米仓山前缘震旦系灯影组天然气勘探前景探讨

米仓山前缘震旦系灯影组天然气勘探前景探讨
代寒松;刘树根;孙玮;张志敬;黄耀宗
【摘要】通过对米仓山周缘震旦系灯影组露头沥青的详细勘测,证实了川北地区灯影组油气成藏的可能性,并提出该区曾发育过较大规模的古油藏.以岩石学、地球化学、地球物理为基础,详细分析了米仓山前缘地区震旦系灯影组生、储、盖等油气成藏静态条件;在米仓山地区构造演化研究的基础上,动态分析了该区灯影组圈闭及保存条件的发育与演化过程,认为米仓山前缘通南巴地区灯影组油气成藏四中心(生烃中心、生气中心、储气中心、保气中心)均为原地性,四中心耦合程度高,具有良好的油气勘探前景.
【期刊名称】《西南石油大学学报（自然科学版）》
【年(卷),期】2010(032)005
【总页数】11页(P16-26)
【关键词】震旦系;灯影组;古油藏;四中心耦合;米仓山前缘
【作者】代寒松;刘树根;孙玮;张志敬;黄耀宗
【作者单位】"油气藏地质及开发工程"国家重点实验室·成都理工大学,四川,成都,610059;"油气藏地质及开发工程"国家重点实验室·成都理工大学,四川,成
都,610059;成都理工大学地球科学学院,四川,成都,610059;"油气藏地质及开发工程"国家重点实验室·成都理工大学,四川,成都,610059;"油气藏地质及开发工程"国家重点实验室·成都理工大学,四川,成都,610059
【正文语种】中文
【中图分类】TE112
川北米仓山前缘地区震旦系是四川盆地油气勘探的盲区之一，由于埋藏深、时代老以及多期构造运动的影响，震旦系灯影组油气勘探一直难以提上日程。

迄今为止，灯影组仅在大两会地区有一口钻井(会1井)，且以失败告终。

20世纪大量的研究工作多局限于北部米仓山地区野外基础地质调查，对于震旦系含油气性等方面涉及甚少。

2002年以来，伴随着二、三叠系逐步成为川北地区油气勘探的重点，研究区地震资料得到大大丰富(截止2008底，完成了二维地震勘探2 839.03 km，三维地震勘探2 054.8 km2)，这也使该区震旦系灯影组的油气勘探前景分析成为可能。

沥青作为指示油气藏发育的重要证据，是研究深部层位油气成藏的主要途径之一。

野外勘测表明，米仓山及周缘地区地表震旦系灯影组露头内普遍发育有大量沥青，这充分揭示了该区灯影组曾发生过大规模的油气运聚事件。

为了剖析米仓山前缘地腹区域灯影组的含油气性，在近几年来对米仓山及前缘地区(图1)震旦系灯影组地质、地球化学以及地球物理综合研究的基础上，分析和评价米仓山前缘地区灯影组的油气地质条件及勘探前景，对于今后该区震旦系灯影组油气勘探有着重要的指导意义。

研究区灯影组储层主要集中于灯3段和灯1段。

根据野外露头和杨坝剖面薄片镜下观察可知，这两段岩性均为白云岩。

灯影组1段主要为葡萄状、花斑状藻砂屑白云岩，夹泥晶白云岩、砂屑微晶白云岩及砂质白云岩。

受早期近地表淡水作用改造强烈，葡萄状、皮壳状、花斑状构造发育，具有多个韵律，主要为潮坪环境潮间－潮下沉积，顶部有陆源碎屑输入，为混合坪沉积。

灯影组3段主要为粉晶残余砂屑白云岩、叠层石白云岩、微晶白云岩，局部硅化作用较强，已成硅云岩甚至云硅岩，靠近顶部重结晶作用较强，局部成粉－细晶白
云岩、粉－中晶白云岩。

