四川元壩地區(qū)須家河組瀝青發(fā)育分布特征及其烴源巖排烴通道標志

鄒華耀，郝 芳,2，李平平，朱揚明，張 莉，張俊武，張升磊

(1.中國石油大學(北京) 油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249； 2.中國地質大學(武漢) 構造與油氣資源教育部重點實驗室，湖北 武漢 430074； 3.浙江大學 地球科學學院，浙江 杭州 310027)

0 引 言

煤系烴源巖(主要由泥巖和少量煤巖組成)能夠生成一定量的液態(tài)烴。通常這類液態(tài)烴具有蠟質含量高、黏稠度大的特點，主要源于富氫顯微組分，包括樹脂體、瀝青質體、熒光質體、角質體、木栓質體、鏡質體等[1-2]。熊波等通過有機巖石學顯微觀測認為，煤巖中富氫顯微組分在未成熟—低成熟階段(鏡質體反射率(Ro)為0.42%～0.72%)生成滲出瀝青體[3-4]。通常滲出瀝青體近似原生稠油狀的固態(tài)物質[1]，在排出烴源巖過程中容易殘留在通道中，在后期演化過程中演變成固體瀝青，并且可以成為烴源巖排烴通道的識別標志。

油氣初次運移是油氣成藏機理研究的瓶頸[5]。20世紀90年代以來，烴源巖排烴動力學取得了重要進展[6]，但運動學研究(如通道、方向、運移量等)卻進展甚微，關鍵問題在于通常情況下烴源巖排烴很少留下痕跡，使得初次運移研究缺乏有效途徑，所獲得認識也無法驗證[7]。Garcia-gonzalez等研究認為，烴源巖排烴包括兩個時空上連續(xù)的過程，即油氣初始擴散(Diffusion)以及吸附與凝聚(Desorption and Aggregation)，賦存于“微通道”中，之后在超壓驅動下通過微裂縫排出烴源巖[2,8-9]。Garcia-gonzalez等還通過烴源巖有機地球化學分析與熱模擬實驗和有機巖石學顯微觀測，進行了烴源巖油氣排烴通道的識別，觀測到烴源巖中干酪根網絡、生物體腔孔、微裂縫以及煤巖的囊狀孔(Vesicle)與大孔隙(Macropore)等賦存油氣的“微孔縫”[2,10-13]。但是，基于巖芯甚至露頭巖層尺度，直接反映油氣從烴源巖中排出的宏觀通道標志少見報道。基于此，本文基于四川盆地元壩地區(qū)須家河組煤系巖芯的觀測，通過瀝青地球化學與產狀分布特征的分析，探討了烴源巖排烴通道的發(fā)育分布特征，建立排烴通道概念模式。

1 區(qū)域地質概況

J3p+K為上侏羅統(tǒng)蓬萊鎮(zhèn)組和白堊系；J3s為上侏羅統(tǒng)遂寧組；J2s為中侏羅統(tǒng)上沙溪廟組；J2x為中侏羅統(tǒng)下沙溪廟組；J2q+J1z為中侏羅統(tǒng)千佛崖組和下侏羅統(tǒng)自流井組；T3x為上三疊統(tǒng)須家河組；T2l為中三疊統(tǒng)雷口坡組；T1j為下三疊統(tǒng)嘉陵江組；井編號中，yb為元壩的縮寫，yl為元陸的縮寫圖1 四川元壩地區(qū)構造位置與構造剖面Fig.1 Tectonic Setting and Structural Profile of Yuanba Area in Sichuan

