韓克猷，孫 瑋

(1.中國石油 西南油氣田分公司 勘探開發(fā)研究院，四川 成都，610051； 2.成都理工大學 地球科學學院，四川 成都，610059)

四川盆地海相大氣田和氣田群成藏條件

韓克猷1，孫 瑋2

(1.中國石油 西南油氣田分公司 勘探開發(fā)研究院，四川 成都，610051； 2.成都理工大學 地球科學學院，四川 成都，610059)

為了探討四川盆地海相大氣田或氣田群的成藏條件，利用構造、巖相等方法綜合分析了印支期古隆起和加里東期古隆起對海相油氣成藏的控制作用。四川盆地海相氣田勘探由找背斜構造裂縫性氣田，走向了找灘相孔隙儲層和古隆起復合型大氣田的廣闊道路。由瀘州古隆起找構造小氣田群，到找川東石炭系孔隙性氣藏，從開江古隆起上找到了五百梯石炭系大氣田和氣田群，至該區(qū)二疊系和三疊系礁灘勘探更上一層樓，找到了以普光大氣田為代表的大中氣田群。目前在樂山-龍女寺古隆起獲震旦系燈影組和寒武系龍王廟組高產(chǎn)井，出現(xiàn)大好形勢。該區(qū)儲層、古構造和現(xiàn)今構造三位一體疊加在一起，可望獲得特大型氣田。

儲層；古隆起；瀘州古隆;四川盆地

四川盆地對海相碳酸鹽巖的油氣勘探已有70多年的歷史，隨著勘探的進程所發(fā)現(xiàn)的氣田越來越大，特別是2002年之后，先后發(fā)現(xiàn)了兩個超千億方的氣田(普光氣田、元壩氣田)和一個未來可能超千億方氣田(磨溪-高石梯氣田)。這不僅反映出盆地的天然氣資源豐富，更重要的反映出勘探理論和技術的進步，突破了四川盆地單純找背斜構造氣田的束縛，走向了找灘相碳酸鹽巖孔隙性儲集層與古隆起相搭配的復合型大氣田或氣田

群的道路，進入了資源更豐富、儲量豐度高的勘探領域。

為了對這個問題有更清晰的認識，現(xiàn)對與四川盆地古隆起相關勘探成果進行總結。通過對瀘州古隆起，開江古隆起，樂山-龍女寺古隆起以及龍崗-元壩古隆起的勘探成果的分析研究后得出，這類大氣田和氣田群形成條件是：儲層巖相條件為主，古隆起為輔，現(xiàn)今構造分割復雜化的成藏模式?，F(xiàn)將各古隆起的勘探成果分述于后。

1 瀘州印支期古隆起勘探成果

瀘州地區(qū)于1956年進行鉆探，最早發(fā)現(xiàn)永川黃瓜山氣田[1]，之后成為勘探的重點區(qū)，隨著鉆井増加印支期古隆起被發(fā)現(xiàn)，隆起高部位在陽高寺和九奎山構造地區(qū)，這里只殘留嘉陵江組三段(嘉三)，隆起幅度達800 m[2]，以雷口坡組的剝蝕范圍算有15 000 km2。在古隆起上發(fā)現(xiàn)地表構造60個，潛伏構造90個并引起關注，于1966年提出大上瀘州古隆起。氣田不斷被發(fā)現(xiàn)，日產(chǎn)百萬方的高產(chǎn)大氣井不斷涌現(xiàn)，瀘州地區(qū)天然氣的勘探開發(fā)呈現(xiàn)出熱火朝天的局面，在隆起上共發(fā)現(xiàn)二疊系、三疊系裂縫性氣田35個，含氣構造17個。成為當時新中國天然氣主力產(chǎn)區(qū)，這也是四川盆地發(fā)現(xiàn)的第一個氣田群。鉆探證實古隆起的頂部背斜和向斜中都產(chǎn)油氣，如得勝向斜和況廠向斜下二疊統(tǒng)產(chǎn)氣而三疊系嘉陵江組產(chǎn)油，多個構造嘉陵江組大量瀝青的存在[3]，都表明古隆起曾聚集油氣(圖1)。

圖1中可以看出氣田基本上都是背斜構造。由于二疊系、三疊系主要是致密的石灰?guī)r、白云巖，儲集條件差，孔隙度大多數(shù)小于1%，只有靠裂縫滲儲，所以每個氣田都由數(shù)個互不連通的裂縫系統(tǒng)組成，因此只

