四川盆地寒武系沧浪铺组油气勘探重大发现及其启示

2020-04-14赵路子谢继容龙罗陈友莲王文之

天然气工业 2020年11期

乐宏赵路子杨雨谢继容文龙罗冰和源陈友莲王文之

1.中国石油西南油气田公司 2.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院 3.中国石油西南油气田公司勘探事业部

0 引言

震旦系—下古生界是四川盆地寻找油气规模储量的重要领域，川中古隆起的形成演化在很大程度上控制了该盆地震旦系—下古生界油气成藏过程[1-3]。在对震旦系—下古生界近80 年的油气勘探历程中，先后发现了威远、安岳两大气田，仅后者震旦系—下古生界天然气探明储量就占四川盆地海相碳酸盐岩的一半以上。但与此同时，勘探发现主要集中在上震旦统灯影组和下寒武统龙王庙组[4-7]，相对于整个震旦系—下古生界而言，勘探程度低、勘探区块集中、勘探层系不均衡的问题日益凸显。在震旦纪到早古生代较为连续的沉积—构造背景下，德阳—安岳裂陷槽和川中古隆起分别控制了台地边缘滩和台内颗粒滩的发育[8]，因此近年来研究者逐渐把视野转移到古隆起北斜坡地区，认为该区具有震旦系—下古生界多层系天然气规模成藏的可能，进而部署了多口“立足灯影台缘、兼顾多层勘探”的风险探井及预探井。继风险探井PT1、JT1 分别于川中古隆起北斜坡灯二段、灯四段获得重大突破及勘探新苗头之后，近期JT1 井又在下寒武统沧浪铺组14.5 m 厚的块状孔隙型气层中测试获得51.62×104m3/d 的高产工业气流。由此打开了沧浪铺组天然气勘探的新场面，标志着四川盆地震旦系—下古生界除灯影组、龙王庙组以外的层系首次取得战略重大发现与突破。

1 区域地质背景

四川盆地震旦纪—早寒武世表现为南北向展布的隆—坳构造格局（图1），在盆地西部发育贯穿盆地南北的克拉通内裂陷[9-12]，被命名为德阳—安岳裂陷槽。早寒武世早期（对应下寒武统筇竹寺组沉积期），海水从盆地东南方向侵入，海平面快速上升，盆地在深水沉积背景下普遍发育泥质、硅质或碳质页岩，覆盖在灯影组之上[13-14]，裂陷槽受西侧或北侧物源供给的影响，在该时期逐步填平补齐[15-18]。进入早寒武世中期（对应下寒武统沧浪铺组沉积期），上扬子克拉通构造格局发生重大转变，垂直差异运动幅度明显减小，隆—坳格局开始消失[19]。

沧浪铺组俗称“下红层”[5]，区域上岩石类型较为复杂，根据其不同的组合特征，将沧浪铺组自下至上划分为沧一、沧二两段。沧一段与下伏筇竹寺组整合接触，碳酸盐岩较为发育，以石灰岩、白云岩夹部分碎屑岩沉积为主要特征；沧二段顶部与上覆龙王庙组整合接触，以泥岩、砂岩、泥质砂岩等碎屑岩沉积为主。

图1 四川盆地震旦纪—早寒武世隆—坳格局展布特征图（麦地坪组+筇竹寺组厚度印模）

2 震旦系—下古生界勘探历程与沧浪铺组气藏的发现

2.1 勘探历程

截至目前，四川盆地川中古隆起钻至震旦系—下古生界探井共117 口，主要位于古隆起西南翼的威远地区及东侧高部位的高石梯—磨溪地区，其勘探历史可分为以下四个阶段。

2.1.1 威远气田发现阶段（1940—1964 年）

以1964 年威基井于上震旦统灯影组中途测试获日产气7.98×104～14.5×104m3为标志，随后威远构造12 口探井在震旦系相继获气，控制含气面积216 km2，获得天然气探明储量400×108m3，成为中国第一个整装海相大气田。

2.1.2 探索突破阶段（1965—2012 年）

威远地区获得重大勘探突破之后，川中古隆起震旦系—下古生界开始受到各方的关注，并普遍认为具备较大的天然气勘探开发潜力[1-7]，地质工作者也开始对其进行了持续的探索。虽然随后在资阳古圈闭范围内钻探了资1 井、资2 井等多口探井，并成功发现了资阳含气构造，但由于资料有限、前期地质认识不足以及勘探手段和技术条件落后等诸多原因[6]，一直未获得更大突破。通过该阶段的勘探研究发现，威远构造外围斜坡区局部构造保存条件差，以产水为主，而古隆起东部倾没端高石梯—磨溪构造具有较好的油气成藏条件，勘探潜力巨大。

