四川盆地西部龍門(mén)山地區(qū)中二疊統(tǒng)碳酸鹽巖儲(chǔ)層特征及勘探方向

張本健 謝繼容 尹 宏 胡 欣 王宇峰 楊 迅 裴森奇

四川盆地西部（川西）中二疊世地層發(fā)育完整，是在揚(yáng)子地臺(tái)西側(cè)石炭系潮坪—開(kāi)闊臺(tái)地邊緣的基礎(chǔ)上發(fā)育而來(lái)[1-2]。中二疊統(tǒng)頂部以東吳運(yùn)動(dòng)風(fēng)化面與上覆吳家坪組（或玄武巖）為界，底部梁山組和下伏志留系—寒武系呈不整合接觸[3-4]。中二疊統(tǒng)棲霞—茅口組自下而上可分為棲一、棲二段和茅一、茅二、茅三、茅四段等6個(gè)巖性段[4]；因后期東吳運(yùn)動(dòng)影響，茅四、茅三段遭受不同程度剝蝕，僅滎經(jīng)—蒲江及水跟頭—礦山梁一帶殘存厚度較大[5]。四川盆地中二疊統(tǒng)棲霞組—茅口組的天然氣勘探歷史悠久，20世紀(jì)60年代蜀南地區(qū)的天然氣勘探就是以其為主要對(duì)象，其儲(chǔ)集體主要為巖溶縫洞型儲(chǔ)層，探明的近750h108m3天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量基本分布于325個(gè)大小不等的縫洞體系中[6]。21世紀(jì)初受野外露頭發(fā)現(xiàn)的“砂糖”狀厚層白云巖與“豹斑”石灰?guī)r的啟示，在川西地區(qū)沖斷帶礦山梁地區(qū)開(kāi)展了天然氣的勘探，K1井在棲霞組獲得天然氣流，但未鉆遇良好儲(chǔ)集體；K2井鉆遇厚層孔隙型白云巖儲(chǔ)集體，但以產(chǎn)水為主[7-8]。經(jīng)近10年的深入研究，2014年ST1井在井深6 800～7300 m的棲霞組與茅口組雙雙獲得高產(chǎn)工業(yè)氣流，開(kāi)辟了川西地區(qū)天然氣勘探的新區(qū)帶[9-10]；2017年6月又在九龍山構(gòu)造LT1井在井深5 879～5908 m的棲霞組獲得105.655h104m3/d高產(chǎn)天然氣流[4,9]，再次展示出川西地區(qū)深層—超深層良好的天然氣勘探潛力。但川西地區(qū)發(fā)育的厚層“砂糖狀”白云巖非均質(zhì)性強(qiáng)[8]，天然氣勘探難度較大。為摸清該區(qū)儲(chǔ)層發(fā)育的規(guī)律及天然氣勘探潛力，基于大量的野外地質(zhì)考察資料，結(jié)合沉積環(huán)境、儲(chǔ)層發(fā)育特征、形成機(jī)制等成果，研究了氣藏的基本特征并綜合評(píng)價(jià)了勘探有利區(qū)。

1 棲霞組—茅口組沉積相特征

川西地區(qū)棲霞組沉積是在加里東古隆起北端經(jīng)歷了奧陶紀(jì)末—志留紀(jì)的長(zhǎng)期剝蝕移平后，又經(jīng)上揚(yáng)子地臺(tái)西北邊緣泥盆紀(jì)早期的濱岸沉積、中后期的局限臺(tái)地沉積、石炭紀(jì)的潮坪—開(kāi)闊臺(tái)地沉積后，再接受了石炭紀(jì)末—早二疊世末期的剝蝕與海侵的基礎(chǔ)上發(fā)育而來(lái)[11-13]。對(duì)于該區(qū)的沉積環(huán)境目前還有不同的認(rèn)識(shí)，但是筆者認(rèn)為其應(yīng)該是揚(yáng)子地臺(tái)的一部分，屬碳酸鹽巖臺(tái)地沉積大環(huán)境。雖然沒(méi)有在現(xiàn)今的露頭中發(fā)現(xiàn)大規(guī)模的臺(tái)緣礁灘沉積，但是在北川永慶、綿竹天池和高橋、大邑大飛水、三江水磨等地發(fā)現(xiàn)了棲霞組—茅口組的局部珊瑚礁塊灰?guī)r與海綿礁塊灰?guī)r[14]，表明這一時(shí)期存在礁發(fā)育的環(huán)境，只是還沒(méi)有找到典型的臺(tái)地邊緣礁發(fā)育位置。鉆探與野外地質(zhì)調(diào)查揭示大部分顆粒灘多為生屑灘、藻屑灘，平面上主要分布在川西南部地區(qū)的周公山、漢王場(chǎng)、大興場(chǎng)一帶和川西北部地區(qū)的通口—礦山梁—九龍山—元壩一帶（圖1），砂屑灘發(fā)育規(guī)模較小，僅在ST3井中有局限發(fā)育，厚度為22 m。這可能是由于龍門(mén)山的沖斷作用，導(dǎo)致較大規(guī)模的礁灘體多發(fā)育在沖段帶的下部；也有可能是因揚(yáng)子地臺(tái)長(zhǎng)期侵蝕夷平后，該時(shí)期發(fā)育的臺(tái)地邊緣規(guī)模較小。

