四川疊合盆地油氣富集原因剖析

劉樹根，孫 瑋，王國芝，韓克猷，李智武，鄧 賓，冉 波，雍自權(quán)，徐國盛，袁海鋒

（1.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（成都理工大學(xué)），成都610059；2.中國石油西南油氣地質(zhì)勘探開發(fā)研究院，成都610051）

四川疊合盆地油氣勘探歷史非常之久，利用天然氣的歷史長達(dá)2000余年［1］。1949年之前僅在四川盆地的隆昌圣燈山和巴縣石油溝2個(gè)構(gòu)造鉆獲天然氣，儲(chǔ)量3.85×108m3［2］。新中國成立后，四川盆地油氣勘探每次重大發(fā)現(xiàn)即伴隨探明儲(chǔ)量的大幅增加，最早取得發(fā)現(xiàn)的是1959年臥龍河氣田（產(chǎn)層為下三疊統(tǒng)嘉陵江組），1964年發(fā)現(xiàn)的威遠(yuǎn)氣田（產(chǎn)層為上震旦統(tǒng)燈影組）則是當(dāng)時(shí)中國最大的整裝氣田。真正使四川盆地奠定產(chǎn)氣基地的是1977年川東相國寺構(gòu)造相18井高產(chǎn)氣井的發(fā)現(xiàn)（產(chǎn)層為石炭系黃龍組，測(cè)試產(chǎn)量76.38×104m3／d），并相繼取得川東石炭系天然氣勘探的系列突破。1982年，川西孝泉川孝93井以及1984年川孝104井的突破，標(biāo)志四川盆地當(dāng)時(shí)最大的陸相紅層碎屑巖氣田的發(fā)現(xiàn)［3］。之后雖有大天池（產(chǎn)層為石炭系黃龍組）、渡口河（產(chǎn)層為下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組）、白馬（產(chǎn)層為侏羅系蓬萊鎮(zhèn)組）等氣田的發(fā)現(xiàn)［4］，但四川盆地真正意義上有影響的大氣田發(fā)現(xiàn)應(yīng)屬2004年普光氣田（產(chǎn)層為上二疊統(tǒng)長興組－下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組）的勘探突破［5］。普光氣田也是目前四川盆地天然氣探明儲(chǔ)量最大的氣田。此后又陸續(xù)發(fā)現(xiàn)的合川、元壩等大氣田，以及近期高石梯構(gòu)造震旦系燈影組和磨溪構(gòu)造寒武系龍王廟組天然氣勘探的重大突破，證明了四川盆地天然氣仍有廣闊的勘探前景。

至2011年，四川盆地累計(jì)探明天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量達(dá)2.241 66×1012m3，占全國的28.7%。值得指出的是，盡管四川盆地油氣勘探歷史悠久，但目前最大的海相碳酸鹽巖氣田（普光氣田）和最大的陸相碎屑巖氣田（廣安氣田）均是最近幾年才發(fā)現(xiàn)的。因此，我們有理由堅(jiān)信，隨著地質(zhì)理論的突破和技術(shù)的進(jìn)步及勘探程度的提高，定能在四川盆地發(fā)現(xiàn)更多的油氣資源。事實(shí)上，最近幾年在上震旦統(tǒng)燈影組（高石1井），下寒武統(tǒng)筇竹寺組（頁巖氣，威201井）、龍王廟組（磨溪8井），志留系龍馬溪組（頁巖氣，寧201井）、韓家店組（建深1井），下二疊統(tǒng)茅口組和棲霞組，中三疊統(tǒng)雷口坡組，上三疊統(tǒng)馬鞍塘組（川科1井），侏羅系（頁巖油和致密氣）等均有重大油氣發(fā)現(xiàn)。那么，為什么四川盆地有如此豐富的油氣資源呢？前人研究結(jié)果有源控論、古隆起控制論、今構(gòu)造論等主要觀點(diǎn)［6－8］，認(rèn)為充足的氣源是四川盆地海相油氣富集的重要條件，古隆起為海相油氣的聚集提供了區(qū)域地質(zhì)條件，優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的存在為油氣富集提供了空間。

我們認(rèn)為一個(gè)盆地是否富集油氣，烴源條件和保存條件是決定性的，是第一級(jí)的控制因素，任何盆地此兩個(gè)條件任一缺失，此盆地均不可能富集油氣。因此，本文通過對(duì)四川盆地?zé)N源條件和保存條件（油氣富集的一級(jí)控制因素）的深入研究，剖析四川盆地油氣豐富的原因，并據(jù)此探討中國南方油氣的勘探前景。

1 四川疊合盆地?zé)N源物質(zhì)豐富且成氣率高

1.1 烴源物質(zhì)豐富

四川疊合盆地自下而上有豐富的烴源物質(zhì)，其有7套被公認(rèn)具有重要生烴意義的烴源層，分別為上震旦統(tǒng)陡山沱組（Z2d），下寒武統(tǒng)筇竹寺組（C－1q。也稱牛蹄塘組，C－1n），上奧陶統(tǒng)五峰組－下志留統(tǒng)龍馬溪組（O3w－S1l），中二疊統(tǒng)棲霞組和茅口組（P2y），上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M＋長興組（P3），上三疊統(tǒng)須家河組（T3x），下侏羅統(tǒng)－中侏羅統(tǒng)自流井組－涼高山組（J1）。本文將四川盆地近20年來烴源研究的成果［7－17］綜合成了表1、圖1和圖2。該表和圖系統(tǒng)地總結(jié)了四川盆地這7套重要烴源層的主要特征。

表1 四川疊合盆地?zé)N源層特征Table 1 The features of the source rocks in Sichuan Basin

圖1 四川盆地主要儲(chǔ)集層與烴源體系縱向分布特征簡圖Fig.1 Stratigraphic column and associations of source，reservoir and cap rocks in Sichuan Basin（據(jù)黃籍中等，1996；劉樹根等，2008）［7，20］

