孫 瑋, 劉樹根, 宋金民, 鄧 賓, 王國芝, 吳 娟,焦 堃, 李金璽, 葉玥豪, 李智武, 李澤奇

(油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室(成都理工大學)，成都 610059)

疊合盆地古老深層碳酸鹽巖油氣成藏過程和特征
——以四川疊合盆地震旦系燈影組為例

孫 瑋, 劉樹根, 宋金民, 鄧 賓, 王國芝, 吳 娟,焦 堃, 李金璽, 葉玥豪, 李智武, 李澤奇

(油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室(成都理工大學)，成都 610059)

四川疊合盆地震旦系(埃迪卡拉系)燈影組是目前中國最古老的油氣產(chǎn)層,勘探歷史超過50年。其有效烴源巖主要是下寒武統(tǒng)筇竹寺組，儲集層主要為燈影組微生物白云巖與受桐灣運動影響形成的風化殼儲集層，直接蓋層為筇竹寺組泥巖；生儲蓋組合從層位上來講主要是上(新)生下(老)儲頂蓋型，從空間分布來講主要是旁生側(cè)儲頂蓋型。其油氣成藏過程為“四中心”(生烴中心、生氣中心、儲氣中心和保氣中心)耦合，生烴中心生成的油氣運移至古構(gòu)造形成古油藏(生氣中心)，古油藏內(nèi)石油深埋裂解形成古氣藏(儲氣中心)，受盆地內(nèi)晚期快速隆升和盆緣造山帶影響，燈影組古氣藏內(nèi)的天然氣沿燈影組頂不整合面再次發(fā)生長距離運移調(diào)整成藏或破壞，形成現(xiàn)今天然氣藏(保氣中心)。燈影組天然氣成藏或破壞有5種模式，即高石梯型、威遠型、通南巴型、焦石壩型和丁山-林灘場型。四川疊合盆地震旦系燈影組的長期勘探和深入研究揭示出疊合盆地古老深層碳酸鹽巖油氣成藏特征是：(1)烴源巖生物類型低等化和有機質(zhì)高演化；(2)儲集層成巖強度大、演化時間長，趨于致密化，上覆負荷作用可能導(dǎo)致深層儲集層質(zhì)量變差；(3)油氣成藏過程具烴態(tài)(固、液、氣)轉(zhuǎn)變和多階段性，油氣分布具有突出的差異性和多因素聯(lián)控；(4)油氣形成和保存的關(guān)鍵因素是烴源充足、保存條件佳和構(gòu)造穩(wěn)定。

疊合盆地；埃迪卡拉系; 燈影組；古老深層; 碳酸鹽巖；成藏過程

國內(nèi)外學者對深層古老含油氣系統(tǒng)已開展過較多的探索和研究。早有學者指出古生界全球性上升洋流沉積對于形成好的烴源巖有重要的作用[1]，美國Ohio寒武系-奧陶系油氣藏即與深層烴源巖有相關(guān)性[2]，提出Illinois盆地上奧陶統(tǒng)烴源巖油氣系統(tǒng)的存在[3]。美國Barnett頁巖的研究也構(gòu)建了以其為烴源的油氣系統(tǒng)(包括頁巖氣)[4]。加拿大也一直在研究奧陶系烴源巖特征[5]，近來也開始關(guān)注寒武系-奧陶系與志留系-泥盆系的生烴潛力，通過少量鉆井和一些露頭數(shù)據(jù)分析，結(jié)果表明寒武-奧陶系樣品有機碳含量較高，說明寒武-奧陶系具有較好的生烴條件[6]，并通過北部Hudson Bay盆地古生界油氣研究的實例指出加拿大古生界具有良好的勘探遠景[7]。有學者指出挪威南部富有機質(zhì)泥巖分布在寒武系、奧陶系和志留系內(nèi)，構(gòu)成了古生界油氣系統(tǒng)，具有較好的勘探前景[8]。此外，阿曼[9]、澳大利亞[10]、沙特[11]、伊拉克[12]都發(fā)現(xiàn)以下古生界為烴源巖的油氣系統(tǒng)。不僅如此，與之相關(guān)的次生油氣藏的形成和演化也有較好的實例[13-16]。這些都說明國外重視對深層古老油氣藏的勘探，尤其是岡瓦納大陸各板塊前寒武系含油氣系統(tǒng)[17-18],例如從澳大利亞到巴基斯坦、阿曼和華南板塊等。受控于前寒武紀冰期和間冰期作用，岡瓦納大陸普遍沉積了多套優(yōu)質(zhì)烴源巖(以張性裂谷盆地為主)，其上覆膏鹽層系同時為前寒武系含油氣系統(tǒng)提供了極佳的保存條件[18-20]，因而具有極大的勘探潛力。

2005年，倫敦大學Marghreb Petroleum Research Group(MRPG)在全球范圍內(nèi)倡導(dǎo)和發(fā)起對前寒武系油氣層系的研究高潮，聚焦于該套以全球性冰期和間冰期沉積建造為主的含油氣層系[17]，尤其是北非和印度北部地區(qū)。2006年英國倫敦、2008年印度查謨前寒武系含油氣系統(tǒng)研討會分別系統(tǒng)展示了這些系列野外考察和工作成果，其中部分成果先后在2009年和2012年以專輯形式發(fā)表[17,19]。它們極大地推進了印度、美洲、非洲和澳大利亞等地區(qū)的前寒武系含油氣系統(tǒng)的基礎(chǔ)研究工作。近年來, 國內(nèi)對于深層古老含油氣系統(tǒng)油氣勘探理論越來越重視。2015年“第八屆中國含油氣系統(tǒng)與油氣藏學術(shù)會議”以深層和古老含油氣系統(tǒng)作為會議主題，對未來中國深層勘探進行探討。中國陸上深層古老含油氣系統(tǒng)是未來重要的勘探領(lǐng)域[21-23]。

四川疊合盆地晚元古宇震旦系(埃迪卡拉系)燈影組(Z2dn)厚度0.4～1.3 km，是盆地沉積蓋層最底部第一套沉積穩(wěn)定、分布最廣的碳酸鹽巖建造(現(xiàn)今主要是白云巖)。四川疊合盆地內(nèi)鉆井(女基井、威28井)和露頭(峨眉山)證實在川中及周圍燈影組直接沉積于結(jié)晶基底巖漿巖之上(可能中間夾有厚度不均的陡山沱組)。目前的探井資料顯示, 燈影組在四川疊合盆地內(nèi)埋深從威遠地區(qū)的2.8～3.2 km(威遠氣田)、川中地區(qū)的4.9～5.5 km(高石梯氣田)，到川北地區(qū)>8 km(馬深1井), 川西地區(qū)埋深甚至超過10 km。因此, 四川疊合盆地燈影組具有古老、深層的雙重特點, 也是中國目前最古老的產(chǎn)油氣層位,對其研究具有重大的理論意義和實踐價值:①恢復(fù)疊合盆地多期構(gòu)造演化過程；②分析古老深層碳酸鹽巖優(yōu)質(zhì)儲層的形成和保持機理；③探討古老深層碳酸鹽巖油氣的成藏過程和機理；④揭示古老深層碳酸鹽巖油氣成藏富集規(guī)律和分布特征。

本文利用多年來研究四川疊合盆地燈影組的成果,并結(jié)合中國石油和中國石化豐富的油氣勘探資料，全面介紹四川疊合盆地燈影組的勘探歷程、基礎(chǔ)油氣地質(zhì)條件、古油藏及古氣藏特征以及油氣成藏過程，并對燈影組天然氣大規(guī)模長距離聚集和散失主控因素進行探討，揭示其分布特征, 供學術(shù)界和油氣勘探界參考和指正。

1 燈影組勘探歷程及勘探思路演變

1.1 勘探歷程

目前在四川疊合盆地燈影組發(fā)現(xiàn)2個氣田以及一個含氣區(qū)，即威遠氣田(1964年發(fā)現(xiàn))、高石梯氣田(2011年發(fā)現(xiàn))以及資陽含氣區(qū)(1993年發(fā)現(xiàn))。威遠氣田燈影組探明地質(zhì)儲量40.86×109m3，高石梯氣田探明地質(zhì)儲量369.7×109m3，資陽含氣區(qū)控制儲量10.2×109m3。威遠氣田是當時(1964年)發(fā)現(xiàn)的中國最大整裝氣田，高石梯燈影組氣田也是現(xiàn)今發(fā)現(xiàn)的特大型氣田之一。自威遠氣田發(fā)現(xiàn)以來, 四川疊合盆地一直沒有停止過對燈影組的勘探和研究，其勘探過程和持續(xù)研究推動了四川疊合盆地深層古老層位沉積-構(gòu)造的認識，也推動了中國深層古老油氣地質(zhì)理論的進展。概括起來燈影組勘探歷程可以分為以下4個階段[24-25]。

a.早期威遠氣田勘探階段：早在20世紀30年代就已經(jīng)認識到威遠地表構(gòu)造的存在，于40年代進行了鉆探工作，但未取得大的進展。1956年5月鉆探了威基井，1958年4月鉆至寒武系九老洞組未獲氣而停鉆; 1963年重新續(xù)鉆并在1964年燈影組見氣而發(fā)現(xiàn)威遠氣田[26]。1965年石油工業(yè)部在威遠構(gòu)造開始勘探大會戰(zhàn)。至今，威遠氣田震旦系共鉆井107口，探明地質(zhì)儲量40.86×109m3。

b.地表構(gòu)造勘探階段：20世紀70年代，在盆地邊緣及外圍具有明顯的地表構(gòu)造上鉆探了強1、會1、寧1、寧2、曾1、曾2、利1、鄂參1、李1、李2等鉆井，這些井均產(chǎn)水。在盆地內(nèi)武勝縣龍女寺構(gòu)造鉆探了女基井，燈影組測試結(jié)果(5 206～5 248 m井段)產(chǎn)氣3.5×103m3/d，產(chǎn)水4.69 m3/d，不具開發(fā)價值而失利。這一階段主要據(jù)地表構(gòu)造特征和燈影組儲層及埋藏深度較淺的地區(qū)進行勘探，并未考慮烴源巖條件，也未考慮保存條件，未能取得重大突破，勘探效果差，僅盆地內(nèi)女基井見氣顯示。

c.樂山-龍女寺古隆起勘探階段：20世紀80年代起至2000年之前，隨著樂山-龍女寺加里東古隆起的發(fā)現(xiàn)和深入研究，在古隆起軸部及斜坡帶擴大了燈影組的鉆探范圍，先后在自流井構(gòu)造、大窩頂構(gòu)造、天宮堂構(gòu)造、老龍壩構(gòu)造、資陽潛伏構(gòu)造、周公山構(gòu)造、安平店構(gòu)造、高石梯構(gòu)造等開展了以下古生界及燈影組為目的層的鉆探工作，除高科1井和安平1井見微氣，資1井發(fā)現(xiàn)1個含氣區(qū)外，其他井產(chǎn)水而失利。

