四川盆地二疊系和三疊系礁灘天然氣富集規(guī)律與勘探方向

郭旭升，黃仁春，付孝悅，段金寶

(中國(guó)石化 勘探南方分公司，四川 成都 610041)

四川盆地二疊系和三疊系礁灘天然氣富集規(guī)律與勘探方向

郭旭升，黃仁春，付孝悅，段金寶

(中國(guó)石化 勘探南方分公司，四川 成都 610041)

通過系統(tǒng)的天然氣組分、碳同位素以及微觀薄片、包裹體分析，明確了二疊系和三疊系礁灘氣藏中天然氣主要為原油二次裂解氣，龍?zhí)督M(吳家坪組)為天然氣藏的主力烴源巖層，氣藏經(jīng)歷了早期巖性古油藏聚集、古原油裂解和天然氣調(diào)整再聚集3個(gè)階段；天然氣藏(田)具有多元供烴、近源聚集、巖性控藏、氣油轉(zhuǎn)化、晚期調(diào)整的成藏富集模式，現(xiàn)今氣藏的富集主要受控于3個(gè)方面：一是二疊系烴源巖的生烴灶分布控制了油氣來源的充足程度；二是礁灘相儲(chǔ)層的分布與規(guī)?？刂屏擞蜌饩奂膱?chǎng)所與規(guī)模；三是晚期保存條件決定了天然氣的最終聚集。通過系統(tǒng)總結(jié)已發(fā)現(xiàn)礁灘氣藏(露頭)沉積儲(chǔ)層、油氣富集規(guī)律，進(jìn)一步探討了下步勘探發(fā)展的方向，認(rèn)為長(zhǎng)興組、飛仙關(guān)組和嘉陵江組臺(tái)緣礁灘、臺(tái)內(nèi)淺灘和下二疊統(tǒng)淺灘勘探領(lǐng)域仍存在良好勘探前景。

碳酸鹽巖；礁灘氣藏；二疊系；三疊系；四川盆地

目前，四川盆地二疊系和三疊系碳酸鹽巖層系累計(jì)探明15 334.77×108m3，前期勘探發(fā)現(xiàn)多為裂縫性、裂縫-孔隙性氣藏。2000年以后，調(diào)整油氣勘探思路，以長(zhǎng)興組—飛仙關(guān)組臺(tái)緣礁灘構(gòu)造-巖性復(fù)合圈閉為勘探對(duì)象[1]，獲得重大突破，相繼發(fā)現(xiàn)了普光、元壩等大中型氣田，累計(jì)探明儲(chǔ)量達(dá)7 414.14×108m3。

二疊系-三疊系礁灘天然氣藏(田)縱向上包括多個(gè)含氣層系、經(jīng)歷了疊合構(gòu)造背景下油氣藏調(diào)整改造，針對(duì)性的對(duì)二疊系-三疊系礁灘氣藏天然氣富集規(guī)律與下步勘探領(lǐng)域的梳理，對(duì)四川盆地及其它地區(qū)礁灘領(lǐng)域的勘探具有重要指導(dǎo)意義。

1 成藏機(jī)理與模式

1.1 天然氣成因類型與來源

對(duì)于四川盆地的天然氣地球化學(xué)特征與氣源，前人開展了大量的研究工作[2-7]。目前，四川盆地海相二疊系和三疊系在孔隙型儲(chǔ)層和裂縫型儲(chǔ)層均發(fā)現(xiàn)了氣藏[8]。這兩類氣藏的天然氣組成的最大差別在于，孔隙型氣藏的天然氣含有一定的H2S，而裂縫型氣藏的天然氣基本不含H2S，說明這兩種類型氣藏的天然氣成因可能存在差別。

圖1 川東北及鄰區(qū)烴源巖裂解氣與原油裂解氣ln(C1/C2)和ln(C2/C3)比值分布Fig.1 Distributions of ln(C1/C2)and ln(C2/C3)of gas from source rock cracking and crude oil cracking,respectively

