0 引言
中二叠统是四川盆地油气勘探的重要层系［1-3］，其勘探历程距今已有70余载。2000年以前，中二叠统油气勘探集中于川南—川东地区，以断裂及构造控藏的缝、洞型灰岩岩溶气藏为主［4］。1992年以来，自川西南ZG1井于中二叠统钻遇厚层优质白云岩储层之后，四川盆地中二叠统的油气勘探迈入了灰岩与白云岩齐头并进的勘探新历程［5-7］。2000年以来，川西北K2井、ST1井、川中NC1井及MX39井均在中二叠统钻遇厚层白云岩，并于双鱼石和南段大兴场、平落坝等含气构造获得高产工业气流［8-9］，进一步证实了中二叠统栖霞组白云岩孔隙型储层大规模发育，掀起了该层系勘探的热潮［10-14］。前人根据勘探成效及研究成果认识，针对栖霞组沉积特征提出了台缘带的概念，自此打开了栖霞组台缘带的勘探新局面［11，15］，川北双鱼石气田及川西南PT1气藏的发现，证明了栖霞组内白云岩是良好的储集体，进一步揭示了台缘带白云岩巨大的勘探潜力［8，10，16-17］。
自ST1井栖霞组台缘带白云岩储层勘探获得突破后，勘探方向开始向台缘带与台内白云岩薄储层2个方向同时拓展。栖霞组储层为滩相孔隙型白云岩储层，而滩相展布是孔隙型白云岩储层的基础［18］。前人［19］研究认为栖霞组滩相主要沿盆地边缘弧形地带展布，且滩相沉积物易形成于台地边缘及台地内部的浅滩相带。其中栖霞组广阔的台内滩有利区主要分布在九龙岗地区、川中高石梯—磨溪地区以及川南地区［8，11，13］。自川中高石梯—磨溪地区MX117、MX42、GS18、GS001-x45等井均钻揭厚度各异的薄层白云岩，且获得高产工业气流之后，展示出台内薄层白云岩类具有巨大的勘探潜力［20-21］，再次证实了台内栖霞组孔隙型白云岩储层良好的勘探前景。
虽然川西北双鱼石构造、川西南平落坝构造、川中高石梯—磨溪中二叠统栖霞组白云岩储层的勘探突破再一次证实栖霞组白云岩储层勘探的巨大潜力，但是对川南地区栖霞组白云岩储层勘探尚未突破。以往研究认为川南地区栖霞组仅发育缝洞型灰岩储层［22-23］，从川南钻揭栖霞组井的勘探历程来看，背斜区、低缓构造区以井漏、井涌为主；斜坡区、向斜区以气侵、气测异常为主，测试效果良好，且背斜区、斜坡区、向斜区均可测试获得高产气流。随着白云石化孔隙型储层的发现［21］，这些勘探历程均指示川南地区栖霞组勘探展现出更为广阔的前景。但长期以来，前人［18，21，24-27］对栖霞组的研究主要立足于整个四川盆地岩相古地理、储层特征及勘探选区，针对川南地区下二叠统栖霞组的生、储、盖等油气地质条件的分析仍比较薄弱，同时对该地区油气勘探潜力的认识仍模糊。
鉴于此，本文以川南栖霞组为研究对象，基于研究区周边野外剖面、岩心观察，结合钻测井及地震等资料，梳理该地区构造—沉积背景，同时对比邻区典型气藏油气地质条件，详细解剖川南栖霞组油气地质条件情况，综合储层、烃源、古今构造及断裂发育程度等多因素评价，并探讨川南栖霞组的勘探潜力，旨在为该地区栖霞组台内白云岩储层油气勘探提供参考。
1 区域地质背景及沉积特征
作为在上扬子克拉通基础之上发育起来的多旋回叠合盆地［28-32］，自盆地基底形成之后，四川盆地遭受多期构造运动的改造，构造活动强烈［32-33］。经历多期构造演化改造后，在盆地周缘断裂和褶皱的限制下，形成了现今呈北东向延展的菱形盆地。根据现今构造、基底结构及古构造特征，四川盆地可划分为五大构造区［34］，其中川南地区横跨低陡褶皱带及高陡构造带（图1）。根据构造幅度，川南地区自北向南可进一步划分为帚状北翼斜坡区、帚状低陡构造区、帚状构造南翼斜坡区［图1（a）］，地理位置上西起犍为县，东至重庆市江津区，北抵安岳县，南至四川盆地边界，位于泸州、自贡、宜宾、内江、乐山及重庆市境内。横向上，研究区整体表现为低缓隔挡式褶皱，地表地腹不同走向的断裂较为发育［图1（a）］。纵向上，由于受到下伏志留系龙马溪组以及寒武系顶部滑脱层影响，区域断裂在纵向上表现为双层滑脱样式［图1（b）］。
