摘要：迄今为止，四川盆地震旦系-下古生界勘探程度仍然很低，对天然气成藏规律与主控因素的认识不够深入。为此，应用层序地层学理论和方法，编制了层序地层格架内沉积相图，开展成藏综合研究。结论认为，震旦系-下古生界发育有下寒武统筇竹寺组及下志留统龙马溪组2套优质泥质烃源岩，以及震旦系-奥陶系岩溶白云岩、灯影组台缘高能白云岩以及志留系小河坝组致密砂岩3大类储层，存在震旦系-奥陶系和志留系2套成藏系统，共发生4期烃类充注：第1期早成熟液.冬烃类充注发生在加里东期；第2期大规模液态烃充注发生在印支期；第3期充注主要发生在燕山期，以原油裂解为主；第4期发生在喜山期，主要为古气藏调整定型。乐山-龙女寺古隆起核部的岩溶风化壳、古隆起翼部的构造圈闭和川东志留系致密砂岩及震旦系台缘高能带是盆地内3大有利勘探领域。上述成果和认识将对该领域天然气的勘探提供指导作用。
关键词：四川盆地；震旦世-早古生代；成藏条件；烃源岩；储集层；有利勘探区；包裹体；沉积岩相
新中国成立以来，四川盆地震旦系-下古生界油气勘探从20也纪50年代中期开始，迄今已近50年的历史[1～3]。1964年威远震旦系气藏发现后，掀起了震旦系的钻探高潮，取得了明显成效[4]。20世纪90年代后，资阳古罔闭资1井震旦系获气，再次展开了一轮大规模勘探，发现了资阳地区震旦系气藏[6～7]，但在其他地区未取得理想效果，此后该领域的天然气勘探进展甚微。2004年后，于威远气田的老井复查中，10余门井在寒武系洗象池群获得工业气流，在2005年部署的威寒1井在寒武系洗象池组、遇仙寺组、下奥陶统罗汉坡组都见良好显示，其中在遇仙寺组测试产气12.3×104m3/d，产水192m3/d，在罗汉坡储层中溶孔发育。近年新钻探的宝龙1井在中上寒武统洗象池群测试获气1.37×104m3/d。可见，威远构造及周缘寒武系多个层段获突破，为再次评价震旦系-下古生界天然气的勘探前景奠定了基础。
1 成藏条件
四川盆地震旦系-下古生界主要发育2套成藏系统。一是以下寒武统筇竹寺组为烃源岩的震旦系 奥陶系成藏系统，其储层为震旦系灯影组和寒武系的龙王庙组、洗象池群以及奥陶系的桐梓组和红花园组，形成上生下储(寒武系生，震旦系储)和下生上储(寒武系生，寒武系和奥陶系储)2套成藏组合；另一是以下志留统龙马溪组为烃源岩的志留系成藏系统，储层为志留系小河坝组砂岩，形成白生自储的成藏组合。
1.1 两套主力烃源岩分布面积广、生烃潜力大
四川1盆地震旦系-下古生界主要发育下寒武统筇竹寺组和下志留统龙马溪组2套区域性分布的优质烃源岩[8]。筇竹寺组烃源岩主要为深灰色、黑色泥岩、炭质泥岩，累计厚度介于20～450m，镜质体反射率为2.0%～5.0%，处于过成熟阶段，残余有机碳含量为0.5%～4%，生烃潜量为1～10mg/g，生气强度范围在(20～120)×108m3/km2，生气强度大于20×108m3/km2的面积几乎遍布整个盆地。
下志留统龙马溪组烃源岩主要为深灰色、黑色泥岩、页岩，累计厚度为50～700m，主要分布在盆地的东部，镜质体反射率为2.0%～4.0%，处于过成熟阶段，残余有机碳含量为0.12%～3.6%，生气强度范围在(20～100)×108m3/km2，生气强度大于20×108m3/km2的面积可达到6×108m3/km2。
除2套主力烃源岩外，震旦系-下古生界在局部区域还发育震旦系陡山坨组泥页岩、奥陶系桐梓组、湄潭组、五峰组泥页岩类烃源岩。
1.2 3 类有利储集相带中发育3大类有利储集体
