劉 冉 霍 飛 王 鑫 楊 濤 李熹微 陳柯童

( 1成都理工大學(xué);2西南石油大學(xué);3中國石油華北油田公司;4中石化勝利建設(shè)工程有限公司 )

普光氣田下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組碳酸鹽巖儲層特征及主控因素分析

劉 冉1霍 飛2王 鑫3楊 濤4李熹微3陳柯童3

( 1成都理工大學(xué);2西南石油大學(xué);3中國石油華北油田公司;4中石化勝利建設(shè)工程有限公司 )

尋找優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育帶對于普光氣田實(shí)現(xiàn)"少井高效"的深化勘探開發(fā)具有重要意義.普光氣田飛仙關(guān)組海相碳酸鹽臺地邊緣淺灘-臺地前緣斜坡具有沉積水體淺、蒸發(fā)作用強(qiáng)的特點(diǎn),發(fā)育了飛仙關(guān)組飛一+二段臺地邊緣淺灘相鮞粒云巖和飛三段蒸發(fā)臺地潟湖相泥晶-粉晶云巖的儲層組合,形成以次生孔隙為主、縫洞發(fā)育較少的儲集空間,其中飛一+二段的鮞粒云巖儲層具有大孔中粗喉、中高孔高滲的良好儲集特點(diǎn),而飛三段泥晶-粉晶云巖具有微孔微喉、低孔低滲的較差儲集特點(diǎn).研究發(fā)現(xiàn),儲層發(fā)育的優(yōu)質(zhì)程度主要受沉積作用、成巖作用和構(gòu)造作用的聯(lián)合控制,其中沉積作用是基礎(chǔ),臺地邊緣淺灘沉積為最有利的儲集相帶;成巖作用是關(guān)鍵,白云石化和兩期生烴的溶蝕疊加作用形成了大量的次生溶蝕孔洞,極大改善了儲層的儲集性能;早期的構(gòu)造升降控制了烴源巖和儲層的形成演化,后期的北東向斷裂體系決定了油氣運(yùn)移的優(yōu)勢路徑,斷裂和裂縫提供了良好的滲濾通道,形成潛在的優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育區(qū).

普光氣田;飛仙關(guān)組;碳酸鹽巖氣藏;儲集特征;主控因素

"川氣東送工程"是"十一五"期間國家重點(diǎn)工程,對緩解國內(nèi)天然氣供應(yīng)緊張局面、支持地方經(jīng)濟(jì)建設(shè)和天然氣戰(zhàn)略發(fā)展具有重要意義.川東北地區(qū)歷經(jīng)數(shù)十年的深化勘探和地質(zhì)調(diào)查研究,相繼在普光、鐵山坡、渡口河和羅家寨等地發(fā)現(xiàn)了一系列大氣田,實(shí)現(xiàn)了中國南方海相碳酸鹽巖油氣勘探的重大突破,其中普光氣田已成為累計(jì)探明天然氣地質(zhì)儲量上千億立方米的大型海相碳酸鹽巖復(fù)式氣藏聚集區(qū)[1].作為西氣東送的主供氣源和主力天然氣產(chǎn)能建設(shè)區(qū),普光氣田以其較高的氣層鉆遇率和高單井產(chǎn)氣量的開發(fā)特征,顯示了該區(qū)巨大的油氣資源潛力和廣闊的勘探開發(fā)前景.國內(nèi)不少學(xué)者對普光氣田海相碳酸鹽巖儲層及油氣成藏機(jī)理做了大量研究工作,蔡勛育、馬永生等研究指出普光地區(qū)飛仙關(guān)組儲層以發(fā)育鮞粒白云巖為主,儲集空間主要為溶蝕孔洞,后生成巖作用中多期溶蝕是形成優(yōu)質(zhì)儲層的關(guān)鍵[2],早期深埋、多源供烴和晚期二次運(yùn)移充注是形成普光大型氣田的有利成藏條件[3].蔣小瓊等深入探討了普光地區(qū)飛仙關(guān)組白云巖儲層成因,認(rèn)為研究區(qū)以準(zhǔn)同生期回流滲透白云化作用為主,提出強(qiáng)蒸發(fā)高鹽度環(huán)境下的礁灘相更有利于形成優(yōu)質(zhì)儲層[4].馬永生等研究認(rèn)為普光氣田優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育在優(yōu)勢沉積相帶的基礎(chǔ)之上,是受表生溶解、深埋超壓和硫酸鹽熱化學(xué)還原(TSR)等多因素共同作用的結(jié)果,其中TSR溶蝕作用和生烴增壓對孔隙發(fā)育具有重要意義[5].蔡立國等總結(jié)普光地區(qū)油氣具有"三期次成藏、油氣相態(tài)轉(zhuǎn)換、晚期有效封蓋"的特征,由此構(gòu)成了現(xiàn)今的大規(guī)模氣藏[6].而普光氣田除受碳酸鹽巖臺地復(fù)雜沉積環(huán)境的影響外,多期次不同方向的構(gòu)造應(yīng)力疊加和多種后生成巖作用的改造,導(dǎo)致儲層局部的連續(xù)性和連通性較差,強(qiáng)烈的儲層非均質(zhì)性以及復(fù)雜的氣水分布關(guān)系給普光氣田的滾動勘探開發(fā)帶來了極大困難.為此,本文針對研究區(qū)"儲層控藏、疊合含氣"的油氣聚集特點(diǎn),系統(tǒng)總結(jié)了普光氣田主力產(chǎn)層飛仙關(guān)組儲層的成因類型、儲集性能及分布規(guī)律,搞清了影響碳酸鹽巖氣藏儲層發(fā)育的關(guān)鍵因素,以此來尋找高孔高滲的優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育區(qū),實(shí)現(xiàn)氣田"少井高產(chǎn)"的效益開發(fā)建產(chǎn)目的.

