蜀南河包場地區(qū)須家河組氣藏成藏機理及成藏模式

蔣裕強，郭貴安，陳義才，謝 偉

(1.西南石油大學，成都 610500； 2.中國石油 西南油氣田分公司，成都 610051； 3.成都理工大學，成都 610059)

河包場地區(qū)鉆探工作始于1958年首鉆的包1井，2005年之前以二疊系茅口組為主要目的層共鉆井85口，其中須家河組內完鉆井7口。截止2008年底新鉆井17口(其中評價井3口、探井8口、開發(fā)井6口)，獲氣井10口；對包22井等6口老井進行重新試油后獲工業(yè)氣井4口。從整體看研究區(qū)微氣井和干井較多，天然氣分布復雜。區(qū)內須家河組生產集中在須二段，有8口井投產反映出研究區(qū)具有良好的勘探開發(fā)前景。為了進一步認識研究區(qū)須家河組氣藏的形成與分布規(guī)律，擴大勘探領域，作者在儲層特征分析基礎上，根據天然氣運聚動力學特征探討了須家河組氣藏的成藏機理及成藏模式。

1 地質概況

蜀南河包場區(qū)位于重慶市榮昌縣境內，構造上位于川中古隆中斜平緩構造區(qū)南段，東南部毗鄰川東古斜中隆高陡構造區(qū)(圖1)。整個川中古隆中斜平緩構造帶南段為一西南向北東方向下傾的緩褶單斜，該單斜區(qū)域地層坡降平均約20～30 m/km。河包場構造是其上一個鼻狀構造，該構造在須家河組底面閉合面積約20 km2，閉合度為90 m。該地區(qū)斷層欠發(fā)育，多數斷層向下消失于下三疊統(tǒng)嘉陵江組一段，向上斷至嘉三段，極少貫穿須家河組至上覆侏羅系下部地層。

圖1 四川盆地南部河包場地區(qū)構造位置

研究區(qū)須家河組沉積厚度為510～630 m，縱向上可劃分為須二—須六5個巖性段，因受下伏雷口坡組古突起影響，缺失與川中地區(qū)相當的須一段及須二段下部地層。經研究，須二段中部的“泥巖腰帶子”泥巖、須三段和須五段的暗色泥巖、碳質泥巖和煤層，有機質熱演化已經達到成熟—高成熟階段，氣藏為自生自儲型[1]。須二段、須四段和須六段厚層狀砂巖夾的薄層暗色泥巖以及煤層對氣源也有一定程度的貢獻。

2 儲層特征

研究區(qū)須二、須四、須六段砂巖系河流攜帶的物質入湖后經再改造、分配形成的濱淺湖灘壩砂體。儲層巖石類型為中?；蚣殹辛ｉL石巖屑石英砂巖、長石石英砂巖和巖屑石英砂巖，巖屑以硅質巖屑為主，少量變質巖巖屑和巖漿巖巖屑。顆粒分選、磨圓好，雜基含量低(一般小于6%)。

據研究區(qū)3 366個砂巖樣品分析數據統(tǒng)計及測井計算，砂巖具低孔、低滲—特低滲物性特點，但須二段較須四段、須六段優(yōu)越。須二段平均孔隙度為9.75%，須四段平均孔隙度為6.02%，須六段平均孔隙度為5.83%。3個層段砂巖的滲透率一般均小于1×10-3μm2，當巖石中存在裂縫時樣品滲透率可以達到10×10-3μm2以上。

圖2 四川盆地南部河包場地區(qū)

以孔隙度為6%作為研究區(qū)儲層物性下限，將孔隙度為6%～8%的儲層界定為Ⅲ類儲層，8%～10%的為Ⅱ儲層，大于10%的為Ⅰ類儲層。須二段近70%的儲層樣品孔隙度超過8%，平均孔隙度達到11.55%，發(fā)育孔隙度大于8%的Ⅰ—Ⅱ類好—中等儲層；須四段與須六段近70%的儲層以孔隙度小于8%的Ⅲ類儲層為主，平均孔隙度分別為7.85%和7.58%，Ⅰ—Ⅱ類好—中等儲層欠發(fā)育(圖2)。

