川东地区寒武系源—储对接型天然气成藏模式探究

2022-07-11梁子锐张煜颖贺鸿冰

天然气技术与经济 2022年3期

刘晶梁子锐张煜颖贺鸿冰

（中国石化勘探分公司物探研究院，四川成都 610000）

0 引言

四川盆地东部处于油气富集带，早期按照“占高点、沿长轴”的思路发现了石油沟、东溪、太和、旺隆等一批二叠系、三叠系气田。川东地区下组合发育烃源条件好，区域盖层发育具有较好的油气勘探前景，是四川盆地较早进行下组合领域勘探的地区之一。但同时该区由于埋深大，应力状况复杂，构造变形样式多，油气成藏演化复杂多变，前期以下组合为目标，上寒武统洗象池群为目的层或兼探层，相继实施钻探了多口井，均未获得突破［1-2］。前期钻探成果显示，川东下组合存在上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组和下寒武统筇竹寺组两套主力烃源岩，但筇竹寺组烃源岩难以突破中下寒武统膏盐岩向上供烃［3］。五峰组—龙马溪组烃源岩与洗象池群间隔较厚的下奥陶统泥岩地层，运聚效率低［4］。因此，成藏配置问题是该领域研究的关键。近年来，随着对复杂构造带成藏条件基础研究的持续深入，提出了以五峰组—龙马溪组为有效烃源层，上寒武统洗象池群白云岩为储层，通过断层侧向供烃的“新生古储”成藏组合模式，并展开勘探部署。2020年，川东平桥构造平桥1井在洗象池群测试获25×104m3／d 的高产工业气流，进一步明确了该模式的油气勘探潜力。探究该套天然气成藏组合类型模式，明确该模式下油气成藏的主控因素，对于四川盆地下组合油气勘探具有重要的意义。

1 区域地质构造概况

川东研究区位于四川盆地东部，区域构造上东起齐岳山断裂，西抵华蓥山断裂，北接大巴山推覆断褶带，南至古蔺—长宁一带。川东地区受中三叠统雷口坡组—下三叠统嘉陵江组和寒武系两套主要膏盐塑性地层的控制，在纵向上可分为上（嘉陵江组以上）、中（嘉陵江组以下到寒武系盐上）、下（寒武系盐下）3 个构造层。上构造层断裂、褶皱强烈，潜伏构造发育；中构造层构造复杂，断层极为发育；下构造层地层变形相对较弱，构造相对平缓。寒武系洗象池群发育于中构造层，中构造层中断层极为发育，志留系厚层泥页岩作为次级滑脱层，不同时期断层发育具有明显的分层性，且膏盐上多发育挤压性质的紧闭或倒转的断层相关褶皱［5-7］，有利于形成背斜相关圈闭。受多期构造活动复合叠加以及塑性地层的控制影响，川东地区形成了复杂的复背斜与复向斜相间排列的隔挡式褶皱形态。因此，针对下组合形变特征，将研究区分为两个次级构造单元，即川东高陡褶皱带和川南低缓褶皱带［8］。川东高陡褶皱带多为高陡构造，纵向分层滑脱变形差异较大，断裂展布特征相对盆内地区复杂，并且多存在断裂切割对接关系，可能发育储层和烃源岩直接对接的构造形态，是主要的研究区。

研究区内寒武系盐上发育洗象池群，又称娄山关组或三游洞组［9］，为一套以浅色白云岩为主，含少量泥质岩、石灰岩及膏盐岩的岩石组合，川南及川东地区地层厚度较厚，最厚可达800 m。上部奥陶系地层与洗象池群整合接触，整体厚度可达400 m。下奥陶统红花园组、桐梓组为一套颗粒灰岩、生屑灰岩、灰质云岩组合。湄潭组岩性为粉砂质泥岩夹石英砂岩、泥岩。涧草沟组、宝塔组、十字铺组与牯牛潭组为一套浅灰色生屑灰岩、泥灰岩组合［10］。五峰组与龙马溪组为一套以深灰—灰黑色碳质泥页岩、泥岩、笔石页岩为主的地层（图1）。

图1 川东地区中构造层综合柱状示意图

2 川东寒武系盐上领域成藏条件

2.1 川东地区发育五峰组—龙马溪组优质烃源岩

川东地区五峰组—龙马溪组烃源岩有机碳含量（TOC）不小于0.5%，分布范围广，厚度大，厚度介于80～150 m（图2）。优质烃源岩TOC≥2%，主要位于五峰组— 龙马溪组一段，厚度相对较大，介于30～45 m。五峰组—龙马溪组烃源岩成熟度除川南和川东南地区烃源岩热演化程度相对较低外，其余地区烃源岩镜质体反射率值（Ro）普遍大于3.5%，大多数处于过成熟中晚期演化阶段。川东地区优质页岩较厚［11］，生烃强度为（60～80）×108m3／km2，具有形成大中型油气藏的物质基础。区内焦石坝、平桥等区块均为页岩气富集区，五峰组—龙马溪组优质页岩段TOC一般大于3%，气源条件优异。