能用試釆資料計算各系統(tǒng)的壓降儲量。由此，獲得的儲量很少，平均每個氣田儲量為17.2×108m3，儲量最大的是陽高寺氣田為49.69×108m3，共計獲得壓降儲量604.34×108m3，其中二疊系361.9×108m3，三疊系242.44×108m3。從上述情況可以看出：在海相碳酸鹽巖地層中，有古隆起具早期聚油氣的條件而無孔隙性好儲層只能形成裂縫性氣田，而很難形成大氣田。

2 開江古隆起石炭系勘探成果

川東石炭系是盆地中發(fā)現(xiàn)的第一套分布較廣的孔隙性白云巖儲層[4-5]。據(jù)統(tǒng)計共發(fā)現(xiàn)氣田和含氣構造30個，獲儲量2 646×108m3，平均每個氣田儲量為120×108m3。使盆地儲量快速增長，天然氣工業(yè)走向正規(guī)開發(fā)的軌道?？碧饺〉昧撕芎玫男Ч?。取得了以下認識。

2.1 氣藏受儲層巖相控制

石炭系只殘留有中統(tǒng)黃龍組沉積，其厚度僅0～80 m，儲層厚一般為8～30 m，總體看可分為3層：下部為潟湖蒸發(fā)巖相石膏和去白云化灰?guī)r，厚0～20.5 m，中部為含砂、生屑灘壩相溶蝕孔洞白云巖夾礫石狀白云巖，為孔隙發(fā)育白云巖儲集層，厚3～43 m。儲層的好壞與粒屑含量為正相關，與泥質(zhì)含量為負相關。上部為灰色生物石灰?guī)r或云質(zhì)灰?guī)r，厚0～35 m。由于儲層的分布較廣，所以形成了大批的氣田。氣田的分布嚴格地受儲層好壞控制，氣田都分布在儲層系數(shù)大于0.25 m的范圍內(nèi)，儲量大于100×108m3的大中氣田大多數(shù)分布在儲層系數(shù)大于1 m的區(qū)域內(nèi)，單儲系數(shù)大，容易形成大中氣田。石炭系中發(fā)現(xiàn)儲量大于100×108m3的大中氣田9個，它們的儲量占石炭系總儲量的76.77%(圖2)。

圖1 瀘州古隆起氣田分布Fig.1 Gas fields distribution on Luzhou paleo-uplift

2.2 具備早期聚油氣的條件

古隆起早期聚油氣要具備3個條件，一是有構造圈閉；二是有油氣的供給；三是具有油氣運移的通道和儲存空間。

開江古隆起形成于中三疊世末印支運動，隆起幅度為460 m，圈閉面積為15 200 km2，隆起中心在開江地區(qū)，這里中三疊統(tǒng)幾乎被侵蝕殆盡，由于隆起的剝蝕卸載作用地層圧力下降約4～5 MPa，地溫下降約12～15 ℃，給隆起早期聚油氣創(chuàng)造了條件。

石炭系的烴源層是下伏的志留系龍馬溪組，隆起形成時其埋深2 100～2 600 m，地溫在95～110 ℃，正處在生油高峰期，具備烴源條件。

石炭系儲層孔隙度平均4.2%，據(jù)石炭系儲層孔隙演化曲線反演當時的孔隙度為10%～12%，這種級次的儲層的排驅(qū)圧力小于0.04 MPa，有較好的運移和儲集空間，具備早期捕獲油氣的條件。

勘探證實，在開江隆起核部油氣早期聚集的現(xiàn)象很明顯，如：五百梯大氣田和沙罐坪氣田、溫泉井氣田低部位都未見地層水，在五百梯氣田東南部向斜中鉆的天東21井石炭系產(chǎn)氣21×104m3/d等；該地區(qū)的儲層巖心孔隙中含有瀝青[6]。包裹體分析表明：在第一世代充填礦物石英中有液態(tài)烴包體，均一溫度在110～120 ℃，第三世代的方解石有瀝青包裹體，均一溫度為170～180 ℃，充分表明古隆起三疊紀末期是聚油期，曾形成油藏，中侏羅世油被裂解為氣成為古氣藏。

2.3 現(xiàn)今構造對氣田形成的作用

喜馬拉雅運動使盆地全面褶皺形成了各種背斜構造，為盆地背斜構造氣田形成創(chuàng)造了條件，對石炭系而言在儲層好的地區(qū)的構造可以成為氣田，對開江古氣藏則進行了天然氣的重新分配與分割作用。盡管如此，古隆起上氣田分布密度大，大中氣田多(五百梯就是石炭系第一大氣田，儲量539.88×108m3就在隆起核部)。隆起區(qū)共有氣田和含氣構造15個，其儲量占石炭系總儲量的64.7%。有大中氣田5個，儲量占總儲量的61.3%，充分說明開江古隆起是石炭系天然氣最富集的地區(qū)。

