普光气田 (普光气田)

普光气田是迄今为止中国南方已发现的气田中储量规模大、埋藏最深、资源丰度最高的特大型整装海相气田(马永生等，2010)。

6.1.1 气田概况

普光气田位于四川盆地东北部宣汉县境内，构造位置处于川东断褶带东北段的双石庙-普光构造带上，为一鼻状构造(图 6.1)。普光气藏为一构造-岩性复合型大型气藏，气藏圈闭面积45.6km2，主要含气层段为下三叠统飞仙关组及上二叠统长兴组，均为白云岩储层。主力烃源岩层系为中-下志留统和二叠系。气田发现于2003年，截至2005年已累计探明储量为2510.7×108m3。气田的基本参数见表6.1。

图6.1 四川盆地普光气田构造位置与气田飞仙关组四段底构造简图(据马永生，2006)

a—构造位置；b—构造简图

表6.1 普光气田基本参数表

续表

(据马永生，2006)

6.1.2 普光气田的发现

6.1.2.1 勘探阶段

四川盆地的规模性勘探始于20世纪50年代，普光气田所在的宣汉-达县地区的勘探也始于该时期。原四川石油管理局及原地质矿产部西南石油地质局曾先后开展了地面地质调查、构造详查、重力磁力普查、构造细测及地震勘探，发现了双石庙、雷音铺、东岳寨等构造，并实施了浅井钻井10余口。

20世纪80年代至90年代初期，随着川东地区天然气勘探取得重大突破，宣汉-达县地区也开始了大规模的油气勘探，开展了覆盖全区的二维数字地震普查，全区测网密度达2km×4km。选择了当时认为具油气勘探前景的局部构造——东岳寨构造进行了地震详查，测网密度达到1.5km×1.5km；并在双庙场构造试验性地开展了25.6km2三维地震勘探。通过这些工作，基本查明了区内的构造格局，并在双庙场构造部署施工了川岳83井，于下三叠统飞仙关组二段钻遇裂缝型储层，获工业气流，由此发现了东岳寨含气构造。与此同时，原四川石油管理局在研究区的双石庙构造完成双石1井，在双庙场构造完成雷西1井和雷西2井，3口深井均钻穿石炭系。以后又在东岳寨构造钻探了川岳84井，在付家山构造钻探了川付85井，在区块东南角的宣汉东构造钻探了七里23井(图6.1)。通过这个时期的勘探，完成了工区的地震概查和详查，钻探了深、浅探井共21口，虽然在发现的各构造主高点上都进行了钻探，但均未取得实质性突破。

2000年，中国石化集团进入川东地区勘探，地质学家们在对宣汉-达县地区的勘探历程和邻区渡口河、罗家寨、铁山坡等一批高产气田发现历程进行分析总结的基础上，对区内及周边地区的石油地质条件进行了深入研究。认为该区生烃与保存条件是好的，能否发现气田(尤其是大气田)的关键因素在于地下是否发育有优质储层；而前人“开江-梁平海槽”和以构造圈闭为主要钻探目标的认识限制了对该区的勘探。为此，又开展了大量的有针对性的野外地质、钻井岩心和区域地质条件研究。研究结果表明，宣汉-达县地区在晚二叠世长兴期-早三叠世飞仙关期沉积的礁、滩相孔隙型白云岩具备形成油气储层的基本地质条件；该区也是构造-岩性复合型圈闭发育的地区，因此制约气藏规模及储量丰度的主要因素是储层的厚度、分布面积和孔隙发育程度。

基于上述认识，以构造勘探为主的勘探思路已不适应，由此提出了“以长兴组-飞仙关组礁、滩孔隙型白云岩储层为主的构造-岩性复合型圈闭为勘探对象”的思路。针对深层的储层成像，重新部署实施了二维高分辩率地震勘探至1100km。所得高分辩率地震资料有效频带范围大致在8～125Hz之间，优势频带在20～80Hz之间，主要目的层附近频率为50～60Hz；地震反射波特征明显，波形较活跃，断层和构造形态清楚，满足了储层研究和综合评价的需要。此外，以沉积学、层序地层学与储层地质学方法为指导，开展了长兴期-飞仙关期岩相古地理及礁、滩相的展布规律研究，建立了沉积相模式，确定了主要储层类型。同时，在有利相带内，以地质模型为指导，利用地震相分析与特殊处理解释相结合的方法，开展了地质、钻井、测井、地震等多学科、多单位联合的储层横向预测研究工作，圈定了储层发育区，优选了钻探目标、优选了井位。

6.1.2.2 普光气田的发现

普光1井于2001年11月开钻，2003年5月钻达上二叠统长兴组顶部完钻。对下三叠统飞仙关组下部55m的储层段进行完井试气，产量达42.37×104m3/d，由此发现了普光气藏。随后，对普光地区部署实施了高精度三维地震。利用高品质的地震资料，开展了构造精细解释和储层定量预测，并开展了勘探阶段的气藏描述工作，提出了气藏整体评价部署方案。截至2005年，已经在普光构造完钻7井(普光1井至普光7井)，已测试的5口井均获得高产天然气流。

2006年2月，经国家储量委员会审查批准，普光长兴组-飞仙关组气藏探明储量为2510.7×108m3。由此发现了中国南方迄今为止规模最大、丰度最高的气田——普光大气田，随着评价勘探的进一步深入，气田规模将进一步扩大。