1990年發(fā)現(xiàn)資陽地區(qū)存在燈影組古背斜圈閉，并于1993年開鉆資1井，試油燈影組產(chǎn)氣53.3×103m3/d，產(chǎn)水86 m3/d。1994年鉆探資2、資3井，資3井在燈二—燈三段產(chǎn)工業(yè)氣流，產(chǎn)氣量為115.4×103m3/d, 資2井僅產(chǎn)微氣及少量水。在外圍鉆探的資4井，震旦系僅產(chǎn)微氣，產(chǎn)水65.54 m3/d。圈閉內(nèi)資7井獲氣，產(chǎn)氣97.4×103m3/d，產(chǎn)水377 m3/d，圈閉上傾方向所鉆的資5、資6井測試僅產(chǎn)少量地層水和微氣。資陽地區(qū)共鉆井7口, 獲工業(yè)氣井3口(資1、資3、資7井), 水氣井1口(資5井)，其他井均產(chǎn)微氣(資2、資6井)或為水井(資4井)。資陽地區(qū)燈影組氣藏處在現(xiàn)今威遠構(gòu)造北翼的大單斜上，無明顯現(xiàn)今構(gòu)造圈閉，氣藏復(fù)雜，1995年資1、資3井區(qū)50 km2范圍提交控制儲量10.2×109m3。

這一階段，主要是從古隆起和現(xiàn)今圈閉的條件綜合考慮油氣地質(zhì)條件，利用威遠氣田的研究成果進行勘探，雖然有失利，但也有成功，特別是資陽含氣區(qū)的發(fā)現(xiàn)，揭示了除威遠氣田外，仍然有可能發(fā)現(xiàn)燈影組氣藏。

d.全盆地勘探階段：此階段中國石油與中國石化相繼在其勘探區(qū)塊內(nèi)進行燈影組鉆探工作。中石化在四川疊合盆地鉆探了7個構(gòu)造，在高石梯氣田突破前鉆探了丁山1井、林1井，在其后鉆探了金石1井、金頁1井、天星1井、焦石1井、永福1井和馬深1井，除金頁1井產(chǎn)氣外，其他均產(chǎn)水或不產(chǎn)氣而失利。其中最深的探井馬深1井，完鉆深度8 418 m，測試產(chǎn)氣100～10 000 m3，產(chǎn)水90 m3。

此階段中國石油在樂山-龍女寺古隆起區(qū)再次勘探，所鉆漢深1井產(chǎn)水而失利。2011年在高石梯構(gòu)造所鉆的高石1井燈影組測試產(chǎn)氣1.07×106m3/d，獲得重大突破。向外圍拓展勘探時所鉆的高石17井盡管沒有產(chǎn)氣，但證實了綿陽-長寧拉張槽的存在，隨后鉆探沿拉張槽東緣繼續(xù)勘探取得非常好的效果，至2016年提交高石梯構(gòu)造燈影組探明地質(zhì)儲量369.7×109m3，時隔50多年發(fā)現(xiàn)第二個燈影組大氣田。

四川疊合盆地燈影組經(jīng)過50多年的鉆探，共鉆探井30余口(表1、圖1)，分布于四川疊合盆地大部分地區(qū)，除川東、川西和川南外，基本上都有鉆達燈影組的探井，其成果(地質(zhì)、測井和地震資料)為四川疊合盆地古老深層碳酸鹽巖油氣成藏過程和特征研究奠定了基礎(chǔ)。

1.2 勘探思路演變

四川疊合盆地燈影組的勘探最早是利用地表油氣苗和地表構(gòu)造(背斜理論)進行的勘探[26]，威遠構(gòu)造勘探基本屬于這一范疇。威遠氣田的發(fā)現(xiàn)突破了當時前寒武系沒有勘探價值的觀點，極大地擴展了四川疊合盆地勘探的深度和層位[27]。之后, 四川疊合盆地周緣的鉆井則是在此基礎(chǔ)上以儲層為主要勘探指導(dǎo)思想對盆地燈影組埋藏較淺的構(gòu)造進行勘探，未有明確的勘探理論作指導(dǎo)(表1)。這一過程一直持續(xù)到20世紀80年代，鉆井基本上都是以上述理論，確定圈閉后就進行鉆探。有學者指出優(yōu)選閉合面積大、閉合度高、埋藏適中的構(gòu)造進行鉆探，具體指出大窩頂、吳壩、天宮堂等構(gòu)造值得鉆探[28]。從后來的鉆探結(jié)果看，除高石梯-磨溪構(gòu)造外其他構(gòu)造鉆探均失利。這說明現(xiàn)今構(gòu)造(背斜理論)并不是燈影組天然氣成藏的主要控制因素。

圖1 四川疊合盆地燈影組1964-2017年探井分布和勘探思路演變圖Fig.1 Wild well distribution and exploration theory evolution on the Dengying Formation in the Sichuan superimposed basin

表1 四川疊合盆地及周緣燈影組鉆探成果

隨著樂山-龍女寺古隆起的認識越來越清晰，燈影組的勘探思路形成了較系統(tǒng)和完整的理論，即古隆起控制論[29]。受當時技術(shù)條件的影響，鉆井深度一般不會超過7 km，因此鉆井主要集中在樂山-龍女寺古隆起的軸線和南斜坡帶，如資1井、高科1井、安平1井、老龍1井等。古隆起控制論的核心是指烴源巖生成的油氣要向古隆起頂部運移聚集，因此是油氣成藏的最佳場所。這一理論一直持續(xù)到現(xiàn)今，包括后續(xù)所鉆資1井、漢深1井、高石1井和磨溪8井等都主要是在古隆起理論指導(dǎo)下進行的。

燈影組成藏過程在2007年之前主要理解為烴源巖直接生烴形成現(xiàn)今氣藏，因此是以烴源巖的成熟，特別是高成熟后生氣進入儲層來論述成藏過程。在闡述油裂解氣并以威遠燈影組為例進行計算后[30]，認為下寒武統(tǒng)筇竹寺組Ⅰ型干酪根在成熟期應(yīng)該大量生油進入儲層，后期高成熟生氣只占非常少的部分，因此構(gòu)建了從烴源巖生油進入儲層，儲層內(nèi)原油裂解形成天然氣的過程。通過對比威遠和資陽后，初步建立了燈影組古油藏內(nèi)原油裂解形成古氣藏并調(diào)整成現(xiàn)今氣藏的過程[30]。在此基礎(chǔ)上認為四川疊合盆地燈影組成藏過程是古油藏→古氣藏→現(xiàn)今氣藏的過程,具有生排差異、多期運聚、早聚晚藏的特征[32]。之后總結(jié)完善了前述成藏過程，提出了“四中心”(生烴中心、生氣中心、儲氣中心和保氣中心)耦合的成藏理論，完善了疊合盆地古老深層海相油氣成藏的過程與特征[33-34]。

隨著高石1井的突破[35]，進而綿陽-長寧拉張槽的發(fā)現(xiàn)和驗證[36-37]，對于燈影組成藏有了更清晰的認識，對四川疊合盆地燈影組未來油氣勘探提供了新的思路，即沿拉張槽兩側(cè)進行勘探的思路[36,38-39]。在此基礎(chǔ)上進一步總結(jié)了多期構(gòu)造活動背景下海相碳酸鹽巖層系以拉張槽為核心的油氣多期聚散理論——“三級三元聯(lián)控”理論[40]，與前述“四中心”耦合成藏理論一起構(gòu)建了古老深層海相碳酸鹽巖油氣的形成與分布理論。

目前，四川疊合盆地內(nèi)部有2口非常重要的正在鉆探燈影組的深探井，一口是中國石化位于閬中附近川中北部斜坡帶柏埡鼻狀構(gòu)造的川深1井(設(shè)計井深8 690 m)，另一口是中國石油位于達州市麻柳鎮(zhèn)五百梯構(gòu)造的五探1井(設(shè)計井深7 570 m)。前者的部署是利用綿陽-長寧拉張槽對油氣控制的思路[39]，部署在拉張槽北部的東緣附近，后者則是據(jù)古隆起控制論部署在新發(fā)現(xiàn)的川東震旦系古隆起上[41]。這2口探井所在區(qū)域目前均沒有鉆達燈影組的探井，因此其鉆探結(jié)果對于這2個地區(qū)古老深層碳酸鹽巖油氣成藏研究和進一步勘探具有重要價值。

2 燈影組油氣地質(zhì)條件

2.1 烴源巖

燈影組的生烴條件在20世紀80年代以來就一直存在爭論，緣于當時只發(fā)現(xiàn)一個威遠氣田。而威遠氣田的天然氣組分比較復(fù)雜[42]，認為威遠氣田烴源來自燈影組碳酸鹽巖自身[27,43]，碳酸鹽巖中TOC含量較高。從現(xiàn)在觀點來看，主要是燈影組內(nèi)瀝青含量較高，使得測試結(jié)果值變高,燈影組碳酸鹽巖難以成為有效的主力烴源巖。對威遠氣田天然氣研究結(jié)果表明，燈影組內(nèi)瀝青與下寒武統(tǒng)泥質(zhì)烴源巖有相關(guān)性，推測燈影組天然氣應(yīng)來自下寒武統(tǒng)泥質(zhì)烴源巖，屬于油型氣[44-46]。進一步分析的結(jié)果表明下寒武統(tǒng)烴源巖對于燈影組成藏有重要的作用[47-49]。除下寒武統(tǒng)外，地球化學分析顯示川北下組合古油藏、瀝青源自震旦系陡山沱組泥頁巖[50-51]。威遠氣田天然氣除有機成因外，還有無機成因之說，認為是來自地殼深部或殼幔混源氣[52-54]。因此，在高石梯燈影組氣田未發(fā)現(xiàn)之前，有關(guān)燈影組氣源的研究主要集中在威遠氣田，主流觀點認為氣藏是混源氣，但下寒武統(tǒng)烴源巖起主要的作用。

隨著技術(shù)進步和研究的深入以及高石梯燈影組氣田的發(fā)現(xiàn)，對于烴源巖有了更為明確的觀點，燈影組天然氣的來源與下寒武統(tǒng)筇竹寺組有直接的關(guān)系，同時也認為川中燈影組天然氣部分可能來源于震旦系陡山沱組和燈三段泥質(zhì)巖，但筇竹寺組烴源占主要比例[55-57]。

