李宏濤

（1. 中國石化石油勘探開發(fā)研究院；2. 中國石化海相油氣藏開發(fā)重點實驗室）

臺內(nèi)鮞粒灘氣藏成藏過程與模式
——以川東北河壩地區(qū)下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組三段為例

李宏濤1,2

（1. 中國石化石油勘探開發(fā)研究院；2. 中國石化海相油氣藏開發(fā)重點實驗室）

結(jié)合區(qū)域沉積埋藏史和構(gòu)造演化史，對川東北河壩地區(qū)下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組三段臺內(nèi)鮞粒灘灰?guī)r氣藏的氣體來源、成藏期次和成藏過程進(jìn)行研究。根據(jù)單體烴碳同位素測試結(jié)果判斷氣源主要來自下伏上二疊統(tǒng)吳家坪組（或龍?zhí)督M）。流體包裹體均一溫度分析表明飛三段經(jīng)歷了多期油氣生成運移活動，主要集中在晚侏羅世—早白堊世，與上二疊統(tǒng)烴源巖的生氣高峰相匹配，代表了主要成藏期。河壩地區(qū)構(gòu)造在印支期形成雛形，侏羅紀(jì)—早白堊世為相對穩(wěn)定階段，晚白堊世燕山晚期是構(gòu)造形成的主要階段，新生代喜馬拉雅期為構(gòu)造復(fù)雜化階段。預(yù)測沉積微古地貌高地、斷裂或裂縫相對發(fā)育區(qū)和古今構(gòu)造發(fā)育區(qū)為川東北地區(qū)臺內(nèi)灘鮞?；?guī)r氣藏發(fā)育有利區(qū)。圖7表2參36

四川盆地；河壩地區(qū)；飛仙關(guān)組三段；氣源分析；流體包裹體；熱演化史；成藏期次

0 引言

四川東北部（簡稱川東北）是四川盆地油氣勘探的重要探區(qū)之一。繼宣漢—達(dá)州地區(qū)海相層系發(fā)現(xiàn)普光、毛壩場等含氣構(gòu)造帶之后，通江—南江—巴中構(gòu)造（簡稱通南巴構(gòu)造）河壩地區(qū)發(fā)現(xiàn)下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組三段（簡稱飛三段，T1f3）氣藏。截止到2011年已提交探明儲量數(shù)百億立方米，展示了該區(qū)飛三段氣藏具有一定的勘探、開發(fā)潛力[1-3]。川東北地區(qū)發(fā)育多套海相烴源巖，目前大多處于高—過成熟熱演化階段，導(dǎo)致油氣來源具有多樣性，油氣系統(tǒng)錯綜復(fù)雜[1,4-5]。河壩地區(qū)飛三段氣藏臺內(nèi)灘鮞粒灰?guī)r儲集層與川東北其他地區(qū)普遍存在的臺緣鮞粒白云巖儲集層在形成機(jī)理上存在明顯的區(qū)別[6]。本文利用河壩地區(qū)飛三段氣樣和巖心樣品，進(jìn)行單體烴碳同位素、儲集層中方解石的流體包裹體均一溫度測試，結(jié)合沉積埋藏?zé)嵫莼泛蜆?gòu)造演化史，綜合分析飛三段氣藏的氣源、成藏期次和成藏過程，總結(jié)臺內(nèi)灘鮞?；?guī)r氣藏形成模式，為河壩地區(qū)飛三段氣藏的進(jìn)一步勘探開發(fā)評價提供依據(jù)。

1 地質(zhì)背景及地層特征

四川盆地基底在川東北米倉山、大巴山一帶稱為火地婭群，主要為前震旦系中上元古界變質(zhì)巖，震旦紀(jì)—古生代—早中生代經(jīng)歷多次沉降與隆升變遷，沉積了海相碳酸鹽巖及少量碎屑巖。印支期以來，伴隨著北部秦嶺海槽的關(guān)閉，米倉山逆沖推覆構(gòu)造帶形成，自三疊紀(jì)中晚期開始，逐漸抬升隆起，褶皺成山，并在山前發(fā)育了大型前陸盆地陸相碎屑巖沉積。喜馬拉雅期以隆升、剝蝕為主，形成了現(xiàn)今構(gòu)造面貌。

