新場氣田須二氣藏成藏機理深化研究

黎華繼 陳 蘭 劉 葉 冉 旭 羅桂濱

（中國石化西南油氣分公司勘探開發(fā)研究院）

新場氣田須二氣藏成藏機理深化研究

黎華繼 陳 蘭 劉 葉 冉 旭 羅桂濱

（中國石化西南油氣分公司勘探開發(fā)研究院）

以深究新場氣田須二氣藏復雜氣水分布的根源為出發(fā)點，梳理前期氣藏成藏研究成果為基線，融入氣藏動靜態(tài)特征研究，探尋氣藏儲層非均質性及復雜氣水分布的根源。新場氣田須二氣藏經(jīng)歷了早期原油聚集與裂解階段、中期生氣增壓聚集階段、晚期高壓驅趕運聚成藏階段。關鍵時期為晚期高壓驅趕運聚成藏階段；儲集類型為裂縫-孔隙型，高孔隙型儲層發(fā)育于高含水區(qū)；受裂縫發(fā)育影響，須二氣藏為無統(tǒng)一氣水界面的邊水氣藏；潛力區(qū)應為氣水過渡帶之上、近斷層的區(qū)域。圖9參3

須二氣藏儲層非均質性儲集性

0 引言

川西坳陷新場氣田須家河組二段氣藏是由多個NE、SN、NEE向高點組成的NEE向復式背斜，地層可劃分為3個亞段、10套砂層組，儲集砂體厚度大，延伸范圍廣，厚度比較穩(wěn)定；須二段以三角洲平原—前緣沉積為主，有利儲層的沉積微相主要為水下分流河道、河口砂壩中—細粒砂巖沉積；埋藏深度4500～5200 m，砂巖平均孔隙度為3.75%，平均基質滲透率只有0.07 mD，屬于典型的低孔—特低孔超致密儲層；產出的流體以天然氣為主，不含凝析油，產地層水，但無統(tǒng)一氣水邊界；氣藏的壓力系數(shù)為1.64左右，屬裂縫控產的異常高壓有水氣藏。

在新場氣田10余年的勘探開發(fā)過程中，2006年楊克明、葉軍等[1]提出的“早期古構造之上疊加晚期‘斷而未破’裂縫系統(tǒng)是富集高產的主控因素”的高壓驅趕成藏模式，較好地指導了氣藏的勘探開發(fā)。但由于氣藏獨有的復雜性（基質儲層在致密背景下，不乏相對疏松儲層，同時裂縫發(fā)育程度的差異使得須二儲層表現(xiàn)出極強的非均質性，另外，氣水同產但無統(tǒng)一的氣水邊界），使上述成藏模式難以指導氣藏下一步的開發(fā)評價工作，針對須二氣藏成藏的復雜性，有必要對進入開發(fā)評價階段的須二氣藏前期氣藏成藏方面的研究成果進行梳理，結合氣藏特征，明確真正的氣藏成藏主控因素，探索氣藏開發(fā)潛力區(qū)。

遵循楊克明等高壓驅趕的成藏模式，新場須二成藏過程分為3個階段，本文將分階段對須二成藏過程中儲層及氣藏氣水分布進行逐一解剖，以求探尋氣藏復雜性的根源。

1 早期原油聚集與裂解階段

須四段沉積期末，海陸過渡相烴源巖已開始生油，直至早侏羅世，均以生油為主。早期生成的石油在印支期的古構造中聚集成藏，隨埋藏加深發(fā)生熱裂解作用。

據(jù)張有江、葉泰然等對該區(qū)構造演化分析[2]，在此階段，新場須二頂面構造東低西高，略為南高北低，在部分井區(qū)存在古構造高點。而且安縣運動形成早期的NE和NW走向的小斷裂，斷距小，延伸較短，向上未穿須三層頂，即NNE斷層F1、F2、F3、F4和南部NE向斷層在本次構造運動初步形成（圖1）。斷層的產生無疑在其周圍相應產生一系列宏觀及微觀縫，而裂縫的發(fā)育程度視斷層的規(guī)模各有差異。據(jù)前期構造及裂縫研究成果推斷，F(xiàn)1斷層上盤裂縫最為發(fā)育，相較之下，F(xiàn)4斷層發(fā)育程度次于F1，但優(yōu)于F2、F3。

