引用本文
马新华, 杨雨, 文龙, 罗冰. 四川盆地海相碳酸盐岩大中型气田分布规律及勘探方向[J]. 石油勘探与开发, 2019,46(1): 1-13.
MA Xinhua, YANG Yu, WEN Long, LUO Bing. Distribution and exploration direction of medium- and large-sized marine carbonate gas fields in Sichuan Basin, SW China[J]. Petroleum Exploration & Development, 2019,46(1): 1-13.  
Doi: 10.11698/PED.2019.01.01
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四川盆地海相碳酸盐岩大中型气田分布规律及勘探方向
马新华, 杨雨, 文龙, 罗冰
中国石油西南油气田公司,成都 610051

第一作者简介： 马新华 （1962-）,男,湖北黄冈人,博士,中国石油西南油气田公司教授级高级工程师,主要从事石油天然气地质综合研究及油气勘探开发管理工作。地址：四川省成都市府青路一段3号,中国石油西南油气田公司,邮政编码：610051。E-mail：xinhuam@petrochina.com.cn

收稿日期: 2018-09-25
基金项目: “十三五”国家重大专项“四川盆地二叠系—中三叠统大型气田富集规律与目标评价”,“四川盆地及领区下古生界—前寒武系成藏条件研究与区带目标评价”（2016ZX05007004,2016ZX05004005）; 中国石油科技重大专项“西南油气田天然气上产300亿立方米关键技术研究与应用”（2016E-06）
摘要

基于四川盆地海相大中型气田基本特征分析,结合海相克拉通阶段主要成藏地质单元划分及其对关键成藏要素的控制作用研究,探讨盆地海相碳酸盐岩大中型气田分布规律,指出勘探方向。通过周期性拉张-隆升背景的分析,提出四川海相克拉通阶段发育形成了5个大型古裂陷、3个大型古隆起、5个大型古侵蚀面等大型地质单元,这些地质单元控制了大中型气田的关键成藏要素：①大型古裂陷控制了优质烃源岩生烃中心展布;②大型古裂陷边缘、古隆起高部位、古侵蚀面控制了优质储集层的展布;③大型古裂陷、古隆起、古侵蚀面和现今构造背景联合控制了多类大中型圈闭的形成;④大型地质单元内圈闭继承性演化控制天然气规模聚集。通过大中型气田展布特征与大型成藏地质单元的对比分析,提出单个或多个成藏地质单元与现今构造的叠合关系控制了大中型气田的分布,“三古”叠合区最为有利。德阳—安岳古裂陷周缘、龙门山古裂陷东缘、开江—梁平海槽及城口—鄂西海槽边缘带、环川中水下古隆起高部位、川东—蜀南地区茅口组顶界古侵蚀面、川中—川西雷口坡组顶界古侵蚀面等,是四川盆地海相碳酸盐岩大中型气田勘探主要领域和方向。图6表2参59

关键词: 四川盆地; 海相碳酸盐岩; 大中型气田; 地质单元; 成藏要素; 古裂陷; 古隆起; 古侵蚀面
中图分类号:TE122.1 文献标志码:A 文章编号:1000-0747(2019)01-0001-13
Distribution and exploration direction of medium- and large-sized marine carbonate gas fields in Sichuan Basin, SW China
MA Xinhua, YANG Yu, WEN Long, LUO Bing
Southwest Oilfield Company, PetroChina, Chengdu 610051, China
Abstract

Based on the analysis of the basic characteristics of medium- and large-sized marine gas fields in Sichuan Basin, combined with the division of major reservoir forming geological units in the marine craton stage and their control on key hydrocarbon accumulation factors, the distribution law of medium- and large-sized marine carbonate gas fields in the basin was examined and the exploration direction was pointed out. Through the analysis of the periodic stretching-uplifting background, it is concluded that five large scale paleo-rifts, three large scale paleo-uplifts, five large scale paleo-erosion surfaces were formed in the marine craton stage of Sichuan Basin, and these geological units control the key reservoir forming factors of medium- and large-sized gas fields: (1) Large-scale paleo-rifts control the distribution of high-quality hydrocarbon generation centers. (2) The margin of large-scale paleo-rifts, high position of paleo-uplifts and paleo-erosion surfaces control the distribution of high-quality reservoirs. (3) Large-scale paleo-rifts, paleo-uplifts, paleo-erosion surfaces and present tectonic setting jointly control the formation of many types of large and medium-sized traps. (4) Natural gas accumulation is controlled by the inheritance evolution of traps in large geological units. Based on the comparative analysis of the distribution characteristics of medium- and large-sized gas fields and large geological units, it is proposed that the superimposition relationship between single or multiple geological units and the present structure controls the distribution of medium- and large-sized gas fields, and the "three paleo" superimposed area is the most advantageous. According to the above rules, the main exploration fields and directions of medium- and large-sized marine carbonate gas fields in Sichuan Basin include periphery of Deyang-Anyue paleo-rift, eastern margin of Longmenshan paleo-rift, margins of Kaijiang-Liangping oceanic trough and Chengkou-western Hubei oceanic trough, the high part of the subaqueous paleo-uplifts around central Sichuan, paleo-erosion surfaces of the top boundary of Maokou Formation in eastern and southern Sichuan Basin, paleo-erosion surfaces of the top boundary of the Leikoupo Formation in central and western Sichuan Basin.