四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組(T3x)為一套含煤碎屑巖。須一、三、五段以泥巖為主，夾粉細砂巖和薄煤層或煤線，是主要的烴源巖層段；須二、四、六段以中細粒砂巖、礫巖為主，夾泥頁巖，是主要的儲氣層段。四川盆地至今已發(fā)現了一系列致密砂巖氣藏，尤其是川中廣安、合川等千億立方米大氣田[14-16]。元壩地區(qū)位于四川盆地北部，區(qū)域上北部為米倉山隆起，東北部為大巴山前緣推覆帶和通南巴背斜帶，西部為龍門山推覆帶，西北部為九龍山背斜，向南過渡為川中低緩構造帶[圖1(a)]。元壩地區(qū)中生界發(fā)育三疊系與侏羅系，地表出露上侏羅統(tǒng)；自須家河組沉積后，該區(qū)經歷了多幕次的燕山和喜馬拉雅山構造運動，但是該區(qū)構造平緩，斷裂不發(fā)育；西部受九龍山背斜南部傾末端的影響發(fā)育低緩背斜，須家河組僅發(fā)育層間小斷層[圖1(b)]。該區(qū)須家河組是一套河流、三角洲、湖泊相煤系地層，自下而上分為5段，薄層煤或煤線與泥質烴源巖主要發(fā)育于須二、三段，泥巖總有機碳(TOC)平均約3.0%(圖2)；有機質主要為Ⅲ型，以生氣為主，能夠生成少量的液態(tài)烴；烴源巖現今成熟度達到了高過成熟干氣階段，鏡質體反射率大于1.8%[17]。

2 瀝青地球化學特征

須家河組儲層發(fā)育瀝青已有多次報道，尤其是川西坳陷須二、四段儲層含有大量瀝青，其中天然氣也有原油裂解氣的特征[18-21]，說明須家河組烴源巖能夠生成一定數量的液態(tài)烴，并且發(fā)生了初次運移。

瀝青地球化學特征研究中，通常應用有機巖石學、有機地球化學方法，鑒別其元素、碳同位素、官能團和抽提物生物標志物的組成特征[22-24]。前期的研究工作表明，須家河組瀝青總體上具有低溶性、高反射率、低H/C 原子比的性質。經瀝青/烴源巖的碳同位素和二苯并噻吩系列組成對比，須家河組儲層瀝青來源于本層位烴源巖[21]。

Hunt應用H/C與(S+N)/O原子比準確區(qū)分了海相烴源巖來源的瀝青與煤巖的差異(圖3)，海相烴源巖來源的瀝青比煤巖含有較高的(S+N)/O原子比，因為海相烴源巖有機質來源于富氮浮游生物，而且海相沉積物硫酸鹽含量高，早期成巖階段S與有機質反應使得有機質較富含S[25]。須家河組為陸相含煤沉積，無論是泥巖，還是碳質泥巖或煤巖，有機質以高等植物為主，生成的原油經裂解形成瀝青，尤其是高演化程度的瀝青，其H/C與(S+N)/O原子比與煤巖基本相似(圖3)，難以區(qū)別。

圖2 元壩6井須二、三段巖性柱狀圖以及元壩地區(qū)須二、三段泥巖總有機碳分布Fig.2 Lithological Column of T3x2 , T3x3 in Well Yuanba6 and Distributions of Total Organic Carbon of Mudstone of T3x2 , T3x3 in Yuanba Area

海相烴源巖瀝青與煤巖數據引自文獻[25]圖3 瀝青與煤巖H/C和(S+N)/O 原子比的關系Fig.3 Relationship Between H/C and (S+N)/O Atomic Ratios of Bitumen and Coal Rock

