四川盆地中二叠统天然气勘探新进展与前景展望

2020-08-13杨跃明张玺华狄贵东

天然气工业 2020年7期

杨跃明杨雨文龙张玺华陈聪陈康张亚狄贵东汪华谢忱

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

0 引言

四川盆地中二叠统天然气勘探始于20世纪50年代，早期勘探主要集中在该盆地南部，以印支期古风化壳为重点先后发现了圣灯山、阳高寺、自流井等一批中二叠统茅口组（当时称之为阳三段）缝洞系统气藏，储集体为岩溶缝洞型石灰岩储层，非均质性强，气藏规模大小悬殊，产气层主要发育在局部构造高点、沿长轴方向，气藏受现今构造圈闭控制。此后在持续开展川南地区中二叠统天然气勘探的同时，针对整个四川盆地中二叠统开展了预探工作，部署了一批探井，在川西北矿山梁、九龙山构造实施钻探，勘探获得了一些重要发现：在矿山梁构造发现厚层状白云岩储层，但含气性差；九龙山构造在中二叠统栖霞组、茅口组均获得工业性气流，为裂缝性石灰岩储层，气藏规模小。上述勘探未能取得重大突破。

2011年后，川中古隆起震旦系—寒武系特大气田的发现[1]，揭示该盆地海相碳酸盐岩油气规模聚集成藏与“古裂陷、古隆起、古侵蚀面”密切相关。由此重新认识四川盆地中二叠统，加大了对二叠系沉积—构造演化的研究，以川西栖霞组台缘作为突破口，2012年在川西台缘带北段双鱼石地区部署风险探井ST1井，栖霞组钻获块状孔隙性白云岩储层，测试获高产工业气流。这进一步证实区内白云岩储层受沉积相带控制，储层规模发育且整体含气。随后针对盆地中二叠统的勘探工作全面展开，先后在川中、川东、蜀南以及川西南部地区部署以中二叠统为主探或兼探层的风险探井和预探井，均获得天然气勘探重大发现。GS18、MX42、MX31X1井在川中栖霞组钻遇滩相白云岩储层，测试均获得高产工业气流。PT1井在川西南部栖霞组发现厚层状滩相白云岩储层并获高产工业气流。YJ2井在蜀南向斜区钻遇茅口组岩溶孔隙型储层，测试获高产。YT1井在川西简阳地区峨眉山玄武岩组发现孔隙性火山岩储层并获高产工业气流，新领域勘探获得了重大突破。四川盆地中二叠统天然气勘探取得的一系列新发现和新苗头，展现出良好的天然气勘探前景。

1 区域地质背景

四川盆地处于扬子板块西缘，经历了多期次的构造运动（图1），是典型的多旋回性克拉通盆地。从基底形成到晚期造山成盆，是经历了扬子旋回、加里东旋回、海西旋回、印支旋回、燕山旋回及喜马拉雅旋回等6大沉积构造旋回的多期构造叠合盆地[2]。其中加里东旋回晚期挤压隆升—海西中晚期裂陷运动过程对四川盆地中二叠统油气成藏具有重要的控制作用。海西旋回主要包括泥盆纪—二叠纪，盆地总体是以海侵和扩张为主。中二叠世栖霞期沉积整体受加里东期古地貌影响，自盆地东西两侧向川中地区海侵。茅口期继承了栖霞期的沉积格局，茅口初期沉积地貌相对稳定；茅口晚期，岩浆上拱，局部地区发生拉张下沉，形成断陷盆地，沉积了孤峰组深水相硅质岩；茅口末期，火山活动，隆升作用达到顶峰，中上扬子区整体隆升到海平面以上，遭受区域性侵蚀，形成中上二叠统之间的平行不整合面[3]。在加里东和海西构造运动的控制下，中二叠统自下而上发育了栖霞组、茅口组及峨眉山玄武岩组3个重要勘探目的层。

2 对中二叠统的认识进展与天然气勘探方向

四川盆地中二叠统为一套碳酸盐岩与火山岩地层组合。早中二叠世中国南方整体处于海侵背景，海水沿早古生代的古隆起地貌超覆，由盆地周缘向川中地区阶梯式海侵上超，川西地区处于巴颜喀拉海盆边缘，发育碳酸盐岩台地—台地边缘沉积环境，随着海水持续入侵，在川中古隆起周缘发育台内颗粒滩相沉积环境。茅口中晚期克拉通内拉张作用加强，川中至川北地区开始出现台内裂陷，裂陷周缘发育台地边缘至台地相。茅口末期，地幔柱隆升，沉积演化暂时停滞，地层出露水面造成区域侵蚀。随着火山喷发，盆地大部分区域被火山岩覆盖，但火山岩相存在差异，岩性以爆发相火山碎屑岩、溢流相玄武岩和空落相凝灰岩为主（图2）。

