四川盆地綦江地区长兴组岩溶储层特征与油气成藏

刘 瑾 李让彬

（1.成都理工大学地球科学学院，四川 成都 610059；2.中国石化勘探分公司，四川 成都 610041）

0 引言

对于四川盆地二叠系与三叠系之间的接触关系，至今仍没有达成统一的认识，一种观点认为二叠系和三叠系为整合接触关系，无任何沉积间断［1-3］，而另一种观点则认为二叠系和三叠系存在沉积间断并遭到不同程度的剥蚀［4-7］；2010年，罗冰等在四川盆地蜀南地区长兴组顶部发现岩溶不整合［8］，2013年以来，蜀南荷包场地区针对长兴组先后完成了多口钻探井，平均测试获日产量为48.57×104m3的高产气流，展示出长兴组古岩溶良好的勘探前景，该层系勘探潜力值得重视。目前对于四川盆地綦江地区上二叠统长兴组岩溶储层特征的研究相对较少，对该区长兴组地质基本特征及岩溶储层特征暂无确切的认识。笔者根据最近开展的野外地质调查成果，结合钻井、岩心等资料对綦江地区长兴组岩溶储层特征开展研究，结合钻井解剖，进一步分析该区长兴组油气成藏特征，以期为下一步开展綦江地区新类型储层油气勘探提供更加丰富的基础资料。

1 区域地质背景

綦江地区位于四川盆地东南缘，构造主体位置跨越川东弧形高陡褶皱带和川南帚状褶皱带［9］。綦江地区长兴组整体属于碳酸盐开阔台地相沉积，主要岩性为生屑灰岩和泥晶灰岩（图1）。纵向上，一般将长兴组自下而上分为长一段和长二段。其中，长一段岩性以深灰色泥晶灰岩、含泥灰岩为主，厚度为20～55 m，整体为开阔台地滩间亚相沉积。长二段岩性为深灰色生屑灰岩、泥晶灰岩，厚度为25～60 m，局部发育开阔台地浅滩亚相沉积。长兴组自然伽马整体显现高值特征，底部自然伽马值明显降低，下伏龙潭组自然伽马显现高值特征，曲线较为平缓。

图1 研究区地质概况图

綦江地区处于泸州古隆起北斜坡，受东吴期古地貌控制，围绕古隆起周缘台内生屑滩发育。研究区开阔台地相沉积为长兴组的岩溶发育提供了物质条件。古岩溶不整合是在地质历史时期、陆地大面积暴露而形成的不整合［10］。古岩溶不整合形成的条件，除了具备岩溶的物质基础，还需经历大规模海平面下降或构造运动引起的地层抬升。通过系统梳理对比全球多条剖面二叠纪—三叠纪界线（PTB）附近全球海平面升降事件研究进展表明，长兴末期存在较长时期的大规模海退［11］。研究区所处的上扬子碳酸盐岩台地发生了大面积暴露，叠加泸州古隆起可能形成的陆地大面积暴露［12］，形成了长兴组不整合岩溶的基本地质条件。

2 岩溶储层特征

通过对綦江地区野外地质调查以及长兴组岩心、薄片的分析，长兴组与飞仙关组为平行不整合接触，露头剖面及钻井揭示长二段古岩溶发育。长兴组储层基质物性极低，主要储集空间为溶沟、溶缝和溶洞，为裂缝—孔洞型储层。岩溶作用受控于地势位置和碳酸盐岩岩性，岩溶斜坡、浅滩亚相沉积区是岩溶型储层发育的有利区。

2.1 长兴组顶部风化壳发育特征

近期通过开展綦江地区二叠系野外地质调查发现，长兴组顶部发育铝土岩风化壳（图2），不同剖面点风化壳特征相似，表明长兴组与飞仙关组为平行不整合接触。綦江地区长兴组顶部风化壳的发现表明长兴晚期该区曾发生大面积暴露。沉积物（岩）不同时间的暴露有利于淡水的淋滤和古岩溶的形成［13］。长兴组与飞仙关组之间的平行不整合面为长兴组古岩溶的形成和发育提供了基本地质条件。