圖1 過新86井須五底拉平地震剖面圖

在此階段由于須二儲層處于致密化中期，雖然斷層的存在已使儲層局部滲透性能優(yōu)于基質儲層，但基質儲層平均孔隙度＞15%，儲層應以孔滲性較好的孔隙型儲層為主，其下部源巖生成的原油由高勢區(qū)向低勢區(qū)沿喉道或斷層向上遇阻后于頂部局部圈閉區(qū)內聚集（圖2）。

圖2 新場須二氣藏須家河沉積期末成藏模式示意圖

據(jù)新場須二儲層薄片觀察，在個別井上亞段觀察到瀝青沿裂縫侵入儲層，后期冷凝收縮形成有機質收縮縫。由此判斷新場須二“早期原油聚集與裂解階段”實有存在，但目前沒有證據(jù)充分證明該階段工區(qū)內儲層廣泛經(jīng)歷。

2 中期生氣增壓聚集階段

從中侏羅世到晚侏羅世，出現(xiàn)了兩次以濕氣為主的生排烴高峰，導致系統(tǒng)內壓力急劇增高。劉樹根等[3]對川西上三疊統(tǒng)進行了古壓力模擬，結果顯示，在白堊紀末期，壓力梯度由1.51上升至1.87，呈現(xiàn)天然氣聚集增壓的特征。

此階段須二頂構造經(jīng)歷了由西高東低、南高北低向東高西低、北高南低構造形態(tài)的過渡。

白田壩沉積期末，南北、東西向地層趨于平坦（圖3），構造形態(tài)主要受該時期的晚印支運動的影響，使川西坳陷整體抬升。橫向上新場須二整體的構造形態(tài)比較平緩，但仍表現(xiàn)出西低東高、北低南高的構造形態(tài)，除西北一線區(qū)域沉降，構造位置變低，以及南部區(qū)域隆升，其余井區(qū)的古構造高點進一步鞏固，這些古構造高點應為油氣聚集提供了好的儲集場所，為有利的油氣捕獲區(qū)。前期形成的NNE、NE向斷層以及其衍生的裂縫、微裂縫應得到進一步改造，但變形程度不大。

該階段須二儲層仍處于致密化中期，儲層平均孔隙度仍＞10%，儲層仍以孔滲性較好的孔隙型儲層為主，裂縫為油氣的運移提供優(yōu)勢通道，須二下部及自身源巖生成的天然氣以水溶氣方式，由高勢區(qū)向低勢區(qū)沿喉道或裂縫向上遇阻后于局部圈閉區(qū)聚集，同時前期生成的原油熱裂解成氣視能量大小就地聚集或向周圍擴散，這也可從前期李汶國等[4]對須二烴源巖的研究得到印證，新場須二氣藏所產天然氣為介于油型氣與煤型氣之間的混合成因氣。至此，各亞段有統(tǒng)一的氣水界面（圖4）。

圖4 新場須二氣藏白田壩沉積期末成藏模式示意圖

圖3 過新856井白田壩底拉平地震剖面圖

而蓬萊鎮(zhèn)沉積期末須二頂面構造形態(tài)已變?yōu)楸备吣系?、西高東低（圖5），這主要由于燕山早—中幕反向構造抬升運動引起，在侏羅系遂寧組地層沉積末期新場北東向構造形態(tài)已見雛形，到蓬萊鎮(zhèn)沉積期末，構造高點的變換已經(jīng)完成，工區(qū)西北部出現(xiàn)了局部高點，而古構造高點依然存在，該階段斷層發(fā)育程度也得到進一步的深化。

