四川盆地二叠系烃源岩及其天然气勘探潜力(一)——烃源岩空间分布特征
陈建平1,2,3, 李伟1,2, 倪云燕1,2,3, 梁狄刚1,2,3, 邓春萍1,2,3, 边立曾4
1. 中国石油勘探开发研究院
2. 提高石油采收率国家重点实验室
3. 中国石油天然气集团有限公司油气地球化学重点实验室
4. 南京大学地球科学与工程学院

作者简介:陈建平,1962年生,教授级高级工程师,博士;主要从事油气地球化学与勘探研究工作。地址:(100083)北京市海淀区学院路20号实验研究中心。ORCID: 0000-0002-3745-6111。E-mail: chenjp@petrochina.com.cn

摘要

二叠系—中下三叠统是四川盆地天然气勘探的主要目的层系之一,已发现的许多大中型气田的天然气都来源于二叠系烃源岩,但目前对于该层系烃源岩的主要类型与空间分布规律尚缺乏系统完整的认识。为此,通过对该盆地典型井/剖面二叠系烃源岩发育层位的精细地球化学标定,结合钻井、录井资料,探讨了二叠系烃源岩的类型及其空间展布特征。研究结果表明:①该盆地二叠系普遍发育中二叠统碳酸盐岩和上二叠统泥质岩两套烃源岩,局部发育上二叠统大隆组海相泥岩烃源岩;②上二叠统龙潭组泥质岩类烃源岩厚度大,有机质丰度高且广泛分布于全盆地,是二叠系中最主要的烃源岩,其中盆地北部的苍溪—云阳地区厚度最大(80~140 m),南部的成都—重庆—泸州地区厚度次之(60~100 m),而中部地区则相对较薄(40~80 m);③龙潭组煤层也是该盆地非常重要的烃源岩之一,盆地中部—东南部的南充—綦江—泸州地区煤层厚度最大(5~15 m),川东北地区煤层厚度次之(2~5 m);④上二叠统长兴组烃源岩发育程度差,但大隆组烃源岩分布于盆地北部开江—广元一线,厚度介于5~25 m,是盆地北部地区重要的烃源岩;⑤中二叠统碳酸盐岩烃源岩广泛分布于全盆地,其中东北部和东南部厚度介于50~150 m,其他地区的厚度则一般小于50 m,是二叠系中次要的烃源岩。

关键词: 四川盆地; 二叠纪; 龙潭组; 大隆组; 烃源岩类型; 空间分布; 泥岩; 碳酸盐岩;
The Permian source rocks in the Sichuan Basin and its natural gas exploration potential (Part 1): Spatial distribution of source rocks
Chen Jianping1,2,3, Li Wei1,2, Ni Yunyan1,2,3, Liang Digang1,2,3, Deng Chunping1,2,3, Bian Lizeng4
1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Beijing 100083, China
2. State Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery, Beijing 100083, China
3.CNPC Key Laboratory of Petroleum Geochemistry, Beijing 100083, China
4. School of Earth Sciences and Engineering, Nanjing University, Nanjing, Jiangsu 210093, China
Abstract

The Permian-Middle-Lower Triassic strata belong to the major gas payzones in the Sichuan Basin. Natural gas in many large and medium-sized gas fields discovered is derived from the Permian source rocks, but the main types an spatial distribution of which, so far, however, have not been understood systematically and completely. In this paper, fine geochemical calibration was conducted on the horizons of Permian source rocks in typical wells/sections of the Sichuan Basin. Then, the types and spatial distribution of the Permian source rocks were analyzed using well drilling and logging data. The following results were obtained. First, in the Sichuan Basin, two sets of source rocks (i.e., the Middle Permian carbonate rocks and the Upper Permian mudstone rocks) are developed in the Permian, and the Upper Permian Dalong Fm marine mudstone source rocks are locally developed. Second, the mudstone source rocks of Longtan Fm, Upper Permian, are characterized by large thickness, high organic matter abundance and wide distribution in the whole basin, and it is the most important set of source rocks in the Permian. The Longtan Fm mudstone source rocks are 80-140 m thick in the Cangxi-Yunyang area in the northern Sichuan Basin, 60-100 m thick in the Chengdu-Chongqing-Luzhou area in the southern Sichuan Basin, and 40-80 m thick in central Sichuan Basin. Third, the Longtan Fm coal is also an important source rock in the Sichuan Basin. It is 5-15 m thick in the Nanchong-Qijiang-Luzhou area in the central-SE Sichuan Basin and 2-5 m thick in the NE Sichuan Basin. Fourth, the Upper Permian Changxing Fm source rocks are poorly developed, while the Dalong Fm source rocks are distributed with a thickness of 5-25 m in the Kaijiang-Guangyuan area in the northern Sichuan Basin, acting as important source rocks in the northern Sichuan Basin. Fifth, the Middle Permian carbonate source rocks are widely distributed in the whole Sichuan Basin, acting as secondary source rocks in the Permian, and their thickness is 50-150 m in the NE and SE Sichuan Basin and generally less than 50 m in other areas.