茅口組沉積經(jīng)歷了早期的海侵以及中后期的海退—高位域發(fā)展階段，生屑灘主要發(fā)育在中上部的茅三段[11-13]。茅一段主要為泥灰質(zhì)開(kāi)闊海臺(tái)地沉積，其中泥質(zhì)含量較高的地區(qū)可以作為烴源巖[15]；茅二段為開(kāi)闊海臺(tái)地石灰?guī)r與臺(tái)內(nèi)生屑灘沉積，多數(shù)地區(qū)不具備大規(guī)模儲(chǔ)集體形成條件，僅在構(gòu)造斷裂與溶蝕作用較強(qiáng)的地區(qū)才能成為儲(chǔ)層；茅三段多為臺(tái)緣灘沉積；茅四段在雙魚(yú)石以北地區(qū)由于東吳運(yùn)動(dòng)造成的剝蝕作用，不發(fā)育或發(fā)育不全（圖2）。受東吳運(yùn)動(dòng)的影響，揚(yáng)子地臺(tái)全面海退[11-13]，茅口組地表溶蝕作用普遍發(fā)生，其上部常發(fā)育成為較好的縫洞型儲(chǔ)集體。

2 儲(chǔ)層特征

儲(chǔ)層主要發(fā)育于棲二段與茅三段，載體為碳酸鹽臺(tái)地上的灘相晶粒云巖、（云質(zhì)）豹斑灰?guī)r及顆?；?guī)r。

2.1 儲(chǔ)層類(lèi)型

前人研究認(rèn)為棲霞組—茅口組主要發(fā)育兩類(lèi)儲(chǔ)集體，一類(lèi)是以孔隙型為主的棲霞組白云巖儲(chǔ)集體，另一類(lèi)是由裂縫溶蝕而成的縫洞型儲(chǔ)集體。前者實(shí)際上是縫洞—孔隙型白云巖儲(chǔ)層，而后者并非儲(chǔ)層中沒(méi)有基質(zhì)孔隙，而是基質(zhì)孔隙度極低，多數(shù)為孔隙—縫洞型石灰?guī)r儲(chǔ)層。

2.1.1 縫洞—孔隙型儲(chǔ)集體

圖1 川西地區(qū)中二疊統(tǒng)棲霞組巖相古地理圖

縫洞—孔隙型儲(chǔ)層多為白云巖，主要發(fā)育于棲二段與茅三段局部地區(qū)：龍門(mén)山北部沖斷帶的青林口—礦山梁—楊家?guī)r一帶，厚度介于20～80 m；龍門(mén)山南段寶興—雅安地區(qū)，厚度介于20～60 m。據(jù)350個(gè)小樣品測(cè)試分析結(jié)果，這類(lèi)白云巖儲(chǔ)層平均孔隙度為3.58%，整體儲(chǔ)層物性以低孔隙度、低滲透率為主，局部有中—高孔隙度層段，溶洞與局部裂縫較發(fā)育。如ST3井在7 448.69～7 463.86 m井段，發(fā)現(xiàn)溶洞57個(gè)，巖心統(tǒng)計(jì)平均洞密度為4.99個(gè)/m，局部層段裂縫14條，但多以充填縫為主。又如K2井白云巖基質(zhì)孔隙度多介于3%～5%，局部可超過(guò)15%，并伴生大量溶蝕孔洞與構(gòu)造裂縫（圖3）。經(jīng)過(guò)大量樣本統(tǒng)計(jì)分析，棲霞組白云巖既有孔隙度與滲透率呈線性關(guān)系較好的儲(chǔ)集體，其孔隙度多介于3%～6%，最高可達(dá)16%；也有孔隙度與滲透率相關(guān)性較差的儲(chǔ)層，孔隙度多介于1%～3%，其高滲透率者多與裂縫相關(guān)。因此，龍門(mén)山地區(qū)中二疊統(tǒng)白云巖儲(chǔ)集體是以孔隙為主，裂縫、孔洞并存，而非單一孔隙儲(chǔ)層。

