四川盆地安岳特大型气田基本地质特征与形成条件*

汪泽成 王铜山 文 龙 姜 华 张宝民

(1.中国石油勘探开发研究院 北京 100083； 2.中国石油西南油气田公司 四川成都 610051)

四川盆地安岳特大型气田基本地质特征与形成条件*

汪泽成1王铜山1文 龙2姜 华1张宝民1

(1.中国石油勘探开发研究院 北京 100083； 2.中国石油西南油气田公司 四川成都 610051)

四川盆地安岳特大型气田是我国最古老的海相碳酸盐岩原生型气田，目的层震旦系—寒武系有机质热演化程度已达高—过成熟阶段，埋深4 500～6 000 m，气藏形成经历了多旋回复杂构造运动。该气田主力产层自上而下为寒武系龙王庙组、震旦系灯影组灯四段、灯二段。龙王庙组气藏为构造背景上的岩性气藏，受古隆起背景上的古、今构造叠加控制，多套储层叠置连片大面积发育，含气面积超出现今构造圈闭面积，形成了高石梯-磨溪-龙女寺龙王庙组气藏群；灯影组灯二段气藏为底水构造气藏，上部含气，下部普遍含水，含气范围受现今构造圈闭控制，磨溪区块、高石梯区块各自具有相对统一的气水界面；灯影组灯四段气藏为构造背景上的岩性-地层圈闭气藏，在高石梯-磨溪-龙女寺区块范围内总体含气。古裂陷、古丘滩体、古隆起、古圈闭和保存条件的时空配置是安岳特大型气田形成的关键，其中，古裂陷控制了生烃中心与源-储成藏组合，并形成了侧向封堵条件；古丘滩体控制了岩溶储层规模发育及岩性-地层圈闭的形成；古隆起控制了大型古油藏的形成，其继承性发育对油气形成起到了有效保存；古圈闭控制了大面积分布的岩性-地层油气藏群。

四川盆地；安岳气田；特大型气田；基本地质特征；形成条件

自1964年威远气田发现以来，四川盆地在震旦系—下古生界油气勘探经历了长达半个世纪的艰难探索[1-2]。2011年高石1井获得突破后，中国石油对川中古隆起东段的高石梯-磨溪地区实施“整体研究、整体部署、整体勘探、分批实施、择优探明”的勘探部署，在短短3年内发现了安岳特大型气田，实现了高效勘探。这是几代石油人坚持不懈的结果，更是科学决策、高效勘探的成功典范。形成于古隆起背景上的安岳特大型气田有其特殊性，主要表现在如下方面：一是古老的海相碳酸盐岩气田，目的层为震旦系—寒武系；二是古老的原生型气田，烃源岩为震旦系—寒武系，有机质热演化程度已达高—过成熟阶段；三是埋深大，目的层埋深多在4 500～6 000 m；四是气田形成经历了多旋回构造运动，成藏历史复杂。因此，系统总结安岳特大型气田的形成与富集规律，不仅对指导该地区勘探部署有重要的实践意义，而且对丰富和发展海相碳酸盐岩大油气田成藏理论有重要意义。

事实上，在安岳气田发现之前，人们已认识到川中古隆起是震旦系—下古生界天然气勘探的重要领域[3-7]。长期以来，由于受构造控藏以及灯影组为主要目的层的认识影响，勘探对象主要集中在川中古隆起现今构造的高部位，经钻探虽有发现，但未获重大突破，其关键因素是制约勘探的几个科学问题认识不清，即：高过成熟烃源岩能否形成规模资源、古老碳酸盐岩是否发育规模储层、古隆起现今构造斜坡及低部位能否规模富集。针对上述问题，本文基于安岳特大型气田地质特征分析，从优质成藏要素的静态描述与高效成藏作用过程的动态恢复入手，揭示特大型气田形成的地质条件和主控因素，以期有助于深化四川盆地大气田形成与分布认识，为勘探领域拓展和新目标的选择提供启发或指导。

