川中地区龙王庙组油气差异聚集演化特征及其对气藏形成的影响

林 潼，谭 聪，王铜山，李秋芬，冯明友，黄世伟，董景海

1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2.西南石油大学 地球科学与技术学院，成都 610500；3.大庆油田有限责任公司 勘探事业部，黑龙江 大庆 163453

四川盆地川中寒武系龙王庙组油气勘探近年来取得重大突破，在磨溪8井和高石16井龙王庙组分获日产200多万立方米和近20万立方米的工业气流；目前累计探明三级储量近万亿立方米，显示出广阔的勘探前景[1-3]。自安岳特大型气田发现以来，针对四川盆地龙王庙组相继开展了大量研究工作，并取得了丰富成果[4-17]，但主要集中在岩相古地理和储层方面[4-7]。研究认为，气藏主要位于有利沉积相带与岩溶储层叠加的构造高部位[7-9]，平面上位于川中平缓构造带中部和乐山—龙女寺古隆起轴部的东部；而在油气充注成藏方面研究较少，但基本明确了川中地区龙王庙组存在早期液态烃充注和晚期原油裂解的现象[10]，天然气调整再聚集形成了现今的超压气藏。随着对龙王庙组气藏勘探的不断深入，仅基于岩相古地理和储层的研究已无法满足对气藏精细勘探的需求，特别是整个川中构造带龙王庙组储层中干层和水层并存、高产井与低产或者干井相邻、不同构造圈闭中底—边水界面不统一、气藏压力差异明显等非均一性特征逐渐显示出来，导致了对气藏整体认识的不统一，严重制约了对龙王庙组天然气的进一步勘探。前人研究认为，四川盆地灯影组天然气充注存在着差异聚集过程[18]。但是灯影组成藏模式主要表现为上生下储或者旁生侧储，与龙王庙组的下生上储模式有着显著差异，因此两者在成藏过程以及现今气藏特征上都存在着明显区别。灯影组气藏在川中地区具有较统一的气水界面，压力系数分布介于1.06～1.14之间，而龙王庙组具有多个气水界面，压力系数高，平均为1.56。

基于此，本文以川中构造带龙王庙组气藏整体解剖为基础，针对不同构造带上气藏特征的差异性开展系统对比分析，探究构造演化过程中烃类聚集与川中龙王庙组气藏特征差异性的关系，并结合成藏演化过程进一步指出其成藏差异性，以期为下步天然气勘探提供建议。

1 区域概况

发育于上扬子克拉通构造背景上的四川盆地在新元古代受罗迪尼亚(Rodinia)超大陆裂解的影响，发育了一系列的新元古代裂谷系统[19]。在基底断裂、沉积充填和构造抬升的共同作用下，加里东构造早期扬子地区西北部开始形成古裂陷，并对川西和川中地区震旦系的沉积与构造演化造成了深远的影响[20]。现今古裂陷夹持于东侧的磨溪—高石梯与西侧的威远—资阳古构造之间，在裂陷槽中发育近南北向展布的厚度200～500 m的筇竹寺组优质烃源岩，与东侧古隆起上发育的震旦系藻丘滩相、寒武系颗粒滩相以及古溶蚀淋滤相叠加作用的优质储层形成了紧密的源—储配置，造就了川中古隆起特大型气田的形成。

川中古隆起为继承性古构造，形成时间早。自震旦纪古隆起雏形形成以来，川中古隆起经历了三大构造演化阶段[21]。在震旦纪及早寒武世桐湾期，盆地发育区域性升降活动，开始大规模抬升、剥蚀，形成了假整合沉积接触的地层特征。加里东运动阶段，在区域应力挤压环境下，乐山—龙女寺古隆起发生褶皱隆升，使得川中古隆起的规模趋于稳定。晚期印支—喜马拉雅运动使得古隆起发生调整与改造，古隆起进一步被深埋，同时受龙门山隆升以及盆地东南方向的挤压作用，构造的高部位发生了从西向东南方向的迁移(图1)。

2 川中龙王庙组气藏特征

川中龙王庙组气藏主要分布在高石梯、磨溪地区两个大型鼻状构造带上。气藏受构造高点圈闭控制明显，但在整个川中构造带上又呈现出条带状的分布特征，含气带与含水带总体呈北东向间互分布(图2)[5，22]。气水分布带与近东西向的断层展布有一定的相关性，但走向并不完全一致，说明气水分布并不完全受控于断层。川中地区气藏存在多个气水界面，不同圈闭中气水界面不统一、气层压力不一致，储层中沥青含量分布也不均一，显示出龙王庙组气藏的强非均一性特点。

