王 威，季春輝

（中國石油化工股份有限公司勘探分公司，四川成都 610041）

近年來，四川盆地東北部地區(qū)在二疊系長興組、三疊系飛仙關(guān)組發(fā)現(xiàn)了普光和元壩等大中型氣田［1-3］。這些氣田的儲(chǔ)層發(fā)育較多的固體瀝青，其天然氣來源主要為古原油的二次裂解氣［4-6］。該類天然氣的聚集具有“古原油近源富集、原油二次裂解成氣、晚期構(gòu)造調(diào)整與天然氣保存”的基本特點(diǎn)［2，7］。通南巴地區(qū)的油氣勘探始于20 世紀(jì)50 年代，早期在構(gòu)造高部位部署的多口鉆井未取得實(shí)質(zhì)性突破。2005 年，中國石化在通南巴背斜河壩場構(gòu)造的高部位部署的河壩1井在飛仙關(guān)組三段（飛三段）測試獲日產(chǎn)氣量為29.6×104m3/d的高產(chǎn)工業(yè)氣流［8］，河壩2井酸壓測試獲日產(chǎn)氣量為204×104m3/d 的高產(chǎn)工業(yè)氣流，從而發(fā)現(xiàn)了河壩場飛三段氣藏。截至2017年底，河壩1、河壩2 井累積產(chǎn)氣量已超過6×108m3，而且投入開發(fā)之后，該氣藏表現(xiàn)出高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)、不含水、可動(dòng)用程度高的特點(diǎn)，符合前人報(bào)道的高效氣藏的基本特點(diǎn)［9-10］。通南巴地區(qū)發(fā)現(xiàn)的河壩場氣田在飛三段儲(chǔ)層基本未見固體瀝青，其天然氣的富集明顯不同于普光和元壩等大中型氣田的原油二次裂解成氣模式。高效氣源條件、高效輸導(dǎo)條件以及優(yōu)質(zhì)成藏地質(zhì)要素組合是四川盆地及其他地區(qū)高效氣藏的形成條件［11-12］，但對通南巴地區(qū)飛三段高效氣藏的天然氣形成條件尚未開展系統(tǒng)研究，嚴(yán)重制約了研究區(qū)及鄰區(qū)該類天然氣的高效勘探與開發(fā)。為此，筆者基于基礎(chǔ)地質(zhì)和相關(guān)分析測試資料，深入探討河壩場氣田飛三段高效氣藏的形成機(jī)制，以期為實(shí)現(xiàn)通南巴地區(qū)及鄰區(qū)飛仙關(guān)組天然氣的高效勘探開發(fā)提供依據(jù)。

1 地質(zhì)概況

1.1 構(gòu)造與地層特征

通南巴地區(qū)構(gòu)造上位于四川盆地東北緣，大致呈北東向展布，其北側(cè)為秦嶺造山帶南緣的米倉山?jīng)_斷構(gòu)造帶，東北側(cè)為大巴山前緣弧形推覆構(gòu)造帶，南鄰川中平緩構(gòu)造帶，北西與米倉山前緣凹陷帶相接，東南與通江凹陷帶相連（圖1a）。構(gòu)造形態(tài)上受米倉山、大巴山及沖斷構(gòu)造變形的影響［13-14］，為大型背斜構(gòu)造，被北西—北北西向斷層進(jìn)一步分割為仁和場、河壩場、黑池梁3 個(gè)次級(jí)構(gòu)造，高點(diǎn)西北側(cè)為池溪向斜，東南側(cè)為通江向斜（圖1b）。

