四川盆地合川−潼南地区栖霞组白云岩天然气地质特征及有利勘探区带

何文渊 蒙启安 印长海 王显东 张慧君 师江波

（1. 中国石油大庆油田有限责任公司，黑龙江 大庆 163002；2. 中国石油天然气集团有限公司碳酸盐岩储层重点实验室大庆油田研究分室，黑龙江 大庆 163712；3. 中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712）

0 引 言

下二叠统栖霞组是四川盆地重要的勘探目的层之一，1976年，川中地区的女基井在栖霞组揭示孔隙型白云岩储层，中途测试获4.56×104m3/d 的工业气流，标志着川中地区下二叠统的勘探正式开始［1⁃2］。2015年以来MX31X1 井、MX42 井、GS18井等井相继在栖霞组孔隙性白云岩获工业气流，2018年HS4 井在栖霞组酸压测试获得51.6×104m3/d高产工业气流，进一步证实合川−潼南地区栖霞组巨大的勘探潜力。钻井虽然普遍揭示栖霞组发育孔隙型白云岩，但由于其横向连续性差、厚度变化大、非均质性强［3］，寻找白云岩储层成为栖霞组取得规模发现的关键。

前人对四川盆地栖霞组的沉积环境、储层特征以及岩相古地理等［4⁃7］均开展过研究，但主要集中在川西北的双鱼石、矿山梁和九龙山地区以及蜀南地区，关于栖霞组的沉积模式主要以碳酸盐台地及碳酸盐岩缓坡2种模式的观点为主，而关于白云岩储层成因的观点主要包括“混合水白云岩化”“埋藏白云岩化”“玄武岩淋滤”及“构造—热液白云岩化”等［8⁃11］，其中以“浅埋藏期发生的热液白云岩化模式”占主导，认为滩相沉积是白云岩储层的基础，多期白云岩化作用叠加是成储的关键。

目前，四川盆地合川−潼南地区共有24 口钻井揭示栖霞组，10 口井见到较好的含气显示，由于勘探程度不均衡的问题，合川−潼南地区栖霞组没有开展过系统的基础地质研究。HS4 井的工业突破确立了栖霞组白云岩为主力储集层，在以前研究工作和最新勘探成果的基础上，本文对研究区栖霞组白云岩开展了沉积相分布特征、储层形成机理、储盖配置条件等方面研究，获得了大量的实验数据，提出了栖霞组白云岩化时间的新认识，明确了栖霞组白云岩储层的主控因素，有力支撑了合川−潼南地区栖霞组的层系评价及区带优选。

1 地质背景

四川盆地在大地构造上属于上扬子地台，合川−潼南地区处于四川盆地川中平缓构造带的东南翼部，受川中古隆起残余地貌及二叠纪继续活动的影响，栖霞期继承了梁山期古地貌格局，具有“西高东低”的古地貌背景。众多学者对川中古隆起做了大量的研究［1⁃5］。认为川中古隆起是受基底隆起控制的继承性隆起，受多次构造运动的控制，具有多旋回发育的特点，经过多次沉积和隆升剥蚀，该构造最终在早二叠世形成（图1），然后经过印支、燕山和喜马拉雅运动的调整和重建，形成了目前的构造形态。在早二叠世的梁山组—栖霞组沉积时期，整个上扬子地区发生了大规模的海侵，研究区从早期梁山组含煤泥页岩沉积逐渐过渡到栖霞组的碳酸盐岩沉积环境；栖霞组覆盖在梁山组之上，是一个陆表海碳酸盐岩台地沉积建造，曾发生过多次的海侵和海退，海平面整体上表现为逐步降低的特征，导致形成了缓慢增强的水动力条件和碳酸盐颗粒缓慢开始富集的趋势。

图1 四川盆地二叠系沉积前古地质与地层综合柱状图（HS4井）Fig.1 Pre-Permian palaeogeology of Sichuan Basin and comprehensive stratigraphic column of Qixia Formation(Well HS4)