6.1.3 气田地质特征

6.1.3.1 天然气成藏条件

普光气田的主力烃源岩层系志留系和二叠系相继于早三叠世早、中期进入生烃门限，中侏罗世早期达到了生油高峰，中侏罗世晚期或晚侏罗世早期达到过成熟演化阶段，以产干气为主，并一直延续至渐新世。中-晚侏罗世，油气通过断裂(裂缝)、不整合面及各种孔洞(缝)组合的侧向和垂向输导体系，向上运移聚集至上二叠统长兴组-下三叠统飞仙关组白云岩中形成古油藏。之后，随着进一步埋藏和构造演化，油气藏发生化学改造(原油裂解和硫酸盐热还原反应)和物理改造(晚燕山期-喜马拉雅期构造作用，使气藏由北东高、西南低演变为北东低、西南高)，由此演变成现今的气藏。

6.1.3.2 构造-岩性复合型圈闭

东岳寨-普光背斜带是一个与逆冲断层有关的大型断背斜构造，普光气藏即处于该背斜带北段的相对低部位。在此构造南高点钻探的川岳83井和川岳84井，其飞仙关组、长兴组未发现孔隙性储层，而在构造低部位的普光1井、普光2井、普光3井和普光4井却发现了巨厚的白云岩储层和高产天然气流。这种差异主要是因台地边缘-台地相沉积与陆棚相沉积的分隔。台地边缘相和台地相在地震剖面上的反射清楚表明，相变带两侧的沉积与储层发育完全不同。普光气田的西侧受NE向逆冲断层控制，北侧与东侧受构造线控制，南部受相变带控制，是一受鼻状构造与相变线共同控制的构造-岩性复合型圈闭。

6.1.3.3 深层发育优质白云岩储层

普光气田飞仙关组储层的岩性主要为单一的白云岩(表6.2；图6.2)。据钻井密闭取心资料分析，储层物性以中等孔隙度和中等渗透率为主，储集性较好。储层段孔隙度介于2%～28.86%之间，平均值为8.11%，主要分布于6%～12%之间。

表6.2 普光气田生储盖层特征简表

图6.2 普光气田主要储层段连井剖面开发

(据马永生，2006)

按照《石油天然气储量计算规范》中的碳酸盐岩储层评价标准，普光气田长兴组-飞仙关组礁、滩相白云岩储层以II类(良)储层为主，占总储层段厚度的41%；III类(中)和I类(优)储层分别占29%和23%，IV类(差)储层仅占7%。

6.1.4 气藏流体特征

普光1井、普光2井和普光4、5、6井长兴组-飞仙关组各储层段经测试均获得了高产工业气流。测试结果表明，这5口井的飞仙关组和长兴组气层在压力系数、压力-深度关系图上具有较好的相关性(图6.2)，为同一温-压系统，总体呈现出同一个气藏的特点。气层压力系数为1.07～1.18，平均为1.10，为常压气藏特征。

普光气田成藏机理

普光气田位于四川省宣汉-达县境内，它包括普光、大湾、毛坝等已探明和部分探明的气田，也包括已获探井发现的老君、清溪场、双石庙、毛坝西等含气构造（图4-1），气田探矿权面积1116km2。普光气田自2003年普光1井发现工业气流，至2007年，仅用5年时间累计已提交探明地质储量3812.57×108m3，成为我国陆上海相发现的最大气田，主要产气层位为上二叠统长兴组和下三叠统飞仙关组，气藏类型为碳酸盐岩礁滩沉积组合的孔隙型构造-岩性气藏，也包含了部分陆棚相区的裂缝性气藏。

图4-1 普光气田区域构造位置及气田飞仙关组四段底构造简图

川东北宣汉-达县地区飞仙关组近两年来已发现了多个大型气藏群（普光、罗家寨、渡口河、铁山坡等）（冉隆辉等，2005；马永生等，2005），展示出中国海相碳酸盐岩巨大的勘探潜力。

普光气田位于四川盆地东北部宣汉-达县地区黄金口构造双石庙-普光构造带（图4-2），为一构造-岩性复合型大型气藏（图4-1）。主要含气层段为下三叠统飞仙关组及上二叠统长兴组，均为白云岩储层。气藏埋藏深度大，飞仙关组气藏中部埋深大于4980m。

图4-2 川东北宣汉-达县地区二叠系、三叠系礁滩气藏分布图（据马永生等，2005）

普光气田构造是中国石化原南方油气勘探项目经理部在川东地区实施勘探后，对前期勘探、研究成果进行了总结并综合分析认为，在宣汉-达县地区长兴组—飞仙关组具备形成礁、滩相孔隙型白云岩储层的基本条件，提出“以长兴组—飞仙关组礁、滩孔隙型白云岩储层为主的构造-岩性复合圈闭为勘探对象”的勘探思路（马永生、郭旭升、郭彤楼等，2000），于2001年部署了普光1井，随后在飞仙关组和长兴组钻遇厚层溶孔白云岩气层，飞仙关组完井测试获日产42.37×104m3高产天然气流。而后加快了勘探评价的步伐，提出了气藏整体评价部署方案，部署实施一批评价井，相继获得高产气流（表4-1）。根据普光气田2006年初已上报的储量公告，探明天然气地质储量3560.72×108m3，探明含气面积86.77km2，并发现优质的礁滩相白云岩储层，有效厚度400多米，单井产量达到128×104m3/d（马永生等，2006）。经过大湾、毛坝构造的两次勘探扩展，至2007年底该气田的累计探明天然气储量达3812.57×108m3。

