川中地区天然气成藏条件与机理研究

川中地区天然气成藏条件与机理研究

1层间互叠置天然气成藏模式四川中部地区位于四川盆地西部龙泉山和东部华山之间。北至营山构造，南至威远古海拔以北。这是一个带状地区。该地区整体由西向东倾斜，并呈倾斜构造背景。构造上属于四川中部缓坡褶皱带，面积约5.3.14公里。上三叠统须家河组为一套陆相碎屑岩含煤沉积,自下而上分为6段,其中须一、三、五段以黑色页岩、泥岩为主,夹粉砂岩、砂岩、煤层或煤线,是主要的烃源岩和盖层;须二、四、六段以灰色中—细粒砂岩为主,夹薄层泥页岩,是主要储气层段。须家河组一、三、五段烃源岩与二、四、六段储集层间互叠置呈“三明治”结构,具有广覆式分布特征,构成有利的生储盖组合。川中地区须家河组天然气勘探始于1956年,截至2008年底,已发现了八角场、充西、磨溪、广安、合川—安岳等气田(见图1),探明天然气地质储量超过3000×108m3,这些气藏的储量丰度一般为1×108～3×108m3/km2,属中低丰度天然气藏。在解剖研究了广安、合川等气藏以后,发现其含气连续性较差,含气饱和度横向变化较大。如:广安101井须六段高部位产气,而低部位产水;广安125井须四段位于构造低部位,但物性较好,含气饱和度较高,测试产气2.2×104m3/d;广安106井须四段位于裂缝发育区,测试产气达7.1×104m3/d。这些特征表明须家河组天然气成藏的主控因素并不简单,成藏的规模和连续性也变化较大,尤其从经济性角度看,有效益的天然气聚集应该是有限规模、不规则分布且大范围成藏的。目前,对川中须家河组天然气成藏机制的认识有2种不同的观点。一种观点认为天然气成藏受岩性控制,呈大面积连片分布,甚至是一种连续型气藏;另一种观点认为该区天然气成藏受气源灶、主砂体、构造背景与裂缝等多因素控制,经济性聚集呈“斑块状”分布,规模有限,是一种不规则成藏,但大范围分布。及时对该区天然气聚集与分布特征作出客观评价和判断,对提高钻探发现成功率和效益以及客观部署该区勘探与未来发展规划,都有重要意义。本文以广安、合川等典型气藏解剖研究为基础,从天然气成藏条件与机理等方面进行研究,提出川中地区须家河组天然气大范围、不规则斑块状成藏而非大面积连片成藏的基本观点,并据此提出下一步勘探建议。2须家河组天然气成藏潜力笔者于2007年开始组织研究须家河组中低丰度天然气藏成藏机理与条件,提出在大型敞流湖盆发育期,湖水进退频繁,在某些地质时间段,河流可以长驱直入,一直伸入湖盆中心地带,多类型砂体在湖盆中心部位大面积分布,并与泥质烃源岩间互发育,构成“三明治”结构,为中低丰度天然气藏大面积成藏提供了基础。同时,由于构造平缓,气藏的气柱一般较小。从成藏动力看,小气柱大大降低了对盖层的要求。此外,储集体内部具强非均质性,导致一个宏观上呈席状的储集体在中观尺度上是众多有限空间储集单元的集合体,这在一定程度上分散了气藏的突破能量,对气藏的保存是有利条件。所以,在以往认为成藏条件较差的“劣质区”,也可以有天然气大规模成藏,从而深化了对须家河组天然气藏勘探潜力的认识。随着勘探的深入以及广安、合川等气田陆续投入开发,进一步的气藏精细评价发现,川中地区须家河组气藏在不同构造和沉积部位,含气饱和度、单井产量与含水量差异都很大。在已知气藏解剖研究基础上,结合气藏开发获得的新数据,笔者认为须家河组天然气成藏,与其称为大面积连片成藏,不如称为大范围、不规则斑块成藏更符合实际。本文所称的天然气“大范围斑块成藏”,是指由于气源岩和储集体大范围间互发育,为天然气就近运移聚集创造了条件,也为天然气在广大范围聚集成藏提供了基础;但由于气源灶、有效储集体和裂缝分布的非均质性,使得“经济性”成藏单体呈“斑块状”分布,众多气藏在大范围内呈“星罗棋布”式分布。