天然氣的存儲的原因有哪些，應(yīng)該如何去加強(qiáng)對能源建設(shè)管理的新發(fā)展呢?目前四川盆地和天然氣儲源的原因有哪些呢?本文從地質(zhì)概況川以及成藏差異性分析的各個方面做了詳細(xì)的介紹。文章選自：《天然氣工業(yè)》,《天然氣工業(yè)》是中國惟一全面報道天然氣工業(yè)的綜合性科技期刊。伴隨國家改革開放急促的腳步誕生?！短烊粴夤I(yè)》面向中國天然氣生產(chǎn)和使用領(lǐng)域各研究、設(shè)計、生產(chǎn)、管理部門的高中級科研人員、工程技術(shù)人員和經(jīng)營管理人員以及與天然氣工業(yè)相關(guān)的產(chǎn)業(yè)界的科技、經(jīng)營管理人員。重點(diǎn)反映天然氣工業(yè)在勘探、開發(fā)、鉆采、儲運(yùn)、處理加工方面的科學(xué)研究、工業(yè)生產(chǎn)和技術(shù)應(yīng)用成果。

　　摘要：從元壩地區(qū)最新的圈閉描述結(jié)果來看,飛仙關(guān)組圈閉主要集中于西部,且相對整裝。長興組圈閉在西部、中部較整裝,東南部發(fā)育很多獨(dú)立的圈閉。根據(jù)現(xiàn)今壓力系數(shù)統(tǒng)計結(jié)果表明,長興組壓力系數(shù)分布在1.0左右,為常壓系統(tǒng),飛仙關(guān)組壓力系數(shù)大于1.3,為高壓系統(tǒng)。 結(jié)合前面的分析知(圖2),長興組與飛仙關(guān)組都有廣泛的瀝青分布,分析認(rèn)為主要是原油裂解氣,與前人研究相一致,當(dāng)原油裂解成氣時,儲層的壓力會升高,飛仙關(guān)組儲層物性較差,輸導(dǎo)體的疏導(dǎo)效率較低,加上上覆蓋層分布穩(wěn)定,壓力難以釋放,故形成了高壓系統(tǒng),使得不斷產(chǎn)生的原油裂解氣難以再進(jìn)入到儲層中,從而形成的氣藏規(guī)模較小;而長興組西部、中部圈閉較整裝,白云巖加裂縫的輸導(dǎo)體系疏導(dǎo)效率較高,儲層連通性好,壓力得以平衡,天然氣可以不斷地進(jìn)行充注,易形成大規(guī)模氣藏,而東南部發(fā)育的獨(dú)立圈閉,氣水界面高低不一,高氣低水,氣水關(guān)系復(fù)雜,但基本上都是古油水界面低于現(xiàn)今氣水界面,說明了后期構(gòu)造運(yùn)動的改造作用可能使水層進(jìn)入儲層,氣體得以釋放,整體上壓力得以降低,最終形成常壓系統(tǒng)。 對于這類常壓圈閉來說,早期可以形成大規(guī)模的氣藏,但一旦和水層連通,氣藏規(guī)模容易減小。加上元壩構(gòu)造平緩,斷裂不發(fā)育,油氣水充注后的壓力系統(tǒng)得以較好的保存,最終形成了現(xiàn)今不同的壓力系統(tǒng)。

　　關(guān)鍵詞：天然氣,能源建設(shè),應(yīng)用技術(shù)

