用顯微鏡和拉曼光譜研究四川盆地高科1井、五科1井、普光5井、普光3井高密度甲烷包裹體特征與天然氣成因

劉德漢, 肖賢明, 田 輝, 戴金星, 彭平安, 王云鵬*, 米敬奎, 汪澤成, 李 劍, 李騰飛, 程 鵬

用顯微鏡和拉曼光譜研究四川盆地高科1井、五科1井、普光5井、普光3井高密度甲烷包裹體特征與天然氣成因

劉德漢1, 肖賢明2, 田 輝1, 戴金星3, 彭平安1, 王云鵬1*, 米敬奎3, 汪澤成3, 李 劍3, 李騰飛1, 程 鵬1

(1. 中國科學院 廣州地球化學研究所, 有機地球化學國家重點實驗室, 廣東 廣州 510640; 2. 中國地質(zhì)大學(北京), 北京 100083; 3. 中國石油 勘探開發(fā)研究院, 北京 100083)

用光學顯微鏡和顯微激光拉曼等技術手段綜合研究了四川盆地4個鉆孔中甲烷包裹體密度和熱演化程度, 以及甲烷包裹體、鹽水包裹體與固體瀝青的共生組合形式。結果表明, 高密度甲烷包裹體主要形成于原油–瀝青和干酪根高溫–高壓裂解的不混溶體系。研究樣品中甲烷包裹體的拉曼位移為2909.76～2911.69 cm?1, 計算對應的密度為0.251～0.351 g/cm3, 其變化范圍不僅與包裹體形成的溫度、壓力有關, 而且還受到礦物包裹體保存條件的影響。樣品的甲烷包裹體拉曼鏡質(zhì)體反射率(RMVo)為3.07%～3.85%, 多數(shù)>3.15%, 其大小取決于地層中局域平衡體系的溫度、壓力和有效受熱時間。各種包裹體與固體瀝青的共生產(chǎn)出形式, 反映了不同鉆孔油氣成因演化的重要信息: 高科1井石英團塊中捕獲的高密度甲烷包裹體與儲層焦瀝青–碳瀝青的產(chǎn)出特征, 反映本區(qū)震旦系–寒武系碳酸鹽巖氣藏主要為儲層油裂解氣成因; 五科1井志留系黑色頁巖中的高密度甲烷包裹體產(chǎn)出形式和氣體組成特征, 反映志留系頁巖氣主要為殘留烴和干酪根高溫裂解成因, 一般不含H2S并具有超壓現(xiàn)象, 據(jù)志留系黑色頁巖石英脈中個別輕烴包裹體特征, 推測部分奧陶系碳酸鹽巖儲層可能保存少量輕烴; 普光5井富含H2S的高密度甲烷包裹體和焦瀝青特征, 提供了飛仙關組和長興組碳酸鹽巖儲層中的油裂解氣藏明顯受硫酸鹽熱化學反應(TSR)影響的證據(jù); 普光3井須家河組石英脈中捕獲的高密度包裹體不含H2S, 甲烷包裹體中焦瀝青反射率高達3.40%, 而須家河組地層中固體瀝青反射率為2.48%, 兩者熱演化程度明顯不匹配, 提供了本區(qū)可能有深部含烴熱流體沿逆沖斷裂帶上侵的重要信息。

高密度甲烷包裹體; 焦瀝青; 油裂解氣; 頁巖氣

0 引 言

甲烷的臨界密度為0.162 g/cm3, 臨界溫度為?82.599 ℃, 大于臨界密度的甲烷包裹體稱為高密度甲烷包裹體(劉德漢等, 2009)。以往很少見到沉積盆地中高密度甲烷包裹體的報道, 但近年來四川盆地一些鉆孔中先后發(fā)現(xiàn)多種高密度甲烷包裹體(劉德漢等, 2009, 2010, 2013a; 李葆華等, 2013;高鍵等, 2015; 李文等, 2018; Wang et al., 2021), 說明高密度甲烷包裹體的成因演化在油氣勘探評價中具有重要意義。高科1井和五科1井為中國石油股份有限公司早期部署的兩口重要科探井, 其鉆探成果對后期川中震旦系–寒武系安岳大氣田的勘探突破以及志留系龍馬溪組頁巖氣的發(fā)現(xiàn)至關重要(翟光明等, 2016); 普光5井和普光3井是我國天然氣田中首批發(fā)現(xiàn)超臨界高密度甲烷包裹體的重要鉆孔, 雖然筆者早期已有初步報道(劉德漢等, 2009, 2010), 但未作深入對比研究。本文將根據(jù)以上4個鉆孔中高密度甲烷包裹體和焦瀝青等產(chǎn)出特征和大量包裹體和焦瀝青的激光拉曼測定數(shù)據(jù), 結合鉆孔地質(zhì)構造特征與包裹體和固體瀝青共生組合形式, 進一步探討不同鉆孔中高密度甲烷包裹體的熱演化程度與天然氣成因機理, 為天然氣勘探評價提供新的微觀依據(jù)。