普光气田是四川盆地在50年勘探过程中发现的最大气田，也是储量丰度最高的气田。随着普光气田含气边界的进一步确定和气田的整体探明，预计普光气田最终可获得的天然气探明储量将更大，这将成为我国海相碳酸盐岩层系最大的气藏，它也是我国碳酸盐岩层系内储量丰度最高、可采储量最大的气藏。普光大气田的发现进一步表明四川盆地海相碳酸盐岩具有巨大的勘探潜力。

普光气田的主要产层为飞仙关组，目前埋藏深度为4900～5800m（表4-1），是我国目前埋层深度最大的大型气田（表4-2）。飞仙关组发育的鲕粒白云岩，次生孔隙十分发育，孔隙度可高达20%以上，是罕见的深部优质孔隙型储层。根据埋藏史分析，飞仙关组在白垩纪末期埋深可到8000m，在埋深如此之大还能保存和发育孔隙，其形成机理值得探究，普光深部优质储层的发育也为其他地区深部油气勘探提供信心和决策依据。

表4-1 普光气田完钻井测试结果数据表

表4-2 四川盆地大型气田（储量＞300×108m3）的基础数据表

普光气田飞仙关组气藏横向上从普光1井到普光2井同属一个压力系统，纵向上从长兴组储层到飞三段储层同样属同一个压力系统，压力系数在1.0～1.12。根据普光1井、2井实测飞仙关组气藏地层温度，计算气藏地温梯度为2.18℃/100m，与川东地区平均地温梯度2℃/100m基本一致，普光气藏为一低温异常系统。普光气田属于典型的干气气藏，乙烷含量甚微，几乎不含丙烷，是中国最干的天然气。硫化氢含量在14%～17%左右，也是中国天然气中含硫化氢最高的气藏。深埋5000多米的碳酸盐岩储层孔隙度高达20%，优质储层厚度超过100m，是中国目前发现的厚度最大、次生孔隙最发育的碳酸盐岩储层。

图4-3 川东北地区飞仙关期沉积相图

发生于晚二叠世晚期的裂陷运动，在中上扬子地区北缘形成台内洼陷，在浅水陆棚和深水陆棚相区发育泥质和泥质碳酸盐岩沉积组合（图2-141，图4-3），形成了本区优质烃源岩，碳酸盐岩台地和台地边缘生物礁滩沉积组合后经多期暴露溶蚀和白云化作用形成了良好的储层，早三叠世中晚期及中三叠世的挤压运动使本区发育大面积的蒸发坪沉积，形成了优质天然气盖层以及中印支运动形成的古隆起为油气早期聚集成藏形成了良好的区域沉积、构造背景。

普光气田的形成与高产富集与该区多套烃源和优质烃源的多期次充注、巨厚的优质白云岩储层发育、疏导体系与生排烃过程的动态匹配，以及良好的后期油气保存条件有关。其中优质储层的发育是大气田形成的关键因素。

4.2.3.1 普光气田的气源

研究表明，普光气田的气源具多源特征，其气源主要是二叠系，气源既有来自烃源岩干酪根的热演化气，也有储层沥青热裂解气，但绝大部分气源还是来自古油藏的原油热裂解气。

60多个气样分析结果表明，普光气田飞仙关组和长兴组气藏天然气中烃类气体占83%左右，其中以甲烷为主，相对含量均高于99.5%；C2+以上重烃很少，多数低于1%；相应的干燥系数基本上都在0.99以上（表4-3），高者近于1.0，表征高热演化程度，在类型上属干气。这些天然气化学成分组成的一个特点是非烃气体含量高，其中主要是CO2和H2S；两者的平均含量分别达5.32%和11.95%。天然气中氮气的平均含量为2.74%。由于非烃气体丰富，因而天然气的相对密度较高，其平均值达0.7229kg/m3。

区内各构造带天然气的化学成分有较大的变化。东岳寨的川岳83井、84井及双庙场的双庙1井天然气中烃类气体占90%以上，N2、CO2等非烃气很少，基本不含H2S；其相对密度相应较低，两构造带平均值分别为0.5690kg/m3和0.6286kg/m3。而普光和毛坝场构造带天然气中烃类气体只有80%上下，而富含CO2和H2S；相应的密度较高，平均值分别为0.6720kg/m3和0.8226kg/m3。其中，毛坝场构造带只有毛坝3井长兴组气层富含H2S，毛坝1井、2井均很少；而普光构造带几个探井的飞仙关组和长兴组气层均见有高含量的H2S，平均值达20%以上，可能与储层的性质有关。