　　Abstract: the latest trap description results from yuan dam region, the group of feixianguan traps are mainly concentrated in the west, and relatively full. Changxing group trap in the west, middle is ready, many independent southeast development trap. According to the current statistical results show that pressure coefficient, pressure coefficient distribution around 1.0 changxing group, as the normal pressure system, the set of feixianguan pressure coefficient is greater than 1.3, for the high pressure system. Combination analysis (figure 2), in front of the changxing group and the group has a wide range of feixianguan asphalt distribution, analysis mainly crude oil cracking gas, consistent with previous studies, when crude oil cracking into gas, the reservoir pressure increases, the group have a poor reservoir property feixianguan, lose conductor channel efficiency is low, and covering layer stable distribution, stress release, thus formed the high pressure system, makes it hard for continuously produce cracking gas of crude oil and then into the reservoir, thus forming the gas reservoir of smaller; Central and western changxing group, trap is ready, dolomite and cracks conducting channel system of high efficiency, good reservoir connectivity, pressure balance, gas can be continuously for filling, easy to form a large-scale gas reservoir, the southeast and development of the independent trap, gas water interface level is differ, high gas and low water, complex gas-water relationship, but basically the ancient oil-water interface is lower than the current gas water interface, illustrates the late tectonic movement and transformation of role could make water into the reservoir, gas free, to reduce the overall pressure, eventually forming atmospheric system. For this kind of atmospheric trap, the early large-scale gas reservoir can be formed, but once the water layer and connected, gas reservoir scale easily. With gentle yuan dam construction, fracture development, oil and gas pressure after water filling system to better preserve, eventually formed the different pressure systems today.

　　Key words: natural gas, energy construction, application technology

　　1 地質(zhì)概況川

　　東北元壩地區(qū)位于四川盆地三級構(gòu)造九龍山背斜構(gòu)造帶東南側(cè)、通南巴背斜構(gòu)造帶西南側(cè)、川中平緩構(gòu)造帶北部的銜接部位,受3個構(gòu)造的遮擋,上二疊統(tǒng)長興組—下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組整體構(gòu)造平緩,構(gòu)造形變?nèi)?、斷裂不發(fā)育[1-3],主要為一個大型礁灘巖性氣藏,發(fā)育臺地邊緣礁灘相沉積[4-8]。 元壩氣田自2007年在上二疊統(tǒng)長興組獲得勘探突破以來,目前已成為我國埋藏最深、以臺地邊緣礁灘相儲層為主的海相大氣田,勘探形勢良好,并成為勘探家及學(xué)者的研究焦點(diǎn)。其中前人對長興組與飛仙關(guān)組氣源的觀點(diǎn)就不盡相同,有的認(rèn)為烴源來自上二疊統(tǒng)大隆組,也有人認(rèn)為來自志留系。 筆者通過分析發(fā)現(xiàn),元壩地區(qū)下三疊統(tǒng)嘉陵江組上部—中三疊統(tǒng)雷口坡組膏鹽巖為其穩(wěn)定的蓋層,斷裂不發(fā)育,首先排除陸相供源的可能性,而區(qū)域廣泛分布的上二疊統(tǒng)吳家坪組(P2w)和龍?zhí)督M(P2l)暗色泥灰?guī)r及黑色泥質(zhì)巖厚度大(40~80m);總有機(jī)碳含量值變化在0.27%~7.20%,平均值達(dá)2.90%[5],干酪根類型主要以混合型為主,為一套較好的烴源巖,同時選取對于高演化地區(qū)敏感性較好的碳同位素指標(biāo)分析[8],兩產(chǎn)氣層為海相油型氣,與下組合及陸源煤型氣不同源,另氣體儲層固體瀝青的δ13 C值介于-25.2‰~-28.5‰,與該區(qū)P2w和P2l烴源巖干酪根的δ13 C值(-26.5‰~-28.4‰)相近,分析認(rèn)為烴源主要為P2w和P2l泥質(zhì)巖。 從實際的測試情況來看,長興組主要為中高產(chǎn)工業(yè)氣流,而飛仙關(guān)組為低產(chǎn)工業(yè)氣流,兩主要產(chǎn)氣層產(chǎn)能存在較大差異。在氣源相同的條件下,二者測試產(chǎn)能差異非常大,探討其產(chǎn)能差異性的成因?qū)U(kuò)大該區(qū)天然氣勘探具有重要現(xiàn)實意義。

