新場(chǎng)氣田上三疊統(tǒng)須家河組五段天然氣成藏主控因素分析

苑 坤，楊 飛，劉 彬，李秀鵬，王 勇，徐揚(yáng)威，楊 鋒中國(guó)地質(zhì)調(diào)查局油氣資源調(diào)查中心，北京油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(長(zhǎng)江大學(xué))，湖北 武漢中石化勘探開(kāi)發(fā)研究院天然氣所，北京中石化江漢油田分公司荊州采油廠，湖北 荊州

新場(chǎng)氣田上三疊統(tǒng)須家河組五段天然氣成藏主控因素分析

苑 坤1，楊 飛2，劉 彬3，李秀鵬3，王 勇4，徐揚(yáng)威2，楊 鋒1
1中國(guó)地質(zhì)調(diào)查局油氣資源調(diào)查中心，北京2油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(長(zhǎng)江大學(xué))，湖北 武漢3中石化勘探開(kāi)發(fā)研究院天然氣所，北京4中石化江漢油田分公司荊州采油廠，湖北 荊州

http://dx.doi.org/10.12677/jogt.2016.383021

Received: Apr. 15th, 2016; accepted: Jul. 8th, 2016; published: Sep. 15th, 2016

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新場(chǎng)氣田地處四川盆地川西坳陷中段北東東向大型隆起帶上，上三疊統(tǒng)須家河組五段(T3x5)屬三角洲前緣–濱淺湖亞相沉積，泥巖發(fā)育，為研究區(qū)主要烴源巖之一。近年的勘探中，T3x5取得了重大突破，亦成為新場(chǎng)氣田的新產(chǎn)層。由于T3x5呈現(xiàn)“泥包砂”的地層結(jié)構(gòu)特征，其天然氣成藏條件顯得較為復(fù)雜。從構(gòu)造特征、儲(chǔ)層預(yù)測(cè)、裂縫地震預(yù)測(cè)等方面對(duì)氣藏的主控因素進(jìn)行了評(píng)價(jià)，綜合分析認(rèn)為T3x5成藏受多種因素共同控制。

新場(chǎng)氣田，須家河組，裂縫預(yù)測(cè)，主控因素

1. 引言

上三疊統(tǒng)須家河組(T3x)是新場(chǎng)氣田主要含氣層系之一[1]，在前期勘探和開(kāi)發(fā)實(shí)踐中，須家河組二段(T3x2)和四段(T3x4)是主要產(chǎn)氣層段[2] [3]，而一段(T3x1)、三段(T3x3)、五段(T3x5)則為主要的烴源巖層[4] [5]。但隨著新頁(yè)HF-2井、川孝96井以及川羅562井在T3x5獲得產(chǎn)氣量的突破，預(yù)示著T3x5具有勘探自生自儲(chǔ)型天然氣的前景。

川西坳陷T3x5厚度大，主要發(fā)育三角洲前緣–濱淺湖亞相沉積的泥頁(yè)巖夾砂巖[6]，在以往的研究中常將其作為主力烴源巖來(lái)評(píng)價(jià)[7]。雖在勘探上取得了一定的突破，但由于T3x5的產(chǎn)層復(fù)雜，泥頁(yè)巖與砂巖頻繁互層，縱、橫向變化快，組合方式多樣化，導(dǎo)致其最有利的產(chǎn)層組合尚未確定。新場(chǎng)氣田T3x5的產(chǎn)氣層均大量出水，而復(fù)雜的產(chǎn)層組合預(yù)示著其評(píng)價(jià)方法及預(yù)測(cè)模式的建立具有更多的不確定性和多解性。筆者力求從構(gòu)造特征、儲(chǔ)層分布、裂縫發(fā)育狀況等方面探討T3x5天然氣成藏主控因素。

2. 地層特征

新場(chǎng)氣田T3x5沉積厚度大(260～750 m，平均480 m)，總體上表現(xiàn)為泥包砂特征，可劃分為上、中、下3個(gè)亞段，平均泥地比69%，主要發(fā)育三角洲前緣以及濱淺湖亞相沉積[6]。

T3x5砂巖儲(chǔ)層主要呈透鏡狀分布，厚度變化較大，最大可達(dá)25 m，最薄僅為1 m，平均5～9 m。前人將T3x5縱向上砂泥巖組合劃分為3種類型(圖1)：①富含泥型，該層段泥、頁(yè)巖相對(duì)較純，夾少量厚度小于1 m的薄層砂巖，主要發(fā)育于T3x5上亞段；②薄互層型，砂巖與泥頁(yè)巖呈1～5 m等厚或不等厚互層，主要發(fā)育于T3x5中亞段；③富含砂型，該層段砂巖厚度相對(duì)較大，累計(jì)厚度普遍大于15 m，單層最大厚度大于5 m，主要發(fā)育于T3x5下亞段。上述砂泥巖組合類型中，富含砂型為主要的產(chǎn)氣層段。