碳同位素分析结果表明，本区飞仙关和长兴组天然气的甲烷碳同位素较重，大多集中在-29‰～-33‰范围（表4-3），进一步说明天然气演化程度很高。相比之下，乙烷的碳同位素值分布范围相对较宽，高者大于-26‰，低者小于-33‰，主要分布在-28‰～-33‰之间。其中，普光和毛坝场的天然气乙烷碳同位素较重，东岳寨天然气较轻，反映出这些天然气成因和来源的复杂性。丙烷碳同位素与甲烷、乙烷相比其δ13C值显得很低，为-30.75‰～-33.75‰。从表4-3所列数据可看出，部分样品C1—C3烷烃气的碳同位素比值呈反向变化（倒转）。正常有机成因的天然气中呈δ13C＜δ13C2＜δ13C3分布（戴金星等，1993），而在这些天然气中这几个碳数烷烃气的碳同位素分布正相反，即δ13C1＞δ13C2＞δ13C3。

普光-毛坝场构造带飞仙关组、长兴组气藏所分析的天然气样品中，CO2碳同位素较重，其δ13C值分布在-5.81‰～3.3‰之间。与鄂尔多斯盆地上古生界天然气的CO2碳同位素（-5.18‰～-27.07‰）相比，这些天然气CO2碳同位素显得很重，可能与成熟度高及气藏的蚀变作用有关。同时可注意到，所分析的气样中CO2的δ13C值也存在一定的变化范围。通过与H2S的含量比较，发现CO2的碳同位素组成与之有关，H2S含量高的天然气中CO2的碳同位素较轻，而H2S含量低的样品中较重，其原因可能与气藏曾发生过TSR（硫酸盐热化学还原）作用有联系。

根据本区天然气样品的成因分类图，天然气样品点大都落在近Ⅱ型有机质的高演化区域内，因而可认为其成气母质主要为Ⅱ型有机质，为其高热演化阶段的产物。普光气藏天然气甲烷的相对含量比毛坝场和东岳寨气藏高。其原因可能与气藏TSR作用有关。

如表4-3数据所列，除TSR作用有所影响外，本地区飞仙关组与长兴组气藏之间天然气甲烷、乙烷碳同位素组成没有明显区别，意味着它们具有同源性。上三叠统和中侏罗统陆相地层中的天然气与海相地层的天然气有重要差别，它们的乙烷碳同位素偏重，δ13C2高于-28‰，表征煤型气成因，可能来自邻近的陆相腐殖型气源岩。本区飞仙关和长兴组天然气的化学成分和碳同位素组成与川东其他邻近气藏的同层位天然气没有明显差别。据文献资料（杨家静等，2002；谢增业等，2004b；Cai et a1.，2003）资料，川东渡口河、张家场、铁山、卧龙河、新市和板东等构造带长兴组—飞仙关组天然气主要也是干气，甲烷占总烃气的98.97%以上。它们的δ13C1为-29.83‰～-32.56‰，δ13C2为-26.99‰～-33.80‰，与本区同层位天然气相近，说明川东地区飞仙关组、长兴组气藏的天然气可能具有相同的气源。

在化学成分与碳同位素组成上，研究区飞仙关组、长兴组气藏天然气与川东石炭系气层存在一定差别。据王兰生等（2001）研究，川东石炭系大中型气田具有统一的气源，天然气非烃少，烃类气体含量高（94.5%～99.55%），明显高于飞仙关、长兴组天然气。它们的甲、乙烷碳同位素较轻，δ13C1为-31‰～-36‰，δ13C2为-33‰～-40‰，比飞仙关组、长兴组天然气低得多（图4-4）。另外，石炭系气藏中重烃含量相对较高（王顺玉等，2000a）。这说明两者具有不同的气源，同时也意味着区内二叠系及以上地层的天然气主力气源不太可能来源于石炭系之下的气源层。

如前所述，从化学组成和储层中富含沥青的事实看，这些天然气主要为古油藏原油裂解气；另一方面，其烷烃气系列中碳同位素存在倒转分布现象，表明有气源岩早期原油伴生气或晚期裂解气混入。对此，令人关注的问题是，古油藏原油（即现今的固体沥青）源于哪套烃源层?提供气源的烃源岩层位是二叠系还是志留系?就现有资料而言，通过天然气、沥青和烃源岩干酪根碳同位素进行对比来确定油气源是一种现实的方法。为此我们分析和收集了各时代烃源岩碳同位素资料。文献（王顺玉等，2000b）和本研究的资料表明，川东地区各时代烃源岩干酪根的碳同位素比值有明显差别。下侏罗统和上三叠统陆相烃源岩干酪根δ13C较高，分别变化在-24.4‰～-28.8‰和-24.3‰～-26.8‰范围；寒武系干酪根碳同位素最轻，δ13C值在-31.6‰～-35.0‰之间；二叠系和志留系烃源层干酪根δ13C介于上述两者之间（图4-5）。

