用显微镜和拉曼光谱研究四川盆地高科1井、五科1井、普光5井、普光3井高密度甲烷包裹体特征与天然气成因

2024-01-22刘德汉肖贤明戴金星彭平安王云鹏米敬奎汪泽成李腾飞

地球化学 2023年6期

刘德汉, 肖贤明, 田辉, 戴金星, 彭平安, 王云鹏*, 米敬奎, 汪泽成, 李剑, 李腾飞, 程鹏

刘德汉1, 肖贤明2, 田辉1, 戴金星3, 彭平安1, 王云鹏1*, 米敬奎3, 汪泽成3, 李剑3, 李腾飞1, 程鹏1

(1. 中国科学院广州地球化学研究所, 有机地球化学国家重点实验室, 广东广州 510640; 2. 中国地质大学(北京), 北京 100083; 3. 中国石油勘探开发研究院, 北京 100083)

用光学显微镜和显微激光拉曼等技术手段综合研究了四川盆地4个钻孔中甲烷包裹体密度和热演化程度, 以及甲烷包裹体、盐水包裹体与固体沥青的共生组合形式。结果表明, 高密度甲烷包裹体主要形成于原油–沥青和干酪根高温–高压裂解的不混溶体系。研究样品中甲烷包裹体的拉曼位移为2909.76～2911.69 cm−1, 计算对应的密度为0.251～0.351 g/cm3, 其变化范围不仅与包裹体形成的温度、压力有关, 而且还受到矿物包裹体保存条件的影响。样品的甲烷包裹体拉曼镜质体反射率(RMVo)为3.07%～3.85%, 多数>3.15%, 其大小取决于地层中局域平衡体系的温度、压力和有效受热时间。各种包裹体与固体沥青的共生产出形式, 反映了不同钻孔油气成因演化的重要信息: 高科1井石英团块中捕获的高密度甲烷包裹体与储层焦沥青–碳沥青的产出特征, 反映本区震旦系–寒武系碳酸盐岩气藏主要为储层油裂解气成因; 五科1井志留系黑色页岩中的高密度甲烷包裹体产出形式和气体组成特征, 反映志留系页岩气主要为残留烃和干酪根高温裂解成因, 一般不含H2S并具有超压现象, 据志留系黑色页岩石英脉中个别轻烃包裹体特征, 推测部分奥陶系碳酸盐岩储层可能保存少量轻烃; 普光5井富含H2S的高密度甲烷包裹体和焦沥青特征, 提供了飞仙关组和长兴组碳酸盐岩储层中的油裂解气藏明显受硫酸盐热化学反应(TSR)影响的证据; 普光3井须家河组石英脉中捕获的高密度包裹体不含H2S, 甲烷包裹体中焦沥青反射率高达3.40%, 而须家河组地层中固体沥青反射率为2.48%, 两者热演化程度明显不匹配, 提供了本区可能有深部含烃热流体沿逆冲断裂带上侵的重要信息。

高密度甲烷包裹体; 焦沥青; 油裂解气; 页岩气

0 引言

甲烷的临界密度为0.162 g/cm3, 临界温度为−82.599 ℃, 大于临界密度的甲烷包裹体称为高密度甲烷包裹体(刘德汉等, 2009)。以往很少见到沉积盆地中高密度甲烷包裹体的报道, 但近年来四川盆地一些钻孔中先后发现多种高密度甲烷包裹体(刘德汉等, 2009, 2010, 2013a; 李葆华等, 2013;高键等, 2015; 李文等, 2018; Wang et al., 2021), 说明高密度甲烷包裹体的成因演化在油气勘探评价中具有重要意义。高科1井和五科1井为中国石油股份有限公司早期部署的两口重要科探井, 其钻探成果对后期川中震旦系–寒武系安岳大气田的勘探突破以及志留系龙马溪组页岩气的发现至关重要(翟光明等, 2016); 普光5井和普光3井是我国天然气田中首批发现超临界高密度甲烷包裹体的重要钻孔, 虽然笔者早期已有初步报道(刘德汉等, 2009, 2010), 但未作深入对比研究。本文将根据以上4个钻孔中高密度甲烷包裹体和焦沥青等产出特征和大量包裹体和焦沥青的激光拉曼测定数据, 结合钻孔地质构造特征与包裹体和固体沥青共生组合形式, 进一步探讨不同钻孔中高密度甲烷包裹体的热演化程度与天然气成因机理, 为天然气勘探评价提供新的微观依据。

