四川盆地陆相致密气资源丰富,勘探开发历史悠久,经历了构造气藏勘探与深层兼探、岩性气藏发现、岩性气藏立体勘探3个阶段
[1-3]。三叠系须家河组和侏罗系沙溪庙组在盆地范围大面积广泛分布,是陆相地层中的主力天然气产层
[4-5]。沙溪庙组致密砂岩气藏资源多,埋藏浅,钻采周期短,规模建产快,已成为四川盆地天然气增储上产的重要增长极
[6]。
2019年,老井上试获高产发现了沙溪庙组二段气藏,后立足于整个川中地区成藏有利区,开展勘探开发一体化评价部署,揭示了川中地区沙溪庙组纵向多层含气的特点,拉开沙溪庙组气藏勘探开发的序幕。2021年针对川中地区简阳区块开展攻关,预探井YQ3井在沙溪庙组一段(以下简称沙一段)测试获32.95×104 m3/d高产,证实简阳区块沙一段具备良好勘探开发潜力。
截至2024年,川中地区沙一段气藏已探明超过千亿方规模储量。然而随着勘探开发工作的不断推进,川中地区沙一段部分测试井见水,气藏内无统一气水界面,气水关系十分复杂,气水分布规律不清。复杂的气水关系严重制约着该区致密砂岩气藏有利区优选和开发井位部署。
致密砂岩气藏与常规气藏相比,通常具有储层致密化程度高、储层非均质性强、藏内气水关系复杂等特征
[7]。中外致密砂岩气藏含水特征显著,如阿巴拉契亚盆地Applachian气田Clinton-Medina段、中国四川盆地上三叠统须家河组、鄂尔多斯盆地苏里格气田二叠系盒8段、塔里木盆地库车坳陷巴什基奇克组等
[8-16]。因此,致密气藏气水分布规律及其主控因素是成藏富集规律研究及勘探开发关注的重点。前人研究认为对于像须家河组这样的源储一体或源储相邻的气藏,天然气经历短距离运移即可充注进入储层中,气水分布主要受烃源展布、局部构造、储层非均质性和裂缝的控制
[17-19];对于距离烃源层较远的次生致密气藏,由于天然气经历了从烃源岩到储层的垂向长距离运移与在储层内部的横向长距离运移,气水分布控制因素更加复杂多变,目前主要围绕断裂、储层等单因素对气水分布的控制作用开展研究工作
[20],缺乏对气水分布和演化规律的分析,中外文献少有针对致密砂岩气藏的气水动态演化过程进行过恢复和详细探讨。
前期针对川中地区沙溪庙组致密砂岩气藏的研究主要集中在成藏机制、沉积储层特征等方面,对该区地层水成因来源、气水分布方面的研究较为薄弱。因此,现结合川中地区简阳区块沙一段地层水化学分析、岩心驱替实验、地震、测井、试气资料,分析地层水性质、来源和气水分布特征。通过微观实验与宏观特征分析,将天然气充注驱替理论与实例气藏解剖相结合,首次明确研究区沙溪庙组地层水的来源、气水分布主控因素及动态演化过程。明确不同层段不同气藏的气水分布成因演化类型,厘清天然气成藏的重要耦合因素,有利于进一步聚焦富气层段和富气储层及其位置,对于已探明含气砂带的开发工作具有重要指导意义(提升开发井位的部署成功率);同时川中地区沙一段气藏含气面积广,已探明区外围的估算剩余资源量约700亿m3,具有良好的勘探前景,因此该研究也为川中地区沙一段气藏外围未探明区的甩开勘探提供了技术理论支持,其研究思路可为接替区域——川西地区沙一段气藏勘探开发提供经验借鉴。此外,该研究创新揭示川中地区沙一段成藏期前后的气水分布演化过程,首次详细阐述地层水在不同成藏阶段的赋存状态、天然气充注动力与气水界面变化,以弥补前人在气水动态分布演化方面的研究空白。
1 地质背景
四川盆地区域沉积盖层的演化主要经历了三大阶段:震旦纪-晚三叠世为拉伸机制下的海相碳酸盐岩台地发育阶段、晚三叠世诺利期-早白垩世为挤压体制下的复合前陆盆地发育阶段、晚白垩世及以后为挤压体制下的褶皱隆升改造阶段
