川中高石梯构造灯影组油气成藏过程

王国芝，刘树根，刘 伟，范 蕾，袁海锋

（油气藏地质及开发工程国家重点实验室（成都理工大学），成都610059）

四川盆地是中国南方最大的含油气叠合盆地。震旦系灯影组位于叠合盆地的底部，多期构造变动、多期次生烃、多期流体充注和多期成藏使灯影组中油气成藏过程十分复杂［1－7］。它们先后经历古油藏→古气藏→现今气藏的成藏过程，具有生排烃差异、多期运聚、早聚晚藏的特征［4］。叠合盆地不同部位的构造差异明显，油气成藏过程也显示出差异性［1，2，4，7－9］，为了揭示这种成藏的差异就需要对不同油气藏的成藏过程进行精确刻画。多期构造变动必然会造成多期流体释放，在储层的孔洞缝中形成多世代的矿物充填［10，11］，不同世代矿物和其中的流体包裹体能较连续地记录油气的生成、运移、聚集和成藏过程［12－14］。本文试图通过对四川盆地中部高石梯构造灯影组储层中所充填的矿物世代序列的建立，结合流体包裹体和古油（气）水界面的演变，重建灯影组油气藏的形成和演化过程。

1 地质概况

川中高石梯构造处于四川盆地中部，位于安岳、遂宁—潼南之间，属安岳—磨溪构造带的一部分（图1）。该构造圈闭面积为251km2，闭合度200m，主高点位于高石梯北约5km。高石梯构造与相邻的安平店构造、磨溪构造3个潜伏构造，有一共圈线存在，共圈海拔高度为－4.8km，闭合度达250m（图1）［9］。高石梯构造震旦系储层主要形成于灯二段末期和灯四段末期［15］。高石1井测井解释灯二—灯四段气层跨度近500m，纵向上具多个气藏。2011年7月，高石梯构造高石1井经酸化测试获日产天然气上百万立方米，显示出高石梯构造灯影组的巨大勘探潜力。

2 多期流体充注

流体充注事件序列的建立，主要依据储层中孔、洞、缝内所充填矿物的相对时序关系和流体包裹体特征来确定［10］。通过对高石1井和高科1井（位置见图1）的岩心和岩石薄片研究表明，灯影组储层中存在多期次的流体充注［10，15］，其中与油、气成藏密切相关的关键流体充注大致有3期。下面以高石1井为例予以说明。

图1 乐山－龙女寺古隆起震旦系顶界地震反射构造简图Fig.1 Structural map of the top of the Sinian strata in the Leshan-Longnüsi paleo-uplift（据袁海锋等（2014）［9］，略有改动）

2.1 生油窗前的流体充注

该期流体充注所形成的矿物以晶粒状白云石为代表，它们贴附于古喀斯特孔洞的边缘处，构成一个白色环边。该期白云石形成于沥青形成之前（图2-A），表明这些白云石应当是形成于石油充注以前，属于生油窗前深埋过程中流体充注产物。

2.2 生油窗期的流体充注

生油窗期主要是石油的充注，在灯影组中形成古油藏。该期油藏流体主要充填于生油窗前流体充注后残余的孔洞缝中，并在后期的深埋过程中发生热裂解形成沥青和天然气。因而，该期流体现今主要以沥青的形式存在（图2），并广泛分布于灯四段和灯二段的古喀斯特储层中。沥青的产出状态有2种形式，一种为块状，另一种为球颗状或半球颗状，充填于残余孔洞中。

2.3 生气窗后流体充注

该期流体主要为盐水流体，以自形锥状石英和/或晶粒状白云石为代表。通过对不同井段岩心和薄片的统计观察发现，从孔洞的边缘向中心依次可见白云石→沥青→石英（图2-A）、沥青→石英（图2-B，C）或沥青→石英＋白云石（图2-D）的先后充填序次关系。由于它们充填的时间晚于热裂解沥青，表明该期流体充注主要发生于生气窗之后。

3 流体包裹体特征

3.1 生油窗期流体包裹体

选取生油窗之前所充填的白云石进行研究，该期白云石中的流体包裹体主要为十分细小的气液两相盐水包裹体和较为丰富的黄褐色油包裹体。盐水包裹体因过于细小而无法测定其均一温度和盐度。由于含有较丰富的油包裹体，表明该期流体充注应当是发生于油气生成过程中。

图2 灯影组储层孔洞中的矿物充填世代关系Fig.2 Multi-generation mineral fillings in the vugs of the Dengying Formation reservoir

