四川盆地西南部平探1井中二叠统栖霞组天然气勘探新突破及其意义
张本健1, 尹宏1, 李荣容1, 谢忱2, 汪晓星3, 裴森奇1, 胡欣1, 杨华1, 邓波1, 陈骁2, 李旭成1
1.中国石油西南油气田公司川西北气矿
2.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院
3.中国石油西南油气田公司勘探事业部

作者简介:张本健,1980年生,高级工程师,本刊青年编委,博士;现任中国石油西南油气田公司川西北气矿副矿长兼总地质师,主要从事油气田勘探综合研究与技术管理工作。地址:(621741)四川省江油市李白大道川西北石油天然气大厦。ORCID: 0000-0003-0185-0552。E-mail: zbjian@petrochina.com.cn

摘要

2020年,四川盆地西南部地区(以下简称川西南部)平探1井在中二叠统栖霞组钻遇台缘带孔隙型白云岩储层并获得高产工业气流,实现了该区中二叠统天然气勘探的新突破。为了深化对栖霞组的地质认识,指导该区带天然气勘探,在分析平探1井钻探成果的基础上,对该区的烃源条件、储层特征、保存条件等油气成藏要素开展了研究,探讨了该区栖霞组天然气的勘探潜力及下一步的勘探方向。研究结果表明:①川西南部栖霞组储层以中、细晶白云岩为主,储集空间主要为溶蚀孔洞、晶间孔、粒间孔和裂缝,为低孔、中—低渗透裂缝—孔隙型储层,局部发育高孔高渗储层;储层横向展布受台缘滩控制,主要沿邛西—平落坝—名山—汉王场一带大面积分布;②该区栖霞组天然气的来源与双鱼石构造类似,由下寒武统筇竹寺组泥页岩和中二叠统泥灰岩混源构成,主要来源于前者;③该区纵向上不仅具有“双层构造”特征,而且三叠系盐膏层具有区域封盖条件,二叠系的构造圈闭及构造—岩性复合圈闭形态完整、保存条件良好,为栖霞组天然气聚集成藏提供了有利的场所。结论认为,川西南部中二叠统具有较好的天然气成藏条件,平探1井的突破展示了该区栖霞组台缘带白云岩储层良好的天然气勘探潜力。

关键词: 四川盆地西南部地区; 平探1井; 中二叠世; 栖霞期; 白云岩储集层; 天然气勘探突破
New breakthrough of natural gas exploration in the Qixia Formation of Middle Permian by Well Pingtan 1 in the southwestern Sichuan Basin and its implications
ZHANG Benjian1, YIN Hong1, LI Rongrong1, XIE Chen2, WANG Xiaoxing3, PEI Senqi1, HU Xin1, YANG Hua1, DENG Bo1, CHEN Xiao2, LI Xucheng1
1. Northwest Sichuan Division, PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company, Jiangyou, Sichuan 621741, China
2. Exploration and Development Research Institute, PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company, Chengdu, Sichuan 610051, China
3. Exploration Department, PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company, Chengdu, Sichuan 610051, China
Abstract

In 2020, Well Pingtan 1 in the southwestern Sichuan Basin drills into porous dolomite reservoirs of marginal platform belt in the Qixia Formation of Middle Permian and produces high-yield industrial gas, which indicates a new breakthrough of Middle Permian natural gas exploration in this area. In order to further understand the geological conditions of Qixia Formation and provide guidance for the natural gas exploration in this area, this paper studied hydrocarbon accumulation elements of this area (e.g. hydrocarbon source conditions, reservoir characteristics and preservation conditions) after analyzing the drilling results of Well Pingtan 1. Then, exploration potential and direction of Qixia Formation natural gas in this area were discussed. And the following research results were obtained. First, the Qixia Formation reservoirs in the southwestern Sichuan Basin are dominated by moderate and fine crystalline dolomite, and their reservoir spaces are mainly acted by dissolved vugs, intercrystalline pores, intergranular pores and fractures. They are fractured-porous reservoirs of low porosity and middle-low permeability, with locally developed high-porosity and high-permeability reservoirs. Their lateral distribution is controlled by marginal platform shoal and they are extensively distributed in the area of Qiongxi, Pingluoba, Mingshan and Hanwangchang. Second, the source rocks of Qixia Formation natural gas in this area are similar to those in Shuangyushi structure, and they are mainly composed of mud shale of Lower Cambrian Qiongzhusi Formation and marl of Middle Permian, among which the Qiongzhusi Formation is dominant. Third, this area is characterized by "double-layer structure" vertically, and the Triassic salt gypsum has regional sealing conditions and the Permian structural traps and structural-lithological traps are morphologically completed with good preservation conditions, which provide favorable sites for the accumulation of Qixia Formation natural gas. In conclusion, the Middle Permian in the southwestern Sichuan Basin is better in hydrocarbon accumulation conditions, and the breakthrough of Well Pingtan 1 reveals a good natural gas exploration potential of Qixia Formation dolomite reservoirs of marginal platform belt in the southwestern Sichuan Basin.

