0 引言
四川盆地二叠系碳酸盐岩作为油气勘探的重要领域，长期以来受到广泛关注［1-2］。其中，中二叠统栖霞组沉积期受水下古隆起和多级坡折带控制，颗粒滩大面积发育，下伏多套潜在烃源岩，油气成藏潜力大［3-4］。前期众多学者针对四川盆地栖霞组开展了大量的研究工作，主要集中在层序地层学［5-7］、沉积储层特征与主控因素［8-11］、白云岩成因［12-14］等方面，这些研究加深了地质认识，推动了油气勘探的进程，比如，川西北地区双鱼石气田［15-16］、川中地区的MX42井和GS18井［17］、川西南地区的PT1井［18］在栖霞组取得勘探突破。然而，川南地区栖霞组油气勘探仍未取得明显突破，目前已有钻井在栖霞组获得高产且长时间稳产［19］，充分展示了该地区栖霞组具有良好的油气勘探前景。
由于川南地区经历多期构造运动，不同规模断裂发育，导致油气成藏条件复杂，油气勘探仍然面临诸多挑战，勘探仍处于初期阶段，主要表现为川南地区栖霞组储层特征与分布规律认识模糊，主力烃源岩不明确，油气输导体系识别与展布认识不深入，成藏演化刻画不清晰等问题，影响和制约着下一步油气勘探部署。针对上述问题，本文研究根据钻井岩心、地震解释、测井资料及测试分析资料，以成藏条件特征及其匹配关系为主要研究思路，在重新厘定川南栖霞组储层发育特征的基础上，开展油气源对比确定主力烃源岩并分析其供烃能力，通过油气输导体系刻画和油气成藏时期分析，进一步明确油气成藏演化过程，结合已有实钻井，深入认识成藏潜力，明确成藏主控因素，以期对川南地区中二叠统栖霞组的油气勘探工作提供参考。
1 地质背景
四川盆地现今被中—新生代造山带所围限，划分为5个二级构造带［25］。研究区地处四川盆地南部，构造上横跨川中平缓构造带东南部、川东南低陡背斜带和川东高陡背斜带西南部［图1（a）］，南临娄山褶皱带。研究区根据构造幅度，可以划分为帚状北翼斜坡带、帚状低陡带和帚状南翼斜坡带，研究区内主要发育华蓥山断裂带和纳溪断裂带［图1（b）］。二叠系纵向上存在多套优质烃源岩和多种类型碳酸盐岩储层，直接盖层和区域性盖层发育。研究区中二叠统栖霞组沉积期受沿通江—盐亭—长寿克拉通内凹陷影响，凹陷两侧主要为一套碳酸盐岩开阔台地相沉积［26］，水下古隆起发育，围绕水下古隆起形成大范围的台内高能颗粒滩，为储层发育和油气聚集提供有利条件［27］。栖霞组岩性上主要分为2段：下部栖一段为深灰色中层至块状泥晶灰岩，泥质含量较高；上部栖二段为浅灰色亮晶生屑灰岩，局部发育白云岩化［图1（c）］。
2 储层特征与分布
2.1 储层特征
图2 川南地区栖霞组储层岩石学和储集空间特征（a）B9井，P2 q，3 656 m，细晶灰质白云岩，主要由白云石组成，且被少量方解石交代，含少量生物碎屑（瓣腮、有孔虫），（—）；（b）J45井，P2 q 2，2 899 m，细晶白云岩，白云石多呈半自形—自形粒状，部分具有雾心亮边结构，晶间被少量方解石充填，见少量生屑，（—）；（c）J45井，P2 q 2，2 931.7 m，亮晶颗粒灰岩，颗粒以砂屑为主，部分生物碎屑（棘皮类、瓣鳃类），胶结物多呈亮晶粒状，（—）；（d）J45井，P2 q 2，2 915.1 m，白云质亮晶颗粒灰岩，颗粒以砂屑为主，普遍含藻类黏结结构，含生物碎屑（棘皮类），（—）；（e）J45井，P2 q 2，2 919.64~2 919.84 m，颗粒灰岩中发育垂直溶沟，垂直渗流带，小型溶洞，方解石充填；（f）J46井，P2 q 2，3 172.41 m，颗粒灰岩中发育的溶沟被深色碳酸盐与泥质混合充填；（g）J45井，P2 