图2 綦江地区长兴组顶部风化壳发育特征图

2.2 岩溶发育特征

綦江地区长兴组可分为两段，代表两个沉积旋回，每一旋回均表现出底部为短暂的海进，之后为较大规模的海退，其中长一段整体岩性为泥晶灰岩与生屑灰岩互层夹薄层状泥岩，长二段整体岩性为生屑灰岩夹泥晶灰岩，而生屑灰岩发育大量的生物体腔溶蚀孔及晶间溶孔，这为古岩溶的发育奠定了良好的物质基础。古岩溶发育早期，在生物体腔溶蚀孔及晶间溶孔的基础上进一步扩溶，形成溶沟、溶缝、溶洞，也就是说在相同的外部地质条件下，长二段比长一段更容易发育古岩溶。长兴组与飞仙关组之间的平行不整合面为大气淡水的下侵淋滤提供了先决条件，在碳酸盐岩岩溶地区以潜水面为标准，把岩溶作用带分为渗流带和潜流带，潜水面之上为渗流带，在淡水作用下，渗流带有大量水溶CO2，导致碳酸盐流体不饱和，而不饱和碳酸盐流体是形成古岩溶的必备条件，因此，渗流带古岩溶最发育。潜水面之下为潜流带，潜流带岩溶水作水平运动，形成水平溶洞层，古岩溶发育相对较差。

通过对南川新桥长兴组进行精细测量表明（图3），长一段厚36.48 m，岩性为灰色中—厚层状泥—粉晶灰岩夹灰色中层状含生屑溶孔—溶洞细—粉晶灰岩，古岩溶不发育，仅在中上部细—粉晶（含）生屑灰岩中见古岩溶，纵向上断续分布，古岩溶累计厚度达11.8 m，属于潜流带层状古岩溶。长二段厚29.41 m，岩性为灰色厚层状含生屑细—粉晶溶孔—溶洞灰岩，底部为灰色厚层状含生屑含燧石团块溶孔细—粉晶灰岩，古岩溶集中发育于距顶2.19 m以下的生屑灰岩段，纵向上连续分布，古岩溶累计厚度达27.2 m，溶孔、溶洞、溶沟、溶缝均可见，其中溶孔、溶洞占比相对较高，次为溶缝，属于渗流带古岩溶。

图3 南川新桥长兴组剖面古岩溶特征图

綦江地区长兴组钻井岩心亦可见大量溶沟、溶缝、溶洞，取心段发育高角度溶蚀缝、溶洞，且溶蚀空间表现为泥质、方解石、碳质充填—半充填的溶洞。例如：在LS2井取心段溶沟、溶缝发育，其中在距长兴组顶部9.5 m处岩溶系统最为发育。该小层岩心表面见溶蚀作用叠合溶沟、溶缝形成复杂溶蚀系统，充填深灰色碳质泥，见生屑定向密集排列分布。晚期构造裂缝发育，形成网状缝系统，方解石半充填（图4）。钻井揭示长兴组地覆区古岩溶发育和分布特征与露头区基本一致。

图4 LS2井长兴组岩溶垂向剖面图

2.3 储集特征

碳酸盐岩储集空间类型多样，结合岩心、薄片资料分析认为研究区长兴组的储集空间可见生物体腔溶蚀孔、粒内溶孔、晶间溶孔、溶洞、溶缝、裂缝和溶沟。综合露头、钻井及薄片观察表明，溶洞、溶缝、溶沟和裂缝为长兴组的主要储集空间（图5a～5f）。其中，生物体腔溶蚀孔、粒内溶孔、晶间溶孔多发育在细—粉晶生屑灰岩中，不具备形成规模储集空间的条件（图5g～5i）。B65井薄片显示藻屑灰岩发育粒间溶孔，但实测粒间溶孔直径相对较小，孔隙连通性较差。岩心可见早期溶缝，被渗流粉砂充填。裂缝系统具有晚期构造缝、网状缝两期缝特征，主要以晚期高角度构造缝为主，切割早期溶缝系统，被方解石半充填。裂缝作为一种特殊的储集空间类型，可以扩充储集空间，有效增添渗滤通道。沿裂缝发育各种类型的溶洞，晚期裂缝发育与早期岩溶缝洞叠加，构成裂缝溶洞系统，成为长兴组的主要储集空间。综上所述，研究区长兴组属于裂缝—孔洞型储层。

图5 綦江地区长兴组岩溶储层特征图

为了研究该区长兴组的物性特征，对研究区内钻井孔隙度、渗透率数据开展分析统计：綦江地区LS2井储层岩性以泥晶灰岩、生屑灰岩为主，储集空间以溶（孔）洞和裂缝为主，薄片揭示微裂缝具有扩溶特征，形成复杂的裂缝—孔洞系统。对单井物性特征进行分析发现，距长兴组顶部9.5 m处岩溶特征最为明显，以溶沟、溶缝为主，见小型溶洞，受晚期裂缝叠加改造明显。实测21个样品物性孔隙度介于1.04%～1.91%，平均为1.55%，渗透率介于0.002 5～51.52 mD。实测物性数据反映出长兴组储层具有低孔隙度、低渗透率特征，仅局部发育高孔隙度、高渗透率段。