Keyword: Southwestern Sichuan Basin; Well Pingtan 1; Middle Permian; Qixia Formation; Dolomite reservoir; Breakthrough of natural gas exploration
0 引言

四川盆地西南部地区(以下简称川西南部)处于扬子地台西北缘, 面积约1.5× 104 km2, 自南西向北东包括了周公山、大兴场、平落坝等构造。中二叠统栖霞组天然气勘探始于20世纪80年代, 主要集中在大兴场、周公山、汉王场等地区, 由于区域地质条件复杂、地震资料品质低下, 尤其是栖霞组白云岩发育规律不明、保存条件不落实等因素严重制约了其天然气勘探进展。2020年5月, 平探1井在栖霞组钻遇白云岩储层, 测试获高产工业气流, 取得了该区天然气勘探的重要突破。为了深化对栖霞组的地质认识, 指导该区带天然气勘探, 笔者基于前人的研究成果, 利用平探1井的钻探成果, 开展了该区的烃源条件、储层特征、圈闭条件与成藏组合等方面的研究, 总结勘探发现启示, 以期为川西南部及其他地区栖霞组的研究与勘探提供参考。

1 地质背景

川西南部处于龙门山断褶带南段山前带和凹陷带、乐山— 龙女寺加里东期古隆起的高部位。山前带主要发育大型逆冲断裂和反冲断层[1], 并形成大量的西缓东陡或近于对称形式的断背斜; 凹陷带构造相对平缓(图1)。纵向上以中三叠统雷口坡组厚层膏岩为滑脱层形成双层构造样式, 具“ 双层结构” 特征(图2)。根据二叠系构造及断裂特征, 川西南部可分为龙门山山前褶皱带、峨眉— 瓦屋山山前褶皱带及大兴场— 川西低缓褶皱构造带[2]。由东南向西北, 构造断褶强度具逐渐增强趋势。南部构造发育, 向北埋深加大, 构造、断层欠发育。

图1 川西南部茅口组底界构造与地层柱状图

图2 川西南部地震剖面图

川西南部中二叠世岩相古地理特征与扬子板块构造演化紧密相关, 在栖霞组沉积时期, 主要发育台地边缘相, 岩性以亮晶颗粒灰岩、白云岩为主; 至茅口组沉积期, 水体变深, 碳酸盐岩台地边缘向北西方向偏移, 沉积了一套深灰色中厚层颗粒泥晶灰岩及泥晶颗粒灰岩, 夹燧石条带及燧石团块, 沉积相带以开阔台地相为主[3, 4, 5, 6, 7, 8]

川西南部栖霞组分布较稳定, 可分为两段。栖一段沉积期发育滩间海沉积, 厚度介于44~67 m, 岩性为深灰— 灰黑色中至厚层状生屑灰岩夹泥质生物碎屑微晶灰岩, 下部泥质含量较高; 栖二段为大规模成滩期沉积, 发育生屑滩、砂屑滩, 横向分布稳定可对比[9, 10], 厚度介于54~70 m, 为浅灰— 褐灰色厚层— 块状亮晶生屑灰岩, 岩石质纯, 局部白云石化, 形成灰白— 灰色白云岩、白云质灰岩。结合野外剖面及钻探成果, 栖二段台缘滩沿平落坝、汉王场、峨眉地区大面积分布, 向盆内逐渐过渡为开阔海沉积, 如图3所示。

