四川盆地西部中二叠统栖霞组天然气成藏特征及主控因素

文 龙 汪 华 徐 亮 张 亚 袁海锋 陈双玲 乔艳萍 谌 辰

（ 1中国石油西南油气田公司川西北气矿；2中国石油西南油气田公司勘探开发研究院；3 成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室 ）

0 引言

四川盆地中二叠统的油气勘探始于20世纪50年代，早期主要在盆地东部及南部地区，勘探对象为裂缝型或岩溶缝洞型石灰岩储层[1-7]。近年来，盆地中西部地区多口井在中二叠统栖霞组（P2q）获得高产工业气流，揭示了栖霞组滩相孔隙型白云岩储层的勘探潜力[8]，栖霞组也成为中国石油西南油气田公司（简称西南油气田公司）重点油气勘探目的层系之一[9]。如川西北双鱼石地区具有发育高能滩的古地貌背景并位于龙门山山前带的构造位置[4]，2012年，西南油气田公司在该地区部署的风险探井ST1井栖霞组测试日产天然气87.6×104m3，后续的ST3、ST8及ST12等井均显示出良好的勘探开发效果，具有丰富的资源潜力[1-3]。

川西地区位于龙门山冲断带前缘，由于多期次构造运动导致断裂十分发育，气藏调整活动复杂，栖霞组天然气的来源问题一直存在争议[10]。调研前人研究发现，四川盆地中二叠统栖霞组天然气来源主要有3种观点：（1）主要为中二叠统泥灰岩烃源岩输入[11-12]；（2）为上二叠统煤型气和中二叠统油型气的混合供源[11]；（3）为下寒武统筇竹寺组及二叠系烃源岩混合输入。但对于川西地区栖霞组天然气成藏期次、成藏演化和成藏主控因素的研究还不够深入。

本文立足于前人对川西地区中二叠统栖霞组沉积环境、构造特征、岩性组合等方面的研究成果[2-3,13]，利用大量的钻井、测井及实验分析测试等资料，通过对川西地区栖霞组天然气来源、储层特征及成藏期次的分析，明确川西地区中二叠统栖霞组油气成藏特征及天然气富集规律。所获得的新认识为栖霞组下一步的勘探提供了支撑。

1 地质背景

川西地区东部为川中古隆起，西部为龙门山冲断带，南部为峨眉山—瓦山断块带，北部为米仓山褶皱带[14-15]（图1）。川西北地区位于德阳—安岳裂陷槽内，川西南地区紧邻德阳—安岳裂陷槽，槽内大规模发育寒武系筇竹寺组优质烃源岩，具有十分优越的烃源条件；同时多期次构造活动所形成的构造—岩性圈闭，为油气聚集提供了有利条件。川西地区分布有双鱼石、平落坝、周公山、大兴场等大型含油气构造，中二叠统自下而上发育梁山组、栖霞组和茅口组。主要目的层段栖霞组可分为两段，栖一段岩性为深灰色泥晶生屑灰岩、含泥质泥晶生屑灰岩、亮晶生屑灰岩、亮晶藻（砂）屑灰岩夹泥质条带，底部见燧石结核团块；栖二段岩性为浅灰色—褐灰色晶粒云岩、亮晶生屑灰岩、亮晶藻（砂）屑灰岩和泥晶生屑灰岩等。

图1 川西地区区域构造位置图（据文献[10]修改）Fig.1 Regional structural location map of western Sichuan Basin (modified after reference [10])

