四川盆地开采天然气建设工程应用措施

分类：矿业论文发表 时间：2018-03-01 10:57 关注：(1)

　　文章是一篇能源类论文，主要讲述了四川盆地天然气储源关系成因要点事项等等。本文选自：《中国能源》,《中国能源》办刊宗旨：宣传我国能源领域各项方针、政策、法规;关注能源热点领域，反映最新研究成果;探讨能源企业改革及上市公司运作经验;传播节能新技术、新产品及能源市场信息。

　　摘要：从构造演化来看,元坝飞二段沉积时期相对于邻区二郎庙及龙岗地区地貌较低,只发育浅滩相鲕粒灰岩,没有明显的暴露作用,白云石化作用很弱,石灰岩压实压溶作用和胶结作用强烈,岩石很快致密,缺乏酸性流体有效运移的通道。

　　关键词：四川盆地,天然气,能源发展,能源论文

　　1 地质概况川

　　东北元坝地区位于四川盆地三级构造九龙山背斜构造带东南侧、通南巴背斜构造带西南侧、川中平缓构造带北部的衔接部位,受3个构造的遮挡,上二叠统长兴组—下三叠统飞仙关组整体构造平缓,构造形变弱、断裂不发育[1-3],主要为一个大型礁滩岩性气藏,发育台地边缘礁滩相沉积[4-8]。 元坝气田自2007年在上二叠统长兴组获得勘探突破以来,目前已成为我国埋藏最深、以台地边缘礁滩相储层为主的海相大气田,勘探形势良好,并成为勘探家及学者的研究焦点。其中前人对长兴组与飞仙关组气源的观点就不尽相同,有的认为烃源来自上二叠统大隆组,也有人认为来自志留系。

　　笔者通过分析发现,元坝地区下三叠统嘉陵江组上部—中三叠统雷口坡组膏盐岩为其稳定的盖层,断裂不发育,首先排除陆相供源的可能性,而区域广泛分布的上二叠统吴家坪组(P2w)和龙潭组(P2l)暗色泥灰岩及黑色泥质岩厚度大(40~80m);总有机碳含量值变化在0.27%~7.20%,平均值达2.90%[5],干酪根类型主要以混合型为主,为一套较好的烃源岩,同时选取对于高演化地区敏感性较好的碳同位素指标分析[8],两产气层为海相油型气,与下组合及陆源煤型气不同源,另气体储层固体沥青的δ13 C值介于-25.2‰~-28.5‰,与该区P2w和P2l烃源岩干酪根的δ13 C值(-26.5‰~-28.4‰)相近,分析认为烃源主要为P2w和P2l泥质岩。 从实际的测试情况来看,长兴组主要为中高产工业气流,而飞仙关组为低产工业气流,两主要产气层产能存在较大差异。在气源相同的条件下,二者测试产能差异非常大,探讨其产能差异性的成因对扩大该区天然气勘探具有重要现实意义。

　　2 成藏差异性分析

　　2.1 储层

　　2.1.1 储层物性
　　2.1.1.1 长兴组 通过对储层段193个岩心样品的统计分析,储层?15第?32卷第6期 地 质 勘 探 孔隙度高者大于24.0%,低者小于1.0%,平均值高于5.0%,其中孔隙度大于2.5%的样品占总样品的80%左右,主要集中分布在2.5%~10.0%。渗透率最大值远高于1 000mD,主要集中分布于0.002~0.250mD和大于1.000mD这2个区间,明显存在渗透率分异的现象(图1-a)。 总体上,长兴组储层以中孔中高渗、低孔中低渗储层为主,高孔高渗储层次之,储层物性较好,有利于油气的高产富集。

　　2.1.1.2 飞仙关组 通过对储层段123个样品统计,储层孔隙度最大值大于10.0%,最小值低于1.0%,平均值近4.0%,其中储层主要分布在2.5%~5.0%,占55.28%。渗透率最大值同样远高于1 000mD,以0.002~0.250mD为主,占72.50%。总体表现为低孔低渗储层(图1-b),由于裂缝沟通作用,局部发育高渗储层,但相对于长兴组来说,整体物性较差,油气富集程度不及长兴组。

