西昌盆地奥陶系大箐组油气成藏地质条件评价

吴长江 陈双玲 张禄权 谢 忱

中国石油天然气集团公司天然气成藏与开发重点实验室碳酸盐岩天然气成藏机理重点研究室

0 引言

西昌盆地位于四川省西南部，为覆于较活动结晶基底上的较大型盆地[1]，面积约14 200 km2（图1）。近年来相邻四川盆地在海相碳酸盐岩地层中发现多个具有较大规模整装气藏[2-4]。西昌盆地沉积盖层结构与四川盆地相似，其中奥陶系上统大箐组发育厚层连片白云岩。但盆地内仅有3口井钻揭奥陶系大箐组，且测试均未获工业气流，总体勘探程度较低。该区奥陶系大箐组白云岩厚度大，分布面积广，多见溶蚀孔洞，周边野外露头可见沥青，井下取心多段见气泡冒出，表明大箐组具有一定勘探潜力。综合应用野外露头、岩心、测井等资料，结合区域地质背景，对研究区内大箐组沉积相、储层、烃源、构造与保存条件深入研究后，对大箐组油气地质条件获得一定的认识，以供该区下步勘探研究工作借鉴。

1 区域地质概况

图1 西昌盆地构造区划及地质略图

盆地内奥陶系上统大箐组纵向上位于巧家组之上、志留系龙马溪组之下，与上下地层均为不整合接触，横向上与四川盆地宝塔组、临湘组、五峰组为同期异相沉积（表1，图2）。大箐组的地层厚度变化较大，自东向西逐渐尖灭，在甘洛县新基姑、越西县敏子洛木、普格县洛乌沟剖面，厚度分别达449 m、464 m、487 m，XD1与XD3井大箐组厚度分别为314 m、104 m，平面上大致以四开断裂为界，以西地区大箐组是一套厚度100～400 m灰白色细—粗晶白云岩，以东地区逐渐相变为深灰色灰岩。

表1 西昌盆地与邻区奥陶系地层划分对比表

图2 西昌盆地大箐组综合柱状图

2 沉积相与储层特征

2.1 沉积相类型

奥陶系大箐组沉积期，西昌盆地以西地区为康滇古陆，总体沉积背景西高东低，自西向东依次发育潮坪—砂屑滩—浅海等沉积相类型。受后期抬升剥蚀影响，靠近西部古陆潮坪沉积多被剥蚀殆尽，因此研究区内可见沉积相类型主要为砂屑滩与浅海。

2.1.1 砂屑滩

大箐组沉积期后经受多期次白云石化作用和溶蚀作用改造后，颗粒内部多为它形晶粒白云石，但部分样品镜下观察仍保留了颗粒残余结构，是大箐组主要储集岩（图3）。上述研究表明西昌盆地西侧处于缓坡高能相带，水体较浅，在波浪和潮汐作用下发育大规模滩体[5]。

2.1.2 浅海

往东至研究区东部地区，水体逐渐加深，水体能量逐渐减弱，岩性逐渐发生相变，往东至布拖地区主要为灰色与深灰色泥晶灰岩为主，野外及镜下观察浅海沉积灰岩不具储集性。

2.2 沉积相平面分布特征

图3 西昌盆地大箐组砂屑滩镜下特征图

区内主要分布砂屑滩与浅海两种沉积相类型，其中砂屑滩主要分布于西部地区，纵向上厚度大，普遍在100～300 m，平面上呈带状连片分布，岩性主要为晶粒白云岩，是大箐组主要勘探对象。向东至布拖地区逐渐相变为以灰色、深灰色灰岩为主的浅海相（图4）。

2.3 储层基本特征

奥陶系大箐组的储集岩性主要为溶孔白云岩，灰白色为主、灰色次之。岩石类型主要由细—粗晶白云岩组成，少量粉晶白云岩，可见砂屑幻影。

2.3.1 储集空间

据露头剖面观察，大箐组白云岩的各类溶蚀孔隙十分发育。如在盆地北部的乃托与越西裤裆沟剖面，见大箐组灰白色块状白云岩的溶蚀孔洞顺层发育，孔洞直径介于1～3 cm，多被半充填，充填物为方解石和石英。在盆地西北部的南箐剖面，见大箐组灰白色块状白云岩的针状溶孔（洞）极为发育，特别是在白云岩新鲜表面呈带状密集分布，孔径0.1～0.5 mm，成为较典型的针孔状白云岩。镜下与岩心观察也表明，奥陶系大箐组白云岩的溶蚀孔、洞十分发育，局部见沥青充填。在盆地北部的裤裆沟、南部洛乌沟剖面与XD1、XD3井取心段及镜下观察，奥陶系大箐组白云岩中普遍见裂缝发育（图5）。

