川东北地区毛坝气田特征

1、川东北地区毛坝气田特征摘 要川东北地区是四川盆地天然气勘探最具活力的地方。四川东北地区的天然气勘探在近几年取得了技术上的新突破，现在面临的最重要的问题就是怎么样去将在四川东北地区的突破成果在四川的其他地区进行实施和开展。想要解决到目前的这个问题，就必须在油气藏的研究这个理论基础上进行研究。本文将以川东北地区毛坝气田为代表，结合前人资料，通过对四川的毛坝气田所处的环境进行勘探和研究，分析出其成藏背景和历史以及成藏的模式和特点，为了进一步确认四川东北部地区的地质情况的特点，需要进一步研究当地的热史、埋藏史、圈闭演化、烃类演化、储层演化。总结出毛坝气田的成藏演化、成藏规律和成藏模式，研究揭示了毛坝气

2、藏现存这多种不同的烃流体源，其中包括油裂解气、干酪根裂解气和沥青裂解气等，通过漫长的岁月成藏，经历了一系列的复杂过程在得以形成，这些地质的成型结构是这种成藏演化的根本原因。关键词：毛坝气田；储层特征；成藏机制CHARACTERISTICS OF MAOBA GAS FIELD IN NORTHEAST SICHUANAbstractNortheast Sichuan is the most active area for natural gas exploration in Sichuan Basin. With Sinopecs major breakthrough in natural g

3、as exploration in northeastern Sichuan， how to further and steadily promote the exploration results to eastern and even southern Dachuan is a major strategic problem， and the study of oil and gas reservoirs is one of the important theoretical breakthroughs to solve this problem at this stage. This p

4、aper will take Maoba gas field in northeastern Sichuan as a representative and combine with the previous data, through the anatomical analysis of the geological survey， reservoir-forming background, reservoir-forming model and gas reservoir characteristics of Maoba gas field, and through the in-dept

5、h study of thermal history, burial history, trap evolution, hydrocarbon evolution and reservoir evolution, it will clarify the reservoir-forming evolution, reservoir-forming regularity and reservoir-forming of the tectonic composite superimposed area in northeastern Sichuan. Pattern. The study revea

6、ls that there are many hydrocarbon fluid sources in Maoba gas reservoir， such as oil cracking gas, kerogen cracking gas and asphalt cracking gas. It has experienced a complex evolution process from paleo-oil reservoir to paleo-gas reservoir to present-day gas reservoir， and tectonism is the fundamen

7、tal reason controlling the evolution of this kind of reservoir.Key words: Maoba gas field； reservoir characteristics； reservoir formation mechanism目录绪论11.1.课题意义11.2.国内外研究现状11.3.所采用的方法、手段及步骤等31.3.1已知油气藏、古油藏解剖研究方法31.3.2油气藏保存和破坏因素研究方法31.3.3油气藏成藏年代、充注史及成藏模式研究31.3.4古油藏、已知油气藏对比研究方法42地质概况52.1毛坝气田地理位置及区域构造特

8、征52.1.1毛坝气田地理位置52.1.2 区域构造特征52.2地层及区域沉积特征83石油地质基本条件分析103.1烃源岩特征分析103.2储集层特征分析103.2.1储集层101、飞仙关组储层102、 长兴组储层133.3 盖层及保存条件分析173.4圈闭特征分析204毛坝气田气藏特征分析224.1气藏空间分布特征224.2储集层沥青、天然气、地层水物理化学特征234.1储层沥青特征23（1）储层沥青描述23（2）沥青反射率234.2天然气组成特征26（1）天然气组成特征26（2）天然气成因28（3）天然气碳同位素组成特征314.3气藏地层温度分布特征314.4气藏压力场分布特征335毛坝气

9、田成藏演化和机制345.1毛坝气田圈闭演化史分析345.2毛坝气田烃类演化史分析351、油气充注期次352、烃类演化史365.3成藏演化和成藏模式分析361、毛坝3井长兴组气藏362、毛坝1井飞仙关组气藏386结论40参考文献41致谢431绪论1.1.课题意义经过了四十几年的勘探开采，在中国南方进行实地考察，发现了大量的地面油，气沥青显示和不同时代的古油藏以及油气藏。在中国南部存在的中，古生界海相地层分布面积达到149104m2，可以勘探和研究的面积就有76104m2，而中国整个南方的面积为221104m2，现在整个中国南方已经成为中石化重要的油气战略接替区。针对“南方发展”和“发展战略”的迫

10、切需要，对南方通用油气罐进行解剖学研究是非常必要和紧迫的，这是上述问题的综合解决方案。中国石化集团曾明确表示，天然气聚集的研究对于南方下一步的研究非常重要，而典型的油气藏研究是天然气储层勘探的重要桥梁，在南方广大地区没有发现天然气储层。随着中国石化在四川东北部的天然气研究的重大突破，如何进一步推进研究成果和发展到四川的其他地区稳定乃至大南方是一个重大战略问题，而石油和研究储气库是现阶段解决这一问题最重要的理论发现之一。研究以川东北构造复合叠加区为背景，以普光、毛坝气藏为典型代表，结合四川东北部地表油气分布及特征，对典型气藏、成藏、成藏等进行解剖分析。通过深入研究储层形成的天然气罐的元素和特征，

