四川盆地中二叠统天然气地质特征与勘探方向

张 健 周 刚 张光荣 李国辉 汪 华

中国石油西南油气田公司

中二叠统是四川盆地天然气勘探开发的重要层系。2000年以前，主要针对蜀南地区的裂缝型和缝洞型石灰岩气藏开展勘探[1]，成效显著，发现了325个岩溶缝洞型石灰岩气藏，其中功勋井自2井已累计产天然气50.15×108m3。野外露头显示中二叠统发育白云岩储层[2]，2003年矿2井进一步证实中二叠统栖霞组发育厚层状孔隙型白云岩储层，2014年双探1井在栖霞组层状孔隙型白云岩储层勘探获重大突破[3]；另外，随着岩溶缝洞体雕刻技术日趋成熟，近年来岩溶缝洞型石灰岩油气勘探亦取得较大进展，展示出良好的勘探前景，如川西北九龙山构造中二叠统5口井测试获高产工业气流，平均单井产量超过100×104m3/d。据中国石油第四次资源评价成果，四川盆地中二叠统天然气总资源量为15 059.39×108m3，探明储量为852.03×108m3，资源探明率仅为5.66%，勘探潜力巨大。为明确四川盆地中二叠统下一步的天然气勘探方向，笔者结合近年钻井、地震勘探及研究成果，系统分析了该盆地中二叠统天然气的沉积特征、储层特征、成藏特征、天然气富集规律及勘探方向，以期为四川盆地中二叠统天然气勘探提供技术支撑。

1 中二叠统沉积特征

1.1 栖霞组沉积特征

栖霞组岩性主要为深灰色—灰黑色生物碎屑灰岩、含生屑泥质灰岩、含燧石结核灰岩，部分地区栖霞组中上部发育晶粒白云岩[4]，地层厚100～200 m。栖霞期继承了加里东运动后西高东低的微地貌格局，盆地西部地区地势较高、水体较浅，发育开阔海台地、台缘滩和台内滩亚相[5]，其中台缘滩体厚度大，于川西北广元—江油—都江堰—天全—峨眉一线呈条形分布[6-7]；台内滩体厚度小，纵向多层叠置，平面上环加里东古隆起分布；盆地东南部地势较低、水体较深，主要发育台内洼地相，分布于平昌—渠县—合川—大足东至湖北恩施一带。

1.2 茅口组沉积特征

茅口组各段在盆地内的保存不一，川西南、川东南等地茅口组顶部为茅四段，泸州古隆起及川东北等地茅口组仅存茅二段，地层残厚200～400 m。栖霞组沉积后，茅口组沉积期岩相分异逐渐明显，自西南向东北方向，水体深度逐渐加大，平面上可分出局限海台地亚相、生屑滩亚相、开阔海台地亚相及次深海斜坡亚相等4个亚相区 。盆地大部分区域属开阔海台地亚相，岩性为灰色—深灰色厚层状泥粉晶灰岩、藻虫灰岩、含燧石团块灰岩等，生物繁盛，种类较多。生屑滩亚相分布于2个地区，其一沿龙门山中南段—川西南—川南—重庆一带呈马蹄状分布，其二分布于川中南充—安岳地区，范围相对较小，滩体厚25～54 m，以亮晶生屑石灰岩为主并发育白云岩。次深海斜坡亚相分布于广元—达州—万州地区，岩性为深灰色泥灰岩、黑色燧石条带状灰岩及页岩等，以小型腕足、钙球、骨针及菊石等生物组合为特征。

2 中二叠统储层特征

2.1 栖霞组储层特征

栖霞组储层主要受控于白云石化作用、古岩溶作用和裂缝作用[6]，以多重成因白云岩孔隙型储层为主[9]，岩性为晶粒云岩或残余生屑云岩，尤以中—粗晶云岩储集性能为最好，其次为粉—细晶云岩，灰质云岩再次之；储集空间主要为晶间孔、晶间溶孔，储层孔隙度主要分布在2%～3%，少数样品高于5%，平均孔隙度为2.75%，表现为低孔、低渗特征，储层厚5～30 m，其中台地边缘白云岩储层厚10～30 m，台内滩相白云岩储层介于5～20 m（图1-a）。