灯影组白云岩储集空间类型主要有白云石晶间孔、构造破裂缝(图2a)及溶蚀孔洞(图2b)，宏观上以溶蚀孔洞和构造破裂缝为主，薄片镜下观察则以白云石晶间孔
为主。

微晶白云岩中主要为弥漫性的晶间微孔(图2c)，残余砂屑白云岩中孔隙多
为粒间、晶间孔(图2d)，叠层石白云岩中晶间孔隙多见于富屑层中(图2e)。

溶蚀
孔洞和构造破裂缝中多见白云石→沥青(图2f，图2g)、白云石→沥青→石英、沥
青→白云石→石英(图2h)及石英→沥青多期充填。

灯影组在四川盆地广泛分布，为一套泻湖－潮坪沉积，岩性差异小［1－2］。

米
仓山灯影组白云岩主要以微孔微细喉为主(孔隙结构较差)，且为低孔低渗型储层。

白云岩孔隙度变化范围为1.13% ～11.08%，主要分布于2.00% ～6.00%，平均
值2.90%，其中大于2.00%的孔隙度平均值 3.69%;渗透率 0.008 5 ～26.745 2 mD，主要分布于0.020 0 ～0.250 0 mD，平均值2.0017 mD，其中孔隙度大于2.00%的渗透率平均值反而比较低，仅为1.598 0 mD，说明部分低孔隙度岩石具有较高的渗透率，为裂缝型、裂缝－孔隙型储层。

纵向上，灯1段储层物性相对好于灯3段，其孔隙度介于2.02% ～11.08%，平
均3.65%;渗透率为0.008 5 ～26.745 2 mD，平均3.715 6 mD，以溶孔型储层
为主。

灯3段孔隙度一般小于2%，渗透率偏低，介于0.009 0～0.183 9 mD，但宏观微细裂缝极为发育，呈网格状，属于典型的裂缝型储层(表1)。

而部分层段因
存在溶蚀现象，同样形成了大量中孔中渗的溶孔、溶孔－裂缝型储层段，并成为早期原油聚集的主要场所，后期残留下大量储层沥青。

米仓山地区灯影组丰富的沥青显示，证实了米仓山地区灯影组作为储层的直接证据。

灯影组储层沥青与下寒武统烃源有机地球化学参数对比(表2)表明，灯影组油气主
要来自于下寒武统筇竹寺组泥页岩［3］。

该套源岩在上扬子地区发育稳定，野外实际剖面勘测及岩相古地理综合分析认为，寒武系烃源在研究区广泛分布，且南江
地区曾存在生烃中心［4］。

通过震旦系灯影组内沥青饱和烃气相色、质谱分析，
峰型为双峰型，主峰碳都为C16，ΣnC21－/ΣnC22+之值为 1.37，Pr/Ph 值为
0.78。

说明沥青有机质类型为Ⅰ型。

与米仓山下寒武统烃源的相同参数指标和气相色、质谱图(图3、图4)具有一致性［5］，说明该套烃源确来自下寒武统烃源岩。

按有机碳丰度＞1%作为有效烃源岩划分标准，烃源岩厚度范围约60～220 m，平均厚103 m。

野外样品分析测试表明，烃源岩氯仿沥青“A”范围约0.000 3 ～
0.022 0，平均约 0.003 3;碳同位素值－31.84% ～23.25‰(PDB)，平均－25.74‰［6］。

其中，有机碳分布多集中在0.83% ～3.88%，有机碳含量高。

源岩 H/C
为0.2～1.4，干酪根δ13C2为－31‰左右，透射光－荧光干酪根显微组分分析
表明腐泥组含量普遍大于97%，属于典型的Ⅰ型，为典型的海相优质烃源岩(表3)。

马元和杨坝灯影顶部沥青实测反射率Rb为3.55%和3.26%，表明下寒武统烃源
岩有机质成熟度已达过成熟阶段。

研究区生烃强度为(50～150)×108m3/km2，
在南江北部生烃强度可达200×108m3/km2。

因此，下寒武统烃源岩曾有过巨大
的生烃潜力，为震旦系灯影组油气成藏提供了坚实的物质基础。

野外观测表明，米仓山震旦系灯影组各段均含沥青。

主要具有以下特征：
(1)纵向上沥青分布多靠近不整合面
有效沥青层段均分布在灯影组顶面以下100 m范围内，且多集中于顶部以下60
m范围内(灯3段内)，具有明显的集中发育特征(图5)。