1 基本地质特征

安岳地区发现的震旦系—寒武系特大型气田，探明了我国最古老、单体储量规模最大的碳酸盐岩特大型气藏(即安岳气田磨溪区块寒武系龙王庙组气藏)，揭示了古老碳酸盐岩巨大的勘探潜力。

1.1 构造位置

安岳气田位于四川盆地川中古隆平缓构造区的威远至龙女寺构造群，东至广安构造，西邻威远构造，南与川东南中隆高陡构造区相接，属川中古隆平缓构造区向川东南高陡构造区的过渡地带(图1)。安岳气田震旦系—寒武系现今构造格局总体轮廓表现为古隆起背景上的北东东向鼻状隆起，由西向北东倾伏，呈多排、多高点的复式构造特征，在高石梯-磨溪地区主要表现为南北2个构造圈闭形态，南部是高石梯构造圈闭，北部是磨溪构造圈闭。虽经历过多次构造运动，但均以升降运动为主，褶皱不强烈，构造相对平缓。二叠系以下地层断层以正断层为主，主要发育在研究区北部的磨溪地区，磨溪构造主要以北西向的断裂为主，高石梯构造以北东向的断裂为主。

图1 四川盆地安岳特大型气田构造位置

古构造演化分析表明[8-9]，四川盆地震旦纪—寒武纪经历了前沧浪铺期沉积型古隆起与沧浪铺期—志留纪同沉积型古隆起两大构造期的转换与演化，安岳地区就处于古隆起东高部位，古构造较平缓，总体水体能量较高，沉积物以颗粒碳酸盐岩为主。在演化过程中，尽管局部地貌特征不断发生变迁，但整体表现为继承性发展，安岳气田始终处于古隆起的轴线东段高部位，长期处于油气的指向区，油气保存条件优越。

1.2 储集层特征

安岳气田震旦系—下古生界纵向上发育多套储集层，主力含气层有寒武系龙王庙组、震旦系灯影组四段及灯影组二段。

1.2.1 灯影组储集层

灯影组发育灯二段、灯四段2套储层，储集岩均以丘滩复合体的藻凝块云岩、藻叠层云岩、藻格架岩、砂屑云岩为主。储集空间以粒间溶孔、晶间溶孔为主，其次为晶间孔、粒间孔、格架孔等，中小溶洞和裂缝也是灯影组储层重要的储集空间。纵向上，溶蚀孔洞层可达震旦系顶侵蚀面以下300 m。灯四段孔隙度2.10%～8.59%，平均值4.34%，水平渗透率主要分布在0.01～10.00 mD，平均值4.19 mD；灯二段孔隙度2.68%～4.48%，平均值3.73%，水平渗透率1～10 mD，平均值2.26 mD。

灯影组沉积期发育镶边台地，台缘带藻丘滩体多期垂向叠置(图2)，是优质储层集中分布区，也是气藏高产富集区。台缘带面积达1 500 km2，储层厚度60～110 m；台缘带以东的台地内部有利含气区面积6 000 km2，灯四段储层相对台缘带呈薄层状分布，累计厚度一般小于40 m。灯二段上部储层发育，横向分布相对稳定，连续性较好，气水界面之上钻遇有效储层厚度5.1～69.1 m，平均值34.3 m。

图2 灯影组台缘带-台地藻丘滩体发育剖面

1.2.2 龙王庙组储集层

龙王庙组发育白云岩储层，储集岩类主要为砂屑白云岩、残余砂屑白云岩和细—中晶白云岩等。储集空间包括孔隙、溶洞和缝，以粒间溶孔、晶间溶孔为主，其次为晶间孔，部分井段溶洞和缝较发育。储层孔隙度2.00%～18.48%，平均值4.28%。渗透率0.000 1～248 mD，平均值0.966 mD。储层孔隙度与渗透率具有较明显的正相关关系。储层厚度10～60 m，其中磨溪区块储层厚度最大，龙女寺及高石梯区块次之。

1.3 气藏特征

安岳气田龙王庙组发现磨溪、高石梯、龙女寺3个气藏(图3)，其中磨溪区块龙王庙组气藏含气面积805.26 km2，已探明天然气地质储量4 403.83亿m3，技术可采储量3 082.68亿m3，属特大型气藏。安岳气田灯影组气藏在纵向上分为灯二段、灯四段2套气层，平面上高石梯、磨溪、龙女寺区块整体含气。

