四川盆地震旦系燈影組深層碳酸鹽巖儲層瀝青賦存形態及其油氣藏示蹤作用

劉樹根 李澤奇 鄧 賓 孫 瑋 李智武 丁 一 宋金民 吳 娟

1.“油氣藏地質及開發工程”國家重點實驗室·成都理工大學 2. 西華大學

0 引言

四川盆地震旦系燈影組四段深層儲層固體瀝青具有兩類賦存形態特征，第一類呈環邊狀附著于孔隙洞壁上或呈黏連枝狀賦存于孔隙中間，該類瀝青有較明顯的原地熱解形成的收縮縫，以及熱解后枝狀瀝青間的殘余孔隙；第二類呈散亂的分布于孔隙內新生礦物晶體晶內、晶間，該類瀝青經熱解后原始形態被改造嚴重，形態多呈顆粒狀、條帶狀，且碎裂邊界明顯。

震旦系燈影組差異埋藏生烴熱史、儲層瀝青差異賦存形態和多期礦物充填序列特征等，揭示出瀝青差異賦存與形態特征對儲層孔隙保存或破壞過程具有一定的示蹤性。川深1井和高石1井燈四段儲層孔隙內保存完整的、環邊狀或黏連枝狀的瀝青賦存形態特征，能夠有效示蹤古油藏裂解、古氣藏有效持續保持過程。

儲層固體瀝青是油氣成藏過程最直接產物，可以分為焦瀝青和碳質瀝青[1-3]，通常預示著該層系地質歷史時期發生過油氣運聚成藏過程，由原油或液態烴高溫裂解作用所形成，同時伴生大量天然氣[4]。通過對儲層固體瀝青的分布范圍、含量豐度和成熟度等研究，能夠量化揭示（古）油氣形成范圍和規模資源儲量等[1,5]，如：孫瑋等[6]基于震旦系儲層瀝青含量計算資陽—威遠古圈閉油藏的古資源量達17×108t；代寒松等[7]定量計算揭示米倉山震旦系油氣古資源量達2.06×1010t；程宏崗等[8]利用瀝青特征對塔東隆起區和斜坡區下古生界油氣成藏進行了研究；胡瀚文等[9]通過研究準噶爾盆地南緣地區侏羅系儲層瀝青成因和構造圈閉特征，綜合分析了該地區油氣藏與富集規律；黃文明等[10]則以四川盆地海相層系油氣成藏為例，綜合論述了中國三大海相盆地古生界層系油氣成藏過程與儲層瀝青存在耦合性關系。

四川盆地震旦系燈影組是我國已勘探開發的深層—超深層古老含油氣層系典型代表之一，從威遠氣田發現伊始、至高石梯氣田勘探突破已歷時近60年。近年來，在川西地區深層勘探也顯示出良好的勘探前景，如：蓬探1井[11]、蓬深1井、川深1井[12]等，但也有失利井，如五探1井、永福1井、資探1井和廣探1井等。這反映出燈影組深層碳酸鹽巖油氣充注和優質白云巖成藏過程的復雜性。需要指出的是，四川盆地震旦系燈影組天然氣成藏過程普遍具有多期運聚、動態調整和復雜成藏過程等特征，且現今和古氣藏內儲層瀝青廣泛分布，其儲層孔隙瀝青發育形態、演化特征與天然氣成藏過程是否具有某種耦合過程或機制？本文基于四川盆地震旦系燈影組深—超深層鉆井（即高石1井、川深1井、馬深1井和五探1井）儲層孔隙結構特征、固體瀝青發育特征等微觀分析研究結果，結合流體包裹體和埋藏熱史等綜合研究成果，探討揭示了現存儲層瀝青形態特征與（古）油氣藏成因演化過程相關性，以期為四川盆地乃至我國西部盆地深層油氣勘探提供參考依據。