從兩類氣藏的天然氣的ln(C1/C2)和ln(C2/C3)關(guān)系圖上看(圖1)，孔隙型氣藏的天然氣的ln(C1/C2)值多大于6.0，ln(C2/C3)值小于2.5；裂縫型氣藏的天然氣的ln(C1/C2)值大多小于6.0，ln(C2/C3)值均在大于2.5[9]。模擬實(shí)驗(yàn)資料顯示，原油裂解氣中l(wèi)n(C2/C3)比值確實(shí)明顯低于相應(yīng)烴源巖干酪根的裂解氣[10]。與前人提出的原油二次裂解氣和烴源巖裂解氣的ln(C1/C2)和ln(C2/C3)的關(guān)系[11]比較，川東北地區(qū)二疊系和三疊系長(zhǎng)興組—飛仙關(guān)組礁灘孔洞型氣藏的天然氣應(yīng)該主要是原油二次裂解氣，部分混有烴源巖裂解氣；裂縫型氣藏的天然氣為烴源巖裂解氣，而且該類天然氣落在陸相層系天然氣的演化趨勢(shì)線上，而陸相層系的天然氣多為烴源巖裂解氣，進(jìn)一步證實(shí)了其主要為烴源巖初次裂解氣。

另外，四川盆地二疊系-三疊系已經(jīng)發(fā)現(xiàn)的大中型氣田，如普光氣田、元壩氣田、興隆場(chǎng)氣田和建南氣田等，在飛仙關(guān)組—長(zhǎng)興組儲(chǔ)層孔洞內(nèi)普遍見有大量瀝青充填物(圖2a，b，c)，以及在儲(chǔ)層的膠結(jié)物中可見黑色的瀝青包裹體(圖2d，e，f)，可見這類氣藏在地史上曾是古油藏，現(xiàn)今氣藏的天然氣是原油在高溫條件下的裂解產(chǎn)物。普光2井鉆井巖心揭示的含瀝青層段厚度超過200 m，這些固體瀝青的存在是原油裂解作用的有力證據(jù)。

四川盆地不同層系的天然氣組分和碳同位素分布范圍不同，表明可能具有不同的氣源層。二疊系和三疊系的長(zhǎng)興組和飛仙關(guān)組天然氣的H2S含量普遍大于5%，高者可達(dá)60%；石炭系的天然氣的H2S含量一般小于1%；陸相的三疊系須家河組和侏羅系的天然氣基本不含H2S。此外，石炭系的天然氣乙烷碳同位素輕于-32‰，乙烷和甲烷碳同位素的差值一般小于0；二疊系和三疊系海相的長(zhǎng)興組、飛仙關(guān)組的天然氣乙烷碳同位素大多分布在-32‰～-25‰，乙烷和甲烷碳同位素的差值一般在-5‰～8‰；陸相三疊系須家河組和侏羅系的天然氣乙烷碳同位素分布在-35‰～-23‰；陸相地層的天然氣乙烷和甲烷碳同位素的差值一般大于8‰。上述特征表明這3個(gè)層系的天然氣可能來源于不同的氣源層。

圖2 川東北典型氣田儲(chǔ)層中的固體瀝青和瀝青包裹體Fig.2 Photography of inclusions in solid asphalt and bitumen from a typical gas field in northeastern Sichuan Basina.普光2井，飛二段，殘余鮞粒白云巖粒間和粒內(nèi)見黑色瀝青充填；b.元壩204井，飛二段，鮞?；?guī)r的粒內(nèi)和粒間見黑死瀝青充填；c.興隆1井，白云巖晶間可見黑色瀝青充填；d.普光2井，亮晶方解石膠結(jié)物中可見黑色瀝青包裹體；e.元壩2井，亮晶方解石膠結(jié)物中可見黑色瀝青包裹體；f.興隆1井，亮晶方解石膠結(jié)物中可見黑色瀝青包裹體

對(duì)于經(jīng)歷高熱演化程度的天然氣而言，比較可靠的氣-源對(duì)比方法是利用碳同位素資料[6]。一般認(rèn)為，天然氣的乙烷碳同位素比其氣源巖的干酪根碳同位素輕1‰～2‰[12]。飛仙關(guān)組—長(zhǎng)興組天然氣的δ13C2值主要分布在-28‰～-32‰，龍?zhí)督M(吳家坪組)、下二疊統(tǒng)、下志留統(tǒng)和下寒武統(tǒng)烴源巖干酪根的δ13C值分別為：-26.3‰～-28.6‰，-26.0‰～-28.2‰，-28.8‰～-32.1‰和-31.6‰～-35.0‰(圖3)。根據(jù)前文所述的乙烷和烴源巖的同位素對(duì)應(yīng)關(guān)系，結(jié)合前文討論的不同層系的天然氣組分和同位素的差異，判斷飛仙關(guān)組—長(zhǎng)興組天然氣可能來源于上、下二疊統(tǒng)烴源巖層，其中龍?zhí)督M(吳家坪組)烴源巖干酪根的δ13C值與飛仙關(guān)組—長(zhǎng)興組儲(chǔ)層瀝青的δ13C值最相近，表明龍?zhí)督M(吳家坪組)為四川盆地二疊系-三疊系天然氣藏的主力烴源巖。

