四川盆地灯影组天然气晚期调整成藏的主控因素

孙 玮, 刘树根,2, 李泽奇, 邓 宾, 吴 娟, 宋金民, 何若玮, 可 以

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学)，成都 610059； 2.西华大学，成都 610039)

四川盆地震旦系灯影组(Z2dn)自威远发现至高石梯气田勘探突破至今已历时近60年，对四川盆地油气勘探有突出的贡献。有学者对四川盆地灯影组勘探历史、成藏过程和勘探思路转变及形成气田的主控因素做了全面的分析和阐述[1]。近年来随着勘探的深入，四川盆地针对灯影组的探井也快速增加，而且往深层进军的趋势越来越明显。但这些探井中有非常成功的蓬探1井[2]，有较成功的川深1井，也有相关层位如沧浪铺组底部取得突破的探井——角探1井，但更多的是失利的探井——五探1井、永福1井、塔探1井、楼探1井、资探1井、广探1井等(表1、图1)，间接反映出盆地内深层地质条件的复杂性和勘探的难度非常大，但也进一步推动了对灯影组深层碳酸盐岩天然气成藏规律的认识。四川下组合油气最重要的环节就是从古气藏向现今气藏转换，而这一环节也对应四川盆地构造变形最强烈的时期，晚期调整后成藏主控因素更为复杂，其中盆-山结构导致的盆地内变形变位及对深部的控制作用有重要的控制意义。本文综合这些成功和失败的例子，结合威远和高石梯气田的勘探成果，进行详细剖析，分析其晚期调整成藏的主控因素，并深入剖析成藏的关键要素，以期对未来盆地内灯影组勘探向深层进军时提供依据和参考。

表1 四川盆地近年灯影组主要勘探井基本情况Table 1 Basic information of main exploratory wells in Dengying Formation, Sichuan Basin

图1 四川盆地灯影组有利区及新探井和剖面位置图Fig.1 Favorable hydrocarbon accumulation area of Dengying Formation in Sichuan Basin and new exploratory wells and profile location map (据刘树根等[3]修改)

1 绵阳-长宁拉张槽的早期供烃及油气调整成藏的封隔作用

绵阳-长宁拉张槽(有的学者称之为德阳-安岳裂陷槽)在研究中更多的是强调其生烃中心的作用，随着埋藏的加深，绵阳-长宁拉张槽内发育的下寒武统筇竹寺组烃源层梯次成熟并向两侧灯影组内提供烃源，形成四川盆地内大面积发育的灯影组古油藏[1]。从新的探井资料分析，拉张槽两侧的探井内优质储层和沥青一般都非常发育，如蓬探1井的沥青含量(质量分数)可以高达6%，资探1井的沥青也可达到4%左右。前人研究结果比较详细，这里不赘述[4]。

除供烃外，拉张槽事实上在构造上也起了非常重要甚至是决定性的分隔作用，以拉张槽为界分成东区和西区，两区的差异性不仅控制了后期构造演化，也控制了成藏的不同演化阶段，甚至对上覆层位也有不同的影响。从目前地震资料揭示的情况来看，拉张槽内下寒武统筇竹组+麦地坪组厚度可达900余米，致使拉张槽内的筇竹寺组如一堵厚墙分隔了东西两侧，油气很难直接通过拉张槽的区域，致使其两侧的油气优先沿拉张槽边缘向高部位运移。因此，拉张槽内筇竹寺组是油气聚集非常重要的侧向封挡层，特别是古隆起时期，加里东古构造主体西高东低，东部的油气向西部运移时，至拉张槽被封挡而不能继续，沿拉张槽油气大量聚集，仅当油气超过拉张槽下部的逸出点后才能继续向西运移，这在一定程度上保证了大多数油气不散失，从而保藏在盆地的内部，也使得油气沿拉张槽一侧大规模聚集(图2)。

图2 灯影组成藏剖面图Fig.2 Reservoir forming profile of Dengying Formation(剖面位置见图1)