2 岩相古地理及储层特征

2.1 中二叠统栖霞组岩相古地理

对川西地区不同构造位置的钻井岩性—岩相剖面、岩石薄片、测井曲线等分析对比，可将栖霞组划分出两个三级层序SQ1和SQ2[16-17]。以川西北ST3井为例（图2），栖霞组沉积早期层序（SQ1旋回）为快速海侵过程，相对海平面整体呈上升趋势，岩性主要为含泥质生屑灰岩、泥晶生屑灰岩，夹泥质条带，发育有孔虫、藻类等，整体表现为低能沉积，GR测井曲线表现为中高值，整体泥质含量较高；栖霞组沉积晚期层序（SQ2旋回）为缓慢海退过程，相对海平面整体呈下降趋势，伴随着高频次振荡，古地貌高部位岩性主要为亮晶生屑灰岩、晶粒云岩（可见残余颗粒结构），夹薄层泥质泥晶灰岩（图3）。SQ2期整体GR值较SQ1期低，泥质含量低，颗粒滩发育，整体为高能沉积，栖霞组储层主要发育在SQ2期。在川西何家梁—通口—雅安一线古地貌相对高部位，发育受较强水动力改造的台缘滩相高能沉积，白云石化强烈，由厚层块状灰色、浅灰色、褐灰色晶粒云岩和少量残余生屑云岩构成。晶粒云岩中常见有孔虫、棘屑和藻屑等颗粒残余结构，在阴极射线下可恢复较多生物屑的残余外形，表明晶粒云岩是后期交代的产物，原岩是亮晶生物(屑)灰岩。

图2 ST3井中二叠统栖霞组三级层序及沉积相划分方案Fig.2 Division scheme of the third order sequence and sedimentary facies of the Middle Permian Qixia Formation in Well ST3

图3 ST3井中二叠统栖霞组岩性发育特征Fig.3 Lithologic characteristics of the Middle Permian Qixia Formation in Well ST3

川西地区台缘滩相稳定发育（图4），川西北栖霞组台缘滩相沉积受海盆边缘东侧的天井山古隆起与龙门山断裂共同控制[18]，分布在龙门山山前带和米仓山山前带，分布范围较广，规模较大[19-20]，垂向上，台缘滩厚度可达100多米，发生强烈白云石化作用的厚度最大达110m(何家梁剖面)，且平面上分布面积大。川西南栖霞组台缘滩相沉积主要受控于加里东古隆起西侧，沿川西海槽边缘规模发育[21]，滩体厚度较大，在50～70m之间。

图4 川西地区中二叠统栖霞组岩相古地理平面图Fig.4 Lithofacies paleogeographic map of the Middle Permian Qixia Formation in western Sichuan Basin

2.2 储集空间特征及储层分布

2.2.1 储集空间特征

晶粒云岩和少量豹斑灰岩是川西地区较好的储集岩类型，孔隙较发育，物性较好。储集空间类型主要为粒间溶孔、晶间溶孔、溶洞。发育顺层溶蚀孔洞或针眼状溶孔的晶粒云岩为研究区内主要的储集岩类型（图5a、b）。晶粒云岩偶见残余颗粒结构及颗粒结构幻影，在残余颗粒之间发育孔隙（图5c、d），这些孔隙的形成也具有多期性，有些粒间溶孔、晶间（溶）孔边缘比较干净，部分可见沥青充填，以沥青衬里或薄膜的形式产出于孔隙边缘，说明孔隙在古油藏形成期和古气藏形成期均有发育。角砾云岩为早成岩期岩溶作用下溶洞垮塌或近地表角砾化形成（图5e），呈棱角状，分选磨圆均较差；角砾颜色相对较浅，基质颜色相对较深，反映了多期白云石化的过程，这类储集岩储集性能中等。栖霞组豹斑灰岩基岩为亮晶颗粒灰岩或泥晶颗粒灰岩，豹斑多为晶粒云岩，储集性能随着白云石化程度变高而变好（图5f）。

图5 川西地区中二叠统栖霞组主要储集岩石及储集空间类型Fig.5 Main reservoir rock and reservoir space type of the Middle Permian Qixia Formation in western Sichuan Basin

2.2.2 储集物性及储层分布

以川西北双鱼石构造栖霞组为例，对白云岩取心段开展全直径的物性分析，能较准确地反映储集物性特征。全直径样品孔隙度为2.1%～13.4%，平均为4.0%，中值为3.5%，主要分布在2.0%～4.0%之间（图6a）； 全直径渗透率为0.000328～27.2mD，平均为2.26mD，中值为0.175mD，主要分布在0.01～10mD之间，大于0.01mD样品占总数的93.9%（图6b）。

