华蓥西石炭系天然气成藏条件及勘探前景分析

李朋武，曹子颜，王旭

华蓥西石炭系天然气成藏条件及勘探前景分析

李朋武，曹子颜，王旭

（成都理工大学能源学院，成都 610059）

华蓥西石炭系黄龙组地层由于处于尖灭线附近，厚度不大。该组地层烃源岩层系发育，气源条件较好；储层厚度较薄，优势储层并不发育；构造平缓，圈闭规模不大。盖层的封盖性、断层的封堵性以及地层水特征均显示保存条件良好。综合评价可知，由于受到储层及圈闭此核心成藏条件的制约，华蓥山西部地区石炭系天然气整体成藏条件较差，天然气勘探风险较大。

天然气；石炭系；成藏条件；华蓥西

与华蓥山西部地区仅以一深大断裂相隔的川东地区石炭系黄龙组多年来一直是川东地区天然气的主力产层，在华蓥西地区是否也能找到如此规模的气藏，与川东形成资源潜力分布梯度是近年来人们一直关心的问题。该文对华蓥西石炭系天然气成藏条件进行了分析，并且与川东地区石炭系气藏进行对比，指出了华蓥西石炭系油气成藏条件上的优劣及其天然气勘探前景。

1 地层与沉积相特征

研究区位于四川盆地东南缘的华蓥山构造西麓，面积约0.37×104km2。根据研究区的钻井、录井、岩心分析，以及对前人[1-3]的研究成果的剖析，将黄龙组自下而上划分为三段：黄龙组一段：岩性主要为泥晶白云岩、泥质白云岩，局部见角砾白云岩、砂屑白云岩及少量灰质白云岩，夹灰岩，泥质含量重，岩性致密。其多于下伏志留系灰绿色泥岩接触。黄龙组二段：主要为粉晶砂屑针（溶）孔白云岩、角砾白云岩、细粉晶鲕粒白云岩。发育厚度较大的岩溶成因的角砾白云岩。黄龙组三段：主要岩性为生物（屑）微晶石灰岩、生物石灰岩、砂屑石灰岩、生物砂屑凝块灰岩、白云石化的含钙质粉晶白云岩及少量粉晶白云岩。沉积相方面，研究区在石炭系黄龙组沉积时期为开阔台地-局限台地相，并根据区域构造演化特征，将研究区划分为潮坪、粒屑滩、潟湖三种亚相。再通过对研究区多口单井沉积相剖面的研究，发现黄龙组沉积相纵向上表现出多个潟湖-粒屑滩-潮坪的向上变浅的沉积旋回。大部分区域的沉积水体由循环受限逐渐变得较通畅，即由局限台地变为开阔台地，仅在研究区西部、南部的较狭窄范围内保持局限台地沉积。黄龙组一段多为早期较深水的潟湖沉积，黄龙组二段整体为向上变浅的滩相沉积，而黄龙组三段多为开阔海沉积。

2 成藏条件分析

2.1 气源条件

华蓥西石炭系天然气资源量丰富，受构造作用影响强烈，其气藏具有混源充注、多期调整成藏的特征。该层位储层沥青生物标志化合物（甾烷、萜烷）和志留系的具可比性，而与下二叠统、寒武系及震旦系存在明显差异。同时对照实际钻井资料，石炭系下伏地层为志留系龙马溪组暗色泥页岩，并且王兰生[4]的研究结果也表明下伏志留系为邻区川东石炭系的主要烃源岩。结合对石炭系的气源对比结果认为华蓥西地区石炭系天然气的烃源岩同川东一致，主要来自于下伏志留系龙马溪组泥页岩。烃源岩厚度自西向东也呈现出递增趋势，在研究区西部志留系已逐渐尖灭。整个华蓥西志留系厚度处于0~80m之间；烃源岩的有机碳含量多在0.5%～1.5%，最高可达9.64%；烃源岩母质类型为腐泥型，已达过成熟阶段。通过模拟计算，研究区生气强度由西向东、北部向北东向随烃源岩厚度的增加而增大，分布范围为0～40×108m3/km2，平均生气强度为22×108m3/km2。研究区较川东地区而言，虽在烃源岩厚度、地化特征、生气量方面有所差距，但也完全可以为现今石炭系天然气聚集提供有利的气源条件。

