川中地区上三叠统须家河组天然气藏的特征.docx

川中地区上三叠统须家河组天然气藏的特征 研究区位于四川盆地中部。其地理位置以华山为界，西至安岳-中江路，南至铜梁，北至营山-广西路。上三叠统须家河组主要为一套湖泊相沉积的煤系地层,自下而上可细分为须一段—须六段。其中须一段、须三段和须五段为灰黑色泥岩、炭质泥岩夹粉砂岩及煤层、煤线;须二段、须四段和须六段主要为灰白色、灰色细—中粒砂岩,部分为粗粒砂岩,间夹少量的黑色泥岩与薄层煤线。自1956年以来,川中地区已先后发现了龙女寺、八角场、莲池、充西、广安、遂南、磨溪、潼南等气藏(图1),显示了良好的天然气勘探前景。实践证明,该区主要产层为须家河组须二段与须四段,但2005年在广安地区部分井须六段获得高产气流,而在须二段和须四段的勘探效果却较差[3~14]。笔者试图以潼南、八角场和广安气田为该区典型气藏进行解剖分析与描述,它们分别代表了须家河组须二段、须四段和须六段气藏的特征,并从圈闭特征、储集层特征及储盖组合、烃源条件、油气运聚条件、盖层及保存条件、气藏类型及成藏模式等方面,系统总结该区天然气藏分布的特点,为该区天然气深化勘探理论与实践提供了依据。 1 典型天然气贮藏的解剖和描述 1.1 磨溪、磨溪流域内、西南缘构造格局 潼南构造位于重庆市潼南县境内,川中古隆中平缓构造区的中部,北与磨溪构造相接,东与王家场构造相邻,西南与东兴场构造相望,西与高石梯构造相连。已在须二段和须四段测试获得工业气流,并以须二段为主要产气层位,须四段次之。 1.1.1 岩心和岩心分析 潼南地区须家河组须一段、须三段和须五段以灰黑色和黑色砂质页岩、页岩、炭质页岩为主,夹煤层和煤线,烃源岩累计厚度达150~200 m。岩心样品分析认为,该区须家河组地层中生油母质属腐泥-腐植型,以腐植型为主。泥页岩中有机碳含量为0.77%~1.57%,平均1.19%,达到较好的烃源岩标准,具有生烃能力。 1.1.2 单井单井储层 潼南地区的主要储集层位为须二段、须四段和须六段,以须二段为主。储层孔隙度为0.59%~18.66%,渗透率为(0.01~4.61)×10-3μm2,单井平均孔隙度为6.82%~7.93%,平均渗透率为(0.077~1.823)×10-3μm2,说明该区总体上属于低孔、低渗储层。 1.1.3 须六段顶面断裂带 潼南地区圈闭特征总体上表现为由多个北东东向潜伏构造组成的鼻状突起。须二段断裂不发育,须四段顶面有几条小断层分布于构造的倾伏部位,落差为30~80 m。总体上,潼南地区具有局部凸起多、闭合幅度小、断裂规模小的构造特征。 1.1.4 有利指向区油气运移方向 潼南地区自印支期以来,一直处于前陆隆起的较高部位,是区域油气运移的有利指向区。而潼南地区上三叠统本身具有良好的生烃条件,具有自生自储近源成藏的优越性。 1.1.5 须家河组烃源岩 潼南地区须家河组须三段和须五段黑色页岩既可作为烃源岩,也可作为须家河组自生自储气藏的直接盖层。由于后期构造保存条件好,无大断层的破坏,圈闭保存完好,具有较好的油气保存条件。 1.1.6 雷口坡组残丘局部微地貌的影响 分析认为,潼南地区含气范围基本不受局部构造的限制,属于岩性气藏和裂缝型气藏。如图2所示,潼6井、潼2井均位于雷口坡组顶部(简称雷顶)残丘局部微地貌的高部位,由于受差异压实作用的影响,在须一段顶部和须二段底部发育大量裂缝,并伴有严重出水现象。而在潼1井和潼5井井区的东北部,雷顶古残丘起伏不大,主要发育岩性油气藏,且基本不产水。说明该区以岩性气藏为主,在雷顶古残丘局部高部位发育一些规模较小的裂缝型构造气藏。 1.2 8个场地应用4个气藏 八角场气田位于川中西北部盐亭县境内,区域构造属梓潼坳陷向川中隆起的过渡地带。主要产层为须四段和须二段,并以须四段为主。 1.2.1 岩石及反射率ro 八角场气田生油层为累计厚度超过200 m的页岩,生油母质主要为Ⅱ,Ⅲ型干酪根,以Ⅲ型干酪根为主。须五段与须三段黑色页岩有机碳含量均大于1.0%,属于较好的烃源岩;镜质体反射率Ro为1.12%~1.29%,已进入肥煤阶段,主要产湿气。说明须一段、须三段与须五段页岩是良好的气源岩,加之毗邻的梓潼坳陷生气强度更高,因此气源比较充足。 1.2.2 储层覆岩储层 八角场地区须四段为一套河流—三角洲沉积的厚层状砂岩,平面分布稳定,厚度为104~138 m,平均118.6 m。储层具有单层厚度较大、分布连续、物性好的特征。储层平均孔隙度为11%~13%,平均渗透率为(0.5~3.0)×10-3μm2,为大型气田的形成奠定了重要基础。储集空间类型以孔隙占绝对优势,构造裂缝不发育,有一定的微裂缝,属裂缝-孔隙型储层。 1.2.3 封闭功能 八角场地区整体构造为以断层、背斜共同组成的圈闭,其中,须四段顶面构造由东西2个高点组成。 1.2.4 油气侧向运移