圖2 川東石炭系儲層系數(shù)(HΦ)等值線及開江古隆起氣田分布Fig.2 Carboniferous reservoir coefficient(HΦ)contour and gas fields distribution on Kaijing paleo-uplift in eastern Sichuan Basin

同時認為，在隆起核部沒有背斜、儲層較好的地區(qū)巖性圈閉含氣的可能性，具備一定的勘探潛力。

3 開江和龍崗-元壩古隆起三疊系飛仙關組鮞粒灘和長興組生物礁勘探成果

長興組生物礁和飛仙關組鮞粒灘相，特別是鮞粒灘相發(fā)現(xiàn)了普光和羅家寨等大氣田和氣田群共計12個，平均每個氣田儲量為500×108m3，使天然氣儲量高速增長了近6 300×108m3，使儲量上了一個新臺階，有力的促進了四川天然氣工業(yè)的發(fā)展[7-8]。礁、灘是繼承性成長的，一般是長興組有礁，而上面飛仙關組就有鮞粒灘，作為儲集層灘較礁分布寬廣是主力儲層。所以本文以鮞灘儲層為重點，結合古隆起進行氣田形成概述。

3.1 儲層巖相控制氣田的形成

對四川盆地的飛仙關組研究后認為，在川東北地區(qū)有4個大型鮞粒巖臺地(圖3)。圖中可以看到臺地

被槽、溝所分割成為4個不同性質(zhì)的臺地，Ⅰ是半蒸發(fā)巖臺地，Ⅱ是開放型臺地，Ⅲ是蒸發(fā)巖臺地，Ⅳ是水下潛伏臺地。這些臺地形成的地理環(huán)境各異，儲集層發(fā)育程度不同，形成的氣田規(guī)模相差甚大，所產(chǎn)的天然氣含硫程度也不同。在各臺地中鮞粒巖厚度大于50 m的地區(qū)是溶孔鮞粒白云巖儲層發(fā)育區(qū)，各臺地上大中氣田都分布在儲層系數(shù)大于5 m區(qū)內(nèi)。儲層最發(fā)育的是川東北蒸發(fā)鹽鮞粒臺地[9]，因此形成了普光、羅家寨、渡口河和鐵山坡大中氣田群，天然氣高含硫；次為川中北部臺地有龍崗和元壩氣田，天然氣含硫中等；再次是川東臺地有鐵山和龍門等小氣田，天然氣不含硫。川東北臺地是個蒸發(fā)巖臺地，它的中心是石膏、云巖潟湖，圍繞潟湖是潮間溶孔溶洞發(fā)育的鮞粒白云巖堤壩，再外圍是潮下鮞粒石灰?guī)r，南鄰是廣元-梁平海槽，北接大巴山開闊海，是個典型的環(huán)狀蒸發(fā)臺地(圖3)。

其中鮞粒白云巖堤就是儲集層發(fā)育帶，大中氣田群分布在云巖堤壩帶上，普光大氣田就在云巖最厚儲層系數(shù)大于20 m的地方(圖4)。普光大氣田之所以有3 500×108m3的儲量就得利于儲層厚度大，儲層系數(shù)最高達20 m。由此可以得出：大中氣田是受儲層發(fā)育程度的控制。

3.2 開江古隆起對大中氣田形成的作用

飛仙關組的烴源來自上二疊統(tǒng)吳家坪組，開江古隆起形成時其埋深為1 850～2 300 m，Ro為1.0%～1.25%生烴巖進入生油高峰期。而儲層埋深為1 400～1 800 m，依據(jù)碳酸鹽巖的溶蝕孔隙演化曲線反演，當時的平均孔隙度為14%，其相應的滲透率為7×10-3～9×10-3μm2。加之隆起卸載減壓和減溫，完全具備了石油向隆起之上儲層發(fā)育的區(qū)域富集而形成古油藏的條件。鉆探證實普光6井飛仙關組儲層中普遍有瀝青，說明有古油藏形成。到晚侏羅世油裂解為天然氣成為古氣藏，至喜馬拉雅運動現(xiàn)今構造形成，天然氣再分配形成現(xiàn)在氣田。而龍崗古隆起，是個東西向隆起，幅度只有80 m，圈閉面積120 km2。該地現(xiàn)今構造是向西北傾的單斜。所以龍崗飛仙關組氣藏是個巖性古構造圈閉氣藏(圖3)。

