川西北部中二叠统油气保存条件综合分析*

2022-06-29曾雨露范存辉夏茂龙郭鸿喜欧祎泓

云南化工 2022年6期

曾雨露，范存辉**，夏茂龙，郭鸿喜，刘竞，梁静，欧祎泓

(1.西南石油大学地球科学与技术学院，四川成都 610500；2.中石油西南油气田分公司勘探开发研究院，四川成都 610051)

四川盆地一直是我国具备较大勘探潜力的地区，具有多年成藏历史。尤其是川西北地区，富含多套成藏组合，成藏条件十分优越。但是在勘探初期，由于客观因素的限制，有关龙门山推覆构造带勘探资料的尚不完善，缺乏对龙门山构造带油气聚集、保存规律等的地质认识，龙门山构造带的勘探未见成效[1]。四川盆地西北部最早在河湾场二叠统茅口组和栖霞组发现了石灰岩裂缝型气藏，其次在矿山梁K2井栖霞组钻探发现厚层孔隙型白云岩储层，随后在川西北部双鱼石构造钻探ST1井发现了栖霞组孔隙型白云岩气藏，钻探的ST3井则在泥盆系观山雾组、二叠系栖霞组均钻获白云岩储层并获得工业气流，同时发现了双鱼石上古生界气藏，这是川西北二叠系钻探史上的重大成果，进一步证实了川西北二叠系具有一定的勘探潜力。随着龙门山南段平落坝须家河组气藏的发现，龙门山北段双鱼石气藏以及龙门山中段的中坝气田等的发现，均证明龙门山逆冲推覆带的油气显示分布十分广泛，但由于龙门山断裂带的构造活动异常强烈，形成有利于油气聚集的圈闭条件的同时也存在油气储集条件被破坏或渗漏的现象[2]。

川西北部对二叠系勘探历史始于河湾场构造，但是后续并没有展现良好的勘探效果，直至近年来在双鱼石地区钻井遇高产工业气流[3]，才通过实际勘探资料证明，在四川盆地西北部的二叠系中含有丰富的油气资源。因此，油气保存条件的优劣对油气成藏以及油气勘探起着至关重要的作用。目前，已有很多有关川西北地区油气保存条件研究的成果，张鹏辉等主要是选取了构造运动、盖层条件、岩浆活动、流体系统地球化学以及油气聚散定量模拟等因素，系统的分析对油气保存的影响[2]。袁玉松等[3]在盖层条件是直接影响油气保存条件的基础上，详细地总结了超深层油气保存条件的主控因素，以及含油气盆地油气保存条件评价思路。邓大平等则着重于地层水化学特征如何反映含油气盆地油气保存条件的优劣[4]。郭兵提出对龙门山冲断带的勘探研究有利于优选川西地区新的储量接替区[1]。

因此本文主要以川西北部地区二叠系为例，立足于断层发育情况、地层出露特征、地层水化学特征，以及实际钻井数据显示的勘探现状等方面，综合考虑以上影响因素对油气保存条件的作用机制，进一步研究复杂构造对保存条件的影响。根据选取因子对研究区油气保存条件的影响程度，划分出油气保存有利区、油气保存一般区及油气保存不利区，对实际生产实践有一定的参考意义。

1 区域地质概况

四川盆地，作为三大克拉通盆地之一，构造活动强烈，同时也蕴藏极大的勘探潜力。川西北区块主要是指龙门山与四川盆地结合部位。从大地构造特征来看，龙门山造山带位于扬子陆块与松潘陆块之间的过渡带上，西以茂县-汶川断裂为界，东以安县-灌县断裂为界[5]，向北东方向延伸进入秦岭造山带后为勉略断裂所截，向南西与康滇南北构造带相接[6]。习惯上，以北川—映秀断裂为界，将其以西的部分称为龙门山后山带(后龙门山)，以东的部分称为龙门山前山带(前龙门山)[7]。根据上述划分方案，川西北区块包括了龙门山的前山带和山前带，其中龙门山前山带指灌县-江油断裂与北川-映秀断裂所夹持的区域，也称龙门山薄皮褶皱冲断带，构造样式以叠瓦式逆冲推覆为主；龙门山前带为灌县-江油断裂东部的龙门山前缘扩展变形带，构造样式主要为平缓单斜构造[7],这两者也是油气勘探的重点地区(图1)。

研究区位于川西北部，包括河湾场、矿山梁、双鱼石等地区，处于断层发育区。受断层控制，多处产生背斜、断背斜及断鼻构造，区内主要发育南西-北东向断层，断距大，延伸长度远[8-13]。

