孫自明，張榮強，孫 煒，郝運輕，卞昌蓉

(中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

0 引 言

四川盆地是一個大型疊合含油氣盆地，經(jīng)歷了多期伸展-聚斂旋回，形成多套優(yōu)質(zhì)烴源巖，成烴物質(zhì)基礎雄厚，資源潛力巨大[1-2]。海相下組合指震旦系至志留系海相碳酸鹽巖和碎屑巖沉積巖系。四川盆地東部指華鎣山斷裂至齊岳山斷裂之間的區(qū)域，面積約7×104km2。

自2011年在四川盆地中部高石梯—磨溪地區(qū)分別于震旦系燈影組和下寒武統(tǒng)龍王廟組獲得重大勘探突破以來，海相下組合的勘探取得了長足進展，除探明儲量規(guī)模達萬億立方米的安岳氣田外，甩開勘探也取得了重要成果。如蓬探1井于燈影組二段試氣獲氣121.98×104m3/d[3]；角探1井于燈影組四段測井綜合解釋氣層厚度101 m/8層，在寒武系滄浪鋪組測試獲氣51.62×104m3/d。

中上寒武統(tǒng)洗象池群的油氣發(fā)現(xiàn)始于2004年盆地中部威遠氣田的老井復查[4-5]，有5口井獲得工業(yè)氣流，探明天然氣儲量85.08×108m3；盆地東部的平橋1井完井測試獲氣25.13×104m3/d。盆地東部奧陶系目前僅東深1井在寶塔組獲工業(yè)氣流[6-7]，測試產(chǎn)量為21.97×104m3/d。志留系在盆地東部已發(fā)現(xiàn)建南氣田，五科1井亦于小河壩組砂巖測試獲氣1×104m3/d。

總體來看，上述勘探發(fā)現(xiàn)進一步證實了四川盆地海相下組合巨大的勘探潛力，但勘探程度相對較低且區(qū)域上不均衡，尤其盆地東部疊加了燕山晚期-喜山期的強烈構造變形，不同目的層系油氣成藏條件、成藏特征和富集規(guī)律差異較大，有利勘探方向和重點突破地區(qū)有待明確。為此，本文以盆地東部及鄰區(qū)構造-沉積演化分析為基礎，從油氣勘探領域研究入手，整體認識盆地東部下組合油氣成藏條件、成藏特征和富集規(guī)律，明確有利勘探方向和重點突破地區(qū)，以期指導勘探實踐。

1 構造-沉積演化

晉寧運動形成揚子地塊統(tǒng)一基底之后，四川盆地震旦紀至早-中三疊世均以升降運動為特征；燕山晚期-喜山期，盆地東部褶皺-沖斷活動強烈，形成現(xiàn)今復雜的構造面貌。四川盆地東部及鄰區(qū)震旦紀至志留紀經(jīng)歷了以下3個構造-沉積演化階段(圖1)。

圖1 四川盆地東部海相下組合構造-沉積演化階段Fig.1 Schematic sections illustrating the tectonic-sedimentary evolutionary stages of the Lower Marine Assemblage in eastern Sichuan Basin

1.1 伸展分異臺地

演化時期從震旦紀至早寒武世滄浪鋪組時期。揚子地塊繼早震旦世南沱組冰磧礫巖沉積之后，晚震旦世陡山沱期進入伸展分異活動期[8]，伴隨著廣泛的海進，發(fā)育系列小型水下隆起，如開江古隆起等[9]，隆起周邊水體相對較深，接受以黑色頁巖為主的沉積；隆起頂部為淺海碎屑巖夾碳酸鹽巖沉積，厚0～50 m。

