普光气田
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发布时间：2022-05-16 20:52
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时间：2024-03-02 01:07
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*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*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*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。