2.1 不同圈闭中气水界面不统一

川中地区龙王庙组顶面构造形态表现为两条长短差异明显的北东向倾没鼻状构造(图1，图2)。其中，北部的鼻状构造带延伸较长(近100 km)，从安岳裂陷槽东侧开始向东至海拔-4 600 m为界；南部鼻状构造相对较短(50 km左右)。现今气藏主要分布在北部的长鼻状构造带上，而南部的短鼻状构造上气藏仅分布于靠近德阳—安岳裂陷槽的东侧(龙王庙组台缘相带上)，向东并未形成有效气藏，如高石18井为含气水井，高石21井未见油气显示。

图1 川中地区龙王庙组顶面构造演化

图2 川中地区龙王庙组气水带和沥青含量分布据参考文献[5，22]修改。

川中地区龙王庙组气藏水型全部为CaCl2型，说明气藏保存较好。气水带分布近乎平行于鼻状构造带，在磨溪构造主体的近南北两侧均存在明显的水带。自北西向南东，龙王庙组气藏气水分布特征表明(图3a)，整个川中构造带气水界面并不统一。西边气水界面位于磨溪52井区附近，实测气水界面海拔-5 260 m；而东部地区的气水界面位于高石16井与高石113井之间，测井识别气水界面海拔-4 714 m，东西两端的气水界面海拔高程相差546 m。但磨溪主体构造带表现出高饱和气特征，虽然不同部位上龙王庙组天然气产量有所差别(可能与沉积相导致的储层质量差异有关)，但整体仍表现出统一的含气系统，未见明显的气水边界。过北部长鼻状构造带的气藏剖面(图3b)显示，含水层仅位于鼻状构造高点西侧的相对构造位置较低部位，但是沿鼻状构造带走向向北东方向延伸的龙王庙组储层表现为整体含气，在磨溪8井区含气储层厚度达到最大，继续向东含气层厚度逐渐减小，但未见水层。而南部短鼻状气藏分析表明(图3c)，龙王庙组储层自西向东气水界面的海拔高度逐渐降低，并向东转变为干层。

图3 川中地区龙王庙组气藏剖面剖面位置见图2。

2.2 气藏压力从西向东逐渐减弱

从气藏剖面(图3a)上可以发现，不同条带上气藏压力值差异较大，具有从西往东气藏压力逐渐降低的趋势。可将川中构造带龙王庙组气藏压力系统分为北部构造带、中部构造带和东部构造带含气系统。其中北部构造带气藏压力值较大，如图3a所示，压力值分布在86.41～110.77 MPa之间，三口井平均值为97.21 MPa；中部构造带上各单井之间的气层压力值十分相近，平均值为76.28 MPa；而东部构造带气藏压力值偏低，单井气层压力平均值为67.89 MPa。

2.3 储层沥青含量分布

研究表明，古油藏裂解气是川中地区震旦系—寒武系气藏天然气的主要来源[23-24]。因此，储层孔隙中沥青填充度可以反映出古油藏液态烃的充满度。通过沥青的测井特征参数[22]开展测井识别沥青含量，与实际钻井测试数据对比显示，该方法的沥青含量识别符合率较高。利用测井识别的数据统计分析发现，磨溪16井和磨溪202井沥青含量明显高于周围(图2)，推测该井附近可能是早期液态烃聚集的主要部位。