3. 構(gòu)造特征

新場(chǎng)氣田T3x5構(gòu)造形態(tài)總體呈現(xiàn)為西高東低的特點(diǎn)，西部發(fā)育北東東向的鼻翼狀構(gòu)造，高點(diǎn)向西延伸出研究區(qū)。鼻翼狀構(gòu)造南翼傾角較大，構(gòu)造軸呈現(xiàn)東西向展布，表現(xiàn)為南陡北緩，反映存在近南北向的應(yīng)力場(chǎng)。

區(qū)內(nèi)斷裂不發(fā)育，主要分布在研究區(qū)的東部。斷裂走向主要有2個(gè)方向，少數(shù)小斷裂呈近東西向展布，多數(shù)規(guī)模較大的斷裂為北北東走向[8]，且均為逆斷裂。主要斷裂的走向與構(gòu)造等值線近似垂直，易形成斷塊圈閉[9]，在東部斷裂主要發(fā)育區(qū)，形成了2個(gè)規(guī)模較大的斷塊圈閉。

從T3x5下亞段頂面構(gòu)造圖(圖2)來(lái)看，產(chǎn)氣井主要分布于主體構(gòu)造上，說(shuō)明構(gòu)造對(duì)T3x5天然氣有控制作用。但主體構(gòu)造上也分布著許多非產(chǎn)氣井，則說(shuō)明T3x5天然氣藏并不完全屬于構(gòu)造控藏，構(gòu)造只是天然氣成藏的主控因素之一。

4. 儲(chǔ)層特征

新場(chǎng)氣田T3x5砂巖儲(chǔ)層以中–細(xì)砂巖為主，主要巖石類型包括巖屑砂巖、長(zhǎng)石巖屑石英砂巖以及鈣屑砂巖等，物性較差，孔隙度一般小于10%，滲透率一般小于1 mD，屬典型的低孔、低滲儲(chǔ)層。儲(chǔ)集空間以粒間溶孔和微裂縫為主，具少量的粒內(nèi)溶孔、石英壓溶孔和殘余粒間孔[10] [11]。

砂巖儲(chǔ)層主要發(fā)育在研究區(qū)的北部地區(qū)(圖3)，砂地比達(dá)到50%，大部分出氣井分布于該區(qū)域，故砂巖儲(chǔ)層的發(fā)育與含氣性有一定的關(guān)聯(lián)。但新場(chǎng)氣田T3x5砂巖主要呈透鏡狀展布(圖4)，缺乏一定的連續(xù)性，故亦只能作為區(qū)內(nèi)天然氣藏主控因素之一。

Figure 1. Combined diagram of sandstone and mudstone of T3x5in Xinchang Gas Field圖1. 新場(chǎng)氣田T3x5砂泥巖組合模式圖

Figure 2. Top surface structural map of T3x5lower sub section of Xinchang Gas Field圖2. 新場(chǎng)氣田T3x5下亞段頂面構(gòu)造圖

Figure 3. Plane distribution map of sandstone and formation ratio in Xinchang Gas Field圖3. 新場(chǎng)氣田砂地比平面分布圖

Figure 4. Section of T3x5well XC29～well XC203～well X882～well CX565圖4. 過(guò)新場(chǎng)29井～新場(chǎng)203井～新場(chǎng)882井～川孝565井T3x5氣藏剖面圖

5. 裂縫發(fā)育特征

新場(chǎng)氣田T3x5裂縫主要發(fā)育于2個(gè)區(qū)域：一個(gè)位于主體構(gòu)造南翼，發(fā)育高角度構(gòu)造裂縫；另一個(gè)位于研究區(qū)東部鼻狀構(gòu)造的傾沒(méi)端，發(fā)育低角度的層間裂縫(圖5)。裂縫發(fā)育區(qū)內(nèi)分布有大量鉆井，但大部分為出水井，僅有新場(chǎng)29井和新3井為產(chǎn)氣井，而在裂縫中等發(fā)育的構(gòu)造主體西區(qū)卻有新場(chǎng)32井、新場(chǎng)26井等大量產(chǎn)氣井。分析認(rèn)為，T3x5泥巖含量較高，構(gòu)造成巖過(guò)程中，有大量地層水生成，在該背景下，裂縫發(fā)育雖能在一定程度上改造T3x5儲(chǔ)層，但過(guò)于發(fā)育，則會(huì)導(dǎo)致儲(chǔ)層大量含水，造成含氣飽和度不高。因此，對(duì)于自生自儲(chǔ)的T3x5氣藏，裂縫的存在能改善儲(chǔ)層物性，但若裂縫過(guò)于發(fā)育，則會(huì)降低儲(chǔ)層的含氣飽和度，故中等裂縫發(fā)育區(qū)有利于天然氣藏的形成。

6. 成藏主控因素

T3x5為三角洲前緣亞相沉積，以暗色泥、頁(yè)巖、碳質(zhì)頁(yè)巖夾煤層和煤線為主，泥巖有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%～4.82%，有機(jī)質(zhì)類型為Ⅲ型，為研究區(qū)主要?dú)庠磳又弧挠蜌獬刹伢w系上來(lái)看，新場(chǎng)氣田T3x5具備自生、自儲(chǔ)、自蓋的成藏條件。綜合分析產(chǎn)氣井的分布狀況表明，區(qū)內(nèi)成藏主控因素較為復(fù)雜。