栖霞组厚度为90～130 m，根据岩性组合和电性特征，将下二叠统栖霞组细分为2 段。栖一段单井厚度为25～35 m，地层由东向西减薄。岩性为灰色厚层块状灰岩，深灰色泥晶灰岩、泥晶生屑灰岩、云质泥晶灰岩，含少量泥质，中上部见多层薄层具颗粒幻影白云岩，底部具有泥质逐渐增多的趋势，颜色过渡为灰黑色，见燧石条带和燧石结核，下部常见层状硅质岩。单井钻遇栖二段厚度70～100 m，以浅灰、深灰色生屑灰岩、泥晶灰岩为主，中上部见多层具颗粒幻影的薄层白云岩（图1）。

2 沉积特征

通过单井相划分、地层厚度分布研究，结合野外及地震剖面资料，综合四川盆地的研究基础［3，12］，得到了合川−潼南地区栖霞组沉积相平面分布（图2）。合川−潼南地区栖霞组沉积时在整体上呈现出西高东低的古地质背景，从西向东发育中缓坡—外缓坡的沉积相储层。栖霞组沉积早期，上扬子地台快速水进，水体普遍较深，合川−潼南地区整体发育较深水台洼，岩性以黑灰色含生物碎屑的泥质、泥晶灰岩为主，常夹有泥质条带，局部见硅质结核。栖霞组沉积中晚期，经历缓慢海退，相对海平面较低，沉积相变化较大，中缓坡成为研究区主要的沉积相带，受川中古隆起影响，形成洼隆相间的沉积特征，围绕川中古隆起呈弧形展布；其中中缓坡岩性以砂屑、生物碎屑灰岩为主，颗粒间多为亮晶胶结，局部含生物碎屑白云岩，而外缓坡岩性以深色泥—微晶灰岩为主。

图2 合川−潼南地区栖霞组中晚期沉积相Fig.2 Sedimentary facies in middle and late periods of Qixia Formation in Hechuan-Tongnan area

根据实钻资料，栖霞组在研究区西部主要发育薄层台内滩亚相，岩性以泥晶生屑灰岩和少量亮晶生屑灰岩为主，滩体单层厚度普遍2～5 m，局部可云化形成白云岩储层，是栖霞组储层发育的最有利相带；在研究区东部，发育外缓坡亚相的低能滩间及深水台洼沉积，岩性以泥晶灰岩为主，储层基本不发育。纵向上，滩体主要发育在栖二段，西部滩体较东部更为发育，滩体由东南部向西北部逐渐超覆，滩体单层厚度及总厚度明显增大。处于中缓坡环境的MX42 井－HS4 井在栖霞组发育多层生屑滩、云化滩沉积组合，单层生屑滩厚度2～10 m，尤其在栖二段上部，多见具粗大生屑的亮晶生屑灰岩，至外缓坡环境的L1 井－HX2 井，生屑滩沉积的厚度逐渐变薄，单层生屑滩厚度1～2 m，呈现少量薄层状生屑滩与厚层滩间泥晶灰岩的交互叠置（图3）。

图3 合川−潼南地区栖霞组沉积微相连井剖面Fig.3 Well-tie section of sedimentary microfacies of Qixia Formation in Hechuan-Tongnan area

3 储层特征及主控因素

3.1 储层发育特征

合川−潼南地区栖霞组主要发育孔隙型或溶蚀孔洞型白云岩储层。MX42 井、HP1 井、HS2 井、HS4 井等多口钻井取心资料分析结果表明，栖霞组储层均发育在白云岩、云质灰岩中，白云岩主要分为残余颗粒白云岩和晶粒白云岩（图4），储层单层厚度为1～9 m。

图4 栖霞组储层孔隙类型微观及岩心照片Fig.4 Microscopic and core photos of reservoir pore types of Qixia Formation

根据岩心观察、薄片鉴定、测井资料分析等综合分析，栖霞组白云岩主要分为晶粒白云岩和残余颗粒白云岩（图4（a）—（c）），储集空间类型包括粒内溶孔（图4（a））、晶间（溶）孔（图4（b））、溶蚀孔洞等（图4（d）—（f）），形态分布不均，非均质性较强，孔隙和（溶蚀）孔洞起主要作用，裂缝仅改善储层的渗透作用［13］。岩心柱塞样品分析资料表明，HS4 井区栖霞组孔隙度平均2.8%，中值2.8%；空气渗透率平均值0.066×10-3μm2，中值0.009×10-3μm2，孔隙度大于等于2% 的 样 品 渗 透 率 平 均 值0.02×10-3μm2，中 值0.008×10-3μm2。储层物性整体以低孔−低渗为主，孔隙度与渗透率具有正相关关系，局部发育中孔—高孔层段［14］。