图2 四川盆地五峰组—龙马溪组烃源岩厚度分布图

2.2 洗象池群发育洗三段储层

川东地区洗象池群白云岩储层主要发育于洗三段，岩性主要为颗粒白云岩、粉晶白云岩、细晶白云岩等。通过对川东地区钻井、露头储层孔隙度的分析可知：焦石1 井洗三段实测孔隙度介于1.6%～3.9%，平均值为2.6%。测井解释渗透率介于0.002～0.646 mD，平均值为0.092 mD。石柱漆辽野外剖面共测试50个样品，测试孔隙度介于0.1%～5.9%，平均值为1.8%，渗透率值介于0.000 029～0.425 mD。从收集的物性资料来看，川东地区洗象池群孔隙度介于0.1%～8.9%，平均值为2.1%，渗透率介于0.000 4～0.43 mD（图3）。储层总体表现为中低孔隙度—中低渗透率的特征，个别点孔隙度、渗透率值较高，反映了储层具有一定的非均质性。根据野外露头、钻井岩心薄片观察表明，洗象池群储层储集空间以溶蚀孔洞（图4a）、晶间孔和晶间溶孔（图4b）、粒间孔和粒间溶孔（图4c）、裂缝为主。基质孔隙关系显示储层受孔隙和裂缝的双重影响［12-13］，受裂缝或溶蚀作用改造，局部可以发育中—高渗透率储层。

图3 川东地区洗象池群孔隙度—渗透率交会图

图4 川东地区洗象池群储层特征图

2.3 源—储对接构造样式发育

晚燕山期，受川中隆起的阻挡作用，在研究区产生了南东方向的挤压应力，这次挤压应力的方向刚好与前期宁镇运动的挤压应力方向相反。在来自阻挡方向的南东向挤压应力的作用下，产生了新的逆冲断层，挤压应力推动着志留系下部膏盐岩沿该断层向南东方向运动，上部地层形成断层相关褶皱叠加在先成的褶皱之上，在川东地区形成多个北东向展布的高陡构造带［5-8］。此时中构造层地层发生错动，在隔挡式背斜上拱变形的过程中形成了断展构造、断展+反冲构造、背冲式断裂等组合，发育大断距逆断层，致使下盘五峰组—龙马溪组“源”与上盘洗象池群“储”形成侧向对接关系，而具有侧向供烃的条件。

3 新生古储、源—储对接、侧向供烃模式主控因素

3.1 良好的源储条件是成藏的基础

通过稳定碳同位素分析显示（图5），川东地区洗象池群气藏表现出独特的特点：一是纵向对比，其碳同位素分布范围与下部灯影组气藏不同；二是横向上对比，其碳同位素特征与川中寒武系气藏也表现出很大的差别。总体上来说其与川东地区五峰组—龙马溪组页岩气藏以及川东石炭系气藏的碳同位素值落在同一区域。研究结果表明，研究区洗象池群气藏与五峰组—龙马溪组页岩气同源，气源主要来源于五峰组—龙马溪组优质烃源岩，证实了该成藏模式的有效性。

图5 洗象池群及邻层天然气碳同位素特征图

洗象池群沉积期在一定程度上继承了中寒武世沉积格局，受川中古隆起持续隆升影响，地貌西高东低，四川盆地整体沉积了一套较厚的局限台地相白云岩（图6）。具体而言，洗象池群早期的快速海侵使得盆地整体以水体相对深的灰云质潟湖沉积环境为主，随后发生持续、漫长的海退，中晚期以云坪沉积环境为主。内部受微古地貌的影响产生分异，低地貌区以潟湖、台内洼地为主，高古地貌区周缘是颗粒滩的有利发育带，具备形成有利储层的基础。焦石坝—平桥一带古地貌相对高，颗粒滩体较为发育，纵向上多期叠置，涪陵北部和东溪地区古地貌相对平缓，以云坪沉积为主，颗粒滩体欠发育。

