李宇平，范小軍，郝景宇，潘 磊，王 銀

（中國石油化工股份公司勘探分公司）

元壩長興組礁灘大氣田是繼普光氣田之后，中國石化勘探分公司在我國南方發(fā)現(xiàn)的埋藏最深（約7 000 m）的億噸級(jí)大型整裝海相氣田［1］。元壩長興組氣田的勘探表明，氣藏的氣水關(guān)系復(fù)雜。為了進(jìn)一步提高元壩氣田礁灘相氣藏的勘探成功率，有必要明確其復(fù)雜的氣水關(guān)系及其控制因素。

自元壩氣田勘探突破以來，前人的研究主要集中在沉積［2－6］、儲(chǔ)層［7－13］、氣藏［2，14－19］等方面，而對(duì)氣水關(guān)系方面的研究則相對(duì)較少，主要有尹正武等［20］開展過關(guān)于元壩地區(qū)礁灘相氣藏氣水的地球物理識(shí)別研究，總體來說，對(duì)元壩氣田超深層礁灘相氣藏復(fù)雜氣水關(guān)系的成因及主控因素認(rèn)識(shí)還不夠深入。本研究通過對(duì)元壩氣田地質(zhì)、測(cè)井、物探等資料的聯(lián)合分析，以及30 多口井測(cè)試成果的分析，試圖結(jié)合巖性圈閉及氣藏分布規(guī)律，理清氣藏復(fù)雜氣水關(guān)系的成因，明確主控因素，以提高隱蔽性巖性油氣藏勘探的成功率。

1 氣藏分布特征

元壩氣田在構(gòu)造上位于四川盆地北部的川北坳陷（圖1），受西北部九龍山背斜構(gòu)造帶、東北部通南巴背斜構(gòu)造帶、南部川中低緩構(gòu)造帶三個(gè)三級(jí)構(gòu)造遮擋［1－2，4－6］，斷裂不發(fā)育，沉積了一套上二疊統(tǒng) 長興組臺(tái)地邊緣礁灘相地層［3－5］，主要為一大型礁灘隱蔽性巖性氣藏［11，16－17］。

1.1 氣藏的平面分布

鉆井資料、三維地震資料及沉積相綜合研究表明，整個(gè)元壩地區(qū)在長興期被一條NW—SE向的相變線分割為臺(tái)地邊緣相與陸棚相兩個(gè)沉積相帶（圖1）。陸棚相帶的巖性致密，以深灰色含泥灰?guī)r為主，儲(chǔ)層不發(fā)育；而臺(tái)地邊緣相帶的礁灘主體沉積中，早期發(fā)育了生物碎屑灘儲(chǔ)層（長興組一段）、晚期發(fā)育了礁蓋白云巖儲(chǔ)層（長興組二段），并具有“早灘晚礁，前礁后灘，向北東向遷移”的沉積特征［1，13］。在沉積相展布規(guī)律控制作用下，臺(tái)地邊緣礁灘主體區(qū)的氣層厚度沿NW—SE的圈閉走向呈三排條帶狀分布（圖1）。第一排（Ⅰ號(hào)礁帶）位于YB9井礁體至YB103H井礁體，為NW向長條狀，長寬比大于10，其中YB9井、YB107井、YB10井和YB103H井均見水層，但是氣水界面不一致，為相互獨(dú)立的氣藏；第二排（Ⅱ號(hào)礁帶）位于YB101井礁體，近S—N 向，長寬比約為2，南寬北窄，呈指狀延伸；第三排（Ⅲ號(hào)礁帶）位于YB27井礁體至YB28井礁體，為NW—SE 向長條狀，其中YB28井、YB222井、YB273井和YB275井均見水層。臺(tái)地邊緣淺灘區(qū)主要分布于元壩東部（“1”字頭井號(hào)區(qū)）的YB12—YB124井區(qū)和YB123—YB16井區(qū)，以及元壩西部（“2”字頭井號(hào)區(qū)）的YB224井區(qū)、YB211井區(qū)和YB225井區(qū)，其中YB123井、YB16井、YB224井均見水層，分布于礁灘主體后側(cè)（圖1）。總體上，元壩長興組氣藏平面上呈NW—SE向分布，它是在一定的古構(gòu)造高背景上，主要由沿臺(tái)地邊緣展布的長興組生物礁灘及礁后生物碎屑灘疊置連片而成的似層狀巖性氣藏，具有“一礁、一灘、一氣藏”的分布特征。元壩西北部的含氣性整體較好，元壩東部和南部的局部地區(qū)則氣水關(guān)系復(fù)雜。