探井资料也有这样的特征，高磨地区为构造的高部位，以高石1井和川深1井灯影组顶面拉平二叠系后相对高差为540 m，现今高差 3 100 m，但都有沥青和天然气赋存，说明油气沿拉张槽分布。加之现今构造拉张槽的东侧是东区构造高部位，从而使得东区的天然气在向西运移时，拉张槽区域的侧向封堵使得天然气在拉张槽处持续富集，部分超过逸出点向西继续运移，部分则沿拉张槽向低部位运移，沿拉张槽一侧形成气藏。实际上，这种封堵作用从拉张槽形成时起就一直起作用，该构造-沉积的差异不仅体现在地貌上的差异，也体现在岩性上的差异，使得这种侧向封堵从形成时就具备了原始的生、储、圈的条件。即使后期的构造运动再复杂， 这种大规模的分异始终未发生变化，也使得成藏的过程得以持续并维持至今。因此拉张槽的侧向封堵作用不论是古油藏、古气藏时期还是现今，都不容忽视。

古气藏形成时，拉张槽就已经分隔为东西两区，东区接受拉张槽东侧的天然气，以高石梯为高点，不断地运移形成大规模古气藏；而拉张槽西侧以资阳为核心，天然气向资阳-威远处运移(图2)。至现今，拉张槽东侧的构造未发生大规模的变化，天然气依然持续向以高石梯为高点的构造运移，整体隆升，构造未发生大的变动，使得天然气得以保存。

而拉张槽西区，构造发生大规模的变化，威远构造大规模隆升，形成一个天窗，使得西侧的天然气主要向威远运移，通过天窗发生逸散，这也是威远的天然气充满度很低的原因。但如果没有拉张槽的侧向封堵，东区灯影组天然气会源源不断地向威远运移，使得天然气最终可能成藏的范围变小。加之东侧拉张槽与台地的交接部位地貌差异远大于西侧，更有可能形成沿拉张槽大规模的断裂体系，可以形成更好的输导体系向上提供二次天然气运移，致使东侧自下而上立体式成藏。

2 灯影组顶面不整合面对储层和油气运移提供了必要条件

灯影组顶面不整合面具有以下几个特征：

a.大面积分布不整合岩溶

灯影组顶面不整合在全川分布，表生岩溶基本上全盆地发育。统计四川盆地及周缘露头灯影组顶面接触关系，发现除了渝东南一带为整合接触关系，其他地区均为不整合(图3)。说明灯影组沉积末期桐湾运动持续时间较长，岩溶作用非常充分才形成这种大面积分布的不整合岩溶体系，这一表生岩溶体系在整个四川的广泛存在，直接体现到了对灯影组优质储层的改造[5-16]。整体的趋势是西部剥蚀较东部强，西部受桐湾期和加里东期两期剥蚀，部分地区剥蚀至灯二段，雅安以西上覆下古生界地层均被剥蚀完。盆地内仍残余筇竹寺组的地区以拉张槽为界，以西多被剥蚀至灯三、灯二段，灯四段的残余厚度很薄，如威117井灯四段仅存25 m；拉张槽以东，灯四段基本上被保留。

图3 四川盆地及周缘灯影组顶面接触关系图Fig.3 The contact relationship of Dengying Formation top surface in Sichuan Basin and surrounding area

该不整合所造成的岩性差异在测井曲线上有明显的差异：上覆筇竹寺组，由高AC、GR值的曲线转变为低值曲线，表示岩性的变化非常大；而上覆麦地坪组时，AC、GR曲线变化较小，这也说明了麦地坪组岩性复杂，以白云岩夹磷硅质岩为主(图4)。灯影组顶面的不整合面在野外及探井中主要表现为：凹凸不平的白云岩层系与上覆寒武系麦地坪组或筇竹寺组地层直接接触(图5)，由于风化壳泥岩带质地软易被改造，常被植被或大气降水破坏，极难识别。地腹的不整合面特征主要表现为：下部白云岩层系岩溶角砾岩较为发育，顶面呈马牙状的凹凸面与筇竹寺组黑色泥岩直接接触(图5-B)。

图4 灯影组不整合面上下主要地层测井类型Fig.4 Logging types of main strata above and below the unconformity surface of Dengying Formation