笔者近期重点研究了导致须家河组大范围成藏的主控因素与机理,认为以下诸方面在天然气大范围成藏中是不可小视的。2.1须六段须片段川中地区上三叠统沉积时期,古地形平缓,形成大型浅水湖盆,广泛发育辫状河—三角洲砂泥岩和煤系,具有烃源岩和储集体大规模间互发育的“三明治”结构。如川中地区须三段—须四段—须五段组合,须三段成熟烃源岩厚度大于20m的面积占川中地区面积的80%以上,与砂岩接触面积占整个烃源岩分布面积的80%以上(见图2);而须四段孔隙度大于6%的有利储集层在川中地区广泛分布,厚度大于5m的储集层占储集层总面积的70%左右;须五段泥质岩呈全区分布,平均厚度大于50m,既可作为盖层,也是良好的气源岩。同样的组合还有须一段—须二段—须三段及须五段—须六段组合,这种典型的“三明治”结构是大范围成藏的重要基础。而在同一储集层段内,物性和连续性较好者,如果气源灶规模也较大,生气强度较高,也可以局部大面积成藏。2.2储集层层结构四川盆地须家河组是一套煤系,表现为湖盆宽阔、水体不深、水系弥散。河道改道、交叉、归并频繁,但保持时间较长,因而形成的相带宽泛,单期河道数量多、规模有限,多期河道叠置、归并、侧接则形成宏观上呈席状、微观上有较大非均质性的砂岩复合体。这套砂体在原始沉积阶段便与煤系侧接与交互,原始水体就偏酸性,埋藏以后成岩作用一般较强,孔隙因胶结损失较多。这样,具备储集性能的有效砂体物性以及砂体与砂体间的连通性进一步变差,甚至部分砂体因成岩胶结而变成致密岩石,不能成为有效储集体。再加上煤系气源岩平面上分布具有很大的不均衡性,因而提供天然气的数量与强度在平面上是多变和非均匀的,这就导致天然气聚集在宏观上是大范围的,局部看则是“斑块状”分布的。广安气田是须家河组已发现的主要气田之一,其主力气层为须四段和须六段,探明天然气地质储量分别为566×108m3和788×108m3。根据测井和岩心物性分析资料,须六段共解释出6个储集层段,分别为气层、气水同层和含气水层(见图3)。这6个储集层段中间被致密砂岩或泥岩隔开,使得单个气层高度较小,一般在4～12m,面积为51.0～218.5km2。储集层段的物性较好,孔隙度为10.0%～11.8%,渗透率为0.67×10-3～0.89×10-3μm2,排替压力为0.34～1.32MPa,以中砂岩和中细砂岩为主。隔层的物性较差,孔隙度为2.8%～5.5%,渗透率为0.01×10-3～0.05×10-3μm2,排替压力为0.94～8.38MPa,都是非常致密的砂岩或泥岩,厚度4～13m,分布面积大。广安气田须四段和川中地区其他气藏中也都有这样的隔层,造成储集层含气不连续,给须家河组天然气大面积成藏带来困难,但宏观看,天然气仍可大范围成藏。统计广安气田须四段气藏下亚段储集层砂体厚度与连通性发现,每一等时亚层序内河道砂体较发育,但河道间砂岩多已致密化,有效储集体之间的连通性不好。用砂体厚度、沉积微相、测试压力和试气等资料可将广安气田须四段划分为28个相对独立的储集单元,其中有21个是含气储集体,它们相互独立,有各自的压力系统。另有7个储集体或因物性差而产微量气,成为含气水层;或因与气源岩无接触而产水。因此,须家河组储集层从局部来看,含气储集层呈明显“斑块状”分布,彼此间具有独立的气水压力系统,是独立的气藏单元。而从宏观上看,这种不连续、不规则、数量众多的天然气藏可在大范围出现,具有不规则大范围成藏的特点。2.3法气藏成藏类型的划分须家河组烃源岩主要为暗色泥岩、炭质泥岩与煤层。由于沉积环境横向变化,导致烃源岩平面分布不均衡。整体上看,须家河组暗色泥岩厚度较大,由盆地东南向西北逐渐增厚;煤层和炭质泥岩厚度相对较薄,且平面上变化较大。