[21-22]。晚三叠世诺利期-早白垩世,受印支期以来的多期构造挤压作用,主要为河流相、湖泊相和三角洲相的砂、泥岩,分布于盆缘的龙门山、米仓山、大巴山前缘。中侏罗世,龙门山地区的逆冲推覆活动开始减弱,而米仓山-大巴山的构造活动变得强烈,盆地沉积和沉降中心逐渐由北东往南西方向迁移。晚白垩世以来,四川盆地区域进入差异性隆升改造阶段
[23-24]。
侏罗系沙溪庙组沉积后,受燕山和喜山各幕运动的影响,形成一系列在燕山期初见雏形、喜山期最终定型的低缓局部构造。研究区位于四川盆地中部地区,构造上处于川中平缓构造带[
图1(a)]。川中地区在东西向区域应力背景和川中稳定基底的制约下,构造形变相对较弱,整体为NW向的单斜构造。研究区西侧紧邻龙泉山断裂带,区内发育多条NE走向的断至须家河组断裂[
图1(b)]。
川中地区陆相沉积地层自下而上发育有上三叠统须家河组、下侏罗统自流井组、凉高山组,中侏罗统沙溪庙组与上侏罗统遂宁组、蓬莱镇组[
图1(c)]。其中,须家河组和凉高山组发育暗色泥(页)岩,可作为有效的烃源。须家河组烃源岩厚度介于300~850 m,有机碳介于1.09%~6.99%,镜质体反射率
Ro分布在1.20%~2.44%,生烃强度在50×10
8~120×10
8m
3/km
2,生烃中心位于川西坳陷
[25]。
沙溪庙组为一套巨厚陆源碎屑岩性组合,厚度为1 000~1 500 m,以紫红色泥岩为主,夹浅灰色砂岩。沙溪庙组沉积时气候较为干旱。在气候相对潮湿时期沉积沙溪庙组一段,发育多套较大规模的浅水三角洲
[26],目前沙一段在川中地区南部最为发育,砂体叠置分布特征显著。沙溪庙组二段沉积时期气候逐渐干旱,湖盆总体萎缩,主要发育河流相
[27]。沙一段以两期最大湖泛面为界,自下而上为沙一
1亚段(J
2${\mathrm{s}}_{1}^{1}$)、沙一
2亚段(J
2${\mathrm{s}}_{1}^{2}$)、沙一
3亚段(J
2${\mathrm{s}}_{1}^{3}$);沙二段早期持续水退、中期两次持续水进、晚期持续水退,自下而上沉积沙二
1亚段(J
2${\mathrm{s}}_{2}^{1}$)、沙二
2亚段(J
2${\mathrm{s}}_{2}^{2}$)、沙二
3亚段(J
2${\mathrm{s}}_{2}^{3}$)、沙二
4亚段(J
2${\mathrm{s}}_{2}^{4}$)。
2 地层水特征
2.1 地层水化学特征
川中地区沙溪庙组一段水样分析结果表明,地层水矿化度介于12 000~86 000 mg/L,总矿化度平均37 333 mg/L,氯根离子22 138 mg/L。主要阳离子为Na
+、Ca
2+、K
+、Mg
2+,主要阴离子有$\mathrm{Cl}^{-}, \mathrm{HCO}_{3}^{-}, \mathrm{SO}_{4}^{2-}$,此外地层水还含有少量Sr
2+、Li
+、Ba
2+(
表1)。地层水钠氯系数值介于0.26~0.58,地层水型为CaCl
2型,由于钠氯系数越小,代表地层水封闭性越好,因此该气藏总体保存条件较好。
从矿化度来看,沙溪庙组地层水矿化度低于本区须家河组地层水矿化度,离子组成上二者也有显著不同。沙溪庙组地层水样呈现出高Ca
2+低Mg
2+,而须家河组地层水高 Mg
2+低Ca
2+(
表1),二者的地层水相图特征显著不同
[28];此外,开展了两个层位的地层水微量元素分析,结果表明,沙溪庙组Li、Ba元素含量显著低于须家河组地层水,这两种元素可作为本区沙溪庙组地层水的特征元素(
图2)。结合离子和元素分析结果,认为沙溪庙组与须家河组地层水化学特征不同,该区沙溪庙组地层水主要为自身古沉积水。
