四川中坝气田雷口坡组成藏条件及油气主控因素

蒲莉萍，张哨楠，2，王泽发，白晓亮，杨 鹏，赵姗姗，刘曦翔，王 喆

（1.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室西南石油大学，成都 610500；2.油气藏地质及开发工程国家重点实验室 成都理工大学，成都 610059；3、川庆钻探工程有限公司国际工程公司，成都 610051）

四川中坝气田雷口坡组成藏条件及油气主控因素

蒲莉萍1，张哨楠1，2，王泽发3，白晓亮1，杨 鹏1，赵姗姗1，刘曦翔1，王 喆1

（1.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室西南石油大学，成都 610500；2.油气藏地质及开发工程国家重点实验室 成都理工大学，成都 610059；3、川庆钻探工程有限公司国际工程公司，成都 610051）

通过对四川盆地西北部中坝气田中三叠统雷口坡组气藏已发现油气与有利沉积相带、局部构造、等关系的分析, 结合试采试油资料与储层厚度、物性与录井显示关系的统计分析,总结认为油气成藏发育了多套烃源岩，具有良好的储集条件和保存条件。通过对各个构造运动阶段雷口坡气藏被改造与再形成的分析，提出油气主控因素是后期构造运动的影响，主要经历了印支期、燕山期和喜山期构造运动的改造形成的古圈闭，油气藏受到破坏然后再形成的整个过程。该主识对中坝气田未来的勘探开发具有指导意义。

油气；成藏条件；雷口坡组；中坝气田

四川盆地于1971年在川19井雷一段（T2l1）井深3 696.5m发生强烈井喷，喷出轻质原油和天然气，从而发现中坝气田。后又在中 4井，须二段（T3x2）获工业气流，又发现须二气藏。迄今为止雷口坡组气藏历经三十余年的勘探开发，经过不断加深地质认识，突破勘探技术，在海相碳酸盐岩油气藏勘探方面取得了丰硕的成果。近年来在油气勘探方面的不断突破，证实了中坝气田雷口坡组油气藏巨大的勘探潜力和良好的前景。为进一步深化油气勘探实践，有必要对雷口坡组气藏进行深度剖析，总结油气成藏条件及主控因素，指导后续的勘探开发[1-3]。

1 区域地质概况

图1 中坝构造雷口坡组顶面构造图

图2 中坝构造雷口坡组顶面构造图

中坝雷口坡组顶面构造是一短轴高丘状背斜（图1、2），轴向自NE25°逐渐转至NE55°，呈一向南东略为凸出的弧形构造，两翼地层倾角相近（30°~31°）的对称背斜（倾没角南西 3.8°，北东 3.5°）。背斜东南翼有一逆断层(彰明断层），形成于三叠纪末的印支晚幕构造运动，向上止于下侏罗统底部侵蚀面，断层面倾角65°，向下逐渐变缓，消失于下三叠统中。该断层在构造的北段地层断距较小（350m），往南逐渐增大，断距最大值达1 600m。背斜西北翼也发育一条倾轴逆断层（江油断层），始于构造中段，向南西延伸，最大地层断距仅 300m。在背斜近高点北部发育于横切轴线的逆断层，断层面倾向西南，但断距小、延伸短。

中坝雷三（T2l3）气藏是一有边水的受背斜控制的气藏。原始气水界面海拔为-2 871m，含气面积13.4km2，含气高度 372m。用压降法计算雷三气藏储量近百亿立方米，可采储量（80～83）×108m3。

T2l3气藏地层水矿化度 4.93～117.17g/L，为氯化钙和硫酸钠型。原始地层压力 35.28MPa，压力系数1.15。

2 油气成藏条件

2.1 烃源条件

据前人研究，认为四川盆地中、下三叠统的暗色石灰岩、白云岩和泥质岩都是生油岩，中坝地区也不例外。陈海树（1992）论述了中坝气田雷口坡组含泥质白云岩生烃条件，残余有机碳含量为 0.13%～0.65%，氯仿沥青“A”含量 0.013%～0.018%，干酪根中腐泥组分占 80%～94%，属于Ⅰ型干酪根，RO值为1.35%～1.45%，属高成熟温气阶段。李汶国（1988）用物质平衡法计算得出雷口坡组生气量为6 600 ×108m3。认为中坝雷口坡组碳酸盐岩和泥质岩具有一定的生烃条件，雷三储层与逆断层下盘须家河组接触，上三叠统生成的油气有可能部分进入T2l3气藏。

表1 中坝气田天然气组分表

本次烃源岩研究表明：

1）T2l3气藏 CH4含量较低，平均小于 88%；天然气为干气，干燥系数平均 0.97；CO2含量平均大于4.5%，N2含量平均大于1.34%，H2S含量较高，平均3.4%。T3x2气藏CH4含量相对较高，平均大于90%；气藏为湿气，干燥系数平均0.90；气藏非烃含量均小于1%，无H2S（表1）。

