四川盆地蓬溪-武胜台凹西侧长兴组成藏主控因素

董景海，高阳，杜劲松，丁冬梅,张鹏宇

（1.中国石油大庆油田有限责任公司勘探事业部，黑龙江 大庆 163453；2.北京宝石花能源科技有限公司，北京 100101；3.北京阳光杰科科技股份有限公司，北京 100192；4.宁波诺丁汉大学，浙江 宁波 315100）

0 引言

四川盆地二叠系长兴组广泛发育生物礁滩储集体，是盆地的重点油气勘探目的层系之一［1-2］。早期对长兴组的勘探主要是围绕川东北开江-梁平海槽进行，相继发现了普光、元坝及龙岗等大中型气田［3-4］，对于同期构造蓬溪-武胜台凹，学术研究与勘探实践均较为滞后，虽有一定发现，但一直未取得较大突破。2000 年WJ1 井在长兴组生屑滩储层测试获产气量5.88×104m3/d，而后钻井大多以水层、含气水层为主。近2 年随着TS2 井、HS8 井钻遇工业气层，才进一步证实了长兴组的勘探潜力。

目前对于研究区长兴组石油地质方面的研究较少，张奇等［5-7］最早从台凹对沉积充填的控制作用上讨论了生物礁滩的分布，同时对储层成因进行了探讨。谢增业等［8］基于川中地区天然气组分、同位素分析数据研究了天然气成因。其中，长兴组天然气甲烷体积分数为85.3%～98.7%，乙烷体积分数为0.10%～0.27%，干燥系数基本在0.998 5，属于原油裂解气。梁霄等［9］从烃源岩与输导角度出发，认为长兴组油气运移受控于断裂与茅口组顶不整合面共同构成的垂侧向复合输导系统，整个二叠系存在气源不足问题。但是对于长兴组的油气富集究竟受何种因素控制，油气勘探有利区带应如何评价等方面研究，目前还未见报道。因此，本文基于新的钻井、岩心及地震等资料，对研究区长兴组成藏特征及主控因素开展进一步研究，以期为下步勘探部署提供参考。

1 区域地质概况

四川盆地在大地构造上属于上扬子克拉通地台，研究区处于四川盆地中部，构造上位于川中平缓构造带东部。在晚二叠世—早三叠世早期，四川盆地总体表现为由西南向北东倾斜的区域性缓坡，受峨眉地裂运动影响，盆地中部和东部形成了“三隆三凹”的古地理格局，自北向南依次发育城口-鄂西海槽、开江-梁平海槽、蓬溪-武胜台凹（也称为盐亭-潼南海槽）［10-11］。由于拉张活动向台内逐渐减弱，蓬溪-武胜台凹比另外两处海槽的水深要浅，发育时限也较短。受此影响，礁滩体的发育程度较弱，白云石化程度也较低［12］。研究区长兴组以灰岩与灰质泥页岩为主，部分样品中可以见到云质成分。

长兴组沉积期，蓬溪-武胜台凹地区具有南缓北陡、南滩北礁的特点［6］。长兴组沉积早期基本继承了龙潭组沉积格局，但水体变浅，主要发育陆棚或浅缓坡背景下的泥晶灰岩沉积，局部零星发育生屑滩，随后在海侵作用下发育了一套可全区对比的灰质泥岩、 灰质页岩沉积。中晚期随着台凹的形成，在广安高带及遂宁高带均开始发育生物礁沉积，台凹内部局部发育点礁。地震剖面上，长兴组中上部具有明显的生物礁杂乱、弱振幅反射特征，生物礁沿台凹边缘相对连续展布（见图1）。潼南次凹南侧的潼南斜坡主要为台地背景下的生屑滩沉积，地震上常表现为丘状反射特点。

图1 蓬溪-武胜台凹长兴组沉积相及地震剖面Fig.1 Sedimentary facies and seismic profile of Changxing Formation in Pengxi-Wusheng intra-platform sag

2 成藏条件

2.1 烃源岩与输导条件

川中地区长兴组下伏地层中发育多套烃源岩层系，其中寒武系筇竹寺组暗色泥岩分布稳定，厚度为50～300 m，是区域的优质烃源岩［8-9］。志留系龙马溪组碳质泥页岩虽已遭剥蚀，但在研究区中东部仍有残留，尖灭线主要沿NC7 井—HS4 井—HT1 井一线呈NE—SW 向展布，厚度一般小于50 m。栖霞组、茅口组泥质灰岩在区内广泛分布，厚度分别为10～40，40～180 m，总有机碳质量分数（TOC）主要介于0.5%～3.0%，镜质组反射率（Ro）可达3%以上。龙潭组烃源岩在研究区分布稳定，厚度介于40～80 m，TOC 可达5%以上，Ro平均为2.8%，处于过成熟演化阶段。