2.2 茅口组储层特征

2.2.1 孔隙型白云岩储层特征

茅口组发育孔隙型热水成因白云岩储层[10-11]，储集岩性主要为深灰色中—细晶云岩，储集空间为溶孔、溶洞和溶缝；取心井白云岩层段平均孔隙度介于2.8%～4.6%，储层以低孔、低渗为主，局部发育相对中—高孔层段，厚度以2～20 m为主，纵向上主要发育于茅二段中上部，沿准同生期北西向断裂展布（图1-b）。

2.2.2 岩溶缝洞型石灰岩储层特征

东吴运动后，四川盆地中二叠统形成广泛分布的岩溶缝洞型石灰岩储层[12-13]，储层岩性以生屑灰岩、泥晶灰岩及眼球状灰岩为主，岩性致密，基岩孔隙度一般低于2%，渗透率一般小于0.08 mD[14]，储集空间以溶洞、溶缝为主，钻井中常见放空、井漏和井喷等显示，储层具分布广、非均质性强特点，岩溶高地、岩溶斜坡为岩溶储层发育的有利区[15]。

图1 四川盆地中二叠统白云岩厚度等值线图

3 中二叠统天然气成藏特征及富集规律

3.1 中二叠统天然气成藏特征

3.1.1 多层系供烃

四川盆地中二叠统气藏既有二叠系自身烃源，也有来自下伏下志留统龙马溪组、下寒武统筇竹寺组烃源[15-18]。中二叠统烃源岩主要为栖霞组、茅口组泥灰岩和泥岩，其中泥灰岩厚度大，以偏腐殖混合型为主，有机质丰度高，露头样品测定有机碳含量（TOC）多高于1%，平均TOC为1.4%，多以高—过成熟为主；而泥岩厚度小，以腐殖型为主，平均TOC为2.24%，多以高—过成熟为主。下寒武统烃源岩主要为筇竹寺组和麦地坪组暗色泥岩，筇竹寺组泥岩为腐泥型，有机质丰度高，TOC介于0.07%～7.56%，平均为1.56%，TOC大于1.0%的占63.9%。志留系在乐山—龙女寺古隆起核部已被全部剥蚀，仅在川西北部地区和川中东部地区残存龙马溪组黑色页岩和深灰色泥岩，TOC普遍较高（0.4%～1.6%），具有盆地东南部有机碳丰度值高、中西部地区丰度值低的特点。

3.1.2 多类型储层

四川盆地中二叠统主要发育栖霞组孔隙型多成因白云岩储层、茅口组孔隙型热水白云岩储层和茅口组岩溶缝洞型石灰岩储层3种类型，其中栖霞组白云岩储层的发育主要受沉积微相、早期白云石化作用、晚期白云石化作用、溶蚀作用以及构造作用等因素控制[19-20]；茅口组热水白云岩受热次盆微相控制，主要沿茅口组沉积时处在拉张活跃期的基底断裂、深大断裂和裂缝系统的附近沉积[3-4]；茅口组岩溶缝洞型石灰岩储层受岩性特征、断裂发育程度、溶蚀时间长短等因素控制，岩溶高地、岩溶斜坡为岩溶储层发育的有利区[15]，在川西和川中地区，白云岩储层和岩溶缝洞型石灰岩储层均有分布，而在川东和蜀南地区，则主要发育岩溶缝洞型石灰岩储层。3.1.3 多类型圈闭

四川盆地中二叠统早期勘探以局部构造圈闭勘探为主，寻找裂缝型和缝洞型石灰岩气藏[21]，在蜀南地区发现了断层—岩溶背斜型、岩溶—背斜型、断层岩溶型和岩溶型4类岩溶缝洞型石灰岩气藏。近年来，在川中、川西地区栖霞组、茅口组发现了不同成因的白云岩储层[3-4]，探明了岩性—背斜型和岩性型层状孔隙白云岩气藏（图2）。

3.1.4 多套盖层及良好的保存条件

上二叠统龙潭组是中二叠统的直接盖层，岩性以页岩夹少量石灰岩为主，厚度介于100～150 m，上覆三叠系嘉陵江组—雷口坡组内部膏岩发育，累计厚度介于50～450 m；上覆上三叠统—白垩系陆相层系发育巨厚泥页岩﹑粉砂质泥岩，由西向东逐渐增厚，累计厚320～1 600 m，可作为中二叠统区域间接盖层，保存条件良好[13]。