图6 川西北中二叠统栖霞组全直径岩心孔隙度和渗透率直方图Fig.6 Porosity and permeability histogram of full-diameter core sample of the Middle Permian Qixia Formation in the northwestern Sichuan Basin

纵向上，白云岩储层主要分布在SQ2层序。平面上，白云岩储层厚度较大的区域主要分布在川西北何家梁构造、双鱼石构造和川西南周公山构造，最厚超过40m，白云岩平面分布区与沉积相带有很好的对应关系。

3 天然气成因及气源分析

3.1 天然气成因

川西地区中二叠统栖霞组天然气甲烷含量介于96.56%～97.53%，乙烷含量介于0.10%～0.11%，天然气干燥系数C1/C1-4均大于0.99，呈高演化特征，是典型干气[22-23]。非烃气体少，主要包含N2、CO2、H2及H2S，N2含量最高为1.09%，CO2含量最高为2.00%（表1）。

表1 川西地区中二叠统栖霞组天然气组分分析Table 1 Gas composition of the Middle Permian Qixia Formation in western Sichuan Basin

将已有数据绘编于干酪根降解气和原油裂解气ln(C1/C2)—ln(C2/C3）判识图版看出（图7），川西地区栖霞组天然气样点均落入原油裂解气范围，属于原油裂解气,并且与高石梯—磨溪构造龙王庙组天然气具有相似性。分析认为川西地区栖霞组天然气具有原油裂解气或分散液态烃二次裂解气的特征[10,24-26]。现今气藏储层中发育有丰富的古油藏原油裂解气残留的碳沥青、演化程度低的软沥青及中二叠统天然气轻烃，与上述结论相吻合。

图7 四川盆地不同演化阶段干酪根降解气与原油裂解气判识图（图版据文献[23]）Fig.7 Identification plate of kerogen degradation gas and crude oil cracking gas at different evolution stages in Sichuan Basin (plate is according to reference [23])

3.2 气源分析

研究表明，川西地区栖霞组天然气碳同位素组成特征与其成气母质类型有密切联系[10,27-29]。天然气δ13C1分布于-31.33‰～-28.31‰之间（表2、图8），平均为-30.08‰，样品点较为集中，其中ST101井栖霞组一个气样最轻，L17井栖霞组最重。川西地区栖霞组天然气δ13C2主要分布于-28.50‰～-25.20‰之间，其中ST3井栖霞组一个气样δ13C2最轻，L4井栖霞组δ13C2最重。

表2 川西地区主要构造中二叠统栖霞组天然气同位素分析结果Table 2 Gas isotope analysis results of the Middle Permian Qixia Formation in main structures in western Sichuan Basin

图8 四川盆地中二叠统天然气δ13C1与δ13C2相关图Fig.8 Relationship between δ13C1 and δ13C2 of natural gas of the Middle Permian in Sichuan Basin

川西地区栖霞组天然气的δ13C2均重于高石梯—磨溪地区寒武系龙王庙组和川东石炭系黄龙组天然气，说明它们的母质来源有所不同，而与高石梯—磨溪地区震旦系灯影组天然气的δ13C2（-29.5‰～-26.8‰）较为相似。这表明川西地区栖霞组天然气δ13C2重，与高石梯—磨溪地区灯影组气源可对比，存在下寒武统烃源岩的贡献[30-32]。通过气气综合对比认为（图9），川西地区栖霞组天然气与川东石炭系天然气明显不同，不存在志留系龙马溪组烃源岩的贡献，与高石梯—磨溪地区灯影组天然气具有相似性，是以寒武系筇竹寺组烃源输入为主、中二叠统烃源输入为辅的混合天然气[33-34]。

图9 四川盆地中二叠统天然气δ13C2与δ13C2-δ13C1相关关系图Fig.9 Relationship between δ13C2 and δ13C2-δ13C1 of natural gas of the Middle Permian in Sichuan Basin