通南巴構(gòu)造位于四川盆地東北緣，大致呈東北向展布，其北側(cè)為秦嶺造山帶南緣的米倉山?jīng)_斷構(gòu)造帶，東北側(cè)為大巴山前緣弧形推覆構(gòu)造帶，南鄰川中平緩構(gòu)造帶[7]，被北西—北北西向斷層進(jìn)一步分割為南陽場、涪陽壩、黑池梁3個次級構(gòu)造[7-11]。河壩地區(qū)位于通南巴構(gòu)造南陽場次級構(gòu)造最東端，東部有斷層遮擋，西部為一北東走向的斷背斜，頂部寬緩，兩翼較陡，在較深部位發(fā)育近東西向斷層[7,12]（見圖1）。

圖1 川東北區(qū)域構(gòu)造劃分及河壩地區(qū)構(gòu)造特征

受盆地性質(zhì)和區(qū)域構(gòu)造特征的控制，川東北地區(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)等多套烴源巖[8]。下寒武統(tǒng)筇竹寺組黑色頁巖、炭硅質(zhì)頁巖分布廣泛，但在海西晚期已進(jìn)入成熟階段，并在早三疊世達(dá)到生烴高峰。川北地區(qū)下志留統(tǒng)龍馬溪組烴源巖以盆地相黑色頁巖和深灰色泥巖為主，底部暗色泥巖厚度10～20 m，有機(jī)碳含量一般在2%以上，有機(jī)質(zhì)類型為I型，如河壩1井鉆遇龍馬溪組上部的灰色泥巖13個樣品有機(jī)碳含量為0.4%～1.0%，平均0.6%。下二疊統(tǒng)烴源巖發(fā)育在棲霞組中上部到茅口組底部，通南巴地區(qū)厚度在百米以上，有機(jī)質(zhì)類型為Ⅰ—Ⅱ1型，21個樣品有機(jī)碳含量為0.20%～1.23%，多數(shù)小于0.5%，該套烴源巖對川東北三疊系氣藏貢獻(xiàn)較小[4]。上二疊統(tǒng)烴源巖發(fā)育于吳家坪組（龍?zhí)督M）和大隆組（長興組），巖性以泥巖和泥灰?guī)r為主，如河壩1井鉆遇上二疊統(tǒng)暗色泥巖厚52 m，暗色泥灰?guī)r厚35 m[5]，有機(jī)質(zhì)類型以Ⅲ型為主，有機(jī)質(zhì)豐度高，11個樣品有機(jī)碳含量為0.32%～4.62%，平均值高達(dá)2.13%，是通南巴構(gòu)造乃至川東北地區(qū)另一套重要的以生氣為主的烴源巖，目前處于過成熟階段。

四川盆地下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組發(fā)育飛一、飛二、飛三、飛四4個含氣層段。河壩地區(qū)在飛一—飛二段沉積期處于陸棚區(qū)，主要巖性為位于頂部的棕紅色灰?guī)r及灰色泥晶灰?guī)r，其中棕紅色灰?guī)r反映海平面的下降，是氧化環(huán)境的產(chǎn)物，與上覆飛三段地層呈不整合或假整合接觸。在飛三—飛四段進(jìn)入臺地沉積期：①飛三段早—中沉積期為開闊臺地，沉積微相為臺內(nèi)灘和灘間微相。臺內(nèi)灘以亮晶鮞?；?guī)r為主，孔隙類型主要為粒內(nèi)溶孔、鑄?？祝b粒粒間主要被方解石膠結(jié)，為儲集巖發(fā)育的有利微相；灘間微相以微晶灰?guī)r、泥灰?guī)r為主，夾少量砂屑灰?guī)r[6]?？v向上，臺內(nèi)淺灘沉積與灘間沉積多為韻律互層，下部為灘間，上部為淺灘，構(gòu)成向上變淺沉積序列[6]。②飛三段沉積晚期—飛四段沉積期演變?yōu)榫窒夼_地沉積，發(fā)育瀉湖及潮坪微相，主要巖性為泥晶灰?guī)r夾薄層生物粒屑灰?guī)r條帶、膏巖及棕紅色白云巖等，反映晚期的海退和暴露，與上覆嘉陵江組呈暴露不整合接觸。

