白曉亮 陳燕萍 彭思橋 王 尉 李堃宇 王 偉 蘇桂萍

1.中國(guó)石油西南油氣田公司勘探開(kāi)發(fā)研究院 2.油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室·成都理工大學(xué)

0 引言

四川盆地中二疊統(tǒng)棲霞組目前已成為川中地區(qū)重要的產(chǎn)層之一，其勘探始于20 世紀(jì)70 年代，1976 年完鉆的女基井是該區(qū)第一口鉆穿二疊系的井，在棲霞組發(fā)現(xiàn)孔隙較好的砂糖狀白云巖，經(jīng)測(cè)試獲日產(chǎn)4.68×104m3工業(yè)氣流，由此揭開(kāi)了川中地區(qū)二疊系勘探的序幕；1978 年在同一構(gòu)造上部署的NS1 井也在棲霞組白云巖中測(cè)試獲日產(chǎn)4.63×104m3的工業(yè)氣流[1-2]；此后截至2010 年的30 余年時(shí)間里，川中地區(qū)棲霞組的油氣勘探卻一直未能取得更進(jìn)一步的突破。2011 年之后，在震旦系燈影組與寒武系龍王廟組立體勘探背景下，棲霞組普遍見(jiàn)到良好的油氣顯示。2015 年對(duì)川中高石梯—磨溪地區(qū)MX42、MX31X1、GS18 進(jìn)行酸化測(cè)試，獲得高產(chǎn)工業(yè)氣流[3-4]。2020 年GS001-X45 井棲霞組鉆遇7 m 白云巖，經(jīng)酸化測(cè)試日產(chǎn)氣161.91×104m3，揭示了該區(qū)薄層白云巖獲得高產(chǎn)的能力。2021 年合川—潼南地區(qū)鉆探的HS4井與HS2井也相繼獲得突破[5]。2022 年，MX150 井、MX131 井、MX031-H3 井以及GS045-H2 井等均相繼獲得高產(chǎn)工業(yè)氣流。這些高產(chǎn)井均證實(shí)川中地區(qū)棲霞組具有良好的天然氣勘探前景，是重要的接力層系[3,6]。

在勘探取得重大突破的同時(shí)，筆者注意到前人對(duì)于棲霞組的研究主要集中在古生物[7-8]、巖相古地理[9-10]和白云巖成因及展布[11-13]等方面，針對(duì)油氣成藏的研究多集中在川西北地區(qū)，而對(duì)于川中地區(qū)棲霞組天然氣成藏條件及成藏過(guò)程僅有一些初步的認(rèn)識(shí)[14-15]，缺乏系統(tǒng)性的研究。因此，基于目前最新的鉆井資料，利用巖心薄片觀(guān)察、天然氣地球化學(xué)分析、流體包裹體分析等，結(jié)合區(qū)域埋藏—熱演化史研究，探究高磨地區(qū)棲霞組油氣成藏地質(zhì)條件，并進(jìn)一步揭示其油氣成藏演化過(guò)程，以期為川中地區(qū)棲霞組的天然氣勘探開(kāi)發(fā)提供借鑒。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

四川盆地經(jīng)歷了多期次構(gòu)造運(yùn)動(dòng)和沉積演化[3]，伴隨著不同的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，盆地內(nèi)經(jīng)歷多旋回海陸交互沉積[16]，其中加里東旋回晚期構(gòu)造抬升剝蝕以及海西旋回中晚期裂陷運(yùn)動(dòng)對(duì)四川盆地中二疊統(tǒng)構(gòu)造—沉積格局具有重要的控制作用[3,17]。研究區(qū)棲霞組就沉積在加里東期形成的具有同沉積兼剝蝕的古隆起之上[18-19]，構(gòu)造格局表現(xiàn)為由南西向北東傾伏的單斜，在單斜背景下發(fā)育磨溪和龍女寺兩個(gè)構(gòu)造，二者軸向相連，呈現(xiàn)為北東—南西走向（圖1）。

