川中古隆起震旦系—下寒武统温压演化及其对天然气成藏的影响①

刘一锋 邱楠生 谢增业 姚倩颖 吴 斌

(1.中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室 北京 102249;2.中国石油大学盆地与油藏研究中心 北京 102249;3.中国石油勘探开发研究院廊坊分院 河北廊坊 065007;4.中国石油杭州地质研究院 杭州 310023)

0 引言

温度场和(流体)压力场是沉积盆地的两个重要物理场，二者随着盆地的演化而演化。温压场的分布规律及其演化特征对油气生成、运移、聚集和成藏过程具有重要的影响和控制作用。近年来，温压场研究作为盆地分析与研究中不可缺少的部分，已经逐渐成为油气成藏动力学研究领域的前沿热点和核心内容，在油气资源勘探与远景预测中起着越来越重要的作用。

川中古隆起经过近50年的勘探，先后发现了威远气田和资阳气藏，近年在高石梯—磨溪构造带震旦系—下寒武统的重大油气发现使其再次成为我国南方海相碳酸盐岩油气勘探的热点地区。目前，对于川中古隆起地温场前人已经做了一些研究，但对震旦系—下寒武统的压力场研究程度还很低。异常压力的成因机制很多［1，2］，根据川中古隆起定型时间早，早期长时间处于抬升状态，后期以整体埋藏—抬升运动为主的地质演化特征，认为烃类生成、构造沉降/抬升，及地层温度变化是异常压力演化的主要控制因素。本文恢复了川中震旦系—下寒武统烃源岩成熟度演化，以及6口单井和典型剖面的压力演化;探讨了温压场对震旦系—下寒武统天然气生成、运移、成藏及保存条件的控制，这对该区天然气勘探具有重要意义。

1 研究区地质概况

川中古隆起位于四川盆地中部(图1)，是一个继承性古隆起，长期以来都被视为油气聚集的有利场所［3，4］。在震旦纪末期川中古隆起已初具雏形，之后历经加里东运动、印支运动、燕山运动、喜山运动等多期构造调整形成现今构造格局［5，6］。多期构造运动使其经历了复杂的埋藏—抬升过程:受震旦纪铜湾运动的影响，震旦系灯影组上部遭到局部剥蚀100～300 m［7］;加里东运动早期，川中古隆起发生强烈褶皱变形，受晚加里东运动和云南运动的影响，川中地区在晚志留世至早二叠世发生整体构造抬升，大部分地区的志留系、奥陶系地层被剥蚀，剥蚀厚度约900～1 500 m［6］;印支运动导致上三叠统须家河组区域不整合于雷口坡组之上，雷口坡组剥蚀厚度约300 m［6］;燕山期—喜山期川中地区快速抬升剥蚀，剥蚀厚度达 3 000 m 以上［8～10］。

图1 四川盆地构造区划及典型井位分布图Fig.1 Sketch map showing a structural outline of the Sichuan Basin and location of the typical wells

川中古隆起区在震旦纪—古生代为海相沉积环境，晚古生代—早三叠世为海陆过渡相，晚三叠世以来以陆相沉积为主。研究区内现今主要沉积了震旦系、寒武系、上古生界和中生界地层。奥陶系、志留系在区内大部分地区缺失，仅在东部及东南部有少量残余;白垩系及其以上地层由于燕山—喜山期的构造抬升运动而缺失。

川中古隆起震旦系—下古生界主要发育上震旦统碳酸盐岩和下寒武统黑色泥页岩两套烃源岩［11，12］。下寒武统筇竹寺组黑色页岩是一套腐泥型暗色泥岩，分布范围广，平均厚度达100 m，有机质丰度高，其中在资阳地区有机质丰度可达5%，平均有机质丰度大于1%，被认为是川中下古生界最主要的烃源岩［13，14］;上震旦统灯三段暗色藻白云岩及页岩有机碳丰度介于0.08%～1.93%，也具有一定的生烃潜力［12，15］。川中古隆起区震旦系—寒武系烃源岩现今Ro为2.0%～4.0%，处于高成熟—过成熟阶段。

2 川中古隆起烃源岩演化

基于钻孔温度资料和大量的岩石热导率、生热率测量数据，对于四川盆地现今地温场分布特征已经有了一定认识［16～18］。川中古隆起现今大地热流为50～70 mW/m2，地温梯度介于24～30℃/km，威远构造及高石梯—磨溪构造带的地温梯度较高，大于30℃/km。