通南巴地區(qū)整個(gè)飛仙關(guān)組厚度為800 m 左右，自下而上可分為飛一段—飛四段（T1f1—T1f4）（圖2a），其中飛一段、飛二段主要發(fā)育灰?guī)r和泥灰?guī)r，飛三段發(fā)育鮞粒灰?guī)r，飛四段主要發(fā)育泥灰?guī)r和膏巖。整個(gè)川東北地區(qū)的長興組生物礁和飛仙關(guān)組顆粒灘的分布主要受沉積相的控制。在飛仙關(guān)組沉積早期，通南巴地區(qū)總體繼承了長興組沉積時(shí)期的格局，為陸棚相深水沉積［15-16］。飛仙關(guān)組沉積中晚期受摩天嶺古陸隆升的影響，四川盆地北部構(gòu)造發(fā)生掀斜，自西北向東南方向表現(xiàn)為大規(guī)模水退，廣旺-開江-梁平陸棚從萎縮至填平補(bǔ)齊，而通南巴地區(qū)亦由早期深水陸棚相沉積演變成中晚期臺(tái)地相沉積。伴隨著填平補(bǔ)齊作用的發(fā)生，飛三段沉積時(shí)期通南巴地區(qū)大面積發(fā)育鮞灘儲(chǔ)層（圖2b）［17-20］，且縱向上疊置連片發(fā)育，橫向上具有前積遷移的特征（圖3）。

1.2 生儲(chǔ)蓋組合

普光和元壩氣田的發(fā)現(xiàn)已證實(shí)長興組（P3ch）、飛仙關(guān)組（T1f）的天然氣主要源于二疊系吳家坪組（P2w）和大隆組（P2d）烴源巖，并可能有志留系甚至寒武系烴源巖的貢獻(xiàn)［2，7］。通南巴地區(qū)飛三段鮞灘儲(chǔ)層處于二疊系吳家坪組和大隆組深水陸棚相優(yōu)質(zhì)烴源巖生烴中心上方，烴源條件優(yōu)越，且上覆飛四段膏鹽巖可作為直接蓋層，嘉陵江組（T1j）和雷口坡組（T2l）厚層膏鹽巖可作為區(qū)域性優(yōu)質(zhì)蓋層，因此通南巴地區(qū)飛三段具有優(yōu)越的生儲(chǔ)蓋組合條件（圖2a）。

1.3 高效氣藏的基本特征

圖1 通南巴地區(qū)構(gòu)造位置與構(gòu)造分區(qū)Fig.1 Tectonic location and division in Tongnanba area

圖2 四川盆地北部通南巴地區(qū)地層、生儲(chǔ)蓋組合及飛三段沉積相Fig.2 Strata and source-reservoir-caprock assemblage in Tongnanba area，northern Sichuan Basin and sedimentary facies of the third member of Feixianguan Formation

圖3 通南巴地區(qū)飛三段鮞灘遷移特征（AA’）Fig.3 Migration characteristics of oolitic beach in the third member of Feixianguan Formation in Tongnanba area（AA’）

河壩場氣田飛三段氣藏主要受開闊臺(tái)地淺灘儲(chǔ)層展布控制，具體特征如下：①飛三段氣藏均具有儲(chǔ)層厚度薄，非均質(zhì)性強(qiáng)，獨(dú)立的灘體成藏，各鮞灘氣藏存在獨(dú)立的氣水界面的特征，屬于裂縫-孔隙型巖性氣藏。②氣藏埋深大，平均埋深大于5 000 m。③氣藏屬于異常超高壓氣藏（壓力系數(shù)大于2.0），為低溫異常系統(tǒng)。④飛三段氣藏驅(qū)動(dòng)類型主要為彈性水驅(qū)，氣井初始彈性能量大，產(chǎn)能高，試采初期，氣井產(chǎn)能下降快，見水后，產(chǎn)氣量和水氣比快速上升，油壓下降速度也逐步增大，水體能量強(qiáng)。⑤飛三段氣藏甲烷含量高，二氧化碳含量低，不含硫化氫。⑥地層水來源于原始沉積古海水。

2 高效氣藏形成機(jī)制

與普光和元壩氣田的長興組和飛仙關(guān)組相比，通南巴地區(qū)飛三段儲(chǔ)層厚度相對較薄而且不發(fā)育固體瀝青，表明該區(qū)飛三段未發(fā)生古原油聚集，因此天然氣的聚集應(yīng)為晚期斷裂溝通烴源巖并輸導(dǎo)的結(jié)果。儲(chǔ)層的發(fā)育、晚期斷裂的輸導(dǎo)以及天然氣的匯聚過程是該區(qū)高效氣藏形成的關(guān)鍵。