11、以及热历史、埋藏历史、圈闭演化和油气演化，在储层区域的东北部，天然气的区域结构的演化有助于理解其聚集的特征和规律。进一步确认了了川东北构造复合叠加区的成藏演化、成藏规律和成藏模式。并将天然气勘探转移到该地区或邻近地区的其他地方研究以宣汉达县地区的普光和毛坝气藏为重点解剖对象，兼顾面上其它地区，并进行对比分析。1.2.国内外研究现状对南方海相油气藏（油气显示）大规模的研究主要还是在1949年新中国成立之后才逐渐开展全国性的大范围地质调查。与此同时，在南部广大地区勘探石油和天然气主要是对该地区的评估，也是油藏的最佳预筛选阶段，主要是发现油气储层(油气显示)作为特征。首先，根据地质调查，发现了许多古

12、老的水库、油气苗和沥青展示。贵州石油勘探指挥部一直在对贵州的油气开采和沥青展示进行全面调查，共发现700多个地点存在。江汉油田 (原57油田)对贾根盆地的沥青和油气显示进行了全面系统的研究，并在1960-1970年间主要检查油气分布特征现阶段，基本查明了江汉盆地及其周缘油气显示的分布状况和发育特征。与此同时，许多古油藏都发现了油气苗和沥青显示，还有一些气田和油田在四川南方的阳高寺、纳溪、邓井关、长垣坝、威远等四川南部地区发现的河流地区包括中坝、九龙山、大兴西、白马庙、松华等都发现的有。70年代初，发现赤水气田、建南上古生界气田和龙驹坝等天然气构造，嘉陵江组、飞仙关组、上二叠统长兴组、上石炭统黄

13、龙4个含气层，控制储量50x108 m3。自1878年以来，在四川东部地区陆陆续续发现了、相国寺、福成寨、雷音铺、张家场低潜构造的石炭系白云岩孔隙型气藏后，对四川东部高陡背斜的研究开始变得更加重要。总的来说，四川东部已经成为整个四川或者整个中国最大的天然气产区之一。在七五期间，国家重点科技项目扬子海相碳酸盐岩地区油气勘探技术和评价研究的勘探与研究评价技术的启动，取得了许多重大成就，储层概念和分类标准也有所体现，储层形成机制“内部转化和储层缓慢生产”。“八五”期间，对余杭泰山古油藏和句容古油藏两个典型的古油藏进行了分析，并辅以沥青地球化学分析和油源对比“九五”科技项目创建于“九五”期间，但由于公

14、司集团的重新规划和安排，项目不得已比原先预定的时间提早了。南部典型的石油和天然气罐的解剖结构的研究也只能暂时停下。几十年勘探尤其是近期勘探证实：中国南方探区具有多层系立体成藏的特点，通过开展典型气藏解剖，将有助为探索区域油气成藏特点，有效指导该区勘探。近期川东勘探实践表明，普光、毛坝气田含气层系叠置规律明显，各封存体系类型、特征差异大，储集空间类型多样，每一储集类型在纵横向上也显示出较强的非均质性。因此有必要对普光、毛坝气田作整体解剖，弄清各封存体系的类型、特征以及其中的天然气富集规嶋，弄清储集空间类型、特征以及在纵横向上的变化规律。陆相致密碎屑岩勘探领域在官渡构造带官8井上三叠统须家河组砂岩

15、钻获较高产量天然气流，取得了重要发现，同时在普光1、2井、毛坝1、2井、河坝1井、官5、10井的陆相碎屑岩中发现大量的含气显示，但是对碎屑岩这一勘探领域的天然气封存体系中成烃成藏机理、天然气富集规律目前尚缺乏系统认识，尤其对天然气储集空间在纵横向上的展布特征更是缺乏深入研究，由于这些问题的存在，一定程度上制约了在探区内展开立体勘探的步伐。在2002年3月4日中国石化集团研究开发南方分部成立后，对古今油气藏的研究工作给予了更多关注。在古生界沉积成盆的研究主题中，通过改革与动力学、石油地质学、南方油气聚集等方面对著名的油气储层进行了多次一致的研究，并取得了一系列成果1.3.所采用的方法、手段及步骤

16、等1.3.1已知油气藏、古油藏解剖研究方法在充分结合迄今为止研究资料的基础上，开展地质调查，监测宏观地质性质和古油藏的生产，并对油气储集条件罐碳同位素样品和饱和烃色谱图进行了全面、系统的分析、测试和分析，对成藏的形成条件进行全方面的分析和研究。1.3.2油气藏保存和破坏因素研究方法通过水质、流体动力学、热力学、缺陷及其物理和化学性质的差异来研究保存油气罐的条件，并借助裂变、流体包裹体、反射、矿物共生组合和其他跟踪技术，从构造热历史的重潮中恢复沉积厚度以及抬升沉积的损害程度。对于与裂缝相关的储罐，保存和破坏因素主要通过缺陷闭合分析来检查。1.3.3油气藏成藏年代、充注史及成藏模式研究油气聚集和聚

