四川盆地蜀南地區(qū)長興組油氣成藏時空匹配

李延鈞，夏吉文，李明隆，蒲洪果，耿 超, 王 浩

(1.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，西南石油大學(xué)，成都 610500；2.成都創(chuàng)源油氣技術(shù)開發(fā)有限公司，成都 610500；3.中國石油 西南油氣田分公司 蜀南氣礦，四川 瀘州 646000；4.中國石化 河南油田分公司 勘探開發(fā)研究院，河南 南陽 473132)

近年來，成藏地球化學(xué)的興起和發(fā)展，特別是現(xiàn)代成藏地球化學(xué)新理論、新思路和新技術(shù)的應(yīng)用，為含油氣系統(tǒng)理論的具體應(yīng)用提供了有力的支持，指明了油氣捕獲的階段性，不僅有助于油氣源的判識，更重要的是可提供各期油氣運聚、保存條件以及再分配的證據(jù)，在此基礎(chǔ)上通過油氣成藏時空匹配關(guān)系研究，有效地指導(dǎo)油氣勘探，是目前復(fù)雜區(qū)烴源識別和成藏綜合研究的發(fā)展趨勢[1-4]。

四川盆地是一個多旋回的沉積盆地，自前震旦紀(jì)以來，沉積了巨厚的沉積巖，泥質(zhì)巖、煤巖和碳酸鹽巖等烴源巖都非常發(fā)育，為四川盆地大中型氣田的形成奠定了烴源基礎(chǔ)。上二疊統(tǒng)長興組生物礁分布受沉積相帶控制，主要分布于環(huán)川東地區(qū)開江—梁平海槽的陸棚邊緣礁相帶；國內(nèi)學(xué)者對四川盆地中部和東北部大型天然氣藏進行了大量研究，并取得了豐碩的成果。其中，楊家靜等[5]認(rèn)為四川盆地東部飛仙關(guān)組—長興組氣藏天然氣主要來源于下伏的上二疊統(tǒng)烴源巖；馮沖等[6]研究表明川東北地區(qū)飛仙關(guān)組—長興組天然氣主要來源于龍?zhí)督M烴源巖；秦勝飛等[7]證實川中地區(qū)龍崗氣田長興組和飛仙關(guān)組氣藏天然氣來自龍?zhí)督M高過成熟的煤系烴源巖，與寒武系和志留系烴源巖無關(guān)。而針對蜀南地區(qū)長興組烴源與成藏研究較少，文獻零星無幾。本文通過蜀南地區(qū)長興組天然氣組成和碳同位素分析，明確了天然氣的成因與來源；利用孔隙中儲層瀝青的形態(tài)及分布特征，判識出油氣充注及演化過程；同時，結(jié)合包裹體均一溫度，厘清了該區(qū)的成藏期次，通過油氣成藏時空匹配分析，揭示了油氣成藏過程，并建立了該區(qū)長興組油氣成藏模式，為下一步的油氣勘探提供依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

蜀南地區(qū)位于四川盆地南部，大地構(gòu)造位置橫跨川中低緩褶皺帶和川南低陡褶皺帶；地跨四川樂山、宜賓、自貢、內(nèi)江、瀘州等市及重慶直轄市西南部，西起資陽、威遠一帶，東至重慶市渝北區(qū)，北抵遂寧市，南接川、滇、黔等省，面積約為4.5×104km2，自下而上地層發(fā)育較全，出露最新地層為侏羅系及白堊系。四川盆地在地史期構(gòu)造演變過程中，沿不同方向形成深大斷裂，樂山—龍女寺古隆起和瀘州—開江古隆起的形成和發(fā)展，使得蜀南地區(qū)乃至整個四川盆地呈現(xiàn)隆坳相間、巖性巖相區(qū)帶分異的沉積格局，這對蜀南地區(qū)上二疊統(tǒng)長興組(P3ch)沉積格局、構(gòu)造形態(tài)及油氣演化和富集影響深遠(圖1)[8-9]。

