四川盆地中—上寒武統(tǒng)洗象池群油氣成藏模式與勘探前景

李英強 高 鍵 李雙建 郝運輕 林娟華 孫 煒 武重陽 馬 強 王琳霖

中國石化石油勘探開發(fā)研究院

0 引言

四川盆地海相層系成藏條件優(yōu)越，目前已在18個層系發(fā)現(xiàn)工業(yè)氣藏，累計探明天然氣儲量2.55×1012m3，探明率16.2%。海相層系烴源巖基礎(chǔ)雄厚，近年來在川中安岳、磨溪等地區(qū)已實現(xiàn)震旦系燈影組（Z2dn）和下寒武統(tǒng)龍王廟組（1l）天然氣勘探的重大突破[1-2]。安岳氣田發(fā)現(xiàn)后，按照巖性油氣藏勘探思路，向古隆起和古裂陷周緣拓展，但震旦系和寒武系天然氣勘探效果欠佳。磨溪地區(qū)龍王廟組特大型氣藏的發(fā)現(xiàn)揭示，龍王廟組氣藏為構(gòu)造背景下的巖性氣藏[3-4]，具有“一灘一氣藏”的特點，深部斷裂垂向有效輸導(dǎo)，成藏模式為“下生上儲”型，非古隆起區(qū)也具有較高的油氣充注效率。因此，尋找寒武系構(gòu)造—巖性圈閉是四川盆地海相層系天然氣勘探的重要方向，但落實有利儲層分布是目標(biāo)優(yōu)選的關(guān)鍵。

1 構(gòu)造背景

近年來的研究成果表明，晚震旦世—寒武紀(jì)（距今550～480 Ma），隨著華南板塊逐漸向?qū)呒{古大陸拼貼，四川盆地經(jīng)歷兩次擠壓地質(zhì)事件，即早寒武世末期的郁南運動和中—晚奧陶世的都勻運動[7-9]。郁南運動導(dǎo)致四川盆地寒武紀(jì)—奧陶紀(jì)沉積地層及殘留厚度自西向東存在明顯差異。其中，洗象池群殘留地層厚度自東南向北西方向逐漸減薄，盆地內(nèi)部地層厚度多小于700 m，川中、川北隆起區(qū)地層逐漸剝蝕殆盡[10-11]（圖1-a）。盆地東南部寒武系與奧陶系整合接觸，向西北部上下地層缺失增加，逐步過渡為中—上寒武統(tǒng)洗象池群與奧陶系不整合接觸、下寒武統(tǒng)與奧陶系不整合接觸[8,12]。此外，地震反射資料清晰地顯示龍王廟組—洗象池群存在向北西方向上超的特征，指示了川北古隆起中—晚寒武世為同沉積古隆起的性質(zhì)（圖1-b）。都勻運動是影響川中古隆起變形的關(guān)鍵構(gòu)造運動，產(chǎn)生了大規(guī)模的地層隆升和剝蝕，由此形成了復(fù)雜的地層接觸關(guān)系，包括：下志留統(tǒng)與上奧陶統(tǒng)之間的假整合（上奧陶統(tǒng)部分缺失）、上奧陶統(tǒng)—志留系與中—下奧陶統(tǒng)之間的角度不整合以及上奧陶統(tǒng)內(nèi)部地層缺失形成的假整合等[8,10]。都勻運動在川西北地區(qū)造成了中奧陶統(tǒng)寶塔組（O2b）的暴露溶蝕，在川中古隆起及周緣造成了褶皺核部和翼部構(gòu)造裂縫的發(fā)育，并加深了震旦系—奧陶系巖溶儲層的發(fā)育程度[8,13]。

