四川盆地瀘州印支期古隆起嘉陵江組油氣分布規律及勘探開發前景

李 海 鄭馬嘉 李延鈞 隆 輝 耿 超 李成海 劉 田 蒲洪果 唐 浩

1.中國石油西南油氣田公司蜀南氣礦 2.西南石油大學地球科學與技術學院 3.成都創源油氣技術開發有限公司

0 引言

晚三疊世陸相沉積之前，上揚子地臺為拉張背景，四川盆地以震旦系—中三疊統碳酸鹽巖為主的克拉通海相沉積受華鎣山、納溪、中梁山等深大斷裂控制，印支運動Ⅰ幕（中三疊世末）在上揚子地臺西部形成了規模巨大的瀘州古隆起[1]。整體上，古隆起長軸為北東—南西向，與華鎣山斷裂走向一致，北西翼陡，南東翼緩。中三疊世末，瀘州古隆起遭遇強烈剝蝕，經燕山及喜馬拉雅褶皺運動改造定型后，形成現今四川盆地南部四萬余平方千米的低陡構造區[2]。瀘州古隆起下三疊統嘉陵江組自下而上分為嘉一、嘉二、嘉三、嘉四、嘉五共5段，發育了6套儲蓋組合。

20世紀50—60年代在古隆起核部得勝、來蘇、云錦等向斜構造鉆探多口探井，嘉陵江組古剝蝕面普遍存在油顯示，多口井獲低產原油，但多年來并未得到重視。20世紀70—80年代在核部邊緣的付家廟、沈公山、丹鳳場等構造發現含油氣藏，其中，1988年，沈公山構造完鉆的沈17井在嘉陵江組二段一亞段（以下簡稱嘉二1亞段，T1j21）—嘉陵江組一段（以下簡稱嘉一段，T1j1）進行酸化改造并裸眼測試，獲油氣同產，日產油17.60 t、日產氣59.57×104m3，該井累計產油3.20×104t、產氣5.70×108m3，油密度為0.749 g/cm3、黏度為0.97 mPa·s，不含蠟，為典型的凝析油。2021—2023年，在古隆起核部向斜構造完鉆德勝1和勝探1兩口探井，嘉陵江組均見良好油氣顯示，德勝1井在T1j21—T1j1測試日產原油21.60 m3，日產天然氣2 000 m3，原油密度為0.819 g/cm3，黏度為2.66 mPa·s，含蠟量為10.48%，為輕質原油。截至2023年3月，德勝1井累計產油已超過1 000 t，產氣約5.00×104m3，進一步揭示了瀘州古隆起古油藏存在并具有良好的油氣勘探開發潛力。為了進一步指導該古隆起的油氣勘探部署，筆者在地質綜合研究的基礎上，對嘉陵江組原油來源進行重新評價和確認，通過儲層中分布的瀝青類型和特征對原油的成因進行剖析，重點探討了古油藏演變及油氣分布規律、古隆起演化與古油藏的關系，最終確定古隆起油氣的勘探開發前景，以期對瀘州古隆起嘉陵江組油氣勘探的突破，特別是在氣多油少的四川盆地具有重要的現實意義。

1 油源再認識

結合古地質圖，筆者將瀘州古隆起劃分為3個區域，剝蝕到嘉陵江組四段三亞段（以下簡稱嘉四3亞段，T1j43）的區域劃分為瀘州古隆起核部，剝蝕到嘉四3亞段—中三疊統雷口坡組一段二亞段（以下簡稱雷一2亞段，T2l12）之間的區域劃分為斜坡區，斜坡區之外為凹陷區（圖1）。核部得勝、海潮等區域缺失嘉陵江組三段二亞段（以下簡稱嘉三2亞段，T1j32）—雷口坡組（T2l），斜坡區至凹陷區逐步保留T1j32—T2l12（圖1）。

圖1 印支期瀘州古隆起構造分布及嘉陵江組地層柱狀圖

前人對瀘州古隆起嘉陵江組油氣來源的研究較多，認為天然氣具有混合疊加的特征，并明確主力氣源為志留系，同時存在中二疊統茅口組和上二疊統龍潭組烴源的貢獻[3-4]；但對原油和凝析油的認識存在分歧，尤其是凝析油的來源及成因模糊[3-5]。筆者通過全油碳同位素、輕烴、生物標志化合物等地球化學方法對油源進行再認識，并確認原油及凝析油主要來自下伏志留系烴源巖，具有海相成因特征。

