四川盆地西部中二疊統(tǒng)茅口組油氣地質(zhì)條件及勘探潛力

宋曉波，隆軻，王瓊仙，許國明

（1成都理工大學(xué)沉積地質(zhì)研究院；2中國石化西南油氣分公司勘探開發(fā)研究院）

四川盆地西部中二疊統(tǒng)茅口組油氣地質(zhì)條件及勘探潛力

宋曉波1，2，隆軻2，王瓊仙2，許國明2

（1成都理工大學(xué)沉積地質(zhì)研究院；2中國石化西南油氣分公司勘探開發(fā)研究院）

四川盆地西部中二疊統(tǒng)茅口組為碳酸鹽巖淺水緩坡相沉積，高能淺灘亞相顆粒巖發(fā)育。茅口組沉積末期，研究區(qū)古表生巖溶作用強(qiáng)烈，有利于巖溶儲層發(fā)育。中二疊統(tǒng)發(fā)育棲霞組和茅口組碳酸鹽巖、梁山組泥質(zhì)巖等多套烴源巖，烴源巖厚度大，品質(zhì)較好；各套烴源巖從中三疊世末起相繼達(dá)到生烴高峰，資源潛力大。茅口組中上部發(fā)育兩類儲層：裂縫-孔洞型（或裂縫型）儲層和白云巖孔隙型儲層。鉆井及露頭剖面揭示茅口組含氣性好。高能灘相沉積區(qū)與巖溶斜坡帶疊合區(qū)是茅口組儲層發(fā)育的有利地區(qū)。茅口組之上的區(qū)域蓋層發(fā)育，保存條件好。認(rèn)為川西地區(qū)茅口組具有良好的天然氣勘探前景。

四川盆地西部；茅口組；沉積特征；油氣地質(zhì)條件；勘探潛力

中二疊統(tǒng)茅口組是四川盆地重要的含油氣層系，經(jīng)過半個(gè)世紀(jì)的勘探實(shí)踐，已相繼在盆地南部發(fā)現(xiàn)了一批中小型氣田及含氣構(gòu)造，展示了其良好的勘探前景。茅口組在盆地西部的埋藏相對較深（在大部分地區(qū)埋深超過5000m），鉆井較少，油氣發(fā)現(xiàn)主要集中于盆地西北部，而在西中部至今尚無鉆井鉆達(dá)茅口組。長期以來，前人對茅口組的研究主要立足于整個(gè)四川盆地的沉積相、古巖溶及勘探選區(qū)［1－8］，而針對盆地西部茅口組油氣地質(zhì)條件的研究較薄弱，因而油氣勘探潛力一直認(rèn)識不清。本文根據(jù)近年來筆者積累的大量野外露頭資料，結(jié)合研究區(qū)內(nèi)及鄰區(qū)鉆探成果和部分地震資料，通過對區(qū)域構(gòu)造-沉積特征的再認(rèn)識以及對研究區(qū)油氣地質(zhì)條件分析，對該區(qū)茅口組的勘探潛力作了評價(jià)，旨在為尋找該區(qū)下一步的油氣勘探戰(zhàn)略方向提供參考。

1　構(gòu)造-沉積特征

研究區(qū)位于四川盆地西部（圖1）。中二疊統(tǒng)茅口組在區(qū)內(nèi)發(fā)育良好，其上與上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M呈假整合接觸，分界標(biāo)志主要是龍?zhí)督M底部的一套區(qū)域上穩(wěn)定分布的鋁土質(zhì)泥頁巖；其下與中二疊統(tǒng)棲霞組整合接觸（圖2）。茅口組在西部地區(qū)厚140～300m，以大套生物碎屑灰?guī)r、藻屑灰?guī)r、微晶灰?guī)r為主，夾中—細(xì)晶白云巖、白云質(zhì)灰?guī)r及薄層黑色泥頁巖。茅口組自下而上一般分為四個(gè)巖性段，如圖2所示。