從構(gòu)造上看，構(gòu)造主體高部位分布有大量的產(chǎn)氣井(新場(chǎng)32井、新場(chǎng)26井、新209井、新3井等)，亦有部分非產(chǎn)氣井(新場(chǎng)13井、川孝94井、新場(chǎng)25井等)，而在構(gòu)造傾沒(méi)端雖多為非產(chǎn)氣井，但也存在新場(chǎng)207井、新場(chǎng)23井等工業(yè)產(chǎn)氣井，由此說(shuō)明構(gòu)造只是T3x5氣藏有利控制因素之一。

從儲(chǔ)層分布來(lái)看，構(gòu)造主體部位及其北翼砂體相對(duì)較為發(fā)育，但物性較差，呈透鏡狀分布，相互間缺乏連通性。根據(jù)已鉆井出氣情況，砂體的分布與產(chǎn)氣井的位置存在一定的相關(guān)性，如新場(chǎng)23井、新場(chǎng)207井的產(chǎn)氣均受砂體展布所控制，反映出砂體分布亦是成藏主控因素之一。

另外，裂縫發(fā)育區(qū)在較大程度上決定了含氣有利區(qū)的展布。地層的裂縫發(fā)育，其儲(chǔ)集性能會(huì)增大。新場(chǎng)氣田構(gòu)造主體部位裂縫發(fā)育程度中等，對(duì)砂巖物性有一定程度的改善，溝通了部分透鏡砂體；另一方面，若裂縫過(guò)于發(fā)育，則會(huì)導(dǎo)致儲(chǔ)層大量進(jìn)水，從而達(dá)不到工業(yè)產(chǎn)能而成為水井。

綜合來(lái)看，新場(chǎng)氣田T3x5氣藏為原生氣藏，構(gòu)造、儲(chǔ)集砂體以及裂縫發(fā)育程度均對(duì)成藏有控制作用。

Figure 5. The relationship between fracture and gas production area圖5. 裂縫發(fā)育區(qū)與含氣性關(guān)系圖

7. 結(jié)論

1) 新場(chǎng)氣田T3x5以泥巖沉積為主，其下段夾砂巖，具備自生、自儲(chǔ)、自蓋的成藏組合條件。

2) 新場(chǎng)氣田T3x5砂巖較為致密，物性差，屬致密砂巖氣藏，受裂縫的改造作用，天然氣產(chǎn)能變化較大。

3) T3x5氣藏成藏主控因素較為復(fù)雜，非單一因素控藏，而是構(gòu)造、儲(chǔ)層和裂縫聯(lián)合作用控制成藏。

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Main Controlling Factors of Hydrocarbon Accumulation for 5thSection Xujiahe Formation Upper Triassic Series in Xinchang Gas Field

Kun Yuan1, Fei Yang2, Bin Liu3, Xiupeng Li3, Yong Wang4, Yangwei Xu2, Feng Yang2
1Oil & Gas Survey, China Geological Survey (CGS), Beijing2Key Laboratory of Exploration Technologies for Oil and Gas Resources (Yangtze University), Ministry of Education, Wuhan Hubei3Research Institute of Petroleum Exploration and Production, SINOPEC, Beijing4Jingzhou Oil Production Plant, Jianghan Oilfield Company, SINOPEC, Jingzhou Hubei

Xinchang Gas Field was situated in the NEE large uplift belt of the Western Sichuan Depression. The 5thmember of Xujiahe Formation (T3x5) belonged to a delta front and shallow lake facies deposit, where mudstone was developed; it was one of the main hydrocarbon source rocks in the study area. In recent years, a great breakthrough has been obtained in the exploration in T3x5, and it became a new production zone in Xinchang Gas Field. Because of the structural characteristics of“sand in mud”, the natural gas accumulation condition was more complex. The main control factors for the gas accumulation were analyzed from the aspects of structural characters, reservoir prediction, the seismic prediction of fractures, and so on. The result of integrated analysis indicates that the accumulation of T3x5is controlled by multiple factors.

Xinchang Gas Field, Xujiahe Format, Fracture Prediction, Main Controlling Factors

苑坤(1985-)，男，碩士，工程師，現(xiàn)主要從事油氣資源評(píng)價(jià)工作；通信作者：楊飛。

2016年4月15日；錄用日期：2016年7月8日；發(fā)布日期：2016年9月15日

文章引用: 苑坤, 楊飛, 劉彬, 李秀鵬, 王勇, 徐揚(yáng)威, 楊鋒. 新場(chǎng)氣田上三疊統(tǒng)須家河組五段天然氣成藏主控因素分析[J]. 石油天然氣學(xué)報(bào), 2016, 38(3): 23-29. http://dx.doi.org/10.12677/jogt.2016.383021