通過對四川疊合盆地周緣露頭13個剖面156個TOC含量數(shù)據(jù)的統(tǒng)計可知，筇竹寺組黑色頁巖TOC的質(zhì)量分數(shù)(wTOC)為0.2%～12.9%，平均為2.55%，其中<0.5%的僅占所有數(shù)據(jù)的10.1%。因此從烴源巖的角度來講，多數(shù)地區(qū)筇竹寺組樣品達到了烴源巖的標準。然而, 女基井和丁山1井該套地層達到烴源巖標準的厚度小于2 m。

興凱地裂運動所形成的綿陽-長寧拉張槽[36-37]對于下寒武統(tǒng)烴源巖的厚度有著重要的控制作用。拉張槽內(nèi)筇竹寺組厚度較大，一般都>300 m(盆地內(nèi)已被高石17井鉆探證實)，有機碳含量高，向拉張槽兩側(cè)筇竹寺組厚度減薄，同時有機碳含量也在降低(圖2)。筇竹寺組的分布直接影響到油氣的生排烴。以往的研究中，認為筇竹寺組的烴源巖在川南地區(qū)較好，向北并不清晰。通過地震剖面追蹤的結(jié)果表明，筇竹寺組烴源巖在拉張槽內(nèi)一直向北延伸至盆地邊緣，如高石17井其厚度398 m，自深1井厚430 m，盆地西南緣雷波肖灘剖面厚470 m，其下還有近200 m厚的麥地坪組; 北部南江剖面筇竹寺組厚416 m，大兩會厚500余米，基本均為黑色、灰黑色碳質(zhì)泥巖。據(jù)近年來頁巖氣研究以及地震和鉆井揭示的成果顯示，筇竹寺組厚度分布是有規(guī)律的，其厚度較大的區(qū)域主要分布在樂至、宜賓一線[58-59]。

最新研究成果表明，燈影組氣源主要來自下寒武統(tǒng)且主要從綿陽-長寧拉張槽側(cè)向運移而來[60]，上覆烴源巖直接下排或震旦系自生自儲的成藏缺乏充足的地球化學證據(jù)。油氣倒灌缺少動力支持，很難規(guī)模成藏[61]，倒灌成藏條件非?？量蘙62-63]，因此盡管下寒武統(tǒng)烴源巖在四川疊合盆地普遍存在，但對于其下伏的燈影組來講，倒灌運移進入燈影組效率低，很難大規(guī)模成藏。拉張槽的存在形成了地貌差異，為側(cè)向運移提供了條件，有利于拉張槽內(nèi)下寒武統(tǒng)烴源巖排出的油氣側(cè)向運移至燈影組內(nèi)聚集成藏，因此拉張槽內(nèi)烴源巖最為發(fā)育，是生排烴最有利的地區(qū)，其拉張槽及兩側(cè)是接受烴源最有利的區(qū)域[36,39]。

因此, 四川疊合盆地燈影組主要烴源在層位上為筇竹寺組，燈三段和陡山沱組烴源可能在局部地區(qū)起到補充的作用。陡山沱組分布目前情況不明，至少川中和川西南地區(qū)沒有該套地層(女基井和威28井鉆井證實)。燈三段在威遠地區(qū)為藍灰色泥頁巖，具有一定的生烴能力，但是比較薄，相變快，巖性多為粉砂巖和砂巖，其生烴能力和規(guī)模仍需進一步確定[64]。因此, 燈影組油氣主要來自筇竹寺組, 供烴方式以側(cè)向運移充注為主; 在空間上綿陽-長寧拉張槽是燈影組最主要的供烴中心。

2.2 儲集層

四川疊合盆地燈影組主要分4段(圖3)。在威遠地區(qū)儲集層主要是燈二段，在高石梯地區(qū)燈四段和燈二段都有，原因是威遠地區(qū)燈影組剝蝕至燈二段。震旦紀燈影期主要為碳酸鹽巖臺地沉積，盆地內(nèi)部水體較淺，發(fā)育潟湖、潮坪和丘灘亞相，厚度0.65～1 km[57,65-67]。目前對于燈影期克拉通內(nèi)是否存在拉張運動還有爭議，第一種觀點是燈影期克拉通內(nèi)不存在拉張運動，克拉通內(nèi)燈二段和燈四段發(fā)育潟湖[68]、燈三段發(fā)育局限海盆或臺盆[68-69]或者深水陸棚[70]，早寒武世開始拉張，形成“綿陽-長寧拉張槽”[36-37]；第二種觀點是燈影期存在拉張運動，形成了“成都-瀘州裂陷槽”[57,71]或“綿竹-長寧克拉通內(nèi)裂陷”[72]。本文研究團隊近期通過對四川疊合盆地燈影組微生物碳酸鹽巖的研究，發(fā)現(xiàn)燈二段和燈四段的微生物巖在克拉通內(nèi)的不同地區(qū)巖石結(jié)構(gòu)差異不大[72]，認為燈二段和燈四段沉積期為穩(wěn)定克拉通，克拉通內(nèi)拉張活動影響較弱，燈三段雖發(fā)育含火山凝灰質(zhì)沉積記錄，但不存在大規(guī)模的拉張作用，拉張活動的高峰期在早寒武世。

圖2 四川疊合盆地下寒武統(tǒng)烴源巖厚度分布圖Fig.2 Isopach of the Lower Cambrian source rocks in the Sichuan superimposed basin

圖3 四川疊合盆地燈影組生儲蓋組合及綜合柱狀圖Fig.3 Source rock-reservoir rock-cap rock assembles of the Dengying Formation in the Sichuan superimposed basin

四川疊合盆地燈影組根據(jù)藍細菌的豐度、巖性和結(jié)構(gòu)特征，自下而上劃分為4段：下貧藻(實為藍細菌)層燈一段、中富藻層燈二段、上貧藻層燈三段和上富藻層燈四段[74]。燈影組微生物碳酸鹽巖儲層主要發(fā)育在燈二段和燈四段[57,65-67,71,75]。燈二段的微生物碳酸鹽巖結(jié)構(gòu)主要有葡萄石、核形石、泡沫綿層石、包殼顆粒巖、疊層石、凝塊石、球粒巖、枝狀石和紋層石，以凝塊石和葡萄石為主，其次為紋層石和核形石。燈四段微生物巖結(jié)構(gòu)主要有5種，即疊層石、紋層石、球粒巖、凝塊石、泡沫綿層石，以紋層石和疊層石為主，其次為球粒巖、泡沫綿層石和凝塊石[73,77]。其儲集空間共有8大類：①喀斯特孔洞；②葡萄-花邊狀孔洞；③微生物體腔孔、格架孔；④晶間(溶)孔；⑤凝塊間溶孔；⑥凝塊內(nèi)溶孔；⑦鳥眼孔；⑧溶蝕裂縫[73]。

通過對四川疊合盆地燈影組優(yōu)質(zhì)儲層成巖作用的研究，發(fā)現(xiàn)其主要的保持性成巖作用為埋藏溶蝕和風化殼喀斯特作用。拉張槽的形成控制了優(yōu)質(zhì)烴源巖的分布，距離拉張槽越近，油氣充注強度越大[38-39]，有機質(zhì)熱演化伴生的酸性流體對燈影組儲層的埋藏溶蝕作用越強，同時熱液作用也較發(fā)育[65]，并認為烴類充注有利于儲層先期孔隙的保持[77-78]，是燈影組優(yōu)質(zhì)儲層保存的重要機制[65,79-80]。四川疊合盆地震旦紀末的桐灣運動，對燈影組微生物碳酸鹽巖優(yōu)質(zhì)儲層的發(fā)育起了重要作用。兩幕桐灣運動，分別在燈二段和燈四段頂部形成了2個區(qū)域性的不整合面。桐灣期古喀斯特作用對資陽、威遠地區(qū)和川中地區(qū)優(yōu)質(zhì)儲層的改造和形成至關(guān)重要[66,81-85]。風化殼喀斯特作用對微生物碳酸鹽巖的改造主要為大氣淡水較早地進入成巖系統(tǒng)，產(chǎn)生溶蝕，改善了微生物碳酸鹽巖的儲集性能，形成古喀斯特優(yōu)質(zhì)儲層[65,73], 且風化殼喀斯特儲層一般發(fā)育在不整合面之下約100～200 m。川北地區(qū)楊壩剖面烴類充注深度達到了桐灣Ⅱ期不整合面之下134.2 m。因此，四川疊合盆地燈影組頂部大面積發(fā)育這種與風化殼喀斯特作用相關(guān)的、厚度較大的喀斯特孔洞縫體儲層，橫向連通性好，為油氣大規(guī)模長距離運聚提供了疏導(dǎo)系統(tǒng)。同時，這種風化殼喀斯特儲層的發(fā)育質(zhì)量受到了綿陽-長寧拉張槽的控制，越靠近拉張槽，儲層物性越好，拉張槽兩側(cè)的高石梯、資陽地區(qū)儲集物性最好，發(fā)育大規(guī)模的喀斯特孔洞，儲層瀝青含量高，儲層厚度大，儲層連通性更好。這為綿陽-長寧拉張槽生烴中心內(nèi)的油氣和后期燈影組內(nèi)的油氣在燈影組內(nèi)大規(guī)模長距離運移聚集創(chuàng)造了條件。

2.3 蓋層

燈影組的區(qū)域蓋層分為筇竹寺組泥巖直接(區(qū)域)蓋層和中下三疊統(tǒng)膏鹽巖間接(區(qū)域)蓋層。筇竹寺組厚度大且分布穩(wěn)定，本身既為烴源巖也為蓋層，威28井和威106井筇竹寺組泥巖的突破壓力分別為94 MPa和75 MPa[24]，因此無論從巖性還是從烴濃度都可以有效地封蓋下伏燈影組的油氣，直接蓋層條件非常優(yōu)越。

除上述2套蓋層外，川東至川南中下寒武統(tǒng)存在一套膏鹽巖層，該膏鹽巖在建深1井、丁山1井和寧1井、寧2井都有鉆遇，厚度較大，可以作為燈影組的另一套間接蓋層[86]。

因此，從靜態(tài)條件來看，四川疊合盆地燈影組具有非常好的蓋層條件。

2.4 生儲蓋組合

四川疊合盆地燈影組氣藏的主力烴源巖是與其直接接觸的筇竹寺組。陡山沱組和燈三段均分布局限，烴源貢獻并不清楚;儲集層主要為微生物白云巖與受桐灣運動影響形成的風化殼儲集層；蓋層主要為筇竹寺組泥質(zhì)巖直接(區(qū)域)蓋層(圖3)。