Keyword: Sichuan Basin; Permian; Longtan Fm; Dalong Fm; Type of source rocks; Spatial distribution; Mudstone; Carbonate rock; Coal
1 研究概况

四川盆地位于扬子地台西北部, 面积约为19× 104 km2, 自震旦纪以来其与中、下扬子地台具有相似的海相沉积发展历史, 为一个典型的多期构造叠合盆地, 沉积了巨厚的震旦系— 中三叠统海相地层, 厚度为4 000~7 000 m。二叠系是该盆地主要的沉积地层与烃源岩发育层系, 位于二叠系— 三叠系地层中的许多大中型气田(图1)的天然气都被认为主要来源于二叠系烃源岩。例如:川中磨溪气田的天然气被认为来源于上二叠统龙潭组[1]; 川东北渡口河、铁山坡、普光等气田的天然气主要来源于龙潭组烃源岩或者也有寒武系、下志留统龙马溪组的贡献[2, 3, 4]; 龙岗气田的天然气来源于龙潭组煤系烃源岩[4, 5]; 元坝气田的天然气主要来源于龙潭组煤系烃源岩[6, 7]; 川西北双探1井的天然气主要来源于中二叠统灰质烃源岩和中二叠统梁山组及龙潭组煤系烃源岩[8]

图1 四川盆地主要大中型气田分布概要图

以往大量研究认为, 上二叠统海相泥岩和海陆交互相煤系烃源岩是二叠系主要烃源岩, 中二叠统海相碳酸盐岩也具有良好的生烃潜力[9, 10, 11, 12, 13]。近十多年来, 随着普光、元坝、龙岗等二叠系— 三叠系大中型气田的发现及探井的增多, 很多学者对二叠系烃源岩又进行了更深入的研究[14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22]。然而, 值得注意的是, 以往研究认为四川盆地二叠系碳酸盐岩的有机碳含量(TOC)达到0.2%或者0.3%就是烃源岩[9, 23]。这一TOC下限值明显比目前国内外普遍认为的0.5%的标准偏低[24, 25, 26], 使得全盆地均有巨厚的碳酸盐岩烃源岩分布[20, 27], 真正的烃源灶反而不清楚, 从而不利于有利油气勘探方向的确定。此外, 以往对二叠系烃源岩的研究绝大多数重点集中在气田发现区域及其周边局部地区或某层组, 对其在全盆地的分布仍然缺乏全面的认识。笔者试图在大量文献资料调研的基础上, 通过近年来在盆地内钻探的揭示二叠纪地层的一些典型探井、周缘露头及浅井剖面烃源岩发育情况的精细标定, 结合钻井录井资料, 探讨四川盆地二叠系烃源岩类型及其分布, 为客观认识与评价二叠系天然气资源奠定基础。

2 二叠系沉积地层

二叠纪是我国南方地区海相沉积非常发育的时期, 海相沉积地层分布广泛[14, 15, 28]。早期将二叠系分为下二叠统和上二叠统, 目前按照国际标准地层划分方案分为下二叠统、中二叠统和上二叠统。二叠纪也是四川盆地晚古生代主要的沉积充填期, 海相沉积地层厚度大(图2)。早期文献中绝大多数采用下二叠统和上二叠统划分方案, 前者包括梁山组、栖霞组和茅口组, 后者包括龙潭组/吴家坪组和长兴组/大隆组。目前认为四川盆地缺少下二叠统沉积, 原下二叠统基本上为中二叠统[29]。笔者采用最新国际标准地层划分方案, 将文献中的下二叠统一律视为中二叠统。

图2 四川盆地二叠纪地层主要沉积相与岩性组合图

2.1 中二叠统沉积相与厚度

中二叠世早期, 即从梁山组(P2l)沉积时期到栖霞组沉积时期, 四川盆地经历了以碎屑岩沉积为主逐渐过渡到以碳酸盐岩沉积为主的转换过程, 发育了一套由海陆交互相含煤碎屑岩到海相碳酸盐岩的沉积[30, 31]。梁山组总体上为潮坪相、滨海沼泽相沉积(图2), 主要为灰色、灰黄色、灰黑色页岩、碳质页岩、砂岩夹少量石灰岩, 厚度在数米至数十米之间, 总体呈现从盆地周缘向盆内逐渐减薄的趋势, 川中地区厚度一般小于10 m, 川东北地区最厚可达30 m[30, 31]