Keyword: Sichuan Basin; marine carbonates; medium-and large-sized gas fields; geologic unit; reservoir forming factors; paleo-rifts; paleo-uplifts; paleo-erosion surfaces
0 引言

海相碳酸盐岩在四川盆地天然气生产中占据极为重要的地位, 海相碳酸盐岩层系资源量占四川盆地常规气资源总量的85%, 其探明储量占比为70%, 是实现四川盆地天然气效益勘探开发的主力层系, 且海相层系大型、特大型气田是四川盆地常规气产量贡献的基石, 其产量占比为75%。历经60余年不断探索[1, 2], 相继在四川盆地南部（后文简称“ 川南” ）中二叠统、威远震旦系、四川盆地东部（后文简称“ 川东” ）高陡构造带石炭系、四川盆地北部（后文简称“ 川北” ）— 川东二叠系和三叠系礁滩等海相碳酸盐岩层系获得多个大中型气田。2011年, 四川盆地中部（后文简称“ 川中” ）震旦系灯影组、寒武系龙王庙组获得重大勘探突破[3], 2017年产气102× 108 m3, 目前已形成万亿立方米储量规模大气区, 建成天然气年产能120× 108 m3, 随着勘探开发工作的推进, 该区块的储、产量将进一步扩大。该盆地经过半个多世纪的勘探, 还能获得重大的勘探成果, 表明海相碳酸盐岩仍有很大勘探潜力。

四川盆地海相碳酸盐岩从新元古界震旦系至中生界三叠系广泛分布, 经历了多期构造旋回[4], 发现了众多不同层系、不同类型的大中型气田分布于盆地不同区域, 是世界上海相碳酸盐岩油气地质研究不可多得的宝库。本文分析四川盆地海相碳酸盐岩大中型气田形成的主要控制因素, 研究海相碳酸盐岩大中型气田的分布规律和勘探方向, 以期为海相碳酸盐岩油气地质研究和勘探提供借鉴。

1 四川盆地海相地层油气地质基本特征
1.1 海相地层基本特征

四川盆地是在上扬子克拉通基础上发展起来的大型叠合盆地, 经历了晚元古代— 中三叠世的海相和晚三叠世— 新生代陆相盆地阶段。其中, 海相地层沉积期持续时间长达4.2× 108 a, 沉积厚度为4 000~7 000 m的海相地层, 其中碳酸盐岩地层厚约3 000~5 000 m（见图1）。在中国西部3大含油气盆地中, 四川盆地明显具有海相碳酸盐岩发育时间更长、层系更多、厚度更大的特征（见表1）。

图1 四川盆地海相产层及成藏组合综合图

表1 中国西部3大含油气盆地海相地层发育特征简表

四川盆地海相层系具有烃源层发育、成藏组合多、产层多的特点（见图1、表1）。下寒武统、下志留统、中二叠统和上二叠统4个海相烃源层系呈广覆式分布。下寒武统筇竹寺组黑色页岩烃源岩厚100~400 m, 生气强度为（20~140）× 108 m3/km2, 在盆地内广泛分布; 下志留统龙马溪组黑色页岩烃源岩厚400~700 m, 生气强度为（60~260）× 108 m3/km2, 分布在川南、川东地区; 下二叠统茅口组灰黑色泥灰岩、泥岩等烃源岩厚100~420 m, 上二叠统龙潭组（吴家坪组）页岩、深灰色泥灰岩等烃源岩厚30~120 m, 上、下二叠统两个烃源层生气强度均为（10~40）× 108 m3/km2, 在盆地内广泛分布。该盆地海相地层发现油气产层20个, 其中海相碳酸盐岩产层有18个, 页岩气产层2个。围绕4个烃源层形成5个主要成藏组合, 地层由老到新依次为：下寒武统— 震旦系成藏组合、寒武系— 奥陶系成藏组合、志留系— 石炭系成藏组合、中下二叠统成藏组合和上二叠统— 中下三叠统成藏组合（见图1）。

四川盆地海相碳酸盐岩储集层具有以沉积相控型白云岩储集层为主的特点[5]。震旦系灯影组二段、四段为丘滩相岩溶裂缝-孔洞型藻白云岩储集层, 下寒武统龙王庙组、泥盆系观雾山组、石炭系黄龙组、二叠系栖霞组、三叠系飞仙关组、嘉陵江组、雷口坡组为颗粒滩孔隙、孔洞型白云岩储集层, 二叠系长兴组为生物礁-滩白云岩储集层, 这些层系的储集层发育和分布主要受沉积相控制, 后期叠加多期岩溶及构造作用进一步改造, 是四川盆地海相碳酸盐岩大中型气田的主要储集层类型。另一类是灰岩岩溶缝洞储集层, 主要发育在中二叠统茅口组。

1.2 海相碳酸盐岩大中型气田基本特征

至2017年底, 四川盆地海相碳酸盐岩层系已获探明地质储量23 435× 108 m3。其中大型、特大型气田8个, 累计探明地质储量17 278× 108 m3, 占比73.7%; 中型气田45个, 探明天然气地质储量4 962× 108 m3, 占比21.2%。大中型气田合计探明天然气地质储量占比达到94.9%（见表2）。大型、特大型气田主要分布于震旦系、寒武系、石炭系、二叠系长兴组和三叠系飞仙关组。

