摘 要：通过钻井、野外剖面及分析化验数据分析，认为川西南地区下寒武统优质烃源岩发育，有机质丰度高、类型好。发育洗象池群、龙王庙组、灯影组优质储层，储集空间主要为溶孔、溶洞及裂缝。发育区域性泥质盖层和膏盐岩盖层。成藏主控因素研究显示：相带和岩溶改造控制优质储层展布；排烃期形成的古构造高点控制油气运聚；晚期构造保存条件是该区成藏关键。

关键词：成藏条件；震旦-寒武；川西南

引言

川西南区块位于四川盆地西北缘，是四川盆地海相勘探的重要探区之一。四川盆地为多期原型盆地叠合、多期构造改造叠加的共同作用，造就了现今四川盆地纵向上分层、横向上分块的地质结构特征[1-3]。磨溪-高石梯地区大气田的发现，进一步证实了震旦系-寒武系的巨大勘探潜力。本文通过对于钻井和露头资料的分析，结合分析化验数据，对川西南地区烃源、储层、盖层及保存条件进行探讨，深化了该区油气成藏条件认识。

1 烃源条件

四川盆地及邻区早寒武世发生大规模海侵，同时桐湾运动、兴凯地裂运动形成古裂陷，形成了持续的浅水陆棚-深水陆棚沉积环境，造就了麦地坪组-筇竹寺组这一下古生界最重要的一套烃源岩[1、3]。桐湾运动末期的隆升剥蚀作用导致麦地坪组只在川西南部分地区分布，为一套硅质岩、磷酸盐岩、碎屑岩共生互层。区内永福1井麦地坪组厚44m。有机质丰度较高，TOC含量介于0.52%-4.0%之间，为Ⅰ型-腐泥型，有机质成熟度较高，达到了高-过成熟度阶段。

筇竹寺组整体分析为一套欠补偿、较深水、缺氧、强还原环境条件下沉积的灰黑色泥岩、页岩和灰色粉砂质泥岩。川西南地区筇竹寺组烃源岩厚度由东向西减薄，窝深1井和宫深1井大于250m，永福1井厚133m，雷波抓抓巖大于100m，乐山范店厚度小于50米。西部甘洛暗色泥页岩不发育。（图1）。

图1 川西南地区筇竹寺组烃源岩厚度图

烃源岩有机质丰度与烃源岩平面分布类似，受沉积相带控制明显。TOC含量一般在0.8%以上，整体上往东依次增大。雷波-马边一带在TOC在1.25%以上；沙湾范店TOC为0.16～2.59%；永福1井岩心平均TOC达2.21%m。从烃源岩有机质类型来看，δ13C为-26.68-～-35.4‰，干酪根镜鉴为I型，优质烃源发育。烃源岩总体演化程度较高，主体进入过成熟阶段。西部甘洛-昭觉一线形成烃源岩高成熟区，Ro大于4.0%。永福1井烃源岩热演化程度高，平均Ro达5.06%。北部马山-乐山饭店一带烃源岩成熟较低。

2 储层条件

2.1 灯影组储层特征

灯影组沉积期，四川盆地及邻区表现为“西高东低”的古地貌特征，随着灯影期的海平面上升，在陡山沱组沉积基础上，灯影组沉积期四川盆地形成广阔的碳酸盐岩台地[4]。川西南地区以白云质为主的广阔的碳酸盐岩潮坪上（或 湖中）形成厚达上千米的白云岩及富藻白云岩。

在桐湾多幕抬升运动影响下，灯影组丘滩相普遍受到风化壳岩溶的改造形成优质储层，从而形成岩溶孔洞储层。储集空间主要为溶孔、溶洞，以及裂缝，储集层以裂缝-孔洞（隙）及溶洞型为主。

川西南永福1井灯影组储层岩性为粉晶-细晶白云岩、藻白云岩。发育少量晶间溶孔，部分被碳质沥青充填，镜下发育少量成岩期-表生作用形成的溶孔及晶间孔（图2、3）。区内雷波和甘洛物性测试结果显示，孔隙率平均0.54和1.39%；渗透率小，平均仅0.22和0.012。储集空间以粒间溶孔、裂缝为主。另外，窝深1井和宫深1井均钻遇较好的岩溶储层，日产水69方和400方。

图2 井深4950.00m含碳质白云岩

层位：灯影组，正交光10×10

图3 井深5098.00m藻白云岩

层位：灯影组，单偏光10×10

2.2 龙王庙组储层特征

龙王庙组沉积期的沉积继承了早中寒武世的沉积格局，构造上仍是北西高、南东低的缓坡，地壳相对稳定，康滇古陆也无能力向海盆输送大量的陆源物质，发育清水碳酸盐的 湖-潮坪沉积[5、6]。

龙王庙组储层主要发育在高能浅滩相带，颗粒滩相作为龙王庙主要的储集相类型；另一方面，白云石化作用和溶蚀作用是改造储层储集能力的主要因素，白云石化作用增加了岩石强度，抑制压溶和胶结作用，有利于孔隙保存。

龙王庙组区域上储层岩性为溶孔白云岩、溶孔砂屑白云岩、溶孔鲕粒白云岩、鲕粒灰岩、粒屑灰岩。金石1井龙王庙组储层岩性为溶孔微晶-细晶白云岩、溶孔残余砂屑鲕粒白云岩，测井孔隙度为3.9%。区内永福1井未钻遇台内浅滩有利沉积相带，基质物性差，后期储层改造差。邻区威远地区溶孔砂屑、鲕粒云岩孔隙度2.64～9.45%。