3.1.5 多期构造与多期成藏

四川盆地自震旦纪以来，历经多期次构造运动的叠加改造，对油气成藏影响显著，表现为构造的多期与成藏的多期具一致性[21-23]。中二叠统沉积后经历了东吴、印支、燕山、喜马拉雅等多期构造运动，决定了盆地中二叠统多期油气成藏，二叠系烃源岩于中三叠世开始生烃，晚三叠世—早侏罗世进入生油高峰，中晚侏罗世—早白垩世进入生气高峰[24]（图3）；志留系烃源岩于早二叠世—晚三叠世进入生油高峰，侏罗纪开始进入生气高峰；筇竹寺组烃源岩于石炭纪—早二叠世进入生油高峰，于三叠纪—晚侏罗世进入生气高峰[25]，后期经多期次构造运动，使古油气藏或经历调整演化，形成现今油气藏，或遭受不同程度的破坏，经历了古油藏—古气藏—现今气藏的演化过程。对四川盆地西南部气区中二叠统茅口组碳酸盐岩储层有机包裹体特征、组成、碳同位素等研究结果表明，在中二叠统茅口组中存在3期以上的油气运移[26]，指示着3期以上的油气调整—聚集—成藏过程。

图2 四川盆地中二叠统气藏类型图

3.1.6 多类型成藏模式

四川盆地中西部地区中二叠统天然气以烃类气体为主，CH4含量高、C2H6含量低，干燥系数大，是典型干气（表1）。研究认为蜀南及川东北地区中二叠统的天然气气源主要来源于其自身，志留系有部分贡献作用[15-17]，川中及川西地区的天然气亦主要来源于自身，下寒武统筇竹寺组有部分贡献作用[18]，盆地中二叠统气藏多源特征与盆地多期构造运动有关，形成多种成藏组合模式，可分为自生自储型、下生上储型和他源次生型3种类型，以自生自储型为主[15]。在川东、川西北和蜀南部分地区还伴生下生上储型，龙马溪组直接向上覆中二叠统供烃，另外他源次生型指通过断层沟通，将亲源关系较远的天然气运移至中二叠统圈闭聚集成藏，如川中地区断层沟通筇竹寺组烃源[18]、川东高陡构造区断层沟通志留系烃源等（图4）。

图3 四川盆地中二叠统烃源岩埋藏史图

表1 四川盆地中西部地区中二叠统天然气组成对比表

图4 四川盆地中二叠统成藏模式图

3.2 中二叠统天然气富集规律

3.2.1 优质烃源岩控制大中型气田分布

勘探实践证明，烃源是油气成藏的关键物质基础，对大中型气田分布具有重要的控制作用，目前勘探成果丰硕的蜀南地区和川西北地区都具备优质烃源岩的基础条件[3,8]。四川盆地茅口组烃源岩厚30～220 m，TOC介于0.5%～3.0%，生气强度介于10×108～60×108m3/km2，且大部分区域都大于20×108m3/km2；栖霞组烃源岩厚10～70 m，TOC介于0.5%～2.0%，生气强度绝大部分地区小于10×108m3/km2；中二叠统全盆地生气中心位于盆地西北部和中部—川南地区，生气强度在26×108～44×108m3/km2[27]，具备形成大中型气田的物质基础。

3.2.2 白云石化、表生岩溶作用对颗粒滩储层的改造至关重要

白云石化作用和表生岩溶作用对四川盆地中二叠统颗粒滩储层的形成具有重要的改造作用[6,19,28]，勘探实践表明，中二叠统白云岩储层明显优于石灰岩储层。栖霞组颗粒滩白云岩主要分布于川西—川西南和川中地区，主要为结晶型白云岩及残余颗粒型白云岩[29-30]，相控型白云岩气藏已为勘探所证实[3，31]；茅口组热水成因白云岩呈层状、沿基底断裂分布，岩性主要为深灰色中—细晶结构白云岩，白云岩受到热次盆微相控制，主要呈现北西向展布[11]；茅口组沉积末期，发生东吴运动，在四川盆地发生大面积分布的表生岩溶作用[32-34]，一方面溶蚀地层形成风化壳，另一方面沿不整合面或断层形成相关的规模岩溶型储层，在风化壳或间断面附近发育油气运移通道和储集体，易形成油气藏。