表2 四川盆地海相碳酸盐岩层系大中型气田基本特征统计表

震旦系灯影组已发现特大型和中型气田各1个, 川中安岳灯四段为构造-地层圈闭气田, 已获探明地质储量4 084× 108 m3, 属于特大型气田。威远灯二段为构造圈闭气田, 属中型气田。两个气田均以灯影组藻白云岩为储集层, 下寒武统泥页岩为烃源岩和盖层。

寒武系已发现川中安岳龙王庙组特大型气田, 气田以下寒武统龙王庙组颗粒滩白云岩为储集层, 下寒武统泥页岩为烃源岩, 中上寒武统泥质白云岩、泥灰岩为盖层, 圈闭类型为构造-岩性圈闭, 已获探明地质储量4 404× 108 m3。

石炭系在川东高陡构造区已发现大天池大型气田1个, 大池干、七里峡、卧龙河、高峰场等中型气田13个, 气田以石炭系黄龙组白云岩为储集层, 下志留统泥页岩为烃源岩, 下二叠统泥灰岩为盖层, 发育构造圈闭、构造-地层圈闭, 已获探明地质储量2 351× 108 m3。

上二叠统长兴组在川北、川东地区已发现元坝大型气田1个, 云安场、罗家寨、铁山、龙岗等中型气田7个, 气田以长兴组生物礁白云岩为储集层, 二叠系泥（页）岩、炭质页岩、泥页岩为烃源岩, 三叠系泥灰岩为盖层, 发育岩性圈闭, 已获探明储量2 976× 108 m3。

下三叠统飞仙关组在川东北、川北已发现普光特大型气田1个、渡口河、罗家寨、铁山坡大型气田3个, 龙岗、七里北、铁山、龙门等中型气田4个, 气田以飞仙关组鲕粒白云岩为储集层, 二叠系泥（页）岩、炭质页岩、泥页岩为主力烃源岩, 三叠系泥灰岩、膏岩为盖层, 发育构造、构造-岩性圈闭, 已获探明地质储量6 316× 108 m3。

中二叠统、三叠系嘉陵江组、雷口坡组累计获得探明地质储量1 709× 108 m3, 目前尚未发现大型、特大型气田; 其中中二叠统气在川南地区发现了10个中型气田, 以栖霞组、茅口组石灰岩缝洞体为储集层, 下二叠统泥（页）岩、泥灰岩为烃源岩, 发育岩性圈闭; 三叠系嘉陵江组在川中、川南地区发现了8个中型气田, 以嘉陵江组颗粒滩白云岩为储集层, 二叠系泥（页）岩、泥灰岩为烃源岩, 三叠系膏岩为盖层, 发育构造圈闭; 三叠系雷口坡组在川中、川西地区探明中型气田2个, 以颗粒滩白云岩为储集层, 二叠系泥（页）岩、泥灰岩为主力烃源岩, 三叠系膏岩、泥岩为盖层, 发育构造圈闭。

四川盆地已发现的大中型气田, 特别是大型、特大型气田特征如下：①发育规模分布的烃源岩, 具有近源分布的特征; ②发育规模展布的层状孔隙型白云岩储集层; ③发育多种圈闭类型, 其中大型、特大型气田主要为构造-岩性、构造-地层复合圈闭; ④天然气类型为油裂解气, 经历了古油藏聚集、古油藏裂解为古气藏、最后调整定型的过程。

2 海相碳酸盐岩大中型气田成藏主控因素

形成大中型气田需要大面积厚层优质烃源岩、规模展布的储集层、大型圈闭、有效的聚集和保存条件, 笔者认为, 海相克拉通阶段形成的古裂陷、古隆起、古侵蚀面等地质单元对大中型气田烃源岩、储集层和圈闭等关键成藏要素分布及油气的规模聚集有重要控制作用（见图2）。这些控制成藏的地质单元（后文称成藏地质单元）可以通过针对性的勘探工作, 进行预测和识别, 为大气田的勘探提供明确的方向。

图2 四川盆地构造运动与海相碳酸盐岩大中型气田关键成藏要素关系图

2.1 海相克拉通构造-沉积演化与成藏地质单元的形成

四川盆地位于扬子克拉通西部, 受板块运动控制, 新元古代— 中三叠世海相克拉通盆地发育受Rodinia和Pangea两大超级古大陆伸展-聚敛旋回影响, 经历了扬子、加里东、海西、印支4大构造旋回[6, 7, 8, 9, 10]。由扬子、华北、塔里木克拉通为主体组成的中国板块位于劳亚古陆和冈瓦纳古陆之间, 经历了多次离散、汇聚, 造就了中国海相克拉通受多期构造运动叠加改造的特点[11, 12, 13, 14]。新元古代青白口纪前, 四川盆地已形成基底, 南华纪拉张作用较强, 裂谷发育[15, 16, 17], 充填冰期沉积物, 南华纪晚期隆升, 发育汉南古陆、达州— 开江古陆[18, 19]。震旦纪末为弱拉张背景, 桐湾运动Ⅰ 幕、Ⅱ 幕上扬子地台出现两次海平面下降, 形成灯二段顶部、灯四段顶部区域性侵蚀面[20, 21]。灯影组沉积的中— 晚期拉张作用变强, 盆地中西部发育德阳— 安岳克拉通内裂陷, 东部边缘发育鄂西克拉通内裂陷, 裂陷内沉积了厚层的下寒武统泥质烃源岩[22, 23, 24]。早寒武世中晚期, 区域性的拉张开始反转为区域性隆升, 在川中地区已开始出现水下古隆起[25, 26], 奥陶纪隆升作用明显增强, 持续到志留纪末, 在川中— 川西地区隆升形成乐山— 龙女寺古隆起[9, 26, 27, 28], 同时形成加里东期古侵蚀面。随着隆升幅度逐渐增加, 在古隆起周缘伴生形成了坳陷区, 沉积了分布于川南— 川东地区的志留系烃源岩。