q 2，2 897.5 m，细—中晶白云岩，晶间溶孔发育，（—）；（h）YJB剖面，P2 q 2，细晶白云岩，白云石晶间孔及晶间溶孔发育，（—）；（i）XYSB剖面，P2 q 2，中晶白云岩，晶间（溶）孔被方解石全充填（染色），（—）；（j）YLLX剖面，P2 q 2，中—粗晶白云岩，构造缝发育，（—）；（k）J45井，P2 q 2，2 897.8 m，亮晶颗粒灰岩，构造溶蚀缝发育，未充填，（—）；（l）J45井，P2 q 2，2 899 m，岩溶作用与云化作用叠加，形成云斑，溶蚀孔洞发育 Fig.2 Reservoir petrology and reservoir space characteristics of Qixia Formation in southern Sichuan |
前期研究认为栖霞组储层主要受短期暴露溶蚀、多期云化作用、埋藏溶蚀作用及构造运动影响，溶蚀孔洞和裂缝发育，储层以孔隙—裂缝型为主［28-31］。通过对栖霞组储层岩心和薄片观察发现，储集空间主要以溶蚀孔洞为主，其次为晶间孔，可见裂缝发育。晶间孔及晶间溶孔多发育在白云岩中，晶间孔孔径小，呈角孔形态，边界平直，而晶间溶孔孔径较大，孔隙形态不规则或欠规则［图2（g）—图2（i）］。构造、溶蚀缝较发育，充填程度低［图2（j），图2（k）］。溶蚀孔洞普遍发育［图2（l）］，溶孔一般小于2 mm，多与溶洞伴生，为非选择性溶解形成的孔隙，少数被沥青半充填，溶洞一般大于2 mm。根据川南地区已有钻井显示统计，栖霞组出现井漏油气显示70井次以及钻具放空现象20井次，表明栖霞组储层储集空间与溶蚀孔洞发育密切相关［32］。
2.2 储层空间分布
研究区栖霞组碳酸盐岩储层沉积相主要为台地相，其中浅水台地内海水的持续动荡更强，有利于颗粒滩的形成并控制着储层的发育规模和质量。
通过“低伽马、低电阻率、低密度、高声波时差、高中子”的测井响应特征和栖二段顶部明显的复波反射地震响应特征，结合区域连井对比分析发现，川南地区栖霞组储层纵向上发育2~4套孔隙型储层，主要集中在栖二段，横向上栖二段距顶约10~20 m稳定发育一套厚度为5~15 m的层状孔隙型储层（图4）。
在测井曲线标定和横向对比基础上，结合大量钻井岩心、薄片观察分析，通过单井点控制和栖霞组沉积时期古地貌，认为栖霞组储层平面上主要以帚状北翼斜坡带、帚状低陡带、帚状南翼斜坡带各自为中心呈环状分布，局部白云岩发育，白云岩厚度介于1~8.2 m之间，有利区面积约5 000 km2（图5）。
3 天然气来源与主力烃源岩
3.1 天然气来源与成因
川南地区栖霞组天然气气体组分显示，甲烷含量分布于92.18%~97.42%之间，平均含量为95.18%，乙烷含量均小于1.00%，丙烷含量非常低，干燥系数分布于0.997 9~0.998 1之间，表现出典型的高演化干气特征。
3.2 烃源岩供烃能力
4 输导体系识别
输导体系是在油气成藏过程中连接烃源岩与圈闭之间的路径系统，可作为优质的油气运移通道，控制油气的富集成藏，主要类型包括断裂型、缝洞型和不整合型［53］。
4.1 断裂型
Ⅰ级、Ⅱ级断裂主要为烃源断裂，为油气长距离运移提供输导条件［54］，Ⅲ级断裂作为层间断裂，可改善储层渗流能力，提高油气层内运移效率。栖霞组试油和单井生产情况显示，位于Ⅰ级断裂上的Y46井、Y52井、N52井测试产量低，稳产时间短，而距离Ⅰ级断裂较远且Ⅱ级、Ⅲ级断裂发育的F13井、N59井、J30井测试获高产和稳产时间长，表明Ⅰ级断裂向上断穿层位较多，易于破坏圈闭有效性，造成油气逸散，而Ⅱ级、Ⅲ级断裂组合发育更有利于油气聚集。