图5 灯影组不整合面接触关系及孔隙发育特征Fig.5 Contact relationship and pore development characteristics of unconformity of Dengying Formation(A)灯影组白云岩呈凹凸不平的马牙状与上覆筇竹寺组泥岩接触，焦石1井; (B)灯影组与寒武系麦地坪组不整合接触，胡家坝铁索桥剖面; (C)沥青赋存于约2.5 mm×4 mm大小的孔隙内，焦石1井; (D)直径>5 mm的白云石-沥青半充填的溶孔， 大坝剖面

b.不整合面构成了灯影组的主要储层段

盆地内的钻井在灯影组有很多井漏的现象(表2)[17-19],漏失与放空均发育在灯影组顶部不整合面以下10～300 m范围内。岩心资料也显示，威113井岩溶孔洞平均为1.3个/ m；资1井岩溶孔洞平均密度达25 个/ m，洞穴层厚度系数(洞穴层厚度/总厚度)达0.21[20]。川中地区高石1、 磨溪9和磨溪10井的灯四段岩心溶洞发育段长度约25 m，各类溶洞 2 301个，溶洞发育层段的洞密度为92.6个/m，其中直径>20 mm的溶洞有 141个[13]。小型溶孔、溶洞中发育渗流特征和潜流的碎屑(白云岩质)又表明其经历了长期淡水岩溶作用；但在野外灯影组不整合面基本上看不到大规模的溶洞体系，这在碳酸盐岩不整合中是比较少见的。

表2 四川盆地灯影组典型井放空、漏失现象统计Table 2 The statistics of venting and leak-off phenomena in typical wells of Dengying Formation in Sichuan Basin

由于灯影组普遍发育由微生物成因形成的白云岩，本身容易形成受微生物格架控制的孔-缝组合，在与大气淡水的表生岩溶作用叠合改造控制下，对微生物格架孔-缝进一步溶蚀扩大而形成缝-洞组合，表现为沿不整合面顶部白云岩优质储层连片叠置发育的特征(图5)。

综上所述，四川盆地灯影组顶面不整合在全盆地发育，形成不整面之下300 m内优质岩溶型储层和多层系、立体化的孔、缝、洞型输导体系，为灯影组成藏提供了必要的条件(图6)。

图6 灯影组孔隙赋存情况展布图Fig.6 Distribution of pore occurrence in Dengying Formation

3 灯影组地层流体全盆地贯通

四川盆地灯影组曾在高温条件下发生过古油藏热裂解形成古气藏的过程。国内外多位学者都曾计算过油裂解生气量，揭示1 t油最多可生成740～883 m3天然气，且形成大幅度异常高压(超压)[21]。孙玮等[22]通过模拟资阳-威远古气藏形成时，发现在油裂解气时会产生高压。现有大量研究共同揭示灯影组地史上早期发育超压，但后期超压体系逐渐转变为现今常压特征。众多学者[23-26]利用安平店-高石梯构造带震旦系储层矿物、包裹体、盆地模拟等方法对压力演化史进行恢复，发现震旦系储层在油裂解气阶段压力系数可超过2；油裂解后期增压缓慢，而埋深加大，致使储层流体压力系数略有降低；到了地层隆升阶段，该区压力系数可达1.80～2.40；而现今压力系数为1.1～1.2，基本表现为正常压力-弱超压; 认为烃类的生成及充注是该区震旦系储层产生超压的主要机制，晚白垩世抬升剥蚀导致气藏天然气脱溶、大量逸气与泄压过程。

