劉 晶 梁子銳 張煜穎 賀鴻冰

（中國石化勘探分公司物探研究院，四川 成都 610000）

0 引言

四川盆地東部處于油氣富集帶，早期按照“占高點(diǎn)、沿長軸”的思路發(fā)現(xiàn)了石油溝、東溪、太和、旺隆等一批二疊系、三疊系氣田。川東地區(qū)下組合發(fā)育烴源條件好，區(qū)域蓋層發(fā)育具有較好的油氣勘探前景，是四川盆地較早進(jìn)行下組合領(lǐng)域勘探的地區(qū)之一。但同時(shí)該區(qū)由于埋深大，應(yīng)力狀況復(fù)雜，構(gòu)造變形樣式多，油氣成藏演化復(fù)雜多變，前期以下組合為目標(biāo)，上寒武統(tǒng)洗象池群為目的層或兼探層，相繼實(shí)施鉆探了多口井，均未獲得突破［1-2］。前期鉆探成果顯示，川東下組合存在上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組和下寒武統(tǒng)筇竹寺組兩套主力烴源巖，但筇竹寺組烴源巖難以突破中下寒武統(tǒng)膏鹽巖向上供烴［3］。五峰組—龍馬溪組烴源巖與洗象池群間隔較厚的下奧陶統(tǒng)泥巖地層，運(yùn)聚效率低［4］。因此，成藏配置問題是該領(lǐng)域研究的關(guān)鍵。近年來，隨著對復(fù)雜構(gòu)造帶成藏條件基礎(chǔ)研究的持續(xù)深入，提出了以五峰組—龍馬溪組為有效烴源層，上寒武統(tǒng)洗象池群白云巖為儲(chǔ)層，通過斷層側(cè)向供烴的“新生古儲(chǔ)”成藏組合模式，并展開勘探部署。2020年，川東平橋構(gòu)造平橋1井在洗象池群測試獲25×104m3／d 的高產(chǎn)工業(yè)氣流，進(jìn)一步明確了該模式的油氣勘探潛力。探究該套天然氣成藏組合類型模式，明確該模式下油氣成藏的主控因素，對于四川盆地下組合油氣勘探具有重要的意義。

1 區(qū)域地質(zhì)構(gòu)造概況

川東研究區(qū)位于四川盆地東部，區(qū)域構(gòu)造上東起齊岳山斷裂，西抵華鎣山斷裂，北接大巴山推覆斷褶帶，南至古藺—長寧一帶。川東地區(qū)受中三疊統(tǒng)雷口坡組—下三疊統(tǒng)嘉陵江組和寒武系兩套主要膏鹽塑性地層的控制，在縱向上可分為上（嘉陵江組以上）、中（嘉陵江組以下到寒武系鹽上）、下（寒武系鹽下）3 個(gè)構(gòu)造層。上構(gòu)造層斷裂、褶皺強(qiáng)烈，潛伏構(gòu)造發(fā)育；中構(gòu)造層構(gòu)造復(fù)雜，斷層極為發(fā)育；下構(gòu)造層地層變形相對較弱，構(gòu)造相對平緩。寒武系洗象池群發(fā)育于中構(gòu)造層，中構(gòu)造層中斷層極為發(fā)育，志留系厚層泥頁巖作為次級(jí)滑脫層，不同時(shí)期斷層發(fā)育具有明顯的分層性，且膏鹽上多發(fā)育擠壓性質(zhì)的緊閉或倒轉(zhuǎn)的斷層相關(guān)褶皺［5-7］，有利于形成背斜相關(guān)圈閉。受多期構(gòu)造活動(dòng)復(fù)合疊加以及塑性地層的控制影響，川東地區(qū)形成了復(fù)雜的復(fù)背斜與復(fù)向斜相間排列的隔擋式褶皺形態(tài)。因此，針對下組合形變特征，將研究區(qū)分為兩個(gè)次級(jí)構(gòu)造單元，即川東高陡褶皺帶和川南低緩褶皺帶［8］。川東高陡褶皺帶多為高陡構(gòu)造，縱向分層滑脫變形差異較大，斷裂展布特征相對盆內(nèi)地區(qū)復(fù)雜，并且多存在斷裂切割對接關(guān)系，可能發(fā)育儲(chǔ)層和烴源巖直接對接的構(gòu)造形態(tài)，是主要的研究區(qū)。

