西昌盆地下古生界筇竹寺組與龍馬溪組烴源巖特征

馮夢(mèng)媛，葉玥豪，孫瑋，宋金明，丁一，謝國(guó)梁，邵紅君

（1.成都理工大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川 成都 610059；2.中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163712）

0 引言

西昌盆地位于四川盆地西南部，西鄰康滇古陸，與松潘-甘孜褶皺系相鄰，主要由米市、昭覺、麻姑、甘洛和美姑5個(gè)小型盆地組成。地質(zhì)歷史時(shí)期西昌盆地與四川盆地有著密切的關(guān)系，是我國(guó)油氣勘探的潛力區(qū)，發(fā)現(xiàn)多處古油藏、氣苗[1-3]。但是西昌盆地的勘探程度較低，目前僅鉆探了七壩1井、喜德1井、喜德3井、新建1井、普格1井共5口探井，其中鉆遇下志留統(tǒng)龍馬溪組的有喜德1井和普格1井，鉆遇下寒武統(tǒng)筇竹寺組的僅喜德1井。由于資料等原因，前人關(guān)于西昌盆地油氣成藏條件的研究主要集中在上三疊統(tǒng)白果灣組、下二疊統(tǒng)棲霞組和梁山組[4-8]。

為此，筆者基于西昌盆地8條露頭剖面及5口鉆井資料，對(duì)西昌盆地筇竹寺組和龍馬溪組2套烴源巖進(jìn)行了顯微鏡薄片鑒定及有機(jī)碳、巖石熱解、鏡質(zhì)組反射率等有機(jī)地球化學(xué)特征分析，深入研究烴源巖的沉積環(huán)境、有機(jī)質(zhì)豐度、有機(jī)質(zhì)類型、有機(jī)質(zhì)成熟度等，為進(jìn)一步開展油氣勘探提供決策依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

西昌盆地為南北向展布的狹長(zhǎng)構(gòu)造盆地，位于揚(yáng)子地臺(tái)西緣，盆地東以峨邊-美姑斷裂為界，西以安寧河斷裂為界，南以則木河斷裂為界，向北延伸至大渡河附近，面積約 16 000 km2[9-11]（見圖 1）。

圖1 西昌盆地構(gòu)造位置

西昌盆地在晚三疊世開始形成，經(jīng)歷了復(fù)雜的地質(zhì)過程，現(xiàn)今格局是經(jīng)燕山、喜馬拉雅期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)改造、演變而形成的中新生代沉積盆地。研究區(qū)內(nèi)地層發(fā)育較全，主要有震旦系、寒武系、奧陶系、志留系、二疊系、三疊系、侏羅系、白堊系等。蓋層總厚度為8 500～12 000 m，巖性、巖相變化大。但是，由于多次強(qiáng)烈構(gòu)造活動(dòng)的影響，盆地內(nèi)存在寒武系—二疊系的尖滅現(xiàn)象。

西昌盆地在震旦紀(jì)和古生代的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)以拉張作用為主，一直持續(xù)到中三疊世末期。盆地內(nèi)斷層發(fā)育，多為南北走向，背斜翼部或軸部常被斷裂切割。從晚寒武世末期開始，在拉張作用背景下，黑水河斷裂以西以上升為主，印支運(yùn)動(dòng)以前長(zhǎng)期處于剝蝕狀態(tài)；而黑水河斷裂以東以下降為主，沉積了寒武系、奧陶系、志留系、二疊系等海相地層[12-13]。

2 沉積特征

2.1 筇竹寺組

縱向上，筇竹寺組巖性變化較大，主要為粉砂—砂級(jí)細(xì)粒沉積和碳酸鹽巖沉積，與下伏燈影組呈平行不整合接觸，底部發(fā)育礫巖（見圖2a）。根據(jù)礦物成分、沉積結(jié)構(gòu)、碎屑體積分?jǐn)?shù)等資料，將筇竹寺組分為5種主要巖性。

