摘要：四川盆地元坝气田主要气源岩为上二叠统龙潭组(吴家坪组)，其生烃强度大，储层为上二叠统长兴组礁滩相白云岩，具有中低孔隙度、中低渗透率的特点，是一个受构造控制作用较小、以岩性圈闭为主，且埋藏深度大、高含硫化氢、常压、低地温梯度的大型气藏。东吴运动控制了晚二叠世沉积相与储层发育的位置，早中燕山运动控制了油气藏的形成，晚燕山运动以来的构造运动奠定了现今气藏的分布格局，适时发育的裂缝、大面积发育的礁滩相白云岩储层与烃源岩生烃高峰的有效匹配是气藏形成的关键。
关键词：四川盆地东北部；元坝气田；岩性气藏；碳酸盐岩；生物礁；原油裂解气；成藏机制
四川盆地东北部地区继发现普光气田后又发现了元坝、龙岗等大型气田。普光气田主要是构造控制下的构造-岩性复合型气藏，是多期构造运动叠合背景下经过物理、化学改造的大型天然气气藏[1～9]。元坝气田与普光气田具有诸多不同：元坝气田主力储层为上二叠统长兴组生物礁而非下三叠统飞仙关组浅滩白云岩，目的层埋深要比普光气田深1000m左右，硫化氢含量也大大低于普光气田，且以礁滩相岩性气藏为主。因此，解剖元坝礁滩相岩性气藏形成机制，对完善台地边缘礁滩气藏成藏机理与叠合型盆地深层油气勘探具有重要的意义。
1 概况
元坝气田属于四川盆地东北缘巴中低缓构造带，位于通南巴构造带西南，九龙山背斜东南，向南为川中隆起的斜坡带，受3个构造的遮挡，构造形变弱、断裂不发育，震旦系一白垩系发育较齐全，中三叠统雷口坡组及以下为海相碳酸盐岩层系，主要目的层长兴组整体埋藏较深(图1)。元坝地区的勘探工作始于20世纪50年代的地面石油地质调查，至2002年底，该区只开展了少量的二维地震勘探，少量的以陆相地层为目标的钻井，未取得油气勘探的突破。2003年在发现普光气田后，根据区域地质研究成果，认为元坝地区具有发育台地边缘礁滩的地质条件，实施了8条二维地震测线，发现存在长兴组一飞仙关组丘状地震异常体。2006年在元坝飞仙关组-长兴组岩性圈闭高点部署了第一口超深探井——元坝1井，该井于2006年5月30日开钻，2007年5月完钻，因未钻探到生物礁的主体部位而改为侧钻获得成功，完井试获日产50.3×104m3工业气流，从而发现了元坝气田。至2010年底，该区已完成元坝1等16口超深探井，完成测试的井有16口，主要产层长兴组试获工业气井15口。
2 气田基本特征
2.1 具有形成大气田的气源条件，天然气主要来自原油裂解气
2.1.1天然气组成与成因
元坝地区长兴组(包括少量飞仙关组)天然气在化学组成上很干，甲烷在烃类中的相对含量大都在99.4%～99.9%之间；除个别气样外，C2以上重烃少于1%，干燥系数在0.99以上，表明热演化程度很高。该层系天然气中甲烷碳同位素较重，δ13C1值集中在-27.5‰～ -30.5‰之间；乙烷碳同位素值变化较大，δ13C2值介于-25.0‰～-31.6‰，可能是受硫酸盐热化学还原作用(TSR)或成熟度的影响所致[5～6]。它们的甲、乙烷碳同位素值与大普光、通南巴地区的同层位气层有相近的分布范围，表明具有相同的气源；而与深部下古生界石炭系黄龙组和浅部中、新生界陆相地层天然气同位素组成差别较大(图2)。
元坝气田长兴组储层中普遍见有固体沥青，表明地史上形成过古油藏并发生了原油裂解作用。根据大普光和通南巴地区实际气藏分析资料的综合对比及模拟实验数据[10]，发现这两类天然气在lnC1/C2、lnC2/C3比值分布上有明显差别(图3)。烃源岩裂解气的lnC1/C2值较低，大多在6.0之下；而lnC2/C3值较高，均在2.5以上，并随热演化程度的增加而变大。原油裂解气的lnC1/C2值较高，大都在6.0以上；lnC1/C2值较低，大多在2.0之下，与前类天然气形成区别。如图3所示，元坝地区的飞仙关-长兴组天然气总体上呈高lnC1/C2、低lnC2/C3值的原油裂解气组成特点。它们的lnC1/C2值基本上都在6.0以上，且多数气样lnC2/C3值低于2.5，由此可认为主要来源于古油藏原油的裂解作用。同时在图3中可观察到，部分气样的lnC2/C3值高于2.5，近于烃源岩裂解气的分布区，意味着这些天然气中部分气源直接来自烃源岩。
综上可知，区内存在烃源岩裂解气和原油裂解气多种气源。
2.1.2龙潭组(吴家坪组)是元坝气田的主要气源岩、生烃强度大