应用层序地层学原理和方法，利用岩心露头资料、测井录井资料、地震资料和成岩标志等将震旦系-志留系划分为17个三级层序，34个体系域，通过建立层序地层格架，并在单井层序、连井对比剖面分析及单因素综合成图的基础上，编制了不同层序格架内的岩相古地理图，代表性图件如图1所示。总体而言，震旦系-志留系发育台内滩、台缘高能带和浅海砂坝3类有利储集相带，以台内滩为主。台内滩主要发育在盆地中部，台缘高能带发育在盆缘和盆外，浅海砂坝分布在盆地东部。
3类储集相带发育3类储集层，即岩溶白云岩、台缘高能白云岩和致密砂岩储集层，以低孔低渗为主。
岩溶白云岩储层在灯影组的灯二、三、四段，寒武系的龙王庙组、洗象池群，奥陶系的桐梓组、红花园组和宝塔组等均发育，其中，最主要是震旦系灯影组和寒武系龙王庙组以及洗象池群。震旦系灯影组风化壳白云岩储层平均孔隙度为2.11%(其中灯四段为1.96%，灯三段为2.48%)，单层厚度为2～11m，累计厚度可达50m，分布面积为3×104km2；寒武系龙王庙组白云岩储层岩性主要为鲕粒云岩和砂屑云岩，平均孔隙度为2%～6%，单层厚度为0.5～30m，累计厚度可达5Om，厚度大于20m的面积为2.5×104km2；寒武系洗象池群白云岩储层岩性主要为溶孔溶洞白云岩，平均孔隙度为3.4%，单层厚度介于0.5～2m，累计厚度可达40m，厚度大于10m的面积为2×104km2。
台缘高能白云岩储层主要发育在川东震旦系灯影组，岩性为粗、细晶云岩和颗粒云岩，以贵州遵义松林剖面为代表的震旦系台缘高能相带中的储层平均孔隙度为2.86%，平均渗透率为0.089mD，是近期研究新发现的有利储集相带，预测勘探潜力大，有待钻井证实。
致密砂岩储层主要发育于志留系小河坝组，岩性为粉砂岩、泥质粉砂岩，平均孔隙度为3.4%，平均渗透率为0.33mD，单层厚度为5～35m，累计厚度可达300m，砂地比大于30%且位于盆地内部的面积为1.2×104km2。
1.3 发育6套区域分布的优质泥页岩或膏盐岩盖层
实钻结果表明，震旦系-志留系主要发育6套储盖组合，自下而上分别是：①震旦系灯影组藻白云岩储层-下寒武统筇竹寺组泥页岩盖层的组合；②下寒武统龙王庙组鲕粒(灰)岩、粒屑灰岩储层-中寒武统膏盐层或下二叠统泥页岩盖层的组合；③中上寒武统洗象池群白云岩储层-下奥陶统碳酸盐岩或下二叠统泥页岩盖层的组合；④下奥陶统南津关组白云岩储层-下奥陶统大湾组或下二叠统盖层的组合；⑤中奥陶统宝塔组裂缝性石灰岩或白云岩储层-上覆志留系泥页岩或下二叠统盖层的组合；⑥小河坝砂岩及石灰岩储层上覆泥页岩盖层的组合等。这6套储盖组合中以第1套储盖组合(灯影组储层，下寒武统盖层)最为有利，筇竹寺组泥页岩既是烃源岩，又是良好的区域性盖层，据威106井9块泥页岩岩心样品压汞资料，喉道在(18～248)×10-10m间[9]，突破压力为70～150MPa[10]，威远气田的盖层CSI(气藏盖层封闭指标)为2.74×109m/s[11]，具良好的封盖能力，为区域性含气储盖组合，已在威远气田、资阳含气构造得到证实。
第2套储盖组合(龙王庙组鲕粒灰岩储层，高台组粉砂质泥岩、膏岩层盖层)和第3套储盖组合(洗象池群白云岩储层 下奥陶统碳酸盐岩盖层)也是较为有利的组合，高台组膏盐层主要分布在川东南地区，以重庆(大于70m)、宜宾(大于40m)为中心向四周逐渐减薄[12]。此2套组合已在威远气田的洗象池群和龙王庙组中获得了工业气流或见良好显示。
