元壩氣田油氣輸導(dǎo)體系及其對成藏的控制作用

王良軍，鄒華耀，段金寶

（1.中國石化勘探南方分公司勘探研究院，四川成都610041；

2.中國石油大學(xué)（北京）油氣資源與探測國家重點實驗室，北京102249）

元壩氣田位于四川盆地北部，是九龍山背斜、通南巴背斜和川中平緩構(gòu)造帶所圍限的一個負(fù)向地質(zhì)構(gòu)造單元。四川盆地在二疊系長興組沉積時期為開闊臺地—臺地邊緣—深水陸棚沉積格局，元壩地區(qū)處于開江—梁平陸棚西側(cè)臺地邊緣相帶，發(fā)育生物礁灘大型巖性氣藏。截至2011年底，元壩氣田長興組氣藏一期探明天然氣地質(zhì)儲量為1 592×108m3［1］，氣藏埋藏超深，為6 240～6 950 m。作為油氣成藏系統(tǒng)中連接圈閉與烴源灶之間的橋梁與紐帶，輸導(dǎo)體系及其有效性在一定程度上決定圈閉最終能否成藏［2］，以及油氣成藏類型和成藏位置。與川東北普光氣田位于川東高陡構(gòu)造帶，斷裂體系發(fā)育，以斷層為油氣優(yōu)勢運移通道的特點不同［3-4］，元壩氣田位于川中北部低緩斜坡與向斜帶，海相地層（包括長興組和飛仙關(guān)組等）構(gòu)造變形弱，斷裂基本不發(fā)育。筆者通過對元壩氣田長興組輸導(dǎo)要素及其空間展布特征進(jìn)行分析，探討油氣輸導(dǎo)機(jī)理［5-6］，建立油氣輸導(dǎo)體系模型，明確其對油氣成藏的控制作用，以期為同類型油氣藏的勘探提供參考。

1 輸導(dǎo)要素與輸導(dǎo)特征

氣源對比研究結(jié)果表明，元壩氣田長興組氣藏氣源主要來自下伏龍?zhí)督M（即同時異相的吳家坪組，P2w）海相烴源巖與長興組陸棚相區(qū)（即同時異相的大隆組，P2d）烴源巖［7］。與普光氣田斷層—儲集體復(fù)合輸導(dǎo)體系［4］不同，元壩氣田的輸導(dǎo)體系主要由孔隙型儲集體（主要是白云巖層段）和裂縫（包括層間縫、節(jié)理縫和小斷層）2類輸導(dǎo)要素構(gòu)成，兩者形成復(fù)雜的油氣運移立體復(fù)合輸導(dǎo)體系，從而使由下伏龍?zhí)督M（吳家坪組）和側(cè)向大隆組烴源巖生成的油氣有效實現(xiàn)上、下供烴和側(cè)向供烴（圖1）。

圖1 元壩氣田油氣輸導(dǎo)體系剖面

1.1 儲集體特征與展布

四川盆地大隆組烴源巖主要發(fā)育于陸棚內(nèi)，為一套富含有機(jī)質(zhì)的灰黑色薄層硅質(zhì)巖、硅質(zhì)灰?guī)r、黑色頁巖組合，以元壩以東的廣元—旺蒼及開江—梁平陸棚區(qū)為烴灶的中心，生烴強(qiáng)度達(dá)10×108m3/km2［8］。位于元壩氣田西北、盆地邊緣的廣元長江溝剖面，大隆組黑色泥頁巖烴源巖尚處于低成熟—成熟階段，大隆組之上的飛仙關(guān)組灰?guī)r和白云巖晶洞、裂縫中見大量油苗。饒丹等開展的油—源對比工作研究顯示，飛仙關(guān)組油苗的飽和烴、芳烴生物標(biāo)志化合物特征與大隆組黑色泥巖基本一致［9］，表明長興組、飛仙關(guān)組油氣有大隆組烴源巖的貢獻(xiàn)。由于元壩氣田長興組臺緣礁灘相優(yōu)質(zhì)儲層緊鄰大隆組生烴中心，具有良好的時空匹配關(guān)系和近水樓臺的優(yōu)勢，來自大隆組烴源巖生成的油氣能有效地通過長興組優(yōu)質(zhì)儲層側(cè)向運聚成藏，對長興組氣田的形成有一定貢獻(xiàn)。