1 研究區(qū)地質(zhì)概況

普光氣田位于四川盆地川東斷褶帶東北段雙石廟-普光北東向構(gòu)造帶上,氣田西部與分水嶺構(gòu)造相接,南部緊鄰清溪場-宣漢東、老君山構(gòu)造帶,北靠鐵山坡氣田,東南部與渡口河氣田及羅家寨氣田相鄰(圖1a).受燕山晚期-喜馬拉雅早期北西向擠壓沖斷作用影響,研究區(qū)內(nèi)發(fā)育多條北東東走向雁行式平行排列的逆沖斷裂,將構(gòu)造整體劃分為普光、大灣、毛壩場3個次級構(gòu)造單元,并形成一系列北北東向的大型長軸斷背斜構(gòu)造(圖1b),受北東向延伸的逆沖斷層側(cè)向遮擋而構(gòu)成的構(gòu)造-巖性復(fù)合圈閉控制了天然氣的聚集分布.

圖1 普光氣田區(qū)域位置及構(gòu)造圖

據(jù)鉆井揭示,普光氣田已探明的碳酸鹽巖氣藏大多集中在下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組的臺地礁灘復(fù)合體內(nèi),該套海相地層與下伏長興組、上覆嘉陵江組為整合接觸,地層厚度為450～700m,以臺地邊緣鮞粒灘相沉積為主,自下而上可進(jìn)一步劃分為飛一段至飛四段4套層系,其中飛一段至飛三段為區(qū)域主要儲層發(fā)育段,下部飛一+二段儲層以溶孔狀白云巖發(fā)育為特征,發(fā)育臺地邊緣淺灘相沉積;中部飛三段以白云巖逐漸減少、石灰?guī)r逐漸增多為特征,向西、向南由臺地邊緣淺灘沉積過渡為局限臺地的白云質(zhì)灰?guī)r、泥灰?guī)r和砂屑云巖沉積;頂部飛四段發(fā)育石灰?guī)r、白云質(zhì)灰?guī)r與膏巖、泥晶灰?guī)r的互層式沉積,整體由東向西增厚,形成上覆區(qū)域性蓋層(圖2).飛仙關(guān)組沉積早期處于臺地邊緣的暴露環(huán)境,強(qiáng)烈的蒸發(fā)、風(fēng)化和淋濾作用加上后期埋藏成巖過程的改造導(dǎo)致儲層內(nèi)部嚴(yán)重的非均質(zhì)性,致使灘相儲層局部的儲集性能差異顯著.

圖2 普光及周邊地區(qū)地層綜合柱狀圖

2 儲層儲集特征

2.1 儲層巖石特征

普光氣田下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組海相碳酸鹽臺地邊緣淺灘-臺地前緣斜坡的沉積環(huán)境具有沉積水體淺、蒸發(fā)作用強(qiáng)的特點(diǎn),同時東北一側(cè)古臺地的持續(xù)抬升加大了構(gòu)造落差,地形起伏和水體深淺造成局部沉積的巖石類型復(fù)雜多樣.依據(jù)普光氣田普光2、普光6、普光302-1、普光102-1、普光104-1等10余口取心井資料的統(tǒng)計(jì)分析,飛仙關(guān)組儲層常見的巖石類型主要有顆粒云巖、泥晶灰(云)巖、細(xì)粉晶云巖等(圖3),其中次生溶孔較為發(fā)育的顆粒云巖是飛仙關(guān)組主要的儲層巖石類型.在顆粒云巖中,以鮞粒云巖最為發(fā)育,其次為砂屑云巖和生屑云巖.鮞粒云巖以灰色、褐灰色為主,中厚層塊狀,鮞粒含量一般為60%～80%,以正常鮞和表皮鮞常見,鮞粒直徑多為0.5～2cm,顆粒分選、磨圓較好,受強(qiáng)烈白云石化作用影響,部分顆粒結(jié)構(gòu)消失或形成殘余顆粒結(jié)構(gòu)的粉晶白云石,具有邊緣環(huán)帶狀結(jié)構(gòu).鮞粒云巖在后期溶蝕作用下,常發(fā)育大量的粒間溶孔、鑄?？?、粒內(nèi)溶孔和晶間溶孔等,孔滲性極好.砂屑云巖多夾于鮞粒云巖之中,砂屑含量一般為50%～70%,多由它形泥晶-細(xì)粉晶白云石構(gòu)成,顆粒分選、磨圓中等,該類巖石粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔較為發(fā)育,儲集性能較好.生屑云巖發(fā)育相對較少,晶間孔、晶間溶孔較發(fā)育,儲集性能良好.