1 研究區地質概況

四川盆地位于揚子板塊西北緣，震旦系/埃迪卡拉系代表了四川盆地第一套沉積巖層系，包括黑色泥質巖和白云巖組成的陡山沱組和灰白色晶粒白云巖和藻白云巖夾泥質巖為主的燈影組。受新元古代桐灣運動影響，震旦系燈影組白云巖受淡水巖溶作用，燈影組頂部不整合面附近廣泛發育溶蝕孔洞[13-14]，是燈影組最優質的儲層。燈影組作為目的層的川中威遠氣田、安岳氣田天然氣探明儲量分別為408.61×108m3和4 979.81×108m3[15]。古生代加里東期構造作用，導致四川盆地大部分上志留統、泥盆系和石炭系缺失，同時形成川中樂山—龍女寺古隆起。它對四川盆地早期油氣聚集具有重要控制影響作用[15-17]。中—新生代，四川盆地受印支期、燕山期和喜馬拉雅多期構造運動影響[18-19]，發生大規模構造調整和改造，形成川西—川北前陸盆地系統，導致川西和川北地區古生界層系埋深普遍顯著增大，如：馬深1井和川深1井等震旦系燈影組埋深8 400 m。

川深1井位川中古隆起低緩坡北側（圖1），綿陽—長寧拉張槽東緣陡脊上，垂直井深8 448 m，完井層位震旦系燈影組四段，鉆遇燈影組8 146～8 448 m；馬深1井位于川北通南壩構造帶公路背斜高段[20]，垂直井深8 418 m，完井層位震旦系燈影組燈二段，鉆遇燈影組8 044～8 418 m；五探1井是位于川東達州—開江古隆起檀木場潛伏構造的一口風險探井，垂直井深8 060 m，完井層位南華系南沱組，鉆遇燈影組7 285.36～7 586.9 m；高石1井位于樂山—龍女寺古隆起軸部高石梯構造高部位，垂直井深5 841 m，完井層位震旦系燈影組二段，鉆遇燈影組5 027.3～5 841 m。根據巖性和藻類豐度，燈影組從下向上可劃分為4段，分別為燈一段、燈二段、燈三段、燈四段[14,21-23]。微生物、細菌和藻類是燈二段和燈四段成員生物群落的主要構建群[21,24]。燈影組一段以貧藻白云巖為特征，燈三段沉積于半開闊濱岸相，以藍灰色泥質粉砂巖和黑色頁巖為特征，夾有薄層白云巖[25]。燈二段和燈四段主要為藻微生物白云巖，前者以葡萄狀和疊層石藻白云巖為典型特征，后者以淺灰—灰白色塊狀藻白云巖和粉砂晶白云巖為主[26-27]，分別構成了震旦系燈影組最優質儲層，尤其是燈四段頂部風化巖溶儲層段。

圖1 四川盆地關鍵鉆井區域位置特征圖（a）及研究區關鍵鉆井燈影組四段綜合巖性柱狀圖（b，以五探1井為例）

2 燈影組儲層孔隙結構特征

2.1 燈影組儲層巖性特征

四川盆地燈四段巖性總體上以富藻的微生物白云巖為主，結構主要以富含藻類暗色不規則的絲狀、球狀團塊集合體為主的藻凝塊（圖2-a、b），以及毫米級平直—起皺的藻紋層（圖2-a、c、d），局部夾細—粉晶白云巖。垂向上表現為潮下微生物丘灘→潮間微生物席→潮上藻砂屑灘的沉積序列，旋回厚度介于3～7 m，沉積微相為典型的碳酸鹽巖淺海低能潮坪沉積環境。

