金 強(qiáng)，程付啟，王秋彤，王銅山

(1.中國石油大學(xué)(華東) 地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東 青島 266580；2.中國石油勘探開發(fā)研究院 石油地質(zhì)研究所，北京 100083)

隨著勘探的發(fā)展，剩余油氣資源賦存的地質(zhì)條件越來越復(fù)雜，勘探成功率有下降趨勢(shì)[1]，但也有驚人突破[2]。四川盆地經(jīng)過50多年不同思路、不同目標(biāo)的勘探[3-7]，于2011年在德陽—安岳裂陷槽東側(cè)燈影組儲(chǔ)層獲高產(chǎn)氣流，發(fā)現(xiàn)了國內(nèi)單體規(guī)模最大的海相氣田——安岳氣田，其燈四段臺(tái)緣帶含氣面積約1 500 km2，控制儲(chǔ)量高達(dá)5 000×108m3，證實(shí)前寒武系天然氣資源潛力巨大[8-10]。與此同時(shí)，在裂陷槽西側(cè)也開展了天然氣勘探，因?yàn)檫@里具有相同的烴源巖和氣源條件(寒武系筇竹寺組和燈三段烴源巖)、相似的儲(chǔ)集條件(燈四段和燈二段溶蝕孔縫非常發(fā)育)和較好的構(gòu)造圈閉(低幅大面積構(gòu)造圈閉)[11-13]。然而除了威遠(yuǎn)氣田以外，探井均發(fā)現(xiàn)瀝青和天然氣顯示，尚未發(fā)現(xiàn)較大規(guī)模的天然氣藏[14]。

勘探失利井的分析已經(jīng)成為油氣勘探的組成部分[15]，一般來說，由井位部署人員從構(gòu)造或圈閉落實(shí)情況、儲(chǔ)層發(fā)育與否、油氣地質(zhì)是否有利等方面進(jìn)行分析，很少列為課題進(jìn)行科學(xué)研究，經(jīng)常是公說公有理、婆說婆有理而不了了之。據(jù)了解，因油氣地質(zhì)不明而導(dǎo)致的失利占據(jù)多數(shù)[16]。針對(duì)失利井人們常常從以下幾方面找原因：(1)可能是構(gòu)造及圈閉的落實(shí)程度不夠，因?yàn)殂@井前地質(zhì)資料不充分會(huì)導(dǎo)致錯(cuò)誤的地質(zhì)認(rèn)識(shí)，或者因?yàn)榈卣鹳Y料多解性導(dǎo)致構(gòu)造及圈閉解釋有誤；(2)可能是儲(chǔ)層預(yù)測不準(zhǔn)，因?yàn)閮?chǔ)層沉積相帶或成巖作用的變化導(dǎo)致設(shè)計(jì)井位處儲(chǔ)層變差或消失；(3)可能是油氣成藏條件不清楚，包括油氣源條件不充足、所鉆圈閉不在油氣運(yùn)移路徑上、蓋層不佳、斷層不封閉等[17-18]。上述分析往往是勘探人員事后的自我分析，很少有人將其作為一個(gè)研究課題進(jìn)行專門研究。H井是德陽—安岳裂陷槽西側(cè)燈影組天然氣勘探的一口失利井，該井鉆在一個(gè)寬緩背斜上(圖1)，燈四段和燈二段白云巖發(fā)現(xiàn)大量溶蝕孔洞縫，而且充滿了瀝青，說明該井所在的構(gòu)造具有原油充注成藏過程，鉆井過程中有天然氣顯示，可是目的層段測試結(jié)果為水層。經(jīng)過構(gòu)造、儲(chǔ)層和油氣地質(zhì)專家的多次討論，沒有給出令人信服的失利緣由，有些專家估計(jì)是天然氣成藏過程出現(xiàn)了問題，并且將其列入國家油氣重大專項(xiàng)的研究課題進(jìn)行研究，這可能是空前的。筆者在燈四段采取19塊樣品，進(jìn)行巖礦和地球化學(xué)分析，得到油氣成藏過程的相關(guān)數(shù)據(jù)，認(rèn)為H井所在構(gòu)造具有正常的原油成藏過程，可是天然氣成藏過程不佳，隨后的構(gòu)造活動(dòng)恢復(fù)了背斜構(gòu)造形態(tài)，但是沒有天然氣聚集，導(dǎo)致勘探失利。