中二叠世时期, 即栖霞组(P2q)与茅口组(P2m)沉积时期, 四川盆地总体上为开阔碳酸盐台地相或开阔内缓坡相沉积, 局部为台内滩亚相[13, 17, 28, 30, 31]。栖霞组沉积厚度一般稳定在100~200 m, 局部地区可介于200~300 m, 主要为中厚层深灰色、灰黑色生物碎屑灰岩, 泥晶灰岩, 含泥质条带或薄层泥岩[13, 30, 31]。茅口组厚100~350 m, 总体为开阔台地相沉积, 局部为台内滩相沉积, 岩性以深灰色含泥质条带生屑泥晶灰岩为主, 夹泥晶生屑灰岩, 并常见风暴扰动的变形层理及“ 眼球状” 构造[30, 32]。盆地西部地区厚度介于100~200 m, 盆地中部— 北部地区厚度介于200~300 m, 盆地东部— 南部地区厚度介于200~350 m。

2.2 上二叠统沉积相与厚度

中二叠世末期发生的东吴运动导致四川盆地整体抬升剥蚀, 最终呈现南西高、北东低的古地理格局, 因而晚二叠世的沉积环境比较复杂, 与中二叠世时期相比发生了巨大变化[17, 30, 33]。总体上, 随着古地理格局自南西向北东由陆过渡为海, 龙潭组/吴家坪组沉积相也呈现出从河流沼泽相、近海湖盆/三角洲相到浅水陆棚相、海湾潟湖相/深缓坡滞留海相[17], 或者从河流沼泽相、潮坪— 三角洲相到开阔台地相、陆棚相(盆地相)[30, 34, 35]。从沉积物的组合上, 自南西向北东陆源碎屑含量不断减少, 灰质和硅质含量逐渐增高, 岩性组合也从砂岩、泥岩夹煤层至石灰岩夹泥页岩、泥页岩夹石灰岩。

龙潭组(P3l)/吴家坪组(P3w)厚度介于100~300 m[14, 15, 34, 36]。川西南地区龙潭组是一套河流冲积相夹滨海沼泽相沉积, 厚度介于50~150 m, 主要为砂岩、粉砂岩、碳质泥岩夹煤层。川中地区龙潭组厚度介于100~150 m, 表现为典型含煤碎屑岩(龙一段、龙三段)夹碳酸盐岩(龙二段、龙四段)的岩性组合特征, 其中煤层可厚达8~20 m[30, 37, 38]。川东北— 川北地区的龙潭组/吴家坪组主要为开阔台地、海湾潟湖和盆地相沉积, 滨海沼泽相含煤沉积不发育, 厚度介于150~300 m, 下部和上部多为黑色泥岩、碳质泥岩, 夹薄层泥质粉砂岩、薄煤层和泥质灰岩; 中部多为灰色、深灰色薄— 中层状生屑泥晶灰岩夹泥质灰岩、中— 厚层块状泥晶生屑砂屑灰岩, 部分地区则以海相泥岩为主, 夹有少量碳酸盐岩。

长兴组(P3ch)沉积时期, 四川盆地主体表现为开阔台地相沉积环境[30, 35, 39], 以中— 厚层状生屑泥晶灰岩夹泥质灰岩为主, 沉积厚度介于100~200 m, 局部地区可介于300~400 m。川北地区(开江— 广元)则为海槽/盆地相深水沉积[39, 40, 41], 也即大隆组(P3d)沉积, 其岩性主要为深灰色薄层状泥质灰岩、黑色薄层硅质岩与硅质页岩、黑色泥岩, 夹薄层生屑泥晶灰岩, 厚度一般小于50 m[40, 41, 42, 43]

3 典型探井或剖面烃源岩分布

以往的研究结果表明, 四川盆地二叠系碳酸盐岩烃源岩主要分布在栖霞组和茅口组, 泥质烃源岩主要分布在龙潭组和大隆组, 梁山组也有少量泥质烃源岩[2, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23]。但是, 不同区域二叠系烃源岩的发育与分布存在较大差异。笔者以盆地内一些典型探井、盆地周缘露头剖面和浅井(图1)为代表, 通过系统的岩屑与岩心样品TOC分析, 结合以往文献资料成果, 讨论四川盆地不同区域二叠系烃源岩的纵向分布。部分典型探井及剖面烃源岩TOC和厚度统计结果如表1所示。

3.1 川东北地区二叠系剖面

该地区是目前发现二叠系来源天然气储量最多的地区, 也是研究程度最高的地区, 以往许多学者对该地区二叠系烃源岩分布与地球化学特征进行了深入研究[2, 14, 15, 16, 17, 19, 36]。笔者也将该地区作为重点研究区域, 选择系统采样分析的探井有5口, 分别为普光5、普光3井、毛坝2井、龙会4井和云安19井(图1), 除普光5井揭穿二叠纪地层外, 其余探井仅揭示部分中二叠世地层。