2 烴源特征及分布

目前，四川盆地已發(fā)現(xiàn)的大中型氣田主要與泥質(zhì)巖、煤有關(guān)，碳酸鹽巖烴源巖生烴還有爭議，主要原因是有機質(zhì)原生性識別問題，據(jù)李延鈞等[10-12]對鄂爾多斯盆地下古生界奧陶系碳酸鹽巖研究表明，次生運移瀝青往往導(dǎo)致本身為儲層的碳酸鹽巖具有異常高的有機碳含量，誤判為碳酸鹽巖烴源巖。李延鈞等[3]在瀘州古隆起嘉陵江組(T1j)油氣源和成藏研究中發(fā)現(xiàn)，過去認(rèn)為的嘉陵江組碳酸鹽巖提供部分烴源的認(rèn)識也不成立，烴源主要與下伏的志留系龍馬溪組泥頁巖和上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M煤系烴源巖有關(guān)。蜀南地區(qū)二疊系長興組下伏4套烴源巖，分別為下寒武統(tǒng)筇竹寺組泥頁巖、下志留統(tǒng)龍馬溪組泥頁巖、中二疊統(tǒng)泥質(zhì)巖、上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M煤巖和泥巖。但鑒于蜀南地區(qū)下寒武統(tǒng)烴源巖生油高峰在晚奧陶世—志留紀(jì)，生氣高峰主要在二疊紀(jì)—早三疊世，上二疊統(tǒng)長興組還不具備圈閉形成條件，因此本文忽略此套烴源巖，氣源研究不予考慮。

圖1 四川盆地蜀南地區(qū)地理位置及部分層位巖性特征Fig.1 Geographical location and lithologic characteristics of some horizons in Shunan area,Sichuan Basin

2.1 下志留統(tǒng)龍馬溪組烴源巖

四川盆地志留系在樂山—龍女寺古隆起核部已被全部剝蝕，烴源巖主要為下部龍馬溪組的暗色泥頁巖，蜀南地區(qū)厚度均值為320.0 m，最厚可達850.0 m，有機碳含量為0.50%～4.90%，平均為1.72%，屬好烴源巖。其中下部優(yōu)質(zhì)頁巖厚40.0～70.0 m，有機碳含量平均高達2.50%以上，為四川盆地頁巖氣主力產(chǎn)層。有機質(zhì)類型主要為Ⅰ型，生烴能力強，是優(yōu)質(zhì)的海相烴源巖。等效鏡煤反射率(Ro)為1.28%～3.06%，平均為2.56%，處于高成熟—過成熟階段，以生成氣態(tài)烴為主，生烴強度為(80～260)×108m3/km2。

2.2 中二疊統(tǒng)烴源巖

中二疊統(tǒng)烴源巖主要為暗色泥質(zhì)巖，主要分布在茅口組茅一段和底部的梁山組，其中茅一段主要為灰質(zhì)泥巖，厚10.0～20.0 m，有機碳含量為0.50%～1.20%，平均為0.96%，局部具有一定的生烴能力。Ro為1.02%～2.96%，平均為2.21%，多處于高成熟—過成熟階段。梁山組屬陸源殘積相沉積，厚2.0～10.0 m，局部地區(qū)厚度大于10.0 m，具有一定的生烴能力。Ro為0.92%～3.16%，平均為2.25%，多處于高成熟—過成熟階段，其中蜀南地區(qū)、盆地東北緣及西北緣成熟度相對較低，川西—川北凹陷帶成熟度較高。