巖芯觀測發(fā)現，元壩地區(qū)須家河組砂礫巖與烴源巖普遍發(fā)育固體瀝青，其熱演化程度很高，等效鏡質體反射率都在2.0%左右，常規(guī)的生物標志物參數無法將之與煤巖或碳屑分辨。經色譜質譜分析資料的詳細對比表明，它們的抽提物芳烴組分中三芳甾烷含量明顯不同。三芳甾烷是由甾醇在成巖作用過程中，形成單芳甾烷后通過脫甲基和芳構化作用而來，該系列化合物指示其生源為水生藻類[26]。所分析的須家河組瀝青芳烴中均有較多的C26～C28三芳甾烷系列化合物[圖4(a)]，在已定性的所有芳烴化合物中，其相對含量為0.02%～0.41%，平均值為0.1%(圖5)；泥巖中C26～C28三芳甾烷更豐富[圖4(b)]，相對含量為0.03%～1.54%，平均值為0.53%(圖5)；而煤巖芳烴中C26～C28三芳甾烷極少[圖4(c)]，僅為0%～0.02%(圖5)?？紤]到三芳甾烷因極性較強，在烴源巖排烴過程中易受吸附，在排出烴源巖過程中其含量有所降低[27]，可認為這些瀝青與煤系泥巖有生源關系，其原始有機質來源中低等藻類有重要貢獻。

圖4 元壩271井瀝青、泥巖和煤巖C26～C28三芳甾烷分布特征Fig.4 Distribution Characteristics of C26-C28 Triaromatic Steroids from Bitumen, Mudstone and Coal Rock in Well Yuanba271

3 瀝青發(fā)育分布與排烴通道標志

T3x1為須一段；T3x2為須二段；T3x3為須三段；T3x4為須四段圖5 瀝青、泥質烴源巖和煤巖的三芳甾烷相對含量分布直方圖Fig.5 Histogram Showing Relative Abundance of Triaromatic Steroids from Bitumen, Argillaceous Source Rock and Coal Rock

元壩地區(qū)須家河組砂礫巖裂縫中普遍含有瀝青。薄片觀察表明：除個別礫巖中少量較大孔隙含有瀝青外，孔隙中基本不含瀝青。砂巖中瀝青主要分布于各種產狀的裂縫中，常見的包括近水平、傾斜和近垂直的裂縫[圖6(a)、(b)]；礫巖中瀝青常見充填于傾斜或圍繞顆礫發(fā)育的裂縫中[圖6(c)]，以及充填于貼礫縫中[圖6(d)]。瀝青充填縫的長度通常小于10 cm，多數小于5 cm，寬度一般為幾毫米或小于1 mm，以近水平分布為主，其次是傾斜的，少數近垂直的。砂礫巖瀝青主要分布于裂縫，而孔隙中基本沒有。這可能有兩個原因：一是須家河組砂礫巖屬于超致密儲層，大孔隙不發(fā)育，現今孔隙度主要介于2%～3%，在烴源巖生油氣高峰期，儲層已經致密化，原油難以注入孔隙；二是烴源巖生烴(主要生氣)引起儲層發(fā)育強超壓，由此產生超壓水力破裂縫，油氣在強超壓的驅動下注入儲層，天然氣進入毛細管或微毛細管孔隙，原油則儲集于裂縫中，至深埋階段原油裂解后，瀝青則殘存于裂縫中。

圖6 砂礫巖儲層巖芯照片顯示瀝青分布于各類裂縫中Fig.6 Photographs of Reservoir Cores of Sandstone and Conglomerate Showing Bitumen-filled Fractures

本文關注的是須家河組泥質烴源巖裂縫中廣泛發(fā)育的瀝青。泥質烴源巖中瀝青充填縫以近水平順層為主，裂縫尺度小，長度幾厘米或幾毫米，寬度小于1 mm[圖7(b)、(c)、(e)]，裂縫中瀝青內部通常發(fā)育方解石細脈[圖7(a)、(d)]，層面上顯示有些瀝青充填縫寬度只有2～3 cm[圖7(f)]。

更有標志意義的是，在烴源巖與砂巖接觸界面可以觀察到瀝青排出的痕跡。圖8顯示元陸26井須三段暗色泥巖裂縫中瀝青具有向下部泥質粉砂巖水力破裂縫中排出的跡象，暗色烴源巖瀝青充填于近水平的裂縫(B1)與近垂直的裂縫(B2)中，烴源巖中瀝青與下伏泥質粉砂巖中近垂直的水力破裂縫相連，顯示瀝青向下排出的通道。類似地，圖9也顯示了元陸15井與20井須三段暗色泥巖裂縫中瀝青具有向上部(粉)砂巖水力破裂縫中排出的跡象，下部烴源巖中瀝青充填縫與上覆(粉)砂巖中水力破裂縫相連，顯示瀝青向上排出的通道。不同的是，元陸15井烴源巖之上云屑砂巖中水力破裂縫是傾斜的[圖9(a)]，而元陸20井泥質粉砂巖中近于垂直[圖9(b)]。

