四川盆地东部中上寒武统洗象池群油气成藏条件与主控因素

孙自明，孙 炜，林娟华，马 强

(中国石化 石油勘探开发研究院，北京 102206)

四川盆地为大型叠合含油气盆地，天然气资源极为丰富。近年来，盆地中部高石梯—磨溪地区在震旦系灯影组和下寒武统龙王庙组天然气勘探获得重大发现[1-3]，探明了安岳气田。中上寒武统洗象池群的油气发现始于2004年盆地中部威远气田的老井复查，探明天然气储量85.08×108m3，勘探前景良好[4-6]。

受威远气田油气发现的启示，洗象池群日益受到勘探家和石油地质工作者的关注并被寄予厚望，被作为继震旦系灯影组和下寒武统龙王庙组之后的天然气后备勘探领域和接替层系。但由于整体勘探程度相对较低，尤其盆地东部勘探程度更低，多数探井失利。据不完全统计，截至2020年底，四川盆地东部已有15口探井钻遇洗象池群，唯平桥1井获得工业气流，完井测试获气产量为25.13×104m3/d，其他探井钻井过程中多见气显示或异常，说明盆地东部洗象池群含气较为普遍，但测井解释和中途/完井测试结果又多为水层、含水低产气层或干层等。如焦石1井洗象池群测试结果为干层(含气)，丁山1井完井测试产微气和水，林1井5个含气层段测井解释均为水层，等等。这一方面反映了盆地东部洗象池群具备基本的油气成藏条件和较好的勘探前景，另一方面又突出说明了该区洗象池群油气成藏的复杂性和勘探的高难度。

目前对洗象池群的研究多集中于盆地中部地区，研究内容主要涉及层序地层[7-12]、岩相古地理[13-15]与储层特征[16-22]等方面，而针对盆地东部复杂构造区洗象池群油气成藏条件及成藏控制因素的研究则很少，较之盆地中部地区其勘探程度也更低，制约了油气勘探部署。基于此，本文以露头和钻井资料为基础，在对四川盆地东部洗象池群油气成藏条件分析的基础上，结合钻井勘探成果，探讨了油气成藏主控因素，明确了有利勘探方向，以期为勘探决策部署提供理论依据。

1 研究区地质概况

四川盆地东部地理位置横跨四川、重庆、贵州和湖北等省市，区域构造上是指位于齐岳山断裂至华蓥山断裂之间的区域，北以万源断裂和大巴山相接，南达古蔺—长宁一带，南北长约500 km，东西宽约120～170 km，面积约7×104km2(图1)。

四川盆地东部的基底由下部深变质结晶基底和上部中元古界冷家溪群及上元古界板溪群中浅变质基底组成[23-25]，基底之上为由碎屑岩、碳酸盐岩和蒸发岩构成的厚达万米的沉积盖层，地层从南华系至第四系。其中，中上寒武统洗象池群是一套浅海相碳酸盐岩沉积[5-8,17-18]，根据岩性组合，自下而上分为3段：下段以含泥质、陆源砂质白云岩和细粉晶白云岩为主，局部夹薄层颗粒白云岩、云质泥岩和云质砂岩，具石膏假晶；中段以细粉晶白云岩和颗粒白云岩为主，颗粒类型主要为砾屑、砂屑和鲕粒；上段以灰色薄—厚层状泥粉晶白云岩为主，夹颗粒白云岩、泥质白云岩和藻白云岩等，近顶部多含硅质条带或硅质团块。

图1 四川盆地构造区划

从构造特征看，平面上，研究区地表褶皱发育，背斜高陡窄长，向斜宽阔平坦，构成典型的隔挡式构造(图1)；纵向上，该区基底之上发育的中下寒武统膏盐岩、志留系泥页岩和三叠系嘉陵江组—雷口坡组膏盐岩3套主要滑脱层控制了沉积盖层的垂向差异构造变形[26-27]，其中，中下寒武统膏盐岩滑脱层对盖层构造变形的控制作用最为独特，滑脱层之上地层变形强烈，发育成排成带分布的褶皱—冲断构造，有利于形成背斜和断背斜等类型的圈闭；而滑脱层之下的震旦系—中下寒武统除盆缘受齐岳山断裂影响变形较为强烈外，远离盆缘向盆内地区则变形微弱。

