孫 瑋, 李智武, 張 葳, 馮 逢, 張 萌, 武文慧

(1.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室(成都理工大學(xué))，成都 610059；2.中國石油西南油氣田分公司 川中油氣礦，四川 遂寧 629000)

四川盆地下侏羅統(tǒng)自流井組大安寨段石油勘探始于1956年蓬基井鉆探，在川中地區(qū)已有十多個油氣構(gòu)造。隨著油氣勘探技術(shù)的進步，對于大安寨段原來所認(rèn)識的致密性儲層甚至烴源巖頁巖內(nèi)尋找油氣都成為可能。本文從沉積相、構(gòu)造方面入手，分析大安寨段油氣地質(zhì)特征，對四川盆地中北部該層位油氣勘探提供新思路。

1 沉積相特征

早侏羅世四川中部湖盆向東經(jīng)湖北秭歸、荊州、當(dāng)陽等地與贛湘粵海灣相連，向東北擴展到陜南西鄉(xiāng)甚至安康等地。自流井組東岳廟段和大安寨段是2個主要的湖侵沉積期產(chǎn)物，屬典型的大型陸相淡水湖泊沉積，發(fā)育區(qū)域上分布穩(wěn)定的淺—半深湖相泥頁巖和淡水灰?guī)r。

大安寨段是淡水湖相沉積早已被公認(rèn)[1]，其巖相分區(qū)清晰，既可以生油又可以儲油，是典型的自生自儲油藏。大安寨段淡水湖相，除濱湖砂泥巖相之外，大部分是介殼灰?guī)r和黑色頁巖，可以分為5個相帶(圖1)。

Ⅰ區(qū)：濱湖砂泥巖相區(qū)，分西北部砂泥巖濱湖相和東部濱湖泥巖相。本相區(qū)既無生油又無儲集條件，油氣勘探也未發(fā)現(xiàn)有油氣。

Ⅱ區(qū)：淺水湖相，灰色介殼灰?guī)r夾紅色泥巖薄層。介殼多為完整個體，殼厚，個體較大，為2～5 cm，堆積而成為中-厚層介殼灰?guī)r，由此表明水體淺、波浪大、能量高。

Ⅲ區(qū)：半深水湖相，介殼灰?guī)r和黑色頁巖互層，頁巖中有機碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)>1.2%，具有良好的生油條件。中層狀介殼灰?guī)r，介殼多為薄殼，個體較小,為2～3 cm，并夾有介殼破碎的介屑灰?guī)r(圖2-A,B)。本相區(qū)是川中產(chǎn)油最好的，目前油田大多數(shù)分布在本相區(qū)。面積約10×104km2。

圖1 四川盆地大安寨段巖相古地理圖Fig.1 The lithofacies-paleogeographic map of Da’anzhai Member in Sichuan BasinⅠ.濱湖砂泥巖相； Ⅱ.淺水湖介殼灰?guī)r泥巖相； Ⅲ.半深水湖介殼灰?guī)r、頁巖相； Ⅳ.次深水湖頁巖、灰?guī)r相； Ⅴ.深水湖頁巖相

Ⅳ區(qū)：次深水湖相，以黑色頁巖為主，夾介屑灰?guī)r薄層及少量介殼灰?guī)r薄層，介殼和介屑很難堆積成為儲層。生油條件好，儲層條件較差。

Ⅴ區(qū)：深水湖相，黑色頁巖為主夾少量介屑灰?guī)r，為生油區(qū)，儲層不佳。由圖1中可以看到深水湖相區(qū)在盆地的東北部，從趨勢看在三峽區(qū)還有向東延伸的趨勢，是一個開放外流的淡水湖泊。

目前除Ⅲ區(qū)外，Ⅳ和Ⅴ相區(qū)內(nèi)也發(fā)現(xiàn)有石油的產(chǎn)出，如龍崗構(gòu)造和營山構(gòu)造都產(chǎn)石油。

2 油氣地質(zhì)條件

大安寨段屬于典型的自生自儲型油藏[2]，并且是四川盆地非常重要的產(chǎn)油層位，目前發(fā)現(xiàn)的油藏主要位于半深水湖相區(qū)；但隨著龍崗地區(qū)大安寨段油藏的發(fā)現(xiàn)，已擴大油藏的分布范圍。