圖7 泥質烴源巖巖芯照片顯示瀝青充填于紋層與層理裂縫中Fig.7 Photographs of Argillaceous Source Rock Indicating Microfractures Filled with Bitumen Calcite Along the Laminae and Bedding

巖芯取自元陸26井4 376.5～4 376.8 m深度處(須三段)；F1為泥質粉砂巖中垂直水力破裂縫；B為暗色泥巖中瀝青(含方解石脈)充填縫，其中B1為近水平的裂縫，B2為近垂直的裂縫圖8 泥質烴源巖中瀝青/方解石充填水力破裂縫照片顯示古原油向下排出的標志Fig.8 Argillaceous Source Rock Photographs Showing Bitumen/Calcite-filled Hydraulic Fractures and Tracing Downwards Expulsion of Palaeo-oil

一個值得討論的問題是，為什么大多數烴源巖排烴后在裂縫中沒有留下痕跡，而元壩地區(qū)烴源巖裂縫中廣泛發(fā)育瀝青？這很可能與烴源巖有機質性質、生烴產物性質及其對排烴的影響有關。元壩地區(qū)煤系泥質烴源巖有機質主要來源于高等植物，鏡質組含量高，生成的液態(tài)烴通常非烴、瀝青質含量高，黏稠度大，易吸附，不易排驅[28]，即使經初始凝聚進入水力破裂縫排放通道后，也有部分殘留于通道內，成為識別初次運移通道的標志。

F2為云屑砂巖中傾斜的與泥質粉砂巖中垂直的水力破裂縫；B為暗色泥巖中瀝青充填縫圖9 泥質烴源巖瀝青充填水力破裂縫照片顯示古原油向上排出的標志Fig.9 Argillaceous Source Rock Photographs Showing Bitumen-filled Hydraulic Fractures and Tracing Upwards Expulsion of Palaeo-oil

K1j為下白堊統(tǒng)夾關組圖10 元壩6井地層埋藏史、熱史與生烴史以及地層壓力與深度的關系Fig.10 Burial, Thermal and Hydrocarbon-generation Histories and Relationship Between Formation Pressure and Depth in Weel Yuanba6

4 泥質烴源巖排烴通道模式

4.1 動力學環(huán)境

元壩地區(qū)須家河組烴源巖中晚侏羅世達到生油氣高峰，同時儲層發(fā)生油氣充注，至早白堊世末達到最大埋深，超過6 000 m，地溫達到180 ℃～190 ℃，液態(tài)烴與濕氣基本上裂解成甲烷，現今氣藏甲烷含量超過97%，晚白堊世以來抬升至現今深度[圖10(a)]?，F今實測壓力系數為1.38～2.37，主要集中在1.7～2.0，屬于中等—強超壓[圖10(b)]。李軍等研究認為該區(qū)須家河組異常高壓主要由烴源巖生烴與天然氣的充注增壓形成，其次是中燕山—喜馬拉雅山構造運動擠壓應力[29]。其形成特征屬于晚期封隔型超壓系統(tǒng)，即中成巖早期階段達到緊密壓實后產生的晚期超壓[2]。由此可以推斷：當須家河組烴源巖達到生烴高峰(鏡質體反射率為1.0%)的中成巖早期階段至早白堊世末達到最大埋深期間，烴源巖生烴增壓作用最強，壓力系數普遍大于現今值，處于強超壓環(huán)境；晚白堊世以來抬升后，生烴與裂解生氣增壓減弱直到停止，但因致密的巖性及其封閉環(huán)境，以及持續(xù)的構造擠壓增壓作用致使現今仍然保持中等—強超壓。綜上所述，元壩地區(qū)須家河組烴源巖排烴動力學環(huán)境屬于構造應力-生烴增壓聯控下超壓主導的環(huán)境。