2 油气成藏条件

2.1 烃源条件

四川盆地东部下古生界主要发育筇竹寺组和五峰组—龙马溪组黑色泥页岩等2套烃源岩(图2)。

图2 四川盆地东部下古生界地层综合柱状图

盆地东部的筇竹寺组烃源岩一般厚度较小，多为30～100 m，其中盆地东缘利川—石柱—南川—习水—古蔺一带厚度小于30 m。烃源岩有机碳含量较低，品质较差，如焦石1井，筇竹寺组厚度为133 m，岩性为灰—深灰色泥岩和灰质泥岩，夹薄层泥质灰岩，底部为灰黑色泥页岩；根据21个暗色泥岩样品实测数据，有机碳含量介于0.52%～2.21%之间，平均0.78%；暗色泥页岩有机碳含量大于0.5%的厚度为20 m，大于1.0%的厚度为2 m，大于2.0%的优质烃源岩的厚度仅为1.0 m；有机质类型为Ⅰ型。区域上，筇竹寺组烃源岩热演化程度较高，盆地东北部Ro一般大于4.0%，盆地东南部相对较低，Ro为3.0%～4.0%；焦石1井Ro在3.50%～3.59%之间。

受加里东运动影响，五峰组—龙马溪组在四川盆地残留厚度不一，其中以盆地东部保存较好，地层厚度在150～600 m之间；岩性主要为深灰、灰黑色薄层硅质、碳质泥页岩，富含笔石化石。优质烃源岩主要分布在五峰组—龙马溪组下部，厚度为40～140 m(图3)；有机碳含量为2%～7%，氯仿沥青“A”平均为0.002%，干酪根以I型为主，属好—优质烃源岩。川东南地区热演化程度相对较低，Ro在2%～2.6%之间，其他地区Ro多大于3.8%，处于过成熟演化阶段，以生成干气和裂解气为主。

2.2 储集条件

盆地东部洗象池群储层岩性以泥晶白云岩和粉晶白云岩为主，少部分为细晶白云岩、生屑灰岩和颗粒灰岩等，储层非均质性强，物性普遍较差，多以低孔—特低孔和特低渗储层为特征。储集空间主要为白云石晶间孔、晶间溶孔和溶洞，少量为缝合线和裂缝等。如建深1井(图4)，通过对47块岩心样品进行实测，孔隙度分布在1.41%～6.41%之间，平均孔隙度2.57%，其中以低—特低孔隙度为主，局部为中孔隙度；渗透率变化较大，为(0.002 4～314.253)×10-3μm2，平均为0.02×10-3μm2，总体以特低渗透率为主，由于裂缝改造，局部也可发育中—高渗透率储层。普顺1井钻遇的洗象池群厚度197 m，主要为灰色泥粉晶白云岩，岩心表面溶蚀孔、洞发育，多数被石膏全充填，少量为方解石充填；镜下薄片观察，发育少量溶蚀孔，晶间孔和粒间孔欠发育；测井解释孔隙度为1.3%～3.1%，渗透率为(0.001～0.033)×10-3μm2，整体物性亦较差。

2.3 盖层条件

四川盆地东部志留系残存厚度较大，岩性以泥质粉砂岩、粉砂质泥岩及泥页岩为主，且泥岩分布稳定，可作为洗象池群的区域性盖层。区域上，四川盆地志留系在川中隆起核部已剥蚀殆尽，向盆地东部厚度逐渐增大，在川东南地区厚度为600～700 m，在川东地区厚度达800～1 000 m。习水良村志留系韩家店组露头剖面揭示，该区韩家店组上部为厚层泥岩，下部为厚层泥岩夹薄层灰岩透镜体，泥岩单层厚度最大为152.0 m，累计厚度达291.6 m；根据15个泥岩样品的测试结果，泥岩盖层的突破压力介于5～18 MPa之间，大多数分布于13.93～18 MPa，中值半径为2.37～3.93 nm，封闭高度达1 250～1 746 m，遮盖系数大于100%，属于Ⅱ类盖层，具有较好的封盖能力。

