川東興隆場氣田油氣充注、聚集與調(diào)整改造過程

李讓彬　唐德海

（中國石化勘探分公司研究院，四川　成都　610041）

川東興隆場氣田油氣充注、聚集與調(diào)整改造過程

李讓彬唐德海

（中國石化勘探分公司研究院，四川成都610041）

近年來，川東地區(qū)長興組—飛仙關(guān)組礁灘相勘探取得了一系列重大發(fā)現(xiàn)，礁灘氣藏形成機(jī)理成為了研究的熱點(diǎn)。興隆場氣田的解剖以及氣藏形成演化的系統(tǒng)研究表明：長興組巖性圈閉古油藏為孤立的油藏，現(xiàn)今氣藏氣—水界面不受海拔控制，具有各自相互孤立的特點(diǎn)，從古油藏形成到現(xiàn)今氣藏經(jīng)歷了一定的調(diào)整改造。天然氣成藏過程主要包括3個階段：晚印支期為早期古油藏的聚集階段，形成多個獨(dú)立的礁—灘相儲層巖性油藏；早—中燕山期為古油藏裂解形成古氣藏階段；晚燕山期以來為現(xiàn)今氣藏定位階段。

油氣充注聚集調(diào)整改造長興組興隆場氣田

0　引言

興隆場地區(qū)位于重慶市梁平縣，隸屬于中國石化川東南涪陵區(qū)塊，構(gòu)造上隸屬于川東弧形高陡褶皺帶。平面上，主體處于黃泥塘與大池干井高陡構(gòu)造間的拔山寺向斜內(nèi)，東部以大池干井構(gòu)造為界，西鄰南門場—大天池構(gòu)造帶，主體屬于萬縣復(fù)向斜中的拔山寺向斜，構(gòu)造呈北東向展布，斷層不發(fā)育。結(jié)合四川盆地長興組—飛仙關(guān)組沉積相展布特征，興隆場地區(qū)位于開江—梁平陸棚西側(cè)有利相帶的東南端，是環(huán)開江—梁平陸棚兩側(cè)長興組—飛仙關(guān)組礁灘相儲層有利的勘探區(qū)［1-4］。

前人對川東北地區(qū)長興組—飛仙關(guān)組礁灘相巖性氣藏做了大量的研究，特別針對普光氣田、元壩氣田巖性氣藏形成與演化方面的研究尤為深入［5-9］。但是上述兩個氣田在現(xiàn)今埋深、輸導(dǎo)體系構(gòu)成、主力烴源巖等方面均存在差異，顯示了四川盆地長興組—飛仙關(guān)組礁灘氣藏在不同地區(qū)、不同構(gòu)造部位油氣成藏方面的特殊性。因此，針對處于同一沉積相帶內(nèi)的興隆場氣田，其礁灘相巖性氣藏的形成及演化具有特殊性和復(fù)雜性，有必要開展氣藏油氣充注、聚集與調(diào)整改造過程等方面的系統(tǒng)研究。

1　古油藏及現(xiàn)今氣藏基本特征

原油充注期缺乏有效輸導(dǎo)體系，并且圈閉類型為有灰泥巖、泥灰?guī)r作為隔夾層的巖性圈閉，使原油充注到圈閉中具有隨機(jī)性。以興隆1井4 599.13～4 603.83 m礁灘相白云巖儲層段為例（圖1），頂部的礁灘復(fù)合相白云巖孔隙中普遍含有瀝青，整個巖心呈現(xiàn)黑色，而下部的生物礁相白云巖只有部分孔洞含有瀝青，另外一部分孔洞、尤其是較小的溶孔中沒有瀝青充填，表明原油沒有充滿該儲層段。這說明原油充注時斷裂不發(fā)育，礁灘相巖性圈閉中部分不連通的儲層沒有發(fā)生原油充注，另一方面，因孔隙的連通性差，生物礁相白云巖儲層段部分孔隙未發(fā)生原油充注。整體受礁灘巖性圈閉的控制，形成的古油藏為孤立的油藏。