2.1.2 孔隙—縫洞型儲(chǔ)集體

發(fā)育于茅二段—三段，以茅三段最為發(fā)育，以亮晶粒屑、生屑灰?guī)r為主。其厚度多介于30～50 m，橫向變化快，非均質(zhì)強(qiáng)。據(jù)393塊樣品分析結(jié)果，孔隙度介于0.10%～3.58%，平均為0.75%，滲透率介于0.000 1～60 mD，如DS1井藻灰?guī)r、生屑灰?guī)r與砂屑灰?guī)r孔隙度在1.5%～2.5%，滲透率高達(dá)60～100 mD；又如ST1井測(cè)井解釋孔隙度在0.30%～2.87%，整體呈現(xiàn)出基質(zhì)孔隙度較差、而滲透率相對(duì)較好的特征。優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層測(cè)井響應(yīng)具明顯低電阻率、低伽馬和高補(bǔ)償中子、高聲波的“兩低兩高”特征。ST1井與蜀南、川中地區(qū)茅口組氣藏的對(duì)比結(jié)果表明，試井雙對(duì)數(shù)曲線均表現(xiàn)出強(qiáng)非均質(zhì)性的特征，天然氣的產(chǎn)量也都表現(xiàn)出初期產(chǎn)量大、遞減快、易產(chǎn)地層水的特征。這主要是高滲透率裂縫與溶洞發(fā)育的結(jié)果[16-17]。

2.2 儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)特征

根據(jù)壓汞實(shí)驗(yàn)研究，以?xún)?chǔ)層基質(zhì)孔隙為基礎(chǔ)，可以劃分出4類(lèi)不同孔隙結(jié)構(gòu)的儲(chǔ)集體。

圖2 川西地區(qū)中二疊統(tǒng)茅口組沉積環(huán)境演化剖面

圖3 川西地區(qū)K2井棲霞組白云巖儲(chǔ)層物性與縫洞發(fā)育特征剖面圖

Ⅰ類(lèi)儲(chǔ)層孔隙度大于12%，為粗孔大喉型，中值喉道大于2 μm，以晶間溶孔和粒間溶孔為主；Ⅱ類(lèi)儲(chǔ)層孔隙度介于6.0%～12.0%，為粗—細(xì)孔中喉型，中值喉道介于0.5～2.0 μm，以晶間孔及晶間溶孔為主；Ⅲ類(lèi)儲(chǔ)層孔隙度為2.0%～6.0%，為粗—細(xì)孔小喉型，中值喉道介于0.04～0.50 μm，以晶間孔及晶間溶孔為主；Ⅳ類(lèi)儲(chǔ)層孔隙度小于2.0%，為微孔微喉型，儲(chǔ)集空間為晶間微孔。但即便是具較高孔隙度的Ⅰ、Ⅱ類(lèi)儲(chǔ)層，也伴有較差孔隙結(jié)構(gòu)的Ⅲ、Ⅳ類(lèi)儲(chǔ)層。非均質(zhì)系數(shù)在1.0～490，高、低相差2～3個(gè)數(shù)量級(jí)，具有明顯的層內(nèi)、層間非均質(zhì)性強(qiáng)的特征，這可能系選擇性溶蝕所致。

根據(jù)大量的薄片鑒定分析結(jié)果，棲霞組—茅口組儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間主要為晶間孔和粒間、晶間溶孔（圖4-a、b、c），其中Ⅰ、Ⅱ類(lèi)儲(chǔ)集巖中常見(jiàn)小溶洞、溶擴(kuò)縫和裂縫，多系殘余結(jié)構(gòu)的晶粒白云巖（棲二段）；Ⅲ、Ⅳ類(lèi)儲(chǔ)層偶見(jiàn)生物體腔孔和微裂縫及各類(lèi)溶孔，但白云石化、溶蝕程度明顯減弱，并多為生屑、粉晶云巖、石灰?guī)r和豹斑灰?guī)r，這類(lèi)儲(chǔ)層在棲霞組與茅口組都發(fā)育。