图3 川西南部栖霞组沉积相分布图

2 平探1井的重要发现
2.1 平探1井钻探成果

平探1井是川西南部平落坝潜伏构造的一口预探井, 区域构造位置处于龙门山断褶带南段山前断褶构造带。其钻探目的层为栖霞组, 完钻井深为6 866 m。该井自上而下钻遇白垩系灌口组、夹关组, 侏罗系蓬莱镇组、遂宁组、沙溪庙组、自流井组, 三叠系须家河组、雷口坡组、嘉陵江组、飞仙关组, 二叠系沙湾组、峨眉山玄武岩组、茅口组、栖霞组、梁山组(图1)。

平探1井栖霞组钻厚为121 m。其中, 栖一段钻厚为59 m, 以泥晶生屑灰岩和泥质灰岩为主; 栖二段钻厚为62 m, 上部以亮晶生屑灰岩为主, 中部为白云岩和角砾云岩夹薄层状云质灰岩, 局部见斑马状白云岩, 下部为亮— 泥晶生屑灰岩。其中白云岩晶粒以中、细晶为主, 发育晶间溶孔、溶洞、缝, 是川西南部栖霞组主要的储集岩(图4)。

图4 平探1井栖霞组单井柱状图

平探1井于2020年5月11日对井段6 743~6 810 m进行射孔酸化, 放喷排液后经直径50.8 mm临界速度流量计装35 mm孔板测试日产天然气量为66.86× 104 m3, 硫化氢含量为579 mg/m3(图4)。

2.2 栖霞组气藏类型

平探1井所处的平落坝潜伏构造圈闭为一北东向的背斜构造, 发育在平深①和平深②号断层之间(图5), 构造最低圈闭线为– 6 100 m, 圈闭面积为18.8 km2, 构造幅度为250 m。平探1井栖霞组测井解释气层底界为– 5 935 m, 无水层特征, 现有资料反映栖霞组气藏为未见边、底水分布的构造型气藏。

图5 过平探1井时间偏移地震剖面图

平探1井栖霞组的压力、温度实测结果表明, 气层中部折算地层压力为67.125 MPa, 压力系数为1.02, 气层中部折算地层温度为161.92 ℃, 表明平落坝构造栖霞组气藏为高温、常压气藏。

平探1井栖霞组天然气组分以甲烷为主, 甲烷含量介于92.43%~95.77%, 乙烷含量介于0.10%~4.68%, 硫化氢含量介于0~0.04%, 二氧化碳含量介于0~2.47%, 为微含硫、低— 中含二氧化碳的干气气藏。

3 川西南部栖霞组天然气成藏地质条件

前期的研究认为, 川西南部栖霞组白云岩储层主要分布在周公山— 汉王场一带, 烃源主要是二叠系自生, 气源不足, 构造保存条件普遍较差, 天然气勘探前景不明。近期开展的地震老资料处理结果反映, 平落坝地区栖霞组储层响应特征明显且构造圈闭落实。通过平探1井钻探证实, 栖霞组白云岩储层大面积发育, 含气性好, 具有良好的烃源、储层、圈闭及保存等天然气成藏地质条件。

3.1 两套邻近烃源岩有利于供烃

四川盆地中西部中二叠统气藏主要发育中二叠统泥灰岩和寒武系筇竹寺组泥页岩两套相关烃源岩层系[11, 12, 13, 14]。平探1井栖霞组天然气碳同位素分析结果:δ 13C1为– 30.61‰ 、δ 13C2为– 26.02‰ 。气源综合对比结果表明, 平探1井栖霞组与双鱼石构造栖霞组、川中地区灯影组具有相似的天然气来源, 初步认为天然气由筇竹寺组泥页岩和中二叠统泥灰岩混源构成, 主要来源于筇竹寺组[15, 16](图6)。