河包場地區(qū)須家河組儲層中孔隙度大于8%的巖石孔隙主要是經早期石英加大、綠泥石環(huán)邊膠結、石英再充填后殘余的粒間孔與粒內溶孔組成的混合孔隙，而孔隙度低的儲層孔隙則以粒內溶孔為主。壓汞資料分析儲層排驅壓力在0.2～1.5 MPa之間，一般大于0.5 MPa，中值壓力為8～16 MPa。儲層中值喉道半徑多數介于 0.09～1.34 μm之間，連續(xù)相飽和度介于 10%～35%，說明孔喉連通性較差。實驗數據表明，隨孔隙度增大，儲層孔喉分布峰位逐漸移向大孔喉一方，相應的毛管壓力曲線逐漸移向下方，排驅壓力和飽和度中值壓力有逐漸減小的趨勢(圖3)。

3 天然氣二次運移機理

近十幾來，許多學者對川西坳陷上三疊統(tǒng)須家河組天然氣的成藏特征進行了大量研究[2-13]，提出了不同的成藏機理，如受成巖作用控制的致密氣藏、受儲層物性變化控制的深盆氣、受地層變化控制水溶脫氣以及流體封存箱控制的異常高壓氣藏等。

河包場地區(qū)須家河組與川西坳陷上三疊統(tǒng)須家河組天然氣的成藏條件雖然具有相似性，但在烴源與儲層方面存在較明顯的差異。前者烴源巖的厚度較薄、有機質熱演化程度相對較低。由于川中—川南過渡帶須家河組埋藏深度比川西坳陷淺1 000～1 500 m，儲層條件相對比后者好[14]。綜合儲層特征以及氣水分布關系和天然氣充注動力等因素，認為河包場地區(qū)須家河組天然氣二次運移主要以氣體膨脹驅動，浮力作用相對較小。

圖3 四川盆地南部河包場地區(qū)須二段、須四段儲層孔隙度與中值壓力關系

3.1 氣水分布關系

河包場地區(qū)須家河組經鉆探或老井上試，目前共發(fā)現獲工業(yè)氣井20口，小氣井4口。油氣顯示活躍，幾乎口口井氣侵、后效氣侵、井涌等。須二段、須四段油氣顯示主要分布在河包場—大足一帶，而須六段油氣顯示主要分布在鄰近的界市場鼻狀構造。

河包場構造須二段砂巖厚度45～65 m，泥巖厚度相對較小，主要以薄夾層或隔層呈透鏡狀分布，儲層中氣水分布關系比較復雜，缺乏同一的氣水分界面(圖4)。氣層、含水氣層和含氣水層分布不連續(xù)，而是以透鏡狀、帶狀分布于厚層致密砂巖之中。構造高部位雖然以氣層為主，但是也分布有含氣水層。由此可見，河包場構造須二段儲層的氣水分布既受構造控制，同時儲層物性也存在明顯的影響。

3.2 二次運移通道

斷層、儲層和不整合面是油氣二次運移的主要通道。由于基底堅硬，河包場受到的構造應力較弱，須家河組的斷層分布較少，斷層規(guī)模較小。河包場地區(qū)須家河組與下伏中三疊統(tǒng)和上覆侏羅系地層之間雖然存在不整合面，但是不整合面上、下之間地層巖性主要為泥巖、膏鹽巖。因此，斷層和不整合面對須家河組天然氣二次運移的輸導作用較小。須家河組的砂巖厚度大、分布廣，并且與烴源巖呈互層式接觸，是天然氣二次運移的主要輸導層。須家河組砂巖在埋藏過程中，由于壓實、膠結等成巖作用使儲層普遍致密，而物性相對較好的Ⅰ類、Ⅱ類儲層厚度比較薄，并且平面分布范圍較小，主要呈透鏡狀，在局部地區(qū)呈復合連片的分布。

圖4 四川盆地南部河包場地區(qū)須二段氣藏氣水分布

3.3 天然氣二次運移阻力

儲層孔隙長期被地層水飽和而具有親水性。在油氣成藏過程中，油氣需要克服毛細管壓力才能在儲層中進行二次運移。毛細管壓力的大小與孔隙表面張力成正比，與喉道半徑成反比。儲層的孔隙和喉道存在非均質性，天然氣在粗孔大喉道中驅替孔隙水的毛細管阻力相對比驅替小孔細喉道孔隙水的低。儲層壓汞曲線是研究儲層毛細管壓力和孔隙結構的重要手段。由于壓汞實驗中水銀—汞蒸氣界面張力不同于實際地層條件下的氣水或油水系統(tǒng)，因此，應用壓汞曲線估算儲層毛細管壓力需要進行換算。換算因子K計算公式為：

K=δHg·cosθHg/δwg·cosθwg

(1)