圖1 H井所在四川盆地的構(gòu)造位置、燈影組柱狀圖和H井構(gòu)造剖面

1 瀝青特征及充注過程

H井燈四段主要是溶蝕孔洞發(fā)育的疊層藻白云巖(圖1)。巖心觀察發(fā)現(xiàn)，80%以上的孔洞縫中都有瀝青充注現(xiàn)象，說明當(dāng)時(shí)液態(tài)油充注很普遍。肉眼看瀝青基本是一致的：黑色、具有絲絹光澤，但是在顯微鏡和掃描電鏡下，看到了不一樣的瀝青。

1.1 瀝青顯微與能譜特征

磨制薄片在顯微鏡下觀察，發(fā)現(xiàn)瀝青在各種巖性(晶粒白云巖、藻屑白云巖、殘余內(nèi)碎屑白云巖)均有分布，約30%～40%的溶蝕縫洞瀝青充注度達(dá)到100%，50%的白云石晶間孔、超大溶蝕孔瀝青充注度在70%以上。瀝青產(chǎn)狀取決于溶蝕孔洞縫的形態(tài)，有的為溶蝕的環(huán)狀孔(圖2a，b)、溶蝕裂縫(裂縫先由白云石充填，再由瀝青充填，圖2c-f)、溶蝕孔洞中瀝青呈團(tuán)塊狀(圖2g-l)。加載熒光，發(fā)現(xiàn)有的瀝青發(fā)橙色(圖2b，d)或紫色熒光(圖2d，f，j)，說明瀝青成熟度中—高[19-20]，有的不發(fā)熒光(圖2c，g，i，k，l)，部分呈氣孔狀、碎塊狀(圖2g，k，l)，可能與水洗有關(guān)[21-23]。

利用能量分散譜儀(EDS)對(duì)樣品進(jìn)行X射線散射并展開其光譜，實(shí)現(xiàn)對(duì)觀察點(diǎn)的元素組成定性和定量分析[24-26]，發(fā)現(xiàn)2種瀝青：(1)高碳瀝青，呈均質(zhì)團(tuán)塊狀充填在溶蝕孔縫洞中，C元素在能譜圖上為最高峰(圖3a)，相對(duì)含量在60%以上(該樣點(diǎn)為64.32%，表1)，O/C原子比較低，為0.19，S/C原子比為0.38，說明該點(diǎn)瀝青接近原始狀態(tài)，沒有經(jīng)歷水洗作用。此外，該類瀝青中含有相對(duì)含量超過2%的Na、Mg、Ca等金屬元素，推測它們來自運(yùn)移通道上的白云巖等；(2)低碳瀝青，在掃描電鏡下具有羽毛狀或碎塊狀，在能譜圖上O元素成為最高峰(圖3b)，C元素峰明顯下降，含量在40%以下(該樣點(diǎn)為35.01%，表1)，O/C原子比高達(dá)0.84，S/C原子比降低為0.01，說明該樣點(diǎn)的瀝青被氧化、水洗作用改造了。

1.2 溶蝕孔洞縫白云石—瀝青充填次序

對(duì)含瀝青巖石薄片進(jìn)行顯微鏡觀察，發(fā)現(xiàn)孔洞縫內(nèi)白云石和瀝青的充填次序有如下5種：溶蝕孔洞(藻粒內(nèi))瀝青充填(圖4a)；溶蝕孔洞白云石Ⅰ期充填—再溶蝕—瀝青充填(圖4b)；溶蝕孔洞白云石Ⅰ期充填—白云石Ⅱ期充填—?dú)堄嗑чg孔瀝青充填(圖4c)；溶蝕孔洞白云石Ⅰ期充填—石英充填—瀝青充填(圖4d)；白云石充填Ⅰ—白云石充填Ⅱ—石英充填(圖4e，f)。