1）鈣質(zhì)、白云質(zhì)粉砂巖、砂巖主要發(fā)育于筇竹寺組的下部和中上部（見圖2b），由陸源碎屑（石英、長(zhǎng)石、云母）、泥質(zhì)和鈣質(zhì)組成，常與鈣質(zhì)粉砂質(zhì)泥巖或粉砂巖互層，表現(xiàn)為紋層狀構(gòu)造（見圖2c）。鈣質(zhì)體積分?jǐn)?shù)為5%～10%；泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)較高，為10%～15%；陸源碎屑體積分?jǐn)?shù)為75%～85%，主要為石英，并含少量長(zhǎng)石和云母，多為鈣質(zhì)膠結(jié)，分選性較好，磨圓度較差。該巖相在西昌盆地橫向上分布廣泛，不同地區(qū)略有差異。在新基姑剖面主要發(fā)育在上部，與砂質(zhì)白云巖互層；在喜德1井和新建鄉(xiāng)剖面未見發(fā)育；在金陽(yáng)剖面較為發(fā)育，且主要發(fā)育在中上部，可見鈣質(zhì)粉砂巖與鈣質(zhì)粉砂質(zhì)泥巖互層；在雷波剖面主要發(fā)育在中部。

2）泥質(zhì)粉砂巖主要發(fā)育于筇竹寺組下部和底部（見圖2d），由泥質(zhì)和陸源碎屑組成。泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)較高，為15%～20%；陸源碎屑主要為石英、長(zhǎng)石和云母，云母呈定向排列，含極少量鈣質(zhì)，分選性較好，磨圓度較差，發(fā)育脈狀層理（見圖2e）。金陽(yáng)剖面底部偶見泥質(zhì)粉砂巖中的白云質(zhì)粉砂巖條帶（見圖2f），在金陽(yáng)剖面下部可見泥質(zhì)粉砂巖中含有鐵泥質(zhì)結(jié)核（見圖2g）。

3）白云質(zhì)粉砂巖、砂巖主要發(fā)育于筇竹寺組的中下部（見圖2h），含少量白云石和泥質(zhì)，分選性較好，磨圓度較差。在喜德1井主要為白云質(zhì)粉砂巖與含砂質(zhì)白云巖的互層；在新建鄉(xiāng)剖面的底部可見中厚層白云質(zhì)砂巖，主要發(fā)育平行層理與斜層理。

4）含砂質(zhì)白云巖主要發(fā)育于筇竹寺組的中部和上部（見圖2i），主要成分是白云石，含少量砂屑，少量方解石交代白云石，泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)較低。白云石為自形晶，晶粒粒級(jí)為泥-微晶，部分白云巖可見硅化現(xiàn)象。該巖相主要發(fā)育在西昌盆地的西緣，在新基姑剖面和喜德1井較為發(fā)育，與白云質(zhì)粉砂巖形成互層。

5）黑色頁(yè)巖在西昌盆地西緣并不發(fā)育，偶見其夾層。在西昌盆地東緣雷波剖面下部發(fā)育3套較好的黑色頁(yè)巖，泥質(zhì)、有機(jī)質(zhì)體積分?jǐn)?shù)均較高，呈粒度向上變大的沉積旋回，其有機(jī)質(zhì)體積分?jǐn)?shù)均在2%以上。第2套頁(yè)巖厚度較小，可達(dá)18.3 m。

綜上所述：新基姑剖面底部筇竹寺組泥質(zhì)粉砂巖中觀察到有脈狀層理；喜德1井下部白云質(zhì)粉砂巖與砂質(zhì)泥巖互層，底部為薄層砂質(zhì)泥巖，主要為潮坪相沉積；新建鄉(xiāng)剖面發(fā)育白云質(zhì)砂巖，可見平行層理，屬于濱岸相沉積；金陽(yáng)剖面整體為鈣質(zhì)粉砂巖與鈣質(zhì)粉砂質(zhì)泥巖互層，為淺水陸棚相沉積。

圖2 西昌盆地筇竹寺組野外及鏡下巖性特征

2.2 龍馬溪組

西昌盆地下志留統(tǒng)龍馬溪組主要為黏土-粉砂細(xì)粒沉積和碳酸鹽巖沉積，與下伏臨湘組地層呈平行不整合接觸（見圖3a）。根據(jù)礦物成分、沉積結(jié)構(gòu)、碎屑體積分?jǐn)?shù)等資料，將龍馬溪組分為4種主要巖性。