3.2 生气窗后流体包裹体

生气窗后所形成的矿物主要以自形锥状石英为主，有时也可见白云石。流体包裹体主要发育于自形锥状石英中。下面选取其中最具代表性的石英予以说明。

3.2.1 包裹体岩相学特征

石英中流体包裹体极为发育，主要类型为气液两相盐水包裹体和丰富的烃类包裹体（图3）。其中，气液两相盐水包裹体形态有三角形、平行四边形、椭圆形、长条形、不规则形状等，大小从2 μm×4μm～27μm×55μm，绝大多数集中于2 μm×4μm～6μm×8μm之间，气液比大多集中于15%左右。一般来说，烃类包裹体的个体比气液两相盐水包裹体大，大小从6μm×8μm～60 μm×81μm，绝大多数＞7μm×15μm。烃类包裹体边缘十分粗黑，一般呈无色（图3-A），表明有机部分演化程度较高。

3.2.2 成分特征

对石英中36个流体包裹体的拉曼光谱分析表明，无论是在气液两相盐水包裹体的气相部分还是在烃类包裹体中，均见明显的CH4特征峰（图4），在个别烃类包裹体中还检测出少量SO2（图4-B）。对单相烃类包裹体的拉曼光谱分析表明，绝大部分包裹体的拉曼特征峰处于2 914～2 915cm－1间，表明这部分烃类包裹体应该为纯液相甲烷包裹体。对单相烃类包裹体的降温冷冻实验也发现，随着温度的降低烃类包裹体中逐渐出现气泡并随温度降低而增大，说明这些烃类包裹体在常温下的均一相态为液态。

3.2.3 均一温度和盐度

选取气液两相盐水包裹体和纯甲烷包裹体共存的石英，进行流体包裹体均一温度测定，从而获得流体的密度和盐度。

图3 生气窗后的石英中的流体包裹体特征Fig.3 Characteristics of the fluid inclusions in the quartz formed after the gas-generating window

图4 石英中流体包裹体拉曼光谱特征Fig.4 Raman spectrogram of the fluid inclusion in the quartz

样品GS46取自于4 980.17～4 981.87m的深度，该样品中25个气液两相包裹体的冰点温度介于－2.0～－5.0℃，均一温度介于145.0～209.0℃（图5-A），由此计算得到的盐度范围为3.28%～7.82%，密度 范 围 为 0.90～0.96g/cm3。样品GS61取自于4 958.40～4 958.47m的深度，样品中35个气液两相盐水包裹体的冰点温度介于－0.3～－18.0℃，均一温度介于118.0～188.0℃（图5-B），由此计算得到的盐度范围为0.50%～20.95%，密度范围为0.93～1.10g/cm3。

对纯液相甲烷包裹体的测温，主要选取样品中纯度较高的甲烷包裹体。虽然经激光拉曼光谱测试，纯液相甲烷包裹体中也含有少量杂质；但是，实际测温结果显示，纯液相甲烷包裹体均一温度介于－84.7～－87.0℃。研究表明，纯甲烷体系的均一温度为－82.6℃［16］。由此对比可知，实验所选取的甲烷包裹体可以视为纯甲烷体系，非烃组分含量极少。利用前人提出的富甲烷包裹体显微测温方法［17，18］进行测温。纯甲烷包裹体测温显示，GS 4 6样品中的纯甲烷包裹体密度为0.23～0.25g/cm3，GS61样品中的纯甲烷包裹体密度为0.24～0.26g/cm3，均高于甲烷的临界密度0.162g/cm3，属高密度甲烷包裹体。

图5 石英中流体包裹体均一温度分布直方图Fig.5 Distribution histogram of the homogenization temperatures of the fluid inclusions in the quartz

3.2.4 压力

利用与单相烃包裹体共生的气液两相盐水包裹体所获得的均一温度，选择一些成分相对单一的甲烷包裹体，可以利用文献中所提供的方法［19，20］，计算出流体包裹体捕获时的压力。对来自于高石1井不同深度石英中的流体包裹体研究表明，样品GS46中气液两相盐水包裹体峰温集中于190～210℃（图5-A）；样品GS61中气液两相盐水包裹体峰温集中于110～130℃和160～190℃（图5-B）。由此获得样品 GS46在峰温200℃时的压力为79.4～92.51MPa（表1），对应的压力系数为1.35～1.57。样品GS61在峰温120℃的压力为64.85～78.07MPa，对应的压力系数为 1.95～2.28；在峰温 180℃ 的压力为81.72～98.12MPa，对应的压力系数为1.56～1.88（表2）。所有样品中甲烷包裹体的压力数据均显示出明显的超压特征。