2.3 上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M烴源巖

上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M是一套區(qū)域性含煤建造，煤巖厚0～17.5 m，川中地區(qū)厚度較大，資陽、儀隴與合川間厚2.0～17.5 m，其次為宜賓、隆昌至重慶以南(2.0～14.0 m)，再次為萬州與云陽間(2.0～6.0 m)，其余地區(qū)皆很薄，甚至缺失。泥質(zhì)烴源巖厚10.0～125.0 m，除盆地南、北、西 3個邊緣很窄的地區(qū)厚度小于20.0 m外，其他地區(qū)都較厚，其中成都、達州、重慶、瀘州、宜賓至樂山連線范圍內(nèi)最厚(50.0～125.0 m)，此外，萬州—云陽一帶也厚達50.0～120.0 m。泥質(zhì)烴源巖有機碳含量高達0.50%～12.55%，平均2.91%，大部分在3.00%～ 5.00%。唯資陽、自貢至瀘州地區(qū)較低，有機碳含量小于3.00%；有機質(zhì)類型以Ⅲ型為主，生烴能力強，是四川盆地的主要烴源層之一；Ro多數(shù)達1.80%以上。除盆地周緣局部地區(qū)成熟度相對較低外，盆地內(nèi)多處于高成熟—過成熟階段，蜀南地區(qū)北部比南部高，都以生氣為主。

3 天然氣成因與來源

3.1 天然氣組成特征

蜀南地區(qū)長興組天然氣組成中烴類氣體甲烷含量多為95.00%～98.00%，平均約97.00%，重?zé)N(C2+)含量多為0.50%～0.96%，平均為0.70%，干燥系數(shù)lg(C1/C2+)大于2.0%，屬于典型的干氣。非烴類氣體含量低，N2含量多小于1.00%，屬于低氮含量；CO2含量低，多在20 g/m3以下；幾乎不含H2S(表1)。從川東地區(qū)臥龍河嘉五1氣藏天然氣已證實主要來自龍?zhí)督M烴源，甲烷含量一般為91.00%～94.00%，C2+含量多大于1.20%，川東和蜀南地區(qū)天然氣成熟度差別不大。由此可見，蜀南地區(qū)長興組干氣應(yīng)來源于較龍?zhí)督M煤系烴源巖演化程度更高的深部烴源巖，即龍?zhí)督M煤系所形成的天然氣對長興組氣藏貢獻有限。海相烴源巖生氣多為原油裂解氣(占80%)，而煤系Ⅲ型有機質(zhì)生氣則以干酪根裂解氣為主，蜀南地區(qū)長興組天然氣主要為原油裂解氣，含少量干酪根裂解氣(圖2)，故長興組天然氣與志留系海相烴源關(guān)系更為密切。從烴源巖生烴強度來看，志留系烴源巖遠高于上二疊統(tǒng)煤系烴源巖，蜀南地區(qū)前者是后者的5倍以上[13-17]。

3.2 天然氣碳同位素分析

天然氣甲烷的碳同位素組成隨成熟度的增加而增加，乙烷碳同位素組成也隨成熟度的增加而增加，只是增加的幅度不如甲烷大。因此，天然氣的乙烷碳同位素組成如果除去混源外，主要反映天然氣的母質(zhì)來源。而且，由于甲烷成因的多源性并極易受到各種成藏次生作用的影響，乙烷碳同位素組成判識成因更具可靠性。 通常分別以δ13C2>-28‰作為腐殖型，δ13C2<-30‰作為腐泥型成因天然氣的界限，而處于-30‰～-28‰范圍則屬于混源氣。對于多源多期混合及存在天然氣散失的油氣藏，必須注意次生改造對天然氣組成及碳同位素的影響。此外同一類型有機質(zhì)在不同階段生成的天然氣組成特征也不同，對應(yīng)階段形成的圈閉捕獲的天然氣組成特征也不相同[18-22]。

表1 四川盆地蜀南地區(qū)長興組天然氣組分統(tǒng)計Table 1 Statistics of natural gas components of Changxing Formation in Shunan area,Sichuan Basin

圖2 四川盆地蜀南地區(qū)長興組天然氣成因類型Fig.2 Genetic types of natural gasin Changxing Formation in Shunan area,Sichuan Basin