2.1 高能鮞灘優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層是高效氣藏形成的基礎(chǔ)

高能礁、灘相帶是川東北地區(qū)長興組—飛仙關(guān)組優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育的基礎(chǔ)［21］。通南巴地區(qū)飛三段為開闊臺(tái)地沉積環(huán)境，發(fā)育大面積鮞灘儲(chǔ)層，且呈現(xiàn)疊置連片的特征（圖2b，圖3）。鉆井精細(xì)解剖和地震響應(yīng)特征綜合分析表明，通南巴地區(qū)雖然鮞灘大面積分布，但儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)。主要受水動(dòng)力條件和沉積地貌的影響，灘體發(fā)育位置不同造成了儲(chǔ)層厚度和物性的差異：灘主體部位（灘核）沉積古地貌相對較高，水動(dòng)力條件強(qiáng)，往往發(fā)育厚層鮞灘且儲(chǔ)層物性相對較好，灘體邊緣（灘緣）反之。例如，河壩1、河壩2 井處于灘核位置（圖4），波浪淘洗作用明顯，導(dǎo)致泥質(zhì)含量低（自然伽馬曲線整體基值小），薄片顯示鮞粒分選好，多見同心鮞、薄皮鮞（圖5），鮞灘儲(chǔ)層厚度大且物性好，孔隙度平均可達(dá)4.79%；仁和1 井處于灘緣位置，水體能量較低導(dǎo)致泥質(zhì)含量增加（自然伽馬曲線整體基值偏大），薄片顯示鮞粒分選較差，鮞灘儲(chǔ)層厚度小且單層厚度薄，物性中等-差，孔隙度平均僅為2.19%。

飛三段鮞灘儲(chǔ)層巖性主要為灰色、灰白色鮞?；?guī)r［22］。巖石具顆粒結(jié)構(gòu)，礦物成分以方解石為主，同時(shí)含少量白云石、泥質(zhì)、硅質(zhì)和鐵質(zhì)礦物，粒間主要為方解石膠結(jié)。儲(chǔ)集空間以鑄模孔、粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔和晶間溶孔為主，約占總孔隙的90%；其次為裂縫和各種微裂縫，約占總孔隙的10%（圖5）。

根據(jù)河壩1、河壩102 及河壩2 井飛三段巖心樣品的孔隙度與滲透率分布（圖6），孔隙度最大值為13.06%，最小值為0.24%，平均值為3.9%，其中孔隙度小于2%，2%～5%，5%～10%以及大于10%的樣品分別占28.6%，41.3%，27.55%和2.55%。滲透率最大值為249.806 mD，最小值為0.001 mD，幾何平均值為0.037 mD，其中滲透率小于0.02，0.02～0.25，0.25～1 以及大于1 mD 的樣品分別占58.2%，20.9%，9.2%和11.7%?？傮w來看，滲透率較低，孔隙度主要為2%～5%，以低孔低滲透為主?？诐B相關(guān)性分析結(jié)果表明，儲(chǔ)層具有一定的非均質(zhì)性，主要為孔隙型儲(chǔ)層，當(dāng)有裂縫匹配時(shí)，滲透率可提高2～3個(gè)數(shù)量級(jí)，為裂縫-孔隙型儲(chǔ)層［23-25］。

圖4 仁和1—河壩1井鮞灘儲(chǔ)層對比Fig.4 Oolitic beach reservoir distribution of Well Rh1-Hb1

圖5 河壩場氣田飛三段儲(chǔ)集空間類型Fig.5 Reservoir space types of the third member of Feixianguan Formation in Hebachang Gasfield

圖6 河壩場氣田飛三段儲(chǔ)層孔隙度和滲透率頻率分布Fig.6 Reservoir porosity and permeability frequency distribution of the third member of Feixianguan Formation in Hebachang Gasfield