1 甲烷包裹體密度與相演化模式

油氣盆地中成巖礦物可以廣泛捕獲含甲烷的鹽水包裹體, 但很少捕獲濃度較高的單相甲烷氣體包裹體, 推測在生物甲烷氣階段形成的礦物有可能捕獲以甲烷為主的低密度甲烷氣體包裹體; 在原油–瀝青和干酪根高溫–高壓裂解階段形成的自生或重結晶礦物, 可能捕獲高密度甲烷包裹體。甲烷包裹體在不同溫度條件下的相演化理論模式(圖1)顯示: 甲烷相演化包絡線頂端的臨界點溫度為?82.599 ℃, 臨界壓力為45.9×105Pa, 臨界點左邊為低密度甲烷包裹體在冷熱臺降溫過程中的相變模式, 臨界點右邊為高密度甲烷包裹體在冷熱臺降溫過程中的相變模式。降溫過程中低密度甲烷包裹體邊緣會出現(xiàn)少量液相甲烷, 高密度甲烷包裹體中則會出現(xiàn)少量氣相甲烷, 當甲烷包裹體在冷熱臺回溫時, 包裹體中微量液態(tài)甲烷或氣態(tài)甲烷消失點的溫度, 分別為低密度甲烷包裹體和高密度甲烷包裹體的均一溫度。據(jù)此, 可利用有關熱力學方程計算甲烷包裹體的密度(盧煥章等, 2004; 劉斌, 2005)。

在顯微冷熱臺實際觀測中, 對于包裹體粒度太細小或透明度低的樣品, 觀測鑒別甲烷包裹體相變溫度的難度較大, 采用近代顯微激光拉曼技術不僅可以快速和有效鑒別微米級甲烷包裹體的組分特征, 而且利用毛細管封閉體系中甲烷拉曼位移與壓力關系的實驗結果, 還可以計算甲烷包裹體的密度。本研究主要引用Lu et al. (2007)和 Zhang et al. (2016)的實驗結果建立的甲烷拉曼位移與甲烷密度的關系方程, 計算觀測樣品中甲烷包裹體的密度:

式中:為實測樣品中甲烷拉曼位移(d)與毛細管中甲烷近零壓力點的拉曼位移(0)差值;為甲烷包裹體的密度(g/cm3)。

高密度甲烷包裹體或共生儲層焦瀝青的熱演化程度, 可根據(jù)甲烷包裹體或儲層焦瀝青出現(xiàn)有機碳的D帶和G帶位移特征, 應用劉德漢等(2013a)實測固體有機質(zhì)的拉曼位移與標煤鏡質(zhì)體反射率對比實驗結果建立的關系方程計算:

式中:RMVo為與鏡質(zhì)體等效的拉曼鏡質(zhì)體反射率, G?D為固體有機質(zhì)G帶與D帶拉曼位移的峰間距。

樣品觀察顯微鏡為Leica DMR XP偏光–反光顯微鏡, 物鏡20～100倍, 顯微照相系統(tǒng)(LEICA DFC 310 FX)。拉曼光譜測定使用全自動顯微激光拉曼光譜儀(HORIBA-JYLabRAM), 固體激光器532 nm光柵1800線, 共聚焦針孔100～300, 光柵狹縫100 μm, 拉曼儀觀測物鏡50～100倍, 曝光時間10～40 s, 掃描范圍100～4000 cm?1, 主要用硅片作為拉曼儀的位移波數(shù)標定。實測玻璃管中甲烷近零壓力點的拉曼位移(0)為2917.88 cm?1。