2.1 烴源巖特征

大安寨段黑色泥巖分布較穩(wěn)定，一般分布在大安寨段的下段，巖性也較穩(wěn)定。其中川東北地區(qū)的厚度平均可達96 m，川中地區(qū)可達12～132 m，平均為45 m；盆地其他地區(qū)沉積較薄，平均≤12 m，如天池2井黑色泥巖厚度可達80 m，而磨溪地區(qū)則不到20 m。從厚度來看，四川盆地的中北部屬于比較好的區(qū)域。黑色頁巖孔隙度為0.3%～7.2%，平均為2.11%，屬于低孔型[3]。

大安寨段烴源的有機質(zhì)類型以Ⅰ-Ⅱ1為主，部分地區(qū)層段發(fā)育Ⅱ2型，少量為Ⅲ型。研究表明，顯微鏡檢有機組分腐泥質(zhì)含量高，質(zhì)量分?jǐn)?shù)在26%～79%之間，多數(shù)測樣都在50%以上。干酪根碳同位素δ13C一般在-26‰～-30‰之間，少數(shù)樣品<-30‰。

該套烴源的有機質(zhì)豐度較高，川中樣品wTOC≥1.0%者可達47%，wTOC平均為1.19%，最高為4.27%。據(jù)王當(dāng)奇研究，wTOC在川43井為1.2%，川49井為3.58%，儀1井為1.57%，角7井為1.1%[4]，表明從深湖向淺湖區(qū)有變小的趨勢。Ro=1.29%～1.66%。

2.2 儲集層條件

大安寨段儲集層主要分布在上段介殼灰?guī)r亞段，介殼灰?guī)r的孔隙度和滲透率特征見表1所示。從表中可知，介殼灰?guī)r孔隙度和滲透率非常低，屬于低孔-低滲型。多數(shù)如圖2-C所示的微晶介殼灰?guī)r，致密，孔隙非常少，部分溶蝕造成溶蝕孔洞，但對孔隙度的貢獻并不大(圖2-D)?？紫抖容^大的主要與裂縫有關(guān)，如圖2-E所示，主要是形成構(gòu)造縫后期再受溶蝕作用的影響擴大裂縫。除此之外，還有沿介殼顆粒的邊緣形成的裂縫與構(gòu)造縫一起形成網(wǎng)狀縫(圖2-F)。

因此，大安寨段的儲集層特征主要以裂縫型孔隙為主，少量的溶蝕孔隙，原生孔隙非常少。

圖2 川中東北部大安寨段灰?guī)r及孔隙和裂縫發(fā)育特征Fig.2 The main pores and fracture types of shell limestone of Da’anzhai Member in the northeast of Central Sichuan(A)大安寨段介殼灰?guī)r野外露頭特征,圖中硬幣直徑20.5 mm,大竹-渠縣剖面；(B)大安寨段灰?guī)r鏡下特征,(-)，大竹-渠縣剖面；(C)樣品全貌，致密、孔隙差，龍淺104X井，深度3542.35 m，J1dn，微晶介殼灰?guī)r，SEM圖像；(D)基質(zhì)溶蝕孔，龍崗001-8井，深度3170.07 m，J1dn，泥晶介殼灰?guī)r，SEM圖像;(E)溶蝕改造裂縫：其他成因裂縫經(jīng)溶蝕改造而成，視寬度較大，縫壁有溶蝕痕跡，并有暗色不溶殘余物，平昌1井，深度3186.5 m，泥晶介殼灰?guī)r，J1dn，對角線長6.5 mm，鑄體薄片，(-)；(F)網(wǎng)狀微裂隙(紅色箭頭)和沿顆粒邊緣延伸的粒緣裂縫(綠色箭頭),儀2井，深度3189.35 m，粉砂質(zhì)介殼泥灰?guī)r，J1dn，鑄體薄片，(-)

統(tǒng)計井?dāng)?shù)孔隙度/%滲透率/10-3μm2樣品數(shù)平均值最大值最小值平均值最大值最小值孔隙度滲透率51.16 6.02 0.20 0.055902.560000.00005 201196

2.3 蓋層條件

大安寨及涼高山段泥質(zhì)巖是介殼灰?guī)r儲層的直接蓋層。涼高山上段下部的泥巖層分布穩(wěn)定，發(fā)育特征明顯，厚度也很穩(wěn)定，構(gòu)成了大安寨段的直接蓋層，而且該蓋層非常有效地封閉了油氣。

沙溪廟組(J2s)自身既是砂巖，也是涼高山段砂巖儲層的直接蓋層，又是大安寨段灰?guī)r的間接蓋層，按砂泥比1∶1計，泥質(zhì)巖的厚度可達500～1000 m以上。J2s以盆地東北厚、西南薄展布，前者≥2 km，后者<1 km。遂寧組(J3sn)泥質(zhì)巖主要分布在川北、川西及川中之西部地帶，厚度在50～300 m間，構(gòu)成侏羅系油氣藏的區(qū)域蓋層。

