Main controlling factors and exploration direction of gas reservoir in Jialingjiang Formation, Sichuan Basin
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摘要: 嘉陵江组是四川盆地天然气勘探的传统层系，近年来在川北、川西南等地区连续获得发现，但盆地内仍有大面积的勘探空白区，亟需深化对该层系天然气成藏规律的认识，明确成藏主控因素，进而指出未来的勘探方向。利用天然气地球化学等分析测试，结合构造恢复、盆地模拟等技术，以气源分析为基础，以典型气藏解剖为核心，结合对嘉陵江组成藏条件认识，通过对成藏过程的分析探讨了成藏主控因素，并建立了成藏模式。四川盆地嘉陵江组天然气主要来自下部的原油裂解气，嘉陵江组具有多套优质烃源岩供烃、发育多类型碳酸盐岩储层、通源断裂有效沟通气源的良好成藏条件，主生油期古构造、调整期构造及通源断裂、有利储层类型是嘉陵江组天然气成藏的主控因素；嘉陵江组具有“多源形成古油藏—古油藏裂解供气—通源断裂输导—晚期调整成藏”的成藏模式。基于此指出，分布于川西、川北等地区山前带，主生油期、气藏调整成藏期均处于相对高部位，发育通源断裂、保存条件较好的构造—岩性复合气藏是勘探的首选方向；分布于川东高陡构造带构造稳定区及向斜区的孔隙型岩性气藏是未来的主要勘探方向。Abstract: The Jialingjiang Formation is a traditional stratum for natural gas exploration in the Sichuan Basin, and in recent years it has been continuously discovered in northern and southwestern Sichuan, but there are still large areas of exploration blanks in the basin, which urgently needs to deepen the understanding of the natural gas accumulation law of this formation, clarify the main controlling factors of the accumulation, and then point out the exploration direction in the future. By using natural gas geochemistry and other analytical tests, combined with structural restoration, basin simulation and other technologies, based on gas source analysis, with typical gas reservoir anatomy as the core, combined with the understanding of the reservoir conditions of the Jialingjiang Formation, the main controlling factors of reservoir formation were discussed through the analysis of reservoir formation process, and the reservoir formation model was established. The results show that the natural gas of the Jialingjiang Formation is mainly cracked gas from crude oil in the lower part. The Jialingjiang Formation has good reservoir formation conditions such as multiple sets of high-quality source rocks supplying hydrocarbons, developing multiple types of carbonate reservoirs, and source-connected faults that effectively communicate gas sources. The paleostructures of the main oil generation period, the structures of the adjustment period, the source-connected faults, and the favorable reservoir types are the main controlling factors of the natural gas accumulation in the Jialingjiang Formation in the Sichuan Basin. The Jialingjiang Formation has an accumulation model of "multi-source charging to form ancient oil reservoirs, ancient oil reservoir cracking and supply gas, source-connected faults transport, and late adjustment accumulation". Based on this, it is proposed that the structural and litholo-gical composite gas reservoirs distributed in the piedmont belts of western and northern Sichuan, which are at relatively high positions during