海西運(yùn)動晚期，對四川盆地有兩大地質(zhì)事件影響最大，一是古特提斯洋的打開與關(guān)閉，從此盆地西部的構(gòu)造和沉積演化都打上了“特提斯”的烙?。欢嵌朊嫉蒯Ｖ∩?－11］以及地幔柱對巖石圈的動力沖擊所引發(fā)的大規(guī)模地殼差異抬升，這一般稱為東吳運(yùn)動，大規(guī)模的巖漿底侵作用與峨眉山玄武巖的噴發(fā)，使盆地西部的構(gòu)造和沉積格局發(fā)生了重大改變。

隨著古特提斯洋打開，本區(qū)迎來了古生代以來一次最大規(guī)模海侵，由臺地周緣逐步向臺內(nèi)擴(kuò)展。至中二疊世，上揚(yáng)子淺海覆蓋整個(gè)臺地，主要為碳酸鹽大緩坡沉積［8］。在臺地內(nèi)部，沉積相帶的展布和發(fā)育，與峨眉地幔柱的活動也密切相關(guān)。有研究指出，中二疊世棲霞期，以四川為主體的上揚(yáng)子板塊西北部因峨眉地幔柱活動，形成了穹隆狀水下隆起，古地貌特征表現(xiàn)為西南部較高，并平緩地向東及東北方向降低，巖相上從動蕩的淺水沉積特征向安靜的較深水沉積特征過渡［12］。筆者認(rèn)為，這一特征在茅口期沉積時(shí)得到了繼承和發(fā)展，受峨眉地幔柱進(jìn)一步上隆的應(yīng)力作用影響，西部—西南部一帶處于水體更淺的淺緩坡，高能淺灘大面積連片分布（圖1）。

圖1　　四川盆地西部中二疊世茅口期巖相古地理及研究區(qū)位置圖

野外地質(zhì)調(diào)查表明，位于盆地西緣龍門山中南段的北川永慶、綿竹高橋、大邑大飛水、三江水磨等地的茅口組剖面均有淺水高能灘相發(fā)育（圖1），剖面的巖性以灰色亮晶生物碎屑灰?guī)r、砂屑灰?guī)r為主（圖3a），局部可見珊瑚礁塊灰?guī)r（圖3b）、海綿礁塊灰?guī)r（圖3c），為淺緩坡點(diǎn)礁沉積，厚5～15 m，有利于形成儲層。盆地內(nèi)鉆井揭示，盆地西部—西南部一帶的茅口組中，藻屑灰?guī)r、生物碎屑灰?guī)r發(fā)育，沉積巨厚，如大深1井的顆?；?guī)r厚度達(dá)120～200 m。統(tǒng)計(jì)表明，盆地內(nèi)茅口期二時(shí)和三時(shí)是兩個(gè)重要的成灘期［6-7］，該時(shí)期的灘體呈弧形帶沿盆地邊緣（西部—南部）分布，巖性主要為淺灰色塊狀、亮晶膠結(jié)的紅藻和綠藻灰?guī)r（這也是瀘州地區(qū)中二疊統(tǒng)產(chǎn)層的主要儲集巖）。

另外，通過對三維地震剖面的解釋發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)部分地區(qū)茅口組的地震相出現(xiàn)“丘狀、雜亂、斷續(xù)、相位能量不穩(wěn)定”的反射特征（圖4），這一特征與盆地內(nèi)鉆井揭示的二疊系—三疊系礁灘相的反射特征具有相似性，因此認(rèn)為該地區(qū)應(yīng)為高能灘相沉積區(qū)。向東及東北方向，高能灘相藻屑灰?guī)r、生物碎屑灰?guī)r等顆?；?guī)r的沉積明顯減少。

茅口期末，受東吳運(yùn)動影響，遭受區(qū)域性剝蝕和巖溶作用，形成茅口組頂部不整合面，研究區(qū)處于古巖溶斜坡帶［9］，除綿竹高橋—安縣雙電局部出露茅口組二段外，其余大部分地區(qū)出露茅口組三段，剝蝕厚度為100～153.7m（表1）?？傮w上，西部在晚二疊世沉積前與南部（瀘州一帶）茅口組氣藏分布區(qū)具有相似的巖溶古地貌背景，有利于巖溶型儲層發(fā)育。

