四川盆地蓬萊—中江地區震旦系燈影組二段成藏特征

岑永靜，梁 鋒，王立恩，劉倩虞，張鑫哲，丁 熊

（1.中國石油西南油氣田公司川中北部采氣管理處，四川遂寧 629000；2.西南石油大學地球科學與技術學院，四川成都 610500）

0 引言

四川盆地中震旦系燈影組丘灘相白云巖儲層是近年來深層—超深層碳酸鹽巖儲層研究的熱點。不同學者對丘灘體發育的主控因素、成因模式進行研究，部分學者還對丘灘的層序地層進行了研究［1］，甚至有學者利用三維建模與地震正演技術對丘灘體進行了結構研究［2］，發現走滑斷層對丘灘分布的多樣性也具有一定影響［3］。

繼20世紀60 年代在四川盆地發現威遠震旦系燈影組氣田以來，2011 年在川中古隆起燈影組二段（簡稱燈二段）獲得高產工業氣（GS1 井日產天然氣102.15×104m3）［4-5］。近年來，為拓寬勘探領域，跳出古隆起限制，增加實際生產開采，于2020 年和2021 年在古隆起北斜坡蓬萊—中江地區針對燈二段氣藏分別部署了PT1井和PT101井，均獲得高產氣流（PT1 井測試日產氣121.98×104m3，PT101 井測試日產氣220.88×104m3），實現了四川盆地燈影組氣藏勘探新的突破，證實了蓬萊—中江地區燈二段氣藏具有較好的勘探開發潛力［6-10］。以往關于蓬萊—中江地區燈二段氣藏的研究主要聚焦于沉積環境、儲層特征、氣藏特征、封蓋有效性等方面，認為四川盆地震旦系燈影組丘灘白云巖儲層存在巨大的天然氣勘探潛力，儲層發育受控于沉積相、巖溶、埋藏-熱液等因素［11-14］，并證實了蓬萊—中江地區燈二段存在構造-巖性圈閉氣藏［15］，但由于燈二段具有氣藏埋藏深度大、勘探難度大，尤其限于以往鉆井較少、分析化驗資料不足等客觀條件，對于蓬萊—中江地區燈二段氣藏特征等認識還有待進一步深化。鑒于此，隨著勘探的不斷深入，在以往的研究基礎上，依托新增鉆井、巖心、鑄體薄片、地震和分析化驗資料，對蓬萊—中江地區燈二段氣藏沉積相、儲集條件、烴源條件、封蓋條件等進行分析，并進一步對成藏條件與成藏模式進行研究，以期為繼續深化蓬萊—中江地區燈二段氣藏認識及后續勘探開發提供地質依據。

1 地質概況

蓬萊—中江地區構造上位于川中古隆中斜平緩帶北部、德陽—安岳古裂陷槽東側，東達遂寧市，西抵中江縣［16］，勘探面積約0.3×104km2（圖1a）。四川盆地震旦系燈影組可分為4 個巖性段（燈一段—燈四段），由于上揚子區域震旦系燈影組沉積后受桐灣期構造抬升運動的影響［17］，研究區燈影組僅保留了燈一段和燈二段，與下伏陡山坨組呈整合接觸，與上覆寒武系筇竹寺組呈不整合接觸（圖1b）［18］。其中燈二上亞段在PS3 井、PS4 井區已被剝蝕，在PT101-ZJ2 井區保存較全，地層厚度為200～390 m，巖性以藻云巖、砂屑云巖和粉晶云巖為主，可與上覆寒武系筇竹寺組暗色頁巖組成“上生下儲上蓋”和“旁生側儲上蓋”的生-儲-蓋配置關系。PT101-ZJ2 井區燈二下亞段以產水為主，因此，本次重點針對燈二段上亞段開展研究。

圖1 四川盆地中部北斜坡構造位置（a）及震旦系燈影組巖性地層綜合柱狀圖（b）Fig.1 Structural location of the northern slope（a）and stratigraphic colunm of Sinian Dengying Formation（b）in central Sichuan Basin

2 沉積相特征

由于南沱冰期冰川消融，四川盆地震旦系陡山沱組沉積期以古陸供給物源的潮坪和濱岸沉積格局為主［19］，巖性主要為淺黑色泥巖、深灰色泥質砂巖和黑灰色頁巖等。隨著海水侵入，燈影組沉積期古陸多被淹沒或侵蝕夷平，盆地內逐漸演變為碳酸鹽巖臺地［20］。燈二上亞段沉積期，川中北斜坡以發育臺地邊緣灘相和臺地邊緣丘相為特色，并可分為灘核、灘緣、灘間海、丘核、丘緣、丘間海6 種亞相，又可進一步分為云質灘/丘核、云質灘/丘緣和云質灘/丘間海多種微相（表1）。