研究区地震剖面上可见深大断裂向下断至寒武系筇竹寺组，大部分向上止于二叠系，少量断层断穿上二叠统，个别断层在中生界也有一定延伸，可作为沟通源储的通源断层。断层主要呈高陡直立状，另外可见Y字形与反Y 字形断层组合样式（见图2）。平面上断层主要分布在研究区北部和南部，连续性差，主要发育近NW—SE，NE—SW 走向的断裂（见图3）。

图2 蓬溪-武胜台凹走滑断层地震剖面特征Fig.2 Seismic profile characteristics of strike-slip fault in Pengxi-Wusheng intra-platform sag

图3 蓬溪-武胜台凹长兴组顶面构造Fig.3 Top surface structure of Changxing Formation in Pengxi-Wusheng intra-platform sag

根据断层终止层位可大致判断断层活动期次。研究区大部分断层向上终止于龙潭组内，可知长兴组沉积前断层活动规模较大。

实际上，断层最早在震旦纪晚期即开始活动，并在加里东晚期—海西期继承发育，个别在中、新生代再次复活［13-14］，从而形成多层花状构造。

2.2 储集条件

长兴组储层岩性以灰岩为主（见图4），可分为生物礁灰岩与生屑滩灰岩2 种类型，生物礁灰岩储层品质明显优于生屑滩灰岩储层。

图4 蓬溪-武胜台凹长兴组储层特征Fig.4 Reservoir characteristics of Changxing Formation in Pengxi-Wusheng intra-platform sag

生物礁灰岩储层孔隙度一般大于4.2%，最高可达12.0%，渗透率也基本在0.1×10-3μm2以上。岩性以海绵礁灰岩为主，格架间主要充填生屑、砂屑、灰泥等，附礁生物可见腕足、双壳、海百合。储集空间主要为生物体腔、格架间及粒内的溶蚀孔洞，具有同生期选择性溶蚀特点。孔洞分布不均匀，大小不一，直径最大可达3 cm，同时可见溶蚀孔洞被有机质、方解石不完全充填，部分礁灰岩中可见构造裂缝（见图4a—d）。根据已钻井的统计结果，生物礁储层单层厚度一般为10～27 m，累计厚度可达29～64 m。横向展布具有一定连续性，延伸距离可在5 km 以上。

生屑滩储层与生物礁伴生或独立发育于台地背景的颗粒滩储层中，孔隙度基本在2%～6%，渗透率在（0.01～0.05）×10-3μm2。岩性多为生屑灰岩，亮晶结构，生屑类型主要为有孔虫、棘皮类、腕足类和双壳类，部分岩心样品中可见砾屑。该类储层虽也发育溶蚀孔洞，但规模较小，主要为粒间溶孔、粒内溶孔及小规模的溶洞，且分布、大小均相对均一，直径多不超过5 mm（见图4e，f）。储层单层厚度一般为5～12 m，累计厚度一般可达20 m，空间上主要呈孤立状展布，虽叠合展布面积较大，但单层展布范围一般不超过3 km。

2.3 圈闭条件

研究区长兴组主要发育斜坡背景下的构造-岩性圈闭与岩性圈闭。受燕山期—喜山期整体SE—NW 向挤压应力影响［15-16］，长兴组现今顶面构造表现为由南东向北西倾斜的斜坡，在此斜坡背景下发育多个背斜构造，具有数量多、面积小的特点，平均闭合高度为15 m（见图3）。背斜构造主要有北西、北东2 个走向，说明该区同时受到燕山期北侧大巴山地区逆冲推覆作用影响［16］。这些正向构造与礁滩储集体结合，即可形成受构造与相变线共同控制的构造-岩性复合圈闭。由于生物礁滩沉积往往相变较为剧烈，自身被四周的不渗透灰岩所限而形成储层透镜体，也可形成岩性圈闭。

在遂宁高带生物礁发育区，生物礁储层厚度较大，且分布相对连续，多与正向构造组合形成构造-岩性复合圈闭。在潼南斜坡生屑滩发育区，因为生屑滩储层厚度较薄且相对孤立，主要为岩性圈闭。显然在礁滩体沉积后，岩性圈闭即基本形成，而构造-岩性圈闭主要在印支期具备雏形，最终在燕山期—喜山期定型［16］。