圖2 四川盆地H井燈四段儲(chǔ)層瀝青顯微鏡、掃描電鏡照片

a，b.樣品5234-dn4-7，a為單偏光(100×)，b為紫色熒光(100×)，黑色瀝青呈環(huán)狀、團(tuán)狀充填于溶蝕孔或白云石晶間孔中，發(fā)亮橙色熒光；c，d.樣品5255-dn4-13，c為單偏光(40×)，d為紫色熒光(50×)，溶蝕縫充填瀝青，發(fā)橙色熒光瀝青充填于溶縫周緣，不發(fā)熒光瀝青呈團(tuán)塊狀充填于溶縫和微裂縫中；e，f.樣品5253-dn4-12，e為單偏光(100×)，f為紫色熒光(100×)，瀝青呈條帶狀、線狀充填于裂縫和微裂縫中，不發(fā)熒光；g.樣品5257-dn4-17，碎塊狀瀝青充填于白云石晶間孔中；h.樣品5257-dn4-17，顆粒狀瀝青充填于白云石晶間孔中；i.樣品5257-dn4-17，團(tuán)狀瀝青充填于溶孔中；j.樣品5257-dn4-17，塊狀均質(zhì)瀝青充填于溶蝕縫中，瀝青邊緣平直；k.樣品5256-dn4-16，均質(zhì)瀝青充填于溶蝕縫中，邊緣呈鋸齒狀；l.樣品5256-dn4-16，中間為均質(zhì)瀝青、兩側(cè)為碎塊狀和氣孔狀瀝青

Fig.2 Microscope and SEM photos of bitumen in fourth member of Dengying Formation, well H, Sichuan Basin

圖3 四川盆地H井燈影組瀝青能譜特征

測試點(diǎn)瀝青性狀相對(duì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)/%COSNaMgAlCaSiBa圖2a均質(zhì)塊狀64.3216.7213.541.871.090.072.170.180.06圖2b蜂窩狀35.0139.230.750.733.940.8311.843.434.24

Ⅰ期白云石：緊貼溶蝕孔洞縫的周緣分布，表面稍暗、為細(xì)小的鋸齒狀，晶體粒徑間約為20～50 μm，多呈平行、似平行狀排列，形成于溶蝕孔洞縫形成期。

Ⅱ期白云石：生長于Ⅰ期白云石之上，為較粗大(100～300 μm)、完整的菱形四邊形晶體。大部分Ⅱ期白云石平行于Ⅰ期白云石分布，少量生長較雜亂、不規(guī)則。內(nèi)碎屑白云巖中的該期白云石晶體明亮，在其他巖性中較暗，形成于埋藏初期。

石英：分布在較大溶蝕縫洞中心，并且在Ⅰ期或Ⅱ期白云石之上發(fā)育，在紋層狀藻屑白云巖和內(nèi)碎屑白云巖中常見，粒徑比Ⅱ期白云石大，約為150～500 μm。石英可能與熱液作用有關(guān)[27-28]，形成時(shí)期較晚。

瀝青：分布在溶蝕孔洞縫中，應(yīng)該是充注在燈影組儲(chǔ)層中的原油在溫度升高裂解為天然氣時(shí)形成的[14，29]。瀝青充注期在白云石或石英形成之后。

1.3 瀝青充注期次

對(duì)H井燈影組進(jìn)行流體包裹體觀察，發(fā)現(xiàn)溶蝕孔洞縫白云石充填物中包裹體很發(fā)育，白云巖基質(zhì)也有少量包裹體發(fā)育。依據(jù)上述孔縫洞充填白云石的期次，描述包裹體性狀。

圖4 四川盆地H井燈影組溶蝕孔縫洞白云石—瀝青充注特征

a.樣品5233-dn4-6(單偏光40×)，溶蝕孔洞充填瀝青；b.樣品5233-dn4-6(單偏光100×)，溶蝕孔洞白云石Ⅰ期充填—再溶蝕—瀝青充填；c.樣品5234-dn4-7(單偏光100×)，溶蝕孔洞白云石Ⅰ期充填—白云石Ⅱ期充填—?dú)堄嗫诪r青充填；d.樣品5243-dn4-10(單偏光100×)，溶蝕孔洞白云石Ⅰ期充填—石英充填—瀝青充填；e.樣品5256-dn4-14(單偏光40×)，溶蝕孔洞白云石Ⅰ期充填—白云石Ⅱ期充填—石英充填；f.樣品5243-dn4-10(單偏光100×)，溶蝕孔洞白云石Ⅰ期充填—白云石Ⅱ期充填—石英充填

Fig.4 Characteristics of dolomite-bitumen filling in dissolved fractures and pores in Dengying Formation, well H, Sichuan Basin

孔縫洞充填的I期白云石中的流體包裹體多數(shù)為液態(tài)烴類包裹體，顏色為褐色—黃褐色，熒光下為淡黃色—黃色(圖5a-d)，均一溫度介于90～110 ℃，說明液態(tài)油成藏期原油的成熟度不是很高，為中等偏低狀態(tài)(估計(jì)相當(dāng)于Ro=0.7%～0.9%)，原油充注期應(yīng)該為中—晚三疊世。鹽水包裹體有液相和氣液兩相，無色透明，在UV激發(fā)下發(fā)黃色、黃綠色熒光，均一溫度為88.9～139.2 ℃。