须一段、须三段、须五段烃源岩厚度中心分布在川中以西地区,平均厚度为100～400m,而广大川中地区厚度基本在20～60m。须家河组各段烃源岩基本处于大量生气早、中期阶段,烃源岩演化程度由下向上逐渐降低,须一段Ro值为1.1%～2.2%,须三段Ro值为1.0%～1.8%,须五段Ro值为0.8%～1.4%。川西地区演化程度最高,其次为川东北,川中及川南较低。因此,须家河组烃源岩具有川西厚度大、热演化程度高、生气强度最大,而川中和川南厚度薄、演化程度低、生气强度较低的特点。有机碳含量是评价烃源岩生气潜力的主要指标之一,须家河组暗色泥岩有机碳含量平均为1.95%,炭质泥岩有机碳含量普遍大于10%,而煤层有机碳含量高达60%以上。热模拟实验揭示,须家河组各类气源岩的产烃潜力为:煤层97mg/g,炭质泥岩15mg/g,泥岩只有2.4mg/g。由于高有机碳含量和生烃潜量,炭质泥岩和煤层是须家河组主要的气源岩。因而可通过炭质泥岩和煤层的厚度变化,定性判断气源灶与生气强度的平面分布。图4是须三段气源岩、须四段储集层与须四段已发现气藏的叠合图,从图中可清楚看出,气源灶、主砂体和已知气藏间有较好的空间配位关系,说明气源灶与有效储集体的结合在气藏形成中有重要作用。须家河组储集层的强非均质性使得气源岩中排出的天然气进入储集层后难以发生大规模的侧向运移。天然气的地球化学特征也表明,气藏以近距离运移为主。须家河组各段烃源岩总的生气强度在川西地区普遍大于20×108m3/km2;而川中地区为10×108～20×108m3/km2,而且由于须家河组源储呈“三明治”结构,等于将10×108～20×108m3/km2的生气强度分成3个层段,给3个层系分别提供气源。对每一个层系来说,气源灶的供气强度较小,再加上须一段、须三段、须五段每个气源岩层平面分布上的不均衡变化,不仅对形成天然气聚集的丰度会有很大影响,而且形成聚集的平面分布也一定是非均匀的,应该是“斑块状”不规则分布的。川中地区须一段、须三段、须五段烃源岩各自的生气强度为2×108～10×108m3/km2,平均值小于5×108m3/km2,生气强度高值区位于川西地区,各气源岩层的生气强度基本大于10×108m3/km2。因此,须家河组气源岩及其生气强度平面分布不均,平均生气强度偏低,且高值区分布局限,造成须家河组各层段天然气成藏总体充注不充分,且丰度较低,其中气源灶先天不足是个主要原因。此外,呈局部富集分布的气源灶也可以在储集条件具备的地区形成相对较好的聚集(本文称为经济性聚集),但分布是不连续的,不是大面积连片分布的,而是大范围不规则分布的。3徐家河天然气储藏机法3.1天然气吸附与解吸历史-沉积成藏时代要客观认识川中地区须家河组煤系气源岩大范围斑块成藏的机理,应该先对须家河组气源岩的生气与排气过程予以了解。为此,笔者在前人工作基础上,对川中地区埋藏和剥蚀历史作了研究,用多种方法对川中地区各地层组剥蚀厚度作了核实。三叠纪以来的总剥蚀量在1500～2500m,且由西北向东南方向逐渐增大,主要剥蚀时间在白垩纪末至现今。可见须家河组在白垩纪后期达到最大埋深,约为4500～5000m。结合地球化学资料并借助盆地模拟技术可了解须家河组生气历史。川中地区须家河组烃源岩在中侏罗世末期(距今约155Ma)达到生气门限(Ro值为0.6%),晚侏罗世末进入大量生气期(Ro值为1.0%),到白垩纪后期达到生气高峰(Ro值大于1.2%),此后由于构造运动导致地层抬升,生气过程基本停止(见图5)。选取广安101井须五段、须三段和合川1井须二段煤层样品进行天然气吸附-解吸实验。在实验条件下,煤层和炭质泥岩的吸附量随着压力增加而迅速增大,且在压力达到一定数值(压力大于8MPa)时吸附量趋于稳定。同等条件下,煤层的吸附量大于炭质泥岩。