四川盆地中侏罗统沙溪庙组致密气成藏条件及勘探潜力

2022-01-07杨春龙芮宇润王晓波张欲清

中国石油勘探 2021年6期

杨春龙苏楠芮宇润郑越王晓波张欲清金惠

（ 1中国石油勘探开发研究院；2中国石油天然气集团有限公司天然气成藏与开发重点实验室；3中国矿业大学（北京）地球科学与测绘工程学院；4中国科学院大学）

0 引言

致密砂岩气是中国天然气勘探领域的重要组成部分，随着能源结构的改变，不断深化致密气的勘探开发是中国能源发展的必经之路。以国际标准为例，致密砂岩气指在孔隙度小于10%且渗透率在1mD以下的砂岩中富集的天然气[1]，致密砂岩气在中国大多数盆地内均有分布，探明储量在5.5×1012m3以上，其中四川盆地致密砂岩气做出了巨大贡献[2]。根据最新的评价结果显示，中国致密砂岩气的勘探工作有很大的提升空间，目前的勘探程度仅为10%左右[3-5]，为实现中国能源结构的顺利转变，对四川盆地致密砂岩气进行更深层次的研究剖析是下一步发展的重点。

四川盆地纵向上自震旦系至侏罗系具有20多个产层[6-7]，其中中侏罗统沙溪庙组浅层致密砂岩气藏具有埋藏浅、投资少、效益高等特点，在四川盆地陆相天然气勘探中占据重要地位。目前川西坳陷沙溪庙组已有大量油气发现，勘探结果及地球化学分析表明沙溪庙组天然气主要有两套烃源岩，即下伏的中—下侏罗统烃源岩和上三叠统须家河组煤系烃源岩[8-12]，勘探实践证实了断层对沙溪庙组油气成藏的重要作用，川西南部地区平落坝、大兴场、苏码头等气藏的发现证实了逆断层具有沟通作用[13]，整体具有“深源浅聚、相储密切、断裂输导、圈闭富集”的成藏富集规律[13-14]。但当前勘探仍以须家河组生烃凹陷为主，对中—下侏罗统烃源岩重视不够，沙溪庙组天然气勘探程度依然较低[15]，气藏大多数分布在川西地区（图1），川中地区及川东地区分布较少，缺少盆地尺度两套烃源岩发育特征、断层发育匹配关系等成藏主控因素的综合分析对比及不同地区成藏模式的建立。本文对四川盆地中侏罗统沙溪庙组气藏相关烃源岩展布、地球化学特征等进行综合评价，并根据不同地区天然气成因及来源、断裂发育等特征，分析成藏主控因素，建立成藏模式，结合沙溪庙组砂岩厚度分布特征，指出有利区，为油气勘探提供支撑。

1 基本地质特征

四川盆地在古生代—中三叠世表现为统一的碳酸盐台地或被动大陆边缘盆地，晚三叠世以后，盆地内构造分带明显，转换为挤压走滑型前陆盆地[3]，该阶段沉降中心位于大巴山前的万源—南江一带，向龙门山前地层迅速减薄，呈明显的不对称箕形[16-17]，且沉积中心与沉降中心不一致，沉积中心位于川中北部地区，如自流井组沉积期位于仪陇—平昌一带，该阶段盆地内的构造变形与秦岭造山带活动密切相关。由于四川盆地挤压应力方向为近南北向，盆地内部形成了一系列北北东向大型平缓背斜/向斜构造，川西地区沙溪庙组气藏埋深最大，且沙溪庙组气田主要分布在川西地区（图1），整体呈现川中高、向盆地四周变低的格局，其中川西地区和川北地区发育埋深大于3000m的深凹，自深凹地区到川中隆起区形成大型斜坡带。

图1 四川盆地中侏罗统下沙溪庙组顶部构造等值线图（左）及侏罗系综合柱状图（右）（左图据文献[3]修改）Fig.1 Top structural contour map of the Lower Shaximiao Formation of the Middle Jurassic (left) and comprehensive stratigraphic column of the Jurassic (right) in Sichuan Basin (the left map is modified after reference [3])