溶蝕孔縫充填的Ⅱ期白云石晶粒中的包裹體普遍比I期的大。烴類包裹體多數(shù)呈液相和氣液兩相，顏色為褐色，在UV熒光下，液態(tài)烴包裹體發(fā)綠色、黃綠色以及藍(lán)綠色熒光，少數(shù)呈氣態(tài)，顏色為無色。鹽水包裹體既有液態(tài)又有氣液兩態(tài)，呈無色(圖5e-h)。這些流體包裹體均一溫度大部分介于110～150 ℃，記錄了大規(guī)模液態(tài)和少數(shù)氣態(tài)烴類充注的過程。

2 天然氣充注成藏

H井鉆井過程中有氣測異常和天然氣顯示，表明該構(gòu)造部位存在天然氣成藏過程。利用激光拉曼技術(shù)和包裹體均一溫度測定，可以判斷天然氣組成和成藏特征。

2.1 天然氣組成

激光拉曼技術(shù)可以用于測定包裹體的甲烷等氣體成分[30-32]以及包裹體鹽度[33-34]等。選取溶蝕縫洞充填的白云石和石英中氣相、氣液兩相包裹體，測得33組數(shù)據(jù)。測試的包裹體呈圓形—橢圓形，大小介于2 μm×2 μm和5 μm×10 μm之間，其中6個(gè)樣點(diǎn)檢出CH4峰，位于Ⅱ期白云石和石英晶體中。

CH4譜峰位置在2 914～2 918 cm-1，與裂陷谷東側(cè)燈影組氣藏的包裹體對(duì)比[35-36]，H井的甲烷峰高不到后者的1/4(圖6a，b)，說明天然氣成藏期該井所在構(gòu)造充注的氣體中甲烷含量不高，或者說不是主要成氣構(gòu)造。除甲烷外，檢測到CO2和SO2(前者譜峰位于1 285 cm-1，后者譜峰位于1 151 cm-1)，還檢測出N2(譜峰位于2 331 cm-1，圖6a)，非烴氣體的出現(xiàn)與原油裂解成天然氣是對(duì)應(yīng)的。同時(shí)包裹體熒光呈藍(lán)色，表明氣體充注期的烴類成熟度較高。

2.2 天然氣充注期次

溶蝕孔縫洞內(nèi)充填的Ⅱ期白云石和石英晶體中，見到的無色氣態(tài)烴、黃色氣—液含烴包裹體和少量褐色液烴包裹體就是天然氣成藏期形成的。在UV激發(fā)熒光下，呈現(xiàn)亮藍(lán)色或藍(lán)紫色熒光(圖7)。均一溫度分布在136.2～194.2 ℃，大部分大于170 ℃，明顯高于瀝青充注期的溫度。

3 成藏過程

因H井靠近構(gòu)造推覆帶，地層剝蝕厚度、剝蝕時(shí)間和熱流值等數(shù)據(jù)缺乏，需要采用鄰近井相關(guān)數(shù)據(jù)進(jìn)行埋藏史和熱史研究[37-40]。上述分析得到的瀝青性狀、包裹體特征及均一溫度，與瀝青充注(原油成藏)、天然氣成藏具有良好的對(duì)應(yīng)關(guān)系：中三疊世前后，H井附近的筇竹寺組烴源巖溫度達(dá)到100～110 ℃，進(jìn)入生油門限(圖8)，排出的原油通過不整合和溶蝕孔縫洞充注到燈四段和燈二段白云巖儲(chǔ)層中，形成古油藏(圖9a)；中侏羅世，古油藏所在地層溫度達(dá)140～150 ℃以上，原油開始裂解成天然氣，烴源巖也大量生氣，此時(shí)H井所在構(gòu)造應(yīng)當(dāng)與德陽—安岳裂陷槽東側(cè)一樣大量聚集天然氣，可是因?yàn)樵摌?gòu)造受斷裂切割并側(cè)傾(圖9b)，不是天然氣聚集的圈閉，而是天然氣過路區(qū)域，所以溶蝕孔縫洞中的Ⅱ期白云石包裹體捕獲的甲烷不多；侏羅紀(jì)末期，地層溫度已經(jīng)高達(dá)170～180℃，原油大量裂解，H井所在構(gòu)造仍然不是天然氣聚集的圈閉部位，此時(shí)形成的瀝青被過路流體(包括地層水)侵蝕，形成了低碳、高氧瀝青，這種狀況一直持續(xù)到白堊紀(jì)。受新構(gòu)造活動(dòng)影響，H井所在構(gòu)造又逐漸恢復(fù)到瀝青充注時(shí)的背斜狀態(tài)(圖9c)，可是原油裂解氣生成已經(jīng)結(jié)束，所以沒有天然氣聚集[41]，H井落空。

