吳通 李建青 章誠誠 邵威 方朝剛 周道容 黃寧

*收稿日期：20200616修訂日期：20200919責任編輯：譚桂麗

基金項目：中國地質調(diào)查局“蘇皖贛地區(qū)頁巖油氣戰(zhàn)略選區(qū)調(diào)查（編號：DD20190565）”和“蘇皖地區(qū)頁巖氣地質調(diào)查（編號：DD20190083）”項目聯(lián)合資助。

第一作者簡介：吳通，1990年生，男，助理工程師，主要從事油氣地質調(diào)查、戰(zhàn)略選區(qū)研究工作。Email：361971460@qq.com。

通信作者簡介：李建青，1967年生，男，高級工程師，主要從事油氣戰(zhàn)略調(diào)查、選區(qū)評價工作。Email： 403364812@qq.com。

摘要： 通過分析在下?lián)P子沿江坳陷無為凹陷中三疊世周沖村組鉆遇的天然氣與潛在烴源巖、儲集層和蓋層的配置關系，結合無為凹陷皖為頁1井鉆測錄井實測資料，研究中三疊世周沖村組天然氣成藏的物質基礎及有利因素。無為凹陷整體發(fā)育中—上二疊統(tǒng)及下三疊統(tǒng)2套有利烴源巖，具備良好的溶蝕孔裂縫型白云巖儲集層，上覆2套百米以上的石膏層是氣藏封存的關鍵，多期構造運動形成的溝通型張裂縫和溶蝕孔對天然氣的運移和儲存具有促進作用，該區(qū)具有較好的常規(guī)天然氣勘探前景。

關鍵詞： 無為凹陷;周沖村組;白云巖;石膏層;物質基礎

中圖分類號：P618.13

文獻標識碼：A

文章編號：20961871（2020）0442509

雖然我國中生界、古生界具有良好的海相油氣勘探前景，已發(fā)現(xiàn)眾多大型油氣田，例如上揚子普光氣田、元壩氣田等[1]，但下?lián)P子地區(qū)中生界、古生界油氣勘探尚未獲得具有重大意義的油氣突破，說明下?lián)P子海相油氣勘探具有一定的復雜性[25]。2019年，中國地質調(diào)查局部署皖為頁1井，在下?lián)P子地區(qū)首次揭示中三疊世周沖村組2段異常高壓含硫天然氣層，全烴最高達9.473%，地層壓力系數(shù)預測超過1.90，具備超高壓氣藏的保存條件，證實了下?lián)P子無為凹陷周沖村組天然氣具有良好的勘探和開發(fā)前景。

本文以皖為頁1井鉆測錄井和區(qū)域實測資料為基礎，對無為凹陷中三疊世周沖村組天然氣成藏條件進行分析，探討潛在烴源巖、儲集層和蓋層類型及特征。無為凹陷發(fā)育2套有利潛在烴源巖，具備良好的溶蝕孔裂縫型白云巖儲集層，上覆2套百米以上的石膏層是氣藏封存關鍵，該認識可為進一步深化無為地區(qū)油氣勘探實踐，為后續(xù)油氣資源評價和開發(fā)工作提供重要參考。

1 區(qū)域地質概況

1.1 區(qū)域地質特征

無為凹陷構造屬于下?lián)P子沿江坳陷望江—無為對沖帶[6]，西北側以滁河斷裂為界，東南側以沿江隱伏斷裂為界（圖1（a））。古生代—中三疊世，該區(qū)為海相沉積[7]，形成的海相碳酸鹽巖和碎屑巖厚4 000～5 000 m，面積達3 100 km2，海相地層有機質含量豐富，儲集巖和蓋層發(fā)育，具有較好的油氣勘探前景。早古生代，無為凹陷處于臺地相帶，褶皺具有大隆大坳的特點，構造相對寬緩，變形層次協(xié)調(diào)，其中新生界由照明山斷裂和沿江隱伏斷裂拉張正斷層作用形成“雙斷式”地塹樣式。古生代，受上述拉張正斷層的影響，該區(qū)與深部擠壓斷層共同形成早期沖斷、推覆和晚期拉張、層滑構造樣式，無深大斷裂切割，利于油氣和頁巖氣的聚集成藏[89]。