2.4 岩溶储层发育控制因素

岩溶储层发育因素复杂，目前尚无定论，通过资料收集及分析将研究区岩溶储层发育的主要控制因素划分为以下4个方面：①研究区岩心、薄片资料揭示不同岩性的岩溶作用发育程度不同，生屑灰岩性脆的特点更有利于岩溶作用对储层的改造。以生屑灰岩、藻屑灰岩为主的浅滩亚相沉积是岩溶型储层发育的基础。微地貌高地更有利于发育浅滩沉积。研究区处于泸州古隆起北斜坡，为台内浅滩发育有利区，具备岩溶储层发育较好的条件。长兴组岩溶作用主要体现在对浅滩亚相的叠加改造，为早成岩期相控型岩溶。②露头剖面及相关资料显示长兴祖顶部发育岩溶不整合面，不整合面的发现是长兴组与飞仙关组不整合接触的直接证据。据前人对碳酸盐岩古岩溶油气藏的研究表明［14-15］，表生岩溶往往形成优质的油气储集层，并且不整合面可以作为油气长距离运移的优质通道。长兴组顶部不整合面的发育是岩溶储层发育的关键。③露头及单井分析揭示，长兴组顶部渗流段岩溶作用较强烈，岩溶储层主要呈厚层状连续分布，而到长兴组下部潜流带岩溶储层发育程度变弱，以层状分布为主。分析认为渗流带控制了岩溶发育的规模，对岩溶储层的纵向分布具有明显的控制作用。④綦江地区长兴组古岩溶发育，结合研究区岩心储层特征，岩溶高地虽然接受剥蚀程度高，但溶洞、裂缝多被完全充填，储层不发育。而岩溶斜坡接受溶蚀改造程度更高，储层更为发育。

综合分析认为，微地貌高地是綦江地区长兴组滩体发育的有利部位，浅滩亚相生屑灰岩是岩溶发育的基础；不整合岩溶作用是储层形成的关键，渗流带进一步控制岩溶作用规模。浅滩亚相叠加不整合面叠加岩溶高地和岩溶斜坡是岩溶发育有利区，可以作为下一步勘探的重点方向。

3 油气成藏形成

对龙潭组干酪根碳同位素、有机质类型和总有机碳数据进行分析认为，綦江地区长兴组天然气成藏模式属于“下生上储”型，成藏条件优越，岩溶储层分布控制了油气富集高产。

3.1 烃源岩

綦江地区长兴组紧邻二叠系、志留系生烃中心，烃源条件好，生烃强度大，其中，龙潭组煤系地层为其主要烃源岩。龙潭组为长兴组下伏地层，与长兴组呈整合接触，主要岩性为灰黑色碳质泥岩、煤等，泥岩厚度介于30～70 m，煤层厚度介于1～5 m。有机质类型以腐殖型为主，实测有机碳含量平均值为4.30%，是一套优质烃源岩，为长兴组油气成藏提供了良好的物质基础。

3.2 长兴组天然气成藏模式

根据天然气分析结果，长兴组天然气δ13C与龙潭组烃源岩干酪根δ13C更接近（图6），表明龙潭组烃源岩是长兴组天然气的主要来源，长兴组属于“下生上储”天然气成藏模式。

图6 綦江地区干酪根碳同位素组成分布图

长兴组储层上部发育嘉陵江组膏岩、雷口坡组膏岩等多套区域性盖层，保存条件好。同时，綦江地区位于龙潭组烃源岩有利区，油气成藏条件好。长兴组高产、稳产井与层间断裂匹配明显，断裂和裂缝为长兴组主要的油气运移通道，沟通烃源岩，从而控制了油气富集高产。

4 结论

1）通过对綦江地区岩心、薄片及野外资料分析表明，长兴组与飞仙关组为平行不整合接触，研究区长二段古岩溶更发育；长兴组储层基质物性较差，主要储集空间为溶沟、溶缝、溶洞和裂缝，为裂缝—孔洞型储层。

2）浅滩亚相生屑灰岩是岩溶发育的基础，微地貌高地是滩体发育的有利部位；不整合岩溶作用是储层形成的关键，渗流带进一步控制岩溶作用规模。浅滩亚相叠加不整合面叠加岩溶高地和岩溶斜坡是岩溶发育有利区，可以作为长兴组勘探重点方向。

3）綦江地区长兴组成藏模式属于“下生上储”型，龙潭组烃源岩是长兴组天然气的主要来源，烃源岩优质，成藏条件优越。长兴组不整合岩溶储层的发现拓展了綦江地区乃至四川盆地油气勘探领域。