據(jù)龍淺104井資料，下沙溪廟組厚度為470 m。除去底部100 m為灰綠色泥質(zhì)細(xì)砂巖、淺灰色粉砂巖的儲層之外，上部370 m全為紫紅色夾少量灰綠色泥巖，是良好的直接蓋層，也是涼高山段砂巖、大安寨段灰?guī)r儲層的間接蓋層。遂寧組厚度為685 m，巖性為紫紅色泥巖夾紫紅色泥質(zhì)粉砂巖、粉砂質(zhì)泥巖與灰色、淺灰色粉砂巖，其紫紅色泥巖厚度大，構(gòu)成侏羅系油氣藏的區(qū)域蓋層。

2.4 源藏分析

通過對下侏羅統(tǒng)烴源以及原油地球化學(xué)分析可知：

a.從原油碳同位素特征分析，下侏羅統(tǒng)原油δ13C分布在-30.64‰～-31.70‰間，屬油系烴源油。

b.川中下侏羅統(tǒng)天然氣的碳同位素多數(shù)<-28‰。最輕者有-34.22‰(蓮63井J1z)，應(yīng)屬自生烴源形成。

c.八角場、金華鎮(zhèn)及充西地區(qū)J1dn天然氣重?zé)N較低，乙烷碳同位素顯重值，前者多<10‰，后者多≥-28‰，與T3xh天然氣相似，表明可能有下伏須家河組天然氣介入的影響[5]。

綜上，大安寨段的烴主要來自J1z油系烴源的供給，也即是自生自儲。

3 古構(gòu)造特征

利用四川盆地內(nèi)鉆井資料和露頭資料以及盆地古地溫和古地溫梯度的研究，重建盆地陸相地層的最大沉積厚度，編制了晚侏羅世時(遂寧組沉積前)大安寨段底面古構(gòu)造圖(圖3)。

a.大安寨段沉積時，整體表現(xiàn)為西高東低的構(gòu)造格局，龍崗主體構(gòu)造為隆拗相間，以龍崗17井至營山構(gòu)造為一個高點，分隔開了東部和中間兩個湖盆中心。

b.下沙溪廟組沉積前,仍是西高東低、北高南低，工區(qū)的高點主要位于儀隴一帶，公山廟構(gòu)造也開始出現(xiàn)雛形，而龍崗地區(qū)處于較深的地區(qū)，是主要的生烴中心。

圖3 四川盆地晚侏羅世大安寨段底面構(gòu)造圖Fig.3 The structural map of the bottom of Da’anzhai Member in Late Jurassic of Sichuan Basin

圖4 四川盆地中北部大安寨段底部沉降史Fig.4 The subsidence history of the bottom of Da’anzhai Member in the northeast of Central Sichuan

c.上沙溪廟組沉積前,構(gòu)造高點向西南部的公山廟構(gòu)造轉(zhuǎn)移，龍崗地區(qū)仍是拗陷區(qū)，但局部有高點。

d.遂寧組沉積前，構(gòu)造已呈現(xiàn)北東低、西南高的構(gòu)造格局，而川中東北部的公山廟、營山地區(qū)已是局部高點，天池構(gòu)造也開始形成(圖3)。

e.蓬萊鎮(zhèn)組沉積前，構(gòu)造高點已穩(wěn)定，川中東北部幾個主要的構(gòu)造都已定型，并持續(xù)到現(xiàn)今。川中低隆構(gòu)造成為油氣重要的指向區(qū)[6]。

f.喜馬拉雅運動雖然四川盆地周邊隆升幅度較大，但川中地區(qū)至川東北地區(qū)隆升幅度并不大，一般在2 km左右，以整體抬升為主，因此對于構(gòu)造影響并不大，未改變構(gòu)造格局[7]。

從宏觀上看古構(gòu)造特征仍然是西南為隆起區(qū)，而東北部為凹陷區(qū)，特別是晚侏羅世已后，研究區(qū)的構(gòu)造已基本上定型，雖然晚白堊世發(fā)生隆升作用，但隆升以整體隆升為主，并未改變該構(gòu)造格局。

4 成藏過程分析

由于四川盆地在晚白堊世開始整體抬升，因此之前的沉降對烴源成熟有著重要的作用。大安寨段據(jù)無機包體測溫多集中在110～121℃，測得固體瀝青包體Ro為1.295%～1.664%[8,9]，處于成熟-高成熟階段，而且向北成熟度增加。利用川中東北部7口鉆井所做的沉降史分析可知(圖4)，大安寨段烴源達到成熟并向外排烴的時期為上沙溪廟組沉積后期，而排烴高峰是遂寧組和蓬萊鎮(zhèn)組沉積時期。