2 樣品來源及實驗儀器

巖心樣品采自河壩地區(qū)飛三段鮞?；?guī)r段，氣樣直接采自于試采井井口。

按照天然氣的組成分析氣相色譜法國家標(biāo)準(zhǔn)[13]，利用高精度Varian CP-3800氣相色譜儀完成氣體組分分析。采用PDB標(biāo)準(zhǔn)在MAT253儀器上（精度±0.15‰）進(jìn)行單體烴碳同位素測量。分析測試由無錫石油地質(zhì)研究所實驗研究中心完成。

流體包裹體分析是在制作雙面拋光薄片的基礎(chǔ)上，使用日本產(chǎn)E400-NIKON雙通道熒光-透射光顯微鏡（配Olympus 100倍8 mm長焦工作鏡頭）進(jìn)行流體包裹體熒光觀察，使用英國Linkam公司產(chǎn)品THMS 600G冷熱臺（精度±0.1℃）測定流體包裹體的均一溫度和冰點。分析測試由中國地質(zhì)大學(xué)（武漢）資源學(xué)院石油系微觀烴類檢測實驗室完成。

3 氣體碳同位素特征及氣源分析

河壩地區(qū)天然氣組分甲烷含量95.08%～97.45%，CO2含量0.17%～0.72%，N2含量1.89%～3.62%，含少量He，不含H2S，屬于典型的干氣（見表1）。

表1 河壩及元壩、普光地區(qū)飛仙關(guān)組氣藏氣體組分及單體烴碳同位素特征

研究表明，對于單一來源的有機(jī)成因烷烴氣而言，甲烷及其同系物的碳同位素呈δ13C1<δ13C2<δ13C3正序排列[14]。表1數(shù)據(jù)顯示河壩1井的碳同位素呈δ13C1<δ13C2、δ13C2>δ13C3倒轉(zhuǎn)排列，河壩2、河壩102井的碳同位素呈δ13C1>δ13C2>δ13C3負(fù)序排列[4-5]。據(jù)前人研究，以下5種原因會造成碳同位素呈非正序排列：①某一烷烴氣組分被細(xì)菌氧化；②有機(jī)氣和無機(jī)氣的混合；③腐泥型和腐殖型氣的混合；④同一類型但成熟度不同的兩個層段烴源巖生成氣的混合；⑤同一層段烴源巖在不同成熟階段生成氣的混合[14-15]。