燈影組時期，揚子地塊內(nèi)部伸展分異活動趨于強烈，尤其燈影組二段時期，地塊內(nèi)部出現(xiàn)一個呈近南北向延伸、向北張開、向南收斂并終止于自貢與資陽之間的拉張槽[10-12]。燈影組四段時期，該拉張槽進一步向南擴展并貫穿現(xiàn)今四川盆地，稱綿陽-長寧拉張槽[11-14]。緊鄰拉張槽兩側形成臺地邊緣相碳酸鹽巖藻丘或礁灘復合體，臺地內(nèi)部則以局限臺地相沉積為主(圖1(a))。四川盆地東南部發(fā)育燈影組四段拉張槽東側臺緣帶；而燈影組二段則均為局限臺地沉積。燈影組二段和四段沉積末期，分別發(fā)生了桐灣運動Ⅰ幕和Ⅱ幕區(qū)域抬升活動，造成盆地東部及鄰區(qū)燈影組規(guī)模性風化殼巖溶儲層普遍發(fā)育[15-16]，為油氣大規(guī)模聚集提供了充足空間。

早寒武世筇竹寺組時期，伸展分異活動仍較活躍，綿陽-長寧拉張槽內(nèi)水體較深，沉積了厚度明顯大于拉張槽兩側臺地地區(qū)的黑色硅質(zhì)頁巖、碳質(zhì)頁巖和粉砂質(zhì)頁巖，形成了四川盆地的一套優(yōu)質(zhì)烴源巖。滄浪鋪組時期仍有一定的伸展分異活動，但強度明顯減弱。至龍王廟組時期，構造分異活動完全消失。

1.2 穩(wěn)定統(tǒng)一臺地

演化時期從早寒武世龍王廟組時期至中奧陶世寶塔組時期，四川盆地古地勢整體為西高東低、北高南低，盆地中西部主要為混積陸棚和碳酸鹽臺地沉積，盆地東部則以淺水碳酸鹽巖臺地沉積為主，沉積相帶主體呈北東-南西向展布[17-22]。龍王廟組至高臺組時期，隨著海水持續(xù)變淺，盆地東部廣泛發(fā)育局限臺地蒸發(fā)相膏鹽巖沉積(圖1(b))，形成一套良好的區(qū)域蓋層，同時作為滑脫層對盆地東部構造變形起著重要的控制作用。中晚寒武世洗象池群時期，盆地東部主體為局限臺地相碳酸鹽巖沉積，梁平-重慶一帶發(fā)育臺內(nèi)洼陷[4-5,21]，其東、西兩側的習水-南川-石柱一帶和宜賓-合川-宣漢一帶古地貌相對較高，碳酸鹽巖淺灘發(fā)育，為優(yōu)質(zhì)儲層的形成提供了沉積基礎。

早-中奧陶世，水體明顯加深，四川盆地東部主要發(fā)育深水陸棚沉積[22-23]。中奧陶世末的都勻運動使盆地中西部整體抬升，造成中上奧陶統(tǒng)和下奧陶統(tǒng)湄潭組被大面積剝蝕，而盆地東部則保存較為完整。

1.3 擠壓前陸坳陷

演化時期從晚奧陶世至志留紀。伴隨著中揚子海槽關閉及江南古陸隆升而產(chǎn)生向北西方向的強烈推擠，揚子海盆向西遷移并收縮，形成前陸盆地系統(tǒng)[24-25]，其中，雪峰隆起為前緣隆起，四川盆地東部及鄰區(qū)為隆后坳陷(圖1(c))，發(fā)育五峰組-龍馬溪組以灰黑色-黑色硅質(zhì)頁巖和碳質(zhì)頁巖為主的深水沉積，其分布范圍廣，厚度大，是盆地東部下組合的一套優(yōu)質(zhì)烴源巖系。至小河壩組和韓家店組時期，隨著雪峰隆起進一步隆升并持續(xù)向北西方向擠壓，四川盆地東部發(fā)育一套三角洲陸源碎屑巖沉積，物源主要來自雪峰隆起[24]。同時，盆地東南部靠近黔中隆起的局部地區(qū)發(fā)育一套以生物碎屑灰?guī)r為主的石牛欄組沉積。志留紀末的廣西運動造成全區(qū)整體抬升，地層廣遭剝蝕，其中志留系在四川盆地東部及東側鄰區(qū)殘存厚度較大，為800～1 200 m。