圖1 川中高磨地區(qū)棲霞組頂面構(gòu)造及勘探概況圖

川中地區(qū)棲霞組總體為一套碳酸鹽巖臺(tái)地沉積，存在一個(gè)大的海侵—海退相對(duì)海平面變化旋回，下伏與梁山組含煤碎屑巖整合接觸，上覆與茅口組石灰?guī)r整合接觸，沉積厚度分布穩(wěn)定，主要介于90 ～130 m。棲霞組沉積早期，受大規(guī)模持續(xù)海侵的影響，沉積物顏色較深，巖性以泥灰?guī)r、泥晶灰?guī)r和生屑泥晶灰?guī)r為主，顏色較深并夾泥質(zhì)條帶；棲霞組沉積中晚期，海平面緩慢下降且長(zhǎng)期處于相對(duì)較低位置，水動(dòng)力較強(qiáng)，生物顆粒灘發(fā)育，巖性以亮晶生屑灰?guī)r、泥晶生屑灰?guī)r為主，并夾有塊狀、斑狀白云巖，顏色較淺，泥質(zhì)含量較低[20-21]。

2 成藏地質(zhì)條件

2.1 儲(chǔ)集條件

灘相白云巖儲(chǔ)層提供有利儲(chǔ)集空間。川中高磨地區(qū)棲霞組石灰?guī)r儲(chǔ)層不發(fā)育，僅發(fā)育白云巖儲(chǔ)層，偶見(jiàn)“砂糖狀”特征（圖2a）。通過(guò)薄片鏡下觀(guān)察，儲(chǔ)層巖性主要為晶粒白云巖，多以他形—半自形為主，晶體大小多為中—粗晶（圖2b），偶見(jiàn)細(xì)晶（圖2c），晶體表面較污濁，晶形較好的白云石可見(jiàn)明顯的霧心亮邊結(jié)構(gòu)，原巖結(jié)構(gòu)普遍遭到破壞，白云石化程度較高。殘余顆粒白云巖主要是由重結(jié)晶作用改造破壞白云巖原始結(jié)構(gòu)形成，晶粒自形程度低，在顯微鏡下局部隱約可識(shí)別出不同顆粒類(lèi)型的輪廓、痕跡、陰影、幻影等負(fù)殘余結(jié)構(gòu)（圖2b），表現(xiàn)為高能沉積環(huán)境，為灘相白云巖儲(chǔ)層。

圖2 川中高磨地區(qū)棲霞組白云巖儲(chǔ)層特征圖

儲(chǔ)集空間類(lèi)型主要包括晶間（溶）孔、溶蝕孔洞、裂縫3 種類(lèi)型。晶間孔孔徑一般介于0.05 ～0.20 mm 之間，孔隙邊緣平直，孔隙整體呈規(guī)則的三角形狀或多邊形狀（圖2b），鏡下偶爾可見(jiàn)孔隙邊緣較明顯的溶蝕痕跡；溶蝕孔洞則是在晶間孔或晶間溶孔的基礎(chǔ)上，繼續(xù)溶蝕擴(kuò)大的結(jié)果，溶蝕孔洞直徑普遍大于2.00 mm（圖2c），常見(jiàn)鞍型白云石，瀝青、方解石等半充填；另外，還可見(jiàn)棲霞組發(fā)育較平直裂縫，后經(jīng)溶蝕進(jìn)一步作用，形成擴(kuò)溶縫，增強(qiáng)本身儲(chǔ)集性、孔隙和孔洞之間的連通性，改善了儲(chǔ)集空間（圖2e）。

高磨地區(qū)棲霞組白云巖儲(chǔ)層主要發(fā)育在棲二段，單層厚度較薄，一般為2～5 m，縱向上發(fā)育2～4層，累計(jì)厚度一般在3 ～16 m，橫向上非均質(zhì)性較強(qiáng)。另外白云巖儲(chǔ)層發(fā)育的位置也有所差異，在高石梯地區(qū)，棲霞組儲(chǔ)層主要發(fā)育在棲二下亞段；而在磨溪—龍女寺地區(qū)，棲霞組儲(chǔ)層在棲二上、下亞段部均發(fā)育?？傮w來(lái)看，棲霞組白云巖在高磨地區(qū)大面積分布，棲二下亞段白云巖的分布范圍大于棲二上亞段（圖3）。