表4-3 四川盆地川东北宣汉地区部分代表性天然气化学成分和碳同位素组成及其地球化学参数

图4-4 川东地区天然气δ13C1与δ13C2分布图

图4-5 川东地区各层系烃源岩干酪根和天然气乙烷、沥青碳同位素分布对比图

宣汉-达县地区飞仙关组和长兴组沥青碳同位素变化在-25.6‰～-27.8‰之间，按高热演化固体沥青的δ13C值一般高于源岩干酪根1‰～2‰的数量关系（Mache1等1995），其与本区上二叠统龙潭组泥质岩干酪根（-26.5‰～-28.2‰）具有很好对比性。结合它们生物标志物参数的一致性，可认为这些沥青的原始烃源来源于该套烃源层。所研究的飞仙关组和长兴组天然气乙烷碳同位素δ13C值大多分布在-28‰～-33‰范围，平均值为-29.3‰。由于乙烷的碳同位素不可能比其气源有机质重（Isaksen，2004），因而其主体气源不大可能来源于碳同位素更轻的寒武系地层（平均值-33.1‰）。对于高成熟天然气来说，它们应来自碳同位素接近（稍重，1‰～2‰）于乙烷的源岩。如区内须家河组干酪根δ13C值（约-25‰）比其天然气乙烷（-26‰）重1‰左右。从烃源岩碳同位素分布情况看，上、下二叠统及志留系烃源层都有可能为其气源层。但前已指出，飞仙关组、长兴组天然气与石炭系气层在乙烷碳同位素组成上有明显区别，因而基本可排除志留系地层为其主力气源层的可能性，主要气源应来自二叠系烃源层。

4.2.3.2 优质储层发育的控制因素

川东北地区飞仙关组气藏是中国目前发现的硫化氢含量最高的气藏（硫化氢含量在17%左右），也是深部碳酸盐岩储层最发育的气藏。储层以高孔、高渗为显著特征，孔隙度主要分布在8%～20%，渗透率主要分布在（1～1000）×10-3μm2（图4-6），二者间具有较好的相关性。这些高含硫化氢储层以礁滩沉积组合的白云岩为主，其中80%为次生溶蚀孔隙，溶蚀孔洞顺层分布，孔径较大，连通性好。优质储层的形成与分布受早期的沉积成岩相带控制，并与晚期的多期溶蚀包括浅埋藏和深埋藏条件下的各种溶蚀作用和TSR反应以及超压和构造作用相关。

图4-6 普光2井飞仙关组储层孔隙度、渗透率的分布特征及二者间的关系

（1）有利的沉积相带

有利的沉积相带是优质储层发育的基础，因为沉积相带不仅控制着沉积物的结构、组分和原生孔隙的发育程度，而且还影响着沉积后的成岩作用（孔隙水中的一些离子和与孔隙水作用的矿物来源于古沉积物质）。虽然原生孔隙在后期的压实和压溶过程中会大量损失，但残余的原生孔隙是溶蚀流体主要的运移通道，也是一些溶蚀孔隙的前身，还对次生孔隙的发育具有重要的作用。普光地区不同的沉积环境下，储层的发育也各不相同（表4-4），优质储层主要发育在浅海高能沉积环境下的原生孔隙发育的地区。普光气田长兴组—飞仙关组储层主要为浅海高能生物礁和鲕粒滩相沉积，原生骨架孔和粒间孔广泛发育，为次生溶蚀孔隙的发育打下了良好的基础。邻区的深水陆棚和碳酸盐岩台地沉积物多为比较致密的泥-粉晶白云岩或灰岩，原生孔隙不发育，一般不能发育成优质储层。

（2）同生期岩溶作用

同生期岩溶作用对碳酸盐岩储层的形成具有重要的贡献。普光地区长兴组—飞仙关组沉积阶段，海平面多期次旋回下降，使长兴组生物礁和飞仙关的鲕粒滩沉积不断暴露在大气水渗滤带，发生表生溶蚀。最易溶蚀的是一些不稳定矿物：文石、高镁方解石，其次是石膏和方解石（此阶段石膏的溶解度大于方解石）。形成的孔隙主要是铸模孔，包括鲕模孔和生物模孔，该阶段形成的鲕模孔多具有示底构造。

表4-4 沉积环境和原生孔隙发育情况

（3）早期白云化作用

白云岩具有有利于孔隙发育和保存的性质。由于白云石的比重比较大，白云化的过程可能有利于粒内孔和晶间孔的发育，而且相对于方解石来说，白云石的机械性能比较好，在压溶阶段方解石倾向于被压溶，白云石则倾向于被压裂，这种性质有利于白云岩中粒间孔的保存和裂缝的发育；而且白云岩裂缝易保持开启状态。国内外的研究和勘探实践也证实，随着埋藏深度的增加，白云岩中原生孔隙减少的速度比灰岩慢。

长兴晚期和飞一段—飞二段的淡水淋滤过程一方面产生了表生溶蚀孔隙，同时也形成了混合水环境，发生了早期混合水白云化作用。长兴组中期为海平面的持续上升期，有利于生物礁的持续生长，但不适于发生白云化，主要发育礁灰岩；长兴组后期海平面多期旋回变化，形成的礁滩混合储层不断暴露在大气环境中，形成混合水环境，发生了白云化作用，储层岩性主要为白云岩。长兴组中期和后期岩性的差别是长兴组后期发生混合水白云化成因的良好证据。飞一段—飞二段的鲕粒滩白云岩储层也具有混合水成因。早期形成的白云岩，有序度相对较低，但也具有一定的白云岩的性质，对原生孔隙还是起到了一定的保存作用。而且早期的白云化为后期埋藏白云化打下了基础，在深埋的过程中又不断进行了调整和重结晶，形成今天有序度较高结晶程度较好的白云岩。