1.2 構造單元劃分

無為凹陷構造單元由北西向南東可劃分為石澗埠次凹、龍?zhí)翞惩蛊?、陡溝壩次凹、三官殿斜坡、南塘坊凸起等亞級構造單元（圖1（b））[10]。石澗埠次凹為中新生界斷陷區(qū)，保存了晚古生代地層，凹陷深洼中三疊統(tǒng)頂面埋深為3 200～4 500 m。受印支構造運動影響，龍?zhí)翞惩蛊鹛幱陂L期隆起區(qū)，印支面之下古生界受風化作用影響，具有利儲集空間。陡溝壩次凹為中—新生界凹陷區(qū)，保存較厚的中新生代地層，古生界埋藏較深，凹陷深洼中三疊統(tǒng)頂面埋深為2 400～4 000 m。三官殿斜坡為早期隆起區(qū)，上覆地層厚1 000～2 000 m，主要為侏羅系、新近系及第四系，無白堊系及古近系[11]。南塘坊凸起上覆地層厚1 200 m，不利于油氣保存和聚集。

2 實驗方法

2.1 總有機碳（TOC）含量分析

實驗所用儀器為OG2000V油氣顯示評價儀器。在程序升溫條件下，加熱巖石使油氣組分蒸發(fā)，同時干酪根和高分子量的膠質瀝青熱解成烴，由FID定量檢測分析出三峰（S0、S1、S2）和Tmax或五峰（S0、S1、 S21、S22、 S23）以及其他派生參數(shù)。熱解后樣品中的殘余有機質加熱氧化成CO2，通過加H2催化生成CH4，由FID定量檢測得出S4，計算樣品總有機碳（TOC）含量。

2.2 鏡質體反射率Ro

實驗所用儀器為偏光熒光顯微鏡（ZEISS Imger A2m）。將整平后的試樣滴上浸油，置于物鏡下準焦。從試樣的一角開始，用機械推動尺移動試樣，根據(jù)試樣中測定對象的多少來確定點距、行距，以保證所有測點均勻布滿全片，一般點距為0.5～1.0 mm，行距為11.0～2.0 mm。當十字絲落到測定對象上時，在測量范圍內(nèi)（直徑一般10 μm）無拋光缺陷、無礦物等包體，又不受突起影響、不受高反射率礦物于擾時方可測取該點的鏡質體反射率數(shù)值。測點選定后，使反射光投到CCD上，緩慢轉動物臺360°，應出現(xiàn)2次相同最大值，此即最大鏡質體反射率。若2次最大值有明顯差別，應找出原因（如油有氣泡、試樣傾斜）。在一個樣品測定過程中，如果發(fā)現(xiàn)讀數(shù)明顯增大或減小，應停止測定，查明原因。每個樣品測完之后，用最接近樣品鏡質體反射率的標準片檢查測量系統(tǒng)的穩(wěn)定性，若與理論值之差>0.02，則該試樣測值無效。

2.3 覆壓孔滲實驗

實驗所用儀器為PoroPDP覆壓孔隙度滲透率測試儀。首先將巖心樣品裝在巖心夾持器中，然后將夾持器與控制模塊連接，用手動液壓泵加上圍壓，分別測量孔隙度和滲透率。其中滲透率測量采用非穩(wěn)態(tài)法，即壓力脈沖衰減法?？刂颇K首先給巖心施加一個孔隙壓力，然后通過巖心傳遞壓差脈沖，隨著壓力瞬間傳遞通過巖心，計算機數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)記錄巖心兩端壓力差、下游壓力和時間，并在電腦軟件屏幕上繪制壓差和平均壓力與時間的對數(shù)曲線。通過軟件對壓力和時間數(shù)據(jù)的線性回歸計算滲透率，測量結果存儲到數(shù)據(jù)文件中。孔隙度測量通過氦氣膨脹原理，采用波依爾定律進行計算。根據(jù)使用的巖心夾持器配置情況，既可測量巖心顆粒體積，又可以測量巖心孔隙體積。

3 烴源巖特征

無為地區(qū)具有多套暗色巖層系，主要包括中—晚二疊世大隆組、孤峰組、棲霞組泥頁巖和泥質灰?guī)r，早三疊世青龍群南陵湖組、和龍山組、殷坑組泥質條帶灰?guī)r和泥頁巖[12]，這些黑色泥頁巖和碳酸鹽巖層系是有利的烴源巖[13]。