2 鉆孔分布和包裹體產(chǎn)出特征

高科1井位于川中古隆起高石梯構造高點, 五科1井位于川東北萬縣和達縣之間的大天池構造帶, 普光5井和普光3井分別位于川東北普光氣田南部和北部(圖2)。

2.1 高科1井高密度甲烷包裹體產(chǎn)出特征

高科1井位于川中樂山–龍女寺加里東古隆起高石梯構造高點, 據(jù)區(qū)域地質(zhì)和鉆孔資料, 本區(qū)上奧陶統(tǒng)和志留系被完全剝蝕, 剝蝕厚度分別約1000 m和500 m, 下奧陶統(tǒng)殘余厚度約50 m, 缺失泥盆系與石炭系, 上侏羅統(tǒng)–下白堊統(tǒng)剝蝕總厚度約1500 m, 殘余下白堊統(tǒng)厚約800 m, 上侏羅統(tǒng)厚約700 m。在白堊系抬升以前埋深>7000 m(胡守志等, 2003; 羅冰等, 2015)。在高科1井燈影組四段上部(4990.48～ 4990.50 m)和燈影組二段下部(5426～5429 m)發(fā)現(xiàn)兩個含氣層段, 但因工程原因和鉆孔打在瀝青封堵帶上, 未能進行完井測試(胡守志等, 2003)。據(jù)該鉆孔埋藏史推算, 三疊紀時期震旦系–寒武系烴源巖(埋深2680～3140 m)的熱演化程度Vo1.18%～1.34%, 有大量原油生成并廣泛充注到白云巖晶間空隙和溶洞中。其后, 侏羅紀末期儲層埋藏深度>5000 m, 地層熱演化程度達Vo=3.6%～4.5%, 震旦系白云巖儲層中充填的原油–瀝青在高溫–高壓下發(fā)生裂解(王國芝等, 2014; 戴金星等, 2018)。儲層中自生石英中捕獲的鹽水包裹體均一溫度達190～240 ℃。流體包裹體觀測樣品采自5439 m和4986 m的震旦系燈影組二段含焦瀝青–碳瀝青的晶洞白云巖。

包裹體與固體瀝青共生組合的顯微圖像和甲烷包裹體、焦瀝青的拉曼光譜特征, 是探討高密度甲烷包裹體與天然氣成因的重要依據(jù)。高科1井樣品的顯微透射光圖像(圖3a、b)顯示, 碳酸鹽巖儲層中的自生石英捕獲了深灰色高密度甲烷包裹體、淺灰色鹽水包裹體以及共生的黑色固體瀝青包裹體。樣品的顯微反射光圖像(圖3c)顯示, 震旦系白云巖儲層空隙和孔洞中充填的原油–瀝青經(jīng)高溫裂解, 形成礦物晶間瀝青和孔洞邊緣殘留的環(huán)帶狀焦瀝青–碳瀝青, 在正交偏光下的非均質(zhì)結構十分明顯, 其Vo達3.54%～3.82%。高科1井樣品中高密度甲烷包裹體主要為深灰色、微米級多邊形或渾圓形顆粒(圖3f、h), 包裹體宿主礦物石英的特征峰拉曼位移為465.14 cm?1, 甲烷特征峰強度很高, 拉曼位移為2911.04～2911.10 cm?1(圖3f, 表1), 據(jù)公式2計算甲烷包裹體密度為0.279～0.283 g/cm3。此外, 拉曼譜圖中還含有少量與裂解成因有關的CO2和C6H6的特征峰(圖3e、g)。高科1井樣品中高密度甲烷包裹體與固體瀝青的共生組合和拉曼光譜特征說明, 震旦系燈影組碳酸鹽巖儲層中的氣藏主要為原油–瀝青裂解成因, 符合當前安岳氣田和高石梯–磨溪氣藏特征(楊躍明等, 2019)。同時, 由高科1井拉曼光譜測定計算的高密度甲烷包裹體密度也與Wang et al. (2021)在高石梯–磨溪氣藏發(fā)現(xiàn)的甲烷包裹體密度(0.231～0.293 g/cm3)相近。