圖1 四川盆地洗象池群殘余厚度與寒武系地層結(jié)構(gòu)圖

2 洗象池群沉積特征與巖相古地理

2.1 地層結(jié)構(gòu)與巖性組合

四川盆地及周緣上寒武統(tǒng)廣泛分布于川南、川中、川東、大巴山前及湘鄂西地區(qū)，不同地區(qū)巖石地層命名不同，“同層異名”單元包括洗象池群、婁山關(guān)群、三游硐組（群）和二道水組（群）等[14-17]。川西南地區(qū)上寒武統(tǒng)命名為二道水組（群），巖性以灰色、紫紅色白云巖、白云質(zhì)石灰?guī)r及生物石灰?guī)r為主，夾砂巖、粉砂巖、泥巖及硅質(zhì)巖，厚度變化大，介于66～464 m。川中及川東南地區(qū)分別為洗象池群和婁山關(guān)群，主要為一套淺色白云巖，普遍發(fā)育水平層理和透鏡狀層理，局部見板狀及魚骨狀交錯層理；巖性大致劃分為兩段：下部為灰色—深灰色微晶—粉晶白云巖與藻紋層白云巖韻律互層，中、上部為灰色—深灰色藻紋層白云巖夾粉晶—細晶砂屑白云巖，向盆地東部石灰?guī)r含量升高，厚度增大。川北城口和湘鄂西地區(qū)上寒武統(tǒng)命名為三游洞組（群），巖性以灰色、深灰色白云巖為主，夾角礫狀白云巖，厚度變化比較大。

為了方便與川中地區(qū)對比，筆者沿用川中地區(qū)地層命名方案，并根據(jù)測井曲線和巖性組合將洗象池群自下而上分為3段：一段以含泥質(zhì)、陸源砂質(zhì)白云巖、細粉晶白云巖為主；二段以細粉晶白云巖、顆粒白云巖為主，含陸源碎屑少；三段以灰色薄層—厚層狀泥粉晶白云巖為主，夾顆粒白云巖、含砂質(zhì)（泥質(zhì)）白云巖、藻白云巖，厚度變化較大。

2.2 沉積充填與巖相古地理

在鉆井、露頭剖面解剖和對比基礎(chǔ)上，結(jié)合前人研究成果[6,18-21]，重建了四川盆地洗象池群沉積充填格局和巖相古地理展布（圖2）。

圖2 四川盆地洗象池群巖相古地理圖

洗象池群沉積期，四川盆地及周緣整體構(gòu)造格局北西高、南東低，自北西向南東沉積單元分別為古陸（古隆起）、局限臺地、半局限臺地、臺地邊緣及斜坡、盆地（圖2）。隨著晚期海水向南東退卻，古隆起范圍進一步擴大，盆地區(qū)以碳酸鹽巖局限—半局限臺地為特征，西部為白云質(zhì)沉積，東部石灰質(zhì)含量升高，西側(cè)沿古隆起邊緣發(fā)育混積潮坪沉積，東側(cè)見斜坡相碎屑流和濁流沉積。

局限臺地相沿川中—川北古隆起外圍分布，巖石組合包括白云巖、含泥質(zhì)白云巖、灰質(zhì)白云巖（圖2）。亞相主要為潮坪和臺內(nèi)顆粒淺灘（鮞粒灘、砂屑灘），局部發(fā)育咸化潟湖。近岸潮坪相主要見于康滇、牛首山古陸西緣，巖石組合為白云巖、砂質(zhì)白云巖夾砂巖或泥頁巖?？傮w上碳酸鹽巖多于碎屑巖，見鳥眼構(gòu)造、羽狀交錯層理、斜層理、小型沖刷構(gòu)造等，屬于混積潮坪沉積。臺內(nèi)顆粒灘繼承發(fā)育于古地貌高，沿古隆起外圍呈南西—北東向帶狀分布，推測受控于川中—川北古隆起衍生的前隆帶。此外，受頻繁的震蕩性海水進退影響，臺內(nèi)淺灘垂向上具有頻繁疊置的特點，沉積物常見粒序?qū)永?、交錯層理、斜層理和波痕構(gòu)造。

半局限臺地主要分布于川東、川東南地區(qū)（圖2），巖石組合包括中厚層—塊狀白云巖、白云質(zhì)石灰?guī)r和石灰?guī)r。盆地東南緣亦見灘相沉積，巖石類型為生屑石灰?guī)r、生屑白云巖、鮞粒石灰?guī)r、礁灰?guī)r等。臺緣斜坡巖石類型主要為碎屑流沉積的礫屑石灰?guī)r和鈣屑濁積巖。

