川北元坝地区下寒武统仙女洞组储层特征及油气勘探潜力

2021-07-24梁子锐熊治富

天然气技术与经济 2021年3期

梁子锐刘晶熊治富王银潘蓓

（中国石化勘探分公司，四川成都 610000）

0 引言

近年来，对四川盆地寒武系的油气勘探取得了重大发现，川中安岳龙王庙组高能滩相大型气藏天然气探明储量已达4 403×108m3［1］。据近期的报道，川中古隆起北斜坡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51.62×104m3／d的高产工业气流［2］，表明寒武系纵向上具有丰富的挖潜空间。与此同时，露头和钻井均揭示川北地区寒武系浅滩相发育且分布广泛，下寒武统仙女洞组是其中的典型代表层系，是油气勘探的重要新领域。前期研究者对川北仙女洞组的沉积环境进行了广泛的研究，主要形成了3种观点：一是潮坪环境，二是碳酸盐岩台地边缘灰泥丘、礁滩相，三是碳酸盐斜坡；并认为其物源主要来自碧口地块、汉南古陆及康滇古陆［3-5］。而对于川北元坝地区仙女洞组沉积相平面展布、储层发育特征及主控因素等方面鲜有深入的研究，对有利区带分布和勘探潜力方面更是有待进一步探讨。为此，笔者基于研究区及周缘野外露头、钻井岩心、录井和地震资料，对仙女洞组的沉积储层特征、成烃成藏条件进行系统研究，并预测有利储层分布区带，力争推动川中地区以外寒武系油气勘探的新突破。

1 区域地质背景

元坝地区属上扬子地台的北缘部分，位于川北坳陷与川中低缓构造带的结合部，纵向上可划分为上、中、下构造变形层，海相构造层整体表现为西高东低、主体部位地层产状平缓、构造变形弱的构造特征，对油气保存有破坏性的大断层不发育。

早寒武世，元坝地区自下而上沉积了筇竹寺组、仙女洞组、沧浪铺组和龙王庙组。仙女洞组岩性总体为一套含丰富古杯类的石灰岩、鲕粒灰岩，夹钙质细砂岩及角砾状灰岩，厚度为70～180 m（图1）。不同地层小区仙女洞组的岩性组合和厚度变化较大。仙女洞组横向上大致与大巴山前—湘鄂西地区的石牌组、川中地区沧浪铺组一段、川东南地区的明心寺组和川西南地区遇仙寺组下部相当［5-7］，属于同期异相的关系。本次研究把盆地内相当层位统称为仙女洞组，从全盆角度开展相关对比分析。

图1 研究区区域位置与地层柱状图

早寒武世四川盆地早期拉张形成绵阳—长宁裂陷槽，筇竹寺组沉积了巨厚的泥页岩，是一套优质烃源岩［8-13］。在筇竹寺—仙女洞组沉积过程中，整体为海退背景，四川盆地西南、西侧的古陆持续提供大量物源，在深水区快速堆积，使绵阳—长宁裂陷槽自南向北关闭。仙女洞组沉积期已经接近填平，从大隆大坳的格局过渡至整体台地化，仅残余局部的台内洼地（图1），对陆源碎屑有一定的隔档作用，使川北一带成为适合碳酸盐岩生长、沉积的清水、开阔台地环境。

2 沉积储层特征

川北地区仙女洞组在上述构造沉积背景下能否形成有效的油气储层是评价其勘探潜力的基础。因此，笔者从川北地区仙女洞组的沉积相特征、储层特征及发育主控因素、有利储层展布预测等方面进行分析。