因此, 燈影組與筇竹寺組構(gòu)成的生儲蓋組合從層位上來講是上生(筇竹寺組)下儲(燈影組)頂蓋(筇竹寺組)型，從空間分布來講主要是旁生側(cè)儲頂蓋型。

燈四段與燈三段構(gòu)成的生儲蓋組合為下生(燈三段)上儲(燈四段)頂蓋(筇竹寺組)型，燈二段與燈三段為上生(燈三段)下儲(燈二段)頂蓋(燈三段)型。

陡山沱組與燈影組構(gòu)造的生儲蓋組合是下生(陡山沱組)上儲(燈影組)頂蓋(筇竹寺組)型。

這幾種生儲蓋組合方式，烴源巖與儲集層直接接觸，均為近源供烴。

3 原油大規(guī)模運移和燈影組古油藏(生氣中心)特征

本研究團隊提出了燈影組“四中心”耦合成藏過程[33-34]，認為四川疊合盆地燈影組時代老、埋藏深,天然氣藏形成經(jīng)歷了生烴中心(烴源巖發(fā)育區(qū))-生氣中心(古油藏和未成藏石油的富集區(qū))-儲氣中心(古氣藏和未成藏天然氣及水溶氣的富集區(qū))-保氣中心(現(xiàn)今氣藏和未成藏天然氣及水溶氣的富集區(qū))的變換過程。生氣中心是儲氣中心的主要“氣源”、儲氣中心是現(xiàn)今保氣中心的主要“氣源”。生氣中心的形成受控于烴源巖所在部位的生烴中心(烴源灶)。燈影組天然氣藏的形成是在多期構(gòu)造作用控制下由油氣的“四中心”(生烴中心、生氣中心、儲氣中心和保氣中心)的耦合關(guān)系決定的。

四川疊合盆地及周緣燈影組無論是露頭還是鉆井，都有大量瀝青的存在。通過對川中和川北地區(qū)燈影組儲層瀝青研究發(fā)現(xiàn)，川北瀝青主要呈現(xiàn)出6種產(chǎn)狀[87-88]：①浸染狀瀝青屑；②沿疊層和紋層順層發(fā)育，充填晶間孔；③充填裂縫；④充填孤立狀大溶孔；⑤微生物格架孔；⑥與硅質(zhì)交代和硅質(zhì)膠結(jié)相伴生。川中地區(qū)燈影組儲層瀝青充填于表生喀斯特孔縫、葡萄花邊洞的晶間孔、微生物格架間孔、鳥眼孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、粗晶馬鞍狀白云石晶間孔、晶粒內(nèi)溶孔、網(wǎng)狀溶縫、構(gòu)造縫、縫合線中。

通過對川中地區(qū)的研究表明，燈影組瀝青的質(zhì)量分數(shù)為1%～10%，主要集中在1%～4%，平均為2.0%(表2，圖4)。縱向上，磨溪9井燈二段→燈三段、燈四段瀝青含量逐漸增多，多數(shù)鉆井燈四段瀝青含量向上也有增加趨勢，但燈二段僅有磨溪19井具有此趨勢[88]。桐灣期風化殼形成了比較好的儲集層，有利于油充注形成古油藏后再裂解形成瀝青充填。薄片鑒定統(tǒng)計表明，無論瀝青含量多少，瀝青含量與平均孔隙度之和保持穩(wěn)定，表明瀝青含量與孔隙度具有互補性，瀝青后期充填孔隙導(dǎo)致孔隙度減少。

綜上所述，四川疊合盆地燈影組普遍含有瀝青，但各地區(qū)的古油柱高度并不統(tǒng)一，表明當時從古隆起至斜坡地區(qū)燈影組古油藏可能為大型的串珠狀構(gòu)造-巖性古油藏，表現(xiàn)為大面積成藏，沿拉張槽邊緣、古隆起和古構(gòu)造高點局部富集的特征(圖4)。

四川疊合盆地燈影組頂部發(fā)育不整合面，該不整合面分布廣且連續(xù)形成輸導(dǎo)體系，筇竹寺組與燈影組受拉張槽影響形成旁生側(cè)儲的源儲匹配方式，使不整合面及其下的燈影組優(yōu)質(zhì)儲層段成為下寒武統(tǒng)生成油氣大規(guī)模長距離運移的最佳輸導(dǎo)系統(tǒng)，同時筇竹寺組優(yōu)質(zhì)蓋層又阻止進入燈影組的油氣向上逸散而只能側(cè)向運移[89]。因此, 二疊紀時筇竹寺組成熟形成的烴類(主要為液態(tài)原油)通過燈影組頂不整合面及其下優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育段形成的輸導(dǎo)體系向盆地四周大規(guī)模、長距離運移，形成了四川疊合盆地燈影組大面積成藏、局部富集的古油藏特征[34](圖4)。

表2 川中地區(qū)燈影組瀝青含量統(tǒng)計

圖4 四川疊合盆地燈影組儲層瀝青及古油藏分布圖Fig.4 Distribution of reservoir bitumen and paleo reservoirs of the Dengying Formation in the Sichuan superimposed basin

我們認為燈影組能夠大面積形成古油藏的控制因素有：①下寒武統(tǒng)優(yōu)質(zhì)烴源巖生成的烴量極為豐富和充足；②燈影組頂不整合面分布廣且連續(xù)，作為最佳油氣運移通道大面積存在；③燈影組儲層大面積發(fā)育;④下寒武統(tǒng)優(yōu)質(zhì)泥質(zhì)巖蓋層大面積存在，阻止進入燈影組后的油氣向上運移；⑤綿陽-長寧拉張槽不僅形成了最佳的生烴中心, 而且為烴類運移創(chuàng)造了地形差異條件, 由倒灌排烴模式變?yōu)閭?cè)向排烴運移模式, 極大地提高了下寒武統(tǒng)優(yōu)質(zhì)烴源巖的排烴效率和油氣的運移效率。

4 燈影組古氣藏(儲氣中心)特征

燈影組古氣藏的范圍目前并不好確定，但是通過古油藏結(jié)合古構(gòu)造分析可以推測四川疊合盆地燈影組古氣藏的分布范圍[40]。前述可知, 四川疊合盆地古油藏具有大面積成藏的特征，從二疊紀至喜馬拉雅運動前四川疊合盆地古構(gòu)造變化不大，一直是持續(xù)沉降過程，因此推測古油藏中油應(yīng)原位裂解形成古氣藏。結(jié)合古構(gòu)造特征表明，四川疊合盆地燈影組古氣藏分布也具有大面積成藏的特征，其中以樂至-安岳為鞍部分為2個相對較獨立的古氣藏：資陽-威遠古氣藏和高石梯-磨溪古氣藏。其中資陽-威遠古氣藏的高點位于資陽地區(qū)，威遠處于古構(gòu)造南翼的斜坡帶，高石梯-磨溪古氣藏的高點位于安平店-磨溪一線。宏觀上2個古氣藏是連通的，閉合度500 m，具有較統(tǒng)一的氣水界面，整個古氣藏的面積可達20 000 km2，整個盆地古氣藏分布范圍約80 000 km2[40](圖5)。

圖5 四川疊合盆地燈影組(100 Ma B.P.)古氣藏分布Fig.5 The early (100 Ma B.P.) abnormal pressured paleogas pool of the Dengying Formation in the Sichuan Basin底圖為上沙溪廟組沉積前燈影組頂面構(gòu)造圖

5 燈影組天然氣大規(guī)模長距離運移調(diào)整成藏或破壞

5.1 古氣藏(儲氣中心)向現(xiàn)今氣藏(保氣中心)演變主控因素

5.1.1 古構(gòu)造大圈閉的解體和眾多小型構(gòu)造圈閉的形成

四川疊合盆地燈影組古氣藏僅資陽至廣安地區(qū)圈閉面積就可達20 000 km2。但現(xiàn)今在燈影組發(fā)育有資陽、金石、威遠、高石梯、安平店、磨溪、龍女寺、周公山、漢王場、老龍壩、大窩頂、天宮堂、自流井、盤龍場、金石等20多個小的構(gòu)造圈閉，其中最大的威遠構(gòu)造面積約850 km2，所有圈閉面積總和不超過4 000 km2，不到前期古圈閉面積的1/5[24,29]。現(xiàn)今圈閉總的構(gòu)造輪廓是西高東低，軸向北東，軸線大致位于老龍壩-威遠-資中-安岳一線。在古圈閉解體的過程中圈閉閉合高度發(fā)生了較大的變化，如威遠構(gòu)造的閉合高度達895 m；但更多的構(gòu)造閉合度都較小，如資陽、金石、高石梯、磨溪、龍女寺、廣安地區(qū)的閉合高度一般在250 m左右。

因此，古構(gòu)造大圈閉的解體和眾多小型構(gòu)造圈閉的形成是喜馬拉雅期構(gòu)造改造作用非常重要的結(jié)果之一，有些構(gòu)造被重新調(diào)整，如高石梯-磨溪構(gòu)造；有的構(gòu)造重新形成，如威遠構(gòu)造；有些則消失，如資陽古構(gòu)造。

5.1.2 構(gòu)造高點的遷移

樂山-龍女寺古隆起軸線從加里東期至今一直在發(fā)生遷移，加里東期古隆起的軸線近北東東向，軸線沿雅安-樂至-磨溪-廣安一線; 印支期軸線自北向南遷移，但自西向東遷移量在逐漸變小，軸線在資陽遷移了31 km，在高石梯-磨溪地區(qū)僅遷移了6 km；喜馬拉雅期資陽高點向威遠遷移了25 km，高石梯-磨溪僅遷移了3 km。因此，自加里東期至今，資陽-威遠地區(qū)高點總遷移量達56 km，但高石梯-磨溪高點僅遷移了9 km，遷移量自東向西是逐漸變大的，顯示構(gòu)造穩(wěn)定性資陽、威遠地區(qū)小于高石梯-磨溪地區(qū)，川中地區(qū)是構(gòu)造變形最小的區(qū)域。

5.1.3 隆升剝蝕作用

通過對威遠和磨溪地區(qū)22個磷灰石裂變徑跡樣品測試分析表明[24,90]，威遠地區(qū)晚中生代-新生代隆升速率高、幅度大，地表核部已被剝蝕至下三疊統(tǒng)嘉陵江組，中三疊統(tǒng)雷口坡組碳酸鹽巖大面積出露，目前形成四川疊合盆地地表面積最大和華鎣山以西地表出露最老地層(碳酸鹽巖)的背斜構(gòu)造[90-91]。