the main oil generation period and gas reservoir adjustment and accumulation period, have developed source-connecting faults, and have good preservation conditions, are the preferred exploration directions. The porous lithological gas reservoirs distributed in the structurally stable areas and syncline areas of the high and steep structural belts in eastern Sichuan are the main exploration directions in the future.
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嘉陵江组勘探始于20世纪30年代，是四川盆地最早的也是目前仍然活跃的勘探层系之一，经历了早期以构造为主寻找裂缝型气藏，到中期围绕古隆起和高陡构造带寻找裂缝—孔隙型气藏，再到如今以多类型气藏兼顾、寻找相对整装或整装的裂缝—孔隙型或孔隙型气藏的过程，勘探成果丰富；勘探发现主要集中于川南低陡构造带、川东高陡构造带，川北坳陷带(河坝场气田)及川中隆起带(磨溪气田)也有发现，整体呈现出“点多面广”的特点[1]。近年来，中国石化在川西南井研地区嘉陵江组四段测试获气2.32×104 m3/d、威远地区嘉陵江组五段测试获气5.58×104 m3/d、川西地区川科1井嘉陵江组四—五段测井解释含气层共5层28.3 m等发现，均揭示出川西—川西南地区嘉陵江组仍具有一定的勘探潜力[2-3]，也展示出嘉陵江组这一传统层系具有很强的勘探后劲。
前人有关嘉陵江组天然气成藏的研究主要以局部地区为主，鲜见从全盆地尺度开展研究的报道[4-7]。下伏烃源层数多、具备优质碳酸盐岩储层发育背景、上覆盖层品质好是四川盆地嘉陵江组成藏的普遍特点[7]。嘉陵江组在四川盆地内累计探明储量已超过2 000亿立方米，除川西坳陷外的盆内其他地区都有气田分布(图 1)，但嘉陵江组何以形成如此丰富的油气资源，成藏的关键要素及未来的勘探方向在哪里尚不明确。本文从嘉陵江组天然气特征入手，结合成藏条件分析，研究了嘉陵江组的成藏过程，提出了成藏主控因素，建立了嘉陵江组成藏模式，以期为四川盆地嘉陵江组下一步勘探提供参考。
图 1 四川盆地嘉陵江组地质概况a.嘉嘉陵江组二段沉积相平面分布及主要气田、钻井；b.嘉陵江组地层综合柱状图(川西南J1井)。Figure 1. Geological settings of Jialingjiang Formation, Sichuan Basin1. 区域地质背景
四川盆地自下而上沉积了震旦系、下古生界、上古生界、中生界，经历了原特提斯洋(Z—S)、古特提斯洋(D—T)与新特提斯洋(J—Q)3个均包含伸展—聚敛旋回的演化阶段，使盆地表现出发展的多旋回性[8]，具有“满盆含气、立体成藏”的特征。
早三叠世嘉陵江组沉积期，四川盆地整体为干旱气候[8]，受海平面周期性变化和古气候变迁等内在规律控制[9]，多发育开阔台地、局限台地、蒸发台地相(图 1a)，形成了以碳酸盐岩—膏盐岩沉积体系为主体的嘉陵江组。盆地内不同区域沉积序列略有不同，如在川西南峨眉山等地区，嘉陵江组下部为冲积平原相带的粉砂岩和泥岩互层；川中地区受川中古隆起控制，嘉陵江组厚度较薄，以白云岩—膏岩沉积序列为主；川东北地区则由于发育水体相对较深的潟湖，嘉陵江组以灰岩—白云岩—膏岩沉积为主[10]。
嘉陵江组从下至上分为5个岩性段(图 1b)，总体上嘉一段、嘉三段沉积于海侵过程中，以泥质灰岩、含泥灰岩为主；嘉二段、嘉四段、嘉五段沉积于海退过程中，以白云岩、膏岩沉积为主[8]。储层多发育在嘉二段和嘉四—五段的水退旋回中[2, 11]，高能台内滩薄层颗粒白云岩和颗粒灰岩、云坪微相白云岩为主要储层岩石类型；嘉陵江组以及上覆的雷口坡组由于广泛沉积了膏岩层，形成了巨厚的盖层。整体来看，嘉陵江组发育良好的储盖组合类型。
2. 天然气特征与气源分析
嘉陵江组目前大部分气田已停止开采，天然气样品获取难度大，本次研究仅在川北河坝场地区采集到了气样。为系统研究嘉陵江组天然气特征，笔者从多方收集整理了四川盆地嘉陵江组23个气田(图 1a)的219个天然气数据[4-5, 8, 12-16]，对天然气组分、碳同位素等特征进行了对比分析(表 1)。
表 1 四川盆地嘉陵江组天然气组成对比Table 1. Comparison of natural gas composition of Jialingjiang Formation, Sichuan Basin地区 气田 烃类气体含量/% 干燥系数 非烃气体含量/% 组分碳同位素δ13C/‰ CH4 C2H6 C3H8 C4+ H2 N2 CO2 H2S CH4 C2H6 C3H8 川北 河坝场 97.379 0.212 0.019 0 0.998 0.010 2.700 0.719 0.742 -27.500 -26.400 -24.300 川东 大池干井 98.168 0.256 0.008 0.037 0.997 0.033 0.914 0.113 0.483 -30.528 -35.036 -34.000 川东 东溪 97.970 0.448 0.063 0.513 0.990 0 0.845 0.055 0.583 -30.430 -31.930 川东 福成寨 97.877 0.675 0.156 0.400 0.988 0.001 0.734 0.018 0.234 -33.485 -34.348 -28.854 川东 高峰场 96.978 0.245 0 0 0.997 0.004 0.524 0.412 1.817 -29.900 -34.200 -34.900 川东 黄草峡 98.015 0.684 0.132 0.218 0.989 0.155 0.611 0.096 0.265 -32.653 -36.051 -33.134 川东 建南 98.150 0.210 0.010 0.001 