圖2 四川盆地主要產(chǎn)油氣層剖面示意圖Fig.2 Sketch profile showing the petroleum plays in Sichuan Basin

這7套烴源中T3x為煤系烴源層系，P3為煤系、油系混合型烴源層系，其余均為油系烴源層系。7套烴源巖的TOC含量都比較高，一般都達(dá)到優(yōu)質(zhì)烴源巖。盆地內(nèi)除J1烴源巖目前仍處于生烴階段外，其他烴源巖都已達(dá)高成熟－過成熟階段。下古生界烴源巖分布面積較大，厚度也較厚；而中生界烴源巖分布相對(duì)較為局限。值得注意的是，這7套烴源巖，除筇竹寺組油系烴源巖和龍?zhí)督M煤系烴源巖分布較廣外，其他烴源巖都分布在局部地區(qū)，如龍馬溪組環(huán)樂山－龍女寺古隆起分布，下侏羅統(tǒng)主要集中在川東北－川中－川西地區(qū)。

通過計(jì)算，7套烴源層系累計(jì)總成烴潛量達(dá)4.263 1×1015m3（據(jù)黃籍中，私人通信）。僅按2‰的聚烴系數(shù)，也可有8.526 2×1012m3天然氣成藏。值得注意的是，下古生界2套烴源層牛蹄塘組和五峰－龍馬溪組的成烴潛量達(dá)到2.310 1×1015m3，占全部成烴潛量的54.2%。

此外，川東北上二疊統(tǒng)大隆組的烴源成烴潛量不容忽視。該套烴源對(duì)普光氣田長興－飛仙關(guān)組成藏有著重要貢獻(xiàn)。該套烴源為油系烴源巖，表1中計(jì)算烴源潛量未包含進(jìn)去，但據(jù)夏茂龍等（2010）、付小東等（2010）的研究［17，18］表明，該套烴源雖然分布局限，但有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)（wTOC）平均達(dá)到3.88%，是重要的供烴層系。

四川盆地儲(chǔ)集層段非常多，自下而上主要有震旦系燈影組白云巖，寒武系灘相白云巖，奧陶系寶塔組灰?guī)r，石炭系黃龍組溶蝕白云巖，中二疊統(tǒng)棲霞－茅口組生屑灰?guī)r和糖粒狀白云巖，上二疊統(tǒng)長興組－下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組礁、灘相白云巖，下三疊統(tǒng)嘉陵江組白云巖，中三疊統(tǒng)雷口坡組白云巖，上三疊統(tǒng)須家河組砂巖，下侏羅統(tǒng)大安寨段（產(chǎn)油）介殼灰?guī)r，中侏羅統(tǒng)涼高山組砂巖，中侏羅統(tǒng)沙溪廟組－上侏羅統(tǒng)蓬萊鎮(zhèn)組紅層砂巖等多個(gè)儲(chǔ)集層（圖1、圖2）。這些海、陸相儲(chǔ)層累計(jì)厚度近1km，非常有利于自下而上立體式匯聚烴源巖生成的油氣。

因此，四川盆地?zé)N源層厚，原始烴源條件優(yōu)越，儲(chǔ)集層多且厚，有利于油氣聚集，形成古油氣藏。這些古油氣藏隨著埋深不斷增加，油裂解為天然氣，隨著構(gòu)造的變化而成為新圈閉的重要“烴源”，形成筆者所稱的生氣中心和儲(chǔ)氣中心［19］。

1.2 古油藏發(fā)育

由于烴源豐富，特別是海相油型烴源巖發(fā)育，四川疊合盆地在地史演化過程中形成了眾多的古油藏［21］，如震旦系燈影組古油藏、石炭系黃龍組古油藏、二疊系－三疊系長興－飛仙關(guān)組古油藏等，甚至侏羅系陸相古油藏（如江油厚壩油砂巖）。目前能夠判斷古油藏存在的重要依據(jù)是儲(chǔ)層內(nèi)普遍分布的分散狀由油裂解而形成的瀝青。

據(jù)統(tǒng)計(jì)，揚(yáng)子地臺(tái)海相古油藏可達(dá)35個(gè)（圖3）。在這些古油藏中有些儲(chǔ)量巨大，如陜南寧強(qiáng)地區(qū)的古油藏含瀝青的孔洞白云巖厚313m；大巴山區(qū)的鎮(zhèn)巴到城口巫溪雞心嶺100多千米的范圍內(nèi)，震旦系燈影組白云巖都含瀝青，厚度達(dá)60～200m；貴州麻江古油藏殘存面積800km2，測(cè)算原油儲(chǔ)量1.6×109t；川北天井山古隆起上的田壩、礦山梁古油藏，有瀝青脈137條，寬度＞1 m的32條，最大的田1號(hào)脈寬8m，深度＞160 m，估計(jì)這條脈的石油儲(chǔ)量為1.46×106t［22］。

以燈影組古油藏為例，無論四川盆地周緣露頭還是盆地內(nèi)的鉆井巖心都可見大量的瀝青，燈影組古油藏大面積分布，局部富集［23］，如米倉山古油藏、丁山－林灘場古油藏、資陽－威遠(yuǎn)古油藏等。