2 油氣勘探領域與有利勘探方向

根據(jù)構造-沉積組合、油氣成藏條件及其空間配置和油氣運聚等特征，縱向上將四川盆地東部海相下組合自下而上劃分為以下三個油氣勘探領域(圖2)。

圖2 四川盆地東部海相下組合油氣勘探領域Fig.2 Petroleum exploration domains of the Lower Marine Assemblage in eastern Sichuan BasinⅠ.鹽下碳酸鹽巖勘探領域；Ⅱ.鹽上碳酸鹽巖勘探領域；Ⅲ.致密碎屑巖勘探領域；1.變質(zhì)巖；2.砂巖；3.粉砂巖；4.泥質(zhì)粉砂巖；5.泥巖；6.白云巖；7.泥質(zhì)白云巖；8.膏質(zhì)白云巖；9.藻白云巖；10.鮞狀白云巖；11.砂屑白云巖；12.灰?guī)r；13.鮞粒灰?guī)r；14.砂屑灰?guī)r；15.生屑灰?guī)r；16.膏鹽巖

2.1 鹽下碳酸鹽巖勘探領域

2.1.1 油氣成藏條件

(1)烴源巖

發(fā)育震旦系陡山沱組、燈影組三段和下寒武統(tǒng)筇竹寺組三套烴源巖[1,2,19]，其中筇竹寺組為主力烴源巖。筇竹寺組烴源巖在綿陽-長寧拉張槽厚度較大，為150～450 m，有機碳含量(TOC)較高，為1.0%～4.0%。盆地東部烴源巖厚度較小，為30～150 m；有機碳含量(TOC)總體較低，在0.2%～1.0%之間。干酪根類型為腐泥型，有機顯微組分以腐泥組+藻類組占絕對優(yōu)勢。熱演化程度因地而異，盆地東北部Ro>4.0%，盆地東南部Ro為3.0%～4.0%。

(2)儲集巖

盆地東部主要發(fā)育燈影組二段、四段和下寒武統(tǒng)龍王廟組三套儲層(圖2)。

燈影組發(fā)育臺緣帶和臺內(nèi)灘兩類儲層。根據(jù)前述構造-沉積演化特征，盆地東部燈影組二段僅發(fā)育臺內(nèi)灘儲層，而燈影組四段同時存在臺緣帶和臺內(nèi)灘兩類儲層。

燈影組臺緣帶發(fā)育優(yōu)質(zhì)規(guī)模儲層，如高石1井燈影組四段，巖性主要為深灰-黑灰色粉晶云巖和角礫云巖，溶蝕孔洞發(fā)育，全直徑孔隙度樣品數(shù)14個，孔隙度為1.82%～8.59%，平均為4.71%；全直徑滲透率樣品數(shù)9個，滲透率平均為0.84×10-3μm2。

臺內(nèi)灘儲層厚度一般較小，物性相對較差，如丁山1井，燈影組四段巖性主要為灰色藻屑云巖、亮晶砂屑云巖和粉晶云巖，根據(jù)94塊巖心物性分析，孔隙度為0.78%～3.52%，平均1.78%；滲透率為0.0063×10-3～0.386×10-3μm2，平均0.076×10-3μm2，屬于特低滲儲層。

龍王廟組在盆地東部主要為局限臺地沉積[20]，膏鹽巖發(fā)育，儲層品質(zhì)一般較差，但局部可發(fā)育較好的儲層，如盤1井，龍王廟組巖性為綠灰色白云巖和深灰色砂屑灰?guī)r，白云巖針孔構造較發(fā)育，孔徑一般為0.01～0.05 mm，連通性較好，鉆井過程中見到明顯后效氣浸，測井解釋為有效儲層。

(3)圈閉類型

主要為構造圈閉、構造-巖性圈閉和巖性圈閉。燈影組臺緣帶主要發(fā)育構造-巖性圈閉和巖性圈閉，而臺地內(nèi)部則以構造圈閉類型為主。龍王廟組圈閉類型主要為構造圈閉和構造-巖性圈閉。