0.998 0 0.430 1.150 0.020 -32.400 -36.400 川东 石油沟 97.480 0.550 0.073 0.649 0.987 0.010 1.153 0.287 0.377 -31.460 -30.615 川东 双龙 98.488 0.476 0.089 0.036 0.994 0.011 0.585 0.068 0.217 -32.200 -30.700 -23.200 川东 双庙 97.970 0.350 0.010 0 0.996 0 1.500 0.120 0 -31.800 -31.700 川东 铁山 98.130 0.200 0.010 0.214 0.996 0 0.460 0 0.610 -31.670 -33.190 川东 卧龙河 94.558 1.002 0.399 0.213 0.985 0.161 0.811 0.396 3.576 -33.154 -29.326 -24.662 川东 五百梯 98.189 0.403 0.066 0.114 0.994 0 0.986 0 0.211 -32.400 -33.200 -27.700 川东 云安场 96.789 0.175 0 0 0.998 0.006 1.376 0.257 1.360 -28.400 -32.733 -30.700 川东 寨沟 95.828 0.313 0.017 0 0.997 0 0.654 0 3.162 -32.100 -32.100 -34.500 川东 张家场 98.738 0.358 0.038 0.219 0.994 0.017 0.545 0.160 0.096 -32.725 -34.680 -37.200 川南 二里场 96.340 0.660 0.135 0.010 0.992 0 2.550 0.080 0.035 -31.400 -33.550 -27.400 川南 合江 98.073 0.440 0.053 0 0.995 0 0.947 0.063 0.393 -29.833 -34.033 -29.500 川南 井研 93.770 2.460 0.763 0.830 0.959 0.020 1.607 0.493 0 川南 庙高寺 97.074 0.768 0.170 0.044 0.990 0 1.472 0.114 0.352 -31.300 -33.660 -29.825 川南 纳溪 93.743 2.533 0.903 0.623 0.958 0 1.203 0.110 0.010 -34.800 -32.767 -29.433 川南 威远 55.833 0.157 0 0.023 0.997 0 3.580 9.593 30.743 0 川中 磨溪 97.585 0.387 0.115 0 0.995 0.002 1.340 0.487 0.029 -33.400 -32.200 注：川北河坝场气田为自测数据，其他数据来自参考文献[4-5, 8, 12-16]；表中数据均为平均值。 嘉陵江组天然气烃类组分较相近，甲烷含量为93.7%~98.7%(平均97.2%)，乙烷含量为0.18%~2.53%(平均0.62%)，丙烷含量为0~0.90%(平均0.14%)，C4及以上成分含量为0~0.83%(平均0.18%)，干燥系数为0.958~0.998(平均0.990)，全部为干气。嘉陵江组CO2、H2S含量普遍较低，CO2含量为0~1.15%，平均0.23%，H2S含量为0.01%~3.58%，平均0.71%，仅在川东卧龙河、寨沟等地区两者含量大于3%；N2含量平均为1.08%，其余非烃气体含量较低(表 1)。烃类气体的组分及稳定同位素的组成可区分烃类气体不同成因类型[15, 17-18]。嘉陵江组天然气主要为成熟度(Ro)大于1.5%的原油裂解气，Ro主体介于2.0%~2.5%之间，为高—过成熟阶段原油裂解气(图 2a)。
图 2 四川盆地嘉陵江组天然气成因类型与气源判识图a.ln(C1/C2)与ln(C2/C3)相关图；b.碳同位素分布序列图；c.天然气成因类型划分(图版据文献[17])；d.天然气烃源分区Figure 2. Genetic types and source identification of natural gas in Jialingjiang Formation, Sichuan Basin嘉陵江组甲烷碳同位素为-34.8‰~-27.5‰，平均-31.56‰；乙烷碳同位素为-36.4‰~-26.4‰，平均-32.78‰；丙烷碳同位素为-37.2‰~-23.2‰，平均为-29.89‰，碳同位素分布反映嘉陵江组天然气以油型气为主(图 2b)。从烃类同位素分布序列来看，包含正常序列、部分倒转序列和完全倒转序列(图 2c)。川北地区以正常序列(δ13C1＜δ13C2＜δ13C3) 为主，以高—过成熟阶段的煤型气为主，且来源相对较为单一，天然气主要来源于上二叠统；川东及川南地区多发生部分倒转(δ13C2＜δ13C1＜δ13C3)，少数气田出现完全倒转(δ13C1＞δ13C2＞δ13C3)，反映混源可能。川东地区以高—过成熟阶段的油型气为主，嘉陵江组天然气以志留系龙马溪组来源为主，中上二叠统也有一定补充[19]；川南气田群天然气主要为二叠系龙潭组供烃，部分地区有志留系混入[5, 20]，也可能有筇竹寺组的一定贡献；川中磨溪、潼南等地区以嘉二段为主要产层的气田以二叠系烃源为主[8, 21-22]，可能有志留系补充，推测志留系尖灭线以西地区的天然气有寒武系来源[23]。
总体来说，四川盆地嘉陵江组气藏天然气主要为原油裂解气，来自寒武系、志留系及二叠系等下部烃源层系。气源对比结果表明，四川盆地不同地区嘉陵江组天然气来源和构成具有差异，整体上包括单源与多源两类。依据气源认识及四川盆地烃源岩平面分布特征，划分了嘉陵江组天然气主要的供烃来源(图 2d)：川北开江—梁平陆棚及周围地区为二叠系来源；川东涪陵东部部分地区为志留系供烃；川东—川南大部分地区以志留系与二叠系混合来源为主；川中部分地区包括寒武系、志留系及二叠系多个来源；川西地区目前无钻井发现嘉陵江组天然气，但根据烃源岩分布情况，推测该区可能为寒武系及二叠系混合来源。
3. 嘉陵江组成藏条件
3.1 多套优质烃源岩供烃