2）天然气中H2S含量与气井的产能相关系数r=-0.26；高含量的H2S主要是天然气运移与硫酸盐（石膏）的还原反应所形成。中坝气田雷口坡组潮坪相沉积的碳酸盐岩层中，沉积了多套膏盐层和含膏云岩，这为H2S的形成提供了物源。中坝气田两个主力产气层T2l3和T3x2，前者是海相碳酸盐岩产层，另一个是煤系产层。T2l3天然气中H2S含量平均高达90g/m3，而T3x2气藏中H2S含量一般小于0.1g/m3，明显反映了它们之间成因上的差别（表2）。

表2 中坝气田雷三段各井测试产量与天然气中硫化氢含量关系表

3）T2l3气藏与T3x2气藏甲烷碳同位素组成基本一致；T2l3气藏与T3x2气藏乙烷碳同位素组成差别较大，T2l3组成较轻，乙烷碳同位素平均为-29.7‰，而 T3x2组成较重，乙烷碳同位素平均-24.7‰，表征它们之间成烃母质或沉积环境均有不同，T2l3天然气主要为腐泥质形成的油型气，T3x2天然气则为腐殖质形成的煤型气（表3）。

4）T2l3有机质最丰富，云岩中含有大量的藻类，有机碳含量相对较高，根据岩石样品分析，TOC分布在0.02%～0.44%，平均0.17%。

5）通过中坝气T2l原油与岩样的对比及T2l3天然气乙烷碳同位素组成较轻、H2S含量较高等特征，初步认为T2l3藻屑白云岩对T2l3原油或天然气有一定的贡献。

6）结合川西北地区烃源岩发育、分布特征分析，我们认为P1m－T2l层系天然气属于原油裂解气，T2l天然气是以腐泥型为主的混合气，除T2l3自生腐泥型气外，还来源于二叠系的腐泥型气、腐泥与腐殖型混合气。

2.2 储集特征

中坝地区T2l厚550～590m，岩性为大套白云岩。T2l1仅获低产油气，无工业产能，油气中不含H2S。T2l2在钻井中气测录井偶有显示外，未发现油气流。T2l3的溶孔白云岩是该气藏的主要储集层（储集体）。T2l4主要为致密的白云岩，侵蚀残余厚度90～100m，孔缝均不发育，钻井中无气显示。

T2l3储（产）层岩性主要是一套浅灰—浅褐色厚层—块状粉晶—粗晶白云岩，藻类发育，粒屑结构明显，尤其是粗晶白云岩，形如“砂糖状”，为潮间和潮下高能带生成藻屑、砂屑白云岩等粗结构碳酸盐岩，在古表生期潜流作用下，粗结构的白云岩产生了差异溶蚀，形成了针孔状为主的溶蚀孔隙。

储层厚度为23～120m。储集空间以溶孔（针孔）为主，粒间孔、粒内孔、藻间孔和藻内溶孔等次之；孔隙度值一般在小于0.1%～10%之间变化，孔隙度6%以下者占样品数的85%，2%以下占样品总数的25%～45%不等，其孔隙度变化因构造部位的不同而有所不同，构造顶部为高孔发育带，翼部孔隙度有降低趋势；裂缝发育，以微细裂缝为主，渗透率小于0.1mD占50%～55%，大于1×10-3μm2的样品数很少，孔隙度与渗透率基本呈正相关关系，属裂缝-孔隙型储层。

溶孔发育段距T2l顶面较稳定具有规律分布。在构造较高部位的川22井、川参1井和中2井，溶孔发育段距T2l顶面深度分别是：111m、107m、118m，在构造较低部位的川19井、中8井，则为124.5m、130m。溶孔发育段厚度稳定。T3x沉积之后，“四川盆地”广泛抬升，遭受风化侵蚀，地表含重碳酸水沿裂缝（构造缝等）渗入地下，对于砂屑白云岩、藻白云岩中组分差异、选择溶蚀，形成了溶蚀孔隙。在印支早幕构造运动中，天井山形成一平缓背斜，今中坝背斜为其印支期背斜的南段倾伏部分，此时的雷三段中溶蚀孔发育带顶部埋藏浅（约100m），在古表生期形成了地下水的潜流带，水流的方向从构造高部位流向倾伏端与向斜。这一地下水潜带，又促进了砂屑白云岩、藻屑白云岩中溶孔的发育，于是形成了层位稳定、厚度稳定的T2l3气藏的储层[4-5]。