部分学者[27]对威远气田-资阳含气区灯影组压力进行了分析，认为在三叠纪后由于温度升高导致原油裂解，开始快速增压，一直到晚白垩世，压力系数可达1.70；此后构造抬升、温度降低、气体脱溶，导致压力下降到现今的弱超压状态，认为烃类充注和液态烃的热裂解是造成储层超压的主要成因机制，而构造抬升剥蚀是导致地层压力降低的主要机制。J.M.Hunt[28]认为生烃作用是沉积盆地超压发育的最主要因素之一；而M.J.Osborne[29]认为水热增压和黏土矿物脱水是盆地超压发育的主要因素。目前普遍认同的超压成因机制除上述3种，还有不均衡压实、构造挤压作用、流体运动或浮力作用等。因此，四川盆地灯影组在地史过程中曾出现过大范围的异常高压，形成超压的主要因素是液态烃的热裂解，压力系数至少在古油藏大量裂解时达到过一次高峰。不均衡压实和生烃作用对含油气盆地超压的形成起到主要贡献[30]。普光和川中地区压力研究成果揭示出四川盆地超压的主要机制为天然气生成引起的流体膨胀，其中晚期原油裂解占最主要的地位[25,31]。因此，结合四川盆地地质背景，可以确定灯影组在地史过程中曾发育过大范围的异常高压，形成超压的主要因素是液态烃的热裂解，压力系数至少在古油藏大量裂解时达到过一次高峰。

刘树根等[32]提出了四川盆地灯影组可能的压力演化模式：距今100 Ma以前，灯影组古油藏原油原位裂解形成早期超压古气藏；距今100～20 Ma期间，四川盆地持续隆升，特别是构造高点的迁移和威远构造的初步形成，使早期超压古气藏调整形成晚期超压古气藏；随着距今20 Ma以来隆升幅度的加大，威远构造上覆地层被快速剥蚀，盖层封盖能力大幅度降低，致使灯影组天然气从威远核部地表下三叠统嘉陵江组“天窗”开始泄漏、逸散，启动了四川盆地华蓥山以西地区灯影组天然气的差异聚集和逸散过程，气藏由异常高压向正常压力过渡。目前来看，天然气晚期全盆地调整，但受拉张槽的横纵向封隔作用，拉张槽以东向槽子东缘集聚，天然气超过逸出点的部分继续向西运移，而拉张槽以西则直接向威远地区运移和逸散。这是导致灯影组沿拉张槽东缘发生大规模天然气聚集成藏的重要因素。

据蓬探1井灯影组孔隙充填物广泛发育石英，而且石英多为自形至半自形，晶型完整而无杂质。该石英为最后一期充填，而石英的形成应为降压降温过程中沉淀而成，并且要有水的存在，说明至少在隆升过程中该井是有水存在，在隆升过程中天然气驱替了水而抑制了石英的继续生长。这也印证灯影组天然气运移调整的过程。

综上所述，盆地模拟与热演化模拟等共同揭示灯影组古油藏至古气藏烃态转变主要发生于晚白垩世前期，而早于晚白垩世四川盆地古构造演化的关键变革期。晚白垩世四川盆地受控于周缘盆-山结构向盆地扩展变形活动，不仅致使盆地内部大型古构造解体与结构调整，同时也发生盆地抬升剥蚀过程[33-35]。现今大量流体地球化学证据表明现今灯影组气藏为常压系统[36-37]，揭示出盆内灯影组古气藏高压系统经历了向常压流体系统的演化过程，该过程中可能伴随有天然气侧向运移和调整，致使整个盆地内灯影组形成弱开放的统一压力系统，如威远气田[32,38]。虽然常规地球化学方法难以确定威远地区地表泄露气体是否与深部灯影组天然气同源，但梁霄等[38]发现威远构造地震剖面存在较多震旦系-三叠系管状异常特征，分析可能为气烟囱，结合上覆地层压力系数，认为威远地区存在一个自下而上相互连通的压力系统，在气烟囱效应下灯影组天然气发生了大规模的垂向逸散。

4 盆-山结构演化对盆地内构造支解变位作用的控制导致天然气大规模运移和散失

四川叠合盆地内部在新生代非常重要的是盆-山结构对四川盆地内部的影响，造成古圈闭的肢解和变形变位。以乐山龙女寺古隆起为例，其古圈闭的面积就可达30 000 km2。但现今在灯影组发育有资阳、金石、威远、高石梯、安平店等20多个小的构造圈闭，其中最大的威远构造面积约850 km2，所有构造圈闭面积总和不超过4 000 km2。在古圈闭解体的过程中圈闭闭合高度发生了较大的变化，如威远构造的闭合高度达895 m，但更多的构造闭合高度都较小，如资阳、金石、高石梯、磨溪、龙女寺、广安地区的闭合高度一般在250 m左右。因此，古构造大圈闭的解体和众多小型构造圈闭的形成是喜马拉雅期构造改造作用非常重要的结果之一，有些构造被重新调整，如高石梯-磨溪构造；有的构造重新形成，如威远构造；有些则消失，如资阳古构造。

