川东檀木场构造向斜区茅口组油气成藏演化及成藏控制因素

陈双玲,袁海锋,陈 聪,朱联强,杨雨然,张 亚,张晓丽,张玺华,谢 忱

(1.中国石油西南油气田公司 勘探开发研究院，成都 610041；2.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)

中二叠统茅口组(P2m)是四川盆地重要的含油气层系之一，目前油气发现主要集中在川南地区，川东地区茅口组勘探成效不如川南地区。川东地区钻遇茅口组的钻井基本是以石炭系为目的层的过路井，钻井数量达到520余口[1]，发现了卧龙河、龙会场等气田。从20世纪60年代在川南地区发现茅口组气藏以来，四川盆地茅口组整体的布井原则从“一占一沿”发展到“三占三沿”[2]，钻井均集中在构造高部位及断裂周边。在历经多年的勘探之后，背斜圈闭的勘探程度已经很高，难以再优选有利勘探区带，四川盆地茅口组的勘探形势日益严峻，寻找新的勘探目标成为急需解决的问题。

四川盆地茅口组除背斜圈闭发育区以外，还存在大面积的宽缓向斜区，同样发育茅口组岩溶储层。如早期川南地区宝藏、云锦、来苏等向斜区曾钻获少量工业气井，反映出背斜圈闭外的向斜区也可聚集形成工业性气藏。但鉴于早期勘探技术与认识的局限，认为这类不受背斜圈闭控制的气藏勘探难度较大，获气成果率较低，一直未受到重视。

2018年在川东向斜区部署的风险探井----WT1井，在茅口组获82.18×104m3/d的高产工业气流，更加证实了四川盆地茅口组气藏并非只局限在现今构造及大型断裂周边，宽缓向斜区同样具有勘探前景，川东檀木场构造向斜区高产井的发现为茅口组的勘探指明了新的方向。

以往对茅口组的研究集中在沉积相、岩溶储层及主控因素上[3-5]，对于向斜区茅口组成藏规律及演化过程方面的研究甚少，本文对川东地区向斜区WT1井茅口组开展成藏解剖，分析向斜区茅口组成藏条件，探讨其油气成藏演化规律与成藏控制因素，旨在揭示此类气藏的油气成藏规律，为茅口组后续的勘探部署提供借鉴。

1 区域地质背景

檀木场地区位于四川省东北部达州市境内，构造上隶属川东中隆高陡构造区的华蓥山构造群，主要呈现出由NNE-NEE高陡背斜带和断裂带组成的隔档式褶皱面貌[6]，研究区以断凹相隔于七里峡、沙罐坪等构造带主体[7](图1)。根据构造特征，研究区在垂向上可分为下、中、上3个构造层，侏罗系-中三叠统雷口坡组为上构造层，表现为被动变形特征；下三叠统-中寒武统为中构造层，表现为挤压褶皱变形；寒武系及以下地层为下构造层，表现为弱变形特征。本文讨论的对象WT1井茅口组属于中构造层，钻井位置位于断鼻构造下倾方向，地层平缓，变形相对较弱，构造圈闭不发育[8]。

2 烃源条件

川东地区茅口组气藏存在2套潜在烃源岩，从下至上依次为下志留统龙马溪组泥岩和中二叠统栖霞组-茅口组碳酸盐岩[9]。中二叠统烃源岩主要为茅口组第一段(简称“茅一段”)的灰色泥晶灰岩、泥灰岩、黑色硅质岩及栖霞组泥灰岩。泥灰岩有机质类型以Ⅱ2型为主，平均有机碳质量分数(wTOC)为2.1%；泥岩有机质类型以Ⅲ型为主，平均有机碳质量分数为3.12%，有机质丰度高。研究区中二叠统生烃强度在(1～2)×109m3/km2。龙马溪组烃源岩主要为盆地相的黑色泥页岩[10]，有机质类型为Ⅰ型，川东地区有机碳质量分数为0.2%～6.7%[11]，生烃强度为(2～6)×109m3/km2。研究区下伏2套广泛分布的烃源岩具备优越的生烃能力，为茅口组气藏的形成奠定了物质基础。

据川东龙会场、雷音铺以及邻区泰来、福石构造茅口组天然气组分及同位素特征，茅口组天然气主要为有机成因气，CH4含量高、C2H6含量低，干燥系数大，为典型的干气，且演化程度较高。天然气地球化学特征表明其以原油第二次裂解为主；天然气的乙烷碳同位素表明其母质类型以腐泥型天然气为主，茅口组气藏的天然气表现为二叠系和志留系烃源岩混源特征，以志留系的贡献为主，和前人的观点较为一致[12]。