(4)蓋層及保存條件

盆地東部主要發(fā)育下寒武統(tǒng)筇竹寺組泥頁巖和中寒武統(tǒng)高臺組膏鹽巖兩套區(qū)域性蓋層，滄浪鋪組泥頁巖可作為局部蓋層。筇竹寺組全區(qū)分布，是燈影組良好的區(qū)域性和直接蓋層。高臺組膏鹽巖在區(qū)內(nèi)連續(xù)分布，厚度20～300 m，為龍王廟組的良好蓋層。

四川盆地東部被卷入變形的沉積蓋層為震旦系—侏羅系，縱向上受多個滑脫層控制而具有明顯的垂向分層特征。其中，中寒武統(tǒng)高臺組膏鹽巖是最重要的滑脫層，其上地層變形強烈，褶皺—沖斷構造發(fā)育；但膏鹽巖層之下的震旦系至下寒武統(tǒng)，除盆地東緣受齊岳山斷裂強烈變形影響使保存條件變差外，遠離盆緣則變形微弱，幾乎仍然保持了原始構造狀態(tài)，并且有巨厚的中生代陸相地層覆蓋，保存條件良好。

2.1.2 油氣成藏特征

鹽下碳酸鹽巖勘探領域主要發(fā)育震旦系陡山沱組、燈影組三段和下寒武統(tǒng)筇竹寺組三套烴源巖，其中筇竹寺組烴源巖為主力烴源巖；儲層主要為燈影組二段和四段白云巖，以及下寒武統(tǒng)龍王廟組白云巖(圖2)，縱向上構成三套生儲蓋組合：陡山沱組生/燈影組二段儲/燈影組三段蓋、燈影組三段生/燈影組四段儲/筇竹寺組蓋、筇竹寺組生/龍王廟組儲/高臺組膏鹽巖蓋。

由于綿陽-長寧拉張槽內(nèi)的筇竹寺組烴源巖與其兩側尤其東側燈影組臺緣帶儲層源-儲空間配置關系較好，筇竹寺組烴源巖在側面和頂面分別與燈影組臺緣帶儲層直接接觸，形成“旁生側儲和新生古儲”多向供烴的有利成藏組合。

對于以龍王廟組顆粒灘為儲層的第三套生儲蓋組合，由于滄浪鋪組泥巖的分隔，筇竹寺組烴源巖生成的油氣難以直接充注進龍王廟組儲層，因此，縱向上烴源斷裂的溝通十分必要(圖3)。磨溪氣藏即為此類由斷裂垂向輸導構成的“古生新儲”成藏組合。

圖3 四川盆地東部海相下組合油氣成藏模式Fig.3 Comprehensive pattern of migration and accumulation of hydrocarbon of the Lower Marine Assemblage in eastern Sichuan Basin1.油氣運移方向；2.預測氣藏；3.儲層；4.膏鹽巖；5.烴源巖；6.砂泥巖；7.碳酸鹽巖。C-T.石炭系-三疊系；S.志留系；O.奧陶系；∈2+3X.洗象池群；∈2g.高臺組；∈1q-∈1l.筇竹寺組-龍王廟組；Z2dn.燈影組；Z1d.陡山沱組;①燈影組二段氣藏；②燈影組四段氣藏；③下寒武統(tǒng)龍王廟組氣藏；④中上寒武統(tǒng)洗象池群氣藏；⑤中奧陶統(tǒng)寶塔組氣藏；⑥志留系小河壩組氣藏

2.1.3 有利勘探方向

(1)川東南燈影組四段臺緣帶

四川盆地東部永川-赤水地區(qū)位于綿陽-長寧拉張槽東側，燈影組四段具備發(fā)育臺緣帶藻丘灘優(yōu)質(zhì)規(guī)模儲層的有利地質(zhì)背景。從地震剖面看(圖4)，筇竹寺組向東超覆于燈影組四段頂面，燈影組四段向東明顯增厚并發(fā)育微古地貌高，臺緣帶藻丘灘地震相反射特征清楚，其東、西兩側則分別為灘間和灘前反射特征，為燈影組四段巖性或構造-巖性圈閉的形成提供了條件。