1.2 烴源巖分布與生烴潛力

四川盆地目前所發(fā)現(xiàn)的二疊系和三疊系礁灘氣藏的天然氣的聚集與規(guī)模，與二疊系烴源巖的分布，特別是龍?zhí)督M(吳家坪組)主力烴源巖的分布具有密切關(guān)系。總體來看，這些氣田(藏)具有垂向近源、側(cè)向近灶的基本特點(diǎn)。

根據(jù)對(duì)典型氣田(藏)的儲(chǔ)集層底界與二疊系烴源巖的垂向距離統(tǒng)計(jì)，普光氣田為230～250 m，元壩氣田為110～150 m，興隆場(chǎng)氣田為150 m，建南氣田的長(zhǎng)興組為90～120 m，飛仙關(guān)組為450～500 m，可知這些氣田(藏)的儲(chǔ)集層在垂向上與二疊系烴源巖非常接近。

從平面上來看，目前所發(fā)現(xiàn)的二疊系、三疊天然氣田(藏)的分布可知，天然氣田(藏)主要分布在川東北地區(qū)，與二疊系烴源巖的分布與生烴中心基本吻合(圖4)。川東北地區(qū)的二疊系烴源巖的生烴中心位于宣漢—開縣一帶，烴源巖的厚度在60～150 m，生氣強(qiáng)度在10×108～100×108m3/km2。目前所發(fā)現(xiàn)的普光氣田就位于二疊系烴源巖的生烴中心，元壩氣田、龍崗氣田和興隆場(chǎng)氣田等均鄰近二疊系烴源巖的生烴中心，生氣強(qiáng)度均大于20×108m3/km2。

1.3 天然氣成藏過程與模式

四川盆地是我國(guó)西部的典型疊合型盆地，而疊合型盆地的天然氣成藏過程多具有較為復(fù)雜的天然氣聚集過程。前已述及，四川盆地二疊系和三疊系礁灘氣藏的天然氣主要為原油裂解氣，表明天然氣的聚集過程中發(fā)生相態(tài)的轉(zhuǎn)化(油轉(zhuǎn)化為氣)。此外，四川盆地在自燕山期發(fā)生大規(guī)模的擠壓變形，地層抬升剝蝕，圈閉的形態(tài)可能發(fā)生改變，甚至破壞圈閉的保存條件。因此，二疊系和三疊系礁灘天然氣的成藏大致經(jīng)歷了早期巖性古油藏聚集、古原油裂解和天然氣調(diào)整再聚集3個(gè)階段。

圖3 川東北長(zhǎng)興組—飛仙關(guān)組瀝青和天然氣乙烷與各層系烴源巖干酪根δ13C值分布Fig.3 δ13C distributions of bitumen and ethane in natural gas and kerogen of source rocks from the Changxing-Feixianguan Formation in northeastern Sichuan Basin

圖4 川東北及鄰區(qū)二疊系烴源巖生氣強(qiáng)度與二疊系-三疊系主要?dú)馓?藏)分布Fig.4 Distribution of gas generation intensity of the Permian source rocks and major Permian and Triassic gas fields(reservoirs)in northeastern Sichuan Basin and its periphery