受沉积格局的控制，栖霞组在川西台缘及环川中古隆起周缘发育规模分布的台缘和台内滩带；茅口组裂陷边缘和台内高带是优质孔隙型储层发育的有利区；茅口组末期侵蚀作用下形成的斜坡和残丘带是有效岩溶储层发育带；距离火山口较近的爆发相是火山碎屑岩优质储层规模发育区。

2.1 盆地栖霞组沉积格局及控储作用取得新认识，明确了勘探方向

2.1.1 川西海盆边缘栖霞组发育大面积台缘滩

图2 中国南方晚石炭世—早中二叠世构造—层序岩相古地理图

受巴颜喀拉海盆的控制，在上扬子克拉通大陆边缘的川西地区发育栖霞组台缘相—开阔台地相，台缘带呈北东向沿河湾场—矿山梁—双鱼石—雅安一线展布[4-6]。台缘带西临广海，沉积水体能量强，发育残余颗粒结构白云岩，叠合后期成岩作用改造，孔隙型储层大面积发育（图3），含气性好，是盆地栖霞组有利的勘探区带。

从连井剖面（图3-a）可以看出，川西茂汶—北川一带发育栖霞组盆地相，欠补偿沉积厚度相对较薄，岩性为泥页岩变质的千枚岩和板岩，向东至青川—江油一带开始出现台地相沉积，青川何家梁一带出露栖霞组厚度为120 m，岩性为具残余颗粒结构的白云岩，表现出高能滩相特征，沉积相带为台缘带，台缘带沿龙门山自北向南连续分布，向川中滩体变薄，出现薄储层纵向叠置，从川西至川中地区栖霞组发育盆地相、台缘相、台内相，沉积相序完整。

双鱼石地区的实钻结果表明，台缘带储层岩性以细—中晶白云岩为主，具残余颗粒结构，储集空间主要为晶间（溶）孔、粒间（溶）孔及溶洞，总体具有低孔低渗特征，局部发育中高孔，孔隙度主要介于2%～6%，平均值为3.7%，渗透率主要分布在0.01～1.00 mD，以中孔中喉为主，孔喉连通性好，储层厚度介于15～40 m，ST1井和PT1井钻探成果证实川西栖霞组台缘带控制了优质白云岩储层分布，滩相白云岩储层呈厚层块状，含气性好。

2.1.2 盆地栖霞组台内滩广泛发育，优质白云岩储层沿古隆起周缘呈环带分布

通过精细层序对比和薄储层地震预测技术，刻画了川中地区台内滩展布特征（图4），可以看出川中地区栖霞组台内滩沿古隆起周缘呈环带状展布，滩体规模受古隆起控制，分布面积大。

图3 四川盆地栖霞组沉积相连井对比图

图4 川中高磨地区栖霞组台内滩与白云岩储层平面分布图

栖霞期海平面在川中古隆起高部位高频振荡，沉积了多期台内高能滩，形成多层叠置白云岩储层。储层岩性以细—中晶白云岩为主，见残余颗粒结构，孔隙度主要介于2%～6%，平均值为4.08%，渗透率主要分布在0.01～1.00 mD，平均值为0.35 mD，储层单层厚度较薄（1～8 m），累计厚度为5～25 m，储层相对较薄，但分布面积广，含气性好，单井测试产气量高，埋藏相对较浅，勘探开发条件优越。

综上所述，栖霞组沉积格局受到加里东构造运动影响，盆地内川西台缘和川中古隆起高带控制了高能滩体的分布和优质储层规模发育，形成盆地内“一缘一环带”规模滩相白云岩分布的格局。

2.2 茅口组发育相控型滩相储层和岩溶缝洞型储层，明确勘探新领域

盆地茅口组沉积早期继承了栖霞组沉积格局，整体处于碳酸盐岩缓坡沉积环境，主要为一套由黑灰色灰泥灰岩与灰色灰岩组合，具有一定的生烃能力。茅口组中晚期由于强烈的拉张作用，盆地北部地区发生拉张下沉，形成断陷盆地，台内形成隆凹相间的格局，在裂陷（台洼）边缘发育高能滩相，局部地区叠加白云化作用，形成规模分布的孔隙型白云岩储层。茅口组晚期盆地大规模的隆升，遭受强烈的侵蚀作用，形成岩溶地貌格局，岩溶斜坡和残丘带是岩溶孔洞型储层发育区。从成藏特征分析，岩溶储层形成的古岩性圈闭，利于油气早期成藏，晚期构造运动在未遭受强烈破坏作用地区，古油气藏仍能得到保存。因此，区内古岩溶斜坡带和现今构造向斜的叠合区是寻找茅口组油气富集区的重要领域。