通常，當孔隙流體壓力超過靜巖壓力的85%時(即壓力系數約為1.96時)，地層發(fā)生水破裂[30-31]，但嚴格地講，地層破裂受應力狀態(tài)、巖石力學性質與超壓發(fā)育等多種因素的影響，超壓發(fā)育與增大的結果是地層的天然水力破裂，不同應力狀態(tài)下超壓水力破裂縫的性質與分布可以通過破裂理論進行預測[32]。因此，可以肯定須家河組無論是烴源巖還是砂礫巖儲層都處于水力破裂發(fā)育的有利環(huán)境，這些裂縫構成了烴源巖排烴的通道，并且因為黏稠瀝青的殘留得以保存。

4.2 通道模式

基于水力破裂通道瀝青的產狀，建立了元壩地區(qū)須家河組煤系泥質烴源巖排烴通道模式(圖11)。油氣初次運移通道包含時空上連續(xù)兩個過程：第一為初始凝聚過程，油氣生成后經凝聚進入水力破裂縫通道(圖11中①)；第二為排放過程，主要由順層理面及穿層的水力破裂縫排驅(圖11中②、③、④)。初始凝聚于水力破裂縫中油氣的組成和性質主要與烴源巖有機質豐度、類型、成熟度有關，例如煤系烴源巖水力破裂縫中原油似黏稠狀稠油，腐泥型有機質源巖中原油則較稀且易流動。排放通道的發(fā)育分布主要受烴源巖應力-超壓環(huán)境以及紋理/層理發(fā)育程度等因素的影響。超壓主導型的動力學環(huán)境排放通道主要由水力破裂縫組成；斷裂活動主導型主要由構造裂縫組成[33]；斷-壓聯控型則處于兩者之間[34]；紋理/層理發(fā)育的頁巖層面可以作為排放通道，也有利于沿層面超壓水力破裂縫的發(fā)育。

裂縫寬度小于1 mm(圖7、9)，或局部超過1 mm，甚至達到幾毫米(圖8)；穿層水力破裂縫長度短的幾厘米或幾十厘米(圖8、9)，長的可以大于幾米，元陸26井須三段粉砂質泥巖中單條水力破裂縫垂向上延伸約2.7 m。

①為油氣通過初始凝聚進入水力破裂縫；②為油氣沿順紋層水力破裂縫排放； ③為油氣沿層面的水力破裂縫排放； ④為油氣沿穿層的水力破裂縫排放圖11 須家河組烴源巖排烴通道模式Fig.11 Model of Hydrocarbon-expelling Pathway of Source Rock for Xujiahe Formation

元壩地區(qū)須家河組泥質烴源巖斷裂不發(fā)育，屬于超壓主導型排烴動力學環(huán)境，排放通道由順層理面及穿層的超壓水力破裂縫構成，順層水力破裂縫排放通道長度可以超過幾厘米(圖7、8)。

5 結 語

(1)四川元壩地區(qū)須家河組煤系烴源巖與儲層廣泛發(fā)育固體瀝青，因達到高過成熟階段，瀝青與煤巖具有相似的H/C、(S+N)/O原子比，但是瀝青與煤系泥質烴源巖中檢測到較高含量的、指示低等藻類生物來源的三芳甾烷，而煤巖中缺乏，表明瀝青(古原油)主要來源于泥質烴源巖，其中低等藻類有機質作出了重要貢獻。

(2)元壩地區(qū)須家河組固體瀝青是古原油裂解后的殘留物，因古原油黏稠度高而殘留于排驅路徑中，成為排烴通道的標志。該區(qū)烴源巖排烴受構造應力-生烴增壓聯控誘導超壓的驅動，排烴通道主要由順層及穿層的超壓水力破裂縫組成。