海西早期为挤压向拉张转换阶段, 泥盆纪盆地开始海侵, 中晚石炭世, 海侵扩大, 盆地东部及西缘发育泥盆系— 石炭系碳酸盐岩沉积, 石炭纪末— 早二叠世受云南运动控制, 大面积抬升遭受侵蚀[6, 29]。至中二叠世盆地构造稳定, 在整个扬子克拉通发育碳酸盐台地沉积, 在现今盆地西部龙门山地区为克拉通边缘裂陷（巴颜喀拉海盆）, 中二叠世末期受东吴运动抬升, 盆地内形成古侵蚀面[4]。中二叠世晚期— 晚二叠世在拉张作用下, 四川盆地内及东北缘发育克拉通内裂陷（开江— 梁平海槽和城口— 鄂西海槽）[30, 31, 32]。

进入三叠纪, 逐渐转变为挤压背景, 扬子克拉通边缘发育小规模造山运动, 盆地早— 中三叠世以碳酸盐岩蒸发台地沉积为主, 中三叠世挤压抬升作用较强, 雷口坡组顶部广泛发育侵蚀面, 形成了泸州、开江古隆起[1, 6, 7, 8, 9]。晚三叠世结束了海相盆地沉积演化阶段, 进入陆相沉积盆地发育期。

在海相克拉通阶段周期性拉张-隆升构造运动背景下, 形成了多个成藏地质单元。据目前资料, 在构造拉张期发育5个大型古裂陷：桐湾期发育德阳— 安岳克拉通内裂陷和鄂西克拉通内裂陷, 海西期发育龙门山克拉通边缘裂陷、开江— 梁平克拉通内裂陷（海槽）和城口— 鄂西克拉通内裂陷（海槽）; 在加里东期和印支期, 发育3大古隆起：加里东期发育乐山— 龙女寺古隆起, 印支期发育泸州古隆起和达州— 开江古隆起; 与各时期构造相对应, 发育5大古侵蚀面：桐湾期灯影组侵蚀面、加里东期下古生界顶侵蚀面、海西期石炭系侵蚀面、中二叠统顶侵蚀面、印支早期雷口坡组顶侵蚀面。

2.2 古裂陷、古隆起、古侵蚀面控制关键成藏要素

2.2.1 古裂陷、古坳陷控制规模生烃中心展布

古裂陷、古隆起周缘坳陷区为规模生烃中心发育区。古裂陷、古坳陷受同沉积断裂或差异升降控制, 在海平面上升期形成了安静、滞留、缺氧、还原沉积环境, 有利于富有机质泥页岩的沉积, 形成区域分布的生烃凹陷[33]。

德阳— 安岳古裂陷为区域拉张背景下, 受同沉积断裂控制, 在震旦纪灯影组沉积期— 早寒武世形成的克拉通内裂陷[22]。裂陷由川西海盆向盆地内近北西— 南东向延伸, 裂陷内下寒武统对灯影组沉积期裂陷填平补齐, 地层厚度大, 发育麦地坪组和筇竹寺组厚层优质烃源岩, 烃源岩厚300~450 m, 有机碳含量平均值大于2%, 这两套烃源岩累计生气强度高达（100~180）× 108 m3/km2, 为非裂陷区的4倍以上[23]。因此, 不论是烃源岩厚度, 还是生气强度, 德阳— 安岳古裂陷是四川盆地内下寒武统的生烃中心[24]。盆地东缘的鄂西克拉通内裂陷, 下寒武统筇竹寺组烃源岩厚度100~300 m, TOC值为1.39%~3.40%, 震旦系陡山沱组烃源岩厚50~200 m, TOC值为0.90%~4.70%。

开江— 梁平海槽为东吴期拉张背景下受基底断裂控制的克拉通内裂陷。海槽内沉积的上二叠统大隆组为一套深水盆地相沉积[30], 主要岩性为黑色泥岩夹硅质岩, 其中黑色泥质烃源岩厚约10~30 m, 有机碳含量高, TOC值平均值达4.49%, 为一套优质烃源岩[33]。

此外, 川中水下古隆起在加里东期持续隆升, 使川西南部和川中大部分地区缺失志留系— 石炭系, 川东和川南地区为古隆起形成过程中, 在其周缘伴生形成的坳陷区, 沉积了厚层志留系烃源岩。

2.2.2 古裂陷边缘、古隆起高部位、古侵蚀面控制大面积储集层发育

古裂陷边缘处于浅水碳酸盐岩工厂与深水沉积过渡带, 水动力条件较强, 古地貌较高, 具备形成粗结构、多孔碳酸盐岩的沉积环境[34], 是生物礁、生物丘、颗粒滩沉积发育区, 有利于碳酸盐岩孔隙型储集层大面积连片发育。

环开江— 梁平古裂陷台缘带是长兴组、飞仙关组优质白云岩礁、滩储集层主要的发育和分布区[35, 36, 37]。德阳— 安岳古裂陷两侧灯影组台缘带丘滩相沉积叠置连片发育, 凝块云岩、藻叠层云岩、砂屑云岩厚层状连片发育, 储集层溶孔、溶洞十分发育[38], 是灯影组优质储集层集中发育和分布的区带。