通過天然氣、古油藏瀝青、烴源巖的對(duì)比分析，燈影組古油藏的烴源主要來自下寒武統(tǒng)［7］，石炭系古油藏?zé)N源主要來自下志留統(tǒng)［24］，普光的長興組—飛仙關(guān)組古油藏的烴源主要來自上二疊統(tǒng)大隆組［15］，而這些相對(duì)應(yīng)氣藏中的天然氣也被證實(shí)是原油裂解氣［24，25］。因此，古油藏內(nèi)的原油是海相碳酸鹽巖氣藏的主要烴源。所以，源控藏的理論在四川疊合盆地依然存在，但這個(gè)源并不是烴源巖，烴源巖控制的是古油藏，而古油藏則控制古氣藏，古氣藏再進(jìn)一步形成現(xiàn)今氣田［23］。以資陽－威遠(yuǎn)地區(qū)為例，該地區(qū)下寒武統(tǒng)黑色頁巖非常發(fā)育，筇竹寺組厚度可達(dá)310m（威15井），有效烴源巖厚度可達(dá)70m［26］，是古油藏的生烴中心，在古構(gòu)造控制下形成資陽－威遠(yuǎn)燈影組古油藏，計(jì)算地質(zhì)儲(chǔ)量達(dá)1.71×109t。如此規(guī)模的古油藏原油裂解生氣量可達(dá)1.057 639×1012m3（孫瑋等，2007），但該地區(qū)探明儲(chǔ)量加控制儲(chǔ)量為51.75×109m3，原油裂解生氣的成藏率僅4.835%。

1.3 烴源成氣率高

四川疊合盆地從震旦系到中三疊統(tǒng)是海相沉積，以碳酸鹽巖為主，厚約4～7km。晚三疊世以后成為中國南方最大的陸相盆地，沉積了厚度3～5km的晚三疊世到第四紀(jì)碎屑巖地層（圖1）。

圖3 中國南方古油藏分布示意圖Fig.3 Sketch map showing the distribution of the paleo－oil pools in the south of China（據(jù)馬力等（2004）資料［21］修編）

據(jù)韓永輝等（1993）研究［27］，四川盆地現(xiàn)今地溫梯度為 17.7～33.4℃／km，平均為 22.7℃／km。平面上，四川盆地內(nèi)部地溫梯度變化較為顯著，川中至川西南地區(qū)現(xiàn)今地溫梯度較高，為25～30℃／km；川西北、川東北地區(qū)的地溫梯度降低至20℃／km左右；而在川東北外緣甚至低到16℃／km左右。

根據(jù)四川疊合盆地10口區(qū)域探井系統(tǒng)的Ro分析結(jié)果，采用胡克的自由能方法計(jì)算埋深與古地溫關(guān)系，結(jié)果如圖4所示［28］。四川盆地古地溫曲線由2個(gè)明顯的拐點(diǎn)分成3個(gè)階段，即古生代的古地溫梯度較高，平均達(dá)到35℃／km；早中三疊世古地溫梯度稍低，平均為21℃／km，晚三疊世－侏羅紀(jì)盆地古地溫梯度也較高，平均為31℃／km。整個(gè)四川盆地平均古地溫梯度為30℃／km。由此可知，四川盆地具有較高的古地溫梯度。

除此之外，四川疊合盆地古生界還有一次明顯的增溫過程，即峨眉地裂運(yùn)動(dòng)期玄武巖噴發(fā)，造成當(dāng)時(shí)古生代的地溫梯度明顯偏高。玄武巖除發(fā)育在盆地西南緣外，川東北開江－梁平一帶也發(fā)育。該期運(yùn)動(dòng)帶來大量的深部高溫流體至淺層，極大地改變了整個(gè)古生界溫度場和壓力場的分布。在古地溫曲線上，也形成了第一拐點(diǎn)。這對(duì)于古生界4套烴源巖的生烴有著重要的意義。

圖4 四川盆地古地溫曲線圖Fig.4 The paleo－geothermal gradient curve in Sichuan Basin

基于盆地域的低溫?zé)崮甏鷮W(xué)研究表明，四川盆地晚中生代－新生代以來地表抬升剝蝕幅度普遍達(dá)1.5～4km［29，30］；同時(shí)，四川盆地中央及其西北地區(qū)存在明顯的（地表）早期深埋（幅度）和后期抬升（幅度）較低的磷灰石裂變徑跡年齡環(huán)帶中心［31］。它們共同揭示出盆內(nèi)海相地層前新生代埋深普遍大于5km，尤其是下古生界前新生代古埋深曾大于8km（鑒于上古生界平均厚度約3 km、中－下三疊統(tǒng)平均厚度1km）。

四川盆地持續(xù)的高古地溫梯度和深埋藏，造成的影響有三：①烴源巖有機(jī)質(zhì)長時(shí)間演化；②促進(jìn)了液態(tài)烴向氣態(tài)烴的轉(zhuǎn)化（石油裂解成天然氣），提高四川盆地?zé)N源的生氣率；③除液態(tài)烴外，也促進(jìn)了巖層內(nèi)殘留瀝青和已過成烴高峰期的烴源巖繼續(xù)生成天然氣。因此，在深埋高溫的影響下，使得四川盆地內(nèi)海相地層中一切能生成天然氣的有機(jī)質(zhì)均充分而完全地轉(zhuǎn)化成天然氣，致使有機(jī)質(zhì)成氣率極高。所生成的天然氣有4種歸宿：①以高豐度形式賦存在常規(guī)天然氣氣藏中，形成常規(guī)油氣資源；②以低豐度形式賦存在非常規(guī)天然氣氣藏中，形成非常規(guī)油氣資源；③溶解在盆地的地層水中，既可轉(zhuǎn)化為常規(guī)油氣資源，也可轉(zhuǎn)化為非常規(guī)油氣資源；④由于缺失保存條件散失到大氣中。顯然，只要具有保存條件，不管是常規(guī)油氣資源，還是非常規(guī)油氣資源，在四川盆地均應(yīng)是豐富的。

