劉 歡，李明隆，江 林，夏吉文，王廷棟

1.西南石油大學地球科學與技術學院，四川 成都 610500

2.中國石油西南油氣田分公司蜀南氣礦，四川 瀘州 646000

引 言

烴類的生成運聚具有階段性，不同有機質在不同演化階段生成的烴類性質和數(shù)量不同[1]。由于構造活動與圈閉形成也具有階段性，因此不同時期形成的圈閉可捕獲烴源巖不同演化階段的油氣。特別是在構造活動較為頻繁的地區(qū)，烴源巖早期生成的油氣即使被圈閉聚集成藏，由于后期的構造作用，油氣發(fā)生散失或轉移，使一些圈閉只能捕獲晚期生成的天然氣[2]。以上即是油氣分段捕獲的核心內容，對天然氣成藏各個要素的匹配分析和成藏過程動態(tài)分析非常重要。

本文以四川盆地南部威遠、資陽、高磨（高石梯-磨溪）3個含氣構造單元為研究對象，這3個構造同屬于樂山—龍女寺古隆起的一部分，隨著古隆起形態(tài)演化一直在發(fā)生調整，高磨地區(qū)震旦系燈影組氣藏從震旦紀至今一直處于古隆起相對高部位，寒武系氣藏也為繼承性古高地；資陽構造震旦系-寒武系氣藏從印支期至喜馬拉雅期以前處于高部位，后調整為威遠構造的北斜坡部位；威遠構造恰恰相反，在喜馬拉雅期以前處于斜坡部位，之后調整為高部位[3]。

根據(jù)前人的研究，震旦系-寒武系天然氣主要為原油裂解氣，氣源主要為下寒武統(tǒng)筇竹寺組烴源巖，為一套有機質豐度高（TOC平均1.95%）、厚度大（川南平均約400 m）的海相深色泥頁巖（圖1），成熟度較高，現(xiàn)今成熟度最高達到了生氣上限3%以上[4-9]。威遠、資陽、高磨3個地區(qū)均發(fā)育寒武系烴源巖，但厚度存在差異，尤其是3個地區(qū)緊鄰南邊的主力供烴區(qū)——生油洼陷區(qū)（圖1）。洼陷區(qū)、隆起區(qū)以及斜坡區(qū)烴源巖成熟的時期不一致，從洼陷區(qū)到隆起區(qū)烴源巖依次序列生烴，3個地區(qū)的構造演化差異導致形成有效圈閉的時期不一致，就必然導致油氣成藏存在分段多期捕獲。加之，早期形成的古油藏會進一步裂解或發(fā)生氣侵形成古氣藏，古氣藏又可能發(fā)生原地聚集或異位轉移；烴源巖晚期進一步產生的干酪根裂解氣也能聚集成藏，因此，整個成藏過程就顯得更加復雜，了解烴源巖演化規(guī)律和利用油氣分段捕獲的思想是分析復雜地區(qū)油氣多期成藏的一個重要手段。

圖1 四川盆地南部地質與烴源巖概圖Fig.1 Thicker of hydrocarbon and geological sketch map of southern Sichuan Basin

1 烴源巖生烴演化規(guī)律

1.1 烴源巖序列生烴

下寒武統(tǒng)筇竹寺組成熟度較高，現(xiàn)今成熟度最高達到了生氣上限3%以上，其經歷了完整的烴源巖演化過程，在時間上，從古至今，生烴具有從生油、生濕氣，到生干氣的完整序列；同時，在樂山-龍女寺古隆起區(qū)、斜坡區(qū)、洼陷區(qū)等不同區(qū)域，烴源巖生烴也具有空間上的序列性。

烴源巖熱演化史研究見表1、圖2。瀘州核部-長寧地區(qū)正好處于裂陷槽內，屬于洼陷區(qū)，其筇竹寺組烴源巖成熟早，往西北靠近樂山-龍女寺隆起區(qū)烴源巖成熟晚。早志留世末，瀘州核部地區(qū)烴源巖演化進入到生油高峰，屏山-自貢 威遠-內江一帶烴源巖屬于低熟油階段；二疊紀末，生油區(qū)域向西北方向擴展，瀘州核部地區(qū)進入凝析油-濕氣階段，長寧少部分地區(qū)開始生成干氣；中三疊世和晚三疊世成熟度進一步增高，瀘州核部——長寧地區(qū)生干氣的區(qū)域增加，西北部也都開始生油，生成凝析油氣的區(qū)域進一步增加；到了侏羅紀末期，除樂山—資陽一帶烴源巖處于生成濕氣階段外，大部分地區(qū)都處于干氣階段（圖2）。寒武系的烴源巖生烴演化具有從洼陷區(qū)-斜坡區(qū)-古隆起核部先后依次序列演化生烴的特征，不同階段生成油氣的性質和區(qū)域都有所變化，由于古隆起的持續(xù)發(fā)育，除洼陷區(qū)烴源巖長期向古隆起高部位區(qū)運聚供烴之外，古隆起高部位的原地烴源巖在油氣生成高峰也可直接就近供烴。