3.2 储层分布主控因素

受控于川中古隆起的长期继承性稳定发展，合川−潼南地区栖霞组储层的形成主要受沉积环境和成岩作用的控制［15］，研究认为古地貌、准同生白云岩化作用和岩溶作用共同控制了合川−潼南地区栖霞组白云岩储层的分布。

3.2.1 古地貌

研究区在梁山组沉积后，栖霞组开始了大规模海侵，在栖二段早期基本完成对区内西高东低古地貌格局的填平补齐过程［16］，并在栖一段顶部形成全盆地的初始海泛面，因此栖一段顶面可做为残厚法求取栖霞组古地貌的基准面。根据全区栖一段顶面至栖霞组顶面的残余地层厚度，得到了合川−潼南地区栖霞组沉积期古地貌（图5）。下二叠统沉积时期，古地貌高点逐渐由南向北迁移，主要位于研究区中部，整体上处于中缓坡沉积环境，地形变化幅度小，倾角小于0.5°，在古地貌较高部位和围斜，更易于形成滩体，其原始的渗滤能力较好，同时相对高的古地貌，容易造成水体的流动受限，为后期白云岩化创造了条件［17］。

图5 合川−潼南地区栖霞组沉积期古地貌Fig.5 Paleogeomorphology of Qixia Formation in Hechuan-Tongnan area

3.2.2 准同生白云岩化作用

通过分析镜下白云岩储层可见原始颗粒结构（图4（a）、（c）），晶间（溶）孔与早期粒间孔具有明显的继承关系，说明滩相沉积是白云岩储层发育的基础条件；并且颗粒边部见亮晶环边（图4（c）），具有渗透回流特征，为准同生云化作用形成。

进一步对川中地区栖霞组白云岩2 组样品采用激光剥蚀多接收电感耦合等离子体质谱技术（LA-MCICPMS）进行碳酸盐矿物U-Pb 同位素年龄测定（图6），得出栖霞组白云岩激光U-Pb 同位素年龄分别为286±10 Ma 和256±12 Ma，证实了白云岩形成于准同生期，为早期云化的产物；同时，碳氧同位素和锶同位素的存在也证实了栖霞组白云岩形成于准同生—浅埋藏期，白云岩δ13C值与同期海水相当，白云岩δ18O、N（87Sr）/N（86Sr）值略高于同期的海水范围（图7）。

图7 栖霞组白云岩碳氧及锶同位素特征图版Fig.7 Isotope charts of C,O and Sr of dolomite in Qixia Formation

早期的准同生白云岩化，是指原始岩石在还原条件下的交代作用，原始岩石的结构基本上得以保存，早期形成的白云石晶粒相对较小、具有较多杂质和较差的晶体形状［3，18⁃19］。当储层埋深增加并发生再次结晶时，白云岩晶粒变为半自形、自形，晶粒尺寸为中粗晶，开始发育晶间孔。随着白云岩化作用程度的增强，储层的物理性质得到进一步改善。

3.2.3 岩溶作用

研究区栖霞组的高位域滩体，受后期淋滤溶蚀作用，在准同生期发生溶蚀形成了较早期的基质孔洞［20］。钻井取心揭示了栖霞组储层岩性主要为白云岩和云质灰岩，储集空间为溶蚀孔洞，相比栖霞组上部茅口组的强岩溶作用［16］，栖霞组岩溶作用相对较微弱，但仍然可以见到岩溶作用对白云岩储层的改造。