九十年代末以来，镜质体反射率［19～21］，磷灰石、锆石裂变径迹［8，19］，包裹体均一温度［19，22］、(U-Th)/He热年代学方法［23］等多种古温标被应用于四川盆地的热历史研究。基于不同古温标及其组合的反演结果，结合盆地热动力学模拟方法，恢复的四川盆地热史结果显示:加里东期四川盆地热状态较为稳定，热流值较低;海西期热流开始增大，在早二叠世末—晚二叠世初，古热流达到最高(川中古隆起约为80～100 mW/m2)，中二叠世降低至 50～60 mW/m2，侏罗纪以来热流处于稳定状态，新生代略有升高(图2)。四川盆地热史演化表现为在克拉通低热流背景上叠加了古生代峨眉山地幔柱和溢流玄武岩的热烘烤以及中新生代前陆盆地演化阶段岩石圈的挤压增厚冷却效应，二叠纪的玄武岩热事件对古热流影响较大，向盆地东北方向其影响程度逐渐减弱［20］。

图2 川中古隆起古热流演化a，b:W28、NJ井古温标热流反演结果①胡圣标，等.《中国陆域海相沉积盆地热史恢复方法与热体制》成果报告，2011;c，d:川西南和川中地区热动力学模拟结果②何丽娟，等.《中国陆域海相沉积盆地构造―热演化》成果报告，2011。Fig.2 The heat flow evolution in the central paleo-uplift，Sichuan Basina，b:paleo-heat flow inverted from paleogeo-thermometers of W28 well and NJ well①;c，d:paleo-heatflow derived from tectonic-thermal modeling of the southwestern and central Sichuan Basin②.

利用回剥法恢复的沉积埋藏史表明川中古隆起经历了浅埋—抬升—深埋—抬升的沉积过程(图3)。根据上述古热流和岩石热导率参数［18］，恢复了GK1井地温场演化历史(图3)。根据烃源岩T-t路径，利用有机质化学动力学模型(Easy%Ro模型)计算了川中古隆起典型井筇竹寺组烃源岩成熟度演化(图4)。川中古隆起在加里东期由于埋深较浅，仅部分井的烃源岩Ro值达到0.5%，进入低成熟阶段，另有部分井还处于未成熟阶段(Ro＜0.5%);受加里东运动和云南运动的影响，川中古隆起长期处于整体构造抬升状态，烃源岩成熟度演化停滞;早二叠世再次接受沉积，受峨眉山地幔柱的影响，在晚二叠世，研究区内下古生界烃源岩全部进入成熟—高成熟阶段，南部地区进入过成熟阶段(P1井);晚二叠世至早三叠世的短暂抬升剥蚀之后，川中古隆起进入快速埋深时期，烃源岩温度快速增大，迅速进入过成熟阶段，以生干气为主;晚白垩世达到最大古地温，烃源岩演化定型，Ro约为2%～4%，晚期受燕山运动和喜山运动影响，古隆起大幅抬升，烃源岩成熟度演化停止。

图3 GK1井埋藏史和热史模拟结果Fig.3 (left)Burial history and thermal history for GK1 Well，and(right)measured and modeled Ro(%)profile

图4 典型井筇竹寺组烃源岩成熟度演化Fig.4 The maturity evolution of the Qiongzhusi Formation source rock of typical wells

图5 川中古隆起典型井震旦系灯二段储层温度演化Fig.5 The reservoir temperature evolution in the second member of Dengying Formation of typical wells

原油裂解生气是海相烃源灶高效生气的重要途径［24］。川中古隆起震旦系—下古生界的主力烃源岩筇竹寺组烃源岩有机质类型为Ⅰ型干酪根，以生液态烃为主，后期古油藏发生裂解形成天然气和大量沥青［25，26］;根据来自气藏和包裹体中的天然气成分，利用Prinzhofer关系图版也确定了震旦系—下寒武统天然气为原油裂解气［26，27］。研究表明，原油裂解主要受温度控制，当地层温度小于160℃时，原油裂解量极小;当地层温度达到200℃时，原油裂解基本完成［28，29］。根据储层 T-t路径(图 5)，判断川中古隆起震旦系—下寒武统原油裂解大致开始于三叠纪中期，白垩纪原油裂解基本结束。

3 压力演化特征

钻井实测数据表明，川中古隆起震旦系基本为常压，压力系数为0.9～1.20;寒武系压力系数明显高于震旦系，发育异常高压，压力系数为1.5～1.75。相比于现今压力场，成藏关键时期的压力场特征对于分析油气成藏机理和指导油气勘探更有意义。