大量研究表明，四川盆地三叠系下部主要发育上二叠统吴家坪组(龙潭组)—大隆组、上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组和下寒武统筇竹寺组3套区域性烃源岩，具有优越的供烃条件[24]。筇竹寺组烃源岩厚度一般在100 m左右，在绵阳—长宁拉张槽厚度可达到300~400 m，有机质类型为Ⅰ型，有机碳(TOC)含量为0.5%~5.1%，是四川盆地最重要的一套烃源岩[25]。五峰组—龙马溪组烃源岩为盆地相黑色页岩和泥岩，TOC含量为0.4%~1.6%，有机质类型主要为Ⅰ—Ⅱ1型，主要发育在盆地北部、东部和南部地区，具东南部较厚、向西北部减薄的分布特征，有机质丰度具东南部高、中西部低的特点。上二叠统吴家坪组(龙潭组)烃源岩主要分布在川东南—川东北地区，TOC含量为0.5%~27.1%，平均为2.91%，主要分布在3%~5%，属优质烃源岩；大隆组烃源岩主要分布在广元—开江—梁平海槽内，TOC含量为0.26%~12.11%，平均为4.6%，是很好的烃源岩，两者都具有有机质丰度高的特点。
依据单井埋深、大地热流等基础资料及实测镜质体反射率等校正数据，利用PetroMod软件，以川北地区为例开展了几套主要烃源层的生排烃史研究。结果表明，上述3套烃源岩现今均属于过成熟烃源岩，地质历史上曾经历完整的生油气过程(表 2，图 3)；3套烃源岩主生油期在印支期(T2—J1)，与二叠系、下三叠统等的古圈闭形成时期基本一致，3套烃源岩生成的油可进入这些古圈闭中形成古油藏，为后期裂解形成古气藏并调整至嘉陵江组成藏提供了充足的物质基础。
表 2 四川盆地北部主要烃源岩层热演化关键时期Table 2. Critical moments of thermal evolution of major hydrocarbon rock layers, Sichuan Basin烃源层 热演化关键时期/Ma Ro=0.5% Ro=1.2% Ro=2.0% Ro=3.0% 筇竹寺组 435 228 181 165 五峰组—龙马溪组 245 182 165 154 上二叠统 234 167 158 134 
图 3 四川盆地主要烃源岩层热演化史(以川北为例)Figure 3. Thermal evolution history of major hydrocarbon source rock layers, Sichuan Basin (taking northern Sichuan as an example)3.2 多类型碳酸盐岩储层发育
嘉陵江组是在飞仙关组沉积形成的古地貌基础之上发育的碳酸盐岩台地沉积体系，沉积期水体较浅，构造隆升、地貌变化、海平面升降、气候变化对沉积物影响明显，总体发育开阔台地、局限台地、蒸发台地亚相[11]；在整体西南高、北东低的浅水缓坡沉积背景下，受局部微地貌和海平面升降控制，在波浪淘洗作用下沉积于台地内部或潟湖边缘的台内滩，可形成优质的台内颗粒灰岩纵向多期叠置，横向连片，分布广泛；此外，受海平面变化控制，常与潮上带蒸发岩形成垂向岩性组合的潮间带灰云坪，易形成晶粒白云岩、颗粒(生屑、砂屑)白云岩及灰岩，受岸线控制，横向连片，分布广泛。
嘉陵江组发育孔隙型储层、裂缝—孔隙复合型储层及裂缝型储层(表 3)。不同类型的储层分布于不同的区域。总体上，孔隙型储层以磨溪地区嘉二段气田为代表，主要受原始沉积相带和成岩作用控制，具有较高的原始孔隙度，破坏性成岩作用改造较小，孔隙保存相对较好，主要分布在后期构造运动相对较弱、整体较为稳定的区域[11]；裂缝—孔隙复合型储层以井研地区嘉四段、麻柳场嘉二段和嘉四段、川东南赤水地区嘉一段和嘉二段等气藏为代表，受原始沉积相带及溶蚀改造，埋藏成岩环境、表生成岩环境发育的溶蚀孔、洞、缝是碳酸盐岩储层的主要储集空间，主要分布在川西南等中等构造改造区[6, 26-27]；裂缝型储层以石油沟嘉三段、卧龙河嘉五段等气藏为代表，储集空间以裂缝及各类溶孔为主，裂缝有效沟通储层，提高渗透性，主要分布在川东南、川东等隔挡式褶皱发育区的背斜轴部，裂缝大大提升了储集性能[28-29]。
表 3 四川盆地嘉陵江组主要储层类型特征Table 3. Characteristics of major reservoir types in Jialingjiang Formation, Sichuan Basin储层类型 储层岩性 主要发育层段 沉积相带 储集空间类型 储层物性特征 储层厚度特征 典型代表气田 主要分布区域 孔隙型 粒屑白云岩、鲕粒灰岩、细晶白云岩 嘉二段 台内浅滩 晶间、晶内溶孔 孔隙度1%~8%，孔渗具有相关性 层状分布，但横向非均质性强 磨溪 川中地区 裂缝—孔隙复合型 细晶白云岩、鲕粒灰岩、生屑(砂屑) 灰岩及白云岩 嘉一、二、四、五段 云坪、台内浅滩 晶间溶孔及微裂缝 孔隙度1%~5%，渗透率受裂缝控制 层状分布，非均质性强，受断裂控制 井研、麻柳场、河坝场、宝元 川西南、川东南、川北等地区 裂缝型 砂屑灰岩、微粉晶白云岩 嘉二—五段 云坪、台内浅滩、灰坪等 裂缝、少量溶孔 孔隙度与渗透率相关性较差 受断裂控制明显 石油沟、卧龙河 川东、川南等构造较为复杂区域的背斜核部 孔隙型储层主要受原始沉积物质及准同生期溶蚀作用控制[2]，形成时间较早且在稳定的构造背景下得到了有效的保持，使储层一旦与烃源沟通即可充注成藏；裂缝—孔隙复合型储层受原始沉积物质与多期构造运动产生的裂缝破裂作用及相关的溶蚀作用控制[6]，储层形成于相对较早的准同生—浅埋藏期，后期的构造运动有效改善了储层；裂缝型储层主要受后期构造运动形成的大量裂缝系统控制[30]，裂缝普遍形成于燕山期、喜马拉雅期。总的来说，嘉陵江组孔隙型储层形成时间较早且能够有效保存；裂缝相关型储层形成相对较晚，但与天然气调整时间基本同步，可形成有效储层。
3.3 通源断裂有效沟通气源
从源储配置关系来看，烃源岩与嘉陵江组相距甚远，成藏需依赖断裂沟通深部烃源，这些断裂向下沟通二叠系或更古老的志留系及寒武系烃源，向上断至嘉陵江组[31]。这类断层可为深层天然气垂向运移至嘉陵江组储层提供重要的通道，不整合面及高渗层可为天然气在嘉陵江组内部侧向运移提供通道。四川盆地中新生代以来的构造运动造成了盆地内断裂的广泛发育，特别是白垩纪以来，扬子北缘大巴山弧状逆冲推覆构造向南推覆、雪峰山构造带自南东向北西推进至四川盆地东部以及龙门山逆冲带的形成与汉南地块的强烈逆冲隆升，使四川盆地处于三面围陷的陆内挤压背景[32]，多个构造带相互叠加、改造，使盆地内发育大量断裂，同时形成对称褶皱、不对称褶皱、鼻状构造等。这些断裂与基底断裂、古隆起形成时产生的放射状正断层等，共同组成的断裂体系为深层油气运移至嘉陵江组提供了通道。四川盆地嘉陵江组天然气普遍具有早期在下部(二叠系—下三叠统礁滩)形成古油藏，古油藏裂解后天然气经由通源断裂调整进入嘉陵江组储层的特点。
