四川盆地中北部大安寨段油气勘探前景

孙 玮, 李智武, 张 葳, 冯 逢, 张 萌, 武文慧

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学)，成都 610059；2.中国石油西南油气田分公司 川中油气矿，四川 遂宁 629000)

四川盆地下侏罗统自流井组大安寨段石油勘探始于1956年蓬基井钻探，在川中地区已有十多个油气构造。随着油气勘探技术的进步，对于大安寨段原来所认识的致密性储层甚至烃源岩页岩内寻找油气都成为可能。本文从沉积相、构造方面入手，分析大安寨段油气地质特征，对四川盆地中北部该层位油气勘探提供新思路。

1 沉积相特征

早侏罗世四川中部湖盆向东经湖北秭归、荆州、当阳等地与赣湘粤海湾相连，向东北扩展到陕南西乡甚至安康等地。自流井组东岳庙段和大安寨段是2个主要的湖侵沉积期产物，属典型的大型陆相淡水湖泊沉积，发育区域上分布稳定的浅—半深湖相泥页岩和淡水灰岩。

大安寨段是淡水湖相沉积早已被公认[1]，其岩相分区清晰，既可以生油又可以储油，是典型的自生自储油藏。大安寨段淡水湖相，除滨湖砂泥岩相之外，大部分是介壳灰岩和黑色页岩，可以分为5个相带(图1)。

Ⅰ区：滨湖砂泥岩相区，分西北部砂泥岩滨湖相和东部滨湖泥岩相。本相区既无生油又无储集条件，油气勘探也未发现有油气。

Ⅱ区：浅水湖相，灰色介壳灰岩夹红色泥岩薄层。介壳多为完整个体，壳厚，个体较大，为2～5 cm，堆积而成为中-厚层介壳灰岩，由此表明水体浅、波浪大、能量高。

Ⅲ区：半深水湖相，介壳灰岩和黑色页岩互层，页岩中有机碳质量分数>1.2%，具有良好的生油条件。中层状介壳灰岩，介壳多为薄壳，个体较小,为2～3 cm，并夹有介壳破碎的介屑灰岩(图2-A,B)。本相区是川中产油最好的，目前油田大多数分布在本相区。面积约10×104km2。

图1 四川盆地大安寨段岩相古地理图Fig.1 The lithofacies-paleogeographic map of Da’anzhai Member in Sichuan BasinⅠ.滨湖砂泥岩相； Ⅱ.浅水湖介壳灰岩泥岩相； Ⅲ.半深水湖介壳灰岩、页岩相； Ⅳ.次深水湖页岩、灰岩相； Ⅴ.深水湖页岩相

Ⅳ区：次深水湖相，以黑色页岩为主，夹介屑灰岩薄层及少量介壳灰岩薄层，介壳和介屑很难堆积成为储层。生油条件好，储层条件较差。

Ⅴ区：深水湖相，黑色页岩为主夹少量介屑灰岩，为生油区，储层不佳。由图1中可以看到深水湖相区在盆地的东北部，从趋势看在三峡区还有向东延伸的趋势，是一个开放外流的淡水湖泊。

目前除Ⅲ区外，Ⅳ和Ⅴ相区内也发现有石油的产出，如龙岗构造和营山构造都产石油。

2 油气地质条件

大安寨段属于典型的自生自储型油藏[2]，并且是四川盆地非常重要的产油层位，目前发现的油藏主要位于半深水湖相区；但随着龙岗地区大安寨段油藏的发现，已扩大油藏的分布范围。

2.1 烃源岩特征

大安寨段黑色泥岩分布较稳定，一般分布在大安寨段的下段，岩性也较稳定。其中川东北地区的厚度平均可达96 m，川中地区可达12～132 m，平均为45 m；盆地其他地区沉积较薄，平均≤12 m，如天池2井黑色泥岩厚度可达80 m，而磨溪地区则不到20 m。从厚度来看，四川盆地的中北部属于比较好的区域。黑色页岩孔隙度为0.3%～7.2%，平均为2.11%，属于低孔型[3]。

大安寨段烃源的有机质类型以Ⅰ-Ⅱ1为主，部分地区层段发育Ⅱ2型，少量为Ⅲ型。研究表明，显微镜检有机组分腐泥质含量高，质量分数在26%～79%之间，多数测样都在50%以上。干酪根碳同位素δ13C一般在-26‰～-30‰之间，少数样品<-30‰。

该套烃源的有机质丰度较高，川中样品wTOC≥1.0%者可达47%，wTOC平均为1.19%，最高为4.27%。据王当奇研究，wTOC在川43井为1.2%，川49井为3.58%，仪1井为1.57%，角7井为1.1%[4]，表明从深湖向浅湖区有变小的趋势。Ro=1.29%～1.66%。

