四川盆地油气地质特征

NUMPAGES9四川盆地油气地质特征四川盆地位于四川省东部及重庆市，为一具有明显菱形边框的构造盆地，同时也是四周高山环抱的地形盆地，其范围介于北纬28°～32°40′，东经102°30′～110°之间，面积约18×104km2。四川是世界上最早发现和利用天然气的地方。从汉代“临邛火井”的出现，到隋朝（616年）“火井县”命名；从凿井求盐到自流井气田“竹筒井”·“盆”·“笕”钻采输技术的发展，都无不例外的证明四川天然气的开采源远流长。但是，四川天然气的发展，经历了近代被欺凌的衰落，直到20世纪中叶，古老的中国重新崛起，伴随工业化的进程，才得到真正的发展。截止2004年，经过半个多世纪的勘探，全盆地已经探明114个气田，14个油田，获得天然气地质探明＋控制＋预测储量约15000×108m3，3级储量之和约占2002年盆地资源评价总量的1/4。伴随新区、新层、新领域的勘探发现，盆地的总资源量还将继续增长，为川、渝天然气能源发展锦上添花。

1.构造特征四川盆地属扬子准地台西北隅的一个次级构造单元，是古生代克拉通盆地与中新生代前陆盆地的复合型盆地。从晋宁运动前震旦系基地褶皱回返，使扬子板块从地槽转向地台发展，直到喜山运动盆地定型，共经历了9期构造运动，但对盆地构造、沉积地层发展演化有明显影响的有4期：一是加里东期，形成加里东期乐山～龙女寺古隆起；二是东吴期，拉张断裂活动，引发玄武岩喷发（峨嵋山玄武岩厚达1500m）；三是印支期，形成印支期泸州、开江、天井山古隆起，且具盆地雏形；四是喜山期，盆地全面褶皱定型。纵观盆地的发展，受欧亚、太平洋、印度板块活动的影响，盆地应力场的变化经历了古生代拉张为主，中生代三叠纪反转（由拉张向挤压过渡），中生代侏罗纪以来的挤压过程。这一拉张－过渡反转－压挤的地应力场，控制了油气生成、运移、聚集、保存与破坏以及晚期成藏的全过程，尤其对复合型盆地更为明显。1.1基底特征四川盆地的基底岩系为中新元古界，其结构具3分性。盆地中部的磁场特征显示为一宽缓的正异常区，多为中性及中基性岩浆岩组成的杂岩体，变质程度深，硬化强度大，构成盆地中部刚硬基底隆起带。基岩埋深一般4～8km，地史中较稳定，沉积盖层厚度较薄，褶皱平缓带。盆地东南和西北侧为弱磁场区，组成基底的岩石是浅变质沉积岩，属柔性基底，是褶皱带。基岩埋深8～11km，沉积盖层厚度较大，褶皱较强烈。1.2区域构造特征四川盆地的发生、发展，形成菱形边框和不同组系、不同方向的褶皱构造，大体可以追溯到8.5×108年的地史发展过程，是受基底、周边古陆、深大断裂以及地应力作用方式等诸种因素相互作用的综合反映，也是多次构造旋回叠加的产物，使盖层褶皱出现形式多样，交织复杂化的局面。1.2.1盆地内最早形成的褶皱构造可上溯到印支期，但范围仅局限于川西龙门山前，如矿山梁～天井山～海棠铺等北东向背斜构造。整个盆地的现今构造主要形成于喜山期，包括震旦系在内的全部沉积盖层都被卷入，出现了众多成群成带分布的褶皱构造。1）川东南坳褶区系指华蓥山以东的川东与川南区，包括川东高陡构造带和川南低陡构造带，是盆地内褶皱最强烈的地区。一般陡翼倾角＞45°，甚至直立倒转。高、低陡构造之分，在于构造核心出露地层的新老，前者出露中下三叠统及其以老地层，后者出露上三叠统及其以新地层。构造线走向主要由北东向高陡构造带和断裂带组成的隔挡式褶皱，背斜紧凑，向斜宽缓，成排成带平行排列。北部受大巴山弧的的影响向东弯曲，局部呈近东西向；南部逐渐低倾呈帚状撒开，除北东向为主外，还有受边界条件干扰的南北向、东西向等多组构造线。