摘要：四川盆地东部石炭系是盆地内天然气的主要高效产层，随着构造圈闭落实的难度增大，勘探方向的选择成为其发展的新问题。为此，开展了以岩性地层气藏为目标的新一轮地层、沉积微相、储层、烃源岩、构造、成藏与圈闭等方面的研究。分析认为：川东石炭系气源充足，白云岩储层广泛发育，并具有明显的非均质性与不连续性特征。这种非均质性与不连续性不仅是白云化、沉积微相、成岩溶蚀与构造作用共同作用的结果，而且也是构造-地层复合圈闭及岩性圈闭发育的重要条件。因此，川东石炭系不仅还存在构造圈闭勘探的新区带，而且还存在构造-地层复合圈闭、岩性圈闭等有利勘探目标。其中构造气藏产量高而稳定，产能建设见效快，仍是近期勘探增储上产的主要气藏类型；构造-地层复合圈闭是近期勘探的主要新类型，一定坡度的构造围斜区是有利于天然气勘探的新方向；岩性体多发育于致密区，虽然单个规模小，但可以叠置广泛发育，是老区滚动勘探与挖潜的重要新类型。
关键词：川东；石炭纪；黄龙组；勘探潜力；储层非均质性；构造圈闭；构造；地层复合圈闭；岩性圈闭
四川盆地石炭系主要分布于盆地东北部地区，发育上石炭统黄龙组海相碳酸盐岩，残留面积约53000km2，天然气资源丰富。20世纪70～90年代，主要以构造勘探为主，探明天然气地质储量2408.86×108m3，年产天然气由10a前的40×108m3增加到65×108m3，是盆地主力产层。石炭系以高产、稳产为特征，其中大于10×104m3的气井占64%、大多数的气井可稳产8～12a。另外，石炭系气藏的采收率高，天然气可采储量的采出程度可超过90%；小气田开发效益好，采气速率大部分超过5%[1]。由此可见，石炭系只要获得发现，就很容易建产、并形成良好的长效气田。然而，由于近10a来勘探投资的转移，石炭系新增储量少，出现了储采比迅速下降、稳产困难的势态。通过近3a的科技攻关，笔者认为石炭系仍然有丰富的天然气资源、良好的天然气成藏条件以及多个有利的勘探方向。
1 天然气成藏地质条件
川东石炭系具有良好的天然气成藏地质条件。川东石炭系残余厚度为0～80m，一般为10～50m。上覆下二叠统梁山组铝土质泥岩[2]，厚5～30m。其下伏地层为志留系泥页岩，厚度100～1400m。燕山-喜山期的强烈构造运动形成了多个北东向-北东东向的褶皱构造带与冲断构造带[3]，因此构造圈闭和与构造相关的复合圈闭广泛发育[4]。近期研究在气源条件与储集条件等方面取得了重要进展。
1.1 气源条件
根据王兰生、梁卫等人的研究[5～6]，确认川东石炭系天然气主要为油型裂解气，主力气源应为下伏志留系，气源充足。
志留系龙马溪组是其主要气源层，华蓥山西侧地区也有良好的气源条件。四川盆地志留系主要环绕乐山龙女寺古隆起发育，为一套海相泥页岩沉积，烃源岩发育于川东-蜀南地区，厚度100～1400m，主要为下志留统的龙马溪组黑色页岩[7]。烃源岩的有机碳含量多在0.8%～3%，最高可达6.7%；其热演化程度较高，Ro超过1.8%，在石炭系分布的川东北地区，成熟度相对较高，多超过2.4%；从生气强度来看，石炭系分布区多在(20～100)×108m3/km2[8]，具备大气田形成的良好气源条件[9]。这里有一个很重要的认识变化，即以前认为华蓥山以两的广安渠县地区生气强度多低于10×108m3/km2，气源不足；而通过近期地球物理的预测与地质研究，认为该区烃源岩厚度可达200m，大部分地区生气强度可达(10～25)×108m3/km2，具备规模天然气聚集的有利气源条件。