4 成藏特征及主控因素

4.1 油气成藏期次

以川西北双鱼石构造栖霞组气藏为例，不同成岩期次的矿物中识别出4期流体包裹体，通过对这些成岩期矿物中流体包裹体的岩相学分析和均一温度（Th）测定发现，在第Ⅰ期细晶白云石、第Ⅱ期白云石加大边及晶洞中充填的第Ⅳ期巨晶方解石中原生流体包裹体非常发育；双鱼石构造栖霞组白云岩储层不同期次成岩矿物中流体包裹体的均一温度主要分布在5个区间，分别为：92～95℃，113～116℃，139～141℃，164～178℃及189～192℃；结合双鱼石构造ST12井的单井埋藏史图和流体包裹体的相态特征认为，双鱼石构造栖霞组白云岩储层中充填的成岩矿物内发育的包裹体，记录了至少4期油气充注事件（图10、图11、表3）。

图10 川西北双鱼石构造中二叠统栖霞组白云岩储层充填矿物中的流体包裹体显微特征Fig.10 Microscopic characteristics of fluid inclusions in filling minerals of dolomite reservoir of the Middle Permian Qixia Formation in Shuangyushi structure in northwestern Sichuan Basin

图11 川西北双鱼石构造中二叠统栖霞组白云岩储层充填矿物中包裹体均一温度直方图Fig.11 Homogenization temperature histogram of fluid inclusions in filling minerals of dolomite reservoir of the Middle Permian Qixia Formation in Shuangyushi structure in northwestern Sichuan Basin

双鱼石构造栖霞组储层中第Ⅰ期和第Ⅱ期包裹体主要为液烃包裹体，记录Ⅰ、Ⅱ期两期古油藏的成藏事件，分别为中—晚三叠世和晚三叠世；第Ⅲ期包裹体为无色—灰色的含烃盐水包裹体、褐色液烃包裹体和少量灰色气烃包裹体，捕获的时间为早—中侏罗世，为第Ⅲ期古油气藏的成藏时期；第Ⅳ期包裹体以灰色盐水包裹体、灰色气烃包裹体及少量褐色液烃包裹体为主，包裹体对应的地质时间为晚侏罗世—早白垩世，为第Ⅳ期古气藏成藏时期（图12）。

图12 川西北双鱼石构造埋藏—热演化历史与栖霞组油气充注期次Fig.12 Burial-thermal evolution history of Shuangyushi structure and hydrocarbon charging periods of Qixia Formation in northwestern Sichuan Basin

对平落坝构造PT1井栖霞组储层中的流体包裹体也进行了分析，同样反映4期油气充注过程，分别为第Ⅰ期古油藏→第Ⅱ期古油藏→第Ⅲ期古油气藏→第Ⅳ期古气藏（表3）；第Ⅰ期古油藏形成于中—晚三叠世，第Ⅱ期古油藏形成于晚三叠世—早侏罗世；第Ⅲ期古油气藏（原油裂解气）形成于早—中侏罗世；第Ⅳ期为气藏，形成于晚侏罗世—中白垩世，成藏时间大致与双鱼石构造相同。

表3 双鱼石构造和平落坝构造中二叠统栖霞组流体包裹体发育期次表Table 3 Development stages of fluid inclusions of the Middle Permian Qixia Formation in Shuangyushi and Pingluoba structures

4.2 油气成藏演化及模式

4.2.1 气藏特征

川西北双鱼石构造栖霞组气藏，其圈闭类型为构造—岩性复合圈闭，以构造海拔-7075m为圈闭底界，西北部断层遮挡、东北部受岩相的变化形成岩性封堵。该复合圈闭内已有多口井获工业气流，平均产气56.67×104m3/d，已证实的最低气层海拔为-6828m。

4.2.2 油气成藏演化

以川西北双鱼石构造和川西南平落坝构造栖霞组油气藏为例，结合油气成藏期次的分析，以平衡剖面所恢复的构造演化为线索，恢复了天井山—矿山梁—双鱼石构造古油藏（中—晚三叠世）—古油气藏（早—中侏罗世）—现今气藏3个时期的成藏演化。