2.2 通源斷裂實(shí)現(xiàn)源儲(chǔ)有效溝通是高效氣藏形成的關(guān)鍵

烴源巖和儲(chǔ)層的空間配置關(guān)系不同，導(dǎo)致川東北地區(qū)長興組和飛仙關(guān)組存在2 類天然氣富集模式。一類是位于臺(tái)地邊緣的近源聚集模式，以普光和元壩氣田為典型代表，其長興組和飛仙關(guān)組儲(chǔ)層在垂向上和側(cè)向上鄰近二疊系烴源巖（垂直距離小于200 m），生儲(chǔ)空間配置關(guān)系好，因此在斷裂欠發(fā)育的元壩氣田也聚集了大規(guī)模的古油藏，并隨后在埋藏過程中完全裂解為氣藏。另一類是通源斷裂縱向輸導(dǎo)，晚期天然氣運(yùn)移聚集成藏的模式，以河壩場飛三段鮞灘氣藏為典型代表。河壩場氣田飛三段的勘探表明，臺(tái)內(nèi)鮞灘氣藏氣水關(guān)系非常復(fù)雜，儲(chǔ)層能否有效成藏是核心問題。通過對河壩場飛三段氣藏天然氣組分進(jìn)行分析，確定其天然氣來源于二疊系烴源巖［26-28］，主要為烴源巖裂解氣（圖7），顯著區(qū)別于普光和元壩氣田的原油裂解氣，這與巖心資料顯示儲(chǔ)層段未見固體瀝青（古油藏不發(fā)育）相吻合。通南巴地區(qū)發(fā)育多套二疊系優(yōu)質(zhì)烴源巖（主要包括吳家坪組和大隆組），烴源巖生排烴時(shí)期長，成熟度高，生烴能力強(qiáng)，為油氣田的形成提供了堅(jiān)實(shí)的氣源基礎(chǔ)。但是飛三段鮞粒灘儲(chǔ)層與二疊系烴源巖的空間配置關(guān)系差，縱向的源儲(chǔ)距離大于500 m，烴源巖和儲(chǔ)層之間為飛一段和飛二段的泥晶灰?guī)r和泥灰?guī)r，因此，迫切需要晚期斷裂溝通烴源巖和儲(chǔ)層，實(shí)現(xiàn)烴源巖裂解氣的快速輸導(dǎo)并聚集成藏。

圖7 四川盆地天然氣ln（C2/C3）與ln（C1/C2）交會(huì)圖版Fig.7 Confluence plate of ln（C2/C3）and ln（C1/C2）of natural gas from Sichuan Basin

從典型鉆井試氣情況來看，河壩102 井測試日產(chǎn)氣量為2.63×104m3/d，河壩1 井測試日產(chǎn)氣量為29.6×104m3/d，表明天然氣高產(chǎn)、高效富集具有一定的復(fù)雜性。2 口鉆井的儲(chǔ)層厚度與物性差別不大，而且下伏二疊系烴源巖均發(fā)育，差別在于河壩1 井距離母家梁通源斷裂僅2.3 km，通源斷裂溝通二疊系烴源巖，天然氣沿?cái)嗔堰M(jìn)入鮞灘儲(chǔ)層中富集成藏（圖8），氣源充足，整體含氣性較好且天然氣產(chǎn)量高；河壩102 井距離母家梁通源斷裂10.6 km，此外河壩102 井—河壩107 井所在鮞灘距離南部的北西向斷裂帶約4 km（圖1b），天然氣只能沿?cái)嗔褞蛏线\(yùn)移至鮞灘，然后發(fā)生側(cè)向運(yùn)移并聚集，氣源相對不足，因此含氣性相對差。由此可見，鄰近通源斷裂的鮞灘具有較好的氣源條件，是天然氣高效富集的關(guān)鍵。

