四川盆地西北部地区中三叠统—古生界压力封存箱与油气成藏

2019-05-13徐国盛

天然气工业 2019年4期

陈聪张健罗冰文龙林怡张亚谢忱徐国盛

1.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院 2.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·成都理工大学

0 引言

美国地质专家Hunt[1]给流体压力封存箱定义为沉积盆地内由封闭层分割的油、气、水系统，其内外压力存在着较大的差异，称之为流体压力封存箱，箱内生、储、盖条件俱全，由主箱与次箱组成。所谓的压力封存“箱”是一种理想的说法，“箱”作为独立的地质体受各种地质因素的影响处于不断地变化中，因而是一种动态的客观存在，在三维空间内对流体及能量具有相对的封隔性[2]。封存箱一般由顶板、底板、侧向隔板、烃源灶和仓储空间等部分组成[3-5]。封存箱内是否含有烃源灶是非常重要的分类标志，含有烃源灶的被称为自源型封存箱，不含烃源灶的则被称为他源型封存箱[6]，大中型油气田大多分布在自源封存箱内或临近其顶板、侧板的部位[7]。

前人的研究成果和勘探实践表明，利用“压力封存箱”理论可以预测油气藏分布[1-10]。戴金星[3]认为，四川盆地东部地区垂向上存在多个压力封存箱，位于上、下封存箱之间的圈闭成藏受到箱外运聚成藏的复合作用。周兴熙[8]认为把封存箱的研究作为油气勘探决策程序的一个环节，找到大、中型的油气藏的概率将会大大地提高。

依靠钻井、地震等综合技术手段可以较准确地识别压力封存箱。首先识别出封存箱的垂向分隔层，即顶、底板，然后根据钻井资料获得地层流体压力的数据，划分出压力的纵向分布，识别出压力封闭带。再运用连井剖面进行封隔层和压力结构的对比，明确封存箱的分布范围、类型、性质和对油气成藏的控制机理。在识别封隔层和确定封存箱的边界（侧板）时，地震成果提供的低速带、断裂带、负向构造轴部和岩性/岩相突变带起重要参照作用[7]。

四川盆地西北部地区（以下简称川西北）龙门山断裂带北段存在多个压力带：常压带（压力系数介于1.0～1.2）、高压带（压力系数介于1.2～1.8）、超高压带（压力系数大于1.8）。前人在研究“压力封存箱”时，通常以目前盆地超压的分布为依据划分出“压力封存箱”的范围[9-10]，但是很少对压力封存箱的演化及其与油气成藏的关系进行过研究。为此，笔者以地层超压特征为依据，结合地震、测井、录井、地球化学测试等资料划分出了川西北双鱼石构造带和九龙山构造的中三叠统—古生界“压力封存箱”的分布范围，并研究该封存箱的结构、压力形成机制以及对油气成藏的影响，分析勘探潜力，寻找油气富集区，以期为该区的油气勘探提供技术支撑。

1 地质概况

研究区（川西北）西至龙门山北段逆掩推覆带，东至川北古中坳陷低缓区，北至米仓山隆起南缘山前断褶带。从龙门山至盆地方向（从西向东），由于构造应力的差异，形成了逆冲推覆构造带、背冲背斜构造带和低缓褶皱带等多个局部构造单元（图1）。

逆冲推覆构造带以3条主干大断裂将其分隔成3个变形带：青川大断裂与北川—映秀断裂之间为后山带，北川—映秀断裂和马角坝断裂之间为前山带推覆体，马角坝断裂与①号断裂之间为前锋带，前山带推覆体与前锋带构成前山带。后山带和前山带推覆构造活动剧烈，地层及构造形态复杂。前锋带是龙门山推覆带与盆地之间的过渡带，其显著的特征是在马角坝断裂以东，向盆地方向产生数条隐伏断裂。最东边为①号断裂，为逆冲推覆构造带的东边界。该隐伏断裂东侧（山前带）主要是受到逆冲推覆挤压作用，产生整体褶皱变形，形成背冲背斜构造带和低缓构造带（图1）。低缓构造带是区域上的活动带，又是稳定的局部背斜构造，其展布受到龙门山推覆带和米仓山隆起以及地台北部巴中—通江旋转构造体系的控制，是龙门山推覆带挤压力与米仓山隆起产生的旋转垂直上升力共同作用形成。