圖3 GS001-X45 井—GS18 井—MX42 井—MX31X1 井白云巖儲(chǔ)層縱橫向分布圖

2.2 烴源條件

2.2.1 氣源分析

下寒武統(tǒng)優(yōu)質(zhì)烴源供烴奠定物質(zhì)基礎(chǔ)。川中高磨地區(qū)棲霞組甲烷含量介于90.39%～95.51%之間，平均含量為93.72%；乙烷含量均小于1.00%，分布在0.07%～0.51%之間，平均含量為0.17%；丙烷含量非常低，均小于0.10%，分布在0.01%～0.07%之間，平均含量為0.013%。干燥系數(shù)介于0.993 9～0.999 3 之間，表現(xiàn)出典型的高演化干氣特征。由于烴源巖成熟度對(duì)于天然氣甲烷碳同位素值的影響程度較大，而對(duì)于乙烷碳同位素值影響程度較小，因此一般用乙烷碳同位素來(lái)判斷天然氣的類(lèi)型[22-23]，從而判斷天然氣來(lái)源。川中高磨地區(qū)棲霞組天然氣中乙烷的碳同位素值分布于-36.3‰～-29.3‰之間，平均為-31.97‰。根據(jù)乙烷碳同位素分析認(rèn)為，研究區(qū)內(nèi)棲霞組天然氣較典型油型氣乙烷碳同位素上限為-30‰[24]，偏輕，反映腐泥型烴源巖貢獻(xiàn)較大。通過(guò)天然氣甲烷—乙烷δ13C 分布圖分析發(fā)現(xiàn)，高磨主體區(qū)塊，GS18 井、GS128 井、MX42 井以及MX103 井棲霞組天然氣落在油型氣區(qū)域，與下寒武統(tǒng)龍王廟組天然氣特征相似，表明高磨主體區(qū)塊棲霞組的氣源主要為筇竹寺組烴源巖。MX31X1 井乙烷碳同位素明顯偏重，投點(diǎn)均落入油型氣與煤型氣的混合區(qū)，與NC1 井、NC3 井茅口組天然氣相似，明顯區(qū)別于龍王廟組，表明其氣源存在中二疊統(tǒng)自身烴源的貢獻(xiàn)，為下寒武統(tǒng)筇竹寺組烴源和中二疊統(tǒng)棲霞組自身烴源接力供烴的混源氣。高石梯南部的GS19 井與川東石炭系具有相似的同位素特征，GS19 井二疊系直接覆蓋在龍馬溪組之上，為龍馬溪組氣源[2,25]。綜上分析認(rèn)為，下寒武統(tǒng)筇竹寺組烴源巖泥巖為主，中二疊統(tǒng)泥灰?guī)r為輔，龍馬溪組烴源在研究區(qū)南部有一定的貢獻(xiàn)（圖4）。

圖4 川中地區(qū)不同層系天然氣甲烷-乙烷δ13C 分布圖

2.2.2 烴源特征

良好的烴源條件是決定研究區(qū)內(nèi)天然氣規(guī)模富集的物質(zhì)基礎(chǔ)。氣源分析結(jié)果表明，川中地區(qū)棲霞組天然氣以下寒武統(tǒng)烴源供烴為主。該套烴源巖厚度主要介于60 ～450 m，由裂陷槽向高磨地區(qū)逐漸減薄，平均TOC為1.9%，生氣強(qiáng)度介于（40 ～45）×108m3/km2，是研究區(qū)內(nèi)最優(yōu)質(zhì)的一套烴源巖[3]。另外，局部井區(qū)還存在下志留統(tǒng)和中二疊統(tǒng)烴源的貢獻(xiàn)，下志留統(tǒng)烴源主要沿樂(lè)山—龍女寺古隆起外圍分布，高石梯南部發(fā)育該套烴源巖，主要巖性為黑色泥頁(yè)巖，厚度介于0 ～150 m，平均TOC可達(dá)2.2%，生烴強(qiáng)度主要介于（10 ～40）×108m3/km2[28]；棲霞組下部主要為泥灰?guī)r和泥晶灰?guī)r，厚約20 ～45 m，TOC在0.33%～1.78%之間，平均值為0.71%，有機(jī)質(zhì)類(lèi)型以Ⅱ型為主，為一套碳酸鹽巖烴源巖，其生烴強(qiáng)度介于（2 ～10）×108m3/km2之間[29]。綜上，研究區(qū)下寒武統(tǒng)烴源條件較好，具有較大生烴潛力，可為區(qū)內(nèi)棲霞組天然氣成藏奠定物質(zhì)基礎(chǔ)。