4. 成藏主控因素与模式
4.1 成藏主控因素
4.1.1 主生油期古构造控制气藏分布
三叠纪—侏罗纪是四川盆地海相层系几套烃源岩的主要生油期，盆地内发育的石炭系白云岩储层、茅口组顶部岩溶储层、长兴组—飞仙关组礁滩储层等优质储层可得到近源充注而形成油藏。古油藏分布范围往往受主生油期构造控制，原油通过垂向、侧向等方式从高势区向相对低势区运移[33]。依据回剥法编制了古构造图，并以此为基础，根据烃类自构造低部位向高部位运移的趋势，编制了流体运移方向图(图 4)，来反映主生油期原油运移的主要方向。由图 4可以看出，三叠纪末，二叠系顶面具有整体南高北低、发育多个局部隆起的特征，川南泸州古隆起周缘、川中遂宁—南川—广安—涪陵一线、川东北城口—达州—利川一线、川北元坝—龙岗地区均为大规模原油运移指向区。当前四川盆地的勘探成果也证实了这种特征：其一是黄龙组、栖霞组、茅口组、长兴组、飞仙关组等地层中常见非常丰富的储层沥青[23, 34-35]，而嘉陵江组中很少见到[11]；其二是四川盆地海相上组合领域天然气藏分布区多与这些原油优势运移指向区相关(图 4)。
图 4 四川盆地三叠纪末期二叠系顶古构造及流体运移方向Figure 4. Paleotectonics and direction of fluid transport at the top of Permian at the end of Triassic, Sichuan Basin4.1.2 调整期构造控制天然气聚集成藏
四川盆地经历了多期构造叠加，特别是晚白垩世以来强烈的构造活动导致大规模的褶皱变形和抬升剥蚀，后期的构造变形抬升导致油气藏发生差异显著的调整改造[36]。调整期以燕山期和喜马拉雅期为主，调整期构造包括构造圈闭及构造—岩性复合圈闭的形成以及通源断裂的形成。
(1) 调整期构造控制着圈闭的形成
晚白垩世晚期以来发生的喜马拉雅构造运动，是四川盆地褶皱及其相关断层的主要形成时期[37]。白垩纪末，嘉陵江组顶部具有南高北低的特征，局部构造较为发育。如川东地区受雪峰山推覆而产生的远程效应已较为明显，形成了若干个正向构造；川北地区通南巴构造已基本定型，川中隆起已成为稳定、连续的大型圈闭；乐山—泸州—宜宾一线、资阳、遂宁、重庆—达州一线、建南、巴中、元坝、德阳等地区发育局部构造，成为天然气运移的有利指向区，这与现今气藏的分布具有明显的一致性(图 5)，表明嘉陵江组气藏的分布受调整期构造控制明显。
图 5 四川盆地现今嘉陵江组顶面构造与气田分布Figure 5. Present day top surface structure and gas field distribution, Jialingjiang Formation, Sichuan Basin(2) 调整期通源断裂的沟通作用
通源断裂通过沟通古油气藏与嘉陵江组储层而控制着气藏聚集区的分布(图 5)。天然气主要聚集在构造高部位，一方面与构造圈闭或构造相关复合圈闭的形成有关，更为重要的则是在形成褶皱过程中，地层变形产生断裂或大量的构造缝，使古油藏裂解形成的古气藏的裂解气在地层压力作用下向上覆的嘉陵江组运移。如川南赤水地区嘉陵江组气田普遍发育一条主干通源断裂，且高产井多与通源断裂相关[38]；川北通南巴构造河坝场地区发现的工业气流，与沟通二叠系烃源的通源断裂也具有相关性；川东高陡构造带聚集在构造高部位的卧龙河等气田通过通源断裂沟通下部烃源[39]；川南青杠坪等构造尽管是局部构造高点，但缺乏通源断层，因此嘉陵江组难以成藏[40]。此外，普光—达州—广安—泸州一线气藏的分布，也与华蓥山断裂相关。
4.1.3 有利储层类型控制气藏富集
储层中的储集空间是天然气聚集的最终场所，天然气能否高效聚集根本上受储集体的控制[41]。如近年来对川北通南巴构造自西向东的仁和场构造、河坝场构造、母家梁构造、马路背构造及黑池梁构造的嘉陵江组二段均进行了探索(图 6，表 4)，发现各个构造尽管均发育通源断裂，但测试结果差异明显。河坝场地区位于台内浅滩环境，具有发育高能滩相优质储层的条件，且其由于断层作用而产生裂缝改善了储层，发育裂缝—孔隙型储层，在嘉陵江组发现了工业气流且持续开采；母家梁构造、马路背构造、黑池梁构造嘉二段处于台内浅滩—蒸发膏云坪环境，受裂缝改造而发育孔隙—裂缝型储层，但滩体规模小，导致气藏规模较小；仁和场构造则由于处于水体相对安静的蒸发膏云坪，尽管构造稳定且发育通源断裂，但由于沉积环境能量低而不发育优质储层，导致天然气难以富集。总之，有利储层类型是控制嘉陵江组天然气藏富集的主要因素。
图 6 四川盆地通南巴构造特征及主要钻井底图为嘉陵江组底部现今构造。Figure 6. Characteristics of Tongnanba structure and main drilling wells in Sichuan Basin表 4 四川盆地通南巴构造嘉陵江组二段主要钻井基本情况对比Table 4. Comparison of basic conditions of major drilling wells in second member of Jialingjiang Formation in Tongnanba tectonic zone, Sichuan Basin井号 钻探位置 嘉二段沉积环境 储层发育情况 通源断裂是否发育 解释结论 嘉二段测试情况 仁和1 仁和场构造 蒸发膏云坪 基本不发育储层 发育NW向通源断裂 干层 无 河坝1 河坝场构造 台内浅滩 发育裂缝—孔隙型储层 发育NW向通源断裂 气层 6.06×104 m3/d 母家1 母家梁构造 台内浅滩—膏云坪 孔隙—裂缝型储层，孔隙度0.58%~1.77% 发育NW向通源断裂 差气层 0.417 5×104 m3/d 马2 马路背构造 台内浅滩—膏云坪 储层较发育，孔隙度2%~8% 发育NWW向通源断裂 二类气层 微量气，高压水层 新黑池1 黑池梁高点 台内浅滩—膏云坪 发育砂屑白云岩储层 发育近EW向断裂 水层 微量气 4.2 嘉陵江组动态成藏模式