由于原油充注的差異性及孤立的巖性圈閉，使得興隆場地區(qū)各井長興組—飛仙關(guān)組氣藏沒有統(tǒng)一的氣—水界面，各自相互孤立，這正是本區(qū)臺地邊緣礁灘相氣藏的特點(diǎn)。

古油—水界面與現(xiàn)今氣—水界面的關(guān)系可以很好地體現(xiàn)出古油藏到現(xiàn)今氣藏的調(diào)整改造過程，如果原油裂解成氣的過程處于穩(wěn)定的構(gòu)造背景下，由于原油裂解形成天然氣，氣體體積會膨脹，因此，古油—水界面應(yīng)該在現(xiàn)今氣—水界面之上。對于現(xiàn)今氣—水界面位于古油—水界面之上的情況可能是古油藏由構(gòu)造高部位調(diào)整為現(xiàn)今氣藏低部位，油氣藏發(fā)生過晚期的調(diào)整改造過程或發(fā)生了天然氣的逸散。

圖1　興隆1井鉆井巖心與瀝青觀察長興組礁灘復(fù)合相白云巖儲層圖

通過對興隆場氣田的鉆井巖心、巖石薄片的系統(tǒng)觀察，以及對測井資料的綜合分析，確定單井瀝青分布，結(jié)合現(xiàn)今儲層分布，最終確定古油—水界面。通過對福石1井及興隆1井的分析，可以發(fā)現(xiàn)古油—水界面位于現(xiàn)今氣—水界面之下，表明興隆場氣田從古油藏形成到現(xiàn)今氣藏經(jīng)歷了一定的調(diào)整改造。

2　烴源巖的生烴史與古油藏原油充注史

2.1烴源巖生烴史模擬

興隆場氣田長興組—飛仙關(guān)組天然氣主要來源于上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M烴源巖，運(yùn)用IES盆地模擬軟件，對興隆1井龍?zhí)督M烴源巖進(jìn)行了熱演化模擬，并劃分了不同的生烴演化階段，從而揭示龍?zhí)督M烴源巖在研究區(qū)內(nèi)的生烴演化歷史。盆地模擬所需要的相關(guān)參數(shù)主要根據(jù)區(qū)域地質(zhì)背景資料及前人的研究成果，現(xiàn)今剝蝕厚度取2 000 m，熱流值演化主要參考了胡圣標(biāo)等對中國南方地?zé)嶂档难芯浚?0］，取古地表溫度為25℃，古地溫梯度為3.5℃/100 m。根據(jù)烴源巖的熱演化模擬結(jié)果，下志留統(tǒng)龍馬溪組烴源巖在早三疊世進(jìn)入生烴門限，而在中晚三疊世進(jìn)入生烴高峰；上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M烴源巖在中晚三疊世處于低成熟階段（Ro=0.5%～0.7%），早侏羅世期間處于成熟階段，晚侏羅世—早白堊世期間進(jìn)入高—過成熟階段。

2.2古油藏原油充注歷史

采用流體包裹體測試技術(shù)與儲層埋藏史、熱史結(jié)合的方法確定了古油藏原油的充注歷史［11］。興隆場地區(qū)長興組和飛仙關(guān)組儲層中含大量瀝青，據(jù)巖心觀察及薄片觀察，興隆1井長興組含瀝青白云巖的累計(jì)厚度為30 m，現(xiàn)今氣藏的天然氣主要是古油藏原油裂解氣。確定古油藏的充注時間應(yīng)測定與油包裹體同期的鹽水包裹體，但由于儲層經(jīng)歷了高熱演化歷史，原油裂解，完成了古油藏向氣藏的轉(zhuǎn)化［12］。因此現(xiàn)今儲層中油包裹體少見，但是油包裹體經(jīng)高溫之后的殘留產(chǎn)物瀝青包裹體較常見，與這類包裹體相伴生的同期鹽水包裹體的均一溫度也應(yīng)當(dāng)代表了油包裹體捕獲時的溫度。

