川西坳陷东坡沙溪庙组气藏成藏演化模式

2018-10-31林小云牛斌莉

现代地质 2018年5期

徐敏，刘建，林小云，熊山，牛斌莉

(1.非常规油气湖北省协同创新中心长江大学，湖北武汉 430100；2.油气资源与勘探技术教育部重点实验室长江大学，湖北武汉 430100；3.长江大学地球科学学院，湖北武汉 430100；4.中石油长庆油田分公司第一采油厂，陕西延安 716000)

四川盆地位于古扬子板块西缘，属于构造复合改造型克拉通盆地，川西坳陷是四川盆地中西部自印支期以来受龙门山挤压推覆作用形成的呈北东向展布的前陆盆地，是多期构造运动的共同产物，特别是喜山运动的强烈改造，使其构造样式与断裂体系复杂化，对该区油气成藏过程及成藏后的调整改造影响重大。川西坳陷东斜坡带(以下简称“川西东坡”)侏罗系沙溪庙组目前发现的3个气藏，集中位于中江、高庙子两个含气构造，开发获产的层系主要集中在Js3，其次是Js1，构造运动多期次性和储层强非均质性引起含油气饱和度的差异，是导致气藏分布、气藏产能差异大的主要原因。尽管前人对该区开展了构造、地层层序、沉积、储层、成藏规律的研究，取得了不少相关成果和认识[1-9]，总结出川西地区具“源、相、位”三元控藏特点及“烃源断层成藏”和“幕式成藏”两种成藏模式，但构造演化对气藏后期调整改造的影响、成藏动力演化及不同地区成藏演化模式及控制因素的差异性等问题尚不明确。本文从生烃期次、成藏动力、气水分布特征等分析出发，结合构造演化、油气充注期次等研究，对川西东坡沙溪庙组天然气动态成藏过程进行综合分析，明确了喜山运动将原始气藏分布格局再调整并定格为现今分布状态，总结了高庙子和中江地区沙溪庙组气藏动态演化模式，以期对后续油气勘探与开发提供参考。

1 地质特征

川西坳陷平行于龙门山造山带，西邻龙门山推覆体，北接米仓山褶皱带，东毗川中隆起带，南至峨眉-瓦山断隆带，呈东缓西陡的不对称箕形[10]。川西东坡包含3个构造亚带，即北部主要发育合兴场、高庙子、丰谷构造的孝泉-丰谷构造带，西部发育知新场、石泉场构造的知新场-龙宝梁构造带及东部包括中江、回龙构造及黄鹿向斜在内的中江斜坡带，工区总面积2 350 km2(图1)。

图1 川西东坡区域构造简图(据姜在兴等，2007[10]；魏民生，2017[11]，有修改)Fig.1 Regional structural map of the eastern slope of the Western Sichuan Depression

据前人研究[1-2,11-13]，川西坳陷于印支期初成型，燕山期得以发展，喜山期最终定型，是多期构造运动的产物。印支运动中晚期安县运动使松潘-甘孜一带皱褶隆升，扬子板块西缘受强烈挤压，龙门山向南东向逆冲推覆，川西坳陷应运而生，龙门山冲断带的发展直接控制着坳陷的形成与演化，二者之间的耦合关系贯穿始终。印支晚幕地层抬升剥蚀，形成侏罗系与下伏须五段地层之间明显不整合接触，早期断裂再次活动；燕山旋回期，龙门山逆冲推覆作用持续减弱，大巴山受挤压应力进入逆冲推覆演化阶段，米仓山-大巴山断褶带形成时产生南北向的构造挤压应力，造就了研究区北部孝泉-丰谷构造带并快速沉降。燕山早幕构造运动使知新场-石泉场滑脱地层受挤压应力形成一些断层遮挡构造，并发育一些“Y”字型断层，进而形成早期的断背构造圈闭；燕山中晚幕知新场-石泉场构造形态较稳定，沉积特征主要表现为填平补齐。喜山运动在研究区作用最为强烈[14]，大规模北西-南东向构造应力挤压，使龙门山再次快速逆冲推覆，地层变形、错断，知新场-石泉场内形成大规模反冲断裂带，孝泉-丰谷构造带定型，中江-回龙构造进一步隆升，黄鹿向斜形成。该期构造运动使川西地区全面隆升剥蚀，最终定型为现今构造格局。