沙溪庙组沉积时期主要为三角洲—河流沉积环境，由底部向上水体变浅，水动力条件增强，下沙溪庙组底部为席状砂、滩坝砂体，以三角洲—滨浅湖沉积为主，至上沙溪庙组演化为河流—浅湖沉积为主。沙溪庙组沉积早期沉积环境变化较大，自盆地边缘至盆地内部形成了广泛分布的河道砂体，为沙溪庙组提供了主要的储层。

2 天然气烃源条件

四川盆地中侏罗统沙溪庙组气藏为多层叠置且整体含气的构造—岩性气藏[3]，盆地内发育两套陆相烃源岩，分别为上三叠统须家河组及中—下侏罗统烃源岩（图2），其中须家河组为一套陆相含煤建造，深色泥岩和煤层为主要烃源岩；侏罗系烃源岩主要发育一套湖相泥质烃源岩，包括下统自流井组和中统凉高山组。

2.1 须家河组烃源岩

四川盆地上三叠统须家河组烃源岩主要发育在须一段、须三段和须五段，具有西厚东薄的展布特征，与沙溪庙组储层密切相关的主要为须五段烃源岩。目前沙溪庙组气田主要分布在川西地区，须五段烃源岩厚度多大于200m，川西南部地区厚度大于350m；川中—川北地区须五段烃源岩一般厚50～100m；川东南部地区须五段烃源岩厚度多小于50m（图2a）。上三叠统须五段烃源岩TOC为0.5%～9%，TOC平面分布与烃源岩厚度分布具有一定的对应关系，TOC高值区主要位于川西地区，多为1%～3%，其次为川南—川东地区（图2c），川西地区须五段烃源岩有机质丰度最高、覆盖面积最大。干酪根碳同位素值为-28‰～-22.5‰，其中绝大部分在-25.5‰～-22.5‰之间[7,15]，其干酪根类型属于Ⅱ型或Ⅲ型，有机质类型大部分为腐殖型，存在少量腐殖—腐泥型干酪根混合的情况。须五段烃源岩热演化程度适中，镜质组反射率Ro为1%～2%，属于成熟—高成熟阶段，处在大量生气早—中期，热演化程度具有一定规律性：川西南部—川西中段—川北地区热演化程度较高，Ro基本大于1.2%，川中地区热演化程度较低（图2e）。

2.2 中—下侏罗统烃源岩

四川盆地中—下侏罗统烃源岩主要包括自流井组和凉高山组，其中自流井组发育黑色页岩、介壳灰岩，有机质丰富，主要为一套滨浅湖—半深湖相沉积。凉高山组存在多个岩相分区，平面变化较大，陆源碎屑供给充足，整体以滨浅湖—半深湖相沉积为主，川西北部—川北—川东北部边缘地带为曲流河沉积，岩性为杂色泥岩夹砂岩，为非烃源岩地区；川西南部新都—简阳—乐山一带以西为河流相沉积，岩性为砂岩夹紫红色泥岩，也为非烃源岩地区；其余大部分地区为三角洲—湖泊相沉积，主要烃源岩分布在川东北梁平—开县一带。中—下侏罗统烃源岩在川中北部及川东北部地区烃源岩厚度较大，在川东北部地区厚度为160～200m，川中北部地区厚度为100～140m，在南充—重庆一线的东北部，中—下侏罗统烃源岩有效厚度多分布在50m以上，烃源岩最大厚度达200m（图2b），川西及川南地区厚度多小于20m。

图2 四川盆地中侏罗统沙溪庙组天然气相关烃源岩特征图（据文献[18]修改）Fig.2 Characteristic of source rocks supplying hydrocarbon for gas reservoir of the Middle Jurassic Shaximiao Formation in Sichuan Basin (modified after reference [18]）