圖3 川東北飛仙關組鮞粒巖臺地分布Fig.3 Oolitic platform distribution of the Feixianguan Formation in northeastern Sichuan Basin

圖4 川東北飛仙關組儲層系數(shù)與氣田分布Fig.4 Gas field distribution and reservoir coefficient of the Feixianguan Formation in northeastern Sichuan Basin

由此說明古隆起確實對油氣早期聚集起著重要作用，為大氣田和氣田群的形成奠定了基礎。開江古隆起對石炭系和二疊系、三疊系礁、灘大中氣田群形成有重要作用，在隆起上共有氣田36個，大中氣田9個，其中儲量上3 000×108m3的氣田1個，500×108m3的氣田2個，300×108m3的氣田3個。共獲得天然氣儲量6 750×108m3，目前是四川盆地天然氣最豐富的地區(qū)。

4 樂山-龍女寺古隆起寒武系—震旦系勘探成果

對樂山-龍女寺古隆起的勘探從1964年發(fā)現(xiàn)威遠氣田就已開始了，在近半個世紀里勘探工作沒有停止過[10-14]，在此期間認識到古隆起的下組合(震旦系、寒武系、奧陶系)都產(chǎn)氣，是個多產(chǎn)層的大氣區(qū)，其中威遠氣田是2011年之前僅有的被發(fā)現(xiàn)氣田，到2011年高石1井在震旦系燈影組獲日產(chǎn)102×104m3大氣井，再次點燃了人們找大氣田的欲望，2012年又在磨溪獲下寒武統(tǒng)龍王廟組特大氣井。從此展開了古隆起下組合的勘探，龍王廟組成果突出，高產(chǎn)井不斷涌現(xiàn)，展現(xiàn)出了具特大氣田的特質(zhì)。為預判勘探前景，對古隆起，現(xiàn)今構造特征，龍王廟組的儲層巖相古地理環(huán)境，結合生油條件進行綜合分析，預判其勘探前景。

4.1 樂山-龍女寺古隆起對油氣的捕控

古隆起在10億年前的晉寧運動已形成，它缺失上元古界青白口系，南華系和震旦系陡山沱組約4億年沉積地層，可以認為它是四川盆地的地核。在6億年前的震旦紀燈影期才被海水淹沒，桐灣期曾隆起剝蝕[15]，其后又沉降至志留紀末的加里東運動再次上升形成加里東古隆起，在盆地范圍部分經(jīng)1.4億年陸地歷史，地層被剝蝕(剝蝕到下寒武統(tǒng))。至二疊紀再次被海水淹沒，之后繼承發(fā)展，燕山期以震旦系頂面為準，隆起范圍在樂山-龍女寺之間，圈閉面積19 960 km2，幅度350 m，成為一個北東東向巨型隆起[16]。

喜馬拉雅運動在燕山期構造基礎上褶皺，形成了盆地中最大的以威遠構造為主體的威遠-龍女寺隆起帶，以震旦系頂構造圖-5 000 m等高線為界隆起范圍為12 000 km2。

它是個長期繼承發(fā)展的大型構造，它不僅對油氣的聚集有重要的作用，在一定程度上對地層的厚度和巖性巖相、儲層和生烴巖形成都起著控制作用。因此它是形成大氣田的理想場所。

4.2 龍王廟組儲層特征及沉積環(huán)境

龍王廟組儲層是厚57～142 m的砂屑溶孔白云巖，孔隙度2.3%～11.5%，平均為5.8%，是分布較穩(wěn)定儲層。龍王廟組產(chǎn)氣早在60年代威遠氣田勘探中已經(jīng)發(fā)現(xiàn)，為此鉆了一些專層井，20世紀末還開展了寒武系專項勘探，獲得了一定的效果。在女基井也有氣顯示，現(xiàn)在以磨溪地區(qū)為中心的重大突破，說明龍王廟組西起威遠構造東至龍女寺200 km長的古隆起區(qū)都有天然氣產(chǎn)出。

