詹仲倫，詹 鑫，殷櫻子

(1.中國石化 西南油氣分公司，成都 610041；2.中國地質大學(武漢) 資源學院，武漢 430074)

川東北飛仙關—長興組氣藏成藏條件及其富集規(guī)律

詹仲倫1，詹 鑫2，殷櫻子2

(1.中國石化 西南油氣分公司，成都 610041；2.中國地質大學(武漢) 資源學院，武漢 430074)

利用普光、元壩氣田勘探、開發(fā)所獲取的相關資料，從生、儲、蓋、圈、運、保幾個方面分析了川東北飛仙關—長興組氣藏成藏條件及天然氣富集規(guī)律。普光、元壩2個氣田存在著共性與差異，普光氣田主要為在古隆起背景上的構造—巖性復合圈閉，儲層為垂向加積沉積形成，分布面積小但厚度巨大，天然氣運移聚集的通道主要是斷層；元壩氣田主要為古構造與礁灘相灰?guī)r、白云巖疊置的巖性圈閉，儲層為側向加積沉積形成，分布廣、類型多、厚度小，天然氣運移聚集的通道主要是構造微裂縫和滲透層的孔隙。礁灘相白云巖、灰?guī)r的發(fā)育是普光、元壩氣田成藏的主控因素，而礁灘相白云巖、灰?guī)r儲層的孔、滲條件則與成巖后期的白云巖化和溶蝕作用強弱成正相關關系，儲層的物性條件決定了氣藏的天然氣豐度。

成藏條件；富集規(guī)律；氣藏；飛仙關組；長興組；川東北

經(jīng)過60多年的勘探，川東北地區(qū)先后發(fā)現(xiàn)了羅家寨、普光和元壩等氣田。普光氣田的主力產(chǎn)層為下三疊統(tǒng)飛仙關組和上二疊統(tǒng)長興組，元壩氣田的主力產(chǎn)層為長興組，氣藏的儲層均為礁、灘相的灰?guī)r和白云巖，二者都為高含硫化氫的酸性氣田，有著相似的構造發(fā)展史。本文根據(jù)普光和元壩氣田勘探、開發(fā)所獲取的資料，探討川東北地區(qū)飛仙關—長興組氣藏的成藏條件和富集規(guī)律。

1 區(qū)域地質概況

普光氣田和元壩氣田所處的川東北地區(qū)處于揚子板塊北緣西端、四川盆地東北部，沉積地層包括下古生界、上古生界(缺失泥盆系)、中生界，總厚度逾10 000 m。其沉積環(huán)境演化主要受控于該區(qū)的古構造、古地貌、古動力條件以及古氣候因素[1]。沉積具有多旋回、多韻律性，其構造和沉積演化可劃分為3個階段，即震旦紀—早古生代、二疊紀—中三疊世的碳酸鹽臺地、晚三疊世—中侏羅世早期的陸相盆地、早白堊世晚期至今的構造改造階段。

2 油氣成藏條件

2.1 生油條件

川東北地區(qū)海相層系主要烴源巖包括下志留統(tǒng)龍馬溪組硅質頁巖、碳質頁巖，下二疊統(tǒng)碳酸鹽巖，上二疊統(tǒng)碳質頁巖、硅質巖及碳酸鹽巖。川東北氣藏氣源主要來自古油藏原油的二次裂解以及二疊系、下志留統(tǒng)烴源巖干酪根的熱裂解，現(xiàn)存瀝青作為次要烴源對普光、元壩氣藏也有一定的貢獻，尤其是氣藏非烴類氣體的重要來源[2-3]。

下志留統(tǒng)為陸棚相沉積，泥質巖顏色自下而上變淺，從黑色到灰綠色至黃色。烴源巖在垂向上主要分布于龍馬溪組底部，在橫向上，僅分布于川東北地區(qū)東部和北部，厚60～100 m；殘余有機碳含量呈西低東高，介于2.0%～2.6%；有機質類型屬腐泥型，原始生烴潛力高，處于過成熟中晚期演化階段。

