致密碎屑巖氣藏成藏機理深化研究及開發應用——以新場氣田須二段氣藏為例

李忠平 黎華繼 冉 旭 羅桂濱

1．成都理工大學能源學院 2．中國石化西南油氣分公司

四川盆地新場氣田上三疊統須家河組二段氣藏具有強烈的非均質性和復雜的氣水分布狀況，雖經10余年的勘探開發研究，仍難以指導氣藏的有效開發，特別是氣藏成藏規律的研究成果僅適用于勘探階段。為此，有必要對進入開發階段的須二段氣藏開展成藏機理深化研究，明確氣藏成藏主控因素，探索氣藏開發潛力。

2006年楊克明等提出了須二段氣藏的成藏模式為高壓驅趕的成藏模式［1］，早期古構造疊加晚期“斷而未破”的裂縫系統是高壓驅趕天然氣成藏模式富集高產的主控因素。遵循這一模式，分三個階段逐一解剖須二段氣藏成藏過程中儲層及氣水分布，以求揭開氣藏復雜性的根源［2－3］。

1 早期原油聚集與裂解階段

此階段須二段氣藏頂面構造東高西低、南高北低，且安縣運動形成了NE和NW 走向的F1、F2、F3、F4小斷裂，并在其附近產生了一系列宏觀及微觀縫，但縫的發育程度視斷層的規模各有差異，其中F1斷層上盤裂縫最為發育，F4斷層次之，但優于F2、F3。

須四段沉積期末，海陸過渡帶烴源巖已開始生油，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，隨埋藏加深發生熱裂解作用。須二段氣藏儲層雖處于致密化中期，但以孔滲性較好的孔隙型儲層為主，平均孔隙度大于15%，其下部源巖生成的原油由高勢區向低勢區沿喉道或斷裂向上運移遇阻后于頂部聚集成藏（圖1）。

圖1 新場須二段氣藏須家河沉積期末成藏模式示意圖

但仍有一些問題值得探討，如理論上早期石油裂解后的殘余物（即熱降解瀝青）應以固相成分參與儲層的致密化進程，但須二段氣藏上千塊薄片觀察未見瀝青參與儲層致密化的證據，僅在X856井上亞段極少薄片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。因此，新場須二段氣藏“早期原油聚集與裂解階段”一說，尚無充分證據證實。

2 中期生氣增壓聚集階段

從中侏羅世到晚侏羅世，出現了兩次以濕氣為主的生排烴高峰［4－5］，導致系統內壓力急劇增高。古壓力場模擬證實白堊紀末期壓力梯度已上升，為1．51～1．87 MPa／100m，這也證實了天然氣聚集增壓的特征。

2．1 生氣增壓聚集階段

生氣增壓聚集成藏主要發生在白田壩沉積期末以前。白田壩沉積期構造形態受晚印支運動的影響整體抬升，但仍表現出東高西低、南高北低的構造形態，多數古構造高點得到進一步鞏固，為油氣聚集提供了好的儲集場所，為有利的油氣聚集區。

此時期須二段氣藏儲層處于致密化中期，儲層平均孔隙度仍大于10%，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勢通道。須二段下部及自身源巖生成的天然氣以水溶氣方式，由高勢區向低勢區沿喉道或裂縫向上運移遇阻后聚集成藏，同時前期生成的原油熱裂解氣視能量大小就地聚集或向周圍擴散成藏。此時期，須二各亞段具有統一的氣水界面（圖2）。這也可從須二段氣藏所產出的天然氣為介于油型氣與煤型氣之間的混合成因氣等研究中得到印證。

圖2 新場須二段氣藏白田壩沉積期末成藏模式示意圖

2．2 致密化調整聚集階段

致密化調整聚集階段主要是白田壩沉積期末至蓬萊鎮沉積期末。蓬萊鎮沉積期須二段頂面構造受燕山早—中期反向構造抬升運動的影響，構造形態已轉為西高東低、北高南低，出現局部新高點，如西北部XC12井井區，但古構造高點依然存在，斷層發育程度也得到進一步的深化［6］。

