四川中壩氣田雷口坡組成藏條件及油氣主控因素

蒲莉萍，張哨楠，2，王澤發(fā)，白曉亮，楊 鵬，趙姍姍，劉曦翔，王 喆

（1.“油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程”國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室西南石油大學(xué)，成都 610500；2.油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 成都理工大學(xué)，成都 610059；3、川慶鉆探工程有限公司國(guó)際工程公司，成都 610051）

四川中壩氣田雷口坡組成藏條件及油氣主控因素

蒲莉萍1，張哨楠1，2，王澤發(fā)3，白曉亮1，楊 鵬1，趙姍姍1，劉曦翔1，王 喆1

（1.“油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程”國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室西南石油大學(xué)，成都 610500；2.油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 成都理工大學(xué)，成都 610059；3、川慶鉆探工程有限公司國(guó)際工程公司，成都 610051）

通過(guò)對(duì)四川盆地西北部中壩氣田中三疊統(tǒng)雷口坡組氣藏已發(fā)現(xiàn)油氣與有利沉積相帶、局部構(gòu)造、等關(guān)系的分析, 結(jié)合試采試油資料與儲(chǔ)層厚度、物性與錄井顯示關(guān)系的統(tǒng)計(jì)分析,總結(jié)認(rèn)為油氣成藏發(fā)育了多套烴源巖，具有良好的儲(chǔ)集條件和保存條件。通過(guò)對(duì)各個(gè)構(gòu)造運(yùn)動(dòng)階段雷口坡氣藏被改造與再形成的分析，提出油氣主控因素是后期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響，主要經(jīng)歷了印支期、燕山期和喜山期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的改造形成的古圈閉，油氣藏受到破壞然后再形成的整個(gè)過(guò)程。該主識(shí)對(duì)中壩氣田未來(lái)的勘探開(kāi)發(fā)具有指導(dǎo)意義。

油氣；成藏條件；雷口坡組；中壩氣田

四川盆地于1971年在川19井雷一段（T2l1）井深3 696.5m發(fā)生強(qiáng)烈井噴，噴出輕質(zhì)原油和天然氣，從而發(fā)現(xiàn)中壩氣田。后又在中 4井，須二段（T3x2）獲工業(yè)氣流，又發(fā)現(xiàn)須二氣藏。迄今為止雷口坡組氣藏歷經(jīng)三十余年的勘探開(kāi)發(fā)，經(jīng)過(guò)不斷加深地質(zhì)認(rèn)識(shí)，突破勘探技術(shù)，在海相碳酸鹽巖油氣藏勘探方面取得了豐碩的成果。近年來(lái)在油氣勘探方面的不斷突破，證實(shí)了中壩氣田雷口坡組油氣藏巨大的勘探潛力和良好的前景。為進(jìn)一步深化油氣勘探實(shí)踐，有必要對(duì)雷口坡組氣藏進(jìn)行深度剖析，總結(jié)油氣成藏條件及主控因素，指導(dǎo)后續(xù)的勘探開(kāi)發(fā)[1-3]。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

圖1 中壩構(gòu)造雷口坡組頂面構(gòu)造圖

圖2 中壩構(gòu)造雷口坡組頂面構(gòu)造圖

中壩雷口坡組頂面構(gòu)造是一短軸高丘狀背斜（圖1、2），軸向自NE25°逐漸轉(zhuǎn)至NE55°，呈一向南東略為凸出的弧形構(gòu)造，兩翼地層傾角相近（30°~31°）的對(duì)稱背斜（傾沒(méi)角南西 3.8°，北東 3.5°）。背斜東南翼有一逆斷層(彰明斷層），形成于三疊紀(jì)末的印支晚幕構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，向上止于下侏羅統(tǒng)底部侵蝕面，斷層面傾角65°，向下逐漸變緩，消失于下三疊統(tǒng)中。該斷層在構(gòu)造的北段地層斷距較?。?50m），往南逐漸增大，斷距最大值達(dá)1 600m。背斜西北翼也發(fā)育一條傾軸逆斷層（江油斷層），始于構(gòu)造中段，向南西延伸，最大地層斷距僅 300m。在背斜近高點(diǎn)北部發(fā)育于橫切軸線的逆斷層，斷層面傾向西南，但斷距小、延伸短。