3 储集条件

四川盆地茅口组发育海侵背景下的碳酸盐岩，在东吴运动期暴露地表，遭受了1～1.5 Ma的大气水风化淋滤。茅口组被不同程度剥蚀，地层整体呈现“南厚北薄”的趋势，残留厚度100～350 m；同时形成大量的溶蚀孔洞与裂缝，改善了致密灰岩的储集性能，使之成为天然气有效储层[13]。研究区位于岩溶斜坡带，表生岩溶作用发育[14]。茅口组残余第二段(简称“茅二段”)及以下地层，在钻井过程中主要表现为钻井液的漏失、井涌、井喷、钻头放空、憋钻、跳钻等，油气显示为气侵或气测异常。

通过对檀木场地区及邻区龙会场、七里峡、雷音铺等构造带内钻遇茅口组的钻井漏失、放空统计表明，共发生98次油气显示，以井漏、气测异常为主。显示集中在茅二段，表明钻遇数量可观的溶(孔)洞和裂缝，为储层提供了极为有利的储集空间。沙罐坪构造G2井岩心上也可见大型溶缝，多为垂向分布，缝宽大多超过4 cm，这些溶蚀缝洞大多被泥质渗流物及渗流粉砂充填，部分充填亮晶方解石，为表生岩溶作用的证据。岩溶缝洞型储层主要发育在与颗粒滩相沉积相关的生屑灰岩、亮晶生屑灰岩等颗粒灰岩中。储层连井对比剖面表明(图2)，储层主要分布在距离茅口组顶50 m之内，局部可达80～100 m，而较好的油气显示及产层也主要发育在距离不整合面以下0～100 m的范围内。

檀木场构造向斜区的WT1井茅口组厚度185 m，自下而上发育茅一段、茅二c及部分茅二b地层。在钻揭茅口组时发生5次井漏，漏失3 390 m3钻井液，表明钻遇大型岩溶缝洞体。根据WT1井的岩屑薄片观察，在距离茅口组顶部13 m处，在4 840～4 900 m深度出现大量单晶方解石充填物，这些方解石晶面平直，自形程度高，颗粒直径>500 μm(图3、图4)；从4 900 m深度向下，单晶方解石数量明显减少，岩性多为泥晶生屑灰岩。分析认为是茅二段顶部在表生期岩溶作用形成的溶蚀孔洞(图4)。测井解释表明，WT1井茅口组共发育3套储层(图3)，均发育在茅二段上部：第一套储层距离茅顶10 m，储层厚度为28 m，为主要的储集层，薄片观察该层段见珊瑚高能浅水生物，该套储层的顶部岩屑薄片上见渗流粉砂现象；第二套储层距离茅顶67 m，深度为4 894～4 903 m，厚度为9 m；第三套储层距离茅顶92 m，储层厚度较薄，为3.2 m。对WT1井茅二段第一套及第二套储层酸化测试获82.18×104m3/d的高产工业气流。

岩溶储集层平面上往往具有非均质性强的特征，在侧向上形成良好的封堵条件，易于形成岩性圈闭[15]。为进一步确定WT1井茅口组储层的范围、连通性以及气藏的类型，分析了WT1井茅口组两次压力恢复试井曲线的特征(图5)。其压力导数曲线持续上翘，表明在近井区渗透率远高于远井区渗透率；后期压力导数曲线与压力曲线相交，表明在远井区存在低渗透阻隔带，区域天然气并非是以平面径向方式向近井区流动，而是通过一些局部通道向井流动。由此可见，WT1井周边发育岩溶储层，具有一定的连通性，远井区为致密低渗透带，整体为一个岩性圈闭。

4 油气成藏演化及控制因素

4.1 油气充注期次分析

流体包裹体记录了油气藏形成过程中的成藏事件，碳酸盐岩储层中不同期次胶结充填物中所捕获的烃类包裹体内的成分和相态可以作为烃源岩在不同成熟演化阶段生排烃作用的重要标志[16-18]。储集层中与烃类包裹体及共生的含烃盐水包裹体的均一温度反映了储集层油气运聚时的温度，可作为油气成藏期次划分的依据。