1.3.1 灯二段为底水构造气藏

灯二段气藏为底水构造气藏。目前，高石梯-磨溪地区灯二段获工业气井13口，控制含气面积970 km2。灯二段上部含气，下部普遍含水，含气范围受现今构造圈闭控制。磨溪、高石梯区块表现为2个相对独立的气藏(图4)，且各自具有相对统一的气水界面。

图3 四川盆地灯影组—龙王庙组气藏剖面

图4 高石梯-磨溪地区灯影组气藏分布

1.3.2 灯四段为构造-地层复合气藏

灯四段气藏为构造背景上的岩性-地层圈闭气藏。目前，灯四段在高石梯-磨溪-龙女寺区块7 500 km2范围内总体含气(图4)，仅在磨溪北部构造低部位的磨溪22井灯四下亚段钻遇水层。分析认为，晚震旦世—早寒武世多期构造运动形成了北西向大型台内裂陷，裂陷内沉积充填了巨厚的下寒武统优质烃源岩，与桐湾期遭受剥蚀的灯四段形成侧向供烃的源储配置关系，也对灯四段气藏侧向封堵成藏起到关键作用。

1.3.3 龙王庙组为构造-岩性复合气藏

安岳气田龙王庙组气藏属于构造背景上的岩性气藏，平面上表现为3个独立气藏(图5)。磨溪区块龙王庙组气藏高度为232 m，含气范围超出最低构造圈闭线；该气藏西侧存在岩性封堵带，储层变差而形成岩性遮挡。高石梯区块各井压差较大，气水关系较复杂。龙女寺区块龙王庙组气藏海拔比磨溪区块低，目前未钻遇水层，地层压力分析表明与磨溪区块不是一个气藏。

图5 高石梯-磨溪地区龙王庙组气藏分布

1.4 气藏流体特征

1.4.1 天然气组分特征

安岳气田灯四段气藏属于中—低含硫，中含二氧化碳，微含丙烷、氦和氮的干气气藏;天然气相对密度为0.607 9～0.633 6，天然气以甲烷为主，含量91.22%～93.77%，硫化氢含量1.00%～1.62%，二氧化碳含量4.83%～7.39%，微含丙烷、氦和氮。灯二段气藏属于中—高含硫，中含二氧化碳，微含丙烷、氦和氮的干气气藏;天然气相对密度为0.626 5～0.632 6，甲烷平均含量91.03%。硫化氢含量0.58%～3.19%，二氧化碳含量4.04%～7.65%，微含丙烷、氦和氮。

安岳气田龙王庙组气藏为中低含硫、中低含二氧化碳的干气气藏。天然气以甲烷为主，含量95.10%～97.19%，乙烷含量0.12%～0.21%，硫化氢含量0.26%～0.77%(平均值0.531%)，二氧化碳含量1.83%～3.16%(平均值2.389%)，微含丙烷、氦和氮。

1.4.2 气藏压力特征

安岳气田灯二段、灯四段气藏均属于超深层、高温、常压气藏。灯四段气藏埋深5 000～5 100 m，产层中部地层压力56.57～56.63 MPa，气藏压力系数1.06～1.13，气藏中部温度149.6～161.0 ℃。灯二段气藏埋深5 300～5 400 m，产层中部地层压力57.58～59.08 MPa，气藏压力系数1.06～1.10，气藏中部地层温度155.82～159.91 ℃。

安岳气田龙王庙组气藏属于超深层、高温、高压气藏，气藏埋深大于4 600～4 700 m。气藏中部地层压力平均值在磨溪区块为75.7 MPa，压力系数平均值1.65；在高石梯区块为68.3 MPa，压力系数1.5；在龙女寺区块为78.0 MPa，压力系数1.67。气藏中部地层温度140.3～150.4 ℃。