至晚白堊世，北部地區(qū)已達過成熟而排出天然氣，中部地區(qū)仍處于成熟階段，排出石油。因此，從生烴過程來看，一直有油氣的供給。

從生儲蓋匹配關(guān)系來看，屬于典型的自生自儲。而且通過龍崗地區(qū)大安寨段油藏的特征，儲層受巖性和構(gòu)造的雙重控制。即構(gòu)造高點為主要的運移指向區(qū)，側(cè)向大安寨段自身的泥巖形成了側(cè)向封堵層，形成巖性-構(gòu)造圈閉，并最終成藏。因此，大安寨段油氣藏具有近源充注、持續(xù)供給、連續(xù)成藏、裂縫性孔隙、巖性-構(gòu)造圈閉控制的特征。

5 大安寨段頁巖油淺析

表2 四川盆地東北部大安寨段與下古生界及Barnett組黑色頁巖主要參數(shù)對比表[10-12]Table 2 The comparison between the main shale parameters of Da’anzhai Member and Lower Proterozoic in Sichuan Basin and Barnett Formation in America

除常規(guī)油氣外，大安寨段黑色泥巖的頁巖油也是研究重點。由前所述，該套黑色頁巖主要分布在川東北地區(qū)，平均厚度可達96 m，至川中地區(qū)可達12～132 m，平均為45 m，因此，從厚度上來講以川中-川東北最為有利。四川盆地中北部大安寨段的埋藏較淺，如淶1井大安寨段埋深僅824 m；西部的金華、公山廟地區(qū)埋藏較深，公山廟公31井可達2876 m?？偟穆裆钜话悴怀^3 km，而且多數(shù)在2 km左右，因此埋深條件是該套黑色頁巖勘探的一大優(yōu)勢。

通過與四川盆地下古生界2套重要的黑色頁巖及Barnett組頁巖比較可以發(fā)現(xiàn)(表2)，整體上要遜于下古生界及北美頁巖，但該套頁巖達到了成熟-過成熟，有效厚度較大，特別是埋藏淺。四川盆地中北部可供勘探開發(fā)的面積廣大，以中淺湖至深湖分布區(qū)算可達6×104km2，這是下古生界黑色頁巖所不能比擬的。此大安寨段不僅僅勘探頁巖氣，也要兼顧頁巖油的勘探。

6 結(jié) 論

a. 四川盆地自流井組東岳廟段和大安寨段是2個主要的湖侵沉積期，屬典型的大型陸相淡水湖泊沉積，發(fā)育區(qū)域上分布穩(wěn)定的淺—半深湖相泥頁巖和淡水灰?guī)r。大安寨段可以分為5個相帶，大致從西向東為濱湖砂泥巖相區(qū)、淺水湖相、半深水湖相、次深水湖相和深水湖相，其中半深水湖相和次深水湖相是有利的儲層和烴源發(fā)育區(qū)。

b.四川盆地侏羅系底面構(gòu)造具有一定的繼承性，主要是西高東低的構(gòu)造格局。川中位于構(gòu)造的樞紐帶，從構(gòu)造上來講位于斜坡帶。從拗陷至斜坡帶緊鄰或就在烴源區(qū)，是油氣運移的必經(jīng)之道，有“近水樓臺”的優(yōu)勢。大安寨段油氣油藏具有近源充注、持續(xù)供給、連續(xù)成藏、裂縫性孔隙儲層、巖性-構(gòu)造圈閉控制的特征。

c.四川盆地東北部大安寨段黑色頁巖平均厚達45 m，Ro為1.29%～1.66%，wTOC平均為1.19%，埋深一般為1.2～2.5 km，較深處位于盆地的北部，因此具有非常良好的頁巖油氣勘探前景。

[參考文獻]

[1] 鄧康齡.四川盆地柏埡—石龍場地區(qū)自流井組大安寨段油氣成藏地質(zhì)條件[J].油氣地質(zhì)與采收率, 2001,8(2):9-14.

Deng K L. Geological conditions of Da’anzhai oil gas reservoir forming in artesian well group of Baiya Shilongchang region in Sichuan Basin[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2001, 8(2): 9-13. (In Chinese)

[2] 蔣裕強，漆麟，鄧海波，等.四川盆地侏羅系油氣成藏條件及勘探潛力[J].天然氣工業(yè),2010,30(3)：22-26.