(3)烴源巖排烴可以分為時空上連續(xù)的兩個過程，即初始凝聚和其后經微裂縫的排放。初始凝聚過程烴類相態(tài)及通道與動力學機制還知之甚少，但其后微裂縫排放通道的形成主要受構造應力與超壓的控制，超壓水力破裂縫與構造裂縫是烴源巖排烴的重要通道。

[1] 程克明,王鐵冠,鐘寧寧,等.烴源巖地球化學[M].北京:科學出版社,1995. CHENG Ke-ming,WANG Tie-guan,ZHONG Ning-ning,et al.Geochemistry of Hydrocarbon Source Rocks[M].Beijing:Science Press,1995.

[2] GARCIA-GONZALEZ M,SURDAM R C,LEE M L.Generation and Expulsion of Petroleum and Gas from Almond Formation Coal,Greater Green River Basin,Wyoming[J].AAPG Bulletin,1997,81(1):62-81.

[3] 熊 波,鐘寧寧,王鐵冠,等.百色褐煤中滲出瀝青體的特征和意義[J].石油與天然氣地質,1989,10(2):154-157. XIONG Bo,ZHONG Ning-ning,WANG Tie-guan,et al.Characteristics and Significance of Exsudatinites in Brown Coal of Baise Basin[J].Oil and Gas Geology,1989,10(2):154-157.

[4] WAN HASIAH A.Oil-generating Potential of Tertiary Coals and Other Organic-rich Sediments of the Nyalau Formation,Onshore Sarawak[J].Journal of Asian Earth Sciences,1999,17(1/2):255-267.

[5] 陳中紅,查 明.烴源巖排烴作用研究現狀及展望[J].地球科學進展,2005,20(4):459-466. CHEN Zhong-hong,ZHA Ming.Current Situation and Prospect of the Investigation on Hydrocarbon Expulsion from Source Rocks[J].Advances in Earth Science,2005,20(4):459-466.

[6] 郝 芳.超壓盆地生烴作用動力學與油氣成藏機理[M].北京:科學出版社,2005. HAO Fang.Kinetics of Hydrocarbon Generation and Mechanism of Petroleum Accumulation in Overpressured Basins[M].Beijing:Science Press,2005.

[7] 羅曉容.油氣初次運移的動力學背景與條件[J].石油學報,2001,22(6):24-29. LUO Xiao-rong.Dynamic Background and Conditions for Petroleum Primary Migration[J].Acta Petrolei Sinica,2001,22(6):24-29.

[8] WAN HASIAH A.Evidence of Early Generation of Liquid Hydrocarbon from Suberinite as Visible Under the Microscope[J].Organic Geochemistry,1997,27(7/8):591-593,595-596.

[9] INAN S,YALCIN M N,MANN U.Expulsion of Oil from Petroleum Source Rocks:Inferences from Pyrolysis of Samples of Unconventional Grain Size[J].Organic Geochemistry,1998,29(1/2/3):45-61.

[10] 趙長毅,程克明.煤成油排驅主要制約因素[J].科學通報,1997,42(16):1755-1758. ZHAO Chang-yi,CHENG Ke-ming.The Major Constraints of Coal-derived Oil Expulsion[J].Chinese Science Bulletin,1997,42(16):1755-1758.

[11] 趙長毅,程克明.煤成油排驅機理與初次運移[J].中國科學：D輯，地球科學,1998,28(1):47-52. ZHAO Chang-yi,CHENG Ke-ming.Expulsion and Primary Migration of the Oil Derived from Coal[J].Science in China:Series D,Earth Sciences,1998,28(1):47-52.