1 甲烷包裹体密度与相演化模式

油气盆地中成岩矿物可以广泛捕获含甲烷的盐水包裹体, 但很少捕获浓度较高的单相甲烷气体包裹体, 推测在生物甲烷气阶段形成的矿物有可能捕获以甲烷为主的低密度甲烷气体包裹体; 在原油–沥青和干酪根高温–高压裂解阶段形成的自生或重结晶矿物, 可能捕获高密度甲烷包裹体。甲烷包裹体在不同温度条件下的相演化理论模式(图1)显示: 甲烷相演化包络线顶端的临界点温度为−82.599 ℃, 临界压力为45.9×105Pa, 临界点左边为低密度甲烷包裹体在冷热台降温过程中的相变模式, 临界点右边为高密度甲烷包裹体在冷热台降温过程中的相变模式。降温过程中低密度甲烷包裹体边缘会出现少量液相甲烷, 高密度甲烷包裹体中则会出现少量气相甲烷, 当甲烷包裹体在冷热台回温时, 包裹体中微量液态甲烷或气态甲烷消失点的温度, 分别为低密度甲烷包裹体和高密度甲烷包裹体的均一温度。据此, 可利用有关热力学方程计算甲烷包裹体的密度(卢焕章等, 2004; 刘斌, 2005)。

在显微冷热台实际观测中, 对于包裹体粒度太细小或透明度低的样品, 观测鉴别甲烷包裹体相变温度的难度较大, 采用近代显微激光拉曼技术不仅可以快速和有效鉴别微米级甲烷包裹体的组分特征, 而且利用毛细管封闭体系中甲烷拉曼位移与压力关系的实验结果, 还可以计算甲烷包裹体的密度。本研究主要引用Lu et al. (2007)和 Zhang et al. (2016)的实验结果建立的甲烷拉曼位移与甲烷密度的关系方程, 计算观测样品中甲烷包裹体的密度:

式中:为实测样品中甲烷拉曼位移(d)与毛细管中甲烷近零压力点的拉曼位移(0)差值;为甲烷包裹体的密度(g/cm3)。

高密度甲烷包裹体或共生储层焦沥青的热演化程度, 可根据甲烷包裹体或储层焦沥青出现有机碳的D带和G带位移特征, 应用刘德汉等(2013a)实测固体有机质的拉曼位移与标煤镜质体反射率对比实验结果建立的关系方程计算:

式中:RMVo为与镜质体等效的拉曼镜质体反射率, G−D为固体有机质G带与D带拉曼位移的峰间距。

样品观察显微镜为Leica DMR XP偏光–反光显微镜, 物镜20～100倍, 显微照相系统(LEICA DFC 310 FX)。拉曼光谱测定使用全自动显微激光拉曼光谱仪(HORIBA-JYLabRAM), 固体激光器532 nm光栅1800线, 共聚焦针孔100～300, 光栅狭缝100 μm, 拉曼仪观测物镜50～100倍, 曝光时间10～40 s, 扫描范围100～4000 cm−1, 主要用硅片作为拉曼仪的位移波数标定。实测玻璃管中甲烷近零压力点的拉曼位移(0)为2917.88 cm−1。

2 钻孔分布和包裹体产出特征

高科1井位于川中古隆起高石梯构造高点, 五科1井位于川东北万县和达县之间的大天池构造带, 普光5井和普光3井分别位于川东北普光气田南部和北部(图2)。

2.1 高科1井高密度甲烷包裹体产出特征

高科1井位于川中乐山–龙女寺加里东古隆起高石梯构造高点, 据区域地质和钻孔资料, 本区上奥陶统和志留系被完全剥蚀, 剥蚀厚度分别约1000 m和500 m, 下奥陶统残余厚度约50 m, 缺失泥盆系与石炭系, 上侏罗统–下白垩统剥蚀总厚度约1500 m, 残余下白垩统厚约800 m, 上侏罗统厚约700 m。在白垩系抬升以前埋深>7000 m(胡守志等, 2003; 罗冰等, 2015)。在高科1井灯影组四段上部(4990.48～ 4990.50 m)和灯影组二段下部(5426～5429 m)发现两个含气层段, 但因工程原因和钻孔打在沥青封堵带上, 未能进行完井测试(胡守志等, 2003)。据该钻孔埋藏史推算, 三叠纪时期震旦系–寒武系烃源岩(埋深2680～3140 m)的热演化程度Vo1.18%～1.34%, 有大量原油生成并广泛充注到白云岩晶间空隙和溶洞中。其后, 侏罗纪末期储层埋藏深度>5000 m, 地层热演化程度达Vo=3.6%～4.5%, 震旦系白云岩储层中充填的原油–沥青在高温–高压下发生裂解(王国芝等, 2014; 戴金星等, 2018)。储层中自生石英中捕获的盐水包裹体均一温度达190～240 ℃。流体包裹体观测样品采自5439 m和4986 m的震旦系灯影组二段含焦沥青–碳沥青的晶洞白云岩。