2 四川疊合盆地保存條件好

四川疊合盆地的多期活動(dòng)性，使蓋層在油氣成藏中極其重要，特別是氣藏比油藏要求更為苛刻。四川疊合盆地的蓋層主要有2類，一類是膏鹽層，主要分布在T1、T2碳酸鹽巖沉積建造中，厚度可達(dá)數(shù)十米至數(shù)百米（累積厚度，下同），此外下寒武統(tǒng)也分布有較薄的膏鹽巖蓋層；另一類是泥質(zhì)巖層，主要分布在J紅色碎屑巖沉積建造中，厚度可達(dá)數(shù)百米至上千米，另尚有T3x、P3、P2、S1、C－1層位的泥質(zhì)巖（圖1）。這2類蓋層對(duì)下伏氣藏（田）群起著至關(guān)重要的封閉作用，是盆地大油氣田得以保存的重要條件。

2.1 主要泥質(zhì)巖蓋層發(fā)育特征

蓋層封閉參數(shù)與埋深的關(guān)系研究和巖石三軸抗剪抗壓實(shí)驗(yàn)結(jié)果，以及具體的氣藏實(shí)例研究等一致表明，深埋地下的高演化泥巖，只要后期構(gòu)造改造作用過程中沒有遭受破壞，同樣可以具有優(yōu)質(zhì)的封閉性能（陳勁人等，1994）。四川盆地泥巖蓋層發(fā)育且質(zhì)量好，以威遠(yuǎn)氣田為例子，其直接蓋層為下寒武統(tǒng)九老洞組黑色泥巖，厚度可達(dá)100～300m，據(jù)巖石力學(xué)測(cè)試，該頁巖飽和擠壓強(qiáng)度為42.4～46.6MPa，抗剪強(qiáng)度為5.2～7.6MPa，屬可塑性較強(qiáng)的良好蓋層［10］。

前文述及的7套烴源層即是盆地重要的泥質(zhì)巖蓋層。四川盆地下寒武統(tǒng)泥質(zhì)巖除大邑一帶被剝蝕外，四川盆地及周緣都有分布，厚度0～425 m，平均為130m，厚度較大的地區(qū)主要集中于川西南資陽－宜賓一帶；下志留統(tǒng)泥巖除在樂山－龍女寺古隆起范圍被剝蝕外，其余地區(qū)均有分布，厚度變化在20～120m之間，具有東南厚、西北薄的特點(diǎn)；中二疊統(tǒng)梁山組泥巖很薄，一般5～20 m，但全川分布；上三疊統(tǒng)泥巖厚10～125m，川中和川西南地區(qū)較厚，盆地西北、川北和川東北一帶較??；上三疊統(tǒng)須家河組泥巖厚度在15～1 200m，川西最厚，向川中、川北、川東減薄；中下侏羅統(tǒng)泥巖主要分布在川中、川東和川北地區(qū)，主要集中在大安寨段和涼高山組，厚度一般40～120m；中上侏羅統(tǒng)泥巖厚度可達(dá)幾十米至1.5 km，全川分布，主要是陸相紅層泥巖。

2.2 海相膏鹽巖蓋層發(fā)育特征

在全世界的沉積蓋層中，膏鹽巖為蓋層的油氣田評(píng)價(jià)單元數(shù)占油氣田總評(píng)價(jià)單元數(shù)的8%，但它控制了55%的油氣儲(chǔ)量［32］。膏鹽巖蓋層由于封閉性能較好，即使厚度較?。ㄒ话悖?m）也能封閉形成油氣藏［32］。

四川盆地膏鹽巖主要有2套，即中寒武統(tǒng)覃家廟組膏鹽巖，下三疊統(tǒng)嘉陵江組和中三疊統(tǒng)雷口坡組膏鹽巖。

四川盆地中寒武統(tǒng)膏鹽巖主要分布在環(huán)樂山－龍女寺古隆起周圍（圖5），川南至川東一帶較發(fā)育，膏鹽巖沉積中心位于重慶－建始一線，主要為石膏和膏質(zhì)白云巖。通南巴地區(qū)雖然未有鉆井資料，但通過地震剖面可與川東地區(qū)對(duì)比的膏鹽巖層亦有分布，主要為潟湖相沉積。資陽－威遠(yuǎn)－高石梯－磨溪地區(qū)中上寒武統(tǒng)少見石膏，僅見膏質(zhì)云巖或膏質(zhì)頁巖，主要發(fā)育于遇仙寺組，如威28井膏鹽總厚10m。川南地區(qū)該套膏鹽巖的厚度較大，如長寧1井該膏鹽巖厚度＞100m。

圖5 四川盆地中下寒武統(tǒng)膏鹽巖厚度（d／m）等值線圖Fig.5 Isopach map of the Middle－Lower Cambrian gypsum distribution in Sichuan Basin

下三疊統(tǒng)嘉陵江組膏鹽巖主要分布在川中和川西的廣大地區(qū)，由石膏鹽巖及泥質(zhì)白云巖和石灰?guī)r組成，膏鹽厚達(dá)30m以上，占全組厚度30%以上，是蒸發(fā)和成鹽很強(qiáng)的潟湖相沉積，如川參1井總厚807m，石膏厚度308m，占層厚的38.2%。

中三疊統(tǒng)雷口坡組潟湖膏鹽相主要分布在川西、川北和川中西部地區(qū)，為灰白色石膏夾鹽層與膏質(zhì)白云巖、灰色灰?guī)r互層，厚度600～1 006m。膏鹽中心有2個(gè)：川西的成都周圍，如川科1井該層膏鹽巖厚度290m；川東廣安地區(qū)，膏鹽厚200 m，為典型的潟湖沉積。

下、中三疊統(tǒng)的膏鹽巖地層厚度較穩(wěn)定，而且整個(gè)四川盆地除川東有部分地區(qū)被剝蝕外，均有分布（圖6）。膏鹽巖層除了直接封蓋作用外，在構(gòu)造強(qiáng)烈地區(qū)由于巖性較軟，斷層很難穿過膏鹽巖層，從而對(duì)斷層的封閉性也是至關(guān)重要的。