普光5井二叠系总厚度约为888 m(图3-a)。中二叠统底部梁山组泥岩TOC介于0.5%~0.9%, 厚度仅为8 m; 栖霞组和茅口组厚278 m, 其中栖霞组石灰岩的TOC基本上低于0.5%, 茅口组有1/2左右地层的TOC< 0.5%, 烃源岩的厚度仅70 m左右, 其中TOC介于1.0%~2.0%的石灰岩或泥灰岩/泥岩夹层厚度仅10 m左右; 龙潭组厚210 m, 有机质含量明显高于其他层段, 泥岩或泥灰岩夹层的TOC介于0.5%~5.0%, 多数超过1%, 烃源岩的厚度达到170 m左右, 其中TOC> 1.0%的厚度约为130 m, TOC> 2.0%的厚度达90 m, TOC> 3.0%的厚度为70 m; 长兴组以石灰岩为主, 其TOC一般不超过0.2%, 仅有少量的TOC约为0.3%。此外, 邻近的毛坝2井长兴组石灰岩的TOC也均低于0.3%, 普光3井长兴组上部石灰岩TOC很低, 但底部有约35 m地层的TOC> 0.5%, 最高达1.5%左右(不能排除该段地层可能为龙潭组)。

图3 普光5井、河坝1井二叠系烃源岩分布剖面图

达州— 云阳一带的龙会4井和云安19井, 揭露的龙潭组属于两种不同的沉积类型, 其中龙会4井属于典型的吴家坪型沉积(图4-a), 而云安19井属于典型的龙潭型沉积(图4-b)。龙会4井龙潭组为石灰岩夹含煤层段, 顶部20 m为石灰岩, 上部夹厚约20 m的含煤段, 中部厚100 m的是石灰岩段, 下部又为含煤沉积段, 厚约80 m。该井龙潭组岩性与有机质丰度存在非常好的对应关系:含煤段泥岩的有机质丰度很高, TOC基本上在1.0%~10%, 绝大多数超过2.0%, 而石灰岩层段有机质比较贫乏, TOC均低于0.5%, 充分表明石灰岩不是二叠系重要的烃源岩。云安19井与龙会4井明显不同, 龙潭组以泥岩和碳质泥岩为主, 间夹薄层石灰岩或泥灰岩, 泥岩或碳质泥岩的TOC通常介于1.0%~10%, 且绝大多数超过2.0%, 厚度约为170 m。尤其是该井龙潭组下部有70 m左右的泥岩和碳质泥岩的TOC基本上超过5.0%, 明显高于龙潭组上部泥岩, 也略高于龙会4井相应层段泥岩, 属于高有机质丰度的烃源岩。

图4 川东北地区龙会4井、云安19井龙潭组烃源岩分布剖面图

显然, 从上述典型探井二叠系不同层组地层TOC可以看出, 龙潭组是该地区主要的烃源岩发育层段, 而栖霞组、茅口组烃源岩并不发育, 尤其是好烃源岩不发育, 长兴组没有烃源岩。

3.2 川西北地区二叠系剖面

该地区目前也发现了大量来源于二叠系的天然气, 如龙岗气田[4, 5]、元坝气田[6, 7]、双探1井区等[8]。以往也有许多学者对该地区二叠系烃源岩的分布与地球化学特征进行了深入的研究[7, 8, 9, 10, 11, 12, 14, 15, 16, 17, 18, 22, 42, 43, 44, 45]。笔者将对该地区河坝1井、元坝3井、元坝6井、金溪1井和矿山梁地区上寺长江沟剖面(图1)进行重点解剖研究, 同时结合文献中其他探井和剖面讨论川北— 川西地区二叠系烃源岩的纵向分布。

河坝1井揭穿了二叠系全部地层, 厚度约为730 m(图3-b)。栖霞组和茅口组厚287 m, 其中超过1/2的石灰岩的TOC低于0.5%, 因而石灰岩烃源岩的厚度仅约为150 m; 龙潭组地层厚95 m, 有机质含量明显高于其他层段, 泥岩或者泥灰岩的TOC介于0.5%~6.0%, 多数超过2.0%, 烃源岩的厚度约为90 m, 其中TOC> 1.0%的厚度在70 m左右, TOC> 2.0%的厚度为45 m, TOC> 3.0%的厚度为35 m; 长兴组以石灰岩为主, 其TOC一般不超过0.2%, 仅有少量石灰岩的TOC> 0.5%, 且不大于1.0%, 其厚度约为20 m。显然, 龙潭组/吴家坪组仍然是川北地区主要的烃源岩。此外, 与川东北地区的普光5井相比, 河坝1井龙潭组的地层厚度仅为普光5井的1/2, 各级烃源岩的厚度也只有普光5井的1/2左右。显然, 川西北地区龙潭组烃源岩不如川东北地区发育。