4.2 缝洞型
4.2 不整合型
5 油气充注期次
5.1 流体包裹体特征
包裹体岩相学观察表明，研究区栖霞组流体包裹体主要以含烃盐水包裹体、富沥青包裹体共生为主，成群成带分布。白云石晶粒、裂缝充填方解石脉、缝洞充填方解石为主要赋存矿物，可见云质灰岩、灰岩缝洞及晶间微缝隙中充填褐色、深褐色的沥青，沥青无荧光显示，后期进一步充填亮晶方解石（图12）。
图12 川南地区中二叠统栖霞组储层中流体包裹体显微特征（a） J46井，P2 q 2，3 058.95 m，缝洞充填方解石中含烃盐水包裹体和富沥青包裹体，均一温度为136~139 ℃；（b）J46井，P2 q 2，3 177.73 m，白云石晶粒中含烃盐水包裹体和富沥青包裹体，均一温度为92 ℃；（c）J46井，P2 q 2，3 177.68 m，裂缝充填方解石脉中含烃盐水包裹体和富沥青包裹体，均一温度为132~140 ℃；（d）J46井，P2 q 2，3 177.68 m，放大（c）视域 Fig.12 Microscopic characteristics of fluid inclusions in the Middle Permian Qixia Formation reservoir in southern Sichuan |
包裹体显微测温表明，缝洞充填方解石中含烃盐水包裹体均一温度介于126~167 ℃之间，盐度介于5.86‰~23.11‰（wt，NaCl；指质量分数和NaCl等效盐度，下同）之间；白云石晶粒中含烃盐水包裹体均一温度为92 ℃，盐度为9.47‰（wt，NaCl）；裂缝充填方解石脉中含烃盐水包裹体均一温度介于122~140 ℃之间，盐度介于6.16‰~7.45‰（wt，NaCl）之间（图13）。包裹体盐度是反映油气成藏过程中流体物理化学性质的重要参数，可以近似反映成岩作用过程中孔隙水溶液的盐度，对于判断成岩环境具有重要意义。随着均一温度升高，流体包裹体温度与盐度之间无明显的相关性，可能由于成岩环境相对开放，比如断裂持续发育等影响，地层流体活动频繁导致［58］。
5.2 油气充注期次
区域埋藏热演化史显示，志留系龙马溪组烃源岩作为川南地区栖霞组主要的油气来源，在中志留世初期（432 Ma）进入低成熟阶段（R O=0.5%~0.7%），生成液态烃；在中二叠世末期（260 Ma）进入成熟阶段（R O=0.7%~1.3%），生成液态烃；在中三叠世初期（238 Ma）进入生湿气阶段（R O=1.3%~2.0%），液态烃开始裂解成气态烃；在早白垩世初期（129 Ma）进入生干气阶段（R O>2.0%），以生气态烃为主；喜马拉雅期盆地大面积抬升后进入生烃停滞阶段（图15）。
川南地区栖霞组储层中捕获的与烃类有关的流体包裹体均一温度主要分布在92 ℃、122~147 ℃、162~167 ℃共3个区间，表明至少经历了3期油气充注阶段，即早三叠世末期的液态烃充注，晚三叠世末期—早白垩世初期的液态烃与气态烃充注，早白垩世末期的气态烃充注。气态烃来源于烃源岩进入生湿气—干气阶段时液态烃的裂解（图15）。
6 油气成藏演化及有利主控因素
6.1 油气成藏演化
早三叠世末期，为古油藏形成阶段。由于盆地处于挤压作用背景下，泸州古隆起初具雏形，通源断裂发育。此时，龙马溪组烃源岩处于成熟阶段，生成的液态烃沿断裂和不整合面向栖霞组储层运移，古隆起及其周缘是油气运移的主要方向［图16（a）］。