通過巖石成分統(tǒng)計(jì)得出,飛仙關(guān)組海相碳酸鹽巖儲層以石灰?guī)r為主,約占地層厚度的60%左右;其次是白云巖,多分布在飛一+二段的中上部、飛三段和飛四段的局部,約占地層總厚度的35%左右;而非滲透膏巖主要分布在飛四段,約占總厚度的5%左右;碎屑巖較少,以泥巖為主,僅以薄夾層或紋泥形式出現(xiàn)于飛一+二段底部和飛四段,含量不足1%.

2.2 儲集空間類型

通過宏觀巖心、微觀鑄體薄片和掃描電鏡等的觀察分析,并借助FMI成像測井資料的識別判斷,普光氣田飛仙關(guān)組儲層主要發(fā)育孔隙、溶洞、裂縫三大類儲集空間,以孔隙為主,裂縫和溶洞發(fā)育較少.

2.2.1 孔隙

研究區(qū)內(nèi)儲層孔隙類型多樣,發(fā)育有晶內(nèi)(間)溶孔、粒內(nèi)(間)溶孔、鑄?？缀王b?？?原生孔隙幾乎全被膠結(jié)充填,極少保存下來.次生溶孔中以晶間溶孔、粒間溶孔和鑄?？鬃顬榘l(fā)育,其中晶間溶孔(圖3b)形態(tài)多呈不規(guī)則港灣狀,孔徑一般為0.05～0.2mm,常有瀝青充填,為液態(tài)烴期形成,廣泛分布于粉晶云巖或殘余鮞粒云巖中,是主要的儲集空間.粒間溶孔(圖3a)則由后期膠結(jié)物的選擇性溶蝕作用形成,鏡下面孔率為2%～10%,孔徑為0.2～0.5mm,最大可達(dá)1mm以上,孔隙中普遍見有瀝青充填物,大量發(fā)育于殘余鮞粒云巖中,對改善儲層儲集性能貢獻(xiàn)最大.鑄?？自谘芯繀^(qū)也較為常見,孔隙內(nèi)無瀝青充填,為氣態(tài)烴期溶蝕產(chǎn)物,發(fā)育兩種成因類型,一種是在準(zhǔn)同生期大氣淡水淋濾溶蝕下,孔隙下部形成滲流粉砂沉淀,后期僅孔隙上部單晶方解石被完全溶蝕,示底構(gòu)造特征顯著(圖3c);另一種為氣態(tài)烴期顆粒直接溶蝕形成,無示底構(gòu)造特征.其余類型孔隙發(fā)育數(shù)量較少,孔徑較小,且多呈孤立分布,在無裂隙的溝通作用下,很難形成有效的儲集空間.

圖3 普光氣田飛仙關(guān)組儲層主要巖石類型

2.2.2 溶洞

溶洞主要分為孔隙型溶洞和裂縫型溶洞,前者是飛仙關(guān)組碳酸鹽巖儲層重要的儲集空間,孔隙型溶洞直徑多為0.5～1cm,形狀多不規(guī)則,充填程度低,為液態(tài)烴期和氣態(tài)烴期兩期溶蝕作用疊加而形成,粒間膠結(jié)物和顆粒被溶蝕殆盡,這種溶洞廣泛分布于臺地邊緣鮞粒云巖中,常與孔隙相伴生.裂縫型溶洞主要形成于表生期和構(gòu)造運(yùn)動后的深巖溶期,溶洞直徑較大,多在1cm以上,主要分布在飛一+二段儲層中,該類溶洞孔隙度較低,但滲透率高,對連通局部溶孔及增強(qiáng)儲層內(nèi)流體滲流交換具有重要作用.

2.2.3 裂縫

研究區(qū)儲層主要發(fā)育微裂縫、構(gòu)造縫和成巖縫3種類型,其中微裂縫和成巖縫后期多被泥質(zhì)、方解石或?yàn)r青等充填,變?yōu)闊o效縫,僅構(gòu)造縫對油氣的運(yùn)移和聚集有現(xiàn)實(shí)意義[7].研究區(qū)構(gòu)造縫常見于顆粒云巖、鮞?；?guī)r和泥晶云巖中,縫寬多在1mm以上,充填程度較低,集中發(fā)育在背斜核部.據(jù)巖心觀察,飛仙關(guān)組裂縫以水平裂縫為主,其次為斜交縫,高角度裂縫發(fā)育較少,背斜核部密集帶裂縫密度可達(dá)10.3條/m(表1、圖4),同時,FMI成像圖中高導(dǎo)縫(圖4)內(nèi)部充填泥質(zhì)、黃鐵礦等,多屬于構(gòu)造成因的原生裂縫,對于改善飛仙關(guān)組儲層孔滲結(jié)構(gòu)和控制單井富集高產(chǎn)發(fā)揮了重要作用.