2.2 地层水赋存特征
根据赋存状态不同,地层水可分为束缚水、毛细管水和自由水。天然气进入储层首先驱替孔隙中的自由水,当驱替压力小于孔喉毛细管压力时,地层水滞留在孔喉毛管结构中,形成毛细管水,束缚水则是吸附在孔喉表面不易流动的部分
[29-30]。
岩心驱替压差实验结果显示,沙一段储层束缚水饱和度在15.94%~42.61%,平均束缚水饱和度为33%。Ⅰ(孔隙度
Φ>12%)、Ⅱ(
Φ>10%)、Ⅲ(
Φ>7%)类储层束缚水饱和度分别为19.52%、24.63%、36.42%(
图3),相同压力梯度下,样品物性越差,束缚水饱和度越高。
对比密闭取心井原始含水饱和度与束缚水饱和度测试结果得到I、Ⅱ、Ⅲ类储层平均可动水饱和度分别为15.2%、9.48%、7.62%,平均可动水饱和度为10.77%(
表2)。因此,沙一段储层束缚水饱和度高,局部存在自由水,占比较小。
2.3 气水分布特征
川中地区简阳区块沙一段综合解释气水层类型包括含气层、气水同层、含水层,总体表现为含气层分布广泛,但多口井测试后见地层水产出。平面上不同河道气水分布存在一定差异,同一河道上气层井、水层井也同时存在;纵向上沙一
1和沙一
3亚段水层相对不发育,表现为主砂带整体富气,局部有水[
图4(a)、
图4(c)],而沙一
2亚段油气充注程度低,水层多发育,表现为局部富气[
图4(b)]。气水分布与现今构造相关性不强,现今构造高/低部位,远离/靠近断层的位置均有水。剖面上,地层水在单套砂体中表现为上气下水,横向上既有孤立水层,也有局部连片水层,但纵向上并无明显的气水界面(
图5)。
测试资料统计表明,81口试气井中,75口井为气井,测试产量0.21×104~48.27×104 m3/d,5口井为气水同产井,占统计井数的6.1%,1口井为水井,6口产水井的产水量12~159 m3/d。75口测试气井的未测试井段解释气水同层井9口,过路井和老井未测试井中解释气水同层和水层井3口。整体来看,油气产出复杂,气水分布规律和天然气差异富集主控因素不清。
3 气水分布主控因素
3.1 源-断耦合关系控制天然气充注规模
气源判识结果表明,研究区邻近川西须家河组生烃中心,区内发育数条断至须家河组烃源层的断裂,包括西侧的龙泉山大型断裂。断裂沟通了下伏烃源,是天然气初次运移的重要通道(
图6)。因此沙一段天然气主要为来自须家河组的煤型气
[20]。根据构造史恢复和断层活动性定量评价,研究区内的通源断裂在晚印支-早燕山期形成并活动,在晚燕山期-喜山期的构造运动作用下活化。龙泉山断裂在晚三叠世以来长期具有活动性,在晚燕山期(距今65~145 Ma)垂向输导性好
[31]。流体包裹体显示沙溪庙组存在两期油气充注,第一期油气充注发生在白垩纪中-晚期,距今88~68 Ma,为本区天然气成藏的主力期次,第二期油气充注发生在古新世-渐新世,距今47~38 Ma。断层活动时期与成藏关键期耦合关系好,成为沙一段大面积含气的先决条件
[31-32]。
就川中地区沙一段而言,西部气井整体压力系数要高于东部,西部压力系数介于0.9~1.1,表现为常压特征,而东部气井压力系数普遍降低到0.7~0.9[
图6(a)],说明烃源供给对该区天然气充注强度具有控制作用。生烃强度和通源断裂共同控制天然气充注的范围和程度,近通源断裂的优势河道天然气充注程度强,而远离生烃中心的河道充注程度较弱。通源断裂与生烃强度的差异耦合也造成了沙一段不同层位的充注规模差异:沙一
1亚段主砂带与多条通源断裂对接,并且与靠近生烃中心的龙泉山断裂带直接对接,充注强度相对沙一
2和沙一
3亚段较强,含气范围较广;沙一
2亚段和沙一