图6 四川盆地部分气藏δ 13C1δ 13C2交汇图

川西南部筇竹寺组烃源岩因加里东期剥蚀作用直接与栖霞组紧邻接触, 主要为黑色、灰黑色泥页岩、碳质泥岩, 厚度介于50~100 m, 总有机碳含量介于0.61%~1.19%, 平均值为0.95%, 为优质烃源岩, 干酪根碳同位素值介于– 36.1‰ ~– 31.0‰ , 平均值为– 33.2‰ , 总体较轻, 具有典型腐泥型干酪根特征, 生烃强度介于5× 108~20× 108 m3/km2。栖霞组烃源岩为一套黑灰色泥灰岩, 厚度介于25~40 m, 总有机质含量介于0.2%~2.2%, 平均值为0.88%, 干酪根碳同位素介于– 29‰ ~– 27‰ , 具腐殖型干酪根特征, 生烃强度介于1× 108~2× 108 m3/km2, 两套邻近的烃源岩为栖霞组气藏的形成提供了充足的烃源。

3.2 高能滩相带控制白云岩优质储层的分布

3.2.1 滩相白云岩储层特征

平探1井栖霞组储层为台缘滩相白云岩储层, 纵向上发育在栖二段, 白云岩储层厚度为28.0 m, 储层岩性主要为细、中晶白云岩, 白云岩中残余生屑、颗粒幻影结构发育, 原岩恢复揭示白云岩母岩主要为亮晶生屑灰岩; 储集空间主要为溶蚀孔洞、晶间孔、粒间孔和裂缝(图7)。平探1井栖霞组23.55 m岩心白云岩溶蚀孔洞较发育, 岩心平均洞密度为42.85 个/m, 裂缝密度介于20~45条/m, 裂缝较发育, 部分裂缝见顺缝溶蚀现象, 扩溶形成孔洞。岩心孔隙度介于1.94%~12.60%, 平均值为4.41%, 其中孔隙度大于2%的样品57个, 平均孔隙度为4.51%, 占96.61%。岩心渗透率最小值为0.04 mD, 最大值为30.20 mD, 平均值为3.43 mD。测井解释3段气层, 储层厚度25.7 m, 孔隙度介于2.02%~16.20%, 渗透率介于0.05~0.33 mD(表1)。储层特征总体上为低孔、中— 低渗透, 局部存在着高孔高渗透层段, 属于裂缝— 孔隙型储层。

图7 平探1井栖霞组储层特征照片

表1 平探1井栖霞组储层测井解释成果表

3.2.2 台地边缘滩准同生期白云石化是储层形成的关键

前人研究结果表明, 颗粒岩更有利于白云石化作用形成优质的白云岩储层[17, 18, 19]。川西南部栖霞组白云岩储层在邛西— 平落坝— 名山— 汉王场一带连片分布, 厚度介于20~50 m, 向北、向东方向逐渐减薄, 白云岩发育程度受控于台缘滩相沉积后的暴露程度, 暴露时间长更有利于白云石化。从岩石同位素看, 平探1井栖霞组石灰岩δ 13C值与白云岩δ 13C值接近, 主要介于2‰ ~5‰ , 均处于二叠纪正常海水δ 13C值范围内, 表明白云石化流体依旧为与海水有关的海源流体。综合岩石学特征及成岩演化, 区内白云石化流体为海源流体, 准同生期白云石化是川西南部栖霞组白云岩储层形成的关键; 高能颗粒滩沉积的台缘滩相是白云岩形成的物质基础, 沉积相控制了白云岩储层在纵横向上的宏观展布特征。

3.3 多套盖层有利于天然气保存

川西南部发育多套区域性盖层, 主要为中二叠统茅口组致密生屑灰岩、三叠系膏盐岩和陆相砂泥岩, 各套封盖层具有横向分布稳定、连续性好的特征。茅口组底部厚度介于50~80 m的深灰— 灰黑色似“ 眼球” 状石灰岩和泥晶生屑灰岩区内广泛分布, 其泥质含量高、岩性致密, 是栖霞组最直接的盖层; 中下三叠统嘉陵江组— 雷口坡组发育厚层膏盐岩, 其中平探1井膏盐岩厚近700 m; 三叠系— 侏罗系发育巨厚的砂泥岩地层, 陆相砂泥岩厚超过3 000 m, 均是栖霞组良好的区域性盖层, 保存条件良好。