圖1 元壩氣田上二疊統(tǒng)長興組礁灘氣藏分布圖

1.2 氣藏的縱向分布

元壩地區(qū)長興組臺(tái)緣礁灘復(fù)合體儲(chǔ)層可劃分為上下兩段，下部為一段，中上部為二段。總體上，二段的氣藏主要位于二段的中上部及頂部（圖2）。部分井的長興組頂面即為儲(chǔ)層頂面，如YB1井、YB101井；也有部分井的長興組二段儲(chǔ)層距長興組頂面有10 m 左右，如YB102井。臺(tái)地邊緣淺灘相氣層主要發(fā)育于長興組一段，與臺(tái)地邊緣礁灘相（長興組二段）氣層呈疊置連片分布。結(jié)合氣藏特征分析，元壩長興組氣藏主要以彈性氣驅(qū)為主，部分為邊（底）水驅(qū)動(dòng)，不同巖性氣藏的氣水界面、氣藏高度變化較大，總體上具有高氣低水的特征（圖2）。通過元壩長興組多口井巖心瀝青含量的統(tǒng)計(jì)，識(shí)別出古油水界面均低于現(xiàn)今氣水界面（圖2）。分析認(rèn)為，元壩地區(qū)長興組古油藏裂解成氣階段及后期調(diào)整過程中，天然氣向高部位發(fā)生了運(yùn)移調(diào)整。

圖2 元壩氣田上二疊統(tǒng)長興組氣藏剖面圖

2 氣藏復(fù)雜氣水關(guān)系的主控因素

2.1 優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層對(duì)氣水分布的控制

元壩地區(qū)長興期臺(tái)地邊緣礁灘復(fù)合體儲(chǔ)層的發(fā)育與生物礁的生長密切相關(guān)，儲(chǔ)層發(fā)育的優(yōu)劣則與生物礁生長的規(guī)模有關(guān)。生物礁生長后期，隨著海平面的相對(duì)下降以及生物礁的快速生長，生物礁頂部接近或暴露于海平面，由此形成暴露淺灘相儲(chǔ)層。根據(jù)生物礁的生長特征，可劃分出三種生物礁生長模式（圖1，表1）。

垂向加積生長模式 主要發(fā)育在Ⅱ號(hào)和Ⅲ號(hào)礁帶的北部，生物礁生長具有垂向加積特征，礁體規(guī)模較大，礁蓋儲(chǔ)層厚度大、物性好。Ⅱ號(hào)、Ⅲ號(hào)礁帶中大部分的井，測(cè)試獲高產(chǎn)工業(yè)氣流。

側(cè)向遷移生長模式 主要發(fā)育在Ⅰ號(hào)礁帶一帶，生物礁生長具有側(cè)向遷移、平行生長的特征，礁蓋儲(chǔ)層厚度中等、物性好。測(cè)試以中低產(chǎn)氣為主。

早期生長模式 主要發(fā)育在Ⅱ、Ⅲ號(hào)礁帶的中南部，生物礁帶傾末端的礁體發(fā)育在長興期中期，至晚期演化為局限環(huán)境沉積，儲(chǔ)層厚度較薄，但物性好。測(cè)試結(jié)果表明,這一類型模式的井中同樣可以獲得高產(chǎn)。

表1 元壩氣田長興組生物礁生長模式與儲(chǔ)層特征對(duì)照表

結(jié)合元壩長興組礁灘儲(chǔ)層厚度與產(chǎn)能關(guān)系的統(tǒng)計(jì)分析（表2），生物礁帶的儲(chǔ)層在整體上較淺灘相儲(chǔ)層厚度更大，物性更好，其中尤以垂向加積模式和早期生長模式形成的生物礁（Ⅱ、Ⅲ號(hào)礁帶）儲(chǔ)層中的Ⅰ、Ⅱ類儲(chǔ)層更發(fā)育，儲(chǔ)層連通性更好，油氣輸導(dǎo)效率更高。元壩的長興組氣藏，西北部礁帶的以含氣為主，東部礁帶的以氣水伴生為主。由于礁灘相儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)，儲(chǔ)集體縱橫向巖性變化快，氣水分布受優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層分布的控制，便形成了巖性控制型氣水分布模式，使得氣水分布在優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層控制下發(fā)生了調(diào)整，形成了現(xiàn)今的氣水分布狀態(tài)。

