川中古隆起震旦系—下寒武統(tǒng)溫壓演化及其對天然氣成藏的影響①

劉一鋒 邱楠生 謝增業(yè) 姚倩穎 吳 斌

(1.中國石油大學油氣資源與探測國家重點實驗室 北京 102249;2.中國石油大學盆地與油藏研究中心 北京 102249;3.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院 河北廊坊 065007;4.中國石油杭州地質研究院 杭州 310023)

0 引言

溫度場和(流體)壓力場是沉積盆地的兩個重要物理場，二者隨著盆地的演化而演化。溫壓場的分布規(guī)律及其演化特征對油氣生成、運移、聚集和成藏過程具有重要的影響和控制作用。近年來，溫壓場研究作為盆地分析與研究中不可缺少的部分，已經逐漸成為油氣成藏動力學研究領域的前沿熱點和核心內容，在油氣資源勘探與遠景預測中起著越來越重要的作用。

川中古隆起經過近50年的勘探，先后發(fā)現(xiàn)了威遠氣田和資陽氣藏，近年在高石梯—磨溪構造帶震旦系—下寒武統(tǒng)的重大油氣發(fā)現(xiàn)使其再次成為我國南方海相碳酸鹽巖油氣勘探的熱點地區(qū)。目前，對于川中古隆起地溫場前人已經做了一些研究，但對震旦系—下寒武統(tǒng)的壓力場研究程度還很低。異常壓力的成因機制很多［1，2］，根據(jù)川中古隆起定型時間早，早期長時間處于抬升狀態(tài)，后期以整體埋藏—抬升運動為主的地質演化特征，認為烴類生成、構造沉降/抬升，及地層溫度變化是異常壓力演化的主要控制因素。本文恢復了川中震旦系—下寒武統(tǒng)烴源巖成熟度演化，以及6口單井和典型剖面的壓力演化;探討了溫壓場對震旦系—下寒武統(tǒng)天然氣生成、運移、成藏及保存條件的控制，這對該區(qū)天然氣勘探具有重要意義。

1 研究區(qū)地質概況

川中古隆起位于四川盆地中部(圖1)，是一個繼承性古隆起，長期以來都被視為油氣聚集的有利場所［3，4］。在震旦紀末期川中古隆起已初具雛形，之后歷經加里東運動、印支運動、燕山運動、喜山運動等多期構造調整形成現(xiàn)今構造格局［5，6］。多期構造運動使其經歷了復雜的埋藏—抬升過程:受震旦紀銅灣運動的影響，震旦系燈影組上部遭到局部剝蝕100～300 m［7］;加里東運動早期，川中古隆起發(fā)生強烈褶皺變形，受晚加里東運動和云南運動的影響，川中地區(qū)在晚志留世至早二疊世發(fā)生整體構造抬升，大部分地區(qū)的志留系、奧陶系地層被剝蝕，剝蝕厚度約900～1 500 m［6］;印支運動導致上三疊統(tǒng)須家河組區(qū)域不整合于雷口坡組之上，雷口坡組剝蝕厚度約300 m［6］;燕山期—喜山期川中地區(qū)快速抬升剝蝕，剝蝕厚度達 3 000 m 以上［8～10］。

圖1 四川盆地構造區(qū)劃及典型井位分布圖Fig.1 Sketch map showing a structural outline of the Sichuan Basin and location of the typical wells

川中古隆起區(qū)在震旦紀—古生代為海相沉積環(huán)境，晚古生代—早三疊世為海陸過渡相，晚三疊世以來以陸相沉積為主。研究區(qū)內現(xiàn)今主要沉積了震旦系、寒武系、上古生界和中生界地層。奧陶系、志留系在區(qū)內大部分地區(qū)缺失，僅在東部及東南部有少量殘余;白堊系及其以上地層由于燕山—喜山期的構造抬升運動而缺失。

川中古隆起震旦系—下古生界主要發(fā)育上震旦統(tǒng)碳酸鹽巖和下寒武統(tǒng)黑色泥頁巖兩套烴源巖［11，12］。下寒武統(tǒng)筇竹寺組黑色頁巖是一套腐泥型暗色泥巖，分布范圍廣，平均厚度達100 m，有機質豐度高，其中在資陽地區(qū)有機質豐度可達5%，平均有機質豐度大于1%，被認為是川中下古生界最主要的烴源巖［13，14］;上震旦統(tǒng)燈三段暗色藻白云巖及頁巖有機碳豐度介于0.08%～1.93%，也具有一定的生烴潛力［12，15］。川中古隆起區(qū)震旦系—寒武系烴源巖現(xiàn)今Ro為2.0%～4.0%，處于高成熟—過成熟階段。