通过元坝2、元坝9等井长兴组沥青样品饱和烃组分的GC/MS分析，经与烃源岩的三环萜烷等系列生物标志化合物组成和分布进行对比，结合沥青产状和烃源岩的有机质丰度分布，笔者认为最有可能提供长兴组沥青的烃源层是上二叠统龙潭组(吴家坪组)及长兴组。考虑到前者的总有机碳含量(平均值在2%左右)远高于后者(平均值低于0.4%)，因而认为沥青的烃源主要来自龙潭组(吴家坪组)泥质岩。
固体沥青与烃源岩碳同位素比值的对比也进一步表明了上述烃源关系。这些长兴组储层固体沥青的δ13C值为-26.7‰～-28.2‰，与本区龙潭组(吴家坪组)烃源岩干酪根的碳同位素值(-24.3‰～-27.8‰)相近，符合烃源岩与所生原油(固体沥青)的碳同位素组成变化关系。
至于气藏中那部分烃源岩裂解气来自哪个层位的烃源岩，通过气/岩碳同位素的对比尚存在一些不确定性。但在天然气烷烃碳同位素的组成及化学成分上，本区飞仙关组、长兴组天然气完全不同川东地区的石炭系(图2)，因此，来自志留系及以下地层的可能性较小，从烃源岩厚度和有机质丰度上看，其主力气源也应为上二叠统龙潭组(吴家坪组)。
川东北地区龙潭组(吴家坪组)泥页岩呈区域性分布，在元坝地区该地层过渡为吴家坪组。其暗色泥灰岩及黑色泥质岩厚40～80m；总有机碳含量值变化在0.27%～7.20%范围，平均值为2.90%(元坝3井)。本区该套烃源岩有机质类型以混合型为主，在早侏罗世进入生油高峰期，中侏罗世末达到生气演化期，现今实测Ro值大多在2%～3%之间，有机质处于过成熟干气演化阶段，生气强度主要分布在20×108～30×108m3/km2之间(图4)，具有形成大气田的气源条件。
2.2 礁滩相储层具有中低孔隙度、中低渗透率的特点
2.2.1储层岩石类型
元坝气田长兴组储层包括台缘生物礁、台缘浅滩及台内生屑滩。储层岩石类型以高能带沉积的颗粒白云岩及颗粒灰岩为主，颗粒灰质云岩及颗粒白云质灰岩次之，包括亮晶生屑云岩、亮晶生屑灰质云岩、亮晶生屑白云质灰岩及亮晶生屑灰岩等4种类型。台缘生物礁相储层以溶孔中-粉晶云岩、粉-细晶生屑云岩为主，礁后浅滩相储层以粉-晶生屑云质灰岩、粉-亮晶生屑灰岩为主[11]。
2.2.2储层空间类型
元坝地区长兴组储层类型以孔隙型为主，次为裂缝-孔隙型，在岩心和薄片及成像测井上有明显的反映。储集空间以溶孔为主，包括晶间溶孔、粒间溶孔及晶间孔等，裂缝次之。
2.2.3储层物性特征
元坝地区长兴组礁滩相共有孔渗分析样品863个，通过样品的物性统计得知，储层孔隙度最大值为24.65%，最小值为0.59%，平均值为4.71%；其中孔隙度大于2%样品占80.65%，平均孔隙度5.47%。渗透率最大值为2385.4826mD，最小值为0.0018mD。
图5表明，除局部渗透率受裂缝影响高于正常值外，总体上随着孔隙度的增加，渗透率也随之增大，储层孔-渗相关性较好，元坝地区长兴组以孔隙型储层为主，发育部分裂缝-孔隙型储层，属于中低孔隙度、中低渗透率储层。
2.3 元坝气田断裂不发育、构造平缓，为一个受生物礁滩控制的岩性气藏
元坝气田位于通南巴大型背斜、九龙山背斜向川中隆起的过渡带，该区地层产状平缓，构造变形弱，主要目的层长兴组-飞仙关组断裂不发育，除西北部为九龙山背斜倾末端埋深相对变浅外，工区中南部长兴组顶部埋深变化在-6250～-6350m，东西向相对变化更小，表现为大型的平缓构造带。
长兴组发育多期生物礁滩，平面上，生物礁主要在工区中部呈北西向展布，浅滩相储层主要分布在工区西南，元坝气田由多个生物礁、滩组成。钻探表明，气藏不受现今构造控制，主要受控于生物礁滩储层的分布。构造高部位的礁滩体可以含水，构造低部位也可以含气，埋深基本一致的礁滩体既可含气也可含水。具有“一礁一滩一气藏”的特点，因此，元坝气田为一个受生物礁滩控制的岩性气藏。
2.4 气藏具有常压、地低温梯度、高含硫化氢的特点
已完成16口井完井试气，其中15口井试获工业气流。其中，其中5口井6层测试产能超过100×104m3/d，6口井测试产能超过50×104m3/d，4口井测试产能小于50×104m3/d，1口井为含气水层。大于100×104m3/d的气井的都分布在工区的西北部，千米井深稳定气产量大于10×104m3/d，为高产气藏；工区中部多为超过50×104m3/d的探井，千米井深稳定气产量在7×104～9×104m3/d，为中产气藏测试产能小于50×104m3/d的4口井和1口含气水层井分布局限。