中—下侏罗统烃源岩TOC主要在2%以下，相较于须五段，中—下侏罗统烃源岩整体TOC明显降低（图2c、f），其中川中、川东地区TOC为1%～2%，有机质丰度相对较高，川西地区中—下侏罗统TOC为0.2%～0.6%，川南地区为0.2%～0.4%，多数未达到陆相烃源岩的丰度标准[12-13]，因此中—下侏罗统有效烃源岩主要分布在川中北部、川东地区（图2d）。中—下侏罗统烃源岩干酪根碳同位素值为-28‰～-22.5‰，中—下侏罗统烃源岩腐泥组组分含量很高，分布在26%～79%，大部分烃源岩干酪根样品腐泥组组分含量达50%～70%，有机质类型以腐泥型、腐殖型为主，干酪根类型以II型为主[7,11-14]，少量为I型与Ⅲ型。中—下侏罗统烃源岩整体已达成熟—高成熟，达到大量生烃阶段，Ro为0.6%～1.6%。川中北部地区热演化程度最高，Ro最大可达1.6%，其次为川东地区。整体上，川中地区与川东地区烃源岩热演化程度高于川南地区与川西地区，东部高于西部，北部高于南部。

3 天然气成因及来源

3.1 天然气组分特征

根据前人对四川盆地中侏罗统沙溪庙组天然气组分研究及统计结果发现[19-25]，四川盆地沙溪庙组天然气中烃类气体以甲烷为主，含量为84.89%～97.5%；乙烷次之，含量为0.47%～8.87%；丙烷相对最少，含量仅为0.11%～1.34%。川西、川中、川东等地区沙溪庙组天然气组分具有明显差异，川西地区沙溪庙组天然气甲烷含量为91.6%～97.34%，具有干气的特征；川中地区沙溪庙组天然气甲烷含量相对偏低，一般小于88.93%，具有湿气的特征；川东地区沙溪庙组天然气中烃类气体组成特点与川西相似。

将四川盆地中侏罗统沙溪庙组天然气组分投入谢增业等建立的考虑演化阶段的干酪根降解气和原油裂解气ln(C1/C2)—ln(C2/C3)判识图版中（图3），结果显示四川盆地中侏罗统沙溪庙组天然气均属于干酪根降解气，但不同构造区域其成熟度具有一定差异。川中地区沙溪庙组天然气成熟度最低，Ro在1.0%左右，该地区中—下侏罗统烃源岩Ro在1.1%左右 (图2f) ；川西南地区沙溪庙组天然气成熟度明显高于川中地区，Ro为1.1%～1.5%，该地区须五段烃源岩Ro为1.1%～1.5%（图2e）；川东北部地区沙溪庙组天然气Ro为1.2%～1.4%，也明显高于川中地区，该地区下侏罗统烃源岩Ro为1.3%～1.5%（图2f)，热演化程度与其更接近。

图3 四川盆地中侏罗统沙溪庙组天然气组分分布(图版及部分数据据文献[18])Fig.3 Characteristics of natural gas components of the Middle Jurassic Shaximiao Formation in Sichuan Basin（plate and some data are according to reference [18]）

3.2 天然气碳同位素特征

四川盆地中侏罗统沙溪庙组天然气甲烷碳同位素（δ13C1）值为-39.21‰～-28.20‰，乙烷碳同位素（δ13C2）值为-32.76‰～-21.80‰，丙烷碳同位素（δ13C3）值为-29.14‰～-18.52‰，表现出δ13C1＜δ13C2＜δ13C3的正碳同位素序列分布。川西、川中、川东地区沙溪庙组天然气碳同位素特征受烃源岩热演化程度变化影响具有一定区别。川西地区沙溪庙组天然气以甲烷和乙烷碳同位素组成均较重为特征，反映了川西地区烃源岩热演化程度高的特点，其甲烷碳同位素组成变化范围相对较大，在-39.21‰～ -28.5‰；川中地区沙溪庙组天然气甲烷和乙烷碳同位素组成均较轻，反映川中地区烃源岩热演化程度普遍较低的特点，其甲烷碳同位素值普遍小于-37.6‰，最小仅为-38.2‰；川东地区沙溪庙组天然气甲烷碳同位素组成均较重，反映了川东地区烃源岩热演化程度相对较高的特点。