河壩地區(qū)飛三段氣藏埋深在5 000 m左右，可以排除細(xì)菌氧化原因。四川盆地構(gòu)造相對穩(wěn)定，缺乏無機(jī)成因氣從地幔向上運移的通道，氦同位素值也顯示殼源成因[16]，表明幔源氣的貢獻(xiàn)幾乎不存在，可以排除有機(jī)氣和無機(jī)氣混合的原因。在漫長的地質(zhì)演化過程中，川東北地區(qū)發(fā)育下寒武統(tǒng)、下志留統(tǒng)和上二疊統(tǒng)等多套烴源巖，目前普遍處于高—過成熟演化階段，曾發(fā)生多期生排烴，且源巖早期演化過程中生成的可溶有機(jī)質(zhì)（分散可溶有機(jī)質(zhì)和古油藏）在后期演化過程中也可裂解成氣，因此，現(xiàn)在聚集成藏的天然氣為不同類型氣源的混合，或烴源巖在不同成熟階段生成氣的混合。根據(jù)天然氣成因鑒別圖版[17]，河壩地區(qū)飛三段氣藏天然氣主要分布在煤型氣和油型氣混合倒轉(zhuǎn)區(qū)、煤型氣區(qū)（見圖2）；天然氣組分與δ13C1鑒別圖版[17]顯示河壩地區(qū)天然氣主要分布在無機(jī)氣和煤型氣混合區(qū)（見圖3），成因類型與元壩地區(qū)部分氣藏接近，但與普光、毛壩地區(qū)的典型油型裂解氣存在一定差別[18]?？紤]到本區(qū)無機(jī)氣貢獻(xiàn)幾乎可以不計，綜合分析認(rèn)為，本區(qū)天然氣可能以煤型氣為主，混入了少量油型氣。天然氣的甲烷及其同系物的碳同位素組成是劃分天然氣成因類型、判識來源的重要標(biāo)志。δ13C1值受生氣母質(zhì)類型和成熟度的共同影響，通常各類油型氣的δ13C1值的范圍：原油伴生氣為-48‰～-40‰、凝析油伴生氣為-40‰～-36‰、高溫裂解氣為大于-36‰[19]。河壩氣藏δ13C1值大于-30‰，表明高溫裂解氣的可能性更大。河壩地區(qū)飛三段氣藏δ13C1值為-29.2‰～-27.7‰，δ13C2值為-29.4‰～-26.7‰。川東北地區(qū)上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M烴源巖干酪根δ13C值為-28.2‰～-26.5‰，成熟度較高，Ro值達(dá)2.0%以上，有機(jī)質(zhì)演化程度已達(dá)干氣階段[20]。而下志留統(tǒng)—下二疊統(tǒng)烴源巖干酪根的碳同位素通常小于-28.8‰，尤其是下寒武統(tǒng)烴源巖干酪根的碳同位素通常小于-31.5‰（見圖4），考慮到河壩地區(qū)天然氣同位素不應(yīng)該比烴源巖干酪根的同位素更重[20-21]，因此，相對于寒武系、下志留統(tǒng)及下二疊統(tǒng)，上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M、大隆組內(nèi)部的炭質(zhì)泥巖為河壩地區(qū)飛三段氣藏主要氣源巖的可能性更大。

圖2 δ13C1-δ13C2-δ13C3鑒別圖版

圖3 δ13C1-C1/C2+3鑒別圖版

圖4 河壩地區(qū)飛三段氣藏單體烴與潛在氣源巖干酪根同位素對比

前人分析認(rèn)為川東北普光氣田天然氣主要源自古油藏的二次裂解以及下志留統(tǒng)、二疊系干酪根的熱裂解，川東地區(qū)長興組生物礁及飛仙關(guān)組鮞粒灘氣藏中的固態(tài)瀝青則被認(rèn)為是古油藏裂解成氣的直接證據(jù)[22-24]。河壩地區(qū)飛三段氣藏天然氣組分中甲烷含量為95.08%～97.45%、干燥系數(shù)大于0.95、甲烷碳同位素偏重（δ13C1>-30‰），屬于典型的過成熟干氣[22]，且儲集層巖心中未見有瀝青，綜合以上氣源分析認(rèn)為該區(qū)天然氣主要來自上二疊統(tǒng)干酪根在不同成熟階段的裂解氣，下志留統(tǒng)烴源巖或異地古油藏裂解氣也具有一定貢獻(xiàn)[25]，考慮到下二疊統(tǒng)烴源巖在本區(qū)總體欠發(fā)育，因而貢獻(xiàn)甚微。

4 流體包裹體分析與成藏期次

孔、洞、縫中的充填物及成巖礦物中烴類包裹體熒光特征觀察結(jié)果是沉積盆地油氣運移、油氣藏充注最直接的證據(jù)[26-27]。與烴類包裹體伴生的（含烴）鹽水包裹體亦是油氣運移聚集過程中被捕獲的物質(zhì)，記錄了油氣聚集的環(huán)境和時間，其均一溫度可代表包裹體的捕獲溫度[28]，大致相當(dāng)于油氣進(jìn)入儲集層時的溫度，結(jié)合沉積盆地?zé)嵫莼罚ü诺販靥荻龋┖蛢瘜拥穆癫厥罚纯纱_定包裹體形成時的地層埋深及對應(yīng)的地質(zhì)時代，據(jù)此確定油氣藏的形成時間是目前研究油氣成藏期次、成藏史最常用、最有效的方法[26-34]。