表1 普光氣田典型取心井飛仙關(guān)組巖心裂縫統(tǒng)計(jì)

圖4 普光氣田飛仙關(guān)組碳酸鹽巖儲層裂縫巖心及FMI成像特征

2.3 儲層孔隙結(jié)構(gòu)

依據(jù)普光2井、普光6井、普光104-1井等10余口取心井的壓汞資料分析,利用類平均孔徑百分比、飽和中值喉道半徑等參數(shù),參照四川盆地碳酸鹽巖儲層孔喉劃分標(biāo)準(zhǔn)[8-10](表2),對儲層結(jié)構(gòu)進(jìn)行了分級評價,其中普光302-1井、普光104-1井、普光102-1井飛一+二段儲層以大孔粗喉型和大孔中喉型為主(圖5),壓汞曲線為粗歪度特征,孔隙連通性好,后期開發(fā)過程中產(chǎn)氣量高,而普光304-1井儲層各孔隙分布頻率相對均衡,以細(xì)喉道為主,開發(fā)效果相對較差.飛三段儲層整體以微孔細(xì)喉型為主,微小片狀或管狀喉道窄,對油氣的吸附力極強(qiáng),儲層內(nèi)部流體不能自由流通,不利于后期開發(fā).

2.4 儲層物性特征

通過對普光1井、普光2井、普光6井、普光102-1井等10口取心井3317塊巖樣的實(shí)測孔滲數(shù)據(jù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì),飛一+二段儲層以中孔中滲和高孔高滲為主,孔隙度主要分布在5%～29.8%,平均為9.1%,滲透率主要分布在0.1～3354.7mD,平均為1.91mD;而飛三段儲層物性較差,孔隙度主要分布在0～5%,平均為3.44%,滲透率主要分布在0.01～0.1mD,平均為0.11mD(圖6).從儲層物性相關(guān)性分布來看(圖7),飛一+二段儲層孔隙度與滲透率總體呈正線性相關(guān),以孔隙型儲層為主,少數(shù)"高孔低滲"的樣點(diǎn)與局部孤立、連通性差的無效溶孔有關(guān);飛三段中部分"低孔高滲"樣點(diǎn)說明儲層局部發(fā)育有裂縫密集段.此外,由普光6井全直徑巖樣與小尺寸樣品的物性資料對比來看,全直徑巖樣孔隙度較小尺寸樣品孔隙度平均值高3.65%,分析認(rèn)為這與儲層中孔徑較大的溶洞密切相關(guān).

表2 四川盆地碳酸鹽巖儲層孔隙與喉道分級標(biāo)準(zhǔn)[9]

圖5 普光氣田飛一+二段儲層孔喉結(jié)構(gòu)分布頻率

對于普光氣田飛仙關(guān)組泥晶云巖儲層來說,裂縫的發(fā)育與否對改善其儲集性能至關(guān)重要.通常巖心物性分析認(rèn)為,儲層巖石垂向滲透率與水平滲透率比值的大小間接反映儲層裂縫的發(fā)育程度.當(dāng)垂向滲透率與水平滲透率比值大于1時,表明有高角度裂縫大量發(fā)育;當(dāng)垂向滲透率與水平滲透率比值遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于1時,預(yù)示有水平裂縫存在.從普光2井、普光6井、普光9井等5口井254個全直徑樣品滲透率各向異性分布圖來看(圖8),儲層垂向滲透率與水平滲透率比值小于1的占90.7%,特別是比值小于0.1的占總數(shù)的41%,反映出研究區(qū)儲層非均質(zhì)性很強(qiáng),水平裂縫特別發(fā)育,橫向連通性較好,易形成油氣的優(yōu)勢滲流通道.

圖6 普光氣田飛仙關(guān)組儲層物性分布頻率

圖7 普光氣田飛仙關(guān)組儲層孔隙度與滲透率相關(guān)圖

圖8 普光氣田飛仙關(guān)組儲層全直徑樣品滲透率各向異性分布圖

3 儲層發(fā)育主控因素

3.1 沉積作用是控制優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育、分布的物質(zhì)基礎(chǔ)

在多數(shù)的碳酸鹽巖礁灘儲層形成和演化過程中,沉積作用不僅控制著有效儲層的宏觀展布,同時還影響著儲層內(nèi)部微觀的孔滲結(jié)構(gòu)及后期的成巖次生改造[11-13].結(jié)合區(qū)域沉積背景和巖心相標(biāo)志觀察分析,認(rèn)為普光氣田及周邊地區(qū)下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組整體為碳酸鹽臺地沉積環(huán)境(圖9),主體背斜西側(cè)形成水體較深的斜坡-海槽帶,東側(cè)水體變淺,以臺地邊緣和局限臺地-蒸發(fā)臺地為主.其中臺地邊緣淺灘相區(qū)是最有利的儲集相帶,其次為臺內(nèi)點(diǎn)灘、蒸發(fā)臺地潟湖相發(fā)育帶等.