　　2.1.2 储层类型

　　2.1.2.1 长兴组 元坝长兴组受控于碳酸盐岩台地沉积体系[7-9],储层主要发育于台地边缘礁滩相带,岩性以溶孔白云岩、溶孔生屑白云岩、云质生屑灰岩为主,孔隙类型主要为晶间溶孔、晶间孔、生物体腔孔、溶蚀孔、洞及裂缝(图2-a)。由于长兴组主要为海退沉积,台地边缘礁滩高地貌区成为暴露浅滩[1],暴露作用使得白云石化、溶蚀作用等建设性成岩作用较强(表1),从而构成了裂缝—孔隙型的储集空间。 结合测井解释统计分析表明,长兴组主要以Ⅱ、Ⅲ类储层为主(表2),储层优质程度较高,利于油气的高产富集。

　　2.1.2.2 飞仙关组 与长兴组相比,元坝飞仙关组储层主要发育于台地边缘鲕粒滩亚相[10-12],分布广泛,主要发育于飞二段中,岩性以鲕粒灰岩、砂屑灰岩为主,孔隙类型以粒间溶孔、粒内溶孔为主(图2-b),约占总孔隙的95%,其次为裂缝,约占总孔隙的5%,局部地方裂缝比较发育,这也是造成飞二段储层局部渗透率较高的原因(图1-b)。

　　酸性流体的溶蚀作用很弱,多数岩石未见明显的溶蚀现象,一方面可能与岩石致密化早、酸性流体运移不畅有关,另一方面也许与地层中酸性流体缺乏有关,从而不能大面积地发生广泛而充分的溶蚀作用。 局部见少量表生溶蚀孔隙,多数埋藏溶蚀孔隙或被沥青全充填,或被后期方解石全充填而失去有效性,从而使得白云石化、溶蚀作用等建设性成岩作用较弱(表1),主要形成了孔隙型的储集空间。结合测井解释统计分析表明,飞仙关组以Ⅲ类储层为主,仅局部发育Ⅱ类储层(表2),储层优质程度没有长兴组高,导致油气富集程度没有长兴组高。

　　2.2 输导体系

　　2.2.1 输导体类型

　　2.2.1.1 长兴组 通过大量薄片照片观察分析,元坝长兴组的输导体主要由白云岩、白云质灰岩储集体与裂缝构成(图2-a)。根据储层段岩心物性的统计分析(图3-a),样品点的渗透率值存在较多异常高值,分析认为与裂缝的发育情况有关。再结合成像测井来看(图4-a),长兴组礁盖储层成像测井动态图像表现为块状、杂乱、裂缝及孔洞特征,高陡缝发育,水平缝次之,动态图像的色级以黄褐色为主,少部分为亮白色,色级变化范围较宽,但总体上色级以暗色段为主,故岩性较疏松,物性较好。裂缝与孔隙呈网状交错配置,高陡缝可有效沟通上下储层,水平缝可使相对独立的孔隙有效连通,从而有助于提高疏导体的立体疏导效率,增强储层连通性,利于天然气的有效运移、聚集成藏。

　　2.2.1.2 飞仙关组 飞仙关组输导体主要由鲕粒灰岩储集体和裂缝构成(图2-b)。根据储层段岩心物性的统计分析(图3-?17第?32卷第6期 地 质 勘 探 b),绝大多数样品点的孔渗相关性较好,只有极个别样品点渗透率异常,说明飞仙关组的裂缝不发育,主要为孔隙型储集空间。结合成像测井分析(图4-b),与长兴组相比,飞仙关组动态图像表现为大套块状鲕粒灰岩特征,裂缝相对不发育,动态图像的色级以黄褐色为主,色级分布较稳定,岩性较纯而密,物性较差,裂缝与孔隙呈配置较差,输导效率没有长兴组高。