式中：δHg為水銀的表面張力；θHg為水銀—巖石接觸角；δwg為氣水界面張力；θwg為氣水接觸角。砂巖儲層的換算因子通常在5.4～8.3之間?？紤]到河包場地區(qū)須家河組儲層的性質以及埋藏的地層溫度和壓力，換算因子可暫取平均值6.5[15]。根據壓汞實驗結果估算，對于河包場地區(qū)須家河組Ⅰ類儲層而言，當天然氣連續(xù)氣相運移的含氣飽和度為20%時，需要克服的毛細管阻力為0.5～1.2 MPa，Ⅱ類儲層的毛細管阻力為1.2～2.5 MPa，Ⅲ類儲層大約為2.5～3.5 MPa。

3.4 天然氣二次運移動力

3.4.1 浮力

天然氣二次運移過程的浮力是由于天然氣與孔隙自由水之間的密度差所產生。天然氣浮力的大小與流體密度差和天然氣體積成正比。對于單位體積的天然氣而言，二次運移的浮力取決于氣柱垂直高度和氣水兩相密度差。河包場地區(qū)須家河組氣藏在地層條件的密度在0.225～0.45 g/cm3之間。假設地層水密度為1.0 g/cm3，那么100 m垂直氣柱所產生的浮力為0.65～0.75 MPa。

儲層中連續(xù)氣柱的浮力驅動方向是沿儲層上傾方向，氣柱在運移過程中不斷置換運移通道中的自由水[16-17]。河包場地區(qū)須家河組地層平緩，每公里平均坡降約20～30 m。根據上述毛細管阻力估算，須家河組Ⅰ類儲層浮力驅動克服毛細管阻力需要的氣柱高度約75～150 m，氣柱長度3～5 km；Ⅱ類儲層的臨界氣柱高度為150～300 m，氣柱長度約5～10 km。由此可見，須家河組天然氣二次運移的浮力驅動只能發(fā)生在物性好、砂體分布范圍大的Ⅰ類、Ⅱ類復合帶狀儲層。

3.4.2 流體膨脹力

儲層孔隙流體的膨脹力來源于流體的彈性能。天然氣在致密儲層的成藏過程中，儲層孔隙流體一般處于半封閉狀態(tài)，孔隙流體的增溫或流體充注引起膨脹作用，從而產生的瞬時超壓也將驅動油氣二次運移和聚集。儲層中氣體膨脹驅動過程如圖5所示。氣體膨脹過程可以概括為：源巖的天然氣排烴向儲層充注→儲層孔隙氣體膨脹作用產生瞬時超壓→氣水兩相壓力平衡→氣體體積增加→氣驅水，從而使孔隙中氣體飽和度不斷升高和圈閉中含氣范圍增大。

圖5 油氣膨脹充注驅替孔隙自由水示意

埋藏史和熱演化史模擬計算表明[18]，上三疊統(tǒng)烴源巖在侏羅系、下白堊統(tǒng)沉積期間從生烴門限逐漸進入成熟—高成熟階段，埋藏深度增加了約2 000～2 500 m。在埋藏深度增加的過程中，地層溫度從60～70 ℃升高到120～140 ℃，即古地溫幾乎增加了一倍。按定容理想氣體狀態(tài)方程估算，儲層天然氣熱膨脹產生的壓力將升高1.2倍。由此，在天然氣不斷充注過程中，須家河組儲層孔隙烴類氣體質量不斷增加引起體積膨脹的同時，古地溫的大幅度增加也有助于天然氣的膨脹驅動。

4 天然氣成藏模式

根據以上天然氣成藏機理分析可知，河包場地區(qū)須家河組儲層天然氣充注成藏方式不僅與儲層物性有關，儲層分布的規(guī)模也具有重要的控制作用。須二、須四段及須六段均具有低孔低滲—特低滲砂巖儲層的特點，但局部地區(qū)仍有高孔高滲儲層。由于儲層孔隙結構總是存在一定程度的非均質性，加之圈閉和儲層規(guī)模大小的影響，因此，天然氣在實際儲層中充注成藏時，不可能完全由膨脹壓力或浮力單一機制所完成。

由于圈閉規(guī)模較小、儲層物性總體較差，氣體排烴進入大面積分布致密砂巖后，天然氣以膨脹力充注為主，儲層中相對細小孔隙中的自由水在膨脹壓力下被不同程度的驅替。當天然氣膨脹驅動進入物性較好的Ⅰ類、Ⅱ類儲層時，天然氣主要沿優(yōu)勢運移通道形成連續(xù)氣柱，然后在浮力作用下向上傾方向運移，置換儲層孔隙中的自由水。隨著天然氣的充注強度增加，致密砂巖的含氣飽和度逐漸增加，而Ⅰ類、Ⅱ類儲層則優(yōu)先形成產純氣砂體或含水氣層(圖6)。