基于对主要成藏要素及主控因素的综合分析，建立起了四川盆地嘉陵江组“多源形成古油藏—古油藏裂解供气—通源断裂输导—晚期调整成藏”的成藏模式(图 7-8)。总体来说，嘉陵江组气藏包括3个主要的成藏演化阶段(图 7)。
图 7 四川盆地嘉陵江组气藏动态成藏过程对比Figure 7. Comparison of dynamic reservoir-forming process of Jialingjiang Formation, Sichuan Basin
图 8 四川盆地嘉陵江组天然气成藏模式剖面位置为图 1a中AB线。
图件据郭旭升等2023年“全国油气系统理论学术研讨会”报告修改。Figure 8. Accumulation pattern of natural gas of Jialingjiang Formation, Sichuan Basin(1) 中晚三叠世为源储准备阶段，主要表现为主力烃源岩大量生油。在嘉陵江组下部的石炭系、中上二叠统、飞仙关组等地层中形成构造或构造—岩性复合型油藏，在良好盖层的封盖下嘉陵江组很难得到充注而形成油藏；同时，嘉陵江组受古地貌控制而发育的高能滩体以及沉积于灰云坪受准同生白云岩化作用形成的孔隙型储层在超压的保护下得以保存。值得注意的是，嘉陵江组沉积前古地貌高部位既是下部古油藏形成的有利区，也是高能滩沉积的有利区，二者一旦沟通，油气能快速充注进入嘉陵江组成藏。
(2) 侏罗纪—晚白垩世为圈闭形成阶段，主要表现为古油藏原地裂解形成古气藏。受燕山期构造运动控制，在嘉陵江组内形成大量的正向构造，如川东高陡构造带、川南低陡构造带等，大部分相对较为高陡的构造均伴随有断裂的产生，在应力作用下，地层破裂产生大量的构造缝，使嘉陵江组与裂缝相关的储层开始集中发育，在嘉陵江组内形成构造圈闭、构造—岩性复合圈闭等。
(3) 晚白垩世晚期至今为气藏调整成藏期，主要表现为古气藏的调整。喜马拉雅期强烈的构造活动使通源断裂沟通下部古气藏和嘉陵江组圈闭，未断穿嘉陵江组的通源断裂能够源源不断供气，当断裂活动减弱时，气藏在地层内调整达到平衡状态，嘉陵江组自身和上部雷口坡组广泛发育的膏岩层，作为良好的盖层能够使气藏有效保存。
4.3 勘探方向
四川盆地下三叠统嘉陵江组供烃来源丰富，储层广泛发育，保存条件优越，通源断裂发育，且具有良好的成藏时空匹配关系，历经多年勘探仍不断有新的发现。本文重点考虑古今构造、通源断裂与优质储层的匹配关系，提出嘉陵江组未来两大主要勘探方向：
(1) 主生油期及气藏调整成藏期均处于相对高部位、发育通源断裂、盖层厚度较大的构造—岩性复合气藏是首选的勘探方向。川西、川北地区山前带有多个主生油期位于斜坡部位，而在调整期后形成背斜成为有利成藏目标的地区，如川西龙泉山构造带、川北九龙山构造带等。川科1井在嘉陵江组四、五段微晶白云岩中见到13 m含气层，也表明了川西地区具有发育良好储层的相带[3]。这些地区因早期位于原油充注过路区而在下部地层中形成岩性油藏，后期具备向上调整进入嘉陵江组的条件而成为勘探有利区，但普遍埋深较大，因此可作为勘探的首选方向。
(2) 构造稳定区及向斜区孔隙型岩性气藏是未来的主要勘探方向。受印支期开江、泸州古隆起控制，川东地区具有良好的嘉陵江组台内滩孔隙型储层发育条件[42]，可形成岩性圈闭；川东—鄂西地区的勘探发现已经证实了烃源岩的有效性，高渗储层具有良好的输导作用且可与断裂组合形成输导系统，因此不排除向斜区发育较大规模岩性气藏的可能。
5. 结论
(1) 四川盆地嘉陵江组气藏在天然气组成、碳同位素等方面存在差异，总体上均为干气，以高过成熟阶段的原油裂解气为主，普遍经历了在下部形成早期古油藏、晚期充注成藏的过程；天然气碳同位素组成的不同指示主力烃源具有差异性，气源与烃源分布相关。
(2) 四川盆地嘉陵江组成藏条件优越，受下部寒武系、志留系、二叠系多套、多类型优质烃源岩供烃，供烃条件优越；嘉陵江组台内滩、灰云坪相带发育良好的孔隙型、裂缝—孔隙复合型、裂缝型储层；燕山—喜马拉雅期断裂沟通古油藏，与裂缝组合形成良好的天然气输导体系；中下三叠统广泛发育的厚层膏岩层提供了良好的保存条件。
(3) 主生油期古构造、调整期古构造及通源断裂、有利储层类型是四川盆地嘉陵江组天然气成藏的主控因素。嘉陵江组具有“多源形成古油藏—古油藏裂解供气—通源断裂输导—晚期调整成藏”的成藏模式。
(4) 主生油期及气藏调整成藏期均处于相对高部位、发育通源断裂、盖层厚度较大的构造—岩性复合气藏是勘探的首选方向；构造稳定区及向斜区孔隙型岩性气藏是未来的主要勘探方向。
致谢: 中国石化勘探分公司、西南油气分公司在研究中提供了相关资料，评审专家提出的建设性意见有效提升了论文质量，在此致以衷心感谢！利益冲突声明/Conflict of Interests作者陶国亮是本刊编委会成员、编辑部成员及主办单位员工，未参与本文的编审流程或决策；作者李龙龙、杜崇娇、彭金宁、罗开平、陈拥锋、左宗鑫、蒋小琼、汪远征、陆永德是本刊主办单位员工，均未参与本文的同行评审或决策。Author TAO Guoliang is a member of the editorial office, an Editorial Board Member and an employee of the sponsor of this journal. He did not take part in editorial/review procedures or decision making of this article. Authors LI Longlong, DU Chongjiao, PENG Jinning, LUO Kaiping, CHEN Yongfeng, ZUO Zongxin, JIANG Xiaoqiong, WANG Yuanzheng, and LU Yongde are employees of the sponsor of this journal. They did not take part in peer review or decision making of this article.