2.3.2 物性特征

据露头剖面采集16个大箐组白云岩样品的物性资料，孔隙度为0.89%～5.87%，峰值为3%～4%、约占样品总数的44%，孔隙度大于4%的样品约占13%，平均孔隙度2.89%。XD1、XD3与PG1井大箐组测井解释孔隙度为2.42%～3.86%。可见，大箐组白云岩储层总体为低孔、低渗，局部存在相对高孔隙层段。

图4 西昌盆地大箐组沉积相图

综上所述，大箐组白云岩镜下见晶间孔、野外及岩心观察见溶蚀孔洞与裂缝，其白云岩储层基本特征与四川盆地龙王庙组滩相白云岩储层特征具有一定相似性[6-7]，分析认为大箐组白云岩储集类型为裂缝—孔洞型。

3 烃源特征

图5 西昌盆地大箐组储集空间及沥青充填特征图

西昌盆地奥陶系大箐组其上与志留系龙马溪组厚层暗色页岩直接接触。龙马溪组形成于陆棚相沉积环境，为一套优质烃源层[8-10]。该套烃源厚度自东向西逐渐减薄，厚度0～80 m（图6）。区内断裂发育，烃源可通过断裂垂直运移至大箐组白云岩中，形成上生下储式成藏模式。

据龙马溪组露头采样分析资料，干酪根在镜下呈不定型的絮状，主要属于Ⅱ1型；部分样品腐泥组占85%以上，有机质类型属于Ⅰ型。Ro值为1.27%～3.66%，现已属于高成熟—过成熟阶段。在布拖剖面与XD1井井下采样分析资料分析，龙马溪组烃源岩总有机碳含量集中在0.93%～1.44%之间，平均1.29%，具有较好生烃潜力（表2）。

4 构造特征

西昌盆地经历多期构造运动，发育多条南北向深大逆断裂[11]。地腹构造受南北向断层分割，自西向东可划分出喜德—西昌构造带、米市向斜带、七里坝背斜带、黑水河断裂带与罗木大山—四开构造等5个构造带。喜德构造带位于米②号断层上盘，发育有喜德构造。米②与米①下盘为米市向斜带，该向斜内主要发育有瓦尼潜伏断鼻。米①与黑②号断层上盘为七里坝背斜带，两断层直接控制着该构造带规模与展布，在该构造带发育较大的构造有七里坝北构造。黑水河断裂带以东的构造由于受黑水河断裂带的影响，构造较复杂，褶皱强烈，背斜、向斜高陡狭窄，但总体上呈南北向展布，在该区域发育较大的构造有罗木大山构造（图7、图8）。

5 保存条件

5.1 盖层发育特征

图6 西昌盆地龙马溪组烃源岩厚度等值线图

表2 西昌盆地龙马溪组烃源岩有机质丰度表

西昌盆地七里坝背斜构造主体及东翼大箐组与上覆志留系龙马溪组灰黑色页岩直接接触，该套页岩厚度普遍大于20 m，平面上稳定分布，既是区内重要烃源层，也是良好盖层，对下伏大箐组白云岩储层具有封闭作用（图6）。另外，西昌盆地侏罗系、白垩系与上三叠统白果湾组泥质沉积发育累计厚度超过1 000 m，横向上分布稳定。已有研究成果表明连续稳定分布巨厚泥岩可为区域良好盖层[12-15]。

5.2 断裂对油气保存条件影响

西昌盆地发育多条南北向深大断裂，其中米②与黑①号断裂为通天深大断裂且见多处来自地层深部温泉，表明通天大断裂附近区域油气保存条件较差。位于米市坳陷中部区域，米①与黑②号断层之间七里坝背斜带构造圈闭发育且未见通天断裂，油气保存条件相对较好。

图7 西昌盆地大箐组顶界构造图

6 结论

1）西昌盆地大箐组发育大套厚层滩相晶粒白云岩，白云岩厚度大，平面上连片分布，溶蚀孔洞较为发育。

2）上覆龙马溪组灰黑色页岩厚度大，可为大箐组白云岩良好烃源与直接盖层。

3）大箐组白云岩野外与镜下均见沥青，表明大箐组具备油气成藏条件。

图8 西昌盆地构造剖面示意图（东西向）

4）位于米市坳陷中部区域七里坝背斜带未见通天断裂，油气保存条件相对较好。

综上所述，西昌盆地大箐组下步勘探应围绕油气地质条件相对有利的七里坝背斜带开展。