1.2 储集条件
川东石炭系黄龙组二段白云岩是主要的储层，储层广泛发育[10]。最有利的储层类型为砂屑白云岩与砂屑角砾白云岩[11]。有效储层的发育不仅受沉积微相的控制、还受白云化、淋滤溶蚀作用、构造裂缝的控制，而且具有非均质性与不连续性特征。
1.2.1储层基本特征
川东石炭系白云岩储层多发育于粒屑滩微相以及与粒屑滩相邻的云坪沉积微相中，岩性主要有晶粒白云岩、角砾白云岩与粒屑白云岩3大类[12]。石炭系储层的储集空间存在孔隙、洞穴、裂缝3大类[13]。
黄龙组发育裂缝-孔隙型、孔隙型、裂缝-孔洞型等3大类储集体，其中尤以裂缝-孔隙型储层最发育，并发育2期以上构造裂缝、3期溶蚀作用(图1)。如图1-a中发育明显的2期构造裂缝，并且第2期构造裂缝切割第1期构造裂缝；图1-b中展示沉积后抬升到地表，受到大气淡水的淋滤溶蚀作用，且这些孔洞大部分被方解石充填；图1-c中展示酸性地层水对白云岩储层的溶蚀作用，并在其后注入油气，残留大量沥青，这显示为生烃高峰期同期形成的有机酸溶蚀作用的结果；图1-d中展示出热液溶蚀作用，热液溶蚀形成了大量粒间粒内溶蚀孔洞，并部分被石英晶体半充填。由此可知，黄龙组白云岩储层的储集空间主要由溶蚀作用形成，溶蚀作用的差异也为储层非均质性与不连续性发育奠定了基础。
1.2.2储层发育的主控因素
如前所述，川东黄龙组储层的发育主要受白云化、沉积微相、溶蚀作用及构造裂缝等4个方面的因素控制。研究认为白云化是储层发育的关键；而沉积微相、溶蚀作用与构造作用是储层改善、成为有利储层的主要地质营力，这些地质营力既是储层物性改善的主要因素，也是储层非均质发育与不连续发育的主要原因。
白云化作用是黄龙组石灰岩变成储集体的关键控制因素。基本可以认为没有白云化作用，就没有储集体的形成。川东地区灰岩的物性统计显示，95%的样品为孔隙度小于3%、渗透率小于0.1mD的非储层岩。而白云岩的物性统计显示，有50%左右的样品为孔隙度大于3%、渗透率大于0.1mD的储集岩。因此，白云化作用是川东石炭系黄龙组石灰岩变成储层的关键。其白云化机理主要是准同生白云化与埋藏白云化。准同生白云岩主要为泥晶-微晶白云岩，主要分布于膏盐湖微相的发育区。埋藏白云岩有早成岩埋藏白云岩与中成岩埋藏白云岩2类，早成岩埋藏白云岩主要为晶粒云岩，具“雾心亮边”结构，晶间孔和晶间溶孔发育，普遍发育，只能局部结晶程度较高的才能成为储集体；中成岩埋藏白云岩，重结晶作用强，发育晶间孔及晶间溶孔，充填淡水方解石，具有溶蚀与淡水淋滤双重特点，可形成好储层[8]。
沉积微相是有利储层发育的基础。从沉积作用的角度来看，川东石炭系主要发育潮坪沉积体系，主要的沉积微相是粒屑滩、云坪、潮下灰泥坪、与膏盐湖等沉积微相[14～15]。根据对这些沉积微相的储层孔隙度等的统计，展示粒屑滩微相的白云岩储层物性最好(图2上)，孔隙度区间多介于3%～9%，部分可超过9%，这是因为粒屑滩不仅存在一定的原始沉积孔隙，为埋藏期储层的白云化、溶蚀作用的发生创造了有利条件，而且使溶蚀孔隙成为主要的储集空间。其次是云坪微相，其孔隙度区间为1%～7%，也有部分超过9%；而潮下灰泥坪与膏盐湖微相的储层孔隙度多低于4%，只有少量为4%～9%。因此，粒屑滩沉积微相最有利储层的形成，并对储层的后期改善起到重要促进作用。