圖4 川西地區(qū)中二疊統(tǒng)儲(chǔ)層發(fā)育特征圖版

2.3 儲(chǔ)層主要控制因素

2.3.1 沉積微相

川西龍門(mén)山地區(qū)中二疊統(tǒng)處于碳酸鹽巖臺(tái)地環(huán)境，沉積亞相不同，沉積產(chǎn)物、后生成巖作用及儲(chǔ)集性能有明顯的差異。有利儲(chǔ)層形成的是臺(tái)地邊緣高能顆粒灘環(huán)境下的各類(lèi)生屑灘與砂屑灘。因其強(qiáng)而穩(wěn)定的水動(dòng)力條件，淘洗走灰泥沉積物，滯留下各種粗的生物（屑）顆粒，發(fā)育各種原生粒間孔和生物格架體腔孔。棲霞組臺(tái)緣灘不僅白云石化作用強(qiáng)，而且物性較好，如K2井臺(tái)緣生屑灘白云巖孔隙度多介于3%～6%，少數(shù)可超過(guò)16%；ZG2井臺(tái)緣生屑灘白云巖孔隙度介于1.5%～4.0%，部分介于5.0%～7.5%；HS1井臺(tái)地邊緣生屑灘白云巖孔隙度介于2%～6%，部分介于7%～12%。臺(tái)內(nèi)生屑灘未見(jiàn)白云石化作用，物性較差，如DS1井臺(tái)內(nèi)生屑灘石灰?guī)r孔隙度介于0.5%～1.5%，最高為1.8%；L17井臺(tái)內(nèi)生屑—砂屑灘石灰?guī)r孔隙度介于0.7%～1.6%，最高為1.9%。因此，臺(tái)地邊緣高能環(huán)境下的顆粒灘最有利于儲(chǔ)層的形成，而臺(tái)內(nèi)環(huán)境下的顆粒灘儲(chǔ)層物性較差。

實(shí)驗(yàn)和統(tǒng)計(jì)研究結(jié)果表明，粗粒比細(xì)粒巖石抗壓能力強(qiáng)、溶解度高，故成巖期后粗粒的灘相沉積體常保留較多的殘余孔隙，為埋藏期腐蝕性流體的滲濾、次生孔隙的形成提供了良好條件。此外，臺(tái)緣灘的堆積速度較非灘相沉積體快[13-14]，為地貌上的隆起區(qū)，水體淺、常隨海平面的下降而暴露，接受大氣淡水和混合水的改造，發(fā)生溶解和混合水白云石化作用，從而提高了該相帶儲(chǔ)滲性能[18]。

2.3.2 白云石化作用

同生—準(zhǔn)同生期的混合水白云石化作用是中二疊統(tǒng)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層形成的關(guān)鍵性成巖作用。筆者針對(duì)不同的白云石類(lèi)型，開(kāi)展了碳氧同位素及鍶同位素分析，認(rèn)為基巖中他形白云石與自形白云石的碳、氧、鍶同位素相似，反映二者成因一致[19]；同時(shí)，二者的碳氧鍶同位素值也與石灰?guī)r重疊，說(shuō)明白云石化流體源自海水[19]；鞍狀白云石表現(xiàn)出明顯的碳氧同位素值偏負(fù)以及鍶同位素值偏正，表明地層后期存在外源流體的影響[19-20]，而且鞍狀白云石主要分布于較好的孔隙中，對(duì)儲(chǔ)層具有破壞性[19-20]。