1.1 全油碳同位素特征

一般陸相原油較海相原油富13C，煤系有機質及其衍生物具有較重的碳同位素組成[6-8]。圖2展示了四川盆地不同地區不同層位原油及凝析油13C組成，包括川中地區侏羅系大安寨段石灰巖油及頁巖油、涼高山組頁巖油，川中、川西北地區上三疊統須家河組凝析油，川東地區上二疊統長興組和下三疊統嘉陵江組凝析油，瀘州古隆起嘉陵江組原油及凝析油。分析結果表明：①川東地區凝析油來自龍潭組海陸過渡相腐殖型烴源，δ13C較重（大于－26.5‰）；②須家河組凝析油烴源為混合型—腐殖型，其中，湖相烴源凝析油δ13C相對輕，沼澤相烴源凝析油δ13C相對較重（大于－26.5‰）；③川中地區凝析油來自湖相腐泥型烴源，δ13C較輕（小于－28.5‰）；④瀘州古隆起嘉陵江組原油及凝析油為海相腐泥型母質來源，δ13C更輕，普遍小于－30.0‰，但白9井、壩25井δ13C值介于－30.0‰～－26.5‰，看似混源所致，但其仍然為海相腐泥型母質來源，究其原因為氣侵產生油氣分異，油氣碳同位素發生分餾作用所致。即后期大量天然氣不斷侵入早期已形成的油藏，對早期成藏的原油進行溶解，在壓力平衡被破壞的條件下，原油中的輕餾分（甚至中等分子量的餾分）溶解于天然氣中而形成新的氣藏，而此類氣藏被開采出地面以后，由于溫壓條件的變化，含有初始原油組分（輕烴、中分子量烴）的氣藏析出為凝析油，且后期侵入的天然氣中的輕烴甚至中分子量烴也部分進入凝析油中，從而導致開采出地面的凝析油全油碳同位素變重[9-12]。顯然瀘州古隆起地區的原油及凝析油均為腐泥型母質來源（圖2）。

圖2 四川盆地二疊系—侏羅系全油碳同位素特征圖

1.2 輕烴特征

汽油烴（C5—C10）在原油中約占1/4～1/3[13-14]，其組成特征與烴源巖的類型、成熟度及原油的次生變化有關，可用來對原油及凝析油的成因分類并判斷其來源。輕烴C7系列化合物包括正庚烷（nC7）、甲基環己烷（MCC6）和二甲基環戊烷（DMCC5），腐殖型有機質形成的輕烴中甲基環己烷較高，腐泥型有機質生成的輕烴中甲基環己烷較低[15-16]。甲基環己烷主要來自高等植物木質素、纖維素和酪類等，是反映陸源母質類型的良好參數；二甲基環戊烷主要來自水生生物的類脂化合物，是油型氣輕烴的特點；正庚烷主要來自藻類和細菌。因此，可以采用正庚烷、甲基環已烷和二甲基環戊烷含量區分不同母質來源的油氣。為了便于對比，將川東地區3個（樣品取自臥3井、臥13井和板東4井）已證實為龍潭組煤系成因凝析油樣和瀘州古隆起地區9個油樣的輕烴參數列入表1。對比結果表明，兩個地區油樣特征明顯不同，二者庚烷值、異庚烷值也存在差異。一般地，腐泥型成因油庚烷值、異庚烷值高于腐殖型成因。瀘州古隆起嘉陵江組油樣庚烷值多大于30%，異庚烷值多大于3%；川東地區煤成凝析油庚烷值小于30%，異庚烷值小于3%；瀘州古隆起區嘉陵江組油樣nC7（正庚烷）多大于45%，MCC6（甲基環己烷）多小于45%；煤系成因的川東地區凝析油nC7均小于45%，MCC6則大于50%，二者可明顯區分開來。

