摘要：四川盆地元壩氣田主要氣源巖為上二疊統龍潭組(吳家坪組)，其生烴強度大，儲層為上二疊統長興組礁灘相白云巖，具有中低孔隙度、中低滲透率的特點，是一個受構造控制作用較小、以巖性圈閉為主，且埋藏深度大、高含硫化氫、常壓、低地溫梯度的大型氣藏。東吳運動控制了晚二疊世沉積相與儲層發育的位置，早中燕山運動控制了油氣藏的形成，晚燕山運動以來的構造運動奠定了現今氣藏的分布格局，適時發育的裂縫、大面積發育的礁灘相白云巖儲層與烴源巖生烴高峰的有效匹配是氣藏形成的關鍵。
關鍵詞：四川盆地東北部；元壩氣田；巖性氣藏；碳酸鹽巖；生物礁；原油裂解氣；成藏機制
四川盆地東北部地區繼發現普光氣田后又發現了元壩、龍崗等大型氣田。普光氣田主要是構造控制下的構造-巖性復合型氣藏，是多期構造運動疊合背景下經過物理、化學改造的大型天然氣氣藏[1～9]。元壩氣田與普光氣田具有諸多不同：元壩氣田主力儲層為上二疊統長興組生物礁而非下三疊統飛仙關組淺灘白云巖，目的層埋深要比普光氣田深1000m左右，硫化氫含量也大大低于普光氣田，且以礁灘相巖性氣藏為主。因此，解剖元壩礁灘相巖性氣藏形成機制，對完善臺地邊緣礁灘氣藏成藏機理與疊合型盆地深層油氣勘探具有重要的意義。
1 概況
元壩氣田屬于四川盆地東北緣巴中低緩構造帶，位于通南巴構造帶西南，九龍山背斜東南，向南為川中隆起的斜坡帶，受3個構造的遮擋，構造形變弱、斷裂不發育，震旦系一白堊系發育較齊全，中三疊統雷口坡組及以下為海相碳酸鹽巖層系，主要目的層長興組整體埋藏較深(圖1)。元壩地區的勘探工作始于20世紀50年代的地面石油地質調查，至2002年底，該區只開展了少量的二維地震勘探，少量的以陸相地層為目標的鉆井，未取得油氣勘探的突破。2003年在發現普光氣田后，根據區域地質研究成果，認為元壩地區具有發育臺地邊緣礁灘的地質條件，實施了8條二維地震測線，發現存在長興組一飛仙關組丘狀地震異常體。2006年在元壩飛仙關組-長興組巖性圈閉高點部署了第一口超深探井——元壩1井，該井于2006年5月30日開鉆，2007年5月完鉆，因未鉆探到生物礁的主體部位而改為側鉆獲得成功，完井試獲日產50.3×104m3工業氣流，從而發現了元壩氣田。至2010年底，該區已完成元壩1等16口超深探井，完成測試的井有16口，主要產層長興組試獲工業氣井15口。
2 氣田基本特征
2.1 具有形成大氣田的氣源條件，天然氣主要來自原油裂解氣
2.1.1天然氣組成與成因
元壩地區長興組(包括少量飛仙關組)天然氣在化學組成上很干，甲烷在烴類中的相對含量大都在99.4%～99.9%之間；除個別氣樣外，C2以上重烴少于1%，干燥系數在0.99以上，表明熱演化程度很高。該層系天然氣中甲烷碳同位素較重，δ13C1值集中在-27.5‰～ -30.5‰之間；乙烷碳同位素值變化較大，δ13C2值介于-25.0‰～-31.6‰，可能是受硫酸鹽熱化學還原作用(TSR)或成熟度的影響所致[5～6]。它們的甲、乙烷碳同位素值與大普光、通南巴地區的同層位氣層有相近的分布范圍，表明具有相同的氣源；而與深部下古生界石炭系黃龍組和淺部中、新生界陸相地層天然氣同位素組成差別較大(圖2)。
元壩氣田長興組儲層中普遍見有固體瀝青，表明地史上形成過古油藏并發生了原油裂解作用。根據大普光和通南巴地區實際氣藏分析資料的綜合對比及模擬實驗數據[10]，發現這兩類天然氣在lnC1/C2、lnC2/C3比值分布上有明顯差別(圖3)。烴源巖裂解氣的lnC1/C2值較低，大多在6.0之下；而lnC2/C3值較高，均在2.5以上，并隨熱演化程度的增加而變大。原油裂解氣的lnC1/C2值較高，大都在6.0以上；lnC1/C2值較低，大多在2.0之下，與前類天然氣形成區別。如圖3所示，元壩地區的飛仙關-長興組天然氣總體上呈高lnC1/C2、低lnC2/C3值的原油裂解氣組成特點。它們的lnC1/C2值基本上都在6.0以上，且多數氣樣lnC2/C3值低于2.5，由此可認為主要來源于古油藏原油的裂解作用。同時在圖3中可觀察到，部分氣樣的lnC2/C3值高于2.5，近于烴源巖裂解氣的分布區，意味著這些天然氣中部分氣源直接來自烴源巖。