這種儲層是灘相沉積環(huán)境的產(chǎn)物，經(jīng)對盆地和威遠-龍女寺地區(qū)的研究：盆地的中東部龍王廟期是一個被深海包圍的大型臺地，在臺地上有以重慶為中心區(qū)是個東西寬140 km，南北長450 km大型的云膏潟湖[17]；潟湖的外圍為寬廣的環(huán)狀云巖淺灘，其上分布著一些鮞粒灘和小的潟湖，臺地東部邊緣是淺水相藻丘藻席，西部臺地邊緣因距龍門山物源區(qū)近砂屑含量髙形成了威遠-龍女寺狹長的砂屑云巖高能潮間灘壩就此形成了龍王廟組溶孔砂屑白云巖儲層(圖5)。

龍王廟組砂屑云巖淺灘就是臺地西部邊緣的屏障，它的形成受樂山-龍女寺古隆起的控制(圖6)。

圖6中可以看出龍王廟組的沉積厚度，沉積相與加里東期古隆起相關，隆起上厚度較薄50～100 m，砂屑碳酸鹽巖含量較高占20%～40%，白云巖占60%～85%，砂屑白云巖的溶孔發(fā)育。由此看是個典型的臺緣潮間高能砂屑云巖灘壩。因常暴露地表，經(jīng)溶蝕和交代形成孔洞發(fā)育的砂屑白云巖成為良好的儲層。該灘壩范圍西端起于威遠，東端暫定在龍女寺(向東北延伸不明) ，這樣它南北寬約40～50 km，東西長約250 km，面積約8 000 km2是一巨大的儲集體。灘壩的東南側(cè)的內(nèi)江-合川地區(qū)厚度增加到200～300 m，砂屑碳酸巖降低為10%～20%，砂屑云巖減少，偶有10%的致密似鮞粒白云巖，為灘相沉積。再向東南的宜賓-重慶地區(qū)為云巖和石膏潟湖沉積，石膏占20%～40%幾乎沒有砂屑云巖，厚度大于300 m。

圖5 四川盆地龍王廟組巖相Fig.5 Lithofacies diagram of the Longwangmiao Formation in Sichiuan Basin

圖6 樂山-龍女寺古隆起帶龍王廟組巖相古地理Fig.6 Lithofacies paleo-geography of the Longwangmiao Formation in Leshan-Longnvsi paleo-uplift

上述可以得出：樂山-龍女寺隆起龍王廟組儲層是臺緣高能量砂屑云巖灘壩沉積，在其以下又有筇竹寺組黑色頁巖生烴層，東部厚50～100 m，生氣強度5×108～10×108m3/km2，在中部磨溪一帶厚80～150 m，生氣強度10×108～20×108m3/km2，西部安岳以西厚達250 m，生氣強度大于20×108m3/km2，與龍王廟組形成很好的生儲組合(下生上儲)。所以認為它有充足的烴源，具有很大的勘探潛力。值得指出的是，龍王廟儲層中含有大量瀝青，表明曾有古油藏存在，按油裂解氣觀點[18]，龍王廟組也存在古油藏向古氣藏的轉(zhuǎn)變，最終氣藏是古氣藏的調(diào)整成藏的思路，燕山期古構造就非常重要，是形成古氣藏的主要部位。

4.3 樂山-龍女寺隆起含氣前景初步預測

隆起的最基本的石油地質(zhì)特征為長期繼承性古隆起，在隆起控制下形成了龍王廟期的灘壩儲集體，發(fā)展到喜馬拉雅期又疊加了威遠-龍女寺隆起?？梢哉f古隆起現(xiàn)今構造和龍王廟組儲集體三位一體，具備形成特大氣田條件(圖7)。

圖7中展現(xiàn)了三位一體的情況。圖中標出的含氣范圍是已控制的現(xiàn)今局部構造圈閉的地區(qū)，由勘探情況看，如若氣田是由巖性古構造控制，現(xiàn)今構造不起主控作用，龍王廟組很可能是以灘壩儲集體控制為主大面積含氣區(qū)，據(jù)該儲層分布和儲層物性條件初歩估計(不含燈影和奧陶系)：含氣強度4×108～6.5×108m3/km2，以1/3灘壩含氣其儲量在10 000×108～17 000×108m3。如果現(xiàn)今構造圈閉起主控作用，氣藏將被復雜化，有可能被局部構造和斷層帶分割成不同的塊區(qū)，會影響總體勘探效果，估計含氣范圍約900 km2，儲量可達3 600×108～5 400×108m3。