2.2.1 茅二期裂陷（台洼）边缘发育相控型储层，“一台缘、三高带”是重要的勘探区带

中二叠世晚期，整个扬子板块处于拉张环境[7]，受板块俯冲和峨眉地裂运动的影响，在川北广元—巴中一带形成克拉通台内裂陷[8]，裂陷内发育孤峰组深水相沉积，为茅口组同期异相的产物[9]，岩性以泥岩及硅质泥岩为主，沉积厚度比茅口组显著减薄，见放射虫、骨针、底栖红藻等深水生物，台缘分布在剑阁—龙岗一带（图5）。通过地层划分对比和地震追踪及沉积相研究（图5-b、c）表明，在盆地内发育2个台内洼地，与广元—巴中克拉通台内裂陷一样呈北西—南东向展布，其两侧存在蓬溪、盐亭和射洪3个台内高带（图5-c），形成“一台缘、三高带”的沉积格局。近期钻探的JT1井位于射洪高带，茅二段岩性以残余颗粒白云岩为主，内夹亮晶砂屑灰岩（图6）为边缘滩相沉积，测井解释储层厚15 m，孔隙度为4.9%，且具有良好的含气性。追踪台缘和台内高带已钻井资料分析，亮晶颗粒灰岩普遍发育，具高能相带沉积特征。沿台缘和台内高带普遍发育的高能滩体结合后期白云化作用，利于形成优质孔隙型储层。

2.2.2 茅口组末期强烈的侵蚀作用，形成岩溶古地貌格局，岩溶斜坡和残丘带是岩溶孔洞型储层发育区

受峨眉地幔柱隆升影响，四川盆地在茅口组末期整体抬升暴露地表，遭受强烈的岩溶改造[10]。前期研究发现茅口组岩溶现象普遍，但后期的沉积作用导致茅口组顶部发育的岩溶孔洞多被渗流物或后期胶结物充填[11-12]，普遍发育的岩溶孔洞储层难以得到有效保存，且分布规律难寻。本轮研究通过钻井资料对比分析与地震综合解释，重构了四川盆地茅口组岩溶古地貌格局（图7）。通过对区内大量老井复查表明，位于岩溶斜坡的D12以及位于岩溶残丘的Z5井岩溶储层发育，而位于岩溶洼地的T2井和YT1井岩溶储层发育较差（图7-b）。研究认为在古岩溶斜坡区及岩溶残丘周缘，由于岩溶流体流速快，溶蚀孔洞不易充填，有利于形成有效岩溶孔洞型储层。

基于上述认识，在蜀南地区岩溶斜坡与现今构造的向斜叠合区部署钻探YJ2井，该井钻井过程中在茅口组岩见井漏显示，岩心资料显示岩溶作用较强，溶蚀孔洞发育，见溶沟、溶缝及渗流粉砂，储层厚度35.9 m，平均孔隙度6.5%，渗透率3.621 mD，测试产气量58.87×104m3/d。蜀南地区岩溶斜坡带是岩溶孔洞型储层发育有利区得到证实（图6），进一步拓展了盆地茅口组岩溶缝洞型储层的勘探领域。

2.2.3 古岩溶圈闭有利于早期成藏，受晚期构造运动的影响，在向斜区破坏作用相对较弱，有利于油气保存

蜀南地区岩溶斜坡区岩溶作用强烈，岩溶缝洞型储层发育，且分布在泸州古隆起区（图8）。茅口组气藏其烃源主要来自下志留统龙马溪组及茅一段，烃源岩在上三叠统须家河组沉积末期进入生油窗，开始大量生油，液态烃沿断裂向上运移，并在茅口组早期岩溶发育区聚集区成藏。侏罗系中晚期，古油藏裂解成古气藏，喜山期构造运动对古气藏进行大规模调整。而现今构造的向斜区破坏作用相对较弱，断裂普遍不发育，具备较好的保存条件，古气藏能得以保存。