圖4 四川盆地東南部地震地質(zhì)解釋剖面(燈影組二段頂部拉平,剖面位置見圖5中的A-A’)Fig.4 Interpreted seismic section in the eastern Sichuan Basin(flattened along the top of the second member of Dengying Formation,for location, see the A-A’ in Fig.5)

川東南燈影組四段臺緣帶近源優(yōu)儲，西南側緊鄰筇竹寺組優(yōu)質(zhì)烴源巖，厚度150～450 m，生烴強度為100×108～350×108m3/km2，能夠為臺緣帶圈閉提供充足烴源；保存條件好，遠離盆緣構造強烈活動區(qū)，構造變形微弱，且始終位于油氣自南向北運移的斜坡部位，有利于油氣早期成藏和保存，是盆地東部尋找大型氣田的有利勘探方向和重點突破地區(qū)(圖5)。

圖5 四川盆地東部海相下組合有利勘探地區(qū)Fig.5 Favorable exploration areas for hydrocarbon of the Lower Marine Assemblage in eastern Sichuan basin有利勘探地區(qū)：Ⅰ.川東南燈影組臺緣帶有利勘探區(qū)；Ⅱ.中上寒武統(tǒng)洗象池群臺內(nèi)灘有利勘探區(qū)；Ⅲ.志留系石牛欄組臺地邊緣帶有利勘探區(qū)；Ⅳ.志留系小河壩組三角洲有利勘探區(qū)；①永頁7井；②永川

(2)下寒武統(tǒng)龍王廟組

四川盆地東部龍王廟組時期主要發(fā)育局限臺地沉積，除膏鹽巖沉積外，臺內(nèi)顆粒灘儲層在盆地東南部和東北部也較發(fā)育，經(jīng)同生/準同生溶蝕作用改造，儲層儲集性能得到一定改善，可作為兼探目的層。如位于盆地東南部的林1井，測井解釋龍王廟組Ⅱ類儲層厚度33.6 m；習水土河剖面，龍王廟組顆粒灘儲層發(fā)育，且頂部存在順層溶蝕現(xiàn)象。

2.2 鹽上碳酸鹽巖勘探領域

2.2.1 油氣成藏條件

(1)烴源巖

五峰組-龍馬溪組泥頁巖為主要烴源巖。巖性為灰黑、黑色薄層狀硅質(zhì)和炭質(zhì)泥頁巖，夾條帶狀和透鏡狀泥質(zhì)灰?guī)r。盆地東部厚度穩(wěn)定，在150～600 m之間。其中，烴源巖厚度為50～160 m，有機碳含量(TOC)為2%～7%，氯仿“A”平均為0.002%，干酪根類型以I型為主，次為II1型，屬好-優(yōu)質(zhì)烴源巖；鏡質(zhì)體反射率(Ro)>2.5%，處于過成熟演化階段，以生成裂解氣和干氣為主。

(2)儲集巖

主要包括洗象池群和寶塔組碳酸鹽巖儲層，儲層類型主要為孔隙型和裂縫型。

①洗象池群。盆地東部洗象池群主要為局限臺地沉積，顆粒灘儲層一般形成于臺內(nèi)洼陷外側地貌較高的淺水地區(qū)，沿盆地東南部、東北部和盆地東緣一線分布。儲集空間主要為粒間溶孔、晶間溶孔和微裂縫等。儲層物性較差，據(jù)廣探2井74個樣品實測結果，孔隙度平均為4.7%，滲透率平均為0.43×10-3μm2，為低孔低滲儲層。根據(jù)露頭剖面研究，盆地東部的南川三泉、仁懷后山鄉(xiāng)和習水永安鎮(zhèn)一帶，洗象池群中上部為顆粒灘相沉積，溶蝕孔洞極為發(fā)育，儲層類型主要為孔隙型。

