川東檀木場構造向斜區(qū)茅口組油氣成藏演化及成藏控制因素

陳雙玲,袁海鋒,陳 聰,朱聯(lián)強,楊雨然,張 亞,張曉麗,張璽華,謝 忱

(1.中國石油西南油氣田公司 勘探開發(fā)研究院，成都 610041；2.油氣藏地質及開發(fā)工程國家重點實驗室(成都理工大學)，成都 610059)

中二疊統(tǒng)茅口組(P2m)是四川盆地重要的含油氣層系之一，目前油氣發(fā)現(xiàn)主要集中在川南地區(qū)，川東地區(qū)茅口組勘探成效不如川南地區(qū)。川東地區(qū)鉆遇茅口組的鉆井基本是以石炭系為目的層的過路井，鉆井數(shù)量達到520余口[1]，發(fā)現(xiàn)了臥龍河、龍會場等氣田。從20世紀60年代在川南地區(qū)發(fā)現(xiàn)茅口組氣藏以來，四川盆地茅口組整體的布井原則從“一占一沿”發(fā)展到“三占三沿”[2]，鉆井均集中在構造高部位及斷裂周邊。在歷經(jīng)多年的勘探之后，背斜圈閉的勘探程度已經(jīng)很高，難以再優(yōu)選有利勘探區(qū)帶，四川盆地茅口組的勘探形勢日益嚴峻，尋找新的勘探目標成為急需解決的問題。

四川盆地茅口組除背斜圈閉發(fā)育區(qū)以外，還存在大面積的寬緩向斜區(qū)，同樣發(fā)育茅口組巖溶儲層。如早期川南地區(qū)寶藏、云錦、來蘇等向斜區(qū)曾鉆獲少量工業(yè)氣井，反映出背斜圈閉外的向斜區(qū)也可聚集形成工業(yè)性氣藏。但鑒于早期勘探技術與認識的局限，認為這類不受背斜圈閉控制的氣藏勘探難度較大，獲氣成果率較低，一直未受到重視。

2018年在川東向斜區(qū)部署的風險探井----WT1井，在茅口組獲82.18×104m3/d的高產(chǎn)工業(yè)氣流，更加證實了四川盆地茅口組氣藏并非只局限在現(xiàn)今構造及大型斷裂周邊，寬緩向斜區(qū)同樣具有勘探前景，川東檀木場構造向斜區(qū)高產(chǎn)井的發(fā)現(xiàn)為茅口組的勘探指明了新的方向。

以往對茅口組的研究集中在沉積相、巖溶儲層及主控因素上[3-5]，對于向斜區(qū)茅口組成藏規(guī)律及演化過程方面的研究甚少，本文對川東地區(qū)向斜區(qū)WT1井茅口組開展成藏解剖，分析向斜區(qū)茅口組成藏條件，探討其油氣成藏演化規(guī)律與成藏控制因素，旨在揭示此類氣藏的油氣成藏規(guī)律，為茅口組后續(xù)的勘探部署提供借鑒。

1 區(qū)域地質背景

檀木場地區(qū)位于四川省東北部達州市境內(nèi)，構造上隸屬川東中隆高陡構造區(qū)的華鎣山構造群，主要呈現(xiàn)出由NNE-NEE高陡背斜帶和斷裂帶組成的隔檔式褶皺面貌[6]，研究區(qū)以斷凹相隔于七里峽、沙罐坪等構造帶主體[7](圖1)。根據(jù)構造特征，研究區(qū)在垂向上可分為下、中、上3個構造層，侏羅系-中三疊統(tǒng)雷口坡組為上構造層，表現(xiàn)為被動變形特征；下三疊統(tǒng)-中寒武統(tǒng)為中構造層，表現(xiàn)為擠壓褶皺變形；寒武系及以下地層為下構造層，表現(xiàn)為弱變形特征。本文討論的對象WT1井茅口組屬于中構造層，鉆井位置位于斷鼻構造下傾方向，地層平緩，變形相對較弱，構造圈閉不發(fā)育[8]。