2.3 爆发相火山碎屑岩发育规模孔隙型储层，是重要的天然气勘探新领域

峨眉地裂运动导致四川盆地大规模的火山喷发，火山岩广泛分布，尤以川西地区更为发育。近期实施的YT1井钻探表明爆发相火山岩发育优质孔隙型储层，且物性条件好，测试获高产工业气流，表明广泛分布的火山岩成为四川盆地勘探的新领域。通过川西—蜀南地区火山岩分布和火山机构刻画，在成都—简阳、大邑—新津以及蜀南地区发育多个火山机构，爆发相大面积分布，具备火山碎屑岩优质储层规模发育的有利条件，勘探前景广阔。

图5 四川盆地茅口晚期沉积相特征图

图6 茅口组储层特征图版

图7 四川盆地茅口组岩溶古地貌特征图

图8 蜀南地区岩溶地貌与向斜区、泸州古隆起叠合图

2.3.1 成都—简阳地区发育爆发相火山碎屑岩孔隙型储层

四川盆地内火山岩面积约为11×104km2，川西南—蜀南地区以玄武岩为主，厚度一般介于150～300 m。川中、川北地区以凝灰岩为主，川东地区局部发育玄武岩，厚度介于10～50 m。川西成都—简阳地区发现近火山喷发中心的爆发相玄武质火山碎屑岩，地震资料刻画成都简阳地区爆发相火山岩面积约1 750 km2，火山岩整体厚度介于150～300 m，其中爆发相厚度介于79～229 m，埋深超5 000 m，该套爆发相火山岩具有分布面积广、厚度大的特点。据地球化学特征分析该套火山岩属于峨眉山大火成岩省的一部分，按照 TAS（Total Alkali Silica）分类，四川盆地二叠系火山岩主要为偏碱性或亚碱性的基性、超基性岩类[13-17]。

成都—简阳地区火山岩岩性主要为火山熔岩（玄武岩）、火山碎屑熔岩和火山碎屑岩，其中，火山碎屑熔岩含有大量火山角砾，火山碎屑岩除含有大量火山角砾外，还含有大量灰质角砾（图9），推测为火山喷发过程中下伏茅口组的自碎角砾。火山碎屑大量发育表明其具有爆发相特征。

火山岩碎屑熔岩段和火山碎屑岩段孔隙发育，储层空间主要为溶蚀微孔，其次是角砾间溶孔（图9）。溶蚀微孔在铸体薄片中呈蓝色连片弥散状分布，可由脱玻化微孔后期受溶蚀作用改造形成[18]，溶蚀微孔在火山碎屑熔岩段和火山碎屑岩段均较发育，而角砾间溶孔仅发育在火山碎屑岩段。

火山碎屑熔岩段和火山碎屑岩段储层物性好，为高孔隙度—特高孔隙度储层。YT1井储层孔隙度分布介于5%～20%，主体区域介于10%～20%，平均孔隙度为13.76%；渗透率分布介于0.001～1.000 mD，主体区域介于0.01～0.10 mD，平均渗透率为0.058 mD。TF2井储层孔隙度分布范围较广，介于5%～30%，主体区域介于15%～20%，平均孔隙度为17.07%；渗透率分布介于0.001～10.000 mD，主体区域介于0.1～1.0 mD，平均渗透率为0.227 mD。2口井储层孔隙度—渗透率均显示较好的相关性（图10），反映了研究区主要发育孔隙型火山岩储层。

2.3.2 成都—简阳地区火山岩气藏烃源及生储盖配置关系好

简阳地区发育高角度断裂，断穿下寒武统烃源岩和火山碎屑岩储层，在空间上可以形成下生上储的近源有利组合（图 11）。火山岩上覆上二叠统龙潭组泥岩厚度大，是良好的直接盖层，三叠系厚层膏岩盖层广覆式分布，为优质区域盖层[19]。在良好的成藏要素匹配关系下，即使YT1井区埋深超过5 000 m，仍具有良好的物性，天然气资源丰度可达19.35×108m3/km2，属于高丰度、超深层的孔隙型火山岩气藏。

3 天然气勘探潜力与前景展望

3.1 中二叠统具有天然气规模成藏的有利条件

近期研究已认识到，四川盆地中二叠统栖霞组、茅口组和峨眉山玄武岩组均发育规模优质储层，纵向上与下伏寒武系或志留系优质烃源岩直接接触，平面上与寒武系裂陷槽和志留系生烃凹陷叠置（图12-a），烃源充足、源储配置好。