值得提出的是，威遠構造的龍王廟組要給予重視，以往雖然取得了一些成果，但是沒有重大突破。根據(jù)巖石特征它具有較大的勘探的潛力，應對已取得的資料重新研究評價，選擇有條件的舊井進行試油，有復活氣田的可能。經(jīng)初步分析龍王廟組上覆的中寒武統(tǒng)的高臺組有與龍王廟組相似的沉積環(huán)境，也可能存在儲層，鉆探中要給予關注。除此燈影組也具大面積含氣跡象，在高石梯以東有兩套產(chǎn)氣層，也很值得重視。女基井在下奧陶統(tǒng)也曾獲工業(yè)氣流。由此可以推測：樂山-龍女寺隆起可能是個多產(chǎn)層大面積天然氣富集帶。

圖7 樂山-龍女寺隆起含氣條件綜合圖Fig.7 Gas-bearing conditions of Leshan-Longnvsi paleo-uplift

樂山-龍女寺隆起在勘探下組合中地層水是影響勘探效益的主要因素，震旦系燈影組絕大多數(shù)井是氣水同產(chǎn)，如威遠氣田燈影組氣藏儲量400×108m3，僅采出35%而被水淹，資陽地區(qū)地層水活躍等，甚至包括女基井燈影組和奧陶系也是氣水同產(chǎn)?，F(xiàn)在龍王廟組也出現(xiàn)了水的干擾，要予以充分的關注。這有3種可能性：一是地層封閉水，雖試釆而產(chǎn)量減少，對勘探影響不大。二是斷層帶水體推進，可能對氣藏分割，對勘探有一定的影響。三是氣藏邊底水，這對儲層不厚的龍王廟組氣藏影響嚴重，它將大大的縮小氣藏范圍而影響儲量和產(chǎn)量。現(xiàn)在看來氣水關系較為復雜，有純氣井，也有水井和氣水同產(chǎn)井，由此推測可能是前兩種情況都有，邊底水的可能性不大。若如此可望找到特大氣田，從而改變四川天然氣的工業(yè)面貌，迎來新的快速發(fā)展期！

5 結論

四川盆地海相天然氣勘探在近10年氣田越找越大，由早期瀘州古隆起上發(fā)現(xiàn)平均每個氣田儲量17.2×108m3的小氣田群到開江古隆起石炭系氣田群，平均儲量為120×108m3，再到川東北開江古隆起和龍崗-元壩古隆起勘探飛仙關灘、礁，發(fā)現(xiàn)了以普光為代表的大中氣田群，平均氣田儲量約500×108m3?，F(xiàn)在樂山-龍女寺古隆起震旦系燈影組獲高產(chǎn)氣井，尤其是寒武系龍王廟組的突破具重要意義，勘探前景看來遠大于灘、礁成果，有希望找到特大氣田。所以今后要重視古隆起和灘壩沉積，這是找大氣田的有利場所。目前盆地中還有天井山古隆起[19]，華鎣山燕山期古隆起，瀘州古隆起深層等。灘相已知的有雷口坡組三段的廣元-安縣藻堤溶孔白云巖，雷一段的臺坪灘相溶孔云巖等，都需深入研究和勘探。

控制四川盆地海相大氣田的地質(zhì)條件主要有3個：即①優(yōu)質(zhì)的儲集層；②古構造控制古油氣藏的分布，如古隆起，開江-梁平海槽等；③現(xiàn)今構造對古構造的分割，喜馬拉雅運動造成四川盆地海相古構造解體，造成古氣藏的調(diào)整和重新分配。

另一點值得注意的是對膏鹽層在勘探中要給予重視，經(jīng)對以上儲層的環(huán)境的分析認為膏鹽層是找孔隙儲層的引子。膏鹽層之上下往往有很好的淺灘相粒屑孔隙云巖儲層，大套的膏鹽層的周圍都有臺地邊緣淺灘粒屑孔隙白云巖。所以找到了膏鹽就有望找到孔隙性儲層。

總之四川盆地氣田越找越大，勘探領域越來越寬廣，發(fā)展前景看好。

[1] 翟光明，高維亮，宋建國,等.中國石油地質(zhì)志(卷一)[M].北京:石油工業(yè)出版社，1996. Zhai Guangming,Gao Weiliang,Song Jianguo,et al.Petroleum geology of China(V1)[M].Beijing:Petroleum Industry Press，1996.

[2] 李曉清，汪澤成，張興為,等.四川盆地古隆起特征及對天然氣的控制作用[J].石油與天然氣地質(zhì)，2001，22(4)：347-351. Li Xiaoqing,Wang Zecheng,Zhang Xing,et al.Characteristics of paleo-uplifts in Sichuan basin and their control action on natural gases[J].Oil & Gas Geology,2001,22(4)：347-351.