2.2 五科1井高密度甲烷包裹體產(chǎn)出特征

五科1井位于川東高陡褶皺的五百梯構造帶, 揭示地層有侏羅系、三疊系、二疊系、石炭系、下志留統(tǒng)、中奧陶統(tǒng)和部分寒武系。其中下志留統(tǒng)龍馬溪組黑色頁巖的有機碳含量為2.7%～3.2%。鉆探過程中在4277.5～4900.0 m下志留統(tǒng)小河壩組角礫狀泥巖段發(fā)現(xiàn)天然氣顯示, 測試產(chǎn)氣1.09×104m3/d, 認為氣源主要來源于志留系黑色頁巖(張英等, 2006;郭彤樓和張漢榮, 2014)。據(jù)地層埋藏歷史和成巖演化研究, 晚三疊紀時期志留系烴源巖熱演化程度在Vo=1.12%～1.34%進入生油高峰, 到白堊紀抬升前志留系烴源巖的熱演化程度達Vo=3.31%～ 3.50%, 黑色頁巖中的殘留烴和干酪根發(fā)生高溫裂解, 形成大量天然氣和殘留焦瀝青。包裹體觀測樣品采自五科1井5258 m龍馬溪組與中奧陶統(tǒng)接觸帶含條紋狀石英脈與團塊狀焦瀝青的黑色硅質(zhì)頁巖。

圖2 四川盆地高科1井、五科1井、普光3井、普光5井位置(據(jù)周秦等, 2015修改)

圖3 高科1井樣品微觀信息綜合圖

五科1井樣品的顯微透射光照片(圖4a、b)顯示, 自生石英中包含大量形態(tài)比較完好的深灰色顆粒狀的高密度甲烷包裹體、比較透明的兩相鹽水包裹體以及黑色固體瀝青包裹體。鹽水包裹體均一溫度為174～180 ℃, 反映甲烷包裹體主要捕獲于比較封閉的高溫–高壓不混溶體系。志留系龍馬溪組底部黑色硅質(zhì)頁巖中含石英團塊和固體焦瀝青(圖4c、d), 其中不規(guī)則狀、團塊狀焦瀝青的Vo為3.5%左右。甲烷包裹體主要呈深灰色顆粒狀, 外形為比較規(guī)則的石英負晶, 粒徑達15～20 μm(圖4f、h), 拉曼譜圖中高濃度甲烷特征峰的位移主要為2910.97 cm?1(圖4e、g),用公式2計算對應的甲烷包裹體密度為0.286 g/cm3(表1), 據(jù)拉曼譜圖中各組分峰面積比值計算, CH4含量約98.5%, CO2約1%, C6H6約0.1%。此外, 發(fā)現(xiàn)個別形態(tài)比較完好的輕烴包裹體(圖4j), 推測一些奧陶系碳酸鹽巖儲層中也可能保留部分輕烴。

據(jù)五科1井高密度甲烷包裹體的觀測研究, 預測本區(qū)龍馬溪組頁巖氣一般不含H2S并具有超壓特征(朱光有等, 2006), 其結果與后期在焦石壩和涪陵等發(fā)現(xiàn)的志留系頁巖氣和石英脈中產(chǎn)出的高密度甲烷包裹體特征基本相似(高鍵等, 2015; 李文等, 2018)。至2018年本區(qū)已探明頁巖氣地質(zhì)儲量10455.67×105m3(戴金星等, 2019)。

2.3 普光5井高密度甲烷包裹體產(chǎn)出特征

普光5井位于川東北黃金口構造的雙石廟–普光構造帶南部, 探區(qū)發(fā)育下寒武統(tǒng)、下志留統(tǒng)、下二疊統(tǒng)和上二疊統(tǒng)等多套富有機質(zhì)的烴源巖, 生–儲–蓋地質(zhì)條件優(yōu)良(馬永生等, 2005a, 2005b, 2007; 趙文智等, 2006)。普光氣田含氣層段包括下三疊統(tǒng)飛仙關組和上二疊統(tǒng)長興組白云巖, 本區(qū)嘉陵江組和雷口坡組的膏云巖和石膏是普光氣田長興組–飛仙關組天然氣藏比較穩(wěn)定的蓋層。白云巖儲層受埋藏作用和硫酸鹽熱化學反應(TSR)與熱流體選擇性溶蝕作用明顯(Cai et al., 2004; 朱光有等, 2005; 張水昌等, 2007), 儲層中各種溶孔、溶洞十分發(fā)育。地質(zhì)歷史中下二疊統(tǒng)烴源巖在印支期晚期開始成熟, 至燕山期中晚期進入生油高峰, 生成的大量油氣在儲層中廣泛聚集, 到燕山期晚期進入過成熟階段, 下三疊統(tǒng)飛仙關組與上二疊統(tǒng)長興組儲層溫度高達245～255 ℃, 儲層固體瀝青反射率為3.39%～3.50%, 儲層中早期充填的原油–瀝青大量裂解形成天然氣藏。觀測樣品為普光5井5054 m長興組白云巖溶孔中充填焦瀝青(Vo=3.53%)。