長興組天然氣成因在川東地區(qū)研究較多，如臥龍河構(gòu)造嘉陵江組、板東構(gòu)造板東4井長興組均為典型的龍?zhí)督M煤系烴源巖貢獻的油氣，其輕質(zhì)油或凝析油為煤系成因，天然氣甲烷碳同位素-33‰～-32‰，乙烷碳同位素-31‰～-28‰。蜀南地區(qū)長興組天然氣甲烷含量高、重?zé)N含量低，乙烷碳同位素多分布于-34‰～-33‰，為典型海相腐泥型天然氣特征，與川東地區(qū)長興組天然氣特征明顯不同(表2)。

圖3為蜀南地區(qū)長興組天然氣與川東地區(qū)典型的龍?zhí)督M煤系烴源巖氣的甲乙烷碳同位素區(qū)分圖，顯然兩個地區(qū)的天然氣甲烷碳同位素較為接近，而且都較重，表明成熟度相對較高；二者的區(qū)別主要在乙烷碳同位素，蜀南地區(qū)長興組天然氣乙烷碳同位素相對較輕，與海相腐泥型有機質(zhì)成因有關(guān)，具有過成熟高演化海相特征，主要來源于深層志留系烴源，存在少量的龍?zhí)督M煤系成因氣混入。

圖3 川東地區(qū)和蜀南地區(qū)甲乙烷碳同位素區(qū)分天然氣成因Fig.3 Differentiation of natural gas genesisby carbon isotopes of methane and ethanein eastern Sichuan and Shunan area

表2 川東地區(qū)與蜀南地區(qū)天然氣組成及碳同位素分析Table 2 Composition and carbon isotope analysis of natural gas in eastern Sichuan and Shunan area

4 油氣成藏時空匹配

4.1 儲集空間類型及形成時期

蜀南地區(qū)長興組儲層巖性主要為生屑灰?guī)r，包括藻屑灰?guī)r、有孔蟲灰?guī)r、骨屑灰?guī)r和礁灰?guī)r等。其中，藻屑灰?guī)r溶洞較發(fā)育，生屑顆粒含量較高，以藻類顆粒為主，含有少量有孔蟲等其他生屑顆粒；有孔蟲灰?guī)r為淺灰—灰色，溶洞不發(fā)育，可見大量針孔；骨屑灰?guī)r多見溶蝕孔洞，為塑性角礫等早成巖期暴露特征；礁灰?guī)r發(fā)育在水動力相對較低的環(huán)境中，呈深灰色，造礁生物主要為海綿，附礁生物主要為有孔蟲、腕足、雙殼、苔蘚蟲、棘皮、藻類等。儲層不同程度地受巖溶和構(gòu)造破裂的影響，儲集空間以粒內(nèi)溶孔、溶洞和裂縫為主，總體屬于低孔低滲儲層，類型為孔隙型和裂縫—孔洞型。

長興組沉積初期大范圍海侵，蜀南地區(qū)海水能量總體偏低，浪基面較深，只有微地貌高地才有可能在相對高能界面附近發(fā)育顆粒灘沉積，灘體規(guī)模有限。隨著長興組沉積中后期海平面相對下降，灘體發(fā)生側(cè)向遷移，灘體規(guī)模增大，且沉積更純凈的顆?；?guī)r，為后期巖溶的發(fā)育提供了物質(zhì)基礎(chǔ)。同時，早期裂縫形成于印支晚期和燕山期，構(gòu)造縫細小、壁平直規(guī)則，溶蝕擴大現(xiàn)象不明顯，多數(shù)被方解石全充填；晚期裂縫形成于喜馬拉雅期，多為高角度裂縫、呈斜交狀及水平狀，局部被溶蝕，縫內(nèi)多被半充填，從而切割前期的裂縫及成巖構(gòu)造。

兩期裂縫的疊合、切割、溶蝕疊加形成裂縫—孔洞系統(tǒng)，是蜀南地區(qū)重要的儲集空間；鏡下觀察表明，晚期發(fā)育大型縫的同時還發(fā)育微裂縫，且可見明顯的擴溶現(xiàn)象。因此，大量裂縫的發(fā)育作為早期流體運移的通道，改善了長興組致密碳酸鹽巖的滲透性，同時增加了儲層的儲集空間。