3 成藏充注时间对比与差异

本次研究利用龙王庙组储层中成岩矿物(图4)上首次出现液态烃和气态烃包裹体时的捕获温度(图5)，结合单井埋藏热演化史(图6)，开展成藏充注时期对比。在系统厘定川中构造带龙王庙组储层成岩矿物与沥青形成次序的基础上，开展不同成岩矿物中包裹体荧光、拉曼和测温分析。综合分析显示，川中地区龙王庙组颗粒白云岩储层孔隙/孔洞中存在多期成岩矿物与沥青/油气充注(图4)，不同井之间成岩演化序次相近，表现为：(Ⅰ)早期微细晶白云石—(Ⅱ)孔洞周缘中细晶半自形晶白云石—(Ⅲ)孔洞中沥青—(Ⅳ)石英或方解石—(Ⅴ)萤石。其中，孔隙边缘多发育较完整的半自形—自形中细晶白云石(Ⅱ)，该期白云石形成之后发育沥青填充，说明在Ⅱ期白云石形成以后发生过一次液态烃充注(Ⅲ)，之后液态烃发生裂解形成沥青填充于孔隙中。在沥青之后又发生了(Ⅳ)石英与(Ⅴ)萤石的填充，其中(Ⅴ)萤石填充仅在部分井中见到，如潼探1井。根据不同成岩矿物序次上包裹体发育的类型，可以判断该期成岩过程中流体的性质。当矿物中首次出现烃类包裹体时，与之对应的盐水包裹体均一温度代表了初始烃类充注时的温度。包裹体分析，显示龙王庙组储层中液态烃包裹体首次出现于孔洞中充填的半自形白云石晶体(Ⅱ)内部，说明该白云石晶体在形成过程中捕获了初始充注的液态烃；在沥青形成之后的石英矿物(Ⅳ)上首次出现了含沥青的气烃包裹体或者是含沥青的盐水包裹体，说明裂解气态烃的充注是在石英的形成过程中发生的。因此，可以利用首次出现烃类包裹体所代表的捕获温度对比不同构造带上初始成藏充注的先后次序(图5，图6)。受后期埋藏地层温度升高以及区域热液流体活动影响[25]，现今在半自形晶白云石晶体上早期捕获的液态烃包裹体全部转化为(含)沥青包裹体且无荧光显示，在拉曼峰谱上1 328 cm-1和1 605 cm-1附近呈明显的双峰式沥青特征的形态，但该沥青包裹体所伴生的盐水包裹体均一温度代表了初始液态烃捕获时的温度，故通过该均一温度在区域埋藏热演化史图上的投影，可确定早期液态烃充注的地质时期。

图4 川中地区龙王庙组储层中矿物成岩次序及其拉曼能谱特征

图5 川中地区龙王庙组储层孔洞中半自形晶白云石中液态烃(a)和石英颗粒(b)上气烃包裹体捕获时均一温度分布直方图

图6 川中地区地层埋藏热演化史

本次研究选取了从构造西部到东部的磨溪20井、潼探1井和合探1井龙王庙组的岩心开展包裹体综合分析。图5中包裹体均一温度经过深度和盐度的校正[26]，从三口井中代表液态烃首次充注时期所捕获的伴生盐水包裹体均一温度统计结果来看(图5a)，从西向东储层中首次捕获液态烃的温度逐渐增大。其中，磨溪20井、潼探1井、合探1井首次出现液态烃时的地层温度分别介于130～150，140～190，160～210 ℃。包裹体捕获温度的分布区间代表了在Ⅱ期半自形晶白云石颗粒生长过程中流体持续的温度区间，其中最小的温度可以代表该矿物形成时期最小的地层流体温度。因此，从西往东，三口井中液态烃充注时的最小温度分别是130，140，160 ℃。在川中地区统一的地温梯度背景下，液态烃首次出现时的温度在埋藏热演化史图中代表了首次充注的时间。可以发现西部地区充注时间最早，中部地区次之，而东部地区相对最晚。

4 讨论

4.1 液态烃差异聚集形成过程

虽然四川盆地寒武系筇竹寺组烃源岩几乎在全盆地都有分布，沉积厚度在50～400 m，但是川中地区震旦系—寒武系油气藏的油气主要来源于德阳—安岳裂陷槽生烃中心。古裂陷槽周缘的构造高部位是油气有利的充注聚集区，勘探显示越靠近裂陷槽的生烃中心，单井产量越高[27]。因而针对震旦系—寒武系的勘探主要围绕着裂陷槽两侧，特别是东侧的高石梯—磨溪古隆起。前人研究表明，油气的运移指向从西、西南方向往东、东北方向运聚[28-29]。根据不同构造部位上沥青含量的分布以及恢复出的液态烃初始充注温度，可以推测液态烃初期聚集于川中构造的西部，靠近裂陷槽的生烃古圈闭部位。随着生烃的持续进行，油气运移具有连续充注、差异聚集的特征(图7)，从西、西南向东、东北方向逐渐充注。包裹体分析证实现今磨溪20井所位于的构造部位是液态烃较早聚集的场所，推测在该井西边的磨溪52井区油气充注时间更早，当该构造圈闭中油气充注饱和时，液态烃开始向东北部方向的高部位继续充注(图7)。由于在充注过程中随着时间的推移地层埋深逐渐增大，地层温度也随之升高，当油气供给充足时就形成了自西向东构造圈闭逐个充注的特征，因而越往北东方向初始充注的温度越高、时间越晚。从图7可以看出，磨溪20井液态烃充注的时期为中三叠世，潼探1井液态烃充注的时期为晚三叠世，而位于最东边的合探1井液态烃充注时期为中侏罗世，东西构造间的充注时间相差约为50 Ma。古构造高部位位于现今主构造的西部(图1)，与现今构造样式具有明显差异。这也说明现今的气藏是发生过再调整后才形成的。