2　油氣地質(zhì)條件

2.1烴源及資源條件

據(jù)研究，在四川盆地大部分地區(qū)，中二疊統(tǒng)烴源巖和下伏志留系烴源巖為茅口組的主力氣源巖［3］。盡管西部的志留系已遭嚴(yán)重剝蝕，但中二疊統(tǒng)沉積時(shí)，生物繁茂，富含有機(jī)質(zhì)，且具較強(qiáng)的還原環(huán)境條件，對有機(jī)質(zhì)的保存和轉(zhuǎn)化十分有利，因而茅口組歷來都被生油專家認(rèn)為是四川盆地巨厚的碳酸鹽巖中最好的生油層［13－14］；同時(shí)，中二疊統(tǒng)還發(fā)育有泥質(zhì)烴源巖，主要發(fā)育在下伏梁山組中，棲霞組和茅口組下部也可見黑灰色泥質(zhì)巖夾層。因此，二疊系本身就具備良好的生烴能力。統(tǒng)計(jì)表明，盆地西部中二疊統(tǒng)烴源巖分布較廣，厚度較大，品質(zhì)較好（表2），從中三疊世末起相繼達(dá)到生烴高峰。總體上，中二疊統(tǒng)烴源條件優(yōu)越。

圖2　　四川盆地西部中二疊統(tǒng)茅口組綜合柱狀圖

經(jīng)初步計(jì)算，西部地區(qū)中二疊統(tǒng)烴源巖中的天然氣總資源量為11755×108m3（表3），資源潛力大。

2.2儲集條件

露頭剖面調(diào)查及鉆井揭示，茅口組儲層巖性主要為生物碎屑灰?guī)r、砂屑灰?guī)r、白云質(zhì)灰?guī)r、灰質(zhì)白云巖及細(xì)晶白云巖，儲集空間有小溶洞、裂縫、晶間孔、粒間（溶）孔、粒內(nèi)溶孔等（圖5），儲層厚6～61m（表4）。按儲集空間類型，儲層可劃分為兩大類：與裂縫相關(guān)的裂縫-孔洞型或裂縫型儲層和白云巖孔隙型儲層。

裂縫-孔洞型或裂縫型儲層基質(zhì)孔隙度和滲透率低，主要為低孔、低滲儲層。巖性總體上較致密，但受東吳運(yùn)動古巖溶作用的影響，茅口組中上部局部溶蝕孔洞發(fā)育。如研究區(qū)東部閬中1井茅口組6 442.0～6 447.9m、6 506～6 512.5 m氣層段（距茅口組頂102m）的巖性主要為細(xì)粉晶—泥晶灰?guī)r、生物碎屑灰?guī)r、砂屑灰?guī)r，屬淺水緩坡生物碎屑灘及灘間亞相沉積。據(jù)鉆井巖心分析，其中6 447.74～6 447.91 m的巖心段中發(fā)育三個(gè)溶洞及多個(gè)溶孔，溶洞大小5 mm×10 mm，白云石半充填；6 510.49～6510.71m的巖心段中普遍見溶孔，大小0.5～1.5mm，并見溶洞3個(gè)，直徑3～6mm不等，洞深2～5mm，多被方解石半充填，溶洞連通性好（圖5a）。2014年，盆地西北部雙魚石構(gòu)造雙探1井（位置見圖1）茅口組測試獲126.77×104m3/d（無阻流量為701×104m3/d）高產(chǎn)工業(yè)氣流，其茅口組儲層的巖性為白云質(zhì)灰?guī)r（厚3m）、豹斑灰?guī)r（厚6m），屬中緩坡相沉積，常規(guī)測井資料指示其基質(zhì)孔隙欠發(fā)育，陣列聲波能量衰減明顯，定性為典型的裂縫型儲層。在研究區(qū)西部龍門山一帶，廣元明月峽、北川通口、安縣雙電等露頭剖面中也普遍見到含油的裂隙存在。這些井和露頭的信息，為本研究區(qū)提供了重要依據(jù)。