2 烴源條件

川東地區(qū)茅口組氣藏存在2套潛在烴源巖，從下至上依次為下志留統(tǒng)龍馬溪組泥巖和中二疊統(tǒng)棲霞組-茅口組碳酸鹽巖[9]。中二疊統(tǒng)烴源巖主要為茅口組第一段(簡稱“茅一段”)的灰色泥晶灰?guī)r、泥灰?guī)r、黑色硅質巖及棲霞組泥灰?guī)r。泥灰?guī)r有機質類型以Ⅱ2型為主，平均有機碳質量分數(shù)(wTOC)為2.1%；泥巖有機質類型以Ⅲ型為主，平均有機碳質量分數(shù)為3.12%，有機質豐度高。研究區(qū)中二疊統(tǒng)生烴強度在(1～2)×109m3/km2。龍馬溪組烴源巖主要為盆地相的黑色泥頁巖[10]，有機質類型為Ⅰ型，川東地區(qū)有機碳質量分數(shù)為0.2%～6.7%[11]，生烴強度為(2～6)×109m3/km2。研究區(qū)下伏2套廣泛分布的烴源巖具備優(yōu)越的生烴能力，為茅口組氣藏的形成奠定了物質基礎。

據(jù)川東龍會場、雷音鋪以及鄰區(qū)泰來、福石構造茅口組天然氣組分及同位素特征，茅口組天然氣主要為有機成因氣，CH4含量高、C2H6含量低，干燥系數(shù)大，為典型的干氣，且演化程度較高。天然氣地球化學特征表明其以原油第二次裂解為主；天然氣的乙烷碳同位素表明其母質類型以腐泥型天然氣為主，茅口組氣藏的天然氣表現(xiàn)為二疊系和志留系烴源巖混源特征，以志留系的貢獻為主，和前人的觀點較為一致[12]。

3 儲集條件

四川盆地茅口組發(fā)育海侵背景下的碳酸鹽巖，在東吳運動期暴露地表，遭受了1～1.5 Ma的大氣水風化淋濾。茅口組被不同程度剝蝕，地層整體呈現(xiàn)“南厚北薄”的趨勢，殘留厚度100～350 m；同時形成大量的溶蝕孔洞與裂縫，改善了致密灰?guī)r的儲集性能，使之成為天然氣有效儲層[13]。研究區(qū)位于巖溶斜坡帶，表生巖溶作用發(fā)育[14]。茅口組殘余第二段(簡稱“茅二段”)及以下地層，在鉆井過程中主要表現(xiàn)為鉆井液的漏失、井涌、井噴、鉆頭放空、憋鉆、跳鉆等，油氣顯示為氣侵或氣測異常。

通過對檀木場地區(qū)及鄰區(qū)龍會場、七里峽、雷音鋪等構造帶內(nèi)鉆遇茅口組的鉆井漏失、放空統(tǒng)計表明，共發(fā)生98次油氣顯示，以井漏、氣測異常為主。顯示集中在茅二段，表明鉆遇數(shù)量可觀的溶(孔)洞和裂縫，為儲層提供了極為有利的儲集空間。沙罐坪構造G2井巖心上也可見大型溶縫，多為垂向分布，縫寬大多超過4 cm，這些溶蝕縫洞大多被泥質滲流物及滲流粉砂充填，部分充填亮晶方解石，為表生巖溶作用的證據(jù)。巖溶縫洞型儲層主要發(fā)育在與顆粒灘相沉積相關的生屑灰?guī)r、亮晶生屑灰?guī)r等顆?；?guī)r中。儲層連井對比剖面表明(圖2)，儲層主要分布在距離茅口組頂50 m之內(nèi)，局部可達80～100 m，而較好的油氣顯示及產(chǎn)層也主要發(fā)育在距離不整合面以下0～100 m的范圍內(nèi)。