2 形成条件

2.1 德阳-安岳克拉通内裂陷控制生烃中心及有利成藏组合

近南北走向的德阳-安岳克拉通内裂陷是震旦纪—早寒武世重要的古构造单元[10-12]，对成藏要素规模化发育与特大型气田形成至关重要，它控制了生烃中心的发育和有利成藏组合的形成，同时形成了灯影组气藏的有效封堵条件。

德阳-安岳克拉通内裂陷区控制了下寒武统优质烃源岩中心。其中，筇竹寺组烃源岩厚度达300～450 m，是其他地区烃源岩厚度的3倍，而且有机碳含量多在1.0%以上，属于优质烃源岩；麦地坪组泥质烃源岩厚度为5～100 m，其他地区分布较薄或者缺失。这2套烃源岩累计生气强度高达100亿～180亿m3/km2，是其他地区的4倍以上(表1)。此外，德阳-安岳克拉通内裂陷区发育的灯影组台缘带丘滩体紧邻生烃中心，近源成藏。受克拉通内裂陷分割的控制，川中古隆起区震旦系—下寒武统成藏组合平面上可分3个单元(图6)，即德阳-安岳裂陷区、磨溪-高石梯古高地、资阳-威远古高地。

德阳-安岳克拉通内裂陷充填的下寒武统厚层泥页岩横贯于川中古隆起，为克拉通内裂陷以东的灯影组大面积油气成藏提供了良好的侧向封堵条件。勘探证实，高石梯-磨溪-龙女寺地区灯四段均产气、不产水，气柱高度超过构造圈闭幅度，属于地层型气藏群。

2.2 桐湾期-加里东期构造分异及叠加作用改造有利于形成优质储集层

安岳特大型气田发育2类3套优质储层，一类是灯影组丘滩体白云岩优质储层(灯二、四段)，另一类是龙王庙组颗粒滩白云岩优质储层。这2类优质储层的形成主要受沉积相及岩溶作用双因素共同控制。灯影组有利沉积相带为裂陷两侧的台地边缘相，由底栖微生物群落及其生化作用建造，形成巨厚的台地边缘丘滩复合体，后经多期溶蚀作用叠加改造而形成沿台缘带大面积分布的优质储层，储层孔隙度2.0%～10.3%，平均值3.3%，具准层状、大面积分布特点，沿德阳-安岳克拉通内裂陷两侧分布，特别是高石梯-磨溪及资阳地区优质储层厚度大、连续性强、物性好，面积可达2 500 km2。龙王庙组有利沉积相带为环古隆起分布的颗粒滩，是在准同生岩溶基础上叠加表生岩溶的多期岩溶作用改造而形成的优质储层，储层孔隙度2.01%～18.48%，平均值4.24%。其中，处于古隆起高部位的磨溪地区龙王庙组储层厚度大、横向连续性好，而处于古隆起上斜坡部位的高石梯地区储层厚度小、横向连续性差。

表1 克拉通内裂陷与邻区烃源岩对比

图6 高石梯-磨溪地区震旦系—寒武系成藏组合模式

2.3 川中古隆起继承性演化有利于古油藏聚集及晚期裂解气聚集成藏

自加里东运动定型以来，川中古隆起区在晚古生代—中生代长期继承性发育，是油气有利指向区，控制了大型古油藏的形成与分布，有利于油气有效保存，进而控制了现今油气藏的规模。磨溪-高石梯地区长期处于川中古隆起高部位，控制了油气运移的方向，是油气运聚的指向区，有利于古油气藏形成与富集。

川中古隆起区油气成藏经历了3个阶段[9-12]，二叠纪—中三叠世形成的灯影组和龙王庙组古油藏在古隆起区大面积分布。构造演化与生烃史研究表明，古油藏主要形成于二叠纪—中三叠世，但主要成藏期为中晚三叠世。根据古构造演化及储层体形成与分布，结合沥青分布，推测灯影组灯四段古油藏面积约9 000 km2，龙王庙组含油面积约6 000 km2。