3 洗象池群沉積儲層特征

3.1 儲集巖特征

綜合野外露頭、巖心觀察以及鏡下薄片鑒定表明，洗象池群儲層巖石類型主要為殘余顆粒白云巖和細晶白云巖（圖3）。殘余顆粒白云巖顆粒類型以砂屑為主，次為鮞粒、礫屑以及少量生屑（圖3-a～c）。由于強烈白云石化、重結(jié)晶和溶蝕作用改造，砂屑顆粒僅見輪廓，顆粒含量介于65%～85%，粒徑介于0.2～0.7 mm；顆粒間見細晶白云石亮晶膠結(jié)幻影，粒間溶孔較發(fā)育（圖3-c），面孔率一般介于2%～12%，孔隙內(nèi)常見瀝青全充填或半充填（圖3-d、e）；偶見陸源石英碎屑，含量介于1%～2%。細晶白云巖為晶粒結(jié)構(gòu)，白云石半自形—它形，大小一般介于0.1～0.5 mm，常見晶面污濁及霧心亮邊構(gòu)造，晶間孔、晶間溶孔發(fā)育，一般介于0.01～0.25 mm，孔隙內(nèi)常見瀝青半充填（圖3-e）。

圖3 四川盆地洗象池群儲層特征照片

3.2 儲集空間類型

3.2.1 溶洞

在野外露頭、巖心尺度上可見溶蝕孔洞多呈蜂窩狀、不規(guī)則狀，洞徑多介于2～10 mm，常被瀝青、白云石和石英全充填或半充填，也見未充填溶洞（圖3-a、b）。溶洞主要由殘余孔隙溶蝕擴大、沿裂縫溶蝕以及順層溶蝕作用形成。據(jù)廣探2井44.74 m巖心的溶蝕孔洞統(tǒng)計：共見920個溶洞，洞密度達20.56 個/m；孔洞類型以孔隙擴溶型小溶洞為主，大部分溶洞洞徑介于2～5 mm，部分溶洞洞徑介于5～10 mm，少量溶洞洞徑大于10 mm。

3.2.2 孔隙

基于Choquette和Pray提出的孔隙空間分類方案[22]，同時考慮成巖作用和儲層演化，確定洗象池群孔隙類型主要包括晶間孔、晶間溶孔、粒間孔和粒間溶孔（圖3-c～e）。砂屑白云巖等顆粒結(jié)構(gòu)巖石當(dāng)基質(zhì)或膠結(jié)物不發(fā)育或含量極少時，粒間孔隙得以保存，從而形成殘余粒間孔；受酸性流體或大氣淡水淋濾影響，顆粒間膠結(jié)物或基質(zhì)不同程度溶解或不同期次溶蝕疊合改造形成粒間溶孔（圖3-c），有時砂屑顆粒也會遭受溶蝕而形成粒間溶孔（圖3-d），面孔率一般介于2%～10%，孔隙內(nèi)常被晚期白云石和瀝青、方解石半充填。晶間孔主要發(fā)育于晶粒白云巖，孔隙形態(tài)受晶體大小及自形程度控制而多呈規(guī)則三角狀或多邊形狀。晶間溶孔主要發(fā)育于原巖組構(gòu)遭到嚴(yán)重破壞的晶粒白云巖中，為三角狀或多邊形晶間孔經(jīng)溶蝕改造而成，形態(tài)不規(guī)則，見溶蝕港灣（圖3-e）。

3.2.3 裂縫

裂縫類型以構(gòu)造縫和溶蝕縫為主，多沿層間發(fā)育，局部見高角度縫，縫寬多大于1 mm[23-24]。洗象池群裂縫具有多期交切發(fā)育的特征：早期裂縫為擴溶縫，被硅質(zhì)、中—粗晶白云石和泥質(zhì)全充填，縫壁不平直，鏡下觀察常見瀝青充填，對古油藏的運聚有重要意義；晚期裂縫多未被充填，裂縫平直，對氣藏形成及儲層改善有重要作用。巖心觀察洗象池群裂縫和溶蝕孔洞常伴生發(fā)育，并常見縫孔被瀝青充填（圖3-f）。