2.2 储集条件

华蓥西石炭系的储集层主要发育在黄龙组二段，为一套白云岩储层。参照有效储层物性下限标准(φ=2.5%，下述)，研究区储集岩岩性主要为颗粒白云岩、晶粒白云岩、角砾白云岩；储集空间主要为粒间、粒内溶孔以及晶间（溶）孔，局部裂缝较发育（图1-a,b）。物性方面，储层孔隙度主要分布在2.5%～6%之间，平均孔隙度4.60%，储层渗透率多在1×10-3μm2以下，平均渗透率为0.69×10-3μm2（图1-c,d），属于低孔、低渗储层，孔渗具有不明显的正相关性，整体属于裂缝-孔隙型储层。

图1 华蓥西石炭系储层特征图

结合川东石炭系黄龙组储层分类评价标准，对华蓥西石炭系储层的分类方案以孔隙度为主要划分依据，渗透率和压汞参数作为辅助参数。以2.5%作为储层孔隙度下限，当储层孔隙度在大于12%、6%～12%和2.5%～6%分别对应Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类储层。参照研究区储层的测井解释，Ⅰ类储层在华蓥西石炭系不发育；Ⅱ类储层分布少，均发育于各井的黄龙组二段，其中水深1井厚度较厚，近7.75m；其余均为Ⅲ类储层，并广泛分发育。可见，研究区储层具较强的非均质性与一定的不连续性特征。

为了进一步说明研究区储层发育的优劣情况，将其与邻区部分石炭系储层主要特征进行了对比（表1）。可见华蓥西石炭系储层物性特征较沙罐坪、五百梯、云和寨存在明显的差异，且Ⅰ类储层的不发育，以及Ⅱ、Ⅲ类储层厚度远不及后者。而与龙会场、邻北相较，华蓥西的储层发育情况与之相似，甚至略好于后者。

2.3 圈闭条件

华蓥山构造以西石炭系顶界构造除华蓥山高陡构造带外总体上表现为由南东向北西倾伏的单斜，靠近华蓥山构造变陡，与西侧平缓区之间有一沿华蓥山走向分布的相对凹带，断裂发育，整体呈南东-北西走向，局部发育构造高点，加上石炭系向西、向南尖灭和储层非均质性，可形成构造圈闭、地层-构造复合圈闭及岩性圈闭。研究区内构造和岩性圈闭较为发育，圈闭面积大于20km2有10个，总面积426.76km2。从构造演化史来看，该区域为继承性发育的局部构造，储层孔洞中丰富的沥青也表明了该区为古油藏发育区。华蓥西南部发育一具有较大规模的背斜圈闭，该圈闭是华蓥西相对位置较高，面积最大的圈闭，是研究区油气运聚的有利区域。进而将华蓥西地区发育的三个典型圈闭与邻区部分现阶段正处于开发状态下的气藏所在圈闭展开要素对比[5]，可见在闭合高度上存在较为明显的差距，加之圈闭埋藏得较深也一定程度上限制了后期的大规模成藏。

表1 华蓥西与邻区部分地区石炭系储层主要特征对比表

2.4 保存条件

华蓥西石炭系上覆梁山组泥岩为其直接盖层，厚度为10～20m，二叠系—三叠系沉积的上千米厚泥页岩、致密碳酸盐岩和膏岩层为其区域性的间接盖层。总体而言，盖层条件较为理想。再从区域构造演化史来看，研究区在印支期初见雏形，再于喜山期剧烈造山运动后最终定型。华蓥山以西地区地史上缺乏大型构造圈闭，局部构造继承性发育有利于油气聚集和保存。多期构造运动使华蓥山地区逆断层发育，大断裂上盘石炭系及盖层已遭到破坏；下盘潜伏构造早期受断层破坏作用，后期断层主要起封堵作用，现今保存条件良好。对地层水数据分析发现，华蓥西各井石炭系地层水的总矿化度为1.45～166.47g/L，变化较大，水型主要为CaCl2型；变质系数大部分小于0.85。表明已发生了浓缩变质作用，代表了保存条件好；且脱硫系数基本均小于1，说明地层处于还原环境，即地层的封闭性较好。