②寶塔組。主要巖石類型為泥晶顆?；?guī)r和亮晶顆?；?guī)r，普遍含泥質(zhì)并夾泥質(zhì)條帶，厚度25～60 m。儲層物性一般較差，具低孔低滲特征。據(jù)東深1和陽深1等井359塊巖心分析結果，孔隙度一般為0.3%～0.8%，平均0.69%；滲透率一般<0.01×10-3μm2。

裂縫的發(fā)育可以有效改善寶塔組儲層的儲集性能。如東深1井，盡管寶塔組灰?guī)r孔隙度較低，平均僅1.12%，但因裂縫發(fā)育，儲層儲集性能得到極大改善；陽深1井在寶塔組井段3 406～3 410 m井噴，氣柱高達20 m，儲層為裂縫型；永頁7井于寶塔組見油氣顯示28 m/2層，巖心觀察表明，寶塔組灰?guī)r裂縫發(fā)育，縫寬可達2.5 cm。

(3)圈閉類型

燕山晚期-喜山期的構造運動造成四川盆地東部中上寒武統(tǒng)至志留系發(fā)生強烈變形，形成川東高陡構造帶和川南低陡構造帶，發(fā)育眾多成排成帶分布的局部構造圈閉。圈閉類型主要為構造圈閉。

(4)蓋層及保存條件

五峰組-龍馬溪組頁巖是四川盆地東部最好的區(qū)域蓋層之一，同時也是中上奧陶統(tǒng)寶塔組-臨湘組儲層的直接蓋層。下奧陶統(tǒng)桐梓組至湄潭組泥巖是洗象池群儲層的直接蓋層。

縱向上主要發(fā)育兩套儲蓋組合，一是中上寒武統(tǒng)洗象池群為儲層，下奧陶統(tǒng)桐梓組至湄潭組為蓋層；二是中上奧陶統(tǒng)寶塔組-臨湘組為儲層，上覆五峰組-龍馬溪組頁巖為蓋層。兩套儲蓋組合油氣保存條件均較好。

2.2.2 油氣成藏特征

四川盆地東部寒武系至下志留統(tǒng)發(fā)育完整，理論上中上寒武統(tǒng)-奧陶系儲層存在上覆五峰組-龍馬溪組和下伏筇竹寺組兩套烴源巖供烴，但受中寒武統(tǒng)高臺組膏鹽巖層的阻隔，下伏筇竹寺組烴源巖生成的油氣難以運移到中上寒武統(tǒng)-奧陶系儲層。中上寒武統(tǒng)和奧陶系儲層要充注筇竹寺組烴源巖生成的油氣，則需存在切穿高臺組膏鹽巖層的油源斷裂，但研究區(qū)較少發(fā)現(xiàn)此類斷裂構造。

從源-儲配置關系看，斷裂的發(fā)育可使中上寒武統(tǒng)-奧陶系儲層與上覆五峰組-龍馬溪組烴源巖對置并形成“新生古儲”成藏組合(圖3)。如東山背斜，該構造是一個以高臺組膏鹽巖為滑脫層形成的斷背斜構造(圖6)，由于斷裂切割，造成奧陶系寶塔組裂縫型儲層與五峰組-龍馬溪組烴源巖形成良好的源-儲配置關系，五峰組-龍馬溪組烴源巖生成的油氣沿斷裂向上運移進入寶塔組裂縫型儲層而成藏。地球化學分析表明，東深1井寶塔組天然氣來自龍馬溪組烴源巖，證實了這種成藏組合的有效性。

圖6 四川盆地東部東山構造氣藏成藏剖面(剖面位置見圖5中的B-B′)Fig.6 Section showing natural gas migration and accumulation of the Dongshan anticlinal structure in eastern Sichuan basin(for location, see the B-B′ in Fig.5)1.斷層；2.油氣運移方向；3.氣藏；4.中寒武統(tǒng)高臺組膏鹽巖；5.上奧陶統(tǒng)—下志留統(tǒng)烴源巖;T3-K.上三疊統(tǒng)—白堊系；T1+2.中下三疊統(tǒng)；P.二疊系；O3-S.上奧陶統(tǒng)—志留系；O1+2.中下奧陶統(tǒng)；∈2+3X中上寒武統(tǒng)洗象池群；∈2g.中寒武統(tǒng)高臺組；Z-∈1.震旦系—下寒武統(tǒng)