3.1.1 中二叠统气源来自下伏烃源，具近源特征

据气源分析（图12-b），可以明确中二叠统栖霞组、茅口组、峨眉山玄武岩组气源主要来自寒武系和志留系烃源，兼有下二叠统烃源，其中川西—川中栖霞组、简阳爆发相火山岩、简阳—威远茅口组岩溶储层气源主要来自寒武系裂陷槽烃源岩，部分来自茅一段黑灰色灰泥灰岩烃源岩，蜀南茅口组烃源主要来自志留系烃源。据栖霞组天然气甲、乙烷碳同位素分析显示，甲烷碳同位素介于－32‰～－29‰，乙烷碳同位素介于－29‰～－26‰，与川中高磨地区灯影组同位素组成基本一致，表明气源与寒武系烃源岩有关[20]。YT1井二叠系火山岩天然气甲、乙烷碳同位素分布与磨溪寒武系龙王庙组气藏较一致，气源以寒武系筇竹寺组为主，为高—过成熟油型气特征。

图9 成都—简阳地区爆发相火山碎屑岩储层宏微观特征图版

图10 YT1、TF2井火山岩储层孔、渗分布及孔—渗交会图

3.1.2 下伏寒武系和志留系烃源丰富

图11 成都—简阳地区火山岩气藏生储盖配置关系图

图12 四川盆地中二叠统天然气成藏要素配置关系图版

德阳—安岳台内裂陷为区域拉张背景下，受张性断裂控制，呈NNW向展布，南北长为320 km，东西宽度介于50～300 km[21]。裂陷主要发育于震旦纪灯影组沉积期—早寒武世筇竹寺组沉积期[22]，裂陷内下寒武统麦地坪组和筇竹寺组发育厚层优质烃源岩，烃源岩厚度介于300～450 m，有机碳平均含量大于2%，两套烃源岩累计生气强度介于 100×108～ 180×108m3/km2。裂陷内优质烃源岩为川西—川中栖霞组、川中—川北茅口组、成都—简阳地区火山岩提供了充足的气源。另外，蜀南和川东地区位于志留系龙马溪组生烃凹陷，沉积400～700 m巨厚个的龙马溪组泥质烃源，生烃强度100×108～360×108m3/km2，为厚层优质烃源，资源基础丰富为蜀南地区茅口组提供充注烃源。

盆地中二叠统栖霞组、茅口组、火山岩多套优质储层直接覆盖于寒武系或志留系烃源之上，经断层沟通形成“下生上储”的良好源储匹配关系。

3.2 中二叠统天然气勘探前景展望

油气成藏条件分析表明，中二叠统烃源充足、优质储层发育、纵向上多层系叠置、源储配置好，是盆地勘探重要领域，目前勘探已经取得重要突破。

3.2.1 栖霞组“一缘一环带”高能滩相控制规模储层，是集中突破的重点领域

通过栖霞组取得的勘探新认识，明确了川西台缘滩和川中环古隆起分布的台内滩是栖霞组重点勘探方向，也是近期集中突破的重点领域。

栖霞组有利勘探面积广，川西北部台缘滩相白云岩储层有利勘探面积为2.8×103km2；川西南部台缘滩相白云岩储层有利勘探面积为4.8×103km2；环加里东古隆起周缘台内滩相白云岩储层有利勘探面积为5.2×103km2，其中高磨地区有利面积约为2.2×103km2，磨溪以北地区有利面积约为3×103km2。川西南台缘滩相白云岩储层及环加里东古隆起周缘台内滩相白云岩储层勘探程度低，勘探潜力大。

3.2.2 茅口组裂陷（台洼）边缘滩和岩溶斜坡带是下一步天然气勘探的拓展领域

川北台缘滩、川中台洼边缘滩预测有利勘探面积为5.5×103km2。其中，射洪、盐亭、蓬溪高带预测面积为2.5×103km2，剑阁台缘带有利面积为3×103km2。蜀南和川西南地区岩溶斜坡、残丘带分布面积近10×103km2，临近寒武系和志留系烃源中心，成藏条件优越，其中勘探程度低、保存条件较好的蜀南向斜区有利勘探面积约为2×103km2，是下一步勘探重要的拓展领域。

3.2.3 明确了火山岩爆发相是有利勘探方向，是重点勘探新领域

近期勘探进展认识到火山岩爆发相规模优质储层发育，推动了火山岩勘探认识。新发现的成都—简阳地区爆发相火山岩储层厚度大，物性好，气源充足，爆发相火山岩地震反射特征清晰，落实程度高，连片发育，展布面积达1.75×103km2，目前资源丰度可达19.35×108m3/km2，爆发相火山岩已显示出较大的资源潜力，YT1井以南地区构造部位高，是近期集中评价勘探的重要区带。另外通过井标定、地震追踪发现大邑—新津地区爆发相面积为0.98×103km2，蜀南地区爆发相面积为0.42×103km2，是风险勘探的潜力区。