17、集技术的应用，包裹体中烃组分和烃组分的比较和分析，致密沥青在储罐中的应用，以及包含其同位素反射率的储罐故障时间卡车(结合烃源规模的演变， 利用裂变径迹对时间积累效应的总体认识)和构造埋藏史学习油气充注史，然后对典型的著名油气储层和古储层的演化进行转化，分析保存或破坏、储层和转化、储存或破坏的历史。1.3.4古油藏、已知油气藏对比研究方法在油气对比的基础上，讨论了烃源岩、沥青和其他有机地球化学尺度、古油藏和已知油气藏之间的联系，建立了它们之间的相互联系。通过对古油气藏解剖和已知油气藏的对比研究，探讨了油气藏形成的时空一致性关系。总结了南方储罐形成模式和海上油气转化模式，并提供了最佳研究和有利的带

18、(区块)。2地质概况2.1毛坝气田地理位置及区域构造特征2.1.1毛坝气田地理位置毛坝气田位于我国四川盆地东北部，大致在宣汉-达县境内。该地区北邻米仓山，东北方和大巴山造山带紧紧相邻，东南连接着川东构造。毛坝气田地处多个构造相互形成的网络中央地带，是典型的构造复合叠加对毛坝地区进行探索天然气藏有着很重大的作用，可以帮助研究人员分析天然气成藏的特点以及规律，并且可以以此作为经验去帮助其它天然气勘探地区开展工作。研究以宣汉-达县地区的毛坝气藏为重点解剖对象。2.1.2 区域构造特征地球已近存在了50亿年左右，漫长的时间让地球的地质发生了一次又一次的变动。川东北也已经存在了很多年了，它的地质同样经过

19、了无数次的改变，但是却因为地壳在发展过程中形成的各种成成层以及非成层的边界、介质以及活动的部位存在着差异，所以使得不同的构造地区在地质特征方面都存在与别的地区的区别以及自己地区的特点。又因为盆地边缘地区的地质特点不同以及相邻地区形成的构造主体存在差异，所以我们能够进一步将川东北地区细分以下5个一级构造单元：米仓山前缘挤压构造带:因为秦岭的构造带自北开始慢慢朝着南方推进，又因为四川盆地壳的刚性板块之间存在着抗争关系，形成了南北朝向的大地构造区域内的应力状态，所以在米仓山前方部分出现了少量岩层的凸起、少量岩层的波状弯曲以及非常多的迭瓦状构造带。在地壳运动的后期又遭受了南北方向的挤压以及东西方向的顺

20、扭应力状态的共同作用，在二者的共同作用下最终形成了大型的北东朝向的米仓山前缘挤压构造带。大巴山前缘挤压构造带:形成大巴山前缘挤压构造带时非常不容易的，它经受住了无数个世纪的漫长考研。大巴山前缘挤压构造带在形成的过程中主要受到了大巴山盆地地壳向内运动所产生的挤压力，又因为在四川盆地整个板块中，川西以及其他的小版块产生了反作用力，所以导致了大巴山前面部分形成了密集的线性构造、弧形构造以及推覆构造。川中平缓构造带:因为川中地区位于四川盆地的中心地带，它的地壳较为牢固、受到地壳运动带来的影响很小，构造的运动能力不足，又因为受到大巴山地壳运动晚期带来的挤压力的影响，所以在形变层的上方出现了许多北西朝向的

21、凸起部分和断层部分。川东断褶带:因为遭受了武陵-雪峰这一块体从东南向着北西方向进行推进所产生挤压力的影响，有存在四川盆地川中地带以及大巴山构造的各种限制，所以在川东地带出现了许多的NE、NNE向线型构造以及弧形构造。米仓山前缘挤压构造带与川东断褶带过渡带:它的主要作用是作为米仓山前缘挤压构造带以及川东断褶带的过渡带。它的主体部分是NE向的宽缓的通江向斜，并且在这条带上还形成了许多NW向的褶皱和断层。该向斜南、北的米仓山前缘挤压构造带和川东断褶带的构造特点以及构造形状上都存在着一定的不同。构造层形成的主要原因是因为地层和岩石在存在着一定的运动。因为构造存在中运动的作用、不整合的作用、沉积建造、岩

22、浆活动以及变质上的作用，所以可以将构造层进行划分(表2-1)。表2-1 川东北及邻区构造旋回及构造层划分表地层时代接触关系构造旋回构造运动构造层形变层代纪世宣汉达县大巴山东段通南巴大巴山西段新生代Q喜马拉雅旋回喜山晚期喜山早期燕山晚期燕山早期印支晚期印支早期东吴运动云南运动海西早期广西运动桐湾运动澄江运动晋宁运动RNE中生代KK2燕山旋回K1燕山层上形变层JJ3J2J1TT3印支旋回印支层T2主滑脱层IIIT1中形中形变层古生代PP2海西旋回海西|加里东构造层P1CC2DS加里东旋回次滑脱层变主滑脱层IIO层下形变层主滑脱层II元古代ZZ2下形变层Z1扬子旋回澄江构造层AnZ晋宁构造层主滑脱层