綜上可知，區內存在烴源巖裂解氣和原油裂解氣多種氣源。
2.1.2龍潭組(吳家坪組)是元壩氣田的主要氣源巖、生烴強度大
通過元壩2、元壩9等井長興組瀝青樣品飽和烴組分的GC/MS分析，經與烴源巖的三環萜烷等系列生物標志化合物組成和分布進行對比，結合瀝青產狀和烴源巖的有機質豐度分布，筆者認為最有可能提供長興組瀝青的烴源層是上二疊統龍潭組(吳家坪組)及長興組。考慮到前者的總有機碳含量(平均值在2%左右)遠高于后者(平均值低于0.4%)，因而認為瀝青的烴源主要來自龍潭組(吳家坪組)泥質巖。
固體瀝青與烴源巖碳同位素比值的對比也進一步表明了上述烴源關系。這些長興組儲層固體瀝青的δ13C值為-26.7‰～-28.2‰，與本區龍潭組(吳家坪組)烴源巖干酪根的碳同位素值(-24.3‰～-27.8‰)相近，符合烴源巖與所生原油(固體瀝青)的碳同位素組成變化關系。
至于氣藏中那部分烴源巖裂解氣來自哪個層位的烴源巖，通過氣/巖碳同位素的對比尚存在一些不確定性。但在天然氣烷烴碳同位素的組成及化學成分上，本區飛仙關組、長興組天然氣完全不同川東地區的石炭系(圖2)，因此，來自志留系及以下地層的可能性較小，從烴源巖厚度和有機質豐度上看，其主力氣源也應為上二疊統龍潭組(吳家坪組)。
川東北地區龍潭組(吳家坪組)泥頁巖呈區域性分布，在元壩地區該地層過渡為吳家坪組。其暗色泥灰巖及黑色泥質巖厚40～80m；總有機碳含量值變化在0.27%～7.20%范圍，平均值為2.90%(元壩3井)。本區該套烴源巖有機質類型以混合型為主，在早侏羅世進入生油高峰期，中侏羅世末達到生氣演化期，現今實測Ro值大多在2%～3%之間，有機質處于過成熟干氣演化階段，生氣強度主要分布在20×108～30×108m3/km2之間(圖4)，具有形成大氣田的氣源條件。
2.2 礁灘相儲層具有中低孔隙度、中低滲透率的特點
2.2.1儲層巖石類型
元壩氣田長興組儲層包括臺緣生物礁、臺緣淺灘及臺內生屑灘。儲層巖石類型以高能帶沉積的顆粒白云巖及顆粒灰巖為主，顆粒灰質云巖及顆粒白云質灰巖次之，包括亮晶生屑云巖、亮晶生屑灰質云巖、亮晶生屑白云質灰巖及亮晶生屑灰巖等4種類型。臺緣生物礁相儲層以溶孔中-粉晶云巖、粉-細晶生屑云巖為主，礁后淺灘相儲層以粉-晶生屑云質灰巖、粉-亮晶生屑灰巖為主[11]。
2.2.2儲層空間類型
元壩地區長興組儲層類型以孔隙型為主，次為裂縫-孔隙型，在巖心和薄片及成像測井上有明顯的反映。儲集空間以溶孔為主，包括晶間溶孔、粒間溶孔及晶間孔等，裂縫次之。
2.2.3儲層物性特征
元壩地區長興組礁灘相共有孔滲分析樣品863個，通過樣品的物性統計得知，儲層孔隙度最大值為24.65%，最小值為0.59%，平均值為4.71%；其中孔隙度大于2%樣品占80.65%，平均孔隙度5.47%。滲透率最大值為2385.4826mD，最小值為0.0018mD。
圖5表明，除局部滲透率受裂縫影響高于正常值外，總體上隨著孔隙度的增加，滲透率也隨之增大，儲層孔-滲相關性較好，元壩地區長興組以孔隙型儲層為主，發育部分裂縫-孔隙型儲層，屬于中低孔隙度、中低滲透率儲層。
2.3 元壩氣田斷裂不發育、構造平緩，為一個受生物礁灘控制的巖性氣藏
元壩氣田位于通南巴大型背斜、九龍山背斜向川中隆起的過渡帶，該區地層產狀平緩，構造變形弱，主要目的層長興組-飛仙關組斷裂不發育，除西北部為九龍山背斜傾末端埋深相對變淺外，工區中南部長興組頂部埋深變化在-6250～-6350m，東西向相對變化更小，表現為大型的平緩構造帶。
長興組發育多期生物礁灘，平面上，生物礁主要在工區中部呈北西向展布，淺灘相儲層主要分布在工區西南，元壩氣田由多個生物礁、灘組成。鉆探表明，氣藏不受現今構造控制，主要受控于生物礁灘儲層的分布。構造高部位的礁灘體可以含水，構造低部位也可以含氣，埋深基本一致的礁灘體既可含氣也可含水。具有“一礁一灘一氣藏”的特點，因此，元壩氣田為一個受生物礁灘控制的巖性氣藏。
2.4 氣藏具有常壓、地低溫梯度、高含硫化氫的特點