晚三叠世末—早白垩世初期，为古油气藏形成阶段。泸州古隆起继承性发育，构造升降运动导致断裂规模继续扩大，进一步控制油气聚集的方向［图16（b）］。随着埋深加大，地温升高，龙马溪组烃源岩进入生湿气阶段，生成的液态烃以及古油藏中的液态烃开始逐渐裂解形成气态烃。
早白垩世末期，为古气藏形成阶段。此时，龙马溪组烃源岩进入生干气阶段，生成的液态烃和古油气藏中的液态烃基本转化为气态烃，继续通过断裂和不整合面向栖霞组储层充注［图16（c）］。
晚白垩世末—现今，为古气藏调整阶段。喜马拉雅运动使得泸州古隆起大幅度隆升，断裂活动加剧，在古隆起上形成大面积褶皱带和多级连续型断块组合。由于地层抬升导致地层温度、地层压力降低，龙马溪组烃源岩进入生烃停滞，油气供给不足。原来在栖霞组储层中聚集的气态烃逐渐通过断裂向上覆地层逸散，而向处于构造高部位保存较好储层中的气态烃被保留下来，形成现今的油气分配格局［图16（d）］。
6.2 成藏主控因素
目前已有现场测试数据表明，帚状北翼斜坡带高部位的J30井测试日产气8×104 m3，累产气3×108 m3，R202井测井显示含气性好，而位于斜坡带较低部位的B19井测试仅产水。帚状低陡带的N59井测试日产气12×104 m3，累产气3×108 m3，而S12井测试仅产水。帚状南翼斜坡带低隆处的F13测试日产气168×104 m3，累产气8×108 m3，斜坡带较低部位的C12测试微气，大量产水。
综合分析认为，J30井、N59井、F13井栖霞组获得高产主要是Ⅱ级烃源断裂与Ⅲ级层间断裂组合发育，构造样式为平行断层夹持断块型背斜的局部高点，油气保存条件好，有利于油气成藏。斜坡带的R202井栖霞组储层中的油气受喜马拉雅期构造调整较小，油气保存条件好，油气主要向储层上倾方向富集；而帚状北翼斜坡带更低部位B19井附近断裂欠发育，水在低部位储层中聚集，油气保存条件较差。帚状低陡带S12井、帚状南翼斜坡带低洼C12井处Ⅰ级断裂发育，油气发生逸散，油气保存条件较差（图17）。
因此，川南地区栖霞组具备油气成藏的有利条件，成藏主控因素为良好的油气保存条件，其中平行断层夹持断块型背斜相对构造高点（J30井、N59井、F13井）、构造改造较弱的储层上倾方向（R202井）保存条件更好。
7 结论
（1）川南地区栖霞组储层岩性为白云岩、灰质白云岩、云质灰岩及颗粒灰岩，为低孔、低渗储层，局部存在高孔、高渗段。储集空间以溶蚀孔洞为主。储层发育受高能沉积相带控制，主要发育在栖二段顶部，平面上以帚状北翼斜坡带、帚状低陡带和帚状南翼斜坡带为中心各自呈环状分布，有利区面积约达5 000 km2。
（2）气源对比表明川南地区栖霞组天然气来源与川中栖霞组明显不同，主要来自于下伏志留系龙马溪组烃源岩，天然气以高—过成熟阶段的原油裂解气为主。龙马溪组优质烃源岩在空间上形成“近源供烃、下生上储”的有利成藏条件。
（3）根据地震解释剖面和显微观察识别出断裂型、缝洞型、不整合型输导体系，其中Ⅱ级断裂与Ⅲ级断裂组合发育的断裂型输导体系更有利于油气运聚成藏。
（4）川南地区栖霞组储层至少经历了早三叠世末期以液态烃充注，晚三叠世初期—早白垩世初期以液态烃与气态烃混合充注，早白垩世末期以气态烃充注3期油气充注阶段。油气成藏演化表明现今油气分布格局主要受喜马拉雅期构造调整作用影响。
（5）川南地区栖霞组具备油气成藏的有利条件，成藏主控因素为良好的油气保存条件。其中平行断层夹持断块型背斜相对构造高点、构造改造较弱的储层上倾方向保存条件更好。
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