普光气田成藏机理 页岩气的成藏机理
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。
理论创新与技术进步是海相大油气田发现的重要基础~
从20世纪40年代我国老一辈地质家提出陆相生油观点以来，相继在我国西部发现了几个油气田，为我国现代石油工业打下了初步基础。新中国成立后，为了甩掉贫油的帽子，石油工业有了4次重大的飞跃。一是石油勘探战略东移，在松辽盆地发现了大庆油田，说明了陆相地层不仅能生油，而且可形成巨型油田。二是渤海湾盆地的突破，通过对复杂断陷盆地群的勘探实践，发展总结出复式油气聚集带理论，形成了中国东部的石油生产基地，到1978年原油产量已超过1亿吨。三是在改革开放以后，我国沿海大陆架对外开发，与国外各大石油公司合作勘探开发，在南海、东海、渤海海域，相继发现了大中型油气田，推动了海域油气勘探的进展。四是80年代末期，在“稳定东部，发展西部”的方针指引下，对我国中西部各大型沉积盆地加大勘探力度，在塔里木、鄂尔多斯、准噶尔、四川、吐哈、柴达木等盆地取得了重大进展。
国外海相碳酸盐岩层系油气田的烃源岩主要是侏罗纪以来高有机碳含量的页岩，储层主要是白垩纪以来的灰岩和古生代的白云岩，盖层主要为泥页岩和蒸发岩，大型油气富集区油气成藏比较晚。与国外优越的石油地质条件相比，我国海相碳酸盐岩层系形成时间早、地层时代老，烃源岩经历了长期演化和复杂生烃过程、热演化程度高，勘探目的层埋藏深。多期构造活动的叠加导致多期生烃过程、油气输导体系演化与运聚机理及油气多期成藏与保存机理等基础理论问题研究薄弱，严重制约了我国海相碳酸盐岩层系油气勘探进展。因此，要保持中国石化海相领域油气勘探的持续稳定发展，必须强化理论研究，创新思路，形成适应中国海相碳酸盐岩特色的油气成藏理论。
普光气田的发现主要是勘探思路与技术方法的创新：
1）按“大海相、大科技”的思路，组织一系列的科技攻关，突破了“开江-梁平海槽为海槽沉积，储层不发育”已有认识的束缚，该区不是油气勘探的“禁区”，而是形成大型气田的有利地区，从而把勘探目标由寻找构造油气藏为主转变为以构造岩性复合油气藏为主。进一步明确了沉积体系，确立了圈闭类型。认定普光地区处于有利于礁、滩相优质储层发育的台地边缘区，长兴组—飞仙关组礁、滩相孔隙型白云岩储层发育。明确提出“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”的思路，从根本上解决了制约该区勘探的本质问题及超深层碳酸盐岩是否发育优质储层和复杂叠合盆地油气成藏机理两个关键理论问题。
2）加强山地地震资料采集处理解释一体化技术攻关。普光地区内海拔1000m以上的山峰26座，相对高差最大近1000m，有悬崖峭壁的山包达300多个，地形险峻。通过科学布设观测系统，完成了大面积复杂山地高精度三维地震资料的采集，高质量地震资料为储层精细描述、优选勘探目标提供了可靠的基础。开发运用新一代高精度山地地震成像技术、深层碳酸盐岩油气储层预测技术，把地下情况形象、直观地描述出来，地质、地震解释的符合率显著提高，使储层厚度的预测精度由原来的37m提高到12m，预测深度与实钻深度的误差小于0.15%，居国际领先水平。
3）针对普光钻井遇到的“喷、漏、卡、塌、斜、硬、毒”等世界罕见难题，组织开展技术攻关和技术集成，形成了包括非常规系列井身结构、防斜打直技术、快速钻井技术、深井小间隙固井技术等在内的一整套钻井技术系列，为在复杂山地、深层、高压、高含硫条件下实现安全有效钻探提供了技术支撑。
在获得突破之后，又部署9口探井均获成功。至2006年底，普光气田探明储量已达3560亿立方米。
“川气东送”工程于今年8月31日经国务院正式批准，从普光气田到上海的长输管线工程已经动工，预计到2010年上海地区将用上普光气田的天然气。
