川西南复杂构造区震旦系-寒武系油气保存条件

2022-10-17曹虎威祝海华舒晓燕范存辉

石油地质与工程 2022年5期

曹虎威，祝海华，刘竞，梁静，舒晓燕，范存辉

(1.西南石油大学地球科学与技术学院，四川成都 610500；2.西南石油大学天然气地质四川省重点实验室，四川成都 610500；3.中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院，四川成都 610051；4.西南交通大学地球科学与环境工程学院，四川成都 611756)

四川盆地震旦系-寒武系发育多套烃源岩，资源潜力大，是油气勘探的重点领域之一[1-3]。油气保存条件是海相盆地复杂构造区勘探成败的关键因素，此观点已被众多油气勘探领域的学者重视[4]。四川盆地西南部(以下简称川西南)盆缘地带地质历史复杂，受构造运动影响大，在不同构造条件下，川西南震旦系-寒武系油气的保存条件及富集程度存在明显差异[5]。前人对油气保存条件进行了广泛研究，李明诚等强调断层破坏、抬升剥蚀等构造作用是油气保存条件定性研究的重点[6]；何登发等对封盖层和断层的封闭性能与封闭时间的匹配分析等方面进行研究，提出深大断裂影响保存单元的分割，并进一步明确了油气保存单元的概念[7]；马永生等从后期构造作用强度、出露地层情况、盖层和断层的封闭性、水文地质条件和地下流体化学-动力学参数等进行解析，动态研究了中国南方海相地层的油气保存条件[8-9]；李飞等认为构造作用、断层分布、地层出露及盖层封盖性能、地下水化学特征、地层流体压力等参数为油气保存条件的主要影响因素[10]。本文以川西南为例，充分考虑该区实际地质条件及构造特征，优选构造形态及断裂特征、地层出露情况、盖层、典型井地层水化学性质、压力系数等参数作为川西南油气保存条件评价的标准，多角度评价了川西南复杂构造区震旦系-寒武系油气保存条件，对油气勘探与开发具有重要意义。

1 区域地质背景

川西南地区位于四川盆地西南缘，东北与华蓥山褶皱带西倾伏段相接，南邻娄山褶皱-冲断带，西邻安宁河断裂带和康滇隆起带(图1)。自基底形成以来，经历了多期次的构造、沉积作用，尤其是晚新生代以来的强烈再生前陆构造作用，造成川西南盆缘地带地形地貌复杂化和地表冲断结构[11]。因此，该地区处在不同构造带相互叠加的区域，构造变形异常复杂。

2 油气保存条件

2.1 构造形态及断裂特征

构造运动引起的褶皱变形、断裂切割、地层隆升、剥蚀、地表水下渗以及压力体系的破坏等，是造成油气藏破坏与散失的根本原因。通常情况下，区域构造变形越强烈，保存条件就越差，反之亦然[8]。构造变形通常伴生不同尺度的断裂及破碎作用，特别是切穿整个基底-盖层的深大断裂，打破了原有的构造平衡，成为油气散失的主要通道。此外，构造变形在盖层中所产生的裂隙、微裂隙会破坏原封盖层的整体塑性，使其封盖性能大大降低，甚至失去封盖作用[12]。

川西南地区受周边不同构造单元的共同影响，发育了不同的构造形态及断裂。西南部的康滇隆起带、东南部的大娄山变形整体呈大型走滑断裂带的正花状构造体系特征，其山前带呈叠瓦式冲断变形，且构造变形向盆内差异传递；往大娄山过渡位置主要发育宽缓褶皱，褶皱形态主要受往盆内方向传播的正向逆冲断层控制。西北部的川西低陡断褶带属于龙门山前构造体系，构造轴线及断层沿北东东-南西西向展布，油气圈闭的发育与褶皱密切相关；中西部地区的峨眉-凉山断块带属于峨眉-瓦屋山构造体系，主要构造有周公山、汉王场等，构造轴线及断层沿南北向展布，通天断裂较发育，油气保存条件较差(图2)。

图2 川西南寒武系地层底界断裂分布

从不同构造单元的构造保存条件看，川西南盆缘构造发育具有明显的上下分层特征(图3)。上构造层以中三叠统为滑脱断层及派生的逆冲断层为主，下构造层以基底滑脱断层及派生的反冲断层构成隐伏构造，保存条件相对上构造层好。其中周公1井、汉深1井皆位于川西南古隆起的构造高部位(图3)，但由于附近发生了强烈的冲断叠加褶皱变形，周公山及南部地区构造变形强烈，构造顶部产生通天断层，油气保存条件差。威远气田发育区受威远古隆起的影响，震旦系-寒武系地层皆隆起于构造高部位，未见深大断裂，仅发育一些小型的隐伏断裂，有利于油气的聚集成藏，保存条件好。

图3 川西南过周公山-威远构造解释剖面

2.2 地层水与油气保存

川西南盆缘寒武系地层底界断裂复杂，主要沿南西西向、近南北向展布，具有断裂分布广、断穿层位多、密度大、断距大等特征(图2)。一般而言，大断裂往往是油气运移的指向带，不仅能成为油气散失的主要通道，也会造成地层水与地表水互通，从而影响岩层的矿化度和水化学性质。分析表明，水型、地层水矿化度是油气保存评价的重要因素。矿化度高，水型为CaCl2，表明地层封盖能力较强，油气保存条件好；矿化度低，水型为NaHCO3或Na2SO4，说明油气散逸通道被打开，大气水进入储层，油气保存条件差[13]。