作者贡献/Authors’Contributions李龙龙负责论文编写和修改；陶国亮参与论文设计与写作；杜崇娇负责沉积相编图与图件校对；彭金宁参与论文设计与成藏研究；罗开平负责论文指导与修改；陈拥锋参与论文写作与文字校对；左宗鑫参与断裂控藏作用研究；蒋小琼、汪远征参与储层研究；陆永德参与图件编制与样品采集。所有作者均阅读并同意最终稿件的提交。The manuscript was drafted and revised by LI Longlong. TAO Guoliang participated in paper design and writing. DU Chongjiao was responsible for sedimentary facies mapping and map proofreading. PENG Jinning participated in paper design and reservoir formation research. LUO Kaiping guided and revised the manuscript. CHEN Yongfeng participated in paper writing and text proofreading. ZUO Zongxin participated in fault reservoir control research. JIANG Xiaoqiong and WANG Yuanzheng were involved in reservoir research. LU Yongde participated in map compilation and sample collection. All authors have read the last version of the paper and consented to its submission. -
图 1 四川盆地嘉陵江组地质概况
a.嘉嘉陵江组二段沉积相平面分布及主要气田、钻井；b.嘉陵江组地层综合柱状图(川西南J1井)。
Figure 1. Geological settings of Jialingjiang Formation, Sichuan Basin
图 2 四川盆地嘉陵江组天然气成因类型与气源判识图
a.ln(C1/C2)与ln(C2/C3)相关图；b.碳同位素分布序列图；c.天然气成因类型划分(图版据文献[17])；d.天然气烃源分区
Figure 2. Genetic types and source identification of natural gas in Jialingjiang Formation, Sichuan Basin
图 3 四川盆地主要烃源岩层热演化史(以川北为例)
Figure 3. Thermal evolution history of major hydrocarbon source rock layers, Sichuan Basin (taking northern Sichuan as an example)
图 4 四川盆地三叠纪末期二叠系顶古构造及流体运移方向
Figure 4. Paleotectonics and direction of fluid transport at the top of Permian at the end of Triassic, Sichuan Basin
图 5 四川盆地现今嘉陵江组顶面构造与气田分布
Figure 5. Present day top surface structure and gas field distribution, Jialingjiang Formation, Sichuan Basin
图 6 四川盆地通南巴构造特征及主要钻井
底图为嘉陵江组底部现今构造。
Figure 6. Characteristics of Tongnanba structure and main drilling wells in Sichuan Basin
图 7 四川盆地嘉陵江组气藏动态成藏过程对比
Figure 7. Comparison of dynamic reservoir-forming process of Jialingjiang Formation, Sichuan Basin
图 8 四川盆地嘉陵江组天然气成藏模式
剖面位置为图 1a中AB线。
图件据郭旭升等2023年“全国油气系统理论学术研讨会”报告修改。Figure 8. Accumulation pattern of natural gas of Jialingjiang Formation, Sichuan Basin
表 1 四川盆地嘉陵江组天然气组成对比
Table 1. Comparison of natural gas composition of Jialingjiang Formation, Sichuan Basin
地区 气田 烃类气体含量/% 干燥系数 非烃气体含量/% 组分碳同位素δ13C/‰ CH4 C2H6 C3H8 C4+ H2 N2 CO2 H2S CH4 C2H6 C3H8 川北 河坝场 97.379 0.212 0.019 0 0.998 0.010 2.700 0.719 0.742 -27.500 -26.400 -24.300 川东 大池干井 98.168 0.256 0.008 0.037 0.997 0.033 0.914 0.113 0.483 -30.528 -35.036 -34.000 川东 东溪 97.970 0.448 0.063 0.513 0.990 0 0.845 0.055 0.583 -30.430 -31.930 川东 福成寨 97.877 0.675 0.156 0.400 0.988 0.001 0.734 0.018 0.234 -33.485 -34.348 -28.854 川东 高峰场 96.978 0.245 0 0 0.997 0.004 0.524 0.412 1.817 -29.900 -34.200 -34.900 川东 黄草峡 98.015 0.684 0.132 0.218 0.989 0.155 0.611 0.096 0.265 -32.653 -36.051 -33.134 川东 建南 98.150 0.210 0.010 0.001 0.998 0 