乙烷碳同位素则是其母质来源的主要依据。天然气碳同位素未发生倒转的前提下，煤型气的乙烷碳同位素值一般大于-27‰，油型气的乙烷碳同位素值一般小于-29‰，介于二者之间的一般为煤型气和油型气的混合气[19]。沙溪庙组具有完全的正碳同位素序列，川西地区天然气甲烷含量高，干燥系数大，乙烷碳同位素值均大于-27‰，具有典型的煤型气特征；川中地区沙溪庙组天然气甲烷含量低，具有湿气特征，天然气乙烷碳同位素值明显低于川西地区，且均小于-29‰，具典型的油型气特征；川东地区沙溪庙组天然气甲烷含量处在川西地区与川中地区之间，乙烷碳同位素值为-31.3‰～-26.9‰，具有油型气与煤型气混合的特征（图4）。

图4 四川盆地中侏罗统沙溪庙组天然气碳同位素分布（图版及部分数据据文献[9]）Fig.4 Carbon isotope of natural gas of the Middle Jurassic Shaximiao Formation in Sichuan Basin（plate and some data are according to reference [9]）

4 储盖组合

下沙溪庙组主要沉积环境为三角洲—滨浅湖，储层主要储集空间为三角洲前缘砂体、水下分流河道砂体；上沙溪庙组三角洲前缘砂体相对不发育，水下分流河道砂体规模变大，单砂体厚度大，物性较好，为上沙溪庙组储层主要储集空间。沙溪庙组岩石类型以岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩为主，储层孔隙类型以残余粒间孔、粒间溶孔及长石粒内溶孔为主（图5）。

图5 四川盆地中侏罗统沙溪庙组储层孔隙特征Fig.5 Reservoir pore characteristics of the Middle Jurassic Shaximiao Formation in Sichuan Basin

沙溪庙组储层测井响应具有低自然伽马、低密度、低孔隙度、高声波时差、中等电阻率的特征（图6）。声波时差、补偿中子、补偿密度三孔隙度曲线能够较好地反映储集性能的差异。高声波时差、低孔隙度、低密度值对应含气性较好层段，密度曲线与声波时差曲线变化一致性较好，与补偿中子曲线的反向交叉特点明显，即“天然气挖掘效应”明显（图6）。沙溪庙组储层整体属于中—低渗透率，随着孔隙度增大，渗透率也增大，渗透率主要受孔隙发育程度的影响[3]。

图6 四川盆地中侏罗统沙溪庙组储层测井响应特征Fig.6 Characteristics of reservoir logging response of the Middle Jurassic Shaximiao Formation in Sichuan Basin

沙溪庙组相关盖层主要有两套：下沙溪庙组内部的泥页岩作为其直接盖层或组内封隔层（图1b），如下沙溪庙组的“叶肢介页岩”或紫红色页岩层可以作为区域盖层，其孔隙度一般小于1%[3]；除沙溪庙组内部的泥页岩盖层外，上覆广泛发育的遂宁组、蓬莱镇组紫红色、暗紫红色泥岩为一套区域性盖层。下沙溪庙组的组内封隔层呈现泥包砂的分布状态，有利于形成侧向、横向封堵，致使天然气局部富集；而遂宁组、蓬莱镇组为优质的垂向封堵盖层，有利于沙溪庙组天然气整体富集。