[12] 張 俊,龐雄奇,姜振學,等.東營凹陷牛莊—六戶洼陷沙河街組三段下亞段烴源巖排烴通道及證據[J].地質學報,2007,81(2):261-266. ZHANG Jun,PANG Xiong-qi,JIANG Zhen-xue,et al.Primary Hydrocarbon Migration Paths and Evidence in Lower Es3Source Rock,Niuzhuang-Liuhu Sag,Dongying Depression,China[J].Acta Geologica Sinica,2007,81(2):261-266.

[13] 焦養(yǎng)泉,吳立群,何謀春,等.準噶爾盆地南緣蘆草溝組烴源巖產狀、熱演化歷史與烴的初次運移過程[J].中國科學：D輯，地球科學,2007,37(增1):93-102. JIAO Yang-quan,WU Li-qun,HE Mou-chun,et al.Occurrence,Thermal Evolution and Primary Migration Processes Derived from Studies of Organic Matter in the Lucaogou Source Rock at the Southern Margin of the Junggar Basin,NW China[J].Science in China:Series D，Earth Sciences,2007,37(S1):93-102.

[14] 鄒才能,陶士振,朱如凱,等.“連續(xù)型”氣藏及其大氣區(qū)形成機制與分布:以四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組煤系大氣區(qū)為例[J].石油勘探與開發(fā),2009,36(3):307-319. ZOU Cai-neng,TAO Shi-zhen,ZHU Ru-kai,et al.Formation and Distribution of “Continuous” Gas Reservoirs and Their Giant Gas Province:A Case from the Upper Triassic Xujiahe Formation Giant Gas Province,Sichuan Basin[J].Petroleum Exploration and Development,2009,36(3):307-319.

[15] 趙文智,王紅軍,徐春春,等.川中地區(qū)須家河組天然氣藏大范圍成藏機理與富集條件[J].石油勘探與開發(fā),2010,37(2):146-157. ZHAO Wen-zhi,WANG Hong-jun,XU Chun-chun,et al.Reservoir-forming Mechanism and Enrichment Conditions of the Extensive Xujiahe Formation Gas Reservoirs, Central Sichuan Basin[J].Petroleum Exploration and Development,2010,37(2):146-157.

[16] 李 偉,鄒才能,楊金利,等.四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組氣藏類型與富集高產主控因素[J].沉積學報,2010,28(5):1037-1045. LI Wei,ZOU Cai-neng,YANG Jin-li,et al.Types and Controlling Factors of Accumulation and High Productivity in the Upper Triassic Xujiahe Formation Gas Reservoirs,Sichuan Basin[J].Acta Sedimentologica Sinica,2010,28(5):1037-1045.

[17] 郭彤樓.四川盆地北部陸相大氣田形成與高產主控因素[J].石油勘探與開發(fā),2013,40(2):139-149. GUO Tong-lou.Key Controls on Accumulation and High Production of Large Non-marine Gas Fields in Northern Sichuan Basin[J].Petroleum Exploration and Development,2013,40(2):139-149.

[18] 羅小平,曹 軍,沈忠民.川西坳陷中段上三疊統(tǒng)須家河組儲層瀝青地球化學特征及成因研究[J].礦物巖石,2009,29(1):93-98. LUO Xiao-ping,CAO Jun,SHEN Zhong-min.Geochemical Characteristics and Genesis of Reservoir Bitumen of Xujiahe Formation in the Upper Triassic of Western Sichuan Depression[J].Journal of Mineralogy and Petrology,2009,29(1):93-98.

[19] 劉四兵,沈忠民,呂正祥，等.川西坳陷中段上三疊統(tǒng)須家河組二段原油裂解成因天然氣發(fā)現及成藏模式初探[J].沉積學報,2012,30(2):385-391. LIU Si-bing,SHEN Zhong-min,LU Zheng-xiang,et al.Discovery and Forming Pattern of the Upper Triassic Xujiahe Formation Oil-cracking Gas Reservoirs in Western Sichuan Depression,China[J].Acta Sedimentologica Sinica,2012,30(2):385-391.