1.1.1 巖石類型與分布

元壩氣田長興組儲層主要分布于臺地邊緣礁、礁后淺灘和礁灘復(fù)合體中，總體上具有“前礁后灘、疊置連片”的特點（圖2），分布面積為350～450 km2。儲集體巖性以結(jié)晶白云巖、（含）生屑白云巖、砂屑白云巖為主，少量砂屑灰?guī)r和生屑灰?guī)r。元壩氣田20口鉆井資料揭示儲層厚度為30～150 m，平均為70 m。受礁灘相變等控制，儲層的非均質(zhì)性很強(qiáng)，側(cè)向變化大，儲層厚度從小于40 m到超過100 m。元壩12井和元壩102井鉆井資料揭示的長興組儲層厚度超過100 m。厚層儲層主要分布于臺緣礁灘，礁后淺灘和臺內(nèi)灘儲層厚度相對較薄。

圖2 元壩氣田長興組礁灘儲層分布

1.1.2 儲集空間類型與物性特征

元壩氣田長興組白云巖孔隙類型以生物體腔孔、晶間孔和溶洞為主，發(fā)育部分裂縫。儲層總體表現(xiàn)為中低孔低滲透和中低孔高滲透特征，孔隙度平均值為4.37%，滲透率平均值為29.13×10-3μm2；總體以Ⅱ類、Ⅲ類儲層為主，Ⅰ類儲層次之。儲層孔喉分布以中孔細(xì)喉為主，占樣品數(shù)的32.76%，其次為大孔粗喉型、微孔微喉型和大孔細(xì)喉型，各占17.24%，15.52%和12.07%。巖心和鏡下薄片觀察發(fā)現(xiàn)孔隙及裂縫被瀝青部分充填，表明其不但是儲集油氣的空間，同時也是油氣側(cè)向運移的良好通道［4］。普光氣田含氣面積為27.5 km2，儲層厚度為100～400 m，平均孔隙度為8.11%［3］，與之相比，元壩氣田的儲層厚度和孔隙度要小，但含氣面積是普光氣田的近20倍，表明元壩氣田儲層橫向連通性好，具有大面積匯聚油氣的能力。

1.2 裂縫有效性與分布

元壩氣田長興組儲層與下伏主要烴源巖龍?zhí)督M（吳家坪組）之間的夾層厚度為100～150 m，烴源巖生成的油氣運移至儲層必須由斷層、斷裂或裂縫構(gòu)成垂向輸導(dǎo)通道。地震資料揭示，元壩地區(qū)構(gòu)造變形較弱，且烴源巖和儲層之間未發(fā)育較大斷距的斷層。但根據(jù)元壩氣田長興組儲層孔隙度和滲透率的分布（圖3）特征，有較多樣品落在低孔高滲透區(qū)域，表明發(fā)育較多裂縫。

圖3 元壩氣田長興組儲層孔隙度與滲透率分布

元壩氣田成像測井資料表明，長興組發(fā)育中—高角度裂縫，且在巖心上可觀察到被瀝青充填的高角度裂縫，說明這些高角度裂縫是油氣垂向運移的通道。在鏡下鑄體薄片中可見裂縫被瀝青充填，證實在成藏期，微細(xì)裂縫也充當(dāng)著油氣運移通道的作用［10］。

元壩氣田吳家坪組下部為富含有機(jī)質(zhì)的暗色泥巖、深色含泥灰?guī)r，在吳家坪組上部與長興組之間存在一套致密灰?guī)r段，基質(zhì)物性差，但鉆探表明該套致密灰?guī)r段裂縫發(fā)育，多口井在吳家坪組見到良好油氣顯示，其中元壩29井在吳家坪組上部測試產(chǎn)氣量為135.93×104m3/d。巖心資料顯示，元壩222井吳家坪組上部灰?guī)r高角度裂縫發(fā)育，局部見溶擴(kuò)縫，部分被瀝青充填，表明這些高角度裂縫是油氣垂向穿層運移至長興組的有效通道。