檀木場構造向斜區(qū)的WT1井茅口組厚度185 m，自下而上發(fā)育茅一段、茅二c及部分茅二b地層。在鉆揭茅口組時發(fā)生5次井漏，漏失3 390 m3鉆井液，表明鉆遇大型巖溶縫洞體。根據(jù)WT1井的巖屑薄片觀察，在距離茅口組頂部13 m處，在4 840～4 900 m深度出現(xiàn)大量單晶方解石充填物，這些方解石晶面平直，自形程度高，顆粒直徑>500 μm(圖3、圖4)；從4 900 m深度向下，單晶方解石數(shù)量明顯減少，巖性多為泥晶生屑灰?guī)r。分析認為是茅二段頂部在表生期巖溶作用形成的溶蝕孔洞(圖4)。測井解釋表明，WT1井茅口組共發(fā)育3套儲層(圖3)，均發(fā)育在茅二段上部：第一套儲層距離茅頂10 m，儲層厚度為28 m，為主要的儲集層，薄片觀察該層段見珊瑚高能淺水生物，該套儲層的頂部巖屑薄片上見滲流粉砂現(xiàn)象；第二套儲層距離茅頂67 m，深度為4 894～4 903 m，厚度為9 m；第三套儲層距離茅頂92 m，儲層厚度較薄，為3.2 m。對WT1井茅二段第一套及第二套儲層酸化測試獲82.18×104m3/d的高產(chǎn)工業(yè)氣流。

巖溶儲集層平面上往往具有非均質性強的特征，在側向上形成良好的封堵條件，易于形成巖性圈閉[15]。為進一步確定WT1井茅口組儲層的范圍、連通性以及氣藏的類型，分析了WT1井茅口組兩次壓力恢復試井曲線的特征(圖5)。其壓力導數(shù)曲線持續(xù)上翹，表明在近井區(qū)滲透率遠高于遠井區(qū)滲透率；后期壓力導數(shù)曲線與壓力曲線相交，表明在遠井區(qū)存在低滲透阻隔帶，區(qū)域天然氣并非是以平面徑向方式向近井區(qū)流動，而是通過一些局部通道向井流動。由此可見，WT1井周邊發(fā)育巖溶儲層，具有一定的連通性，遠井區(qū)為致密低滲透帶，整體為一個巖性圈閉。

4 油氣成藏演化及控制因素

4.1 油氣充注期次分析

流體包裹體記錄了油氣藏形成過程中的成藏事件，碳酸鹽巖儲層中不同期次膠結充填物中所捕獲的烴類包裹體內(nèi)的成分和相態(tài)可以作為烴源巖在不同成熟演化階段生排烴作用的重要標志[16-18]。儲集層中與烴類包裹體及共生的含烴鹽水包裹體的均一溫度反映了儲集層油氣運聚時的溫度，可作為油氣成藏期次劃分的依據(jù)。

川東檀木場地區(qū)WT1井茅口組巖屑樣品中流體包裹體的類型、形態(tài)及氣液比等表明，該區(qū)不同期次方解石膠結物和充填物中的原生流體包裹體非常發(fā)育。含烴鹽水包裹體多為無色或灰色，氣烴包裹體多呈灰色-深灰色，包裹體大小一般在(2 μm×4 μm)～(12 μm×9 μm)，常成群成帶分布，流體包裹體氣液體積比<5%(圖6)。在巖相觀察的基礎上，利用LINKAM THMS600型冷熱臺對WT1井茅二b儲層中發(fā)育的與烴類流體包裹體伴生的含烴鹽水包裹體進行均一溫度測試，共獲得4組數(shù)據(jù)，溫度范圍分別是：92～95 ℃，142～145 ℃，195～212 ℃，152～175 ℃。

為進一步明確其油氣充注期次和充注時間，將單井流體包裹體溫度與該區(qū)茅口組埋藏、熱演化歷史相對照，結合不同期次流體包裹體的豐度、相態(tài)等特征分析，認為檀木場構造茅口組存在至少4期油氣成藏事件(圖7)。

第一期包裹體主要發(fā)育在粉晶-細晶方解石膠結物中，為無色-灰色的鹽水包裹體以及深灰色-褐色液烴包裹體，均一溫度為92～95 ℃，記錄了古油藏形成時期的成藏溫度；第一期油氣成藏時間為早三疊世-中三疊世(圖8)。第二期包裹體發(fā)育在細晶方解石中，主要為灰色的鹽水包裹體及呈深灰色的氣烴包裹體，均一溫度為142～145 ℃；該期方解石中發(fā)育的氣液兩相包裹體的激光拉曼位移對應的譜峰位置為2 913.60，氣態(tài)部分為甲烷[16,19](圖8)；該期主要為凝析油和濕氣的生成期，對應的地質時間為早侏羅世-中侏羅世。第三期包裹體為方解石中無色-灰色的含烴鹽水包裹體、氣烴包裹體，以及深褐色的瀝青質包裹體，主要為氣藏的成藏時期；瀝青質包裹體的發(fā)育記錄了古油藏中的原油裂解為天然氣的成藏事件；該期的成藏溫度為195～212 ℃，地質時間為晚白堊世。第四期成藏主要發(fā)生在晚白堊世后的構造隆升期,該成藏事件被晚期縫洞中方解石所捕獲的氣烴包裹體所記錄，成藏溫度為152～157 ℃(圖7)。