2.3 洗象池群储层特征

洗象池群是中晚寒武世海退背景下沉积的产物，构造格局与早寒武世龙王庙基本未变化，但海水逐渐变浅，陆源物质缺失，整体以潮坪-局限台地相为主。在区域上形成灰色、深灰色白云岩，粉砂质白云岩的沉积地层，局部夹少量细砂岩、粉砂岩或页岩。

洗象池群经历了早期白云石化、表生成岩作用，成岩后大范围地区被抬升暴露，是区域上一个重要的不整合面。在该区大范围发育溶蚀孔洞，为一套以渗流溶蚀为主要控制因素的溶蚀孔洞型储层。

野外观察的金阳、抓抓岩、大岩洞、长坪和范店剖面均发育溶蚀孔洞。宫深1井和窝深1井岩石溶蚀孔洞发育，储层类型为古岩溶孔、粒间孔隙、晶洞及裂隙，孔隙度0.11～12.57%，平均1.19～3.21%，为较好的储集层。区内永福1井洗象池群岩性为微晶-粉晶白云岩，取心及薄片溶蚀孔洞欠发育。

3 盖层条件

区内主要发育泥质岩盖层和膏盐岩盖层，膏盐岩盖层主要分布在中下寒武统。

（1）下寒武统筇竹寺组-沧浪铺组泥质岩盖层

下寒武统盖层由筇竹寺组及沧浪铺组下段泥质岩、泥质粉砂岩、白云质粉砂岩组成，累计厚度达80-200m，由西向东变薄，泥质岩连续厚度一般在5-40m左右，其中筇竹寺组泥质岩分布稳定，厚度大，质地较纯，其封盖性能较好。

（2）中下寒武统膏盐岩盖层

中寒武统膏盐岩厚度为30～55m，在雷波抓抓岩一带以及沿金沙江的金阳、永善河口、雷波岩脚一带可见厚几十米的透镜状石膏层，封盖性能较好。

4 油气成藏及其主控因素

4.1 油气成藏

以区内永福1井为例（图4），下寒武統筇竹寺组烃源岩在晚奥陶世进入生油门限，在志留系末期达到生油高峰期，生成的油气在早期古隆起控制下形成的古构造中运聚，形成古油藏。后期受加里东运动的影响，地层抬升发生剥蚀，烃源岩生烃停止。印支期，盆地基地热流大幅度升高，烃源岩热演化程度的快速增熟，烃源岩进入生气阶段。同时早期形成的原油在深埋热作用下，裂解生成天然气。但受峨眉地裂运动期玄武岩大量喷发影响，局部地热烘烤增温导致永福1井区寒武系烃源岩迅速进入高成熟阶段（Ro达5.06%）。晚燕山-喜山期，该区构造变形强烈，保存条件变差，油气最终未能富集。

4.2 成藏主控因素分析

综合分析川西南地区油气成藏经历了早期油气聚集，多期油气成藏，晚期调整定型的过程。对比川中地区油气成藏过程[6、7]，认为以下因素是震旦-寒武系油气成藏的主控因素之一。

（1）优质烃源岩控制了气藏的形成与发育

源岩是油气成藏最基本的成藏要素。大油气田的形成与分布往往紧邻或比邻烃源灶中心，遵循“源控论”。烃源岩要有一定厚度与分布，且有机质具有晚期成气的演化特点。

（2）古构造、沉积控制了早期油气成藏

该区储层发育主要受沉积相和成岩作用双重控制。高能滩与同生-准同时期强烈白云石的叠加是储层形成的基础，同时不整合岩溶构造控制了古圈闭的形成，古隆起对岩溶型储集岩展布具有控制作用。

（3）保存条件控制了晚期油气藏调整改造、最终定位

晚燕山～喜山期的抬升剥蚀、断裂活动是影响震旦系-寒武系油藏保存条件的重要因素。构造活动强度从盆缘向盆内依次减弱，导致盆缘保存条件复杂，而盆内保存条件相对较好。盆内已发现的威远气田、磨溪-高石梯气田均揭示了良好的保存条件是成藏关键。

总之，川西南地区震旦-寒武系烃源岩生烃及油气成藏时期早，成藏后调整改造时间长、强度大，因此，近源、古构造背景有利于早期油气藏形成，保存条件是本区油气成藏的关键因素。

5 结束语

（1）川西南地区下寒武统烃源岩具有面积广、厚度大、有机质丰度高和有机质类型好的特征，具有良好的烃源条件。

（2）川西南地区发育灯影组、龙王庙组、洗象池群三套有利储层，储层主要为不整合面岩溶型储层和高能相带浅滩型储层，储层岩性主要为藻白云岩；砂屑、粒屑白云岩，储集空间主要为溶孔、溶洞、晶间孔、裂缝等。

（3）川西南地区发育具有封盖性能良好的区域性泥质岩和膏盐岩盖层，盖层分布广，厚度大，封盖保存条件较好。

（4）在烃源岩发育的前提下，古构造、沉积是震旦系-寒武系油气成藏主控因素，持续的古构造背景、良好的保存条件是晚期油气藏调整改造、最终定位的主控因素。

参考文献

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作者简介：刘晶，女，硕士研究生，主要从事油气成藏研究。