2.2 储集层条件

大安寨段储集层主要分布在上段介壳灰岩亚段，介壳灰岩的孔隙度和渗透率特征见表1所示。从表中可知，介壳灰岩孔隙度和渗透率非常低，属于低孔-低渗型。多数如图2-C所示的微晶介壳灰岩，致密，孔隙非常少，部分溶蚀造成溶蚀孔洞，但对孔隙度的贡献并不大(图2-D)。孔隙度较大的主要与裂缝有关，如图2-E所示，主要是形成构造缝后期再受溶蚀作用的影响扩大裂缝。除此之外，还有沿介壳颗粒的边缘形成的裂缝与构造缝一起形成网状缝(图2-F)。

因此，大安寨段的储集层特征主要以裂缝型孔隙为主，少量的溶蚀孔隙，原生孔隙非常少。

图2 川中东北部大安寨段灰岩及孔隙和裂缝发育特征Fig.2 The main pores and fracture types of shell limestone of Da’anzhai Member in the northeast of Central Sichuan(A)大安寨段介壳灰岩野外露头特征,图中硬币直径20.5 mm,大竹-渠县剖面；(B)大安寨段灰岩镜下特征,(-)，大竹-渠县剖面；(C)样品全貌，致密、孔隙差，龙浅104X井，深度3542.35 m，J1dn，微晶介壳灰岩，SEM图像；(D)基质溶蚀孔，龙岗001-8井，深度3170.07 m，J1dn，泥晶介壳灰岩，SEM图像;(E)溶蚀改造裂缝：其他成因裂缝经溶蚀改造而成，视宽度较大，缝壁有溶蚀痕迹，并有暗色不溶残余物，平昌1井，深度3186.5 m，泥晶介壳灰岩，J1dn，对角线长6.5 mm，铸体薄片，(-)；(F)网状微裂隙(红色箭头)和沿颗粒边缘延伸的粒缘裂缝(绿色箭头),仪2井，深度3189.35 m，粉砂质介壳泥灰岩，J1dn，铸体薄片，(-)

统计井数孔隙度/%渗透率/10-3μm2样品数平均值最大值最小值平均值最大值最小值孔隙度渗透率51.16 6.02 0.20 0.055902.560000.00005 201196

2.3 盖层条件

大安寨及凉高山段泥质岩是介壳灰岩储层的直接盖层。凉高山上段下部的泥岩层分布稳定，发育特征明显，厚度也很稳定，构成了大安寨段的直接盖层，而且该盖层非常有效地封闭了油气。

沙溪庙组(J2s)自身既是砂岩，也是凉高山段砂岩储层的直接盖层，又是大安寨段灰岩的间接盖层，按砂泥比1∶1计，泥质岩的厚度可达500～1000 m以上。J2s以盆地东北厚、西南薄展布，前者≥2 km，后者<1 km。遂宁组(J3sn)泥质岩主要分布在川北、川西及川中之西部地带，厚度在50～300 m间，构成侏罗系油气藏的区域盖层。

据龙浅104井资料，下沙溪庙组厚度为470 m。除去底部100 m为灰绿色泥质细砂岩、浅灰色粉砂岩的储层之外，上部370 m全为紫红色夹少量灰绿色泥岩，是良好的直接盖层，也是凉高山段砂岩、大安寨段灰岩储层的间接盖层。遂宁组厚度为685 m，岩性为紫红色泥岩夹紫红色泥质粉砂岩、粉砂质泥岩与灰色、浅灰色粉砂岩，其紫红色泥岩厚度大，构成侏罗系油气藏的区域盖层。

2.4 源藏分析

通过对下侏罗统烃源以及原油地球化学分析可知：

a.从原油碳同位素特征分析，下侏罗统原油δ13C分布在-30.64‰～-31.70‰间，属油系烃源油。

b.川中下侏罗统天然气的碳同位素多数<-28‰。最轻者有-34.22‰(莲63井J1z)，应属自生烃源形成。

c.八角场、金华镇及充西地区J1dn天然气重烃较低，乙烷碳同位素显重值，前者多<10‰，后者多≥-28‰，与T3xh天然气相似，表明可能有下伏须家河组天然气介入的影响[5]。

综上，大安寨段的烃主要来自J1z油系烃源的供给，也即是自生自储。

3 古构造特征

利用四川盆地内钻井资料和露头资料以及盆地古地温和古地温梯度的研究，重建盆地陆相地层的最大沉积厚度，编制了晚侏罗世时(遂宁组沉积前)大安寨段底面古构造图(图3)。

a.大安寨段沉积时，整体表现为西高东低的构造格局，龙岗主体构造为隆拗相间，以龙岗17井至营山构造为一个高点，分隔开了东部和中间两个湖盆中心。

b.下沙溪庙组沉积前,仍是西高东低、北高南低，工区的高点主要位于仪陇一带，公山庙构造也开始出现雏形，而龙岗地区处于较深的地区，是主要的生烃中心。

图3 四川盆地晚侏罗世大安寨段底面构造图Fig.3 The structural map of the bottom of Da’anzhai Member in Late Jurassic of Sichuan Basin