研究區四口鉆井燈四段在沉積微相上展現出細微差別，其中川深1井與高石1井位于拉張槽東側邊緣，受控于碳酸鹽巖臺地邊緣藻丘相影響，主要發育藻疊層、藻砂屑（圖3-a）、藻凝塊（圖2-b）、藻黏結格架白云巖（圖3-a、b），其次為藻紋層白云巖和泥粉晶白云巖，巖心觀察孔洞縫普遍發育，主要為各種殘留藻間窗狀孔洞和格架孔洞（圖2-a、b，圖3-a），其次為粒間（溶）孔、晶間孔等（圖3-b、c），裂縫發育；馬深1井與高石1井分別位于川東北和川東，受控于靜水碳酸鹽巖臺內沉積，主要發育藻紋層（圖2-c、d）、藻凝塊和泥粉晶白云巖（圖3-d、e），其次為藻砂屑和藻粘結白云巖，巖心觀察孔洞發育情況較差，具有順層發育和選擇性溶蝕特征（圖2-c、d）。

圖2 燈影組鉆井巖心巖性及宏觀孔隙形態特征圖

圖3 燈影組儲層孔隙結構形態特征圖

2.2 燈影組儲層孔隙結構特征

宏觀鉆井巖心和微觀鏡下觀察表明，川深1井與高石1井、馬深1井與五探1井分別具有相似的殘存孔隙結構形態特征。川深1井與高石1井儲層孔隙孔徑范圍為0.02 mm×0.03 mm～9 mm×27 mm，面孔率較高（介于2%～12%），儲層總體上發育毫米級至厘米級的兩類溶蝕孔洞（圖2-a、b）：①沿藻紋層殘余結構順層分布的層狀溶蝕孔縫，孔隙內部常常充填有晶簇狀白云石；②局部孤立圓狀、帶狀、橢圓狀和不規則狀厘米級溶蝕孔洞。薄片觀察表明其孔隙主要為微生物格架溶孔（分布于暗色不規則的凝塊狀和絲狀集合體間）（圖3-a）、細晶白云石晶間孔（圖3-b）和晶間溶孔（圖3-c）。孔隙內充填礦物以晶簇狀白云石或重結晶白云石，和瀝青充填為主；充填礦物多呈環邊狀分布，孔隙中心呈鏤空狀（圖3-c,圖 4-a、b、e）。

圖4 燈影組儲層孔隙瀝青賦存形態特征圖

馬深1井和五探1井儲層孔隙較差，以毫米級孔隙以及肉眼難辨的針孔狀溶孔為主（圖2-c、d）。顯微鏡下觀察表明，其孔隙原始結構被破壞改造強烈，多期礦物充填復雜，部分被充填或破壞前的早期毫米級溶蝕孔洞形態隱約可見（圖3d～f）。如早期孔徑達毫米級的晶間溶蝕孔（圖3-d）和藻砂屑粒間溶孔（圖3-e），它們通常被晚期多種礦物充填、導致殘余微米級孔隙（圖3-f）。總體上，馬深1井和五探1井原生孔隙形態保存較差，現存孔隙以多種礦物充填殘余的微米級孔隙為主。因此，整體面孔率為1%～2%。

2.3 燈影組孔隙充填礦物特征

川深1井和高石1井燈影組孔隙充填礦物以重結晶白云石和瀝青為主，溶孔中第一期重結晶細晶白云石以自形晶為主，且部分重結晶白云石晚期次生加大作用明顯（圖3-b，圖4-a、b）。孔洞內常見瀝青充填，且部分孔內為單一的瀝青礦物全充填（圖3-a），尤其是瀝青熱裂解后形成環邊狀以及干裂縫、收縮縫的現象顯著（圖4-e、f），揭示出瀝青熱裂解后原地保留下來。因此，川深1井和高石1井燈影組孔隙內多期礦物充填序列體現為：第一世代重結晶細晶白云石、第二世代瀝青和/或第三世代白云石次生加大邊充填。