依据川西南盆缘地区重点井数据(表1)，宫深1井灯四段矿化度74.10 g/L，水型为CaCl2，地层水矿化度高，油气保存条件相对较好；周公1井、汉深1井震旦系测试产水，水型为NaHCO3、Na2SO4型，保存条件差；窝深1井震旦系灯影组水型为NaHCO3，灯四段测得矿化度为0.41 g/L，说明有地表水渗入，震旦系上统及以上地层油气保存条件可能已经遭到破坏。由此可知，周公山、老龙坝-大窝顶以及汉王场周边震旦系-寒武系地层油气保存条件差，不利于勘探。通过重点井矿化度曲线散点图可知(图4)，井位离主控断裂越远，矿化度越高。距主控断裂1.5 km范围内，矿化度小于15.00 g/L，水型为NaHCO3，保存条件较差；在1.5～3.0 km范围内，矿化度逐步上升，保存条件一般；在大于3.0 km之外的井，矿化度大于40.00 g/L，水型为CaCl2，保存条件好。

图4 川西南地区重点井矿化度曲线

2.3 地层出露与油气保存

地表出露地层与油气保存条件的关系十分密切，一般来说，地表出露中三叠统及以上地层，为地层出露较新的区域，则说明上古生界及以下地层的保存条件较好。若地表出露志留系-奥陶系及以下地层，说明地层已经受到严重的剥蚀，保存条件可能已经被破坏[9]，不利于油气勘探与开发。川西南地层出露情况表明(图5)，川西南盆缘出露了大规模不连续的古生界以及前寒武系地层[11]，如峨眉-瓦屋山构造区域，出露了大规模的寒武系、奥陶系地层，以及少部分震旦系基底地层，说明该区盖层遭受到了严重的剥蚀以及推覆、挤压与隆升，保存条件较差。盆地内部以新生界和中生界地层居多，如大兴场构造区地表出露侏罗系以上地层，盆地内部地层剥蚀及构造作用弱，相比盆地外缘地层出露新，保存条件较好。总体来看，川西南地表出露地层由盆外到盆内由老变新，保存条件依次变好。

图5 川西南地层出露情况

2.4 盖层与油气保存

良好的区域盖层决定油气的保存程度[6]，即盖层厚度越大，油气保存封闭性就越好。研究区有效区域盖层主要是须家河组底部的泥质岩、中下三叠统膏盐岩和下寒武统泥质岩，这三套盖层发育广、厚度大、封盖性好[14]。川西南盆地内部区域盖层较为完整、厚度大、封闭性好，油气保存条件好，如盆内大兴场构造区；然而，盆地外缘受强烈的构造活动影响，盖层剥蚀严重，厚度小，特别是盆缘造山带伴有通天断裂，油气保存条件差，如龙门山前构造带及峨眉-瓦屋山构造，地表出露大量前震旦基底地层，形成剥蚀天窗，油气绝大部分散失。整体来看，川西南盖层条件由盆外造山带至盆内构造稳定区逐渐变好。

2.5 压力系数与油气保存

压力系数是判别地层流体压力的一个指标，一般来讲，超高压(压力系数大于1.20～1.50)的情况下，流体封闭性及保存条件较好；低压或常压(小于1.10)下，地层封堵性差，油气保存条件差[15-16]。测试资料显示，窝深1井寒武系地层压力系数为0.90，为低压区，说明大窝顶构造区及周边区域盖层遭到破坏，不能形成有效封堵，油气保存条件差，局部区域油气可能会散失；宫深1井在寒武系地层压力系数为1.15，为正常压力系统，油气的保存条件相对好一些，封盖保存能力一般。整体来说，川西南盆地周缘寒武系-震旦系地层压力被低压-常压区覆盖，压力封堵性能整体表现为盆缘差、盆内好。

3 油气保存条件评价

3.1 评价指标

根据上述对川西南复杂构造区震旦系-寒武系油气保存条件的分析，结合前人研究成果，建立川西南油气保存条件评价指标(表3)。

表3 川西南油气保存条件评价指标

3.2 评价结果

川西南地区盆内地层出露较新，盖层条件好，断裂不发育，是油气勘探的重点区域；其中，大兴场、威远区域深层发育碳酸盐岩构造层，断裂少，出露地层较新，多为三叠系以上地层，且地层水矿化度高、水型为CaCl2，为油气保存有利区；油气保存一般区多位于峨眉-瓦屋山构造体系东南部，多在盆地边缘，该地区出露二叠系-泥盆系地层，构造变形适中，发育一些小规模断层，且地层水矿化度较高，水型常见MgCl2、Na2SO4，具有一定的勘探潜力；油气保存不利区多位于盆地外造山带，如周公山、汉王场构造，出露地层以志留系、寒武系及奥陶系为主，构造活动频繁，断裂分布密集并伴有通天大断裂，且周公1井、汉深1井震旦系产淡水，油气保存条件差；老龙坝构造区压力系数偏低，出现局部低压，盖层封堵性能差，油气保存条件遭到破坏，不利于油气勘探。