該區(qū)白云石化作用早于縫合線的形成時(shí)間，晚于或同步于淺埋藏期。通過(guò)大量的巖心和鏡下觀察發(fā)現(xiàn)，縫合線沿白云石晶體的表面發(fā)育，說(shuō)明縫合線形成時(shí)白云石晶體已經(jīng)存在（圖4-d、e）?？p合線一般形成于埋深600～1 000 m，表明了白云石形成時(shí)期不晚于埋藏1 000 m時(shí)期，即淺埋藏階段[21]。從陰極發(fā)光研究結(jié)果來(lái)看，其總體上比較暗，多數(shù)白云石普遍發(fā)暗紅光—紅光或者玫瑰紅光，偶爾亦可見(jiàn)發(fā)淺紫色光的白云石，少見(jiàn)環(huán)帶或僅在晶體外緣見(jiàn)有極薄的橙黃色環(huán)邊（圖4-f、g），說(shuō)明白云石晶體內(nèi)部要比外部富鐵（Fe2+），而外環(huán)相對(duì)高錳（Mn2+），表明該類(lèi)白云石（巖）多形成于埋藏期的還原環(huán)境，即有一定的埋藏深度。同時(shí)，在“豹斑灰?guī)r”[21]（云質(zhì)灰?guī)r）中發(fā)現(xiàn)白云石交代具有組構(gòu)選擇性。被交代的大多是原巖中的顆粒，而非殘余亮晶膠結(jié)物。反映出沉積物在白云石化發(fā)生之前已完成膠結(jié)作用，即巖石大規(guī)模白云巖化時(shí)間晚于或同步于淺埋藏早期。另外，礦山梁、周公山及漢王場(chǎng)棲二段及九龍山、大興場(chǎng)茅三段均為生屑灘沉積，混合水白云石化及熱液白云化過(guò)程中常伴隨大量的縫洞產(chǎn)生，為新儲(chǔ)集空間的形成和油氣的聚集創(chuàng)造了有利的條件?？傊?，白云石化作用對(duì)灘相沉積體的儲(chǔ)滲性能具有積極改造作用，經(jīng)早期混合水白云石化和熱液白云化疊合區(qū)的灘體，可能是最好的儲(chǔ)集區(qū)帶之一。

2.3.3 溶蝕作用

川西地區(qū)中二疊統(tǒng)儲(chǔ)層溶蝕孔洞形成早于或同步于白云石化作用。溶蝕作用是碳酸鹽巖儲(chǔ)集巖中最常見(jiàn)的成巖作用，也是形成良好儲(chǔ)層最重要的成巖作用類(lèi)型之一[16-17,22-23]。風(fēng)化巖溶和埋藏期溶解一般在早期混合水云化的顆粒灘相白云巖中較強(qiáng)，特別在縫合線、裂縫附近可形成較多的粒間、粒內(nèi)溶孔和晶間溶孔等有利儲(chǔ)集空間[19-21,24]。川西地區(qū)中二疊統(tǒng)白云巖儲(chǔ)層宏觀上局部呈蜂窩狀，其面孔率可高達(dá)5%～20%。筆者發(fā)現(xiàn)主要存在兩期溶蝕作用，K2井棲霞組白云巖溶洞內(nèi)自形晶與圍巖碳、氧同位素及鍶同位素分析結(jié)果揭示，溶洞圍巖與溶洞內(nèi)自形晶白云石碳同位素值分別為2.25‰、2.35‰，氧同位素值分別為－6.22‰、－6.85‰，87Sr/86Sr值分別為0.7076、0.707 7，而洞內(nèi)鞍形白云石碳同位素值為1.01‰，氧同位素值為－13.45‰，87Sr/86Sr值為0.709 9。這表明第一期溶蝕作用形成于大規(guī)模白云石化同期或其之前，即由茅口組沉積末的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)區(qū)域性海退事件所造成，這應(yīng)該與茅口組頂部大量發(fā)育的溶孔、溶洞、溶漏斗、溶管、溶脈、溶縫是同期的[6]，茅口組內(nèi)部生屑灘、藻屑灘等微相的石灰?guī)r能保持2%左右的基質(zhì)孔隙度，也與該期溶蝕作用相關(guān)。第二期溶蝕是熱液作用的結(jié)果，其孔洞內(nèi)的鞍形白云石存在碳氧同位素值偏負(fù)、87Sr/86Sr值偏高的特征，這與大量文獻(xiàn)報(bào)道鞍形白云石與熱液作用的改造有關(guān)[19-20]。這說(shuō)明先期形成的白云巖后期遭受埋藏期熱液流體的改造，并很可能是以破壞白云巖儲(chǔ)集性能為主。

