川中地区须家河组天然气成藏过程分析

川中地区须家河组天然气成藏过程分析

1须家河组天然气成藏机理与勘探方向四川盆地是扬子板块的西部板内盆地，位于四川省东部和重庆直辖市。它是一个大型含油气的大型含油气盆地，由海相碳酸盐岩平台沉积和陆相盆地碎屑沉积和重叠而成。结构稳定，是中国含气量最多（18.14km2）、天然气储量最多、气田最多、产气量最多的盆地。研究区范围见图1,含油气层系属于上三叠统须家河组。川中地区的油气勘探始于1954年。50年代后期开展地震详查。六七十年代先后在蓬莱镇、龙女寺、通贤、广安、白庙场、桂花等地区获得一批含气构造,证实了上三叠统为大面积含气层系。70年代中后期至80年代初期,发现了八角场气田和遂南、金华等含气构造。80年代中后期至上世纪末期,发现了磨溪气田和营山、秋林等含气构造。近年,先后在南充构造充深1井发现了须四气藏,潼南地区发现了须二、须四气藏,广安构造发现了须四、须六气藏,川中隆起北斜坡龙岗地区发现了须二含气层段,展示了区内须家河组的良好勘探前景。须家河组舍炼地层、由于经历了早期持续深埋压实ue001￣弱胶结作用和后期抬升局部溶蚀作用,形成非均质性强、含水饱和度高的低孔渗/特低孔渗砂岩储层,广泛发育成岩圈闭,油气运聚和成藏机理复杂,勘探难度大。近年来,流体包裹体广泛用于研究储层和成藏[4,5,6,7,8,9,10,11,12,13],本文用流体包裹体分析技术探索了须家河组天然气成藏机理,揭示了低渗ue001￣特低渗砂岩气藏分布规律,为勘探部署提供一定的参考依据。须家河组天然气烃类组成以CH4为主,C+2重烃含量较高,为干酪根热降解气,干燥系数绝大多数小于0.95,主要是湿气。不含H2S,许多气井H2S含量为0,不存在下部海相层系油气的混入。天然气甲烷碳同位素值与干燥系数间有很好的正相关关系。δ13C1为-45‰～-35‰,δ13C2为-32‰～-23‰,具煤型气特征,表明其主要来源于上三叠统煤系烃源岩,不存在深部烃源岩的贡献。气藏埋深多数在2000～2500m,勘探开发成本较低。2流体包裹体显微测温和盐度测试本次采集了28口井含气层段中须家河组致密砂岩储层中80余块流体包裹体样品,主要是岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,成分成熟度较高,结构成熟度低。沉积微相为三角洲平原ue001￣前缘分流河道、河口坝中粗粒砂岩。样品磨制成两面抛光的光薄片后用于包裹体分析。选择22口井27块样品进行了流体包裹体显微测温和盐度测试分析。测定流体包裹体时,选择发育于次生裂隙和石英颗粒次生加大边中的与烃类包裹体共生的同期盐水溶液包裹体,每块样品测试点在10个以上。实验测试标准为沉积岩包裹体均一温度和盐度测定方法SY/T6010ue001￣1994。仪器为多功能显微镜ZEISSAXIOSKOP、LINKAM液氮型冷热台TMS94等。测试结果见表1。3储层砂岩微裂缝和使用税储层的信息须家河组(须二段、须四段和须六段)储集岩主要有长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩和岩屑石英砂岩,其中长石岩屑砂岩较为常见,基质含量变化较大。成岩自生矿物主要为方解石和石英次生加大;后者多发育于岩屑石英砂岩和长石石英砂岩之中。同时,砂岩储层中穿过颗粒的微裂纹和愈合缝较发育。本次测定主要发育于石英微裂缝和次生加大边中的包裹体,少数为胶结物中的包裹体。流体包裹体类型多样,大小悬殊较大(2～40μm),气液比为3%～10%(表1),大多为不发荧光的盐水溶液包裹体和极弱荧光的气态烃包裹体,部分为发蓝白色或浅黄色荧光的凝析油包裹体(图2),本区煤系烃源岩以天然气充注为主,早期有一定量的凝析油充注。烃类包裹体个体较小,主要发育轻烃盐水溶液包裹体、高含气态烃包裹体和纯气态烃单相包裹体。4不同层段气层成藏期本次包裹体测温对象主要为与气态烃包裹体伴生的盐水溶液包裹体。从表1可见,流体包裹体均一温度差异较大,分布范围较宽(61.2～148℃),平均温度84.8～133.0℃不等,表明油气充注的广泛性和不同步性。包裹体均一温度与沉积埋藏史(图3)研究表明,不同时期均有包裹体的充注,在埋藏和抬升阶段均有气态烃包裹体的形成。不同样品包裹体信息所反映的油气充注时间有一定的差异性;同一口井不同气层具有成藏的非同步性(图4)。广安122井须家河组四段发现不同时期的成岩圈闭气藏。成岩圈闭与油气充注成藏交叉并行。同一口井不同阶段气藏并存,广安122井须四段有被致密隔层分开的两段气层(图4)。两段不同时期形成的气层在持续充注过程中捕气快慢、成藏时间均有不同。须四段早期充注的上气层(2412.28m)孔隙度为8.26%;据包裹体捕获温度推算,上气层(早期)充注的时期为K2(120Ma)。