下二疊統(tǒng)底部碳質頁巖有機碳含量高，但其厚度較薄，一般僅數(shù)米，而且干酪根類型較差，多為Ⅱ-Ⅲ型，為區(qū)內次要的烴源巖。棲霞組、茅口組廣海陸棚相黑色、灰黑色、深灰色泥晶灰?guī)r有機碳含量較高，厚度較大，大多在150～255 m之間，廣元曾家河地區(qū)可達254.8 m，南江橋亭為216.6 m，達縣—宣漢區(qū)雙石1井鉆厚223.5 m，呈現(xiàn)出盆地邊緣相對較薄，往盆內依次增厚的變化趨勢；其為區(qū)內主要的烴源巖, 有機質處于過成熟早期演化階段，干酪根為混合型[4]。

在盆地內部，上二疊統(tǒng)下部海陸過渡相煤系地層陸源有機質豐富，煤層發(fā)育，其厚度一般為0.4～0.7 m，最厚達13 m，煤層橫向分布不穩(wěn)定，局部地區(qū)呈斷續(xù)的透鏡狀、串珠狀產(chǎn)出，是盆地內主要的氣源巖之一。

在PG2井飛仙關組中下部至長興組上部巖心的孔隙中有大量的瀝青充填，YB2井長興組沿縫合線分布的溶孔中也存在瀝青充填，證實本區(qū)經(jīng)歷了從古油藏→氣藏的成藏過程。對PG2井巖心中的瀝青進行常規(guī)熱壓模擬實驗，其產(chǎn)出物為凝析油、輕質油、烴氣以及H2、CO2，其中烴類氣體的干度指數(shù)C1/C2+介于0.58～3.97，屬濕氣，與現(xiàn)今氣藏中過成熟裂解干氣不相一致，表明儲層瀝青不是普光氣藏的主力氣源，它作為一種次要氣源為普光氣藏提供高成熟濕氣以及部分凝析油或輕質油。PG2井飛仙關組儲層瀝青熱模擬氣體甲烷碳同位素為-32.50‰～-33.64‰、乙烷碳同位素為-22.77‰～-24.52‰，與現(xiàn)今普光氣藏天然氣甲烷碳同位素-30‰±，乙烷碳同位素-27‰～-29‰±的特征不相符合。從甲烷碳同位素主要分布于-32.5‰～-33.64‰?yún)^(qū)間來看，瀝青熱模擬所產(chǎn)生的氣體成熟度較現(xiàn)今氣藏天然氣成熟度低，這一特點與模擬氣組分所反映出的特征一致，表明瀝青質不是現(xiàn)今氣藏天然氣的主要供給者。

2.2 儲集條件

2.2.1 長興組儲層

長興組沉積期，川東北地區(qū)古地貌為陸棚與臺地相間分布，走向為北西—南東向。自北東至南西依次為鄂西深水陸棚、南江—通江—宣漢—開江臺地、梁平—開江淺水陸棚(向北與廣旺—鄂西深水陸棚相通)、元壩龍崗臺地(圖1)。深水陸棚沉積了大隆組碳質頁巖；淺水陸棚沉積了長興組灰?guī)r，其兩側臺地邊緣形成礁灘相沉積[5]。該陸棚東側為南江—通江—宣漢—開江臺地邊緣相沉積，由于屬陡坡型垂向加積沉積模式，儲層分布面積小但厚度巨大，如普光氣田長興組—飛仙關組下部儲層集中發(fā)育，平面上礁灘相分布僅50 km2左右、而厚度一般在200 m以上，PG6等井區(qū)厚達400 m以上，且縱向上分層不很明顯；西側為元壩—龍崗臺地邊緣相沉積，由于屬緩坡型側向加積沉積模式，儲層分布廣，類型多，厚度小，如元壩氣田長興組儲層平面分布廣，達到500～600 km2，但厚度基本上在120 m以下，且橫向上變化大。