4.2 茅口組頂面古構造演化

前人研究表明，川東開江古隆起為印支運動晚期基本定型、燕山期持續(xù)發(fā)育、喜馬拉雅期解體的一個北東向大型侵蝕古隆起[20-22]，北至城口—巫溪大巴山斷裂帶，南至重慶南川—武隆地區(qū)。

研究區(qū)位于開江古隆起主體部位。根據(jù)構造演化，結合成藏期次分析，認為開江古隆起的形成、發(fā)育及演化對研究區(qū)茅口組氣藏有明顯控制作用。

為了探明開江古隆起構造演化對檀木場茅口組油氣成藏的影響和控制，基于82口鉆井、37條二維地震格架測線等資料，分析了研究區(qū)茅口組頂界面在雷口坡組(T2l)沉積期末、須家河組(T3x)沉積期末和早侏羅世沉積期末3個時期茅頂?shù)墓艠嬙?本文僅列出早侏羅世末期茅口組頂面古構造)。雷口坡組沉積末期，茅口組頂面古圈閉形態(tài)呈北東向展布，高點位于WT1井-TD23井-QL25井-W75井一帶，開江古隆起在此時期基本定型。須家河組沉積期末，茅頂?shù)母卟课粸門D井-QL井-L7井一帶，茅頂構造的范圍變小，呈現(xiàn)東翼陡、西翼緩特征，與雷口坡組末期的構造形態(tài)相比，開江古隆起高部位整體向東遷移。早侏羅世末(圖9)，茅口組頂面構造核部范圍變小，古隆起繼續(xù)向東遷移。根據(jù)WT1井油氣成藏期次的分析，早侏羅世末期為古油氣藏形成時期，該時期開江古隆起的形態(tài)仍然存在；直到白堊紀-第三紀，受盆內(nèi)造山運動與區(qū)域隆升影響，川東地

區(qū)全面褶皺，古隆起解體。

4.3 油氣成藏演化

為了進一步分析研究區(qū)WT1井茅口組油氣成藏過程，結合平面古構造演化、烴源巖成熟演化恢復了T3x，J1、K末以及現(xiàn)今4個時期不同構造部位的油氣成藏演化史(圖10)。

中-晚三疊世，開江古隆起形態(tài)較為明顯，檀木場構造WT1井處于古隆起區(qū)的局部高點，此時期志留系烴源巖處于生油高峰，為古油藏形成階段，對應于茅口組氣藏第Ⅰ期油氣充注。

早-中侏羅世，整體構造繼承性發(fā)育，WT1井持續(xù)處于高部位，志留系烴源巖生成凝析油和濕氣，二疊系烴源巖也在此時期開始生烴，為古油氣藏形成階段，對應于茅口組的第Ⅱ期成藏。在開江古隆起的構造高點、斜坡部位的鉆井巖心中均可觀察到瀝青，瀝青主要分布在縫合線、粒間(溶)孔、晶間孔中，為液態(tài)烴裂解的產(chǎn)物。其中位于古隆起相對高部位的G2井、QL13井等瀝青最為發(fā)育(圖11)，也證實了研究區(qū)茅口組曾大面積發(fā)育古油藏。

中-晚白堊世，由于喜馬拉雅期構造運動的影響，古隆起開始解體，WT1井仍處于開江古隆起的局部高點。由于持續(xù)的深埋作用，志留系與二疊系烴源巖均處于干氣生成階段，此時圈閉中的油也幾乎全部裂解為天然氣，茅口組古氣藏形成。WT1井茅口組發(fā)育的第Ⅲ期包裹體記錄了該期油氣成藏事件。