在河壩地區(qū)飛三段儲集層（褐）灰色鮞粒砂屑灰?guī)r及微晶灰?guī)r的裂縫充填方解石脈中、鮞粒粒間充填方解石晶體中發(fā)現(xiàn)了很多不發(fā)熒光純氣相天然氣包裹體（見圖5a、圖5b）和大量氣液兩相包裹體（見圖5c），這是發(fā)生過烴類氣體充注最重要的證據(jù)。對與天然氣包裹體伴生的氣液兩相包裹體進(jìn)行均一溫度、終融化溫度（冰點溫度）測試發(fā)現(xiàn)，一些含少量CH4的鹽水包裹體冰點溫度大于零（多為0～10 ℃），激光拉曼探針分析也進(jìn)一步證實了這些含烴鹽水包裹體的存在。分析認(rèn)為，含烴鹽水包裹體在冷卻過程中因溫度下降和結(jié)冰膨脹造成壓力升高，形成甲烷水合物，在升溫融化時需要吸收額外的熱量，造成鹽水包裹體的冰點溫度大于零。

圖5 河壩地區(qū)飛三段氣藏?zé)N類包裹體分布與（含烴）鹽水包裹體均一溫度

流體包裹體分期依據(jù)兩點原則：一是選取具有相同產(chǎn)狀和相似氣液比的流體包裹體組合；二是均一溫度大致按15 ℃間隔分期。鹽水包裹體檢測到Th1—Th5共5期流體活動（見表2、圖5c—5f），其中Th5期流體均一溫度較高（218.2～232.1 ℃），顯然超出了飛三段地層所經(jīng)歷的最高溫度（見圖6），表明儲集層可能經(jīng)歷了包括熱液流體等在內(nèi)的深埋溶蝕的次生改造[6]。含烴鹽水包裹體檢測到Th1—Th4共4期流體活動（見表2、圖5c），均一溫度具有似連續(xù)分布的特征。進(jìn)一步對含烴流體包裹體及其伴生鹽水包裹體的均一溫度區(qū)間進(jìn)行成藏期次劃分，大致可以劃分為3個區(qū)間（110～120 ℃、140～170 ℃、190～208 ℃），代表河壩地區(qū)飛三段氣藏主要的成藏期。

表2 河壩地區(qū)飛三段氣藏流體包裹體均一溫度統(tǒng)計及分期表

利用Petromod軟件，在河壩地區(qū)沉積埋藏史、熱演化史、生排烴史等盆地模擬綜合分析的基礎(chǔ)上，結(jié)合儲集層成巖演化史[6]、圈閉形成演化史等研究結(jié)果，對河壩地區(qū)飛三段氣藏成藏期次與成藏事件圖（見圖6）進(jìn)行如下分析。

晚志留世—石炭紀(jì)，寒武系烴源巖處于未成熟—低成熟階段，可能有少量液態(tài)烴生成，志留系烴源巖則基本未成熟。

早二疊世，寒武系烴源巖在整個河壩地區(qū)進(jìn)入以低成熟為主的低成熟—成熟階段，志留系烴源巖局部地區(qū)進(jìn)入低成熟階段，生成的烴類大多就近儲集在寒武系和（或）志留系中。

晚二疊世—中三疊世，寒武系烴源巖逐漸進(jìn)入生烴高峰，志留系烴源巖廣泛進(jìn)入低成熟階段，以生油為主，上、下二疊統(tǒng)烴源巖在通南巴構(gòu)造東北部開始進(jìn)入低成熟階段。

晚三疊世，寒武系烴源巖進(jìn)入成熟階段，志留系烴源巖開始進(jìn)入成熟階段，二疊系烴源巖主要處于低成熟階段，此時印支運動導(dǎo)致米倉山開始隆升，河壩地區(qū)構(gòu)造圈閉形成雛形，飛三段鮞粒灘儲集層亦開始形成巖性圈閉，志留系烴源巖生成的少量烴類氣體可能沿斷裂運移進(jìn)來。