2 油气保存条件综合分析

2.1 川西北部断裂特征

由川西北部龙门山构造带前山带的构造解释剖面显示，其构造变形主体受北西倾的安县—灌县断裂控制(图2)，主干断层形态下缓上陡，并向前陆方向发生分叉，形成两到三条分支断层。这些分支断层向上均突破至地表，在上盘地层发生不同程度的褶皱，震旦系、寒武系、奥陶系、志留系及石炭系地层卷入变形。

龙门山北段山前带主要为露侏罗系地层，受到强烈龙门山前山带强烈构造变形的传递影响，位于安县—灌县断裂至隐伏断层(1号断裂)的山前带变形区形成了多条次级断层，构成龙门山前北段典型的叠瓦式断裂体系(图2)，1号隐伏断层上盘卷入变形地层为寒武系至侏罗系地层，该断层断距由下往上逐渐变小，上盘地层呈现前翼陡后翼缓的褶皱形态，整体上构成断层传播褶皱变形样式。1号断层下盘为隐伏前缘带，受下三叠统内嘉陵江组盐岩及下部寒武系滑脱层夹持的共同影响，该构造带内发育多条构逆冲断层和反冲断层，这些断层整体位移量不大，错断寒武系上部、二叠系和下三叠统地层并形成断层相关褶皱。上部地层主体呈现一个向东南倾伏的单斜样式

图2 川西北部地震剖面图(测线位置见图中的a—a’)(根据西南油气田修改)

结合前人研究成果及本文中关于川西北部典型构造剖面分析，认为川西北深部地层有较多的滑脱派生逆冲构造。构造样式主要为浅部的平缓单斜构造及深部的寒武滑脱派生的小型逆冲及反冲断裂体系；前山带断裂发育，多处可见通天断裂，不利于油气储存；而山前带和前陆盆地带断裂发育程度较小且小断层的产生有利于油气运移，保存条件相对较好。

此外，受到多套滑脱层的影响，川西北山前带至前陆盆地区深部发育的隐伏构造是油气保存的有利区，但空间上保存条件存在一定差异[14-15]。

以龙门山北段为例(图2)，其深部以寒武系底界为滑脱断层向盆内传递，局部突破构成小型正反向逆冲断裂系，此类构造夹持于顶部中三叠滑脱层及深部寒武滑脱层之间，对油气保存有利，双鱼石构造属于该构造类型的典型。

2.2 过井剖面构造分析

圈闭是油气储集的重要条件，大规模断裂发育往往会破坏圈闭条件，但小断层的产生又有利于圈闭的生成。川西北部F1断层向盆内方向断裂发育程度减小，未有大断裂带分布，多处产生小断层，因此盆内有多处良好的圈闭条件(图3)。

图3 川西北部构造圈闭及断层分布图

目前钻探的HX1井是为探索川西北部地区①号断层下盘下二叠统隐伏构造含气性，拓展山前带勘探新领域，同时兼探①号断层上盘叠瓦构造带，对进一步研究川西北二叠系油气资源具有一定的实际意义。笔者以ST9井和HX1井为例，辅以过井构造解释剖面，以期加深川西北部构造活动的认识，结合实际勘探资料，深入分析钻井区油气保存条件，并以此类比相同构造的未勘探区，使得区域油气保存条件评价更加客观真实。

2.3.1 St9井构造解剖

St9井位于江油市东北部，构造上属于龙门山前山带的前锋带，目前已钻达茅口组，进深已超过 7600 m。结合St9井的构造解释剖面图(图4)，St9井钻遇龙门山逆冲推覆构造前锋带的隐伏断裂-①号断裂。该断裂上盘表现为局部小断裂错断的倒转背斜，隐伏断裂下盘发育多条小型逆冲断裂及反冲断裂发育的隐伏构造。该隐伏构造发育较为局限，主要夹持在寒武系底部及下三叠统嘉陵江组之间，地层这些受挤压后表现出的小型褶皱是有利的构造圈闭，为油气资源提供了良好的储集空间。整体上，自东向西，构造有逐渐抬升的趋势，相对于目前正在勘探的双鱼石地区，该隐伏构造带的隆起幅度更大、埋深更浅，是有利的油气勘探目标区带，说明油气保存条件好。

2.3.2 Hx1井构造解剖

Hx1井位于罗家山潜伏构造西南倾末端，是证明川西北部二叠系勘探潜力的又一尝试。Hx1井目前钻井深 5820.45 m(栖霞组)，整体位于①号断裂上盘。结合Hx1井构造解释(图4)，Hx1井在钻探至嘉陵江底时，断层分布密集且发育程度很高，不利于圈闭的产生。但是向下继续钻探时，断层分布减小，断层不发育，为油气资源提供了良好的圈闭条件和运移通道，油气的保存条件较好。而且四川盆地川西北部①号断层下盘隐伏构造下二叠统栖霞组发育准原地构造，有利区面积近 2000 km2，也可说明该区域油气保存条件较好。

