四川盆地東部中上寒武統洗象池群油氣成藏條件與主控因素

孫自明，孫 煒，林娟華，馬 強

(中國石化 石油勘探開發研究院，北京 102206)

四川盆地為大型疊合含油氣盆地，天然氣資源極為豐富。近年來，盆地中部高石梯—磨溪地區在震旦系燈影組和下寒武統龍王廟組天然氣勘探獲得重大發現[1-3]，探明了安岳氣田。中上寒武統洗象池群的油氣發現始于2004年盆地中部威遠氣田的老井復查，探明天然氣儲量85.08×108m3，勘探前景良好[4-6]。

受威遠氣田油氣發現的啟示，洗象池群日益受到勘探家和石油地質工作者的關注并被寄予厚望，被作為繼震旦系燈影組和下寒武統龍王廟組之后的天然氣后備勘探領域和接替層系。但由于整體勘探程度相對較低，尤其盆地東部勘探程度更低，多數探井失利。據不完全統計，截至2020年底，四川盆地東部已有15口探井鉆遇洗象池群，唯平橋1井獲得工業氣流，完井測試獲氣產量為25.13×104m3/d，其他探井鉆井過程中多見氣顯示或異常，說明盆地東部洗象池群含氣較為普遍，但測井解釋和中途/完井測試結果又多為水層、含水低產氣層或干層等。如焦石1井洗象池群測試結果為干層(含氣)，丁山1井完井測試產微氣和水，林1井5個含氣層段測井解釋均為水層，等等。這一方面反映了盆地東部洗象池群具備基本的油氣成藏條件和較好的勘探前景，另一方面又突出說明了該區洗象池群油氣成藏的復雜性和勘探的高難度。

目前對洗象池群的研究多集中于盆地中部地區，研究內容主要涉及層序地層[7-12]、巖相古地理[13-15]與儲層特征[16-22]等方面，而針對盆地東部復雜構造區洗象池群油氣成藏條件及成藏控制因素的研究則很少，較之盆地中部地區其勘探程度也更低，制約了油氣勘探部署?；诖?，本文以露頭和鉆井資料為基礎，在對四川盆地東部洗象池群油氣成藏條件分析的基礎上，結合鉆井勘探成果，探討了油氣成藏主控因素，明確了有利勘探方向，以期為勘探決策部署提供理論依據。

1 研究區地質概況

四川盆地東部地理位置橫跨四川、重慶、貴州和湖北等省市，區域構造上是指位于齊岳山斷裂至華鎣山斷裂之間的區域，北以萬源斷裂和大巴山相接，南達古藺—長寧一帶，南北長約500 km，東西寬約120～170 km，面積約7×104km2(圖1)。

四川盆地東部的基底由下部深變質結晶基底和上部中元古界冷家溪群及上元古界板溪群中淺變質基底組成[23-25]，基底之上為由碎屑巖、碳酸鹽巖和蒸發巖構成的厚達萬米的沉積蓋層，地層從南華系至第四系。其中，中上寒武統洗象池群是一套淺海相碳酸鹽巖沉積[5-8,17-18]，根據巖性組合，自下而上分為3段：下段以含泥質、陸源砂質白云巖和細粉晶白云巖為主，局部夾薄層顆粒白云巖、云質泥巖和云質砂巖，具石膏假晶；中段以細粉晶白云巖和顆粒白云巖為主，顆粒類型主要為礫屑、砂屑和鮞粒；上段以灰色薄—厚層狀泥粉晶白云巖為主，夾顆粒白云巖、泥質白云巖和藻白云巖等，近頂部多含硅質條帶或硅質團塊。

圖1 四川盆地構造區劃

從構造特征看，平面上，研究區地表褶皺發育，背斜高陡窄長，向斜寬闊平坦，構成典型的隔擋式構造(圖1)；縱向上，該區基底之上發育的中下寒武統膏鹽巖、志留系泥頁巖和三疊系嘉陵江組—雷口坡組膏鹽巖3套主要滑脫層控制了沉積蓋層的垂向差異構造變形[26-27]，其中，中下寒武統膏鹽巖滑脫層對蓋層構造變形的控制作用最為獨特，滑脫層之上地層變形強烈，發育成排成帶分布的褶皺—沖斷構造，有利于形成背斜和斷背斜等類型的圈閉；而滑脫層之下的震旦系—中下寒武統除盆緣受齊岳山斷裂影響變形較為強烈外，遠離盆緣向盆內地區則變形微弱。