3亚段主砂带并未与龙泉山断裂直接对接,区内通源断裂少(
图7),但主砂带内部发育多条沙溪庙组内部断裂,天然气通过次级断裂自下而上调整充注至上部砂体,整体上形成了沙一段通源断裂与次级调整断裂接力充注格局。
3.2 古、今构造控制天然气优势运移方向、藏内调整
前人对沙溪庙组底部构造演化研究表明,研究区构造格局自关键成藏期(早白垩末期)以来发生了一定变化,整体由南北高、东西低、中部平缓演变为西北低、东南高
[31-32]。在早白垩末期,简阳区块表现为南北高东西低特征,现今富气主砂带主要位于南北“驼峰状”之间的“脊部”,相对于东西侧为构造高点;到晚白垩世末期(65 Ma),受燕山运动影响,地层整体经历隆升改造,研究区东侧的隆升速率大于西侧;古近纪(25 Ma)、新近纪地层在喜山构造运动背景之下持续性抬升剥蚀,演变至今为西北低、东南高的单斜斜坡,局部构造平缓[
图1(b)]。
天然气通过烃源断裂垂向运移,断裂和砂体的配置类型决定了天然气的优势运移方向。与断裂相连的砂体在上倾方向时,有利于天然气充注
[31-32]。根据砂体在关键成藏期的构造位置,可判断天然气经由通源断裂垂向输导后在平面上的优势运移方向(
图8)。沙一
1亚段主砂带古构造处于脊部相对高处,因此由东西侧烃源断裂输导的天然气易于在此聚集。现今天然气压力系数的变化趋势与运移方向吻合,证实了古构造的影响。
气水分布特征不受现今构造的控制,但受成藏期古构造的控制。由于关键成藏期构造与现今构造有较大差别,断-砂配置类型也随着构造演化分为继承型和改造型。对于继承型断-砂配置,天然气在现今上倾方向砂体的高部位相对富集;对于早晚期高低部位发生反转的断-砂配置,在与烃源断裂对接的砂体中天然气均有聚集,如
表3中正向构造(先成藏后致密)所示。因此,断-砂配置演化类型的确定有助于初步判断成藏有利富集区带,即明确区域上的天然气优势充注砂带,进一步指导川中地区沙一段气藏的甩开勘探。
3.3 储层非均质性影响气藏差异充注和保存
浅水三角洲骨架砂体以分流河道和水下分流河道为主。频繁变化的湖平面和动荡极浅的古水深引起分流河道的长距离推进和后退,湖水间接性淹没造成多次沉积间断,因此在垂向上形成多套不连续的沉积层序
[33-35]。天然气顺砂体长距离横向运移,在河道中由于岩性变化发育物性遮挡,有利于早期充注的天然气聚集保存,如
表3中单向构造(先成藏后致密)所示。若砂体发育在斜坡背景上,分流河道上倾方向发育的岩性尖灭有利于天然气在高部位聚集,若无岩性尖灭遮挡,天然气将继续向上倾方向运移散失。
研究表明,天然气充注程度与储层物性有关。天然气在向储集体充注时优先充注泥质含量低、粒度较粗、孔渗相对好的砂体,而在泥质含量高、粒度较细、孔喉连通性较差的砂体中原始孔隙水不易被天然气驱替排出
[17]。天然气充注模拟实验结果也证明,气驱替水首先通过高孔高渗储集空间,无法驱替致密砂体内已封存完好的水体
[10]。
川中地区沙一段储层经历了复杂的成岩改造,导致储层非均质性强,物性变化快。简阳区块沙一段砂岩整体致密低渗,局部发育相对高孔高渗的优质储层。储层致密化主要受控于破坏性成岩作用,整体压实作用不强,不同类型的胶结作用是导致储层致密的关键因素
[36]。研究区沙一段岩石胶结作用主要包括方解石、浊沸石、绿泥石和石英胶结,其中早期基底式胶结的方解石/浊沸石所形成的强胶结储层在140 Ma左右致密,由于致密化时间早于成藏期,储层无法被天然气大规模有效充注;晚期的浊沸石或含铁方解石胶结也会导致储层致密,油气充注在晚期胶结物形成之前或者同时进行
[36],天然气可以有效充注。
因此,沙一段致密砂岩气藏既有先致密后成藏类型,又有先成藏后致密类型。整体上,沙一