研究区相继沉积了以震旦系—中三叠统碳酸盐岩为主的海相地层和以上三叠统—白垩系砂泥岩为主的陆相地层。构造演化划分为伸展拉张期（震旦纪—中三叠世末）、陆隆伸展演化期（晚三叠世—中侏罗世末）、挤压抬升剥蚀期（晚侏罗世—现今）等3期[11]。自元古代以来最大主应力性质发生多次改变，控制该区的构造变形、生储盖组合的分布、断裂特征和油气运聚。冲断带下盘发育形成于印支期晚期的冲起构造，其内部断层发育，将二叠系（P）、志留系（S）及寒武系烃源岩与二叠系储层和圈闭串通，有利于烃类的运聚[12]。

本次研究层位包括中三叠统—寒武系。其中石炭系和泥盆系主要分布在双鱼石—中坝地区，向东逐渐减薄至尖灭；志留系在双鱼石构造以南缺失；泥盆系直接覆盖在寒武系之上[13]。烃源岩主要发育在寒武系、志留系、下二叠统和上二叠统吴家坪组（P3w）等地层。泥盆系（D）、石炭系（C）、中二叠统栖霞组（P2q）均有储层发育。中、下三叠统的巨厚膏盐层为区域盖层。

2 地层压力分布

图1 川西北构造特征及地层综合柱状图

徐国盛等[14]为了扩大原始钻井资料的使用范围，统计并采用相关分析和回归分析法得到了各地区储层实测地层压力与其气侵、井涌时所用钻井液密度之间的关系，建立了“视压力系数”与钻井液密度之间的关系式：

式中pc表示视地层压力系数；h表示储层中部深度，m；r表示气侵、井涌时的钻井液密度，g/cm3。

利用钻井时出现气侵与井涌时使用的钻井液密度换算成“视压力系数”，从而获得各层段近似的地层原始压力系数，为研究现今地层压力的分布规律提供了很大的方便。以单井实测地层压力系数作为约束，绘制了研究区内K2井、ST3井和L16井的压力系数变化曲线（图2），并根据计算的“视压力系数”结合实测地层压力系数将川西北划分为3个地层压力分布带（图3），研究区地层压力带的分布与构造带分布具有很好的相关性，推覆构造带多为常压，背冲背斜带发育高压、低平褶皱带发育超高压，距推覆带越远的构造地层压力系数越高。处于推覆构造带的K2井钻遇的三叠系—志留系为常压，“视压力系数”小于1.2（图2-a）；背冲背斜带中的ST3井在进入三叠系后地层压力为超压，至吴家坪组和中二叠统茅口组（P2m）“视压力系数”接近1.8，为超高压，栖霞组“视压力系数”明显减小至1.4，仍为高压气藏，泥盆系、石炭系“视压力系数”为1.5，为高压地层（图2-b）；邻区九龙山构造从上三叠统开始发育高压（“视压力系数”超过1.3），L16井的中三叠统及其以下地层发育超高压（“视压力系数”介于1.8～2.0），其中栖霞组和茅口组和志留系“视压力系数”高达2.0（图 2-c）。

图2 川西北下二叠统视压力系数变化图

图3 川西北茅口组地层视压力系数等值线图

3 压力封存箱的构成

川西北从中三叠统—寒武系为自源型超压封存箱。封存箱的顶板为中三叠统雷口坡组（T2l）和下三叠统嘉陵江组（T1j）区域性巨厚膏盐层，底板为寒武系和志留系的泥页岩层，西侧隔板为①号断裂，东侧隔板表现为岩性封闭（图4）。封存箱范围西至①号断裂，东至九龙山构造，北至米仓山隆起南缘山前断褶带构造，南至双鱼石构造带南段（图3）。该压力封存箱以九龙山构造至双鱼石构造带中线为界分为东西两个次箱。整个压力封存箱与外界存在明显的压力差（图3），箱内压力系数大于1.4，箱外多为正常压力系数，具有压力封存箱的典型特征[3]。

图4 川西北中三叠统—古生界压力封存箱构成模式图

3.1 顶板

压力封存箱的顶板由中三叠统巨厚膏盐层构成，累计厚度介于200～300 m。雷口坡期—嘉陵江期，四川盆地西部地区是沉积/沉降中心，沉积发育广泛膏盐层，膏盐层横向分布连续，沉积厚度大[15-17]。膏盐层主要为灰白色硬石膏、灰白色块状石盐岩和深灰色块状硬石膏岩，岩性致密具有塑形，①号断裂及其伴生断裂向上消失于膏盐层中，均未断穿膏盐层，区域性的巨厚塑性地层是油气有效的垂向分隔层[18-19]。从岩性、厚度、地层分布来看，封存箱的顶板对川西北下伏地层流体都具有强力的封盖作用（图5）。