3.2.3 印支期古隆起是油气聚集的有利指向区

四川盆地中二叠统于中三叠世开始生烃，晚三叠世—早侏罗世进入生油高峰[24]，形成古油藏；气态烃大量形成的时间多为晚侏罗世—白垩纪。印支期形成的泸州—开江古隆起在燕山期继承发展，是油气聚集的有利指向区，控制了石炭系—三叠系气藏的分布，目前在泸州古隆起上共发现二叠系、三叠系裂缝性气田35个，含气构造17 个，勘探证实古隆起的顶部背斜和向斜中都产油气，如得胜向斜和况厂向斜中二叠统产气[35]，都表明古隆起曾聚集油气。

3.2.4 喜马拉雅期构造运动是油气调整的关键时期

构造抬升、拉张、挤压等作用形成的断层、裂缝，在油气成藏过程中主要表现为油气的运移通道。在多数情况下，断层及裂缝发育程度控制油气的分异，在裂缝发育带，油气产量较高。因此，断层及裂缝对油气成藏及油气产量具有十分重要的控制作用。四川盆地中二叠统油气的运聚主要受古构造、古断裂的控制，普遍经历了由“古油藏—古气藏—再调整分配”的演化过程，燕山期是天然气富集的主要时期，形成早的圈闭优先捕获天然气，喜马拉雅期构造运动作用下，油气沿喜马拉雅期形成的晚期断层大规模调整[36]。如龙门山断裂带是一个由一系列叠瓦状逆断层所组成的逆掩断裂带，喜马拉雅期的构造运动导致区内多期次油气运移和再分配，造就了油气分布的复杂性，也为新构造油气充注创造了条件。在推覆体上普遍地层出露较老，发育通天大断层，保存条件较差，如K2井，而在推覆体下盘或者靠近盆地内的潜伏构造其保存条件依然十分良好，极具油气勘探潜力。

4 中二叠统天然气勘探方向

4.1 栖霞组天然气勘探方向

4.1.1 栖霞组天然气勘探领域

层状孔隙型白云岩储层是盆地中二叠统最有利的勘探对象[4,30]，栖霞组层状孔隙型储层主要分布于川西台缘滩相和川中台内滩相白云岩中。

4.1.2 栖霞组天然气有利勘探区带

依据储层发育程度和烃源分布特征，结合中二叠统古构造背景，将栖霞组台缘滩相白云岩储层勘探有利区划分为Ⅰ类a区和Ⅰ类b区，其中Ⅰ类a区为川西北广元—江油及都江堰一带，具烃源优越（中二叠统生烃强度介于10×108～28×108m3/km2，且位于筇竹寺组生烃中心）和储层发育（厚0～30 m）等特点；Ⅰ类b区位于川西南地区，具储层发育、烃源较好等特点。龙门山前推覆构造带二叠系圈闭发育，成藏条件好，推覆带之下的背冲背斜带上的大型构造—岩性复合圈闭为最有利勘探区[3-4]，推覆冲断带可能为下一步扩大该区勘探领域的新有利勘探区带（图5）。

栖霞组台内滩相白云岩储层勘探有利区可划分为Ⅱ类a区、Ⅱ类b区和Ⅲ类区。Ⅱ类a区主要分布在川中高石梯—磨溪地区和蜀南地区台内滩发育区，区内白云岩储层分布较为稳定，厚0～20 m，中二叠统生烃强度介于16×108～30×108m3/km2，紧邻筇竹寺组生烃中心，位于印支期古隆起核心部位，有利于油气运聚；Ⅱ类b区分布于资阳—绵阳一带，白云岩厚度一般小于10 m，中二叠统生烃强度为8×108～28×108m3/km2，且位于筇竹寺组生烃中心；Ⅲ类区主要分布在南充—九龙山台内颗粒滩发育区，区内白云岩储层厚0～10 m，中二叠统生烃强度介于 18×108～ 22×108m3/km2。

图5 四川盆地中二叠统栖霞组勘探方向平面分布图

4.2 茅口组天然气勘探方向

4.2.1 茅口组天然气勘探领域

茅口组白云岩储层具呈带状、沿基底断裂分布特点，分布面积广，在15号基底断裂附近的磨溪、南充一带已获突破，天然气勘探前景好，是重要的勘探对象。

茅口组岩溶缝洞型石灰岩储层勘探主要集中在蜀南地区，尽管单个岩溶缝洞型气藏平均压降储量仅2.3×108m3，但也找到了Z2井这样的高效勘探井，也发现了压降储量为48.56×108m3、已累产天然气44.12×108m3的高效勘探井区——W67井区，展示出盆地茅口组岩溶缝洞型石灰岩储层勘探具备高效勘探的潜质。盆地蜀南向斜区、川中、川东北、川西北地区岩溶缝洞型储层勘探程度极低，可供勘探面积大，是寻找高效勘探的重要领域。