表1　四川盆地西部東吳運(yùn)動剝蝕后茅口組保留層位各段厚度及估計(jì)剝蝕厚度m

圖3　　四川盆地西部中二疊統(tǒng)茅口組礁灘特征

圖4　　四川盆地西部中二疊統(tǒng)茅口組地震相特征（剖面位置見圖1）

圖5　　四川盆地西部中二疊統(tǒng)茅口組儲層特征

表2　　四川盆地西部中二疊統(tǒng)烴源巖地球化學(xué)特征統(tǒng)計(jì)表

表3　　四川盆地西部中二疊統(tǒng)天然氣資源量表

表4　　四川盆地西部及鄰區(qū)部分茅口組露頭剖面及鉆井儲層特征

白云巖孔隙型儲層主要發(fā)育于茅口組二段和三段中［15］，厚度較薄，但孔隙發(fā)育，含氣性好。2014年8月，相鄰的盆地中部地區(qū)南充1井（位置見圖1）茅口組二段鉆揭13m厚白云巖，儲集空間主要為晶間溶孔（平均孔隙度3.9%），測試獲44.74×104m3/d高產(chǎn)天然氣流。而研究區(qū)內(nèi)早已鉆揭該類儲層，如關(guān)基井產(chǎn)層段7154～7160m，儲層巖性主要為細(xì)晶白云巖，結(jié)晶顆粒粗，為淺水緩坡灘相沉積，儲集空間以白云石晶間孔和晶間溶孔為主，完鉆后測試該段獲4.88×104m3/d工業(yè)氣流。

2.3蓋層及保存條件

研究區(qū)上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M巖性均以頁巖夾少量灰?guī)r為主，厚度一般為100～150 m，可以作為茅口組儲層的良好直接蓋層。另外，研究區(qū)上覆的三疊系嘉陵江組—雷口坡組內(nèi)部膏巖發(fā)育，累計(jì)厚度在50～450m之間；上覆上三疊統(tǒng)—白堊系陸相層系發(fā)育巨厚泥頁巖、粉砂質(zhì)泥巖，由西向東逐漸增厚，其累計(jì)厚度在320～1600m之間。它們均可作為茅口組區(qū)域間接蓋層。

川西坳陷區(qū)內(nèi)不發(fā)育“通天”大斷裂，地層水主要為CaCl2型，保存條件總體很好。

3　勘探潛力

從整個(gè)四川盆地來看，盆地內(nèi)部茅口組烴源條件及保存條件均較好，盆地西部亦如此，成藏的關(guān)鍵在于儲層。

盡管整個(gè)盆地鉆達(dá)茅口組的井已超過1500口（包括專探井1000余口，主要分布于除西部以外的其他地區(qū)），但由于盆地中淺灘相顆粒巖展布的局限（不含盆地西部），且無成規(guī)模的白云石化作用加以改造，導(dǎo)致優(yōu)質(zhì)儲層并非層狀大規(guī)模地分布，儲層的發(fā)育主要受控于古巖溶和裂縫，巖石整體較致密，孔隙度一般小于2%，儲集空間主要為裂縫和古巖溶孔洞。所發(fā)現(xiàn)的氣藏類型也主要為孤立裂縫氣藏、連通裂縫氣藏、古巖溶氣藏和連通裂縫—古巖溶復(fù)合氣藏等［6］，單個(gè)氣藏規(guī)模較小。