3.4 良好的圈闭条件利于天然气成藏

前期钻探成果表明, 位于峨眉— 瓦屋山山前褶皱带内的周公山及汉王场构造虽然形成了局部构造圈闭, 因其构造变形程度强, 通天断层发育, 圈闭保存条件差, 周公1井和汉深1井栖霞组白云岩储层测试产地表水。受三叠系雷口坡组及嘉陵江组厚层膏盐岩滑脱层控制, 平落坝地区纵向上主要表现为“ 双层构造” 特征, 栖霞组顶界构造圈闭完整。区内虽经历了多期构造运动调整和改造, 浅部断层均在三叠系膏盐中滑脱, “ 双层构造” 下的深层构造圈闭及构造— 岩性复合圈闭始终保持为一个正向构造特征, 圈闭完整性未遭受破坏, 为天然气聚集提供了有利场所, 对栖霞组气藏形成起到了重要作用。

4 油气勘探意义

平探1井栖霞组获得了重大发现, 对重新认识川西南部中二叠统白云岩储层、油气成藏演化以及天然气勘探具有重要的意义。

4.1 拓展了川西南部栖霞组白云岩天然气勘探新领域

平探1井作为川西南部栖霞组台缘带首口工业气井, 打开了四川盆地西南部天然气勘探新局面, 印证了几代地质工作者对区内存在规模优质孔隙型白云岩气藏的构想, 也证实了川西南部栖霞组具备形成规模气藏的地质条件, 坚定了对龙门山山前超深层海相碳酸盐岩天然气勘探的信心。目前, 初步估算该领域天然气资源量近1× 1012m3, 天然气勘探潜力巨大。

4.2 初步明确了川西南部栖霞组滩相白云岩有利的勘探方向

平探1井栖霞组气藏的发现证实了川西南部栖霞组台地边缘滩相白云岩具备天然气规模成藏的基本地质条件, 具有“ 多源供烃、滩相控储、构造— 岩性控藏” 的天然气富集特征。首先, 作为海相主力烃源岩的筇竹寺组泥页岩和中二叠统深色泥灰岩在区内大面积稳定分布, 紧邻栖霞组白云岩储层, 其生烃强度介于1× 108~20× 108 m3/km2, 提供了丰富的烃源。其次, 已钻井揭示, 邛西— 平落坝— 名山— 汉王场地区栖霞组发育台缘颗粒滩, 优质白云岩储层具有成层性和规模性, 具备形成大中型气藏的地质基础。

平探1井的发现, 进一步明确了在下寒武统、中二叠统烃源岩发育区内优质的白云岩储层和有利的构造背景叠合区是油气富集的有利区带, 是下一步天然气勘探的重点目标。综合评价研究认为, 川西南部栖霞组台缘带白云岩储层与有利构造分布范围勘探有利区面积约3 500 km2。其中, 以莲花山— 平落坝一带为主的构造型气藏有利勘探区面积为518 km2; 以乐山— 新津以西等地区的岩性— 构造复合圈闭型气藏有利勘探区面积为716 km2

5 结论

1)川西南部栖霞组储层以中、细晶白云岩为主, 储集空间主要为溶蚀孔洞、晶间孔、粒间孔和裂缝, 为低孔、中— 低渗裂缝— 孔隙型储层, 局部发育高孔高渗储层; 储层横向展布受台缘滩控制, 主要沿邛西— 平落坝— 名山— 汉王场一带大面积分布。

2)川西南部栖霞组存在与双鱼石含气区类似的天然气来源, 由筇竹寺组泥页岩和中二叠统泥灰岩混源构成, 主要来源于筇竹寺组。

3)川西南部纵向上不仅具有“ 双层构造” 特征, 而且三叠系盐膏层具有区域封盖条件, 二叠系的构造圈闭及构造— 岩性复合圈闭形态完整、保存条件良好, 为栖霞组天然气聚集成藏提供了有利的场所。

4)平探1井在栖霞组获得高产天然气流, 证实了川西南部栖霞组具备形成规模气藏的地质条件, 在下寒武统、中二叠统烃源岩发育区内, 优质的白云岩储层和有利的构造背景叠合区是油气富集的有利区带, 是下一步勘探的重点目标。

编辑 陈古明

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