（4）早期快速埋藏和烃类充注

研究表明持续浅埋—快速深埋过程有利于储层的发育。普光气田长兴组—飞仙关组早期埋藏不仅是快速埋藏，而且快速埋藏末期和烃类充注具有良好匹配关系这更有利于原生孔隙的保存。

川东北地区受早印支运动的影响，早三叠世开始大幅度沉降（图4-7），飞仙关组和嘉陵江组沉积了近2000m厚的沉积物。到晚三叠世，长兴组—飞仙关组快速埋藏到3000m左右，此时志留系烃源岩开始进入生烃门限，有机酸和一些烃类物质开始逐渐侵入储层，改变了孔隙水的性质使呈弱酸性，抑制了碳酸盐岩的胶结作用，更好地保持了原生孔隙。

（5）有机酸的溶蚀作用

有机酸是造成碳酸盐岩储层深埋溶蚀的主要应力之一，普光地区在晚三叠世时志留系烃源岩开始进入生油门限，有机酸和烃类进入储层，对保存下来的原生孔隙进行扩容或增加新的溶蚀孔隙。因为有机酸的酸性有限，增加的溶蚀孔隙也有限，该期形成的溶蚀孔隙多被沥青填充或半填充（图4-8b，c）。随着埋深继续增加温度升高，有机酸开始发生脱羧反应，产生CO2，腐蚀性逐渐减弱，地层水的化学性质逐渐过渡为受CO2等酸性气体的控制。

图4-7 普光2井埋藏历史曲线

（6）TSR造成的溶蚀作用

普光气田天然气具有H2S含量高（＞14%）的特点，研究证明该区的H2S主要是硫酸盐热化学还原反应（TSR）造成的。TSR是指高温条件下（一般大于120℃），烃类和硫酸盐反应，硫酸根离子被还原，烃类被氧化，生成H2S和CO2，并常见金属硫化物（黄铁矿、闪锌矿等）伴生。普光长兴组—飞仙关组多层薄的膏盐岩夹层提供了充足的硫酸根来源，古油藏的早期充注提供了充分的烃类物质，再加上从侏罗系开始储层温度就一直在120℃以上，为TSR提供了充足的反应时间，这些条件表明普光气田具备发生TSR反应的条件。TSR反应可能从两方面来改善储层的性质：一方面是白云化，另一方面是溶蚀作用。

TSR反应大量消耗孔隙水中的SO42-离子，SO42-离子的减少会降低白云石的溶解度。已有研究表明浅埋环境下，硫化细菌引起的硫酸盐还原作用（BSR）会引发白云石的沉淀，也有研究表明硫酸盐热化学还原反应会引发鞍状白云石的产生。普光气田优质的白云岩储层，除了早期混合水白云化成因外，也发生了后期的埋藏白云化，在扫描电镜下，可见晶形良好的白云石和鞍状白云石，它是典型后期埋藏白云化的产物，TSR则可能是其埋藏白云化的动力因素之一。

TSR反应对储层的溶蚀作用主要是通过H2S来改变储层孔隙水的性质。目前关于H2S溶蚀机理存在有多种解释，最广为接受观点认为H2S和孔隙水中的碱金属阳离子反应，生成金属硫化物并游离出H+，金属硫化物的溶解度特别低，S2-遇到金属阳离子就能快速沉淀，如果有充足的H2S和阳离子，游离出的大量H+和其他酸根离子结合，便可生成大量的具有腐蚀性的酸，对碳酸盐岩储层造成强烈的溶蚀；若阳离子不充分，H2S也会溶于水生成的氢硫酸，对碳酸盐岩具有强烈的腐蚀作用，而且模拟试验也证实了硫化氢对碳酸盐岩储层具有十分强烈的溶蚀作用。

普光长兴组—飞仙关组孔壁和裂缝处可见分散的黄铁矿，说明该区发生了H2S和金属阳离子的反应，而且黄铁矿的硫同位素分析也证实该硫来自于TSR反应形成的硫化氢。川东北地区高含H2S气藏对比研究发现其白云岩储层孔隙的发育程度与气藏中H2S的浓度成正比，即硫化氢含量越高，储层的次生孔隙越发育，有效储层的厚度和优质储层的厚度也越大，这说明了H2S对储层起到了强烈的溶蚀作用，这也是普光地区飞仙关组—长兴组优质白云岩储层形成的最重要机制。该阶段形成的次生孔隙溶蚀面比较干净（图4-8d），溶蚀孔洞较高大。

（7）超压作用

原油裂解成气会产生强烈的增压效应。理论计算表明，理想封闭系统内，1%体积的原油裂解产生的气体可使储层压力达到静岩压力。模拟实验表明，在标准温度、压力条件下，单位体积的标准原油可裂解产生534.3体积的气体。超压对次生孔隙的发育和保存具有积极的作用：①超压可以增大酸性气体（CO2和H2S等）在地层水中的溶解度，增强地层水的腐蚀性；②超压在一定阶段可以产生微裂缝，使储层孔隙间的连通性大大提高，改善储层性质；③超压可以支撑次生孔隙，使其在埋深的过程中不被压实，起到良好的孔隙保持作用。