圖5 過新86井蓬萊鎮(zhèn)底拉平地震剖面圖

朱宏權、呂正祥等對新場須二段儲層演化研究表明，此時氣藏儲層也正經(jīng)歷由常規(guī)儲層向特低孔致密儲層的轉變（圖6）[5]。由于上覆蓋層厚度的差異、儲層抗壓性礦物含量的差異、所含流體性質的不同以及斷裂的不均衡發(fā)育等，造成儲層嚴重的差異壓實，導致儲層具強烈的非均質性。在高含氣、抗壓剛性礦物（如石英）高含量層段且裂縫發(fā)育區(qū)，如工區(qū)中部F1斷層附近，須二中亞段高石英（抗壓）、高長石（次生孔發(fā)育）、低巖屑，雖然氣體具可壓縮性，但由于此時定容封閉的異常高壓已經(jīng)形成，其地層壓力是一個各向同性的張性力，此時也為生排烴高峰期，雖然儲層已進入致密化末期，儲層平均孔隙度< 5%，天然氣沿喉道充注的能力變弱，但沿斷裂仍有油氣不斷充注其中，故在工區(qū)內古今始終處于局部高點區(qū)、剛性礦物高含量區(qū)及斷裂發(fā)育帶。即使在儲層超致密后，由于仍為有效圈閉，經(jīng)過后期構造轉置，仍位于水線以上，這類局部圈閉仍能依靠裂縫接納該期生成的油氣。此階段須二段頂部構造存在多個與斷層相鄰的局部高點，為該時期的油氣聚集提供了有利空間，這些局部高點區(qū)壓實程度遠遠低于低含氣區(qū)；同時在高含水區(qū)，由于水體的不可壓縮性，持續(xù)的水巖作用也極易形成次生溶蝕孔縫，故該區(qū)儲層不乏存在孔滲性相對好的孔隙型儲層；另外在致密化進程中，氣水界面由于持續(xù)的成巖作用，特別是靠水一側，碳酸鹽等膠結物大量存在易形成環(huán)狀致密的成巖封堵區(qū)，形成局部的含水巖性圈閉。

圖6 川西坳陷須二氣藏成藏事件圖

圖7 新場須二氣藏蓬萊鎮(zhèn)沉積期末成藏模式示意圖

中期生氣增壓聚集階段經(jīng)歷了氣藏由東高西低、南高北低轉換為西高東低、北高南低，這意味著氣藏已形成的氣水分布格架遭到破壞，氣水分布要重新調整，但儲層超致密化又嚴重阻止氣水分布正常的調整。綜上所述，氣水分布的重新調整在氣藏范圍內總體遵循“氣往高處走、水往低處流”的原則，但由于局部超致密層的阻隔，以及局部巖性圈閉的遮擋，使得氣水調整在局部不能完全遵循浮力、重力原理，在構造的高部位仍存在巖性圈閉性質的獨立水體——殘留地層水（圖7）。低部位水線之下仍有可能存在局部巖性圈閉的局部“氣層”，氣藏整體呈現(xiàn)出包含局部殘留地層水的邊水氣藏，氣藏仍為整體含氣性、局部富集，含氣性差異程度較大。

由以上分析可知，始終處于古構造局部高點部位、裂縫發(fā)育、且儲層礦物成分成熟度高即高石英低巖屑的層段為油氣聚集的最有利部位，不難發(fā)現(xiàn)須二中亞段F1斷層上下盤附近即是最有利區(qū)，而F3斷層上下盤由于裂縫的發(fā)育程度差于中部新856井區(qū)為較有利區(qū)。但此階段構造的倒置引起氣藏氣水分布的重新調整，必然使氣藏能量大大衰減，故而“中期生氣增壓聚集階段”僅限于白田壩沉積期以前，其后應為氣藏的調整期。