根據(jù)磷灰石裂變徑跡模擬揭示威遠背斜地區(qū)晚白堊世以來總體以抬升冷卻退火過程為主，新生代以來抬升冷卻作用明顯，尤其是新近紀以來(20～15 Ma B.P.)快速抬升冷卻退火作用顯著。結(jié)合威遠地區(qū)古地溫場計算(古地溫梯度26.6℃/km、地表溫度20℃)，威遠背斜晚白堊世以來隆升剝蝕量普遍>4 km，顯著隆升剝蝕作用發(fā)生在新近紀(20 Ma B.P.至今，剝蝕量平均達2 km)。與之相似，川東地區(qū)齊岳山、方斗山和華鎣山等受控于盆地周緣滑脫擴展變形影響構(gòu)造抬升剝蝕相對較早(始于早白堊世)、剝蝕量普遍>4 km[92-93]。同時，通過對磨溪地區(qū)磨24井和磨58井取樣做裂變徑跡分析，結(jié)果表明磨溪地區(qū)自60 Ma B.P.以來隆升剝蝕量1 743～2 030 m[94]，地表出露沙溪廟組。這種隆升模式在四川疊合盆地其他地方也有相似性，部分構(gòu)造形成比較晚，如：熊坡背斜、龍泉山背斜和沐川背斜等磷灰石(U-Th)/He和裂變徑跡熱年代學揭示其40 Ma B.P.以來構(gòu)造抬升且剝蝕量約為1.5 km[95-96]。

綜上，喜馬拉雅期的構(gòu)造活動以大構(gòu)造圈閉的解體、構(gòu)造高點遷移以及隆升剝蝕作用為主。其中, 盆內(nèi)華鎣山以西威遠地區(qū)隆升幅度大、構(gòu)造變形強、圈閉改造作用強，而川中地區(qū)隆升幅度弱、構(gòu)造變形弱、圈閉改造作用弱。整體上來講，構(gòu)造活動的強度從周緣造山帶向盆地內(nèi)逐漸減弱[90,94]，如盆地西北和東北緣抬升剝蝕作用普遍早于晚侏羅世、東南緣抬升剝蝕作用普遍早于早白堊世，而盆地內(nèi)部抬升剝蝕作用普遍晚于早白堊世，且抬升剝蝕導(dǎo)致盆地周緣出露地層明顯老于盆地內(nèi)部的侏羅-白堊系。

5.2 燈影組早期超壓古氣藏-晚期超壓古氣藏-現(xiàn)今常壓氣藏的演變

通過對高科1井、高石1井、安平1井的充填序列的研究表明，燈影組儲層中存在多期流體充注, 特別是在原油熱裂解形成天然氣和瀝青之后，仍然存在石英或白云石+石英或方解石的充填，造成這些礦物與瀝青并存的現(xiàn)象。如高石1井燈四段不同深度儲層中，石英+白云石/石英與瀝青或方解石與瀝青并存于同一孔洞內(nèi)[80]。

對瀝青形成后充填石英的流體包裹體研究表明，石英中富含液態(tài)甲烷包裹體和氣-液兩相鹽水包裹體，暗示著形成石英的流體具有油田鹵水的性質(zhì)。因而，石英結(jié)晶和沉淀的部位代表的應(yīng)當是晚期古氣藏底水或邊水的位置，而瀝青所在位置代表的應(yīng)當是古油藏位置[80]。因此，通過瀝青和石英的分布位置可以恢復(fù)并確定晚期古氣藏的氣水界面位置。如前所述，高石梯和磨溪構(gòu)造儲層中部分石英形成于瀝青之后，并與瀝青相伴生，暗示著2個構(gòu)造中的古氣水界面上移，原為古氣藏占據(jù)的空間已為底水或邊水所占據(jù)。以高石1井為例，闡述燈四段生氣窗(原油裂解)和生氣窗后氣水界面的動態(tài)變化(圖6)。

a.三疊紀后，地層埋深迅速加大，在印支運動中短暫抬升后繼續(xù)沉降，烴源巖生成大量的原油并一直持續(xù)到早侏羅世。由于原油充注，儲層壓力有所增加，燈四段烴類包裹體PVT模擬壓力系數(shù)達到1.30左右，屬于弱超壓范圍[97]。高石1井燈四段和燈二段頂界埋深分別為4 954.5 m和5 284.15 m。在取樣深度為4 985.26～4 956 m的燈四段巖屑薄片中均觀察到瀝青的存在，表明古油水界面距燈四段頂界至少>30.76 m。

b.侏羅紀以后，地層埋深繼續(xù)加大，在較高的溫度作用下，古油藏中石油原位裂解形成古氣藏，儲層中瀝青與天然氣共存。由于油熱裂解時體積的改變和由此引起的增壓，必然會導(dǎo)致古油水界面向下移動形成新的古氣水界面。

c.喜馬拉雅運動構(gòu)造抬升，地層溫度降低，進入生烴停滯階段。生氣窗之后所充填的石英在燈四段中出現(xiàn)的最淺深度為4 957.7 m，即當時的古氣水界面所處的深度為4 957.7 m，較古油水界面發(fā)生了上移，十分接近燈四段頂界的埋深(4 954.5 m)，說明古氣藏全部破壞或調(diào)整，原來為古氣藏所充填的空間此時被鹵水所占據(jù)。根據(jù)石英內(nèi)甲烷包裹體的壓力模擬結(jié)果，到晚白堊世構(gòu)造隆升之前，燈影組壓力系數(shù)已達到2.0以上，屬于強超壓氣藏[80]。由于這些石英形成于熱裂解后的古氣藏調(diào)整過程中，其超壓流體特征暗示古氣藏調(diào)整時仍然保持了古氣藏形成時的超壓；大量液態(tài)烴類包裹體的存在，說明在超壓作用下部分甲烷曾溶于水中形成了水溶氣。

d.燈影組古氣藏形成后，古氣水界面是不斷變化的，這種變化一直持續(xù)到現(xiàn)今。根據(jù)現(xiàn)今實鉆數(shù)據(jù)，高石1井燈四段氣藏位于埋深4 956～5 093 m處，說明天然氣在該井重新進行了調(diào)整成藏。燈四段現(xiàn)今壓力系數(shù)為1.06～1.14，平均值為1.10；燈二段壓力系數(shù)為1.10～1.20，平均值為1.13：均表現(xiàn)為正常壓力帶。威遠和資陽地區(qū)現(xiàn)今燈影組中氣藏的壓力系數(shù)集中于1.01～1.03，也顯示出常壓的特征。如果將現(xiàn)今氣藏壓力系數(shù)與古氣藏壓力系數(shù)對比不難發(fā)現(xiàn)，從生氣窗(原油裂解)后到現(xiàn)今，古氣藏從超壓氣藏演變?yōu)楝F(xiàn)今常壓氣藏，整體是一個降壓的過程。

圖6 高石1井燈影組古氣藏中的氣水界面變化與古氣藏調(diào)整示意圖Fig.6 Changes of the gas/water contact and adjustment of the paleo-gas pool in the Dengying Formation of Well Gaoshi 1

5.3 燈影組天然氣大規(guī)模長距離運移調(diào)整成藏或破壞模式

本研究團隊提出了燈影組天然氣大規(guī)模長距離運移調(diào)整成藏或破壞的過程[89]，認為四川疊合盆地100 Ma B.P.前，燈影組曾形成一個東至廣安西至雅安的古氣藏，該氣藏為統(tǒng)一的氣藏系統(tǒng)，為超壓氣藏。隨著100 Ma B.P.以來四川疊合盆地周緣相繼隆升造山，古構(gòu)造被肢解，特別是周緣造山帶和盆地內(nèi)部威遠構(gòu)造和華鎣山的大幅度隆升，致使保存條件發(fā)生變化，啟動了全盆地燈影組天然氣的差異聚集和逸散過程，即天然氣沿燈影組頂部不整合面向周緣造山帶、威遠構(gòu)造以及華鎣山等運移并通過其頂部天窗向地表逸散，燈影組內(nèi)氣藏壓力系數(shù)由異常高壓向正常壓力過渡(圖7)。

目前研究表明，四川疊合盆地燈影組天然氣運移調(diào)整成藏或破壞主要有以下5種模式(圖7、圖8)。

a.緊鄰拉張槽，圈閉具有持續(xù)性，隆升作用弱，縱向保存條件未被破壞。

高石梯至磨溪圈閉自加里東期就為樂山-龍女寺古隆起的核部，盡管古隆起在地史演化過程中軸部遷移，但在高石梯地區(qū)遷移量比較小; 四川疊合盆地隆升過程中該地區(qū)是隆升幅度最小的區(qū)域之一，構(gòu)造活動弱，改造也弱，保存條件未被破壞。高石梯構(gòu)造內(nèi)燈影組均見大量瀝青，表明高石梯構(gòu)造曾形成古油藏(生氣中心)，加之構(gòu)造穩(wěn)定，深埋原油原位裂解形成古氣藏(儲氣中心)。抬升過程中威遠地區(qū)(直線距離約120 km)隆升更快，高石梯構(gòu)造是天然氣向威遠運移途徑上的必經(jīng)之路，形成大氣田(保氣中心,圖7)。

b.緊鄰拉張槽，圈閉形成較晚，隆升作用較強，縱向保存條件部分破壞。

這種圈閉以威遠為代表。研究表明威遠構(gòu)造為一個較典型的氣煙囪[89,98]，圈閉形成較晚，40～20 Ma B.P.以來開始快速隆升，地表剝蝕至嘉陵江組，區(qū)域蓋層被剝蝕出一個“天窗”，致使封蓋條件變差；加之裂縫系統(tǒng)的形成和流體異常壓力的聯(lián)合作用，致使保存條件不能封蓋威遠構(gòu)造燈影組>240 m的氣柱高度，燈影組天然氣從威遠頂部地表嘉陵江組“天窗”開始泄漏和逸散，啟動了四川疊合盆地華鎣山以西地區(qū)燈影組天然氣的差異聚集和逸散過程。即位于資陽、金石和龍女寺-磨溪-安平店-高石梯等氣藏構(gòu)造圈閉溢出點以外的天然氣沿燈影組頂部不整合面向威遠構(gòu)造運移聚集，并通過其頂部的嘉陵江組“天窗”向地表逸散, 使早期的構(gòu)造-巖性氣藏向構(gòu)造氣藏轉(zhuǎn)變, 氣水界面上移, 圈閉氣充滿度由>100%向近于100%, 在威遠天然氣泄漏區(qū)<100%(目前僅為約25%)轉(zhuǎn)變, 氣藏壓力系數(shù)由異常高壓向正常壓力過渡，并有越靠近威遠越向1.0逼近的趨勢(圖7)。

圖7 四川疊合盆地燈影組天然氣大規(guī)模長距離運移調(diào)整成藏或破壞機理Fig.7 Large-scale and Long-distance adjustment of the natural gas in Dengying Formation, Sichuan Basin