對(duì)核部出露T1j4段及以下地層的12個(gè)圈閉進(jìn)行過鉆探，如銅鑼?shí){、板橋、黃泥堂、龍駒壩等圈閉，結(jié)果均以產(chǎn)地層水為主；若核部出露T2l～T1j4段，保存條件相對(duì)較好，但其氣藏充滿度也只有50%～70%；核部出露上三疊統(tǒng)及其以上地層，膏鹽巖保存完整的構(gòu)造，二疊、三疊系一般是高壓到超高壓，其下伏的石炭系圈閉鉆探獲氣成功率都高（80%以上）［33］。

下、中三疊統(tǒng)膏鹽巖區(qū)域蓋層的重要性有兩方面的證據(jù)：①通過對(duì)四川盆地中部上、中、下組合的流體鍶同位素分析，發(fā)現(xiàn)下組合中流體曾經(jīng)可能連通過，流體發(fā)生過跨層流動(dòng)（圖7）。在生氣窗（油裂解氣）后，下組合中流體甚至跨層流動(dòng)到下二疊統(tǒng)中形成了超壓流體，說明中、上二疊統(tǒng)及以上地層對(duì)下伏地層中的流體具有封堵能力［34］。②中三疊統(tǒng)及以上地層中缺少下伏地層中的流體，暗示著中下三疊統(tǒng)中的膏鹽巖具有非常強(qiáng)的封堵能力，致使四川盆地下、中三疊統(tǒng)下伏地層內(nèi)的天然氣特征與其之上地層天然氣差異很大［12］，下伏海相地層中的天然氣含硫化氫高，但上覆陸相地層中天然氣含硫化氫則極少，說明膏鹽巖層之下的天然氣未能跨層流動(dòng)至上三疊統(tǒng)須家河組及其以上地層中。

圖6 四川盆地中下三疊統(tǒng)膏鹽巖厚度（d／m）等值線圖Fig.6 Isopach map of the Middle－Lower Triassic gypsum distribution in Sichuan Basin

圖7 四川盆地流體活動(dòng)示意圖Fig.7 The fluid activity mode in Sichuan Basin

2.3 盆山結(jié)構(gòu)特征及對(duì)油氣保存條件的控制作用

2.3.1 盆山結(jié)構(gòu)邊界類型

現(xiàn)今四川盆地既是沉積盆地和構(gòu)造盆地，又是地貌盆地，與周緣各造山帶構(gòu)建成一個(gè)典型的復(fù)合盆山體系。四川盆地盆山結(jié)構(gòu)可分為板緣突變型和板內(nèi)漸變型兩類（圖8）。板緣突變型盆山結(jié)構(gòu)受板緣剛性邊界及深大斷裂系控制，盆山邊界明確，盆地與造山帶為突變關(guān)系，現(xiàn)今地貌反差大，地形坡度陡，其盆山耦合關(guān)系主要受控于深部結(jié)構(gòu)的差異性和造山帶的形成演化過程。其淺部構(gòu)造為典型的沖斷帶（山）和前陸盆地（盆）二元結(jié)構(gòu)，二者在構(gòu)造、沉積和深部結(jié)構(gòu)上形成相互聯(lián)系不可分割的統(tǒng)一體，如：龍門山?jīng)_斷帶－川西前陸盆地、大巴山?jīng)_斷帶－川東北前陸盆地。板內(nèi)漸變型盆山結(jié)構(gòu)受板內(nèi)彌散性構(gòu)造變形控制，盆山邊界不明確，盆地與造山帶為漸變過渡關(guān)系，現(xiàn)今地貌反差小，地形坡度緩。兩者的深部結(jié)構(gòu)構(gòu)造相似，其盆山耦合關(guān)系主要受控于鄰區(qū)（盆外）的構(gòu)造變形和盆內(nèi)沉積蓋層中滑脫層的分布特征。其淺部構(gòu)造主要為大范圍的蓋層滑脫構(gòu)造，如：齊岳山與川東高陡構(gòu)造區(qū)、大婁山與川西南褶皺區(qū)［36，37］。

突變型盆－山體系沖斷帶與前陸盆地二元結(jié)構(gòu)建造期，由于造山帶快速?zèng)_斷剝蝕為前陸盆地提供豐富物源，而前陸地區(qū)負(fù)載撓曲、可容納空間增大，具有高沉降－沉積速率和較厚的碎屑沉積地層等特征，如川西、川北和川東北前陸盆地；而漸變型盆山結(jié)構(gòu)帶未發(fā)生大規(guī)模造山帶沖斷剝蝕、盆地負(fù)載撓曲與快速“從源到匯”的過程，因而其前緣碎屑沉積地層厚度較薄，如川南、川東地區(qū)。晚白堊世以來的盆地域抬升剝蝕改造期［37］，不同盆山結(jié)構(gòu)也經(jīng)歷了具明顯不同特征的地表抬升剝蝕過程（圖8）。川東漸變型盆山結(jié)構(gòu)帶受盆緣雪峰陸內(nèi)造山系統(tǒng)北西向多層次滑脫擴(kuò)展變形，晚中生代－新生代以來抬升剝蝕作用強(qiáng)烈，其地表抬升剝蝕幅度普遍大于3～4km（其背斜、向斜地區(qū)具有一定的差異剝蝕作用）；而川西南地區(qū)（包括川西突變型盆山結(jié)構(gòu)帶和川西南漸變型盆山結(jié)構(gòu)帶）由于新生代青藏高原東向擴(kuò)展變形影響，發(fā)生重要的構(gòu)造變形與抬升剝露過程，可能是現(xiàn)今盆內(nèi)新生代變形最強(qiáng)、地表抬升剝蝕強(qiáng)度最大的地區(qū)，抬升剝蝕量普遍達(dá)3～4km。四川盆地其余地區(qū)晚中生代－新生代地表抬升剝蝕幅度相對(duì)較弱（普遍小于2km），明顯低于前述二區(qū)域，如川中－川北地區(qū)等，僅在不同盆山結(jié)構(gòu)帶構(gòu)造復(fù)合部位具有較強(qiáng)的抬升剝蝕幅度。