川东檀木场地区WT1井茅口组岩屑样品中流体包裹体的类型、形态及气液比等表明，该区不同期次方解石胶结物和充填物中的原生流体包裹体非常发育。含烃盐水包裹体多为无色或灰色，气烃包裹体多呈灰色-深灰色，包裹体大小一般在(2 μm×4 μm)～(12 μm×9 μm)，常成群成带分布，流体包裹体气液体积比<5%(图6)。在岩相观察的基础上，利用LINKAM THMS600型冷热台对WT1井茅二b储层中发育的与烃类流体包裹体伴生的含烃盐水包裹体进行均一温度测试，共获得4组数据，温度范围分别是：92～95 ℃，142～145 ℃，195～212 ℃，152～175 ℃。

为进一步明确其油气充注期次和充注时间，将单井流体包裹体温度与该区茅口组埋藏、热演化历史相对照，结合不同期次流体包裹体的丰度、相态等特征分析，认为檀木场构造茅口组存在至少4期油气成藏事件(图7)。

第一期包裹体主要发育在粉晶-细晶方解石胶结物中，为无色-灰色的盐水包裹体以及深灰色-褐色液烃包裹体，均一温度为92～95 ℃，记录了古油藏形成时期的成藏温度；第一期油气成藏时间为早三叠世-中三叠世(图8)。第二期包裹体发育在细晶方解石中，主要为灰色的盐水包裹体及呈深灰色的气烃包裹体，均一温度为142～145 ℃；该期方解石中发育的气液两相包裹体的激光拉曼位移对应的谱峰位置为2 913.60，气态部分为甲烷[16,19](图8)；该期主要为凝析油和湿气的生成期，对应的地质时间为早侏罗世-中侏罗世。第三期包裹体为方解石中无色-灰色的含烃盐水包裹体、气烃包裹体，以及深褐色的沥青质包裹体，主要为气藏的成藏时期；沥青质包裹体的发育记录了古油藏中的原油裂解为天然气的成藏事件；该期的成藏温度为195～212 ℃，地质时间为晚白垩世。第四期成藏主要发生在晚白垩世后的构造隆升期,该成藏事件被晚期缝洞中方解石所捕获的气烃包裹体所记录，成藏温度为152～157 ℃(图7)。

4.2 茅口组顶面古构造演化

前人研究表明，川东开江古隆起为印支运动晚期基本定型、燕山期持续发育、喜马拉雅期解体的一个北东向大型侵蚀古隆起[20-22]，北至城口—巫溪大巴山断裂带，南至重庆南川—武隆地区。

研究区位于开江古隆起主体部位。根据构造演化，结合成藏期次分析，认为开江古隆起的形成、发育及演化对研究区茅口组气藏有明显控制作用。

为了探明开江古隆起构造演化对檀木场茅口组油气成藏的影响和控制，基于82口钻井、37条二维地震格架测线等资料，分析了研究区茅口组顶界面在雷口坡组(T2l)沉积期末、须家河组(T3x)沉积期末和早侏罗世沉积期末3个时期茅顶的古构造(本文仅列出早侏罗世末期茅口组顶面古构造)。雷口坡组沉积末期，茅口组顶面古圈闭形态呈北东向展布，高点位于WT1井-TD23井-QL25井-W75井一带，开江古隆起在此时期基本定型。须家河组沉积期末，茅顶的高部位为TD井-QL井-L7井一带，茅顶构造的范围变小，呈现东翼陡、西翼缓特征，与雷口坡组末期的构造形态相比，开江古隆起高部位整体向东迁移。早侏罗世末(图9)，茅口组顶面构造核部范围变小，古隆起继续向东迁移。根据WT1井油气成藏期次的分析，早侏罗世末期为古油气藏形成时期，该时期开江古隆起的形态仍然存在；直到白垩纪-第三纪，受盆内造山运动与区域隆升影响，川东地

区全面褶皱，古隆起解体。

4.3 油气成藏演化

为了进一步分析研究区WT1井茅口组油气成藏过程，结合平面古构造演化、烃源岩成熟演化恢复了T3x，J1、K末以及现今4个时期不同构造部位的油气成藏演化史(图10)。

中-晚三叠世，开江古隆起形态较为明显，檀木场构造WT1井处于古隆起区的局部高点，此时期志留系烃源岩处于生油高峰，为古油藏形成阶段，对应于茅口组气藏第Ⅰ期油气充注。