根据实验数据,采用吸附势方法,对川中地区须家河组古、今吸附量进行了计算。最大埋深期须家河组煤系对天然气的吸附量高达1.2×108～1.6×108m3/km2。根据煤层吸附与解吸原理,在后期抬升过程中,伴随温度和压力降低,这些吸附气可以从地层中解吸释放出来成为游离气,且可通过与之接触的有孔渗砂岩和裂缝运移进入储集体,形成气藏。流体包裹体研究提供了这方面的证据。川中地区须家河组储集层包裹体实测均一温度主峰分布在90～100℃与110～130℃两区,显示有2期天然气成藏。包裹体的冰点温度也存在两期,低温包裹体的冰点温度较高,为-5～0℃,反映该期地层水含盐度较低,属于成岩作用早中期烃源岩开始成熟大量生成天然气并进入储集层阶段的产物;高温包裹体的冰点温度较低,为-20～-5℃,反映其含盐度较高,应该是储集层成岩作用中后期,伴随地层水大量排出,含盐度不断增大,有机质在成熟—高熟时期排出的记录。前者发生的时间大概对应于侏罗纪末期至晚白垩世以前,并以侏罗纪末期为主;后者发生的时间则与白垩纪末出现的抬升期对应。对川中地区须家河组生、排气历史研究发现,该区天然气排气和运聚成藏共有2期,第一期较早,与气源岩大量生气期对应;第二期较晚,与构造抬升期对应。两期成藏都具有大范围成藏的共性,前者是因为川中地区构造平缓、天然气以整体垂向运移为主所引起,后者则是因为整体构造抬升所造成。3.2模拟地层注气、氮气运移过程有关在抬升背景下,天然气发生运移和成藏的记录在国内外公开文献上都不多。如果抬升环境下确实存在天然气运移成藏过程,可以说是天然气成藏认识的重要进展。为此,本文开展了抬升卸载环境下天然气运移成藏的模拟实验。为证实抬升卸载过程中煤系发生解吸排气过程,依据须家河组烃源岩的岩性结构和地层组合特征,设计了物理模拟实验模型(见图6a)。首先将模型抽真空,然后注水并加上覆压力,以模拟岩层埋藏压实排水过程。上覆压力加至7MPa、流体压力达到1.63MPa、温度为60℃时,地层饱含水并处于近平衡状态。然后从模型底部注入氮气,用以模拟生气过程。注气过程中出口不断有水排出(见图6b),实验进行至20h左右,出口开始有气体出现,代表气源岩饱和吸附气以后,开始有游离气的运移发生。待出气量达至一定程度且出水量明显减少时则停止注气,进入抬升卸载过程是否发生解吸排气过程的模拟观察。为了逼近地下环境,停止注气后,静置24h,以保证充气及吸附的充分性,也是烃源岩历经最大埋深后生气过程停止的再现模拟。随后降低模型上覆压力、流体压力以及温度,历时175～182h左右,出气口明显有气体排出,并呈幕式排出特征。该过程相当于地层由埋藏转为抬升剥蚀后地层流体温度和压力的降低,导致煤系发生解吸释放天然气,并有足量气体发生了排烃运移。实验表明,抬升背景下,尽管气源岩的生气过程已经停止,但大量吸附于气源岩内部颗粒表面且在深层受到高度压缩的气体在抬升过程中由于压力降低而发生体积膨胀,从气源岩内部产生了驱使气体向外逃逸的动力,故而仍然可以有天然气的规模运移和成藏发生。4徐家河群天然气丰富4.1气水量及水分异从已发现气藏解剖研究和已开发气藏统计看,构造对天然气的富集具有重要影响。储集体如与构造高点相配位,含气饱和度和单井产量则相对较高,低部位则明显变差。如广安须六段、合川须二段气藏,高产气井主要分布在构造高部位,基本不产水。构造高部位天然气储量丰度为3×108～5×108m3/km2,构造低部位只有1×108～3×108m3/km2。产量上,广安须六段与合川须二段构造高部位分别为32.20×104m3/d和26.22×104m3/d,低部位区只有2×104～3×104m3/d,差别较大。