中壩雷三（T2l3）氣藏是一有邊水的受背斜控制的氣藏。原始?xì)馑缑婧０螢?2 871m，含氣面積13.4km2，含氣高度 372m。用壓降法計(jì)算雷三氣藏儲(chǔ)量近百億立方米，可采儲(chǔ)量（80～83）×108m3。

T2l3氣藏地層水礦化度 4.93～117.17g/L，為氯化鈣和硫酸鈉型。原始地層壓力 35.28MPa，壓力系數(shù)1.15。

2 油氣成藏條件

2.1 烴源條件

據(jù)前人研究，認(rèn)為四川盆地中、下三疊統(tǒng)的暗色石灰?guī)r、白云巖和泥質(zhì)巖都是生油巖，中壩地區(qū)也不例外。陳海樹(shù)（1992）論述了中壩氣田雷口坡組含泥質(zhì)白云巖生烴條件，殘余有機(jī)碳含量為 0.13%～0.65%，氯仿瀝青“A”含量 0.013%～0.018%，干酪根中腐泥組分占 80%～94%，屬于Ⅰ型干酪根，RO值為1.35%～1.45%，屬高成熟溫氣階段。李汶國(guó)（1988）用物質(zhì)平衡法計(jì)算得出雷口坡組生氣量為6 600 ×108m3。認(rèn)為中壩雷口坡組碳酸鹽巖和泥質(zhì)巖具有一定的生烴條件，雷三儲(chǔ)層與逆斷層下盤須家河組接觸，上三疊統(tǒng)生成的油氣有可能部分進(jìn)入T2l3氣藏。

表1 中壩氣田天然氣組分表

本次烴源巖研究表明：

1）T2l3氣藏 CH4含量較低，平均小于 88%；天然氣為干氣，干燥系數(shù)平均 0.97；CO2含量平均大于4.5%，N2含量平均大于1.34%，H2S含量較高，平均3.4%。T3x2氣藏CH4含量相對(duì)較高，平均大于90%；氣藏為濕氣，干燥系數(shù)平均0.90；氣藏非烴含量均小于1%，無(wú)H2S（表1）。

2）天然氣中H2S含量與氣井的產(chǎn)能相關(guān)系數(shù)r=-0.26；高含量的H2S主要是天然氣運(yùn)移與硫酸鹽（石膏）的還原反應(yīng)所形成。中壩氣田雷口坡組潮坪相沉積的碳酸鹽巖層中，沉積了多套膏鹽層和含膏云巖，這為H2S的形成提供了物源。中壩氣田兩個(gè)主力產(chǎn)氣層T2l3和T3x2，前者是海相碳酸鹽巖產(chǎn)層，另一個(gè)是煤系產(chǎn)層。T2l3天然氣中H2S含量平均高達(dá)90g/m3，而T3x2氣藏中H2S含量一般小于0.1g/m3，明顯反映了它們之間成因上的差別（表2）。

表2 中壩氣田雷三段各井測(cè)試產(chǎn)量與天然氣中硫化氫含量關(guān)系表

3）T2l3氣藏與T3x2氣藏甲烷碳同位素組成基本一致；T2l3氣藏與T3x2氣藏乙烷碳同位素組成差別較大，T2l3組成較輕，乙烷碳同位素平均為-29.7‰，而 T3x2組成較重，乙烷碳同位素平均-24.7‰，表征它們之間成烴母質(zhì)或沉積環(huán)境均有不同，T2l3天然氣主要為腐泥質(zhì)形成的油型氣，T3x2天然氣則為腐殖質(zhì)形成的煤型氣（表3）。

4）T2l3有機(jī)質(zhì)最豐富，云巖中含有大量的藻類，有機(jī)碳含量相對(duì)較高，根據(jù)巖石樣品分析，TOC分布在0.02%～0.44%，平均0.17%。