2.4 保存条件

上覆飞仙关组致密泥灰岩、 嘉陵江组膏盐岩分别作为直接盖层与间接盖层，可对长兴组油气形成有效封隔。飞仙关组沉积时基本继承了长兴期的古地理格局，总体表现为海退特点，并在填平补齐过程中有向蒸发台地演化趋势，岩性以紫红色、紫灰色灰质泥岩、灰色泥质灰岩为主，累计厚度可达320 m。嘉陵江组膏盐岩为潟湖相沉积，可塑性强，分布范围广，膏盐岩厚度可达30 m，在川中地区广泛分布，是一套良好的区域性盖层［9］。由构造解释结果得出，研究区基本不发育断至浅层或地表的通天断层，虽然断层在三叠纪仍有继承性活动，但活动较弱，主要表现为飞仙关组内部的小断层，断距一般只有5～10 m（见图2），对长兴组油气藏并无太大影响。

2.5 成藏匹配条件

筇竹寺组烃源岩与长兴组储层的时间匹配性较好。基于流体包裹体的油气充注期研究表明，长兴组含沥青气包裹体均一温度主要分布在100～105 ℃，宿主矿物为溶蚀孔洞中充填的方解石胶结物，主要对应于早期成藏事件，至少在液态烃规模裂解之前。结合区域沉积埋藏史研究得出，烃类的充注主要发生在晚二叠世—三叠纪（见图5）。

图5 蓬溪-武胜台凹沉积埋藏史Fig.5 Sedimentary and burial history of the study area in Pengxi-Wusheng intra-platform sag

这一时期也是筇竹寺组烃源岩的生油高峰［17］，此时，长兴组礁滩体原生孔隙的发育以及准同生期的选择性溶蚀都提供了良好的储集空间，且礁滩体处于古地貌较高位置，通源断层的活动也有利于液态烃向长兴组储集体的的运移与聚集。

前人研究也发现，长兴组天然气在化学组成与同位素分布特征上表现出了与寒武系天然气的相似性。由此也可说明，研究区二叠系天然气主要来自筇竹寺组烃源岩，同时有二叠系烃源岩的少量贡献，为多源供烃模式［8-9］。

3 成藏规律及主控因素

3.1 气水分布特征

由目前单井测井解释、试气结果得出，研究区长兴组总体为构造高部位含气、低部位含水。潼南斜坡整体构造较高，油气的富集主要取决于生屑滩储层的发育。WJ1 井与近期完钻的HS8 井均已在长兴组顶生屑滩储层中测试获得工业气流，其余层段则以差气层或干层为主，个别井段发育含气水层（见图6）。

图6 四川盆地潼南斜坡区长兴组气水分布特征Fig.6 Gas-water distribution of Changxing Formation in Tongnan slope,Sichuan Basin

在遂宁高带，位于构造低部位的钻井基本以含气水层、水层为主，目前仅高部位的TS2 井在长兴组顶生物礁储层测试获产气量4.17×104m3/d，表现为构造-岩性气藏特点。长兴组中下部则零星发育以生屑滩为储集空间的差气层（见图7）。

图7 四川盆地遂宁高带长兴组气水分布特征Fig.7 Gas-water distribution of Changxing Formation in Suining highland,Sichuan Basin

3.2 成藏主控因素

基于分析可知，长兴组具有优越的烃源岩条件，且储层的质量与展布也具备规模成藏的基础，但实际情况却是长兴组未大规模含气，也并不具有“一礁一藏”的典型生物礁油气藏特点。分析认为，这主要受气源不足、复合输导体系的共同控制。

3.2.1 气源不足

3.2.1.1 烃源岩与储层的空间匹配性

长兴组下伏地层中虽发育多套烃源岩，但与长兴组中上部礁滩储层的垂向距离均较远，紧邻的龙潭组烃源岩与长兴组中上部礁滩储层之间有40～50 m 厚的致密灰岩隔层，在没有其他通道沟通下，烃类很难直接进入长兴组，显然通源断层的发育是烃类运移的关键。研究区多口井（如GS16 井、HS2 井、HS4 井等）均在下二叠统栖霞组、茅口组测试获得工业气流，且天然气组分与寒武系天然气相似，这必然与大量延伸至下二叠统走滑断层沟通源储的作用有关［13-14］。断层延伸至上二叠统长兴组的较少（见图2），源储之间缺乏一定数量的通道沟通，源储在空间上匹配不佳，造成了长兴组的气源不足，而并非整个二叠系气源不足。