表1 瀘州古隆起及川東地區油樣輕烴參數統計表

不同類型有機質生成的油輕烴（C4—C7）組成不同。腐泥型烴源巖生成的油輕烴鏈烷烴豐富，正構烷烴含量比支鏈烷烴含量高，苯和甲苯含量低；腐殖型烴源巖生成的油支鏈烷烴相對正構烷烴占優勢，苯和甲苯含量較高[17]。C4—C7烴類組成同樣也可將二者區分開。瀘州古隆起嘉陵江組C4—C7正構烷烴＋支鏈烷烴含量高，大于55%，芳烴含量小于24%；川東地區煤系成因凝析油正構烷烴＋支鏈烷烴含量均小于55%，芳烴含量大于24%（表1）。總體來看，瀘州古隆起嘉陵江組原油輕烴特征表現為腐泥型母質來源。

1.3 生物標志化合物特征

嘉陵江組油氣可能來自其下3套烴源巖，分別為志留系、茅口組和龍潭組。其中，志留系和茅口組為海相腐泥型烴源，龍潭組為海陸過渡相煤系烴源[18]。一般認為，C20以前類異戊二烯烷烴系列來源于植物葉綠素a側鏈植（烯）醇的衍生產物。在弱氧化環境，植（烯）醇被氧化為植（烯）酸，植（烯）酸易脫羧基而轉化為姥鮫烷（Pr）；在還原環境，植（烯）醇易脫羥基轉化為植烯，進一步還原加氫，轉化為植烷（Ph）[19]。因此，姥鮫烷是植（烯）醇在氧化環境下的產物，植烷是在還原環境下的產物，姥植比（Pr/Ph）反映成烴古環境的氧化還原程度，即：Pr/Ph＜0.5反映強還原沉積環境；Pr/Ph介于0.5～1.0反映還原環境，Pr/Ph介于1.0～2.0反映弱還原—弱氧化環境；Pr/Ph＞2.0反映氧化環境。二環倍半萜具有較強的抗生物降解和抗風化能力，常被用于判斷烴源巖及原油的熱演化程度、沉積環境和生物來源等[20-21]。

筆者研究用樣品除了取自瀘州古隆起嘉陵江組古油藏原油外，還取自四川盆地陸相原油樣品如中臺山地區須家河組凝析油、大安寨段石灰巖油及頁巖油、涼高山組頁巖油等樣品，通過油—油、油（儲層瀝青）—巖的生物標志化合物特征對比進一步確認油源。結果表明，位于瀘州古隆起核部的德勝1井嘉一段原油不僅與須家河組二段（以下簡稱須二段）凝析油不同，也與大安寨段和涼高山組原油存在較大差異。在Pr/Ph值差異上，德勝1井嘉一段原油該值為0.77，反映缺氧還原環境，為海相烴源特征；須二段凝析油具有姥鮫烷優勢，該值高達1.65，為氧化環境產物，與須家河組煤系烴源有關；湖相頁巖來源油Pr/Ph值介于二者之間。原油飽和烴m/z＝123倍半萜化合物質量色譜如圖3所示，德勝1井嘉一段原油與須二段凝析油、大安寨段和涼高山組原油存在較大差異，主要體現在德勝1井嘉一段原油8β（H）-補身烷和升補身烷含量特別高，反映了其成因來源與須家河組煤系及侏羅系湖相烴源巖無關。龍潭組為煤系烴源，以生氣為主，志留系和茅口組為海相腐泥型烴源，成熟階段以生油為主，但志留系烴源巖厚度遠大于茅口組，且以黑色頁巖和深灰色泥巖為主，有機質豐度更高、類型更好，生油強度更大，生油時期更早。因此，志留系烴源巖生成的原油優先充注于嘉陵江組儲層，相對而言，茅口組烴源巖生油量對嘉陵江組的貢獻幾乎可以忽略。

圖3 四川盆地典型井油—油、油（儲層瀝青）—巖生物標志化合物對比圖

筆者采集了古隆起核部螺觀山構造觀2井、斜坡區李子壩構造壩25井儲層瀝青進行抽提，得到了m/z＝217規則甾烷生物標志化合物質量色譜圖，與志留系、茅口組、龍潭組烴源巖樣品進行對比（圖3）。結果表明：壩25井和觀2井儲層瀝青與桐18井志留系烴源巖規則甾烷含量表現為C29＞C27＞C28,形態較為相似，均表現為反“L”形，與茅口組和龍潭組煤烴源甾烷形態明顯不同，進一步證實了嘉陵江組儲層瀝青即古油藏原油來源于志留系烴源巖。海相烴源巖C29規則甾烷含量高與海相浮游植物，如硅藻類生源貢獻有關[22]。