川西北元坝气田的元坝3井钻遇二叠纪地层571 m(未穿), 其中长兴组厚150 m, 已有的资料[7]表明其TOC基本上小于0.5%(图5-a), 也近无烃源岩。吴家坪组/龙潭组厚182 m, 其底部约50 m和中上部约10 m的地层TOC> 0.5%, 底部有25 m左右TOC> 3.0%。栖霞组和茅口组地层厚239 m, 以灰色生屑灰岩和深灰色灰岩、泥灰岩和砂屑灰岩为主, TOC一般低于1.0%, 但TOC介于0.5%~1.0%的样品也不少, 估算烃源岩的厚度约为90 m。

图5 川西北地区二叠系烃源岩分布剖面图
(据李平平等[7]分析资料编绘)

元坝6井钻穿全部二叠系, 厚571 m(图5-b), 其中长兴组厚74 m, 为灰色石灰岩, 基本上没有烃源岩。吴家坪组/龙潭组厚248 m, 上部为灰黑色碳质泥岩与深灰色泥灰岩互层, 夹深灰色生屑灰岩, 中部为深灰色硅质灰岩与深灰色泥灰岩, 下部为灰色— 灰黑色泥岩、碳质泥岩夹煤线与深灰色泥灰岩、生屑灰岩互层。该套地层中3大段有机质丰度较高(图5), 厚度约为150 m, 而石灰岩段有机质丰度较低, 基本上为非烃源岩。该井吴家坪组/龙潭组烃源岩的厚度远大于元坝3井。栖霞组和茅口组厚244 m, 以深灰色生屑灰岩、云质灰岩、石灰岩、泥质灰岩、砂屑灰岩为主, TOC基本上小于0.5%, 其中茅口组的TOC略高些, 而栖霞组只有顶部和底部层段的TOC相对高一些, 估算的烃源岩厚度仅约为60 m。

金溪1井钻遇二叠系113 m(图5-c), 其中大隆组和吴家坪组/龙潭组的厚度为96 m, 以深灰— 灰黑色泥岩、碳质泥岩、硅质泥岩和灰色灰岩、深灰色含泥灰岩为主。由于采样分析的密度不够, 因而并不能精确地确定烃源岩的厚度。从钻井录井岩性大致统计大隆组和龙潭组烃源岩的厚度介于60~70 m。

矿山梁地区上寺长江沟剖面二叠系地层厚度约为387 m[18, 44, 45], 其中栖霞组厚约229 m, 以灰— 深灰色薄层— 中厚层石灰岩为主, 夹薄层泥岩; 茅口组厚约63 m, 以灰色厚层— 中厚层状石灰岩为主, 夹薄层泥岩, 上部以深灰色、灰黑色薄层灰岩为主, 夹泥灰岩、泥岩; 龙潭组/吴家坪组厚约56 m, 以灰— 深灰色薄层灰岩为主, 夹少量薄层泥岩, 底部为灰黑色泥岩、碳质泥岩夹薄煤层; 大隆组厚39 m左右, 主要由薄层灰黑色硅质灰岩、硅质岩、硅质泥岩和泥岩组成(图6)。不同时期研究者们对该剖面二叠系各层组界线划分及测量厚度有一定差异[10, 14, 15, 44, 45, 46]

图6 川西北矿山梁地区二叠系烃源岩分布剖面图
注:a图据李红敬[44]资料编绘; b图据黄籍中等[10]资料编绘, 略有修改; c图据梁狄刚等[14, 15]和陈建平等[22]编绘; 不同学者对该区剖面位置、各层组界线划分及测量厚度有一定差异

栖霞组和茅口组石灰岩和泥灰岩TOC总体相对较低(图6-a、6-b), 其中:栖霞组绝大多数层段TOC< 0.5%[10, 44], 只有部分层段TOC> 0.5%, 累计厚度在20~25 m; 茅口组下部层段TOC含量基本上小于0.5%, 只有上部约20 m地层的TOC> 0.5%, 烃源岩的厚度介于10~15 m; 中二叠统烃源岩的总厚度在40 m左右。吴家坪组石灰岩和泥岩夹层的TOC也很低, 基本上为非烃源岩, 只有底部泥岩和碳质泥岩的TOC高, 但其厚度仅为2~3 m。另外据蔡开平等[12]统计, 川西— 川北地区茅口组、吴家坪组和长兴组绝大多数样品的TOC< 0.5%, 只有少数样品TOC介于0.5%~2.0%, 表明其烃源岩并不发育。

大隆组在川西北广元— 旺苍— 开江地区广泛分布, 厚度介于10~40 m[14, 15, 40, 41, 42, 43], 主要由富含有机质的灰黑色硅质岩、硅质泥岩和黑色页岩组成。由图6-a、6-c可见, 矿山梁上寺剖面大隆组厚度介于25~35 m(不同学者分层和测量厚度有差异), TOC基本上均超过0.5%, 最高可达20%, 烃源岩的厚度介于20~25 m[14, 15, 22, 40, 41, 42, 43]