3 晚期高壓驅趕運聚成藏階段

白堊紀以來，系統(tǒng)內烴源巖逐漸達到干氣階段，壓力繼續(xù)增高，壓力梯度達到1.7~2.2。喜馬拉雅期構造運動產生大量的斷裂及裂縫，造成了構造部位的壓力有所降低。在勢能場的作用下，高壓差驅使天然氣在構造高部位富集成藏。此階段，須二構造反轉已完成，構造北高南低、東高西低的格局受到喜馬拉雅構造運動的進一步改造，定型為現(xiàn)今構造形態(tài)（圖8），并在該區(qū)產生大量的小型逆斷層，斷層斷距小，但這些斷層的存在使得氣藏原本復雜的氣水分布又進一步變動，據(jù)現(xiàn)今斷層及裂縫分析，須二內部斷層發(fā)育程度差異較大，其中F1上盤及其附近為網(wǎng)狀發(fā)育區(qū)，其次F4上盤高角度裂縫為較發(fā)育區(qū)，F(xiàn)2、F3裂縫發(fā)育程度次于F4，其余南北向的小斷層及東西向斷層附近更多地發(fā)育低角度縫及微縫。潤濕相的水體沿斷層及其產生的裂縫這一優(yōu)勢通道在重力或毛管力作用下，侵入它所能抵達的任何部位，如工區(qū)東部封閉的殘留地層水可能遭到破壞，沿喜山期形成的東西向斷層向中部滲流，同樣工區(qū)南北及東部統(tǒng)一邊水被喜山期斷層刺穿后同樣可向工區(qū)中部靠近，同時大量干氣在高壓差驅使在構造高部位富集。由此造成氣藏目前復雜的氣水分布（圖9）。

圖8 須二段頂面地震解釋剖面圖

圖9 新場須二氣藏現(xiàn)今氣藏模式示意圖

由上所述，新場須二氣藏的成藏過程，儲層組分的非均質性是儲層后期成巖作用復雜化的基礎，不均質的儲層疊加多起構造運動造就了須二現(xiàn)今復雜的儲層及氣水分布。

4 結論

本文在前期新場氣田須二氣藏大量研究成果的基礎上，通過該氣藏古構造演化、儲層特征及其致密化史、烴源巖演化以及氣水調整等研究相結合，得出以下認識：

（1）新場須二氣藏成藏的關鍵時期應為晚期高壓驅趕運聚成藏階段，此階段受喜馬拉雅運動的影響，產生大量的斷裂及裂縫，且須二定型為現(xiàn)今構造形態(tài)構造，天然氣沿裂縫充注，與此前各階段成藏疊加富集。始終處于古、今構造局部高點部位、裂縫發(fā)育、且儲層礦物成分成熟度高即高石英低巖屑的層段為油氣聚集的最有利部位，該區(qū)域也是開發(fā)潛力區(qū)。

（2）新場須二氣藏有利的儲集類型為裂縫-孔隙型，高孔隙型儲層往往發(fā)育于高含水區(qū)。

（3）新場須二氣藏整體因受儲層致密和裂縫發(fā)育局限影響，呈現(xiàn)出一個裂縫系統(tǒng)一個氣水界面特征，沒有統(tǒng)一氣水界面。

1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.

2張有江，葉泰然，譙述蓉，等.新場須二構造演化、裂縫表征及展布規(guī)律研究[R].中國石化股份公司西南分公司研究院，2009.

3劉樹根，徐國盛，單鈺明，等.川西坳陷中生代以來構造及地壓演化史研究[R].成都理工大學，1998.

4李汶國，李國建，何興貴，等.四川盆地油氣水巖石地球化學特征與天然氣的運移和成藏環(huán)境研究[R].地質礦產部西南石油地質局地質大隊，1994.

5呂正祥,朱宏權,劉泗賓，等.川西須家河組成藏主控因素與分布預測[R].中國石化股份公司西南分公司研究院,2010.

（修改回稿日期2015-03-03編輯文敏）

黎華繼，女，1970年出生，高級工程師；從事油氣開發(fā)工作。地址：（610041）成都高新區(qū)吉泰路688號中石化西南油氣分公司研究院。電話：13668166046。E-mail：348311220@qq.com