曹烈 王信

(中國石化西南油氣分公司勘探開發(fā)研究院，成都 610041)

川南地區(qū)位于四川盆地西南部，西起樂山縣，東至江津市，北抵樂至縣，南至川滇、川黔省界，面積約8.57×104km2(圖1)。中三疊世末的印支運動早幕，隨著邊緣海盆的關(guān)閉和龍門山逆沖帶的發(fā)育，四川盆地基本上結(jié)束了穩(wěn)定克拉通海相盆地沉積的歷史，逐漸演變到前陸 — 內(nèi)陸湖盆［1］。盆地內(nèi)形成于印支早期的瀘州—開江古隆起控制了晚三疊世早期海侵和湖侵的范圍，使得上三疊統(tǒng)西厚東薄類箕狀盆地形態(tài)，在川西地臺前陸形成深陷，在川南地區(qū)則基本上處于相對穩(wěn)定的西傾斜坡帶。川南地區(qū)須家河組地層沉積之后，經(jīng)歷了燕山運動和喜山運動2次大的構(gòu)造擠壓隆升作用，其中尤以喜山運動影響最大，形成眾多的局部構(gòu)造，構(gòu)造軸向多為北東—南西向。燕山及喜山運動造成研究區(qū)侏羅系地層殘厚為96～1 796 m，表現(xiàn)為中部薄，四周厚;白堊系只沉積上白堊統(tǒng)，分布在赤水地區(qū)中部和東部地區(qū)，厚0～1 000 m不等。地層從老到新，剝蝕范圍從小到大，其中遂寧組、蓬萊鎮(zhèn)地層在研究區(qū)域內(nèi)大部分剝蝕殆盡，僅西北部和西南角有殘余。

圖1 川南地區(qū)地理位置圖

川南地區(qū)須家河組油氣分布較分散，勘探程度較低。但近年來中石油在安岳、合川、潼南等地區(qū)須家河組取得重要勘探進展［2］。安岳區(qū)塊自2009年到2010年9月已完鉆10口井，累計測試獲日產(chǎn)氣122.84×104m3，其中岳 101-X12井測試獲產(chǎn)近100×104m3，展現(xiàn)出安岳區(qū)塊具有較好的勘探開發(fā)前景。2002年，中石化在赤水地區(qū)官渡構(gòu)造須家河組須四段鉆遇工業(yè)氣流后，須家河組成為繼海相儲層后的勘探、開發(fā)及評價的重要目的層［3］。2008年底河包場地區(qū)須家河組鉆井17口(其中評價井3口、探井8口、開發(fā)井6口)，獲氣井1O口，對包22井等6口老井進行重新試油后獲工業(yè)氣井4口［5］。這些都展現(xiàn)出川南地區(qū)須家河組具有較好的勘探開發(fā)前景。

1 川南地區(qū)須家河組含油氣系統(tǒng)定量特征

根據(jù)含油氣系統(tǒng)生儲蓋劃分原則，川南地區(qū)有3套含油氣系統(tǒng)，即須一段—須二段—須三段、須三段—須四段—須五段、須五段—須六段—自流井組。

1.1 構(gòu)造演化特征

模擬結(jié)果顯示，川南地區(qū)須家河組須一、二段僅沉積到盆地內(nèi)瀘州 — 開江古隆起西北一側(cè)，須三段—須六段沉積期，四川盆地演變?yōu)閮?nèi)陸湖盆，瀘州—開江古隆起被淹沒，湖盆中心移到川南 —黔北一帶。從印支晚幕(須六段沉積末)開始，川南地區(qū)須二段、須四段、須六段構(gòu)造面貌相似，整體呈西南部高且向東北方向傾斜的斜坡。研究區(qū)須二段頂構(gòu)造威遠 — 犍為出現(xiàn)全區(qū)最高的古構(gòu)造圈閉(圖2)，往北、東方向為凹陷，在內(nèi)江東面的順河鎮(zhèn)出現(xiàn)另一次高點。

圖2 印支晚幕須二段頂面構(gòu)造圖

歷經(jīng)燕山、喜山運動后，須二段、須四段、須六段構(gòu)造面貌基本繼承印支晚幕末期構(gòu)造面貌，表現(xiàn)為以犍為—井研—威遠為高點的向東北向傾伏的斜坡，局部有低幅的構(gòu)造圈閉。