2 油氣成藏條件

2.1 烴源條件

四川盆地東部下古生界主要發育筇竹寺組和五峰組—龍馬溪組黑色泥頁巖等2套烴源巖(圖2)。

圖2 四川盆地東部下古生界地層綜合柱狀圖

盆地東部的筇竹寺組烴源巖一般厚度較小，多為30～100 m，其中盆地東緣利川—石柱—南川—習水—古藺一帶厚度小于30 m。烴源巖有機碳含量較低，品質較差，如焦石1井，筇竹寺組厚度為133 m，巖性為灰—深灰色泥巖和灰質泥巖，夾薄層泥質灰巖，底部為灰黑色泥頁巖；根據21個暗色泥巖樣品實測數據，有機碳含量介于0.52%～2.21%之間，平均0.78%；暗色泥頁巖有機碳含量大于0.5%的厚度為20 m，大于1.0%的厚度為2 m，大于2.0%的優質烴源巖的厚度僅為1.0 m；有機質類型為Ⅰ型。區域上，筇竹寺組烴源巖熱演化程度較高，盆地東北部Ro一般大于4.0%，盆地東南部相對較低，Ro為3.0%～4.0%；焦石1井Ro在3.50%～3.59%之間。

受加里東運動影響，五峰組—龍馬溪組在四川盆地殘留厚度不一，其中以盆地東部保存較好，地層厚度在150～600 m之間；巖性主要為深灰、灰黑色薄層硅質、碳質泥頁巖，富含筆石化石。優質烴源巖主要分布在五峰組—龍馬溪組下部，厚度為40～140 m(圖3)；有機碳含量為2%～7%，氯仿瀝青“A”平均為0.002%，干酪根以I型為主，屬好—優質烴源巖。川東南地區熱演化程度相對較低，Ro在2%～2.6%之間，其他地區Ro多大于3.8%，處于過成熟演化階段，以生成干氣和裂解氣為主。

2.2 儲集條件

盆地東部洗象池群儲層巖性以泥晶白云巖和粉晶白云巖為主，少部分為細晶白云巖、生屑灰巖和顆?；規r等，儲層非均質性強，物性普遍較差，多以低孔—特低孔和特低滲儲層為特征。儲集空間主要為白云石晶間孔、晶間溶孔和溶洞，少量為縫合線和裂縫等。如建深1井(圖4)，通過對47塊巖心樣品進行實測，孔隙度分布在1.41%～6.41%之間，平均孔隙度2.57%，其中以低—特低孔隙度為主，局部為中孔隙度；滲透率變化較大，為(0.002 4～314.253)×10-3μm2，平均為0.02×10-3μm2，總體以特低滲透率為主，由于裂縫改造，局部也可發育中—高滲透率儲層。普順1井鉆遇的洗象池群厚度197 m，主要為灰色泥粉晶白云巖，巖心表面溶蝕孔、洞發育，多數被石膏全充填，少量為方解石充填；鏡下薄片觀察，發育少量溶蝕孔，晶間孔和粒間孔欠發育；測井解釋孔隙度為1.3%～3.1%，滲透率為(0.001～0.033)×10-3μm2，整體物性亦較差。

2.3 蓋層條件

四川盆地東部志留系殘存厚度較大，巖性以泥質粉砂巖、粉砂質泥巖及泥頁巖為主，且泥巖分布穩定，可作為洗象池群的區域性蓋層。區域上，四川盆地志留系在川中隆起核部已剝蝕殆盡，向盆地東部厚度逐漸增大，在川東南地區厚度為600～700 m，在川東地區厚度達800～1 000 m。習水良村志留系韓家店組露頭剖面揭示，該區韓家店組上部為厚層泥巖，下部為厚層泥巖夾薄層灰巖透鏡體，泥巖單層厚度最大為152.0 m，累計厚度達291.6 m；根據15個泥巖樣品的測試結果，泥巖蓋層的突破壓力介于5～18 MPa之間，大多數分布于13.93～18 MPa，中值半徑為2.37～3.93 nm，封閉高度達1 250～1 746 m，遮蓋系數大于100%，屬于Ⅱ類蓋層，具有較好的封蓋能力。