馬深1井和五探1井燈影組儲層原生孔隙后期改造強烈，導致原生孔隙結構普遍被改造、孔隙內多期充填礦物特征明顯，如：硅化白云石、瀝青、重結晶白云石、自生石英充填等（圖3-d～f）。值得注意的是，部分原生孔隙結構可見，揭示出馬深1井和五探1井燈影組具有較好的原生孔隙特征，如：五探1井燈四段儲層中約4.6 mm×1.7 mm的超大溶蝕孔內自生石英與瀝青充填（圖3-d），自生石英晶徑最大約2.3 mm，瀝青呈破碎的顆粒狀散布于自生石英與孔壁間。相似情況也常見于馬深1井儲層中約0.7 mm×0.8 mm的孔徑內多期次生長石英，伴生自形晶中晶白云石（圖3-e、f，圖4-g），表明孔隙內礦物生長空間充足。它們總體揭示出原生孔隙特征較好，從而能夠為后期流體礦物自形結晶沉淀提供有利條件。馬深1井和五探1井燈影組儲層孔隙內礦物充填序列體現為：第一世代重結晶白云石、第二世代瀝青、晚期石英充填（即第三世代馬牙狀自生石英、第四世代次生石英和/或第五世代白云石次生加大邊），尤其是多期石英充填生長序列特征明顯（圖3-e）。且部分自生石英顆粒與其他礦物（比如：瀝青或白云石）接觸邊界有明顯的擠壓碎裂痕跡（圖3-d、f），FESEM觀察揭示明顯的石英破碎顆粒擠壓擠入瀝青中的現象（圖4-g）。因此，燈影組儲層孔隙內瀝青形態多為破碎顆粒狀、分布散亂特征，普遍分布于次生石英或重結晶白云石晶粒間，局部殘留晶粒與瀝青顆粒堆積剩余的有效孔（圖3-e、圖4-c、d）。

3 燈影組瀝青賦存形態特征

川深1井和高石1井燈影組孔隙內充填礦物以重結晶白云石和瀝青為主（圖3-a～c），且瀝青為最晚期充填礦物。因此，瀝青常呈環邊狀黏著在孔隙洞壁上（圖 3-b、c，圖 4-a、b、e、f，圖 5-a～ c），揭示出烴類熱裂解后形成固體瀝青質，其體積變小、并逐漸黏著在孔隙洞壁上，未遭受擾動破壞而保留至今，其瀝青原地裂解形成收縮縫為瀝青裂解后未遭受破壞的最直接證據特征（圖4-f）。

馬深1井和五探1井燈影組孔隙多期礦物充填序列較為復雜，尤其是多期石英生長過程。馬深1井孔隙內瀝青多呈破碎的顆粒狀，散亂的分布于各種孔隙后生礦物的晶體內或晶體間（圖3-d、f，圖4-c、d），尤其是常見瀝青顆粒呈嵌入狀態位于晶體邊界上，而且這些晶體邊界多可見破裂痕跡（圖4-g，圖5-g）。需要指出的是，雖然高石1井部分碎裂瀝青呈散亂漂浮狀位于孔隙中間（圖5-d、e），但它仍然有別于馬深1井與五探1井瀝青賦存狀態。其主要區別在于高石1井該類碎裂瀝青呈黏連的枝狀分布在孔隙中部，且瀝青形態保存完整，并未見其他晚期礦物充填孔隙（圖5-d～f）。

圖5 固定視域瀝青不同尺度形態特征及掃描電鏡元素能譜圖

四川盆地震旦系燈影組普遍發生過深埋藏增溫作用，導致儲層中烴類物質普遍發生熱裂解形成儲層瀝青。川深1井和高石1井燈影組儲層瀝青形態保存完整，常具孔洞中環邊粘附和收縮縫特征（圖5-a～f），且瀝青充填后期孔隙內未見其他礦物充填，揭示在烴類發生熱裂解形成瀝青后，孔隙并未遭受外力或其他流體進入孔隙擾動。馬深1井和五探1井儲層瀝青具破碎顆粒狀形態特征，其存在兩種成因可能性：①地層變形改造，導致孔壁上瀝青脫落、破碎，形成破碎瀝青顆粒在洞壁底部堆積的現象；②后期流體侵入儲層孔洞中導致洞壁上瀝青破碎，伴生新生礦物沉淀生長，同時導致碎裂瀝青顆粒被動包裹入新生礦物晶體內部和新生礦物晶間。后者與馬深1井和五探1井燈影組中瀝青顆粒散亂分布于晚期礦物晶內或晶間特征具有一致性（圖4-c、d、g，圖 5-g ～ i）。