圖9 普光及周邊地區(qū)沉積相帶分布模式

圖10 普光及周邊地區(qū)飛仙關(guān)組儲層與沉積相分布疊合圖

研究區(qū)飛一+二段沉積時期,位于臺地附近的深淺水過渡區(qū)一帶,海水循環(huán)良好,含氧量充足,加上波浪、潮汐作用的影響,有利于碳酸鹽巖顆粒的堆積和底棲生物的繁殖,在該環(huán)境下廣泛發(fā)育臺地邊緣淺灘沉積,可進(jìn)一步分為鮞粒灘、砂屑灘兩種類型(圖10a).區(qū)內(nèi)臺地邊緣鮞粒灘發(fā)育規(guī)模最大,灘體核部厚20～80m,最厚處可達(dá)300m,顆粒直徑一般為1～2mm,分選、磨圓較好,灘體核部由下向上白云石化程度增強(qiáng),儲集性能變好,中上部淺灰色鮞粒云巖孔隙極為發(fā)育,宏觀面孔率為5%～15%,平均孔隙度大于10%,由核部向兩側(cè),灘體厚度減薄,并常與泥晶-粉晶云巖或石灰?guī)r呈指狀互層,儲集性能相應(yīng)變差.受臺地邊緣高能環(huán)境影響,頻繁的海平面升降使灘體周期性暴露于水面之上,易發(fā)生后期混合水白云石化作用,形成的大套臺地邊緣淺灘相溶孔亮晶殘余鮞粒云巖是構(gòu)成區(qū)內(nèi)優(yōu)質(zhì)儲層最為有利的沉積組合.砂屑灘常位于鮞粒灘靠近淺水臺地一側(cè),發(fā)育規(guī)模較小,灘體由礫屑灰(云)巖、砂屑灰(云)巖構(gòu)成,沉積早期存在較多的原生粒間孔,但后期的壓實(shí)作用使原生孔隙大幅減少,后期白云石化作用和溶蝕作用的強(qiáng)度是決定其儲集性能好壞的關(guān)鍵.

臺內(nèi)點(diǎn)灘主要分布在飛三段中(圖10b),形成于臺地內(nèi)的局部高地處,巖石類型以中-薄層亮晶鮞粒云巖、泥晶-亮晶砂屑灰(云)巖為主,單個點(diǎn)灘規(guī)模較小,厚度一般不超過10m,多呈透鏡狀嵌于潟湖相的泥晶灰?guī)r之中,儲層內(nèi)原生孔隙多被后期膠結(jié)作用充填,但白云石化和次生溶蝕作用可為點(diǎn)灘儲層提供部分儲集空間與滲流通道.區(qū)內(nèi)蒸發(fā)臺地-局限臺地環(huán)境主要堆積一套低能富含泥質(zhì)、膏質(zhì)的泥晶-粉晶云巖和云質(zhì)灰?guī)r,飛二段、飛三段沉積時期普光地區(qū)處于大規(guī)模的海平面下降階段,臺地內(nèi)的封閉水體環(huán)境在強(qiáng)蒸發(fā)作用下,深水低能區(qū)的水體鹽度大幅增高,在普光以東月溪場-紫水壩一帶形成蒸發(fā)臺地潟湖相沉積,該相帶在電性特征上表現(xiàn)為典型的"兩高一低"現(xiàn)象,即齒化的高電阻、高密度、低自然伽馬特征[14],沉積早期的大量晶間微孔雖被后期壓實(shí)作用和膏質(zhì)充填作用破壞,但蒸發(fā)臺地潟湖相中大套質(zhì)地較純的白云巖仍具有一定數(shù)量的晶間孔隙,具有一定的儲集性能.

3.2 成巖作用是影響儲集空間形成演化的關(guān)鍵因素

普光及周邊地區(qū)飛仙關(guān)組在埋藏成巖過程中,先后受到海水、大氣淡水、地層水和混合水的滲流作用,加之區(qū)域構(gòu)造運(yùn)動的疊加,導(dǎo)致地層經(jīng)受多期次、多類型的成巖事件改造(圖11),其結(jié)果對儲層具有雙重效應(yīng),一方面破壞了沉積早期的原始孔滲結(jié)構(gòu),另一方面形成了新的成巖組構(gòu),而后者對于改善儲層的儲集空間和滲流能力以及形成優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育段意義重大.根據(jù)這種建設(shè)性成巖過程對飛仙關(guān)組優(yōu)質(zhì)儲層形成演化的不同作用機(jī)制,可將成巖作用總結(jié)歸納為白云石化作用和生烴溶蝕作用兩大類型.