2.3.4 構(gòu)造破裂作用

構(gòu)造破裂作用存在于準(zhǔn)同生—淺埋期及晚期的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)期。前人的研究中已經(jīng)做過(guò)大量的論證，認(rèn)為構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，尤其在晚期（燕山及喜馬拉雅期），會(huì)使地層產(chǎn)生強(qiáng)烈的褶皺擠壓和斷裂，由此產(chǎn)生多種有效的構(gòu)造裂縫。從目前的野外露頭與巖心觀察來(lái)看，川西地區(qū)構(gòu)造裂縫主要有兩類(lèi)：①被方解石充填的無(wú)效縫；②部分充填方解石、白云石的破裂縫，也是有效縫。如ST3井井深7 448.69～7463.86 m棲霞組的構(gòu)造裂縫主要以充填縫為主，井深7467.23～7467.45 m則有效縫發(fā)育，而礦山梁地區(qū)的棲霞組兩類(lèi)縫都大量存在（圖4-h、i）。這表明無(wú)效裂縫應(yīng)多形成于茅口組沉積末—印支早期的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，后期埋藏過(guò)程中被大部分碳酸鹽礦物充填；有效縫多與印支末期—喜馬拉雅期的擠壓褶皺相關(guān)，后期碳酸鹽礦物還沒(méi)有充填滿(mǎn)。有效構(gòu)造裂縫的產(chǎn)生，可進(jìn)一步改善構(gòu)造高部位或斷層附近的儲(chǔ)集體，增加其滲透性，在裂縫與孔洞溝通的地方，很容易形成縫洞系統(tǒng)發(fā)育帶，從而形成優(yōu)質(zhì)有效的儲(chǔ)集體，為氣藏最終成藏創(chuàng)造有利的條件。如ST1井茅口組頂部發(fā)生井漏，測(cè)試日產(chǎn)氣126.77h104m3，表明構(gòu)造破裂形成的縫、洞對(duì)儲(chǔ)層的改造具有積極作用。

綜上所述，川西地區(qū)中二疊統(tǒng)棲霞組儲(chǔ)層基質(zhì)孔隙較發(fā)育，是縫洞—孔隙型儲(chǔ)層；茅口組則以裂縫、孔洞為主，是孔隙—縫洞型儲(chǔ)層。雖然控制儲(chǔ)層發(fā)育的主要因素較多，但制約儲(chǔ)層大規(guī)模發(fā)育的因素主要是沉積微相、白云石化作用與溶蝕作用，有利于儲(chǔ)層發(fā)育的沉積微相是臺(tái)地邊緣顆粒灘，有利于儲(chǔ)層發(fā)育的成巖作用是準(zhǔn)同生—淺埋藏白云石化作用，有利于儲(chǔ)層滲流能力改善的是準(zhǔn)同生期的溶蝕與后期的構(gòu)造破裂作用。

3 氣藏基本特征與有利勘探方向

3.1 中二疊統(tǒng)氣藏特征

龍門(mén)山地區(qū)中二疊統(tǒng)已發(fā)現(xiàn)雙魚(yú)石、河灣場(chǎng)、九龍山及大興場(chǎng)等多個(gè)氣藏。雙魚(yú)石地區(qū)中二疊統(tǒng)棲霞組儲(chǔ)層為晶粒白云巖、（云質(zhì)）豹斑灰?guī)r，以縫洞—孔隙型儲(chǔ)層為主；茅口組儲(chǔ)層則為顆粒灰?guī)r，以孔隙—縫洞型儲(chǔ)層為主。二者總體低孔低滲，但棲霞組局部發(fā)育高孔滲儲(chǔ)層，非均質(zhì)性強(qiáng)。

3.1.1 氣藏類(lèi)型

雙魚(yú)石地區(qū)中二疊統(tǒng)主要發(fā)育兩類(lèi)氣藏，其中棲霞組為受構(gòu)造背景、大斷裂和巖性變化控制的大型構(gòu)造—巖性復(fù)合圈閉氣藏（圖5），氣藏范圍內(nèi)未見(jiàn)水；茅口組以孔隙—縫洞型儲(chǔ)集體為主，為縫洞型氣藏。

3.1.2 流體性質(zhì)及壓力系統(tǒng)

棲霞組氣藏天然氣以CH4為主，含量介于96%～97%，低—中含硫（0.34%～0.39%），CO2含量介于1.5%～2.0%，構(gòu)造—巖性復(fù)合圈閉氣藏內(nèi)測(cè)試未見(jiàn)地層水；氣藏中部埋深介于7 100～7 400 m，地層壓力系數(shù)介于1.32～1.36，為高壓氣藏。茅口組氣藏天然氣CH4含量與棲霞組氣藏一致，H2S含量為0.016%，CO2含量在3%左右，地層水密度為1.057 4 g/m3，總礦化度介于84.24～88.18 g/L，pH值介于5.50～6.53，為CaCl2水型；氣藏中部埋深介于6800～7 100 m，地層壓力系數(shù)為1.80，為超高壓氣藏。