流體包裹體觀察顯示，長興組白云巖儲集層可見大量的固體瀝青包裹體、氣態(tài)烴包裹體、含烴鹽水包裹體和鹽水包裹體。瀝青包裹體在透射光下為黑色（圖2a），在熒光照射下仍然為黑色；氣態(tài)烴包裹體在透射光下發(fā)黑（圖2b），在熒光下發(fā)淡白色熒光。通過對與烴類包裹體相伴生的鹽水包裹體的均一溫度測量，并結(jié)合埋藏史、熱史，表明長興組儲層發(fā)生了兩期原油充注（圖3）：第一期時間為200～192 Ma（晚三疊世—早侏羅世，對應(yīng)晚印支運(yùn)動到早燕山運(yùn)動）；第二期時間為192～181 Ma（早侏羅世—中侏羅世，對應(yīng)早燕山運(yùn)動）。

圖2　興隆1井長興組儲層樣品包裹體類型圖

3　輸導(dǎo)體系構(gòu)成與演化

3.1輸導(dǎo)體系的構(gòu)成與輸導(dǎo)模式

圖3　興隆1井長興組原油充注期次與時間圖

興隆場構(gòu)造的輸導(dǎo)體主要有長興組白云巖儲集體、飛二段鮞粒灰?guī)r儲集體以及溝通源巖和儲集體的構(gòu)造節(jié)理縫。在地震剖面上無可識別的小斷距斷裂，其輸導(dǎo)模式可以理解為裂縫溝通源巖，儲集體側(cè)向輸導(dǎo)。

3.2輸導(dǎo)體系的演化歷史

由于研究區(qū)位于寬緩的向斜區(qū)，構(gòu)造活動弱，斷層不發(fā)育，興隆場氣田輸導(dǎo)體系由裂縫和儲集體輸導(dǎo)層組成，其有效性取決于單個輸導(dǎo)體的發(fā)育演化歷史以及與烴源巖生烴演化歷史的配置關(guān)系。因此，需要在構(gòu)造演化背景下，結(jié)合儲集層的演化歷史和源巖生烴史，綜合評價輸導(dǎo)體系演化的有效性與流體輸導(dǎo)性能。

研究區(qū)長興組—飛仙關(guān)組儲層裂縫主要為構(gòu)造裂縫，裂縫輸導(dǎo)體系形成的時間主要受控于區(qū)域構(gòu)造運(yùn)動的活動時間，涪陵地區(qū)構(gòu)造演化歷史表明，印支期未發(fā)生明顯的擠壓變形，長興組—飛仙關(guān)組儲層裂縫主要形成于早燕山期，因此裂縫在早侏羅世—現(xiàn)今階段可以作為天然氣運(yùn)移的輸導(dǎo)體系。早侏羅世，上二疊統(tǒng)源巖大量生烴期，在晚侏羅世中期—早白堊世早期達(dá)到生氣高峰，早白堊世末期由于盆地整體抬升逐漸停止生氣。由此可知，早侏羅世—早白堊世是烴源巖生烴史與裂縫輸導(dǎo)體系發(fā)育的最佳匹配期，是油氣運(yùn)移聚集的良好輸導(dǎo)體系。

儲集體輸導(dǎo)層的成巖作用及孔隙演化歷史分析表明，長興組—飛仙關(guān)組礁灘相儲集層主要受早期大氣淡水相關(guān)溶蝕和淺埋藏條件下的白云巖化作用的影響。白云巖儲層的孔隙多在大規(guī)模油氣充注之前發(fā)育，大氣淡水溶蝕和白云巖化對孔隙的形成起建設(shè)性作用，而早期海水膠結(jié)、壓實(shí)壓溶作用主要對孔隙起破壞性作用。因此，長興組—飛仙關(guān)組礁灘相儲集層孔隙主要在印支末期形成，為古油藏的聚集提供了必要的基礎(chǔ)條件。