同沉积期水下古隆起控制区域沉积相带展布, 古隆起高部位为浅水高能沉积区, 有利于颗粒滩沉积和准同生期岩溶发育[26]。以乐山— 龙女寺古隆起为例, 该古隆起在早寒武世沧浪铺组沉积期已具雏形, 龙王庙组沉积期发展为同沉积水下古隆起, 古隆起高部位龙王庙组颗粒滩白云岩储集层广泛分布[28]。而环古隆起斜坡区颗粒滩发育程度和白云石化程度降低, 主要为含膏盐岩斜坡-潟湖相沉积。

古侵蚀面是长期、高强度岩溶作用发育面, 对其下覆有利相带多孔碳酸盐岩溶蚀改造, 储集层岩溶孔、洞、缝更加发育。桐湾运动发育两期古侵蚀面, 溶蚀改造灯二段、灯四段储集层[21]; 加里东运动形成了川中龙王庙组颗粒滩叠加岩溶作用的溶孔、溶洞白云岩储集层[28]; 云南运动大规模隆升, 形成了石炭系岩溶储集层[7, 39, 40]; 东吴期古侵蚀面岩溶作用改造, 形成了中二叠统茅口组广泛发育的岩溶缝洞型储集层[41, 42]; 印支运动使雷口坡组遭受广泛侵蚀作用, 形成滩相岩溶储集层[7, 43]。

2.2.3古裂陷、古隆起、古侵蚀面联合现今构造控制规模圈闭的形成

古裂陷、古隆起、古侵蚀面联合现今构造可形成多种类型圈闭（圈闭群）。古裂陷内深水环境沉积的泥页岩形成侧向遮挡, 是大型构造-地层（岩性）圈闭形成的关键; 古隆起为大型正向构造单元, 控制了古隆起区大型构造圈闭的发育; 大型古侵蚀面有利于大型地层或构造-地层复合圈闭发育。

如安岳气田震旦系灯影组四段气田为大型构造-地层圈闭, 在台缘及台内7 500 km2范围内整体含气[26]。德阳— 安岳古裂陷内, 桐湾运动古侵蚀面使得灯四段缺失, 裂陷内下寒武统厚层泥质岩形成地层遮挡, 与古隆起、今构造叠合, 形成大型构造-地层古圈闭。喜马拉雅期威远地区快速隆升, 川中地区位于古隆起东倾末端低部位, 上倾方向的地层缺失、泥页岩封堵是灯四段气藏保存的关键。

又如现今龙王庙组气藏为构造-岩性圈闭气藏, 磨溪— 龙女寺构造龙王庙组气藏高部位整体含气, 气藏西侧为滩相储集层尖灭形成的岩性遮挡[28]。古隆起在早寒武世开始形成之后, 在川中磨溪— 龙女寺地区继承性演化, 历经了加里东至喜马拉雅期以来的多次构造运动, 但整体上一直处于古今构造的高部位, 构造稳定, 调整幅度小, 早期的古油藏原位裂解为气藏, 形成了现今的特大型气藏。

环开江— 梁平海槽分布的二叠系和三叠系礁滩气田在川东地区高陡构造、川中地区平缓构造区发育多种圈闭类型气藏[37]。普光地区长兴组— 飞仙关组为构造-岩性圈闭气藏, 是由北东向高陡构造与台缘带储集层叠合而成[44]; 罗家寨、渡口河地区飞仙关组台缘储集层展布面积大于现今构造圈闭范围, 形成构造圈闭气藏[45, 46]; 海槽西侧龙岗、元坝、剑阁地区现今为单斜构造, 主要发育生物礁储集层非均质性变化形成的岩性圈闭气藏[47, 48, 49]; 川东石炭系古侵蚀面岩溶白云岩储集层、地层残留区、灰岩相变区与现今川东高陡构造叠加, 形成构造、构造-地层（岩性）圈闭气藏群[50]。

2.3 大型地质单元内圈闭继承性演化控制天然气规模聚集

四川盆地已知的碳酸盐岩大中型气田的天然气以油裂解气为主[51]。大部分古油藏裂解成气的主要时期为三叠纪末— 侏罗纪[52, 53, 54], 该时期盆地处于挤压背景, 构造开始调整, 大量裂解气形成之后, 又经历了燕山晚期— 喜马拉雅期强烈的构造挤压变形。古今圈闭的继承性、构造演化的继承性、古今构造形态的差异程度对气藏的保存和最终成藏规模有重要影响。成藏过程的继承性对大气田的形成有重要意义, 体现为稳定性继承和调整型继承两个方面。对于构造平稳区, 古今圈闭继承性稳定发展, 天然气规模高效聚集, 是大气田最有利的分布区; 构造变形强烈的区域, 古圈闭继承性演化、改造, 气藏调整聚集。由于古油气藏的形成受控于古裂陷、古隆起、古的侵蚀面等大型成藏地质单元, 这一过程实际上是大型成藏地质单元内古圈闭历经后期构造变形、调整, 最终控制了现今气藏的分布。