5 油气成藏模式

四川盆地上三叠统须家河组及中—下侏罗统烃源岩是沙溪庙组致密气的来源，前人通过勘探实践及示踪法[26-29]等研究证实，断层是川西坳陷地区油气运移的主要方式。根据区域断层发育特征，可以分为逆断层及正断层两种类型，其展布范围及输导条件具有差异：川西、川东北部等地区逆断层发育，能够沟通须家河组烃源岩与沙溪庙组储层；而川中北部地区远离须家河组生烃中心且大规模逆断层不发育，但其广泛发育的正断层能够实现侏罗系内部的下生上储。

逆断层的发育主要受燕山—喜马拉雅期盆地西侧龙门山冲断带及北侧米仓山—大巴山冲断带演化的控制，在川西—川北地区广泛发育，大量逆断层自须家河组以下地层发育贯穿至上侏罗统及白垩系，并发育断层相关褶皱，形成有利构造圈闭。川西南部地区多个已发现气田均属于该类型，须家河组气源通过逆断层向上运移至沙溪庙组储层并保存形成气藏，包括大兴西、白马庙、平落坝等地区气藏（图7），以往研究也提出逆断层发育的构造及区带为现阶段致密油气勘探有利区带。

图7 川西南部地区侏罗系气藏剖面[9]Fig.7 Gas reservoir profile of the Jurassic in southwestern Sichuan Basin [9]

川东北部地区大巴山前缘沙溪庙组致密气藏目前主要在五宝场地区取得较大突破，主要产层为上沙溪庙组，岩性主要为三角洲前缘河口坝及分流河道砂体[10]，沙溪庙组砂体纵向上被两套泥岩层分隔：下部为下侏罗统自流井组大安寨段泥岩、中侏罗统凉高山组泥岩，上部为遂宁组泥岩，气藏类型以岩性气藏为主、构造气藏为辅（图8）。燕山期和喜马拉雅期形成大量逆断层，存在自须家河组贯穿至上侏罗统的逆断层，该区域性断层为川东北部地区须家河组和中—下侏罗统烃源岩生成的天然气运移至沙溪庙组提供了必要条件。

图8 川东北部地区中侏罗统沙溪庙组气藏剖面[10]Fig.8 Gas reservoir profile of the Middle Jurassic Shaximiao Formation in northeastern Sichuan Basin [10]

正断层主要广泛发育在川中—川北地区的侏罗系中，包括川西前陆坳陷地区、川中高石梯—磨溪地区、大巴山前前陆坳陷区及米仓山前九龙山—剑阁地区等，主要沟通沙溪庙组储层与中—下侏罗统烃源岩。以龙岗地区为例（图9），该地区浅层地层中存在两套断层体系，一套为发育在三叠系嘉陵江组滑脱层以上、侏罗系底界以下的逆断层，与川西等地区不同的是这些逆断层并不切穿侏罗系，无法形成沙溪庙组与须家河组烃源岩之间的油气运移通道。而在侏罗系以上地层中发育一套正断层，该组断层发育密集，正断距较小，主要自下侏罗统贯穿至上侏罗统遂宁组底界，多不切至蓬莱镇组底界，正断距具有上小下大的特征，判断其形成时间为侏罗纪中晚期。

图9 龙岗地区三维地震测线断层解释结果Fig.9 3D seismic fault interpretation results in Longgang area

正断层的展布和方向与逆断层具有明显的差异。以川中北部公山庙地区为例（图10），该地区断裂主要为北东东和北东两个方向（浅色弯曲部分反映了区块内河道的特征），对应观察地震剖面发现两个方向断裂与前文所述龙岗地区正断层特征一致，正断层单条长度较短但方向较为稳定。另外三维区内少量发育北西—南东向断裂，为大巴山冲断带向南西方向挤压形成的逆断层。而对于川西地区及川北地区断裂特征前人做了较多研究，其中川西坳陷沙溪庙组断裂主要为南北向逆断层[30-31]，其他方向断裂发育不明显，而在川中—川北地区逆断层为北西—南东向[9]。对比可见，正、逆两套断层的方向和展布范围明显不同。