1）泥質(zhì)粉砂巖或粉砂質(zhì)泥巖主要發(fā)育于龍馬溪組全段（見圖3b），由泥質(zhì)和陸源碎屑組成。陸源碎屑主要為石英和云母，泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)較高，為20%～25%，粉砂巖中的泥質(zhì)紋層清晰可見，分選性較好，磨圓度一般。該巖相在新基姑、金陽(yáng)和雷波剖面尤為發(fā)育，可見與粉砂質(zhì)泥巖或白云質(zhì)灰?guī)r形成互層。

2）鈣質(zhì)泥巖發(fā)育于龍馬溪組全段，但主要發(fā)育在布拖、金陽(yáng)和雷波剖面，礦物組分主要為泥質(zhì)、石英、云母和方解石等，鈣質(zhì)體積分?jǐn)?shù)從下到上逐漸增加，有機(jī)質(zhì)體積分?jǐn)?shù)較低。泥質(zhì)巖和石灰?guī)r發(fā)育于龍馬溪組全段（見圖3c），主要發(fā)育在普格1井和布拖剖面，礦物組分主要為方解石，為碎屑狀，含少量石英和鈣質(zhì)，泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)較高。在布拖剖面，鈣質(zhì)泥巖與泥質(zhì)灰?guī)r形成互層，發(fā)育于龍馬溪組全段；在金陽(yáng)剖面，鈣質(zhì)泥巖與鈣質(zhì)頁(yè)巖形成互層，發(fā)育于龍馬溪組下部。

3）白云質(zhì)灰?guī)r主要發(fā)育于筇竹寺組中部和上部（見圖3d），主要成分為方解石，并且含少量石英和白云石，泥質(zhì)體積分?jǐn)?shù)較低，方解石晶型較差，晶粒粒級(jí)為泥-微晶，可見白云石“霧心亮邊”。該巖相主要發(fā)育在金陽(yáng)剖面，與泥質(zhì)粉砂巖形成互層。

4）黑色頁(yè)巖主要分布于龍馬溪組下部（見圖3e），由泥質(zhì)、有機(jī)質(zhì)、硅質(zhì)陸源碎屑組成，且硅質(zhì)體積分?jǐn)?shù)較高，可見大量筆石化石。該巖相主要分布在布拖、金陽(yáng)和雷波剖面的下部，其他剖面偶見。

結(jié)合野外剖面和鏡下巖性觀察發(fā)現(xiàn)：新基姑剖面龍馬溪組發(fā)育泥質(zhì)灰?guī)r與鈣質(zhì)含粉砂質(zhì)頁(yè)巖互層，為淺水陸棚相沉積；喜德1井發(fā)育泥質(zhì)砂巖與泥巖的互層，為淺水陸棚相沉積；布拖剖面向上發(fā)育鈣質(zhì)頁(yè)巖夾泥質(zhì)灰?guī)r，為深水陸棚到淺水陸棚相沉積；雷波剖面底部發(fā)育黑色頁(yè)巖，向上發(fā)育鈣質(zhì)粉砂巖，為深水陸棚到淺水陸棚相沉積。

圖3 西昌盆地龍馬溪組野外及鏡下巖性特征

3 地球化學(xué)特征

由于本次研究的筇竹寺組和龍馬溪組烴源巖屬于古老海相烴源巖，缺乏高等植物鏡質(zhì)組，無(wú)法測(cè)定鏡質(zhì)組反射率（Ro）。目前國(guó)內(nèi)外采用等效鏡質(zhì)組反射率（有機(jī)質(zhì)的其他顯微組分反射率）來(lái)替代鏡質(zhì)組反射率。筆者采用豐國(guó)秀等[14-15]給出的關(guān)系式，用瀝青質(zhì)鏡質(zhì)組反射率來(lái)表征缺乏鏡質(zhì)組的海相碳酸鹽巖的有機(jī)質(zhì)成熟度，其關(guān)系式為

3.1 筇竹寺組烴源巖

西昌盆地下寒武統(tǒng)筇竹寺組烴源巖品質(zhì)整體較差，TOC為0.043%～0.800%，平均值小于0.5%（見圖4）。 筇竹寺組 S1+S2較低，介于 0～1 mg/g（18 個(gè)樣品），有機(jī)質(zhì)類型以Ⅰ—Ⅱ1型干酪根為主，Ro為2%～3%，Tmaх為422～453℃，處于過成熟演化階段。