区域上，位于上扬子地块西北缘的四川盆地自演化以来长期处在劳亚大陆与冈瓦纳大陆的过渡转换地带［35-37］，于二叠纪该扬子地块整体上处于赤道低纬度附近［35］。二叠系沉积前，受加里东运动与云南运动（石炭纪末期）隆升作用的影响［38-39］，加里东古隆起继承性壮大发展甚至露出水面，使得四川盆地下伏沉积盖层长期暴露从而遭受不同程度的剥蚀，导致盆地内大面积沉积地层迅速减少，出现长时间的沉积间断，此时期相对活动的构造格局一直持续至早二叠世［40］。进入二叠纪，上扬子地块逐渐沉降，随即而来的大规模海侵自东南方向进军四川盆地，残存古隆起逐渐被海水埋没［41-42］，由此发育了一套自下而上划分为梁山组及栖霞组的海陆交互相碎屑岩至海相碳酸盐岩沉积，由加里东古隆起外围向核部依次超覆于石炭系或下古生界之上。由此可见，中二叠统梁山组和栖霞组沉积主要是对加里东末期残留地貌的“填平补齐”，其地层展布主要表现为“环带状”特征［5］。
二叠纪前古隆起（古地貌）控制了栖霞组早期的沉积格局［43］。栖霞组沉积期，在古隆起的宏观地貌背景下，川中—川南地区继承了海西早期古地貌格局，伴随着海平面持续上升，发育一套完整的海侵—海退沉积旋回的碳酸盐岩台地沉积体系［38-39，44］。沉积早期，由滨岸—潮坪沉积体系逐渐过渡到碳酸盐岩台地沉积环境，在区域伸展构造作用控制下，海平面进一步上升，沉积环境主体为开阔台地［41］；沉积晚期，海水范围逐渐缩小，沉积环境由前期的开阔台地转向局限台地及台缘沉积（图2），川中—川南地区整体表现为沉积古地貌高地（图3），为台内高能滩相的发育创造了良好的沉积条件，在此背景下川南地区发育了①号、②号、③号滩体（图2）。早期海侵的沉积物厚度可以反映成滩前古地貌特征，泥晶灰岩和泥质泥晶灰岩等低能沉积物开始沉积，古地貌低部位沉积厚度较大，并逐渐减薄且上超于古地貌高部位。该时期四川盆地台地内沉积相隶属于海相碳酸盐岩台内滩相，滩体主要在成滩前古地貌高点上沉积堆积并且发展壮大。在此基础上，由于受海平面多次升降作用的影响，滩体沉积堆积物容易遭受暴露溶蚀进一步形成孔隙，大量孔隙的形成可以作为白云石化流体聚集或流动的场所，为白云石化作用奠定了良好的基础［5，41，45］。前人基于栖霞组岩石学、地球化学特征以及勘探实践成果，将四川盆地栖霞组自下而上划分为栖霞组一段（栖一段）和栖霞组二段（栖二段）。栖一段短暂海侵结束后，进入栖二段高位体系域，在古隆起宽缓阶梯状环形地貌背景下，形成由古隆起核部向边缘多期渐进迁移、大面积分布的台内滩体［46］。随着相对海平面下降，栖霞组遭受大范围的岩溶改造［47］。
从沉积厚度来看，栖霞组厚度介于90~110 m之间。栖一段厚约30~50 m［图3（a）］，主要发育暗色泥质泥晶灰岩、泥微晶白云岩、硅质岩等相对低能沉积物。栖二段厚度约60~80 m之间，整体以浅灰色、灰白色亮晶生屑灰岩、云质灰岩等相对高能的沉积物为主［图3（b）］。其中栖一段自蜀南向川东北逐渐增厚，就栖一段岩性和厚度而言，栖一段沉积过程中持续超覆，古地貌高地为地层厚度薄的沉积区域，且以相对高能沉积为特征，亦表明栖霞组沉积早期川南地区古地貌相对较高，向川东北方向古地貌逐渐降低。在栖一段古地貌基础上，川南地区栖霞组发育大规模高能滩相沉积物，栖二段厚度自川南向川东北逐渐减薄。此外，该段能量较高的岩性占比较高，这指示着栖二段厚度较厚的区域可能为其沉积前古地貌高地。