2）川中隆起区介于华蓥山断裂与龙泉山断裂之间，包括川中平缓褶带和川西南低陡褶带，是盆地内褶皱最弱的地区。区内构造平缓，断层少见，地层倾角仅1°～5°，少有大于10°者，均属平缓褶皱类型。构造线方向多呈近东西向，但受邻区影响，也有北东和北西向者，个别呈现旋卷构造，如威远、中台山等构造。3）川西北坳陷区指龙泉山以西的川西和川北地区，包括川西低陡构造带和川北低平构造带，是盆地内白垩系、古近系主要分布和第四系大片覆盖区，也是川西北前陆盆地—中新生代主要坳陷区。区内南段和靠盆地西缘的山前带因受龙门山逆掩推覆带影响，表皮褶皱强烈。北段主要为一区域大向斜（梓潼凹陷和苍溪向斜）以及九龙山和南阳场构造带褶皱平缓，只有龙门山前山带印支期构造褶皱强烈。1.2.2背斜构造类型划分四川盆地是一个以压性为主、兼具扭动的压扭性盆地，受基底和盖层沉积幅度的影响，环绕川中刚硬基底，在盆地不同地区形成了多种形式的背斜构造，有的地面显现，有的则潜伏地下。背斜构造类型的划分方法很多，有的根据褶皱强度、构造顶部和两翼倾角大小、褶皱强度系数（闭合度/短轴）、受力性质……等等。本书从油气富集与保存角度出发，结合构造特征分析，将四川盆地背斜构造分为梳状、似梳状、箱状、膝状、高丘状、低丘状等6种类型。1）梳状背斜该类构造受力强、顶部尖、两翼陡、构造狭窄，褶皱强烈，两翼伴有倾轴逆断层，以陡翼最发育。地腹构造多向缓翼偏移，在断下盘常形成陡带—牵引次一级潜伏构造。梳状背斜主体的嘉二段石膏层（区域盖层）被破坏后，一般只有残余气藏；下盘潜伏构造是主要的找气圈闭。2）似梳状背斜该类构造受力中等，顶部圆缓，翼部稍陡，两翼倾角一般＜45°，构造褶皱适中，形态较完整，沿长轴裂缝发育。当地腹断层切轴、切顶时会造成气藏散失。似梳状构造顶部也有相对尖陡者，核部地层出露较老，嘉陵江组区域盖层遭受破坏，使气藏的保存条件变差。3）箱状背斜多为狭长型构造，受力较强，其显著特点是顶部宽平、两翼陡峻，张应力集中在构造顶部，沿长轴及宽缓的顶部裂缝发育（除纵、横张缝外，还有扭张缝），一般有利于天然气富集与保存。但该类构造向地腹深处有变尖变陡的趋势，且伴有切轴逆断层发育，不利于气藏保存。4）膝状背斜该类构造的形态和裂缝发育特征，和箱状构造相似，顶部平缓，一翼陡、一翼缓，呈不对称状，地腹主断层多发生在陡翼，缓翼断层规模小，一般构造的完整性较好，且沿轴部裂缝发育，有利于气藏的富集和保存。5）高丘状背斜该类构造褶皱强度弱，多为短轴背斜，顶圆翼缓（＜25°），常不对称。沿长轴和顶部除纵、横张缝外，还有扭张缝发育，形成网状渗滤通道，有利于气藏高产。高丘状构造出露地层新，褶皱适中，地腹断层发育的规模不大，是含气条件较理想的构造。6）低丘状背斜该类构造一般多为区域向斜中的低平穹隆背斜，褶皱平缓，上下构造形态变异小。有时受断层或不同组系构造的影响，在地腹形成局部潜伏高点。由于受力弱，裂缝发育程度不均，有利于气藏保存，但高产条件较差。其次依次是川西（占23.46％）、川中（占12.43％）、川北（占9.65％）、川西南和川南区块（分别占6.22％和4.98％）。3）资源的深度分布特征四川盆地石油资源基本分布在3000m内。天然气资源主要分布2000～3500m中深层，约占41％；次为3500～4500m的深层，约占31％；小于2000m的浅层和大于4500m的超深层，各占14％左右。此外，从天然气成因看，以海相油型气为主，约占盆地的71％；其次为煤型气，约占25％。从天然气地理环境看，有49％的资源分布在丘陵地区；次为山区，约占38％；平原区仅占13％，且主要集中在川西区块。