研究區(qū)內(nèi)寒武系鹽上發(fā)育洗象池群，又稱婁山關(guān)組或三游洞組［9］，為一套以淺色白云巖為主，含少量泥質(zhì)巖、石灰?guī)r及膏鹽巖的巖石組合，川南及川東地區(qū)地層厚度較厚，最厚可達(dá)800 m。上部奧陶系地層與洗象池群整合接觸，整體厚度可達(dá)400 m。下奧陶統(tǒng)紅花園組、桐梓組為一套顆粒灰?guī)r、生屑灰?guī)r、灰質(zhì)云巖組合。湄潭組巖性為粉砂質(zhì)泥巖夾石英砂巖、泥巖。澗草溝組、寶塔組、十字鋪組與牯牛潭組為一套淺灰色生屑灰?guī)r、泥灰?guī)r組合［10］。五峰組與龍馬溪組為一套以深灰—灰黑色碳質(zhì)泥頁巖、泥巖、筆石頁巖為主的地層（圖1）。

圖1 川東地區(qū)中構(gòu)造層綜合柱狀示意圖

2 川東寒武系鹽上領(lǐng)域成藏條件

2.1 川東地區(qū)發(fā)育五峰組—龍馬溪組優(yōu)質(zhì)烴源巖

川東地區(qū)五峰組—龍馬溪組烴源巖有機(jī)碳含量（TOC）不小于0.5%，分布范圍廣，厚度大，厚度介于80～150 m（圖2）。優(yōu)質(zhì)烴源巖TOC≥2%，主要位于五峰組— 龍馬溪組一段，厚度相對較大，介于30～45 m。五峰組—龍馬溪組烴源巖成熟度除川南和川東南地區(qū)烴源巖熱演化程度相對較低外，其余地區(qū)烴源巖鏡質(zhì)體反射率值（Ro）普遍大于3.5%，大多數(shù)處于過成熟中晚期演化階段。川東地區(qū)優(yōu)質(zhì)頁巖較厚［11］，生烴強(qiáng)度為（60～80）×108m3／km2，具有形成大中型油氣藏的物質(zhì)基礎(chǔ)。區(qū)內(nèi)焦石壩、平橋等區(qū)塊均為頁巖氣富集區(qū)，五峰組—龍馬溪組優(yōu)質(zhì)頁巖段TOC一般大于3%，氣源條件優(yōu)異。

圖2 四川盆地五峰組—龍馬溪組烴源巖厚度分布圖

2.2 洗象池群發(fā)育洗三段儲(chǔ)層

川東地區(qū)洗象池群白云巖儲(chǔ)層主要發(fā)育于洗三段，巖性主要為顆粒白云巖、粉晶白云巖、細(xì)晶白云巖等。通過對川東地區(qū)鉆井、露頭儲(chǔ)層孔隙度的分析可知：焦石1 井洗三段實(shí)測孔隙度介于1.6%～3.9%，平均值為2.6%。測井解釋滲透率介于0.002～0.646 mD，平均值為0.092 mD。石柱漆遼野外剖面共測試50個(gè)樣品，測試孔隙度介于0.1%～5.9%，平均值為1.8%，滲透率值介于0.000 029～0.425 mD。從收集的物性資料來看，川東地區(qū)洗象池群孔隙度介于0.1%～8.9%，平均值為2.1%，滲透率介于0.000 4～0.43 mD（圖3）。儲(chǔ)層總體表現(xiàn)為中低孔隙度—中低滲透率的特征，個(gè)別點(diǎn)孔隙度、滲透率值較高，反映了儲(chǔ)層具有一定的非均質(zhì)性。根據(jù)野外露頭、鉆井巖心薄片觀察表明，洗象池群儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間以溶蝕孔洞（圖4a）、晶間孔和晶間溶孔（圖4b）、粒間孔和粒間溶孔（圖4c）、裂縫為主?；|(zhì)孔隙關(guān)系顯示儲(chǔ)層受孔隙和裂縫的雙重影響［12-13］，受裂縫或溶蝕作用改造，局部可以發(fā)育中—高滲透率儲(chǔ)層。