元壩氣田長興組及吳家坪組上部灰?guī)r段發(fā)育被瀝青充填裂縫和未充填裂縫，表明可能發(fā)育多期裂縫，且現(xiàn)今高導(dǎo)裂縫（未被充填的天然裂縫）的走向為北西—南東向，成像測井揭示的最大主應(yīng)力方向也為北西—南東向［11］，與盆山耦合背景下的區(qū)域應(yīng)力場分布［12］基本一致，進(jìn)一步表明裂縫是在區(qū)域應(yīng)力場作用下繼承性發(fā)育而成，無明顯構(gòu)造變形、在區(qū)域應(yīng)力場作用下能形成層間裂縫和節(jié)理縫也有實例報道［13-14］。元壩氣田長興組、吳家坪組充填瀝青高角度裂縫的發(fā)育以及長興組儲層近兩千億立方米規(guī)模探明儲量的天然氣證明該區(qū)由裂縫構(gòu)成的垂向輸導(dǎo)體系是有效的。

2 輸導(dǎo)體系與油氣輸導(dǎo)過程

2.1 輸導(dǎo)體系模型

白云巖儲集體和裂縫（層間縫、節(jié)理縫等）構(gòu)成了元壩氣田的網(wǎng)狀立體復(fù)合輸導(dǎo)體系（圖4）。白云巖儲層面積大，側(cè)向疊合、連片分布，且儲層物性條件好，具有大面積匯聚和運移油氣的能力。節(jié)理縫主要是垂直層面的中—高角度裂縫，在元壩氣田長興組、吳家坪組巖心上常見此類裂縫，且裂縫面有擦痕，多充填瀝青，無疑是古原油垂向運移的有效通道。層間縫是指不同巖性段之間的層面縫，在側(cè)向擠壓的背景下，這些層面往往是應(yīng)變的薄弱面，發(fā)生巖層張開或剪切，在巖心上多為低角度層面縫，發(fā)育擦痕，也可見瀝青充填。這種由層間縫、節(jié)理縫和白云巖儲集體構(gòu)成的立體網(wǎng)狀輸導(dǎo)體系是有效的，能導(dǎo)致古原油的聚集，位于元壩西北部的江油二郎廟剖面飛仙關(guān)組古原油的聚集就是很好的實例。飛仙關(guān)組鮞粒白云巖多充填瀝青，古油層之間的層面縫、裂縫帶和節(jié)理縫可見瀝青充填，長興組也可見被瀝青充填的裂縫，表明烴源巖生成的原油發(fā)生了有效的輸導(dǎo)和聚集。