綜合全油碳同位素、輕烴及生物標志化合物等全烴地球化學特征分析結果，瀘州古隆起嘉陵江組古油藏原油及凝析油均主要來自志留系海相腐泥型烴源巖。

2 古隆起演化與古油藏形成

瀘州古隆起在棲霞期末已具雛形，東吳期進一步發展為古巖溶高地[23-24]，至印支期以瀘州為中心繼承性發展，持續上隆并定型，嘉陵江組演化為大穹隆，為古油藏的形成奠定了基礎。雷口坡組沉積末，瀘州古隆起嘉陵江組快速抬升并露出水面，在陸相須家河組沉積前遭受長期風化剝蝕，以致古隆起核部整個雷口坡組碳酸鹽巖地層被剝蝕殆盡，嘉陵江組也被剝蝕至嘉三2亞段，并依次向斜坡及以外周緣出露嘉陵江組及雷口坡組。瀘州古隆起嘉陵江組油氣成藏事件與成藏史如圖4所示，對于瀘州古隆起嘉陵江組有貢獻的3套烴源分別為志留系泥頁巖、茅口組泥質巖類和龍潭組煤系，儲層多以灘相為主，其儲集巖為粉晶云巖和顆粒白云（石灰）巖，直接蓋層為嘉陵江組石膏層，區域性封蓋層為未剝蝕的雷口坡組和須家河組[5]。

印支運動早幕是古油藏形成期，圖4中油氣運聚成藏期次①，此時處于中三疊世，志留系腐泥型烴源達到生油高峰，瀘州古隆起已處于上隆階段，儲層古地溫介于50～55 ℃[5]，控制古隆起形成與演化的華鎣山、納溪、中梁山及長垣壩等深大斷裂或基底斷裂處于形成和活動期，即成為印支期烴源斷層，成為志留系生油高峰液烴縱向運移通道，并在嘉陵江組儲層由周緣向核部運聚，形成古油藏。而此時茅口組和龍潭組烴源巖尚未進入生油高峰，只有志留系烴源巖生油高峰與瀘州古隆起大穹隆具有良好的時空匹配關系，古隆起核部為原油運移的指向區，優先充注完成后逐漸向斜坡區推進。

圖4 瀘州古隆起嘉陵江組油氣成藏事件與成藏史圖

3 古油藏演變與油氣分布規律

瀘州古隆起嘉陵江組在印支期存在一個古油藏[2]。中三疊世末，蜀南地區雷口坡組海相碳酸鹽巖臺地沉積后至早三疊世陸相須家河組沉積早期，古隆起處于上隆階段，古油藏核部暴露地表，發生不同程度的氧化降解，在印支期剝蝕面附近形成了瀝青封堵帶；燕山運動中期，圖4中油氣運聚成藏期次②，志留系烴源巖達到生氣高峰，大量天然氣與原油運聚方式相似，沿烴源斷層縱向運移至嘉陵江組儲層，向古隆起核部古油藏方向充注并產生氣侵作用；燕山運動晚期，茅口組和龍潭組烴源巖幾乎同時達到生氣高峰，同樣向古隆起核部及斜坡方向充注，并與已聚集的志留系來源氣混合疊加。由于瀝青封堵帶的存在，核部地區氣侵作用弱，下部原油得以保存，從而形成油藏；核部邊緣氣侵作用強，古油藏演變為含油氣藏。通過大量巖心觀察和薄片分析，發現瀘州古隆起嘉陵江組存在2種類型的瀝青：①核部地區古油藏次生變化后原地儲層充填的氧化降解瀝青；②古油藏核部邊緣受到氣侵后，古油藏原油脫瀝青質作用形成孔隙瀝青質襯邊[25]。