侏羅紀(jì)—早白堊世，川東北通南巴地區(qū)烴源巖熱演化程度大幅增加，寒武系和志留系烴源巖逐漸達(dá)到生氣高峰及過成熟階段，上、下二疊統(tǒng)烴源巖熱演化程度增加較快，在晚侏羅世—早白堊世進(jìn)入主生烴階段。將測試的流體包裹體均一溫度與飛三段地層所經(jīng)歷的溫度進(jìn)行對比發(fā)現(xiàn)，河壩地區(qū)飛三段氣藏主要經(jīng)歷了多期烴類充注的成藏過程，成藏期也集中在晚侏羅世—早白堊世，在構(gòu)造運動期次上與燕山早期、燕山中期的隆升侵蝕相對應(yīng)。因此，這一時期的上二疊統(tǒng)烴源巖生烴與飛三段成藏匹配條件良好，油氣可能沿早、中燕山構(gòu)造運動形成的斷層運移到飛三段儲集層中富集，形成原生型氣藏。

晚白堊世—現(xiàn)今，烴源巖均經(jīng)歷高—過成熟的演化階段，生烴作用相對較弱，但第3期烴類流體活動大致與晚白堊世的燕山晚期造山運動時期相當(dāng)，表明這一階段也是該氣藏的重要形成時期之一，烴類氣體可能來自其他異地油氣藏的熱裂解及調(diào)整改造。隨著該區(qū)整體隆升遭受強(qiáng)烈剝蝕，地層溫度逐漸降低，生烴作用逐漸停止。同時，盆地東面的大巴山向盆內(nèi)強(qiáng)烈擠壓形成斷層，已有油氣藏進(jìn)入強(qiáng)烈的改造階段。

5 成藏過程與成藏模式

利用二維地震剖面層位精細(xì)解釋結(jié)果（測線位置見圖1），進(jìn)行圈閉構(gòu)造演化分析，結(jié)合該區(qū)的成藏期次總結(jié)成藏演化模式（見圖7）。

河壩地區(qū)飛三段沉積時期，（準(zhǔn)）同生期粒內(nèi)溶孔、鑄模孔鮞?；?guī)r儲集層發(fā)育[6]，與上覆飛四段泥巖構(gòu)成良好的儲、蓋組合。盡管此時寒武系烴源巖進(jìn)入生烴高峰，但缺乏必要的輸導(dǎo)條件，對河壩氣藏聚集的天然氣貢獻(xiàn)甚微（見圖7a）。

中晚三疊世，在印支運動西北方向擠壓作用下，河壩地區(qū)構(gòu)造初具雛形，為油氣運移的有利指向區(qū)，志留系烴源巖進(jìn)入生烴高峰，生成的部分天然氣在河壩地區(qū)聚集，但此時構(gòu)造處于坳陷深凹區(qū)，構(gòu)造面積大、幅度小、兩翼極平緩，故捕獲早期油氣的能力較差，河壩1井巖心中少見瀝青、輕質(zhì)油等證實了以上推測（見圖7b）。

圖6 河壩地區(qū)熱演化史、飛三段氣藏成藏期次與成藏事件圖（P1—下二疊統(tǒng)；P2—上二疊統(tǒng)；T1f—下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組；T1j—下三疊統(tǒng)嘉陵江組；T2l—中三疊統(tǒng)雷口坡組；T3x—上三疊統(tǒng)須家河組；J1z—下侏羅統(tǒng)自流井組；J2q—中侏羅統(tǒng)千佛崖組；J2s—中侏羅統(tǒng)沙溪廟組；K1—下白堊統(tǒng)）

晚侏羅世—早白堊世，志留系烴源巖進(jìn)入生氣高峰，二疊系烴源巖進(jìn)入生油氣高峰，亦是早期及中期燕山運動活躍的主要階段，在時間上分別與流體包裹體均一溫度數(shù)據(jù)所反映的Th1期（第1期成藏）和Th2+Th3期（第2期成藏）成藏相對應(yīng)。早期燕山運動導(dǎo)致米倉山隆起并向南擠壓，使河壩地區(qū)構(gòu)造雛形進(jìn)一步加強(qiáng)，幅度略有增加[8]。燕山運動中期，構(gòu)造擠壓進(jìn)一步增強(qiáng)，河壩地區(qū)演變成向南傾斜斜坡，自此長期處于氣勢梯度變化帶[1]。該階段深埋流體活躍，埋藏溶蝕作用使得早期形成的粒內(nèi)溶孔、鑄?？柞b?；?guī)r儲集層物性進(jìn)一步改善，與微斷裂交織形成油氣運移聚集的主要輸導(dǎo)體系[6]，有利于油氣運聚，所以鮞粒粒間方解石膠結(jié)物中該期含烴流體包裹體的豐度較高，因此燕山中期應(yīng)是成藏的主要階段。隨著熱演化程度的進(jìn)一步增高，烴源巖干酪根生成的天然氣和疑似早期形成的液態(tài)烴裂解氣在此聚集，導(dǎo)致河壩地區(qū)飛三段氣藏天然氣碳同位素呈現(xiàn)倒轉(zhuǎn)的特征（見圖7c）。

