普光氣田與建南氣田長興組、飛仙關(guān)組儲層對比研究

管宏林，蔣小瓊,2，王恕一，鮑云杰

(1.中國石油化工股份有限公司 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質(zhì)研究所，江蘇 無錫 214151；2.中國地質(zhì)大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院，武漢 430074)

普光氣田和建南氣田位于四川盆地東北部，區(qū)域構(gòu)造背景相似(圖1)[1-4]。兩氣田的主要儲層長興組和飛仙關(guān)組均為礁灘沉積，但普光氣田儲層規(guī)模、儲集性能卻遠遠強于建南氣田。本文從沉積環(huán)境、成巖改造方面對2個氣田儲層差異的原因進行探討。

1 儲層對比

1.1 儲層巖石類型對比

普光氣田儲層巖性主要為大套的溶孔白云巖。長興組儲層主要分布于長二段和長一段上部，長二段主要為大套溶孔白云巖；長一段上部以溶孔海綿礁白云巖、海綿礁灰?guī)r為特征。飛仙關(guān)組儲層主要分布于飛二—飛一段，主要以溶孔型鮞粒白云巖和幻影鮞粒細—粗晶白云巖、細粗粒結(jié)晶白云巖組合為主。

建南氣田儲層巖性為灰?guī)r和少量白云巖，儲層主要分布于長二段、飛三段。長興組儲層巖性主要為粉—細晶白云巖、幻影細晶白云巖、生屑灰?guī)r、砂屑灰?guī)r、生屑云質(zhì)灰?guī)r、礁灰?guī)r、礁白云巖，其中貢獻最大的是白云巖、礁白云巖和云質(zhì)灰?guī)r，以白云巖儲集性最好。飛仙關(guān)組儲層巖性主要為顆粒灰?guī)r；少量發(fā)育白云巖，但其儲集物性好，也是飛三段的重要儲集巖類。

圖1 普光氣田與建南氣田位置Fig.1 Geographic location map of Puguang Gasfield and Jiannan Gasfield in the Northeast Sichuan Basin

1.2 儲層物性特征對比

普光氣田長興組、飛仙關(guān)組儲層以白云巖為主，具有較好的物性特征，以中孔中滲、高孔高滲為主；而建南氣田儲層主要為灰?guī)r，儲集性較差，以低孔低滲為主，少量為溶孔白云巖，其儲集性與普光氣田相似，具有較好的物性特征。

普光氣田長興組儲層物性以普光6井為例，礁灘白云巖孔隙度介于1.11%～23.05%，平均7.08%，主要分布于2%～5%，5%～10%和大于10%；滲透率多數(shù)大于1.0×10-3μm2。而海綿礁灰?guī)r儲集性較差，以低孔低滲為主，孔隙度大多小于2%；滲透率平均0.27×10-3μm2。飛二—飛一段白云巖儲層以普光2井為例，孔隙度介于0.94%～28.86%之間，平均9.14%，主要分布于6%～12%；滲透率以大于1.0×10-3μm2為主。

建南氣田長興組孔隙度介于0.11%～17.45%，平均1.36%，滲透率平均0.27×10-3μm2。飛仙關(guān)組顆粒灰?guī)r孔隙度為0.2%～6.11%，平均1.53%，滲透率平均0.15×10-3μm2；白云巖發(fā)育較少，但儲集物性好，孔隙度介于3.28%～13.4%，平均9.45%，滲透率平均2.63×10-3μm2。

1.3 儲集空間類型對比

普光氣田與建南氣田長興組、飛仙關(guān)組儲層儲集空間類型相似，以孔隙為主，裂縫發(fā)育較少?，F(xiàn)今有效孔隙主要是埋藏溶蝕孔隙[5,6]，以晶間溶孔、粒內(nèi)溶孔為主。

1.4 儲層成巖作用對比

兩氣田儲層在成巖作用類型、成巖序列上相似，其成巖序列大致為：海底環(huán)境的藻粘結(jié)、泥晶化作用→一世代纖柱狀膠結(jié)→大氣淡水溶蝕、新生變形作用→二世代粒狀膠結(jié)→新生變形作用、準同生白云巖化作用→埋藏階段的壓溶、充填作用→埋藏白云巖化作用→構(gòu)造擠壓作用、重結(jié)晶作用→I期埋藏溶蝕及充填作用→早期進油→油演化為瀝青→Ⅱ期埋藏溶蝕作用→晚期充填→進氣。