溶孔、溶缝、层间缝作为
米仓山地区灯影组沥青的主要储集空间，其发育程度直接控制了沥青层段的分布。

部分地区如长滩河和杨坝，灯1段内也有沥青分布。

(2)平面上越靠近核部，沥青含量越高
按沥青平均面孔率、充填程度以及有效沥青层段发育的厚度，可大致将米仓山灯影组沥青剖面划分为4类(图5)。

Ⅰ类区域广家坝、盐井沟及杨坝地区，由于靠近核部，有效沥青层段厚度大于30
m，高沥青充填层段厚度较大，平均沥青面孔率普遍大于5%。

Ⅱ类区域正源、映水坝与白头滩地区，平均沥青面孔率大于或等于4%，平均沥青面孔率相差不大，但有效沥青层段厚度，南北地区却相距甚远。

Ⅲ类区域长滩河地区，其有效沥青层段厚度虽然为30.1 m，但沥青充填程度普遍
较低，平均沥青面孔率仅 2.78%。

Ⅳ类区域主要为朱家河地区，有效沥青层段发育厚度小(仅1.8 m)，沥青平均面孔率低(1.00%)。

因此，向隆起核部沥青含量有增高的趋势。

综合灯影组沥青纵向与平面分布特征，认为米仓山地区整体上曾发育一规模巨大的灯影组古油藏。

前述米仓山地区震旦系沥青经过深埋，热演化程度普遍较高，实测沥青反射率 Rb约3.55% 和3.26%，因此米仓山地区经历了古油藏(生气中心)→
古油藏裂解至古气藏(储气中心)→古气藏(储气中心)破坏的过程。

该古油藏的裂解
才能产生天然气和沥青这两大结果，并为后期的古气藏提供气源，为真正的生气中心(古油藏)。

这一古油藏的核心可能为杨坝地区，其有效含沥青层段、平均沥青面孔率明显高于其他地区。

广家坝—盐井沟之间总体上为古油藏的北斜坡带，沥青发育程度无较
大变化，古油藏的南斜坡主要为长滩河—朱家河，可能由于构造位置逐步降低，
因此沥青发育规模向东明显逐步递减，东南端的朱家河地区可能位于古油藏东部的油水边界带附近(图5a)。

(3)古油藏规模
从米仓山灯影组沥青推测的古油藏的分布范围来看，面积S约8 552 km2(涵盖米仓山相邻地区)。

平均沥青面孔率A约4.94%，沥青密度ρb为1.020×103kg/m3，有效沥青层段平均厚度H约26.6 m［6］。

经过计算，米仓山构造带储层沥青总含量
按1 t原油裂解生成620 m3天然气计算(取天然气密度ρg=0.717 4 kg/m3)，1 t
原油裂解后可形成555.2 kg 沥青［7］，则米仓山古油藏含量为
Qo=Qb/0.5552=206 × 108t。

因此，米仓山地区灯影组曾发育的这一大型古油藏，其原始储量可达206×108t (4)古油藏破坏时间推测
米仓山古油藏沥青热演化成熟度高，表明早期古油藏曾有深埋热裂解作用发生。

野外对比发现，在米仓山北缘虽然剥蚀程度较大，但其东北缘南郑麻柳坝等地仍有星点状侏罗系(J1—J2)露头残留。

而裂变径迹资料显示，该区整体隆起时间发生于95～100 Ma 前(即晚白垩世初)［8－11］，因此综合分析认为，米仓山地区古油
藏整体隆升破坏时间应始于晚白垩世初。

岩相古地理研究表明，四川盆地灯影组为泻湖－潮坪相的白云岩沉积，下寒武统筇竹寺组为台地浅滩相下的泥页岩夹砂岩，两套地层在盆地内沉积相较为稳定［2］，钻井与盆缘露头均具有明显的相似性。

