四川盆地深层碳酸盐岩气藏成藏模式.docxVIP

四川盆地深层碳酸盐岩气藏成藏模式 1 沉积碳酸盐岩气藏 国际上，深层天然气储层主要指天然气储层深度小于1500万吨（约4600米）的天然气储层（dyman）。 中国西部地区是深层碳酸盐岩油气的主要勘探领域, 中国第一海相大油田是塔里木盆地的塔河油田, 目前探明地质储量达99974.76×10 四川盆地深层碳酸盐岩气藏主要指以中三叠统雷口坡组及更老层位的海相碳酸盐岩为储层形成的气藏, 一般埋深在4500m以下或曾经埋深超过4500m, 目前探明储量占盆地探明总储量的60.41%, 主要集中在川东北T 四川盆地油气勘探早在20世纪60年代就已开始, 但盆地内发现的最大的海相碳酸盐岩气田——T 2 原流程以成藏模式 原生气藏, 指生气中心、储气中心和保气中心位于同一层位内, 其烃态转变和油气藏转换调整均在同一层位发生, 未发生流体 (气体) 的跨层运移。据生气中心、储气中心和保气中心的位置变迁特征, 以目前的勘探和研究程度为基础, 原生气藏形成模式又进一步分为: (1) 三中心 (生气中心、储气中心和保气中心) 叠合的成藏模式; (2) 储气中心解体的成藏模式; (3) 三中心短距离移位的成藏模式; (4) 缺乏保气中心的油气藏破坏模式。 2.1 成藏模式及特点 三中心叠合的成藏模式以普光上二叠统长兴组-下三叠统飞仙关组气藏和元坝上二叠统长兴组-下三叠统飞仙关组气藏最具代表意义 ( (1) 古油藏 (生气中心) 形成阶段。普光气田下三叠统飞仙关组储层内含有大量的沥青, 普光2井均值达2.92%, 普光6井均值达3.57% ( (2) 古气藏 (储气中心) 形成阶段。随着埋深的增加, 至中燕山期 (早白垩世) 长兴组-飞仙关组储层埋深可达7000m, 温度超过190℃ ( (3) 现今气藏 (保气中心) 形成阶段。随着晚燕山-喜马拉雅运动对四川盆地的影响, 川东北发生构造变形并发生隆升作用, 地表剥蚀量平均可达2240m ( (4) 三中心叠合的成藏模式的特点是, 古油藏 (生气中心) →古油藏裂解形成的古气藏 (储气中心) →现今气藏 (保气中心) 在同一层位中, 未发生过大的改变, 同时三中心的演变过程也是在原地形成的 (具叠合性) , 因此称之为三中心叠合的成藏模式。这种成藏模式的石油裂解气成藏效率非常高。普光气田原油裂解气的成藏率可以达到75%～85% ( 目前, 三中心叠合模式形成的气藏有川东北普光、铁山坡、渡口河、罗家寨上二叠统长兴组-下三叠统飞仙关组气藏和龙岗、元坝2个前景区, 并已发现探明储量6251.79×10 2.2 晚印支-早燕期岩石炭系早期成藏模式 储气中心解体的成藏模式指的是较大的储气中心 (大型古气藏) 被破坏、调整成相对规模较小 (多个) 气藏的成藏模式。该模式以石炭系气藏为代表。石炭系在四川盆地分布局限, 主要位于华蓥山以东的川东地区, 该套地层直接覆盖于志留系之上。石炭系主要储层黄龙组为一古岩溶储层, 风化剥蚀强, 分布于川东广大地区 (图4) ( 前人对四川盆地石炭系气藏的烃源进行了大量研究 ( (1) 志留系烃源岩在晚印支-早燕山期时成熟排烃直接向上运移至石炭系黄龙组圈闭中形成古油藏 (生气中心) 。石炭系储层固体沥青分布广泛 ( (2) 中燕山期 (中晚侏罗世) , 受埋深作用的影响, 古油藏 (生气中心) 内石油发生裂解生成天然气, 受岩性和古构造的控制形成古气藏 (储气中心) 。这一阶段川东已开始褶皱, 但作用力并不强烈 ( (3) 晚燕山期至喜马拉雅期受雪峰推覆作用的影响, 川东形成隔档式构造, 高陡背斜形成 ( 形成高陡背斜的构造作用造成2方面的影响, 一方面构造圈闭由原先较完整的大型圈闭分割成了现今的一系列小规模的圈闭;另一方面川东地区遭受抬升剥蚀, 盖层的封闭性受到破坏。钻探表明, 现今川东各井地表揭开地层基本缺失白垩系及其以上地层, 而仅残存部分侏罗系。川东高陡褶皱区隆升剥蚀量普遍较高, 从开县-忠县地区沿NE向SW具有明显减弱的趋势, 至泸州-宜宾地区晚白垩世以来隆升剥蚀幅度变小 ( 目前, 储气中心解体形成的气藏除川东石炭系气藏外, 川南泸州古隆起二叠系阳新统-下三叠统气藏也属于该类成藏模式, 如威阳28井二叠系茅口组中可见大量沥青的存在, 证明古油藏曾形成过。这2套储层代表性气藏前者有大天池、七里北等20个石炭系气藏, 探明储量2329.31×10 2.3 保气中心位置 这种成藏模式指的是储气中心和保气中心虽然仍为同一层位, 但并未处于同一地区, 而是发生了短距离的迁移。储气中心和保气中心短距离移位成藏模式的典型实例即是威远-资阳震旦系灯影组气田 (迁移30km) 。 四川盆地威远-资阳震旦系灯影组气田的形成过程已有较清晰的认识 ( (1) 晚二叠世后, 四