须四段晚期充注的下气层(2431.42m)孔隙度为6.90%;据包裹体捕获温度推算,天然气的充注时期为K1(75Ma)。充注的差异性反映了孔隙度、渗透率对成藏速率和成藏早晚差异性的控制作用。通常高渗透率的砂体优先捕获气体,成藏速率快,成藏时间早。由包裹体温度ue001￣时间关系发现,同一构造、同一层段,横向上不同圈闭有成藏的非同步性,如广安地区须四段和须六段天然气充注时期有明显差异(图5)。合川地区也有这种现象,合川1井须二段与气态烃包裹体伴生的盐水包裹体测温推算,充注时间主要为白垩纪110Ma和75Ma,合川3井须二段的两期包裹体分别形成于115Ma和82Ma。其他许多区块也有同样现象,不同井之间、不同圈闭之间、同一口不同层段之间天然气充注都有不同步性和分散性。结合煤系地层的生排烃特征,总体上可以确定川中须家河组天然气有持续充注的特点。根据包裹体充注时间的广泛性和持续性,结合沉积埋藏史,可将连续的成藏过程划分为早期成藏阶段(持续埋藏阶段)和晚期成藏阶段(构造抬升阶段)。早期阶段成藏,即深埋充注期,为成岩圈闭形成期和生烃高峰期,由于生烃增压、砂泥岩差异压实形成的源储压力差构成强大的运聚动力,烃源岩生排烃呈“面状蒸发ue001￣对流”式运移,形成“泛气田”(圈闭内气饱和度较低,致密砂岩介质中存在一定的分散滞留气,整个连片砂体普遍含气)。晚期阶段成藏处于抬升调整期,也是圈闭定型期,持续进行生排烃。由于构造抬升卸压,散布在连片砂体中的气呈“束状分流ue001￣汇聚”式运聚,汇聚到物性好的部位(成岩圈闭),形成大面积分布的“孤立气藏”(圈闭内气饱和度较高,致密砂岩介质滞留分散气较少,图6)。5不同类型低孔渗砂岩气藏成藏机理分析川中地区构造稳定,生储盖配置得当,成藏条件优越。广安地区总体上处于低幅隆起的局部高部位,构造背景形成时间早,成岩圈闭形成时间长,分布面积大;加上煤系烃源岩发育,可就近接受烃源岩生成的油气。同时生储盖紧密接触,须四、六段砂体发育,储层厚度大,是良好的疏导层,油气运移通畅,成藏条件有利。具有非幕式、持续充注成藏的前提条件:1)煤系烃源岩持续生烃(煤系烃源岩为全天候气源岩,以生气为主,生油为辅);2)大面积连通砂体广泛发育成岩圈闭;3)天然气分子小易于运聚成藏;4)川中刚性基底整体升降运动促使大面积层状蒸发式排烃、运聚。天然气中烷烃气碳同位素在横向上没有规律性的、明显的变化(表2),反映主要为本地供源,以垂向运移或局部近距离横向运移为主,不存在大规模横向运移。二氧化碳δ13C为-5.6‰～-15.6‰,表明有机成因与无机成因并存,川中地区构造稳定,无机成因的二氧化碳来自地壳沉积岩层。须家河组主要为成岩圈闭气藏,根据上述包裹体温度-时深关系,成岩圈闭成藏机制可以概括为面状蒸发或排烃、分流式差异汇聚机制,即深埋阶段烃源岩生成的油气先整体向上覆砂体排驱,进入连片砂体后,分流汇聚于孔渗性较好的砂岩成岩圈闭中。后期抬升再通过构造调整,进一步呈分流式差异汇聚到孔渗性好的砂体中(图7)。低孔渗砂岩气区的成因、成藏和分布机制众说纷纭。本次通过气藏实例解剖与模拟实验,揭示了不同类型低孔渗砂岩气藏的成藏机理,剖析了成岩圈闭气藏的成藏机理:深埋阶段大面积层状蒸发式排烃,天然气散布于连片砂体中;抬升阶段持续排烃,同时分流汇聚于成岩圈闭中。对于连片砂体和煤系烃源岩,天然气成藏是一个持续充注的过程,从晚侏罗世到古近纪末,一直有天然气的生排烃和充注成藏。由于须家河组烃源层和储集层大范围层状间互展布,产状平缓,天然气聚集程度低,故形成大面积低丰度的砂岩大气区。成岩圈闭形成机制实质上是物性遮挡,即致密砂岩封堵,圈闭边界不完全固定,尤其是物性渐变时取决于源储压力差或充注动力。运移机制表现为气进入砂中好砂,呈差异分流汇聚式运聚。成藏动力机制取决于欠压实和生烃增压,由于成岩圈闭内外有渗透率级差而产生毛细管压差,构成油气运聚动力的一部分。成藏阻力为物性隔层或阻流区(致密胶结或强压实)影响天然气的运移汇聚。渗流机理受孔渗和含水饱和度控制,存在达西流和非达西流双重渗流机理,低渗低速情况下非达西渗流现象明显。成藏后出现一定的后生变化,圈闭内储集体物性下限和空间范围受制于气藏压力和后续气源补给,圈闭界限随充满度和供气压力变化会发生一定程度的调整。天然气分布和富集受非均质性连片砂体中物性好的区域(即砂中好砂)控制,即扩容性成岩相(次生溶蚀相等)控制,气水关系受物性控制,可有上气下水、上水下气、气水同层等多种类型。6须家河组天然气、煤系富集型(1)川中地区须家河组油气充注和聚集成藏是一个持续的过程,主要从晚侏罗世开始持续到古近纪末。(2)本区须家河组的成藏过程划分为早期深埋成藏阶段和晚期抬升成藏阶段。(3)川中地区深埋阶段(晚侏罗世-晚白垩世),也是成岩圈闭形成阶段和大量生烃阶段,呈层状蒸发式运移。构造抬升阶段(白垩纪末-古近纪末),产生断裂和