图4 川南地区中二叠统栖霞组岩性显微特征（a）亮晶生屑灰岩，见残余粒间孔，J45井，2 895 m； （b）W231井，3 430 m，灰质云岩；（c）J45井，2 900 m，细晶云岩，见溶蚀孔 Fig.4 Lithologic microscopic characteristics of the Middle Permian Qixia Formation in the southern Sichuan Basin |
2 邻区高石梯栖霞组典型气藏解剖
与川南毗邻的川中高石梯地区，位于四川省遂宁市安岳县至重庆潼南县境内，在构造上属于川中平缓构造区的构造群，构造幅度较为平缓。受川中古隆起的影响，二叠系沉积期该区域的整体构造格局表现为向北倾伏的单斜，在此背景上发育高石梯及磨溪构造。从勘探实践来看，川中高石梯栖霞组天然气的分布总体不严格受构造圈闭控制，主体表现为构造—岩性气藏［48］。
川中高石梯地区多口探井在栖霞组获得工业气流。勘探实践表明，发育于栖霞组中上部的栖二段中、细晶白云岩可以作为良好储层，而且该区域栖二段白云岩形成机制主要为埋藏成因，其中缝洞充填的马鞍状白云岩为热液成因，整体表现为低孔、特低渗特征［49］，具有较强的勘探潜力。结合包裹体均一温度，表现为两期成藏：晚三叠世形成古油藏（印支期古油藏）以及中晚侏罗世形成古气藏（燕山期古气藏）。其中，中三叠统雷口坡组沉积前，川中地区整体构造形态相对较为穹隆而宽缓，为首期古油藏的形成创造了有利场所。须家河组沉积前，构造形态初步变为东南高西北低的构造格局，并沿北东—南西方向发育局部构造圈闭。珍珠冲组沉积前，构造向南东调整，分异出一条北东东走向的低隆带。沙溪庙组沉积前，中部低隆带进一步发育形成一个连续的背斜，为第二期古油藏的形成创造了便利场所。晚白垩世以来，在喜马拉雅运动下，川中构造幅度进一步变高，最终形成磨溪—龙女寺背斜带，受侧向致密灰岩的遮挡，天然气并没有全部向高部位运移，表现为构造—岩性气藏特征。
就烃源条件而言，川中高石梯栖霞组天然气藏的主要生烃层除了中二叠统自身发育的数套烃源岩之外，下古生界筇竹寺组及龙马溪组亦是其重要的烃源层［20，50-51］。其中紧邻高石梯—磨溪西侧的德阳—安岳裂陷槽内沉积了巨厚的筇竹寺组泥质烃源岩，该地区生烃层厚度大于800 m，其有机质类型为Ⅰ型，生气强度为（50~90）×108 m3/km2。同时，高石梯地区栖霞组天然气组分分析表明，该套储层气源为混源，主要来自于下寒武统烃源岩及志留系龙马溪组，并表现出原油裂解气的特征［7，50-51］。如GS19井栖霞组气藏主要来源于志留系，表现出具有龙马溪组烃源岩供烃特点。另外，川中高石梯地区栖霞组白云岩储层孔洞中大量固体沥青的发现，也揭示了现今栖霞组气藏的形成经历了古油藏→古气藏→现今气藏的演化过程［48］。
3 含油气地质条件分析
3.1 烃源岩及输导条件