图6 四川盆地洗象池群岩相古地理图

川东地区膏盐岩发育，构造活动相对强烈，断层较发育，裂缝发育可以改善储层物性，提高渗透性能。平桥1井位于颗粒滩带发育区，洗象池群岩性以细—粉晶白云岩和颗粒白云岩为主。取心段局部发育构造裂缝，镜下薄片也可见微裂缝（图4d），成像资料显示局部裂缝发育，测井解释孔隙度为1.6%～5.5%，测试获工业气流。颗粒滩带南川三汇剖面洗象池群可见砂屑白云岩针孔及溶蚀扩大孔（洞）、含膏粉晶白云岩膏溶孔洞储层（图4e），孔洞被溶蚀作用改造，实测孔隙度介于2.1%～8.3%，平均值为4.3%。揭示洗象池群在川东地区也受到了岩溶改造，可形成优质储层。区内DX1 井不处于颗粒滩带，局部发育薄层浅滩，见少量溶蚀孔洞与裂缝，方解石、石英与泥质全充填（图4f），测井解释孔隙度为0.8%，整体储层不发育。

3.2 源—储对置程度决定成藏效率

断裂断距、倾角等因素可以影响断裂带附近油气富集［14］。因此，对于该成藏模式来说，源—储对置关系对于其供烃成藏具有重要的影响。川东地区南川三汇剖面实测揭示，洗象池群优质储层发育于距顶260～380 m。实钻结果表明，川东地区奥陶系地层厚度介于400～450 m，为保证洗象池群储层与烃源岩层对接效率较高，源—储对接的最佳断距介于660～830 m。川东地区源—储对接模式主要发育以下3种类型（图7）：①类型Ⅰ。存在完整的断背斜构造，源储侧向对接，断距适中，储层位于供烃窗口的上倾方向。平桥构造带存在完整的断背斜构造，平桥构造断裂断距介于510～750 m，断距适中，且洗象池群储层位于上倾方向，高于五峰组—龙马溪组烃源岩供烃窗口，浮力为天然气运移提供了主要动力，扩散运移作用为其持续添加动力，侧向供烃效率更高。②类型Ⅱ。存在完整的断背斜构造，断距较小，储层位于供烃窗口的下倾方向。区内黄泥塘构造带高陡构造复杂，构造抬升幅度较低，PS1 井钻后地震资料解释断裂断距420 m，小于源—储对接的最佳断距，洗象池群储层抬升幅度较小，龙马溪组供烃窗口高于储层，未形成有效的源—储对接关系，主要靠烃浓度差引起的扩散运移来供烃，运聚阻力较大，供烃效率低。PS1井洗象池群未见油气显示，对油气成藏不利。③类型Ⅲ。存在完整的断背斜构造，断距较大，塑性膏岩层顺着断层向上滑动涂抹断层带，对接无效。在大池干构造带，区内断距较大，膏盐滑动涂抹阻隔油气侧向及垂向运移，区内池7井洗象池群测试产水39.7 m3／d，对油气成藏不利。

图7 川东中构造层源—储对接模式示意图

3.3 页岩气藏晚期抬升泄压提供气源充注

川东地区的生烃史表明五峰组—龙马溪组页岩距今420 Ma 开始生烃，二叠纪中后期，受地层快速沉降和峨眉山玄武岩喷发的影响，页岩快速埋深，成熟度增高，进入生湿气阶段，晚二叠世末达到生烃高峰之后页岩热演化程度持续升高，早中侏罗世到早白垩世，烃源岩持续生气，地层未经历晚期的大规模抬升剥蚀，烃源层保持着较高的压力状态，页岩气富集保存。晚燕山期，川东地区发生较大规模的隆升，背斜构造圈闭背景形成，龙马溪组页岩气藏的上覆地层压力迅速降低突破临界压力值，此时滞留在页岩层中的页岩气可以通过源—储对接疏导体系进入洗象池储层进行油气充注（图8）。

图8 川东地区洗象池群新生古储、源—储对接、侧向供烃成藏演化模式图

模拟实验显示川南地区五峰组— 龙马溪组页岩埋深从3 000 m 降低到1 000 m 时，总含气量明显降低，主要为部分游离气的散失；埋深小于1 000 m时，总含气量快速降低，反映气体的大量散失［15］。川东页岩气藏在晚燕山期阶段因为抬升剥蚀的作用，当上覆盖层压力不足以封闭气藏，压力失衡气藏寻求压力平衡而泄压排烃，此时，若晚期形成的圈闭具有好的保存条件，则散失的页岩气会进入并最终聚集成藏。若过度抬升剥蚀，晚期形成的圈闭缺乏保存条件，则天然气难以聚集。因此，圈闭的形成时期与页岩气晚期抬升泄压时期相匹配，则是该模式成藏的关键。

综上所述，川东地区洗象池群沉积期存在古地貌高点，浅滩发育，受岩溶和裂缝改造可形成优质储层；志留系页岩气藏丰富，其晚期泄压释放为天然气晚期成藏提供了良好的物质基础；区内高陡构造、断裂发育，有利于形成有效的源— 储对置关系，油气近源富集成藏，勘探前景广阔。