已完成16口井完井試氣，其中15口井試獲工業氣流。其中，其中5口井6層測試產能超過100×104m3/d，6口井測試產能超過50×104m3/d，4口井測試產能小于50×104m3/d，1口井為含氣水層。大于100×104m3/d的氣井的都分布在工區的西北部，千米井深穩定氣產量大于10×104m3/d，為高產氣藏；工區中部多為超過50×104m3/d的探井，千米井深穩定氣產量在7×104～9×104m3/d，為中產氣藏測試產能小于50×104m3/d的4口井和1口含氣水層井分布局限。
測試資料表明，元壩長興組氣藏壓力系數多在1.O1～1.06之間，只有元壩27井達到1.11；地溫梯度介于1.96～2.11℃/1OOm。
流體性質方面：CH4含量82.16%～92.07%；H2S含量4.36%～7.18%，多數井介于5%～6%；
C02含量3.12%～11.31%，多數井介于6%～9%。
綜上所述，元壩氣田長興組氣藏具有低地溫梯度、常壓高含硫、中含二氧化碳的特點。
3 成藏主控因素
元壩氣田位于川東北天然氣富集區，大量的研究和勘探實踐證明，長興組-飛仙關組天然氣主要來源于本區上二疊統烴源巖，區域上連片分布的嘉陵江組膏鹽巖為氣藏的保存提供了良好的該層條件，筆者曾從沉積、儲層角度探討了元壩地區優質儲層發育的關鍵，結果有二[11～12]：早期白云巖化是優質儲層形成的基礎，埋藏溶蝕作用促進了優質儲層的形成。因此，筆者主要從構造角度探討促使油氣成藏的關鍵因素。
3.1 東吳運動控制了晚二疊世沉積相的發育
東吳運動是四川盆地基底從長期受擠壓向拉張轉變的時期，早期存在的基底斷裂活化并產生差異性升降[12]。上揚子地區下二疊統茅口組頂部普遍發育古喀斯特地貌，因差異性抬升和碳酸鹽巖非均質性影響，形態凹凸不平、起伏巨大，如云南大理和宜良等地的露頭上，地表起伏介于20～30m。在羅平鉆孔控制的剖面中茅口組頂部地形高差達110m[13]。這種差異奠定了晚二疊世的沉積格局。田雨等[14]利用單因素(地層厚度、海相巖含量、淺水碳酸鹽巖含量、淺水生屑含量以及深水沉積巖含量)等開展了吳家坪組沉積相研究，其巖相古地理單元與長興期開江-梁平陸棚的展布基本一致，因此，東吳運動形成的古地貌控制了晚二疊世沉積相的發育，高地貌地區發育了吳家坪組碳酸鹽巖臺地內生屑灘，如元壩29井灘相儲層測試獲得日產136×104m3的高產工業氣流；同時長興組生物礁發育白云巖儲層厚度逾百米。
3.2 燕山運動以來的構造運動控制了氣水分布與高產富集帶的形成
早侏羅世沉積末，長興組埋深超過5000m，烴源巖進入生油高峰，中晚侏羅世沉積時期，從生油高峰向古油藏裂解為氣藏轉化。區域地質研究成果表明，大巴山、米倉山的隆起與褶皺時期也在晚侏羅世末期，而向盆地內的遞進變形應該在稍晚的早白堊世，利用地震資料層拉平技術證明了這一點(圖6)，元壩9井古油水界面深于現今氣水界面也證明了這一點。雖然整個元壩探區構造變形較弱，但巖心和成像測井資料顯示，長興組儲層發育中一高角度裂縫，多口井巖心都見到未有充填物的裂縫發育，地震剖面上逆斷層一般發育在下三疊統嘉陵江組至下侏羅統自流井組，而中侏羅統千佛巖組以上常見正斷層發育。因此，可以得出結論，印支晚期-燕山早期的構造運動控制了古油藏的形成，由于烴源巖分布面積大、位于儲層附近，古油藏的分布范圍大于今氣藏；中晚燕山運動以來，隨著龍門山、米倉山、大巴山對盆內的持續擠壓，構造分異更加明顯，九龍山背斜基本定型；原油裂解和深埋高溫導致的硫酸鹽熱化學還原作用(TSR)形成的酸性流體以及構造作用產生的大量裂縫不僅促進了埋藏溶蝕作用的發生和優質儲層的形成，也促進了氣藏的調整與富集。
3.3 油氣的有效充注與保存是氣藏形成的關鍵