3.3 川中— 川东地区二叠系剖面

川东广安华蓥山地区二叠系广泛出露, 也有许多煤矿在开采二叠系龙潭组的煤。根据以往野外地质剖面测量资料[47], 华蓥山地区(图1, 李子垭煤矿)二叠系的总厚度为562.64 m, 其中:梁山组(原阎王沟组)厚3.2 m, 为灰色、灰黑色泥岩及灰绿色泥岩; 栖霞组厚127.3 m, 底部为中层状泥灰岩, 中部主要为灰色— 深灰色中层状至块状微晶灰岩, 顶部为灰色块状灰岩和白云质灰岩; 茅口组187.7 m, 下部— 中部主要为灰黑色厚层泥质灰岩(具眼球构造)及灰色微晶灰岩, 上部主要为灰色— 灰白色块状云质灰岩和生物灰岩; 龙潭组厚141.48 m, 主要为深灰色泥岩与微晶硅质灰岩互层, 夹多层煤层、砂岩和硅质层; 长兴组厚102.96 m, 主要为灰— 深灰色中层状微晶灰岩、泥质生物碎屑灰岩, 含燧石团块。

据李红敬[44]资料(图7-a), 华蓥山剖面中二叠统厚约300 m, 栖霞组TOC总体比较低, 只有下部厚度10 m左右地层的TOC> 0.5%; 茅口组的TOC总体也比较低, 只有下部30 m和中部20 m左右地层的TOC相对高一些, 但TOC> 0.5%的烃源岩的厚度仅约为15 m。

图7 川东华蓥山、南川三泉浅2井二叠系烃源岩分布剖面图

位于重庆东南南川区三泉镇的浅2井揭露的龙潭组底部为泥岩、碳质泥岩夹煤层[14], 泥岩的TOC一般超过1.0%, 中部以灰质泥岩、泥岩、泥灰岩、砂质灰岩互层沉积, 泥灰岩的TOC通常介于0.5%~1.5%(图7-b), 泥岩的TOC通常大于1.5%, 有些甚至大于2.0%, 砂质灰岩的TOC一般低于0.5%; 上部为砂质灰岩段, TOC基本上低于0.3%, 属于非烃源岩层段。另外, 该井茅口组顶部石灰岩的TOC也仅为0.5%左右, 有机质丰度不高。从该井揭示的情况看, 南川地区龙潭组烃源岩不太发育, 泥灰岩、灰质泥岩、泥岩类烃源岩的总视厚度仅为35 m左右(真厚介于25~30 m)。

3.4 川南地区二叠系剖面

以往对川南地区二叠系烃源岩已经进行了大量研究[9, 10, 23], 其中绝大多数碳酸盐岩的TOC< 0.5%。但目前尚无公开发表的系统剖面。作者采集样品的川南— 黔西北地区二叠系典型剖面或浅井主要在韩家店松坎及习水良村(图1)。

从韩家店松坎二叠系剖面看, 栖霞组地层厚214 m, 绝大多数层段TOC> 0.5%(图8-a), 有些泥岩层段TOC> 2.0%, 有机质丰度相对比较高。茅口组厚145 m, 以石灰岩为主, 其TOC通常小于0.5%, 为非烃源岩层段。龙潭组地层厚度约为70 m, 以泥岩、碳质泥岩沉积为主, 目前缺乏系统的TOC分析资料, 其中一个泥岩样品和一个煤样的TOC分别为0.70%和50.12%。长兴组也以石灰岩为主, 中间夹少量泥岩或灰质泥岩, 泥岩夹层的TOC相对较高。

图8 川南— 黔西北韩家店、习水良村二叠系烃源岩分布剖面图

黔西北地区习水良村浅3井揭露的龙潭组是一套含煤较多的沉积, 揭露视厚为90 m(浅部有10 m风化层), 换算为真厚度约为70 m。该井龙潭组以泥岩、碳质泥岩为主, 自下而上共发育7层煤层, 无石灰岩沉积。煤层的TOC较高(图8-b), 一般大于40%, 碳质泥岩的TOC介于10%~40%, 泥岩的TOC基本上介于2.0%~10%, 下部有少量泥岩的TOC介于1.0%~2.0%, 有机质丰度相对低一些。

从韩家店松坎剖面和习水良村浅3井看, 川南— 黔西北地区中二叠统栖霞组泥质灰岩、泥岩类烃源岩相对比较发育, 而茅口组烃源岩不发育; 上二叠统龙潭组煤系泥岩、碳质泥岩和煤这3类烃源岩均很发育, 长兴组也有少量泥质岩类烃源岩。