表1 四川盆地蓬萊—中江地區震旦系燈二上亞段沉積相劃分Table 1 Sedimentary facies division of the upper Sinian Deng-2 member in Penglai-Zhongjiang area，Sichuan Basin

根據顆粒巖累積厚度/地層厚度值的差異，將臺地邊緣丘/灘劃分為丘/灘核（顆粒巖累積厚度/地層厚度值大于0.6）、丘/灘緣（顆粒巖累積厚度/地層厚度值為0.4～0.6）以及丘/灘間海（顆粒巖累積厚度/地層厚度值小于0.4）3 種亞相。丘/灘核、丘/灘緣亞相巖性主要包括菌藻類作用形成的淺褐色—深褐色富藻白云巖、淺褐灰色砂屑云巖（可見礫屑、鮞粒等）與白灰色粉晶云巖，地震剖面上具有明顯的丘狀外形結構，發育區整體呈中弱斷續變振幅特征，內部呈斷續蚯蚓狀反射。丘/灘間海在地震剖面上則表現為席狀平行強反射特征（圖2），主要發育云質丘/灘間海微相，巖性為淺灰色泥（粉）晶云巖，由于臺地邊緣丘和臺地邊緣灘形成于臺地邊緣高能相帶，水動力強，單丘體和單灘體均較厚，在成巖演化過程中有利于儲層發育。

圖2 四川盆地蓬萊—中江地區震旦系燈影組地震剖面Fig.2 Seismic section of Sinian Dengying Formation in Penglai-Zhongjiang area，Sichuan Basin

根據單井顆粒巖累積厚度/地層厚度值，采用優勢相編圖方法，編繪了蓬萊—中江地區燈二上亞段沉積相平面分布圖（圖3）。從圖3 中可見，研究區燈二上亞段發育臺地邊緣丘/灘，由于走滑斷層FⅡ19（斷距約100.0 m，延伸長度為45.9 km，斷開二疊系—前震旦）的影響，臺緣丘/灘主體分為東、西2 個部分。丘/灘核亞相主要位于東側的PT108井—PT103井—PT1 井—PT101 井一帶和西側的PT109 井—PT106井—ZS102井一帶，丘/灘核外緣為丘/灘緣亞相，分別位于FⅡ19 斷層東側的PT104井—PS5井和西側的ZJ2井—ZS101井區域，丘/灘緣以外發育丘/灘間海。

圖3 四川盆地蓬萊—中江地區震旦系燈二上亞段沉積相平面分布Fig.3 Distribution of sedimentary facies of the upper Sinian Deng-2 member in Penglai-Zhongjiang area，Sichuan Basin

3 儲層特征

四川盆地蓬萊—中江地區震旦系燈二上亞段儲層的儲集巖類以藻云巖、藻砂屑云巖為主（圖4），其中發育各種溶蝕孔洞，主要包括溶洞（圖4a）、粒間溶孔（圖4e）和粒內溶孔（圖4h）。燈二上亞段巖心的孔滲關系結果表明，孔滲樣品點分散，相關性中等—較差，孔隙度為2%～5%，分布頻率大于85%，滲透率為0.01 mD～1.00 mD，分布頻率大于90%（圖5）。孔隙度小于3%的部分樣品受裂縫改造呈“低孔中滲”特征，可能是由于鉆樣過程中產生的裂縫和地層開啟后應力釋放產生的裂縫所致；孔隙度大于3%的樣品既存在具有孔滲呈正相關的樣品點，又存在滲透率較低（均小于1.00 mD），表現為“中孔低滲”孤立孔隙特征的樣品點（圖5）。結合儲層巖石學特征和孔滲關系分析，認為研究區燈二上亞段存在4 種類型的儲層：①隨孔隙度增大，滲透率緩慢增加的殘余粒間孔+粒間溶孔型儲層；②表現為“中孔低滲”孤立孔隙特征的粒內溶孔+藻格架孔型儲層；③裂縫改造“低孔中滲”特征的裂縫型儲層；④非組構選擇性溶蝕形成的孔洞型儲層。