3.3 儲層物性特征

四川盆地洗象池群已積累了豐富的儲層物性數(shù)據(jù)[5,20-21,25]。據(jù)統(tǒng)計，洗象池群552個柱塞樣品孔隙度多介于1.50%～4.00%，占比79.2%，平均孔隙度為2.77%；549個滲透率數(shù)據(jù)大部分小于0.100 mD，占比75.5%，平均值為0.064 mD。其中川中古隆起區(qū)廣探2井洗象池群238個孔隙度和239個滲透率數(shù)據(jù)的平均值分別為2.97%和0.520 mD。從單井統(tǒng)計數(shù)據(jù)看，川中地區(qū)洗象池群儲層孔隙度和滲透率變化范圍均比較大，反映儲層非均質(zhì)性較強，并且受到裂縫的影響[5]。數(shù)據(jù)分析結(jié)果表明，巖溶發(fā)育區(qū)和高能顆粒灘環(huán)境下形成的具有較粗結(jié)構(gòu)的白云巖和針孔狀白云巖孔隙度和滲透率相對較高。

川東南露頭區(qū)以南川三匯剖面為代表，灘相儲層平均孔隙度和滲透率分別為5.60%和0.800 mD，總體儲集性能與川中隆起區(qū)附近相當(dāng)[5,17]。川東北露頭區(qū)紫陽落人洞和城口厚坪等剖面共獲得物性測試樣品20塊，孔隙度介于0.03%～13.42%，平均值為5.52%，滲透率0.001～0.421 mD，平均值為0.023 mD，孔隙度和滲透率變化均較大，儲層非均質(zhì)性強。其中殘余砂屑白云巖孔隙度最高，平均值達8.31%；細—中晶白云巖次之，平均孔隙度為4.30%；泥晶白云巖物性差?？傮w來看，川東北露頭區(qū)與川中地區(qū)鉆井和川東南地區(qū)露頭相比，孔隙度大致相當(dāng)，滲透率偏低。

3.4 儲層發(fā)育主控因素

鉆井及露頭揭示，四川盆地洗象池群主要發(fā)育顆粒灘相控型、巖溶改造型和裂縫型3類儲層，其中臺內(nèi)灘相經(jīng)巖溶改造的白云巖儲層，溶蝕孔洞豐富、厚度較大、儲集物性較好，具有較大的勘探潛力，具有明顯的“灘相＋巖溶”控儲特征。

洗象池群儲層的形成經(jīng)歷了3個階段。①準(zhǔn)同生期及早期成巖階段：顆粒灘相石灰?guī)r經(jīng)過準(zhǔn)同生期和早期成巖階段白云巖化作用能夠明顯提高儲層物性；原生孔隙的發(fā)育程度控制了白云石化程度及重結(jié)晶程度，具有顆粒結(jié)構(gòu)的巖石白云石化相對徹底或者重結(jié)晶作用強。②準(zhǔn)同生期及早期溶蝕階段：受海平面頻繁升降變化影響，在古隆起及周緣地區(qū)灘體間歇性暴露，經(jīng)大氣淡水淋濾溶蝕作用，形成宏觀表現(xiàn)以組構(gòu)性溶孔為特征、微觀表現(xiàn)以粒內(nèi)溶蝕為特征的儲集體（圖4-a）。遠離古隆起區(qū)的潮坪相白云巖主要受埋藏溶蝕作用和構(gòu)造—流體改造，形成非組構(gòu)選擇性的裂縫—孔隙型儲層。③表生巖溶作用階段：洗象池群至少經(jīng)歷了兩期表生巖溶作用。寒武紀(jì)末的郁南運動導(dǎo)致川北地區(qū)上寒武統(tǒng)不同程度抬升、剝蝕，川北古隆起南東側(cè)形成扇形巖溶區(qū)；奧陶紀(jì)末的都勻運動導(dǎo)致川中古隆起的抬升暴露，沿古隆起東側(cè)形成表生巖溶和順層巖溶帶（圖4-b）。表生巖溶作用對洗象池群白云巖的改造主要表現(xiàn)為非組構(gòu)性溶蝕孔洞發(fā)育和不規(guī)則裂縫發(fā)育，從而形成顆粒灘疊加表生溶蝕改造的裂縫—孔洞型儲層。鉆井揭示，川中地區(qū)洗象池群氣烴顯示良好的層段主要集中在頂面100 m范圍內(nèi)[5]。