以元壩氣田為例，分別闡明這3個(gè)階段的油氣聚集特點(diǎn)(圖5左)。(1)晚三疊世—早侏羅世，古巖性油藏形成。此期上二疊統(tǒng)吳家坪組烴源巖和大隆組烴源已經(jīng)進(jìn)入生油窗，原油主要沿裂縫垂向和側(cè)向運(yùn)移至礁灘巖性圈閉聚集，各巖性圈閉之間為獨(dú)立的油藏，且具有不同的油水界面。根據(jù)巖心和薄片觀察，在元壩9井區(qū)和元壩123井區(qū)發(fā)現(xiàn)了獨(dú)立的古油水界面。(2)中侏羅世—早白堊世，古原油發(fā)生裂解，古巖性氣藏形成。隨著地層的持續(xù)埋深，儲(chǔ)層的溫度逐漸超過150 ℃，在地層埋深最大期(早白堊世)，儲(chǔ)層溫度超過200 ℃(圖6)。根據(jù)前人研究，150 ℃是地層條件下原油穩(wěn)定存在的上限[13]。因此，古原油在必然發(fā)生裂解，完成了油到氣的相態(tài)轉(zhuǎn)化。在原油裂解過程中會(huì)產(chǎn)生超壓，部分天然氣可能沿裂縫發(fā)生再運(yùn)移。(3)早白堊世以來，天然氣調(diào)整再聚集。受北部九龍山背斜隆起的影響，元壩27地區(qū)地層持續(xù)整體抬升，天然氣向北再次運(yùn)移與聚集，巖性氣藏最終定位。受天然氣調(diào)整再聚集的影響，位于現(xiàn)今相對(duì)高部位的圈閉不發(fā)育邊底水。此階段的各礁灘巖性圈閉仍然具有獨(dú)立的氣水界面，如元壩16和元壩9井區(qū)的圈閉的氣水界面不同。普光氣田的天然氣成藏過程也大致經(jīng)歷上述3個(gè)過程(圖5右)。與元壩氣田不同的是，普光氣田所在的圈閉的高點(diǎn)發(fā)生了顯著的變化，天然氣的調(diào)整再聚集過程更為明顯。

綜合來看，二疊系和三疊系天然氣的成藏過程具有巖性控藏(各礁灘圈閉的油氣水界面不同)、油氣轉(zhuǎn)化和晚期調(diào)整再聚集的特點(diǎn)。

2 成藏主控因素

2.1 二疊系烴源巖的生烴灶分布控制了油氣來源的充足程度 四川盆地二疊系龍?zhí)督M(吳家坪組)主力烴源巖的厚度在平面上存在差異。川東北地區(qū)烴源巖厚度最大，單井最大厚度可達(dá)171 m；川西與川西南地區(qū)烴源巖厚度也較大，最大厚度大于120 m；川東鄂西渝東地區(qū)烴源巖厚度較小，一般小于40 m。此外，川東北地區(qū)為吳家坪組海相烴源巖，有機(jī)質(zhì)豐度高、類型好，生烴能力最好。此外，川東北長(zhǎng)興組(大隆組)深水陸棚區(qū)也存在一定厚度的烴源巖[14]。川東北地區(qū)二疊系烴源巖的累計(jì)生氣強(qiáng)度一般大于20×108m3/km2，滿足戴金星等(2007)提出的形成大中型氣田的氣源條件——烴源巖的生氣強(qiáng)度大于20×108m3/km2[15]。目前所發(fā)現(xiàn)的大中型氣田均位于川東北二疊系烴源巖的生烴中心及鄰區(qū)，也證實(shí)了二疊系烴源巖可以提供充足的油氣來源，成為本區(qū)形成大中型氣田的物質(zhì)基礎(chǔ)。

圖5 川東北地區(qū)元壩氣田(左)和普光氣田(右)天然氣成藏過程與模式Fig.5 Hydrocarbon accumulation processes and patterns of Yuanba and Puguan gas fields in northeastern Sichuan Basina,d.晚三疊世—早侏羅世，巖性古油藏形成；b,e.中侏羅世—早白堊世，古油藏裂解成古氣藏；c,f.中白堊世以來，天然氣再聚集，今氣藏形成

圖6 川東北地區(qū)元壩2井區(qū)烴源巖埋藏史與有機(jī)質(zhì)熱演化史Fig.6 Burial history of source rocks and organic thermal evolution history of Yuanba2 well-block in northeastern Sichuan Basin