溶蚀作用是储层改善的主要地质营力。根据对不同类型云岩的孔隙度统计，溶孔云岩的储层物性最好(图2下)，孔隙度多介于3%～10%；其次是粒屑云岩与角砾云岩，其孔隙度分别为2%～7%与1%～7%；而晶粒云岩的孔隙度多在1%～5%，只有少量为5%～8%。因此，溶蚀作用是有利储层形成的主要控制因素。而溶蚀作用包括淡水淋滤溶蚀作用、生烃高峰期同期形成的有机酸溶蚀作用及高温热液溶蚀作用[16]，对于川东石炭系来说，淡水淋滤溶蚀与有机酸溶蚀是有利储层发育的关键控制因素之一。
构造作用也是储层改善的重要作用之一。从前面的储层类型分析中可知，黄龙组至少发育2期以上的构造裂缝，而且在构造裂缝的促进下，溶蚀作用也更发育，局部地区可以形成裂缝-孔洞型储集体[12～13]。构造挤压褶皱形成的多期裂缝促进了储层之间的连通和溶蚀作用的加强，大大地改善了储集物性，有构造裂缝发育的地区，往往溶蚀孔洞发育，储层孔隙度为8%～12%，渗透率为10～1000mD。
总之，川东石炭系黄龙组白云岩储层是白云化、沉积微相、成岩溶蚀与构造作用共同作用的结果。有利储层多发育于这4种作用的叠加地区，即褶皱构造带。而斜坡区、向斜区因构造裂缝发育差，往往只发育物性较差的孔隙型储集体或致密带。因此，不同区带因地质条件的差异，不仅造成不同地区沉积与成岩演化的较大差异，而且更导致了白云岩储层的非均质性与不连续性发育。
1.2.3储层的分布特征
川东石炭系储层分布广泛，有效储层多在黄龙组地层厚度大于10m的石炭系分布区[17～18]。有利的白云岩储层(孔隙度大于3%)主要发育于开江古隆起的两侧地区，厚度可达40m(图3)；在石炭系发育较薄的西南、东南与东北部地区，白云岩储层多小于10m；在西北部龙会达州地区，石炭系的地层厚度虽然较厚，但是主要发育石灰岩，储层基本不发育。
川东石炭系有效储层厚度与地层厚度有一定的相关性。在地层厚度小于45m时，有效储层的厚度与地层厚度多成正相关关系；而在地层厚度大于45m时，地层厚度与有效储层的关系相反(图4)。由此可知，石炭系厚度小于10m的地区，储层多小于5m；地层厚度小于5m的地区，多为致密层，可以成为岩性圈闭与地层圈闭的侧向封堵层。
石炭系储层具有较强的非均质性与不连续性特征。其白云岩储层的厚度及物性变化很快(图5)，虽然石炭系都发育储层，但储层发育的层位并不相同，有的呈现不连续特征。石炭系黄龙组单个白云岩储层厚度多在1～5m，个别叠合后可达10m厚，这显示石炭系存在广泛发育局限小型岩性圈闭的可能性。
2 有利勘探方向预测
2.1 新区带的构造圈闭
构造气藏产量高而稳定，产能建设见效快，仍是近期勘探增储上产的主要圈闭类型。随着地震勘探技术的发展，尤其是宽线地震采集技术攻关取得重要进展，使得原来高陡构造区难落实的构造圈闭获得较准确的描述，为低勘探程度的新构造带构造圈闭的落塞创造了条件。近期评价认为，凉水井-板桥构造带、南门场构造带、明月峡构造带、方斗山构造带及马槽坝-黑楼门构造带等5个低勘探程度的新构造带是目前勘探的重点。这5个构造带共存在38个待落实的构造圈闭，预测圈闭资源达2163×108m3。近期凉1井获得日产99×104m3的高产天然气流，进一步证明构造带的构造圈闭只要获得准确落实，就可以获得天然气的发现。因此，低勘探程度新构造带中，构造圈闭的准确描述与落实是川东石炭系勘探获得突破与发现的关键。