5）通過(guò)中壩氣T2l原油與巖樣的對(duì)比及T2l3天然氣乙烷碳同位素組成較輕、H2S含量較高等特征，初步認(rèn)為T2l3藻屑白云巖對(duì)T2l3原油或天然氣有一定的貢獻(xiàn)。

6）結(jié)合川西北地區(qū)烴源巖發(fā)育、分布特征分析，我們認(rèn)為P1m－T2l層系天然氣屬于原油裂解氣，T2l天然氣是以腐泥型為主的混合氣，除T2l3自生腐泥型氣外，還來(lái)源于二疊系的腐泥型氣、腐泥與腐殖型混合氣。

2.2 儲(chǔ)集特征

中壩地區(qū)T2l厚550～590m，巖性為大套白云巖。T2l1僅獲低產(chǎn)油氣，無(wú)工業(yè)產(chǎn)能，油氣中不含H2S。T2l2在鉆井中氣測(cè)錄井偶有顯示外，未發(fā)現(xiàn)油氣流。T2l3的溶孔白云巖是該氣藏的主要儲(chǔ)集層（儲(chǔ)集體）。T2l4主要為致密的白云巖，侵蝕殘余厚度90～100m，孔縫均不發(fā)育，鉆井中無(wú)氣顯示。

T2l3儲(chǔ)（產(chǎn)）層巖性主要是一套淺灰—淺褐色厚層—塊狀粉晶—粗晶白云巖，藻類發(fā)育，粒屑結(jié)構(gòu)明顯，尤其是粗晶白云巖，形如“砂糖狀”，為潮間和潮下高能帶生成藻屑、砂屑白云巖等粗結(jié)構(gòu)碳酸鹽巖，在古表生期潛流作用下，粗結(jié)構(gòu)的白云巖產(chǎn)生了差異溶蝕，形成了針孔狀為主的溶蝕孔隙。

儲(chǔ)層厚度為23～120m。儲(chǔ)集空間以溶孔（針孔）為主，粒間孔、粒內(nèi)孔、藻間孔和藻內(nèi)溶孔等次之；孔隙度值一般在小于0.1%～10%之間變化，孔隙度6%以下者占樣品數(shù)的85%，2%以下占樣品總數(shù)的25%～45%不等，其孔隙度變化因構(gòu)造部位的不同而有所不同，構(gòu)造頂部為高孔發(fā)育帶，翼部孔隙度有降低趨勢(shì)；裂縫發(fā)育，以微細(xì)裂縫為主，滲透率小于0.1mD占50%～55%，大于1×10-3μm2的樣品數(shù)很少，孔隙度與滲透率基本呈正相關(guān)關(guān)系，屬裂縫-孔隙型儲(chǔ)層。

溶孔發(fā)育段距T2l頂面較穩(wěn)定具有規(guī)律分布。在構(gòu)造較高部位的川22井、川參1井和中2井，溶孔發(fā)育段距T2l頂面深度分別是：111m、107m、118m，在構(gòu)造較低部位的川19井、中8井，則為124.5m、130m。溶孔發(fā)育段厚度穩(wěn)定。T3x沉積之后，“四川盆地”廣泛抬升，遭受風(fēng)化侵蝕，地表含重碳酸水沿裂縫（構(gòu)造縫等）滲入地下，對(duì)于砂屑白云巖、藻白云巖中組分差異、選擇溶蝕，形成了溶蝕孔隙。在印支早幕構(gòu)造運(yùn)動(dòng)中，天井山形成一平緩背斜，今中壩背斜為其印支期背斜的南段傾伏部分，此時(shí)的雷三段中溶蝕孔發(fā)育帶頂部埋藏淺（約100m），在古表生期形成了地下水的潛流帶，水流的方向從構(gòu)造高部位流向傾伏端與向斜。這一地下水潛帶，又促進(jìn)了砂屑白云巖、藻屑白云巖中溶孔的發(fā)育，于是形成了層位穩(wěn)定、厚度穩(wěn)定的T2l3氣藏的儲(chǔ)層[4-5]。

