0 引言
2020年5月，位于四川盆地川中古隆起北侧斜坡区（以下简称北斜坡）的蓬探1井于灯影组二段获121.98×104 m3/d的高产气流［1］，证实了斜坡构造背景下的岩性圈闭同样具备大气藏形成的条件。相对于高石梯—磨溪古隆起地区（以下简称高—磨地区）灯影组发育的穹状构造—地层圈闭气藏，斜坡部位发育的岩性圈闭封堵油气的能力是否有效，成为制约其天然气成藏规模和勘探成效的重要因素。
对于顶部盖层的封盖能力评价已取得较多的研究成果，其中包括盖层排替压力的计算［2-4］、气藏盖层的分类［5-6］、筇竹寺组泥页岩的突破压力分析［7］和基于泥岩脆性与构造应变的盖层评价［8］。对于碳酸盐岩盖层，泥质含量被认为是控制其封闭性能的主要因素［9-11］。显然以上分析都只是针对于油气藏的顶部盖层，而对于斜坡区岩性气藏至关重要的侧向封堵条件有效性却缺少相关研究。这将直接影响碳酸盐岩斜坡部位的气藏能否有效保存，进而影响川中古隆起北斜坡区震旦系天然气勘探的进程。为此，本文在前人对顶部盖层封堵有效性研究的基础上，引入斜坡区上倾角分量分析，并通过地质背景分析和单井模拟，探讨圈闭顶部盖层与围岩的保存能力，分析蓬探1井灯二段气藏在垂向和侧向的封堵有效性，以期为川中古隆起北斜坡区的油气成藏综合研究和进一步的勘探工作提供理论支撑。
1 研究区地质背景
2 蓬探1井气藏解剖
2.1 成藏地质要素特征
蓬探1井灯二段天然气甲烷含量为92.83%，非烃气体以二氧化碳（4.42%）和硫化氢（2.11%）为主，为古油藏原油裂解气［17-18］。岩心中大量发育的储层固体沥青也证实了历史过程中油藏的富集［图3（a），图3（c）—图3（f）］。天然气甲烷碳同位素值为-34.7‰，与高—磨地区灯二段气藏呈现出一定的差异（-33.9‰~-32.0‰，均值为-33.06‰）［18，22］。赵文智等［22］基于天然气氢同位素特征，分析了寒武系筇竹寺组烃源岩和震旦系烃源岩对研究区油气藏的贡献程度。基于寒武系源岩（δ2H=-133‰）和震旦系源岩（δ2H=-153‰）端元贡献的氢同位素，PT1井灯二段主力烃源岩为筇竹寺组泥页岩（贡献约为65%）。筇竹寺组泥页岩在北斜坡地区厚度更大［17，21］，震旦系灯影组三段和陡山沱组烃源岩在川中地区虽然规模和厚度明显低于筇竹寺组，但古隆起的斜坡部位源岩厚度仍高于古隆起核部［22-24］。蓬探1井灯二段储层以丘滩复合体沉积亚相为主［1］，具滩间海与水体变浅形成丘滩体沉积的旋回演化过程［图1（b）］。储层岩性主要为藻凝块云岩、砂屑云岩和藻叠层云岩，气藏发育段取心可见小型溶孔和大型残余孔洞发育［图3（a），图3（b），图3（d），图3（e）］。
图3 蓬探1井灯二段岩心及薄片特征（a）蓬探1井， 5 729.44~5 729.49 m， 残余溶蚀孔洞发育， 储层沥青充填程度高； （b）蓬探1井， 5 773.68~5 773.73 m， 发育较大的残余孔洞（箭头所指）； （c）蓬探1井， 5 744.9 m， 扫描电镜， 残余孔隙与沥青发育； （d）、（e）蓬探1井， 5 729.94 m， 蓝色铸体， 残余孔隙发育， 储层沥青充填程度高； （f）储层沥青能谱数据， 对应（c）中红色框 Fig. 3 Characteristics of cores and thin slices of the Z2 dn 2 in Well Pengtan-1 |
2.2 油气演化过程分析