塔里木盆地自沙参2井在寒武系—奥陶系碳酸盐岩中获得高产工业油气流后，一是明确提出“加快西部”的战略，并规划部署了全面加快塔河油田勘探开发的工作，解决了塔河勘探开发的制约性难题，迅速打开了塔河油田勘探开发局面；二是应用四化管理模式，引入各方面的优势队伍，开展综合地球物理勘探、综合钻井技术、储层保护与改造技术的集成创新，突破了碳酸盐岩缝洞型储层分布与预测、储层保护与改造的技术瓶颈，包括：①形成了一套以地震为主的划分和评价缝洞单元为核心的缝洞型碳酸盐岩储层识别技术，准确预测储层缝洞发育部位，钻探吻合率达75%以上；②形成了适合碳酸盐岩油藏开发特点的超深井过膏盐岩层的钻井技术、侧钻水平井技术，提高钻井速度、缩短钻井周期；③以酸化压裂为主的超深层储层改造技术，有效连通碳酸盐岩缝洞单元、扩大供油面积、大幅度提高单井产量；④以单井定容溶洞注水替油、多井单元注水开发为主要能量补充方式的缝洞型油藏提高采收率技术等配套开发技术。这些技术为塔河油田的产量快速发展提供了保障。塔河油田平面上井控面积扩大2840km2，勘探深度从5500m延伸到6500m，形成了多层系含油的立体格局。
要解决中国海相油气勘探开发难题，发现更多、更大的油气田，必须从根本的科学理论创新上下功夫，必须把多期成藏的地质规律、油气富集规律搞清楚，集中目标，提高勘探效率，就可以尽早、尽快发现类似塔河、普光特大型油气田。保持中国石化海相油气勘探的持续稳定发展，必须强化理论与工程技术攻关，形成特色的勘探技术，为海相领域油气勘探的进一步发展打下坚实的基础。
对页岩气成藏机理进行了全面分析，获得了四个方面的认识。①页岩气成藏机理兼具煤层吸附气和常规圈闭气藏特征，体现出了复杂的多机理递变特点。②在页岩气的成藏过程中，天然气的赋存方式和成藏类型逐渐改变，含气丰度和富集程度逐渐增加。③完整的页岩气成藏与演化可分为3个主要的作用过程，自身构成了从吸附聚集、膨胀造隙富集到活塞式推进或置换式运移的机理序列。④相应的成藏条件和成藏机理变化对页岩气的成藏与分布产生了控制和影响作用，岩性特征变化和裂缝发育状况对页岩气藏中天然气的赋存特征和分布规律具有控制作用。研究了中国的情况，认为中国的许多盆地存在工业性页岩气藏发育的基本地质条件，其中，吐哈盆地吐鲁番坳陷的水西沟群是页岩气发育的重要区域之一。 页岩气是从页岩层中开采出来的天然气，主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，页岩气是主体上以吸附或游离状态存在于泥岩、高碳泥岩、页岩及粉砂质岩类夹层中的天然气，它可以生成于有机成因的各种阶段天然气主体上以游离相态（大约50%）存在于裂缝、孔隙及其它储集空间，以吸附状态（大约50%）存在于干酪根、粘土颗粒及孔隙表面，极少量以溶解状态储存于干酪根、沥青质及石油中。天然气也存在于夹层状的粉砂岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、甚至砂岩地层中。天然气生成之后，在源岩层内的就近聚集，表现为典型的原地成藏模式，与油页岩、油砂、地沥青等差别较大。与常规储层气藏不同，页岩既是天然气生成的源岩，也是聚集和保存天然气的储层和盖层。因此，有机质含量高的黑色页岩、高碳泥岩等常是最好的页岩气发育条件。页岩气发育具有广泛的地质意义，存在于几乎所有的盆地中，只是由于埋藏深度、含气饱和度等差别较大分别具有不同的工业价值。中国传统意义上的泥页岩裂隙气、泥页岩油气藏、泥岩裂缝油气藏、裂缝性油气藏等大致与此相当，但其中没有考虑吸附作用机理也不考虑其中天然气的原生属性，并在主体上理解为聚集于泥页岩裂缝中的游离相油气。因此属于不完整意义上的页岩气。因此，中国的泥页岩裂缝性油气藏概念与美国现今的页岩气内涵并不完全相同，分别在烃类的物质内容、储存相态、来源特点及成分组成等方面存在较大差异。 2004年以来，以中国地质大学张金川教授、中国石油勘探开发研究院李新景和王社教授、中国石油勘探开发研究院廊坊分院王红岩和李景明教授以及长江大学潘仁芳教授为代表的杰出石油地质科技工作者开始了页岩气勘探开发基础理论的相关研究，在页岩气成藏机理、储量评价、资源量分类、页岩气渗流机理等方面取得了可喜的成果，为我国页岩气勘探开发奠定了理论基础；2009年，我国启动“中国重点地区页岩气资源潜力及有利区优选”项目；2010年，我国分三个梯次开展了研究工作，第一启动了“川渝黔鄂页岩气调查先导试验区”工作开展重点调查，第二在下扬子苏皖浙地区开展页岩气资源调查，第三在北方地区（华北、东北和西北）开展页岩气资源前期调查研究；2011年，结合前期调查研究成果，国土资源部在川渝黔鄂开展了5个项目的先导性试验，在上扬子及滇黔桂区、中扬子及东南区、西北区、青藏区、华东-东北区5个大区继续开展资源潜力调查，同时开展了5个页岩气勘探开发相关工艺技术的攻关项目。