古隆起控制了大型古油藏的形成，古油藏裂解成气是现今气藏气源的主要贡献者，古油藏裂解成藏控制了现今气藏分布[13-14]。古油藏在晚三叠世—白垩纪裂解成气、成藏而形成古气藏，并在古隆起高部位聚集。川中古隆起构造的稳定性以及地层-岩性型为主导的圈闭类型决定了古油藏裂解气原位成藏，为大面积地层-岩性气藏集群式分布创造了条件。从有机质演化历史看，古隆起区灯影组地层型圈闭在中三叠世形成古油藏，到晚三叠世—白垩纪裂解成气，原位成藏形成古气藏。受滩体分布与滩间泥质白云岩阻隔，龙王庙组颗粒滩体岩性圈闭呈集群式分布，成藏模拟显示古油藏发生裂解成气后原位成藏，形成古岩性气藏，在古隆起及斜坡带大面积分布。

2.4 晚期构造稳定有利于天然气藏保存

高石梯-磨溪地区喜山期构造变形微弱，为特大型气田形成创造了良好保存条件。构造研究表明，川中古隆起区存在4个构造层[8,15-16]：上构造层为下三叠统嘉陵江组—白垩系；中构造层为寒武系—飞仙关组；下构造层为包括震旦系在内的新元古界；基底构造层为中元古界及其以下层位。不同构造层构造样式存在差异：上构造层以发育低缓褶皱、逆冲断层为特征，褶皱变形相对较强；中、下构造层构造变形主要表现为高角度断层发育，断距较小，平面延伸较短，褶皱变形微弱。总体来看，深层构造变形较弱，断层垂向上未切穿上覆盖层，对气藏的破坏作用较小。古构造演化史表明[8]，从桐湾期到喜山期，川中古隆起的轴部由北向南迁移，但高石梯-磨溪地区继承性发育，始终位于古隆起轴部发育带，构造稳定性强；而资阳地区早期为古隆起高部位，到喜山期为斜坡带；威远地区早期为斜坡带，喜山期为构造高部位，构造稳定性均不同于高石梯-磨溪地区。

3 勘探方向

四川盆地震旦系—寒武系目前勘探主要集中在川中的高石梯-磨溪地区，勘探面积不足有利区面积的1/4，未来勘探前景仍然广阔，勘探潜力值得期待。

3.1 灯影组

灯影组成藏的关键地质要素是克拉通内裂陷。一方面，裂陷的发育控制了灯影组台缘带丘滩体分布规模最大，裂陷区是灯影组岩溶储层发育最有利地区；另一方面，裂陷控制了下寒武统优质烃源岩生烃中心，如高石梯-磨溪西部裂陷区下寒武统烃源岩厚度可达350～400 m，远远大于其他地区(多在100～150 m)。从这种特殊的“构造-古地貌”形成的源储配置看，古隆起高部位环裂陷区边缘为灯影组最有利勘探区。而古隆起东段斜坡带灯影组和古隆起外围的川南-川东地区位于台内丘滩体与岩溶作用叠加区，储层普遍发育，临近生烃中心，与寒武系烃源岩侧向接触，源-储配置有利，喜山期构造圈闭发育，具备有利成藏条件，是灯影组勘探的后备领域。

3.2 龙王庙组

寒武系龙王庙组为碳酸盐岩缓坡沉积体系，是以高石梯-磨溪-龙女寺一带为代表的碳酸盐岩缓坡带颗粒滩发育区。根据“构造-古地貌”控制的成藏组合，继承性古隆起高部位震旦系—寒武系裂陷内发育大型优质烃源灶，靠近古侵蚀面发育大面积岩溶储层，构造稳定有利于原生型气藏群的保存，决定了继承性古隆起高部位、古今构造叠合区是龙王庙组天然气勘探最有利的地区。而在古隆起西侧斜坡带、南部和东部的高陡构造带，龙王庙组沉积相以泻湖和潮坪为主，发育颗粒滩体储层，与下伏筇竹寺组烃源岩构成下生上储组合，临近下寒武统生烃中心，喜山期构造圈闭发育，是龙王庙组勘探的后备领域。