圖4 元壩氣田油氣輸導(dǎo)體系立體模型

2.2 油氣輸導(dǎo)過程

元壩氣田長興組儲層可見大量的固體瀝青包裹體、氣態(tài)烴包裹體、含烴鹽水包裹體和鹽水包裹體。利用流體包裹體系統(tǒng)分析技術(shù)，結(jié)合單井埋藏史和熱史曲線可分析判定油氣充注時間和油氣成藏過程［15］?？傮w來看，元壩氣田長興組為原油裂解氣藏［7，10］，分別于晚三疊世—早侏羅世和早侏羅世（相當(dāng)于晚印支運動到早燕山運動）發(fā)生過2期油充注［10，15］，與上二疊統(tǒng)烴源巖的生油高峰基本匹配（圖5）。晚印支期上二疊統(tǒng)烴源巖進(jìn)入生烴門限，構(gòu)造演化史表明此時元壩地區(qū)構(gòu)造活動微弱，裂縫不發(fā)育，難以形成油氣垂向運移通道。早燕山期吳家坪組與大隆組烴源巖進(jìn)入生油高峰早期。此時受北部盆緣米倉山推覆構(gòu)造帶與東北部大巴山?jīng)_斷構(gòu)造帶發(fā)生造山作用影響［16］，形成北西—南東向擠壓應(yīng)力，經(jīng)過九龍山、通南巴背斜帶的遮擋，傳遞到元壩地區(qū)后應(yīng)力逐漸減弱，雖未形成規(guī)模斷層，但導(dǎo)致該區(qū)構(gòu)造節(jié)理等微細(xì)裂縫發(fā)育［7］。此時長興組基本保留了沉積期的生物礁與礁后淺灘相間的空間展布格局，吳家坪組烴源巖生成的油氣主要沿層間縫和節(jié)理縫垂向運移至長興組生物礁及淺灘儲層，大隆組烴源巖生成的原油沿巖層面（層間縫）和長興組孔隙型儲層橫向運移，在長興組礁灘儲集體聚集形成古油藏。晚侏羅世（即中燕山期），該區(qū)進(jìn)一步沉降，古油藏深埋，長興組古油層溫度超過160℃，古油藏開始大量裂解，至晚白堊世，儲層溫度超過200℃，古油藏基本裂解成氣藏［7］。自古油藏形成后，元壩地區(qū)受燕山—喜馬拉雅多期構(gòu)造運動的作用，層間構(gòu)造節(jié)理進(jìn)一步發(fā)育，同時長興組白云巖儲層廣泛發(fā)育裂縫，儲層儲集空間由原油充注期以孔隙為主，演變成以構(gòu)造裂縫—孔隙為主，增強(qiáng)了儲層的連通性。在此期間，上二疊統(tǒng)烴源巖進(jìn)入生氣階段，裂縫（層間縫、節(jié)理縫等）垂向運移通道與長興組礁灘白云巖儲集體側(cè)向運移通道共同構(gòu)成網(wǎng)狀立體復(fù)合輸導(dǎo)體系，繼續(xù)為天然氣提供輸導(dǎo)通道，匯聚形成大型巖性氣藏（圖1，圖5）。

圖5 元壩氣田烴源巖生烴史與輸導(dǎo)體系演化配置

3 輸導(dǎo)體系對油氣成藏的控制作用

3.1 儲集體控制氣藏的分布與規(guī)模

由于元壩氣田長興組優(yōu)質(zhì)儲層緊鄰大隆組生烴中心，來自大隆組烴源巖生成的油氣能有效地通過長興組優(yōu)質(zhì)儲層側(cè)向運聚成藏，同時通過裂縫垂向運移而來的吳家坪組油氣進(jìn)入長興組儲層后，也通過白云巖儲集體進(jìn)行橫向運移。對于礁灘相碳酸鹽巖儲集體來說，優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育（物性、厚度）與分布決定了油氣側(cè)向運移的方向和油氣藏的分布及規(guī)模。元壩氣田長興組位于臺地邊緣相帶，縱向上為“早灘、晚礁”，平面上為“前礁、后灘”的沉積特征［17］，礁灘相儲層受環(huán)境與沉積相的控制明顯。臺緣生物礁礁蓋及臺緣暴露淺灘（如元壩12井區(qū)）白云石化程度高，儲層厚度大，物性好［18］，而礁后淺灘及臺內(nèi)淺灘白云石化程度弱，儲層厚度及物性均比臺緣相帶差。元壩氣田長興組臺緣生物礁白云巖儲層孔隙度最大為19.59%，最小為1.01%，平均為6.01%，其中孔隙度為2%～10%的樣品占總樣品的77.78%，滲透率平均為0.632 7×10-3μm2；長興組礁后淺灘相儲層孔隙度平均為4.21%，滲透率平均為0.285 7×10-3μm2。受控于生物礁灘儲集體發(fā)育程度與分布的影響，不同相帶礁灘氣藏儲量規(guī)模及豐度差別大：元壩氣田長興組臺緣相帶已上報探明儲量的9個礁灘氣藏中，5個生物礁氣藏儲量豐度達(dá)4.8×108～14.6×108m3/km2，而4個礁后淺灘氣藏（儲層相對薄，厚度為30～60 m）儲量豐度僅為1.7×108～6.1×108m3/km2。元壩氣田長興組上覆的飛仙關(guān)組基本繼承了長興組沉積時期的沉積格局，但臺緣坡度變緩，儲層發(fā)育于臺緣淺灘相帶，分布廣泛，由于沉積時期古地貌較鄰區(qū)江油二郎廟及南部儀隴地區(qū)低［16］，以鮞?；?guī)r、砂屑灰?guī)r沉積為主，暴露作用不明顯，白云石化程度微弱，儲層孔隙類型以粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔為主，孔隙度為1.0%～10.0%，平均為4.0%，滲透率為0.002×10-3～0.25×10-3μm2，總體表現(xiàn)為低孔低滲透儲層，相對于長興組整體物性較差，因此油氣富集程度不及長興組，僅在西北部構(gòu)造部位相對較高、裂縫較為發(fā)育的元壩27井區(qū)飛仙關(guān)組二段上報天然氣探明儲量252×108m3。