圖5 四川盆地H井燈四段孔縫洞兩期充填的白云石中的流體包裹體特征

a，b.樣品5238-dn4-8(a為單偏光，1 000×；b為紫色熒光，500×)，溶孔邊緣的Ⅰ期白云石中的黃褐色液烴包裹體和鹽水包裹體；c，d.樣品5251-dn4-11(c為單偏光，500×；d.為紫色熒光，500×)，溶孔邊緣的Ⅰ期白云石中的黃褐色液烴包裹體；e，f.樣品5238-dn4-8(e為單偏光，500×；f為紫色熒光，500×)，溶縫中的Ⅱ期白云石中的褐色液烴包裹體和鹽水包裹體；g，h.樣品5251-dn4-11(g為單偏光，1 000×；h為紫色熒光，500×)，溶洞Ⅱ期白云石中的褐色液烴包裹體和鹽水包裹體

Fig.5 Characteristics of fluid inclusions in dolomites filled in dissolved fractures and pores during two stages， well H, Sichuan Basin

圖6 四川盆地H井燈影組含CH4包裹體激光拉曼譜特征

圖7 四川盆地H井燈影組與天然氣成藏相關(guān)的流體包裹體特征

a，b.樣品5233-dn4-6(a.單偏光，1 000×；b.紫色熒光，500×)，溶蝕孔洞中Ⅱ期白云石中的黃色氣液含烴包裹體、氣烴包裹體，發(fā)亮藍(lán)色熒光(b)；c，d.樣品5256-dn4-15(c.單偏光，1 000×；d.紫色熒光，500×)，溶蝕裂縫充填的石英出現(xiàn)的淡黃色氣液含烴包裹體，發(fā)亮藍(lán)色熒光

Fig.7 Fluid inclusion characteristics related to gas accumulation in Dengying Formation, well H, Sichuan Basin

圖8 四川盆地H井埋藏史與油氣成藏期次

圖9 四川盆地H井油氣成藏模式

H井的失利說明該區(qū)天然氣成藏最重要的因素為構(gòu)造演化條件(保存條件)，若古油藏所在的構(gòu)造繼承性發(fā)育，則天然氣藏就在原古油藏儲(chǔ)集的部位富集，甚至到新生代天然氣保存期也是這樣，那就能夠形成理想的天然氣藏。德陽—安岳裂陷槽東部的高石梯—磨溪地區(qū)就符合這種情況，在生油高峰期和熱裂解期均處于構(gòu)造高部位，古氣藏沒有被構(gòu)造變形破壞，因此形成大氣田。

4 結(jié)論

總結(jié)失利井的原因有利于進(jìn)一步的油氣勘探目標(biāo)選擇，業(yè)已成為油氣勘探中的經(jīng)常性工作。從巖心的巖礦和地球化學(xué)等微觀分析油氣成藏過程，是一種嘗試。四川盆地?zé)粲敖M油氣成藏過程包括成油期、成氣期和保存期，H井在成油期有正常的成藏過程，雖然充注的原油在中侏羅世—白堊紀(jì)(成氣期)已經(jīng)裂解成天然氣和瀝青，當(dāng)時(shí)留在燈影組溶蝕孔縫洞的瀝青記載了這個(gè)過程；瀝青顯微分析表明，相當(dāng)一部分遭受了氧化和水洗作用，同時(shí)包裹體均一溫度和氣體組成分析表明，成氣期H井所在構(gòu)造傾斜、圈閉失效，天然氣和地層水成為過客，此時(shí)形成的包裹體僅捕獲了很少的甲烷，H井所在構(gòu)造缺乏天然氣成藏過程；到了新生代，受盆地邊緣逆沖帶的影響，H井所在構(gòu)造恢復(fù)了背斜形態(tài)，此時(shí)沒有天然氣充注，因此H井落空。

致謝：本文得到中國石油西南油田分公司勘探開發(fā)研究院的幫助和支持，在此致以衷心感謝！