1、沙一
3亚段储层残余粒间孔、粒内溶孔发育,胶结程度低,主要为先成藏后致密;而沙一
2亚段储层大面积发育浊沸石胶结,原生孔隙少,储层物性明显比沙一
1、沙一
3亚段差(
图9),受早期储层致密化影响,原始沉积水未被天然气有效充注驱替,是导致现今沙一
2亚段整体富气程度不高的重要原因。基于此认识,将研究区勘探开发主力层系进一步明确为沙一
1亚段、沙一
3亚段。
对于先致密后成藏的层段,晚期胶结造成的储层致密化在河道内部形成物性封隔,晚期充注主要依靠压力差驱动(不同于第一期充注在构造高部位聚集成藏),此时天然气成藏受构造控制作用弱,主要受物性遮挡聚集成藏(
表3)。
4 气水分布成因演化过程分析
4.1 气水分布成因演化类型
研究区现今的气水分布格局是多种控制因素耦合作用的结果,在不同因素控制下,气水分布表现为不同的演化类型。对于沙一1和沙一3亚段来说,更多发育构造-物性联控型,沙一2亚段发育物性主控型。
4.1.1 构造-物性联控型
该类型早期天然气富集主要受古构造影响,晚期在储层致密化和构造改变的共同作用下气藏发生调整。天然气充注前,储层尚未胶结致密,储层内部以沙溪庙组原始沉积自由水为主;在白垩世末天然气大量充注时,天然气沿断-砂配置优势部位的砂体向构造高部位运移聚集,此时气水分异作用明显,存在气水界面,气水关系表现为上气下水;随着储层致密化程度加剧,储层孔隙度减小,地层水的赋存状态发生改变,自由水无法赋存在较小的孔隙空间,多以毛细管水的形式存在
[17];在天然气驱替压力小于孔喉毛细管压力时,地层水滞留在孔喉毛细管结构中,无法被驱替,此时气水分异作用弱,气水界面不明显。
由于致密化储层宏观上形成了物性遮挡,第二期成藏时天然气在压力差驱动下充注。与第一期充注成藏受构造主控不同,第二期充注成藏时主要受物性控制。
(1)对于继承性构造,早晚期充注时构造相对高低位置未发生改变,因此天然气一直在储层高部位相对富集未发生“倒灌”调整,低部位在早期天然气充注强度较大的情况下可实现全部充注;若充注强度不够,第二期成藏时进行进一步补充。如YQ204井~JQ21井所处沙一
1亚段河道,古今构造相对位置并未改变,两期充注均优先向高部位JQ21井方向,第二期对第一期进行补充,受储层致密化影响,优先充注在物性好的储层中(
图10)。该类型气藏天然气主要富集在构造高部位和低部位近源、远源优质储层中。
(2)对于古今构造相对高低位置发生改变的气藏,其气水分布经历了复杂的构造和储层致密化调整过程。如JQ216井~YQ10井所处沙一
1亚段河道,在早白垩世末期该河道构造形态上表现为北高南低,第一期天然气充注时优先向北部,JQ216井以北存在岩性尖灭,提供了遮挡保存条件,第一期未将断-砂配置上倾方向的砂体充注完全,形成了明显的气水分异,下倾方向仍充满地层水;到晚白垩世末期,构造趋势逐渐改造,该条砂带在第二期天然气充注时已演变为北低南高,且分流河道内部受储层致密化影响,非均质性增强,存在多处物性遮挡。第二期天然气充注时段-砂配置优势上倾方向恰好与第一期充注时相反,天然气优先向砂带南部的YQ10井方向充注;但在由低部位向高部位运移过程中,天然气受物性遮挡影响被封存在构造低部位,因此现今气水分布与构造关系并不明显,同一条河道内部由于物性阻隔,储层不连续,气层、气水同层和水层同时存在(
图11)。该类型气藏天然气主要富集在第一期成藏高部位和近源优质储层中。
4.1.2 物性主控型
该类型早期在河道中即发育岩性、物性遮挡。在天然气充注之前,地层水以自由水形式赋存在非致密区,以毛细管水和束缚水的形式赋存在岩性致密区。天然气需要克服较大毛管力才能充注进入致密储层,因此优先驱替物性好储层中的地层水,而束缚水不易被驱替,滞留在小孔隙中。由此形成了现今“孤立状”和“串珠状”的气藏(