2.2储集层特征四川盆地已发现的储集层从震旦系到上侏罗统计有25个之多，随着新区、新的领域勘探，新的储集层还在继续发现。从岩石类型讲主要是碳酸盐岩，次为碎屑岩，罕见玄武岩。2.2.1碳酸盐岩储集层碳酸盐岩储集层主要发育于中三叠统至震旦系，包括中三叠统雷口坡组的雷三段、雷一1亚段；下三叠统嘉陵江组的嘉五段、嘉四1亚段、嘉三段、嘉二3亚段、嘉二2亚段、嘉二1～嘉一段和飞仙关组的飞一～三段；上二叠统的长兴组，下二叠统的茅口组和栖霞组；石炭系的黄龙组；下奥陶统；寒武系洗象池组、遇仙寺组和上震旦统灯影组等，均属于海相碳酸盐岩。另有下侏罗统的大安寨介壳灰岩，属湖泊相碳酸盐岩。控制碳酸盐岩储层发育的主要因素有：1）有利的沉积相国内外已发现的海相碳酸盐岩储集层，主要发育于浅水台地相、蒸发海台地相、滩坝相、生物礁相和藻成因白云岩相中。四川盆地也无例外，如震旦系潮坪相粘连藻白云岩，石炭系潮坪相白云岩，长兴组生物礁相白云岩，飞仙关组台地边缘滩鲕粒白云岩，嘉陵江组粒屑滩白云岩以及雷口坡组潮坪相白云岩等，这些有利沉积岩相经过准同生期、表生期和晚期成岩作用以及构造期改造，原生孔隙几乎殆尽，而保留了各式各样的溶蚀孔、洞、缝、喉道，一般形成裂缝～孔隙型或孔（洞）隙型储渗体。2）有利的成岩作用有利的成岩作用，包括准同生期、表生期和早、晚期成岩等作用。实压、压溶、胶结、充填作用等，对储集空间产生不利的影响。准同生期在其海（湖）底、潮上，大气淡水产生混合水环境，易形成白云石化和溶蚀作用，特别是对上述有利的碳酸盐岩沉积相带更为有利。早期成岩和晚期成岩作用，分别发生在浅埋藏和中深～深埋藏环境，受大气淡水、地层水性质、有机质演化和地温、地压等因素影响，产生埋藏白云石化、混合水白云化、大气淡水溶蚀和有机酸溶蚀等作用，促使孔隙体积增大。表生成岩作用，是受构造抬升运动影响，进入表生成岩环境，使已固结成岩地层遭受风化淋滤、剥蚀，在古岩溶渗流带和潜流带顶部形成溶蚀孔、洞、缝，有利于储集层发育。四川盆地震旦纪末的桐湾运动、石炭纪末的云南运动，下二叠世的东吴运动、中三叠世末的印支运动等，都在相对应地层的剥蚀面附近形成了风化壳，有利于碳酸盐岩孔洞～裂缝型储层发育。3）构造作用四川盆地自中三叠世末至今，发生的印支～燕山运动和喜山运动，从形成盆地雏形直到定型，由于东南方向的太平洋板块向扬子板块俯冲，印度板块与亚殴板块的碰撞，在强大挤压应力作用下，伴随褶皱、断裂产生了大量的挤压、扭压裂缝，在力学中和面以上属张开性质，对储层，特别是致密层段改造产生重要的影响。据研究，构造裂缝的发育程度，与岩石力学性质（脆性）、岩石成分（质纯）、地层厚度（薄层）等密切相关。因此，四川盆地二、三叠系中的性脆、质纯、薄层、致密碳酸盐岩的裂缝型储层发育（表2-1）。2.2.2碎屑岩储层碎屑岩储层发育于上三叠统和侏罗系砂岩。包括须家河组须二段、须四段、须六段厚层块状砂岩，侏罗系下统的珍珠冲段、凉高山段，中统的沙溪庙组、遂宁组和上统的蓬莱镇组薄砂层。控制有利碎屑岩储层发育的因素有：1）有利的沉积相四川盆地的上三叠统和侏罗系砂岩属湖泊相、河流相沉积，川西地区须家河组底部有海陆过渡相沉积。在湖泊相中，有利于储层发育的湖泊三角洲亚相、滨湖亚相以及浅湖亚相；河流与湖泊汇合处形成的三角洲亚相中的分流河道、决口扇及天然堤微相和三角洲前缘亚相中的分流河道、河口坝和远砂坝。__河流相中以心滩、边滩及废弃河道微相储集层较发育。2）有利的成岩作用四川盆地中新生代沉积巨厚，一般4000～6000m，受深埋藏影响，成岩压实、压溶、胶结、重结晶等作用强烈，除埋藏较浅的上侏罗统蓬莱镇组外，砂岩的原生孔隙几乎消失殆尽，特别是上三叠统砂岩，现今所能见到的孔隙储集空间，基本上属于次生溶蚀孔隙。