其中壓實作用、膠結(jié)充填作用為破壞性成巖作用，不利于儲集空間的形成與演化；埋藏溶蝕作用、白云巖化作用、構(gòu)造擠壓作用，為區(qū)內(nèi)重要的建設(shè)性成巖作用，有利于儲集空間的形成與演化。兩期埋藏溶蝕作用中，I期埋藏溶蝕與烴源巖演化過程中產(chǎn)生的有機酸和CO2酸性流體有關(guān)，Ⅱ期埋藏溶蝕可能與TSR產(chǎn)生的H2S有關(guān)[5]。

2 儲層差異原因分析

兩氣田儲層孔隙成因相似，主要是埋藏溶蝕成因。對于構(gòu)造應(yīng)力作用強烈的普光氣田與建南氣田，由于白云巖性脆，受擠壓應(yīng)力易破碎形成大量的裂縫、微裂縫，有利于有機質(zhì)演化過程中產(chǎn)生的有機酸和CO2及晚期H2S酸性流體進入，為埋藏溶蝕提供了重要的通道。因此，白云巖發(fā)育與否，決定了兩區(qū)儲集性能的差異。

2.1 白云巖成因差異

2.1.1 白云巖發(fā)育程度對比分析

普光氣田長興組、飛仙關(guān)組白云巖儲層厚度大，橫向展布較穩(wěn)定。長興組白云巖儲層沿礁灘相分布，飛仙關(guān)組儲層沿灘相分布，自東向西厚度由厚變薄，越靠近局限臺地或蒸發(fā)臺地，白云巖越厚，而離局限臺地或蒸發(fā)臺地越遠，厚度變??；在南北分布上，由普光構(gòu)造帶向南沿北西—南東向延伸，與渡口河、鐵山坡等鮞粒灘連為一體，向北與通南巴鮞粒灘相連。長興組白云巖儲層厚約100～146.57 m，其中普光6井(未鉆穿)長興組白云巖儲層厚146.57 m，其中長二段白云巖儲層厚114.2 m，長一段海綿礁白云巖儲層厚32.28 m。飛仙關(guān)組以普光1,2井儲層厚度最大，普光1井儲層厚205 m，普光2井厚397 m，其中，飛一段至飛二段有效儲層普遍厚于150 m，最厚達319.5 m。

建南氣田長興組、飛仙關(guān)組白云巖儲層厚度小，橫向分布范圍小。長興組白云巖主要分布于生屑灘和點礁相帶內(nèi)，建南構(gòu)造北高點點礁相白云巖厚5～32 m，南高點生屑灘白云巖厚4～14 m；飛三段白云巖儲層主要零星分布于建南構(gòu)造北高點—利川核桃園一帶，厚1～8 m。

2.1.2 白云巖化特征

普光氣田白云巖主要有2種標型特征，以普光2井飛仙關(guān)組白云巖為例：一種保持原巖結(jié)構(gòu)特征，繼承原巖方解石晶體大小，白云石晶體較細，主要以微泥晶及粉晶為主，半自形—它形，組成鮞粒圈層、泥晶基質(zhì)及砂屑；一世代膠結(jié)物仍保持纖柱狀結(jié)構(gòu)、介形蟲白云巖化后仍繼承了玻纖狀結(jié)構(gòu)，粒狀膠結(jié)物常保留向心增大的特征，反映了準同生期白云化快速成核結(jié)晶的特征(圖2a，b)。另一種白云巖呈幻影結(jié)構(gòu)，原巖組構(gòu)已改造，呈幻影；白云石晶體較粗，多以細—粗晶為主，鑲嵌結(jié)構(gòu)，自形—半自形，局部具環(huán)帶構(gòu)造(圖2c)；部分結(jié)晶白云巖中幻影也已消失，晶粒則多呈細—中晶或中—粗晶，發(fā)育晶間溶孔。

兩類白云石間發(fā)育一系列過渡類型，例如以第一類特征為主的亮晶鮞粒白云巖中局部呈結(jié)晶較粗的幻影結(jié)構(gòu)；以第二類特征為主的幻影亮晶白云巖中局部存在由泥微晶組成同心層的鮞粒(圖3d)。這些過渡類型的白云巖表明，上述2種不同標型特征白云巖可能是由于重結(jié)晶作用造成的，隨著重結(jié)晶作用加強，其演變次序為：保持原結(jié)構(gòu)白云巖→過渡類型白云巖→幻影狀白云巖→幻影完全消失的結(jié)晶白云巖。

圖2 普光氣田與建南氣田飛仙關(guān)組白云巖結(jié)構(gòu)特征Fig.2 The lithological characteristics of dolomite of Feixianguan Formation in Puguang Gasfield and Jiannan Gasfield

建南氣田白云巖多以粉—細晶、自形—半自形為主，具穿切原結(jié)構(gòu)特征；常見優(yōu)先交代顆粒，尤其是早期溶孔已被粒狀方解石充填的鮞粒；也常見白云石沿縫合線及早期方解石脈交代,反映了白云巖化成核作用較緩慢的成巖環(huán)境,為埋藏期形成的白云巖(圖2e，f)。