　　2 成藏差異性分析

　　2.1 儲層

　　2.1.1 儲層物性2.1.1.1 長興組 通過對儲層段193個巖心樣品的統(tǒng)計分析,儲層?15第?32卷第6期 地 質(zhì) 勘 探 孔隙度高者大于24.0%,低者小于1.0%,平均值高于5.0%,其中孔隙度大于2.5%的樣品占總樣品的80%左右,主要集中分布在2.5%~10.0%。滲透率最大值遠(yuǎn)高于1 000mD,主要集中分布于0.002~0.250mD和大于1.000mD這2個區(qū)間,明顯存在滲透率分異的現(xiàn)象(圖1-a)。 總體上,長興組儲層以中孔中高滲、低孔中低滲儲層為主,高孔高滲儲層次之,儲層物性較好,有利于油氣的高產(chǎn)富集。

　　2.1.1.2 飛仙關(guān)組 通過對儲層段123個樣品統(tǒng)計,儲層孔隙度最大值大于10.0%,最小值低于1.0%,平均值近4.0%,其中儲層主要分布在2.5%~5.0%,占55.28%。滲透率最大值同樣遠(yuǎn)高于1 000mD,以0.002~0.250mD為主,占72.50%。總體表現(xiàn)為低孔低滲儲層(圖1-b),由于裂縫溝通作用,局部發(fā)育高滲儲層,但相對于長興組來說,整體物性較差,油氣富集程度不及長興組。

　　2.1.2 儲層類型

　　2.1.2.1 長興組 元壩長興組受控于碳酸鹽巖臺地沉積體系[7-9],儲層主要發(fā)育于臺地邊緣礁灘相帶,巖性以溶孔白云巖、溶孔生屑白云巖、云質(zhì)生屑灰?guī)r為主,孔隙類型主要為晶間溶孔、晶間孔、生物體腔孔、溶蝕孔、洞及裂縫(圖2-a)。由于長興組主要為海退沉積,臺地邊緣礁灘高地貌區(qū)成為暴露淺灘[1],暴露作用使得白云石化、溶蝕作用等建設(shè)性成巖作用較強(qiáng)(表1),從而構(gòu)成了裂縫—孔隙型的儲集空間。 結(jié)合測井解釋統(tǒng)計分析表明,長興組主要以Ⅱ、Ⅲ類儲層為主(表2),儲層優(yōu)質(zhì)程度較高,利于油氣的高產(chǎn)富集。

　　2.1.2.2 飛仙關(guān)組 與長興組相比,元壩飛仙關(guān)組儲層主要發(fā)育于臺地邊緣鮞粒灘亞相[10-12],分布廣泛,主要發(fā)育于飛二段中,巖性以鮞?；?guī)r、砂屑灰?guī)r為主,孔隙類型以粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔為主(圖2-b),約占總孔隙的95%,其次為裂縫,約占總孔隙的5%,局部地方裂縫比較發(fā)育,這也是造成飛二段儲層局部滲透率較高的原因(圖1-b)。 從構(gòu)造演化來看,元壩飛二段沉積時期相對于鄰區(qū)二郎廟及龍崗地區(qū)地貌較低,只發(fā)育淺灘相鮞?；?guī)r,沒有明顯的暴露作用,白云石化作用很弱,石灰?guī)r壓實壓溶作用和膠結(jié)作用強(qiáng)烈,巖石很快致密,缺乏酸性流體有效運(yùn)移的通道。酸性流體的溶蝕作用很弱,多數(shù)巖石未見明顯的溶蝕現(xiàn)象,一方面可能與巖石致密化早、酸性流體運(yùn)移不暢有關(guān),另一方面也許與地層中酸性流體缺乏有關(guān),從而不能大面積地發(fā)生廣泛而充分的溶蝕作用。 局部見少量表生溶蝕孔隙,多數(shù)埋藏溶蝕孔隙或被瀝青全充填,或被后期方解石全充填而失去有效性,從而使得白云石化、溶蝕作用等建設(shè)性成巖作用較弱(表1),主要形成了孔隙型的儲集空間。結(jié)合測井解釋統(tǒng)計分析表明,飛仙關(guān)組以Ⅲ類儲層為主,僅局部發(fā)育Ⅱ類儲層(表2),儲層優(yōu)質(zhì)程度沒有長興組高,導(dǎo)致油氣富集程度沒有長興組高。