4 二叠系烃源岩平面展布

四川盆地二叠系厚度约500~1 000 m, 是该盆地重要的烃源岩层系。以往研究结果表明, 该盆地二叠系存在中二叠统碳酸盐岩和龙潭组泥质岩两套烃源岩, 局部还存在大隆组海槽/盆地相烃源岩[9, 10, 11, 14, 15, 42]。对于二叠系烃源岩在盆地中的分布, 以往也有许多学者进行了大量研究[14, 15, 20, 27, 32, 33, 34]。但是, 由于不同学者对碳酸盐岩烃源岩有机质丰度下限认识的不同[9, 23, 26]、研究区域所处的勘探阶段以及获得资料程度不同, 因而对盆地中烃源岩厚度的确定及其分布也有很大差异。笔者在上述典型剖面烃源岩厚度的确定时, 引用陈建平等[26]提出的海相烃源岩评价标准。下面在上述典型剖面烃源岩厚度(表1)的基础上, 结合地层厚度及以往文献资料等, 探讨盆地中二叠系烃源岩的平面展布。

4.1 中二叠统烃源岩

四川盆地中二叠统厚度介于300~450 m, 是一套以石灰岩沉积为主的地层, 泥岩沉积相对较少。以往编制的四川盆地中二叠统烃源岩厚度分布图显示[20, 27], 中二叠统泥质烃源岩的厚度介于2~30 m, 盆地西部多在2~10 m, 盆地东部厚度介于10~ 30 m; 碳酸盐岩烃源岩的厚度介于100~400 m, 盆地西部介于100~200 m, 盆地东部介于200~400 m。中二叠统碳酸盐烃源岩的厚度相当大, 占地层厚度的30%~90%。但是, 栖霞组和茅口组在四川盆地的绝大部分地区以浅水碳酸盐岩台地相沉积为主, 较深水的陆棚/缓坡相沉积较少, 比例一般小于40%, 仅川东地区介于40%~70%[30, 32]。四川盆地浅水台地相/台内滩相碳酸盐岩的TOC基本上小于0.5%[9], 属于非烃源岩。因此, 栖霞组和茅口组中大多数碳酸盐岩应该不是烃源岩。

由上文典型剖面和表1可见, 中二叠统地层中大多数层段的TOC< 0.5%, 烃源岩层占地层的比例在11%~52%, 烃源岩的厚度介于40~150 m。显然, 以往统计获得的中二叠统烃源岩的比例和厚度均偏大。按照四川盆地中二叠统厚度及典型钻井与露头剖面实测统计的烃源岩所占地层的比例计算, 中二叠统烃源岩的厚度基本上介于20~200 m(图9), 盆地西南部相对薄一些, 厚度介于20~50 m, 盆地东部介于50~150 m, 局部地区可超过200 m。

图9 四川盆地中二叠统烃源岩平面分布图

4.2 上二叠统龙潭组烃源岩

四川盆地上二叠统龙潭组/吴家坪组地层厚度介于50~300 m, 为二叠系烃源岩主要发育层段。但是, 从典型探井和露头剖面统计来看, 不同地区烃源岩的类型、厚度存在较大差异。根据第三次全国资源评价编制的地层和烃源岩分布, 结合近20年来探井的统计资料, 在典型探井和剖面烃源岩比例标定的基础上, 编制了龙潭组烃源岩的分布图(图10)。

图10 四川盆地龙潭组烃源岩平面分布图

盆地北部(川西北— 川东北)地区龙潭组以海相泥质烃源岩为主, 基本不属于煤系烃源岩, 其中:河坝1井龙潭组泥质烃源岩厚度约为90 m; 元坝3井泥岩和泥质灰岩类烃源岩的厚度约为60 m; 元坝6井龙潭组厚度达248 m, 泥质烃源岩的厚度达150 m左右, 厚度明显大于元坝3井。矿山梁地区吴家坪组厚度仅为56 m, 以石灰岩为主, 烃源岩厚度仅5 m左右, 烃源岩不发育。由川西北向川东北, 龙潭组含煤沉积地层逐渐增厚, 云阳附近的云安19井龙潭组厚度为200 m, 以泥岩、碳质泥岩沉积为主, 夹薄煤层和少量薄层灰岩, 泥质烃源岩厚度170 m左右。达州西南的龙会4井龙潭组厚达230 m, 中部出现大套石灰岩段, 上下两段泥质烃源岩累计厚度介于90~100 m, 比东部云阳地区略薄一些。