圖3 川東地區(qū)洗象池群孔隙度—滲透率交會(huì)圖

圖4 川東地區(qū)洗象池群儲(chǔ)層特征圖

2.3 源—儲(chǔ)對接構(gòu)造樣式發(fā)育

晚燕山期，受川中隆起的阻擋作用，在研究區(qū)產(chǎn)生了南東方向的擠壓應(yīng)力，這次擠壓應(yīng)力的方向剛好與前期寧鎮(zhèn)運(yùn)動(dòng)的擠壓應(yīng)力方向相反。在來自阻擋方向的南東向擠壓應(yīng)力的作用下，產(chǎn)生了新的逆沖斷層，擠壓應(yīng)力推動(dòng)著志留系下部膏鹽巖沿該斷層向南東方向運(yùn)動(dòng)，上部地層形成斷層相關(guān)褶皺疊加在先成的褶皺之上，在川東地區(qū)形成多個(gè)北東向展布的高陡構(gòu)造帶［5-8］。此時(shí)中構(gòu)造層地層發(fā)生錯(cuò)動(dòng)，在隔擋式背斜上拱變形的過程中形成了斷展構(gòu)造、斷展+反沖構(gòu)造、背沖式斷裂等組合，發(fā)育大斷距逆斷層，致使下盤五峰組—龍馬溪組“源”與上盤洗象池群“儲(chǔ)”形成側(cè)向?qū)雨P(guān)系，而具有側(cè)向供烴的條件。

3 新生古儲(chǔ)、源—儲(chǔ)對接、側(cè)向供烴模式主控因素

3.1 良好的源儲(chǔ)條件是成藏的基礎(chǔ)

通過穩(wěn)定碳同位素分析顯示（圖5），川東地區(qū)洗象池群氣藏表現(xiàn)出獨(dú)特的特點(diǎn)：一是縱向?qū)Ρ龋涮纪凰胤植挤秶c下部燈影組氣藏不同；二是橫向上對比，其碳同位素特征與川中寒武系氣藏也表現(xiàn)出很大的差別?？傮w上來說其與川東地區(qū)五峰組—龍馬溪組頁巖氣藏以及川東石炭系氣藏的碳同位素值落在同一區(qū)域。研究結(jié)果表明，研究區(qū)洗象池群氣藏與五峰組—龍馬溪組頁巖氣同源，氣源主要來源于五峰組—龍馬溪組優(yōu)質(zhì)烴源巖，證實(shí)了該成藏模式的有效性。

圖5 洗象池群及鄰層天然氣碳同位素特征圖

洗象池群沉積期在一定程度上繼承了中寒武世沉積格局，受川中古隆起持續(xù)隆升影響，地貌西高東低，四川盆地整體沉積了一套較厚的局限臺(tái)地相白云巖（圖6）。具體而言，洗象池群早期的快速海侵使得盆地整體以水體相對深的灰云質(zhì)潟湖沉積環(huán)境為主，隨后發(fā)生持續(xù)、漫長的海退，中晚期以云坪沉積環(huán)境為主。內(nèi)部受微古地貌的影響產(chǎn)生分異，低地貌區(qū)以潟湖、臺(tái)內(nèi)洼地為主，高古地貌區(qū)周緣是顆粒灘的有利發(fā)育帶，具備形成有利儲(chǔ)層的基礎(chǔ)。焦石壩—平橋一帶古地貌相對高，顆粒灘體較為發(fā)育，縱向上多期疊置，涪陵北部和東溪地區(qū)古地貌相對平緩，以云坪沉積為主，顆粒灘體欠發(fā)育。