圖8 四川盆地陸相殘留地層厚度及地表剝蝕厚度圖Fig.8 Map showing the continental relict strata thickness and surface denudation thickness in Sichuan Basin

不同盆山結(jié)構(gòu)區(qū)具有明顯不同的陸相沉積地層厚度、構(gòu)造變形強(qiáng)度和隆升剝蝕幅度等，導(dǎo)致盆內(nèi)現(xiàn)今（殘存）陸相碎屑巖總厚度極不均勻，局部可以厚達(dá)4.5km以上，其最厚沉積地區(qū)（＞3 km）主要集中于大邑－成都－綿陽－巴中－通江－達(dá)縣一帶，與突變型盆山結(jié)構(gòu)帶前陸地區(qū)具有明顯的耦合效應(yīng)?？傮w而言，陸相（殘存）地層展布厚度向盆地南部、西南部逐漸變薄，尤其是向西南緣變薄趨勢(shì)加劇，至宜賓西南一帶陸相地層剝蝕殆盡。具低幅隆升剝蝕作用或（和）弱構(gòu)造變形的巨厚陸相沉積物普遍具有中－高壓力環(huán)境［38，39］，這不僅對(duì)其下伏（Z—T2）油氣提供了極佳的區(qū)域保存條件，而且也形成了新的陸相勘探領(lǐng)域，其生烴強(qiáng)度、中－高壓力系數(shù)與具陸相產(chǎn)層的大－中型氣田具有明顯的疊置關(guān)系（圖9），尤其是最近盆地中北部侏羅系大面積非常規(guī)石油勘探的突破也進(jìn)一步佐證了突變型盆山結(jié)構(gòu)帶區(qū)域良好的保存條件［40］。

2.3.2 盆山結(jié)構(gòu)與大氣田直接蓋層、區(qū)域蓋層分布的關(guān)系

四川盆地氣藏的形成與蓋層的展布（特別是中下三疊統(tǒng)膏鹽巖的分布）和構(gòu)造變形（晚中生代和新生代的隆升剝蝕作用）有著密切的相關(guān)性。如川東石炭系氣藏，往往分布在高陡構(gòu)造翼部傾沒的潛伏構(gòu)造，具有上覆中下三疊統(tǒng)膏鹽層的區(qū)域展布，故直接蓋層梁山組泥質(zhì)巖厚僅10來米，也能使天然氣有效成藏；又如地處川中平緩構(gòu)造的磨溪雷口坡組雷一氣田，上覆直接蓋層厚僅6.6m的膏鹽層，亦成為有效蓋層。相反，在川東南高陡構(gòu)造的核部，往往剝蝕至較老地層，膏鹽層甚至被剝蝕，其下伏氣藏難以保存［19］；又如威遠(yuǎn)構(gòu)造地面出露嘉陵江組，其二疊系氣藏埋藏淺，僅殘留很小的氣頂。

據(jù)統(tǒng)計(jì)，在四川盆地多期構(gòu)造背景下，當(dāng)上覆區(qū)域蓋層泥質(zhì)巖累計(jì)厚度≥100m（煤系泥質(zhì)巖≥50m）或膏鹽層≥20m時(shí)，直接蓋層泥質(zhì)巖在10～20m或膏鹽層在5～10m時(shí)，對(duì)天然氣的成藏和保存也是有效的；即在區(qū)域蓋層存在的條件下，直接蓋層可以薄一些。以四川盆地鉆獲的13個(gè)＞30×109m3儲(chǔ)量的大氣田為例，直接蓋層以威遠(yuǎn)Z2dn氣田的C－1蓋層最厚，泥質(zhì)巖達(dá)100～300m，T1f氣田的T1j膏鹽層厚度多在100m以上，P2c生物礁氣田的直接蓋層泥晶云巖、鈣質(zhì)泥巖（T1f）厚度在十余米及T1f泥晶灰?guī)r100余米（表2）。

圖9 四川盆地上三疊統(tǒng)生烴強(qiáng)度、壓力系數(shù)與大中型油氣田分布圖Fig.9 The Upper Triassic pressure index，hydrocarbon－generating intensity and the distribution of medium－large size gas／oil fields in Sichuan Basin

四川盆地區(qū)域蓋層泥質(zhì)巖厚度＞100～300 m和膏鹽層＞20～40m的覆蓋區(qū)，有利于大中型氣田的形成與保存，且多位于突變型盆山結(jié)構(gòu)區(qū)（表2）。此外，現(xiàn)今（殘存）大中型油氣田主要分布于受盆地北部龍門山、米倉山和大巴山突變型盆山結(jié)構(gòu)控制的前緣盆地地區(qū)和受盆地基底控制的盆地中央的川中原地隆起－盆地區(qū)［35］。突變型盆山邊界外（盆外）雖然存在古油氣藏，但由于強(qiáng)烈的構(gòu)造隆升作用，古油氣藏遭到完全破壞。

因此，盆山結(jié)構(gòu)與蓋層的關(guān)系非常密切，突變型盆山結(jié)構(gòu)至盆地內(nèi)變形較弱，區(qū)域蓋層未發(fā)生破壞，保存條件較佳；漸變型盆山結(jié)構(gòu)的構(gòu)造變形較強(qiáng)，區(qū)域蓋層條件多次遭到破壞，削弱了整體的封閉性，致使不易形成大型油氣田。

2.3.3 盆山結(jié)構(gòu)分區(qū)和油氣保存條件評(píng)價(jià)

