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發(fā)研究院 2.油氣藏地質(zhì)及開發(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程，以期為川中地區(qū)棲霞組的天然氣勘探開發(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“砂糖狀”特征（圖2a）。通過薄片鏡下觀察，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），偶見細(xì)晶（圖2c），晶體表面較污濁，晶形較好的白云石可見明顯的霧心亮邊結(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)集空間類型主要包括晶間（溶）孔、溶蝕孔洞、裂縫3 種類型。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），常見鞍型白云石，瀝青、方解石等半充填；另外，還可見棲霞組發(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判斷天然氣的類型[22-23]，從而判斷天然氣來源。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，開展了詳細(xì)的包裹體巖相學(xué)觀察與分析，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型。

3.1 儲(chǔ)層包裹體巖相學(xué)特征

通過對(duì)方解石中流體包裹體開展巖相學(xué)觀察，包裹體類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的包裹體類型，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

通常與烴類包裹體同期伴生的鹽水包裹體的均一溫度可以指示烴類捕獲時(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 油氣成藏演化過程

4.1 氣藏特征

通過對(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)今氣藏的演化過程，在這一過程中，沒有大的調(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，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，在這一過程中，氣藏并沒有向構(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。