圖8 四川疊合盆地剖面及燈影組氣藏分布圖Fig.8 Geologic E-W section across the Sichuan superimposed basin and gas reservoir distribution in the Dengying Formation

除威遠外，川東高陡構(gòu)造也屬于這一類型。川東部分高陡構(gòu)造核部三疊系被剝蝕至下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組，區(qū)域(間接)蓋層也被剝蝕殆盡，難以形成大規(guī)模氣藏(圖8)。

c.距拉張槽一定距離，圈閉形成晚于天然氣大規(guī)模運移時期，垂向保存條件未被破壞。

現(xiàn)今通南巴構(gòu)造距綿陽-長寧拉張槽有一定的距離，油氣充注效率較差，馬深1井(中國第一深井，完鉆深度8 418 m)內(nèi)燈影組瀝青含量較低?，F(xiàn)今通南巴構(gòu)造是四川疊合盆地地腹最大的構(gòu)造之一，有好的圈閉條件和良好的垂向保存條件；但通南巴構(gòu)造形成較晚，主要是40 Ma B.P.以來隆升形成，而其北部米倉山在100 Ma B.P.開始隆升。盡管通南巴構(gòu)造距米倉山仍有一段距離(馬深1井距米倉山直線距離約65 km)，但天然氣在100～40 Ma B.P.的時間內(nèi)主要是沿燈影組頂不整合面向米倉山發(fā)生側(cè)向運移散失。40 Ma B.P.以來盡管通南巴構(gòu)造開始形成，但圈閉形成晚于天然氣大規(guī)模運移時期，未能有效地捕獲運移途徑上的天然氣，僅能保留周邊地區(qū)少量或者儲層內(nèi)少量的殘余氣，因此成藏效率差，馬深1井測試產(chǎn)水90 m3、氣100～10 000 m3(圖9)。

圖9 通南巴構(gòu)造燈影組天然氣運移散失示意圖Fig.9 Diagram showing the natural gas loss of the Dengying Formation in Tongnanba structure

d.位于盆地邊緣，縱向保存條件未被破壞。

以焦石壩構(gòu)造為代表，地表出露侏羅系，垂向保存條件未被破壞(上覆志留系產(chǎn)頁巖氣)。但由于位于盆地邊緣，構(gòu)造隆升快且幅度大, 距出露寒武系的地區(qū)僅10 km，距出露震旦系的地區(qū)55 km，因此天然氣側(cè)向沿燈影組頂不整合面運移而散失，未能成藏。所鉆焦石1井燈影組是干井，但有瀝青充填, 說明天然氣側(cè)向運移逸散了(圖8)。

e.縱向保存條件被破壞。

本文研究團隊曾對丁山-林灘場構(gòu)造燈影組成藏進行了詳細解剖[99-100]?，F(xiàn)今丁山-林灘場構(gòu)造地表出露二疊系和下三疊統(tǒng)，地下發(fā)育穿層斷層，加之緊鄰酒店埡背斜(核部出露下寒武統(tǒng)，直線距離8 km)和桑木場背斜(核部出露燈影組，直線距離約15 km)，因此保存條件破壞嚴重，天然氣沿斷層及不整合面散失，最終未能成藏(圖8)。除丁山-林灘場外，盆地周緣造山帶所鉆的構(gòu)造基本上都屬于這個范疇，如寧強、曾家山、大兩會等。

6 古老深層碳酸鹽巖油氣成藏和分布特征

6.1 國外古老含油氣系統(tǒng)的基本特征

古岡瓦納板塊周緣西至阿曼、中東地區(qū)和印度大陸，北達西伯利亞地區(qū)，存在大量具豐富儲量的古老含油氣系統(tǒng)，如澳大利亞McArthur盆地存在目前地球上已知的最古老含油氣系統(tǒng)(約1.4 Ga B.P.)，其余如烏克蘭Krivoy Roy層系、加拿大Huronian層系和俄羅斯Onega盆地前寒武系油頁巖層系等等，尤其阿拉伯地臺阿曼地區(qū)前寒武系含油氣系統(tǒng)蘊含16.4×108t油氣儲量、西伯利亞Lena-Tungusha油氣區(qū)蘊含2.7×108t油和83×1012ft3(1 ft3=0.028 316 8 m3)天然氣儲量[101-102]。前寒武系古老含油氣系統(tǒng)都普遍存在有效烴源巖、儲層、封閉條件和合適的圈閉等特征，但以下4點為古老含油氣系統(tǒng)關(guān)鍵因素[19,103]：①優(yōu)質(zhì)有效烴源巖層系;②沉積期后相對穩(wěn)定的構(gòu)造屬性;③相對較早的油氣成熟過程與主生烴期;④有效的封閉條件(尤以膏鹽層系為主)。

中-新元古代西伯利亞臺地、北美地區(qū)和澳大利亞普遍沉積大套湖相、海相(黑色)頁巖層系，它們是前寒武系古老含油氣系統(tǒng)的主力烴源巖[104]，如澳大利亞McArthus盆地Velkerri組黑色頁巖(約1.4 Ga B.P.)、北美中部地區(qū)Nonesuch組黑色頁巖(約1.05 Ga B.P.)等等。尤其是新元古代全球性冰期及其相關(guān)海平面升降所控制的優(yōu)質(zhì)烴源巖層系，其wTOC最高達20%～30%[105]，如西伯利亞地臺Lena-Tunguska區(qū)域、阿拉伯地臺阿曼地區(qū)等。這些優(yōu)質(zhì)烴源巖層系與上覆前寒武紀碳酸鹽巖儲層通常被具一定厚度的下寒武統(tǒng)膏鹽層系所覆蓋，形成了極佳封蓋條件的古老含油氣系統(tǒng)。阿拉伯地臺阿曼地區(qū)前寒武紀Huqf群是該地區(qū)最古老的沉積層系，包含了數(shù)套碎屑巖、碳酸鹽巖和膏鹽層系，又可以進一步分為Abu Mahara群、Nafun群和Ara群，它們構(gòu)成了阿曼地區(qū)最古老的含油氣系統(tǒng)。Abu Mahara群為一套裂谷期火山碎屑沉積巖，Nafun群為Buah碳酸鹽緩坡環(huán)境的碳酸鹽巖層系；而頂部Ara群主要為厚達1 km的碳酸鹽巖和膏鹽層系，受控于較低海平面期的局限盆地形成了巨厚膏鹽層系，它為下伏含油氣系統(tǒng)提供了最佳保存條件。Huqf群中油氣圈閉類型主要為嵌入/鑲?cè)刖藓窀帑}層系內(nèi)的碳酸鹽臺地沉積層系形成、或與富有機質(zhì)頁巖同時異相沉積的硅質(zhì)巖沉積共同嵌入膏鹽層系中形成的巖性/構(gòu)造圈閉，因而它們形成了以本層系為主的、近源和側(cè)向油氣充注方式的源-儲系統(tǒng)[106-107]。

Yurubchen-Tokhom產(chǎn)區(qū)是西伯利亞Lena-Tunguska地區(qū)最為重要的中元古代-古生代油氣區(qū)，以輕質(zhì)低硫石油為主，其最大油田Verkhnevilyuy油田石油和天然氣探明儲量分別為0.037×109t和105×1012ft3[102]。西伯利亞地臺中晚元古代Riphean期-Vendian期形成典型的裂谷盆地及巨厚的同裂谷期至裂谷后期碎屑巖充填序列，它們被古生代臺地沉積序列覆蓋(尤其是巨厚的寒武系膏鹽層系提供了極佳的區(qū)域封蓋條件)，形成多個中-新元古界古老含油氣系統(tǒng)。古生代時期西伯利亞地區(qū)古老含油氣系統(tǒng)生烴中心普遍遭受部分或完全的構(gòu)造改造與破壞[108]，但該主要構(gòu)造變革期晚于烴源巖主成熟期與主要排烴期(即寒武紀)。尤其是古生代構(gòu)造變形主要發(fā)生于西伯利亞地臺區(qū)剛性基底周緣區(qū)，地臺區(qū)以形成長波長、低起伏度褶皺和較少的斷層破裂構(gòu)造變形特征為主。因此，古生代至今的有效保存條件對于西伯利亞前寒武系含油氣系統(tǒng)至關(guān)重要，其主要得益于寒武系巨厚膏鹽層系和后期較弱的構(gòu)造變形作用。

6.2 四川疊合盆地燈影組油氣成藏和分布特征

6.2.1 烴源巖生物類型低等化和有機質(zhì)高演化

與四川疊合盆地燈影組油氣藏相關(guān)的烴源巖主要為黑色泥頁巖，包括寒武系筇竹寺組-麥地坪組泥頁巖、燈三段泥巖及陡山沱組泥巖。這些烴源巖時代老、經(jīng)歷過多期次構(gòu)造運動，其生物類型低等化和有機質(zhì)高演化的特征對于四川疊合盆地內(nèi)油氣成藏影響較大。由表3可見，四川疊合盆地寒武系、震旦系烴源巖有機質(zhì)生物來源以菌藻類和疑源類等低等生物為主[109-116]，通過干酪根碳同位素判斷其有機質(zhì)類型以Ⅰ型為主，少量為Ⅱ1型。對生烴貢獻較大的藻類有底棲類和浮游類之分，底棲藻類在筇竹寺組泥頁巖中占主體地位，而浮游藻類在陡山沱組泥巖中占主體。生烴熱模擬實驗表明，底棲藻成烴溫度很低，但生烴過程較長，生烴速度慢于浮游藻；兩者在生烴產(chǎn)物上也有區(qū)別，底棲藻生成的飽芳烴要高于浮游藻，浮游藻主要是產(chǎn)出瀝青和非烴，是未熟—低熟油的主要烴源，底棲藻在高—過成熟階段生烴貢獻更大[117]。因此，四川疊合盆地筇竹寺組與陡山沱組在生烴特征方面可能存在一定差異。通過海相鏡質(zhì)體反射率(Rm)[118]、瀝青質(zhì)反射率(Rb)[119]和微粒體反射率換算成的等效鏡質(zhì)體反射率是中國南方下古生界有機質(zhì)成熟度的主要評價標志。從表3可見，寒武系與震旦系3套泥頁巖的等效鏡質(zhì)體反射率均>2.0%，已達高—過成熟演化階段，因此四川疊合盆地寒武系、震旦系古老烴源巖的貢獻主要在于氣藏的形成。總之，烴源巖生物類型低等化和有機質(zhì)高演化是(四川)疊合盆地內(nèi)多次生烴、多次調(diào)整的先決條件，為古老碳酸鹽巖氣藏提供了豐富的物質(zhì)基礎(chǔ)。