对单井而言,广安19井位于构造高部位,天然气初始产量为1×104m3/d,稳产了10a,而生产了30a之后,目前产量仍大于0.33×104m3/d,气层压力基本没有明显变化,后期产量降低以后,压力反而有所增加,表明气藏规模较大,能量高,储量丰度也高。在构造斜坡区,尤其是斜坡低部位,气藏的气水分异明显变差,普遍存在可动水层,单井气水产量均较高,或者产气量低,产水量高。如广安气田位于西南斜坡部位的须四段气藏,储集层厚度大、物性好,孔隙度大于8%的储集层厚度为15～20m,但是其含水饱和度普遍大于55%,属于气水同层;又如位于斜坡低部位的广安113井,普遍气水同产,且产水量较大。4.2相对低部位产水明显川中地区须家河组构造背景十分平缓,总体起伏较小,川中南部地区基本没有明显的构造起伏。但是,该区须二段却发现了合川和潼南2个规模超千亿立方米的大气田。该区相对低部位有多口井测试获高产,如潼南111井试气获10.66×104m3/d,合川103井获8.6×104m3/d,合川106井获7.09×104m3/d,且均不产水。从特征上看属典型岩性或构造-岩性气藏,说明川中地区气藏的聚集同样受岩性变化的控制。合川—潼南气田已经投入开发,效果较好,无阻流量可达3×104～26×104m3/d,单井开发后期产水相对较少。这与该区须二段主砂体发育、储集体物性相对较好以及存在裂缝发育带不无关系。4.3裂缝发育与沉积相的关系气藏解剖研究发现,川中地区须家河组天然气富集和高产是气源灶、构造背景、有效主砂体与裂缝4因素在三度空间匹配的结果。本文重点讨论裂缝在改善储集层导流能力、提高储集空间体积和单井产量方面的作用。川中地区发育北西向、北东向和近东西向3组裂缝系统,它们与基底深断裂以及白垩纪末期以来挤压诱发的扭动作用密切相关,具有明显的带状分布特征。裂缝的形成过程可分为2期,一期为燕山期裂缝,主要沿北东向分布,发育在须二段和须四段,强度向上减弱;另一期为喜马拉雅期裂缝,主要分布在川中的中北部,基本是扭动作用派生的次级断裂与裂缝系统,分布于北部的营山断裂带、充西—广安断裂带和武胜—蓬溪断裂带,以剪切缝为主,部分有充填。第一期裂缝对晚侏罗世末大量生排烃期的天然气运移发挥了通道作用,而抬升过程中,两期裂缝均可作为运移通道,是天然气重要的富集区域(见图7)。大部分有裂缝发育的井区,在钻井中都有明显的井漏和气测显示,试气过程中产气量较高,如广安106井须四段位于构造斜坡部位,但发育裂缝,试气产量为7.1×104m3/d,不产水。可见,裂缝发育提高了储集层的渗透性和储集空间体积,使构造低部位和高部位均可以形成经济性较好的天然气藏。对地震剖面上可明显识别的断裂及其与裂缝发育关系进行研究后发现,在须四段顶面总体单斜背景上,构造等高线存在一系列陡然转折带,具有明显的优势方向,似由深部某种地质动力作用所致,与已识别断层的走向大致相同,用井标定后,发现它们是基底隐伏断裂发育带的反映。由此可在合川—潼南一带解释出一组北西向裂缝发育带(见图7),在天然气相对富集与成藏中的作用应引起高度重视。4.4川中、西部下油气灶及裂缝发育区以上研究揭示,川中地区须家河组天然气富集成藏和经济性高产区主要受到烃源灶、有效储集体、构造背景和裂缝等多因素联合控制。认真分析确定这些地质要素的空间分布及组合区,对有效发现天然气高产区、提高勘探效率与储量动用率具有重要意义。如图8所示,川中北部和南部储集层主砂体发育,主河道发育区储集层物性较好,同时存在北东和北西向2组裂缝发育带,如广安、充西、营山、磨溪、遂宁—潼南等地区。气源灶从供气强度上看,西北部最好,达15×108～20×108m3/km2,中南部相对较小,构造高部位则主要集中在中东部地区,位于营山、广安—八角场与川中南部地区,其中北部地区构造起伏幅度较大,南部地区幅度较小。综合来看,川中北部地区气源灶、主砂体、裂缝和构造