2.3 圈閉條件

中壩背斜屬于受多期次構(gòu)造運(yùn)動(dòng)同軸疊加型背斜（表4）。印支期中壩背斜已具雛形，燕山期褶曲同軸疊加于印支期構(gòu)造上，形成了與雷口坡組烴源巖生烴高峰期匹配的構(gòu)造圈閉，有利于油氣運(yùn)移、聚集成藏。喜馬拉雅期，中壩地區(qū)形成一鼻狀背斜，疊加在印支—燕山期背斜上，雖使其構(gòu)造閉合度與圈閉面積減小，但仍有部分構(gòu)造圈閉。

2.3.1 印支期古圈閉

中三疊世末的印支期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，四川盆地結(jié)束了碳酸鹽臺(tái)地發(fā)展階段，并形成了開(kāi)江—瀘州隆起和天井山隆起，中壩構(gòu)造位于天井山隆起的西南傾伏部分，與相鄰地表和鉆井剖面比較，隆起幅度在300m以上。中壩構(gòu)造之東的關(guān)基井，雷口坡組厚達(dá) 874m，之西的黃蓮橋剖面雷口坡組厚度 708m，其上還有天井山組，組厚428m，而中壩構(gòu)造帶上無(wú)天井山組，雷口坡組厚度也僅有609.5～619m。

表3 中壩氣田天然氣碳同位素表

表4 中壩背斜構(gòu)造數(shù)據(jù)表

晚三疊世末期的印支運(yùn)動(dòng)，是本區(qū)最強(qiáng)烈的構(gòu)造變形，中壩背斜和其翼部的逆沖斷層形成。背斜高點(diǎn)附近，須家河組四段被剝蝕始盡，出露了須三段，兩翼和背斜傾伏端則為須四段。背斜軸向?yàn)镹E35° ~55°，向南東呈略為凸出的弧形狀。北西翼地層傾角16°左右，南東翼為一逆沖斷層切割，斷層面傾向北西。構(gòu)造圈閉面積為37km2，構(gòu)造閉合度420m（圖3）。

圖3 侏羅紀(jì)沉積前中壩構(gòu)造雷口坡組頂構(gòu)造圖

圖4 遂寧期末中壩構(gòu)造雷口坡頂面構(gòu)造圖

圖5 中壩構(gòu)造蓮花口組底面構(gòu)造圖

2.3.2 燕山期古圈閉

四川盆地燕山期，最強(qiáng)的地殼運(yùn)動(dòng)在早白堊世末的燕山晚幕。中壩地區(qū)出露的地層是上侏羅統(tǒng)的蓮花口組，因上覆地層被剝蝕，故晚燕山運(yùn)動(dòng)造成本區(qū)的構(gòu)造變形，無(wú)從得知。遂寧期末構(gòu)造變形對(duì)雷口坡組頂面古構(gòu)造（即燕山中期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)對(duì)印支晚期形成的構(gòu)造）改造后褶曲變陡、軸線往西遷徙，構(gòu)造閉合度增大、閉合面積減小，兩翼地層傾角變大（圖4、表5）。

表5 不同時(shí)期中壩雷口坡組頂面構(gòu)造數(shù)據(jù)表

上述圖表可以看出，在印支運(yùn)動(dòng)形成局部構(gòu)造背景上后，中壩燕山期構(gòu)造同軸疊加在印支期構(gòu)造上。

2.3.3 喜山期古圈閉

圖 5所示蓮花口組底面中壩構(gòu)造被視為燕山晚期和喜馬拉雅期的疊合構(gòu)造。為一鼻狀構(gòu)造，北段高而南段底，這與燕山期構(gòu)造相反，說(shuō)明了蓮花口組底面中壩構(gòu)造主要是在喜馬拉雅期形成的。這一構(gòu)造北部的抬升，疊加在印支期形成雛形、燕山期改造的中壩背斜上，造成了中壩雷口坡組頂面構(gòu)造的圈閉面積、閉合度、長(zhǎng)軸、短軸與傾伏角的減小。