图10 公山庙地区上沙溪庙组底界顺层相干体切片Fig.10 Bedding coherence slice of the base Upper Shaximiao Formation in Gongshanmiao area

公山庙地区沙溪庙组正断层的发现对于沙溪庙组致密油气的未来油气勘探区域优选具有重要意义。前期沙溪庙组致密气勘探主要围绕两个关键要素进行，一个是川西地区须家河组生烃中心，另一个是大规模逆断层的发育。而对于川中北部地区，须家河组烃源岩并不发育，自嘉陵江组膏盐岩发育的逆断层也较少延伸至中—上侏罗统，但中—下侏罗统烃源岩厚值区、TOC高值区及镜质组反射率高值区位于川中北部地区，上、下沙溪庙组内部发育多层泥岩使得油气垂向扩散较为困难，而正断层的发育能够沟通沙溪庙组致密储层与下伏烃源岩，形成油气运移通道（图11）。因此，未来围绕川中北部地区下侏罗统生烃中心及正断层发育区，可以进一步探索致密气成藏模式及有利勘探区带。

图11 川中北部地区正断层控制的预测成藏模式图Fig.11 Predicted gas accumulation pattern controlled by normal faults in the northern part of Central Sichuan Basin

6 勘探建议

四川盆地沙溪庙组天然气运移受燕山运动和喜马拉雅运动影响较大[3]，燕山期盆地内部以隆升为主，有利于油气向高部位聚集，而喜马拉雅期形成的隆坳配置格局则有利于须家河组和中—下侏罗统气藏的调整，形成沙溪庙组次生气藏。根据上述沙溪庙组天然气相关烃源岩、天然气来源、断裂发育及成藏模式的研究，结合砂岩厚度分布（图12），针对盆地内不同地区，提出不同勘探建议。

图12 四川盆地中二叠统沙溪庙组砂岩厚度与勘探开发前景预测Fig.12 Sandstone thickness and prediction of exploration prospect of the Middle Jurassic Shaximiao Formation in Sichuan Basin

（1）川西地区侏罗系天然气为典型的煤型气，且处在须家河组优质烃源岩发育区，中—下侏罗统烃源岩不发育，川西地区发育大量自三叠系断至侏罗系的逆断层，形成三叠系—侏罗系致密砂岩远源次生成藏组合。断裂间的局部构造发育部位，易形成构造—岩性气藏；构造不发育、须家河组生烃凹陷的斜坡部位，有利于形成非均质性较强的岩性气藏。目前该区为沙溪庙组核心建产区，有望发现新气田、实现储量增加。

（2）川南地区由于远离须家河组生烃凹陷和中—下侏罗统生烃凹陷，油气成藏条件较差，可在下一步深化研究之后，寻找新的勘探目标。

（3）川中地区天然气类型以高成熟油型气为主，须家河组烃源岩整体厚度较川西地区小，但中—下侏罗统烃源岩发育良好，川中北部地区为优质烃源岩发育中心，且该地区沙溪庙组气田较少，砂岩厚度大，发育沟通沙溪庙组与中—下侏罗统烃源岩的正断层，应为下一步勘探重点突破区。川中古隆起地区侏罗系局部剥蚀或埋藏较浅，保存条件较差，难以规模聚集，从目前研究结果来看，是勘探不利地区。

（4）川东地区中—下侏罗统烃源岩厚度较大，成熟度适中，具备形成高成熟油型气—煤型气混合气的条件。川东北部地区天然气显示为高成熟油型气—煤型气混合气，该地区须家河组烃源岩厚度较薄，但发育沟通须家河组烃源岩和沙溪庙组储层的逆断层，该地区气藏具有“深源浅聚、断裂输导、圈闭富集”的成藏富集规律，但储层连通性差[12]，勘探应以岩性气藏为主、断裂伴生的构造气藏为辅。同时，中—下侏罗统烃源岩处在生油高峰—生气阶段，除致密砂岩气外，也应是致密油的有利勘探区。