川西坳陷主要经历了Z-T2海相碳酸盐台地相沉积和T3-E2陆相碎屑岩沉积两个发展阶段[15]，在海相碳酸盐岩基底之上充填了巨厚的T3-N陆相地层，其中最重要的地层是T3-J。研究表明须家河组(T3x)为研究区主力烃源岩层系，沙溪庙组(二分为J2s和J2x)为主力产层。据研究需要又将其进一步细分为Js1、Js2、Js3三个油层组，

J2s从上到下划分为Js11—Js14、Js21—Js24(Js24又划分为Js24-1、Js24-2)9个砂组；J2x从上到下划分为Js31—Js33(Js31又划分为Js31-1、Js31-2；Js33又划分为Js33-1、Js33-2、Js33-3)6个砂组。沙溪庙组整体以紫红色粉砂岩，泥质粉砂岩，泥岩，灰、紫灰色厚层-块状粗、中-细粒长石石英砂岩，长石砂岩为主，砂、泥岩频繁不等厚互层，通常底部砂岩多含砾石，厚度较大且层位较稳定，层厚700～800 m。

2 东坡沙溪庙组气藏成藏动力特征

2.1 烃源岩生烃特征

早期勘探研究证实，滨海沼泽-湖泊环境下沉积的三叠系暗色含煤泥页岩及侏罗系自流井组暗色泥岩是川西坳陷的主力烃源岩，而东坡地区自流井组主要为红层，生烃能力差。T3x是一套沉积于碳酸盐岩之上、底部为海陆过渡相沉积、主体为陆相以砂、泥岩互层的煤系沉积地层，呈东薄西厚箕状展布[3]。前人[16]将川西地区T3x分为T3x1—T3x55个岩性段，马鞍塘组(T3m)与小塘子组(T3t)并称T3x1，其中T3x5为研究区沙溪庙组气藏主力供气岩层，其泥岩TOC含量为0.39%～16.33%，平均2.35%；煤层TOC值为27.14%～74.57%，平均60.72%；有机质主要为Ⅱ-Ⅲ型(腐泥-腐殖型)；Ro值多在1.3%以上，绝大多数已达成熟-高成熟阶段，少数过成熟。

图2 川西东坡部分井烃源岩成熟史图(据魏民生，2017[11]，有修改)Fig.2 Maturity history of the source rocks in the eastern slope of the Western Sichuan Depression

研究区单井热成熟演化模拟结果表明(图2)，T3x5烃源岩于150～140 Ma(J3)先后进入生烃门限，南部中江地区川江566井、知新场地区川泉128井较早，北部丰谷地区川丰563井和高庙地区川高561井稍晚，整体呈“西南早、北东晚”的趋势；大约在135～125 Ma(J3末—K1)进入成熟早期；90～80 Ma(K2初)达到生烃高峰；72 Ma后(K2末)受喜山期构造抬升作用影响，生烃停滞。研究区烃源岩生烃期次呈单峰状，为持续埋藏生烃，持续生烃期为135～72 Ma(J3末—K2末)。

2.2 成藏动力演化

地层异常高压作为研究区天然气成藏动力无论从烃源岩排烃动力或是天然气二次运移还是气藏后期调整改造并向中浅层转移的过程来讲，超压都是天然气成藏的必要条件。从生排烃期到成藏期以及后期调整改造，地层压力的演变决定了成藏动力的演化历程。

川西东坡烃源岩持续埋藏生烃期间，T3x5泥页岩普遍发育超压[17-18]，为排烃提供动力。流体包裹体PVT热动力学模拟软件——VTFLINC模拟与烃类包裹体同期的盐水包裹体的最小捕获压力从而预测成藏期古压力[19]的结果显示，川西东坡三期油气充注[20-21]所对应的古压力分别为：第一期(141～128 Ma)压力系数1.75～1.48，超压状态；第二期(105～88 Ma)压力系数1.50～1.15，超压-静水压力；第三期(83～68 Ma)压力系数1.01～0.86，静水压力-低压(表1)，说明在油气间歇性通过烃源断层排烃充注过程中地层压力逐渐释放，最终趋于常压状态。