图7 川中地区液态烃差异聚集演化过程

必须指出的是，与传统的由GUSSOW[30]提出的经典差异聚集所要求的在区域背景上相互连通的系列圈闭所具有的溢出点逐渐升高特征所不同的是，在川中古隆起构造的东部地区发育的构造圈闭溢出点呈现出下降的特点，反映出古隆起中部圈闭溢出点较高、往东西两侧斜坡逐渐降低的特征。因而，川中龙王庙组差异聚集具有特殊性，但它仍符合充注过程的次序，即充注过程中满足仅当西侧和西南侧的圈闭中充注达到饱和时开始往东和东北方向充注下一个圈闭，依次逐个充注。随着远离裂陷槽生烃中心，东部构造圈闭中存在充注不足的可能性，从而在现今的开发产量上表现出差异。

4.2 天然气差异聚集充注过程

前人研究显示，川中震旦系—寒武系地层中天然气为油型气[23]，油气主要来源于下寒武统筇竹寺组。现今气藏中天然气来源于三种形式：第一种是古油藏原地裂解形成的天然气原位成藏；第二种是古油藏裂解形成天然气后发生了构造调整，天然气向优势圈闭中聚集；第三种是半聚半散型液态烃裂解形成的天然气汇聚成藏[31]。其中第一种原位裂解—原位成藏是川中龙王庙组最高效的天然气成藏方式，也是龙王庙组气藏高压形成的主要原因。受古油藏埋藏深度的影响，不同深度的古油藏液态烃在裂解时间上存在着差异。图5b分别是磨溪20、潼探1和合探1井龙王庙组储层中发育于沥青之后的石英颗粒上的气烃包裹体(或是含沥青甲烷包裹体)捕获温度分布区间，与图5a相比，发育于石英颗粒上的包裹体捕获温度明显高于沥青形成之前的半自形白云石颗粒上的包裹体，但与初次液态烃充注温度由西向东逐渐增大所不同的是，气态烃充注的温度表现为从西向东由高到低再变高的特点。这是因为初次液态烃充注温度与充注时间有关，时间越晚，埋深越大，充注温度越高。裂解气充注温度与构造位置埋藏深度所对应的地层温度有关，NW位置的圈闭由于埋深较深，油藏率先开始裂解，从包裹体的捕获温度可知初始裂解气形成的温度在170 ℃左右，随着裂解释放大量气体，圈闭中气态烃饱和后开始向东部紧邻的构造圈闭中运聚天然气，此时中部的圈闭中液态烃埋藏深度尚未达到裂解温度，但已经开始接受西部运聚来的气体，因而中部气态烃的充注温度相较西部偏低一些；继续埋深过程中，中部构造圈闭中的液态烃达到裂解温度后开始裂解，但由于中部构造圈闭面积大、埋深相对浅，气态烃达到饱和需要埋藏更深才能裂解充分，而此时东部地区的圈闭中液态烃在170 ℃时开始了初始裂解，因而形成东西两头气态烃初始充注温度较高、中间略低的特点。

通过区域埋藏热演化史图(图6)与液态烃裂解充注时的捕获温度(图5b)对照可以得出，川中地区裂解气充注为晚侏罗世—早白垩世期间。此时川中的构造运动基本已经调整完成，并趋于稳定状态。此外，通过现今龙王庙组储层中沥青含量的分布(图2)可以发现，沥青含量高的位置并不是现今气藏主体发育部位，而是水层发育带或者气藏的边部，说明原先的古油藏发生裂解的同时构造发生调整，使得裂解形成的天然气向周围高部位重新聚集，形成了古油藏原地裂解、异地聚集的特点(图8)。从整个高石梯—磨溪古隆起来看，天然气以原位裂解—原位聚集为主，但是在古隆起的次级部位，受地质历史演化过程中发生的局部形态调整影响，构造圈闭的高点由西向东迁移，因而早期形成的圈闭在构造调整过程中可能消失、合并或者扩大，从而形成现今储层中沥青含量分布与含气构造带不统一的局面。