圖7 河壩地區(qū)構(gòu)造演化及飛三段氣藏成藏模式示意圖

晚白堊世—新生代，燕山運動晚期，受周緣山系進(jìn)一步擠壓，四川盆地北部形成北東向構(gòu)造，為河壩地區(qū)構(gòu)造形成的主要階段。此時的河壩地區(qū)構(gòu)造僅是北東向簡單背斜，構(gòu)造幅度與現(xiàn)今相近，強(qiáng)烈的構(gòu)造運動導(dǎo)致流體活躍，時間上大致與（含烴）鹽水包裹體均一溫度反映的Th4期（第3期成藏）相當(dāng)，但烴源巖基本已過成熟，因此烴類氣體可能來自異地油氣藏的熱裂解及調(diào)整運移。進(jìn)入喜馬拉雅期，由于大巴山構(gòu)造應(yīng)力體系的影響，造成北西向斷裂對通南巴構(gòu)造主體的改造和疊加，致使通南巴背斜在喜馬拉雅晚期演變?yōu)槭鼙蔽飨驍嗔逊指畹亩喔唿c構(gòu)造帶。河壩地區(qū)受斷裂影響相對較弱，基本保留了燕山期原型氣藏的特征，但受構(gòu)造擠壓的影響，背斜構(gòu)造規(guī)模和幅度有所增加，并導(dǎo)致氣藏進(jìn)一步調(diào)整、改造，形成的大量裂縫改善了儲集層物性[1]。該時期氣藏已經(jīng)定型，構(gòu)造整體大幅度抬升，構(gòu)造擠壓作用導(dǎo)致氣藏壓力有所增加，形成高壓氣藏。因此喜馬拉雅期是河壩地區(qū)飛三段氣藏的改造和調(diào)整階段（見圖7d）。

河壩地區(qū)飛三段臺內(nèi)鮞粒灘氣藏與普光、毛壩地區(qū)臺緣鮞粒灘氣藏成藏過程具有相似之處，二者均大致經(jīng)歷了3期成藏過程，且成藏期地層經(jīng)歷的溫度區(qū)間相近，均經(jīng)歷了“多期成藏、晚期定位”的成藏過程[23,35]，這與川東北區(qū)域具有相近的烴源巖生排烴史、油氣運聚史和構(gòu)造演化史密不可分。與普光、毛壩地區(qū)不同的是[36]，河壩地區(qū)飛三段鮞?；?guī)r儲集層深埋溶蝕作用相對較弱，總體具有“早期儲集層形成、中期多期成藏、晚期調(diào)整定型”的成藏過程與成藏模式。原始的微古構(gòu)造、古沉積高地控制的成巖相帶有助于暴露型臺內(nèi)鮞粒灘儲集層的早期形成，必要的源儲運移通道（主要為斷裂和裂縫）保障了天然氣的多期成藏，早于主生氣期或與生氣期同期形成的古構(gòu)造有利于天然氣聚集與晚期定位，這些因素的有利配置控制了河壩地區(qū)飛三段臺內(nèi)鮞粒灘氣藏的分布。根據(jù)河壩地區(qū)飛三段氣藏成藏過程與成藏模式，預(yù)測沉積微古地貌高地、斷裂或裂縫相對發(fā)育區(qū)和古今構(gòu)造發(fā)育區(qū)為川東北地區(qū)臺內(nèi)灘鮞粒灰?guī)r氣藏發(fā)育有利區(qū)。