0.430 1.150 0.020 -32.400 -36.400 川东 石油沟 97.480 0.550 0.073 0.649 0.987 0.010 1.153 0.287 0.377 -31.460 -30.615 川东 双龙 98.488 0.476 0.089 0.036 0.994 0.011 0.585 0.068 0.217 -32.200 -30.700 -23.200 川东 双庙 97.970 0.350 0.010 0 0.996 0 1.500 0.120 0 -31.800 -31.700 川东 铁山 98.130 0.200 0.010 0.214 0.996 0 0.460 0 0.610 -31.670 -33.190 川东 卧龙河 94.558 1.002 0.399 0.213 0.985 0.161 0.811 0.396 3.576 -33.154 -29.326 -24.662 川东 五百梯 98.189 0.403 0.066 0.114 0.994 0 0.986 0 0.211 -32.400 -33.200 -27.700 川东 云安场 96.789 0.175 0 0 0.998 0.006 1.376 0.257 1.360 -28.400 -32.733 -30.700 川东 寨沟 95.828 0.313 0.017 0 0.997 0 0.654 0 3.162 -32.100 -32.100 -34.500 川东 张家场 98.738 0.358 0.038 0.219 0.994 0.017 0.545 0.160 0.096 -32.725 -34.680 -37.200 川南 二里场 96.340 0.660 0.135 0.010 0.992 0 2.550 0.080 0.035 -31.400 -33.550 -27.400 川南 合江 98.073 0.440 0.053 0 0.995 0 0.947 0.063 0.393 -29.833 -34.033 -29.500 川南 井研 93.770 2.460 0.763 0.830 0.959 0.020 1.607 0.493 0 川南 庙高寺 97.074 0.768 0.170 0.044 0.990 0 1.472 0.114 0.352 -31.300 -33.660 -29.825 川南 纳溪 93.743 2.533 0.903 0.623 0.958 0 1.203 0.110 0.010 -34.800 -32.767 -29.433 川南 威远 55.833 0.157 0 0.023 0.997 0 3.580 9.593 30.743 0 川中 磨溪 97.585 0.387 0.115 0 0.995 0.002 1.340 0.487 0.029 -33.400 -32.200 注：川北河坝场气田为自测数据，其他数据来自参考文献[4-5, 8, 12-16]；表中数据均为平均值。 
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表 2 四川盆地北部主要烃源岩层热演化关键时期
Table 2. Critical moments of thermal evolution of major hydrocarbon rock layers, Sichuan Basin
烃源层 热演化关键时期/Ma Ro=0.5% Ro=1.2% Ro=2.0% Ro=3.0% 筇竹寺组 435 228 181 165 五峰组—龙马溪组 245 182 165 154 上二叠统 234 167 158 134
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表 3 四川盆地嘉陵江组主要储层类型特征
Table 3. Characteristics of major reservoir types in Jialingjiang Formation, Sichuan Basin
储层类型 储层岩性 主要发育层段 沉积相带 储集空间类型 储层物性特征 储层厚度特征 典型代表气田 主要分布区域 孔隙型 粒屑白云岩、鲕粒灰岩、细晶白云岩 嘉二段 台内浅滩 晶间、晶内溶孔 孔隙度1%~8%，孔渗具有相关性 层状分布，但横向非均质性强 磨溪 川中地区 裂缝—孔隙复合型 细晶白云岩、鲕粒灰岩、生屑(砂屑) 灰岩及白云岩 嘉一、二、四、五段 云坪、台内浅滩 晶间溶孔及微裂缝 孔隙度1%~5%，渗透率受裂缝控制 层状分布，非均质性强，受断裂控制 井研、麻柳场、河坝场、宝元 川西南、川东南、川北等地区 裂缝型 砂屑灰岩、微粉晶白云岩 嘉二—五段 云坪、台内浅滩、灰坪等 裂缝、少量溶孔 孔隙度与渗透率相关性较差 受断裂控制明显 石油沟、卧龙河 川东、川南等构造较为复杂区域的背斜核部
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表 4 四川盆地通南巴构造嘉陵江组二段主要钻井基本情况对比
Table 4. Comparison of basic conditions of major drilling wells in second member of Jialingjiang Formation in Tongnanba tectonic zone, Sichuan Basin
井号 钻探位置 嘉二段沉积环境 储层发育情况 通源断裂是否发育 解释结论 嘉二段测试情况 仁和1 仁和场构造 蒸发膏云坪 基本不发育储层 发育NW向通源断裂 干层 无 河坝1 河坝场构造 台内浅滩 发育裂缝—孔隙型储层 发育NW向通源断裂 气层 6.06×104 m3/d 母家1 母家梁构造 台内浅滩—膏云坪 孔隙—裂缝型储层，孔隙度0.58%~1.77% 发育NW向通源断裂 差气层 0.417 5×104 m3/d 马2 马路背构造 台内浅滩—膏云坪 储层较发育，孔隙度2%~8% 发育NWW向通源断裂 二类气层 微量气，高压水层 新黑池1 黑池梁高点 台内浅滩—膏云坪 发育砂屑白云岩储层 发育近EW向断裂 水层 微量气
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