圖6 四川盆地洗象池群巖相古地理圖

川東地區(qū)膏鹽巖發(fā)育，構(gòu)造活動(dòng)相對強(qiáng)烈，斷層較發(fā)育，裂縫發(fā)育可以改善儲(chǔ)層物性，提高滲透性能。平橋1井位于顆粒灘帶發(fā)育區(qū)，洗象池群巖性以細(xì)—粉晶白云巖和顆粒白云巖為主。取心段局部發(fā)育構(gòu)造裂縫，鏡下薄片也可見微裂縫（圖4d），成像資料顯示局部裂縫發(fā)育，測井解釋孔隙度為1.6%～5.5%，測試獲工業(yè)氣流。顆粒灘帶南川三匯剖面洗象池群可見砂屑白云巖針孔及溶蝕擴(kuò)大孔（洞）、含膏粉晶白云巖膏溶孔洞儲(chǔ)層（圖4e），孔洞被溶蝕作用改造，實(shí)測孔隙度介于2.1%～8.3%，平均值為4.3%。揭示洗象池群在川東地區(qū)也受到了巖溶改造，可形成優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層。區(qū)內(nèi)DX1 井不處于顆粒灘帶，局部發(fā)育薄層淺灘，見少量溶蝕孔洞與裂縫，方解石、石英與泥質(zhì)全充填（圖4f），測井解釋孔隙度為0.8%，整體儲(chǔ)層不發(fā)育。

3.2 源—儲(chǔ)對置程度決定成藏效率

斷裂斷距、傾角等因素可以影響斷裂帶附近油氣富集［14］。因此，對于該成藏模式來說，源—儲(chǔ)對置關(guān)系對于其供烴成藏具有重要的影響。川東地區(qū)南川三匯剖面實(shí)測揭示，洗象池群優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育于距頂260～380 m。實(shí)鉆結(jié)果表明，川東地區(qū)奧陶系地層厚度介于400～450 m，為保證洗象池群儲(chǔ)層與烴源巖層對接效率較高，源—儲(chǔ)對接的最佳斷距介于660～830 m。川東地區(qū)源—儲(chǔ)對接模式主要發(fā)育以下3種類型（圖7）：①類型Ⅰ。存在完整的斷背斜構(gòu)造，源儲(chǔ)側(cè)向?qū)樱瑪嗑噙m中，儲(chǔ)層位于供烴窗口的上傾方向。平橋構(gòu)造帶存在完整的斷背斜構(gòu)造，平橋構(gòu)造斷裂斷距介于510～750 m，斷距適中，且洗象池群儲(chǔ)層位于上傾方向，高于五峰組—龍馬溪組烴源巖供烴窗口，浮力為天然氣運(yùn)移提供了主要?jiǎng)恿?，擴(kuò)散運(yùn)移作用為其持續(xù)添加動(dòng)力，側(cè)向供烴效率更高。②類型Ⅱ。存在完整的斷背斜構(gòu)造，斷距較小，儲(chǔ)層位于供烴窗口的下傾方向。區(qū)內(nèi)黃泥塘構(gòu)造帶高陡構(gòu)造復(fù)雜，構(gòu)造抬升幅度較低，PS1 井鉆后地震資料解釋斷裂斷距420 m，小于源—儲(chǔ)對接的最佳斷距，洗象池群儲(chǔ)層抬升幅度較小，龍馬溪組供烴窗口高于儲(chǔ)層，未形成有效的源—儲(chǔ)對接關(guān)系，主要靠烴濃度差引起的擴(kuò)散運(yùn)移來供烴，運(yùn)聚阻力較大，供烴效率低。PS1井洗象池群未見油氣顯示，對油氣成藏不利。③類型Ⅲ。存在完整的斷背斜構(gòu)造，斷距較大，塑性膏巖層順著斷層向上滑動(dòng)涂抹斷層帶，對接無效。在大池干構(gòu)造帶，區(qū)內(nèi)斷距較大，膏鹽滑動(dòng)涂抹阻隔油氣側(cè)向及垂向運(yùn)移，區(qū)內(nèi)池7井洗象池群測試產(chǎn)水39.7 m3／d，對油氣成藏不利。