图4 过Hx1井、St9井构造解释剖面图(测线位置见图4AA’)

2.3 地层出露特征

盖层是直接影响油气保存条件优劣的主控因素，其影响方式主要表现在宏观和微观两方面。宏观方面是指盖层的厚度和分布的连续性直观反映了封盖条件，而封盖条件是聚集油气的主控因素；微观方面是排替压力对封盖能力的影响，排替压力越强，封盖能力越强，反之则越弱[16]。

四川盆地西北地区主体位于龙门山逆冲推覆构造单元中北缘，米仓山-大巴山逆冲推覆构造单元南缘西段的南江桥亭一带，地层出露较齐全，由前震旦纪基底杂岩至第四系全新统均有出露(图1)。二叠系的盖层主要为早中三叠世为海相沉积，晚三叠世—侏罗纪为陆相沉积[4]，但由于该地区在整个历史发展过程中受到印支、燕山、喜马拉雅等多次构造运动的影响，地壳经历了多次沉降与隆升变迁。在地层发育过程中，由于多期次构造运动的频繁活动和盆地的不断演化，使得研究区由南向北，由东向西，沉积基底和古地貌有着很大的差异，各时代地层在横向上沉积相类型和主要岩性组合、生物组合各不相同，反映出的油气保存特征也各不相同。

四川盆地西北地区自北西向至南东向，由盆地外至盆地内，地层由老变新。主要表现在茂县-汶川断裂以西大面积出露寒武系、泥盆系和震旦系等基底地层，说明地表风化剥蚀严重，区域地层已经完全丧失了封盖能力，且钻井数据显示地层水型为Na2SO4，进一步说明地层封闭条件被破坏，油气保存条件不佳；茂县-汶川断裂到前山隐伏断裂地层新老交加，地表出露地层多为侏罗系白垩系或震旦系泥盆系等，存在泥盆系滑脱体系。勘探资料表明，地层深部多为二叠系和三叠系，上盘保存条件差下盘保存条件好；前山隐伏断裂以东向盆内方向，地层多为新生界地层或白垩系侏罗系，地表剥蚀不严重，有利于油气储存，盆地内保存条件好。

龙门山自印支期以来向川西坳陷多次逆冲推覆，在产生区域断裂的同时，也使盆山结合部位地层抬升剥蚀，盖层遭到一定程度的破坏。

2.4 地层水化学特征

除了断裂发育会对油气保存条件造成直观的影响以外，地层水化学特征也可以间接的反应油气保存条件的优劣[4,17-19]。自1972年(H1井)以来，针对前山带(盆地外围区)在河湾场、射箭河、矿山梁、天井山地区共部署21口钻井。其中，钻遇下二叠统井位总计15口。河湾场构造20世纪80年代的钻探显示，茅口组为裂缝性灰岩气藏，HS1奥陶系产气，H2、H3、H4井二叠系产气，H2井压力系数1.02，盆内保存条件相对较好，具有一定的勘探潜力。矿山梁构造在①号断层下盘，K1茅口组产气、K3栖霞组产微气，实钻压力系数较高，保存条件较好；K2井栖霞组产淡水，而①号断层上盘北部地表大范围出露三叠系及更老地层，二叠系埋深浅，保存相对较差。详见表1。

表1 川西北部分井钻井情况表

根据10口井实际钻井情况资料，发现靠近或远离断裂发育区域，矿化度的数值也产生相应的变化，为探究二者之间是否存在相关性，绘制回归曲线分析二者之间的关系(图5、图6)。

图5 重点井矿化度趋势线图

图6 重点井压力系数趋势图

结果表明，相关系数趋近于1，二者之间呈正相关关系，即井位与通天断裂的距离越远，水型多显示为CaCl2，矿化度也显示较高的数值，说明地层封闭性好，油气储集空间未被破坏；而距离通天断裂越近的井，水型显示多为Na2SO4、NaHCO3等，矿化度数值也较低，说明可能由于地层抬升剥蚀，地层处于半封闭或开启的状态，油气保存条件被破坏不利于气藏的保存。此外，压力系数也显示出相似的特征。

3 油气保存条件评价

3.1 油气保存评价指标

通过研究四川盆地西部龙门山断裂带与油气保存的关系认为，影响研究区油气藏保存条件的主要因素是大规模的断裂对盖层的破坏程度，以及由此而产生的水化学、水动力条件的优劣[20-29]。综合考虑这些影响因素，建立油气保存条件评价体系(表2)，对研究区油气保存条件进行评价，评级结果表明研究区可划分出保存有利区、保存一般区和保存不利区等三类油气保存区(图7)。