基于PetroMod一维模拟表明，蓬探1井筇竹寺组主力烃源岩自志留纪末其热演化程度大于0.5%，第一次小规模生烃随之开始（图4）。海西期的构造抬升作用使源岩的生烃过程停滞；至晚二叠世—早三叠世，伴随地层快速深埋和峨眉山热效应下大地热流值的急剧升高［25］，大规模的液态烃生成并排出进入岩性圈闭聚集。原油热裂解的实质为液态烃类组分形成更稳定的富氢甲烷气体和富碳储层固体沥青残余物的化学动力学过程［26］。侏罗纪—早白垩世，在超过200 ℃的储层温度下，震旦系灯影组古油藏开始大规模的热裂解转化为气藏。伴随后期进一步的热演化历程，重烃气体裂解最终产生大量的甲烷气体，并在原位残余储层固体沥青［图3（a），图3（c）—图3（f）］。
3 评价方法的建立
式中：P e和P cv分别为气藏剩余压力和顶部盖层排替压力，MPa；Z cv和Z分别为顶部盖层和气藏埋深，m；V 1为顶部盖层的泥质含量；K为气藏压力系数；ρ w为地层水密度，g/cm3；a、b为地区特定参数。
若P e>P cv，则表示盖层封盖无效。对于研究区斜坡部位的岩性圈闭，引入侧向倾角θ，可得到顶部盖层与侧向围岩封闭能力的评价方法［图5（b）］。通过P ev与P cv、P el与P cl的关系分析其保存能力：
式中：P el和P ev分别为气藏剩余压力在侧向和垂向的分量，MPa；P cl为侧向围岩的排替压力，MPa；研究区灯二段岩性圈闭的侧向围岩为泥晶云岩，因此对P cl的计算引入LAN等［28］对塔里木盆地塔中地区鹰山组白云岩盖层实测排替压力建立的拟合关系。φ为侧向碳酸盐岩围岩的孔隙度，%。若P el>P cl，则侧向封堵无效，P ev>P cv则表明垂向封堵无效。
实际评价中具体参数的获取如下：①a、b值以及筇竹寺组的排替压力演化，参考高—磨地区筇竹寺组泥页岩饱和煤油测得并校正的排替压力与泥质含量关系［29］。排替压力只取决于最大连通孔隙具有的毛细管压力，其演变受控于埋深和压实成岩的程度［30］。②岩性圈闭侧向上倾角θ利用PT1井所处灯二段顶部构造梯度整体计算的地层倾角近似代替。古构造演变历史表明北斜坡地区与隆起核部高—磨地区的构造幅度差异自印支期开始逐渐增加，并在中白垩世定型。晚期发生抬升但整体稳定，当前北斜坡的地层倾角为历史时期最大［15］，因此θ值定义为现今的地层倾角（约2.504°）。③灯二段顶部界面的埋藏深度演变基于PetroMod软件模拟（图4）。④K值参考高—磨地区灯二段气藏的压力演化背景［31-32］，并基于PetroMod软件开展蓬探1井灯二段气藏压力演化模拟，ρ w值取1.02 g/cm3。⑤下寒武统筇竹寺组泥页岩泥质含量高，V 1值取1.0。φ值基于测井孔隙度最高占比取0.7%［图6（a）］。蓬探1井灯二段不同沉积微相的孔隙度和泥质含量分布表明，气层发育层段的孔隙度远远高于滩间海致密层（泥晶云岩）。此外，泥晶云岩的泥质含量相对丘滩体沉积物也更高，两者分别为0.10%~10.12%和0.10%~5.22%［图6（b）］。
4 保存有效性分析
4.1 气藏剩余压力演化特征
灯二段气藏剩余压力在古油藏裂解发生以前为0。随着埋深增加，储层温度和热演化程度达到了古油藏热裂解的门限。灯二段的超压幅度随着侏罗纪—白垩纪的快速沉降和裂解气体的大量生成而逐渐增加。原油的化学组成不同，其裂解产物总量略有差别［33］，但总体来说在标准状态下1 m3原油裂解可生成534~710 m3天然气［34］。伴随着古油藏原油裂解程度的不断增加，气藏压力系数逐渐达到最大（约为1.69），剩余压力最高可达55 MPa［32］。蓬探1井该时期在垂向与侧向上剩余压力的分量分别为55 MPa和2.4 MPa［图7（a），图7（b）］。100 Ma至今，随着川中地区地层的整体构造抬升，气藏温度逐渐下降（图4），伴随部分烃类气体的散失作用，气藏剩余压力降低。现今气藏中部的地层压力系数为1.1~1.12，在垂向和侧向上剩余压力分量约为7.32 MPa和0.32 MPa。