4 结论

1) 四川盆地安岳特大型气田是我国最古老的海相碳酸盐岩原生型气田，主力产层为寒武系龙王庙组、震旦系灯影组灯四段与灯二段。龙王庙组气藏为构造背景上的岩性气藏，形成了高石梯-磨溪-龙女寺龙王庙组气藏群；灯二段气藏为底水构造气藏，磨溪区块、高石梯区块各自具有相对统一的气水界面；灯四段气藏为构造背景上的岩性-地层圈闭气藏，在高石梯-磨溪-龙女寺区块范围内总体含气。

2) 古裂陷、古丘滩体、古隆起、古圈闭和保存条件的时空配置是安岳特大型气田形成的关键，其中古裂陷控制了生烃中心及源-储成藏组合，并形成了侧向封堵条件；古丘滩体控制了岩溶储层规模发育及岩性-地层圈闭的形成；古隆起控制了大型古油藏的形成，其继承性发育对油气形成起到了有效保存；古圈闭控制了大面积分布的岩性-地层油气藏群。

3) 高石梯-磨溪地区外围震旦系—寒武系勘探潜力巨大，古隆起高部位环裂陷区边缘为灯影组最有利勘探区，而继承性古隆起高部位、古今构造叠合区是龙王庙组最有利的勘探方向。

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(编辑：冯 娜)

Basic geological characteristics and accumulation conditions of Anyue giant gas field, Sichuan basin

Wang Zecheng1Wang Tongshan1Wen Long2Jiang Hua1Zhang Baomin1

(1.ResearchInstituteofPetroleumExploration&Development,PetroChina,Beijing100083,China;2.PetroChinaSouthwestOilandGasFieldCompany,Chengdu,Sichuan610051,China)

Anyue giant gas field is the oldest integral gas field in marine carbonate rocks and its main production layers of the Sinian—Cambrian are buried in 4 500～6 000 m deep with high to over mature thermal evolution of organic matters. The gas accumulation experiences complex tectonic movements. Three sets of reservoirs develop in the gas field including the Cambrian Longwangmiao Formation, the second and the fourth Members of the Sinian Dengying Formation. Gas reservoir in Longwangmiao Formation is lithologic gas reservoir with tectonic background, which is controlled by paleo-uplift background of ancient and modern tectonic superposition. Gas bearing area is beyond the present structural traps in the area, which forms the gas reservoir group of Gaoshiti-Moxi-Longnvsi. Gas reservoirs in the second Member of Dengying Formation are structural gas reservoirs with bottom water, and gas bearing area is controlled by structural traps. Gas reservoirs in the fourth Member of Dengying Formation are stratigraphic-lithologic gas reservoirs with tectonic background. The time-space allocation of the ancient rift, the ancient dune, the paleo-uplift, the ancient trap and the preservation condition are the keys to the formation of Anyue giant gas field. Hydrocarbon generation center, source reservoir combination and lateral sealing conditions are controlled by paleo-taphrogenic trough. The scale of karst reservoirs and the lithologic-stratigraphic traps are controlled by the ancient algal dune body. The paleo-uplift controls the formation of large oil paleo reservoirs and the effective preservation conditions, and the ancient traps determine the forming of lithologic-stratigraphic gas reservoir groups.

Sichuan basin; Anyue gas field; giant gas field; basic geological characteristics; accumulation conditions

汪泽成，男，博士，教授级高级工程师，长期从事石油构造与油气地质综合研究工作。地址：北京市海淀区学院路20号910信箱(邮编:100083)。电话：010-83597701。E-mail：wangzecheng@petrochina.com.cn。

1673-1506(2016)02-0045-08

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.02.005

TE122

A

2015-11-17 改回日期：2016-01-05

*“十二五”国家科技重大专项“四川、塔里木等盆地及邻区海相碳酸盐岩大油气田形成条件、关键技术及目标评价(编号：2011ZX05004)”、中国石油科技重大专项“深层大油气田形成与分布(编号：2014E-32-01)”部分研究成果。

汪泽成,王铜山,文龙，等.四川盆地安岳特大型气田基本地质特征与形成条件[J].中国海上油气，2016,28(2)：45-52.

Wang Zecheng,Wang Tongshan,Wen Long,et al.Basic geological characteristics and accumulation conditions of Anyue giant gas field, Sichuan basin[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(2):45-52.