2.1.3 白云石有序度

白云石的CaCO3摩爾含量及有序度與其形成條件有著明顯的關(guān)系，有序度低，反映了快速結(jié)晶的成巖環(huán)境，如準同生白云巖化形成的泥微晶白云巖；有序度高，反映了成核作用較慢的環(huán)境，白云石結(jié)晶粒度也大，如混合水環(huán)境和埋藏環(huán)境形成的白云石[7]。

普光氣田以普光2井飛仙關(guān)組為例，白云石有序度與白云巖結(jié)構(gòu)密切相關(guān)。保持原結(jié)構(gòu)的亮晶鮞粒白云巖，有序度與微泥晶白云巖相似，為0.55～0.66，該類白云巖主要是準同生期形成的。隨著重結(jié)晶作用增強，幻影結(jié)構(gòu)的增加(白云石粒度增大)，低有序度白云石逐漸重結(jié)晶成高有序度的細—粗晶白云巖，巖石結(jié)構(gòu)也變成以幻影結(jié)構(gòu)為主，有序度達0.81～1.00，反映了隨重結(jié)晶作用增強、有序度增大的變化關(guān)系(圖3)。

建南氣田建26井、建平2井長興組、建43井飛仙關(guān)組儲層的20個樣品測試資料表明，白云石有序度(I015/I110)為0.50～1.00，平均0.86，其中大于0.90的樣品占55%，有序度明顯高于普光2井飛仙關(guān)組泥微晶白云巖(0.55～0.66)。雖然普光2井飛仙關(guān)組白云巖局部有序度較高，但普光2井白云石重結(jié)晶作用較強；而建南氣田重結(jié)晶一般較弱。由此可見，建南氣田白云巖化過程中成核作用比較緩慢，不是準同生期的產(chǎn)物。

圖3 普光2井飛仙關(guān)組白云石有序度與巖石結(jié)構(gòu)關(guān)系

2.1.4 白云巖的碳、氧同位素

前人研究認為[7]，δ13CPDB和δ18OPDB值大小與鹽度有關(guān)，其變化趨勢為鹽度越高，值越高。根據(jù)海相碳酸鹽巖和化石的δ13C值，三疊系海水δ13CPDB值為0‰～1.5‰[8]。基思等[9]把δ18OPDB和δ13CPDB值二者結(jié)合起來用于指示古鹽度(Z)[即：Z=2.048×(δ13CPDB+50)+0.498(δ18OPDB+50)]，根據(jù)白云巖的δ18OPDB和δ13CPDB計算出的古鹽度Z值，可以區(qū)分出白云巖的成因類型。準同生白云巖具有高Z值(Z>120)；而在淺水沉積中，因大氣淡水滲流作用而形成的白云巖具有低Z值(Z<120)。

普光2井飛仙關(guān)組白云巖的21個樣品碳氧同位素測試資料表明，δ13CPDB值為1.97‰～3.19‰，均大于當時海水中的碳同位素值(0‰～1.5‰)，說明白云巖化流體比當時海水咸化，沒有淡水注入。這從另一個側(cè)面反映了普光2井白云巖化形成于準同生期高鹽度流體中。由白云巖的δ13CPDB值和δ18OPDB值，恢復(fù)出當時古鹽度值為128.76～131，均大于120，也表明普光2井飛仙關(guān)組白云巖形成于準同生期。

建26井、建44井、建平2井長興組白云巖11個碳氧同位素樣品測試資料表明，δ13CPDB為4.35‰～5.41‰，說明白云巖化流體咸化，沒有淡水注入，反映了白云巖可能形成于準同生期或埋藏環(huán)境的高鹽度流體中，而非混合水成因的白云巖。由δ13CPDB值和δ18OPDB值，恢復(fù)出當時古鹽度值為132.77～135.33，大于120，表明白云巖為高鹽度流體環(huán)境中形成。

綜上所述，普光氣田長興組、飛仙關(guān)組白云巖具有保持原結(jié)構(gòu)、繼承原巖方解石晶體大小的特征，反映了準同生期快速成核結(jié)晶的特征；而低有序度、高碳同位素及高鹽度也反映了準同生期高鹽度白云巖化的成巖環(huán)境，因此，普光氣田多數(shù)白云巖成因為準同生期白云巖化。建南氣田白云巖以粉—細晶為主、具穿切原結(jié)構(gòu)特征，反映了白云巖化成核作用較緩慢的埋藏成巖環(huán)境；而高有序度、高碳同位素值、高鹽度也反映了埋藏期高鹽度流體的成巖環(huán)境，為埋藏白云巖化成因。因此，普光氣田儲層形成了規(guī)模較大的白云巖層(體)；而建南氣田儲層形成的埋藏白云巖層(體)規(guī)模較小。這是兩氣田白云巖分布范圍及厚度差異巨大的重要原因。

