川东北飞仙关—长兴组气藏成藏条件及其富集规律

詹仲伦1，詹 鑫2，殷樱子2

(1.中国石化 西南油气分公司，成都 610041；2.中国地质大学(武汉) 资源学院，武汉 430074)

摘要：利用普光、元坝气田勘探、开发所获取的相关资料，从生、储、盖、圈、运、保几个方面分析了川东北飞仙关—长兴组气藏成藏条件及天然气富集规律。普光、元坝2个气田存在着共性与差异，普光气田主要为在古隆起背景上的构造—岩性复合圈闭，储层为垂向加积沉积形成，分布面积小但厚度巨大，天然气运移聚集的通道主要是断层；元坝气田主要为古构造与礁滩相灰岩、白云岩叠置的岩性圈闭，储层为侧向加积沉积形成，分布广、类型多、厚度小，天然气运移聚集的通道主要是构造微裂缝和渗透层的孔隙。礁滩相白云岩、灰岩的发育是普光、元坝气田成藏的主控因素，而礁滩相白云岩、灰岩储层的孔、渗条件则与成岩后期的白云岩化和溶蚀作用强弱成正相关关系，储层的物性条件决定了气藏的天然气丰度。

关键词：成藏条件；富集规律；气藏；飞仙关组；长兴组；川东北

1 区域地质概况

普光气田和元坝气田所处的川东北地区处于扬子板块北缘西端、四川盆地东北部，沉积地层包括下古生界、上古生界(缺失泥盆系)、中生界，总厚度逾10 000 m。其沉积环境演化主要受控于该区的古构造、古地貌、古动力条件以及古气候因素[1]。沉积具有多旋回、多韵律性，其构造和沉积演化可划分为3个阶段，即震旦纪—早古生代、二叠纪—中三叠世的碳酸盐台地、晚三叠世—中侏罗世早期的陆相盆地、早白垩世晚期至今的构造改造阶段。

2 油气成藏条件

2.1 生油条件

下志留统为陆棚相沉积，泥质岩颜色自下而上变浅，从黑色到灰绿色至黄色。烃源岩在垂向上主要分布于龙马溪组底部，在横向上，仅分布于川东北地区东部和北部，厚60～100 m；残余有机碳含量呈西低东高，介于2.0%～2.6%；有机质类型属腐泥型，原始生烃潜力高，处于过成熟中晚期演化阶段。

下二叠统底部碳质页岩有机碳含量高，但其厚度较薄，一般仅数米，而且干酪根类型较差，多为Ⅱ-Ⅲ型，为区内次要的烃源岩。栖霞组、茅口组广海陆棚相黑色、灰黑色、深灰色泥晶灰岩有机碳含量较高，厚度较大，大多在150～255 m之间，广元曾家河地区可达254.8 m，南江桥亭为216.6 m，达县—宣汉区双石1井钻厚223.5 m，呈现出盆地边缘相对较薄，往盆内依次增厚的变化趋势；其为区内主要的烃源岩, 有机质处于过成熟早期演化阶段，干酪根为混合型[4]。

在盆地内部，上二叠统下部海陆过渡相煤系地层陆源有机质丰富，煤层发育，其厚度一般为0.4～0.7 m，最厚达13 m，煤层横向分布不稳定，局部地区呈断续的透镜状、串珠状产出，是盆地内主要的气源岩之一。

在PG2井飞仙关组中下部至长兴组上部岩心的孔隙中有大量的沥青充填，YB2井长兴组沿缝合线分布的溶孔中也存在沥青充填，证实本区经历了从古油藏→气藏的成藏过程。对PG2井岩心中的沥青进行常规热压模拟实验，其产出物为凝析油、轻质油、烃气以及H2、CO2，其中烃类气体的干度指数C1/C2+介于0.58～3.97，属湿气，与现今气藏中过成熟裂解干气不相一致，表明储层沥青不是普光气藏的主力气源，它作为一种次要气源为普光气藏提供高成熟湿气以及部分凝析油或轻质油。PG2井飞仙关组储层沥青热模拟气体甲烷碳同位素为-32.50‰～-33.64‰、乙烷碳同位素为-22.77‰～-24.52‰，与现今普光气藏天然气甲烷碳同位素-30‰±，乙烷碳同位素-27‰～-29‰±的特征不相符合。从甲烷碳同位素主要分布于-32.5‰～-33.64‰区间来看，沥青热模拟所产生的气体成熟度较现今气藏天然气成熟度低，这一特点与模拟气组分所反映出的特征一致，表明沥青质不是现今气藏天然气的主要供给者。