2 川中古隆起烴源巖演化

基于鉆孔溫度資料和大量的巖石熱導率、生熱率測量數(shù)據(jù)，對于四川盆地現(xiàn)今地溫場分布特征已經有了一定認識［16～18］。川中古隆起現(xiàn)今大地熱流為50～70 mW/m2，地溫梯度介于24～30℃/km，威遠構造及高石梯—磨溪構造帶的地溫梯度較高，大于30℃/km。

九十年代末以來，鏡質體反射率［19～21］，磷灰石、鋯石裂變徑跡［8，19］，包裹體均一溫度［19，22］、(U-Th)/He熱年代學方法［23］等多種古溫標被應用于四川盆地的熱歷史研究?；诓煌艤貥思捌浣M合的反演結果，結合盆地熱動力學模擬方法，恢復的四川盆地熱史結果顯示:加里東期四川盆地熱狀態(tài)較為穩(wěn)定，熱流值較低;海西期熱流開始增大，在早二疊世末—晚二疊世初，古熱流達到最高(川中古隆起約為80～100 mW/m2)，中二疊世降低至 50～60 mW/m2，侏羅紀以來熱流處于穩(wěn)定狀態(tài)，新生代略有升高(圖2)。四川盆地熱史演化表現(xiàn)為在克拉通低熱流背景上疊加了古生代峨眉山地幔柱和溢流玄武巖的熱烘烤以及中新生代前陸盆地演化階段巖石圈的擠壓增厚冷卻效應，二疊紀的玄武巖熱事件對古熱流影響較大，向盆地東北方向其影響程度逐漸減弱［20］。

圖2 川中古隆起古熱流演化a，b:W28、NJ井古溫標熱流反演結果①胡圣標，等.《中國陸域海相沉積盆地熱史恢復方法與熱體制》成果報告，2011;c，d:川西南和川中地區(qū)熱動力學模擬結果②何麗娟，等.《中國陸域海相沉積盆地構造―熱演化》成果報告，2011。Fig.2 The heat flow evolution in the central paleo-uplift，Sichuan Basina，b:paleo-heat flow inverted from paleogeo-thermometers of W28 well and NJ well①;c，d:paleo-heatflow derived from tectonic-thermal modeling of the southwestern and central Sichuan Basin②.

利用回剝法恢復的沉積埋藏史表明川中古隆起經歷了淺埋—抬升—深埋—抬升的沉積過程(圖3)。根據(jù)上述古熱流和巖石熱導率參數(shù)［18］，恢復了GK1井地溫場演化歷史(圖3)。根據(jù)烴源巖T-t路徑，利用有機質化學動力學模型(Easy%Ro模型)計算了川中古隆起典型井筇竹寺組烴源巖成熟度演化(圖4)。川中古隆起在加里東期由于埋深較淺，僅部分井的烴源巖Ro值達到0.5%，進入低成熟階段，另有部分井還處于未成熟階段(Ro＜0.5%);受加里東運動和云南運動的影響，川中古隆起長期處于整體構造抬升狀態(tài)，烴源巖成熟度演化停滯;早二疊世再次接受沉積，受峨眉山地幔柱的影響，在晚二疊世，研究區(qū)內下古生界烴源巖全部進入成熟—高成熟階段，南部地區(qū)進入過成熟階段(P1井);晚二疊世至早三疊世的短暫抬升剝蝕之后，川中古隆起進入快速埋深時期，烴源巖溫度快速增大，迅速進入過成熟階段，以生干氣為主;晚白堊世達到最大古地溫，烴源巖演化定型，Ro約為2%～4%，晚期受燕山運動和喜山運動影響，古隆起大幅抬升，烴源巖成熟度演化停止。

圖3 GK1井埋藏史和熱史模擬結果Fig.3 (left)Burial history and thermal history for GK1 Well，and(right)measured and modeled Ro(%)profile