恢复沉积盆地古压力的方法主要有盆地模拟法、流体包裹体法、黏土矿物法、声波时差法及地震波速度等方法。受限于样品和资料获取困难，经验公式使用范围有限等问题，准确恢复盆地地质历史时期的古压力难度较大。当地层出现异常高压时，压力值偏离静水压力线，其根本原因是由于孔隙流体承担了部分岩石骨架的压力。众所周知，各地质参数之间是相互影响的:孔隙度演化取决于埋深和孔隙流体压力，流体压力受控于孔隙体积和流体体积，流体体积又与流体的密度和流速有关，而流体的密度、黏度、流速等参数是由地层温度和压力控制的，影响地温分布的岩石热导率又跟孔隙度有关。因此，利用盆地模拟恢复古压力就是根据各地质参数之间的关系建立的动态耦合模型来计算地层压力的演化历史。本文基于地震、测井和钻井资料，以及前人对于川中古隆起的相关研究成果，利用美国PRA公司开发的Basinmod软件的一维和二维模块恢复了川中古隆起NJ井、GK1井、GS1井、MX8井、W28井、Z1井等6口单井及一条二维剖面的震旦系—下寒武统压力演化历史。模拟时选择的压实模型是流体压实耦合模型，计算压力使用的是Bmod流体模型，孔隙度计算方法采用Bmod 2-D流体模型，渗透率计算方法采用 Power Function模型。

3.1 模拟参数

地层压力模拟涉及参数众多，需要研究人员对研究区有深入的了解。参数选取的有效性和准确性直接影响模拟结果的精度和可接受性。本文在对川中古隆起震旦系—下寒武统地层压力演化模拟中主要参数的选择如下:(1)剥蚀厚度。根据前人研究成果，研究区经历多次抬升剥蚀，主要包括:震旦纪末期铜湾运动、晚志留世—早二叠世的云南运动、晚三叠世的印支运动以及燕山—喜山期整体抬升运动，历次的剥蚀量见前文所述;(2)地层岩性。根据钻井和测井资料统计出各地层不同岩性的含量(表1);(3)油气充注量。油气生成造成的流体体积增大可能会对地层压力产生影响，根据前人关于川中古隆起生烃强度的研究成果［15，26］，筇竹寺组和上震旦统的主要生烃时期及各时期由于烃类生成引起的地层孔隙流体增加速率见表2。

表1 各地层岩性含量统计Table 1 Statistics of lithology content of each formations

表2 烃类生成引起的灯三段和筇竹寺组烃源岩流体增加速率Table 2 The rate of fluid increase in the third member Dengying Formation and Qiongzhusi Formation caused by hydrocarbon generation

3.2 模拟结果

GK1井下寒武统龙王庙组地层压力恢复结果如图6所示，其演化可划分为3个阶段:①在220 Ma之前，为常压状态;②220～90 Ma，地层压力逐渐大于静水压力，出现异常高压，在90 Ma剩余压力达到最大，约120 MPa;③90 Ma至今，地层压力逐渐降低，现今压力系数约为1.57。川中古隆起典型单井下寒武统龙王庙组剩余压力演化趋势大致相同，在230～210 Ma开始出现超压，90 Ma剩余压力达到最大，之后剩余压力开始降低。威远—资阳地区地质历史中最大剩余压力较小，高石梯—磨溪构造带及女基井地质历史时期中最大剩余压力较大(图7)。

现今有机质成熟度和地层压力等参数既是盆地模拟的约束条件，也是模拟精度分析的重要指标。通过模拟结果与实测值相对比，可以检验模拟的精确性和可信性。图2显示，Ro的模拟值与实测值拟合较好;现今寒武系威远地区为常压，GK1井寒武系压力系数为 1.5～1.52，NJ井为 1.48，MX8井为 1.59～1.6，也与模拟值相吻合。因此，认为本文对于盆地热史、烃源岩成熟度演化历史及压力演化历史的恢复结果是可信的。

图6 GK1井下寒武统龙王庙组底部压力演化Fig.6 Evolution of geopressure at the bottom of Longwangmiao Formation(Lower Cambrian)of GK1 Well

图7 川中古隆起典型井寒武系龙王庙组底部压力剩余压力演化Fig.7 Evolution of residual pressure at the bottom of Longwangmiao Formation of typical wells