1.2 成熟度演化特征

川南地區(qū)須家河組烴源巖為須一段、須二段、須三段及須五段烴源巖。烴源巖成熟度演化表現(xiàn)為在早白堊世末進入生油窗，鏡質(zhì)體反射率為0.6% ～0.7%;晚白堊世末進入生油中期，鏡質(zhì)體反射率為0.8% ～0.9%;第三紀末進入高成熟階段，鏡質(zhì)體反射率在1% ～1.2%間。

1.3 生排烴特征

川南地區(qū)須家河組烴源巖為一套陸相含煤構(gòu)造，巖性以暗色泥質(zhì)巖和所夾煤層為主。烴源巖分布在須一段、須二段、須三段和須五段。須五段烴源巖厚度在20～150 m，其他烴源巖厚度在10～70 m之間，整體上呈西北厚東南薄的特征。須家河組煤層最大厚度主要分布在資陽 — 威東地區(qū)，一般達到5 m以上，從西北到東南厚度逐漸減小，局部僅以煤線形式出現(xiàn)，而且橫向上分布不太穩(wěn)定。

須家河組烴源巖有機質(zhì)類型以Ⅲ型為主，少數(shù)為Ⅱ2型。烴源巖是須三段泥巖(平均有機碳含量為2.75%)、須一段泥巖(平均有機碳含量為 1.74%)、須五段泥巖(平均有機碳含量為1.01%)。煤的有機碳含量為53.09%，烴源巖有機碳含量遠低于此。

(1)生烴強度。須一段烴源巖生烴強度為(1～13)×108m3/km2，生烴中心位于西北角的彭山附近(生烴強度為13×108m3/km2)，與川西坳陷生烴凹陷相連。沐川—宜賓—瀘州—永川一線南部地區(qū)沒有沉積須一段地層，沒有生烴。須一段烴源巖生烴高峰期為晚侏羅紀末持續(xù)到第三紀末。

須二段烴源巖生烴中心位于東峰場區(qū)塊，生烴強度為(2～3.2)×108m3/km2。研究區(qū)須二段烴源巖生烴高峰期為早白堊世持續(xù)至第三紀末。

須三段烴源巖出現(xiàn)2個生烴中心:一個在彭山，生烴強度達4×108m3/km2;另一個次生烴中心在赤水地區(qū)，生烴強度達3×108m3/km2。研究區(qū)須三段烴源巖生烴高峰期從早白堊世持續(xù)到第三紀末。

須五段烴源巖出現(xiàn)2個生烴中心:一個在彭山，與川西生烴中心相鄰，生烴強度達18×108m3/km2;另一個次生烴中心在赤水地區(qū)，生烴強度達5×108m3/km2。研究區(qū)須五段烴源巖生烴高峰期為早白堊世末持續(xù)至第三紀末。

川南地區(qū)須家河組烴源巖生烴強度在(3～35)×108m3/km2，研究區(qū)北部生烴條件好。典型井模擬和三維模擬顯示生烴高峰期只有一個:從晚侏羅紀末持續(xù)到第三紀末，從蓬萊鎮(zhèn)期末開始進入快速生烴，在早白堊世至第三紀末達到生烴累積高峰期。

(2)排烴強度。須家河組烴源巖排烴強度為生烴強度的80%～91%，排烴強度平面展布趨勢與生烴強度基本一致，排烴高峰期基本同步或略晚于生烴高峰期。

(3)生排烴量。川南地區(qū)須家河組烴源巖累積生排烴量見表1。整個研究區(qū)須家河組烴源巖累積生烴量為61.119 5×1012m3，其中須五段烴源巖生排烴量最大(占 45.84%)，其次為須三段(占27.04%)、須一段烴源巖(占 15.15%)，須二段烴源巖生排烴量最少(占11.91%)。川南地區(qū)須家河組各烴源巖排烴量約為生烴量的92%。

表1 模擬生排烴量計算結(jié)果 m3

1.4 儲層演化特征

川南地區(qū)儲層主要是須二段、須四段和須六段，儲層巖石類型主要是長石巖屑石英砂巖、長石石英砂巖和巖屑石英砂巖。研究區(qū)儲層演化主要受沉積壓實作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用控制，其中受壓實作用影響最大，孔隙度損失率在25%以上。