第4、第5套储盖组合的有利勘探领域主要是奥陶系南津关组、宝塔组古风化带，而且与盖层发育与否密切相关。如奥陶系南津关组本身物性较差，含气与否不仅与有利储集层段的古风化壳有关，同时，又与上覆优质盖层有关，梁山组泥页岩是较好的盖层，若盖层发育，则奥陶系含气，否则不含气。女基井、磨深1、高科1和安平1井等就是其中的典型实例。女基井和磨深1井下二叠统梁山组泥页岩盖层厚度分别为7m和2m，南津关组产气量分别为3.6×104m3/d和0.042×104m3/d；高科1井和安平1井由于缺失梁山组盖层，高科1井南津关组仅见高含量沥青，无气，安平1井仅见岩心冒气。
第6套储盖组合中，“小河坝砂岩”之上的小河坝组上段及韩家店组则是良好的区域盖层。小河坝组上段为以灰、绿灰、灰绿色页岩为主夹粉砂质泥岩、纹层状泥质粉砂岩及泥质生物碎屑灰岩透镜体。韩家店组下段以灰、绿灰色页岩为主，夹灰绿色粉砂质泥岩及纹层状泥质粉砂岩和泥质生物碎屑灰岩透镜体；上段为灰、黄灰、灰绿色页岩与粉砂质页岩、含泥质石英粉砂岩不等厚互层。总厚420～750m，可作为小河坝砂岩的直接盖层，具有较好的保存条件。目前，该套组合已在川南和川东的多口井中见不同程度的油气显示，并在川东五百梯潜伏构造的五科1井小河坝砂岩获0.22×104m3/d的气流。
2 成藏特征及主控因素
2.1 有4期烃类的充注
包裹体均一温度、包裹体甲烷同位素以及储层沥青生标、反射率、显微光学特征等参数是研究油气充注期次的重要指标。总体而言有4期烃类充注：①第1期为加里东期的少量液态烃类的充注；②第2期充注时期发生在中晚三叠世，烃源岩演化程度处于成熟-高成熟早期，烃类的主要富集区位于古隆起顶部；③第3期为原油裂解充注，充注时期发生在燕山期，表现在原油裂解气的C1/C2变化小、C2/C3变化大，沥青含量的高低与现今埋深无关，主要受古岩溶发育的控制，在古隆起高部位，沥青含量高；而低部位沥青含量低；④第4期为古气藏调整充注，充注时期发生在喜山期，表现在由于构造运动，古气藏抬升、调整充注。
从威远、资阳地区震旦系储层以方解石为宿主矿物的包裹体均一温度分布看，均一温度分布在120～180℃的占绝对优势，同时也检测到大于180℃的高温包裹体(图2)。而从均一温度与冰点温度的相关关系(图3)分析，均一温度分布在120～180℃的包裹体，其冰点温度有很大的差异，这实际上反映了两期烃类的充注，即印支期液态烃类的充注(低温高冰点)和晚期地层抬升剥蚀过程中气态烃类的充注(低温低冰点)。大于180℃的高温包裹体主要反映了地质历史时期中地层深埋、液态烃类发生裂解的燕山期。石英矿物中所检测到的包裹体数量虽然不多，但其均一温度分布范围大，从102～206℃。
储层沥青可以反映油气藏的充注历史。震旦系储层沥青的饱和烃主要特征是在高碳数部分正构烷烃基本消失，保存下来的是一些环状化合物，表明早期充注的烃类可能遭受轻微的生物降解；在低碳数部分，正构烷烃分布正常，是晚期充注烃类的特征。实测的沥青等效反射率也显示出两期沥青的反射特征，第1期沥青的等效反射率以3.0%～3.5%为主，第2期沥青的等效反射率以2.2%～2.6%为主。
2.2 天然气成藏主要受控于储层、烃源及保存条件
2.2.1相对高渗储层段的发育决定了气藏富集的部位