图4-8 普光气田储层微观特征

普光气藏TSR广泛发生，致使气藏的压力演化不同于一般气藏。TSR对储层压力的影响表现在两个方面，首先在TSR反应过程中，硫酸根离子和重烃先发生反应，这使TSR作为烃类热裂解的催化剂，不仅加速了烃类裂解成气而且还可以使烃类裂解比较充分，理论上会造成比一般热裂解更大的超压。TSR产生的H2S造成的溶蚀会增大气体的存储空间，随着烃类裂解压力不断增大，H2S和CO2在孔隙水中的溶解度也在不断增大，更增强了溶蚀效应，增大存储空间，对压力增长起到负效应。川东北气藏的对比研究表明，高含H2S气藏都不属于高压气藏，而且储层的压力系数和H2S浓度成反比，这说明了TSR最终对超压起到的负效应也非常显著，因此普光气田经历过从超压到卸压的过程。

（8）构造运动的影响

对普光气田长兴组—飞仙关组储层来说，构造运动对其次生孔隙的影响主要表现在构造裂缝作用和构造抬升作用两个方面。构造微裂缝是埋藏溶蚀流体和烃类运移的重要通道，一些次生溶蚀孔隙多沿裂缝发育（图4-8e），烃类充注前形成的裂缝多见沥青充填现象，烃类充注后形成的裂缝多见方解石脉充填现象（图4-8f）。长兴组—飞仙关组发生了5期断裂活动，两期为张性破裂，三期为压性破裂，形成了张性裂缝和压性微裂缝。这些微孔隙的发育很好的改善了储层的连通性，增大了储层有效的储集空间。

构造抬升作用主要发生在晚白垩世以后，TSR反应已经广泛发生，储层埋深从7000多米上升到5000m左右。构造抬升使储层温度降低，增大了H2S和CO2在孔隙水中的溶解度，增强了孔隙水的溶蚀能力，增加了次生孔隙的发育。

由此来看，普光气田优质储层的发育是在有利沉积相带的基础上，经多因素相互影响，共同控制的结果（图4-8）。

普光气田长兴组的生物礁滩沉积相、飞仙关组鲕粒滩沉积相和同生期多期大气淡水的淋滤，不仅使长兴组—飞仙关组沉积原生孔隙大量发育，同时还发生了同生期混合水白云化，为后期次生孔隙和白云化的发生打下了坚实的基础。早期的白云化和快速深埋更使一部分原生孔隙得以有效保存，这对普光优质储层的发育作出了贡献。

有机酸溶蚀和TSR溶蚀是普光优质储层次生孔隙大量发育的关键控制因素，普光气藏烃类充注时间早和储层相互作用时间长，烃类充注后储层又经历了大幅度深埋，有机质热演化程度高，TSR不仅对有机质热演化起到了催化作用，更加强了烃类的热演化和成岩作用的相互影响，对储层造成了强烈的溶蚀。

关于硫化氢的溶蚀机理。硫化氢在水中的溶解度很大，在0℃和一个绝对大气压下，一个单位体积的水可以溶解4.3个单位标准体积的H2S气体。大量硫化氢溶于水后形成氢硫酸，这些酸性溶液储存在岩石的孔隙中，与围岩长期发生流体-岩石相互作用（或反应），从而造成碳酸盐岩的埋藏溶蚀现象。而以硫化氢为主要成分的酸性流体是川东北飞仙关组深部储层发生的岩溶的主要腐蚀性流体。硫化氢的溶蚀作用在高温作用下更强烈。由于方解石和白云石随着温度和压力的升高，溶解反应的吉布斯自由能降低，因而溶解反应增强；而在相同温度和压力的地质条件下，白云石较方解石更易溶蚀并形成次生孔隙，因此对于以白云石组成为主的川东北飞仙关组，在埋藏溶蚀过程中，更易于形成次生溶蚀孔隙；而且这些储层都曾经历过160℃（包裹体资料证实）左右的高温，部分可达200℃，因此其溶蚀作用是相当强烈的。

飞仙关组储层（主要是飞一段—飞三段）的上部是厚层的膏盐岩盖层（飞四段及其上覆的嘉陵江组和雷口坡组），由于膏盐岩层的塑性和致密性，迫使TSR过程产生的热量和酸性流体只能由高热能区向低势能区作水平运移，即地下酸性流体的径流方向局限在储层内部进行压力和能量传递。这种水动力条件，决定了流体-岩石相互作用具水平层状分布的特点，即溶孔沿水流压降方向顺层发育，从而造成溶蚀孔洞呈层状发育的特点。川东北普光大型气田普光2井飞仙关组储层次生孔洞的发育特点充分表明了地下深部酸性流体在上覆膏盐岩盖层的屏蔽遮挡下发生流体-岩石相互作用的特点。大型溶蚀孔洞呈层状分布，连通性较好，在扫描电镜下也可以清晰地看到大型溶蚀孔洞并互相连通（图4-9）。

图4-9 川东北普光2井飞仙关组储层岩心侧面照片及扫描电镜下孔洞特征

川东北飞仙关组储层沥青相对较发育，显微镜下储层沥青的分布特点与常规储层沥青分布不同。一般含油气储层的储层沥青分布在溶蚀孔隙或原生孔隙的边缘，而川东北飞仙关组储层沥青往往分布在孔隙的中央，很少出现在孔隙的边缘，这说明储层沥青干化后次生孔隙仍在继续发育。