上述的构造变形变位与盆地周缘的盆-山结构变化向盆地内的递进变形有很大的关联。但不同的盆-山结构使得盆地内的变形变位的规模不同。刘树根等[39]对四川盆地的盆-山结构做了详细的阐述。根据不完全统计，四川盆地深层约190个构造，川东和川南渐变型盆-山结构区就占了约140个，而川西和川北突变型结构区只占了40多个，这也表明盆-山结构对盆地内变形变位的控制作用。因此，新生代以来的四川盆地的构造活动以大构造圈闭的解体、构造高点迁移以及隆升剥蚀作用为主。盆缘、盆内华蓥山及威远地区隆升幅度大、构造变形强、圈闭改造作用强，而川中地区隆升幅度弱、构造变形弱、圈闭改造作用弱。整体上来讲，构造活动的强度从周缘造山带向盆地内逐渐减弱，这也造成盆地内如果没有特殊情况，除构造变形弱的地区，大规模的天然气应以向盆地周缘及高点运移散失为主，盆-山结构控制了散失的强度，川中最稳定，变化最小，突变型盆-山结构较渐变型盆-山结构的变化要小一些。

目前盆缘主要的探井：川西汉深1井和周公1井、川东南焦石1井、川东北楼探1井、川西南永福1井等，这些探井勘探失利与盆-山结构有非常重要的相关性。如图7所示，周公1井和汉深1井都是在二叠系产气，但其下部灯影组均产淡水，而且不产气，这表明灯影组为一开放系统，其上为封闭系统。这主要与灯影组大规模调整有直接关系，灯影组这一开放系统全盆地贯通，因此周缘造山带隆升时使得天然气向造山带沿不整合面大规模运移，造山带成为灯影组的逸散窗口，而其他层位因各种原因的封闭性形成规模较小的气藏。因此，盆-山结构控制了造山带前缘灯影组天然气向周缘的大规模运移，而这种运移主要以破坏为主。

图7 周公1井与汉深1井气藏剖面解释图Fig.7 Interpretation of gas reservoir profile for Well Zhougong-1 and Well Hanshen-1(剖面位置见图1)

5 结 论

四川盆地灯影组晚期调整成藏主控因素主要有3个：一是盆-山结构控制天然气向盆地周缘和盆地内的高部位运移。二是绵阳-长宁拉张槽内筇竹寺组的侧向封隔作用，使得灯影组天然气分成东西两区，东区天然气向拉张槽东缘持续运移集聚，受侧向封隔而沿拉张槽东缘分布成藏，除主高点外，东缘局部构造内都富集天然气而成藏；西区的天然气主要向威远和造山带高部位运移，威远顶部封盖能力不足而使大部分天然气逸散，在运移途中的局部构造形成小规模的气藏。三是灯影组顶面不整合面，该不整合面形成300 m左右的岩溶带，形成全盆地贯通的优质储层发育带和优质输导体系，使得灯影组天然气得以大规模全盆地范围运移调整，其有利方面是天然气调整使得供烃的不断，而不利方面在于上覆封盖条件不足时天然气也非常容易逸散。而且这3个条件都缘于大规模区域性的构造-沉积差异，这种规模才能控制油气的生储运圈，最终在综合条件下成为现今气藏。因此在考虑深层成藏时更应注意区域性的构造特征及演化才是控制成藏的重点。

受控于上述3个条件，灯影组成藏是较为苛刻的，盆地范围内灯影组天然气的有利区一个是东边沿拉张槽东缘受侧向封堵而形成的岩性-构造大规模气藏聚集带，另一个则是西边向威远和川西南段造山带运移途中的局部构造，可能会形成小规模的气藏。华蓥山以东应考虑天然气逸散的方向指向区——现今构造高部位，可能会有气藏的保留。