圖11 普光及周邊地區(qū)白云巖優(yōu)質(zhì)儲層成巖演化模式圖

3.2.1 白云石化作用是次生孔隙形成的基礎(chǔ)

研究區(qū)飛仙關(guān)組儲層常見兩種類型的白云巖,一種為半自形-它形的鮞粒云巖,發(fā)育顆粒殘余結(jié)構(gòu),具有云霧狀晶面;另一種為無顆粒殘余結(jié)構(gòu)的泥晶-粉晶云巖,常含有一定數(shù)量的放射狀或板條狀膏巖沉積.上述白云石的形態(tài)、產(chǎn)狀和結(jié)構(gòu)組分的差異特征顯示出不同的白云石化形成機(jī)理,依據(jù)碳氧同位素、白云石有序度和Mg/Ca比值等地球化學(xué)指標(biāo)分析,研究區(qū)存在混合水白云石化和回流滲透白云石化兩種成因類型(表3)[14-18].

表3 普光及周邊地區(qū)飛仙關(guān)組白云石成因類型及特征

混合水白云石化作用形成的鮞粒云巖具有氧同位素偏負(fù)、碳同位素偏正、較低的白云石有序度和Mg/Ca比值較低的特征,該成因類型的白云巖常見于臺地邊緣淺灘相沉積,灘體沉積物間歇性暴露水面,接受大氣淡水和海水的混合淋濾作用,由上向下依次形成大氣淡水滲流帶、混合帶和海水潛流帶,與之伴隨的白云石化作用強(qiáng)度逐漸減弱.該過程中,白云石大量替代方解石和文石,晶體重構(gòu)形成了較多的晶間孔隙且未被充填,在埋藏溶蝕作用的配合下,進(jìn)一步產(chǎn)生大量的粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔和晶間溶孔,形成潛在的優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育帶.

回流滲透白云石化作用多見于蒸發(fā)臺地潟湖相泥晶-粉晶云巖中,具有氧同位素偏正、碳同位素偏負(fù)、較高的白云石有序度和Mg/Ca比值較高的地球化學(xué)特征.當(dāng)海平面快速下降時期,干旱炎熱的蒸發(fā)環(huán)境使臺地內(nèi)水體變淺、鹽度加大,當(dāng)水體鹽度過飽和時,石膏的沉淀導(dǎo)致水體中Mg離子富集,這種富Mg離子的重鹽度水體與早期的灰泥沉積物交代形成回流滲透白云巖.該過程使早期灰質(zhì)沉積物轉(zhuǎn)變?yōu)榫Я４执蟮淖孕伟自剖?加上后期埋藏溶蝕和構(gòu)造裂縫的作用,使早期晶粒間的微孔細(xì)喉變?yōu)檫B通較好的晶間孔縫,為油氣儲集提供了有效空間.

3.2.2 生烴溶蝕作用是次生孔隙形成的關(guān)鍵

普光及周邊地區(qū)下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組淺灘沉積體除受白云石化作用外,溶蝕作用也是優(yōu)質(zhì)儲層形成的關(guān)鍵因素.通過鏡下薄片觀察和地球化學(xué)的綜合分析,認(rèn)為對現(xiàn)今飛仙關(guān)組儲層儲集空間形成起決定作用的是有機(jī)質(zhì)生烴過程中產(chǎn)生的酸性流體的溶蝕改造,主要分為液態(tài)烴和氣態(tài)烴兩期溶蝕.

液態(tài)烴期的溶蝕作用與有機(jī)質(zhì)生油形成的有機(jī)酸或酸性地層水有關(guān)(圖12a).普光氣田西南側(cè)為開江-梁平深水海槽,該區(qū)樂平統(tǒng)長興組及大隆組暗色泥晶灰?guī)r、灰質(zhì)泥頁巖等烴源巖在晚三疊世-中侏羅世埋藏深度為2000～4500m,處于生油窗范圍,烴源巖在熱演化生烴過程中形成的有機(jī)酸對早期的粒間白云石(方解石)膠結(jié)物產(chǎn)生強(qiáng)烈溶蝕,形成大量的粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔和晶間溶孔.溶孔中普遍見有瀝青充填,表明溶蝕作用發(fā)生在瀝青侵位之前,形成的次生溶孔是液態(tài)烴的主要儲集空間.