綜上所述，河包場地區(qū)須家河組雖然砂巖厚度大、分布廣，但是壓實、膠結等成巖作用使儲層普遍致密，物性較好的砂巖儲集體厚度約占砂巖總厚度的15%，單個砂巖儲集體的平面分布范圍相對較小。此外，區(qū)域地層較平緩，二次運移浮力較弱，天然氣主要以氣體膨脹驅動的近距離充注成藏。

圖6 四川盆地南部河包場地區(qū)須家河組氣藏成藏模式

5 結論

1)河包場地區(qū)須家河組天然氣二次運移通道主要為須二、須四和須六砂巖儲層。儲層以Ⅲ類儲層為主，Ⅰ類和Ⅱ類儲層厚度較薄，分布范圍相對較小。

2)區(qū)域構造平緩，天然氣二次運移的浮力驅動主要發(fā)生在儲層物性相對較好的復合條帶狀砂體中，氣柱浮力驅動的方向總是沿砂體展布的上傾方向。Ⅲ類致密儲層雖然分布廣，但是毛細管阻力大，天然氣以膨脹驅動進行二次運移。

3)河包場地區(qū)須家河組儲層的氣源在平面上呈互層式廣泛分布，但是在縱向上由于砂體分布規(guī)模、儲層物性以及天然氣充注強度等因素影響，天然氣主要以氣體膨脹方式驅動、近距離充注成藏。

參考文獻:

[1] 梁艷,李延鈞,付曉文,等. 川中—川南過渡帶上三疊統(tǒng)須家河組油氣全烴地球化學特征與成因[J]. 天然氣地球科學,2006,17(4):594-598.

[2] 王震亮,孫明亮,張立寬,等. 川西地區(qū)須家河組異常壓力演化與天然氣成藏模式[J]. 地球科學：中國地質大學學報,2004,29(4)：433-439.

[3] 徐國盛,劉樹根. 四川盆地天然氣成藏動力學[M]. 北京：地質出版社,2005：165-176.

[4] 戴建文. 四川盆地西部坳陷須家河組儲層裂縫特征及分布評價[J]. 石油實驗地質,2008,30(1):20-25.

[5] 張金川. 根緣氣(深盆氣)的研究進展[J ]. 現代地質,2003,17(2) :2-10.

[6] 羅啟后,王世謙. 川中川西地區(qū)上三疊統(tǒng)天然氣富集條件與分布規(guī)律研究[M]//戴金星. 天然氣地質研究新進展. 北京:石油工業(yè)出版社,1997:166～771.

[7] 楊克明. 川西坳陷須家河組天然氣成藏模式探討[J] . 石油與天然氣地質,2006,27(6):786-793,803.

[8] 曹烈,安鳳山,王信. 川西坳陷須家河組氣藏與古構造關系[J] . 石油與天然氣地質,2005,26(2):224-229.

[9] 王金琪. 早聚晚藏:川西坳陷天然氣基本特征[J]. 天然氣工業(yè),2001,21 (1):5-12.

[10] 宋巖,洪峰. 四川盆地川西坳陷深盆氣地質條件分析[J]. 石油勘探與開發(fā),2001,28(2):11-14.

[11] 張金亮,常象春,王世謙. 四川盆地上三疊統(tǒng)深盆氣藏研究[J]. 石油學報,2002,23(3):27-33.

[12] 葉軍. 再議四川盆地西部坳陷深盆氣[J]. 石油實驗地質,2008,30(2):109-114.

[13] 葉軍. 川西坳陷的天然氣是深盆氣嗎?[J]. 天然氣工業(yè),2004,23(增刊):1-5.

[14] 李耀華,師曉蓉,楊西南. 川中—川西地區(qū)上三疊統(tǒng)儲集條件研究[J]. 天然氣勘探與開發(fā),2003,26 (3):1-6.

[15] 王允誠,向陽,鄧禮正,等. 油層物理學[M]. 成都：四川科學技術出版社,2006：175-176.

[16] 金之鈞,張金川. 天然氣成藏的二元機理模式[J]. 石油學報,2003,24(4):13-16.

[17] LAW B E. Basin centered gas systems[J]. AAPG Bulletin, 2002,86(11):1891-1919.

[18] 陳義才,蔣裕強,郭貴安. 川中地區(qū)上三疊統(tǒng)香溪群烴源巖熱演化史模擬計算[J]. 西南石油大學學報,2007,29(2):57-62.