图3 四川盆地东部及邻区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组烃源岩等厚图

图4 四川盆地建深1井寒武系洗象池群孔隙度(a)和渗透率(b)频率分布

下奥陶统桐梓组—湄潭组泥质岩类也较发育，尤其是湄潭组，下段以灰绿色、黄绿色页岩为主，夹粉砂岩、砂质页岩及薄层状生物碎屑灰岩；上段为薄—中厚层状灰岩、生物碎屑灰岩或瘤状灰岩与砂质页岩互层；这套地层在川东南地区连续分布，厚度162～288 m，单层厚度3～15 m，可作为局部盖层。

3 成藏主控因素

3.1 储层

优质储层是洗象池群油气成藏的必要条件，盆地东部洗象池群具有发育优质规模储层的沉积背景，但不同地区差异显著。

图5 四川盆地东部及邻区寒武系洗象池群岩相古地理

洗象池群沉积时期，四川盆地及周缘总体呈现出西北高、东南低的古地理格局，整体特征为镶边碳酸盐岩台地[8,13-17]，台缘带位于湖南张家界—黄平一带，四川盆地为大范围的局限台地相碳酸盐岩沉积，其中，盆地东部梁平—重庆—宜宾一带为台内洼地[8，13](图5)，颗粒滩总体上较不发育，储层品质较差，不利于油气成藏。如焦石1井，洗象池群厚度为643 m，以灰—深灰色泥晶—细晶白云岩为主，夹灰岩和膏岩；颗粒滩储层主要位于中上部，厚度合计为55.8 m/5层，占洗象池群总厚度的8.67%；根据岩心观察，岩性整体较致密，溶蚀孔洞较发育但分布不规则，并多被方解石、白云石和石英全充填(图6a)；储层物性较差，以3类储层主，实测孔隙度为1.01%～2.32%，平均1.43%；渗透率为(0.002～0.646)×10-3μm2，平均0.092×10-3μm2；对井段2 920～3 027 m进行测试，结果为干层。

在台内洼地四周，尤其是其东、西两侧的水下高地，分别沿南充—合川—大足—自贡和利川—石柱—南川—习水—古蔺各发育一条台内颗粒滩带[5,8,13,16-18](图5)。根据野外露头观察，东侧颗粒滩带平面上几乎连片分布，颗粒类型包括砾屑、砂屑和鲕粒(图6b)，常见冲刷构造和多种类型的交错层理等沉积构造(图6b,c)，且准同生溶蚀作用强烈，溶蚀孔洞顺层大量发育(图6d)，可形成优质规模储层，有利于油气聚集成藏。

平桥1井位于东侧颗粒滩带，在洗象池群共取心2次，心长合计36.06 m，以灰色粉细晶白云岩和砾屑白云岩为主，夹薄层泥晶白云岩和泥质白云岩，局部见硬石膏斑块、岩溶角砾和微裂缝等(图6e,f)；成像测井资料显示局部层段裂缝发育，为裂缝—孔隙型储层，测井孔隙度为2.5%～4.5%。对井段3 039～3 125 m试气获工业气流，良好的储层品质是其获得突破的重要因素。

3.2 源—储配置

源—储配置样式及其有效性对洗象池群油气成藏具有重要的控制作用。四川盆地东部寒武系—志留系发育完整，中上寒武统洗象池群存在下寒武统筇竹寺组和上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组2套烃源岩供烃的可能。理论上讲，位于筇竹寺组烃源岩之上的洗象池群烃源条件较为有利，但受区内广泛发育且平面上连续分布的中寒武统高台组膏盐岩层的阻隔，加之盆地东部较少发育切穿膏盐岩层的通烃源断裂，筇竹寺组烃源岩生成的油气难以向上运移到洗象池群并聚集成藏。