氣態(tài)烴期的溶蝕作用與液態(tài)烴裂解及硫酸鹽熱化學(xué)還原過程中產(chǎn)生的H2S有關(guān)(圖12b).川東北高含H2S氣藏主要分布在富含石膏沉積的碳酸鹽蒸發(fā)臺地相區(qū),同時已發(fā)現(xiàn)的鮞灘云巖氣藏儲層常見到殘余的石膏、硬石膏晶體及結(jié)核[19-21].而普光地區(qū)東側(cè)的蒸發(fā)臺地潟湖相地層中富含膏巖(CaSO4),地層水中含大量的,中侏羅世之后,烴源巖埋深超過4500m,進(jìn)入生氣窗階段,在高溫深埋條件下,液態(tài)烴或干酪根裂解生成的CH4與反應(yīng),產(chǎn)生大量的H2S,在準(zhǔn)同生期和液態(tài)烴期成巖作用的基礎(chǔ)上形成溶蝕疊加.對于準(zhǔn)同生期形成的示底構(gòu)造充填孔隙而言,酸性流體溶蝕上部的塊狀方解石,形成有效的儲氣空間;對于液態(tài)烴期瀝青充填的孔隙來說,氣態(tài)烴期的溶蝕作用發(fā)生在瀝青圓環(huán)的邊緣,形成兩期疊加溶蝕的典型環(huán)狀結(jié)構(gòu).與此同時,氣態(tài)烴期H2S可單獨(dú)作用,溶蝕作用形成大量的新孔隙,孔隙內(nèi)無瀝青充填,鮞粒云巖中的原始晶間孔網(wǎng)絡(luò)可為氣態(tài)烴期溶蝕作用提供良好的流體運(yùn)移和物質(zhì)交換通道.

圖12 普光及周邊地區(qū)飛仙關(guān)組淺灘儲層生烴溶蝕作用模式圖

3.3 構(gòu)造作用是控制"源-儲"耦合成藏的重要條件

沉積作用為有利儲層的分布提供了物質(zhì)基礎(chǔ),成巖作用為優(yōu)質(zhì)儲層的形成提供了必要過程,構(gòu)造活動為儲層發(fā)育和油氣運(yùn)聚提供了重要條件.同沉積時期的構(gòu)造運(yùn)動影響著普光及周邊地區(qū)臺地前緣斜坡-海槽和臺地邊緣淺灘的形成演化,決定了有利儲層的大致分布范圍;現(xiàn)今構(gòu)造決定了儲層裂縫的發(fā)育程度以及氣藏圈閉的成藏規(guī)模.

二疊紀(jì)時期的東吳運(yùn)動在四川盆地內(nèi)形成了多條基底斷裂,其中廣元-開江一線的同生斷裂控制著普光及周邊地區(qū)飛仙關(guān)組沉積時期的地貌格局.在斷層上升盤形成淺水臺地邊緣的礁灘沉積,淺灘是優(yōu)質(zhì)儲層的集中發(fā)育帶,同時臺地邊緣淺水區(qū)海平面周期性的升降暴露,有利于形成混合水白云石化的作用環(huán)境;在斷層下降盤形成深水海槽的暗色泥質(zhì)和有機(jī)質(zhì)堆積,為后期烴源巖的熱演化生烴創(chuàng)造了條件;而斷面斜坡有利于油氣向臺地低勢區(qū)運(yùn)移,使靠近斷面的臺地邊緣淺灘儲層可以有效捕獲和儲集油氣.

川東北地區(qū)烴源巖生成的油氣在進(jìn)入儲層后便開始大規(guī)模的二次運(yùn)移,二次運(yùn)移主要動力為構(gòu)造應(yīng)力,主構(gòu)造應(yīng)力方向決定了油氣運(yùn)移的主要方向[22].燕山期和喜馬拉雅期形成的現(xiàn)今北東向構(gòu)造體系控制著酸性地層水和油氣的移動方向,其中研究區(qū)臺地邊緣礁灘相帶多分布北東向的斷裂體系,流體運(yùn)移通道暢通,白云石化作用和生烴溶蝕作用強(qiáng)烈,油氣運(yùn)移活躍,易形成油氣的規(guī)模聚集.而東側(cè)的蒸發(fā)臺地潟湖、點(diǎn)灘相帶多發(fā)育北西向構(gòu)造體系,其構(gòu)造走向與流體的運(yùn)移方向垂直,不利于酸性水體活動和儲層發(fā)育.巖心和鏡下觀察表明,北東向構(gòu)造體系下發(fā)育的儲層溶蝕孔隙遠(yuǎn)好于北西向構(gòu)造.此外,從曲率和傾角地震屬性預(yù)測結(jié)果來看(圖13),普光氣田飛仙關(guān)組儲層中發(fā)育兩組呈交叉狀的裂縫系統(tǒng),其中普光背斜靠近斷層附近,裂縫密集,可為白云石化作用和溶蝕作用提供滲濾通道,形成沿裂縫面分布的溶蝕縫洞等有效儲集空間.