在地震剖面上，灯影组与下寒武统由于岩性差异明显(泥岩与白云岩)，以一套强反射轴作为分界面(图6a)。

寒武系底部发育宽度约0.06～0.08 s(折算地层厚度约200～300 m)的空白带，内部可见断续的中强反射轴，为典型的泥岩内部夹部分砂岩反射特征。

灯影组内部表现为较宽的空白带与强轴交替出现，反映出其内部各层岩性稳定且厚度较大(图
6b)。

在灯影组顶部发育一宽度约0.08 s(折算地层厚度约300 m)的空白带，其厚
度与米仓山周缘露头灯影组3段厚度相近。

两套地层在米仓山前缘反射特征明显，发育稳定，向北出露地表与露头吻合良好(图7)。

野外勘测表明，震旦系主力烃源岩筇竹寺组泥页岩在米仓山地区发育稳定，厚度400～500 m，而主要生烃段多集中于下部200 m内［4］。

下伏灯影组3
段白云岩内孔缝较发育层段是古油藏的主要储层，聚集了大部分油气［6］。

由于灯影组及下寒武统剖面特征与其地表露头吻合较好，因此，米仓山前缘地腹地
区灯影组储层与下寒武统烃源岩均有发育。

直接盖层的发育程度是关系油气保存的主要因素之一，下寒武统泥页岩作为震旦系的直接盖层，在川北地区普遍发育。

在研究区米仓山—大巴山前缘厚度变化大致为300～500 m，向南盖层有效厚度逐步递减，沿南江向南部一线，厚度由400余米逐步减少到100 m以下。

由图5可以看出，寒武系厚度分布稳定，厚度变化较小。

天然气的保存除了需要具备直接盖层之外，位于其上区域性分布的间接盖层同样不可或缺。

任何盖层的封盖能力都是有限的，当其排驱压力低于上、下邻层的压力差时，储层中的气体就要克服盖层微孔隙的毛细管阻力往上逸散;但若上部还有间接盖层，会使上述的压力差减小甚至消失，油气的逸散就得以抑制［12－13］。

研究区广泛发育的志留系泥岩、中下三叠统膏盐岩以及上三叠统—侏罗系泥岩区域盖层对于震旦系油气的封存也起到了一定的促进作用。

现对其分布逐一进行描述。

志留系泥岩盖层在川北地区厚度约300～600 m，在通江—巴中一带厚度约600 m，向南北两侧厚度逐步降低至300 m。

下—中三叠统普遍发育的膏盐层是四川盆地最好的盖层，在研究区下—中三叠统膏盐盖层厚度约130～300 m不等。

在通南巴构造厚度达300 m。

向南膏盐盖层厚度趋于稳定，厚度约170～190 m。

这套膏盐层分布稳定，厚度较大，可以有效地封盖下伏地层的油气(表4)。

上三叠统—侏罗系是四川盆地中、上组合的重要盖层。

从研究区探井马1井和河坝1井的分层来看，盆地内厚度较大(河坝1井厚3 536.8 m;马1井厚2 801.0 m)，分布稳定，向造山带厚度逐渐减薄，直至被剥蚀(图7、图8)。

钻井测试表明，研究区北部断裂及剥蚀作用较强的宁1井，米仓山南缘被动构造变形带上的会1井及西侧曾1井，震旦系钻井均产淡水，地层矿化度低，显示油气保存条件受到破坏［14］。

四川盆地内部震旦系钻井表明地层水矿化度普遍较
高，显示出良好的油气保存条件。

在研究区南缘的三叠系、侏罗系及白垩系覆盖区域地层水矿化度普遍较高，体现出良好油气保存条件。

测定表明，叠瓦冲断带所钻的金溪1井下三叠统飞仙关组见气，地层水为CaCl2型，矿化度达287 g/L，而位于盆地内部的马1井下三叠统
嘉陵江组水型也为CaCl2型，矿化度28.1 g/L。

表明在盆地内部震旦系封闭性好，封盖条件有利。

综合分析认为，研究区北部(基底隆起带)由于储盖层的强烈剥蚀，并受通天断裂破坏作用影响，已不具有油气保存能力(或油气保存能力极差)。

叠瓦断层带，由于断层发育，震旦系保存条件可能变差，油气可能多逸散于上覆下中三叠统圈闭内。

而盆地内地表J—K出露区，由于构造活动强度小，剥蚀层位较少，区域盖层保留较全，油气保存条件最为理想(图 7、图 8)。

米仓山前缘地表出露上三叠统须家河组—下白垩统陆相碎屑岩地层，剖面上具宽
缓的单斜或宽缓的隆拗构造格局，自北向南可分为叠瓦冲断带、稳定拗陷带与次级隆起带(图1、图7)。