2.3 圈闭条件

中坝背斜属于受多期次构造运动同轴叠加型背斜（表4）。印支期中坝背斜已具雏形，燕山期褶曲同轴叠加于印支期构造上，形成了与雷口坡组烃源岩生烃高峰期匹配的构造圈闭，有利于油气运移、聚集成藏。喜马拉雅期，中坝地区形成一鼻状背斜，叠加在印支—燕山期背斜上，虽使其构造闭合度与圈闭面积减小，但仍有部分构造圈闭。

2.3.1 印支期古圈闭

中三叠世末的印支期构造运动，四川盆地结束了碳酸盐台地发展阶段，并形成了开江—泸州隆起和天井山隆起，中坝构造位于天井山隆起的西南倾伏部分，与相邻地表和钻井剖面比较，隆起幅度在300m以上。中坝构造之东的关基井，雷口坡组厚达 874m，之西的黄莲桥剖面雷口坡组厚度 708m，其上还有天井山组，组厚428m，而中坝构造带上无天井山组，雷口坡组厚度也仅有609.5～619m。

表3 中坝气田天然气碳同位素表

表4 中坝背斜构造数据表

晚三叠世末期的印支运动，是本区最强烈的构造变形，中坝背斜和其翼部的逆冲断层形成。背斜高点附近，须家河组四段被剥蚀始尽，出露了须三段，两翼和背斜倾伏端则为须四段。背斜轴向为NE35° ~55°，向南东呈略为凸出的弧形状。北西翼地层倾角16°左右，南东翼为一逆冲断层切割，断层面倾向北西。构造圈闭面积为37km2，构造闭合度420m（图3）。

图3 侏罗纪沉积前中坝构造雷口坡组顶构造图

图4 遂宁期末中坝构造雷口坡顶面构造图

图5 中坝构造莲花口组底面构造图

2.3.2 燕山期古圈闭

四川盆地燕山期，最强的地壳运动在早白垩世末的燕山晚幕。中坝地区出露的地层是上侏罗统的莲花口组，因上覆地层被剥蚀，故晚燕山运动造成本区的构造变形，无从得知。遂宁期末构造变形对雷口坡组顶面古构造（即燕山中期构造运动对印支晚期形成的构造）改造后褶曲变陡、轴线往西迁徙，构造闭合度增大、闭合面积减小，两翼地层倾角变大（图4、表5）。

表5 不同时期中坝雷口坡组顶面构造数据表

上述图表可以看出，在印支运动形成局部构造背景上后，中坝燕山期构造同轴叠加在印支期构造上。

2.3.3 喜山期古圈闭

图 5所示莲花口组底面中坝构造被视为燕山晚期和喜马拉雅期的叠合构造。为一鼻状构造，北段高而南段底，这与燕山期构造相反，说明了莲花口组底面中坝构造主要是在喜马拉雅期形成的。这一构造北部的抬升，叠加在印支期形成雏形、燕山期改造的中坝背斜上，造成了中坝雷口坡组顶面构造的圈闭面积、闭合度、长轴、短轴与倾伏角的减小。

由此可见，中坝背斜是在印支期形成构造雏形，历经燕山期和喜马拉雅期改造而形成的一复合构造。喜马拉雅期，不仅使中坝背斜褶曲加强和北端抬升，上覆地层被大量剥蚀，推测剥蚀地层厚度达 2000m以上。中坝构造中南段为第四系所覆，也反映了现今北段仍在抬升。

3 雷口坡气藏形成的主控因素

晚侏罗世，中坝地区雷三段藻屑、砂屑白云岩具有较好的孔、渗性，在印支、燕山期构造圈闭条件下，雷口坡组烃源岩生成的大量油气、适时的进行运移、富集成油藏。喜马拉雅期，油藏在深埋、高温条件下，原油被裂解，成为天然气藏；晚期的构造形变，气水界面调整，一部分天然气溢散与破坏，形成了现今T2l3气藏。

3.1 T2l3油藏的形成

雷口坡组烃源岩有机质类型为腐泥型，在热演化历程中首先主要生成石油，雷口坡组烃源岩开始生烃期在晚三叠世末—早侏罗世，生烃高峰期在晚侏罗世。

据美国南佛罗里达盆地（N—K）碳酸盐岩沉积剖面深度与岩石孔隙度的成果，埋深达3 000m时白云岩的孔隙度达18.99%。中坝雷口坡组生烃高峰期的埋深大体相当，据此推测雷三储层物性与之相似，属于常规储层范围，有利于生成的石油进行侧向运移。由此可以认为：晚侏罗世，中坝地区雷口坡组生成的油气在雷三段储层中作侧向运移，富集于中坝背斜，形成了T2l3油藏。