3.2 天然氣有利勘探方向

筆者認(rèn)為龍門(mén)山地區(qū)棲霞組、茅口組天然氣勘探方向應(yīng)綜合優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育控制因素、生烴條件優(yōu)劣、圈閉豐富程度及保存條件好壞等因素選擇有利勘探區(qū)帶。其中最有利的是中壩—雙魚(yú)石臺(tái)緣灘區(qū)，次有利的是蓮花山—平落壩臺(tái)緣灘區(qū)，九龍山—老關(guān)廟、大邑—大興場(chǎng)臺(tái)內(nèi)灘區(qū)是尋找大規(guī)模巖溶縫洞型氣藏的有利區(qū)帶（圖6）。

圖5 川西雙魚(yú)石地區(qū)中二疊統(tǒng)氣藏剖面圖

圖6 川西地區(qū)中二疊統(tǒng)白云巖厚度分布與有利區(qū)帶綜合評(píng)價(jià)圖

中壩—雙魚(yú)石臺(tái)緣灘區(qū)中二疊統(tǒng)生屑灘發(fā)育，棲霞組與茅口組均分布厚層狀白云巖，其中棲霞組白云巖厚度介于10～60 m，基質(zhì)孔隙度介于3%～15%，儲(chǔ)集條件優(yōu)越。該區(qū)帶內(nèi)中二疊統(tǒng)烴源豐富，整個(gè)中二疊統(tǒng)生烴強(qiáng)度介于20h108～30h108m3/km2，下寒武統(tǒng)筇竹寺組烴源巖生氣強(qiáng)度介于20h108～50h108m3/km2。該區(qū)中二疊統(tǒng)不僅可以形成自生自?xún)?chǔ)型氣藏，也可形成下生上儲(chǔ)型氣藏；不僅烴源巖與儲(chǔ)層緊密接觸，烴源生成的油氣可就近垂向運(yùn)移到相鄰儲(chǔ)層，也可依靠連通儲(chǔ)層至烴源層的斷裂及其伴生的裂縫運(yùn)移至儲(chǔ)層中聚集成藏。區(qū)帶內(nèi)構(gòu)造圈閉成排成帶分布，圈閉面積累計(jì)近400 km2。區(qū)帶內(nèi)雙魚(yú)石構(gòu)造已分別在棲霞組、茅口組獲得高產(chǎn)工業(yè)氣流，勘探已獲突破。中壩—雙魚(yú)石臺(tái)緣帶為重點(diǎn)勘探區(qū)帶，其有利區(qū)面積約為4 260 km2，預(yù)測(cè)天然氣資源量約為3 000h108m3。

蓮花山—平落壩臺(tái)緣灘區(qū)、九龍山—老關(guān)廟臺(tái)內(nèi)灘區(qū)、大邑—大興場(chǎng)臺(tái)內(nèi)灘區(qū)等3個(gè)區(qū)帶是值得積極探索的有利區(qū)帶。蓮花山—平落壩臺(tái)緣灘區(qū)構(gòu)造圈閉成排成帶發(fā)育，圈閉面積累計(jì)近220 km2，區(qū)內(nèi)生屑灘發(fā)育，儲(chǔ)層存在規(guī)模發(fā)育的條件，預(yù)測(cè)棲霞組白云巖厚度多大于20 m，最厚可達(dá)50 m，茅口組白云巖厚度在0～30 m，中二疊統(tǒng)生烴強(qiáng)度介于10h108～25h108m3/km2。另外。九龍山—老關(guān)廟臺(tái)內(nèi)灘區(qū)雖然不發(fā)育規(guī)模性的孔隙型儲(chǔ)層，但該區(qū)已發(fā)現(xiàn)工業(yè)天然氣流，不僅九龍山構(gòu)造的LT1井在棲霞組獲得日產(chǎn)百萬(wàn)立方米的工業(yè)氣流，而且L16井在茅口組頂部測(cè)試獲氣無(wú)阻流量高達(dá)1 000h104m3/d，關(guān)基井在茅口組也獲得天然氣流，這可能與巖溶形成的孔隙—縫洞型儲(chǔ)層發(fā)育有關(guān)，這一區(qū)帶應(yīng)該是尋找大規(guī)模巖溶型氣藏的有利區(qū)帶。大邑—大興場(chǎng)臺(tái)內(nèi)灘區(qū)已經(jīng)發(fā)現(xiàn)大興場(chǎng)構(gòu)造中二疊統(tǒng)氣藏，局部地區(qū)白云巖儲(chǔ)層較發(fā)育，在該區(qū)尋找大規(guī)模儲(chǔ)集體是下一步拓展天然氣勘探領(lǐng)域的關(guān)鍵。