據(jù)構(gòu)造變形強(qiáng)度、抬升剝蝕作用、油氣保存條件等，四川盆地與周緣造山帶可以大致分為五大盆山結(jié)構(gòu)區(qū)（圖7）［35］。川北突變型盆山結(jié)構(gòu)區(qū)（秦嶺構(gòu)造控制域），其構(gòu)造受龍門山、米倉山和大巴山三者聯(lián)合影響，燕山晚期最終形成造山帶－前陸盆地二元結(jié)構(gòu)，構(gòu)造分帶性、分層性明顯，線性盆山關(guān)系清晰。川西突變型盆山結(jié)構(gòu)區(qū)，受控于青藏高原的形成和演化，主體定型于喜馬拉雅期，盆山結(jié)構(gòu)的構(gòu)造分異性強(qiáng)，線性盆山關(guān)系非常清晰，為典型線性突變型盆山結(jié)構(gòu)。前述二者與川中原地隆起－盆地區(qū)（基底構(gòu)造控制域）的盆內(nèi)結(jié)構(gòu)帶一樣，構(gòu)造普遍變形較弱、構(gòu)造幅度較小、抬升剝蝕幅度較低和較厚的陸相地層分布特征，因而具有較好的油氣保存條件。川東漸變型盆山結(jié)構(gòu)區(qū)（雪峰構(gòu)造控制域），受控于盆緣燕山期多層次滑脫擴(kuò)展變形，構(gòu)造變形強(qiáng)烈、抬升剝蝕作用較強(qiáng)、殘存陸相地層厚度較薄，尤其是川西南漸變型盆山結(jié)構(gòu)區(qū)（雪峰－青藏－基底構(gòu)造聯(lián)合控制域），受新生代青藏高原東向擴(kuò)展變形作用強(qiáng)烈，疊加構(gòu)造變形作用明顯，因而具較差的油氣保存條件。

2.3.4 盆山結(jié)構(gòu)分區(qū)與油氣分布

四川盆地是中國南方最大的含油氣盆地，也是中國典型的疊合盆地，具有悠久的油氣勘探歷史，至今發(fā)現(xiàn)含氣層位20多個(gè)、氣田173個(gè)、油田13個(gè)。盆內(nèi)現(xiàn)今大中型油氣田（探明儲(chǔ)量10×109m3）共38個(gè)，其中海相大中型氣田22個(gè)、陸相大中型氣田16個(gè)（圖10），探明儲(chǔ)量占盆地天然氣總儲(chǔ)量86.5%，其中大型和中型油氣田探明儲(chǔ)量分別占總儲(chǔ)量的64.7%和21.8%。

表2 四川盆地主要大氣田直接蓋層、區(qū)域蓋層與盆山結(jié)構(gòu)關(guān)系Table 2 The relationship of the cap－rocks of the medium－large size gas／oil fields inSichuan Basin to the basin－mountain texture

四川盆地現(xiàn)今大中型油氣田分布在受三大突變型盆山邊界控制和影響的川北突變型盆山結(jié)構(gòu)區(qū)（Ⅰ區(qū)：秦嶺構(gòu)造變形控制域）共11個(gè)，其中大型油氣田5個(gè)、中型油氣田6個(gè)，6個(gè)含氣層位分別為石炭系黃龍組、上二疊統(tǒng)長興組、下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組和嘉陵江組、中三疊統(tǒng)雷口坡組、上三疊統(tǒng)須家河組，以二疊系及下三疊統(tǒng)海相氣藏為主（占盆地海相探明總儲(chǔ)量的54.78%），本區(qū)探明儲(chǔ)量占四川盆地天然氣總儲(chǔ)量的41.09%（包含元壩氣田）。

圖10 四川盆地盆山邊界類型和大中型油氣田分布圖Fig.10 Basin－mountain systems and the distribution of the medium－large size gas／oil fields in Sichuan Basin

川西突變型盆山結(jié)構(gòu)區(qū)（Ⅱ區(qū)：青藏高原構(gòu)造變形控制域）現(xiàn)今大中型油氣田共8個(gè)，其中大型油氣田2個(gè)、中型油氣田6個(gè)，5個(gè)含氣層位分別為上三疊統(tǒng)須家河組、侏羅系沙溪廟組、蓬萊鎮(zhèn)組、遂寧組及白堊系，以上三疊統(tǒng)須家河組和中上侏羅統(tǒng)陸相氣藏為主（占陸相探明總儲(chǔ)量的51.36%），其大中型油氣田探明儲(chǔ)量占盆地天然氣總儲(chǔ)量13.33%。

川東漸變型盆山結(jié)構(gòu)區(qū)（Ⅲ區(qū)：雪峰構(gòu)造變形控制域）現(xiàn)今大中型油氣田共11個(gè)，其中大型油氣田3個(gè)、中型油氣田8個(gè)，4個(gè)含氣層位分別為石炭系黃龍組、上二疊統(tǒng)長興組、下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組和嘉陵江組，以石炭系海相氣藏為主（占盆地海相探明總儲(chǔ)量的21.24%），探明儲(chǔ)量占四川盆地天然氣總儲(chǔ)量13.76%。

川西南漸變型盆山結(jié)構(gòu)區(qū)（Ⅳ區(qū)：青藏高原構(gòu)造變形控制域）現(xiàn)今大中型油氣田為海相威遠(yuǎn)氣田（探明儲(chǔ)量40.861×109m3）和荷包場氣田，含氣層位分別為上震旦統(tǒng)燈影組和上三疊統(tǒng)須家河組。

川中原地隆起－盆地區(qū)（Ⅴ區(qū)：基底構(gòu)造變形控制域）現(xiàn)今大中型油氣田最少，為7個(gè)，其中大型油氣田6個(gè)、中型油氣田1個(gè)，3個(gè)含氣層位分別為下三疊統(tǒng)嘉陵江組、中三疊統(tǒng)雷口坡組、上三疊統(tǒng)須家河組，以上三疊統(tǒng)須家河組陸相氣藏為主（占陸相探明總儲(chǔ)量的36.04%），探明儲(chǔ)量占盆地天然氣總儲(chǔ)量18.32%。