3.2 裂縫發(fā)育程度控制油氣富集的層位

高角度斷裂作為垂向溝通圈閉和烴源巖的運移通道，其所發(fā)育、溝通的層位往往是油氣的富集層位［19］，反之則難以聚集成藏。垂向上，元壩氣田長興組儲層非常鄰近下伏烴源巖層（兩者之間夾層厚度為100～150 m），有利于通過裂縫的垂向輸導(dǎo)溝通烴源巖與儲層；同時，長興組礁灘相優(yōu)質(zhì)白云巖儲層側(cè)向疊合分布，面積可達(dá)350～450 km2，且物性條件好，有利于古原油向礁灘體側(cè)向匯聚和富集成藏。元壩氣田多口鉆井資料揭示三疊系嘉陵江組二段（嘉二段）普遍鉆遇水層，表明儲層發(fā)育。但是元壩地區(qū)嘉二段發(fā)育厚層膏巖層，厚度為50～90 m［20］，具有較大的塑性流動性特點，斷層與高角度裂縫均不發(fā)育，計算源儲垂向距離大于800 m，因此，嘉陵江組與吳家坪組烴源巖之間，以及與長興組古油藏之間難以形成有效的裂縫輸導(dǎo)體可能是該層系未發(fā)現(xiàn)油氣的重要原因。

輸導(dǎo)體系與生排烴期的有效匹配，是元壩氣田長興組古油藏形成的關(guān)鍵因素之一。早燕山期，吳家坪組和大隆組烴源巖相繼進(jìn)入生油高峰早期，雖然元壩地區(qū)長興組下部與吳家坪組上部存在致密灰?guī)r段，但此時受盆緣造山擠壓影響，該區(qū)構(gòu)造節(jié)理等高角度裂縫發(fā)育［7］，裂縫垂向上溝通吳家坪組烴源巖與長興組礁灘相巖性圈閉，因而二疊系烴源巖大量生烴期與高角度裂縫、長興組優(yōu)質(zhì)儲層的形成時期具有很好的耦合關(guān)系，有利于二疊系烴源巖生成的原油進(jìn)入長興組礁灘相優(yōu)質(zhì)儲層中聚集形成早期巖性油藏。

4 結(jié)論

元壩氣田海相地層埋藏超深，地層平緩，構(gòu)造變形弱，因此斷層輸導(dǎo)體不發(fā)育，但由于長興組礁灘儲層縱向近源，側(cè)向近灶，運移距離較短，因此裂縫（層間縫、節(jié)理縫和小斷裂）與礁灘相白云巖優(yōu)質(zhì)孔隙型儲集體共同構(gòu)成有效的立體網(wǎng)狀復(fù)合輸導(dǎo)體系，近源聚集形成長興組大型礁灘巖性氣藏。

在儲層—裂縫復(fù)合輸導(dǎo)體系中，優(yōu)質(zhì)儲層不僅是油氣聚集的倉庫，同時也是重要的油氣側(cè)向輸導(dǎo)體，礁灘相優(yōu)質(zhì)白云巖儲層的發(fā)育程度決定了巖性古油藏的分布與規(guī)模，也決定了元壩氣田現(xiàn)今礁灘巖性氣藏的分布范圍與規(guī)模；裂縫輸導(dǎo)體垂向發(fā)育高度與密度控制了油氣富集的層位。

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