圖4 四川盆地洗象池群儲層發(fā)育模式圖

4 洗象池群油氣成藏模式與勘探潛力

4.1 烴源巖條件

下寒武統(tǒng)烴源巖在四川盆地分布廣泛，主要以綿陽—長寧古裂陷為中心，厚度介于150～400 m（圖5-a）。另外，川東北地區(qū)也為下寒武統(tǒng)烴源巖生烴中心區(qū)，馬深1井鉆揭了筇竹寺組厚度為354 m，總有機碳含量（TOC）大于0.50%的地層厚度為274 m、大于2%的優(yōu)質(zhì)烴源巖厚度為128 m，平均TOC值超過2.00%，下部黑色碳質(zhì)泥巖段TOC值介于1.89%～8.95%，平均值為4.70%。城探1井TOC最大值為7.00%，紫陽落人洞剖面見厚度為70 m的暗色碳質(zhì)頁巖，川東北7條野外剖面27個樣品TOC值介于0.47%～10.71%，平均值為2.43%，生氣強度介于 40×108～ 80×108m3/km2。

圖5 四川盆地洗象池群氣藏相關(guān)烴源巖厚度分布圖

上奧陶統(tǒng)五峰組（O3w）—下志留統(tǒng)龍馬溪組烴源巖主要為深灰色—灰黑色硅質(zhì)泥頁巖、筆石相頁巖，是四川盆地海相層系重要的區(qū)域烴源層，主要分布于川東南和川東北地區(qū)（圖5-b）。川東南地區(qū)烴源巖厚度介于80～110 m，近EW向展布；川東北地區(qū)烴源巖厚度介于30～50 m，呈NE向展布，生烴強度介于 20×108～ 60×108m3/km2。有機質(zhì)豐度測試結(jié)果表明，龍馬溪組底部烴源巖多屬于優(yōu)質(zhì)烴源巖，向上變差，75%以上樣品TOC＞0.50%，近50%樣品TOC＞2.00%。殘余有機碳含量在區(qū)域上的變化同樣受烴源巖厚度控制，高值區(qū)（大于3%）位于川東北城口—萬州及長寧—彭水一帶，盆地中部和西部TOC普遍小于1.00%。

此外，四川盆地湄潭組泥頁巖主要為陸棚相沉積，其生烴能力已經(jīng)得到諸多學(xué)者及地質(zhì)工作者的關(guān)注[26]。川北地區(qū)湄潭組以深灰色或灰黑色泥頁巖為主，厚度介于30～50 m，熱演化程度達成熟—過成熟階段。馬深1井鉆揭湄潭組29 m厚的暗色泥巖型烴源巖，98%的樣品TOC＞0.50%，平均值為0.89%；川深1井鉆揭湄潭組烴源巖厚度為20 m，75%的樣品TOC＞0.50%，平均值為0.82%。TOC測試結(jié)果表明已達到較好烴源巖的標(biāo)準(zhǔn)，生烴強度為22×108m3/km2[26]。

4.2 成藏模式

根據(jù)源—儲組合分布與烴源巖熱演化特征，洗象池群油氣成藏模式可劃分為4類：筇竹寺組生—洗象池群儲的下生上儲、斷層垂向輸導(dǎo)模式，五峰組、龍馬溪組生—洗象池群儲的新生古儲、斷層側(cè)向?qū)虞攲?dǎo)模式，湄潭組生—洗象池群儲的側(cè)生旁儲、不整合輸導(dǎo)模式，筇竹寺組、湄潭組生—洗象池群儲的多源供烴、斷層多向聯(lián)合輸導(dǎo)模式。其中前3類經(jīng)過鉆探落實，為已建立的成藏模式，第4類尚無鉆井落實，為概念型成藏模式。