其溶解作用的发生与砂岩所含的矿物成分和成岩作用的阶段有关。一般，在砂岩中，含长石及岩屑、碳酸盐、沸石，易发生溶解作用。据研究，钾长石向高岭石、伊利石转化中，其固相体积减少12.5％～15.3％，且它们的含量多寡与溶蚀孔发育有线性关系；次生溶蚀孔发育一般在晚成岩阶段的A期，即在古地温85°～140°条件下（相当于有机质的R0＞0.5％～1.3％），次生孔隙发育，到晚成岩阶段的B期，次生孔隙减少，并出现裂缝。表生期成岩作用，一般除引起低价铁的矿物褐铁矿化、碳酸盐胶结与形成表生钙结核、渗流充填、表生高岭石外，也有溶解孔、洞产生，但与碳酸盐岩的风化壳储层发育是无法比拟的。3）构造作用四川盆地上三叠统以上的浅层构造，一个显著的特点是须家河组中，3个沉积旋回的砂、泥岩地层中断裂十分发育，与侏罗系的泥包砂地层迥然不同。直到喜山期盆地定型，构造和断裂产生的大量裂缝自不代言。因此，常在孔隙相对发育的砂岩中形成裂缝～孔隙型储层；而孔隙很不发育的极致密砂岩中形成裂缝型储层。2.2.3储层的孔隙类型以次生孔隙为主四川盆地从震旦系～雷三段的碳酸盐岩储层的孔隙，到上三叠统须二段～中侏罗统的砂岩储层的孔隙，都以次生溶蚀孔隙为主，只有埋藏浅（约＜1000m）的上侏罗统蓬莱镇砂岩的原生孔隙发育（表2-2），由于受裂缝的影响，有效孔隙下限不尽一致。4．储层大多具裂缝性特征四川盆地已发现的25个储集层，无论是碳酸盐岩，还是砂岩储层，大多属低孔、低渗的（表2-3）。一般碳酸盐岩储层的平均有效孔隙度在1.76％～6％之间，基质平均渗透率在（0.1～1）×10-3μm2之间；砂岩储层的平均有效孔隙度为4.91％～13.36％，基质平均渗透率在（0.08～3.59）×10-3μm2之间；没有裂缝搭配，很难获得商业油气流。即便是上三叠统的八角场须四气藏和上侏罗统的白马庙蓬莱镇组气藏，它们的平均孔隙度分别为10.20％、13.36％，平均渗透率分别为0.8×10-3μm2、0.33×10-3μm2，也都属于中低孔低渗储层，一般气井产能只有（0.5～1）×104m3/d。在碳酸盐岩中，唯有川东北地区的飞仙关组台地边缘鲕滩相储层，一般平均有效孔隙度在7.68％～10.06％之间，平均基质渗透率在（1～10）×10-3μm2，属于中低孔中渗储层。四川盆地储集层的裂缝虽有多种类型，但起主要作用的是构造缝，当线性背斜的纵张缝发育时，组成单组系的裂缝带；在纵、横张缝同时发育时，形成“棋盘格”式的网络结构，多出现在短轴背斜上；在复合型背斜中，常有纵、横张缝和扭张缝并存，形成“才”字型或“米”字型网络结构，其中扭张缝的特点是延伸长、穿层深，与纵、横张缝相互交切时，所组成较大的网络状裂缝体系。而断层所产生的裂缝，通常沿断层的上盘有利部位呈线状分布。鉴于四川孔隙性储层，哪怕是石炭系、飞仙关组台地边缘鲕滩主力储层，也多呈薄层状或透镜状分布，且被致密夹层分隔。但由于这种薄的、质纯的、性脆的隔层裂缝最为发育，往往形成渗滤网络，沟通孔隙层段，是形成“整装”气藏的主要控制因素之一。四川盆地经过半个多世纪的勘探、开发、实践与大量的研究资料表明，无论碳酸盐岩，还是砂岩储层，由于地层受褶皱和断裂变形的影响，储层的裂缝性特征再明显不过了。2.3盖层特征天然气分子小，流动性大，易于散失，对盖层的要求比石油严密。油气藏的盖层，是指储集层上覆对油气散失具有明显阻滞（或遮挡）作用的岩层，通常根据岩石的致密程度、塑性程度可将盖层和非盖层区分开。