　　2.2 輸導(dǎo)體系

　　2.2.1 輸導(dǎo)體類型

　　2.2.1.1 長興組 通過大量薄片照片觀察分析,元壩長興組的輸導(dǎo)體主要由白云巖、白云質(zhì)灰?guī)r儲集體與裂縫構(gòu)成(圖2-a)。根據(jù)儲層段巖心物性的統(tǒng)計分析(圖3-a),樣品點(diǎn)的滲透率值存在較多異常高值,分析認(rèn)為與裂縫的發(fā)育情況有關(guān)。再結(jié)合成像測井來看(圖4-a),長興組礁蓋儲層成像測井動態(tài)圖像表現(xiàn)為塊狀、雜亂、裂縫及孔洞特征,高陡縫發(fā)育,水平縫次之,動態(tài)圖像的色級以黃褐色為主,少部分為亮白色,色級變化范圍較寬,但總體上色級以暗色段為主,故巖性較疏松,物性較好。裂縫與孔隙呈網(wǎng)狀交錯配置,高陡縫可有效溝通上下儲層,水平縫可使相對獨(dú)立的孔隙有效連通,從而有助于提高疏導(dǎo)體的立體疏導(dǎo)效率,增強(qiáng)儲層連通性,利于天然氣的有效運(yùn)移、聚集成藏。

　　2.2.1.2 飛仙關(guān)組 飛仙關(guān)組輸導(dǎo)體主要由鮞?；?guī)r儲集體和裂縫構(gòu)成(圖2-b)。根據(jù)儲層段巖心物性的統(tǒng)計分析(圖3-?17第?32卷第6期 地 質(zhì) 勘 探 b),絕大多數(shù)樣品點(diǎn)的孔滲相關(guān)性較好,只有極個別樣品點(diǎn)滲透率異常,說明飛仙關(guān)組的裂縫不發(fā)育,主要為孔隙型儲集空間。結(jié)合成像測井分析(圖4-b),與長興組相比,飛仙關(guān)組動態(tài)圖像表現(xiàn)為大套塊狀鮞?；?guī)r特征,裂縫相對不發(fā)育,動態(tài)圖像的色級以黃褐色為主,色級分布較穩(wěn)定,巖性較純而密,物性較差,裂縫與孔隙呈配置較差,輸導(dǎo)效率沒有長興組高。

　　2.2.2 裂縫成因及其與儲層孔隙的配置關(guān)系 前述研究表明,元壩長興組儲層裂縫發(fā)育,那么是什么控制了微裂縫的發(fā)育呢?分析與其特殊的構(gòu)造位置有關(guān),元壩雖位于川中平緩褶皺帶北緣,但處于南秦嶺米倉山推覆構(gòu)造南緣,大巴山弧形沖斷構(gòu)造帶西南側(cè)。這些構(gòu)造帶活動時應(yīng)力通過通南巴構(gòu)造帶和九龍山構(gòu)造帶的傳遞,到元壩構(gòu)造作用減弱,應(yīng)力大小雖未造成地層錯斷形成斷層,但造成了微裂縫的產(chǎn)生,加上元壩位于川中隆起的北斜坡,印支運(yùn)動晚期,3個方向的應(yīng)力形成合力,使微裂縫更加發(fā)育,改善了儲層性能。元壩晚期陸相淺層出現(xiàn)張性斷層,說明了晚期(喜山期)構(gòu)造應(yīng)力的加大,晚期的微裂縫更為發(fā)育[13]。 結(jié)合前述分析,元壩長興組與飛仙關(guān)組裂縫主要為構(gòu)造縫、層理縫及成巖縫,構(gòu)造縫主要起到溝通烴源巖與儲層以及連接上下儲層作用,為油氣運(yùn)移通道,同時與有效儲層結(jié)合起來構(gòu)成有效儲集空間,增強(qiáng)儲層縱向儲滲性能;層理縫主要起到油氣的側(cè)向疏導(dǎo)作用,有利于油氣的連片分布;成巖縫與構(gòu)造縫、層理縫形成網(wǎng)狀交錯輸導(dǎo)體系,進(jìn)一步提高疏導(dǎo)效率,有助于油氣的高效匯聚。