图5 川西北ST1井地震剖面图

3.2 西侧隔板

压力封存箱的西侧隔板为①号断裂，该断裂由龙门山造山带多期活动挤压形成，为逆断层，呈北东南西向延伸，长度为174.3 km，断距介于600～ 1 450 m，倾角介于30°～40°（图1）；该断裂属于隐伏断裂，形成于印支期，喜马拉雅期龙门山推覆体再活动时未突破上覆三叠系，断裂东侧下盘具有明显的牵引断凹特征，具有良好的封隔作用（图4）。钻探成果表明，①号断裂西侧紧邻河湾场构造、矿山梁构造，H2、H6井茅口组测试日产天然气量分别为9.6×104m3、35.53×104m3，K3井石炭系测试日产天然气量为0.18×104m3。断裂形态和钻探成果均表明①号断裂具有良好的封堵条件，为压力封存箱的西侧隔板。

3.3 底板

压力封存箱底板由志留系和寒武系构成（图4），志留系自东向西减薄，尖灭于双鱼石构造带南部[13]，寒武系分布稳定且厚度大，与①号断裂伴生的次生断裂向下消失于志留系或寒武系中，因此志留系和寒武系组成了川西北压力封存箱底板。前人将川西北栖霞组、石炭系、泥盆系和寒武系中的油苗、沥青脉进行对比分析，认为其主要来源于寒武系烃源岩[20-23]。寒武系和志留系均发育泥质烃源岩且生烃条件优越，①号断裂及其伴生断裂作为烃源通道沟通了下部烃源岩与箱内多套储层，为箱内成藏提供了有利的烃源和运移通道（图4）。

3.4 烃源灶

烃源灶是压力封存箱的重要组成部分，是异常压力的重要来源，提供了箱内油气资源，烃源灶可以发育在封存箱内也可以发育在封存箱外[3]。研究区压力封存箱烃源灶发育在箱内，由4套烃源岩组成，根据发育位置可以分为上中下3部分（图4）：下部为寒武系和志留系泥页岩烃源岩、中部为下二叠统泥灰岩烃源岩、上部为吴家坪组泥灰岩。下部烃源灶由下寒武统筇竹寺组和下志留统龙马溪组烃源岩组成，其中筇竹寺组烃源岩沉积厚度超过500 m，龙马溪组烃源岩沉积厚度介于100～200 m，筇竹寺组和龙马溪组泥页岩有机质类型均为腐泥型，生烃强度介于40×108～80×108m3/km2，均具备优越的生烃能力13[13,24]。中部的下二叠统烃源岩为泥质灰岩和泥岩，泥质灰岩有机质类型以偏腐殖混合型为主，有机质丰度高，平均有机碳含量为1.4%，泥岩有机质类型以腐殖型为主，平均有机碳含量为2.24%，生气强度大，介于18×108～40×108m3/km2[24]。上部吴家坪组也具备一定的生烃能力。4套烃源岩组成的烃源灶为箱内提供充足的烃源。下部烃源岩由断层沟通向上供烃，下二叠统烃源岩对其内部储层供烃，吴家坪组烃源岩生烃增压与上覆膏盐地层封盖的共同作用对下伏地层流体起到了有效的封堵作用。

3.5 仓储空间

压力封存箱内发育多套储层，为压力封存箱的“仓储空间”，主要有栖霞组、下石炭统总长沟组、中泥盆统观雾山组，其中栖霞组和观雾山组已发现厚层孔隙型白云岩储层。

泥盆系为古隆起背景之上沉积的一套前海陆棚相沉积物，其中观雾山期水体较浅，水动力较强，白云岩及造礁生物发育，有利于白云岩储层发育。石炭纪时期沉积环境与下伏泥盆系类似，具有继承性。至下二叠世沉积期，栖霞期继承了云南运动对泥盆系、石炭系改造后的古地貌背景，海侵范围远远大于泥盆纪和石炭纪，上扬子地区全面接受沉积，加里东古隆起核部形成地势相对较高的宽缓高带，奠定了栖霞期台地边缘滩相沉积的基础，栖霞组厚度稳定，双鱼石地区栖霞组厚度介于110～120 m。

栖霞组岩心、岩屑常规薄片鉴定分析结果表明，栖霞组储层主要以褐灰色、浅灰色细—中晶云岩、中—粗晶云岩为主，晶粒较粗大，孔隙类型以晶间溶孔为主（图6-a、b）。晶粒大小较均匀，半自形粒状镶嵌结构为主，见生物碎屑。根据川西北K2井、ST3井的栖霞组151个样品的物性分析资料（图6-c），栖霞组白云岩孔隙度最小值为0.42%，最大值为16.51%，平均值为3.58%。孔隙度分布主要介于2%～6%；渗透率介于1.51×10－4～784.00 mD，平均值为10.90 mD，主要介于0.01～1.00 mD。孔隙度和渗透率总体上具有较好的正相关关系，随着孔隙度的增大渗透率呈上升趋势，表明研究区内栖霞组气藏的储集空间主要为孔隙，兼有少量微裂缝，具有良好的储渗性。栖霞期为台地边缘滩相沉积，厚度稳定，为一套厚度大且分布稳定的孔隙型白云岩，是压力封存箱内最有利的仓储空间。