4 讨论

高石梯构造灯影组第二段和第四段孔洞中具有白云石→沥青→石英/石英＋白云石的充填序列（图2）。作为固态的沥青，它不可能似盐水流体或油藏流体一样运移。大量的沥青赋存于灯影组中，暗示灯影组中曾经油藏的富集和成藏。沥青充填以前所形成白云石中富含油包裹体，说明该期流体形成于油气的生成过程中。从白云石→沥青的充填序列，反映的正是烃类开始成熟、运移、聚集形成古油藏的过程。生油窗之后所充填的石英中富含液态甲烷包裹体和气－液两相盐水包裹体，说明该期流体具有油田卤水的性质，它应当来自于古气藏下伏的底水或边水。因而，石英的结晶和沉淀的部位代表的应当是油田底水或边水的位置，而热裂解沥青的位置代表的应当是古油藏或古气藏位置。相应地通过沥青和石英的分布位置可以恢复确定古油藏油水界面或古气藏的气水界面位置。如前所述，生气窗之后所充填石英形成于沥青之后，并与热裂解沥青相伴生，暗示着古气水界面上移，原为古气藏占据的空间已为底水或边水所占据。

表1 GS46石英中甲烷包裹体捕获压力计算结果Table 1 Trapping pressure of the methane inclusions in the quartz from Sample GS46

高科1井灯影组的顶界埋深为4 980.2m，该井的取心段位于5 447.78～4 986.13m的深度，层位有灯二段、灯三段和灯四段。灯二和灯四段取心段碳酸盐岩储层孔洞中均有不同程度的沥青充填和石英充填。根据现今沥青分布的层段，可以大致确定灯四段古油藏中油水界面距灯四段顶200.08m。古油藏中的石油在原位发生热裂解形成古气藏时，如果假定构造高点和构造圈闭未发生改变，由于油热裂解时体积的改变和由此引起的增压，必然会导致气水界面向下移动，相应地，气水界面的深度距灯四段顶应当＞200.08 m。换言之，在4 986.13～5 343.40m 深度的储层中均应为气藏。从生气窗之后所形成石英的分布深度范围（5 343.40～4 986.13m）来看，它与古气藏的分布深度相一致，表明生气窗之后从灯四段顶界以下约200.08m的深度范围内，原本应由CH4占据的储集空间被油田底水全部占据。这一推论，暗示着原来古气藏中的气已全部被破坏或迁移调整到其他部位。现今的实钻显示，在灯四段4 989.5～4 980.2m的深度发育有气层［8］，这一事实表明，在石英充填后，先前为油田卤水所占据的储集空间重新为CH4所充填形成现今的气藏。

高石1井灯四段顶界埋深为4 954.5m，灯二段顶界埋深为5 284.15m。取心井段的深度为4 985.26～4 956m，属于灯四段。高石1井灯四段与油气藏密切相关的充填与高科1井相似，从4 985.26～4 956m的深度均有沥青和石英充填。灯二段在深度为5 300～5 309m处的岩屑薄片中可以观察到有沥青存在。从灯四段孔洞中所充填沥青的深度，表明古油水界面距灯四段顶至少＞30.76m。当古油藏原位热裂解形成古气藏后，气水界面将会较古油水界面下移。从生气窗之后所充填的石英在灯四段中出现的最浅深度为4 957.7m，十分接近于灯四段顶界的埋深（4 954.5m），由此暗示着古气藏形成后，该井所在位置储层中的古气藏全部破坏或调整迁移到其他地方成藏了。通过实钻发现，该井现今的气藏主要发育于灯四段的4 956～5 093m深度和灯二段的5 300～5 390m深度；灯四段中气藏的气水界面距灯四段顶界241.5m：由此说明，古气藏在该井重新进行了成藏。

研究表明，石油热裂解广泛存在于四川盆地下组合油气藏中［4，9］。1t石油热裂解生气量可达550～720m3［21］，裂解气体积远大于油的体积，从而使古气藏具有超压特征，在超压的作用下一部分热裂解气可溶于水形成水溶气［22］。从前面对样品GS46和GS61中生气窗之后所充填石英流体包裹体温度和烃类包裹体的捕获压力的分析表明，烃类包裹体捕获压力分别为79.4～92.51 MPa和81.72～98.12MPa，对应的压力系数分别为1.35～1.57和1.56～1.88，由压力系数反映当该期流体充注和矿物结晶沉淀时具有超压特征。由于这些石英形成于热裂解后的古气藏破坏过程中，其超压流体特征暗示古气藏破坏时仍然保持了古气藏形成时的超压；大量液态烃类包裹体的存在，说明在超压作用下部分甲烷曾溶于水中形成了水溶气。