1.2 原油裂解氣

對于天然氣的成藏，除了烴源巖演化到高熟階段生成的濕氣、干氣的聚集以外，早期形成的古油藏進一步裂解成氣產生原地聚集或異位聚集，是非常重要的一部分。據(jù)前人的研究，海相腐泥型烴源巖以生油為主（約80%），干酪根生氣只占較少的部分（約 20%）[13-14]，說明原油裂解氣占了很大比例。原油裂解氣既發(fā)生在烴源巖內，也發(fā)生在排驅過程和儲層中[15-16]；早期的古油藏可以裂解成干氣藏，古隆起斜坡地帶的分散型滯留原油也可裂解成氣[6]。因此，最終氣藏除了來源于烴源巖持續(xù)演化，干酪根生氣以外，更為重要的來源是原油裂解氣，本文也將原油裂解氣分為兩部分：富集型的古油藏裂解和分散型滯留原油裂解，二者的具體比例會隨著實際地質條件的變化而差異很大，但都不能忽視（圖3）[17]，特別是古隆起斜坡地帶的分散型滯留原油裂解氣。

對問卷答案的數(shù)據(jù)進行了初步分析，58位教師在日常的教學過程中，PowerPoint的使用率為100%， word的使用率為51.7%， Excel 表格的使用率為25.9%；PowerPoint插入功能的使用中，文字，圖片，文本框的插入使用率為98.3%，插入超鏈接的使用率為77.6%，插入音頻的使用率為58.6%，插入視頻的使用率為65.5%，編輯背景的使用率為32.8%，設置動畫效果的使用率為29.3%；PPT因版本差異等原因無法正常播放，能現(xiàn)場自行解決的教師比例為25.9%。

表1 四川盆地南部寒武系烴源巖生烴高峰及儲層原油裂解期統(tǒng)計表Tab.1 Period of hydrocarbon generation peak of Cambrian source rocks and period of oil-cracking in Sinian-Cambrian reservoirs

圖2 四川盆地南部寒武系烴源巖演化平面分布特征Fig.2 The plane distribution of Cambrian source rock evolution in south Sichuan Basin

圖3 海相烴源生烴模式Fig.3 Hydrocarbon-generation model of Marine source rock

無論生油母質是何種類型[18-20]，原油發(fā)生裂解的溫度基本都高于160.00°C。東營洼陷豐深1井熱模擬實驗[21]也顯示，當?shù)販剡_到160.00°C以上時，原油開始大量裂解。表1也分析了震旦系燈影組和寒武系龍王廟組儲層溫度處于160.00°C以上的地質時期，即古油藏開始大量裂解的時期，也即為原油裂解氣對天然氣成藏的貢獻時期。其中，高磨地區(qū)龍王廟組現(xiàn)今地溫137.50～143.90°C，燈影組150.20～163.28°C，高磨地區(qū)燈影組從三疊紀末至今儲層原油一直處于持續(xù)高溫裂解，龍王廟組原油裂解在早侏羅世—古近紀。威遠—資陽現(xiàn)今地溫較低，只在古近紀及以前燈影期和龍王廟期原油發(fā)生了原油裂解；斜坡區(qū)燈影組儲層溫度從二疊紀末至今基本也都在160.00°C以上，原油一直在裂解；斜坡區(qū)龍王廟組原油裂解發(fā)生在早侏羅世—古近紀；洼陷區(qū)不管燈影期還是龍王廟期至今地溫都高于原油裂解門限。

2 油氣分段捕獲與成藏分析

結合上述烴源巖的演化規(guī)律、油氣大量裂解的時期以及圈閉形成時間等，可以利用天然氣分段捕獲原理，解剖研究區(qū)震旦系-寒武系的成藏過程，認識油氣運聚成藏規(guī)律（圖4）。