2.2 构造-地层复合圈闭
构造-地层复合圈闭是近期勘探的主要新类型，一定坡度的构造围斜区是有利天然气勘探新方向。川东地区石炭系最大的构造 地层复合气藏是五百梯气藏[18～20]，其天然气地质储量达500×108m3。构造地层复合圈闭是具有较大的潜力的，而且可以形成规模型的天然气聚集区。重庆气矿通过近2a的复合圈闭研究，在华蓥山以东地区初步发现83个可能构造地层复合圈闭。在此基础上，笔者通过综合评价，认为存在华蓥西、万州-梁平、板东-池西与渝东等4个有利的构造-地层复合圈闭发育带，面积约13530km2。在这4个有利区带内存在12个有利复合圈闭，其中华蓥山西侧的广安-涞滩场、万州-梁平区南门场向斜区及板东-池西地区的石堰等构造 地层复合圈闭是近期值得探索的有利目标。而其他大多数构造-地层复合圈闭落实程度低，主要问题是地层尖灭位置难确定，建议加强薄层地层及尖灭点位置确定的地震技术攻关研究，形成描述复合圈闭特征的系列技术。
2.3 岩性圈闭
构造带的岩性体主要由沉积与溶蚀共同作用形成，虽然单个规模较小，但却是老区滚动勘探与挖潜的重要新类型。中国石油西南油气田公司重庆气矿石炭系的开发采取水平井与大斜度井钻探致密带，多口井获得高产气流。如罐005-H1井日产天然气24.3×104m3、天东017-H4井日产天然气67.59×104m3、天东007-X2井日产天然气80.42×104m3等，这些石炭系气藏中原来认为的致密带，实际上是众多小型岩性气藏的叠合，老气藏的致密区可能是小型岩性气藏发育的有利区，也是值得探索与挖潜的重点区。从平面分布来看，川东石炭系分布区，发育20多个叠合发育的岩形体，与高陡构造叠合可以形成一定规模的岩性圈闭区，这一领域将是该区未来的有利勘探领域。
3 结论
1) 川东石炭系分布区，志留系龙马溪组是其主要气源层，华蓥西地区也有良好的气源条件；黄龙组二段白云岩是主要储集体，且广泛发育，最有利储层为砂屑白云岩与砂屑角砾白云岩，白云化是储层发育的关键，沉积微相、溶蚀作用与构造作用是储层得以改善的主要地质营力，这些地质营力也造成了储层的非均质性与不连续性，更是岩性地层圈闭得以发育的主要原因。
2) 川东石炭系仍存在3大有利勘探方向，即低勘探程度新构造带的构造圈闭、构造-地层复合圈闭与岩性圈闭。其中凉水井板桥构造带、南门场构造带、明月峡构造带、方斗山构造带及马槽坝 黑楼门构造带等5个低勘探程度的新构造带是近期天然气构造圈闭勘探的重点；华蓥西、万州-梁平、板东-池西与渝东等4个区带是构造地层复合圈闭有利发育区；构造带岩性体虽然单个规模小，但却是老区滚动勘探与挖潜的重要新类型，可以继续通过大斜度井与水平井钻探来实现石炭系的增储稳产。
中国石油西南油气田公司勘探开发研究院、重庆气矿、川中油气矿等对成文给予了帮助与支持，在此表示衷心的感谢！
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(本文作者：李伟1，2 张志杰1 邹才能1，2 党录瑞3 杨晓萍1 彭平3 1.中国石油勘探开发研究院；2.中围石油勘探开发研究院国家提高石油采收率重点实验室；3.中国石油西南油气田公司重庆气矿)
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