由此可見(jiàn)，中壩背斜是在印支期形成構(gòu)造雛形，歷經(jīng)燕山期和喜馬拉雅期改造而形成的一復(fù)合構(gòu)造。喜馬拉雅期，不僅使中壩背斜褶曲加強(qiáng)和北端抬升，上覆地層被大量剝蝕，推測(cè)剝蝕地層厚度達(dá) 2000m以上。中壩構(gòu)造中南段為第四系所覆，也反映了現(xiàn)今北段仍在抬升。

3 雷口坡氣藏形成的主控因素

晚侏羅世，中壩地區(qū)雷三段藻屑、砂屑白云巖具有較好的孔、滲性，在印支、燕山期構(gòu)造圈閉條件下，雷口坡組烴源巖生成的大量油氣、適時(shí)的進(jìn)行運(yùn)移、富集成油藏。喜馬拉雅期，油藏在深埋、高溫條件下，原油被裂解，成為天然氣藏；晚期的構(gòu)造形變，氣水界面調(diào)整，一部分天然氣溢散與破壞，形成了現(xiàn)今T2l3氣藏。

3.1 T2l3油藏的形成

雷口坡組烴源巖有機(jī)質(zhì)類型為腐泥型，在熱演化歷程中首先主要生成石油，雷口坡組烴源巖開(kāi)始生烴期在晚三疊世末—早侏羅世，生烴高峰期在晚侏羅世。

據(jù)美國(guó)南佛羅里達(dá)盆地（N—K）碳酸鹽巖沉積剖面深度與巖石孔隙度的成果，埋深達(dá)3 000m時(shí)白云巖的孔隙度達(dá)18.99%。中壩雷口坡組生烴高峰期的埋深大體相當(dāng)，據(jù)此推測(cè)雷三儲(chǔ)層物性與之相似，屬于常規(guī)儲(chǔ)層范圍，有利于生成的石油進(jìn)行側(cè)向運(yùn)移。由此可以認(rèn)為：晚侏羅世，中壩地區(qū)雷口坡組生成的油氣在雷三段儲(chǔ)層中作側(cè)向運(yùn)移，富集于中壩背斜，形成了T2l3油藏。

3.2 氣藏的形成與改造

早白堊世雷口坡組繼續(xù)下降深埋，川西北地區(qū)下白堊統(tǒng)殘留地層厚度極大值達(dá)1 700m。經(jīng)計(jì)算中壩T2l3油藏埋藏深度逾4 000m，古地溫達(dá)200℃以上。四川盆地形成演化研究，本區(qū)的主要隆升和地層被大量剝蝕期在中新世后。由此不難推測(cè)：在早白堊世后至第三紀(jì)，長(zhǎng)達(dá)七、八千萬(wàn)年的深埋歷程中，原油被熱裂解成天然氣。T2l3藻砂屑針孔白云巖的一些晶洞中，充填有黑褐氣瀝青，是石油裂解后的物證。

晚喜馬拉雅期，受青藏高原強(qiáng)烈隆升和擠壓，四川盆地西部再次褶皺和隆升，中壩地區(qū)形成了 NNE向向南西傾伏的鼻狀構(gòu)造，疊加在印支—燕山期中壩背斜上，背斜北傾伏端因鼻狀構(gòu)造的抬升，致使背斜的圈閉面積縮減成為原大的約四分之一，構(gòu)造閉合度僅為原大值的63.2%。于是出現(xiàn)氣藏高度大于構(gòu)造閉合度，氣藏面積大于構(gòu)造圈閉面積。構(gòu)造的形變導(dǎo)致氣藏中熱能改變，氣體和地層水的分布進(jìn)行調(diào)整。T2l3儲(chǔ)層平均孔隙喉道直徑為 0.402μm，滲透率為 1×10-3μm2，由于裂縫較發(fā)育，在地史時(shí)期中為氣水界面的調(diào)整提供了可能，形成了現(xiàn)今T2l3氣藏氣水界面海拔高程為-2871m，含氣面積為13.4km2。今構(gòu)造圈閉面積為8km2，含氣面積是圈閉面積的167.5%，這也反映了T2l3儲(chǔ)層屬于致密儲(chǔ)層，天然氣的運(yùn)移受到一定程度的限制。由于深埋形成的高溫，由于雷口坡組所含硬石膏巖溶于地層水生成的硫酸根（中壩T2l3地層水含硫酸根量達(dá)712～1109g/l），與氣藏中的烴類氣體作用，生成了H2S。