岩心、薄片和成像测井等证据均证明栖霞组白云岩储层发生岩溶作用，层间岩溶作用对白云岩储层改造，形成孔洞型储层。显微镜下也显示明显的岩溶改造特征，MX42 井砂屑生屑云岩镜下可见选择性溶蚀形成的残留粒内溶蚀孔（图4（a））；MX42 井栖二段钻井取心也揭示溶洞白云岩，溶洞中充填马鞍状白云岩（图4（d）），HS4 栖霞组见到较大岩溶洞穴（图4（f））；同时多口井在栖霞组录取的成像测井资料也可以观察到栖霞组白云岩储层中发育的层状溶蚀孔洞。

综上可知，栖霞组储层具有相控性，发育在古地貌高部位的颗粒滩或生屑滩相，滩体的迁移易于围限形成较局限的水体环境，随后的高频暴露导致发生溶蚀作用，最终形成云化储层（图8）。

图8 合川−潼南地区栖霞组白云岩储层发育模式Fig.8 Development pattern of dolomite reservoir in Qixia Formation in Hechuan-Tongnan area

4 成藏要素

4.1 烃源条件

合川−潼南地区寒武系—二叠系发育多套烃源岩（表1）。研究表明，筇竹寺组泥岩厚50～400 m，平均140 m，w（TOC）平均值可达1.9%，生气强度平均值40×108～45×108m3/km2，为四川盆地最优质的烃源岩［21］。本区志留系龙马溪组黑色泥页岩厚度0～200 m，w （TOC） 平均值2.2%，w（氯仿沥青“A”）平均值0.015%，为腐殖型干酪根，烃源岩的厚度和有机质丰度均呈现出由西北往东南逐渐增大的趋势，热演化程度高，生烃强度10×108～40×108m3/km2。钻井揭示合川−潼南地区茅口组一段碳酸盐岩烃源岩厚度50～60 m，全区稳定分布，w（TOC）平均值1.1%，以高—过成熟为主，生气强度26×108～40×108m3/km2，具备形成大中型气田的物质基础［22⁃23］。

表1 合川−潼南地区烃源岩基本特征Table 1 Basic characteristics of hydrocarbon source rocks in Hechuan-Tongnan area

气源对比研究结果表明，栖霞组天然气主要为油型气，甲烷含量高，天然气表现为筇竹寺组、龙马溪组和二叠系自身烃源岩的混源特征，因此广泛分布的烃源岩为栖霞组天然气的富集提供了优异的条件。

4.2 源储匹配

栖霞组储层发育于中缓坡生屑滩之中，纵向上储层主要集中在栖霞组的中上部，并且储层厚度变化大，纵横向非均质性强，为多套薄储层叠加而成。综合分析认为，合川−潼南地区发育“下生上储”“旁生侧储”和“自生自储”3种源储匹配关系（图9）。

图9 合川−潼南地区栖霞组成藏模式Fig.9 Accumulation pattern of Qixia Formation in Hechuan-Tongnan area

“下生上储”表现在2 个方面：一是纵向上，寒武系筇竹寺组优质烃源岩生成的油气经过震旦系—二叠系走滑断裂的沟通，输入到上部的栖霞组白云岩储层［24］；二是受加里东运动影响，志留系地层仅存在于研究区中东部，栖霞组白云岩储层叠置发育在龙马溪组页岩之上，由盆地中部向东部龙马溪组烃源岩的厚度和丰度逐渐变大，同时栖霞组白云岩储层与下伏志留系龙马溪组烃源岩纵向距离普遍小于50 m，因此能在全区近源高效聚集成藏。“旁生侧储”主要发生在东部，志留系龙马溪组烃源岩与栖霞组储层直接对接，但研究区东部以较深水沉积环境为主，滩体不发育，直接影响了优质烃源岩与栖霞组储层的侧向对接效果，导致匹配关系较差（HS4 井区）。下二叠统的栖霞组和茅口组在海侵早期形成了稳定分布的泥质灰岩烃源岩，在纵向和横向上，下二叠统烃源岩与栖霞组白云岩储层广泛接触，形成“自生自储”的源储匹配关系（TT1 井区）。

4.3 盖层

栖霞组发育多套有利盖层。下二叠统茅口组一段是栖霞组的直接盖层，为一套以泥质和泥晶灰岩为主的深缓坡相沉积，厚度50～60 m；上二叠统的龙潭组发育100～150 m 的厚层泥页岩，三叠系雷口坡组和嘉陵江组50～450 m 的厚层塑性膏岩，均可作为有利的区域性间接盖层，保存条件良好［25］。