4　油氣成藏過程

基于烴源巖的生烴演化歷史、裂縫與儲集體輸導(dǎo)層的發(fā)育歷史及構(gòu)造演化歷史，以過梁平2井—興隆101井—興隆1井—興隆2井剖面為例，興隆場氣田長興組—飛仙關(guān)組礁—灘相氣藏的天然氣成藏過程（圖4）可總結(jié)如下。

1）早期古油藏的聚集

晚印支期，上二疊統(tǒng)烴源巖已經(jīng)成熟并進(jìn)入生油門限，構(gòu)造背景相對穩(wěn)定，生成的原油沿層間裂縫垂向運(yùn)移至儲集層，形成多個獨(dú)立的礁—灘相儲層巖性油藏。且興隆1井長興組儲集層見有較多瀝青以及裂縫面見有瀝青，表明由裂縫和儲集層組成的輸導(dǎo)體系在該期是有效的。

2）古油藏裂解及古氣藏形成

早—中燕山期，古油藏開始大量裂解并形成古氣藏。此期由于盆緣造山擠壓影響，層間裂縫很發(fā)育，與儲集體一起繼續(xù)構(gòu)成有效的輸導(dǎo)體系。同時，上二疊統(tǒng)烴源巖進(jìn)入生氣階段，可能繼續(xù)為氣藏提供氣源。

3）現(xiàn)今氣藏定位

圖4　興隆場地區(qū)長興組—飛仙關(guān)組天然氣成藏過程圖

晚燕山期以來，受雪峰山和大巴山強(qiáng)烈活動的影響，在興隆場地區(qū)周緣形成高陡構(gòu)造，背斜核部至三疊系地層遭受剝蝕，三疊統(tǒng)雷口坡組及下三疊統(tǒng)嘉陵江組四、五段膏巖發(fā)育，易被風(fēng)化沖刷剝蝕，區(qū)域蓋層缺失，保存不利，如位于背斜核部的梁平2井，發(fā)育斷層，長興組白云巖測試產(chǎn)水9.02 m3/d，地層水礦化度為51.6 g/L，水型為CaCl2，測試壓力系數(shù)為0.95～1.02，未形成壓力封閉。興隆101井、興隆1井位于背斜的翼部，不發(fā)育斷層，保存條件好，僅部分天然氣向背斜核部二次運(yùn)移，造成天然氣的逸散，氣水界面重新調(diào)整。

5　結(jié)論

1） 興隆場氣田長興組—飛仙關(guān)組礁灘相巖性氣藏的氣源來自上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M，為古油藏原油裂解氣。早期長興組巖性圈閉發(fā)生古油藏聚集，為孤立的油藏；現(xiàn)今氣藏沒有統(tǒng)一的氣—水界面，具有各自相互孤立的特點(diǎn)。

2）長興組儲層發(fā)生了兩期原油充注：第一期時間為200～192 Ma（晚三疊世—早侏羅世，對應(yīng)晚印支運(yùn)動到早燕山運(yùn)動）；第二期時間為192～181 Ma（早侏羅世—中侏羅世，對應(yīng)早燕山運(yùn)動）。

3）天然氣成藏過程主要分為3個階段：晚印支期為早期古油藏的聚集階段；早—中燕山期為古油藏裂解及古氣藏形成階段；晚燕山期以來為現(xiàn)今氣藏定位階段。

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（編輯：盧櫟羽）

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2095-1132（2016）04-0015-04

10.3969/j.issn.2095-1132.2016.04.004

修訂回稿日期：2016-07-06

李讓彬（1987-），工程師，從事石油地質(zhì)研究工作。E-mail：lirb.ktnf@sinopec.com。