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1、四川盆地天然气储源关系成因.freel);总有机碳含量值变化在0.27%~7.20%,平均值达2.90%5,干酪根类型主要以混合型为主,为一套较好的烃源岩,同时选取对于高演化地区敏感性较好的碳同位素指标分析8,两产气层为海相油型气,与下组合及陆源煤型气不同源,另气体储层固体沥青的δ13C值介于-25.2‰~-28.5‰,与该区P2D,主要集中分布于0.002~0.250mD和大于1.000mD这2个区间,明显存在渗透率分异的现象(图1-a)。总体上,长兴组储层以中孔中高渗、低孔中低渗储层为主,高孔高渗储层次之
2、,储层物性较好,有利于油气的高产富集。2.1.1.2飞仙关组通过对储层段123个样品统计,储层孔隙度最大值大于10.0%,最小值低于1.0%,平均值近4.0%,其中储层主要分布在2.5%~5.0%,占55.28%。渗透率最大值同样远高于1000mD,以0.002~0.250mD为主,占72.50%。总体表现为低孔低渗储层(图1-b),由于裂缝沟通作用,局部发育高渗储层,但相对于长兴组来说,整体物性较差,油气富集程度不及长兴组。2.1.2储层类型2.1.2.1长兴组元坝长兴组受控于碳酸盐岩台地沉积体系7-9,储
3、层主要发育于台地边缘礁滩相带,岩性以溶孔白云岩、溶孔生屑白云岩、云质生屑灰岩为主,孔隙类型主要为晶间溶孔、晶间孔、生物体腔孔、溶蚀孔、洞及裂缝(图2-a)。由于长兴组主要为海退沉积,台地边缘礁滩高地貌区成为暴露浅滩1,暴露作用使得白云石化、溶蚀作用等建设性成岩作用较强(表1),从而构成了裂缝—孔隙型的储集空间。结合测井解释统计分析表明,长兴组主要以Ⅱ、Ⅲ类储层为主(表2),储层优质程度较高,利于油气的高产富集。2.1.2.2飞仙关组与长兴组相比,元坝飞仙关组储层主要发育于台地边缘鲕粒滩亚相10-12,分布广泛
4、,主要发育于飞二段中,岩性以鲕粒灰岩、砂屑灰岩为主,孔隙类型以粒间溶孔、粒内溶孔为主(图2-b),约占总孔隙的95%,其次为裂缝,约占总孔隙的5%,局部地方裂缝比较发育,这也是造成飞二段储层局部渗透率较高的原因(图1-b)。从构造演化来看,元坝飞二段沉积时期相对于邻区二郎庙及龙岗地区地貌较低,只发育浅滩相鲕粒灰岩,没有明显的暴露作用,白云石化作用很弱,石灰岩压实压溶作用和胶结作用强烈,岩石很快致密,缺乏酸性流体有效运移的通道。酸性流体的溶蚀作用很弱,多数岩石未见明显的溶蚀现象,一方面可能与岩石致密化早、酸性流
5、体运移不畅有关,另一方面也许与地层中酸性流体缺乏有关,从而不能大面积地发生广泛而充分的溶蚀作用。局部见少量表生溶蚀孔隙,多数埋藏溶蚀孔隙或被沥青全充填,或被后期方解石全充填而失去有效性,从而使得白云石化、溶蚀作用等建设性成岩作用较弱(表1),主要形成了孔隙型的储集空间。结合测井解释统计分析表明,飞仙关组以Ⅲ类储层为主,仅局部发育Ⅱ类储层(表2),储层优质程度没有长兴组高,导致油气富集程度没有长兴组高。2.2输导体系2.2.1输导体类型2.2.1.1长兴组通过大量薄片照片观察分析,元坝长兴组的输导体主要由白云岩
6、、白云质灰岩储集体与裂缝构成(图2-a)。根据储层段岩心物性的统计分析(图3-a),样品点的渗透率值存在较多异常高值,分析认为与裂缝的发育情况有关。再结合成像测井来看(图4-a),长兴组礁盖储层成像测井动态图像表现为块状、杂乱、裂缝及孔洞特征,高陡缝发育,水平缝次之,动态图像的色级以黄褐色为主,少部分为亮白色,色级变化范围较宽,但总体上色级以暗色段为主,故岩性较疏松,物性较好。裂缝与孔隙呈网状交错配置,高陡缝可有效沟通上下储层,水平缝可使相对独立的孔隙有效连通,从而有助于提高疏导体的立体疏导效率,增强储层连通
7、性,利于天然气的有效运移、聚集成藏。2.2.1.2飞仙关组飞仙关组输导体主要由鲕粒灰岩储集体和裂缝构成(图2-b)。根据储层段岩心物性的统计分析(图3-?17第?32卷第6期地质勘探b),绝大多数样品点的孔渗相关性较好,只有极个别样品点渗透率异常,说明飞仙关组的裂缝不发育,主要为孔隙型储集空间。结合成像测井分析(图4-b),与长兴组相比,飞仙关组动态图像表现为大套块状鲕粒灰岩特征,裂缝相对不发育,动态图像的色级以黄褐色为主,色级分布较稳定,岩性较纯而密,物性较差,裂缝与孔隙呈配置较差,输导效率没有长兴组高。2
8、.2.2裂缝成因及其与储层孔隙的配置关系前述研究表明,元坝长兴组储层裂缝发育,那么是什么控制了微裂缝的发育呢?分析与其特殊的构造位置有关,元坝虽位于川中平缓褶皱带北缘,但处于南秦岭米仓山推覆构造南缘,大巴山弧形冲断构造带西南侧。这些构造带活动时应力通过通南巴构造带和九龙山构造带的传递,到元坝构造作用减弱,应力大小虽未造成地层错断形成断层,但造成了微裂缝的产生,加上元坝位于川中隆起的北斜坡,印支运动晚