晚印支期，上二疊統龍潭組烴源巖進入生油門限，此時元壩地區構造活動微弱，沒有形成油氣垂向運移通道。早燕山期，龍潭組烴源巖進入生油高峰早期，受盆緣造山作用擠壓影響，該區發育了構造節理，垂向上溝通龍潭組源巖，長興組礁灘相儲層與裂縫構成油氣垂向輸導與側向匯聚的輸導體系，使得原油得以在長興組聚集形成巖性油藏(圖7、8)。中燕山期(距今約150Ma)以來，受盆緣造山作用的影響，該區進一步沉降，古油藏深埋，儲層溫度超過160℃，原油開始大量裂解形成氣藏。此期間，上二疊統烴源巖進入生氣階段，層間構造節理進一步發育，與儲集體側向輸導通道一起構成輸導體系，繼續為烴源巖生成的天然氣提供垂向輸導通道。晚燕山期以來，受米倉山和大巴山造山運動的影響，元壩地區地層產狀發生了小幅度的變化。由于元壩地區飛三段至雷口坡組發育數百米厚的膏巖蓋層，形成了區域性優質蓋層，為天然氣保存提供了保障。因此，適時的裂縫發育、大面積發育的礁灘相白云巖儲層與烴源巖生烴高峰的有效匹配是氣藏形成的關鍵。
參考文獻
[1] 馬永生，郭旭升，郭彤樓，等.四川盆地普光大型氣田的發現與勘探啟示[J].地質論評，2005，51(4)：477-480.
[2] MA Yongsheng，GUO Xusheng，GUO Tonglou，et al.The Puguang gas field：new giant discovery in the mature Sichuan Basin，Southwest China[J].AAPG Bulletin，2007，91(5)：627-643.
[3] 王一剛，洪海濤，夏茂龍，等.四川盆地二疊、三疊系環海槽礁、灘富氣帶勘探[J].天然氣工業，2008，28(1)：22-27.
[4] 王一剛，劉劃一，文應初，等.川東北飛仙關組鮞灘儲層分布規律勘探方法與遠景預測[J].天然氣工業，2002，22(增刊)：14-19.
[5] 馬永生.四川盆地普光超大型氣田的形成機制[J].石油學報，2007，28(2)：9-14.
[6] MA Yongshengg，ZHANG Shuichang，GUO Tonglou，et al.Petroleum geology of the Puguang sour gas field in the Sichuan Basin，SW China[J].Marine and Petroleum Geology，2008，25(4/5)：357-370.
[7] HAO Fang，GUO Tonglou，ZHU Yangming，et al.Evidence for multiple stages of oil cracking and thermochemical sulfate reduction in the Puguang gas field，Sichuan Basin，China[J].AAPG Bulletin，2008，92(5)：611-637.
[8] 段文粲，吳朝容.川西巖性氣藏地震勘探關鍵技術研究[J].西南石油大學學報：自然科學版，2011，33(4)：1-6.
[9] 張筠，朱小紅，李陽兵，等.川西深層致密碎屑巖儲層測井評價[J].天然氣工業，2010，30(1)：31-35.
[10] GUO Liguo，XIAO Xianming，TIAN Hui，et al.Distinguishing gases derived from oil cracking and kerogen maturation：insights from laboratory pyrolysis experiments[J].Organic Geochemistry，2009，40(10)：1074-1084.
[11] 郭彤樓.元壩氣田長興組儲層特征與形成主控因素研究[J].巖石學報，2011，25(4)，370-376.
[12] 郭彤樓.川東北地區臺地邊緣礁、灘氣藏沉積與儲層特征[J].地學前緣，2011，18(4)：11-21.
[13] 強子同，文應初，唐杰，等.四川及鄰區晚二疊世沉積作用 及沉積盆地的發展[J].沉積學報，1990，8(1)：79-90.
[14] 何斌，徐義剛，王雅玫，等.東吳運動性質的厘定及時空演變規律[J].地球科學——中同地質大學學報，2005，30(1)：89-95.
(本文作者：郭彤樓 中國石化勘探南方分公司)
贊 賞 分享
您可以選擇一種方式贊助本站
支付寶轉賬贊助
微信轉賬贊助
- 注解：本資料由會員及群友提供僅供閱讀交流學習，不得用于商業用途！