为了更好地反映川中古隆起震旦系—下寒武统纵向上不同层位和横向上不同位置的压力演化，本文还恢复了典型剖面的压力演化历史(图8)。川中古隆起在三叠纪之前，一直以常压为主。晚三叠世，在下古生界和下三叠统开始出现弱超压。燕山—喜山期构造抬升之前，川中古隆起形成震旦系—寒武系和中、下三叠统两个超压系统。两个超压系统的剩余压力、超压地层范围在该时期达到极大值;威远—资阳地区的剩余压力相对较小;该时期内震旦系灯影组上部的灯三、灯四段也出现了超压，与前人利用包裹体恢复古压力得出川中震旦系曾发育超压的认识一致［30］。现今川中古隆起区异常高压范围和剩余压力都有所降低，震旦系及威远—资阳地区寒武系都降低至常压状态。

4 讨论

4.1 超压成因机制

油气系统的封闭性既是油气藏保存的重要条件，也是异常高压形成的关键。震旦系—下寒武统经历了漫长的成岩演化，其孔渗性很低(孔隙度小于5%)，封闭性较好;中上寒武统碳酸盐岩的封盖作用使其封闭性进一步增强。地层随着超压的逐渐增大可能发生破裂，从而使油气泄漏的同时，地层压力降低。岩石破裂压力受应力状态、地层性质等多种因素的影响，通常认为当孔隙流体压力达到静岩压力的85%时地层发生破裂［31］。根据震旦系—下寒武统压力演化(图6，8)，其最大压力系数小于1.8，未达到岩石破裂压力。因此，超压形成后可以得到保存。

异常高压的机制有很多，包括压实不均衡、水热增压、黏土矿物脱水、烃类生成和构造挤压等［1，2］。川中古隆起震旦系—下寒武统发育多套烃源岩、多次埋藏—抬升，油气聚集具有多次生烃和多期成藏的特征。目前国内外学者对生油作用能否产生明显超压认识尚不统一［32，33］，郭小文等研究认为生油增压强度与烃源岩的封闭性密切相关［34］。在加里东早期生油阶段，由于成岩作用较弱，孔渗性较好，且该时期原油生成量较少，因此并未形成明显超压;烃源岩孔隙度在二叠纪末期较低，该时期的原油生成可能会对超压有所贡献。

原油裂解生气是四川盆地油气成藏的重大事件，地层中残余的大量沥青，以及气藏和包裹体中的天然气成分都指示了震旦系—下寒武统天然气主要为原油裂解气。原油裂解在致密地层中，可作为超压的主要机制已经得到了国内外学者的认同［1，2，33］。在理想条件下，1%的液态烃裂解即可形成超过静岩压力的超压［35］。Tingay等以马来盆地为例，分析认为其超压有35%～85%是来自天然气生成的贡献［36］。根据泥岩声波时差—深度关系，在下三叠统—二叠系泥岩声波时差异常偏高，反应其超压的主要机制是不均衡压实;而在下寒武统—震旦系泥岩声波时差基本趋于正常，因此泥岩欠压实不是震旦系—下寒武统超压的主要机制。从压力演化曲线来看，震旦系—下寒武统开始出现超压的时间与三叠纪原油裂解时期基本吻合，综上所述，原油裂解及其引起的超压传递是震旦系—下寒武统异常高压形成的主要机制。

图8 川中古隆起典型剖面剩余压力演化(剖面位置见图1)Fig.8 The excess pressure evolution of the 2D profile(the location of the profile showing in Fig.1)

埋藏史表明，早、中二叠世及中生代的两期构造沉降使川中古隆起接受了巨厚的沉积(图3)，沉积速率最大超过150 m/Ma。快速沉降产生的巨厚沉积使震旦系—下寒武统的垂向负载快速增大，由于经历了长时间的成岩演化，此时地层孔隙度较低(小于5%)，孔隙流体排出速率缓慢，流体承担了部分岩石骨架的压力，形成超压。早、中二叠世快速埋深时间较短，产生超压不明显，中生代的快速沉降持续时间长、沉积厚度大，在原油裂解形成超压的基础上，使超压进一步增大。同时，快速埋藏还使地层温度快速增大，白垩纪末期下寒武统地层温度较早、中二叠世增加150℃，平均增加速率约为0.7℃/Ma。罗晓容等研究认为，高地温梯度和孔渗性较差的地层水热增压对超压有一定贡献［37］。川中古隆起在早、中二叠世和中生代的两期增温过程中，增温速率大、孔隙度较低，流体热膨胀效应使超压进一步加剧。