2006 年，四川盆地震旦系—下古生界被列入中石油重点风险勘探领域[15]。2006—2009 年部署的MX1、BL1、HS1 等3 口风险探井证实了震旦系—下古生界分布多套储层，但成藏条件相对复杂且储层横向变化差异明显。因此要想在该区域寻找有利的储层发育区，必须寻找保存条件好的高部位继承性构造。2009—2011 年，在不断深化认识的基础上，针对继承性构造发育区和古隆起斜坡区再次部署GS1、LG1、MX8 等3 口风险探井。2011 年，GS1 井于灯二段射孔酸化测试获日产气102.14×104m3；2012年MX8 井于龙王庙组上下两段合计测试获日产气190.68×104m3。GS1 井与MX8 井的高产标志着川中古隆起震旦系—下古生界在历经半个世纪的不断探索和发现后，终于取得了重大的历史性突破。

2.1.3 高效勘探开发阶段（2013—2019 年）

立足川中古隆起高石梯—磨溪地区7 500 km2大面积含气区，2013 年，发现了目前我国单体规模最大的海相碳酸盐岩整装气藏——龙王庙组气藏，提交天然气探明储量4 403.83×108m3；2016 年，龙王庙组气藏建成110×108m3/a 生产能力；2018 年灯四段台缘带实现整体探明，提交天然气探明储量4 348.5×108m3，于2019 年底建成45×108m3/a 产能；2019 年，通过台内精细评价勘探，实现灯影组储量有效升级和动用，提交天然气探明储量1 591.35×108m3。用时7 年，安岳气田累计提交天然气探明储量1.04×1012m3，建成了150×108m3/a 产能特大型气田。

2.1.4 战略拓展阶段（2019—现今）

2018 年以来，中石油以立足于北斜坡灯影组台缘带，同时兼顾多层系立体勘探的原则，在3 年时间内整体部署了三维地震4 450 km2，同时论证并实施了风险探井2 口、预探井2 口。2019 年，风险探井JT1 井在灯四段和下寒武统沧浪铺组见到重要勘探新苗头（灯四段解释气层厚度为100 m，沧一段解释气层厚度为14.5 m）；2020 年，风险探井PT1 井于川中古隆起北斜坡灯二段测试获气121.89×104m3/d，取得了北斜坡灯影组天然气勘探重大突破。

2.2 沧浪铺组气藏重大发现

随着JT1 井沧浪铺组钻遇厚度为14.5 m 的白云岩气层，该层系再一次引起了勘探工作者的重视，针对性工作随之展开。经复查，盆地内钻遇沧浪铺组探井148 余口，整体油气显示较丰富，其中52 余口井在沧浪铺组一段见到较好的油气显示。同时，JT1、CT1、CS1 等多口钻井测井解释结果显示出储层物性较好、厚度较大的特征。因此综合决定对JT1、CT1井沧浪铺组开展试油工作。2020 年10 月15 日，JT1井沧浪铺组测试获51.62×104m3/d 工业气流，实现了四川盆地沧浪铺组油气勘探首次战略突破。

3 沧浪铺组含油气地质条件

3.1 地层及沉积特征

3.1.1 地层充填特征

图2 乐山范店剖面—湖北三峡剖面沧浪铺组对比图

德阳—安岳裂陷槽在早寒武世早期接受了筇竹寺组充填之后，槽内筇竹寺组厚度远大于两侧台地区，但此时裂陷槽并未被完全填平补齐[20-22]。进入早寒武世中期，沧浪铺组继续对裂陷槽进行充填。自盆地南西至北东方向（图2），可见沧一段是对消亡期德阳—安岳裂陷槽的进一步填平补齐过程，其与下伏筇竹寺组横向展布规律具有相似性，在德阳—安岳裂陷槽内（ZY1 井）厚度均出现明显增大。位于裂陷槽西侧的沧一段以碎屑岩沉积为主，东侧以碳酸盐岩沉积为主，表明该时期裂陷槽对东西两侧沉积仍然具有分隔控制作用。沧二段横向厚度变化相对不大，上覆龙王庙组底部碳酸盐岩沉积相对稳定，表明沧二段沉积后裂陷槽基本填平并且整体地貌趋于稳定。

平面上，四川盆地内沧一段残余地层厚度总体介于0～200 m（图3-a），裂陷槽区域内地层厚度较大，向绵阳—剑阁一带厚度超过150 m，向裂陷槽两侧厚度明显减薄。盆地周缘地区厚度最大，沿重庆—武隆—秀山一线地层厚度超过200 m，泸州—宜宾—珙县地区超过300 m。沧二段残余地层厚度总体亦介于0～200 m（图3-b），呈现出自盆地内向周缘逐渐增厚的特征。裂陷槽区域内地层厚度明显增大，向绵阳—剑阁一带可超过200 m。裂陷槽区域两侧厚度呈减薄趋势，以西地区受古隆起剥蚀影响，地层较薄，介于50～100 m；以东地区地层厚度变化范围不大，介于100～150 m。在盆地的东部，沿重庆—武隆—秀山一线地层厚度超200 m，盆地南部泸州—宜宾—珙县地区大于200 m。