2.3.1 构造稳定区古今圈闭继承性发展控制天然气高效聚集

油气藏稳定演化有利于天然气的高效富集与保存。构造稳定、构造形态继承性好的区域, 大型古油藏圈闭内原位裂解, 天然气原位高效规模聚集。以乐山— 龙女寺古隆起为例, 早寒武世构造隆升形成水下古隆起, 志留纪末大范围抬升定型, 在晚古生代— 中生代长期继承性发育, 经历喜马拉雅期挤压调整最终形成现今的构造形态和展布格局。古隆起东端的川中高石梯— 磨溪— 龙女寺地区, 构造变形调整弱, 构造和圈闭继承性最好[9], 控制了古油气藏的高效聚集成藏和保存[26], 随着埋深加大, 古圈闭保持较好, 油气藏调整较小, 古油藏裂解原位聚集形成安岳特大型气藏[55]。

2.3.2 构造变形强烈区古圈闭演化和改造控制气藏调整聚集

与川中不同, 四川盆地川东、川南地区喜马拉雅期构造变形强, 古油气藏圈闭被大幅度调整、改造为现今高陡构造区, 在这一过程中, 天然气重新调整聚集。一种聚集方式是在原古油气藏范围内, 经现今构造复杂化之后形成大中型气藏群。这类气藏古今圈闭的类型发生了较大变化, 但主要在古圈闭的范围内调整, 运移的距离相对较近, 古今圈闭的位置继承性较好, 有利于油气聚集和保存。开江古隆起范围内的川东北长兴组— 飞仙关组礁滩、石炭系等气藏属于此类。另一种是裂解气调整运移到古油藏圈闭范围之外的晚期构造中形成气藏, 这类气藏古今圈闭的位置发生较大的变动, 运移的距离相对较远, 川南威远灯影组气藏就是这类晚期构造聚气的典型[27]。

3 海相碳酸盐岩大中型气田分布规律

四川盆地海相碳酸盐岩3类大型成藏地质单元对油气成藏要素有重要控制作用, 单个或多个成藏地质单元与现今构造的叠合关系控制了大中型气田的分布。其中, 古裂陷、继承性发育的古隆起、古侵蚀面“ 三古” 叠合区, 是优质烃源岩、大面积优质储集层和大型圈闭等关键成藏要素匹配的最佳地区, 也是形成大型、特大型气田最有利区域, 四川盆地目前已发现3个特大型气田, 其中2个气田是在“ 三古” 叠合区内。

3.1 以古裂陷为核心的成藏地质单元叠合区

四川盆地勘探实践表明, 古裂陷是十分重要的成藏地质单元, 其周缘是海相碳酸盐岩大中型气田分布的主要区带之一; 只要发现了古裂陷, 在其边缘必然有大气田的发现。四川盆地内部德阳— 安岳裂陷、开江— 梁平海槽两大古裂陷周缘已发现的大中型气田有19个（见图3）, 已累计获得天然气探明储量18 370× 108 m3, 约占盆地整个海相碳酸盐岩层系已获探明储量的70%。盆地内已发现的安岳、普光特大型气田均位于古裂陷周缘。海相层系古裂陷是油气勘探的重要方向和目标。

图3 大型古裂陷控制大中型气田的分布图

在该类区带中, 古裂陷控制了优质烃源岩、大面积优质储集层两大成藏要素[23], 形成了侧向对接的源储配置模式, 对源、储、藏均有重要控制作用, 是关键控藏地质单元。古裂陷与其他控藏地质单元、现今构造叠合, 控制了大中型气田的分布。若古裂陷周缘的台缘带礁滩体、丘滩体叠加了古侵蚀面的溶蚀改造, 则更有利于发育台缘优质储集层; 若古裂陷周缘在油气生成期位于古隆起区, 则有利于古油藏聚集成藏, 在继承性稳定演化的古隆起区, 古今构造变形调整小, 古油藏原位裂解, 利于形成大气藏[55]; 构造变形较强区, 形成构造、构造-岩性圈闭气藏。构造平缓区, 以岩性、构造-岩性圈闭气藏为主。

安岳震旦系灯影组气田位于德阳— 安岳古裂陷边缘, 桐湾期古侵蚀面进一步促进台缘带储集层的发育, 与裂陷内下寒武统厚层优质烃源岩形成旁生侧储配置关系[55], 构成“ 上封侧堵” 大型构造-地层古圈闭。后期成藏过程中, 乐山— 龙女寺古隆起在川中地区继承性稳定发育, 形成的大型古油藏历经的调整幅度小, 最终裂解成气, 形成特大型气田（见图3a）。

川东北普光、罗家寨和铁山坡等长兴组— 飞仙关组气田位于开江— 梁平海槽周缘[30]（见图3b）, 印支期发育开江古隆起, 古隆起与台缘带的白云岩礁滩储集层叠加, 形成古隆起背景上的岩性古圈闭, 中侏罗世烃源岩进入生油高峰, 控制古油藏的聚集。白垩纪古油藏内液态烃发生裂解成气, 此时川东地区逐渐形成高陡构造带, 古油藏裂解生成的天然气调整到构造带中聚集, 最终形成构造、构造-岩性圈闭气藏。与川东地区不同, 川中— 川西北元坝、龙岗等地区构造平缓, 缺少规模断层和大型构造圈闭, 主要发育岩性、构造-岩性圈闭气藏, 呈集群式分布, 具有多气水界面、多压力系统特征[37]。

川西北部地区位于上扬子克拉通西北边缘, 该区发育泥盆系— 中二叠统多套台地边缘滩相白云岩储集层[56], 受加里东期古侵蚀面影响, 区内上古生界直接覆盖在德阳— 安岳古裂陷区寒武系优质烃源岩之上, 早期活动的断裂构建了良好的烃源通道, 加之中下三叠统厚层膏岩区域盖层封盖, 形成了有效的源-储-盖组合, 成藏条件优越。