圖4 四川盆地蓬萊—中江地區震旦系燈二上亞段典型巖石學特征Fig.4 Typical petrological characteristics of the upper Sinian Deng-2 member in Penglai-Zhongjiang area，Sichuan Basin

圖5 四川盆地蓬萊—中江地區震旦系燈二上亞段巖心孔滲交會圖Fig.5 Cross plot of core porosity and permeability of the upper Sinian Deng-2 member in Penglai-Zhongjiang area，Sichuan Basin

四川盆地蓬萊—中江地區震旦系燈二上亞段儲層厚度分布特征與沉積相分布特征較吻合，儲層累積厚度高值區主要位于臺緣丘/灘核內，呈“東厚西薄、南厚北薄”的平面分布（圖6），高值區主要位于FⅡ19 斷層東側PT1 井—PT101 井區和FⅡ19 斷層西側ZS103 井區，儲層累積厚度均大于200 m。向PT1 井—PT101 井區高值區外緣，儲層累積厚度逐漸減小，為20～180 m，ZS103 井高值區外緣，儲層累積厚度逐漸減小，為60～170 m，ZJ2 井、ZS101井儲層累積厚度分別為142 m 和69 m。

圖6 四川盆地蓬萊—中江地區震旦系燈二上亞段儲層厚度平面分布Fig.6 Distribution of reservoir thickness of the upper Sinian Deng-2 member in Penglai-Zhongjiang area，Sichuan Basin

4 成藏條件與成藏模式

4.1 成藏條件

4.1.1 烴源條件

四川盆地寒武系烴源巖發育，而筇竹寺組泥頁巖更是高有機質豐度的烴源巖［21］。對多口實鉆探井進行分析化驗得出，古隆起北斜坡發育大范圍筇竹寺組烴源巖，TOC為2.5%，干酪根顯微組分主要為腐泥型，屬于Ⅰ型干酪根。研究區燈影組碳同位素數據分析結果顯示，燈影組的ln（C1/C2）值為7～8，ln（C2/C3）值為3～5，Ro為2.0%～2.5%，表明研究區燈影組烴源演化程度較高。以往研究已證實該區燈二段氣藏屬于筇竹寺組烴源巖提供的原油裂解氣［22］。

四川盆地蓬萊—中江地區筇竹寺組烴源巖厚度具有“西厚東薄”的分布特征，高值區位于PS4 井區，厚度大于700 m，低值區主要位于PS5 井區，厚度小于250 m，PT104 井—PT108 井—PT101 井區厚度為200～300 m，ZS101 井—ZS103 井區厚度為300～350 m（圖7），表明研究區燈二上亞段氣藏具備較好的烴源條件。

圖7 四川盆地蓬萊—中江地區寒武系筇竹寺組烴源巖厚度平面分布Fig.7 Distribution of source rock thickness of Cambrian Qiongzhusi Formation in Penglai-Zhongjiang area，Sichuan Basin

4.1.2 封蓋條件

直接蓋層是氣藏保存的重要條件［23］，區域蓋層可為形成有利的成藏組合及氣藏保存提供重要保障［24］。蓬萊—中江地區下寒武統筇竹寺組泥頁巖是燈二上亞段氣藏重要的區域性蓋層，泥頁巖厚度為200～750 m，孔隙度小于2%，滲透率小于0.015 mD，低孔低滲條件使其突破壓力為16～50 MPa，自筇竹寺組烴源巖生烴高峰期開始即已具備封蓋能力。川中古隆起筇竹寺組泥頁巖在喜山構造期未抬升至破裂深度，仍對下伏燈二段氣藏具有封閉能力［25］，有利于氣藏的保存。此外，橫向上區內臺地邊緣丘/灘-丘/灘間海的沉積組合特征造就了丘/灘間致密泥晶云巖形成巖性遮擋，形成了良好的封堵條件。

4.1.3 生-儲-蓋組合

蓬萊—中江地區筇竹寺組烴源巖厚度大，具有較高的有機質成熟度和生氣強度，氣源充足。在臺地邊緣丘灘與溶蝕作用的共同作用下［26］，燈二上亞段形成孔、洞、縫廣泛發育的疊置連片優質儲層。受桐灣運動一期影響，燈二段頂面的區域不整合面和大量斷裂體系為研究區氣藏形成提供了優質的儲集空間和運移通道。筇竹寺組發育大范圍的厚層致密泥頁巖，可作為為燈二上亞段氣藏的優質封蓋層。因此，認為研究區燈二上亞段氣藏具有“上生下儲上蓋”和“旁生側儲上蓋”2 種較好的生-儲-蓋配置關系。