储层研究表明，洗象池群储层发育于颗粒滩及与颗粒滩发育密切相关的云坪之中，受颗粒滩的沉积相序控制，纵向上储层主要集中在洗象池群颗粒滩的中上部为主，并且洗象池群储层厚度变化大，纵横向非均质性强，具有多套薄储层叠加的特点。从威远气田获工业气流井的产气层段部位与其所在储层位置的关系看，威远气田洗象池群获工业气流井的层段主要分布在中上部。威寒1、101、102、103、104、105井的洗象池群由于储层不发育，因而只在威寒1井获得日产0.124×104m3的低产气流，其他井则为干层。
威远气田龙王庙组储层在整个威远构造均有发育，以构造顶部向北方向威2至威37井一带最为发育，储层厚度超过20m。龙王庙组储层也主要发育在中上部，且区域上具有厚度较大、连续性好的特点。如威寒105井2453～2464m取心段岩心孔洞非常发育；盘1井储层厚达56m，且多为连续发育的储层，其中第1段就厚达30m，钻井过程中后效气侵明显，未测试；安平1井在4658～4670m气测异常，物性较好，因工程事故未测试。龙王庙组虽然已测试井的数量有限(包括威2、威寒1、101、104井)，但从威寒1井的测试结果(日产气3.99×104m3，日产水192m3)看，获工业气流的层段主要分布在龙王庙组的中上部。可见，天然气富集层段的纵向部位明显受储集层发育程度的控制。
2.2.2烃源岩影响气藏含气丰度
烃源岩是天然气藏形成的物质基础，它的发育程度明显影响气藏含气的丰度。四川盆地乐山-龙女寺古隆起区域震旦系气藏就是个典型的实例。该领域属于下寒武统筇竹寺组泥页岩生、震旦系灯四、三、二段白云岩储层的上生下储成藏组合，烃源岩生成的油气主要通过不整合面侧向进入震旦系风化壳储层聚集成藏。由于下震旦统陡山坨组烃源岩在古隆起区域不发育，因此，相对而言，灯四段比灯三段和灯二段更有利于接受来自上覆筇竹寺组烃源岩的油气，聚集成藏的几率比灯三、灯二段高。迄今发现的震旦系产气层段主要在灯四段及灯三段上部，下部产水增多的现象就是个例证。
2.2.3保存是天然气富集成藏的关键
从靠近盆地西南边缘的周公1、老龙1、窝深1井和宫深1井所产地层水分析可知，震旦系气藏保存条件遭到破坏，产淡水。如周公1井灯四段日产水0.413m3，地层水矿化度为0.743g/L，NaHC03水型；老龙1灯三段日产水105m3，地层水矿化度为1.33g/L，Na2S04水型；窝深1井灯一段+灯二段日产水69.4m3，NaHC03或Na2S04水型；宫深1井灯二段+灯三段日产水400m3，NaHC03或Na2SO4水型。
与此相反，古隆起的核部，震旦系的地层水矿化度普遍较高，说明保存条件好。如威远地区地层水矿化度为71～81g/L，CaCl2水型；资阳地区矿化度为63～71g/L，CaCl2水型。汪泽成[12]等对高科1井盖层微观参数的分析结果表明了筇竹寺组泥页岩对震旦系气藏具有很好的封盖能力。
3 勘探领域与潜力
以上分析表明，四川盆地震旦系-下古生界具有有利的油气成藏条件，资源潜力大，但勘探程度仍然很低，勘探前景广阔。从勘探程度及研究、认识程度综合分析，主要有3大勘探领域，即古隆起核部大型岩溶风化壳勘探领域、古隆起翼部大型构造圈闭勘探领域和川东志留系致密砂岩及震旦系台缘高能带勘探领域，各领域的主要特征见表1。
乐山-龙女寺古隆起核部大型岩溶储层有利勘探领域已探明威远气田和发现资阳含气构造，其最有利的条件是发育多套储层，可主探灯影组风化壳，兼探寒武系龙王庙组和洗象池群，生气强度大，处于(20～100)×108m3/km2的分布范围内，保存条件好，埋深相对较浅，为4500～5500m。