(1)壓實作用。由于在喜山期區(qū)內(nèi)地層隆升剝蝕，須二段、須四段、須六段不再發(fā)生沉積壓實作用，在其他相關(guān)地質(zhì)時期表現(xiàn)各有不同。

須二段儲層到蓬萊鎮(zhèn)組沉積末期，受到沉積壓實作用的影響，儲層孔隙度普遍在18% ～25%，威遠 — 井研 — 犍為一帶處于高部位，孔隙度達25%～27%。晚白堊世儲層壓實程度加劇，儲層孔隙度普遍減少3% ～5%，平均在15% ～18%;第三紀末區(qū)內(nèi)須二儲層儲集性能進一步降低，儲層孔隙度降至12%～15%。

須四段儲層在遂寧期末，沉積壓實作用使得儲層孔隙度在17% ～27%;上白堊統(tǒng)沉積末，儲層孔隙度在12% ～19%;第三系沉積末，儲層儲層孔隙度降至11%～13%;威遠—井研—犍為地區(qū)的須四段儲層孔隙度一直最高。

須六段儲層在蓬萊鎮(zhèn)期末，沉積壓實作用使得儲層孔隙度在18%～27%。上白堊統(tǒng)沉積期末，儲層孔隙度普遍在11% ～20%;第三紀末，儲層孔隙度降至10%～15%。威遠—井研—犍為地區(qū)須六段儲層孔隙度最大。

(2)膠結(jié)作用和溶蝕作用。膠結(jié)作用和溶蝕作用主要與沉積相有關(guān)。川南地區(qū)陸相地層發(fā)育三角洲相和湖泊相，三角洲相可進一步劃分為3個亞相:三角洲平原(須二段、須四段、須六段、沙溪廟組)、三角洲前緣(須二段、須三段、須四段、須五段、須六段、沙溪廟組、遂寧組、蓬萊鎮(zhèn)組)和前三角洲(須一段、須三段、須五段、沙溪廟組)，湖泊相則可細分為2個亞相:濱湖(須一段、須三段、須五段)和淺湖(須一段、須三段、須五段、自流井組、千佛崖組、沙溪廟組、遂寧組)。

在盆地模擬軟件分析古地溫、生烴強度及沉積相基礎(chǔ)上，計算在晚白堊世末 — 第三紀，由于膠結(jié)作用造成的孔隙度損失(3% ～13%)。結(jié)果表明研究區(qū)須家河組儲層在晚白堊世—第三紀進入致密化階段。另一方面，溶蝕作用可以使孔隙度增加2%～8%。綜合須二段儲層砂巖經(jīng)過膠結(jié)和溶蝕作用，孔隙度損失量在4.0% ～7.5%，損失量小的范圍分布于自貢 — 安岳以東、榮昌 — 銅梁以西、隆昌以北、潼南以南、威遠 — 資中 — 樂至一線及其以西地區(qū)。須四段儲層砂巖受到較強的膠結(jié)作用和溶蝕作用影響，孔隙度損失量在2.5% ～8.0%，損失量小的范圍分布于榮昌 —安岳以東、朱6井—巴縣以北地區(qū)、榮昌 — 安岳一線以西、麻柳場 —富順—南溪—瀘州一線以北地區(qū)。須六段儲層砂巖主要受到膠結(jié)作用影響，孔隙度損失量在2%～8%，損失量小的范圍分布于麻柳場—瀘州以北、永川—大足以西地區(qū)。

1.5 蓋層演化特征

蓋層是油氣成藏的一個關(guān)鍵因素，即使烴源豐富、儲層發(fā)育，但無適宜的對天然氣運移和散失有封堵能力的蓋層發(fā)育，也難以形成油氣藏。據(jù)周文研究［4］，當(dāng)泥巖孔隙度在20% ～25%，滲透率低于1×10-5μm2時，其已具有封蓋能力，因此以20%孔隙度作為泥頁巖蓋層封堵性的孔隙度上限。

通過盆地模擬研究認為，須三段泥巖在蓬萊鎮(zhèn)期末才具備封蓋能力，須五段泥質(zhì)巖層在早白堊世末才進入封蓋門限，下侏羅統(tǒng)泥質(zhì)巖在晚白堊世末具備封蓋能力，從而封蓋儲層中油氣流體順層橫向運移。