根據PS3 井—PT1 井—PT104 井生-儲-蓋配置連井對比剖面（圖8）與PS4 井—ZS103 井—PT109井—PT107 井生-儲-蓋配置連井對比剖面（圖9）可以看出，PT101 所在井區和ZS103 所在井區充注基本一致，但受FⅡ19 斷層影響，2 個井區氣水界面存在差異。PT101 井區和ZS103 井區為“側生旁儲”充注型，屬“旁生側儲上蓋”模式，而研究區北部ZJ2井、ZS101 井充注不一致，表明不同的運聚方式導致區內燈二上亞段氣藏的充注存在差異，為“上生下儲”充注型，屬“上生下儲上蓋”模式。

圖8 四川盆地蓬萊—中江地區PS3 井—PT1 井—PT104 井生-儲-蓋配置連井對比剖面Fig.8 Well-tie profile of source-reservoir-cap assemblage across wells PS3，PT1 and PT104 in Penglai-Zhongjiang area，Sichuan Basin

圖9 四川盆地蓬萊—中江地區PS4 井—ZS103 井—PT109 井—PT107 井生-儲-蓋配置連井對比剖面Fig.9 Well-tie profile of source-reservoir-cap assemblage across wells PS4，ZS103，PT109 and PT107 in Penglai-Zhongjiang area，Sichuan Basin

根據上述研究，研究區以燈二上亞段為儲集層、筇竹寺組泥頁巖為烴源層、筇竹寺組頂部為蓋層的生-儲-蓋配置關系，以FⅡ19 斷層封堵、各級小斷裂為斷層輸導，使研究區出現了現今的儲集格局。

4.2 成藏模式

研究區油氣主要充注于三疊紀—白堊紀，為多期“準連續”型。以PT1 井為例，寒武系筇竹寺組烴源巖處于未成熟階段，而震旦系烴源巖已進入生油期；由于構造抬升作用，二疊紀前生烴過程停止；二疊紀—三疊紀，烴源巖進入生油高峰期；早侏羅世，烴源巖進入成熟—高成熟濕氣生成期；晚侏羅世—白堊紀，烴源巖處于干氣生成期；白堊紀末之后，由于地層抬升，氣藏逐漸調整最終定型。寒武系的龍王廟組、二疊系油氣主要在晚三疊世—中侏羅世與早—中侏羅世充注。

進一步分析可解釋為研究區燈二上亞段氣藏先后經歷了奧陶紀—志留紀古油氣藏聚集、志留紀—石炭紀古油藏破壞、二疊紀—三疊紀再次生烴成油藏和三疊紀—侏羅紀原油裂解生氣4 個階段（圖10）。加里東運動時期，地層雖存在抬升剝蝕，但總體上仍以沉積壓實為主；海西運動時期，構造抬升，埋藏作用減弱；印支運動時期，遭受輕微抬升侵蝕作用，沉積物持續沉降；進入燕山運動晚期之后，地層逐漸抬升并接受剝蝕，埋藏作用明顯減弱。

圖10 四川盆地蓬萊—中江地區震旦系燈二上亞段氣藏埋藏模式示意圖Fig.10 Gas reservoir burial model of the upper Sinian Deng-2 member in Penglai-Zhongjiang area，Sichuan Basin

油氣生成在奧陶紀晚期以熱演化生油為主，烴源巖Ro高峰值達1.3%；至二疊紀再次生烴并從熱演化生油向熱演化生氣轉化，Ro峰值接近3.0%。天然氣藏的形成分別經歷了古油藏—古氣藏的演化過程。研究區燈二上亞段藻丘和臺緣灘體在巖溶作用下形成溶蝕孔洞型儲層。在圈閉形成過程中，由于構造的影響，逐漸形成西部低、東部高的巖性圈閉。

隨著演化程度加強，震旦系沉積晚期第1 期鹽水充注至儲層當中；加里東構造沉降時，在斷裂輸導體系作用下，筇竹寺組烴源巖生成烴類運移后形成古油藏，構成“上生下儲上蓋”模式。在海西運動的構造抬升作用影響下，古油藏遭受破壞，第2期鹽水充注；二疊系沉積期，上覆烴源層中液態油持續生烴；至三疊系沉積前，第3 期油氣充注，筇竹寺組底部烴源巖生成的烴類側向運移至燈二上亞段儲層中，上覆丘灘間的致密層和筇竹寺組蓋層對儲層中的烴類聯合封堵，形成大型巖性油藏，構成“旁生側儲上蓋”模式（圖11）。