23、I2.2地层及区域沉积特征根据钻井的相关资料以及相邻地区地表的露头，宣汉达县区域志留系上方的除缺失泥盆系和上、下石炭统沉积外，其余地层的发育情况还比较良好（表2-1）。3石油地质基本条件分析3.1烃源岩特征分析毛坝场区域在陆地中形成的地层中烃源岩包括了：侏罗系下沙溪庙组、千佛崖组、自流井组和上三叠统系家河组；海相地层中烃源岩包括三叠系雷口坡组、嘉陵江组、飞仙关组、与二叠系，志留系。毛坝飞仙关组气藏和长兴组气藏的有效烃源岩见（附表3-2、3）。3.2储集层特征分析3.2.1储集层1、飞仙关组储层川东北区域的飞仙关组储层基本都是裂缝孔隙型或者孔隙型，可根据一定的依据将其分为灰岩以及白云岩两大类别。

24、储层储集空间类型有鲕模孔、粒间溶孔、晶间孔、晶间溶孔、晶粒溶孔、裂缝性溶洞、构造缝（表3-1、2）。表3-1 毛坝1井飞仙关组张开缝统计表井段厚度（m）数目（条）裂缝长度（m/m2）水动力宽度（mm/m）密度（#/m）平均开度（mm）最小开度（mm）最大开度（mm）f4270436595.00283.130.00361.85450.00310.00000.0112表3-2 毛坝1井飞仙关组溶蚀孔洞统计井段厚度（m）数目（个）密度（#/m）等效面积（mm2/m）面孔率（%）平均面积（mm2）最小面积（mm2）最大面积（mm2）4270436595.08799.24740.61111.0357.8

25、3535.4796340.2924飞仙关组储层裂缝及溶洞极为发育，裂缝条数达28条，裂缝密度为1.85条/米，各类溶洞879个，密度为9.24个/米。因此，尽管储层厚度不大，但裂缝与孔隙、溶洞搭配较好，同时其下气源充沛，其上盖层条件较好，所以能形成高产工业气藏。通过测井资料综合分析、岩电关系及解释模型的建立，对毛坝1井录井气测显示非常活跃的4324.04353.0m井段进行综合解释，以2%为有效孔隙度下限，共解释出有效储层6层13.8m，平均孔隙度4.2%，以类储层为主（表3-3）。表3-3 毛坝1井飞仙关组飞三段储层测井综合解释评价表深度厚度（m）孔隙度（%）渗透率（103m2）裂缝分析43

26、23.54325.82.37.21.18裂缝较发育4326.84328.91.24.10.122裂缝发育一般4329.94334.012.30.078裂缝发育一般4334.64340.53.43.80.378裂缝发育一般434543482.53.60.003裂缝发育较差43484352.53.43.50.166裂缝发育一般统计13.84.20.321毛坝1井主要储集层飞仙关组飞四-三段深灰色泥晶白云岩、深灰色泥晶灰岩及含泥泥晶灰岩均位于4267.0m以下的深部地层，偏光镜下观察成岩作用非常显著，主要的成岩作用包含了胶结、压实、重结晶、白云石化、石膏以及硬石膏化、压溶、溶蚀。而胶结、压实、重结晶

27、、白云石化均对碳酸盐岩储集层储集性能有不利影响。如表3-4所示，毛坝1井飞三段对气层段孔隙度和渗透率的最大井段处在 ，是全井段中最大的一个孔洞，地层孔隙度与渗透率有着很大程度的降低，特别是渗透率，均降低一个数量级。以上表明尽管本井孔洞不甚发育，可是孔渗性最好的层段却与孔洞的发育密切相关，因此本井储层类型属以裂缝为主孔洞次之的裂缝孔洞复合型储层。毛坝2井飞三段碳酸盐岩储集层孔隙度最小0.5%、最大4.69%、平均1.26%，渗透率最小0.0062103m2、最大1.5247103m2、平均0.0520103m2，从孔隙发育程度来衡量主要为致密岩，少数为特低渗储集岩，但从渗透率大小来看则呈现致密岩

28、与特低渗储集岩大致相当的情况，若仅以平均渗透率而言甚至可完全定为特低渗储集岩，这表明裂缝的发育在很大程度上改善了储集层的物性。综上所述，毛坝1、2井飞三段的碳酸盐岩储集层中的碳酸盐颗粒比较细小，孔隙的形成还不完全，但是因为后期构造在改造方面的作用非常剧烈，导致了裂缝的进一步形成，将孔隙形成还不够完全的缺陷进行弥补了，整个的储集物的性能比较良好，储集空间为孔缝复合体系，尤以裂缝的作用更为重要，成为飞三段天然气的主要储藏空间（附图3-1）。表3-4 毛坝1井气层段（飞三）电测物性参数表我们将测井、岩芯、薄片、物性、储集空间类型以及沉积形成的原因归纳成为一个整体，对其进行综合的研究分析得出，毛坝构造

29、储层的形成经历了早期溶蚀作用、白云岩化和成岩晚期溶蚀作用。早期溶蚀作用：毛坝1井只揭示飞三段顶部，为深灰色微晶灰岩，夹鲕粒灰岩、云岩，为极浅海沉积，进入飞四时为潮坪环境，潮间、潮上带沉积，取心段发育干裂、冲刷面、鸟眼、生物钻孔、扰动构造、团粒、兰藻纹层。受大气淡水淋滤和海水的混合水冲刷，有利于早期溶蚀作用的进行，形成溶孔、溶洞，特别是溶蚀缝发育，为后期白云岩化和溶蚀创造了有利条件。白云岩化：有利于孔隙的生成。白云岩经历的时间较长，从成岩的早期一直到形成自形半自形亮晶云石，掩埋的深度逐渐加大，一直到区域地下水成岩全部变化为白云岩化最发育时期。取心段最发育的孔隙为晶间孔，主要为白云岩化所形成。成岩