早-中侏罗世，整体构造继承性发育，WT1井持续处于高部位，志留系烃源岩生成凝析油和湿气，二叠系烃源岩也在此时期开始生烃，为古油气藏形成阶段，对应于茅口组的第Ⅱ期成藏。在开江古隆起的构造高点、斜坡部位的钻井岩心中均可观察到沥青，沥青主要分布在缝合线、粒间(溶)孔、晶间孔中，为液态烃裂解的产物。其中位于古隆起相对高部位的G2井、QL13井等沥青最为发育(图11)，也证实了研究区茅口组曾大面积发育古油藏。

中-晚白垩世，由于喜马拉雅期构造运动的影响，古隆起开始解体，WT1井仍处于开江古隆起的局部高点。由于持续的深埋作用，志留系与二叠系烃源岩均处于干气生成阶段，此时圈闭中的油也几乎全部裂解为天然气，茅口组古气藏形成。WT1井茅口组发育的第Ⅲ期包裹体记录了该期油气成藏事件。

晚白垩世-现今，气藏进入调整定型期，喜马拉雅期构造运动导致整个川东地区强烈褶皱变形，新的断裂和裂缝形成。邻区龙会场隆升速度快、隆升幅度大，调整为构造高部位；而檀木场地区隆升幅度小，演化为现今的宽缓向斜区。烃源岩为晚期生气阶段，茅口组气藏最终定型，流体包裹体均一温度反映WT1井茅口组第四期成藏的温度为152～175 ℃。

上述分析表明，早三叠世至晚白垩世，研究区逐步演化形成隆起带，WT1井一直位于古隆起高部位，为油气运聚有利方向，多套烃源接力持续向茅口组岩性圈闭供烃，一共经历了4期油气充注，对应于4个关键地质时期，分别为中晚三叠世的古油藏成藏期、早-中侏罗世的古油气藏成藏期、晚侏罗世-早白垩世的古气藏期及晚白垩世以来的气藏调整期。檀木场构造晚期调整幅度较小，演变为现今向斜区，表现出“原位”型油气聚集的特征。而邻区龙会场早期为开江古隆起翼部的低幅隆起，但其圈闭形成早、构造幅度大，早期古油藏与气藏形成后，晚期调整为构造高部位，具“早聚晚藏”的特征。

4.4 油气成藏控制因素

根据以上油气演化过程的研究，结合开江古隆起发育的地质背景，认为WT1井茅口组成藏模式为“早期高位聚集、晚期原位调整、天然岩性封堵、孔洞裂缝聚集成藏”。即早期茅口组受表生岩溶作用，发育缝洞型岩溶储层，形成岩性圈闭；后期在多期次构造运动中，持续处于开江古隆起高部位，仅圈闭规模和主高点发生迁移，构造格局始终稳定；2套烃源岩生油气高峰与构造演化较为匹配。由于古隆起经历时间长，产生次生溶蚀缝洞，生成的油气通过断裂、裂缝向岩性圈闭中运移聚集，晚期受喜马拉雅构造运动影响演变为现今向斜地区并最终调整定型。与川东地区的高陡构造带相比，檀木场构造隆升幅度较邻区小，变形程度弱，保存条件好。

5 结 论

a.川东地区檀木场构造及邻区茅口组为开阔台地沉积背景下的颗粒滩相沉积，受东吴运动的影响，发育岩溶缝洞型储层。钻井、录井、测井和试井资料表明，位于向斜区的WT1井茅口组气藏为典型的缝洞型岩性气藏，区域上广泛发育的志留系龙马溪组泥页岩和二叠系烃源岩，为茅口组气藏的形成奠定了物质基础。

b. WT1井包裹体均一温度记录了4期油气充注，对应于4个成藏时期：古油藏形成期、原油裂解油气藏期、大量生气阶段的气藏形成期和最终气藏调整定型期。WT1井茅口组成藏模式为“早期高位聚集、晚期原位调整、天然岩性封堵、孔洞裂缝聚集成藏”。

c. 檀木场构造向斜区茅口组成藏主控因素为：多套烃源接力持续供烃是气藏形成的物质来源；表生期岩溶作用及埋藏期溶蚀作用形成的晶间孔、粒内溶孔，为古油藏的形成提供了良好的储集空间；印支期开始发育的开江古隆起与早期发育的通源断裂、裂缝利于油气聚集；圈闭的形成演化与源岩生排烃时间耦合关系好，后期调整幅度小、改造弱是气藏形成的关键。WT1井的高产表明，川东地区具有古隆起背景的向斜区是油气有利的聚集带，可作为四川盆地中二叠统茅口组下一步的勘探方向。