元壩區(qū)塊長興組發(fā)育兩類儲層，上段為生物礁相儲層，下段為生屑灘相儲層。上段儲層主要為殘余生屑(粒屑)溶孔白云巖，中粗晶(溶孔)白云巖，含生屑溶孔白云巖，藻粘結(溶孔)微粉晶白云巖，生物礁白云巖；下段儲層主要為溶孔白云巖，生屑、含生屑粉細晶白云巖。儲層巖石的孔隙度為0.23%～24.65%，平均孔隙度為4.0%，主要分布在2%～5%之間；滲透率介于(0.002 8～1 720.718 7)×10-3μm2，主峰值在(0.01～0.1)×10-3μm2之間，滲透率小于0.1×10-3μm2的樣品占45%，但在(0.1～10)×10-3μm2之間的樣品占40%。滲透率級差大、非均質性強，孔隙度與滲透率具正相關性，大部分樣品滲透率隨孔隙度增大而上升(圖2)。總體上，長興組礁—灘相屬孔隙型、裂縫—孔隙型儲層，以Ⅱ、Ⅲ類儲層為主，少量Ⅰ類儲層[6-8]。普光區(qū)塊長興組主要儲集層發(fā)育于其上部，主要巖性為灰色泥—微晶白云巖夾泥晶灰?guī)r、白云質灰?guī)r[2]，儲層物性較好，具較好的儲氣性。

圖1 川東北地區(qū)長興期沉積相據(jù)中國石化西南油氣分公司，有修改。

圖2 川東北元壩地區(qū)長興組儲層孔隙度與滲透率關系據(jù)中國石化西南油氣分公司，有修改。

2.2.2 飛仙關組儲層

普光區(qū)塊飛仙關期為臺地邊緣相沉積(圖3)，其儲集層發(fā)育于飛仙關組的飛一段—飛三段，儲集空間為孔隙和裂縫，以孔隙為主[9]。飛仙關組白云巖孔隙度介于0.94%～25.22%之間，平均值為8.17%，以6%～12%者為主；滲透率最小值為0.011 2×10-3μm2，最大值可達3 354.696 5×10-3μm2，二者相差5個數(shù)量級，以大于1.0×10-3μm2者為主。屬中孔、中滲—高孔、高滲儲層，以Ⅱ類儲層為主，其次為Ⅲ、Ⅰ類。

元壩區(qū)塊飛仙關期沉積以元壩—花叢—龍崗為相變線，相變線以西主要為臺地邊緣—臺地相鮞?；?guī)r沉積，以東主要為斜坡和陸棚相灰?guī)r沉積。自下而上大體可劃分為飛一—飛四4個段。相變線以西，飛一段以深灰色、灰色泥晶灰?guī)r、含泥灰?guī)r為主，局部發(fā)育含鮞粒灰?guī)r、鮞粒砂屑灰?guī)r，底部發(fā)育一套3 m左右深灰色泥質灰?guī)r、含泥灰?guī)r；飛二段以灰色鮞?；?guī)r、砂屑灰?guī)r為主，部分井下部發(fā)育灰色、深灰色灰?guī)r；飛三段以灰色泥灰?guī)r、灰?guī)r為主夾鮞?；?guī)r；飛四段為灰色、紫色灰?guī)r、白云巖與白色石膏互層。YB27井區(qū)4口井飛仙關組二段儲層分析數(shù)據(jù)顯示，巖性不同物性條件差異較大。無溶蝕孔的泥晶—藻屑灰?guī)r177個樣品分析結果：孔隙度介于0.79%～7.72%之間，平均值為2.44%；滲透率最小值為0.003×10-3μm2，最大值可達1 348.203 7×10-3μm2，二者相差6個數(shù)量級，主要分布于(0.004～0.20)×10-3μm2之間，平均值為0.008 4×10-3μm2。溶孔亮晶粒屑—鮞屑灰?guī)r(9個樣品)的孔隙度介于2.62%～12.85%之間，平均值為7.67%；滲透率介于(0.028 6～0.310 1)×10-3μm2之間，平均值為0.068 8×10-3μm2。與普光區(qū)塊飛一、飛三段白云巖的孔滲條件相比，元壩區(qū)塊YB27井區(qū)飛二段儲層的物性條件要差很多，表明后期的白云巖化作用對儲層的孔滲條件影響很大。元壩區(qū)塊飛仙關組成巖后期的白云巖化作用微弱，巖石孔滲條件差，儲集層相對不發(fā)育，所發(fā)現(xiàn)的氣藏天然氣豐度低、產(chǎn)量低。