普光5井上二疊統(tǒng)長興組碳酸鹽巖儲層中重結晶方解石捕獲了大量比較細小的鹽水包裹體和部分深灰色微米級高密度甲烷包裹(圖5a、b)。碳酸鹽巖儲層孔洞中包含多種固體瀝青(圖5c、d), 由于碳酸鹽巖溶孔中充填的原油–瀝青受高溫熱演化作用發(fā)生大量裂解, 在溶孔壁上殘留非均質(zhì)的環(huán)帶狀焦瀝青, 其Vo為3.2%～3.6%。碳酸鹽礦物中保存的高密度甲烷包裹體都很細小, 但包裹體中各組分的拉曼特征峰都十分清晰(圖5e、g)。包裹體宿主礦物——新生方解石的特征峰拉曼位移為1085.86～1086.47 cm?1, 甲烷特征峰拉曼位移為2910.40～2911.69 cm?1, 用公式2計算對應的甲烷包裹體密度為0.251～0.315 g/cm3(表1)。甲烷包裹體中焦瀝青的D帶頂峰位移為1332.32 cm?1, G帶頂峰位移為1607.07 cm?1, 并見D帶上疊加有CO2的特征峰(1281.95 cm?1和1384.85 cm?1) (圖5e)。此外, 甲烷包裹體拉曼譜圖中H2S和C6H6的特征峰比較明顯(圖5g)。根據(jù)公式3計算RMVo=3.07%～3.77%, 與儲層焦瀝青Vo基本相當, 說明甲烷包裹體的熱演化程度很高。拉曼譜圖中存在的H2S特征峰, 可作為記錄地質(zhì)歷史中TSR的重要證據(jù)(劉德漢等, 2006)。

2.4 普光3井高密度甲烷包裹體產(chǎn)出特征

普光3井位于川東斷褶帶普光背斜北部逆沖斷裂帶(馬永生等, 2005a), 鉆孔設計井深5740 m, 實際打到6110 m, 完鉆層位為上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M, 上三疊統(tǒng)須家河組3738 m層段的固體瀝青Vo為2.16%～2.48%, 但須家河組石英脈中廣泛發(fā)育高密度甲烷包裹體, 其產(chǎn)出地質(zhì)構造條件與普光5井明顯不同, 普光3井靠近逆沖斷帶, 具有深部含烴熱流體通過斷裂輸送到須家河組的地質(zhì)構造條件。但因鉆孔和地層傾斜大而未能系統(tǒng)測試(朱慧等, 2006)。

普光3井樣品的顯微透射光照片(圖6a、b)顯示, 自生石英中包含了大量形態(tài)比較完好的高密度甲烷包裹體和共生的鹽水包裹體與固體瀝青包裹體。甲烷包裹體形態(tài)為比較完好的石英負晶(圖6e), 拉曼譜圖中甲烷特征峰的位移主要為2910.40 cm?1(圖6f), 計算對應的甲烷包裹體密度為0.315 g/cm3, 具有高密度甲烷包裹體特征。此外, 甲烷包裹體譜圖中含微量CO2和C6H6特征峰; 有機質(zhì)的D帶上疊加有CO2特征峰(1280.70 cm?1和1383.70 cm?1; 圖6g), G帶頂峰為1604.80～1606.10 cm?1, D帶頂峰為1332.70～1334.60 cm?1, 用公式3計算RMVo=3.26%～ 3.40%(表1), 明顯高于須家河組碎屑巖孔隙中固體瀝青的反射率(2.48%)。出現(xiàn)高密度甲烷包裹體中焦瀝青熱演化程度與須家河組固體瀝青熱演化程度明顯不匹配現(xiàn)象, 說明普光3井可能存在來源于深部志留系不含H2S的含烴熱流體, 沿逆沖斷帶上侵到須家河組。