　　2.2.2 裂缝成因及其与储层孔隙的配置关系 前述研究表明,元坝长兴组储层裂缝发育,那么是什么控制了微裂缝的发育呢?分析与其特殊的构造位置有关,元坝虽位于川中平缓褶皱带北缘,但处于南秦岭米仓山推覆构造南缘,大巴山弧形冲断构造带西南侧。这些构造带活动时应力通过通南巴构造带和九龙山构造带的传递,到元坝构造作用减弱,应力大小虽未造成地层错断形成断层,但造成了微裂缝的产生,加上元坝位于川中隆起的北斜坡,印支运动晚期,3个方向的应力形成合力,使微裂缝更加发育,改善了储层性能。

　　2.2.3 输导模式 长兴组与飞仙关组输导模式(图5)均属于构造节理缝沟通烃源岩与储层并垂向输导,由层间节理缝和储集体进行侧向输导。而由前述分析知,长兴组储层岩性主要为白云岩、白云质灰岩,孔隙类型以晶间溶蚀孔、洞为主,裂缝发育,主要为Ⅱ、Ⅲ类储层,储层优质程度较高,而飞仙关组储层岩性主要为鲕粒灰岩、砂屑灰岩,孔隙类型以粒间溶孔、粒内溶孔为主,仅局部发育裂缝,主要发育Ⅲ类储层,总体上长兴组白云岩加裂缝的输导模式储层连通性更好,输导效率更高,更利于油气高产富集。

　　2.3 压力系统 古地层压力[14-15]是影响天然气富集的又一重要因素。从元坝地区最新的圈闭描述结果来看,飞仙关组圈闭主要集中于西部,且相对整装。长兴组圈闭在西部、中部较整装,东南部发育很多独立的圈闭。根据现今压力系数统计结果表明,长兴组压力系数分布在1.0左右,为常压系统,飞仙关组压力系数大于1.3,为高压系统。 结合前面的分析知(图2),长兴组与飞仙关组都有广泛的沥青分布,分析认为主要是原油裂解气,与前人研究[8]相一致,当原油裂解成气时,储层的压力会升高,飞仙关组储层物性较差,输导体的疏导效率较低,加上上覆盖层分布稳定,压力难以释放,故形成了高压系统,使得不断产生的原油裂解气难以再进入到储层中,从而形成的气藏规模较小;而长兴组西部、中部圈闭较整装,白云岩加裂缝的输导体系疏导效率较高,储层连通性好,压力得以平衡,天然气可以不断地进行充注,易形成大规模气藏,而东南部发育的独立圈闭,气水界面高低不一,高气低水,气水关系复杂,但基本上都是古油水界面低于现今气水界面,说明了后期构造运动的改造作用可能使水层进入储层,气体得以释放,整体上压力得以降低,最终形成常压系统。

　　2.4 储源关系

　　2.4.1 时间配置关系 根据前人研究[8]分析表明,元坝上二叠统P2w、P2l烃源岩在晚三叠世进入生烃门限,中侏罗世达到生烃高峰,而长兴组储集体从海西期末期就开始形成,故长兴组有效储集空间先于飞仙关组形成,可捕获P2w、P2l烃源岩生成的油气,从而油气主要富集在长兴组储层中,飞仙关组仅捕获到长兴组转移来的油气。

　　2.4.2 空间配置关系 长兴组储层距离上二叠统P2w、P2l烃源岩距离更近,烃源岩可由构造节理缝直接向长兴组储层供源,具有下生上储的储源配置关系,空间配置优于飞仙关组储层,故当烃源岩排烃时,天然气首先对长兴组有效储层进行垂向充注,然后再由层间节理缝和白云岩、白云质灰岩储集体侧向输导,加上长兴组储层优质程度、输导效率较高及常压系统等特征都使得其更利于天然气的富集,在生烃史与圈闭演化史匹配较好的保障下,最终易形成中高产天然气藏。