30、晚期溶蚀作用：在强烈的胶结作用后，储层孔隙空间大量减少，到深埋阶段，强烈的压实，孔隙、裂缝进一步减小。但在生成液态烃以及液态烃的形成过程中，附带产生的酸性液体对孔、洞、缝产生了溶蚀，对进一步形成白云岩化产生着积极的作用。毛坝1井显示有强烈的早期暴露溶蚀并有一定的白云岩化，在飞三段上部出现的白云质灰岩等。岩心中发现的溶孔、飞三段岩屑中也有较发育的晶间溶孔、溶洞，其面孔率可达57%。岩心中有极发育的裂缝，毛坝场构造晚期构造缝的形成，和受燕山的构造以及喜山的构造存在着很大的关系，对形成裂缝孔隙型储层有着很重要的作用。2、 长兴组储层毛坝3井长兴组钻遇地层厚度598.0m，储集岩厚度598.0m，占地

31、层厚度的100%，储集岩的形成较为完善，构造运动强烈，导致碳酸盐岩溶蚀孔洞、晶间溶孔-溶缝及裂缝的形成。岩心及薄片观察，溶蚀孔洞极为发育，溶孔多呈针孔状不均匀分布，局部密集为蜂窝状，溶蚀洞一般23cm，溶蚀孔洞内一般由沥青质、方解石不完全充填；普遍发育大量晶间溶孔-溶缝及晶间孔-缝，晶间溶孔-溶缝是在晶间孔缝基礁上溶蚀扩大而成，孔最大者0.70.2mm，小者0.010.02mm，一般0050.3mm；晶间溶孔-溶缝在粉晶、细-中晶中都较发育，晶间孔-缝在裂缝附近较发育，绝大部分都将沥青填充进行。形成的裂缝大都为斜交裂缝，而且一般都不是单个出现，一出现就是成群出现。局部裂缝存在着水平裂缝以及垂直

32、裂缝，一般的裂缝大约为 ，最大的裂缝宽度达到了 。由方解石、黑色有机质不完全充填，微裂隙极为发育，具两期，相互交叉，有的充填白云石和方解石，多数微裂隙最后会局部溶解膨胀扩大形成溶缝孔。毛坝3井长兴组与毛坝2井长兴组差距较大。毛坝2井钻厚195.5m，毛坝3井钻厚598.0m；毛坝2井长兴组岩性为泥亮晶砂屑灰岩与含泥泥晶灰岩、粉屑泥晶灰岩、亮晶鲕粒灰岩、含生物碎屑泥晶灰岩呈不等厚互层。毛坝3井长兴组揭示了一套自上而下为顶部泥晶灰岩段、云岩(白云石化礁灰岩)段、中部生物屑-生物礁灰岩段、云岩夹灰岩-生屑灰岩段、底部生物礁灰岩段的岩性组合。厚度及岩性对比说明，从毛坝2井至毛坝3井，沉积环境发生了明显

33、变化，毛坝2井的鲕粒灰岩在毛坝3井已经相变为巨厚生物礁灰岩。毛坝1井没有钻到长兴组，但经地震预测为生物礁相。毛坝3井长兴组碳酸盐岩储集层（表3-5）孔隙度值主要分布在1.15%15.19%之间，最大15.19%，平均3.53%，渗透率在0.02341669.4332103m2之间，最大1699.433210-3m2，平均24.21103m2，从孔隙发育程度来衡量主要为中等储集层。其中4351.0m4403.9m井段孔隙性及渗透性最好，为中等储集层（类），井段4351.0m4403.9m溶蚀孔洞、晶间溶孔溶缝及晶间孔缝、裂缝非常发育，对应井段孔隙性及渗透性也最好，属孔洞裂缝复合型储集层。从孔隙度

34、的最大值与平均值差别较小，而渗透率的最大值与平均值差别较大的情况来看，说明在溶孔普遍发育的情况下，裂缝的发育程度及能否把溶蚀的孔洞连通起来对储层的物性影响很大。电测在长兴组解释二类含气水层1层2.9m，二类气水同层1层14.8m，干层5层18.6m，三类低产气层2层3.1m，三类含气水层5层21.5m，三类含水气层1层18.6m，三类气层2层9.5m（表3-6）。依据岩心常规物性分析资料及电测解释成果，本井长兴组储层在纵向上主要发育于三个井段，即上部4340.04420.0m井段、中部46104630m井段、下部47104740m及48074812m井段。表3-5 毛坝3井长兴组储层物性分析统

35、计表筒次井 段（m）孔隙度最大值（%）孔隙度平均值（%）渗透率最大值（103m2）渗透率平均值（103m2）104326.294334.252.632.0836.22057.6297114334.254342.364.442.9854.64044.5069124342.364351.015.283.921699.4332116.6696134351.014359.6215.196.5243820.647396.6215144359.624366.6013.15.488.10521.7063154367.514376.023.012.3414.15380.0167164376.024384.65