圖11 四川盆地蓬萊—中江地區震旦系燈二上亞段氣藏成藏模式示意圖Fig.11 Gas reservoir accumulation model of the upper Sinian Deng-2 member in Penglai-Zhongjiang area，Sichuan Basin

進入侏羅紀，烴源巖有機質處于高成熟階段，古油藏逐漸聚集輕質原油和濕氣。晚侏羅世之后，第3 期天然氣充注，聚集的液態烴以及部分重烴氣體進一步裂解，氣樣分析顯示出研究區氣藏中存有古油藏各階段的裂解氣。

4.3 有利勘探區

以沉積相平面展布、有效烴源巖分布、儲層分布3 個主控因素作為勘探區評價條件，結合試氣成果以及成藏模式，劃分出Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類等3 個有利區帶（5 個有利區塊），分布于FⅡ19 斷層兩側（圖12、表2）。

表2 四川盆地蓬萊—中江地區震旦系燈二上亞段有利區塊評價Table 2 Evaluation of favorable block of the upper Sinian Deng-2 member in Penglai-Zhongjiang area，Sichuan Basin

圖12 四川盆地蓬萊—中江地區震旦系燈二上亞段儲層有利區塊預測Fig.12 Favorable block prediction of reservoir of the upper Sinian Deng-2 member in Penglai-Zhongjiang area，Sichuan Basin

Ⅰ類有利區為ZS103 井—PT106 井—PT1 井—PT101 井—PS5 井區，該區處于臺緣丘/灘核的有利沉積相帶，儲層厚度大于100 m，筇竹寺組蓋層厚度大于250 m，側向與烴源巖直接接觸，以“旁生側儲上蓋”為主，測井解釋氣層累積厚度大于60 m，PT1井、PT101 井、PT106 井、ZS103 井測試均獲得高產，分別為121.98×104m3/d，220.88×104m3/d，85.01×104m3/d 和120.88×104m3/d。

Ⅱ類有利區為ZS102井—PT109井—PT108井—PT104 井區，ZS102 井區主要處于臺緣丘/灘緣的有利沉積相帶，儲層厚度大于50 m，筇竹寺組蓋層厚度大于200 m，與Ⅰ類有利區接觸，以“旁生側儲上蓋”為主，但距離陡坎帶較遠，成藏效率有所降低，測試產量多為20×104m3/d。

Ⅲ類有利區為ZJ2 井區，處于臺緣丘/灘的沉積相帶，儲層厚度大于50 m，筇竹寺組蓋層厚度大于350 m，以“上生下儲上蓋”為主，成藏效率不高，氣柱高度有限，測試產量多小于10×104m3/d。

5 結論

（1）四川盆地蓬萊—中江地區震旦系燈二上亞段沉積期發育臺地邊緣丘和臺地邊緣灘相，可分為丘/灘核、丘/灘緣與丘/灘間海6 種亞相，又可進一步分為云質丘/灘核、云質丘/灘緣與云質丘/灘間海多種微相。

（2）研究區燈二上亞段儲層的儲集巖類以藻云巖、藻砂屑云巖為主，儲集巖發育各種溶蝕孔洞，存在殘余粒間孔+粒間溶孔型、粒內溶孔+藻格架孔型、裂縫型儲層與孔洞型4 種類型的儲層，位于臺地邊緣丘/灘核的儲層累積厚度大于50 m，平均儲層累積厚度為183 m，具備氣藏有利儲層條件。

（3）研究區燈二上亞段氣藏具備較好的烴源條件和封蓋條件，具有“上生下儲上蓋”和“旁生側儲上蓋”2 種較好的生-儲-蓋配置關系。氣藏主要經歷了奧陶紀—志留紀古油氣藏聚集階段、志留紀—石炭紀古油藏破壞階段、二疊紀—三疊紀再次生烴成油藏階段和三疊紀—侏羅紀原油裂解生氣階段。

（4）FⅡ19 斷層以東的PT101 井區和以西的ZS103井區為Ⅰ類有利區塊，屬“旁生側儲上蓋”的成藏模式，其周緣帶為Ⅱ類有利區塊，而ZJ2 井區為Ⅲ類有利區塊，屬“上生下儲上蓋”的成藏模式。