2.2.3 有利勘探方向

根據(jù)鹽上碳酸鹽巖勘探領域已知含氣構造的深入解剖，斷背斜構造有利于造成五峰組-龍馬溪組優(yōu)質(zhì)烴源巖與中上寒武統(tǒng)-奧陶系儲層在空間上構成有效的源-儲配置關系，油氣沿斷裂向上運移或直接由烴源巖注入儲層。盆地東部斷背斜構造大量發(fā)育，這種源-儲配置關系對擴展鹽上碳酸鹽巖勘探領域的勘探空間具有重要意義。

四川盆地東部的赤水-綦江一帶及盆地東北地區(qū)，洗象池群沉積時期古地貌較高，碳酸鹽巖淺灘發(fā)育，準同生巖溶作用較為強烈，具有形成優(yōu)質(zhì)規(guī)模儲層的有利地質(zhì)背景；且高陡背斜和斷裂構造發(fā)育，易于形成“新生古儲、斷裂輸導”成藏組合，是有利的勘探突破方向(圖5)。對于奧陶系寶塔組勘探目的層，由于區(qū)域巖性較單一，儲層致密，今后應加強裂縫型儲層預測研究，尤其是局部構造的軸部、頂部和斷裂帶附近，可作為重點勘探靶區(qū)。

2.3 致密碎屑巖勘探領域

2.3.1 油氣成藏條件

(1)烴源巖

四川盆地東部志留系主要為一套灰至深灰色泥巖、含粉砂泥質(zhì)巖、黑色粉砂質(zhì)泥巖和黑色碳質(zhì)泥巖，龍馬溪組、小河壩組和韓家店組均為好-優(yōu)質(zhì)烴源巖。龍馬溪組烴源巖已如前述。據(jù)建深1井，韓家店組有效烴源巖厚58 m，有機碳含量為0.52%～4.55%，平均1.62%；氯仿瀝青“A”含量平均值為0.0496%；干酪根類型主要為腐殖型(Ⅲ)和腐泥腐殖型(Ⅱ2)。小河壩組有效烴源巖厚度103 m，有機碳含量為0.54%～2.26%，平均0.82%；氯仿瀝青“A”含量平均為0.0394%，干酪根類型為腐殖腐泥型(Ⅱ1)；鏡質(zhì)體反射率(Ro)分布在1.98%～4.56%之間，平均值為2.85%，處于高成熟-過成熟階段。

(2)儲集巖

志留系儲層包括韓家店組和小河壩組致密砂巖、石牛欄組礁灘相灰?guī)r和致密泥灰?guī)r等3類儲層，其中以致密砂巖儲層為主，其它兩類儲層分布局限。

韓家店組和小河壩組致密砂巖儲層主要分布于川東-川東北地區(qū)，巖石致密，物性差，是一套特低孔低滲儲層。據(jù)韓家店組14塊巖心樣品分析，孔隙度和滲透率均值分別為0.80%和1.31×10-3μm2；小河壩組28塊巖心樣品，孔隙度和滲透率均值分別為0.92%和0.80×10-3μm2。

石牛欄組礁灘相儲層局限于川南地區(qū)，巖石類型主要為黏結巖、骨架巖和生屑灰?guī)r等，巖石致密，以低孔低滲為特征?？紫抖榷酁?%～2%，平均1.66%；滲透率為0.01×10-3～0.2×10-3μm2，平均0.004 58×10-3μm2。

石牛欄組泥灰?guī)r為混積陸棚沉積，原始孔滲性極差，但經(jīng)裂縫改造可成為有效儲層。如安頁1井泥灰?guī)r段，一開6 mm油嘴放噴，最大瞬時產(chǎn)量達423×104m3/d。