观雾山组储层主要以浅灰色—浅褐灰色生屑云岩、紫红色角砾状细—中晶云岩为主，储集空间主要为晶间溶孔、粒间溶孔及溶洞，局部见生物体腔孔（图7-a、b）。据对ST3井、ST8井、野外露头等89个样品的物性实验分析（图7-c），观雾山组白云岩孔隙度最小值为0.76%，最大值为5.17%，平均值为1.74%，孔隙度分布主要介于1%～3%，孔隙度大于2%的样品的孔隙度平均值为2.74%，占总数的27.6%；渗透率分布介于3.30×10－4～1.91 mD，平均值为0.14 mD，主要分布介于1.00×10－3～ 0.10 mD，占样品总数的69.0%。孔隙度大于2%的24个样品渗透率分析结果统计显示，渗透率主要分布介于2.29×10－3～1.81 mD，平均值为0.37 mD。从储层孔渗关系来看，孔隙度和渗透率具有较好的正相关关系（图7-c）。随着孔隙度的增大渗透率呈上升趋势，揭示了观雾山组气藏的储集空间主要为孔隙。总体来看，观雾山组白云岩发育，厚度介于40～100 m，储层中溶洞和溶孔发育兼有微裂缝沟通，储渗性能较好，但分布具有一定的非均质性，是潜在的仓储空间。

图6 川西北栖霞组储层特征图

图7 川西北观雾山组储层特征图

4 封存箱古压力演化与油气成藏模式

压力封存箱的形成是一个动态过程，存在多期的改造最终形成现今的封存箱特征[8,25]，在这一系列演化过程中形成箱内或者箱外的多种油气成藏模式[3]。

地层高压存在多种发育机制，如烃类生成作用、构造挤压、欠压实作用、水热增压、矿物的转化等[26-31]。

川西北中三叠统—古生界异常高压形成机制可以为两大类：①烃类生成作用，随着有机质热演化，烃源岩排烃和原油裂解对地层发育高压有重要影响；②构造挤压，推覆作用对地层的挤压造成地层内天然气体积压缩从而形成高压。

4.1 烃源岩热演化过程

采用Easy%Ro动力学模型[32]，结合实钻数据模拟双鱼石构造带ST3井的地层埋藏史—热演化史过程如图8所示。从图8可以看出，双鱼石构造带寒武系烃源岩在志留纪末（距今约410 Ma）至晚三叠世（距今约210 Ma）为生油高峰（0.7%＜Ro＜1.0%），原油在中侏罗世（距今约180 Ma）以后开始裂解（Ro＞2.0%）。双鱼石构造带的下二叠统和上二叠统烃源岩分别在晚侏罗世（150 Ma）和早白垩世（130 Ma）进入主要生气阶段（Ro＞2.0%）。

4.2 构造演化过程

4.2.1 加里东—海西期

加里东期，川西北属于被动大陆边缘环境，拉张背景下龙门山地区发育多条北东—南西向同沉积正断层[33-34]。马角坝断裂以东地区位于断裂下盘，持续抬升，大部分区域奥陶系和志留系地层剥蚀，出露寒武系地层，形成加里东古隆起，加里东古隆起在海西期继续发展，双鱼石构造带泥盆系至二叠系直接覆盖在寒武系之上，形成有利的源储配置（图9-a）。

4.2.2 印支期

印支期—燕山期为油气早期聚集期。

印支早期，加里东古隆起西侧受龙门山挤压抬升，褶皱变形，成为现今盆地西北部边界雏形。加里东期古隆起核部以东地区位于早期断裂下盘，受挤压整体抬升，双鱼石—中坝地区处于古构造高部位形成印支期古隆起（图9-b）。印支期古隆起形成时间与寒武系生油高峰期匹配较好，有利于古油藏的形成。嘉陵江组及雷口坡组膏盐层残厚可超过300 m，压力封存箱顶板开始形成，为古隆起范围内的下二叠统、泥盆系—石炭系储层的油气早期成藏创造了优越的保存条件，形成早期的高压古油气藏（图9-c）。