3.1 氧化降解瀝青與封堵作用

古油藏原油在近地表處發生氧化降解作用而形成氧化降解瀝青（圖5-a），溫度通常小于60 ℃[26]，是早期油氣藏形成后在構造作用下抬升至近地表或暴露地表，發生次生變化而形成的有機高分子化合物。瀘州古隆起核部嘉陵江組古油藏形成后，由于古隆起的抬升削頂而形成剝蝕面，原油在大氣氧或水中分子氧共同作用下形成氧化降解瀝青，同時形成一定量CO2散失于大氣中；進一步埋藏后，熱力作用導致已形成的氧化降解稠油（軟瀝青）進一步縮合而固化為固體瀝青，這與油藏直接經熱力作用裂解為氣藏并形成焦瀝青的過程不能等同。此類瀝青主要分布于瀘州古隆起核部剝蝕面附近，在儲層中呈不規則狀，充填于孔隙和縫洞中。印支期古油藏形成時儲層古地溫低于60 ℃，隨后暴露地表而被氧化，在嘉陵江組形成大量瀝青，實測此類瀝青反射率介于1.45%～1.75%，而儲層最大古地溫在燕山運動晚期可達到130～145 ℃（圖4），即局部可能存在硫酸鹽熱化學還原作用（TSR），可降低原油裂解的溫度，但在燕山運動之前已經大規模發生氧化降解作用，故此類瀝青為氧化降解瀝青，非原油高溫裂解形成的焦瀝青。如古隆起核部得勝向斜德勝1井、勝15井石灰巖溶蝕孔及晶間孔充滿氧化降解瀝青（圖6-a、b）；螺觀山構造觀2井，石灰巖鑄模孔、粒內孔及粒間孔充滿氧化降解瀝青（圖6-c）；牟家坪構造牟21井，石灰巖溶蝕孔縫充滿氧化降解瀝青（圖6-d）。

圖5 瀘州古隆起嘉陵江組瀝青形成過程與原油成因機理圖

中三疊世末，古隆起抬升遭受剝蝕被削頂[21]，在古隆起區，特別是核部形成大量氧化降解瀝青，大致沿鄧井關—牟家坪—納溪—永安場—荷包場一帶呈環狀分布，此類瀝青主要分布于近剝蝕面，向下減少，華鎣山深大斷裂帶因含氧淡水滲濾而氧化降解瀝青分布范圍和深度更廣，這類瀝青類似于膠結物全充填于孔隙中，可形成特殊的封堵性蓋層，導致古油藏原油在嘉陵江組下部得以原地保存；同時，此類瀝青在側向形成瀝青封堵帶，加之核部地區斷層不發育，從而氣侵作用弱，故核部向斜區主要分布油藏，核部構造區大多因燕山運動褶皺強烈、地面斷層發育而保存條件差，多為低產油氣藏或無效圈閉；個別烴源斷層發育、保存條件好的局部構造也存在含油氣藏，如陽高寺、桐梓園構造（圖7、8）。

3.2 瀝青質與含油氣藏的形成

瀝青質在原油中最初以懸浮狀態存在，懸浮的瀝青質膠束表面被膠質和蠟質包裹，當大量天然氣侵入會溶解包裹瀝青質的保護“殼”，瀝青質帶電荷，會大量集結在一起，即脫瀝青作用[27]。在油氣成藏過程中，大量氣侵發生脫瀝青質作用形成濕氣藏或凝析氣藏的現象普遍存在[28-29]。瀘州古隆起核部邊緣古油藏原油在大量高演化干氣的侵入作用下，發生脫瀝青質作用，油中輕質烴類溶于氣中，導致干氣變成濕氣，甚至凝析氣，進而在圈閉中形成凝析氣藏；同時，從油中沉淀出的瀝青質被巖石吸附（圖5-b），呈襯邊狀附著在各類孔隙喉道邊緣，也有呈脈狀、片狀隨機分布在孔隙中，此類瀝青質反射率較低，實測反射率僅為0.45%～0.65%，這遠低于儲層的實際演化程度，主要分布于瀘州古隆起核部邊緣。如沈公山構造沈17井，晶間溶蝕孔見瀝青質襯邊分布，存在明顯的氣侵現象（圖6-e）；二里場構造二18井，鮞模孔邊緣見瀝青質襯邊，存在氣侵現象，也同時存在后期干凈溶孔，無瀝青充填，表現為多期油氣充注的特征（圖6-f）。由此可見，巖石孔隙充填氧化降解瀝青或邊緣吸附瀝青質，為古油藏存在與分布的證據；古油藏邊界以外巖石孔縫干凈，未見瀝青，也即瀝青質分布的外邊界，為古油藏的邊界，分布范圍與古隆起穹窿基本一致，即南部在付家廟、沈公山、二里場、李子壩一帶，東北部可擴展至丹風場構造，西部可達靈音寺、興隆場、孔灘、趙場等構造區（圖7、8）。