圖3 四川盆地東部及鄰區上奧陶統五峰組—下志留統龍馬溪組烴源巖等厚圖

圖4 四川盆地建深1井寒武系洗象池群孔隙度(a)和滲透率(b)頻率分布

下奧陶統桐梓組—湄潭組泥質巖類也較發育，尤其是湄潭組，下段以灰綠色、黃綠色頁巖為主，夾粉砂巖、砂質頁巖及薄層狀生物碎屑灰巖；上段為薄—中厚層狀灰巖、生物碎屑灰巖或瘤狀灰巖與砂質頁巖互層；這套地層在川東南地區連續分布，厚度162～288 m，單層厚度3～15 m，可作為局部蓋層。

3 成藏主控因素

3.1 儲層

優質儲層是洗象池群油氣成藏的必要條件，盆地東部洗象池群具有發育優質規模儲層的沉積背景，但不同地區差異顯著。

圖5 四川盆地東部及鄰區寒武系洗象池群巖相古地理

洗象池群沉積時期，四川盆地及周緣總體呈現出西北高、東南低的古地理格局，整體特征為鑲邊碳酸鹽巖臺地[8,13-17]，臺緣帶位于湖南張家界—黃平一帶，四川盆地為大范圍的局限臺地相碳酸鹽巖沉積，其中，盆地東部梁平—重慶—宜賓一帶為臺內洼地[8，13](圖5)，顆粒灘總體上較不發育，儲層品質較差，不利于油氣成藏。如焦石1井，洗象池群厚度為643 m，以灰—深灰色泥晶—細晶白云巖為主，夾灰巖和膏巖；顆粒灘儲層主要位于中上部，厚度合計為55.8 m/5層，占洗象池群總厚度的8.67%；根據巖心觀察，巖性整體較致密，溶蝕孔洞較發育但分布不規則，并多被方解石、白云石和石英全充填(圖6a)；儲層物性較差，以3類儲層主，實測孔隙度為1.01%～2.32%，平均1.43%；滲透率為(0.002～0.646)×10-3μm2，平均0.092×10-3μm2；對井段2 920～3 027 m進行測試，結果為干層。

在臺內洼地四周，尤其是其東、西兩側的水下高地，分別沿南充—合川—大足—自貢和利川—石柱—南川—習水—古藺各發育一條臺內顆粒灘帶[5,8,13,16-18](圖5)。根據野外露頭觀察，東側顆粒灘帶平面上幾乎連片分布，顆粒類型包括礫屑、砂屑和鮞粒(圖6b)，常見沖刷構造和多種類型的交錯層理等沉積構造(圖6b,c)，且準同生溶蝕作用強烈，溶蝕孔洞順層大量發育(圖6d)，可形成優質規模儲層，有利于油氣聚集成藏。

平橋1井位于東側顆粒灘帶，在洗象池群共取心2次，心長合計36.06 m，以灰色粉細晶白云巖和礫屑白云巖為主，夾薄層泥晶白云巖和泥質白云巖，局部見硬石膏斑塊、巖溶角礫和微裂縫等(圖6e,f)；成像測井資料顯示局部層段裂縫發育，為裂縫—孔隙型儲層，測井孔隙度為2.5%～4.5%。對井段3 039～3 125 m試氣獲工業氣流，良好的儲層品質是其獲得突破的重要因素。

3.2 源—儲配置

源—儲配置樣式及其有效性對洗象池群油氣成藏具有重要的控制作用。四川盆地東部寒武系—志留系發育完整，中上寒武統洗象池群存在下寒武統筇竹寺組和上奧陶統五峰組—下志留統龍馬溪組2套烴源巖供烴的可能。理論上講，位于筇竹寺組烴源巖之上的洗象池群烴源條件較為有利，但受區內廣泛發育且平面上連續分布的中寒武統高臺組膏鹽巖層的阻隔，加之盆地東部較少發育切穿膏鹽巖層的通烴源斷裂，筇竹寺組烴源巖生成的油氣難以向上運移到洗象池群并聚集成藏。