测试资料表明，元坝长兴组气藏压力系数多在1.O1～1.06之间，只有元坝27井达到1.11；地温梯度介于1.96～2.11℃/1OOm。
流体性质方面：CH4含量82.16%～92.07%；H2S含量4.36%～7.18%，多数井介于5%～6%；
C02含量3.12%～11.31%，多数井介于6%～9%。
综上所述，元坝气田长兴组气藏具有低地温梯度、常压高含硫、中含二氧化碳的特点。
3 成藏主控因素
元坝气田位于川东北天然气富集区，大量的研究和勘探实践证明，长兴组-飞仙关组天然气主要来源于本区上二叠统烃源岩，区域上连片分布的嘉陵江组膏盐岩为气藏的保存提供了良好的该层条件，笔者曾从沉积、储层角度探讨了元坝地区优质储层发育的关键，结果有二[11～12]：早期白云岩化是优质储层形成的基础，埋藏溶蚀作用促进了优质储层的形成。因此，笔者主要从构造角度探讨促使油气成藏的关键因素。
3.1 东吴运动控制了晚二叠世沉积相的发育
东吴运动是四川盆地基底从长期受挤压向拉张转变的时期，早期存在的基底断裂活化并产生差异性升降[12]。上扬子地区下二叠统茅口组顶部普遍发育古喀斯特地貌，因差异性抬升和碳酸盐岩非均质性影响，形态凹凸不平、起伏巨大，如云南大理和宜良等地的露头上，地表起伏介于20～30m。在罗平钻孔控制的剖面中茅口组顶部地形高差达110m[13]。这种差异奠定了晚二叠世的沉积格局。田雨等[14]利用单因素(地层厚度、海相岩含量、浅水碳酸盐岩含量、浅水生屑含量以及深水沉积岩含量)等开展了吴家坪组沉积相研究，其岩相古地理单元与长兴期开江-梁平陆棚的展布基本一致，因此，东吴运动形成的古地貌控制了晚二叠世沉积相的发育，高地貌地区发育了吴家坪组碳酸盐岩台地内生屑滩，如元坝29井滩相储层测试获得日产136×104m3的高产工业气流；同时长兴组生物礁发育白云岩储层厚度逾百米。
3.2 燕山运动以来的构造运动控制了气水分布与高产富集带的形成
早侏罗世沉积末，长兴组埋深超过5000m，烃源岩进入生油高峰，中晚侏罗世沉积时期，从生油高峰向古油藏裂解为气藏转化。区域地质研究成果表明，大巴山、米仓山的隆起与褶皱时期也在晚侏罗世末期，而向盆地内的递进变形应该在稍晚的早白垩世，利用地震资料层拉平技术证明了这一点(图6)，元坝9井古油水界面深于现今气水界面也证明了这一点。虽然整个元坝探区构造变形较弱，但岩心和成像测井资料显示，长兴组储层发育中一高角度裂缝，多口井岩心都见到未有充填物的裂缝发育，地震剖面上逆断层一般发育在下三叠统嘉陵江组至下侏罗统自流井组，而中侏罗统千佛岩组以上常见正断层发育。因此，可以得出结论，印支晚期-燕山早期的构造运动控制了古油藏的形成，由于烃源岩分布面积大、位于储层附近，古油藏的分布范围大于今气藏；中晚燕山运动以来，随着龙门山、米仓山、大巴山对盆内的持续挤压，构造分异更加明显，九龙山背斜基本定型；原油裂解和深埋高温导致的硫酸盐热化学还原作用(TSR)形成的酸性流体以及构造作用产生的大量裂缝不仅促进了埋藏溶蚀作用的发生和优质储层的形成，也促进了气藏的调整与富集。
3.3 油气的有效充注与保存是气藏形成的关键
晚印支期，上二叠统龙潭组烃源岩进入生油门限，此时元坝地区构造活动微弱，没有形成油气垂向运移通道。早燕山期，龙潭组烃源岩进入生油高峰早期，受盆缘造山作用挤压影响，该区发育了构造节理，垂向上沟通龙潭组源岩，长兴组礁滩相储层与裂缝构成油气垂向输导与侧向汇聚的输导体系，使得原油得以在长兴组聚集形成岩性油藏(图7、8)。中燕山期(距今约150Ma)以来，受盆缘造山作用的影响，该区进一步沉降，古油藏深埋，储层温度超过160℃，原油开始大量裂解形成气藏。此期间，上二叠统烃源岩进入生气阶段，层间构造节理进一步发育，与储集体侧向输导通道一起构成输导体系，继续为烃源岩生成的天然气提供垂向输导通道。晚燕山期以来，受米仓山和大巴山造山运动的影响，元坝地区地层产状发生了小幅度的变化。由于元坝地区飞三段至雷口坡组发育数百米厚的膏岩盖层，形成了区域性优质盖层，为天然气保存提供了保障。因此，适时的裂缝发育、大面积发育的礁滩相白云岩储层与烃源岩生烃高峰的有效匹配是气藏形成的关键。
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(本文作者：郭彤楼 中国石化勘探南方分公司)
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