1.6 油氣運聚成藏特征

在研究川南地區(qū)區(qū)域構(gòu)造史、沉積埋藏史和熱史的基礎(chǔ)上，結(jié)合河包場、赤水須家河組氣藏解剖［5-6］，認為川南地區(qū)在印支末期構(gòu)造演化為以威遠隆起為高點的斜坡，燕山中晚期后儲層頂部蓋層具有較強封蓋能力。在晚侏羅世末—第三紀開始大規(guī)模生烴，油氣充注到儲層中，同時生烴高峰期間產(chǎn)生的羧酸也有助于改造儲層孔隙。期間研究區(qū)區(qū)域斷層不發(fā)育，儲層砂巖體在斜坡中又作為油氣的運移通道，油氣便在儲層優(yōu)勢通道中持續(xù)向高部位側(cè)向運移，只有在局部構(gòu)造圈閉或者沉積微相相變位置形成側(cè)向封蓋、聚集成藏(圖3)，保存到第三紀末。從生儲蓋匹配關(guān)系上看，第三紀是關(guān)鍵時刻，隨后喜山期隆升剝蝕破壞了部分氣藏。綜上分析認為，川南地區(qū)沉積微相是須家河組油氣成藏的主控因素，下一步加強高分辨率的沉積微相研究將有助于油氣藏的勘探。

圖3 川南地區(qū)須家河組氣藏剖面圖

2 川南地區(qū)勘探工作方向

從含油氣系統(tǒng)演化特征分析，川南地區(qū)須家河組有利因素有:烴源條件好，生烴強度多在(8～25)×108m3/km2;儲集層發(fā)育，單層砂體厚度可達40 m，累計厚度可達450 m;蓋層封蓋性強，晚白堊世末完全具備封蓋能力;生儲蓋匹配好，燕山晚期烴源巖處于生烴高峰期，此時儲層孔隙度尚未完全致密化，巖性圈閉捕獲油氣成藏。含油氣系統(tǒng)分析及勘探成果都表明本區(qū)具有良好的勘探前景。不利因素為:川南地區(qū)在印支末期開始構(gòu)造演化為斜坡，因上覆蓋層封蓋，油氣在儲層內(nèi)的運移通道沿斜坡持續(xù)向高部位側(cè)向運移，沒有明顯的構(gòu)造圈閉捕獲油氣，不利于油氣聚集，只有沉積微相造成的非均質(zhì)相變位置形成側(cè)向封蓋、聚集成藏。因此沉積微相是川南地區(qū)須家河組油氣成藏的主控因素。另一方面晚侏羅世末—第三紀生烴高峰期間產(chǎn)生的羧酸有助于改善有利沉積相區(qū)的儲層孔隙而成藏，因此加強生烴中心附近地區(qū)的高分辯率沉積微相研究將有助于提高油氣藏的勘探成功率，安岳 — 自貢 — 江津、麻柳場—南溪以北地區(qū)、簡陽—樂至地區(qū)將是有利地區(qū)。

3 結(jié)語

(1)須家河組構(gòu)造形態(tài)表現(xiàn)為持續(xù)性地演化:地史中以犍為—井研—威遠為高點、向東北向傾伏的斜坡，局部有低幅的構(gòu)造圈閉。

(2)川南地區(qū)須家河組烴源巖在早白堊世末進入生油窗，鏡質(zhì)體反射率在0.6% ～0.7%;晚白堊世末進入生油中期，鏡質(zhì)體反射率為 0.8% ～0.9%;第三紀末進入高成熟階段，鏡質(zhì)體反射率約為1.0% ～1.2%。

(3)須家河組烴源巖生烴高峰期只有1個:從晚侏羅紀末開始持續(xù)到第三紀末，烴源巖排烴過程基本同步于生烴過程，排烴強度為生烴強度的80% ～91%。

(4)川南地區(qū)須家河組烴源巖累積生烴量為61.119 5×1012m3，其中須五段烴源巖生排烴量最大，占45.84%，其次為須三段(占27.04%)、須一段烴源巖(占15.15%)，須二段烴源巖生排烴量最少(占11.91%)。

(5)川南地區(qū)須家河組具有良好的勘探前景，沉積微相是須家河組油氣成藏的主控因素，加強高分辯率沉積微相研究將有助于油氣藏的勘探發(fā)現(xiàn)。

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