36、3.392.6420.77953.8375174384.654393.296.463.9485.782311.6826184393.294401.9610.496.14181.93315.7297194401.964410.947.893.4290.18214.3146204410.944419.603.122.3954.66145.0817214419.604428.263.872.413.71341.2119224428.264437.063.171.98129.1227129.1227234437.064444.102.171.912.05361.2544表3-6 毛坝3井长兴组测井解释

37、成果表 井段m厚度m孔隙度%含油气饱和度%渗透率103m2结论4284.14290.5 6.4 0.4 0.0 0.000 干层4307.4 4308.9 1.5 0.1 0.0 0.000 干层4351.04354.8 3.8 3.7 81.9 1.784 三类气层4356.4 4375.0 18.6 4.6 69.2 4.413 三类含水气层4389.1 4403.9 14.8 7.7 72.6 43.016 二类气水同层4512.6 4518.3 5.7 4.2 83.4 2.881 三类气层4542.1 4546.3 4.2 0.3 0.0 0.000 干层4549.5 4550.6

38、1.1 0.2 0.0 0.000 干层4586.64592.0 5.4 0.1 0.0 0.000 干层4611.1 4619.0 7.9 3.7 32.5 1.713 三类含气水层4624.1 4627.0 2.9 8.4 37.6 63.749 二类含气水层4628.64630.0 1.4 4.3 39.4 3.242 三类含气水层4685.9 4687.4 1.5 3.6 51.4 1.446 三类低产气层4720.6 4724.5 3.9 3.8 25.1 1.893 三类含气水层4729.6 4733.3 3.7 3.5 10.9 1.397 三类含气水层4736.4 4741.0

39、 4.6 2.6 9.9 0.380 三类含气水层4810.4 4812.0 1.6 3.8 51.2 1.911 三类低产气层本井在长兴组储层较发育的三个井段中，4340.04420.0m井段岩性为粉晶、细中晶白云岩（白云石化礁灰岩），46104630m井段岩性主要为泥粉晶白云岩，47104740m及48074812m井段岩性主要为泥晶灰岩，由于4340.04420.0m井段岩石白云石化彻底，使孔隙度明显增大，说明本井气层的物性除受礁体相带控制外还受白云岩化的控制。3.3 盖层及保存条件分析毛坝3井长兴组气藏的优质区域盖层为嘉陵江组、雷口坡组的盐膏层，直接盖层是飞仙关组整套致密泥晶灰岩。毛坝

40、1井嘉陵江组盐膏层中硬石膏岩单层最大厚度为65.5m，盐岩最大单层厚度，盐岩与硬石膏的厚度达到了，雷口坡组盖的厚度达到了。毛坝2井嘉陵江组盐膏层的厚达到了，单层的厚度最大也是，雷口坡组盐膏层厚77.0m，单层最大厚度达9.5m（表3-7）。厚度大，分布广泛，而且嘉陵江组和雷口坡组已达晚成岩期，盐膏互层沉的积塑性相对来说比较大，可以很好地将岩体微裂隙进行弥合，所以应力场较大的地区形成的封闭压也比较高。嘉陵江组和雷口坡组盐膏层是封闭压最高的两个，因为形成了下伏飞仙关组区域的盖层质量比较好。表3-7 毛坝2井膏盐岩统计表层位井段（m）厚度（m）膏盐岩厚度（m）单层最大厚度（m）膏盐岩占地层厚度百分比

41、（%）雷口坡组2344.02798.0454.077.09.517.0嘉陵江组2798.04056.01258.0544.0152.043.2飞四段4056.04127.571.517.06.523.8毛坝1井飞仙关组顶部飞四段薄层硬石膏岩虽然单层厚度不大，但累计厚度在5.0m以上，而且地层对比表明，飞仙关组顶部飞四段硬石膏岩在宣汉达县这一区域的分布比较稳定，见不到任何的裂缝以及孔洞。此外，毛坝1井飞四段碳酸盐岩孔隙度基本在0.54之间，渗透率基本小于1.0105m2，其物性与四川盆地已分析过物性的硬石膏岩大致相当，可构成飞仙关组局部较好盖层和下伏飞三飞一段的优质盖层。对于毛坝3井长兴组气藏而

42、言，其上的飞仙关组整套致密灰岩可以作为良好的直接盖层。综上所述，嘉陵江组、雷口坡组巨厚盐膏层在宣汉达县区块分布广泛而稳定，未被断层破坏，是飞仙关组的优质区域盖层；飞仙关组飞四段的薄层硬石膏岩稳定分布，未遭破坏，具有很强的封闭能力，故飞四段可作为宣汉达县区块飞仙关组气藏很好的直接盖层；飞仙关组四段的致密碳酸盐岩孔渗低，可作为下伏飞三飞一段的局部有效盖层；整套飞仙关组致密泥晶灰岩可作为毛坝3井长兴组气藏的直接盖层。区域盖层、直接盖层的叠加，大大地增强了对飞仙关组高压气藏的封盖能力。嘉陵江组、雷口坡组的巨厚盐膏层和飞仙关组的飞四段硬石膏岩的厚度重叠起来，可以在在垂直方向上对下面的油气层形成一个性能较