同樣地，洗象池群與位于其上的五峰組—龍馬溪組烴源巖之間也發育有下奧陶統泥頁巖，尤其是湄潭組，區域分布范圍廣且厚度穩定，可以作為洗象池群的良好蓋層，因此，從源—儲縱向配置情況看(圖2)，五峰組—龍馬溪組烴源巖生成的油氣難以向下直接充注到洗象池群儲層。但區內大量發育的逆沖斷裂可以改變這種源—儲配置樣式的初始形式，并為形成有效的源—儲配置樣式創造有利條件。這些斷裂主要形成于燕山晚期—喜馬拉雅期，與背斜共生，構成斷背斜構造圈閉，空間上可以構造出有效的“源—儲側向對接”或“新生古儲”等多種源—儲配置形式，有利于洗象池群油氣成藏。

圖6 四川盆地東部寒武系洗象池群沉積構造、溶蝕現象與裂縫

平橋含氣構造位于盆地東緣，是以高臺組膏鹽巖為底板滑脫層發育起來的斷背斜構造圈閉(圖7)，由于斷裂切割，造成五峰組—龍馬溪組烴源巖與洗象池群儲層在空間上側向對接，油氣直接從烴源層或通過斷裂向洗象池群運移并聚集成藏，形成“源—儲側向對接和新生古儲”成藏組合。

平橋1井天然氣地球化學分析表明，洗象池群以甲烷氣為主，含量為95.46%～95.56%，非烴類氣體主要為CO2、N2和H2S；天然氣組分具有δ13C1>δ13C2和δ13C2<δ13C3的特點，與川東石炭系氣藏的碳同位素特征接近，而與焦石壩頁巖氣δ13C1>δ13C2>δ13C3的碳同位素特征和不含H2S差異明顯；此外，平橋1井洗象池群天然氣CO2的碳同位素較重，為-5.92‰～-5.464‰，顯示為無機成因，可能是甲烷氣與洗象池群含膏碳酸鹽巖發生TSR反應所致。上述特征表明，洗象池群天然氣主要為來源于五峰組—龍馬溪組高演化烴源巖的干酪根降解氣，證實了這種“源—儲側向對接”源—儲配置樣式的有效性，同時也反映出該區油氣成藏以近源、垂向短距離運移和聚集為主要特征。

圖7 四川盆地東部平橋構造氣藏成藏模式-C2g.高臺組；-C2+3X.洗象池群；O1t-O3l.下奧陶統桐梓組—上奧陶統臨湘組；O3w—S.上奧陶統五峰組—志留系

4 結論

(1)受區域巖相古地理控制，洗象池群沉積時期，四川盆地東部梁平—重慶—宜賓臺內洼地的東、西兩側發育顆粒灘帶，是優質規模儲層發育的有利地區。但儲層非均質性較強，儲層物性一般較差，多以低孔—特低孔和特低滲儲層為特征。

(2)四川盆地東部志留系殘存厚度較大，巖性以粉砂質泥巖及泥頁巖為主，分布穩定，可作為洗象池群的區域性蓋層。下奧陶統泥質巖類也較發育，厚度較大且區內連續分布，可作為直接蓋層。

(3)四川盆地東部下古生界主要發育筇竹寺組和五峰組—龍馬溪組2套烴源巖，它們均有向洗象池群儲層供烴的可能，但受中寒武統高臺組膏鹽巖層的阻隔，筇竹寺組烴源巖生成的油氣難以向上運移到洗象池群。而鹽上逆沖斷裂的發育可以改變五峰組—龍馬溪組烴源巖與洗象池群儲層源—儲配置的初始形式，空間上可構造出有效的“源—儲側向對接”樣式，有利于洗象池群油氣成藏。

(4)優質儲層是洗象池群油氣成藏的必要前提，源—儲配置樣式及其有效性是油氣成藏的關鍵，近源、垂向短距離運聚是洗象池群油氣成藏的主要特征；斷背斜圈閉有利于形成有效的源—儲配置樣式，形成“新生古儲”油氣藏。