圖7 川東中構(gòu)造層源—儲(chǔ)對接模式示意圖

3.3 頁巖氣藏晚期抬升泄壓提供氣源充注

川東地區(qū)的生烴史表明五峰組—龍馬溪組頁巖距今420 Ma 開始生烴，二疊紀(jì)中后期，受地層快速沉降和峨眉山玄武巖噴發(fā)的影響，頁巖快速埋深，成熟度增高，進(jìn)入生濕氣階段，晚二疊世末達(dá)到生烴高峰之后頁巖熱演化程度持續(xù)升高，早中侏羅世到早白堊世，烴源巖持續(xù)生氣，地層未經(jīng)歷晚期的大規(guī)模抬升剝蝕，烴源層保持著較高的壓力狀態(tài)，頁巖氣富集保存。晚燕山期，川東地區(qū)發(fā)生較大規(guī)模的隆升，背斜構(gòu)造圈閉背景形成，龍馬溪組頁巖氣藏的上覆地層壓力迅速降低突破臨界壓力值，此時(shí)滯留在頁巖層中的頁巖氣可以通過源—儲(chǔ)對接疏導(dǎo)體系進(jìn)入洗象池儲(chǔ)層進(jìn)行油氣充注（圖8）。

圖8 川東地區(qū)洗象池群新生古儲(chǔ)、源—儲(chǔ)對接、側(cè)向供烴成藏演化模式圖

模擬實(shí)驗(yàn)顯示川南地區(qū)五峰組— 龍馬溪組頁巖埋深從3 000 m 降低到1 000 m 時(shí)，總含氣量明顯降低，主要為部分游離氣的散失；埋深小于1 000 m時(shí)，總含氣量快速降低，反映氣體的大量散失［15］。川東頁巖氣藏在晚燕山期階段因?yàn)樘齽兾g的作用，當(dāng)上覆蓋層壓力不足以封閉氣藏，壓力失衡氣藏尋求壓力平衡而泄壓排烴，此時(shí)，若晚期形成的圈閉具有好的保存條件，則散失的頁巖氣會(huì)進(jìn)入并最終聚集成藏。若過度抬升剝蝕，晚期形成的圈閉缺乏保存條件，則天然氣難以聚集。因此，圈閉的形成時(shí)期與頁巖氣晚期抬升泄壓時(shí)期相匹配，則是該模式成藏的關(guān)鍵。

綜上所述，川東地區(qū)洗象池群沉積期存在古地貌高點(diǎn)，淺灘發(fā)育，受巖溶和裂縫改造可形成優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層；志留系頁巖氣藏豐富，其晚期泄壓釋放為天然氣晚期成藏提供了良好的物質(zhì)基礎(chǔ)；區(qū)內(nèi)高陡構(gòu)造、斷裂發(fā)育，有利于形成有效的源— 儲(chǔ)對置關(guān)系，油氣近源富集成藏，勘探前景廣闊。

4 結(jié)論

1）川東地區(qū)中構(gòu)造層存在以五峰組— 龍馬溪組為有效烴源巖，上寒武統(tǒng)洗象池群白云巖為儲(chǔ)層，以高陡構(gòu)造帶斷層相關(guān)背斜圈閉為主要勘探目標(biāo)，志留系頁巖氣藏晚期抬升泄壓釋放供烴的“新生古儲(chǔ)、源—儲(chǔ)對接、側(cè)向供烴”的晚期成藏模式。

2）川東地區(qū)是下志留統(tǒng)龍馬溪組— 上奧陶統(tǒng)五峰組烴源層最發(fā)育的地區(qū)，也是該套烴源巖的生烴中心。洗象池群在川東發(fā)育顆粒灘帶，可受裂縫和溶蝕作用改造形成優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層。區(qū)內(nèi)高陡構(gòu)造和斷裂發(fā)育，易于形成烴源巖與儲(chǔ)層的側(cè)向?qū)?，溝通源?chǔ)，是下組合勘探突破有利區(qū)。

3）“新生古儲(chǔ)、源—儲(chǔ)對接、側(cè)向供烴”的晚期成藏模式中，良好的源儲(chǔ)條件是成藏的基礎(chǔ)；完整的構(gòu)造背斜形態(tài)，對置斷層斷距介于660～830 m，儲(chǔ)層位于上傾方向高于供烴窗口等高源—儲(chǔ)對置條件提高了成藏的效率。晚期斷背斜圈閉形成期與頁巖氣藏泄壓供烴期相匹配是成藏的關(guān)鍵。