4.2 气藏封隔层排替压力演化特征
4.3 北斜坡灯二段气藏保存有效性分析
泥页岩的脆性强度往往随着地层的抬升而增加，使得脆性破裂更容易发生。基于筇竹寺组页岩脆性和超固结比分析，认为4 km以下不易发生脆性破裂因而保存条件好［8］。蓬探1井筇竹寺组自生烃后埋藏深度皆大于此标准（图4），晚期整体稳定的抬升和剥蚀并未造成脆性破裂，因而现今保存条件良好。切穿圈闭的断层层位对接和活动历史，对油气藏的形成以及后期保存具有重要意义。川中地区发育北西向的大型走滑断裂带［19］，形成于震旦纪并存在加里东期—海西期的继承性活动［19，42-43］。走滑性质的断裂附有垂向的错断位移，但整体较小。表现为寒武系断距较大，至上覆二叠系无明显的错断［42］。因此断裂对油气保存的影响可能主要体现在早期活动性强，有效沟通了纵向上多个层系，对研究区纵向多层系的古油藏形成具有建设作用；而在晚期至今随着走滑活动的减弱，对气藏的保存有利。
5 对北斜坡油气勘探的启示意义
川中古隆起高—磨含气区灯影组气藏富集区面积达7 500 km2，探明储量约为6 000×108 m3（截至2019年底）［44］。即使现今高—磨含气区和北斜坡（太和气区）灯二段气藏的类型存在显著差异，但基于排替压力与气藏剩余压力的分析表明，2个地区的圈闭保存能力在本质上是相似的。即斜坡区侧向的保存能力始终有效，与高—磨含气区一样，关键在于顶部泥页岩的保存能力。通过类比高—磨地区灯影组顶部盖层保存的有效性，有理由认为北斜坡地区同样具有高效的气藏保存条件。此外，北斜坡发育更厚层的筇竹寺组泥页岩，这更弥补了顶部盖层的保存能力，使得大规模裂解气形成时期天然气的逸散程度更低。已有研究表明北斜坡灯影组台缘带质量高、范围大且储层条件优越［17］。因此在源岩质量更高的北斜坡部位，震旦系天然气资源前景相对高—磨地区更加优越。
6 结论
（1）川中古隆起北斜坡地区灯影组岩性气藏受顶部筇竹寺组泥页岩和侧向滩间海较低能水体形成的泥晶云岩共同封堵。通过引入地层倾角，基于气藏剩余压力和围岩排替压力在垂向与侧向的分量，建立了适用于斜坡背景下的岩性圈闭保存条件评价方法。
（2）北斜坡灯影组经历了早期古油藏和裂解气藏的演化过程。气藏剩余压力在大规模裂解气形成时期达到最大（约为55 MPa），随后逐渐降低，现今压力系数约为1.1~1.12。晚二叠世—早三叠世古油藏形成阶段，北斜坡灯二段油藏微观尺度的保存能力良好。侏罗纪—白垩纪裂解气藏形成阶段，急剧升高的气藏剩余压力使得顶部筇竹寺组泥页岩的封堵暂时失效，天然气从顶部微裂隙和不整合面逸散。岩性圈闭上倾侧向发育的泥晶云岩泥质含量高（最高超过10%），相比丘滩体沉积物更加致密。该类泥晶云岩的排替压力始终大于气藏剩余压力分量，使得侧向封闭性始终有效。
（3）泥晶云岩等滩间致密沉积物良好的封堵油气能力，使得北斜坡地区和高—磨地区灯影组岩性气藏的保存条件要素实质相似。北斜坡地区具备更优质的筇竹寺组源岩和优势的台缘滩体储层，因而更加具备成为大型含气区的有利条件。
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