川东南南川地区龙潭组相对较薄, 而且石灰岩、泥质灰岩或灰质泥岩相对较发育, 烃源岩的厚度仅30~50 m。华蓥山地区龙潭组含煤地层厚约140 m, 发育深灰色泥岩、黑色碳质泥岩和煤层, 但目前尚无系统的TOC分析剖面资料。按照该地区龙潭组深灰色— 黑色泥岩厚度[46]推测, 烃源岩的厚度应该在35~40 m。盆地中部南充— 遂宁— 安岳等地区虽然有许多探井钻遇二叠系[34, 38, 48, 49], 例如安平1井(图10)钻揭约146 m的龙潭组含煤地层, 岩性主要为灰黑色— 黑色泥岩、碳质泥岩、煤层、粉砂岩和砂岩; 其下茅口组和其上长兴组均为石灰岩。但是, 对该区二叠系地层TOC及烃源岩纵向分布尚未做过系统的研究工作。按照安平1井等龙潭组深灰— 黑色泥岩和碳质泥岩地层的厚度推测, 该地区龙潭组烃源岩的厚度可能在100~110 m。川南— 黔西北地区龙潭组烃源岩也较发育, 厚度在70~80 m, 此外栖霞组还有少量泥质烃源岩。

总之, 四川盆地不同地区龙潭组烃源岩发育层段和类型存在明显差异, 北部地区主要为海相泥质烃源岩, 中部— 南部地区主要为煤系烃源岩。此外, 泥岩和碳酸盐岩TOC的差异充分表明, 在二叠系中碳酸盐岩不是主要的烃源岩, 泥岩和碳质泥岩才是最主要的烃源岩。

4.3 上二叠统龙潭组煤层

四川盆地龙潭组/吴家坪组是一套含煤沉积地层, 含有多层煤层, 累计煤层厚度可达20 m[34, 37, 38]。盆地东部地区是龙潭组煤层主要发育区(图11), 其中:川东南重庆地区龙潭组含煤6~14层, 煤层总厚度介于2.0~20 m, 含煤系数介于4.36 %~13.79%; 华蓥山地区煤层的厚度在1.0~10.6 m, 平均为3.87 m; 川中南充— 资阳— 合川— 华蓥地区煤层累计厚度在2~15 m; 川东北地区煤层厚度相对比较薄, 厚度通常在1~4 m; 川南泸州— 贵州习水地区煤层厚度也较大, 通常在5~15 m, 而宜宾地区煤层厚度较薄, 介于1~3 m; 盆地西部地区(川西北— 川西— 川西南)煤层厚度一般小于1.0 m。

图11 四川盆地龙潭组煤层平面分布图

4.4 上二叠统大隆组烃源岩

大隆组为一套富硅质及含火山灰的深水沉积地层, 与长兴组为同期异相沉积, 在龙门山、米仓山、大巴山前出露地表, 地层厚度介于10~40 m, 城口— 巫山地区相对薄一些, 通常介于5~30 m[14, 15, 18, 39, 40, 41, 42, 43]。盆地北部广元— 巴中— 开江— 梁平一带许多探井钻遇大隆组, 厚度在20~60 m, 其岩石学特征与地面剖面相近[39, 40, 41, 42, 43]。因此, 大隆组烃源岩在盆地北部地区有较大的分布范围(图12), 厚度介于5~25 m, 是该地区非常重要的一套烃源岩。

图12 四川盆地北部大隆组烃源岩平面分布图

5 结论

1)二叠系发育中二叠统碳酸盐岩和上二叠统泥质岩两套烃源岩, 局部发育大隆组海相泥岩烃源岩, 其中:上二叠统龙潭组泥岩及碳质泥岩厚度大、有机质丰度高, 是二叠系中最主要的烃源岩, 龙潭组煤层也是重要的烃源岩; 中二叠统碳酸盐岩烃源岩属于次要烃源岩; 上二叠统长兴组烃源岩不发育, 而大隆组烃源岩有机质丰度高, 也是很好的烃源岩。

2)龙潭组泥质岩类烃源岩广泛分布于全盆地, 其中北部(苍溪— 云阳)地区厚度大, 介于80~140 m, 南部(成都— 重庆— 泸州)地区厚度介于60~100 m, 中部地区相对薄一些, 介于40~80 m。大隆组烃源岩局限分布于盆地北部开江至广元一线, 厚度介于5~25 m, 是局部地区重要的烃源岩。中二叠统碳酸盐岩烃源岩主要分布于盆地东北部和东南部, 厚度介于50~150 m, 其他地区一般小于50 m。

3)龙潭组煤层是盆地中非常重要的烃源岩, 尤其是在盆地中部与东南部(南充— 綦江— 泸州)地区, 其厚度介于5~15 m; 川东北地区介于2~5 m; 川北通南巴地区和川西南地区通常小于1 m。

致谢:中国石油天然气股份有限公司科技管理部、中国石油西南油气田公司勘探开发研究院、中国石油勘探开发研究院、中国石化南方勘探开发公司、中国石化勘探开发研究院无锡石油地质研究中心对本文研究给予了大力支持,在此致以诚挚感谢!

The authors have declared that no competing interests exist.

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