4.2.1 下生上儲、斷層垂向輸導(dǎo)模式

川中威遠、磨溪、廣安等地區(qū)臨近川中古隆起與綿陽—長寧古裂陷疊合區(qū)。震旦紀(jì)—早寒武世發(fā)育的綿陽—長寧裂陷槽，是下寒武統(tǒng)烴源巖生烴中心區(qū)[27]。隨著構(gòu)造體制由伸展向擠壓轉(zhuǎn)變，中—晚寒武世形成同沉積古隆起，控制著洗象池群臺內(nèi)顆粒灘相儲層以及巖性圈閉的發(fā)育。奧陶紀(jì)—志留紀(jì)古隆起大幅隆升并遭受不同程度的剝蝕，一方面促進了儲層的改造，同時發(fā)育多條通源斷裂，斷切層位自震旦系至中—上寒武統(tǒng)洗象池群，為筇竹寺組優(yōu)質(zhì)烴源向洗象池群灘相儲層運移提供了通道。在隨后的印支、燕山和喜馬拉雅期，在整體繼承早期構(gòu)造格局基礎(chǔ)之上，古隆起局部調(diào)整改造，沿斜坡區(qū)形成系列構(gòu)造—巖性圈閉，震旦系氣藏調(diào)整，進一步補充洗象池群氣源。生烴史模擬結(jié)果表明，下寒武統(tǒng)烴源巖于志留紀(jì)開始生油，二疊紀(jì)進入生油高峰，中—晚三疊世達到油氣轉(zhuǎn)化高峰?？梢?，以威遠、磨溪等為代表的川中古隆起斜坡區(qū)巖性圈閉在生油期已形成，經(jīng)后期構(gòu)造調(diào)整保存至今，有利于油氣聚集成藏。因此，洗象池群在川中古隆起斜坡區(qū)成藏特征屬于“早期古油藏，晚期裂解原位成藏”的下生上儲、斷層垂向輸導(dǎo)模式（圖6-a）。

圖6 四川盆地洗象池群典型油氣藏成藏模式圖

4.2.2 新生古儲、斷層側(cè)向?qū)虞攲?dǎo)模式

2020年6月，四川盆地涪陵頁巖氣田南部的平橋1井在洗象池群測試獲得日產(chǎn)量為20.55×104m3的高產(chǎn)工業(yè)氣流，證實了高陡構(gòu)造帶新生古儲、斷層側(cè)向?qū)拥某刹啬Ｊ健?/p>

平橋1井位于川東高陡褶皺帶萬縣復(fù)向斜平橋斷背斜核部。平橋斷背斜發(fā)育于中—下寒武統(tǒng)膏鹽層之上，主體受控于東傾的平橋西斷層和由其衍生的西傾的平橋東斷層，二者組合形成沖起構(gòu)造，背斜兩翼被多條斷層斷錯改造，導(dǎo)致新老地層側(cè)向?qū)?。區(qū)域不整合地層記錄與低溫?zé)崮甏鷮W(xué)證據(jù)表明，該構(gòu)造形成于晚侏羅世的燕山運動，白堊紀(jì)以來經(jīng)歷了多階段的隆升變形。平橋1井鉆揭的洗象池群以潮坪相白云巖為主，厚度286 m，由于構(gòu)造及溶蝕作用影響，形成裂縫型和孔隙型儲層。生烴史模擬結(jié)果表明，龍馬溪組烴源巖于早三疊世開始生油，晚三疊世末期進入生油高峰，晚侏羅世達到油氣轉(zhuǎn)化高峰。由于晚白堊世以來構(gòu)造抬升，五峰組—龍馬溪組優(yōu)質(zhì)烴源巖泄壓釋放頁巖氣，通過斷層側(cè)向?qū)庸N，形成晚期“新生古儲”成藏模式（圖6-b）。