公认的最理想盖层为泥质岩（页岩、泥岩）和蒸发岩（硬石膏、石膏、岩盐），致密碳酸盐岩和永冻层也是良好的盖层。习惯上将直接覆盖在油气层上方盖层称为直接盖层，而将其上覆的盖层称之为间接盖层。在长期的勘探中，人们最先从盖层的岩性描述开始，逐步发展到借鉴储集层参数，如孔隙度、渗透率、孔喉半径、汞排替压力、厚度来描述盖层的好坏（表2-5）。20世纪80年代以来，人们发现超高压地层（封存箱）对下伏气藏的封闭作用是不可忽视的。据统计，川东石炭系常压气藏（压力系数1.2左右），而上覆粱山组泥（页）岩厚约5～10m，能封住的气藏高度仅为133.6～255.3m。但粱山组之上的阳新统超高压（压力系数1.4～2.2）可封盖的气柱高度达853.1～2223.4m。因次，五百梯、卧龙河石炭系气藏高度达1000m左右，应是直接盖层和压力封闭共同作用的结果。四川盆地勘探实践表明，盖层按其规模大小，有区域盖层与局部性盖层之分。区域盖层是指覆盖于盆地、坳陷范围内的、横向分布连续、稳定，对区域含油气层有明显控制作用的盖层，如川东南地区的嘉二2亚段和嘉四2～4亚段膏盐和粱山组泥（页）岩。前者对川东南地区的嘉一、嘉二2、嘉二3、嘉三等气藏的保存有区域性的控制作用，后者对川东石炭系的封盖作用十分明显。这里还要特别指出，川东嘉二段的膏盐层的间接盖层作用。如前所述，粱山组泥（页）岩最大封堵石炭系气藏高度255m，但实际气藏高达1000m左右，这与嘉二段石膏层保存与否关系重大。当它保存完整，下伏往往有嘉一段、飞三段、长兴组、茅口组的气藏存在，且这些气藏具有高压（压力系数1.4～2.2）的特征。一旦高陡构造主体嘉二段膏盐被破坏，是绝无石炭系气藏可言的。局部盖层对局部（或次生）气藏起保护作用。由于四川盆地断裂、褶皱强烈，出露地层新、老不同和晚期成藏的特点，浅层气存在是较为普遍的。是否存在浅层气藏，这与具体的局部盖层有关。如巨厚的侏罗系泥包砂地层，只要有15～30m泥岩层，对须家河组气藏保存有利；川西北地区上白垩统灌口组中含膏质、芒硝的泥质岩发育，对下伏蓬莱镇组等侏罗系次生气藏保存有利。2.4生储盖组合特征四川盆地受多层系、多旋回沉积和晚期成藏等因素控制，多生储盖组合中，有其独自的特征，并从它们的时空分布方式，主要有以下5种：2.4.1自生、储、盖式组合目前已发现的川中区块下侏罗统大安寨油层，由厚约80～90m的暗色泥岩夹薄层介壳灰岩组成。暗色泥岩既是主要的生油层，又是邻层介壳灰岩储层的盖层或隔层。由于湖进、湖退的影响，深水湖～半深水湖相与滨浅湖相的生、储层的空间位置变迁，一般厚度小于3m的介壳灰岩出现的层段的高低是有别的，但自生、自储、自盖的特征没有改变。2.4.2自生、盖它储式组合威远震旦系气藏是寒武系生、盖，震旦系储集的特殊气藏。其储集层厚约650m，灯三～四段的结晶云岩、葡萄状和花边状云岩以及藻云岩发育，经准同生期和表生期成岩作用，其古岩溶发育，在喜山期构造作用下，形成裂缝～孔洞型储层。震旦系除藻云岩有一定（平均有机碳含量0.19％）生烃能力外，主要是上覆下寒武统暗色页岩和碳质页岩（平均有机碳含量0.67％）烃源岩，且为震旦系气层的盖层，于是生、盖兼得。威远震旦系气藏的形成与其它所在的加里东古隆起上斜坡位置分不开。由于它处于流体势的低势区，又有桐湾期（震末）不整合面的沟通，因此成为油气运移、聚集的近水楼台。2.4.3自生、储它盖式组合四川盆地下二叠统（即阳新统）区域产气层，厚约200～300m，主要由灰岩、生物灰岩组成。深灰色生物灰岩的有机质含量丰富，一般高达0.34％～0.92％；受表生期成岩作用和喜山期构造作用影响，溶蚀～裂缝发育，因此它既是碳酸盐岩良好烃