4.2 儲層顯微成藏特征

儲層顯微特征是研究油氣成藏過程的一項新技術(shù)和重要手段，在復(fù)雜油氣成藏、特別是多期次油氣運聚充注研究中發(fā)揮了巨大的作用。可通過薄片、顯微光片、高分辨掃描電鏡等微觀手段對儲層進行觀察分析，識別油氣熒光特征、儲層瀝青形態(tài)、類型、充注分布部位、與孔隙裂縫間的關(guān)系等，判斷不同期次油氣充注、保存和演變歷史[23-27]。

首先在巖心觀察描述中未見孔洞發(fā)育的巖心上存在明顯的瀝青分布。如高石梯構(gòu)造的高石001-X21井長興組巖心溶孔無瀝青分布(圖4a)，丹鳳場構(gòu)造的丹10井長興組溶洞亦無瀝青分布(圖4b)，荷包場構(gòu)造的包61井縫洞也未見瀝青分布(圖4c)，表明蜀南地區(qū)長興組以充氣聚氣為主。

長興組儲層鏡下少見瀝青全充填，僅局部個別樣品例外，如包10井可見瀝青質(zhì)全充填(圖4d)，包61井長興組粒間溶孔見少量瀝青質(zhì)襯邊(圖4e-f)。大多數(shù)各類溶蝕孔洞，如生物體腔孔、鑄?？?、粒間溶蝕孔、溶蝕縫等均無瀝青分布，但一些微小縫中可見瀝青充填(圖4g-i)。由此表明，蜀南地區(qū)長興組大部分儲層沒有大量液烴充注過程，即長興組未捕獲各期烴源巖生油高峰期生成的液態(tài)烴；但天然氣的大量充注是客觀存在的，少見的瀝青質(zhì)襯邊現(xiàn)象和開發(fā)產(chǎn)出事實也證實了這一點。

圖4 四川盆地蜀南地區(qū)長興組儲層顯微特征Fig.4 Microscopic characteristics of Changxing Formation reservoir in Shunan area,Sichuan Basin

4.3 成藏期次與成藏過程

蜀南地區(qū)長興組儲層包裹體十分豐富，主要以氣烴和鹽水包裹體為主，未見液烴或瀝青包裹體，未見熒光。伴生氣烴包裹體的鹽水包裹體均一溫度代表當(dāng)時溫壓條件下天然氣充注時期的古地溫，130個樣品的包裹體主峰溫度段為100～120 ℃，占測點的60%以上；次主峰溫度段為150～160 ℃，僅占5%左右。故長興組天然氣成藏主要充注古地溫在100～120 ℃，即對應(yīng)中晚侏羅世，相當(dāng)于燕山運動早中期，為天然氣主要充注時期；其次為古地溫150～160 ℃，對應(yīng)白堊紀(jì)末期，也即燕山末期—喜馬拉雅早期，為次要天然氣充注期；喜馬拉雅運動中晚期主要為天然氣再分配調(diào)整期(圖5)[28-29]。

結(jié)合可能的志留系烴源巖和上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M生烴歷史，燕山運動早中期為志留系生氣高峰，同時也是龍?zhí)督M生油高峰。由于煤系烴源巖生油量相對有限，此時以志留系大量供氣為主；燕山末期—喜馬拉雅早期，龍?zhí)督M進入生氣高峰，由于志留系烴源巖生成的天然氣充注在先，加之龍?zhí)督M生氣強度與志留系相比要低得多，該期龍?zhí)督M煤系氣源僅在長興組存在較小比例的混合，多余的龍?zhí)督M氣源則可繼續(xù)向上運聚，如嘉陵江組在瀘州古隆起斜坡天然氣藏存在明顯的龍?zhí)督M天然氣混入。