在通常情况下，烃类侵入储层后有可能直接或间接地参与到矿物的成岩作用之中，流体与岩石之间发生相互作用，促进次生孔隙的发育，因此埋藏有机酸性流体的溶蚀作用对油气储层的改善是被大家所广泛接受的，其形成的次生溶蚀孔隙也往往随着原油的沥青化而消失，从而呈现出沥青分布于孔隙边缘的特点（图4-10上排），这也标志着有机酸溶蚀作用的结束。

图4-10 普光飞仙关组优质储层的次生孔洞与沥青的分布关系

川东北飞仙关组在油气进入储层时也同样发生了有机酸的溶蚀作用，但相对于后期硫化氢的溶蚀作用就不那么强烈了。从飞仙关组高含硫化氢储层的微观特征来看，储层沥青普遍分布于溶蚀孔隙的中间部位或次生孔隙中无沥青充填物（图4-10中排和下排），这说明硫化氢对储层的溶蚀作用，既可以在原有孔隙基础上进行改造和扩容，形成更大的溶蚀孔洞，也可能形成新的溶蚀孔隙。

硫化氢的溶蚀改造作用造成碳酸盐岩骨架颗粒的溶蚀，造成地层水中溶解有大量的钙离子等；而TSR热化学反应过程中形成硫化氢的同时也形成了CO2，大量CO2在水中溶解并与钙离子结合必将产生方解石等碳酸盐沉淀，在电镜下可以看到后期次生方解石交代白云石的现象。而这些白云岩溶洞中的次生方解石晶体的碳同位素值明显偏负，δ13C分布在-10.3‰～-18.2‰之间，与地层碳酸盐有较大差异。由于这些次生方解石（CaCO3）的碳来自于有机烃类，通过TSR反应形成CO2并溶于水后与钙离子结合，从而形成次生方解石δ13C异常偏负的现象（图4-11）。这些次生方解石多数分布在白云石的溶蚀坑洞周围，是硫化氢溶蚀后的岩石学证据。

图4-11 川东北地区飞仙关组碳酸盐岩的碳、氧同位素组成与TSR关系

研究发现，相同沉积成岩条件下的储层，不含硫化氢的储层明显没有含硫化氢储层的储集性能好，而且硫化氢含量越高，其次生溶蚀孔隙也更发育。川东北高含硫化氢区块普遍对应了优质储层，而不含硫化氢区块的储层性质明显偏差，几乎不发育优质储层，储层的孔隙度一般小于5%，有效储层厚度也明显偏小。特别是在深部，高含硫化氢区块储层性质更好，说明高温有利于硫化氢对储层溶蚀的作用。川东北飞仙关组储层次生孔隙的发育特征及其与硫化氢分布的关系，充分说明了硫化氢对碳酸盐岩深部优质储层的形成具有重要的改造作用。

硫化氢对碳酸盐岩的溶蚀模拟试验，清晰地展现了硫化氢所形成的酸性流体对碳酸盐岩的溶蚀作用及溶蚀强度，溶蚀后岩石孔隙度、渗透率的大幅提升是硫化氢溶蚀效果的最直接体现，揭示了高含硫地区优质储层的发育机理。

4.2.3.3 普光气田成藏史

在早—中印支期，二叠系烃源岩开始进入生排烃期，开江古隆起及其周缘斜坡地带成为油气运移的有利指向区，来自于大巴山和米仓山山前坳陷区及城口海槽的油气，通过不整合和断裂输导体系向开江古隆起及其斜坡上的石炭系和长兴组—飞仙关组的储层中汇聚，形成了川东北地区的古油气藏（图2-252）。

晚印支期—早燕山期，普光古油藏埋深大约达到4400m（地温160℃），其内部的原油开始发生热裂解作用，并一直持续到中燕山期地温达到200℃的时候裂解完毕。古油藏实现油向气转化的同时也接受了部分源岩干酪根热降解气的充注。该期也是TSR作用对普光气藏内部流体和储层岩石性质进行化学改造的主要阶段，TSR的改造主要表现在以下4个方面：

1）对烃类的选择性消耗及其碳同位素的蚀变：使气藏的天然气重烃含量减少，TSR附产物的含量增加，天然气干燥系数增大，烃类碳同位素值变重。

2）TSR相关流体（烃类和H2S等）与储层岩石之间的相互作用使储层被溶蚀和硬石膏发生蚀变，造成储层孔隙度增大，从而对改善其物性具有重要意义。

3）对原生地层水的改造：使地层水被TSR产生的大量淡水稀释，造成其盐度降低，从而导致川东北地区普光等高含、特高含H2S气藏内部的地层水绝大多数为TSR作用的生成物；同时由于TSR生成的淡水的加入，使地层水随着TSR作用的不断进行对碳酸盐始终处于欠饱和状态，从而使H2S对储层的溶蚀作用持续进行下去。

4）TSR产物对储层的溶蚀-扩容效应及其消耗作用造成气藏圈闭充满度降低。

强烈的喜马拉雅运动对燕山期形成的气藏有明显的改造。抬升、剥蚀作用使气藏埋深变浅、温度降低，TSR反应终止。对燕山期构造的改造以及喜马拉雅期不同期次、不同方向构造的叠加、复合，使气藏圈闭形态改变、高点迁移，从而造成气藏的调整、改造，最终定型为现今的气藏。

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