4.2.2.1 古油藏

中—晚三叠世的印支运动Ⅰ—Ⅱ幕，龙门山冲断隆升，该时期天井山构造大规模推覆，龙门山北段前缘矿山梁、河湾场等北东向挤压冲断构造带强烈发育并基本定型，双鱼石构造断层相关褶皱初始形成。寒武系烃源岩在该时期开始大量生烃，同时二叠系烃源岩进入生油窗，矿山梁作为印支晚期的古凸起高部位成为寒武系液态烃的有利运移指向区，早期聚集成藏; 双鱼石构造位于斜坡区，为北东东向断凸带，捕获运移路径上的液态烃聚集成藏。在天井山构造、矿山梁构造和双鱼石构造均发育两期古油藏（图13）。

图13 川西北中二叠统栖霞组油气成藏演化模式图Fig.13 Hydrocarbon accumulation and evolution pattern of the Middle Permian Qixia Formation in northwestern Sichuan Basin

平落坝构造、大兴场构造印支期也发育两期古油藏（图14），在该时期已有明显构造形态，古油藏丰度高，显微镜下矿物中见丰富的液烃包裹体。东南方向LS1井和PR1井也发育古油藏，但由于其早期变形弱，通源断裂不发育，其古油藏发育程度相对于平落坝和大兴场明显较低。

4.2.2.2 古油气藏

燕山期，川西北矿山梁构造断裂叠加改造，推覆体东侧下盘的双鱼石隐伏前缘带表现为在印支期古隆起背景下的继承性隆起高带，栖霞组古油藏中的液态烃开始裂解为天然气，形成第Ⅲ期古油气藏和第Ⅳ期古气藏；该时期双鱼石隐伏前缘带形成的早期断层仅是挤压作用伴生断层，均消失于中三叠统巨厚的膏岩层内，膏岩层对下伏气藏形成了良好的封盖，亦有利于油气的保存。

该时期川西南平落坝构造栖霞组主要为原油裂解气，古油藏向古气藏转化，形成古气藏的时期，受燕山期构造运动的影响，断裂较为发育，表现出构造反转、挤压变形的特征。该时期的断裂明显较印支期发育，但这些断裂大都未断至地表，该时期古油气藏仍具有较好的保存条件，储层中的流体包裹体存在丰富的沥青质包裹体和气烃包裹体，表明该时期古油气藏仍然有较好的保存条件。

4.2.2.3 现今气藏

试样的检测面经研磨后，加以腐蚀，划一条既与熔合线底部相切，又平行于试板轧制面的直线，在此直线上，每隔0.5mm进行维氏硬度的测定，切点两侧各测七点（见图4）。焊接热影响区最高硬度试验结果如表5所示。

喜马拉雅期以来的构造隆升和变形对川西北双鱼石构造栖霞组古油气藏影响不大，而高部位矿山梁构造带整体抬升、断裂通天，古油气藏遭到破坏，现今为一残留的含气构造；平落坝构造整体变形较弱，断裂断距小，上覆三叠系膏盐岩层对其封盖较好，但东侧上倾方向上的LS1井受构造影响较大，栖霞组测试产水。表明经过喜马拉雅期构造运动改造调整后，LS1井调整作用强，天然气向构造位置更高的东侧和东南侧转移。

4.3 油气成藏主控因素

（1）油气源对比认为，川西地区栖霞组天然气主要来自寒武系筇竹寺组泥岩和二叠系泥质灰岩、泥质岩的混源。德阳—安岳裂陷槽内发育的较大规模寒武系筇竹寺组烃源岩为气藏的形成提供了优良的物质基础；在川西北广元—绵阳一带，下寒武统优质烃源岩厚度超过500m，筇竹寺组泥岩有机质类型为Ⅰ型，有机质丰度高，生烃强度为（40～80）×108m3/km2，具备优越的生烃能力。川西北在中二叠统栖霞组、石炭系、泥盆系和寒武系中均发现大量的油苗、沥青脉等，研究认为绝大多数源自寒武系烃源岩[33,35-38]。