2.3 輸導(dǎo)條件

斷裂垂向輸導(dǎo)，建立源儲(chǔ)聯(lián)系。川中地區(qū)古生界斷裂以走滑性質(zhì)為主，表現(xiàn)為高角度，近似直立發(fā)育，可識(shí)別出北西、北東、東西向三組。斷裂縱向上連接了下寒武統(tǒng)烴源巖與震旦系燈影組、寒武系龍王廟組、二疊系棲霞組—茅口組。斷裂溝通了源儲(chǔ)，形成了高磨地區(qū)震旦系—古生界多層系含氣的局面，走滑斷裂為天然氣垂向運(yùn)移提供了通道[30-32]。

通過(guò)分析產(chǎn)氣井與走滑斷裂的關(guān)系，發(fā)現(xiàn)目前研究區(qū)棲霞組的高產(chǎn)氣井大多都位于東西向走滑斷裂附近，或是東西向斷裂與北東向斷裂相交的部位（表1）。東西向斷裂形成于加里東時(shí)期，為研究區(qū)規(guī)模最大的主干斷裂，早期的伸展走滑作用最強(qiáng)。下寒武統(tǒng)烴源巖在中—晚三疊世進(jìn)入大量生油氣階段，伴隨著斷裂活化，油氣主要沿東西向斷裂向上運(yùn)移至棲霞組白云巖儲(chǔ)層中，并沿白云巖儲(chǔ)層進(jìn)行側(cè)向運(yùn)移，而北東向斷裂規(guī)模相對(duì)東西向斷裂小，并且在印支期表現(xiàn)為壓扭特征，可能不利于油氣的垂向輸導(dǎo)（圖5）。

表1 部分產(chǎn)氣井與斷裂構(gòu)造發(fā)育關(guān)系表

圖5 棲霞組部分高產(chǎn)井過(guò)井地震剖面圖

3 油氣充注期次分析

儲(chǔ)層中的流體包裹體是儲(chǔ)層成巖過(guò)程被自生礦物晶格所捕獲而形成的油氣水包裹體。它們記錄了油氣水充注儲(chǔ)層時(shí)的組分、性質(zhì)以及物理化學(xué)條件。不同自生礦物或不同期次的膠結(jié)礦物捕獲的包裹體，其組成和物理化學(xué)性質(zhì)不同，這些特征是油氣藏形成演化歷史的直接標(biāo)志[32]。

高磨地區(qū)棲霞組白云巖縫洞內(nèi)主要有兩類(lèi)膠結(jié)礦物，分別為鞍形白云石、方解石，其中均發(fā)育數(shù)量不等的流體包裹體。經(jīng)高倍顯微鏡鏡下觀(guān)察，發(fā)現(xiàn)鞍形白云石中的流體包裹體較方解石中包裹體數(shù)量少、體積小，不能代表大規(guī)模油氣運(yùn)移，故從含有豐富氣態(tài)烴、液態(tài)烴的方解石著手，開(kāi)展了詳細(xì)的包裹體巖相學(xué)觀(guān)察與分析，并借助激光拉曼光譜成分分析手段，查明了棲霞組儲(chǔ)層方解石成巖成藏流體的包裹體組合類(lèi)型。