3.2 龍馬溪組烴源巖

西昌盆地下志留統(tǒng)龍馬溪組烴源巖發(fā)育，TOC為0.043%～5.100%，平均值為1.445%。TOC大于0.5%的烴源巖厚度分別約為 18，19，42，110 m；TOC 大于 2.0%的烴源巖厚度分別為 2，2，2，45 m（見圖 5）。因此，西昌盆地龍馬溪組發(fā)育優(yōu)質(zhì)烴源巖，且烴源巖厚度自東向西逐漸變薄，在安寧河斷裂處尖滅。

西昌盆地龍馬溪組S1+S2介于0.01～2.01 mg/g（46個(gè)樣品），龍馬溪組的沉積環(huán)境為較封閉的還原環(huán)境，筆石發(fā)育，較少陸源輸入，其有機(jī)質(zhì)類型以Ⅰ—Ⅱ1型干酪根為主，Ro為 2.10%～2.46%，Tmaх為 310～512 ℃，平均值為441℃，處于高成熟—過成熟演化階段。

4 生烴量

目前，用于定量評(píng)價(jià)油氣資源的方法主要分為成因法、類比法和統(tǒng)計(jì)法三大類[16-19]。筆者以BasinMod一維盆模軟件為手段，結(jié)合研究區(qū)剖面與測(cè)井資料，獲得了烴源巖相關(guān)參數(shù)。上述研究表明，西昌盆地筇竹寺組生烴量有限，因此本次研究主要計(jì)算了龍馬溪組烴源巖的生烴量。

式中：Q為某一地質(zhì)歷史時(shí)期的生烴量，108m3；S為烴源巖面積，km2；H為烴源巖厚度，m；ρ為烴源巖密度，108t/km3；TOCr為殘余有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)；KC為原始有機(jī)碳恢復(fù)系數(shù)；βHC為產(chǎn)烴率，m3/t。

圖4 西昌盆地筇竹寺組巖性剖面及TOC分布

圖5 西昌盆地龍馬溪組巖性剖面及TOC分布

根據(jù)野外剖面和測(cè)井資料，西昌盆地龍馬溪組烴源巖面積約為8 346.15 km2，平均厚度約為20 m，殘余有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)約為1.4%。

西昌盆地龍馬溪組屬于差—中等烴源巖。在高成熟—過成熟階段，隨著TOC不斷變低，其TOCr降低幅度變小，恢復(fù)系數(shù)逐漸增大，KC約為 1.6[20-21]。 βHC約為400 m3/t，ρ為 24×108t/km3，平均生烴量為 3.59×108m3。與四川盆地南緣龍馬溪組的生烴量30.00×108m3相比，西昌盆地生烴強(qiáng)度低，資源量少，油氣勘探前景相對(duì)較差。

5 結(jié)論

1）西昌盆地筇竹寺組為一套濱岸-淺水陸棚相沉積，巖性為鈣質(zhì)砂巖、泥質(zhì)粉砂巖，烴源巖品質(zhì)差，TOC整體小于0.5%，S1+S2為0～1 mg/g；有機(jī)質(zhì)類型以Ⅰ—Ⅱ1型干酪根為主；Ro為2%～3%，處于過成熟階段。

2）龍馬溪組沉積中心位于西昌盆地東部，屬于一套深水陸棚—淺水陸棚相沉積，巖性主要為鈣質(zhì)、白云質(zhì)泥巖、粉砂質(zhì)泥巖和黑色頁(yè)巖。龍馬溪組底部烴源巖品質(zhì)較好，TOC 為 0.043%～5.100%，S1+S2為 0.01～2.01 mg/g，有機(jī)質(zhì)類型以Ⅰ—Ⅱ1型干酪根為主。Ro為2.10%～2.46%，Tmaх為 310～512℃，平均值為 441℃，表明處于高成熟—過成熟演化階段。

3）西昌盆地龍馬溪組烴源巖平均生烴量為3.59×108m3，與四川盆地南緣龍馬溪組生烴量30.00×108m3相差較大，說明西昌盆地下古生界油氣勘探前景相對(duì)較差。