4 結(jié)論

1）川西地區(qū)中二疊統(tǒng)棲霞組—茅口組存在臺(tái)地邊緣灘的發(fā)育，但主要發(fā)育于龍門(mén)山北段及其前緣、龍門(mén)山南段及其前緣，在盆地內(nèi)部的九龍山—老關(guān)廟、大邑—大興場(chǎng)等地以臺(tái)內(nèi)生屑灘為主。

2）該區(qū)棲霞組—茅口組儲(chǔ)集體主要為縫洞—孔隙型儲(chǔ)層與孔隙—縫洞型儲(chǔ)層，巖性以晶粒云巖為主，云質(zhì)“豹斑”灰?guī)r和顆?；?guī)r次之；儲(chǔ)層孔隙度、滲透率相差懸殊，非均質(zhì)性強(qiáng)；儲(chǔ)層空間類(lèi)型、儲(chǔ)集類(lèi)型多，縫洞—孔隙型常見(jiàn)于棲霞組，而孔隙—縫洞型則多見(jiàn)于茅口組。

3）控制該區(qū)儲(chǔ)層大規(guī)模發(fā)育的因素主要是沉積微相、白云石化作用以及溶蝕作用。有利于儲(chǔ)層發(fā)育的沉積微相是臺(tái)地邊緣顆粒灘，有利于儲(chǔ)層發(fā)育的成巖作用是準(zhǔn)同生—淺埋藏白云石化作用，有利于儲(chǔ)層滲流能力改善的是準(zhǔn)同生期的溶蝕作用與后期的構(gòu)造破裂作用。

4）綜合評(píng)價(jià)認(rèn)為中壩—雙魚(yú)石臺(tái)緣灘區(qū)中二疊統(tǒng)儲(chǔ)層規(guī)模發(fā)育、氣源充足，是最有利的天然氣勘探區(qū)帶；蓮花山—平落壩臺(tái)緣灘區(qū)中二疊統(tǒng)儲(chǔ)層規(guī)模發(fā)育，但氣源是否充足將直接影響勘探的成效，也是值得不斷拓展的有利勘探區(qū)帶；九龍山—老關(guān)廟、大邑—大興場(chǎng)臺(tái)內(nèi)灘區(qū)孔隙型儲(chǔ)層發(fā)育程度略差，是積極探索尋找大規(guī)模巖溶縫洞型氣藏的有利區(qū)帶。

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（修改回稿日期 2017-12-12 編 輯 羅冬梅）

中石化川氣東送金壇儲(chǔ)氣庫(kù)完成第二階段鉆井

2018年1月17日，中石化川氣東送管道金壇儲(chǔ)氣庫(kù)第二階段15口井鉆井施工全部結(jié)束，進(jìn)入了全面快速造腔階段。

中國(guó)石油化工股份有限公司首座鹽穴地下儲(chǔ)氣庫(kù)——金壇儲(chǔ)氣庫(kù)是川氣東送管道重要的配套工程，利用金壇地區(qū)豐富的鹽礦資源，通過(guò)注水溶解鹽穴，用于儲(chǔ)存高壓天然氣，供蘇、浙、滬兩省一市天然氣季節(jié)調(diào)峰及應(yīng)急調(diào)峰。該儲(chǔ)氣庫(kù)設(shè)計(jì)儲(chǔ)氣井36口，總庫(kù)容為11.79h108m3，設(shè)計(jì)最大日注氣規(guī)模為450h104m3，最大日調(diào)峰供氣規(guī)模達(dá)600h104m3。

該工程于2013年9月開(kāi)始施工，分3個(gè)階段完成，總建設(shè)期為12年。第二階段鉆井工程結(jié)束后，金壇儲(chǔ)氣庫(kù)15口井進(jìn)入溶蝕造腔階段，造腔能力快速提升。2019年起，金壇儲(chǔ)氣庫(kù)每年將增加1h108m3庫(kù)容量，將在天然氣應(yīng)急調(diào)峰方面發(fā)揮更大的作用。

據(jù)悉，金壇儲(chǔ)氣庫(kù)一期工程于2016年5月投產(chǎn)，截至目前已經(jīng)注氣、采氣達(dá)24次，為川氣東送管道調(diào)峰運(yùn)行管理提供了有力的支持。目前，金壇儲(chǔ)氣庫(kù)已具備總庫(kù)容量9 081h104m3、調(diào)峰工作氣量5 284h104m3的注采能力，單日采氣能力達(dá)150h104m3。