3.1 儲(chǔ)層包裹體巖相學(xué)特征

通過(guò)對(duì)方解石中流體包裹體開(kāi)展巖相學(xué)觀(guān)察，包裹體類(lèi)型主要為甲烷包裹體、氣液兩相鹽水包裹體及瀝青包裹體。其中，甲烷包裹體在透視光下呈現(xiàn)出邊緣黑色，中間亮白色的特征，形狀多表現(xiàn)為似橢圓狀、不規(guī)則多邊形，大小在2 ～15 μm 之間（圖6a）；氣—液兩相鹽水包裹體的形狀多表現(xiàn)為不規(guī)則多邊形、長(zhǎng)條狀、似橢圓形等形狀，通常為群或散布狀分布，鏡下表現(xiàn)為中間氣泡跳躍的特征，在礦物中多沿裂縫呈帶狀分布，大小在2 ～30 μm 之間（圖6b）；瀝青包裹體為固相，透射光下為黑色，常呈不規(guī)則狀（圖6c）。

圖6 MX150 井流體包裹體特征圖

氣液兩相包裹體是方解石中最常見(jiàn)的包裹體類(lèi)型，幾乎在所有樣品中都能夠發(fā)現(xiàn)其存在，約占比96%。通過(guò)激光拉曼分析，可在方解石流體包裹體中識(shí)別出明顯的CH4峰（圖6e，2 919.3 cm-1），以及少量的瀝青“雙峰”特征（圖6f，1 323.0 cm-1和1 606.3 cm-1）和熒光包（圖6d），表明包裹體中普遍含有芳香烴[33]。

3.2 成藏充注時(shí)間

通常與烴類(lèi)包裹體同期伴生的鹽水包裹體的均一溫度可以指示烴類(lèi)捕獲時(shí)的溫度，故瀝青包裹體和氣烴包裹體伴生的同期鹽水包裹體是研究的重點(diǎn)[34]。通過(guò)對(duì)與烴包裹體相伴生的鹽水包裹體的均一溫度數(shù)據(jù)分析，可識(shí)別出二期流體包裹體，第Ⅰ期油氣包裹體均一溫度“峰溫”區(qū)間為110 ～130℃，第Ⅱ期油氣包裹體均一溫度“峰溫”區(qū)間為150 ～160℃。

結(jié)合研究區(qū)包裹體均一溫度和埋藏史—熱演化圖，認(rèn)為川中地區(qū)棲霞組儲(chǔ)層經(jīng)歷了兩期油氣充注：第一階段，中—晚三疊世，下寒武統(tǒng)筇竹寺組烴源巖開(kāi)始大量生油，生成的原油在高壓狀態(tài)下沿?cái)嗔堰\(yùn)移至川中地區(qū)棲霞組中上部的白云巖儲(chǔ)層中，形成早期古油藏；第二階段，晚侏羅世—早白堊世，下寒武統(tǒng)筇竹寺組烴源巖主要生成原油和濕氣，沿?cái)鄬酉蛏线\(yùn)移，與此同時(shí)，隨著地層溫度逐漸升高，早期古油氣藏中的原油在高溫作用下逐漸裂解成干氣，并且在孔、洞、縫中形成碳瀝青，最終形成古氣藏（圖7）。

圖7 MX150 埋藏史-熱演化史及充注時(shí)間圖

4 油氣成藏演化過(guò)程

4.1 氣藏特征

通過(guò)對(duì)高磨地區(qū)棲霞組鉆井資料分析認(rèn)為，棲霞組儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，氣藏的分布不受構(gòu)造圈閉的嚴(yán)格控制，表現(xiàn)出一定構(gòu)造背景下的巖性氣藏群的特征。氣藏不具有統(tǒng)一氣水界面，氣水關(guān)系復(fù)雜，氣水分布不嚴(yán)格受現(xiàn)今構(gòu)造控制[35]。川中高磨地區(qū)棲霞組氣藏地層壓力為77.42 ～78.65 MPa，壓力系數(shù)為1.70 ～1.83，表現(xiàn)出異常高壓的特征，折算到同一海拔，其地層壓力接近，表明各井區(qū)具有相似的成藏背景。