古隆起翼部大型构造圈闭勘探领域也发育多套储层，包括寒武系龙王庙组、洗象池群和奥陶系桐梓组等，构造圈闭发育，面积大于50km2的圈闭有16个，生气强度介于(50～120)×108m3/km2，目的层埋深2500～5000m。
川东志留系致密砂岩勘探领域已在建南地区发现建深1含气构造，并在韩家店组获得日产5.13×104m3的工业气流，展示了良好的勘探前景。
震旦系台缘高能白云岩带勘探领域紧邻寒武系生烃中心，而且在盆地东部的陡山坨组烃源岩也较发育，气源供给充足，更为重要的是该处在喜马拉雅期前属于印支期开江华蓥山古隆起范围，震旦系顶面构造图上显示为古隆起高点[6]，是油气有利的运移指向区。
4 结论
1) 四川盆地震旦系-下古生界具备良好的油气成藏条件，主要发育下寒武统筇竹寺组和下志留统龙马溪组2套优质烃源岩，岩溶白云岩、台缘高能白云岩和致密砂岩3大类储层，6套区域分布的优质泥页岩或膏盐岩盖层。
2) 四川盆地震旦系-下古生界发育两套成藏系统，其中震旦-奥陶系成藏系统有4期烃类充注，第1、2期分别为加里东期和中晚三叠世的液态烃充注；第3期为燕山期的原油裂解气充注；第4期为喜山期古气藏重新调整充注。
3) 四川盆地震旦系-下古生界勘探前景广阔，主要有3大勘探领域，即古隆起核部大型岩溶风化壳勘探领域、古隆起翼部大型构造圈闭勘探领域和川东志留系致密砂岩及震旦系台缘高能带勘探领域。
参考文献
[1] 杜尚明.威远构造与震旦系油气勘探[J].勘探家，1996，1(2)：46-47.
[2] 张健，张奇.四川盆地油气勘探-历史回顾及展望[J].天然气工业，2002，22(增刊1)：3-7.
[3] 王兴志，方少仙，侯方浩，等.四川盆地灯影组储层原生孔隙内胶结物研究[J].西南石油学院学报，1998，20(3)：1-3.
[4] 宋文海.乐山龙女寺古隆起大中型气田成藏条件研究[J].天然气工业，1996，16(增刊)：13-26.
[5] 代寒松，刘树根，孙玮，等.米仓山前缘震旦系灯影组天然气勘探前景探讨[J].西南石油大学学报：自然科学版，2010，32(5)：16-26.
[6] 徐世琦，洪海涛，师晓蓉.乐山-龙女寺古隆起与下古生界含油气性的关系探讨[J].天然气勘探与开发，2002，25(3)：9-15.
[7] 王兴志，黄继祥，侯方浩，等.四川资阳及邻区震旦系灯影组储层段沉积及层序地层学特征[J].西南石油学院学报，1996，18(3)：1-9.
[8] 梁狄刚，郭彤楼，陈建平，等.南方四套区域性海相烃源岩的分布[J].海相油气地质，2008，13(2)：1-16.
[9] 孙玮，刘树根，韩克猷，等.四川盆地震旦系油气地质条件及勘探前景分析[J].石油实验地质，2009，31(4)：350-355.
[1O] 姚建军，陈孟晋，华爱刚，等.川中乐山-龙女寺古隆起震旦系天然气成藏条件分析[J].石油勘探与开发，2003，30(4)：7-9.
[11] 吕延防，付广，于丹.中国大中型气田盖层封盖能力综合评价及其对成藏的贡献[J].石油与天然气地质，2005，26(6)：742-745.
[12] 汪泽成.四川盆地天然气勘探接替层系深化研究与勘探目标评选[R].北京：中国石油勘探开发研究院，2000.
(本文作者：魏国齐 焦贵浩 杨威 谢增业 李德江 谢武仁 刘满仓 曾富英 中国石油勘探开发研究院廊坊分院)
您可以选择一种方式赞助本站
支付宝转账赞助
微信转账赞助
- 注解：本资料由会员及群友提供仅供阅读交流学习，不得用于商业用途！