二叠系油气资源丰富，多个勘探层系都取得了油气勘探发现［52-54］，其中栖霞组滩相白云岩储层是近期勘探的重点［16，52，55］，并已在川西北及川中地区取得了较好的勘探成果，凸显了该层系巨大的勘探潜力，而针对该套层系气藏的气源方面也取得了诸多成果认识［14，50，51，56-57］。研究表明，可以作为中二叠统天然气藏来源的主要生烃层大致有4套，由下至上依次为下古生界筇竹寺组泥岩、龙马溪组泥页岩、上古生界栖霞组及茅口组灰泥岩［14，56］。从现有的气源分析表明，这几套烃源岩在盆地不同地区对于中二叠统栖霞组气藏具有差异性贡献。其中筇竹寺泥质烃源岩厚度为0~420 m，有2个沉积中心，分别是川南地区和川北地区，且以川南地区为主，生气强度达到100×108 m3/km2以上，威远—资阳地区的生气强度为（60~100）×108 m3/km2［图6（a）］。而龙马溪组烃源岩除其被剥蚀区域外，优质烃源岩在川南大部广覆式发育［57-58］，沉积400~700 m厚的优质泥质烃源岩。其中以威远—泸州—习水一线最佳，是龙马溪组泥页岩沉积厚度最大、生烃能力最强的地区。这些地区烃源岩的有机碳含量普遍大于3%，生气强度范围在（20~125）×108 m3/km2之间［图6（b）］，资源基础丰富，能为川南地区栖霞组提供充足烃源。
就川南地区栖霞组气源而言，作为距离栖霞组储层较远的筇竹寺组烃源层，在缺乏能够沟通源储的有效断裂情况下，该套烃源层对栖霞组气藏的贡献急剧降低［56］。认为四川盆地内志留系尖灭线以东及以南的川南地区，其栖霞组气藏的主要气源来自于龙马溪组泥页岩［50，59］。其中，川南地区龙马溪组泥页岩干酪根碳同位素值均小于-29‰，有机质类型以I型（腐泥型）为主，生烃潜力较强。受构造演化控制，该地区烃源岩经历了长期的持续埋深，龙马溪组泥页岩成熟度呈阶段性升高，其中该套烃源岩的镜质组反射率（R O）均已达到过成熟阶段。另外，川南地区地震剖面上可见众多断裂滑脱于志留系内，认为川南地区栖霞组气藏以志留系龙马溪组供烃为主。
栖霞组为志留系优质烃源岩上第一套规模储集岩，高石梯地区栖霞组有志留系烃源岩贡献，含气性好，多口井获百万方高产；对比邻区高石梯栖霞组，蜀南地区栖霞组较之更靠近志留系生烃中心，烃源基础更优质，成藏条件更优越，含气性应该更好；综上，筇竹寺组与龙马溪组烃源岩都在川南地区发育生气中心，叠合栖霞组台内滩相储层，与栖霞组构成了“近源供烃、下生上储”良好的配置关系，具备规模成藏潜力，为油气成藏奠定了良好的基础。
就输导条件而言，前人［60］研究表明川南地区北部栖霞组中二叠统油气疏导条件优越，区域不整合面及研究区内通源断裂可作为该地区栖霞组主体疏导通道。横向上得益于二叠系底界区域不整合面的存在，外加栖霞组自身可能发育的良好疏导层，使得下伏烃源层气源得以侧向运移至栖霞组储层。纵向上，基于地震资料认为川南地区断裂较为发育，且存在众多自下而上切穿志留系龙马溪组、亦或切穿筇竹寺组及志留系龙马溪组同时向上断至栖霞组的断裂，他们均可作为沟通栖霞组储层与烃源层的通源断层。具体而言，川南地区西部及中部主要发育近北东向断裂、东部及南部主要发育近北西向断裂，基本都是倾角较大的逆断层。而华蓥山断裂带与綦江断裂带之间主要发育东西向断裂。根据断裂的断距及断开层位可将断裂划分为多个级别。将断距大于100 m的断层归类为I级断层，此类断层向上断开中上三叠统及以上地层，向下断至志留系，控制主体构造，能够很好地沟通烃源层及储层。将断距30~100 m的断层归类为II级断层，其断穿二叠系向上消失于飞仙关组，向下断至志留系，同样能够很好地沟通储层及烃源层。将断距小于30 m断层归类为III型断层，这类断层以断开二叠系内部地层为主，向上消失于龙潭组，向下消失在二叠系内部或少量志留系。另外，地震剖面可见众多断裂滑脱于志留系，推测此类断裂作为川南栖霞组气藏的主要通源断裂。整体而言，川南地区栖霞组气藏的烃源条件以及输导条件较为优越，这为该地区栖霞组形成大规模气藏创造了良好的物质基础及运移通道。