此時期氣藏經歷由常規儲層向特低孔致密儲層的轉變。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發育程度等等，造成儲層嚴重的差異壓實，導致儲層強烈的非均質性。雖然儲層已進入致密化末期，儲層平均孔隙度已小于5%，天然氣沿喉道充注的能力變弱，但在高含氣、高含抗壓剛性礦物、裂縫發育區和古今構造高點，仍有油氣沿斷裂不斷充注其中，經后期構造轉置、儲層致密化后仍為有效圈閉，為該時期的油氣聚集提供了有利空間，如X851、L150、XC8以及X5等井區；在高含水區，由于水體的不可壓縮性，持續的水巖作用也極易形成次生溶蝕孔縫，形成孔滲性相對好的孔隙型儲層，如XC12、X10、XC7等井區；另外在致密化進程中，氣水界面特別是靠水一側，碳酸鹽等膠結物的大量存在易形成環狀致密的巖性封堵區，為局部的含水巖性圈閉。

中期生氣增壓聚集階段構造形態經歷了氣藏由東高西低、南高北低轉換為西高東低、北高南低，氣藏原形成的氣水分布格架遭到破壞而重新調整，總體上遵循“氣往高處走、水往低處流”的原則，但儲層超致密化又嚴重阻礙了氣水分布正常調整［7－8］。因局部超致密層的阻隔，以及局部巖性圈閉的遮擋，致使氣水調整不能完全遵循浮力、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3），而低部位水線之下仍有可能存在局部巖性圈閉的局部“氣層”，氣藏整體呈現出包含局部殘留地層水的邊水氣藏。構造高部位、裂縫發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，如構造高部位、裂縫發育的F1斷層上下盤附近為最有利區，而裂縫發育程度較差的L150井區為較有利區。

圖3 新場須二段氣藏蓬萊鎮沉積期末成藏模式示意圖

3 晚期高壓驅趕運聚成藏階段

白堊紀以來，系統內烴源巖逐漸達到干氣階段，壓力繼續增高，壓力梯度為1．7～2．2MPa／100m。此階段，受喜馬拉雅構造運動的進一步改造，須二段氣藏定型為西高東低、北高南低的現今構造形態，并產生大量的小型逆斷層，致使氣藏氣水關系又進行重新分布，形成氣藏目前復雜的氣水關系（圖4）。潤濕相的水體沿斷層及其產生的裂縫通道在重力或毛細管力作用下，侵入它所能抵達的任何部位，如工區南北及東部統一邊水被喜山期斷層刺穿后同樣可向工區中部靠近，同時大量干氣受高壓差驅使在構造高部位富集成藏，形成局部富含殘留地層水、無統一氣水界面的邊水氣藏。

圖4 新場須二段氣藏現今氣藏模式示意圖

綜上所述，須二段氣藏的成藏過程，儲層組分的非均質性是儲層后期成巖作用復雜化的基礎，非均質的儲層疊加多期構造運動造就了須二段氣藏現今復雜的儲層及氣水分布。

4 開發潛力評價及應用

通過須二段氣藏成藏機理深化研究，進一步明確了氣藏成藏規律、儲層非均質性和氣水復雜分布的根源，并結合氣藏實鉆資料、裂縫、連通性及地層水分布等研究成果，進行了氣藏開發潛力評價，落實了儲量品質及規模（圖5）。潛力評價表明，目前技術經濟條件下，Ⅰ＋Ⅱ類儲量單井產量較高，可有效開發動用；Ⅲ類儲量單井產量較低，暫無效益開發；Ⅳ類儲量目前暫無效益，且部分儲量位于水區。

在潛力評價基礎上，在Ⅱ類區新部署了開發井X8－1H，該井目前已完鉆，水平段氣顯示好，且次生礦物發育，并伴有鉆井液滲漏現象，實鉆表明該段裂縫較發育，有望獲得較好產能，進一步驗證了須二段氣藏成藏機理深化研究成果的可靠性。

5 結論

1）新場須二段氣藏成藏的關鍵時期為晚期高壓驅趕運聚成藏階段，早期古構造疊加晚期“斷而未破”的裂縫系統是高壓驅趕天然氣成藏富集高產的主控因素；儲層組分非均質性是儲層后期成巖作用復雜化的基礎，非均質儲層疊加多期構造運動造就了須二段氣藏現今復雜的儲層及氣水分布。

圖5 新場須二段氣藏綜合評價分類圖

2）新場須二段氣藏有利的儲集類型為裂縫—孔隙型，高孔隙型儲層往往發育于高含水區；整體為受斷裂影響的無統一氣水界面的邊水氣藏，氣藏西部富含殘余地層水；開發潛力區為氣水過渡帶之上且靠近斷層的區域。

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