4.2.3 側(cè)生旁儲、不整合輸導(dǎo)模式

川北地區(qū)在寒武紀(jì)末期的郁南運動影響下形成川北古隆起，寒武系頂部形成不整合面。生長地層和低溫?zé)崮甏鷮W(xué)證據(jù)表明，中—晚侏羅世以來，受米倉山—大巴山?jīng)_段帶向盆地方向擴展作用影響，在川北古隆起斜坡背景下發(fā)育通南巴背斜，并在晚白堊世、始新世—中新世經(jīng)多期改造定型[28]。通南巴背斜縱向具有分層疊加變形的結(jié)構(gòu)特征[29]，但在晚侏羅世之前長期處于川北古隆起的斜坡部位。由于缺少通源斷裂，在中寒武統(tǒng)陡坡寺組（2d）膏鹽巖層封隔下，筇竹寺組烴源巖難以向上運移至洗象池群。天星1井、馬深1井等鉆井揭示，該地區(qū)下奧陶統(tǒng)桐梓組（O1t）缺失，湄潭組暗色泥巖自南東向北西超覆于洗象池群之上。埋藏史和生烴史恢復(fù)結(jié)果表明，湄潭組烴源巖于晚二疊世末開始生油，中三疊世末期進入生油高峰，晚侏羅世達到油氣轉(zhuǎn)化高峰。石油裂解氣沿不整合面向川北古隆起運移，并在洗象池群聚集成藏。因此，川北通南巴地區(qū)為有利相帶內(nèi)的構(gòu)造圈閉氣藏，屬于側(cè)生旁儲、不整合輸導(dǎo)的成藏模式（圖6-c）。

4.2.4 多源供烴、多途徑聯(lián)合輸導(dǎo)概念模式

近期研究成果證實，川東北地區(qū)在震旦紀(jì)—早寒武世期間呈現(xiàn)隆—坳相間的構(gòu)造格局[30]，宣漢—開江地區(qū)發(fā)育繼承性古隆起[31-32]，中—晚寒武世演化為緩坡帶。繼承性古隆起的構(gòu)造背景控制著震旦系—寒武系高能相儲層的發(fā)育，其相鄰凹陷區(qū)為筇竹寺組烴源巖沉積中心，區(qū)域上構(gòu)成有利的源—儲配置。構(gòu)造演化和油氣生烴匹配關(guān)系綜合分析表明，洗象池群油藏經(jīng)歷了古油藏—古氣藏—氣藏調(diào)整3個關(guān)鍵成藏階段：在早期古隆起背景下，二疊世末期東吳運動導(dǎo)致區(qū)域抬升，此時下古生界烴源巖處于生油高峰期，形成早期古油藏；中三疊世晚期，印支運動導(dǎo)致開江古隆起形成，早期古油藏轉(zhuǎn)化為古氣藏；燕山—喜馬拉雅期受控于大巴山?jīng)_斷帶和川東褶皺帶構(gòu)造復(fù)合—聯(lián)合作用，形成具有多期疊加變形特征的高陡斷褶帶，古圈閉被破壞，油氣被重新調(diào)整、分配，新的氣藏主要分布在不同類型的構(gòu)造圈閉和潛伏構(gòu)造圈閉內(nèi)。

4.3 油氣勘探前景

洗象池群是四川盆地重要的戰(zhàn)略接替領(lǐng)域，洗象池群具備大面積成藏的有利條件，決定了其在未來油氣勘探中的重要地位。目前勘探主要集中在川中古隆起周緣，未來需繼續(xù)加強對古隆起斜坡區(qū)的臺內(nèi)高能相帶、川東高陡構(gòu)造帶源—儲對接圈閉等有利區(qū)的勘探。

4.3.1 川中—川北古隆起斜坡是尋找規(guī)模發(fā)現(xiàn)的重點領(lǐng)域

川中—川北古隆起的形成演化為洗象池群儲集層的發(fā)育創(chuàng)造了有利的構(gòu)造背景。在川中—川北古隆起影響下，洗象池群發(fā)育“相控型”和巖溶型兩類儲層，其中臺內(nèi)顆粒灘相帶與巖溶疊合區(qū)為儲層發(fā)育最有利區(qū)，主要沿古隆起斜坡區(qū)呈不連續(xù)的帶狀展布。圍繞古隆起，綜合油氣成藏要素組合時空分布，優(yōu)選了2個有利勘探區(qū)帶。

4.3.1.1 古隆起周緣與綿陽—長寧古裂陷疊合區(qū)

川中—川北古隆起長期繼承性發(fā)育區(qū)是油氣早期運聚的有利指向區(qū)。古隆起周緣具有灘相與巖溶聯(lián)合控儲的優(yōu)越條件[17]，經(jīng)多期構(gòu)造調(diào)整形成系列低幅度構(gòu)造和大型巖性圈閉，保存條件穩(wěn)定；綿陽—長寧古裂陷控制了筇竹寺組生烴中心，筇竹寺組烴源巖通過古隆起后期調(diào)整階段形成的通源斷裂的輸導(dǎo)，可形成“下生上儲”有利成藏組合（圖7-a）。威遠、磨溪等地區(qū)已有多口鉆井在洗象池群獲得工業(yè)氣流，表明該領(lǐng)域具有良好的勘探前景。