3 天然气勘探前景

根据油气地质分析认为，华蓥西石炭系地层分布较广，但总体位于尖灭线附近，厚度不大，一般在27m左右。该套地层烃源岩层系发育，可为研究区石炭系天然气成藏提供良好的气源条件。但储层发育情况较为一般，其劣势主要体现在有效储层厚度及优质储层发育方面，这也直接成为研究区域内天然气大规模成藏的主要缺陷。另外，从圈闭要素来看，除华蓥山高陡构造外研究区北部埋藏较深，勘探风险较大，中部及南部具有少数几个有利圈闭，在闭合高度上存在明显劣势。最后，盖层条件、断层的封堵作用以及地层水特征均表明研究区的保存条件较好。通过与川东地区石炭系大气田的成藏条件进行对比，诚然在气源、保存条件上差距不大，亦可为华蓥西石炭系天然气成藏提供较为有利因素，但储集与圈闭条件不容乐观，这可能在研究区石炭系天然气的大规模成藏方面起着决定性的阻碍。总之，华蓥西石炭系天然气成藏条件较为普通，勘探风险较大。

4 结论

1）研究区烃源岩发育，可以为研究区提供充足的油气物质来源。盖层条件、断层的封堵作用以及地层水特征均表明研究区的保存条件较好。

2）研究区地层虽分布较广，但总体位于尖灭线附近，致使厚度不大。储集条件上，研究区有效储层厚度及优质储层发育方面与邻区存在明显差距。圈闭条件中等，面积较大圈闭多以构造圈闭为主，与部分邻区有利圈闭在闭合高度上劣势明显。

3）综合评价可知，由于受到储层及圈闭此核心成藏条件的制约，华蓥山西部地区石炭系天然气整体成藏条件较差，天然气勘探风险较大。

[1]张婷，唐洪，吴斌.华蓥山北倾没端地区石炭系沉积相研究[J]. 四川地质学报，2010，30(03):271-274.

[2]张翼.华蓥西石炭系黄龙组沉积相研究[J]. 重庆科技学院学报(自然科学版)，2015，17(04):31-36.

[3]方少仙，侯方浩，李凌，等. 四川华蓥山以西石炭系黄龙组沉积环境的再认识[J]. 海相油气地质，2000(Z1):158-166.

[4]王兰生，李宗，银沈平，等. 四川盆地东部大中型气藏成烃条件分析[J]. 天然气地球科学，2004(06):567-571.

[5]李伟，张志杰，邹才能，等. 川东石炭系天然气成藏地质条件再认识及其勘探潜力预测[J]. 天然气工业，2010,30(12):20-24+121-122.

On Natural Gas Accumulation Conditions and Exploration Prospect of the Carboniferous in the Western Section of the Huaying Mountain

LI Peng-wu CAO Zi-yan WANG Xu

(Energy Institute, Chengdu University of Technology, Chengdu 610059)

The Carboniferous Huanglong Formation in the western section of the Huaying Mountains is not thick due to its location near the pinch-out line. But Hydrocarbon source rock formation is well developed and gas source conditions are also good. However, the reservoir is thin and high-quality reservoir is not developed. The structural trap is small in size due to its gentle occurrence, although sealing property of caprock, fault sealing and characteristics of formation water show good preservation conditions. A comprehensive evaluation indicates that the natural gas accumulation conditions of the Carboniferous Huanglong Formation in the western section of the Huaying Mountains are poor and the risk of natural gas exploration is relatively high.

Natural Gas; Carboniferous; accumulation condition; western section of the Huaying Mountains;

2018-12-28

李朋武（1993-），男，汉族，四川蓬安人，在读硕士研究生，研究方向：油气藏地质学与成藏动力学

P618.13

A

1006-0995（2019）01-0079-04

10.3969/j.issn.1006-0995.2019.01.019