2.2.3 長興—飛仙關組儲層演化史

長興—飛仙關組儲層經(jīng)歷了4次重要的演化過程，即原生孔隙期、大氣滲流和潛流選擇性溶蝕期、印支期及燕山期非選擇性溶蝕期，其中后三期的選擇和非選擇性溶蝕孔隙(孔、洞、縫)是長興—飛仙關組儲層的主要儲集空間[10]。從多井的巖心物性分析資料看，普光區(qū)塊飛仙關組儲層后生溶蝕作用強度大于元壩區(qū)塊，而長興組儲層的后生溶蝕作用則是元壩區(qū)塊強于普光區(qū)塊。這種溶蝕的差異性導致了普光氣田的主力產(chǎn)層為飛仙關組，元壩氣田的主力產(chǎn)層為長興組。

圖3 川東北地區(qū)飛仙關期沉積相據(jù)中國石化西南油氣分公司，有修改。

2.3 蓋層條件

PG2井嘉陵江組二段—雷口坡組(T1j2-T2l3)膏鹽巖累計厚279 m，PG1井飛仙關組四段—雷口坡組(T1f4-T2l3)膏鹽巖累計厚316 m，CY83井、YB121井飛仙關組四段—雷口坡組膏鹽巖累計厚分別為306 m和443 m；這套巨厚膏鹽層在川東北地區(qū)層位穩(wěn)定，厚度也基本穩(wěn)定，自東向西呈逐漸加厚的趨勢，故而形成了穩(wěn)定的區(qū)域性蓋層，構成了本區(qū)良好的保存條件[2]。

PG2井飛仙關組四段的云質泥巖夾薄層石膏層和薄泥晶灰?guī)r，構成了長興組—飛仙關組氣藏的直接蓋層[2]；YB121井飛仙關組一段厚層含泥灰?guī)r、灰?guī)r構成了元壩長興組氣藏的直接蓋層(表1)。

2.4 圈閉條件

川東北普光區(qū)塊主要為在古隆起背景之上的構造—巖性復合圈閉。普光—東岳寨構造為一NNE走向大型長軸斷背斜，構造的形成受東岳寨—普光斷層控制。其西南高、北東低，西翼陡、東翼緩(圖4)。受普光北斷層的分隔，形成內部氣—水界面不統(tǒng)一的普光和東岳寨2個局部構造。普光構造南寬北窄、西陡東緩，構造高點較低。東岳寨構造表現(xiàn)為較為緊閉、等橢圓型、西翼緩東翼陡的特征，構造高點較高。普光構造西側受NE向逆沖斷層控制，北側與東側受構造線控制，南部受沉積相變帶控制, 是一受構造與相變線共同控制的構造—巖性復合型圈閉。PG2井最高氣層頂界為海拔 -4 426.57 m，底界海拔為 -5 110.93 m，圈閉閉合高度為684.36 m。元壩區(qū)塊主要為古構造與礁灘相灰?guī)r、白云巖疊置的巖性圈閉，圈閉最高部位為 -5 680 m，氣藏底界高度為-6 540.8 m，含氣高度大于860.8 m[11]。

2.5 運移條件

川東北地區(qū)天然氣聚集成藏的運移通道主要為不整合面、斷層以及構造裂縫。志留紀末的加里東不整合面和中三疊世末的早印支運動不整合面，規(guī)模巨大，活動顯著，在四川盆地內部分別形成了樂山—龍女寺隆起帶、開江隆起帶和印支期華鎣山隆起帶，它們對早期油氣運聚起控制作用。

普光氣藏天然氣運移通道得益于其兩側的斷層與烴源(油型裂解氣、二疊系氣源)的溝通，同時這類逆斷層并未向上切割區(qū)域主要蓋層(嘉陵江組、雷口坡組膏鹽層)，保證了構造—巖性復合圈閉的完整性，構成了普光氣藏形成的一個有利控制因素[12]。