3.2.1.2 烃源岩与储层的时间匹配性

长兴组虽有多源供烃，但大部分烃源岩因成熟较晚而对长兴组贡献不大。如龙潭组烃源岩在晚侏罗世达到生排烃高峰时［18-30］，走滑断层的活动已趋于停止，由埋藏史可知长兴组埋深也已在4 000 m 以下（见图5），沉积物受压实的影响已变得致密，因此能够有效进入长兴组的的烃类数量可能有限。即时间上的匹配不佳决定了多源供烃中以筇竹寺组为主，但烃类优先充注于寒武系自身与下二叠统的储层，因此，最终进入长兴组的烃类数量不足而未能大规模成藏。

3.2.2 垂侧向复合输导系统

本文所指的垂侧向复合输导体系由通源断层与长兴组自身礁滩沉积构成，而非早期学者所提的断裂与茅口组顶面不整合［9］。在这一输导体系中，沿断层的垂向运移是烃类富集的基础，沿储层自身的横向调整有利于烃类聚集。

构造演化显示，研究区古构造与现今构造的形态大体一致，为“东南高西北低”特点；因此，烃类在进入长兴组后会继续向东南高部位运移调整，尤其是在遂宁高带，优质的、相互连通的生物礁储集体提供了横向运移的通道。如该区构造低部位的HS2 井附近发育通源断层，但该井测井解释为水层，而高部位的TS2 井附近虽不发育通源断层，测试却为工业气层。这正是烃类垂向运移至长兴组后再沿储层横向运移的结果，同时受生物礁沉积相变影响，在TS2 井处形成储层上倾尖灭气藏（见图8）。

图8 四川盆地蓬溪-武胜台凹长兴组油气富集特征Fig.8 Hydrocarbon accumulation characteristics of Changxing Formation in Pengxi-Wusheng intra-platform sag,Sichuan Basin

HS2 井水层溶蚀孔洞中发育的沥青充填（见图4b）说明，该井处曾经发生过烃类的运移或聚集，由于未有充足的烃类持续充注，处于构造低部位的井则以发育水层为主。需要注意的是，烃类在向高部位运移过程中可能会被局部正向构造捕获而聚集，如HS7 井相比TS2 井构造更高，但该井却发育水层；由构造解释结果可知，该井处发育一背斜，HS7 井正处于该背斜构造溢出点以外（见图3）。即烃类在充满圈闭后会沿溢出点散出，随后继续向高部位运移而在适宜条件下聚集（见图8）。潼南斜坡区由于整体构造较高，且生屑滩储层的规模有限，连续性也较差，因此，是否发育这种横向运移作用，还需要更多资料来证明。

4 有利区带预测

储层与构造是控制研究区气水分布的2 个要素。在此基础上通过分频反演技术，落实了蓬溪-武胜台凹西侧储层厚度展布（见图9）。

图9 四川盆地蓬溪-武胜台凹长兴组有利区带评价Fig.9 Favorable zone evaluation of Changxing Formation in Pengxi-Wusheng intra-platform sag,Sichuan Basin

潼南斜坡HS8 井、WJ1 井生屑滩储层发育区展布面积分别为267，164 km2，是下部岩性气藏勘探有利区带。在遂宁高带TS2—He12 井一带生物礁展布面积为90 km2，处于构造高部位。其中，TS2 井已获测试产气量4.17×104m3/d，勘探潜力较大。在NC7 井南部发育点礁，面积为49.4 km2，也发育一定正向构造，生物礁储层四周被台凹阻隔形成良好的岩性圈闭，可作为下步勘探重点（见图9）。

5 结论

1）蓬溪-武胜台凹西侧长兴组为东南高西北低的斜坡，高部位含气、低部位含水。其中，生物礁滩储层中广泛发育的溶蚀孔洞提供了油气赋存的基础，自寒武系延伸至上二叠统的走滑断层是沟通源储的关键。

2）虽然长兴组为多源供烃模式，但源储匹配不佳导致气源不足决定了长兴组未能大规模成藏。在时效性上仅筇竹寺组烃源岩在生、排烃期上与断层活动、长兴组储层形成的匹配性较好，其余烃源岩贡献有限。空间上大部分走滑断层仅延伸至下二叠统，源储间缺乏一定数量的运移通道进一步导致了气源不足。

3）垂侧向复合输导体系决定了现今气水分布特点，构造高部位的优质礁滩储层发育区是油气横向运移聚集的有利指向区。潼南斜坡区整体构造较高，勘探重点在生屑滩优质储层，有利区主要分布在HS8 井、WJ1—MX7 井一带。在遂宁高带以构造-岩性圈闭为主，气水分布的研究是重点，有利区主要位于构造高部位的TS2—He12 井一带。