4.4 油氣成藏時空匹配與模式

蜀南瀘州古隆起東吳期已具雛形，印支期大幅隆升定型，燕山和喜馬拉雅期改造，并在古隆起背景上形成大量局部圈閉，在整個形成過程中伴隨著深層斷裂的發(fā)育，對蜀南各層系油氣運聚起到了控制作用，圖6為蜀南地區(qū)長興組油氣成藏時空匹配與模式。

印支早期：志留系生油高峰期，早期裂縫形成，原油優(yōu)先進入茅口組，并沿?zé)N源斷層向上運聚至長興組、嘉陵江組，瀘州古隆起核部嘉陵江組勢能最低，捕獲來自縱向和橫向液態(tài)烴并聚集成古油藏，瀘州古隆起斜坡區(qū)長興組圈閉未形成，不能有效捕獲該期志留系生油高峰期原油，但古隆起核部可捕獲少量液態(tài)烴(圖6a)。

燕山早中期：志留系進入生氣高峰，經(jīng)斷層向上運移，同時，長興組圈閉形成，溶蝕孔洞和早期裂縫大量發(fā)育，捕獲大量來自志留系的天然氣，此時龍?zhí)督M雖處于生油高峰期，但煤系烴源巖生油量有限(圖6b)。

圖5 四川盆地蜀南地區(qū)長興組成藏期次分析Fig.5 Hydrocarbon accumulation period of Changxing Formation in Shunan area,Sichuan Basin

圖6 四川盆地蜀南地區(qū)長興組油氣成藏時空匹配與模式Fig.6 Spatial-temporal matching and model of hydrocarbon accumulation in Changxing Formation in Shunan area,Sichuan Basin

燕山晚期—喜馬拉雅早期：龍?zhí)督M生氣高峰期，由于志留系來源氣先期已經(jīng)充注，僅局部補充充注長興組，大多繼續(xù)向上運聚進入上覆地層如嘉陵江組，與早期已聚集的志留系來源的天然氣混合，多分布于瀘州古隆起核部邊緣。此時也是志留系原油大量熱裂解和干酪根高溫裂解階段，已形成的油藏因裂解而演化為氣藏，同時部分干酪根裂解氣不同程度地混入已形成的氣藏(圖6c)。

喜馬拉雅中晚期：四川盆地氣藏再分配調(diào)整期，晚期裂縫大量發(fā)育，新形成的圈閉有機會捕獲天然氣并形成次生氣藏(圖6d)。

5 結(jié)論

(1)通過天然氣組成和碳同位素分析，并結(jié)合儲層顯微特征和包裹體均一溫度分析測試，結(jié)果表明：四川盆地蜀南地區(qū)長興組天然氣甲烷含量高，以原油裂解氣為主，含少量干酪根裂解氣，具有過成熟高演化海相成因特征，首次發(fā)現(xiàn)并證實該區(qū)長興組天然氣主要來源于深層志留系烴源，混入少量的龍?zhí)督M煤系成因氣，與川東長興組生物礁氣藏以龍?zhí)督M煤系來源為主不同。

(2)蜀南地區(qū)長興組儲層巖心溶蝕孔洞無瀝青分布，偶見瀝青質(zhì)襯邊，表明長興組儲層在蜀南地區(qū)未捕獲各期烴源巖生油高峰期生成的液態(tài)烴，以充氣聚氣為主；燕山運動早中期為天然氣主要充注成藏期，而燕山末期—喜馬拉雅早期為局部次要天然氣充注期，喜馬拉雅中晚期為天然氣再分配調(diào)整期。

(3)油氣成藏時空匹配是圈閉有效捕獲油氣的關(guān)鍵，決定著油氣來源和成藏富集程度，通過地球化學(xué)研究新技術(shù)、新方法，按照分段捕獲原理，結(jié)合生烴排烴史、構(gòu)造演化史與烴源、圈閉和儲層空間展布，綜合分析油氣運聚成藏時空匹配關(guān)系，歷史地、動態(tài)地揭示油氣運聚過程是現(xiàn)代油氣成藏研究的核心。