现今，深层T3x和浅层J普遍存在超压现象[17]，实测压力数据表明，沙溪庙组1 700～3 100 m之间实测地层压力值分布在30～60 MPa并随着地层深度增加而增大，压力系数多在1.5～2.0之间。平面上靠近断层的区域压力系数小于远离断层的区域，断层泄压作用明显；西南方向地层压力最低往北东方向逐渐增高，北部地区压力由西往东逐渐升高；知新场-中江地区压力普遍较低，丰谷-永太地区压力较高。说明后期调整改造作用尤其是喜山运动对地层压力作用显著，据异常压力成因机制分析[17-18]，T3x超压主要由欠压实、黏土矿物脱水、构造挤压和生烃增压作用所引起，而白垩纪以来的强烈构造运动所引起的传递超压则是J异常高压的主要成因。

综上所述，从生排烃期到成藏期以及调整改造期川西东坡地层压力经历了由超压到常-低压再到超压的变化过程，即生排烃期地层超压为源岩提供排烃动力，源储压差大，断层输导，垂向运移至储层的过程中逐渐泄压至成藏期古压力状态，后因喜山运动调整改造，强烈的构造运动形成的传递超压定格为现今地层压力状态，由于区域不均衡抬升导致地层压力向断层根部泄压，从而形成压力西南低北东高的分布格局(图3)。

3 东坡沙溪庙组气藏成藏演化特征

3.1 气水分布特征

川西东坡高庙-丰谷、知新场-石泉场、中江-回龙和永太等多个勘探区块中均有天然气分布。平面上，沙溪庙组气藏主要分布在高庙子、中江、合兴场及回龙地区，目前的勘探现状显示高庙子和中江构造是油气聚集的有利区。

纵向上，川西东坡沙溪庙组气藏在Js3—Js1均有分布，主要集中在Js3，其中，高庙子地区主力产层为Js33-2，其次是Js33-1和Js23，油气显示主要以气层和含气层为主，测试获产层均处砂体较厚的三角洲前缘水下分流河道，且多呈带状展布；中江斜坡带属于继承性构造，古今均位于构造高点，是油气运移的目标指向，中江-回龙地区主要以气层、含气层为主，少量气水同层，目前，Js11、Js14、Js24-1、Js33-2等层位已成为中江地区的主力开发层位。

表1 利用流体包裹体预测的成藏期古压力

川西东坡气水分布特征如下：(1)断层对气水分布具有重要的控制作用，一般来说断层上盘较下盘天然气充注效率较高，近烃源断层附近由于后期泄压作用导致含气丰度降低，而远烃源断层位置又因天然气运移距离较远从而含气量较低；(2)区域构造控制天然气运移方向，局部构造高点是油气聚集的有利位置；(3)储层物性的差异影响天然气的丰度和产能，断层-构造-物性的差异造成气水分布的差异。中江-回龙地区断层下盘易产水，构造控藏作用没有高庙子地区明显，局部构造高点和优质储层是天然气聚集的有利部位(图4(a))；高庙子地区气水分布受断层影响较明显，在局部构造幅度发育的部位含气量高；丰谷地区由于远离烃源断层，供源条件不好加之储层致密导致含气性较差，以含气、微含气为主(图4(b))；合兴场地区位于南北构造带断层夹持区，天然气保存条件不好，极易逸散而产水。

3.2 气藏成藏过程

川西东坡主要由须五段供烃，并由地层超压提供排烃动力和天然气二次运移动力。结合须五段烃源岩持续生烃期和油气充注期次考虑，确定沙溪庙组具3幕成藏特征，第一幕135～128 Ma(K1)，第二幕105～88 Ma(K1末—K2初)，第三幕83～68 Ma(K2末)。其中高庙-丰谷地区天然气成藏时间主要集中在135～128 Ma和105～68 Ma，由西往东成藏时间渐晚；中江-回龙地区地层由下往上、由南往北天然气成藏时间趋于变晚。以典型气藏解剖为基础，通过平衡剖面技术恢复各个成藏期的构造演化史，结合烃源岩生排烃史和成藏动力演化特征，重塑天然气成藏演化史，明确沙溪庙组气藏“燕山期三幕成藏，喜山期调整改造”的成藏特征。