表1 川東北普光、元壩地區(qū)膏鹽厚度統(tǒng)計

圖4 川東北地區(qū)普光構造飛仙關組頂面構造據(jù)中國石化西南油氣分公司，有修改。

元壩區(qū)塊長興組斷裂不發(fā)育，也無大的不整合面存在，其油運移通道主要由長興組儲層(即良好滲透層)的孔隙與微裂縫、長興組頂面短暫暴露侵蝕面、長興組及其下伏地層的微孔和微裂縫組成，天然氣主要通過擴散的方式運移與聚集。

3 油氣成藏的主控因素與富集規(guī)律

3.1 古隆起控制油氣早期聚集

開江古隆起的形成演化控制著二疊系、三疊系油氣聚集。早期形成的次生孔隙在海西—印支期進一步溶蝕、溝通，改善了二疊系、三疊系儲層的儲集條件，形成了良好的儲集空間。沿開江古隆起形成的圈閉定形于油氣大量生成運移之前，空間上靠近油氣運移通道，具備捕獲油氣的有利條件，因此在古隆起周圍形成了環(huán)帶狀分布的大型古油氣藏。這些大量古油氣藏被喜馬拉雅期構造運動和構造變形所改造，油氣發(fā)生重新分配。普光古油藏的形成明顯與開江古隆起所控制古地貌、有利沉積相帶(生物礁、灘、鮞粒灘)及后期成巖演化有利部位有關[13]。油氣成藏有早期 (印支—燕山期)聚集成藏模式、早期聚集晚期 (喜馬拉雅期) 成藏模式以及晚期聚集成藏模式。3種成藏模式以早期聚集成藏最好，早期聚集晚期成藏較好。

3.2 孔隙型儲層與古構造的疊合是普光氣藏形成的重要條件

四川盆地區(qū)域性碳酸鹽巖裂縫—孔隙(洞)型和孔隙型儲集層主要發(fā)育在震旦系頂部、石炭系、上二疊統(tǒng)長興組、下三疊統(tǒng)飛仙關組以及嘉陵江組，儲層巖性主要為白云巖。四川盆地多期次的強烈構造運動，在川東北地區(qū)形成了多期古構造，這些古構造對油氣的早期運聚有著十分重要的控制作用[12]。印支期，普光、鐵山、五百梯、渡口河、羅家寨等飛仙關組鮞粒白云巖儲層和元壩長興組的礁、灘相灰?guī)r、白云巖儲層的形成，明顯受控于開江古隆起。但油氣的聚集不完全受控于古構造，位于普光—東岳廟構造高部位的CY84井飛仙關組鮞灘欠發(fā)育，其天然氣產(chǎn)量明顯低于位于構造翼部、鮞灘發(fā)育的PG2井，因此，普光氣藏屬構造—巖性復合油氣藏[14]，孔隙型儲層與古構造疊合是氣藏形成的重要因素。

3.3 天然氣富集受控于礁、灘相白云巖、灰?guī)r儲層

普光區(qū)塊天然氣主要富集于下三疊統(tǒng)飛仙關組和上二疊統(tǒng)長興組礁相白云巖、灰?guī)r儲層之中；元壩區(qū)塊天然氣主要富集于上二疊統(tǒng)長興組礁相白云巖、灰?guī)r儲層中。氣藏的分布范圍、厚度受控于礁灘相儲層的展布與厚度。普光區(qū)塊長興—飛仙關組為臺地邊緣相陡坡型垂向加積沉積，所以其儲層分布范圍小、但厚度巨大；元壩區(qū)塊長興組為臺地邊緣相緩坡型側向加積沉積，所以其儲層分布范圍大，但厚度相對較小。元壩區(qū)塊在下三疊統(tǒng)飛仙關組為開闊臺地相沉積的灰?guī)r，礁、灘相巖石不發(fā)育，儲集條件相對較差，氣層的產(chǎn)量較低。適時的白云巖化與溶蝕作用形成晶間溶孔、鑄模孔、粒間溶孔、溶蝕孔洞等，極大地改善儲層的孔滲條件[12,15-16]，儲層后期的白云巖化和溶蝕作用直接決定了儲層的孔隙度和滲透率的大小，也決定了氣藏的天然氣豐度。