白垩纪以来，震旦系—下寒武统烃源岩生烃枯竭，油气藏以调整破坏为主。受燕山运动和喜山运动的影响，川中古隆起白垩纪末期开始整体抬升剥蚀，剥蚀厚度超过3 000 m［6，9］。构造抬升对于地层压力的影响，一方面表现为构造抬升引起的温度降低，会使孔隙流体体积缩小，从而导致压力下降。假定一封闭容器内利用气体状态方程计算发现，温度每下降10℃，压力下降约2.3%。另一方面，随着上覆压力的卸载，岩石孔隙将会发生回弹，导致孔隙空间增加，也会使得孔隙流体压力降低。现今震旦系恢复至常压，寒武系在高石梯—磨溪构造带还保持着一定的超压。

4.2 温压演化与油气成藏的关系

热历史控制着烃源岩成熟度演化。川中古隆起震旦系—下寒武统的热历史反映了多期生油、晚期生气的生烃特征。川中古隆起下寒武统在中生代经历的高地温决定了其烃源岩现今处于过成熟阶段(Ro＞3.0%)，油气藏以产干气为主，不含液态烃。同时，热演化还控制了烃源岩及储层中早期液态烃开始发生原油裂解的时间大致在中、晚三叠世。

压力场对于川中震旦系—下寒武统天然气成藏的影响主要表现在抑制原油裂解、控制油气运移和控制水溶脱气等方面。根据热演化历史，古油藏发生原油裂解开始于三叠纪中期，此时剩余压力逐渐增大，最大可达30 Ma。高压会使原油裂解受到抑制［38］，陈中红等利用对比模拟实验证实了高压条件下原油初始裂解时间滞后，原油裂解温度门限升高［39］。前人对GK1井下古生界样品中沥青形成的地质时间进行了推算，认为四川盆地震旦系—下古生界的原油裂解气主要形成于早侏罗世至中侏罗世［40］，晚于达到原油裂解门限温度的中三叠世。因此超压可能对川中古隆起下古生界古油藏的裂解起到了延缓的作用，有利于原油裂解气的保存。川中古隆起震旦系—下寒武统孔隙度低，物性差，且均质性较强，超压的发育有助于油气的运移和聚集。压力演化剖面表明，筇竹寺组在三叠纪以来一直为高势区，生成的烃类可以向下倒灌至震旦系灯影组储层中聚集成藏，为震旦系气藏的烃类来自寒武系提供了动力学条件;横向上，威远—资阳地区剩余压力低，烃类通过侧向运移向该地区寒武系、震旦系聚集。喜山期以来的油气调整过程中，异常压力也扮演着重要的角色，对于油气勘探方向选取具有指导意义。此外，寒武系发育的超压，对下寒武统—震旦系灯影组油气藏具有良好的封盖作用，有利于气藏保存。川中古隆起震旦系—下寒武统天然气藏的形成过程中，水溶气脱溶成藏机理长期以来为学者所关注［6］。地层温度、压力下降是水溶气脱溶成藏的决定性因素。除了构造抬升引起的地层压力下降，川中古隆起震旦系—下寒武统还叠加了剩余压力的卸压过程，其压力降低幅度增大，水溶脱气的量也相应增大，从而提高了天然气的聚集效率。

此外，地层温度和压力还对页岩吸附气含量有重要影响［41］，是川中古隆起下寒武统筇竹寺组页岩气资源评价和目标区优选的关键计算参数。

5 结论

(1)川中古隆起震旦系—下寒武统生烃历史分为4个阶段:①早期生油阶段;②二次生油阶段;③干酪根裂解气阶段;④晚期原油裂解气阶段。

(2)川中古隆起纵向上可划分为震旦系—寒武系和三叠系两个超压体系。震旦系—寒武系超压体系经历了常压—增压—卸压的演化过程。烃类生成和快速埋深是早三叠世以来快速增压的关键;燕山—喜山期构造抬升，天然气藏调整破坏，压力有所下降，震旦系下降至常压;寒武系在威远—资阳地区表现为常压，高石梯—磨溪构造带仍保留了压力系数约为1.5的超压。

(3)温压演化对于油气成藏具有重要意义。热史控制着烃源岩生烃历史;异常压力有助于延缓原油裂解，为油气运移提供动力，寒武系高压对下伏震旦系储层起到封闭作用，此外，喜山期以来的卸压，有助于下古生界水溶气脱气成藏。

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