中壩地區(qū)T2l3儲(chǔ)層穩(wěn)定，在地區(qū)構(gòu)造格架下，成為一開(kāi)放儲(chǔ)集系統(tǒng)。喜馬拉雅晚期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)產(chǎn)生的構(gòu)造形變，改變了流體勢(shì)能，原停滯氣、水發(fā)生流動(dòng)，這有利于產(chǎn)生更多的H2S，致使中壩T2l3氣藏H2S含量高達(dá)4.95%～8.34%（磨溪雷—?dú)獠豀2S 1.4%左右）。

由此可見(jiàn)，喜馬拉雅晚期中壩構(gòu)造形變，一方面增加了儲(chǔ)層的裂縫，有利于天然氣的滲流，獲得高產(chǎn)氣井；另一方面，使構(gòu)造圈閉面積和閉合度減小，流體勢(shì)能改變，氣水界面調(diào)整，一部分天然氣散失，另一部天然氣在熱催化作用下，與地層水硫酸鹽作用生成硫化氫，烴類氣體含量減小，氣藏僅僅受到一定程度破壞，并未破壞整個(gè)構(gòu)造的完整性。

4 結(jié)論

通過(guò)對(duì)中壩氣田T2l氣藏成藏條件以及成藏主控因素的探討，可以得出以下幾點(diǎn)結(jié)論：

1）烴源條件好（多源供烴）。不僅T2l3含泥質(zhì)白云巖具有良好的生烴條件，T3生成的油氣也進(jìn)入T2l3氣藏中。

2）有繼承性的古構(gòu)造：多期次的構(gòu)造疊加，雖使其構(gòu)造閉合度與圈閉面積減小，但仍有部分構(gòu)造圈閉存在。

3）位于有利沉積相帶地區(qū)。中壩地區(qū)臺(tái)緣相藻屑灘發(fā)育，T2l3主要為藻屑、砂屑白云巖，顆粒碳酸鹽巖含量高。

4）成巖作用對(duì)儲(chǔ)層改造有建設(shè)性作用。T2l3針孔狀白云巖儲(chǔ)層發(fā)育，藻屑、砂屑白云巖在后期發(fā)生的溶蝕作用下，形成了較好的孔、滲性儲(chǔ)層。

5）破裂輸導(dǎo)條件好。經(jīng)歷了印支期、燕山期和喜山期多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，對(duì)圈閉的完整性破壞較小，但形成的微裂縫和小斷層為油氣運(yùn)聚提供了良好的運(yùn)移通道。

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Main Control Factors of Hydrocarbon Accumulation of Gas Trap of the Leikoupo Formation in the Zhongba Gas Field, Sichuan

PU Li-ping1ZHANG Shao-nan1,2Wang zefa3BAI Xiao-liang1YANG Peng1Zhao Shanshan1LIU Xi-xiang1WANG Zhe1
(1-State Key Laboratory of Geology and Exploitation of Oil and Gas Reservoir, Southwest Petroleum University, Chengdu 610050; 2-State Key Laboratory of Geology and Exploitation of Oil and Gas Reservoir, Chengdu University of Technology, Chengdu 610059；3-Chuanqing Drilling Engineering Company Limited International Ltd, CNPC, Chengdu 610051)

This paper believes that many sets of source rocks were developed in gas trap of the Leikoupo Formation in the Zhongba gas field, Sichuan based on sedimentary facies, structure and logging data. The study indicates that tectogenesis is major control factor for the oil and gas.

Leikoupo Formation; accumulation conditions; main factors; Zhongba gas field; Sichuan Basin

P618.130.2

A

1006-0995（2014）01-0053-05

10.3969/j.issn.1006-0995.2014.01.013

2013-01-22

蒲莉萍（1987-），女，四川成都人，碩士，主要從事天然氣勘探開(kāi)發(fā)方面的研究