圖4 典型井筇竹寺組烴源巖成熟度演化Fig.4 The maturity evolution of the Qiongzhusi Formation source rock of typical wells

圖5 川中古隆起典型井震旦系燈二段儲層溫度演化Fig.5 The reservoir temperature evolution in the second member of Dengying Formation of typical wells

原油裂解生氣是海相烴源灶高效生氣的重要途徑［24］。川中古隆起震旦系—下古生界的主力烴源巖筇竹寺組烴源巖有機質類型為Ⅰ型干酪根，以生液態(tài)烴為主，后期古油藏發(fā)生裂解形成天然氣和大量瀝青［25，26］;根據(jù)來自氣藏和包裹體中的天然氣成分，利用Prinzhofer關系圖版也確定了震旦系—下寒武統(tǒng)天然氣為原油裂解氣［26，27］。研究表明，原油裂解主要受溫度控制，當?shù)貙訙囟刃∮?60℃時，原油裂解量極小;當?shù)貙訙囟冗_到200℃時，原油裂解基本完成［28，29］。根據(jù)儲層 T-t路徑(圖 5)，判斷川中古隆起震旦系—下寒武統(tǒng)原油裂解大致開始于三疊紀中期，白堊紀原油裂解基本結束。

3 壓力演化特征

鉆井實測數(shù)據(jù)表明，川中古隆起震旦系基本為常壓，壓力系數(shù)為0.9～1.20;寒武系壓力系數(shù)明顯高于震旦系，發(fā)育異常高壓，壓力系數(shù)為1.5～1.75。相比于現(xiàn)今壓力場，成藏關鍵時期的壓力場特征對于分析油氣成藏機理和指導油氣勘探更有意義。

恢復沉積盆地古壓力的方法主要有盆地模擬法、流體包裹體法、黏土礦物法、聲波時差法及地震波速度等方法。受限于樣品和資料獲取困難，經驗公式使用范圍有限等問題，準確恢復盆地地質歷史時期的古壓力難度較大。當?shù)貙映霈F(xiàn)異常高壓時，壓力值偏離靜水壓力線，其根本原因是由于孔隙流體承擔了部分巖石骨架的壓力。眾所周知，各地質參數(shù)之間是相互影響的:孔隙度演化取決于埋深和孔隙流體壓力，流體壓力受控于孔隙體積和流體體積，流體體積又與流體的密度和流速有關，而流體的密度、黏度、流速等參數(shù)是由地層溫度和壓力控制的，影響地溫分布的巖石熱導率又跟孔隙度有關。因此，利用盆地模擬恢復古壓力就是根據(jù)各地質參數(shù)之間的關系建立的動態(tài)耦合模型來計算地層壓力的演化歷史。本文基于地震、測井和鉆井資料，以及前人對于川中古隆起的相關研究成果，利用美國PRA公司開發(fā)的Basinmod軟件的一維和二維模塊恢復了川中古隆起NJ井、GK1井、GS1井、MX8井、W28井、Z1井等6口單井及一條二維剖面的震旦系—下寒武統(tǒng)壓力演化歷史。模擬時選擇的壓實模型是流體壓實耦合模型，計算壓力使用的是Bmod流體模型，孔隙度計算方法采用Bmod 2-D流體模型，滲透率計算方法采用 Power Function模型。

3.1 模擬參數(shù)

地層壓力模擬涉及參數(shù)眾多，需要研究人員對研究區(qū)有深入的了解。參數(shù)選取的有效性和準確性直接影響模擬結果的精度和可接受性。本文在對川中古隆起震旦系—下寒武統(tǒng)地層壓力演化模擬中主要參數(shù)的選擇如下:(1)剝蝕厚度。根據(jù)前人研究成果，研究區(qū)經歷多次抬升剝蝕，主要包括:震旦紀末期銅灣運動、晚志留世—早二疊世的云南運動、晚三疊世的印支運動以及燕山—喜山期整體抬升運動，歷次的剝蝕量見前文所述;(2)地層巖性。根據(jù)鉆井和測井資料統(tǒng)計出各地層不同巖性的含量(表1);(3)油氣充注量。油氣生成造成的流體體積增大可能會對地層壓力產生影響，根據(jù)前人關于川中古隆起生烴強度的研究成果［15，26］，筇竹寺組和上震旦統(tǒng)的主要生烴時期及各時期由于烴類生成引起的地層孔隙流體增加速率見表2。

