴充注時期主要發(fā)生在中晚侏羅世—早白堊世。

(4)現(xiàn)今有效氣層的分布范圍受各自壓力系統(tǒng)中氣水界面的控制。北部壓力系統(tǒng)氣層位于海拔-5 260 m之上；中部壓力系統(tǒng)氣層位于海拔-4 718 m以上，主要處在長鼻狀構(gòu)造帶上，分布范圍廣；東部壓力系統(tǒng)氣層位于海拔-4 441 m以上，僅處于高石梯構(gòu)造上，分布范圍局限。