4 結(jié)論

(1)下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組是普光氣田海相碳酸鹽巖氣藏的主力產(chǎn)層,飛一+二段儲層為淺水碳酸鹽臺地邊緣淺灘沉積背景下形成的鮞粒云巖.其中鮞粒云巖作為臺地邊緣淺灘混合水白云石化作用的產(chǎn)物,在后期酸性水溶蝕作用下,發(fā)育大量粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔和晶間溶孔,部分孔隙被溶蝕擴(kuò)大形成溶洞,孔隙結(jié)構(gòu)以粗歪度的大孔粗喉和大孔中喉為主,儲層總體呈中孔中滲和高孔高滲特征.飛三段儲層主要為蒸發(fā)臺地潟湖環(huán)境下形成的泥晶-粉晶云巖,主要孔隙類型為晶間微孔,管片狀喉道結(jié)構(gòu)對流體吸附力強(qiáng),儲層儲集物性和滲流能力整體較差,但受后期儲層局部的溶蝕和裂縫改造,早期的晶間微孔細(xì)喉可轉(zhuǎn)變?yōu)檫B通較好的晶間孔縫,為油氣儲集提供有效空間.

圖13 普光氣田飛仙關(guān)組儲層裂縫地震屬性分布預(yù)測圖

(2)沉積作用為普光氣田飛仙關(guān)組有利儲層的分布提供了物質(zhì)基礎(chǔ),臺地邊緣淺灘和蒸發(fā)臺地潟湖相帶是儲層的集中發(fā)育區(qū),其中臺地邊緣淺灘沉積構(gòu)成研究區(qū)最有利的儲集相帶;成巖作用為優(yōu)質(zhì)儲層的形成提供了必要過程,建設(shè)性成巖作用中的混合水白云石化、回流滲透白云石化以及液態(tài)烴期和氣態(tài)烴期的溶蝕作用疊加而形成了大量的次生溶蝕孔洞,極大改善了儲層的儲集性能;構(gòu)造活動為儲層發(fā)育和油氣運(yùn)聚提供了重要條件,二疊紀(jì)時期的同沉積構(gòu)造控制了深水海槽烴源巖和臺地邊緣淺灘儲層的形成演化,為后期成藏創(chuàng)造了條件,現(xiàn)今的北東向構(gòu)造體系決定了油氣的優(yōu)勢運(yùn)聚方向,斷裂和裂縫系統(tǒng)提供了良好的滲濾通道,裂縫密集帶是潛在優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的有利部位.

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Characteristics and main controlling factors of Lower Triassic Feixianguan Formation carbonate reservoir in Puguang gas field

Liu Ran1, Huo Fei2, Wang Xin3, Yang Tao4, Li Xiwei3, Chen Ketong3
( 1 Chengdu University of Technology; 2 Southwest Petroleum University; 3 PetroChina Huabei Oilfield Company;4 Sinopec Shengli Engineering Corporation )

In order to realize the exploration and development aim of "high efficiency with fewer wells" in Puguang gas field, it is of great significance to search for the good-quality reservoir development zones. In Puguang gas field, the platform margin shoal-platform front ramp of Feixianguan Formation marine carbonates are characterized by shallow sedimentary water and strong evaporation. In this environment,the reservoir combination of oolitic dolomite in T1f1+2platform margin shoal and muddy-micritic dolomite in T1f3evaporative platform lagoon is developed, and the reservoir space is mainly in the form of secondary pores and less fractures and vugs. The T1f1+2oolitic dolomite is characterized advantageously by large pore, medium-coarse throat, moderate-high porosity and high permeability, but the T1f3muddymicritic dolomite presents the characteristics of poor reservoirs, e.g. micro pore, tiny throat, low porosity and low permeability. It is indicated that the quality of reservoir development is mainly controlled by the joint effect of sedimentation, diagenesis and tectogenesis. Among them,sedimentation is the foundation, thus the platform margin shoal is the most favorable reservoir facies. Diagenesis is the key effect, and a large amount of secondary solution pores are formed due to the dolomitization and the stacked dissolution of two periods of hydrocarbon generation,thus the physical properties of the reservoirs are improved greatly. The formation and evolution of source rocks reservoirs are controlled by the early tectonic uplift, the dominant oil and gas migration pathways are dominated by the late NE-striking fault system, and the seepage channels are acted by fractures and faults. Consequently, potential good-quality reservoir development areas are formed.

Puguang gas field, Feixianguan Formation, carbonate gas reservoir, reservoir characteristics, main controlling factor

TE112.2

A

10.3969/j.issn.1672-7703.2017.06.005

國家科技重大專項(xiàng)"碳酸鹽巖礁灘相儲層研究"(2008ZX05017-01-01-01).

劉冉(1992-),男,河北唐山人,在讀碩士,現(xiàn)主要從事碳酸鹽巖儲層及油氣成藏方面的研究工作.地址:四川省成都市成華區(qū)二仙橋東三路1號成都理工大學(xué),郵政編碼:610000.E-mail:2387359069@qq.com

2016-09-25;修改日期:2017-09-02