构造演化史表明研究区自中生代以来经历了印支旋回、燕山旋回及新生代喜马拉雅旋回等多期构造运动，地层屡次抬升剥蚀，形成了多套不整合面[22]。各期应力作用一方面使研究区发育了诸多大大小小的断裂，其中断至沙溪庙组较大规模的断层有至少21条(出露地表10条)，从而改善了储层物性，或为流体运移提供了运移通道；另一方面对气藏早期分布和后期调整改造意义重大。通过研究区输导格架样式和断砂匹配模式分析，成藏期发育的通源断层在燕山运动的作用下大幅度开启，成为天然气运移的优势通道。

喜山运动对气藏分布影响最为显著，它是引起古、今气藏分布差异的最直接原因，正是该期构造抬升作用对原有气藏的调整改造最终奠定了现今气藏的分布格局。因此，通过喜山期的剥蚀厚度恢复，重塑气藏成藏关键时刻古地貌[12,22-23]。利用声波时差法对研究区72口井剥蚀厚度进行恢复，结果显示喜山期该地区表现为整体抬升，剥蚀厚度普遍在1 000 m以上，从南西至北东方向剥蚀量逐渐减小(图5)。喜山期研究区发生构造反转，北部以高庙子为剥蚀中心，其剥蚀量大于丰谷地区，南部地区剧烈隆起，南北向构造呈南高北低特征。石泉场靠近断裂带，其剥蚀厚度近1 500 m，中江斜坡带剥蚀量相对较小，越靠近川中隆起带剥蚀量增加。

图4 川西东坡沙溪庙组气水分布剖面图Fig.4 Cross section of gas-water distribution in the Shaximiao Formation,eastern slope of the Western Sichuan Depression

图5 川西东坡喜山期剥蚀厚度等值线图Fig.5 Denudation thickness contour during the Himalayan Orogeny,eastern slope of the Western Sichuan Depression

在喜山期剥蚀厚度恢复的基础上，结合烃源岩生烃特征和成藏动力演化特征分析，川西东坡T3x5烃源岩在超压的排烃动力作用下脱气以断层为主要运移通道快速向上幕式排烃；垂向运移过程中地层逐渐泄压，天然气在断砂匹配优良且储集物性较好的砂体中由浮力驱动，横向运移至构造高点聚集成藏，但在运移至远源砂体的过程中，由于动力不足，导致远源储层内充气度较低，无法达到溢出点；直至喜山期，强烈的构造运动使研究区整体遭受不均衡抬升剥蚀，部分断层局部开启或“通天”，地层向其根部泄压，原始气藏在流体势的作用下向断层根部运移“泄气”，随后沿断层继续向上运移，或二次成藏，或通天逸散，而远源气藏同样因动力不足的原因无法向断层根部大量运移，从而在现今气藏剖面中远源气藏内还残存一定量天然气(图6)。

3.3 气藏成藏演化模式

川西东坡沙溪庙组天然气富集受适时古隆起控制圈闭类型主要为“古构造+岩性”型[24]。通过对沙溪庙组成藏控制因素的综合分析，认为烃源断层搭配构造高点或优质储层展布，是天然气成藏的有效配置，水动力、储层物性控制含气丰度，良好的断砂配置形成的天然气运聚优势通道控制气藏运移方向，原有气藏经喜山运动调整改造，最终定格为现今气藏分布格局。所不同的是高庙子地区古构造的控制作用较中江地区更为明显，天然气多在构造高点富集成藏(图6(a))；而中江地区岩性控制作用占主导，但由于该区砂体非均质性强[6]，连通性一般，所以天然气富集区常呈“香肠状”展布(图6(b))。另外，较之高庙地区，中江地区的油藏剖面显示一个共同特征即断裂上盘的天然气充注效率相对较高，含气性较好，而下盘易形成破碎带，天然气充注效率较低，含气性较差，易产水。综上所述，将沙溪庙组气藏演化模式一言以蔽为“构造控向、断砂控运、储层控藏、演化控调”。