4.2.2 茅口组天然气有利勘探区带

依据茅口组白云岩发育程度、岩溶缝洞型石灰岩储层有利分布区和烃源分布特征，结合中二叠统古构造背景，将盆地茅口组有利勘探区分为Ⅰ类a区、Ⅰ类b区、Ⅱ类a区和Ⅱ类b区。

Ⅰ类a区分布于广安—南充及泸州西北部地区，为白云岩发育区与岩溶高地/岩溶上斜坡叠合区，白云岩厚0～20 m，中二叠统生烃强度为10×108～22×108m3/km2，其中泸州西北部位于筇竹寺组生烃中心、印支期古隆起高部位。

Ⅰ类b区分布于双鱼石—南充、卧龙河—石柱等地区，为白云岩发育区与岩溶下斜坡叠合区，该区白云岩储层厚0～20 m，中二叠统生烃强度为8×108～22×108m3/km2，位于筇竹寺组生烃中心边缘。

Ⅱ类a区广泛分布于蜀南—川中、川东北达州—开江及川西北九龙山等地区，该区为岩溶缝洞型石灰岩储层发育区，烃源条件优越，其中蜀南—川中地区不仅中二叠统生烃强度介于10×108～30×108m3/km2，且位于筇竹寺组生烃中心，川东、川东北、川西北地区中二叠统生烃强度介于10×108～42×108m3/km2，且该区志留系烃源岩发育，大部分地区生烃强度都能达40×10 m/km，通过烃源断层可为中二叠统提供补充烃源。

Ⅱ类b区主要分布于雅安—宜宾一带，该区带白云岩储层发育，厚0～50 m，但中二叠统生烃强度仅5×108～18×108m3/km2，筇竹寺组生烃强度小于 10×108m3/km2（图 6）。

图6 四川盆地中二叠统茅口组勘探方向平面分布图

5 结论

1）四川盆地中二叠统气藏以二叠系自身烃源为主，其次为下寒武统筇竹寺组和下志留统龙马溪组，其中中二叠统生气中心位于盆地西北部和中部—川南地区，生烃强度介于26×108～44×108m3/km2，具备形成大中型气田的物质基础。

2）四川盆地中二叠统发育层状孔隙型白云岩和岩溶缝洞型石灰岩两类储层，其中栖霞组台缘白云岩储层主要分布于盆地西部广元—江油、都江堰及川西南雅安一带，厚10～30 m，栖霞组台内滩白云岩储层主要分布于川中高石梯—磨溪地区，厚5～20 m；茅口组白云岩储层主要沿基底断裂展布，厚5～20 m；茅口组岩溶缝洞型石灰岩储层广泛分布于盆地茅口组中上部，蜀南地区、川中高石梯—磨溪地区、川东北开江地区、川西北九龙山地区最为发育。

3）四川盆地中二叠统天然气成藏具多层系供烃、多类型储层、多类型圈闭、多期成藏和多类型成藏模式等特点，优质烃源岩、白云石化作用、表生岩溶作用、印支期古隆起和喜马拉雅期构造运动为天然气富集的重要控制因素，其中优质烃源岩控制大中型气田分布，白云石化、表生岩溶作用对颗粒滩储层的改造至关重要。印支期古隆起是油气聚集的有利指向区，喜马拉雅期构造运动是油气调整的关键时期；指出层状孔隙型白云岩储层勘探仍是寻找盆地中二叠统大中型油气藏的方向，而岩溶缝洞型石灰岩储层勘探是寻找高效勘探的重要领域。

4）栖霞组台缘滩最有利勘探区为川西北广元—江油及都江堰一带，其次为川西南台缘带，台内滩有利勘探区主要分布在川中高石梯—磨溪和蜀南地区；茅口组最有利勘探区为泸州—内江地区，其次为双鱼石—南充、卧龙河—石柱、高石梯—磨溪、达州—开江及九龙山地区。

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