高石梯构造现今气藏的压力明显不同于古气藏的压力。高石1井灯四中－灯四上、高石1井灯四下、高石3井和高石6井灯四段气藏的实测压力分别为52.276MPa、55.405MPa、57.009 MPa和57.779MPa，对应的压力系数分别为1.06、1.1、1.13和1.13。高石1井灯二段气藏的实测压力为57.609MPa，压力系数为1.1。实测压力值和压力系数反映出现今气藏的压力具有常压特征。如果将现今气藏压力、压力系数与生气窗之后气藏的压力和压力系数对比不难发现，从生气窗之后到现今，古气藏从超压气藏演变为现今常压气藏，压力的降低可能与喜马拉雅期的构造隆升和古气藏的逸散有密切的关系。

从前面2口关键井的成藏过程分析表明，它们均经历了古油藏形成、古油藏原位裂解形成古气藏、古气藏被破坏、油田底水上移在原古气藏中形成石英，其后CH4再次注入重新成藏成现今气藏，并由超压气藏演变为常压气藏。从生气窗之后石英的分布范围表明，古油藏热裂解所形成的古气藏在这2口井基本上全部被破坏掉或迁移出去了。那么究竟是被破坏掉了还是迁移到其他位置重新成藏了呢？据中国石油西南油气田公司川中油气矿的研究资料表明（会议交流），上覆的寒武系龙王庙组中的气藏的源与灯影组气藏的源在组成上有所不同，暗示灯影组的气藏可能未曾垂向迁移到上覆地层的储层中。同时，从生气窗之后石英流体包裹体所显示的超压特征，也表明随构造高点改变，引起油田底水（以石英形式表现）充注时仍然具有较好的保存条件，推测应当是古气藏中的气发生了大规模的侧向迁移，而这种迁移与磨溪构造、高石梯构造、威远－资阳构造的形成演化密切相关。

通过前面对生油窗之前、生油窗和生气窗之后所充注的盐水流体和油/气藏流体的逐一解剖，将高石梯构造油气藏的可能形成演化过程恢复如图6所示。二叠纪－三叠纪末期，高石梯构造和磨溪构造初步形成，此时的构造高点可能位于磨溪地区；石油向高石梯构造和磨溪构造运移聚集和成藏形成古油藏（图6-A）。侏罗纪－晚白垩世，随着埋藏深度的增加和温度的增高，古油藏中的石油在原位开始裂解形成天然气和沥青，沥青充填于孔洞的边缘，天然气形成古气藏；较好的保存条件，使热裂解作用所产生的超压体系得以维持，气水界面较古油藏形成时期的油水界面下移（图6-B）。喜马拉雅期，随着资阳构造和威远构造的形成，磨溪－高石梯地区的构造高点从磨溪向高石梯方向迁移，古气藏相应地开始调整成藏（图6-C，D，E）；在喜马拉雅早期，随着资阳构造的形成，高石梯－磨溪地区的构造高点由磨溪地区向高石梯方向迁移，先前高石梯构造中的古气藏由高石梯向资阳方向发生侧向迁移，古气藏中的气水界面上移，直至古气藏全部消失（图6-C）；其后，随着磨溪构造高点向高石梯构造方向迁移，磨溪构造中的古气藏侧向迁移到高石梯构造中重新成藏，磨溪构造中的古气藏被破坏（图6-D）；在喜马拉雅晚期，随着资阳构造的高点向威远构造的迁移，高石梯构造和磨溪构造的高点向资阳方向的迁移，磨溪以东地区的古气藏又调整至磨溪构造中重新成藏形成现今气藏（图6-E）。在古气藏的调整成藏过程中，气藏具有从超压向常压演变的特征。

图6 高石梯构造灯影组油气成藏过程模式图Fig.6 The process of hydrocarbon accumulation of Dengying Formation in the Gaoshiti structure

5 结论

a.高石梯灯影组油气藏中存在至少3期矿物充填：白云石→沥青→石英/白云石＋石英。早期的白云石中富含油包裹体，晚期的石英中富含液态甲烷包裹体。烃类包裹体的捕获压力为79.4～98.12MPa，压力系数为1.35～1.88，显示超压特征。

b.高石梯气藏具有多期成藏特点，属于构造调整气藏。其可能的成藏过程为：二叠纪－三叠纪末期形成古油藏；侏罗纪—晚白垩世，古油藏中的石油在原位开始裂解形成超压古气藏；喜马拉雅早期，古气藏向资阳－威远方向迁移破坏；喜马拉雅中晚期，磨溪地区的气藏迁移调整至高石梯地区重新成藏。在调整成藏过程中，气藏具有从超压向常压演变的特征。

c.古气藏的破坏、侧向迁移和重新聚集成藏，可能主要受构造演化和构造高点的侧向迁移控制。

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