Jiang Y Q, Qi L, Deng H B,etal. Hydrocarbon accumulation conditions and exploration potentials of the Jurassic reservoirs in the Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry,30(3): 22-26. (In Chinese)

[3] 王當(dāng)奇.川北地區(qū)大安寨段低孔滲油氣層地質(zhì)特征及勘探方法[J].石油實驗地質(zhì),1987, 9(2)：134-143.

Wang D Q. The geological characters of the tight oil/gas reservoirs in Da’anzhai section northern Sichuan and the exploration technique for it[J]. Experimental Petroleum Geology, 1987, 9(2): 134-143. (In Chinese)

[4] 王當(dāng)奇.對川北地區(qū)大安寨段沉積環(huán)境及找油意義的認(rèn)識[J].石油實驗地質(zhì),1983,5(3)：170-176.

Wang D Q. Cognition on the sedimentary environment of Da’anzhai member, north Sichuan, and its significance in oil exploration[J]. Experimental Petroleum Geology, 1983, 5(3): 170-176. (In Chinese)

[5] 王世謙.四川盆地侏羅系-震旦系天然氣的地球化學(xué)特征[J].天然氣工業(yè),1994,14(6)：1-5.

Wang S Q. Geochemical characteristics of Jurassic-Sinian gas in Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 1994, 14(6): 1-5. (In Chinese)

[6] 孫瑋，劉樹根，韓克猷，等.四川盆地燕山期古構(gòu)造發(fā)展及對油氣的影響[J].成都理工大學(xué)學(xué)報:自然科學(xué)版,2012,39(1)：70-75.

Sun W, Liu S G, Han K Y,etal. Effect of the evolution of palaeotectonics on the petroleum genesis in Yanshan period, Sichuan Basin, China[J]. Journal of Chengdu University of Technology (Science & Technology Edition), 2012, 39(1): 70-75. (In Chinese)

[7] 劉樹根，孫瑋，李智武，等.四川盆地晚白堊世以來的構(gòu)造隆升作用與天然氣成藏[J].天然氣地球科學(xué),2008,19(3)：293-300.

Liu S G, Sun Wei, Li Z W,etal. Tectonic uplifting and gas pool formation since Late Cretaceous epoch, Sichuan Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2008, 19(3): 293-300. (In Chinese)

[8] 鄭榮才，劉文均，李安仁.川北下侏羅統(tǒng)自流井大安寨段灰?guī)r非常規(guī)儲層包裹體研究[J].地質(zhì)論評,1997,43(5)：515-523.

Zheng R C, Liu W J, Li A R. Fluid inclusion study of unconventional reservoirs in limestone of the Da’anzhai member of the Lower Jurassic Ziliujing Formation in northern Sichuan[J]. Geological Review, 1997, 43(5): 515-523. (In Chinese)

[9] 陳榮林，李憲翔.川北侏羅系大安寨段介屑灰?guī)r成巖作用與流體包裹體研究[J].石油實驗地質(zhì),1991,13(2)：158-163.

Chen R L, Li X X. Study of clastic-coquina diagnesis and fluid enclosure in Da’anzhai member of Jurassic, northern Sichuan[J]. Experimental Petroleum Geology, 1991, 13(2): 158-163. (In Chinese)

[10] 孫瑋，劉樹根，冉波，等.四川盆地及周緣地區(qū)牛蹄塘組頁巖氣概況及前景評價[J].成都理工大學(xué)學(xué)報:自然科學(xué)版,2012,40(2)：170-175.

Sun W, Liu S G, Ran Bo,etal. The General situation and prospect evaluation of the shale gas in Niutitang Formation of Low Cambrian, Sichuan Basin and spectrometry area[J]. Journal of Chengdu University of Technology (Science & Technology Edition), 2012, 40(2): 170-175. (In Chinese)

[11] 萬洪程，孫瑋，劉樹根，等.四川盆地及周緣地區(qū)五峰-龍馬溪組頁巖氣概況及前景評價[J].成都理工大學(xué)學(xué)報:自然科學(xué)版,2012,40(2)：176-182.

Wan H C, Sun Wei, Liu S G,etal. The General situation and prospect evaluation of the shale gas in Wufeng-Longmaxi Formation, Sichuan Basin and spectrometry area[J]. Journal of Chengdu University of Technology (Science & Technology Edition), 2012, 40(2): 176-182.

[12] 閻存章，李鷺光，王炳芳，等.北美地區(qū)頁巖氣勘探開發(fā)新進展[M].北京:石油工業(yè)出版社, 2009.

Yan C Z, Li L G, Wang B M,etal. The New Progress of Exploration and Development in Shale Gas of North America[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2009.