圖4 五科1井樣品微觀信息綜合圖

圖5 普光5井樣品微觀信息綜合圖

(c) 須家河組石英脈中高密度甲烷包裹體和固體瀝青包裹體的低倍數(shù)透射照片; (d) 須家河組碎屑巖中充填黃色固體瀝青的低倍數(shù)反射光照片。

3 高密度甲烷包裹體分布特征

研究鉆孔樣品中高密度甲烷包裹體產(chǎn)出于震旦系燈影組、志留系龍馬溪組、二疊系長興組和三疊系須家河組, 其地質(zhì)構造背景不同(張水昌等, 2007; 戴金星等, 2018), 甲烷包裹體的RMVo為3.07%～3.85%,由拉曼位移計算的甲烷包裹體密度為0.251～0.351 g/cm3(表1), 其變化范圍不僅與捕獲的溫度、壓力有關, 而且還受礦物流體包裹體的保存條件影響, 反映了有機質(zhì)演化的疊加性和不可逆性, 樣品中高密度甲烷包裹體特征反映了地質(zhì)歷史中經(jīng)受的最高熱演化程度和當前礦物包裹體保存條件。因此, 宏觀上甲烷包裹體的分布規(guī)律不明顯(圖7), 主要共同特征是熱演化程度高。進一步比較不同鉆井樣品中的分布特征, 可見普光3井與熱流體活動成因分布有關的石英中捕獲的高密度甲烷包裹體數(shù)量多、保存好, 觀測過程中很多包裹體拉曼測定數(shù)據(jù)相同, 計算的甲烷包裹體RMVo=3.26%～3.40%, 計算對應的密度為0.315～0.347 g/cm3(表1)。因此, 普光3井高密度甲烷包裹體的分布主要集中在兩個黃色圓點上(圖7)。五科1井志留系黑色頁巖自生石英中分布的高密度甲烷包裹體數(shù)量也相對較多, 甲烷包裹體的RMVo=3.48%～ 3.53%,密度主要為0.255～0.351 g/cm3, 高密度甲烷包裹體的分布主要受密度影響, 從上到下大致呈斜線分布(圖7)。高科1井高密度甲烷包裹體產(chǎn)出的震旦系燈影組儲層焦瀝青–碳瀝青的RMVo=3.54%～ 3.82%, 可作為高密度甲烷包裹體的熱演化程度, 計算對應的甲烷包裹體密度為0.279～0.283 g/cm3, 但在樣品中觀測到的甲烷包裹體數(shù)量較少, 分布相對比較集中(圖7)。普光5井高密度甲烷包裹體中焦瀝青RMVo=3.07%～3.85%, 甲烷包裹體的密度受方解石宿主礦物的保存條件影響, 計算對應的密度為0.251～0.315 g/cm3, 分布比較分散(圖7)。

表1 甲烷包裹體和固體拉曼位移參數(shù)與計算的密度和熱演化程度

注: 括號中的數(shù)據(jù)為與甲烷包裹體共生的儲層焦瀝青的RMVo或與儲層瀝青共生的甲烷包裹體密度。

圖7 高密度甲烷包裹體的拉曼位移與計算的密度和熱演化程度

綜合樣品觀測數(shù)據(jù)統(tǒng)計說明, 對于高密度甲烷包裹體的成因研究, 不僅要結合樣品產(chǎn)出的地質(zhì)構造條件、包裹體宿主礦物類型、甲烷包裹體與鹽水包裹體以及固體瀝青的共生組合形式進行綜合討論, 也需油氣包裹體人工合成實驗論證(劉德漢等, 2007, 2016)。

4 結 論

包裹體的顯微鏡觀察和激光拉曼測定是快速和有效鑒別高密度甲烷包裹體的重要方法, 樣品中高密度甲烷包裹體主要形成于原油–瀝青和干酪根高溫–高壓裂解的不混溶體系, 并以與熱流體活動有關的自生石英中捕獲的高密度甲烷包裹體數(shù)量多、保存好為特征。普光5井長興組中新生方解石礦物捕獲含H2S和焦瀝青的高演化甲烷包裹體, 反映本區(qū)油裂解氣藏明顯受TSR影響;高科1井震旦系白云巖中自生石英捕獲高密度甲烷包裹體與儲層焦瀝青的共生組合形式, 說明震旦系碳酸鹽巖氣藏主要為原油裂解氣成因; 五科1井下志留統(tǒng)黑色頁巖中自生石英捕獲的高密度甲烷包裹體組成與和焦瀝青共生的產(chǎn)出特征, 反映本區(qū)志留系頁巖氣藏一般不含H2S并具有超壓現(xiàn)象; 普光3井石英團粒中捕獲的高密度甲烷包裹體的熱演化程度與須家河組地層中固體瀝青熱演化程度不匹配現(xiàn)象, 可能與深部不含H2S的熱流體沿逆沖斷帶上侵有關, 有待進一步研究。