4 儲層瀝青賦存形態古油氣藏示蹤性

4.1 燈影組埋藏成藏熱史過程

基于現今上述深井實鉆地層、Ro和鉆井溫度、以及包裹體測試數據等，系統的模擬揭示了研究區四口鉆井埋藏熱史（表1、圖6）。川深1井燈四段埋深熱史過程與成藏演化可分為三期：①早二疊世至早三疊世古油藏形成期，隨著燈影組上覆地層逐漸加厚，下寒武統烴源巖進入生油階段，燈四段頂部不整合面運移至儲層中，儲層捕獲包裹體均一溫度為113.4～123.7 ℃、古壓力系數為1.1～1.2，為常壓—弱超壓特征。②中三疊世至晚三疊世古油藏裂解成氣期，儲層捕獲包裹體均一溫度為153.2～184.7 ℃、古壓力系數為1.20～1.46，具高壓富集特征。③中侏羅世—現今氣藏動態保存期，古氣藏繼續向干氣演化，儲層捕獲包裹體均一溫度為201.5～220.1 ℃，古壓力系數為1.1～1.2，晚白堊世以來發生抬升剝蝕作用導致燈影組晚期具有一定的壓力調整釋放特征。高石1井燈四段埋深熱史過程與成藏演化可分為三期：①中二疊世—早三疊世古油藏形成初期，儲層流體包裹體均一溫度為105.8～138.5 ℃，古壓力系數為1.11～1.35，具常壓—弱超壓特征。②中三疊世—中侏羅世古油藏裂解成氣期，儲層流體包裹體均一溫度為142.7～168.9 ℃、古壓力系數為1.39～2.10，具高壓—超高壓富集特征。③晚侏羅世至現今持續保持期，古氣藏向干氣演化，流體包裹體均一溫度為180.9～211.0 ℃，古壓力系數為1.35～1.59，晚期抬升剝蝕導致燈影組氣場仍然具有晚期高壓富集特征。

圖6 四川盆地關鍵深井埋深成藏熱史對比圖

表1 四川盆地關鍵深井燈影組四段流體包裹體數據綜合對比表

晚志留世—中二疊世時期馬深1井燈四段古油藏初始形成階段，燈影組儲層流體包裹體均一溫度為104.5～143.6 ℃，壓力系數為1.20～1.29，具弱超壓特征。晚三疊世—晚白堊世時期，隨著地層持續埋深、導致燈影組古埋藏超過6 000 m，古油藏內原油開始裂解形成天然氣，包裹體均一溫度為153.0～177.1 ℃，壓力系數達到1.49、形成異常超壓體系。晚白堊世開始為馬深1井燈影組古氣藏調整逸散與壓力釋放階段，伴隨米倉山快速的隆升剝蝕，其前緣馬深1井地區大幅度向米倉山傾斜，天然氣沿燈影組頂部不整合面迅速向米倉山運移散失，流體壓力快速調整降低，流體包裹體均一溫度由295.0～311.7 ℃降低至247.6～282 ℃，壓力系數為0.88～1.03。晚期新生代燈影組儲層壓力逐漸恢復、趨向于常壓，包裹體均一溫度為185.4～221.3 ℃，壓力系數為1.02～1.12。與之相似的是，早泥盆世—中三疊世為五探1井古油藏初始形成階段、具弱高壓富集特征，其流體包裹體均一溫度為107.5～137.2℃，古壓力系數為1.13～1.38。中三疊世—早白堊世其古油藏裂解成氣階段，包裹體均一溫度為147.3～189.7 ℃，古壓力系數為1.22～1.71，具高壓富集特征。受燕山晚期運動和喜馬拉雅山抬升運動的影響，晚白堊世至現今為五探1井古氣藏逸散階段，早期高壓壓力體系快速釋放，儲層流體包裹體均一溫度為192.6～235.3 ℃，古壓力系數降低為0.88～ 1.26。