同样地，洗象池群与位于其上的五峰组—龙马溪组烃源岩之间也发育有下奥陶统泥页岩，尤其是湄潭组，区域分布范围广且厚度稳定，可以作为洗象池群的良好盖层，因此，从源—储纵向配置情况看(图2)，五峰组—龙马溪组烃源岩生成的油气难以向下直接充注到洗象池群储层。但区内大量发育的逆冲断裂可以改变这种源—储配置样式的初始形式，并为形成有效的源—储配置样式创造有利条件。这些断裂主要形成于燕山晚期—喜马拉雅期，与背斜共生，构成断背斜构造圈闭，空间上可以构造出有效的“源—储侧向对接”或“新生古储”等多种源—储配置形式，有利于洗象池群油气成藏。

图6 四川盆地东部寒武系洗象池群沉积构造、溶蚀现象与裂缝

平桥含气构造位于盆地东缘，是以高台组膏盐岩为底板滑脱层发育起来的断背斜构造圈闭(图7)，由于断裂切割，造成五峰组—龙马溪组烃源岩与洗象池群储层在空间上侧向对接，油气直接从烃源层或通过断裂向洗象池群运移并聚集成藏，形成“源—储侧向对接和新生古储”成藏组合。

平桥1井天然气地球化学分析表明，洗象池群以甲烷气为主，含量为95.46%～95.56%，非烃类气体主要为CO2、N2和H2S；天然气组分具有δ13C1>δ13C2和δ13C2<δ13C3的特点，与川东石炭系气藏的碳同位素特征接近，而与焦石坝页岩气δ13C1>δ13C2>δ13C3的碳同位素特征和不含H2S差异明显；此外，平桥1井洗象池群天然气CO2的碳同位素较重，为-5.92‰～-5.464‰，显示为无机成因，可能是甲烷气与洗象池群含膏碳酸盐岩发生TSR反应所致。上述特征表明，洗象池群天然气主要为来源于五峰组—龙马溪组高演化烃源岩的干酪根降解气，证实了这种“源—储侧向对接”源—储配置样式的有效性，同时也反映出该区油气成藏以近源、垂向短距离运移和聚集为主要特征。

图7 四川盆地东部平桥构造气藏成藏模式-C2g.高台组；-C2+3X.洗象池群；O1t-O3l.下奥陶统桐梓组—上奥陶统临湘组；O3w—S.上奥陶统五峰组—志留系

4 结论

(1)受区域岩相古地理控制，洗象池群沉积时期，四川盆地东部梁平—重庆—宜宾台内洼地的东、西两侧发育颗粒滩带，是优质规模储层发育的有利地区。但储层非均质性较强，储层物性一般较差，多以低孔—特低孔和特低渗储层为特征。

(2)四川盆地东部志留系残存厚度较大，岩性以粉砂质泥岩及泥页岩为主，分布稳定，可作为洗象池群的区域性盖层。下奥陶统泥质岩类也较发育，厚度较大且区内连续分布，可作为直接盖层。

(3)四川盆地东部下古生界主要发育筇竹寺组和五峰组—龙马溪组2套烃源岩，它们均有向洗象池群储层供烃的可能，但受中寒武统高台组膏盐岩层的阻隔，筇竹寺组烃源岩生成的油气难以向上运移到洗象池群。而盐上逆冲断裂的发育可以改变五峰组—龙马溪组烃源岩与洗象池群储层源—储配置的初始形式，空间上可构造出有效的“源—储侧向对接”样式，有利于洗象池群油气成藏。

(4)优质储层是洗象池群油气成藏的必要前提，源—储配置样式及其有效性是油气成藏的关键，近源、垂向短距离运聚是洗象池群油气成藏的主要特征；断背斜圈闭有利于形成有效的源—储配置样式，形成“新生古储”油气藏。