圖8 河壩場氣田天然氣成藏模式Fig.8 Natural gas accumulation mode of Hebachang Gasfield

2.3 現(xiàn)今有利構(gòu)造背景促進(jìn)高效氣藏形成

通南巴地區(qū)晚期構(gòu)造活動(dòng)強(qiáng)烈，特別是燕山運(yùn)動(dòng)和喜馬拉雅運(yùn)動(dòng)對研究區(qū)天然氣的聚集影響巨大。一方面使早期油氣重新調(diào)整、分配、散失；另一方面，晚期生成的（或相對滯留在烴源巖、油氣運(yùn)移滯留帶內(nèi)）的油氣或者早期古油藏裂解形成的天然氣進(jìn)行重新運(yùn)移、調(diào)整和散失。最終部分油氣聚集于現(xiàn)今的構(gòu)造、巖性、復(fù)合圈閉中，構(gòu)成現(xiàn)今油氣藏的分布格局。

前已述及，晚期通源斷裂的發(fā)育是天然氣高效輸導(dǎo)并聚集的關(guān)鍵。特別是晚白堊世以來，受北東方向的大巴山構(gòu)造應(yīng)力體系的影響，造成北西向斷裂對通南巴構(gòu)造主體的改造和疊加，致使通南巴構(gòu)造帶在喜馬拉雅晚期演變?yōu)槭鼙蔽飨驍嗔逊指畹亩喔唿c(diǎn)構(gòu)造帶，進(jìn)一步溝通了深部的天然氣，并使得早期聚集的天然氣進(jìn)一步向構(gòu)造相對高部位聚集。河壩場地區(qū)自燕山期到喜馬拉雅期總體處于構(gòu)造相對高部位，是天然氣持續(xù)運(yùn)移和聚集的有利指向區(qū)，也是形成高效氣藏的重要條件。因此，鮞灘儲(chǔ)層發(fā)育的現(xiàn)今構(gòu)造高部位是高效氣藏的有利聚集區(qū)。

3 天然氣成藏過程

飛三段沉積時(shí)期，河壩場氣田（準(zhǔn)）同生期粒內(nèi)溶孔、鑄?？柞b?；?guī)r儲(chǔ)層發(fā)育，與上覆飛四段泥巖及膏鹽巖構(gòu)成良好的儲(chǔ)、蓋組合。通過烴源巖熱演化史和流體包裹體對河壩場氣藏的充注時(shí)間和充注期次的確定［29-30］，結(jié)合河壩場氣田構(gòu)造演化，將河壩場氣田的成藏過程分為4個(gè)階段（圖9）。

早三疊世，灘體形成階段。河壩場地區(qū)發(fā)育飛三段鮞灘沉積，灘體經(jīng)歷了大氣淡水溶蝕作用改造后，亮晶鮞?；?guī)r儲(chǔ)層較為發(fā)育，但整體白云巖化作用較弱。

晚三疊世—早侏羅世，灘體未形成氣藏階段。在晚三疊世（距今約190 Ma），河壩場地區(qū)受到北西向、北東向微弱的擠壓作用，形成河壩場背斜雛形，盡管此時(shí)志留系烴源巖達(dá)到生油高峰，但由于無斷裂溝通，飛三段儲(chǔ)層內(nèi)未見油氣充注。

晚侏羅世—早白堊世，油氣藏形成階段。受米倉山隆起南北向推覆擠壓，河壩場背斜基本形成，發(fā)育一組北東東—南西西向斷裂。此時(shí)志留系烴源巖進(jìn)入生氣高峰，二疊系烴源巖進(jìn)入生油氣高峰，斷裂的形成一方面使得早期形成的粒內(nèi)溶孔、鑄?？柞b?；?guī)r儲(chǔ)層物性進(jìn)一步改善，更重要的是對于溝通烴源巖和儲(chǔ)層起到了至關(guān)重要的作用，這一階段是油氣藏主要形成階段。

晚白堊世—新生代，氣藏調(diào)整改造階段。燕山運(yùn)動(dòng)晚期，受周緣山系進(jìn)一步擠壓，四川盆地北部形成北東向構(gòu)造，為河壩場地區(qū)構(gòu)造形成的主要階段。進(jìn)入喜馬拉雅期后，通南巴背斜由于受大巴山強(qiáng)烈擠壓推覆影響，大量北西向斷裂疊加于北東向背斜之上，一方面將整個(gè)背斜分割成較多的塊體，另一方面溝通了深部氣源并快速運(yùn)移至飛三段鮞灘儲(chǔ)層。河壩場地區(qū)受斷裂影響相對較弱，但背斜整體構(gòu)造規(guī)模和幅度有所增加，是天然氣的持續(xù)運(yùn)移和聚集區(qū)。