43、好的垂向封闭空间。毛坝2井飞仙关组碳酸盐岩厚度达，其封堵效果非常明显。控制毛坝场构造一共有两条断层，这两条断层的封闭效果都比较好。逆断层的封堵效果也非常明显。（附图3-25）此外，断层的活动促使了膏盐层厚度的增加，使得垂向的封堵效果进一步提升。总的来说，因为嘉陵江组、雷口坡组的巨厚盐膏层以及飞仙关组的飞四段硬石膏岩在垂直方向上具有较为良好的封闭性，又因为和 两条方向相同的逆向断层在侧方向形成了封闭空间，所以毛坝1井飞仙关组气藏和毛坝3井长兴组的油气存在性能都比较好。3.4圈闭特征分析毛坝地区的背斜区域处于宣汉-达县的北部，沿着北到东发展的斜背区域，因为受到地块的水平挤压作用，该区域首先出现弯折

44、后，遇到背斜后产生两条断层。构造主要形成并定型于晚燕山期，在喜山期有一定改造。圈闭形态完整，长短轴之比为12.0:2.1。在北西方向的横剖面呈现出受到断层影响的背斜断层，在北东方向的横剖面呈现出的背斜详见附图。对于反射层而言，呈现的背斜为北东走向，详见附图。对于毛坝1#井而言，其位置处于背斜的南系侧，并且位于铁山构造线的西南处，相关的要素数据如表3-8所示。由西侧的F5逆断层、东侧的F6逆断层控制的毛坝场背斜的上盘飞四段隆起幅度较高。表3-8 毛坝构造圈闭要素表对于毛坝2#井而言，其处于斜背中地势较高的位置，受到逆断层的影响。毛坝场背斜上盘三叠系飞仙关组及二叠系隆起的高度较大。另外，毛坝3#处

45、于斜背北部的较高处，分别受到的影响和作用。毛坝1井飞四段飞三段上部储层岩性为微晶灰岩，属于断背斜圈闭；对于毛坝3#而言，其岩性属于生物礁，受到构造以及岩性的共同作用呈现圈闭的特性。4毛坝气田气藏特征分析4.1气藏空间分布特征通过附图可知道毛坝场构造形态在不同剖面上的背斜等信息。毛坝1井飞仙关组气藏分布在飞四段薄层硬石膏岩之下，位于飞三段顶部。天然气的储存层主要是微晶灰岩。天然气主要分布与溶洞、溶隙、裂缝等部位。储层在纵向、平面上向分布连续性较好，具层状特征。其上以飞四段膏岩、泥灰岩为直接盖层，以飞一-三段碳酸盐岩为局部盖层，以嘉陵江组-雷口坡组盐膏岩为区域盖层，气藏顶界构造圈闭完整，主要受背斜

46、控制。飞四段-飞三段上部气藏地层压力为82.15MPa，压力系数为1.89，属于超压气藏。含气层的面积取地震异常面积为准，达到了，厚度达到了。因此飞四段-飞三段处属于高压裂缝构造，详见附图，附表。二叠系长兴组本身具有生油气能力，气藏气源来自二叠系本身和下伏的志留系。毛坝3#井属于礁型气藏，储存气体的岩体将近600m厚，呈现浅海台地相的特征，常不均匀地分布有泥质、生屑、粉屑、砂屑，储集空间类型主要有溶蚀孔洞、晶间溶孔-溶缝及晶间孔-缝、裂缝，因此毛坝3井长兴组储集层属孔洞-裂缝复合型储集层。长兴组以飞仙关组一-三段致密碳酸盐岩、飞四段膏岩为直接盖层，嘉陵江组雷口坡组膏盐岩为区域盖层，气藏顶界构造

47、圈闭完整，受构造及岩性的复合控制。长兴组气藏有底水，高含H2S，中下部及上部地层压力分别为68.86MPa、66.46MPa，压力系数分别为1.52、1.55，地层中部温度分别为123、109，均为高压系统和低温异常系统，所以毛坝3井长兴组气藏类型为高压底水高含H2S孔洞-裂缝型构造-岩性气藏(附图3-32、34、36，附表3-3)。4.2储集层沥青、天然气、地层水物理化学特征4.1储层沥青特征（1）储层沥青描述通过检测毛坝3#井的岩芯可知，其岩芯存在沥青层，其中沥青主要存在与间隙、晶体间的缝隙、空洞等空间中。另外局部见团块沥青、粒状沥青。长兴组(P2ch)灰色含白云质生物碎屑灰岩，晶间孔中可

48、见沥青，也可见裂缝内充填方解石，局部可见团状沥青；灰岩，生物碎屑少，发育晶间孔，内充填有沥青，污手；粉晶白云岩，岩块内含有团块状沥青，含量约5%；白云岩中可见生物扰动，缝合线发育，沥青呈粒状分布于缝合线中。总之，长兴组孔隙空间包括有晶间孔、粒状孔、溶蚀孔、洞、裂缝和缝合线，均具沥青充填的特征。通过对毛坝1井、2井、3井三叠统飞仙关组岩芯观测，除了在毛坝3井飞四段（3880.193889.00m）见到一处高角度裂缝局部充填沥青外，飞仙关组岩芯中基本未见沥青充填。飞仙关组在地质时期没有形成古油藏，现今的气藏是后期天然气运移充注形成的。（2）沥青反射率通过对毛坝3#井的6块岩芯进行分析，测试其沥青反