表1 各地層巖性含量統(tǒng)計Table 1 Statistics of lithology content of each formations

表2 烴類生成引起的燈三段和筇竹寺組烴源巖流體增加速率Table 2 The rate of fluid increase in the third member Dengying Formation and Qiongzhusi Formation caused by hydrocarbon generation

3.2 模擬結果

GK1井下寒武統(tǒng)龍王廟組地層壓力恢復結果如圖6所示，其演化可劃分為3個階段:①在220 Ma之前，為常壓狀態(tài);②220～90 Ma，地層壓力逐漸大于靜水壓力，出現(xiàn)異常高壓，在90 Ma剩余壓力達到最大，約120 MPa;③90 Ma至今，地層壓力逐漸降低，現(xiàn)今壓力系數(shù)約為1.57。川中古隆起典型單井下寒武統(tǒng)龍王廟組剩余壓力演化趨勢大致相同，在230～210 Ma開始出現(xiàn)超壓，90 Ma剩余壓力達到最大，之后剩余壓力開始降低。威遠—資陽地區(qū)地質歷史中最大剩余壓力較小，高石梯—磨溪構造帶及女基井地質歷史時期中最大剩余壓力較大(圖7)。

現(xiàn)今有機質成熟度和地層壓力等參數(shù)既是盆地模擬的約束條件，也是模擬精度分析的重要指標。通過模擬結果與實測值相對比，可以檢驗模擬的精確性和可信性。圖2顯示，Ro的模擬值與實測值擬合較好;現(xiàn)今寒武系威遠地區(qū)為常壓，GK1井寒武系壓力系數(shù)為 1.5～1.52，NJ井為 1.48，MX8井為 1.59～1.6，也與模擬值相吻合。因此，認為本文對于盆地熱史、烴源巖成熟度演化歷史及壓力演化歷史的恢復結果是可信的。

圖6 GK1井下寒武統(tǒng)龍王廟組底部壓力演化Fig.6 Evolution of geopressure at the bottom of Longwangmiao Formation(Lower Cambrian)of GK1 Well

圖7 川中古隆起典型井寒武系龍王廟組底部壓力剩余壓力演化Fig.7 Evolution of residual pressure at the bottom of Longwangmiao Formation of typical wells

為了更好地反映川中古隆起震旦系—下寒武統(tǒng)縱向上不同層位和橫向上不同位置的壓力演化，本文還恢復了典型剖面的壓力演化歷史(圖8)。川中古隆起在三疊紀之前，一直以常壓為主。晚三疊世，在下古生界和下三疊統(tǒng)開始出現(xiàn)弱超壓。燕山—喜山期構造抬升之前，川中古隆起形成震旦系—寒武系和中、下三疊統(tǒng)兩個超壓系統(tǒng)。兩個超壓系統(tǒng)的剩余壓力、超壓地層范圍在該時期達到極大值;威遠—資陽地區(qū)的剩余壓力相對較小;該時期內震旦系燈影組上部的燈三、燈四段也出現(xiàn)了超壓，與前人利用包裹體恢復古壓力得出川中震旦系曾發(fā)育超壓的認識一致［30］?，F(xiàn)今川中古隆起區(qū)異常高壓范圍和剩余壓力都有所降低，震旦系及威遠—資陽地區(qū)寒武系都降低至常壓狀態(tài)。

4 討論

4.1 超壓成因機制

油氣系統(tǒng)的封閉性既是油氣藏保存的重要條件，也是異常高壓形成的關鍵。震旦系—下寒武統(tǒng)經歷了漫長的成巖演化，其孔滲性很低(孔隙度小于5%)，封閉性較好;中上寒武統(tǒng)碳酸鹽巖的封蓋作用使其封閉性進一步增強。地層隨著超壓的逐漸增大可能發(fā)生破裂，從而使油氣泄漏的同時，地層壓力降低。巖石破裂壓力受應力狀態(tài)、地層性質等多種因素的影響，通常認為當孔隙流體壓力達到靜巖壓力的85%時地層發(fā)生破裂［31］。根據(jù)震旦系—下寒武統(tǒng)壓力演化(圖6，8)，其最大壓力系數(shù)小于1.8，未達到巖石破裂壓力。因此，超壓形成后可以得到保存。