致謝:中國科學院廣州地球化學研究所孫宇博士和王翠玲博士參與了論文的編輯工作; 中國石油勘探開發(fā)研究院趙長毅教授級高級工程師和秦勝飛教授級高級工程師提出了細致、中肯的寶貴意見, 在此表示由衷感謝。

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Study on the characteristics of high-density methane inclusions and the origin of natural gas in well Gaoke 1, well Wuke 1, well Puguang 5, and well Puguang 3 in the Sichuan Basin by microscopy and laser Raman spectroscopy

LIU Dehan1, XIAO Xianming2, TIAN Hui1, DAI Jinxing3, PENG Ping’an1, WANG Yunpeng1*, MI Jingkui3, WANG Zecheng3, LI Jian3, LI Tengfei1, CHENG Peng1

(1. State Key Laboratory of Organic Geochemistry, Guangzhou Institute of Geochemistry, Chinese Academy of Sciences, Guangzhou 510640, Guangdong, China; 2. China University of Geosciences (Beijing), Beijing 100083, China; 3. Research Institute of Petroleum Exploration and Development, PetroChina, Beijing 100083, China)

The density and thermal evolution of methane inclusions in four boreholes in the Sichuan Basin as well as the symbiotic combination of methane inclusions, brine inclusions, and solid bitumen were comprehensively studied using optical microscopy and laser Raman spectroscopy. Results show that high-density methane inclusions are mainly formed in the immiscible system of crude oil-bitumen and kerogen at high temperatures and pressures. The Raman shifts of methane inclusions in the studied samples are 2909.76 cm?1to 2911.69 cm?1, and the corresponding calculated densities are 0.251 g/cm3to 0.351 g/cm3. The variation range is not only related to the formation temperature and pressure of methane inclusions, but is also affected by the preservation conditions of the mineral inclusions. The thermal evolution degree of methane inclusions in samples wasRMVo=3.07%–3.85%, mostly >3.15%, and their size depended on the temperature-pressure and effective heating time of the local equilibrium system in the formation. The co-production of inclusions and solid bitumen in the sample provides important information on the genetic evolution of oil and gas. The high-density methane inclusions captured in the quartz blocks of well Gaoke 1 and the production characteristics of the reservoir pyropitch-anthraxolite indicate that the Sinian-Cambrian carbonatite gas reservoirs in this area originated from high temperature-high pressure oil cracking gas. The density and gas composition characteristics of the methane inclusions produced in the Silurian black shale in well Wuke 1 indicate that the Silurian shale gas is mainly caused by residual hydrocarbons and kerogen pyrolysis, and the shale gas in this area generally does not contain sulfide hydrogen and exhibits an overpressure phenomenon. Based on the individual light hydrocarbon inclusions found in the Silurian black shale, it is speculated that some Ordovician carbonate reservoirs may contain a small amount of light hydrocarbons. The production characteristics of the H2S-rich, high-density methane inclusions and pyrobitumen in well Puguang 5 reflect the oil-cracking gas reservoirs produced in the carbonatite reservoirs of the Feixianguan and Changxing Formations, which are affected by the sulfate thermochemical reaction (TSR). The high-density inclusions capturedin the quartz veins of the Xujiahe Formation in well Puguang 3 do not contain hydrogen sulfide, and the reflectance of pyro-asphalt in methane inclusions is as high as 3.40%, whereas the reflectance of solid asphalt in the Xujiahe Formation is 2.48%, which obviously does not match the thermal evolution degree of high-density methane inclusions, providing important information that there may be deep hydrocarbon-containing thermal fluids intruding along the thrust fault zone in this area.

high-density methane inclusions; pyrobitumen; oil-cracking-gas; shale gas

P618.13

A

0379-1726(2023)06-0673-12

10.19700/j.0379-1726.2023.06.002

2023-06-14;

2023-08-21

中國科學院A類戰(zhàn)略性先導科技專項(XDA14010103、XDA14010104)和國家自然科學基金項目(42273053、42203054)聯(lián)合資助。

劉德漢(1935–2022), 男, 研究員, 主要從事有機巖石學與有機地球化學研究。

王云鵬(1968–), 男, 研究員, 主要從事油氣地球化學和盆地模擬研究。E-mail: wangyp@gig.ac.cn