3.2 以古隆起为核心的成藏地质单元叠合区

这里的古隆起是指发育同沉积期水下古隆起, 后期历经多期构造运动抬升隆起, 形成大型古隆起。古隆起控制大面积展布的厚层储集层、大型圈闭两大成藏要素, 是气田形成的关键。这类古隆起与其他成藏地质单元、现今构造叠合, 控制了大中型气田的分布。若与古裂陷叠合, 则烃源条件优越; 若古隆起控制的储集层与古侵蚀面叠合, 则储集条件更为优越; 若古隆起后期继承性稳定演化, 构造变形调整小, 则油气聚集和保存更为有利; 现今构造变形较强区, 形成构造、构造-岩性圈闭气藏; 构造平缓区, 以岩性圈闭气藏为主。这类区带中, 发育的大型古隆起对储集层与油气聚集条件有利, 需要重点关注的是烃源条件。

四川盆地川中安岳寒武系龙王庙组气田就属于该类区带, 川中水下古隆起是气田储集层、圈闭形成的关键（见图4）, 在龙王庙组沉积前, 川中地区开始隆升, 同沉积发育的古隆起控制了龙王庙组滩相沉积的广泛分布[26]。下寒武统烃源岩广覆式分布, 德阳— 安岳古裂陷形成的生烃中心使烃源条件更为优越, 加里东期古隆起高部位的龙王庙组遭受剥蚀, 岩溶作用对滩相储集层改造, 进一步优化了储集条件, 与上覆寒武系、二叠系的盖层构成大型岩性古圈闭, 后期古隆起稳定发育, 大型岩性古圈闭中古油藏原位裂解, 最终形成特大型气田。

图4 乐山— 龙女寺古隆起控制寒武系龙王庙组特大型气田分布图（图a据文献[19]修改）

3.3 以古侵蚀面为核心的成藏地质单元叠合区

在以古裂陷、古隆起为核心的成藏地质单元叠合区中, 古侵蚀面主要是起进一步改善储集性能的作用, 并不是关键的成藏地质单元。但四川盆地海相克拉通时期, 发育有5大侵蚀面, 以云南运动形成的大型古侵蚀面为代表的一类古侵蚀面, 控制了大面积展布的储集层和多类型的圈闭, 对气田的形成起到关键控制作用。古侵蚀面与其他成藏地质单元、现今构造叠合, 控制了大中型气田的分布。若与古裂陷（坳陷）叠合, 则烃源条件优越; 若与后期形成的古隆起叠合, 则对油气的聚集成藏更为有利; 侵蚀面可形成区域上的地层缺失, 与现今构造叠合, 形成构造、构造-地层（岩性）等多类型的圈闭。在这类区带中储集条件有利, 需要重点分析烃源、成藏条件及其匹配关系。

川东石炭系气田属于该类区带, 云南运动使得石炭系顶界遭受侵蚀[1], 形成了广泛发育的岩溶白云岩储集层, 石炭系残余地层分布区也为后期形成构造-地层（岩性）、岩性圈闭奠定了基础（见图5）。加里东期随着乐山— 龙女寺古隆起的大幅度隆升, 川东地区伴生形成了古坳陷, 大面积沉积了志留系龙马溪组厚层黑色富有机质泥岩[2]。云南运动Ⅰ 幕使得泥盆系大面积缺失, 石炭系直接覆盖在志留系之上, 晚石炭世川东地区沉积了黄龙组局限海湾相白云岩, 云南运动古侵蚀面改造形成岩溶白云岩储集层。这套广泛分布的白云岩储集层与志留系烃源岩形成了下生上储成藏组合, 有利于近源高效成藏。印支期, 古油藏开始形成, 聚集在石炭系各个古圈闭中, 其中川东开江地区发育展布面积约5 000 km2的印支期古隆起, 五百梯地区石炭系处于该古隆起核部, 是大型油藏聚集的有利指向区。中生代末— 新生代的燕山运动和喜马拉雅运动川东地区褶皱隆起形成高陡构造带（隔挡式褶皱带）, 古油藏在裂解的同时调整聚集, 形成了成带分布的石炭系气藏群, 五百梯地区石炭系剥缺线与构造带叠加, 最终调整形成了大型构造-地层（岩性）圈闭气藏。

图5 古侵蚀面控制川东石炭系、蜀南二叠系气田分布图

川东— 蜀南地区茅口组叠加东吴期岩溶作用, 岩溶缝-洞型储集层广泛发育。印支期蜀南地区发育泸州古隆起, 与中二叠统自生烃源成熟期相匹配, 控制油气聚集成藏, 在蜀南地区形成了灰岩缝洞型气藏（见图5）。

4 四川盆地海相碳酸盐岩大中型气田勘探方向

针对性地寻找大型古裂陷、古隆起、古侵蚀面发育区, 分析关键成藏条件, 可以确定勘探方向和目标区带。海相克拉通拉张期, 以寻找大型古裂陷为主; 构造隆升期, 以寻找大型古隆起、大型古侵蚀面为主。“ 三古” 叠合区是最重要的勘探方向和有利目标区带。