　　2.2.3 輸導(dǎo)模式 長興組與飛仙關(guān)組輸導(dǎo)模式(圖5)均屬于構(gòu)造節(jié)理縫溝通烴源巖與儲層并垂向輸導(dǎo),由層間節(jié)理縫和儲集體進(jìn)行側(cè)向輸導(dǎo)。而由前述分析知,長興組儲層巖性主要為白云巖、白云質(zhì)灰?guī)r,孔隙類型以晶間溶蝕孔、洞為主,裂縫發(fā)育,主要為Ⅱ、Ⅲ類儲層,儲層優(yōu)質(zhì)程度較高,而飛仙關(guān)組儲層巖性主要為鮞?；?guī)r、砂屑灰?guī)r,孔隙類型以粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔為主,僅局部發(fā)育裂縫,主要發(fā)育Ⅲ類儲層,總體上長興組白云巖加裂縫的輸導(dǎo)模式儲層連通性更好,輸導(dǎo)效率更高,更利于油氣高產(chǎn)富集。

　　時間配置關(guān)系 根據(jù)前人研究[8]分析表明,元壩上二疊統(tǒng)P2w、P2l烴源巖在晚三疊世進(jìn)入生烴門限,中侏羅世達(dá)到生烴高峰,而長興組儲集體從海西期末期就開始形成,故長興組有效儲集空間先于飛仙關(guān)組形成,可捕獲P2w、P2l烴源巖生成的油氣,從而油氣主要富集在長興組儲層中,飛仙關(guān)組僅捕獲到長興組轉(zhuǎn)移來的油氣。

　　空間配置關(guān)系 長興組儲層距離上二疊統(tǒng)P2w、P2l烴源巖距離更近,烴源巖可由構(gòu)造節(jié)理縫直接向長興組儲層供源,具有下生上儲的儲源配置關(guān)系,空間配置優(yōu)于飛仙關(guān)組儲層,故當(dāng)烴源巖排烴時,天然氣首先對長興組有效儲層進(jìn)行垂向充注,然后再由層間節(jié)理縫和白云巖、白云質(zhì)灰?guī)r儲集體側(cè)向輸導(dǎo),加上長興組儲層優(yōu)質(zhì)程度、輸導(dǎo)效率較高及常壓系統(tǒng)等特征都使得其更利于天然氣的富集,在生烴史與圈閉演化史匹配較好的保障下,最終易形成中高產(chǎn)天然氣藏。?193 結(jié)論 1)元壩地區(qū)嘉陵江組上部—雷口坡組膏鹽巖蓋層分布穩(wěn)定,長興組與飛仙關(guān)組氣藏氣源主要為吳家坪組(P2w)、龍?zhí)督M(P2l)烴源巖,儲層特征的差異導(dǎo)致了長興組主要為中高產(chǎn)天然氣藏,飛仙關(guān)組主要為低產(chǎn)氣藏。 2)輸導(dǎo)體系、壓力系統(tǒng)、儲源關(guān)系的不同,也對富集程度產(chǎn)生了一定影響。研究成果有利于明確該區(qū)礁灘儲層特征與油氣富集規(guī)律的關(guān)系以及挖掘潛在有利勘探區(qū)。