(1)叠瓦冲断带：该带位于米仓山隆起南缘，地表主要出露三叠系及侏罗系，岩层
较为陡立。

纵向上以下三叠统嘉陵江组内部区域滑脱面为界可明显分为上下两套构造层。

滑脱面之下，震旦系—中三叠统下部由于受北部挤压作用影响发育一系列
的产状较缓的叠瓦状断裂，断裂向下断入基底，向上收敛于下三叠统嘉陵江组内滑脱面之下。

该带震旦系—二叠系受断裂的切割、夹持，与褶皱作用共同形成一系
列的断背斜、断块圈闭。

(2)稳定拗陷与次隆起带：位于逆冲推覆带之南，通南巴—九龙山背斜带北东缘。

由北至南可划分为稳定拗陷带与次级隆起两个亚带。

稳定拗陷带：为一构造幅度明显降低的拗陷带。

该带地表多为白垩系覆盖，地层产状平缓，构造发育不显著，部分位置小规模逆断层发育，上下构造层构造形态基本
趋于一致。

次级隆起带：该构造为一走向北东的宽缓背斜－断背斜构造，地表出露侏罗系上沙溪庙组—蓬莱镇组，轴线主要位于河坝场—涪阳坝。

通过三维地震解释发现该构
造震旦系顶面构造为一长轴背斜，轴面倾向北西(SE翼倾角约25.6°，NW 翼倾角
约19.0°)，构造较简单且完整(图 9、图 10)，圈闭闭合面积约114 km2。

米仓山及前缘构造演化分析表明，加里东—早白垩世研究区主要表现为圈闭持续
稳定发育，无明显的高点迁移与强烈变形作用，这使该区生气中心(古油藏)、储气中心(古气藏)的形成发育均具有原地性。

寒武纪—中志留世，研究区震旦系顶面已表现为一宽缓的潜高(图11f)。

志留纪末
的加里东晚幕运动，潜伏隆起形态进一步明显。

泥盆—石炭纪继承性的抬升剥蚀
虽然使川北和川中构造高点相互转换(及川北地区成为川中古隆起的北斜坡带)，但米仓山震旦纪早期的古构造已经存在，其前缘通南巴构造也初具雏形［15］(图
11e)。

二叠纪—中三叠世的稳定沉降［16］，继承早期构造格局，震旦系顶面构造格局
并未受到明显影响(图11d)。

晚三叠世—早白垩世，伴随挤压应力的增强，米仓山及前缘早期潜伏隆起的形态
得到加强转变为明显的隆起，幅度持续增加(图11c、图11b)，早白垩世末，灯影组埋深达到最大，约10 000 m，沥青反射率 Rb约3.50%。

晚白垩世以来(磷灰石裂变径迹显示约95～100 Ma)，强烈的隆升导致了研究区北部米仓山的整体剥蚀，保存条件丧失。

但其前缘(通南巴地区)构造却得到较好保存，强烈的褶皱使背斜形态进一步完善和定型(图11a)，成为现今良好的保气中心(现今气藏)。

总体而言，米仓山及其南缘震旦系顶面是一个从加里东早期就已具雏形的潜伏隆起，在中三叠世之前都一直保持着稳定的构造形态。

晚三叠世—现今，伴随着挤压作
用的增强，隆起形态明显化，研究区北部最终在晚燕山—喜马拉雅运动中受到破坏，而南部次级隆起(米仓山前缘通南巴构造带)得到了完整保存。

综合分析认为，米仓山前缘通南巴地区由于靠近生烃中心，油源丰富。

其圈闭的形成发育始终具有良好的继承性，而油气保存条件也并未受到构造运动的影响。

因此，其灯影组油气成藏四中心(生烃中心、生气中心、储气中心、保气中心)耦合性良好，成藏效率高［17－18］，具有较好的油气勘探前景。

(1)米仓山灯影组大范围的沥青分布说明该区灯影组曾发生过大规模油气运移聚集，其前缘地区也具有良好的源储层发育条件，同时由于该区灯影组上覆盖层受后期剥蚀作用影响不大，因而具有良好的持续封盖性。

(2)米仓山前缘的通南巴地区应为灯影组较为有利的油气勘探区。

该区靠近生烃中心，具有良好的成藏物质基础。

古圈闭形成时间早(加里东末期)，多期构造运动中圈闭主要表现为原地持续发育，无明显的高点迁移与构造反转现象，这有利于早期生烃中心的油气聚集(形成古油藏)，并使后期三中心(生气中心、储气中心以及保
气中心)的转化均具有原地性，油气散失量较小，具有较高的油气成藏效率，是油
气勘探值得重视的地区。

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