而在盆地西部則有所不同，一方面，本區(qū)茅口組的構(gòu)造沉積背景有利于規(guī)模碳酸鹽巖儲層的形成，特別是沉積背景，與其他地區(qū)相比，由于受峨眉地幔柱中期活動的影響，西部—西南部地區(qū)在沉積時(shí)水體更淺、能量更高，在其所形成的水下穹隆狀隆起帶及斜坡帶沉積了大規(guī)模的灘相顆粒巖；同時(shí)，淺水沉積有利于早期白云石化作用，從而形成一定規(guī)模的層狀白云巖，為該區(qū)茅口組規(guī)模碳酸鹽巖儲層的形成奠定了重要的巖性基礎(chǔ)。另一方面，研究區(qū)處于東吳運(yùn)動古巖溶斜坡帶，灘相顆粒巖容易受表生溶蝕作用的改造而形成有效的儲集空間（圖5）。據(jù)鄰區(qū)鉆井資料統(tǒng)計(jì)表明，鉆遇茅口組時(shí)約50%的鉆井放空現(xiàn)象出現(xiàn)在距侵蝕面頂80m范圍內(nèi)，因此茅口組儲層總體上距頂部古侵蝕面越遠(yuǎn)，溶洞越不發(fā)育，這也說明東吳運(yùn)動古表生期巖溶作用對茅口組儲層具有明顯的控制作用。因此認(rèn)為，盆地西部茅口組具有良好的油氣勘探前景，可能找到一定規(guī)模孔隙型或裂縫-孔隙型氣藏，而高能灘相沉積區(qū)與巖溶斜坡帶的疊合區(qū)則是茅口組儲層發(fā)育的有利地區(qū)。

4結(jié)論

（1）受峨眉地幔柱中期活動影響，盆地西部處于穹隆狀水下隆起較高部位，沉積了大量的灘相生物碎屑灰?guī)r、藻屑灰?guī)r、砂屑灰?guī)r等顆粒巖類。茅口期末，受東吳運(yùn)動影響，抬升暴露剝蝕，川西地區(qū)又整體處于古巖溶斜坡帶，古表生巖溶作用強(qiáng)烈，有利于巖溶儲層發(fā)育。

（2）盆地西部茅口組具有良好的油氣勘探前景，在高能灘相沉積區(qū)與巖溶斜坡帶的疊合區(qū)有望找到一定規(guī)模的孔隙型或裂縫-孔隙型氣藏。

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編輯：趙國憲

Song Xiaobo：Mater degree in progress.Add：Exploration and Development Research Institute of Southwest Branch Company，SINOPEC，688 Jitai Rd.，Chengdu，Sichuan，610059，China

Petroleum Geology Conditions and Exploration Potential of Middle Permian Maokou Carbonate Rock in Western Part of Sichuan Basin

Song Xiaobo，Long Ke，Wang Qiongxian，Xu Guoming

High-energy shoal subfacies grainstone widely develops in Middle Permian Maokou carbonate shallow gentle slope in the western part of Sichuan Basin.Effected by Dongwu uplifted movement，karstic reservoirs developed in this region due to intensive hypergenic karstification at the end of Maokou age.Several sets of thick and good source rocks，such as Middle Permian Qixia and Maokou carbonate rocks，and thick Liangshan mudstone rock，developed during Middle Permian epoch.Every set of source rocks reached to the fastigium of hydrocarbon generation in succession and supplied great hydrocarbon potential.Two types of reservoirs develop in the middle to upper parts of Maokou Formation，one is fractures-void（or fractured）and another is dolostone pore.Drilling and outcrop data reveal both of them are of good gas-bearing potential.The favorable exploration area is in the superimposed zone of highenergy shoal with palaeokarst slope.The preservation condition is good due to the widely developing regional cap rock. It is deemed that there is good gas prospecting in Maokou Formation.

Middle Permian；Maokou Fm.；Sedimentary characteristics；Petroleum geology condition；Exploration Potential；Sichuan Basin

勘探·評價(jià)

TE122.1

A

10.3969/j.issn.1672-9854.2016.01.001

1672-9854（2016）-01-0001-06

2015-05-08；改回日期：2015-11-26

宋曉波：1983年生，碩士研究生，工程師。主要從事石油天然氣勘探研究工作。通訊地址：610059四川省成都市高新區(qū)吉泰路688號中國石化西南油氣分公司勘探開發(fā)研究院。E-mail：sxbtop@163.com