異常高壓的機制有很多，包括壓實不均衡、水熱增壓、黏土礦物脫水、烴類生成和構造擠壓等［1，2］。川中古隆起震旦系—下寒武統(tǒng)發(fā)育多套烴源巖、多次埋藏—抬升，油氣聚集具有多次生烴和多期成藏的特征。目前國內外學者對生油作用能否產生明顯超壓認識尚不統(tǒng)一［32，33］，郭小文等研究認為生油增壓強度與烴源巖的封閉性密切相關［34］。在加里東早期生油階段，由于成巖作用較弱，孔滲性較好，且該時期原油生成量較少，因此并未形成明顯超壓;烴源巖孔隙度在二疊紀末期較低，該時期的原油生成可能會對超壓有所貢獻。

原油裂解生氣是四川盆地油氣成藏的重大事件，地層中殘余的大量瀝青，以及氣藏和包裹體中的天然氣成分都指示了震旦系—下寒武統(tǒng)天然氣主要為原油裂解氣。原油裂解在致密地層中，可作為超壓的主要機制已經得到了國內外學者的認同［1，2，33］。在理想條件下，1%的液態(tài)烴裂解即可形成超過靜巖壓力的超壓［35］。Tingay等以馬來盆地為例，分析認為其超壓有35%～85%是來自天然氣生成的貢獻［36］。根據(jù)泥巖聲波時差—深度關系，在下三疊統(tǒng)—二疊系泥巖聲波時差異常偏高，反應其超壓的主要機制是不均衡壓實;而在下寒武統(tǒng)—震旦系泥巖聲波時差基本趨于正常，因此泥巖欠壓實不是震旦系—下寒武統(tǒng)超壓的主要機制。從壓力演化曲線來看，震旦系—下寒武統(tǒng)開始出現(xiàn)超壓的時間與三疊紀原油裂解時期基本吻合，綜上所述，原油裂解及其引起的超壓傳遞是震旦系—下寒武統(tǒng)異常高壓形成的主要機制。

圖8 川中古隆起典型剖面剩余壓力演化(剖面位置見圖1)Fig.8 The excess pressure evolution of the 2D profile(the location of the profile showing in Fig.1)

埋藏史表明，早、中二疊世及中生代的兩期構造沉降使川中古隆起接受了巨厚的沉積(圖3)，沉積速率最大超過150 m/Ma。快速沉降產生的巨厚沉積使震旦系—下寒武統(tǒng)的垂向負載快速增大，由于經歷了長時間的成巖演化，此時地層孔隙度較低(小于5%)，孔隙流體排出速率緩慢，流體承擔了部分巖石骨架的壓力，形成超壓。早、中二疊世快速埋深時間較短，產生超壓不明顯，中生代的快速沉降持續(xù)時間長、沉積厚度大，在原油裂解形成超壓的基礎上，使超壓進一步增大。同時，快速埋藏還使地層溫度快速增大，白堊紀末期下寒武統(tǒng)地層溫度較早、中二疊世增加150℃，平均增加速率約為0.7℃/Ma。羅曉容等研究認為，高地溫梯度和孔滲性較差的地層水熱增壓對超壓有一定貢獻［37］。川中古隆起在早、中二疊世和中生代的兩期增溫過程中，增溫速率大、孔隙度較低，流體熱膨脹效應使超壓進一步加劇。

白堊紀以來，震旦系—下寒武統(tǒng)烴源巖生烴枯竭，油氣藏以調整破壞為主。受燕山運動和喜山運動的影響，川中古隆起白堊紀末期開始整體抬升剝蝕，剝蝕厚度超過3 000 m［6，9］。構造抬升對于地層壓力的影響，一方面表現(xiàn)為構造抬升引起的溫度降低，會使孔隙流體體積縮小，從而導致壓力下降。假定一封閉容器內利用氣體狀態(tài)方程計算發(fā)現(xiàn)，溫度每下降10℃，壓力下降約2.3%。另一方面，隨著上覆壓力的卸載，巖石孔隙將會發(fā)生回彈，導致孔隙空間增加，也會使得孔隙流體壓力降低?，F(xiàn)今震旦系恢復至常壓，寒武系在高石梯—磨溪構造帶還保持著一定的超壓。