晚白堊世-現(xiàn)今，氣藏進入調整定型期，喜馬拉雅期構造運動導致整個川東地區(qū)強烈褶皺變形，新的斷裂和裂縫形成。鄰區(qū)龍會場隆升速度快、隆升幅度大，調整為構造高部位；而檀木場地區(qū)隆升幅度小，演化為現(xiàn)今的寬緩向斜區(qū)。烴源巖為晚期生氣階段，茅口組氣藏最終定型，流體包裹體均一溫度反映WT1井茅口組第四期成藏的溫度為152～175 ℃。

上述分析表明，早三疊世至晚白堊世，研究區(qū)逐步演化形成隆起帶，WT1井一直位于古隆起高部位，為油氣運聚有利方向，多套烴源接力持續(xù)向茅口組巖性圈閉供烴，一共經(jīng)歷了4期油氣充注，對應于4個關鍵地質時期，分別為中晚三疊世的古油藏成藏期、早-中侏羅世的古油氣藏成藏期、晚侏羅世-早白堊世的古氣藏期及晚白堊世以來的氣藏調整期。檀木場構造晚期調整幅度較小，演變?yōu)楝F(xiàn)今向斜區(qū)，表現(xiàn)出“原位”型油氣聚集的特征。而鄰區(qū)龍會場早期為開江古隆起翼部的低幅隆起，但其圈閉形成早、構造幅度大，早期古油藏與氣藏形成后，晚期調整為構造高部位，具“早聚晚藏”的特征。

4.4 油氣成藏控制因素

根據(jù)以上油氣演化過程的研究，結合開江古隆起發(fā)育的地質背景，認為WT1井茅口組成藏模式為“早期高位聚集、晚期原位調整、天然巖性封堵、孔洞裂縫聚集成藏”。即早期茅口組受表生巖溶作用，發(fā)育縫洞型巖溶儲層，形成巖性圈閉；后期在多期次構造運動中，持續(xù)處于開江古隆起高部位，僅圈閉規(guī)模和主高點發(fā)生遷移，構造格局始終穩(wěn)定；2套烴源巖生油氣高峰與構造演化較為匹配。由于古隆起經(jīng)歷時間長，產(chǎn)生次生溶蝕縫洞，生成的油氣通過斷裂、裂縫向巖性圈閉中運移聚集，晚期受喜馬拉雅構造運動影響演變?yōu)楝F(xiàn)今向斜地區(qū)并最終調整定型。與川東地區(qū)的高陡構造帶相比，檀木場構造隆升幅度較鄰區(qū)小，變形程度弱，保存條件好。

5 結 論

a.川東地區(qū)檀木場構造及鄰區(qū)茅口組為開闊臺地沉積背景下的顆粒灘相沉積，受東吳運動的影響，發(fā)育巖溶縫洞型儲層。鉆井、錄井、測井和試井資料表明，位于向斜區(qū)的WT1井茅口組氣藏為典型的縫洞型巖性氣藏，區(qū)域上廣泛發(fā)育的志留系龍馬溪組泥頁巖和二疊系烴源巖，為茅口組氣藏的形成奠定了物質基礎。

b. WT1井包裹體均一溫度記錄了4期油氣充注，對應于4個成藏時期：古油藏形成期、原油裂解油氣藏期、大量生氣階段的氣藏形成期和最終氣藏調整定型期。WT1井茅口組成藏模式為“早期高位聚集、晚期原位調整、天然巖性封堵、孔洞裂縫聚集成藏”。

c. 檀木場構造向斜區(qū)茅口組成藏主控因素為：多套烴源接力持續(xù)供烴是氣藏形成的物質來源；表生期巖溶作用及埋藏期溶蝕作用形成的晶間孔、粒內(nèi)溶孔，為古油藏的形成提供了良好的儲集空間；印支期開始發(fā)育的開江古隆起與早期發(fā)育的通源斷裂、裂縫利于油氣聚集；圈閉的形成演化與源巖生排烴時間耦合關系好，后期調整幅度小、改造弱是氣藏形成的關鍵。WT1井的高產(chǎn)表明，川東地區(qū)具有古隆起背景的向斜區(qū)是油氣有利的聚集帶，可作為四川盆地中二疊統(tǒng)茅口組下一步的勘探方向。