[20] 萬茂霞,謝邦華,陳盛吉,等.四川盆地上三疊統(tǒng)油氣源對比[J].天然氣工業(yè),2012,32(3):22-24. WAN Mao-xia，XIE Bang-hua,CHEN Sheng-ji,et al.Hydrocarbon Source Correlation of the Upper Triassic Reservoirs in the Sichuan Basin[J].Natural Gas Industry,2012,32(3):22-24.

[21] 朱揚明,李 穎,郝 芳,等.四川盆地東北部海、陸相儲層瀝青組成特征及來源[J].巖石學報,2012,28(3):870-878. ZHU Yang-ming,LI Ying,HAO Fang,et al.Compositional Characteristics and Origin of Marine and Terrestrial Solid Reservoir Bitumen in the Northeast Sichuan Basin[J].Acta Petrologica Sinica,2012,28(3):870-878.

[22] CURIALE J A.Origin of Solid Bitumens,with Emphasis on Biological Marker Results[J].Organic Geochemistry,1986,10(1/2/3):559-580.

[23] GEORGE S C,LLORCA S M,HAMILTON P J.An Integrated Analytical Approach for Determining the Origin of Solid Bitumens in the McArthur Basin, Northern Australia[J].Organic Geochemistry,1994,21(3/4):235-248.

[24] HWANG R J,TEERMAN S C,CARLSON R M.Geochemical Comparison of Reservoir Solid Bitumens with Diverse Origins[J].Organic Geochemistry,1998,29(1/2/3):505-517.

[25] HUNT J M.Characterization of Bitumens and Coals[J].AAPG Bulletin,1978,62(2):301-303.

[26] PETERS K E,WALTERS C C,MOLDOWAN J M.The Biomarker Guide:Volumn 1,Biomarkers and Isotopes in the Environment and Human History[M].2nd ed.Cambridge:Cambridge University Press,2005.

[27] PETERS K E,MOLDOWAN J M,SUNDARARAMAN P.Effects of Hydrous Pyrolysis on Biomarker Thermal Maturity Parameters:Monterey Phosphatic and Siliceous Members[J].Organic Geochemistry,1990,15(3):249-265.

[28] MO H J,HUANG W L,MACHNIKOWSKA H. Generation and Expulsion of Petroleum from Coal Macerals Visualized In-situ During DAC Pyrolysis[J].International Journal of Coal Geology,2008,73(2):167-184.

[29] 李 軍,鄒華耀,張國常,等.川東北地區(qū)須家河組致密砂巖氣藏異常高壓成因[J].吉林大學學報:地球科學版,2012,42(3):624-633. LI Jun,ZOU Hua-yao,ZHANG Guo-chang,et al.Origins of Overpressure Tight Gas Reservoirs in the Xujiahe Formation,Northeastern Sichuan Basin[J].Journal of Jilin University:Earth Science Edition,2012,42(3):624-633.

[30] ROBERT S J,NUNN J A.Episodic Fluid Expulsion from Geopressured Sediments[J].Marine and Petroleum Geology,1995,12(2):195-202.

[31] HOLM G.How Abnormal Pressures Affect Hydrocarbon Exploration,Exploitation[J].Oil and Gas Journal,1998,96(2):79-84.

[32] COSGROVE J W.Hydraulic Fracturing During the Formation and Deformation of a Basin:A Factor in the Dewatering of Low-permeability Sediments[J].AAPG Bulletin,2001,85(4):737-748.

[33] PRICE L C.Basin Richness and Source Rock Disruption:A Fundamental Relationship?[J].Journal of Petroleum Geology,1994,17(1):5-38.

[34] 郝 芳,鄒華耀,方 勇,等.斷-壓雙控流體流動與油氣幕式快速成藏[J].石油學報,2004,25(6):38-43,47. HAO Fang,ZOU Hua-yao,FANG Yong,et al.Overpressure-fault Controlled Fluid Flow and Episodic Hydrocarbon Accumulation[J].Acta Petrolei Sinica,2004,25(6):38-43,47.