圖7 四川盆地洗象池群成藏組合劃分

4.3.1.2 古隆起斜坡背景下的高陡構(gòu)造變形帶

川東北宣漢地區(qū)洗象池群地層結(jié)構(gòu)與川中磨溪、廣安地區(qū)具有相似的特征，位于川中—川北古隆起斜坡區(qū)，殘留厚度適中（150～300 m）、地震亮點異常反射明顯，預(yù)測灘相儲層發(fā)育，并且可能疊加巖溶作用。成藏解剖揭示筇竹寺組、湄潭組和龍馬溪組均具有向洗象池群供烴的潛力（圖7-b），周緣鉆井及露頭洗象池群儲層常見瀝青，證明早期具有廣泛油氣充注，但該區(qū)目前尚無鉆井證實，鑒于洗象池群埋深大、構(gòu)造變形復(fù)雜，尋找有利的構(gòu)造—巖性圈閉是勘探的關(guān)鍵。

4.3.2 川東—川東南鹽上構(gòu)造是深化天然氣勘探的重要領(lǐng)域

川東—川東南地區(qū)以發(fā)育成排成帶的高陡構(gòu)造為特征，以高臺組膏鹽巖層為滑脫面，上覆地層沿鹽層形成滑脫褶皺、逆沖斷層及相關(guān)褶皺、背沖斷隆等，鹽巖填充背斜核部，鹽上形成構(gòu)造圈閉[33]。由于區(qū)內(nèi)鹽層厚度大，縱向上通源斷裂不發(fā)育，難以溝通鹽下烴源。平橋1井鉆探證實，由于構(gòu)造活動及埋藏溶蝕作用，洗象池群發(fā)育裂縫型和孔隙型儲層，五峰組—龍馬溪組優(yōu)質(zhì)烴源巖可通過斷層側(cè)向?qū)酉蚋叨笜?gòu)造帶供烴，源—儲配置關(guān)系有效，形成新生古儲有利成藏組合（圖7-c）。因此，從區(qū)域油氣成藏條件和實際鉆井綜合分析來看，由于鹽層厚度大、后期構(gòu)造對油氣藏改造強烈，尋找源—儲對接匹配好、保存單元“相對穩(wěn)定”的構(gòu)造圈閉和構(gòu)造—巖性復(fù)合圈閉是川東—川東南鹽上構(gòu)造天然氣勘探突破的關(guān)鍵。

5 結(jié)論

1）四川盆地洗象池群沉積期為川中—川北繼承性古隆起背景下的碳酸鹽巖局限—半局限臺地沉積環(huán)境，主要的沉積亞相類型為潮坪和臺內(nèi)顆粒淺灘，局部發(fā)育咸化潟湖。

2）受繼承性古隆起、沉積相帶、微古地貌、埋藏溶蝕作用、表生巖溶作用和后期構(gòu)造改造等因素控制，洗象池群主要發(fā)育顆粒灘相控型、巖溶改造型和裂縫型3類儲層，其中臺內(nèi)顆粒灘相帶與巖溶斜坡疊合區(qū)為儲層發(fā)育最有利區(qū)。

3）四川盆地洗象池群存在4種成藏模式：川中下生上儲、斷層垂向輸導(dǎo)模式，川東南新生古儲、斷層側(cè)向?qū)虞攲?dǎo)模式，川北側(cè)生旁儲、不整合輸導(dǎo)模式，川東北多源供烴、斷層側(cè)向＋垂向聯(lián)合輸導(dǎo)模式。

4）洗象池群油氣勘探潛力巨大，川中—川北古隆起周緣與綿陽—長寧古裂陷疊合區(qū)、古隆起斜坡背景下的高陡構(gòu)造變形帶是尋找規(guī)模天然氣發(fā)現(xiàn)的重點領(lǐng)域，川東高陡構(gòu)造帶源—儲對接匹配好的“相對穩(wěn)定”保存單元是深化天然氣勘探的重要領(lǐng)域。