4.4 沉积期古隆起

川中地区古地温梯度结合HS4 井包裹体研究表明，合川−潼南地区栖霞组可能存在3 期成藏：一是中—晚三叠世为早期原油充注阶段，形成古油藏；二是晚侏罗世—白垩纪的中期原油裂解阶段，进入生气高峰，至白垩纪沉积末期古油藏原油已经基本裂解形成气藏；三是晚期调整阶段，喜马拉雅构造运动时发生气藏调整，地温降低，生气量逐渐减少并最终定型。从下二叠统古构造演化分析可知，川中地区在关键成藏期的须家河组沉积前整体上处于构造高部位并持续至现今，始终为早期油气聚集与晚期调整的运聚指向区［26］。

5 有利勘探区带

通过合川−潼南地区栖霞组白云岩储层的沉积、储层特征及相关成藏要素的研究，结合目前的勘探突破，证实了合川−潼南地区栖霞组气藏具备较好的勘探前景，栖霞组古地貌围斜—高部位和滩体发育的叠合部位是栖霞组白云岩储层发育的优势地带。根据这一认识并结合源储匹配关系，将合川−潼南地区栖霞组白云岩储层划分为2 个有利勘探区带：一是工区中部GS16 井—HS4 井区；二是工区西部GS18 井—HS3 井区（图10）。

图10 合川−潼南地区栖霞组有利区带分布Fig.10 Distribution of favorable plays of Qixia Formation in Hechuan-Tongnan area

5.1 工区中部GS16井—HS4井区勘探区带

该区紧邻川中古隆起龙女寺构造带，靠筇竹寺组、志留系烃源岩和下二叠统自身烃源岩供烃，与北部研究区外的NS1 井—NJ 井区整体处于微古地貌斜坡—高部位，滩体较发育，分布在古隆起斜坡部位，具备“下生上储”“自生自储”和“旁生侧储”的源储匹配关系，源储匹配关系较好。北部邻区MX42 井近期在栖霞组二次完井获日产气57×104m3高产工业气流，证实了该白云岩化中缓坡台内滩相带具有良好的成藏条件，具备较大的勘探潜力，综合评价为Ⅰ类区，面积为340 km2；其南部处于微古地貌较低部位，而东部区域处于较深水沉积环境，滩体总体不发育，源储匹配关系较差，综合评价均为Ⅱ类区。

5.2 工区西部GS18井—HS3井区勘探区带

该区紧邻川中古隆起磨溪构造带，依靠西侧合川—垫江台洼供烃［15］，筇竹寺组和下二叠统自身烃源岩生烃强度也较大，局部处于微古地貌斜坡部位，滩体发育也较好，具备“下生上储”和“自生自储”的源储匹配关系。邻区GS18 井的稳定试采也验证了该区具有较好的成藏条件，综合评价为Ⅰ类区，面积为50 km2；其东南部处于微古地貌较低部位，源储匹配关系较差，综合评价为Ⅱ类区。

6 结 论

（1）栖霞组的沉积格局受川中古隆起控制，具有洼隆相间的特征，表现为围绕川中古隆起发育缓坡台内滩相带，其中白云岩滩体主要分布于局限的微古地貌高部位，早期准同生白云化作用是栖霞组储层形成的关键，叠加岩溶改造作用可形成优质白云岩储集层。

（2）合川−潼南地区寒武系—二叠系发育多套烃源岩，为栖霞组天然气成藏富集提供了优越的生烃条件。同时具备较好的盖层和保存条件，发育“下生上储”“旁生侧储”和“自生自储”3种源储匹配关系，其中“下生上储”和“自生自储”2种源储匹配关系成藏条件更好。

（3）栖霞组古地貌围斜—高部位和滩体发育的叠合部位是栖霞组白云岩储层发育的优势地带。根据这一认识并结合源储匹配关系，将合川−潼南地区栖霞组白云岩储层划分为2 个有利勘探区带：一是工区中部GS16 井—HS4 井区，二是工区西部GS18 井—HS3 井区。