其中，中国石油在川南、黔北地区选取了4个有利区块，已完钻11口评价井，其中有4口直井见气；中国石化在黔东、皖南、川东地区优选了2个有利区块，已完钻5口评价井，其中有2口直井见气；延长石油在延安完钻3口页岩气井，取得陆相页岩气技术突破；中国海油、中联煤也开始在皖浙地区、山西沁水盆地开展前期调查。据国内最大的石油公司中国石油天然气股份有限公司披露，中国石油计划在2015年从中国西南部的四川盆地生产出10×10m的页岩气，四川盆地届时将向中国市场提供第一批商业页岩气产量。经过7年的勘测调查和反复研究，专家跑遍滇、黔、桂、湘、鄂、川、渝、陕等8省区，最终将优势区域锁定在重庆东南部，并确定了一条以綦江为起点，经万盛、南川、武隆、彭水、黔江、酉阳、秀山的开发路线。也就是说，中国页岩气开发将会从綦江起步，走向全国。綦江有着独特的地理位置和资源优势，它处于云贵高原到四川盆地过渡区域，沉积地层齐全，页岩气埋藏浅，深度大概在200米到700百米之间，有利于开发。 中国的页岩气勘探开发将会迅速发展。郑州中牟地下发现丰富页岩气 可开采127亿立方米 。中牟区块地下3500米以上有可开采的页岩气127.5亿立方米。 页岩气分布北美克拉通盆地、前陆盆地侏罗系、泥盆系，密西西比系富集多种成因、多种成熟度页岩气资源。中国许多盆地发育有多套煤系及暗色泥、页岩地层，互层分布大套的致密砂岩存在根缘气、页岩气发育有利条件，不同规模的天然气发现，尚未在大面积区域内实现天然气勘探的进一步突破。资料显示，中国南方海相页岩地层可能是页岩气的主要富集地区。除此之外，松辽、鄂尔多斯、吐哈、准噶尔等陆相沉积盆地的页岩地层也有页岩气富集的基础和条件。重庆綦江、万盛、南川、武隆、彭水、酉阳、秀山和巫溪等区县是页岩气资源最有利的成矿区带，因此被确定为首批实地勘查工作目标区。据估计，全球页岩气资源约为456万亿立方米，主要分布在北美、中亚、中国、拉美、中东、北非和前苏联，其中北美最多。但其丰度低，技术可采量占资源总量的比例较低，同时页岩气的储层具有低孔隙率和低渗透率的特点，开采难度大，需要高水平的钻井和完井技术。在21世纪刚开始开采页岩气时，多采用水平钻井技术和水基液压裂技术提高采收率。2012年前后，已实现对页岩气商业开发的国家有美国和加拿大，其中美国已实现大规模商业化生产。我国页岩气资源也很丰富，但开发还处于起始阶段。国家正在积极推进页岩气的开发利用工作。
成藏期及主控因素
答：成为现今鲕滩气藏储层中储集孔隙的主要发育时期,其形成时期与区内气态烃成藏期一致,因此,疏导体系的发育及与生烃作用有效匹配是普光气田富产和高产的重要因素。
普光气田概况
答：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...
理论创新与技术进步是海相大油气田发现的重要基础
答：明确提出“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”的思路，从根本上解决了制约该区勘探的本质问题及超深层碳酸盐岩是否发育优质储层和复杂叠合盆地油气成藏机理两个关键理论问题。2...
含煤岩系沉积后地质构造的演化特征直接影响气田分布及储聚程度_百度知...
答：气源岩主要发育于早期的断陷或断坳转换阶段，有机质生烃高峰期及主成藏期以坳陷期演化阶段为主，成藏历程也因后期的构造-沉降历史及地温场演化历史的差异，主成藏期不同。琼东南盆地崖13-1气田因为新近纪至第四纪的...
中国石油工业的发展现状
答：中石化及合作单位的“海相深层碳酸盐岩天然气成藏机理、勘探技术与普光气田的发现”的理论和技术成果,带动了四川盆地海相深层天然气储量增长高峰,推动了南方海相乃至中国海相油气勘探的快速发展,是中国海相油气勘探理论的重大突破,获得了2006...
普光气田成藏机理
答：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。