2.2 沉積環(huán)境差異

2.2.1 長興組沉積相對比

兩氣田長興組礁灘的發(fā)育規(guī)模相差甚大，長興組儲層雖然都發(fā)育于礁灘相沉積中，但普光氣田為臺地邊緣礁灘相；而建南氣田為臺內(nèi)點礁、灘相，發(fā)育規(guī)模遠不及普光氣田(圖4,5)。

與兩氣田長興組礁灘相毗鄰區(qū)的沉積環(huán)境也有較大區(qū)別。普光氣田長二段礁灘儲層周圍為局限臺地相沉積，有利于其準同生期滲透回流白云巖化作用。由于滲透回流作用，高Mg/Ca鹵水滲入長二段及長一段礁巖中上部，使一段中上部和二段廣泛發(fā)育強烈的白云巖化，從而形成厚層白云巖。而建南氣田長二段礁灘儲層周圍為開闊臺地相沉積，成巖早期難以獲得充足的白云巖化流體，因而準同生期白云巖化不發(fā)育。雖然埋藏期由于差異壓實作用，有利于周圍壓實流體的滲入，獲得Mg2+而發(fā)育埋藏白云巖化，但沒有獲得足夠的Mg2+，因此難以形成厚層白云巖。

2.2.2 飛仙關(guān)組沉積相對比分析

雖然普光氣田與建南氣田飛仙關(guān)組儲層均為臺地邊緣灘相，但與之毗鄰區(qū)的沉積環(huán)境差異較大。與普光氣田飛一—飛二段灘相毗鄰區(qū)的沉積環(huán)境為局限臺地，能為灘相中顆粒灰?guī)r準同生期白云巖化提供鹵水，因此，儲層段準同生期白云巖化發(fā)育且儲集性能好。而與建南

圖4 普光氣田長興組二段沉積相平面分布據(jù)中國石化南方勘探開發(fā)分公司修編，2006。Fig.4 The sedimentary facies map of the Second Member f Changxing Formation in the Puguang Gasfield

圖5 建南氣田長興組二段沉積相平面展布據(jù)江漢油田研究院修編，2003。Fig.5 The sedimentary facies map of the Second Member of Changxing Formation in the Jiannan Gasfield

氣田飛三段灘相毗鄰區(qū)的沉積環(huán)境為開闊臺地相，不能為臺地邊緣顆?；?guī)r早期白云巖化提供鹵水，因此，建南氣田飛三段白云巖化不及普光氣田飛一—飛二段發(fā)育，儲層儲集性能也不能與普光氣田相提并論(圖6,7)。

3 結(jié)論

1)白云巖化成因的差異造成了普光氣田與建南氣田長興組、飛仙關(guān)組礁灘相儲層發(fā)育程度和儲集性能的差異；普光氣田以準同生期白云巖化作用為主，形成了規(guī)模較大的白云巖層(體)，建南氣田以埋藏白云巖化為主，形成的埋藏白云巖層(體)規(guī)模較小。

2)白云巖化成因的差異與沉積環(huán)境密切相關(guān)，普光氣田礁灘沉積毗鄰局限臺地或蒸發(fā)臺地，容易獲得高Mg/Ca比的白云巖化流體，有利于準同生期白云巖化發(fā)育；而建南氣田礁灘沉積毗鄰開闊臺地，不利于準同生白云巖化的發(fā)育，主要為埋藏期白云巖化，白云巖化程度弱，未能形成大量的白云巖。

圖6 普光氣田飛仙關(guān)組一段沉積相平面分布據(jù)中國石化南方分公司修編，2006。Fig.6 The sedimentary facies map of the First Member of Feixianguan Formation in the Puguang Gasfield

3)毗鄰蒸發(fā)臺地或局限臺地等環(huán)境的礁灘相有利于準同生期白云巖化、有利于較大規(guī)模白云巖體及優(yōu)質(zhì)儲層的發(fā)育。

致謝:研究中得到了中國石化南方勘探開發(fā)分公司、中國石化江漢油田研究院和國土資源部成都地質(zhì)礦產(chǎn)研究所的支持和幫助，特此致謝!

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圖7 建南氣田飛仙關(guān)組三段沉積相展布據(jù)江漢油田研究院，2003修編。Fig.7 The sedimentary facies map of the Third Member of Feixianguan Formation in the Jiannan Gasfield

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