2.2 礁-灘相儲(chǔ)層的分布與規(guī)模控制了油氣聚集的場(chǎng)所與規(guī)模 礁灘相儲(chǔ)層的分布與規(guī)模決定了古油藏的規(guī)模和現(xiàn)今氣藏的規(guī)模。而礁灘相儲(chǔ)層的分布與規(guī)模明顯受到了沉積環(huán)境與沉積相的控制，目前發(fā)現(xiàn)的礁灘圈閉主要是環(huán)繞“開江-梁平”陸棚的臺(tái)地邊緣分布。對(duì)于長(zhǎng)興組而言，緩坡型臺(tái)地邊緣的礁灘復(fù)合體有利于儲(chǔ)層的發(fā)育和古油藏的聚集，例如元壩地區(qū)礁灘復(fù)合體的面積大于500 km2，儲(chǔ)層厚度在15～160 m。普光地區(qū)發(fā)育陡坡型臺(tái)地邊緣生物礁，但礁后淺灘不發(fā)育，導(dǎo)致儲(chǔ)層的規(guī)模明顯不如元壩地區(qū)。對(duì)于飛仙關(guān)組而言，陡坡型臺(tái)地邊緣的暴露淺灘發(fā)育，可以形成大規(guī)模的儲(chǔ)集層和聚集大量的天然氣。例如普光地區(qū)飛仙關(guān)組的儲(chǔ)層厚度可達(dá)150～350 m。礁灘儲(chǔ)集層的規(guī)模決定了古原油和現(xiàn)今天然氣的規(guī)模。如普光氣田的長(zhǎng)興組-飛仙關(guān)組古油藏的原油裂解氣接近6 000×108m3，元壩氣田的古原油裂解氣量接近3 500×108m3，是現(xiàn)今在這兩個(gè)地區(qū)發(fā)現(xiàn)大氣田的重要原因。

2.3 天然氣晚期保存條件決定了天然氣的最終聚集

對(duì)于經(jīng)歷多旋回構(gòu)造變形的川東北地區(qū)而言，古原油裂解氣的最終聚集取決于晚期的天然氣保存條件?，F(xiàn)今四川盆地嘉陵江組和雷口坡組膏鹽巖層的厚度差異，蓋層是否遭受剝蝕和剝蝕程度，以及斷層對(duì)蓋層的破壞程度，這三方面決定了天然氣藏的保存條件。川東北地區(qū)膏鹽巖蓋層累積厚度多在200～800 m[16-17]，向南過渡到鄂西-渝東地區(qū)，膏鹽巖蓋層厚度有所減薄，累積厚度在150 m左右[18]。川東北地區(qū)嘉陵江組和雷口坡組膏鹽巖層均未出露地表，蓋層未遭受剝蝕；川東北元壩地區(qū)斷層不發(fā)育，通南巴和普光地區(qū)斷層發(fā)育，但是斷層主要是未斷穿膏鹽巖蓋層的逆斷層，斷層自封閉能力強(qiáng)。而鄂西-渝東地區(qū)的石柱復(fù)向斜兩側(cè)齊岳山、方斗山、龍駒壩等高陡背斜軸部，膏鹽巖蓋層不僅遭受剝蝕，并且大氣淡水的垂向滲入膏鹽巖層，將會(huì)使膏鹽巖蓋層受到破壞[19-20]，圈閉的保存條件變差；并且高陡構(gòu)造發(fā)育斷層，斷層與大氣淡水滲入形成的滲透層的溝通，共同組成了油氣逸散系統(tǒng)[21]。因此，膏巖蓋層的缺失以及斷層直接溝通海相地層，是晚期天然氣聚集保存的最大風(fēng)險(xiǎn)。

3 下一步勘探方向

近年來，二疊系和三疊系礁灘相繼發(fā)現(xiàn)了普光、元壩以及羅家寨、龍崗等大中型氣田，展示了巨大的勘探潛力，目前評(píng)價(jià)研究認(rèn)為臺(tái)緣礁灘領(lǐng)域存在開江-梁平陸棚東側(cè)、城口-鄂西深水陸棚西側(cè)臺(tái)地邊緣礁灘以及臺(tái)地中部臺(tái)洼邊緣礁灘，臺(tái)內(nèi)淺灘勘探領(lǐng)域包括長(zhǎng)興組、飛仙關(guān)組、嘉陵江組臺(tái)內(nèi)淺灘，下二疊統(tǒng)淺灘勘探領(lǐng)域主要包括棲霞組川西-川西北地區(qū)臺(tái)緣及中緩坡淺灘相(圖7)。

3.1 臺(tái)緣礁灘勘探領(lǐng)域

圍繞長(zhǎng)興組—飛仙關(guān)組臺(tái)緣礁灘勘探領(lǐng)域存在開江-梁平陸棚東側(cè)、城口-鄂西深水陸棚西側(cè)臺(tái)地邊緣礁灘以及臺(tái)地中部拉張凹陷臺(tái)洼邊緣礁灘。