總體來看，瀘州古隆起核部嘉陵江組發育氧化降解瀝青，環核部邊緣瀝青質發育，之外地區未見瀝青分布，如李子壩局部、梁董廟、臨峰場等構造（圖6-g～i）。從核部往環核部邊緣地區，也存在由液態烴包裹體為主向氣態烴包裹體為主過渡的特征（圖6-j～l）。綜上表明，古油藏原油充注聚集分布于瀘州古隆起核部及核部邊緣，核部地區由于氧化降解瀝青封堵帶的存在，原油保存條件好，氣侵弱，形成油藏；核部邊緣氣侵強，原油因大量氣侵作用形成瀝青質吸附在儲層孔隙邊緣，即瀝青質襯邊，形成凝析油氣藏（含油氣藏）；之外地區則以后期高演化天然氣充注聚集為主[5,7,28]，表現為干氣藏（圖7、8）。

3.3 油氣分布規律

瀘州古隆起嘉陵江組儲層以“裂縫—孔隙型”為主，孔隙是主要的儲集空間，裂縫是主要的滲流通道，儲層以產氣為主，部分氣藏產油。勘探開發實踐表明，嘉陵江組自下而上存在3套原油主力產層：T1j1—T1j21、T1j2（T1j22—T1j23）和T1j3（T1j32、T1j33—T1j41），但以T1j1為主，占總產油量的81%。截至2023年3月，已累計產油82 000 t。根據嘉陵江組油氣產層及分布范圍可將瀘州古隆起劃分為4個區塊（圖9）[3]：①T1j1區塊，位于瀘州古隆起核部，即廣福坪、南井、陽高寺、納溪、丹鳳場、寶華場一帶，最老剝蝕到T1j3，T1j2以上地層均不存在，已累計產油32 000 t；②T1j2區塊，位于瀘州古隆起斜坡西北地區，包括鄧井關、靈音寺、界石場、荷包場等構造，已累計產凝析油100 t；③T1j3區塊，位于瀘州古隆起斜坡西北地區，即華鎣山深大斷裂斷下盤的宜賓、趙場、鄧井關、興隆場、自流井、黃家場一帶，已累計產凝析油5 000 t；④多產層區塊，位于瀘州古隆起斜坡東南地區，即長垣壩構造帶（付家廟、長垣壩、沈公山、五通場、打鼓場、太和場及旺隆場）及石龍峽、同福場、鐵廠溝一帶，T1j1、T1j2和T1j3均產油，已累計產原油量超過44 000 t。這種分布特征與嘉陵江組古隆起演化密切相關，即古隆起核部因被剝蝕，產層發育少，且分布于下部；核部邊緣及斜坡區儲層發育較全，上下均有產層。

圖9 瀘州古隆起嘉陵江組各區塊原油累計產量分布圖

綜合統計結果表明，中質油或輕質油主要集中在瀘州古隆起核部地區，位于得勝向斜、納溪構造一帶；凝析油主要產自環古隆起核部邊緣地區，位于付家廟、沈公山、納溪、白節灘、丹鳳場等構造。總體來看，從古隆起核部至斜坡區，直到凹陷區，存在由中質油、輕質油、凝析油至天然氣的變化趨勢，原油比重、黏度、含量蠟由核部向外具有逐漸降低的特征，天然氣具有從核部至外圍存在由濕氣至干氣的變化趨勢。同時，從核部至核部邊緣環帶油產量也呈現成倍增長的趨勢，這一油氣分布的變化趨勢與瀘州古隆起的演化、古油藏的演變密切相關，即瀘州古隆起的演化和古油藏的演變共同控制了該區現今的油氣分布格局。