3.2 储层条件
以往研究认为川南地区栖霞组仅发育缝洞型或裂缝—孔隙型灰岩储层［22，61］，随着川南地区白云石化孔隙型储层的发现［21，45，62］，栖霞组勘探展现出更为广阔的前景，台内滩体也成为四川盆地台内栖霞组重要的勘探领域［5］。近年来研究发现，川南栖霞组发育层状晶粒白云岩和斑块状云质灰岩2套储集岩［21，23，60］。针对白云岩储层，前人［41，45，63］研究多数认为埋藏期热液白云化作用是该类储层的主要形成机制［55］，储层分布受微古地貌控制。另外，有学者通过模拟实验及对微生物的剖析表明，栖霞组滩相白云岩储层的形成主要为准同生期白云化作用，同时该作用的发生亦与丘滩体的发育相关［64-65］。当沉积水体较浅时，海平面会发生频繁升降，从而引起微生物丘不断进行迁移或叠置，这也促进了川南内缓坡环古隆起周缘台内丘滩体的发育。研究表明，川中及川南台内滩主要受加里东古隆起环形地貌控制，沿下古生界侵蚀窗呈环带状展布［44］，随着越来越多钻井地质资料的揭示，栖霞组台内滩逐步呈现出多期环带状展布的特征（图2），同时也是作为栖霞组台内滩相储层的有利发育区。
从野外露头调查来看，川南地区栖霞组较厚，自下而上岩性颜色整体变浅，下部泥质含量高，以深灰色泥晶灰岩为主，中上部开始出现岩溶现象，局部见沥青以泥微晶生屑灰岩为主。其中于川南地区云南昭通盐津北剖面栖霞组首次发现层状晶粒云岩［图7（a）］，地层发育较全，厚约110 m。叙永县石厢子剖面栖二段储集岩性为云质灰岩、亮晶生屑灰岩，溶蚀孔隙发育［图7（b）］，厚约12 m。石坝剖面栖霞组距顶约20 m处发育中—粗晶白云岩5 m，并见方解石充填晶冻和孔针［图7（c）］。从岩心、岩屑薄片鉴定上发现，研究区栖霞组储集岩性以细—中晶云岩、灰质云岩、云质灰岩、亮晶颗粒灰岩及亮晶生屑灰岩为主（图7）。其中细晶云岩、云质灰岩、亮晶生屑灰岩主要分布在J45井、L201井、W231井等井区［图7（d），图7（e），图7（j）］，在纵向上分布于距栖霞组顶20~30 m，整体以薄层云岩为主，可见晶间孔隙发育，与川中栖霞组储集岩性可进行对比。
图7 川南地区栖霞组储集岩石类型及空间特征（a）盐津北剖面，细晶云岩，晶间孔及晶间溶孔；（b）石厢子剖面，云质灰岩，见铸模孔；（c）石坝剖面，中粗晶云岩，晶间孔发育；（d）J45井，2 899.7 m，细晶云岩，晶间孔发育；（e）L205井，细晶云岩，晶间沥青充填，3 004 m；（f） R232井，2 648 m，细晶云岩；（g） DS1井，2 498 m，灰质云岩，见沥青；（h）L201井，2 240 m，灰质云岩，发育晶间孔；（i）L202井，细晶云岩，3 114 m；（j）W231井，3 436 m，亮晶生屑灰岩；（k）L202井，3 138 m，亮晶鲕粒灰岩；（l）J45井，2 895 m，亮晶生屑灰岩见残余粒间孔；（m）Y22井，4 370.75 m，云质灰岩，溶蚀孔洞发育；（n）曹家堡栖霞组，亮晶生屑灰岩，生物铸模孔；（o）WH104井，细晶白云岩，1 284 m Fig.7 Reservoir rock types and spatial characteristics of the Qixia Formation in the southern Sichuan Basin |