沉積相帶展布、野外露頭剖面及鉆井資料的研究結(jié)果表明，開江-梁平陸棚與城口-鄂西深水陸棚之間為一穩(wěn)定臺(tái)地，臺(tái)地兩側(cè)發(fā)育臺(tái)緣礁灘，臺(tái)地西側(cè)由普光向西北延伸到南江-黑池梁地區(qū)，臺(tái)地東側(cè)由黃蓮峽向西北延伸到鎮(zhèn)巴地區(qū)，臺(tái)緣礁灘有利勘探目標(biāo)主要集中在米倉(cāng)-大巴山前帶，該地區(qū)基礎(chǔ)成藏條件優(yōu)越,具有印支期前被動(dòng)大陸邊緣盆地廣泛分布的烴源巖氣源充足[22],發(fā)育中上三疊統(tǒng)膏鹽巖以及巨厚碎屑巖沉積，但受后期劇烈構(gòu)造作用，油氣保存存在一定風(fēng)險(xiǎn)，同時(shí)面臨地表、地下構(gòu)造復(fù)雜的雙重影響，地震資料品質(zhì)差，解決山前帶地震成像、構(gòu)造模式和圈閉落實(shí)問題是該領(lǐng)域勘探獲得成功的關(guān)鍵。

通過對(duì)川中地區(qū)鉆井、露頭結(jié)合地震資料研究，在晚二疊世拉張背景下，臺(tái)地中部也出現(xiàn)拉張凹陷，即在江油—涪陵一帶存在一臺(tái)洼(臺(tái)內(nèi)相對(duì)深水區(qū))，其兩側(cè)為臺(tái)洼邊緣區(qū)，發(fā)育臺(tái)洼邊緣礁灘。目前多口探井已鉆遇臺(tái)洼邊緣礁灘相儲(chǔ)層，儲(chǔ)層主要發(fā)育在長(zhǎng)興組頂部。長(zhǎng)興組臺(tái)洼邊緣礁灘氣藏主力烴源巖層系為上二疊統(tǒng)吳家坪組，其上覆飛仙關(guān)組一段泥質(zhì)灰?guī)r，灰質(zhì)泥巖可作為直接蓋層；側(cè)向相變?yōu)榫窒夼_(tái)地相粉晶-微晶灰?guī)r或斜坡-臺(tái)洼相泥質(zhì)灰?guī)r、泥晶灰?guī)r，其側(cè)向封堵性較好，單個(gè)臺(tái)洼邊緣生物礁灘可形成獨(dú)立的氣藏。

圖7 四川盆地二疊系和三疊系礁灘勘探目標(biāo)疊合圖Fig.7 Overlay plot showing exploration targets of the Permian and Triassic reef-bank reservoirs in northeastern Sichuan Basin

3.2 臺(tái)內(nèi)淺灘勘探領(lǐng)域

四川盆地二疊系-三疊系碳酸鹽巖層系除臺(tái)緣高能礁灘優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層外，還廣泛發(fā)育以3類儲(chǔ)層為主的臺(tái)內(nèi)淺灘相致密碳酸鹽巖儲(chǔ)層，目前已有多井獲得突破，但產(chǎn)能低。通過加強(qiáng)儲(chǔ)層改造攻關(guān)，攻克產(chǎn)能關(guān)，有望成為增儲(chǔ)上產(chǎn)的重要領(lǐng)域。

川東南北部涪陵地區(qū)長(zhǎng)興組—飛仙關(guān)期陸棚水體深度淺，與臺(tái)地深度變化較小，在一定范圍內(nèi)沉積環(huán)境相似，海平面的升降有利于礁灘的側(cè)向遷移，發(fā)育大面積淺灘；川東南南部綦江地區(qū)嘉陵江期位于瀘州水下隆起的東北側(cè)，嘉二段-嘉一段發(fā)育臺(tái)內(nèi)淺灘，淺灘具有厚度薄、分布范圍廣的特點(diǎn)。綜合分析川東南地區(qū)嘉陵江組、飛仙關(guān)組、長(zhǎng)興組廣泛發(fā)育臺(tái)內(nèi)灘相致密碳酸鹽巖儲(chǔ)層，分布廣、埋藏相對(duì)較淺，資源潛力大。但該類型勘探目標(biāo)儲(chǔ)層薄、物性較差，影響油氣富集高產(chǎn)主控因素多，有待進(jìn)一步探索針對(duì)性的目標(biāo)描述評(píng)價(jià)技術(shù)，優(yōu)選有利靶區(qū)開展水平井鉆井工藝試驗(yàn)，突破產(chǎn)能關(guān)。