高磨地區(qū)震旦紀至今一直處于古隆起相對高部位，震旦系—寒武系圈閉可以捕獲所有階段生成的油氣，首先是洼陷區(qū)寒武系烴源巖在志留紀生油高峰產生的原油；其次是斜坡區(qū)和高磨原地生成的原油；尤其在三疊紀，洼陷區(qū)烴源巖達到生氣高峰，天然氣繼續(xù)向高磨地區(qū)運移侵入，對已聚集的液態(tài)烴產生氣侵作用。前人研究表明，氣侵使古油藏中輕質組分被天然氣溶解，油藏中的重質組分，主要是瀝青質脫出[22-23]。在高磨地區(qū)燈影組和龍王廟組發(fā)現(xiàn)了大量瀝青質存在的證據(jù)，儲層薄片顯微鏡下可觀察到瀝青質襯邊、分散狀瀝青脈、半充填焦瀝青與瀝青質共存等現(xiàn)象[9-10，24-25]（圖 5），筆者推測，氣侵使液態(tài)烴部分轉化為固態(tài)瀝青，一方面增大了孔隙儲氣的空間，對古氣藏形成有利；另一方面，在古油藏的邊部如果發(fā)生氣侵也可能產生大量的瀝青質堵塞孔隙，阻礙油氣進一步運移。對氣侵與瀝青質形成的研究有待進一步深入，其在油氣成藏過程中的作用不容忽視；再次，早白堊世古隆起高部位及斜坡區(qū)、洼陷區(qū)均達到過成熟階段，晚期干酪根裂解氣大量生成，也能進一步運聚到高磨地區(qū)。

資陽地區(qū)震旦系-寒武系圈閉最早形成于三疊紀印支運動，洼陷區(qū)生油高峰的原油難以捕獲，但可以捕獲資陽地區(qū)烴源巖生油高峰的原油，并進一步裂解形成原油裂解古氣藏，但經歷喜馬拉雅運動的調整，資陽從高部位調整至斜坡，油氣未得到較好地保存，鉆井揭示，現(xiàn)今震旦系—寒武系水井、殘余氣井居多；相反，威遠構造形成晚，在喜馬拉雅期以前一直處于古隆起斜坡帶，喜馬拉雅期后調整為高部位，此時可捕獲處于威遠北斜坡的資陽構造轉移過來的天然氣，同時威遠也可以捕獲晚期干酪根裂解氣。

圖4 四川盆地南部地區(qū)油氣成藏事件與成藏過程圖Fig.4 Hydrocarbon generation sequence of Cambrian source rocks and probable period of oil and gas accumulation

圖5 氣侵形成的瀝青質分布特征Fig.5 Distribution characteristics of gas-invaded asphaltene

通過油氣分段捕獲原理可以對氣藏進行“將今論古”的分析，當然也可以預測未知區(qū)塊的成藏潛力。例如，瀘州古隆起區(qū)烴源巖一直持續(xù)生烴，如果有好的儲層和圈閉，該地區(qū)能捕獲烴源巖生氣高峰及其以后階段的天然氣，包括分散型滯留原油裂解氣和晚期階段的干酪根裂解氣，其天然氣勘探潛力大，值得進一步勘探。

3 結 論

（1）海相烴源巖最終形成的天然氣主要來源于原油裂解，除典型的富集型和分散型外，滯留原油裂解氣不可忽視。四川盆地高磨地區(qū)震旦系 寒武系圈閉以捕獲原地古油藏裂解氣為主，威遠、資陽則不排除分散型滯留油氣的裂解，在靠近斜坡和洼陷區(qū)域，大量分散型滯留原油裂解氣還可以進一步聚集成藏。

（2）具有洼陷—斜坡—隆起地質背景的烴源展布，一般存在烴源序列生烴，即不同地質時期、不同區(qū)域生成油氣的性質有所變化，且能相互影響，應當將古隆起演化規(guī)律和烴源巖序列生烴結合起來，利用油氣分段捕獲思想分析天然氣成藏規(guī)律。

（3）四川盆地南部震旦系-寒武系天然氣成藏經歷了古油藏形成、天然氣氣侵古氣藏形成、古油氣藏裂解蝕變、晚期干酪根裂解氣充注與調整等階段。除高磨地區(qū)幾乎捕獲了所有階段的油氣，威遠、資陽捕獲了局部階段油氣之外，瀘州古隆起區(qū)能捕獲生氣高峰及其以后階段的天然氣，包括分散型滯留原油裂解氣和晚期干酪根裂解氣，如果落實該地區(qū)的儲層和圈閉，其天然氣勘探潛力很大。