49、射率，从测试结果可以发现，反射率的值基本相似，详见表3-32，并且埋深越大，反射率的值会跟着变大，详见图3-23。换算成镜质体反射率后，其值介于2.392.77之间，处于过成熟阶段。图3-23 毛坝3井长兴组沥青反射率随深度变化图表3-32 毛坝3井沥青反射率实测值注：Ro0.33640.6569Rb（丰国秀等，1988）3）沥青生物标志化合物正烷烃与类异戊二烯烃对沥青样品实施分析，通过分析数据可知，沥青中含有完整的正构烷烃，见图，碳数在nC17nC28范围，表明其未出现明显的生物分解。从图中可以发现沥青正构烷烃主峰碳数为，为前峰型；Pr/nC17为0.86，Ph/nC18比值为1.04，通过

50、上面的分析可以推到出沥青的来源主要是藻类以及浮游生物等。甾、萜烷在长兴组的沥青样本中，检测出三环萜烷/藿烷达到了，说明形成沥青的有机质富含三环萜烷，主要为细菌或者是藻类，详见图。其中达到了，说明有机质中咸度较高，基本可以推断有机质的主要为海生物。样品的含量为，说明沥青处于成熟期，与沥青发射率基本符合，见图3-32。通过分析沥青的，结果表明化合物的占比处于较为微弱的地位，呈现“V”字型分布，C27/C29=0.62；具有较丰富的C21孕甾烷，孕甾烷/规则甾烷为0.086，表明与原油的热演化有关，说明沥青的来源为裂解作用。 该沥青的甾烷的异构化率：C29S/S+R0.42，C29/+0.44，均达

51、到了平均值的0.5倍，这个和实测值不一致，长兴组中实测值为在3.133.71之间，换算为镜质体反射率Ro值在2.39%2.77之间，处于过成熟阶段。对于这种现象的解释是由于矿物的催化作用使20S构型比20R构型、 构型比 构型裂解速率更快，致使比值变小。因此不能以为的比值小作为低成熟的特点，也不能作为演化程度高低的依据，其他的原因也会导致较小的比值。（4）沥青/烃源岩对比毛坝地区长兴组沥青通过对比认为长兴组古油藏主力烃源岩是上二叠统本身，也部分有下二叠统和志留统的贡献，其成因为原油热裂解后，并经热演化后残留储层沥青。4.2天然气组成特征（1）天然气组成特征毛坝1井飞四段飞三段天然气属于干气（表

52、3-33），整体干燥系数很大，大多数在以上，重烃系数则很低，大部分介于之间。所以毛坝气藏飞仙关组天然气属于高甲烷、低重烃、低、基本不含H2S、个别层位高含N2的高演化优质天然气。 毛坝2井长兴组的两个气样显示天然气属于干气，甲烷含量为、9不含，毛坝2井长兴组天然气属于高甲烷、低重烃、低、低、不含高演化优质天然气。毛坝3井长兴组3个气样显示天然气属于干气，甲烷含量为，氮气含量为，毛坝3井长兴组天然气属于高甲烷、低重烃、高 的高演化天然气。表3-33 毛坝气田天然气分析表对比毛坝1井和毛坝2井的气样组分特征可见，毛坝1井三叠系飞仙关组和毛坝2井的天然气组分特征非常相似，甲烷含量很高，C2+以上重烃

53、很少，低CO2、不含H2S；毛坝2井三叠系飞仙关组的两个气样的甲烷含量为62.90、62.93，高含氮气为32.84、32.77，与毛坝1井三叠系飞仙关组气样中的三个样品的组分特征也很相似，这三个气样的甲烷含量介于48.2654.51，氮气为35.8740.63。通过对比说明毛坝1井、2井的天然气具有同源的特征，毛坝2井含气构造内的天然气可能来自毛坝1井气藏或下部长兴组气藏。（2）天然气成因毛坝飞仙关组气藏的有效烃源岩包括二叠系海相碳酸盐岩和泥质岩，以及志留系泥岩，以海相碳酸盐岩为主，海相碳酸盐岩有机质类型为1型。另外，据碳同位素分析，毛坝飞仙关组天然气样品点属于热成因气，偏近型。型有机质生成的天然气属于油型气，油型气包括干酪根热解生成的气和原油裂解生成的气。图3-25毛坝气藏天然气Ln（C1/C2）、Ln（C2/C3）分布图国外学者提出用（13C213C3）与Ln（C2/C3）和Ln（C1/C2）与Ln（C2/C3）关系图版判识这两类天然气（Prinzhofer等，1995），但毛坝的天然气很干，C2以上重烃很少，大部分样品都无法测得丙烷的碳同位素，因而无法应用（13C213C3）与Ln（C2/C3）参数的判识图版，只能采用Ln（C1/C2）与Ln（C2/C3）关系图版。图3-25展示了的数据可以证实毛坝1井飞仙关组天然气和毛坝2井飞仙关组、