圖9 河壩場氣田飛三段天然氣成藏演化Fig.9 Natural gas accumulation and evolution of the third member of Feixianguan Formation of Hebachang Gasfield

4 有利勘探方向

通過對河壩場地區(qū)飛三段氣藏進(jìn)行精細(xì)解剖，基本明確了優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層、通源斷裂、現(xiàn)今有利構(gòu)造是飛三段臺(tái)內(nèi)灘高效成藏的關(guān)鍵要素。近期研究發(fā)現(xiàn)處于通南巴背斜翼部的通江地區(qū)飛三段具備良好的油氣成藏條件，為有利的勘探潛力區(qū)。

通江地區(qū)具有與河壩場地區(qū)相似的飛三段鮞灘儲(chǔ)層有利發(fā)育背景。川北地區(qū)發(fā)育飛三段自北西向南東疊置遷移的開闊臺(tái)地鮞灘儲(chǔ)層，通江地區(qū)與河壩場地區(qū)相類似發(fā)育鮞灘優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，因此通江地區(qū)具有形成大中型氣田的物質(zhì)基礎(chǔ)。

通江地區(qū)發(fā)育成排成帶的通源斷裂，斷裂向上均以嘉陵江組膏鹽巖為滑脫層，向下主要以志留系泥頁巖為滑脫層，有效溝通二疊系和志留系烴源巖，有利于油氣沿?cái)嗔鸭傲芽p向上運(yùn)移至飛三段儲(chǔ)層中（圖10），氣源充足。此外，通江地區(qū)發(fā)育嘉陵江組膏鹽巖區(qū)域性蓋層和飛四段泥巖、膏鹽巖直接蓋層，兩者均具有層位穩(wěn)定、連續(xù)性好的特點(diǎn)，且通源斷裂基本上未斷穿膏鹽巖，因此具有較好的保存條件。

通江地區(qū)雖為背斜翼部，但“凹中隆”的構(gòu)造特征明顯（圖1b，圖10），是天然氣調(diào)整并最終聚集的有利指向區(qū)。河壩場地區(qū)勘探實(shí)踐證明現(xiàn)今有利構(gòu)造背景是天然氣高效成藏的關(guān)鍵，通江地區(qū)現(xiàn)今構(gòu)造位置為通南巴背斜翼部，但圖10中可以看出通江地區(qū)北東向具有兩側(cè)低、中間高的構(gòu)造特征，為典型的“凹中隆”，是后期油氣調(diào)整和重新分配的有利場所。

圖10 通江地區(qū)飛三段高效天然氣成藏模式Fig.10 High-efficiency natural gas accumulation mode of the third member of Feixianguan Formation in Tongjiang area

5 結(jié)論

通過對河壩場地區(qū)飛三段氣藏特征進(jìn)行深入分析，結(jié)合該區(qū)地質(zhì)特點(diǎn)和勘探實(shí)踐，提出了“高能鮞灘優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層是高效氣藏形成的基礎(chǔ)，通源斷裂實(shí)現(xiàn)源儲(chǔ)有效溝通是高效氣藏形成的關(guān)鍵，現(xiàn)今有利構(gòu)造背景促進(jìn)高效氣藏形成”的認(rèn)識(shí)。在此認(rèn)識(shí)的指導(dǎo)下，重點(diǎn)圍繞優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層、通源斷裂開展區(qū)帶評(píng)價(jià)優(yōu)選，提出通江地區(qū)飛三段發(fā)育優(yōu)質(zhì)鮞灘儲(chǔ)層，具有優(yōu)越的烴源巖和保存條件，且通源斷裂成排成帶發(fā)育，具有形成高效氣藏的有利要素，是近期有望實(shí)現(xiàn)高效勘探開發(fā)、擴(kuò)大勘探成果的有利區(qū)。