二叠系泥质灰岩和泥质岩同样是川西地区栖霞组烃源岩，泥质灰岩有机质类型以Ⅱ2型为主，有机质丰度高，平均有机碳含量为1.4%；泥质岩有机质类型以Ⅲ型为主，平均有机碳含量为2.24%。二叠系烃源岩生气强度较大，为（18～40）×108m3/km2。

（2）川西地区规模展布的台缘滩相白云岩形成的优质储集体是规模油气成藏的前提条件。受中二叠统栖霞组沉积期构造活动的影响，沿川西北—川西南一线发育台地边缘相带，该沉积相带所控制的台缘滩相白云岩厚度大，分布面积广，发育晶间孔，储集物性好，为油气聚集提供了仓储空间。

（3）构造—岩性圈闭的演化和成烃期的匹配以及良好的保存条件是油气持续聚集成藏的必要条件。印支运动形成的古构造背景奠定了古油气藏的大范围聚集；侏罗系沉积期为盆地内栖霞组古油气藏发育时期，早期形成的古油藏在圈闭内裂解成气，形成古气藏；喜马拉雅运动控制了气藏的规模富集，喜马拉雅期以来的龙门山强烈构造隆升和推覆作用对双鱼石构造栖霞组油气藏的影响相对较弱。

5 勘探有利区带

综上所述，川西地区广泛发育规模展布的台缘滩相白云岩储层，储集物性好；地球化学分析证实，川西地区栖霞组天然气的主力烃源岩是寒武系筇竹寺组烃源岩，资源基础好。川西北双鱼石—中坝地区位于德阳—安岳裂陷槽内，栖霞组白云岩储层经断裂输导与下伏寒武系筇竹寺组烃源岩可形成下生上储的良好源储关系；川西南的平落坝—大兴场地区毗邻德阳—安岳裂陷槽生烃中心，可形成旁生侧储的源储条件。受印支运动推覆挤压作用影响，川西北推覆体下盘隐伏前缘带及川西南平落坝—大兴场地区褶皱抬升形成多种类型圈闭，在印支、燕山和喜马拉雅期主要成烃期，持续处于构造相对高部位，且未遭受晚期断层破坏，是油气持续聚集成藏的有利区。因此，结合目前勘探现状，研究认为川西北双鱼石—中坝地区推覆体下盘隐伏前缘带及川西南平落坝—大兴场地区是下一步中二叠统栖霞组勘探有利区带。

6 结论

（1）川西地区中二叠统栖霞组天然气中甲烷含量大于96%，天然气干燥系数均在0.99以上，为典型的干气，且主要属于原油二次裂解气；通过气气对比认为，川西地区中二叠统栖霞组天然气是以寒武系筇竹寺组烃源岩输入为主，中二叠统烃源岩输入为辅的混合型天然气。

（2）川西地区多个含油气构造中二叠统栖霞组成藏特征具有相似性，主要存在4期油气成藏事件，中—晚三叠世和晚三叠世形成古油藏，早—中侏罗世形成古油气藏，晚侏罗世—早白垩世形成古气藏。

（3）川西地区栖霞组油气成藏主控因素主要为：①优越烃源条件，寒武系筇竹寺组发育的规模较大、质量较好的烃源岩为川西地区栖霞组天然气的主力烃源；②优质储层，中二叠统栖霞组沉积期受构造活动的影响，沿川西北—川西南一线发育台地边缘相带，台缘带所控制的白云岩厚度大，分布面积广，发育晶间孔、溶洞，储集物性好；③发育构造—岩性圈闭，川西地区双鱼石构造及平落坝构造栖霞组主要发育构造—岩性圈闭，油气成藏时期均发育有利构造，生储盖配置关系及油气保存条件较好，为油气成藏提供了有利的保障。

（4）综合评价认为，川西北双鱼石—中坝地区推覆体下盘隐伏前缘带与川西南的平落坝—大兴场地区具备形成大气区的优越成藏条件组合，勘探上可加快双鱼石地区的集中评价和向外围的甩开预探部署，同时加快对平落坝—大兴场地区的甩开预探工作。