地理空間上，現(xiàn)今（殘存）大中型油氣田主要分布在受盆地北部龍門山、米倉山和大巴山突變型盆山結(jié)構(gòu)控制的山前帶（圖10），共21個(gè)（其中大型油氣田和中型油氣田分別為10個(gè)和11個(gè)）。川西南漸變型盆山結(jié)構(gòu)區(qū)雖有40余個(gè)氣田，背斜構(gòu)造幾乎都是氣田，其中探明儲(chǔ)量＞0.5×108m3的氣田僅有黃家場和麻柳場氣田。實(shí)際上，四川盆地南部和盆緣在地質(zhì)歷史上也形成過較大的古油田和古氣田，它們受后期差異構(gòu)造隆升作用發(fā)生不同程度的調(diào)整成藏或改造破壞，形成現(xiàn)今殘余（調(diào)整）氣藏或古油藏，如威遠(yuǎn)氣田［25，48］、米倉山古油藏［49］和丁山－林灘場古油藏［23］等。因此，四川盆地地質(zhì)歷史上廣大范圍多存在過油氣富集，而現(xiàn)今（殘存）大中型氣田的空間分布雖有勘探程度的因素，但明顯受盆山結(jié)構(gòu)影響，現(xiàn)今（殘存）大中型油氣藏主要分布于突變型盆山結(jié)構(gòu)區(qū)的前緣地區(qū)和川中原地隆起－盆地區(qū)。漸變型盆山結(jié)構(gòu)控制區(qū)，由于大規(guī)模隆升剝蝕（其剝蝕量明顯高于突變型盆山結(jié)構(gòu)控制區(qū)）導(dǎo)致古油氣藏后期保存條件和能量場發(fā)生較大變化；此外，盆緣由于區(qū)域蓋層完全剝露，古油氣藏也遭到完全破壞。

3 中國南方海相油氣勘探前景探討

中國南方從四川盆地周緣至黔東麻江再至湖北桑植甚至蘇皖一帶均發(fā)育古生界古油藏（圖3）。這些古油藏發(fā)育表明南方不僅烴源條件好，而且有過大規(guī)模的液態(tài)烴生成運(yùn)聚過程。因此，從烴源層和古油藏發(fā)育可見，中國廣大南方地區(qū)，與四川盆地一樣，烴源條件優(yōu)越（梁狄剛，2009），烴源條件不是制約南方海相天然氣成藏的關(guān)鍵。

中國南方地區(qū)與四川盆地最大的區(qū)別是油氣保存條件，這主要是由構(gòu)造作用決定的，表現(xiàn)在：①中國南方地區(qū)構(gòu)造變形強(qiáng)度普遍高于四川盆地，發(fā)育更多通天斷裂和裂縫系統(tǒng)，使保存條件變差［50－52］。②南方地區(qū)地表隆升幅度普遍大于四川盆地，致使陸相區(qū)域蓋層（上三疊統(tǒng)—侏羅系），甚至海相區(qū)域蓋層（中下三疊統(tǒng)膏鹽層）剝蝕，使保存條件極大地變差甚至完全喪失［53，54］。

4 結(jié)論

四川疊合盆地油氣富集的一級(jí)控制因素為：①烴源物質(zhì)豐富且成氣率高；②保存條件佳。

a.四川疊合盆地發(fā)育7套烴源巖，除上三疊統(tǒng)須家河組外均為油系烴源巖，且均演化程度高，在地史演化時(shí)期曾形成多個(gè)大型古油藏。疊合盆地的深埋高溫作用使得四川盆地內(nèi)海相地層中一切能生成天然氣的有機(jī)質(zhì)均充分而完全地轉(zhuǎn)化成天然氣，致使有機(jī)質(zhì)成氣率極高，形成四川盆地豐富的（常規(guī)和非常規(guī)）天然氣資源。

b.上三疊統(tǒng)—侏羅系泥質(zhì)巖和中下三疊統(tǒng)膏鹽層是四川盆地的區(qū)域蓋層。中下三疊統(tǒng)膏鹽層是否發(fā)育是四川盆地海相油氣能否大規(guī)模成藏的關(guān)鍵。

c.四川盆山結(jié)構(gòu)特征對(duì)保存條件有重要的控制作用。突變型盆山結(jié)構(gòu)區(qū)雖然造山帶變形強(qiáng)烈，但盆地內(nèi)變形弱，地表隆升剝蝕作用弱，且上三疊統(tǒng)—侏羅系泥質(zhì)巖區(qū)域蓋層厚，中下三疊統(tǒng)膏鹽層保存完整，從而保存條件佳，有利于油氣的成藏。相反，漸變型盆山結(jié)構(gòu)區(qū)盆內(nèi)變形較強(qiáng)，地表隆升剝蝕作用也較強(qiáng)，且上三疊統(tǒng)—侏羅系泥質(zhì)巖區(qū)域蓋層薄，中下三疊統(tǒng)膏鹽層也受到一定的破壞，從而保存條件較差，不利于油氣的成藏。

d.四川盆地油氣保存條件受蓋層條件和構(gòu)造作用聯(lián)合控制?，F(xiàn)今（殘存）大中型油氣藏主要分布在突變型盆山結(jié)構(gòu)區(qū)的前緣地區(qū)和川中原地隆起－盆地區(qū)。

e.中國廣大南方地區(qū)，與四川盆地一樣，烴源條件優(yōu)越，但缺乏上三疊統(tǒng)—侏羅系泥質(zhì)巖和中下三疊統(tǒng)膏鹽層兩套區(qū)域蓋層，致使不易形成大規(guī)模常規(guī)油氣聚集。

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