2.1 沉积相特征

仙女洞组岩性复杂，包括石灰岩、白云岩及碎屑岩3大类，表明其沉积相类型丰富多样。以岩性组合、沉积构造等标志为主，结合测井相、地震相标志以及沉积韵律，可将仙女洞组沉积相类型划分为滨岸、混积台地、开阔台地、局限台地和陆棚。立足全盆选取了跨相带的系列钻井和露头开展沉积相对比分析。从近南北向和近东西向的两条剖面来看，盆地西南部、西部等靠近古陆边缘地区的沉积物以滨岸相碎屑岩为主。向东至GS17井等过渡至混积台地相沉积，以一套含陆源碎屑石英砂的钙质泥岩及泥质灰岩为主，GS17井处于早寒武世裂陷槽中心，中下部发育一套台洼亚相的泥岩。JT1井、CS1井和TX1井所处地区位于开阔台地环境，浅滩沉积不同程度均有发育。川中地区GT2井一带为局限台地环境，以白云岩为主。再往东至竹溪县双桥村剖面，再次以开阔台地相灰岩沉积为主（图2）。在川北灯影—筇竹寺期的裂陷槽范围内，仙女洞组沉积期局部仍残留了一些小型的台内洼地，台洼周边因局部古地貌高和水动力能量加强，是浅滩沉积的主要发育带。

图2 元坝及邻区仙女洞组近东西向沉积相横剖面图

2.2 储层特征及发育主控因素

川北地区仙女洞组露头区普遍可见鲕粒灰岩，累计厚度从4～56 m不等，经观察和取样分析发现其物性总体致密、低孔隙度、低渗透率，18件样品中的大部分样品孔隙度小于2.0%，仅4件样品的孔隙度大于2.0%，最大孔隙度值为5.2%。镜下可见岩石胶结作用强，溶蚀孔洞欠发育，有少量孔也被石英充填，总体表现出白云石化作用弱、重结晶和充填作用强的特征，早期孔隙未能有效保持（图3a、3b、3c）。反观井下，邻区JT1井仙女洞组测井解释储层6层，累计厚度达24.5 m，主要分布于中上部的鲕粒白云岩发育段，测井计算其孔隙度为2.0%～4.3%。阆中地区CS1井仙女洞组测井解释储层2层，累计厚度为10.9 m，同样分布于中上部的灰质鲕粒白云岩发育段，测井孔隙度最大值为3.32%，岩心实测孔隙度为1.70%～4.34%。综合有效储层的情况分析，岩性主要为鲕粒白云岩、粉—细晶白云岩及灰质白云岩；储集空间有粒内溶孔、晶间溶孔、粒间溶孔及裂缝等（图3d、3e、3f）；储层孔隙度介于2.00%～4.34%，渗透率介于0.003 8～1.510 0 mD，为裂缝—孔隙型储层。白云石化程度与储层发育密切相关。

图3 仙女洞组储层特征图

综上所述认为，远离陆源、高能浅滩暴露及早期白云石化是仙女洞组储层发育的控制因素。储层物性与岩性密切相关，高能浅滩是储层形成的物质基础；沉积期及准同生期古地貌位置高是储层孔隙空间保存和改善的关键，一方面暴露溶蚀“增孔”，另一方面白云石化强，增强了储层抗压实压溶的能力，有利于孔隙保存。

2.3 储层有利发育区

川北地区阆中—元坝—南江地区仙女洞组沉积期位于台内残存的台洼边缘，台洼对西边古陆的物源有所隔档，水体清澈，适合碳酸盐岩生长，是高能鲕粒滩、生物丘发育区带。通过对元坝—九龙—剑阁地区三维地震资料的解释（图4）发现，元坝地区仙女洞组内部发育低频、弱振幅、微幅丘状等浅滩储层的典型响应特征，揭示该区是浅滩储层发育区。邻近的川中—川东北局限台地白云岩相区又可进一步为滩相颗粒灰岩的白云岩化提供镁离子等物质基础，有利于改善储集物性。