6 結(jié)論

不同成熟度或不同類型的多種氣源混合導(dǎo)致河壩地區(qū)飛三段臺內(nèi)鮞粒灘氣藏天然氣同位素呈現(xiàn)非正序列，樣品的δ13C2值與上二疊統(tǒng)干酪根的δ13C值接近，而與其他潛在烴源巖干酪根δ13C值相差較遠(yuǎn)，具有來源于煤型氣烴源巖的特征，判斷氣源主要來自下伏的上二疊統(tǒng)吳家坪組（或龍?zhí)督M）。

流體包裹體均一溫度分析顯示氣藏經(jīng)歷了3期含烴流體活動，主要集中在晚侏羅世—早白堊世，與上二疊統(tǒng)烴源巖的生氣高峰相匹配，代表了主要成藏期。河壩地區(qū)構(gòu)造在印支期形成雛形，侏羅紀(jì)—早白堊世為相對穩(wěn)定階段，晚白堊世燕山晚期是構(gòu)造形成的主要階段，新生代喜馬拉雅期為構(gòu)造復(fù)雜化階段。

結(jié)合河壩地區(qū)沉積埋藏?zé)嵫莼?、圈閉形成演化史，對流體包裹體成藏期次進(jìn)行分析，認(rèn)為氣藏發(fā)生過多期油氣運移、聚集過程，主要發(fā)生在晚侏羅世—早白堊世，該時期也是氣藏成藏的主要階段，在晚白堊世—新生代氣藏經(jīng)歷了調(diào)整和改造。

氣藏儲集層巖性為鮞?；?guī)r，深埋溶蝕作用相對較弱，預(yù)測沉積微古地貌高地、斷裂或裂縫相對發(fā)育區(qū)和古今構(gòu)造發(fā)育區(qū)為川東北地區(qū)臺內(nèi)灘鮞?；?guī)r氣藏發(fā)育有利區(qū)。

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（編輯 王暉）

Accumulation process and pattern of oolitic shoal gas pools in the platform: A case from Member 3 of Lower Triassic Feixianguan Formation in the Heba area, northeastern Sichuan Basin

LI Hongtao1,2
(1. Exploration and Production Research Institute, SINOPEC, Beijing 100083, China; 2. Key Laboratory for Marine oil and Gas Exploitation, SINOPEC, Beijing 100083, China)

Combined with the regional sedimentary burial history and trap tectonic evolution history, the gas source, pool-forming periods and accumulation process of the oolitic shoal limestone gas pool in the Lower Triassic Feixianguan Formation Member 3 were researched in the Heba area of northeast Sichuan Basin. The gas source was mainly derived from the underlying Upper Permian Wujiaping Formation (or Longtan Formation) according to the analysis results of carbon isotopic compositions of individual hydrocarbons. The analysis of homogenization temperature for fluid inclusions shows, the gas pool has experienced multi-stage gas generation and migration, which occurred in the Late Jurassic to Early Cretaceous, matched with the generating peak of the Upper Permian source rocks, and represented the main period for hydrocarbon accumulation. The formation process of the Heba area had structural prototype in Indo-Chinese Epoch, and was relatively stable stage in the Jurassic to Early Cretaceous, and was formed like present structure in the Late Cretaceous, and was complicated in the Cenozoic Himalayan period. It is predicted that the sedimentary micro-paleogeomorphology highs, faults or fracture relative development area and the ancient-modern structure development zone are favorable for oolitic shoal limestone gas pools in Northeast Sichuan.

Sichuan Basin; Heba area; Feixianguan Formation Member 3; gas source analysis; fluid inclusions; thermal evolution history; pool-forming periods

國家科技重大專項（2011ZX05005-002）

TE122.2

A

1000-0747(2016)05-0723-10

10.11698/PED.2016.05.07

李宏濤（1977-），男，黑龍江巴彥人，博士，中國石化石油勘探開發(fā)研究院高級工程師，主要從事氣藏描述、儲集層地質(zhì)、地球化學(xué)研究工作。地址：北京市海淀區(qū)學(xué)院路31號，中國石化石油勘探開發(fā)研究院天然氣所，郵政編碼：100083。E-mail: liht.syky@sinopec.com

2015-12-15

2016-03-16