(3)圈閉類型

盆地東部志留系主要以構造圈閉類型為主，包括背斜、斷背斜和斷鼻等類型；在川東小河壩組砂巖發(fā)育地區(qū)，可能存在巖性或構造-巖性圈閉。

(4)蓋層及保存條件

志留系以砂巖和泥巖沉積為主，泥巖均可作為蓋層。此外，除盆地東緣局部地區(qū)受齊岳山斷裂強烈影響使保存條件變差外，盆地東部其它地區(qū)的斷裂向上大多未斷至地表，一般終止于下三疊統(tǒng)嘉陵江組膏巖層和須家河組砂泥巖地層，油氣保存條件較好。

2.3.2 油氣成藏特征

志留系為典型的自生自儲式成藏組合。其中，以龍馬溪組暗色泥頁巖為烴源巖，以小河壩組砂巖為儲層，以韓家店組厚層泥頁巖為蓋層，構成盆地東部的主要成藏組合；韓家店組泥頁巖所夾砂巖和粉砂巖儲層分別以其上、下泥頁巖為烴源巖和蓋層，構成次級成藏組合。

受自生自儲成藏組合和志留系碎屑巖儲層物性較差等控制，志留系氣藏明顯具有“近源、優(yōu)儲”特征，裂縫的發(fā)育可有效改善致密砂巖儲層的儲集性能，進而控制天然氣局部富集。根據(jù)建深1井巖心觀察，取心段裂縫多為中-高角度，它們有效溝通了相互孤立的基質(zhì)孔隙，形成裂縫-孔隙型儲層；該井在韓家店組井段3 740.74～3 884 m測試獲日產(chǎn)天然氣5.13×104m3。

2.3.3 有利勘探方向

志留系有利勘探方向有2個(圖5)：一是川東地區(qū)以小河壩組大型三角洲體系致密碎屑巖勘探為主攻方向，兼探韓家店組；小河壩組致密碎屑巖雖單層厚度小，但分布面積廣，局部構造發(fā)育；該區(qū)已發(fā)現(xiàn)建南氣田，五科1井測試獲工業(yè)氣流，表明小河壩組是川東下組合較為現(xiàn)實的勘探層系。二是川南地區(qū)以石牛欄組礁灘相灰?guī)r為主要目的層，兼探混積陸棚相泥質(zhì)灰?guī)r和泥灰?guī)r，有利勘探地區(qū)平面分布范圍較為局限。

3 結 論

(1)四川盆地東部及鄰區(qū)震旦紀至志留紀經(jīng)歷了伸展分異臺地(震旦紀至早寒武世滄浪鋪期)、穩(wěn)定統(tǒng)一臺地(早寒武世龍王廟期至中奧陶世寶塔期)和擠壓前陸坳陷(晚奧陶世至志留紀)3個構造-沉積演化階段，奠定了四川盆地東部海相下組合良好的油氣地質(zhì)條件。

(2)根據(jù)油氣成藏要素及成藏組合特征，將四川盆地東部海相下組合劃分為鹽下碳酸鹽巖(震旦系至中寒武統(tǒng)高臺組)、鹽上碳酸鹽巖(中上寒武統(tǒng)洗象池群至中上奧陶統(tǒng)臨湘-寶塔組)和致密碎屑巖(上奧陶統(tǒng)至志留系)等三個油氣勘探領域，指出各勘探領域油氣成藏特征和富集規(guī)律差異較大，為系統(tǒng)評價盆地東部油氣資源潛力和勘探前景提供了基礎。

(3)通過油氣勘探領域及其成藏特征的系統(tǒng)評價，指出四川盆地東南部燈影組四段臺緣帶、赤水—綦江一帶及盆地東北部洗象池群碳酸鹽巖淺灘和川東志留系小河壩組三角洲砂體，是四川盆地東部地區(qū)的有利勘探方向和重點突破地區(qū)。