4.2.3 燕山期

侏罗纪沉积期，①号断裂停止活动，侏罗纪末双鱼石—中坝地区持续隆起，形成相对隆起带，而断裂东侧下盘的背冲背斜带表现为在印支期古隆起背景下的继承性隆起高带，烃源灶在中侏罗世之后大量生成的天然气，在箱顶板和西侧隔板的封堵下开始形成下二叠统以及泥盆系—石炭系的高压油气藏。而①号断裂西侧推覆构造带地层保存条件被破坏，印支期形成的高压油气藏遭到破坏，为常压地层。

图8 川西北ST3井埋藏史—热演化史图

图9 川西北构造演化与油气成藏过程示意图

白垩纪沉积期，作为封存箱侧向隔板的①号断裂未进一步突破上覆的三叠系，这对该断裂东侧下盘的背冲背斜带油气藏起到良好的封堵性，形成现今压力封存箱格局，即推覆带演变为箱外常压带，背冲背斜带演变为压力封存箱的西次箱（高压带），低缓褶皱带的九龙山构造演化为压力封存箱的东次箱（超高压带），东次箱由于在侏罗纪时期没有经历西侧的泄压过程，因此比西次箱保存了更高的地层压力（图9-d）。

4.2.4 喜马拉雅期

喜马拉雅期为气藏调整期，上古生界聚集的烃类物质已全面进入气态烃阶段。地震和钻井资料证实，在喜马拉雅运动期间，即使印支运动早期断裂得到加强，背冲背斜带内的伴生断裂向上仍未能突破中下三叠统膏盐层的有效覆盖，具备优越的成藏封闭条件，燕山期形成的压力封存箱未被破坏。在压力封存箱内，天然气重新调整聚集，并富集成藏。陈绥祖和曾恕蓉[35]在对压力封存箱与油气藏分布的研究中认为高压封存箱内相对低压的位置为油气富集区。从研究区压力封存箱来看，背冲背斜带中（西次箱）茅口组由于更加接近封存箱顶部且岩性更为致密，泄压相对较少，所以保存了更高的地层压力形成现今压力封存箱的压力系统，即箱内茅口组发育超压（压力系数为1.8～2.0）、栖霞组发育高压（压力系数为1.4～1.6）、泥盆系—石炭系发育高压（压力系数为1.5～1.8），栖霞组为仓储空间中压力系数最低的储集段，由于有箱内上下高压的保存，位于压力封存箱内相对低压的栖霞组为油气富集区，另外与封存箱下部烃源灶（寒武系泥页岩）直接接触的泥盆系白云岩储层也是潜在的有利勘探层系（图9-e）。

从图9的压力封存箱形成过程可以看出，推覆断裂在燕山期破坏了矿山梁等构造的压力保存性造成压力释放，天然气逸散，形成现今的常压，原有的封存箱破坏。燕山早期（侏罗纪）背冲背斜带压力部分释放，燕山后期（白垩纪）由于①号断裂的封闭性，在下部断层和上覆膏盐层以及吴家坪组生烃、下二叠系内部生烃的促使下再次形成高压气藏，尤其是顶板附近的茅口组形成了超高压，即形成西次箱现今压力封存状态，九龙山构造未经历泄压过程所以在构造挤压、持续生烃以及原油裂解等增压机制下形成了现今的超高压，即形成东次箱的超高压带。

5 油气勘探潜力

通过以上分析可以看出，川西北中三叠统—古生界存在压力封存箱，油气在箱内成藏，箱内烃源灶、隔板、仓储空间和输导体系在时空上配置关系良好，压力封存箱经历了从形成到破坏到再形成的过程，原先存在异常高压的推覆构造带由于上覆保存条件的破坏，古压力散失，至今为常压。从封存箱的形成过程来看，由于隔板封堵性好，形成时期又早于大量生气期，随着生气量的加大形成异常高压，压力封存箱内的异常高压是充足气源和良好保存条件的表现，油气首先富集在距离顶板较近的优质储层内，双鱼石—中坝地区的下二叠统栖霞组发育台缘滩相厚层孔隙型白云岩储层且靠近封存箱顶板，是有利天然气富集区。另外，泥盆系观雾山组白云岩储层发育，且直接与下伏寒武系烃源岩接触，与封存箱内的烃源断裂配合，源储匹配良好，是潜在的有利勘探层系。从构造来看，作为西侧隔板的①号断裂在双鱼石—中坝地区具有良好的封闭性且停止活动的时期早于大规模生气期，由于推覆作用，①号断裂东侧（断下盘）形成成排成带的背斜构造带，具备良好的圈闭条件，因此①号断裂东侧（断下盘）背斜构造是潜在的勘探目标。