3.1 中—晚二疊世大隆組、孤峰組、棲霞組暗色巖系

無為地區(qū)地質鉆探和有機地球化學分析揭示，該區(qū)二疊系是有利的烴源巖層[14]。無為地區(qū)N參4井揭示晚二疊世大隆組、孤峰組為一套黑色泥巖，有機碳含量一般>3%，最高含量達6.78%～9.11%，表明其為有利的生油巖。棲霞組下部“臭灰?guī)r段”有機碳含量為0.58%～1.15%，是較好的生油巖[15]?；枕?井揭示大隆組、孤峰組頁巖以黑色碳質硅質巖為主，污手，有機碳含量高（4%～9%），熱演化程度在成熟生氣階段（1.5%～2.6%），巖石脆性高，微裂縫發(fā)育，巖心浸水實驗中發(fā)現(xiàn)有氣泡溢出，表現(xiàn)出優(yōu)質的烴源巖特征[16]。無為凹陷皖為頁1井大隆組和孤峰組沉積時，拉張形成臺間盆地相硅質頁巖厚度為120～150 m;棲霞組沉積時，斜坡相碳酸鹽類烴源巖厚度為170～200 m（圖2）。采集了31件無為凹陷及周緣泥頁巖露頭樣品，運用實驗分析得出總有機碳（TOC）含量和鏡質體反射率Ro，發(fā)現(xiàn)泥頁巖有機質豐度普遍較高（TOC為 4%～9%），熱演化程度適中（Ro 為1.5%～3.0%），是該區(qū)潛在的有利烴源巖層系。

3.2 早三疊世南陵湖組、和龍山組、殷坑組暗色巖系

下三疊統(tǒng)是下?lián)P子地區(qū)主要的烴源巖層位之一[17]。中三疊世周沖村組下伏早三疊世青龍群（南陵湖組、和龍山組和殷坑組）含暗色泥頁巖、碳酸鹽巖，泥巖有機碳含量均高于碳酸鹽巖。采集19件無為凹陷及周緣早三疊世泥頁巖露頭樣品，運用實驗分析得出總有機碳（TOC）含量和鏡質體反射率Ro，結果表明TOC普遍>2%，Ro為1.3%～1.7%，熱演化程度處于生氣成熟階段。早三疊世，無為地區(qū)局限拉張形成臺間盆地相硅質頁巖夾臺地相暗色碳酸鹽巖，泥頁巖烴源巖厚度大（100～150 m），為中三疊世周沖村組白云巖儲層供烴提供良好的物質基礎[1819]（圖3）。

4 儲層特征

4.1 儲層孔滲特征

運用皖為頁1井的測井資料、覆壓孔滲實驗、碳酸鹽巖薄片面孔率綜合分析，發(fā)現(xiàn)測井解釋井段2 172.6～2 180.1 m巖石的孔隙度為3.50%，基質滲透率為0.38×10-3 μm2;井段2 346.7～2 361 m巖石的孔隙度為3.70%，基質滲透率為0.31×10-3 μm2。利用PoroPDP覆壓孔隙度滲透率測試儀測得周沖村組巖心（2 357 m）有效孔隙度為0.86%～1.10%，巖心裂縫滲透率由于高導縫充分發(fā)育，裂縫滲透率>10×10-3 μm2。儲層巖心（2 353～2 364 m）鏡下碳酸鹽巖面孔率為0.69%～1.43%?？傮w而言，含氣儲層屬于中低孔隙度、低基質滲透率層，但裂縫滲透率較高，可為油氣運移提供良好通道（表1）。

4.2 儲層天然裂縫特征

通過對陣列聲波測井資料縱、橫波幅度和能量衰減程度可識別裂縫發(fā)育層段及其類型，一般中、高角度裂縫縱波、橫波的衰減均較大，地層或裂縫的滲透性越好，斯通利波的時差越大[2022]。皖為頁1井2 342.0～2 365.0 m段橫波、斯通利波幅度衰減較大，全波列波形有衰減，對應常規(guī)測井三孔隙呈異常高值，說明儲層存在滲透性較好的高角度天然裂縫（圖4）。

通過成像測井可知，儲層天然裂縫以高導縫為主，屬于以構造作用為主形成的天然裂縫，對于儲層形成和改造具有重要作用，對提高油氣的儲滲能力具有促進意義[23]。由皖為頁1井儲層成像測井分析圖（圖5）可知，測量井段白云巖儲層裂縫發(fā)育，天然裂縫以高導縫為主，未見明顯的人工裂縫。

儲層中共識別12條高導縫，測量段高導縫走向為NE向—SW向，傾向為SE向，傾角為40°～80°，均分布于周沖村組中。按常規(guī)白云巖儲層進行解釋分層統(tǒng)計，12條高導縫均為張開縫，有效的張開縫對天然氣的運移具有通道作用。

4.3 儲層礦物特征

儲層巖性為深灰色含泥白云巖（含硬石膏脈），主要由細晶粉晶白云石、石膏、硬石膏及黏土礦物組成。細粉晶白云石呈半自形粒狀，粒徑0.01～0.1 mm;石膏細小鱗片狀，片徑0.001～0.05 mm，呈星散狀分布;硬石膏呈半自形板狀，粒徑0.05～0.2 mm，呈星散狀分布;黏土礦物以泥質為主（圖6）。