[3] 李延鈞，李其榮，楊堅，等.瀘州古隆起嘉陵江組油氣運聚規(guī)律與成藏[J].石油勘探與開發(fā)，2005，32(5)：20-24. Li Yanjun,Li Qirong，Yang Jian，et al.Oil and gas migration and accumulation and reservoir formation in Jialingjiang Formation of Luzhou paleo-uplift[J].Petroleum Exploration and Development,2005，32(5)：20-24.

[4] 韓克猷.川東開江古隆起大中氣田形成及勘探目標[J].天然氣工業(yè)，1995，15(4)：1-5. Han Keyou.Formint of large-middle scale gas fields at Kaijiang palaeohigh in east Sichuan and exploration target[J].Nature Gas Industry,1995，15(4)：1-5.

[5] 王蘭生，陳盛吉，楊家靜,等.川東石炭系儲層及流體的地球化學特征[J].天然氣勘探與開發(fā)，2001，24(3):28-38. Wang Lansheng,Cheng Shengji,Yang Jiajing,et al.Characteristics of Carboniferous reservoirs and fluid in east Sichuan[J].Natural Gas Exploration and Development，2001，24(3):28-38.

[6] 李艷霞，鐘寧寧.川東石炭系氣藏中固體瀝青形成機理探討[J].石油實驗地質(zhì)，2007，29(4)：402-404. Li Yanxia,Zhong Ningning.Approach to solid migrabitumen mechanism of Carboniferous gas reservoir in the east of Sichuan basin[J].Petroleum Geology & Experiment,2007，29(4)：402-404.

[7] 王一剛，劉劃一，文應初,等.川東北飛仙關組鮞難儲層分布規(guī)律、勘探方法與遠景預測[J].天然氣工業(yè)，2002，22(增刊)：14-19. Wang Yigang,Liu Huayi,Weng Yingchu,et al.Distribution law,exploration method and prospectiveness prediction of the oolitic beach reservoirs in Feixianguan formation in northeast Sichuan basin[J].Nature Gas Industry，2002,22(S0)：14-19.

[8] 馬永生.中國海相油氣田勘探實例之六——四川盆地普光大氣田的發(fā)現(xiàn)與勘探[J].海相油氣地質(zhì)，2006，11(2):35-40. Ma Yongsheng.Cases of discovery and exploration of marine fields in China(Part 6): Puguang gas field in Sichuan basin[J].Marine Origin Petroleum Geology,2006，11(2)：35-40.

[9] 王正和，郭彤樓，譚欽銀，等.四川盆地東北部長興組-飛仙關組各沉積相帶儲層特征[J].石油與天然氣地質(zhì)，2011，32(1)：56-63. Wang Zhenghe，Guo Tonglou，Tan Qinyin,et al.Reservoir characte-ristics of different sedimentary facies in the Changxing and Feixianguan Formations,northeast of the Sichuan Basin[J].Oil & Gas Geo-logy，2011，32(1)：56-63.

[10] 宋文海.樂山-龍女寺古隆起大中型氣田成藏條件研究[J].天氣工業(yè).1996，16(增刊):13-16. Song Wenhai.Research on reservoir-formed conditions of large-medium gas fields of Leshan-Longnusi palaeohigh[J].Nature Gas Industry,1996，16(S0):13-26.

[11] 羅志立，劉樹根，劉順.四川盆地勘探天然氣有利地區(qū)和新領域探討(上)[J].天然氣工業(yè)，2000，20(4)：10-13. Luo Zhili,Liu Shugen,Liu Shun.A discussion on the favourable regions and new realms of exploring for natural gas in Sichuan basin(Ⅰ)[J].Nature Gas Industry,1996，20(4):10-13.

[12] 王一剛,陳盛吉,徐世琪,等.四川盆地古生界-上元古界天然氣成藏條件及勘探技術[M].北京:石油工業(yè)出版社,2001. Wang Yigang,Cheng Shengji,Xu Shiqi,et al.The natural gas accumulation conditions and exploration technology of Paleozoic to Upper Proterozoic in Sichuan basin[M].Beijing:Petroleum Industry Press,2001.

[13] 孫瑋.四川盆地元古宇—下古生界天然氣藏形成過程和機理研究[D].成都:成都理工大學,2008. Sun Wei.The Researh on the formation process and mechanism of gas pools in proterozoic to Low Paleozoic Erathem,Sichuan basin[D].Chengdu:Chengdu University of Technology,2008.