4.1 盆地震旦系— 下古生界勘探方向

德阳— 安岳古裂陷周缘震旦系灯影组、安岳气田南北两侧寒武系龙王庙组, 是持续探索大中型气田的重要领域和区带（见图6a）。这些区带在烃源、储集层等条件与安岳气田基本类似, 最大的差别在于油气成藏过程中经历了较大幅度的构造调整, 成藏过程的构造圈闭继承性较差, 以寻找大中型的岩性、构造-岩性、构造-地层圈闭为主。

图6 四川盆地海相碳酸盐岩大中型气田勘探方向示意图

川东金珠坪— 黑楼门— 石柱一带处于鄂西古裂陷边缘带, 灯影组二段和四段、龙王庙组上段丘、滩相白云岩储集层发育, 该区以东的鄂西古裂陷筇竹寺组、陡山沱组烃源岩发育, 现今构造圈闭众多, 也是重要的勘探方向（见图6a）。

4.2 盆地上古生界勘探方向

上扬子克拉通西缘上古生界是重要的勘探方向。该区泥盆系— 二叠系发育多期台地边缘相带, 二叠系自身烃源岩发育[57, 58], 区域缺失奥陶系— 志留系, 有利于德阳— 安岳古裂陷内寒武系向上古生界供烃, 具有自生自储和下生上储的成藏组合特征（见图6b）, 现今构造圈闭发育[59], 岩性变化与构造叠合, 具备形成大型构造-岩性圈闭的地质条件。目前双鱼石地区正在实施钻探工作, 已获得多口高产工业气井, 控制有利含气面积超1 000 km2。

开江— 梁平海槽与城口— 鄂西海槽台缘带, 是上二叠统长兴组生物礁滩气藏深化勘探的重点领域（见图6c）, 这两个区带内礁、滩储集层发育, 勘探潜力大。铁山坡以西地区的分水岭构造五龙2井飞仙关组钻遇鲕粒白云岩储集层厚度为101 m, 分2、分3井钻遇生物礁储集层, 获得工业气流。城口— 鄂西海槽西侧台缘带奉节地区奉探1井长兴组储集层厚148 m。

盆地中二叠统茅口组顶界为东吴运动古侵蚀面, 岩溶缝-洞型储集层广泛发育, 在勘探程度较低的向斜区和构造平缓区, 是深化勘探的重要方向。前期川南云锦向斜钻探9口井, 7口井获气, 平均测试日产量21.3× 104 m3。近期在川东五百梯宽缓向斜区, 茅口组也钻获了日产80× 104 m3高产气井, 展现出良好前景。

4.3 盆地中下三叠统勘探方向

开江— 梁平海槽与城口— 鄂西海槽台缘带是下三叠统飞仙关组勘探的主要方向（见图6c）。龙门山克拉通边缘雷口坡组滩相白云岩、川中— 川西雷口坡组顶界雷三段— 雷四段古侵蚀面, 是雷口坡组两个主要的勘探方向（见图6d）。川西地区雷口坡组白云岩储集层发育, 靠近龙门山前成排成带的构造圈闭发育, 断裂断至二叠系、寒武系, 可形成有效的运移通道, 以构造圈闭为主, 中国石化西南油气分公司发现了鸭子河、孝泉、新场等构造气藏; 川西— 川中地区雷三段— 雷四段形成多个剥蚀面, 颗粒滩相岩溶储集层广泛发育, 上覆须家河组是主要烃源岩, 以寻找构造-地层圈闭为主, 最近中国石油西南油气田公司已在大兴场地区获得突破。

5 结论

四川盆地海相克拉通阶段在周期性拉张-隆升构造运动背景下, 在盆地内部和盆缘形成了5个大型古裂陷：桐湾期发育德阳— 安岳克拉通内裂陷和鄂西克拉通内裂陷, 海西期发育龙门山克拉通边缘裂陷、开江— 梁平克拉通内裂陷（海槽）和城口— 鄂西克拉通内裂陷（海槽）; 在加里东和印支期, 发育3大古隆起：加里东期发育乐山— 龙女寺古隆起, 印支期发育泸州古隆起和达州— 开江古隆起; 与各时期构造相对应, 发育5大古侵蚀面：桐湾期灯影组侵蚀面、加里东期下古生界顶侵蚀面、海西期石炭系侵蚀面、中二叠统顶侵蚀面、印支早期雷口坡组顶侵蚀面。上述地质单元控制了盆地海相碳酸盐岩关键成藏要素。

大型古裂陷、古坳陷控制优质生烃中心展布; 大型古裂陷边缘、古隆起高部位、古侵蚀面控制大面积优质储集层的发育; 大型古裂陷、古隆起、古侵蚀面联合现今构造背景控制了多类型大中型圈闭的形成。

单个或多个大型成藏地质单元与现今构造的叠合关系控制了大中型气田的分布, “ 三古” 叠合区最为有利。构造稳定的继承性古隆起区, 大型古油藏原位裂解, 气藏高效聚集; 构造变形强烈区, 古油藏裂解, 气藏调整聚集。

德阳— 安岳古裂陷周缘、龙门山古裂陷东缘、开江— 梁平海槽及城口— 鄂西海槽边缘带、环川中水下古隆起高部位、川东— 蜀南地区茅口组顶界古侵蚀面、川西地区雷口坡组滩相白云岩、川中— 川西雷口坡组顶界雷三段— 雷四段古侵蚀面等, 是四川盆地海相碳酸盐岩大中型气田勘探主要领域和方向。

The authors have declared that no competing interests exist.

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