3.3 下二疊統(tǒng)淺灘勘探領(lǐng)域

下二疊統(tǒng)棲霞組—茅口組沉積時(shí)期，受加里東末期“西陡東緩”古地貌特征影響，川東北、川西地區(qū)沉積環(huán)境和沉積特征存在明顯差異，川西北地區(qū)為碳酸鹽巖鑲邊臺(tái)地沉積，西北鄉(xiāng)、礦2井、周公1井發(fā)育臺(tái)緣淺灘儲(chǔ)層；川東北地區(qū)下二疊統(tǒng)為緩坡沉積，中緩坡發(fā)育淺灘儲(chǔ)層，主要位于廣元西北鄉(xiāng)—龍門山前—雅安一帶。

烴源巖以下二疊統(tǒng)和志留系為主，發(fā)育中三疊統(tǒng)雷口坡組及下三疊統(tǒng)嘉陵江組膏鹽巖蓋層，成藏條件好，具備較大的勘探潛力。

4 結(jié)論

1) 二疊系和三疊系礁灘天然氣主要為原油二次裂解氣，龍?zhí)督M(吳家坪組)為四川盆地二疊系-三疊系天然氣藏的主力烴源巖，氣藏經(jīng)歷了早期巖性古油藏聚集、古原油裂解和天然氣調(diào)整再聚集3個(gè)階段。

2) 二疊系和三疊系礁灘天然氣藏(田)具有多元供烴、近源聚集、巖性控藏、氣油轉(zhuǎn)化、晚期調(diào)整的成藏富集模式，現(xiàn)今氣藏富集主要受控于二疊系烴源巖生烴灶分布、礁灘相儲(chǔ)層分布與規(guī)模以及晚期保存條件。

3) 長(zhǎng)興組—飛仙關(guān)組開江-梁平陸棚東側(cè)、城口-鄂西深水陸棚西側(cè)臺(tái)地邊緣以及臺(tái)地中部拉張凹陷臺(tái)洼邊緣礁灘勘探領(lǐng)域，長(zhǎng)興組、飛仙關(guān)組、嘉陵江組臺(tái)內(nèi)淺灘勘探領(lǐng)域，下二疊統(tǒng)臺(tái)緣及中緩坡淺灘勘探領(lǐng)域，仍存在良好勘探前景。

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(編輯 高 巖)

Gas accumulation and exploration direction of the Permian and Triassic reservois of reef-bank facies in Sichuan Basin

Guo Xusheng,Huang Renchun,Fu Xiaoyue,Duan Jinbao

(ExplorationSouthernCompany，SINOPEC,Chengdu,Sichuan610041，China)

Through systematic analysis of gas component,carbon isotope,thin section and inclusions,we found that the Permian and Triassic reef-bank reservoirs are dominated by natural gas from secondary cracking of crude oil.The Longtan Formation(Wujiaping Formation)is the major source rocks.The gas reservoirs experienced three stages,namely earlier oil accumulation in ancient lithologic reservoirs,ancient crude oil cracking and gas adjusting and re-accumulation.The hydrocarbon accumulation pattern is characterized by multiple hydrocarbon supply,accumulation near the source,lithology reservoirs,oil-gas conversion and later adjustment.And the present day gas reservoirs are mainly controlled by three factors.Firstly,the hydrocarbon kitchen of the Permian source rock controls the adequacy of oil-gas source.Secondly,the distribution and scale of reservoirs of reef-bank facies control the scale and location of hydrocarbon accumulation.Thirdly,later preservation conditions determine the finally accumulation of gas.By systematically summarizing the sedimentary characteristics and hydrocarbon accumulation conditions of the discovered reef-bank gas reservoirs(outcrops),we believe that reservoirs of platform margin reef-bank facies,intra-platform shoal facies and the Lower Permian shoal facies are the favorable targets for further gas exploration.

carbonate rock,reef-bank gas reservoir,Permian,Triassic,Sichuan Basin

2013-06-17;

2014-05-15。

郭旭升(1965—)，男，博士、教授級(jí)高級(jí)工程師，石油地質(zhì)。E-mail:guoxs.ktnf@sinopec.com。

0253-9985(2014)03-0295-08

10.11743/ogg201401

TE122.3

A