取皖為頁1井儲層巖心做鏡下全巖礦物分析，發(fā)現(xiàn)白云石占全巖組分的80%～85%，黏土礦物占全巖組分的5%，膏鹽類礦物占全巖組分的10%～15%;硬石膏沿裂隙呈充填半充填狀，占全巖組分的10%～15%（圖7），斷裂面見少量亮晶灰?guī)r，掃描電鏡下白云石微米級溶蝕孔普遍發(fā)育，是儲氣的良好載體（圖8）。

5 蓋層特征

5.1 蓋層單井沉積相特征

皖為頁1井測錄井及巖心資料顯示，中三疊世周沖村組主要發(fā)育灰白色中厚層石膏巖（圖9），夾層包含淺灰色泥質粉砂巖、深灰色白云巖、灰色泥灰?guī)r、灰黑色硅質頁巖、淺灰色細砂巖等，其中以深灰色含膏白云巖層為主，垂向上構成2套下伏白云巖及上覆石膏巖組合，第一套石膏巖厚度為201 m，第二套石膏巖厚度為101 m。結合前人[24]對區(qū)域沉積背景分析及皖為頁1井周沖村組巖性組合特征，認為該井周沖村組主要發(fā)育咸化背景下的潮坪瀉湖相沉積，屬于氣候炎熱、蒸發(fā)強烈的陸表海沉積體系單元。含膏白云巖為潮坪相沉積的產(chǎn)物，石膏巖層屬于咸化咸湖沉積，巨厚的膏巖層對應超咸化瀉湖沉積[25]。白云巖及石膏巖組合表明，該地區(qū)至少經(jīng)歷了2次由潮坪向瀉湖沉積環(huán)境的演變。

5.2 蓋層巖性及平面特征

無為凹陷石膏層整體為咸化超咸化瀉湖沉積，偶夾粉砂質泥巖。皖為頁1井揭示井下石膏巖層質地純，粘手，在成巖過程中受膠結作用和交代作用改造為致密次生水化硬石膏（圖10），封閉性強，利于天然氣的封存，石膏巖層作為有利區(qū)域蓋層在上揚子地區(qū)三疊系已得到證實[2628]。

6 結論

（1）中—晚二疊世—早三疊世沉積期，下?lián)P子無為凹陷暗色烴源巖有效沉積厚度普遍>100 m，暗色頁巖TOC>4%，暗色碳酸鹽巖TOC>0.5%，Ro為1.5%～2%，為中三疊世周沖村組天然氣成藏奠定物質基礎。中三疊世周沖村組白云巖儲層微米級溶蝕孔和天然裂縫普遍發(fā)育，天然裂縫滲透率>10×10-3 μm2，具備較強的天然氣溝通和運移能力，上覆2套超過百米的超咸化相石膏層整體封閉性強，有利于天然氣封存。

（2）近些年，無為凹陷一直圍繞二疊紀頁巖氣進行勘探，本次三疊系常規(guī)天然氣的發(fā)現(xiàn)及其成藏物質基礎分析將進一步優(yōu)化該區(qū)頁巖氣勘探思路，后續(xù)勘探過程中應加強對三疊系常規(guī)天然氣目的層的探索。

（3）下?lián)P子沿江地區(qū)無為凹陷成藏物質基礎豐富，具備良好的烴源巖、儲集層和蓋層條件，應作為今后華東地區(qū)找油找氣突破的重點區(qū)域之一。

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Analysis on the gas reservoir forming conditions of Middle Triassic Zhouchongcun Formation in Wuwei depression， Lower Yangtze Basin

WU Tong，LI Jianqing，ZHANG Chengcheng，SHAO Wei，F(xiàn)ANG Chaogang，ZHOU Dao rong， HUANG Ning

（Nanjing Center，China Geological Survey，Nanjing210016，China）

Abstract：By analyzing the relationship between the newlydiscovered gas that founded in Middle Trassic Zhougchongcun Fomartion in Wuwei depression， Lower Yangtze Basin and potential source rock， reservoir and cap rock properties， combining with subsurface geological and geophysical data， a further research on material basis and beneficial factors for gas reservior forming was conducted in this paper. The results show thattwo favorable source rocks， respectively MiddleUpper Permian and Lower Triassic， were deposited in the whole Wuwei depression， with beneficial dissolved poresfracture dolomite reservoir. The two sets of gypsum beds over 100 meters are the key factors to seal gas reservoirs. The connective fractures and dissolved pores formed by the multistage tectonic movements have promoting effects on the migration and storage of natural gas. It is concluded that the favorable gas reservoir forming conditions have a good prospect for conventional gas exploration in this area.

Key words：Wuwei depression;Zhouchongcun Formation;dolomite;gypsum layer;material basis