4.2 油氣成藏演化過(guò)程

高磨地區(qū)氣源均以下寒武統(tǒng)烴源為主，油氣成藏的演化過(guò)程也大體一致，研究認(rèn)為其經(jīng)歷了印支晚期古油藏→燕山早期古氣藏→現(xiàn)今氣藏的演化過(guò)程，在這一過(guò)程中，沒(méi)有大的調(diào)整改造，表現(xiàn)為原位富集，高效成藏的特點(diǎn)。

印支晚期古油藏：中—晚三疊世，伴隨著印支運(yùn)動(dòng)，高磨地區(qū)逐漸形成南高—北低的格局，沿北東東方向發(fā)育的低隆構(gòu)造帶為磨溪—龍女寺構(gòu)造形成的基礎(chǔ)[35]。該時(shí)期下寒武統(tǒng)筇竹寺組泥巖進(jìn)入成熟階段，開(kāi)始大量生烴，生成的原油主要沿?cái)嗔汛瓜蜻\(yùn)移至棲霞組白云巖儲(chǔ)層中，孔洞中大量瀝青的存在，以及大量的瀝青包裹體記錄了這一期原油充注，該期古油藏發(fā)育程度較高（圖8a）。

圖8 川中高磨地區(qū)棲霞組成藏演化過(guò)程圖

燕山早期古氣藏：伴隨著燕山期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，高磨地區(qū)棲霞組中部低隆帶進(jìn)一步發(fā)育，形成一個(gè)連續(xù)背斜帶，在背斜帶南部發(fā)育一個(gè)狹長(zhǎng)的向斜帶，將中部背斜帶與南部區(qū)域之間隔開(kāi)，初具磨溪—龍女寺構(gòu)造雛形[33]。該時(shí)期寒武系烴源巖達(dá)到高—過(guò)成熟階段，生成大量凝析油和濕氣，繼續(xù)沿?cái)嗔堰\(yùn)移至棲霞組白云巖儲(chǔ)層中，并在相對(duì)高部位聚集。與此同時(shí)古油藏內(nèi)的原油開(kāi)始裂解，最終形成古氣藏，豐富的氣液兩相包裹體記錄了這一期的油氣充注（圖8b）。

現(xiàn)今氣藏：隨著燕山晚期—喜山期的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)使得中部背斜帶幅度進(jìn)一步增大，高點(diǎn)整體向南東遷移，最終形成磨溪—龍女寺背斜帶。早期形成的古氣藏由于受到上傾方向致密石灰?guī)r遮擋，在這一過(guò)程中，氣藏并沒(méi)有向構(gòu)造高部位調(diào)整，表現(xiàn)出原位富集的特點(diǎn)（圖8c）。

5 結(jié)論

1）川中高磨地區(qū)棲霞組天然氣為原油裂解氣，天然氣干燥系數(shù)均在0.99 以上，為典型的干氣；棲霞組天然氣來(lái)源整體上以筇竹寺組烴源為主，二疊系烴源為輔，龍馬溪組烴源在研究區(qū)南部有一定的貢獻(xiàn)。

2）川中高磨地區(qū)棲霞組成藏受多種要素聯(lián)合控制，主要包括：①多套烴源接力供烴，奠定物質(zhì)基礎(chǔ)；②儲(chǔ)層縱向疊置，提供賦存場(chǎng)所；③走滑斷裂垂向輸導(dǎo)，建立源儲(chǔ)聯(lián)系。

3）川中高磨地區(qū)棲霞組儲(chǔ)層發(fā)育油氣包裹體，其均一溫度峰值主要分布在110 ～130 ℃、150 ～160℃之間，表現(xiàn)為研究區(qū)成藏至少經(jīng)歷兩期流體充注。

4）川中高磨地區(qū)棲霞組主要經(jīng)歷了印支期古油藏→燕山期古氣藏→喜山期調(diào)整定型形成現(xiàn)今氣藏的演化過(guò)程，共表現(xiàn)為兩期油氣充注，第一期為中—晚三疊世下寒武統(tǒng)筇竹寺組烴源巖生成的液態(tài)烴充注形成古油藏；第二期為晚侏羅世—早白堊世下寒武統(tǒng)筇竹寺組烴源巖生成的液態(tài)烴、氣態(tài)烴充注并在高溫高壓下裂解形成古氣藏。