4 古油藏油氣勘探開發前景

4.1 古油藏規模

志留系為廣海陸棚環境沉積的一套泥質巖類，沉積中心位于瀘州地區，與瀘州古隆起基本重疊，沉積物以暗色、灰綠色泥頁巖為主。烴源巖主要為下部的龍馬溪組黑色頁巖和深灰色泥巖，厚度多為250～650 m，其中，黑色優質頁巖厚度多為50～90 m，最大厚度可達120 m；有機碳含量為0.50%～4.88%，平均值為1.69%；有機質類型主要為腐泥型，鏡下呈無定型，顯微組分中腐泥組含量達58%～92%；等效鏡質體反射率約為2.6%，處于過成熟早期階段。綜上分析結果表明，志留系暗色泥質巖屬好烴源巖，生烴能力強，在古隆起區生烴強度達80×108～280×108m3/km2，為優質烴源巖。瀘州古隆起西北部發育華鎣山深大斷裂、東部發育中梁山深大斷裂、南部發育納溪基底斷裂，3條大斷裂控制了瀘州古隆起的發育形態，導致其在印支期定型為大型穹窿，嘉陵江組灘相發育，儲層優質，儲集條件好，為油氣運聚的長期指向區，并且處于3條大斷裂的夾持區域，原油的運移方式以控制古隆起發育的3條深大斷裂為縱向運移為主，并向古隆起核部橫向和翼部推進富集成藏。結合古構造恢復、古隆起演化及瀝青分布可知，瀝青質的外邊界即為古油藏的邊界，從而估算出瀘州古隆起嘉陵江組古油藏面積為8 000 km2，高度為 136 m（圖10）。由此可見，該古油藏原始規模巨大，瀝青封堵帶下的原油特別是后期氣源充注形成的含油氣藏具有較大的勘探開發潛力。

圖10 瀘州古隆起嘉陵江組古油藏油氣有利勘探區帶圖

4.2 勘探開發前景

瀘州古隆起華鎣山深大斷裂附近，氧化降解瀝青分布廣，圈閉條件差，油氣不易保存，不作為有利區。以往嘉陵江組油氣勘探主要集中于背斜構造區，以“沿長軸、占高點”為布井模式，在瀘州古隆起背景上的向斜及斜坡構造勘探程度低。通過古油藏形成與演變分析，不僅古隆起核部向斜區原油具有一定的勘探開發潛力，而且古隆起核部邊緣環帶也具有形成大規模含油氣藏的條件[30]。其中，西北環帶處于華鎣山深大斷裂下盤，面積約為1 000 km2，嘉陵江組上部灘相儲層發育且局部存在石膏蓋層，為含油氣藏的有利勘探區；東南部環帶面積達3 500 km2，且嘉陵江組石膏蓋層厚度大、分布廣，灘相儲層發育，地層剝蝕少、分布全，古油藏原油保存條件好，并處于志留系海相烴源的生烴中心，存在多條深層烴源斷層溝通，有利于早期原油保存及后期天然氣充注氣侵，為含油氣藏的有利勘探區；古隆起核部存在瀝青封堵帶，氣侵弱，為原油分布區，面積約為2 000 km2，目前，隨著開采工藝及水平井壓裂技術的進步，商業開采價值大，該區可劃分為以油藏為主的有利勘探區（圖10）。綜上所述，瀘州古隆起勘探程度較低的向斜及斜坡構造是未來油藏及含油氣藏勘探開發的重要領域。

5 結論

1）利用全烴地球化學方法，通過全油碳同位素、輕烴及生物標志化合物的油—油、油—巖對比，確認瀘州古隆起嘉陵江組原油及凝析油具有海相成因特征，主力烴源來自志留系。

2）瀘州古隆起核部剝蝕強，導致印支期嘉陵江組古油藏上部次生變化為氧化降解瀝青，形成瀝青封堵帶，下部原油得以保存，通過開采工藝及水平井壓裂技術的應用，仍可獲得較大的商業價值；環古隆起核部邊緣剝蝕弱，古油藏原油保存條件好，烴源斷層發育，后期氣侵強，瀝青質襯邊分布廣，形成高產含油氣藏。

3）瀘州古隆起古油藏規模巨大，古隆起的演化和古油藏的演變控制了該區油氣分布格局；核部為油藏有利勘探區，核部邊緣為含油氣藏有利勘探區；古隆起眾多勘探程度較低的向斜及斜坡構造是未來油藏及含油氣藏勘探開發的重要領域。