3.2 气藏的形成与改造

早白垩世雷口坡组继续下降深埋，川西北地区下白垩统残留地层厚度极大值达1 700m。经计算中坝T2l3油藏埋藏深度逾4 000m，古地温达200℃以上。四川盆地形成演化研究，本区的主要隆升和地层被大量剥蚀期在中新世后。由此不难推测：在早白垩世后至第三纪，长达七、八千万年的深埋历程中，原油被热裂解成天然气。T2l3藻砂屑针孔白云岩的一些晶洞中，充填有黑褐气沥青，是石油裂解后的物证。

晚喜马拉雅期，受青藏高原强烈隆升和挤压，四川盆地西部再次褶皱和隆升，中坝地区形成了 NNE向向南西倾伏的鼻状构造，叠加在印支—燕山期中坝背斜上，背斜北倾伏端因鼻状构造的抬升，致使背斜的圈闭面积缩减成为原大的约四分之一，构造闭合度仅为原大值的63.2%。于是出现气藏高度大于构造闭合度，气藏面积大于构造圈闭面积。构造的形变导致气藏中热能改变，气体和地层水的分布进行调整。T2l3储层平均孔隙喉道直径为 0.402μm，渗透率为 1×10-3μm2，由于裂缝较发育，在地史时期中为气水界面的调整提供了可能，形成了现今T2l3气藏气水界面海拔高程为-2871m，含气面积为13.4km2。今构造圈闭面积为8km2，含气面积是圈闭面积的167.5%，这也反映了T2l3储层属于致密储层，天然气的运移受到一定程度的限制。由于深埋形成的高温，由于雷口坡组所含硬石膏岩溶于地层水生成的硫酸根（中坝T2l3地层水含硫酸根量达712～1109g/l），与气藏中的烃类气体作用，生成了H2S。

中坝地区T2l3储层稳定，在地区构造格架下，成为一开放储集系统。喜马拉雅晚期构造运动产生的构造形变，改变了流体势能，原停滞气、水发生流动，这有利于产生更多的H2S，致使中坝T2l3气藏H2S含量高达4.95%～8.34%（磨溪雷—气藏H2S 1.4%左右）。

由此可见，喜马拉雅晚期中坝构造形变，一方面增加了储层的裂缝，有利于天然气的渗流，获得高产气井；另一方面，使构造圈闭面积和闭合度减小，流体势能改变，气水界面调整，一部分天然气散失，另一部天然气在热催化作用下，与地层水硫酸盐作用生成硫化氢，烃类气体含量减小，气藏仅仅受到一定程度破坏，并未破坏整个构造的完整性。

4 结论

通过对中坝气田T2l气藏成藏条件以及成藏主控因素的探讨，可以得出以下几点结论：

1）烃源条件好（多源供烃）。不仅T2l3含泥质白云岩具有良好的生烃条件，T3生成的油气也进入T2l3气藏中。

2）有继承性的古构造：多期次的构造叠加，虽使其构造闭合度与圈闭面积减小，但仍有部分构造圈闭存在。

3）位于有利沉积相带地区。中坝地区台缘相藻屑滩发育，T2l3主要为藻屑、砂屑白云岩，颗粒碳酸盐岩含量高。

4）成岩作用对储层改造有建设性作用。T2l3针孔状白云岩储层发育，藻屑、砂屑白云岩在后期发生的溶蚀作用下，形成了较好的孔、渗性储层。

5）破裂输导条件好。经历了印支期、燕山期和喜山期多期构造运动，对圈闭的完整性破坏较小，但形成的微裂缝和小断层为油气运聚提供了良好的运移通道。

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[5] 龙胜祥, 范增辉，吴世祥, 等. 川西坳陷海相油气成藏主控因素及富集条件研究[R]. 2010.

Main Control Factors of Hydrocarbon Accumulation of Gas Trap of the Leikoupo Formation in the Zhongba Gas Field, Sichuan

PU Li-ping1ZHANG Shao-nan1,2Wang zefa3BAI Xiao-liang1YANG Peng1Zhao Shanshan1LIU Xi-xiang1WANG Zhe1
(1-State Key Laboratory of Geology and Exploitation of Oil and Gas Reservoir, Southwest Petroleum University, Chengdu 610050; 2-State Key Laboratory of Geology and Exploitation of Oil and Gas Reservoir, Chengdu University of Technology, Chengdu 610059；3-Chuanqing Drilling Engineering Company Limited International Ltd, CNPC, Chengdu 610051)

This paper believes that many sets of source rocks were developed in gas trap of the Leikoupo Formation in the Zhongba gas field, Sichuan based on sedimentary facies, structure and logging data. The study indicates that tectogenesis is major control factor for the oil and gas.

Leikoupo Formation; accumulation conditions; main factors; Zhongba gas field; Sichuan Basin

P618.130.2

A

1006-0995（2014）01-0053-05

10.3969/j.issn.1006-0995.2014.01.013

2013-01-22

蒲莉萍（1987-），女，四川成都人，硕士，主要从事天然气勘探开发方面的研究