储集空间上栖霞组构造裂缝较为发育，镜下薄片中构造缝多被方解石及白云石等充填，个别缝合线中见残留或后期充填的沥青，表明其为油气运移的通道之一，蜀南地区栖霞组岩心上可见少量溶蚀孔洞［图7（a）］，部分被方解石以及沥青充填［图7（g）］，因此储渗空间大致为溶蚀孔、洞和裂缝。物性方面，因缺少实物岩心物性资料，本文选取蜀南地区栖霞组219口井开展测井评价分析。测井评价中将孔隙度大于2%的视为储层，从孔隙度数据分析结果来看［图8（a）］，50%的测井孔隙度位于2%~3%之间，34.4%的测井孔隙度位于3%~4%之间，12.4%的测井孔隙度位于4%~5%之间，仅有3.2%的测井孔隙度大于5%，整体平均孔隙度为3.2%。从渗透率数据分析结果来看［图8（b）］，大部分的测井渗透率介于（0.1~1）×10-3 μm2之间，24.3%的测井渗透率介于（0.01~0.1）×10-3 μm2之间，仅有9.6%的测井渗透率大于1×10-3 μm2，整体平均渗透率为0.45×10-3 μm2。因此，认为川南地区栖霞组主要为低孔低渗储层，局部存在高孔、高渗段。另外，从孔—渗交会图来看［图8（c）］，栖霞组孔渗数据点具有线性关系特征，渗透率随孔隙度的增大而增大，整体来看该区域储层特征以低孔低渗为主。笔者对川南地区不同岩心进行了物性对比分析，发现蜀南地区栖霞组储层非均质性较强，物性差异大。结合薄片鉴定与测井评价，不同岩性的孔隙度由高到低依次为：细晶云岩>云质灰岩>亮晶颗粒灰岩>泥晶生屑灰岩>泥晶灰岩［图8（d）］。基于大量的野外岩心及钻井岩屑薄片观察，结合沉积相及孔渗特征，认为研究区栖霞组主要发育滩相孔隙型白云岩、灰质云岩储层。
本文研究复查了大量老井的录井、测井报告资料，发现川南地区栖霞组云化特征明显，白云岩普遍发育。同时对川南地区230余口栖霞组钻井重新开展评价，发现其中储层发育钻井159口，占比69%。由于缺少大量实物岩心物性资料，本文研究以具有岩心资料的井（J45井）为基础，建立岩心—测井储层评价的岩—电关系，以此为切入点开展该地区内其他缺乏岩心资料钻井的测井储层评价，获得钻井测井评价储层厚度，编制川南栖霞组储层分布图（图9）。从图9中可以看出，川南地区储层发育区厚度约5~15 m，储层条件较优越。尤其是在帚状北翼斜坡区界市场J4井区、帚状低陡构造区坛子坝T12井区及帚状南翼斜坡区付家庙F25井区，栖霞组云化特征明显，云化作用强，以粗粉晶白云岩、中—细晶灰质白云岩、云质灰岩为主，云质岩厚度大。但不同钻井储层厚度差异较大，储层厚度介于0.3~16.3 m之间，孔隙度介于2.1%~5.78%之间，平均孔隙度为3.2%，其中孔隙度大于4%的钻井占总数的12%。整体来看，川南地区栖霞组发育滩相云化孔隙型储层，沿着古隆起边缘云化滩相大面积稳定分布，与川中栖霞组具有可比性。
3.3 盖层及保存条件
川南地区栖霞组之上的茅口组发育有一套厚约100余米的致密灰岩—泥灰岩韵律层。另外，茅口组之上的龙潭组发育有厚约90~130 m的泥页岩。从区域上来看，栖霞组之上的茅口组致密灰岩—泥灰岩韵律层在川南地区较为发育，尤其是川南地区帚状北部斜坡区，厚约80~100 m，岩性致密能够很好地起到封堵作用。而茅口组之上的龙潭组泥页岩在区域上普遍发育。这2套泥页岩无论从厚度亦或距离而言，二者均可作为栖霞组的区域盖层。龙潭组及茅口组泥页岩作为栖霞组区域性盖层，在龙马溪组作为烃源岩基础上，形成了“三明治”式成藏组合（图10）。其中，三叠纪—侏罗纪，川南地区栖霞组顶界处于继承性泸州古隆起高部位，结合志留系生烃中心，在输导体系作用下可形成大规模古油气藏。