图12)。总体来说,该类型气藏的天然气充注饱和度较低,自由流体空间少,天然气和地层水的产出均有限。结合实际生产情况,沙一
2亚段的气井明显集中在与沙一
1亚段河道叠置区,但由于次级断裂对天然气的调整充注有限和储层内部非均质性的原因,天然气自沙一
1亚段调整至沙一
2砂体后,在砂体内部的横向运移范围受限,因此同一条砂带中天然气未能充注完全。
4.2 气水演化过程分析
自晚中侏罗世以来,受燕山期、喜山期多幕构造活动和储层致密化的影响,形成了现今复杂的气水分布特征。
4.2.1 成藏期前
此时天然气尚未大量充注,沙溪庙组内部沉积原始地层水,由于储层孔喉连通性好,孔隙空间大,地层水以自由水形态赋存。但对于部分浊沸石和方解石胶结发育的储层,尤其是沙一2亚段储层来说,致密化已经开始,地层水在小孔中以毛细管水和束缚水为主赋存。
4.2.2 早期成藏
该时期为主力成藏期,天然气通过通源断裂垂向输导,平面上经由优势断-砂配置的砂体进行长距离运移。此时沙溪庙组底部构造呈现南北部高、东西部低、中部平缓的“驼峰状”形态,天然气运聚受成藏期古构造的控制。天然气在储层高部位相对富集,低部位在早期天然气充注强度较大的情况下可实现全部充注,在充注强度不够时低部位的地层水无法被完全驱替,此时藏内气水分异作用明显。
对于先致密的储层而言,该期天然气充注程度弱,但由于沙溪庙组内部次级断裂发育,天然气可由充注程度较强的沙一1亚段向上调整,但充注调整的范围受限。
4.2.3 晚期成藏和调整
由于区域构造背景变化,断-砂配置关系也发生改变,天然气优势运移方向与第一期成藏相比可能不同。更为关键的是,该时期储层致密化程度高,形成的物性阻隔既能封堵保存已充注成藏的砂体,又对第二期天然气充注成藏起阻挡作用。
由于构造和储层物性同时发生了变化,藏内气水分布被重新调整。晚期充注主要依靠压力差驱动,需要克服孔喉毛管压力,受构造的控制作用相较于早期充注变弱,主要受物性遮挡聚集成藏。若驱替压力小于孔喉毛细管压力,地层水滞留在孔喉毛管结构中,无法被天然气驱替。气水分异现象不明显,无气水界面,在同一条河道的不同位置,由于储层连通性差异,出现气层、气水同层和水层同时存在的情况(
图13)。
5 结论
(1)川中地区沙溪庙组一段地层水型为CaCl2型,气藏总体保存条件较好,地层水主要为自身原始古沉积水。气水产出复杂,气井、气水同产井及产水井并存,地层水以束缚水为主,局部存在自由水。纵向上沙一1和沙一3亚段水层相对不发育,沙一2亚段水层多发育。
(2)源-断耦合关系控制天然气充注规模,通源断裂与次级调整断裂接力充注;受古今构造演化影响,继承型断-砂配置的天然气在现今高部位富集,反转型断-砂配置在与烃源断裂对接的砂体中天然气均有聚集;储层强非均质性影响气藏差异充注和保存,沙一2亚段先致密后成藏,沙一1和沙一3亚段先成藏后致密。
(3)气水分布成因演化类型分为构造-物性联控型和物性主控型。前者早期天然气富集受构造主控,晚期在储层致密化和构造改变的共同作用下气藏发生调整,沙一1和沙一3亚段主要发育该类型。后者受早期物性遮挡影响,天然气充注程度有限。
(4)成藏期前,沙溪庙组地层水主要为自由水;早期成藏期,天然气经由优势断-砂配置的砂体运移,构造控制下藏内气水分异明显;晚期成藏期,断-砂配置随着构造演化而改变,藏内气水分布重新调整,受储层非均质性的影响强于构造影响,气水分异现象不明显。
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