图3 四川盆地沧浪铺组平面展布特征图

3.1.2 岩相古地理特征

沧一段沉积期，受四川盆地盆缘康滇古陆、成灌杂岩体、摩天岭古陆以及盆内沉积地貌的影响，德阳—安岳消亡裂陷演变为陆棚内洼地沉积，岩性主要为泥质灰岩、灰质泥岩等。以洼地边缘为界，西部为滨岸—混积潮坪碎屑岩沉积，东部为清水陆棚碳酸盐岩沉积，以颗粒滩发育为特征（图4-a、图5）。

沧二段沉积期，随着周缘古陆的进一步抬升，陆源物质自西部和北部向盆地内大量输入。德阳—安岳棚内洼地很大程度已被填平，仅在盆地北部及南部有部分残留，以泥质灰岩、灰质泥岩沉积为主（图4-b）。沧一段沉积期的清水浅水陆棚区此时已大部分演变为混积浅水陆棚，以砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩为主（图4-b、图5），夹少量碳酸盐岩沉积。清水陆棚区向盆地东南侧进一步迁移，范围较沧一段沉积期大大缩小。

图4 四川盆地沧浪铺组岩相古地理特征图

图5 四川盆地及周缘下寒武统沉积模式图

3.2 储层特征与类型

野外踏勘及钻井资料证实，沧一段储层为相控叠加岩溶改造后的孔隙型储层，储集岩主要包括残余鲕粒云岩、砂屑云岩、粉晶云岩、灰质云岩及云质鲕粒灰岩等（图6）。储集空间类型主要有粒间溶孔、晶间溶孔、晶间孔（图6-a～e），岩心及镜下偶见裂缝（图6-f）。多口井的测井解释结果显示，孔隙度介于2%～5%，渗透率介于0.050～0.124 mD，物性条件较好。

3.3 天然气成藏要素配置

3.3.1 构造—岩性复合圈闭规模发育

JT1 井位于现今构造背斜高部位及斜坡区，上倾方向的断裂、上覆沧一段的泥岩及滩间致密岩性带封堵使得JT1井形成构造—岩性复合圈闭气藏（图7）。由于JT1、CS1、CT1 井的气层底界海拔存在着较大的差异，分别为－6 597.5 m、－7 159.5 m、－5 908.3 m，表明各井处于不同的气藏系统，气藏间可能依靠大型断裂和致密岩性带予以封隔，具备形成大型单斜构造背景下规模构造—岩性圈闭气藏的可能性。

利用射洪、西充、公山庙三维地震以及大川中二维地震资料，提取沧一段内部最大波峰振幅、最大波峰数等地震属性，再通过波型聚类方法，建立岩相—地震相反射模式，对比分析后于三维区内定性预测出3 块碳酸盐岩潜在发育区（图8）；同时基于谱分解的相对阻抗反演技术，定量预测出CS1 井区、JT1 井区及射洪三维北部—CS1 井区存在着3 个呈北西—南东向碳酸盐岩厚值区（图9），有利勘探面积逾3 200 km2。将预测厚度与实钻厚度进行对比发现误差仅2～8 m，表明预测结果较为准确可靠。

图6 四川盆地沧浪铺组储集岩类薄片照片

图7 四川盆地沧浪铺组天然气成藏模式图

3.3.2 近源成藏，源储配置条件优越

沧浪铺组直接覆盖于筇竹寺组烃源岩之上，形成下生上储的源储配置关系，具备优先捕获油气的有利条件，奠定了规模气藏形成的基础。从四川盆地筇竹寺组烃源岩厚度分布情况可以看出（图10），德阳—安岳裂陷内展布范围及沉积厚度最大，介于150～350 m，岩性以黑色泥页岩、碳质泥岩为主。北斜坡沧浪铺组颗粒滩紧邻裂陷槽生烃中心，并且断裂系统发育。因此总体来看，北斜坡沧浪铺组烃源及源储配置条件十分优越。

4 勘探启示

图8 四川盆地沧浪铺组碳酸盐岩平面分布预测图

图9 四川盆地沧浪铺组碳酸盐岩厚度地震预测平面图

图10 四川盆地筇竹寺组烃源岩厚度与沧一段滩体叠合图

JT1 井沧浪铺组气藏的发现不仅证实了四川盆地沧浪铺组具有较大的油气勘探潜力，发掘了该盆地内又一个具备规模成藏条件的含油气层系，实现了震旦系—下古生界继灯影组、龙王庙组之后的又一重大战略性突破，同时对于推动该盆地内下古生界寒武系高台组、洗象池组以及奥陶系等新层系的基础研究和油气勘探工作有着重要的启示作用。虽然在上述部分层系已见到一些勘探苗头或获得了少量研究发现，但总体上对其研究认识、勘探程度等都还处于较低的水平，有待于勘探工作者进行持续攻关研究。JT1 井沧浪铺组的油气勘探突破将进一步解放勘探思维，坚定拓展勘探新领域、新层系的信心及决心。这无疑将对上述待发现领域的天然气勘探起到巨大的推动和示范效应，从而拉开四川盆地震旦系—下古生界新一轮油气规模发现的序幕。