表2 元壩氣田長興組臺(tái)地邊緣礁蓋儲(chǔ)層厚度與油氣測(cè)試結(jié)果關(guān)系表［19］

2.2 油氣富集規(guī)律對(duì)氣水分布的影響

前期的研究成果［1－2］表明，元壩長興組氣藏的氣源主要來自下伏的吳家坪組(P2w)/龍?zhí)督M（P2l）烴源巖。烴源巖于印支末期進(jìn)入生烴門限，形成巖性古油藏；晚侏羅世古油藏的烴開始裂解，至白堊紀(jì)最大埋深期，基本裂解成古氣藏；而中晚白堊世（中燕山期）以來，元壩西北部發(fā)生了較明顯的隆升，油氣向西北部進(jìn)行二次運(yùn)移，加上上覆的嘉陵江組—雷口坡組厚層膏鹽蓋層分布穩(wěn)定，保存條件較好，最終使得現(xiàn)今氣藏得以調(diào)整定位，從而形成了一個(gè)巖性圈閉即為一個(gè)獨(dú)立氣藏的格局。

結(jié)合不同巖性圈閉的氣藏特征分析，元壩西北部—北部礁帶的礁體圈閉（如YB27礁體圈閉），其氣藏高度、油氣充注度、圈閉閉合幅度等參數(shù)，均遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于元壩東部的礁灘圈閉（表3）。再通過瀝青含量在巖心中的分布統(tǒng)計(jì)，可見元壩西北部YB27井區(qū)瀝青含量(約占80%以上，圖3a和3b)明顯高于元壩東部YB9井區(qū)的瀝青含量（約占10%，圖3c）。這進(jìn)一步證實(shí)了元壩西北部為長興組古油藏的中心，它具有油氣充注程度高、氣藏規(guī)模大、氣驅(qū)水能力強(qiáng)、整體以含氣為主的特點(diǎn)；相比之下，南部和東部油氣充注能力則較弱，大部分圈閉含水。

表3 元壩氣田長興組巖性氣藏特征表

圖3 元壩氣田長興組典型井巖心中瀝青充填特征

2.3 裂縫與古今構(gòu)造位置的匹配對(duì)氣水分布的調(diào)整

通過對(duì)元壩長興組古今構(gòu)造的分析可知，元壩西北部在古構(gòu)造（圖4a）和今構(gòu)造（圖4b）上均處于高部位，再結(jié)合元壩多口井的鉆井巖心（圖3，表4）和成像測(cè)井［2］等綜合研究可知，元壩長興組發(fā)育多期裂縫，且在元壩西北部的構(gòu)造相對(duì)高部位，裂縫尤為發(fā)育，裂縫的發(fā)育與構(gòu)造位置具有較好的匹配關(guān)系。發(fā)育的儲(chǔ)層裂縫，不僅可作為油氣運(yùn)聚的通道，而且也可與有效孔隙配置，構(gòu)建有效的儲(chǔ)集空間，利于油氣富集；加上構(gòu)造位置相對(duì)較高，氣藏富集程度高，氣水分異能力更強(qiáng)，因此圈閉的較高位置大都以純氣區(qū)為主，含水區(qū)帶范圍相對(duì)較?。▋H在圈閉低部位分布），故元壩西北部含氣性整體較高。

圖4 元壩氣田長興組古今構(gòu)造地勢(shì)圖

表4 元壩氣田長興組不同構(gòu)造部位儲(chǔ)層裂縫統(tǒng)計(jì)表

3 含氣性檢測(cè)

綜合利用振幅、頻率、波阻抗等多屬性開展信息融合處理，預(yù)測(cè)出元壩長興組的有利高產(chǎn)富集帶主要沿生物礁相帶展布。根據(jù)拉梅常數(shù)乘密度（λ·ρ）圖能有效地識(shí)別礁灘儲(chǔ)層中含氣和含水情況，再結(jié)合儲(chǔ)層展布特征與測(cè)試情況，對(duì)元壩長興組儲(chǔ)層的含氣性進(jìn)行了檢測(cè)（圖5）。從含氣性檢測(cè)結(jié)果看，元壩西北部整體含氣性較好，東部—南部則局部多含水。這一結(jié)果很好地佐證了前述對(duì)氣水復(fù)雜性主控因素分析的合理性。

圖5 元壩氣田長興組拉梅常數(shù)乘密度（λ·ρ）平面圖

4 結(jié) 論

優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的形成分布特征、成藏富集的規(guī)律特點(diǎn)、裂縫與古今構(gòu)造的良好匹配，控制了元壩地區(qū)長興組礁灘巖性氣藏西北部礁帶整體含氣性較好，測(cè)試多為高產(chǎn)工業(yè)氣流，東部、南部的局部地區(qū)多見水，測(cè)試以中低產(chǎn)為主。研究成果與高產(chǎn)富集帶預(yù)測(cè)、含氣性檢測(cè)及測(cè)試結(jié)果具有高度的吻合性，綜合分析認(rèn)為元壩西北部礁帶為最有利的勘探區(qū)。

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