图8 川中地区气态烃差异聚集演化过程

4.3 差异聚集对天然气成藏的影响

受液态烃差异聚集、古油藏裂解气差异运移以及古隆起构造演化的影响，龙王庙组油气藏在整个形成演化过程中发生了显著的特征变化。在气藏压力方面，现今整个川中古隆起龙王庙组气藏压力表现为超压特征(压力系数在1.6左右)，并且不同构造带上气层压力值差异很大。除了盖层完整性因素以外[32]，原油裂解形成的天然气体积增大是引起超压的主要原因，而早期古油藏的充注饱和度以及古油藏裂解天然气的差异聚集二次成藏，是造成气层压力差异的关键因素。现今川中构造带上气层存在明显的三个压力系统(图2)，分别代表了三个早期充注饱和度不同的古油藏。川中古隆起的西北和西南部地区由于靠近生烃中心，在油气生成和排烃的整个过程中持续接受烃类充注，圈闭充注饱和度最高，因此油藏中地层压力大。当圈闭充注完成后，持续充注的液态烃必然会从圈闭的溢流点溢出，向北东方向的圈闭继续充注，仅当上一个圈闭充注饱和后才会继续向下一个圈闭充注，因此随着远离生烃裂陷槽，受充注动力和饱和度的影响，油藏压力会逐渐下降。而原油的裂解进一步造成了气藏压力的增大以及各构造间压力的差异。从西往东龙王庙组气藏顶部表现为坳隆相间的构造特征，同时储层中气、水分布也表现出间互发育的特点。从剖面图3a上可以看出，现今圈闭的高、低点相差300 m左右，以四川盆地地温梯度3 ℃/hm计算，高、低点的地层温度相差约9 ℃，温度的差异对原油初始裂解先后次序影响较显著，从而使得埋藏较深的古油藏率先发生液态烃的裂解形成原位天然气，使储层中流体压力增大，在储集空间一定的情况下，裂解形成的天然气溢出闭合点向高部位运聚，从而形成了天然气成藏的差异聚集过程(图8)。在气水界面分布方面，受早期液态烃差异聚集以及系列圈闭中闭合点海拔差异的影响，早期古油藏具有不统一的油水界面(图7)。后期调整过程中继承了早期的差异，但是液态烃裂解造成的体积增大以及构造演化造成的闭合度变化，对现存的气水界面影响同样显著。在这些因素的综合控制下，现今构造西部磨溪52井区气水界面在海拔-5 260 m；中部主体构造区气水界面在-4 718 m；东部高石6、高石18、合探1构造带具有相同的压力系统，气水界面在海拔-4 441 m。

基于川中地区油气的差异聚集特征以及现今气藏压力和气水界面的分布特点，可以预测现今有效气藏的分布范围。各自独立的压力系统中具有统一的气水界面，因而可以在所划分出的三个不同压力系统的基础上，结合各自气水界面所对应的构造等值线，预测出有效的现今气藏分布范围(图9)。北部压力系统内现今地层压力大，气水界面线虽然分布广，但受压力系统范围的控制，实际有效含气面积较小。并且系统内已有井之间的地层压力值相差较大，可能是因为在后期裂解、构造演化过程中油气调整的不均一性造成的。受地震和井资料的限制，本次研究并未将该系统进一步地细分，仅是为了与中部压力系统区别开，而将北部地区整体划分为一个压力系统。在中部压力系统内，北部长鼻状构造含气饱和度高、有效气藏分布范围广，该区也是目前川中地区龙王庙组气藏勘探开发的主体部位。东部压力系统内，南部短鼻状构造有效气藏分布范围小，仅在高石梯地区形成了有效的天然气聚集，而东部地区都位于海拔-4 441 m气水界面之下，主要以水层、干层为主。

图9 川中地区有效气藏分布预测

5 结论

(1)川中构造带上龙王庙组气藏在气层压力、气水界面和储层沥青含量三个方面存在显著差异。表现为从北向东南方向发育三个气层压力逐渐下降的含气系统，气层压力分别为97.21，76.28，67.89 MPa。不同含气系统中气水界面各自独立，储层中沥青含量分布与现今含气带、含水带并不完全对应。

(2)龙王庙组早期液态烃的充注具有从西向东差异聚集成藏的特点，西部充注时间在中三叠世，东部充注时间在中侏罗世，充注的饱和度西部最高，向东部逐渐减弱。

(3)液态烃原地裂解过程中，气态烃的再次聚集受构造圈闭调整迁移控制。气态烃充注时期主要发生在中晚侏罗世—早白垩世。

(4)现今有效气层的分布范围受各自压力系统中气水界面的控制。北部压力系统气层位于海拔-5 260 m之上；中部压力系统气层位于海拔-4 718 m以上，主要处在长鼻状构造带上，分布范围广；东部压力系统气层位于海拔-4 441 m以上，仅处于高石梯构造上，分布范围局限。