图4 元坝—九龙—剑阁地区仙女洞组有利储层相带解释剖面图

综合采用上覆地层厚度印模法和自身地层残余厚度法恢复剑阁—元坝连片三维区仙女洞组沉积期的古地貌（图5），以明确浅滩的有利发育区。如图5所示，在连片三维区的西部和东部均是近南北向展布的低洼条带，元坝三维区中西部则是适合白云石化浅滩发育的古地貌相对高区域。在此认识的基础上，通过“相面法”、多属性融合和波阻抗反演分析，在古地貌相对高的元坝中西部识别出仙女洞组有利储层分布面积912 km2，储层厚度为10～35 m。

图5 剑阁—元坝地区仙女洞组沉积期古地貌与储层有利区叠合图

3 油气勘探潜力分析

以元坝地区仙女洞组有利储层分布区为对象，综合烃源岩条件、油气保存条件、成藏条件匹配关系等因素，进一步对川北地区仙女洞组的有利勘探区带和资源潜力进行评价。

3.1 烃源岩条件

寒武系筇竹寺组黑色碳质泥岩是四川盆地寒武系油气藏的主力烃源岩［14］。川北元坝地区筇竹寺组烃源岩厚度可达300～350 m（图6）。有机碳含量（TOC）分布特征与暗色泥页岩分布特征相似，平均TOC介于0.5%～4.0%，有机质成熟度普遍较高，现今镜质体反射率值（Ro）可达1.5%～4.2%，有机质类型主要为腐泥型（Ⅰ型），生烃强度为（50～400）×108m3／km2。元坝地区紧靠盆地西北部烃源岩沉积中心和生烃中心，整体位于油气运聚斜坡区，烃源条件较好，具备形成大中型气田的基础。

图6 川北地区下寒武统有效烃源岩厚度等值线图

3.2 保存条件

元坝地区发育优质区域性盖层，主要有上三叠统及其以上陆相地层、海相中下三叠统膏盐岩、志留系泥质岩及下寒武统泥质岩陆相地层纯泥岩厚1 800 m以上，占该段地层厚度的40%以上，最大单层厚度介于25～30 m。海相区域盖层自下而上分别为下寒武统泥质岩、奥陶系泥质岩盖层及致密碳酸盐岩、中下志留统泥质岩、中下三叠统膏盐岩盖层。上覆地层沧浪铺组发育累计100余米厚的致密层，岩性为深灰色、灰色粉砂岩、砂岩、泥质粉砂岩及灰质泥岩等［15］，是仙女洞组气藏良好的直接盖层。另外，该地区海相构造层整体表现为西高东低、主体部位平缓、大断层不发育的特征，油气保存条件较好。

3.3 油气成藏匹配关系

根据邻区JT1井及CS1井资料分析认为，筇竹寺组生成的油气可沿高角度断裂运移至仙女洞组、龙王庙组、洗象池群中成藏。元坝地区下寒武统烃源岩二叠纪末进入生油高峰后，至早三叠世期间是早期原油充注期，此时受峨眉地裂影响，元坝地区高角度断裂处于活动期，烃源岩生成的大量油气通过断裂运移至仙女洞组优质浅滩储层中，岩性侧向封堵形成早期古油藏；早侏罗世时期，古油藏中的古原油裂解形成古气藏；喜马拉雅期至今属于气藏调整期，此时元坝仙女洞组储集体处于构造斜坡部位，有利于油气的汇聚成藏（图7）。

图7 下寒武统烃源岩埋藏史与仙女洞组储集体成藏史匹配图

3.4 区带及资源潜力

综上分析，川北元坝地区受残余台洼和局限台地夹持，发育仙女洞组白云石化浅滩储层，纵向上与寒武系龙王庙组、洗象池群等多套高能浅滩储层形成一定的叠合关系。综合烃源岩、保存条件以及成藏条件匹配关系等因素，评价元坝中西部面积为912 km2的浅滩储层分布区为川北地区的油气勘探有利区（图5），估算其区带天然气资源量为2 832×108m3，是川东北地区天然气增储上产的潜在区域。