[14] 黃籍中.從四川盆地看古隆起成藏的兩重性[J].天然氣工業(yè)，2009，29(2)：12-17. Huang Jizhong.The pros and cons of paleohighs for hydrocarbon reservoiring:a case study of the Sichuan basin[J].Nature Gas Geology,2009，29(2):12-17.

[15] 李啟桂，李克勝，周卓鑄，等.四川盆地桐灣不整合面古地貌特征與巖溶分布預測[J].石油與天然氣地質(zhì)，2013，34(4)：516-521. Li Qigui,Li Kesheng,Zhou Zhuozhu,et al.Palaeogeomorphology and karst distribution of Tongwan unconformity in Sichuan Basin[J].Oil & Gas Geology,2013，34(4)：516-521.

[16] 孫瑋，劉樹根，韓克猷,等.四川盆地震旦系油氣地質(zhì)條件及勘探前景分析[J].石油實驗地質(zhì)，2009,31(4)：350-355. Sun Wei,Liu Shugen,Han Keyou,et al.The petroleum geological condition and exploration prospect analysis in Sinian,Sichuan basin[J].Petroleum Geology & Experiment,2009，31(4)：350-355.

[17] 徐美娥，張榮強，彭勇民,等.四川盆地東南部中、下寒武統(tǒng)膏巖蓋層分布特征及封蓋有效性[J].石油與天然氣地質(zhì)，2013，34(3)：301-306. Xu Mei’e,Zhang Rongqiang,Peng Yongmin,et al.Distribution and sealing effectiveness of Middle-Lower Cambrian evaporite cap rocks in the southeastern Sichuan Basin[J].Oil & Gas Geology,2013，34(3)：301-306.

[18] 孫瑋,劉樹根,馬永生,等.四川盆地威遠-資陽地區(qū)震旦系油裂解氣判定及成藏過程定量模擬[J].地質(zhì)學報，2007，81(8):1153-1159. Sun Wei,Liu Shugen,Ma Yongsheng,et al.Determination and quantitative simulation of gas pool formation process of Sinian cracked gas in Weiyuan-Ziyang area,Sichuan Basin[J].Acta Geologica Sinica,2007,81(8):1153-1159.

[19] 王鐵冠,韓克猷.論中-新元古界的原生油氣資源[J].石油學報，2011，32 (1):1-7. Wang Tieguan,Han Keyou.On Meso-Neoproterozoic primary petroleum resources[J].Acta Petrolei Sinica,2011，32(1):1-7.

(編輯 張亞雄)

ConditionsfortheformationoflargemarinegasfieldsandgasfieldclustersinSichuanBasin

Han Keyou1,Sun Wei2

(1.Exploration&ProductionResearchInstitute，SouthwestOilandGasFieldCompany,PetroChina,Chengdu,Sichuan610051,China; 2.CollegeofEarthSciences,ChenduUniversityofTechnology,Chengdu,Sichuan610059,China)

This paper discussed the forming conditions of large marine gas fields and gas field clusters in Sichuan Basin.Based on comprehensive analyses of structure and lithofacies,we discussed the control of the Indosinian and Caledonian paleouplifts on the marine petroleum accumulation.There are significant changes in exploitation targets in the Sichuan Basin,from anticlinal gas fields in the early stage to large gas fields correlated with porous reservoirs of bank facies,and to composite large gas fields related with peleouplifts now.In the first stage of exploration,small gas field clusters were found in Luzhou peleouplift.In the second stage,the Carboniferous porous gas reservoirs were discovered in eastern Sichuan Basin.In the third stage,the Wubaiti large gas field and gas field cluster were discovered in the Kaijiang paleouplift.In the fourth stage,medium-to-large gas field clusters represented by Puguang gas field were found in the Permian and Triassic reservoirs of reef-shoal facies.Recently,several highly-productive wells have been successfully completed in the Sinian Dengying Formation and the Lower Cambrain Longwangmiao Formation in the Leshan-Longnvsi paleouplift.The favorable superimposition of reservoirs,paleostructures and modern structures makes it possible to form giant gas field in this area.

reservoir,paleouplift,Luzhou paleo-uplift,Sichuan Basin

2013-10-20;

：2013-12-30。

韓克猷(1935—)，男，高級工程師，石油與天然氣勘探。E-mail：mfy5138@163.com。

國家重點基礎研究發(fā)展計劃(“973”計劃)項目(2012CB214805)；國家自然科學基金項目(41372093)。

0253-9985(2014)01-0010-09

10.11743/ogg20140102

TE122.3

：A