中侏罗世处于原油裂解气，燕山期—喜马拉雅期，先存原油进一步裂解成气。针对保存情况而言，四川盆地内不同构造区的栖霞组油气藏保存情况差异较大［8，57］。遭受断裂破坏的气藏含气性差，而构造稳定区的气藏能保存至今，含气性较好。对于川南地区不同构造区而言，帚状低陡构造区大断裂发育甚至断至浅层或发育出露地表的通天断层，同时小断裂发育丰富，呈网状分布。其中断距大于100 m的断裂，其断层上盘侧向与茅二段及以上地层对接，破坏圈闭有效性，保存条件可能欠佳。但帚状北翼斜坡区和帚状南翼斜坡区不发育断至浅层的断裂和出露地表的通天断层，该区域的断层断距主体小于30 m，断裂未能错开栖二段顶部发育的储层，断层上、下盘未被分割，对圈闭完整性影响不大，保存条件相对较好（图1）。除边界大断裂之外，川南地区所发育的逆断层都是在喜马拉雅运动期伴随着褶皱作用形成，而这时期各层组生油岩中早已生成的油气分散地封闭于生油岩自身或邻近储层的细小孔隙和溶洞中，他们主要靠喜马拉雅运动褶皱形成的构造裂缝运移，就近富集于裂缝发育带的缝洞系统之中，即天然气运移、聚集而形成气藏的主要时期是在喜马拉雅运动之后。这就是说，川南地区褶皱和断层形成与油气运聚成藏具有同步性。此外，川南帚状北翼斜坡及南翼斜坡储层发育区，构造上整体表现为向北倾伏和向南倾伏的单斜构造，由于这2个区域断裂的发育，使得储层发育区存在侧向封堵的可能性更大。整体而言，川南帚状北翼斜坡区和帚状南翼斜坡区栖霞组气藏存在较好的盖层和保存条件。
4 勘探潜力分析
从区域上来看，四川盆地栖霞组烃源条件较好，而筇竹寺组与龙马溪组优质烃源岩主要生烃区正好处在川南地区，与栖霞组构成了“近源供烃、下生上储”良好的配置关系，具备规模成藏潜力，为川南地区栖霞组能够成为大规模油气成藏已奠定了良好的物质基础，那么成藏的关键主要在于储层、保存条件以及油气运聚的匹配关系。
目前，川南地区钻揭的井在栖霞组基本都钻遇良好的孔隙型储层，且油气显示活跃。对于栖霞组而言，储层发育的主控因素为丘滩相有利沉积相带及古地貌格局［21］，其中，台内丘滩相沉积为储层的形成提供了物质基础。此外，二叠系沉积前古地貌格局不仅控制了台内丘滩体相带展布，同时还促进了准同生期白云石化作用和早成岩期溶蚀作用的发生，而准同生期白云石化作用为储层提供了抗压溶压实的骨架，构造作用产生的裂缝沟通各个储集体［61］，优化储渗空间，促进规模型白云岩储层形成。本文基于川南地区大量老井录井报告等资料的复查及地震解剖，明晰了栖霞组台内滩云化储层的响应特征，并明确了该地区栖霞组云化储层分布范围。结果表明，川南地区栖霞组云化特征明显，尤其是在帚状北翼斜坡区界市场J4井区、帚状低陡构造区坛子坝T12井区及帚状南翼斜坡区付家庙F25井区。整体上川南栖霞组发育滩相云化孔隙储层，沿着古隆起边缘云化滩相大面积稳定分布，具备优质储层形成的条件。
保存条件方面，龙潭组和茅口组底部泥页岩作为栖霞组直接盖层，形成“三明治”式成藏组合。针对保存方面而言，四川盆地内不同构造区的栖霞组油气藏保存情况差异较大［8，57］。遭受断裂破坏的气藏含气性差，而构造稳定区则气藏能保存至今，含气性较好。华蓥山断裂以东的帚状低陡构造区大断裂发育，而华蓥山断裂以西的帚状北翼斜坡区断裂不甚发育，保存条件相对较好。龙潭组盖层构成“三明治”式成藏组合，古断裂有效疏导，有利于油气规模成藏。帚状北翼斜坡区储层可与高石梯对比，该地区栖霞组现今构造位置比高石梯构造位置更高，帚状构造北翼古隆起围斜叠加现今斜坡区形成斜坡背景下的大型滩相岩性圈闭，保存条件亦较好，具备天然气富集条件。帚状构造低陡构造区虽然栖霞组发育规模滩相储层，但是断裂大规模发育，大概率不利于油气藏的保存。帚状南翼低缓区，断裂发育稳定，保存条件好，已有钻井投产效果好。针对川南地区栖霞组构造特征、断裂特征，帚状北翼斜坡区构造保存条件最为有利，是重点勘探突破区带。