4.2 溫壓演化與油氣成藏的關系

熱歷史控制著烴源巖成熟度演化。川中古隆起震旦系—下寒武統(tǒng)的熱歷史反映了多期生油、晚期生氣的生烴特征。川中古隆起下寒武統(tǒng)在中生代經歷的高地溫決定了其烴源巖現(xiàn)今處于過成熟階段(Ro＞3.0%)，油氣藏以產干氣為主，不含液態(tài)烴。同時，熱演化還控制了烴源巖及儲層中早期液態(tài)烴開始發(fā)生原油裂解的時間大致在中、晚三疊世。

壓力場對于川中震旦系—下寒武統(tǒng)天然氣成藏的影響主要表現(xiàn)在抑制原油裂解、控制油氣運移和控制水溶脫氣等方面。根據(jù)熱演化歷史，古油藏發(fā)生原油裂解開始于三疊紀中期，此時剩余壓力逐漸增大，最大可達30 Ma。高壓會使原油裂解受到抑制［38］，陳中紅等利用對比模擬實驗證實了高壓條件下原油初始裂解時間滯后，原油裂解溫度門限升高［39］。前人對GK1井下古生界樣品中瀝青形成的地質時間進行了推算，認為四川盆地震旦系—下古生界的原油裂解氣主要形成于早侏羅世至中侏羅世［40］，晚于達到原油裂解門限溫度的中三疊世。因此超壓可能對川中古隆起下古生界古油藏的裂解起到了延緩的作用，有利于原油裂解氣的保存。川中古隆起震旦系—下寒武統(tǒng)孔隙度低，物性差，且均質性較強，超壓的發(fā)育有助于油氣的運移和聚集。壓力演化剖面表明，筇竹寺組在三疊紀以來一直為高勢區(qū)，生成的烴類可以向下倒灌至震旦系燈影組儲層中聚集成藏，為震旦系氣藏的烴類來自寒武系提供了動力學條件;橫向上，威遠—資陽地區(qū)剩余壓力低，烴類通過側向運移向該地區(qū)寒武系、震旦系聚集。喜山期以來的油氣調整過程中，異常壓力也扮演著重要的角色，對于油氣勘探方向選取具有指導意義。此外，寒武系發(fā)育的超壓，對下寒武統(tǒng)—震旦系燈影組油氣藏具有良好的封蓋作用，有利于氣藏保存。川中古隆起震旦系—下寒武統(tǒng)天然氣藏的形成過程中，水溶氣脫溶成藏機理長期以來為學者所關注［6］。地層溫度、壓力下降是水溶氣脫溶成藏的決定性因素。除了構造抬升引起的地層壓力下降，川中古隆起震旦系—下寒武統(tǒng)還疊加了剩余壓力的卸壓過程，其壓力降低幅度增大，水溶脫氣的量也相應增大，從而提高了天然氣的聚集效率。

此外，地層溫度和壓力還對頁巖吸附氣含量有重要影響［41］，是川中古隆起下寒武統(tǒng)筇竹寺組頁巖氣資源評價和目標區(qū)優(yōu)選的關鍵計算參數(shù)。

5 結論

(1)川中古隆起震旦系—下寒武統(tǒng)生烴歷史分為4個階段:①早期生油階段;②二次生油階段;③干酪根裂解氣階段;④晚期原油裂解氣階段。

(2)川中古隆起縱向上可劃分為震旦系—寒武系和三疊系兩個超壓體系。震旦系—寒武系超壓體系經歷了常壓—增壓—卸壓的演化過程。烴類生成和快速埋深是早三疊世以來快速增壓的關鍵;燕山—喜山期構造抬升，天然氣藏調整破壞，壓力有所下降，震旦系下降至常壓;寒武系在威遠—資陽地區(qū)表現(xiàn)為常壓，高石梯—磨溪構造帶仍保留了壓力系數(shù)約為1.5的超壓。

(3)溫壓演化對于油氣成藏具有重要意義。熱史控制著烴源巖生烴歷史;異常壓力有助于延緩原油裂解，為油氣運移提供動力，寒武系高壓對下伏震旦系儲層起到封閉作用，此外，喜山期以來的卸壓，有助于下古生界水溶氣脫氣成藏。

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