6.2.2 儲層成巖作用類型多樣化和負荷作用對儲層質(zhì)量有破壞性

a.古老深層碳酸鹽巖儲層成巖強度大、演化時間長, 趨于致密化。

四川疊合盆地燈影組是最古老的油氣儲層之一，具有時代老、埋藏深、成巖強度大和演化時間長的特點，儲層質(zhì)量總體趨于致密化。燈影組現(xiàn)今埋深差異較大，在威遠-資陽地區(qū)埋深在3～4.5 km，川中地區(qū)在4.8～5.7 km，川北地區(qū)馬深1井8～8.4 km。成巖強度大，經(jīng)歷的成巖作用類型多, 有壓實作用、膠結(jié)作用、重結(jié)晶作用、風化殼喀斯特作用、硅化作用、充填作用、黃鐵礦化作用、烴類充注、溶蝕作用和構(gòu)造破裂作用，儲層物性總體表現(xiàn)為低孔低滲特征[65,77]，其中充填作用和硅化作用是儲層致密化的關(guān)鍵因素。威遠地區(qū)燈影組溶蝕孔洞中主要有3期充填物[120]，溶蝕孔洞的充填順序為：第一世代細晶白云石→第一期烴類充注→第二世代粗晶白云石→第三世代粗晶-巨晶白云石→第二期烴類充注→第四世代方解石+石英/方解石/石英→第三期烴類充注→石油裂解形成瀝青[77]。硅化作用期次多、形態(tài)多樣，主要演化順序為：同生期或成巖早期順紋層硅化(可能與桐灣運動有關(guān))→成巖早期燧石結(jié)核狀硅化→成巖晚期硅質(zhì)脈(構(gòu)造角礫化之前)→成巖晚期-后生期沿裂縫硅化(與長石共生)→后生期脈內(nèi)晚期硅質(zhì)充填物(常與大晶體黃鐵礦或瀝青共生)[77]。因此，在強成巖、長演化作用下，燈影組儲層質(zhì)量總體趨于致密化，其中顆粒白云巖儲層的致密化過程為：膠結(jié)作用(少量溶蝕作用,孔隙度約降低10%～20% )→壓實變形→表生喀斯特→硅化作用/重結(jié)晶作用→壓溶/構(gòu)造喀斯特/重結(jié)晶作用/深埋溶蝕/充填(油氣充注)→抬升/構(gòu)造破裂作用(或持續(xù)埋深)→溶蝕/硅化/充填作用[77]。

表3 四川疊合盆地古老烴源巖生物類型和有機質(zhì)演化特征

*據(jù)Zouetal.(2014)。

b.上覆壓實負荷作用導(dǎo)致深層碳酸鹽巖儲層質(zhì)量變差。

油氣充注和原油裂解是古老深層儲層保存的重要機制[78]。原油在低于160℃的條件下，基本不可能發(fā)生熱裂解[121]。但隨著地層埋深增加，地層溫度、壓力升高，當溫度達到200℃的時候，原油幾乎全部裂解[122]。原油裂解是一個由液態(tài)轉(zhuǎn)化為氣態(tài)和固態(tài)的過程，即氣體體積、固體體積增大，液體體積減少的化學反應(yīng)[123]；同時，由于原油裂解產(chǎn)生相當于本身660余倍天然氣，會導(dǎo)致圈閉體積發(fā)生調(diào)整[32,79,123]。在溫度≤195℃時，無論是封閉，還是開放的地質(zhì)條件下，原油裂解產(chǎn)生天然氣，但圈閉不會出現(xiàn)破裂；但當油藏溫度超過195℃時，封閉條件下的圈閉則破裂，地層水和氣體均會逸散，造成裂解氣藏的調(diào)整；而開放條件下，則僅僅只會排出底水和形成水溶氣來平衡氣藏壓力，圈閉不破壞?？梢?，開放條件的油藏較封閉條件下的油藏更有利于裂解氣藏的原地保存, 即更多的儲集空間為氣體充注，有效地保存下來；而封閉的油藏則遭受破壞，除去瀝青的剩余空間為地層水占據(jù)，隨后發(fā)生膠結(jié)作用或充填作用致使孔隙空間完全堵塞，有效儲層遭受破壞[77,79,124]。

原油裂解形成異常高壓，孔隙流體承受上覆部分負荷，但后期隆升剝蝕造成儲層高壓變?yōu)槌?，無法承受上覆地層的負荷壓力，從而在孔隙內(nèi)部出現(xiàn)壓實負荷作用引起的似垮塌現(xiàn)象；并且由于后期熱液流體的充注和持續(xù)的機械壓實作用，原油裂解后的孔隙被破壞，使殘留于孔隙中的瀝青擠壓至自生石英或熱液礦物的顆粒間, 并呈收攏聚集狀。這種現(xiàn)象在馬深1井(目前中國第一深井)的燈四段儲層中首次見到。馬深1井燈影組在通南巴構(gòu)造隆升以前埋藏深度已超過10 km，地層溫度超過200℃，原油裂解過程中輕的部分向鏈烷烴轉(zhuǎn)化，重的部分通過縮合作用形成以高碳為特征的多環(huán)焦瀝青殘余物，形成瀝青(焦瀝青、碳瀝青)，一般呈顆粒狀或連續(xù)的條帶狀[36,47,125](圖10-A)；同時，原油裂解造成了氣體和固體體積的增加，形成流體孔隙超壓。但由于米倉山隆升導(dǎo)致燈影組地層流體壓力由超壓變?yōu)槌海谏细驳貙映掷m(xù)的強負荷壓實作用下，孔隙形態(tài)出現(xiàn)擠壓變形(圖10-B)，固態(tài)瀝青變形甚至破碎，呈斷續(xù)狀或連續(xù)條帶狀(圖10-C、I)；并且由于后期埋藏成巖流體或熱液流體的充注裂縫，形成白云石、石英沉淀(圖10-B、D、G)，進一步堵塞孔隙空間，降低儲層孔滲性。

6.2.3 油氣成藏過程具烴態(tài)轉(zhuǎn)變和多階段性

目前利用包裹體來確定油氣成藏期次已成為基本手段，中國多個疊合盆地油氣成藏都利用儲層內(nèi)包裹體特征來確定油氣藏期次并進一步推導(dǎo)出油氣成藏過程[126-130]。以四川疊合盆地燈影組為例，發(fā)現(xiàn)有純油、油氣、純氣和純水4類包裹體存在。在以往的烴類演化研究中，多是以烴源巖直接生油或生氣階段來劃分油氣成藏過程，國內(nèi)外也曾提出過油裂解氣的問題[131-133]，但并沒有得到重視。有學者提出四川盆地寒武系烴源油裂解氣，指出古構(gòu)造聚油、后期改造適度、疊合盆地增熱油藏裂解到氣藏的階段性[134]。海相下寒武統(tǒng)烴源主要為Ⅰ型干酪根，最先排出的是大量的液態(tài)烴。液態(tài)烴經(jīng)歷高溫深埋熱裂解后形成氣藏，再通過調(diào)整形成現(xiàn)今氣藏的過程就可以很好地與包裹體類型、溫度相匹配。

疊合盆地古老深層碳酸鹽巖的油氣成藏從烴源巖排出烴源至最終成藏，往往經(jīng)歷了數(shù)億年的時間，因此造成早聚晚藏的特征；而之間由于構(gòu)造活動和深埋高溫作用，烴類相態(tài)在不斷演化，不僅僅盆地類型在不同的階段有不同的特征，油氣在相態(tài)轉(zhuǎn)變過程中也有不同的特征，因此烴態(tài)轉(zhuǎn)變(固、液、氣)和多階段性是疊合盆地古老深層碳酸鹽巖油氣成藏的基本特征。而“四中心”(生烴中心、生氣中心、儲氣中心和保氣中心)耦合成藏過程充分地揭示了疊合盆地油氣成藏過程的烴態(tài)轉(zhuǎn)變和多階段性特征[33]。

圖10 四川疊合盆地馬深1井燈影組因壓實負荷作用導(dǎo)致孔隙和瀝青變形破壞圖版Fig.10 Deformation and destruction of the pores and bitumen in the Denying Formation due to the overlain loading at Well Mashen 1 in the Sichuan superimposed basin(A)瀝青呈連續(xù)狀充填于晶間溶孔中，馬深1井，燈四段，4×10，單偏光，深度8 055.56 m; (B)顆粒狀或長條狀瀝青聚集并擠壓在自生石英或熱液礦物顆粒晶間，馬深1井，燈四段，10×10，單偏光，深度8 055.67 m; (C)碳瀝青擠壓破裂后被熱液流體充注，馬深1井，燈四段，掃描電鏡，1 400×，深度8 055.76 m; (D)原油裂解為碳瀝青后經(jīng)擠壓變形賦存于自生石英與白云石晶粒間，馬深1井，燈四段，2×10，掃描電鏡，深度8 055.67 m; (E)顆粒狀或長條狀瀝青擠壓破碎后被熱液流體充注，馬深1井，燈四段，10×10，單偏光，深度8 056.23～8 056.47 m; (F)油藏經(jīng)裂解后保存較好的孔隙及半充填的條帶狀瀝青，馬深1井，燈四段，4×10，單偏光，深度8 057.11 m; (G)碳瀝青被擠壓彎曲并賦存于自生石英晶粒間，馬深1井，燈四段，10×10，深度8 057.29～8 057.47 m; (H)瀝青呈彎曲的條帶狀或不連續(xù)狀賦存于自生石英顆粒間，馬深1井，燈四段，10×10，深度 8 057.29～8 057.47 m; (I)碳瀝青被擠壓后呈彎曲的條帶狀賦存于自生石英顆粒間，馬深1井，燈四段，10×10，深度8 057.29～8 057.47 m

6.2.4 油氣分布具有突出的差異性和多因素聯(lián)控

四川疊合盆地燈影組“四中心”耦合成藏從過程上理順了油氣成藏的階段性和分布的差異性，各中心主要發(fā)育特征及其控制因素如表4所示。其中生烴中心主要受控于優(yōu)質(zhì)烴源巖的發(fā)育區(qū)域，即受晚震旦世-早寒武世發(fā)育的綿陽-長寧拉槽所控制，拉張槽內(nèi)形成了優(yōu)質(zhì)烴源灶，提供了堅實的物質(zhì)基礎(chǔ)；生氣中心主要指古油藏，燈影組古油藏受加里東古隆起的控制，具大面積成藏、局部富集的特征；儲氣中心主要由持續(xù)埋藏后喜馬拉雅期前燈影組古構(gòu)造決定；保氣中心則受盆山結(jié)構(gòu)的控制，盆山結(jié)構(gòu)造成盆地內(nèi)構(gòu)造的調(diào)整和變化，在天然氣差異聚集的作用下，形成現(xiàn)今氣藏[89]。顯然, 油氣“四中心”的形成、分布及其主控因素均有所不同, 具有突出的差異性和多因素聯(lián)控特征(表4)。