成藏匹配方面，川南栖霞组的主要烃源岩志留系龙马溪组在中三叠世—侏罗纪总体处于生烃高峰期［58］，印支期生油形成古油藏，燕山期原油裂解充气形成古气藏。龙潭组及茅口组泥页岩作为栖霞组区域性盖层，在龙马溪组作为烃源岩基础上，形成了“三明治”式成藏组合。受泸州古隆起控制的影响，川南地区在印支期及燕山期发育大型古构造，古构造的存在指示着油气的有利指向区，而内江—自贡、阳高寺—纳溪、付家庙云化滩位于古构造部位，是油气规模运聚指向区。从断裂上来看，研究区帚状北翼斜坡区断裂发育程度低，对圈闭基本无影响，以断距小于30 m的北东向断层为主，构造稳定，有利于发育大型岩性圈闭。帚状低陡构造区断裂发育程度高，断裂呈网状分布，且构造发育，背斜与向斜相间呈现，被网状断裂分割成多个破碎的构造—岩性圈闭或岩性圈闭。而帚状南翼斜坡区断裂整体发育程度较低，主要发育控向斜边界的大型断裂，有利于发育大型岩性圈闭。目前从川南栖霞组老井复查情况来看，栖霞组油气显示活跃，多口井测试获得高产工业气流，并且油气在背斜、斜坡、向斜均见显示，展现出良好的含气性，因此在川南地区进行风险勘探，有望取得重大勘探突破。
具体而言，川南地区帚状北翼斜坡区的①号滩体内江—自贡区带、帚状低陡构造区的②号滩体纳溪—阳高寺区带以及帚状南翼斜坡区的③号滩体江安—兴文区带栖霞组发育优质相控台内滩（图11），且3个区带都紧邻甚至坐落在龙马溪组组生烃中心，只是古断裂的发育程度有所不同。首先华蓥山断裂以西帚状构造北翼地区断裂发育程度低且三叠系之上构造相对简单，优选为重点勘探目标，待突破后，再逐步甩开。其次华蓥山断裂以东的帚状低陡构造区受侏罗山式褶皱构造影响，地震资料品质相对较差，二叠系之上复杂断裂丰富，不利于该区油气藏的保存。此外，帚状南部向斜区虽然断裂发育程度不高，但是向斜区岩性圈闭含气性有待证实。
因此，在川南地区自贡—泸州—宜宾一带的自贡—内江、纳溪—阳高寺、江安—兴文三大储层发育有利区基础上，综合储层、烃源、古构造及现今构造及断裂发育程度等多因素评价，认为川南地区帚状北翼斜坡区内江—自贡地区栖霞组油气地质条件最为优越，是川南栖霞组风险勘探优选区块。
5 结论
（1）二叠系沉积前川中古隆起西高东低的古地貌控制了栖霞组的沉积格局，川南地区发育以生屑滩和云化颗粒滩为主的台内高能滩相沉积，台内滩环古隆起边缘广泛展布，主要分布在内江—自贡、泸州—宜宾一带。
（2）台内高能丘滩体是栖霞组白云岩储层形成的物质基础，川南地区栖霞组滩相云化孔隙型规模储层发育，储层厚度为5~15 m。储集岩性可分为灰岩类及白云岩类，其中灰岩类包括云质灰岩、亮晶生屑灰岩，白云岩类包括细晶云岩、灰质云岩，储集空间主要为生物铸模孔、粒间溶孔、晶间溶孔，平均孔隙度为3.2％，物性条件较好。
（3）川南栖霞组规模储层紧邻内江—泸州志留系龙马溪组及寒武系筇竹寺组生烃中心，沟通烃源的断裂发育，上覆龙潭组及茅口组泥页岩及中下三叠统巨厚膏岩层，成藏要素匹配关系较好，具备规模性油气成藏条件。综合储层、烃源、古今构造及断裂发育程度等多因素，认为川南地区帚状北翼斜坡区内江—自贡地区栖霞组油气地质条件最为优越，是川南栖霞组风险勘探优选区块。
甘公网安备 62010202000678号