图4 四川盆地中北部大安寨段底部沉降史Fig.4 The subsidence history of the bottom of Da’anzhai Member in the northeast of Central Sichuan

c.上沙溪庙组沉积前,构造高点向西南部的公山庙构造转移，龙岗地区仍是拗陷区，但局部有高点。

d.遂宁组沉积前，构造已呈现北东低、西南高的构造格局，而川中东北部的公山庙、营山地区已是局部高点，天池构造也开始形成(图3)。

e.蓬莱镇组沉积前，构造高点已稳定，川中东北部几个主要的构造都已定型，并持续到现今。川中低隆构造成为油气重要的指向区[6]。

f.喜马拉雅运动虽然四川盆地周边隆升幅度较大，但川中地区至川东北地区隆升幅度并不大，一般在2 km左右，以整体抬升为主，因此对于构造影响并不大，未改变构造格局[7]。

从宏观上看古构造特征仍然是西南为隆起区，而东北部为凹陷区，特别是晚侏罗世已后，研究区的构造已基本上定型，虽然晚白垩世发生隆升作用，但隆升以整体隆升为主，并未改变该构造格局。

4 成藏过程分析

由于四川盆地在晚白垩世开始整体抬升，因此之前的沉降对烃源成熟有着重要的作用。大安寨段据无机包体测温多集中在110～121℃，测得固体沥青包体Ro为1.295%～1.664%[8,9]，处于成熟-高成熟阶段，而且向北成熟度增加。利用川中东北部7口钻井所做的沉降史分析可知(图4)，大安寨段烃源达到成熟并向外排烃的时期为上沙溪庙组沉积后期，而排烃高峰是遂宁组和蓬莱镇组沉积时期。

至晚白垩世，北部地区已达过成熟而排出天然气，中部地区仍处于成熟阶段，排出石油。因此，从生烃过程来看，一直有油气的供给。

从生储盖匹配关系来看，属于典型的自生自储。而且通过龙岗地区大安寨段油藏的特征，储层受岩性和构造的双重控制。即构造高点为主要的运移指向区，侧向大安寨段自身的泥岩形成了侧向封堵层，形成岩性-构造圈闭，并最终成藏。因此，大安寨段油气藏具有近源充注、持续供给、连续成藏、裂缝性孔隙、岩性-构造圈闭控制的特征。

5 大安寨段页岩油浅析

表2 四川盆地东北部大安寨段与下古生界及Barnett组黑色页岩主要参数对比表[10-12]Table 2 The comparison between the main shale parameters of Da’anzhai Member and Lower Proterozoic in Sichuan Basin and Barnett Formation in America

除常规油气外，大安寨段黑色泥岩的页岩油也是研究重点。由前所述，该套黑色页岩主要分布在川东北地区，平均厚度可达96 m，至川中地区可达12～132 m，平均为45 m，因此，从厚度上来讲以川中-川东北最为有利。四川盆地中北部大安寨段的埋藏较浅，如涞1井大安寨段埋深仅824 m；西部的金华、公山庙地区埋藏较深，公山庙公31井可达2876 m。总的埋深一般不超过3 km，而且多数在2 km左右，因此埋深条件是该套黑色页岩勘探的一大优势。

通过与四川盆地下古生界2套重要的黑色页岩及Barnett组页岩比较可以发现(表2)，整体上要逊于下古生界及北美页岩，但该套页岩达到了成熟-过成熟，有效厚度较大，特别是埋藏浅。四川盆地中北部可供勘探开发的面积广大，以中浅湖至深湖分布区算可达6×104km2，这是下古生界黑色页岩所不能比拟的。此大安寨段不仅仅勘探页岩气，也要兼顾页岩油的勘探。

6 结 论

a. 四川盆地自流井组东岳庙段和大安寨段是2个主要的湖侵沉积期，属典型的大型陆相淡水湖泊沉积，发育区域上分布稳定的浅—半深湖相泥页岩和淡水灰岩。大安寨段可以分为5个相带，大致从西向东为滨湖砂泥岩相区、浅水湖相、半深水湖相、次深水湖相和深水湖相，其中半深水湖相和次深水湖相是有利的储层和烃源发育区。

b.四川盆地侏罗系底面构造具有一定的继承性，主要是西高东低的构造格局。川中位于构造的枢纽带，从构造上来讲位于斜坡带。从拗陷至斜坡带紧邻或就在烃源区，是油气运移的必经之道，有“近水楼台”的优势。大安寨段油气油藏具有近源充注、持续供给、连续成藏、裂缝性孔隙储层、岩性-构造圈闭控制的特征。

c.四川盆地东北部大安寨段黑色页岩平均厚达45 m，Ro为1.29%～1.66%，wTOC平均为1.19%，埋深一般为1.2～2.5 km，较深处位于盆地的北部，因此具有非常良好的页岩油气勘探前景。

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