四川疊合盆地燈影組自喜馬拉雅期以來，隨著盆山結(jié)構(gòu)的形成和盆地內(nèi)構(gòu)造的定型，受天然氣差異聚集的影響燈影組天然氣成藏(破壞)模式有5種：高石梯型、威遠型、通南巴型、焦石壩型和丁山-林灘場型(表5)。這5種成藏模式基本上反映了四川疊合盆地燈影組的勘探現(xiàn)狀, 充分揭示了油氣分布的多因素聯(lián)控特征。

6.2.5 油氣形成和保存的關(guān)鍵因素

a.烴源充足

疊合盆地古老深層碳酸鹽巖油氣形成最關(guān)鍵的基礎(chǔ)控制因素是烴源充足，如果沒有充足的烴源，很難形成大規(guī)模油氣藏。烴源充足主要表現(xiàn)在2個方面, 一是烴源巖厚度大且質(zhì)量佳。以燈影組為例，其主力烴源巖下寒武統(tǒng)筇竹寺組是四川疊合盆地及周緣分布最廣，厚度也較大的海相優(yōu)質(zhì)烴源巖，平均厚度180 m，拉張槽內(nèi)的厚度可達300～500 m[36,64,135]。筇竹寺組有效厚度(wTOC>0.5%)一般都在50 m以上，生氣強度可達5×109m3/km2; 拉張槽內(nèi)部筇竹寺組的有效厚度一般在60 m以上，生氣強度達14×109m3/km2，為拉張槽兩側(cè)古油藏近源充注提供了豐富的油源[55]。另一方面是有機質(zhì)成氣率高, 深埋高溫作用使得四川疊合盆地內(nèi)海相地層(無論是烴源巖、儲集層, 還是輸導(dǎo)層等)中一切能生成天然氣的有機質(zhì)(干酪根、原油、瀝青等)均充分、完全地轉(zhuǎn)化成天然氣，致使有機質(zhì)成氣率極高。充足的烴源，為油氣成藏奠定了堅實基礎(chǔ)。

b.保存條件佳

保存條件佳是疊合盆地古老深層碳酸鹽巖油氣能否最終成藏的關(guān)鍵。中下三疊統(tǒng)膏鹽巖特征和構(gòu)造穩(wěn)定性決定了四川疊合盆地內(nèi)具有極佳的保存條件(圖11)。

表4 四川疊合盆地燈影組“四中心”耦合成藏特征及主控因素

表5 四川疊合盆地燈影組天然氣成藏模式特征對比

圖11 四川疊合盆地及周緣保存條件評價示意圖Fig.11 Diagram showing quality of the preservation condition of the Sichuan superimposed basin and its surrounding region

中下三疊統(tǒng)嘉陵江組與雷口坡組的膏鹽巖是四川疊合盆地非常好的區(qū)域封蓋層，俗稱“白被子”，累計厚度可達數(shù)十至數(shù)百米，如關(guān)基井厚達261 m，川科1井厚達512 m。膏鹽巖層除了具封蓋作用外，在構(gòu)造強烈地區(qū)由于巖性較軟，斷層很難穿過膏鹽巖層，對斷層的封閉性也是至關(guān)重的。因此, 中下三疊統(tǒng)膏鹽層厚度和分布特征使四川疊合盆地內(nèi)具有極佳的保存條件[136]。

四川疊合盆地位于揚子板塊西緣和青藏高原東緣, 但地球物理資料揭示盆地前寒武系基底保存有完整的古俯沖帶和地塹-地壘結(jié)構(gòu)構(gòu)造[37,137], 說明盆地基底后期非常穩(wěn)定。四川盆地作為典型的多階段陸內(nèi)盆地(疊合盆地)，顯生宙以來經(jīng)歷了晚震旦世-中三疊世克拉通外圍多幕強拉張-強擠壓、克拉通內(nèi)多幕弱拉張-弱擠壓體制下的海相碳酸鹽巖臺地, 晚三疊世-晚白堊世強擠壓體制下的復(fù)合前陸盆地, 和新生代以來強隆升作用的褶皺隆升改造三大演化階段[138]。因此, 四川盆地可能是具獨特形成過程和特征的疊合盆地新類型，我們稱為周緣活動主控下形成的疊合盆地, 其突出特征表現(xiàn)為內(nèi)部穩(wěn)定、周緣活動及基底構(gòu)造和蓋層構(gòu)造的解耦特征[139], 從而決定了盆地內(nèi)具有極佳的油氣保存條件。

7 結(jié) 論

a.四川疊合盆地深層震旦系燈影組勘探歷經(jīng)50余年，經(jīng)歷了從背斜理論結(jié)合油氣苗勘探至古隆起與拉張槽理論指導(dǎo)勘探的過程，形成了“四中心”耦合的油氣成藏理論和“三級三元”聯(lián)控的油氣分布理論。

b.四川疊合盆地燈影組氣藏的主力烴源巖為與其直接接觸的下寒武統(tǒng)筇竹寺組，受綿陽-長寧拉張槽的影響主要分布在川西至川南的狹長地段；儲集層主要為微生物白云巖與受桐灣運動影響形成的風化殼儲集層；蓋層為筇竹寺組泥質(zhì)巖。燈影組生儲蓋組合從層位上來講是上生下儲頂蓋型，從空間分布來講主要是旁生側(cè)儲頂蓋型。

c.四川疊合盆地燈影組天然氣的形成經(jīng)歷了“四中心”耦合成藏過程：二疊紀時筇竹寺組烴源巖(生烴中心)形成的烴類通過燈影組頂不整合面及其下優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育帶形成的輸導(dǎo)體系向盆地四周大規(guī)模、長距離運移，形成了四川疊合盆地燈影組大面積成藏、局部富集的古油藏特征。由于持續(xù)深埋作用，盆地內(nèi)古油藏(生氣中心)中的石油裂解形成古氣藏(儲氣中心)。晚白堊世至今受構(gòu)造活動褶皺隆升剝蝕作用的影響，古圈閉解體形成眾多小型構(gòu)造-巖性圈閉。受威遠等盆地內(nèi)快速隆升高部位和盆緣造山帶的影響，燈影組氣藏內(nèi)的天然氣沿不整合面再次發(fā)生長距離運移調(diào)整成藏或破壞，形成現(xiàn)今天然氣藏(保氣中心)，主要包含5種模式：緊鄰拉張槽，圈閉具有持續(xù)性，隆升作用弱，保存條件未被破壞，形成大氣田(高石梯氣田)；緊鄰拉張槽，圈閉形成較晚，隆升作用較強，保存條件部分破壞，部分天然氣垂向逸散，形成大氣田(威遠氣田)；距拉張槽有一定距離，圈閉形成晚于天然氣大規(guī)模運移，保存條件未被破壞，捕獲殘余氣(通南巴)；位于盆地內(nèi)但靠近造山帶，保存條件未被破壞，天然氣側(cè)向運移逸散而未能成藏(焦石壩)；保存條件被破壞，天然氣逸散未能成藏(丁山-林灘場)。

d.四川疊合盆地燈影組揭示的古老深層碳酸鹽巖油氣成藏和分布主要特征有:烴源巖生物類型低等化和有機質(zhì)高演化；儲集層成巖強度大、演化時間長, 趨于致密化，上覆負荷作用可能導(dǎo)致深層儲集層質(zhì)量變差；油氣成藏過程具烴態(tài)(固、液、氣)轉(zhuǎn)變和多階段性，油氣分布具有突出的差異性和多因素聯(lián)控; 油氣形成和保存的關(guān)鍵因素是烴源充足、保存條件佳和構(gòu)造穩(wěn)定。

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The formation process and characteristics of ancient and deep carbonate petroleum reservoirs in superimposed basins:A case study of Sinian (Ediacaran) Dengying Formation in the Sichuan superimposed basin, China

SUN Wei, LIU Shugen, SONG Jinmin, DENG Bin, WANG Guozhi,WU Juan, JIAO Kun, LI Jinxi, YE Yuehao, LI Zhiwu, LI Zeqi

StateKeyLaboratoryofOilandGasReservoirGeologyandExploitation,ChengduUniversityofTechnology,Chengdu610059,China

The Sinian (Ediacaran) Dengying Formation is the oldest gas-bearing carbonate strata in China and it has been explored and studied for more than 50 years. This ancient and deep petroleum system is characterized by high quality reservoir rock of Upper Sinian Dengying Formation microbial dolomite, and by high quality source rock and cap rock of Lower Cambrian Qiongzhusi Foramtion mudstone. The formation processes of petroleum accumulation are the coupling of hydrocarbon generation center, gas generation center, gas accumulation center and gas preservation center. Hydrocarbon in the Dengying Formation is generated from hydrocarbon generation center at first, then migrated into the old pools, and thermally cracked into gas generation center finally. Long distance migration, adjustment and distruction again occur along the unconformity surface of Dengying Formation due to the effect of late stage rapid uplift and orogenic belts around the Sichuan Basin, and eventually form the present gas preservation center. There are 5 models for the pool accumulation and pool distruction of Dengying Formation, the Gaoshiti style, Weiyuan style, Tongnaba style, Jiaoshiba style and Dingshan-Lintanchang style. In general, the typical features of ancient and deep petroleum system in the Ediacaran Dengying Formation across the Sichuan Basin are as follows: (1) Source rock is of high thermal maturity and microbial; (2) Reservoir rock is charaterized by old age, high diagenesis, low-/ultralow porosity and permeability; (3) Mutli-phase changes (i.e., solid, liquid and gas states) and multistage processes occur due to multifactors; and (4) Key factors to petroleum formation and preservation are abundant source, favorable perservation condition and stable tectonics.

superimposed basin; Ediacaran; Dengying Formation; ancient and deep layer; carbonate; petroleum accumation

10.3969/j.issn.1671-9727.2017.03.01

1671-9727(2017)03-0257-29

2017-01-10。

國家科技重大專項(2017ZX05005003-007)； 國家重點基礎(chǔ)研究發(fā)展計劃“973”項目(2012CB214805)。

孫瑋(1978-),男,博士,從事石油地質(zhì)學和構(gòu)造地質(zhì)學的教學與科研工作, E-mail:sunweicdut@163.com。

劉樹根(1964-),男，博士，教授，博士生導(dǎo)師，從事石油地質(zhì)學和構(gòu)造地質(zhì)學的教學與科研工作, E-mail:lsg@cdut.edu.cn。

TE122.1

A