3.4 元壩地區(qū)構造相對穩(wěn)定有利于天然氣成藏

元壩地區(qū)長興組氣藏成藏于燕山中晚期，其時米倉山?jīng)_斷帶進一步向南沖斷、擠壓，造成元壩地區(qū)中部進一步下拗和其南北兩側相對上翹，元壩氣田長興組圈閉處于南翼，有利于圈閉區(qū)及下傾方向生成的天然氣運移聚集成藏。在擠壓作用下，海相地層輕度撓曲，形成少量小斷層和裂縫，加之深部溶蝕改善地層(主要是儲層)孔滲性，構成一定的主要輸導體系。同時隨著熱演化程度的進一步加深，本區(qū)有機質演化已達到過成熟階段，源巖干酪根和早期形成的液態(tài)烴大量裂解成干氣，主要通過擴散方式，輔以小斷層和微裂縫滲流方式，由烴源層和其他含油層系向長興組儲層運移，形成巖性氣藏。進入喜馬拉雅期，由于大巴山構造應力體系的影響較小，元壩地區(qū)長興組巖性圈閉并未受到大幅改造和疊加，只是整體抬升，特別是氣藏位置相對于坳陷中心的抬升，更有利于天然氣聚集成藏。此時，源巖和其他含油氣層進一步生氣，不斷運移至氣藏內，對氣藏形成補充。

4 結論

(1)川東北飛仙關—長興組氣藏形成具備良好的生油氣、儲集、運聚、圈閉保存等條件，這些條件的共同作用形成古油氣藏和現(xiàn)今天然氣藏。

(2)川東北飛仙關—長興組礁、灘相白云巖、灰?guī)r等孔隙型儲層與古構造的疊合成就了普光、元壩氣藏。

(3)川東北飛仙關—長興組礁、灘相白云巖、灰?guī)r的孔、滲性與后期的白云巖化及溶蝕作用強度密切相關。

(4)川東北飛仙關—長興組天然氣富集受控于礁、灘相儲層，儲層的物性條件決定了天然氣的豐度。

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(編輯 徐文明)

Reservoir condition and enrichment regulation in Changxing-Feixianguan Formations, northeastern Sichuan Basin

Zhan Zhonglun1, Zhan Xin2, Yin Yingzi2

(1.SINOPECSouthwestOil&GasCompany,Chengdu,Sichuan610041,China;2.FacultyofEarthResources,ChinaUniversityofGeosciences,Wuhan,Hubei430074,China)

Based on the data from the exploration and production in the Puguang and the Yuanba gas fields, the authors analyzed the gas reservoir conditions and enrichment regulations in the Feixianguan-Changxing Formations in the northeastern Sichuan Basin from the aspects of generation, reservoir, cap, trap, migration and pre-servation. There are similarities and distinctions between the Puguang and the Yuanba gas fields. The Puguang gas field is composed of structural-lithologic complex traps under paleo-uplift settings. Reservoirs were formed due to vertical aggradations, characterized by restricted distribution and giant thickness. Natural gas migrated along tectonic fractures. In the Yuanba gas field, there are dolomite and limestone superposed lithologic traps in reef beach facies or structural traps. Reservoirs were formed due to lateral progradations, characterized by wide distribution, various categories and thin thickness. Natural gas migrated along structural micro-fissures and pores in permeable formations. The critical controlling factors of accumulation include the growth and distribution of dolomite and limestone in reef beach facies, and the conditions of porosity and permeability are positively related to the degree of dolomitization and dissolution during the late diagenesis period. The reservoir physical properties determine the abundance of natural gas accumulation.

reservoir condition; enrichment regulation; gas reservoir; Feixianguan Formation; Changxing Formation; northeastern Sichuan Basin

1001-6112(2014)02-0165-06

10.11781/sysydz201402165

2013-09-10；

2014-01-06。

詹仲倫(1964—)，男，高級工程師，從事油氣勘探開發(fā)綜合研究。E-mail: cszhzhan@163.com。

TE122.3

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