4.2 儲層瀝青賦存形態古油氣藏示蹤性

結合上述震旦系燈影組差異埋藏生烴熱史、儲層瀝青差異賦存形態特征和多期礦物充填序列特征等，揭示出瀝青差異賦存與形態特征對儲層孔隙保持或破壞過程具有一定的示蹤性（圖7）。四川盆地四口深井自中—晚三疊世開始都經歷相同的原油富集充注（圖7-a）、和后期（早侏羅世—早白堊世）原油裂解成氣過程（圖7-b），它們導致早期液體烴類逐漸熱裂解成為洞壁上環邊狀賦存或黏連枝狀結構特征的儲層瀝青（圖7-b）。晚白堊世以來的動態調整過程，導致4口鉆井在古氣藏演化上具有顯著差異性。

川深1井和高石1井位于川中古隆起構造單元內，中—晚新生代構造調整改造作用相對較弱，晚期構造穩定性使得異常地層壓力有效保存，其古油氣藏埋深增溫發生液體烴裂解形成古氣藏，同時導致川深1井和高石1井燈影組儲層孔隙內瀝青環邊附著在洞壁上或形成保存形態較完整的黏連枝狀瀝青形態（圖7-c）。古氣藏保存至今，如：川深1井流體古壓力變化為1.13～1.19，高石1井流體古壓力變化為1.35～1.59，持續保持的壓力體系也有效防止其他流體進入孔隙發生晚期充填。馬深1井位于米倉山前陸地區，受控于晚白堊世以來米倉山褶皺沖斷帶強構造調整作用，導致燈影組古氣藏天然氣迅速逸散；與之相似的是，五探1井也受到燕山晚期和喜馬拉雅期構造調整作用控制影響，導致天然氣沿燈四段頂部不整合面迅速逸散。由于古氣藏天然氣逸散，導致古壓力體系逐漸降低和多期流體進入孔隙、發生多期礦物晚期充填（圖7-d），如：馬深1井流體古壓力變化為0.88～1.03，伴生重結晶白云石、自生石英、次生石英多期礦物充填，五探1井流體古壓力變化為0.88～1.16，伴生自生石英、次生石英物充填，同時導致孔隙內的早期瀝青被擾動脫落洞壁和破碎，多期流體礦物充填、生長并包裹破碎的瀝青顆粒，同時隨著礦物晶體生長部分導致瀝青顆粒推擠至晶體邊界（圖7-e）。

圖7 儲層瀝青形態演化特征與動態油氣藏相關性模式圖

5 結論

四川盆地震旦系燈影組四段深層儲層固體瀝青具有兩類賦存形態特征，第一類呈環邊狀附著于孔隙洞壁上或呈黏連枝狀賦存于孔隙中間，該類瀝青有較明顯的原地熱解形成的收縮縫，以及熱解后枝狀瀝青間的殘余孔隙；第二類呈散亂的分布于孔隙內新生礦物晶體晶內、晶間，該類瀝青經熱解后原始形態被改造嚴重，形態多呈顆粒狀、條帶狀，且碎裂邊界明顯。

震旦系燈影組差異埋藏生烴熱史、儲層瀝青差異賦存形態和多期礦物充填序列特征等，揭示出瀝青差異賦存與形態特征對儲層孔隙保持或破壞過程具有一定的示蹤性。川深1井和高石1井燈四段儲層孔隙內保存完整的、環邊狀或黏連枝狀的瀝青賦存形態特征，能夠有效示蹤古油藏裂解、古氣藏有效持續保持過程。