包裹体与固体沥青共生组合的显微图像和甲烷包裹体、焦沥青的拉曼光谱特征, 是探讨高密度甲烷包裹体与天然气成因的重要依据。高科1井样品的显微透射光图像(图3a、b)显示, 碳酸盐岩储层中的自生石英捕获了深灰色高密度甲烷包裹体、浅灰色盐水包裹体以及共生的黑色固体沥青包裹体。样品的显微反射光图像(图3c)显示, 震旦系白云岩储层空隙和孔洞中充填的原油–沥青经高温裂解, 形成矿物晶间沥青和孔洞边缘残留的环带状焦沥青–碳沥青, 在正交偏光下的非均质结构十分明显, 其Vo达3.54%～3.82%。高科1井样品中高密度甲烷包裹体主要为深灰色、微米级多边形或浑圆形颗粒(图3f、h), 包裹体宿主矿物石英的特征峰拉曼位移为465.14 cm−1, 甲烷特征峰强度很高, 拉曼位移为2911.04～2911.10 cm−1(图3f, 表1), 据公式2计算甲烷包裹体密度为0.279～0.283 g/cm3。此外, 拉曼谱图中还含有少量与裂解成因有关的CO2和C6H6的特征峰(图3e、g)。高科1井样品中高密度甲烷包裹体与固体沥青的共生组合和拉曼光谱特征说明, 震旦系灯影组碳酸盐岩储层中的气藏主要为原油–沥青裂解成因, 符合当前安岳气田和高石梯–磨溪气藏特征(杨跃明等, 2019)。同时, 由高科1井拉曼光谱测定计算的高密度甲烷包裹体密度也与Wang et al. (2021)在高石梯–磨溪气藏发现的甲烷包裹体密度(0.231～0.293 g/cm3)相近。

2.2 五科1井高密度甲烷包裹体产出特征

五科1井位于川东高陡褶皱的五百梯构造带, 揭示地层有侏罗系、三叠系、二叠系、石炭系、下志留统、中奥陶统和部分寒武系。其中下志留统龙马溪组黑色页岩的有机碳含量为2.7%～3.2%。钻探过程中在4277.5～4900.0 m下志留统小河坝组角砾状泥岩段发现天然气显示, 测试产气1.09×104m3/d, 认为气源主要来源于志留系黑色页岩(张英等, 2006;郭彤楼和张汉荣, 2014)。据地层埋藏历史和成岩演化研究, 晚三叠纪时期志留系烃源岩热演化程度在Vo=1.12%～1.34%进入生油高峰, 到白垩纪抬升前志留系烃源岩的热演化程度达Vo=3.31%～ 3.50%, 黑色页岩中的残留烃和干酪根发生高温裂解, 形成大量天然气和残留焦沥青。包裹体观测样品采自五科1井5258 m龙马溪组与中奥陶统接触带含条纹状石英脉与团块状焦沥青的黑色硅质页岩。

图2 四川盆地高科1井、五科1井、普光3井、普光5井位置(据周秦等, 2015修改)

图3 高科1井样品微观信息综合图

五科1井样品的显微透射光照片(图4a、b)显示, 自生石英中包含大量形态比较完好的深灰色颗粒状的高密度甲烷包裹体、比较透明的两相盐水包裹体以及黑色固体沥青包裹体。盐水包裹体均一温度为174～180 ℃, 反映甲烷包裹体主要捕获于比较封闭的高温–高压不混溶体系。志留系龙马溪组底部黑色硅质页岩中含石英团块和固体焦沥青(图4c、d), 其中不规则状、团块状焦沥青的Vo为3.5%左右。甲烷包裹体主要呈深灰色颗粒状, 外形为比较规则的石英负晶, 粒径达15～20 μm(图4f、h), 拉曼谱图中高浓度甲烷特征峰的位移主要为2910.97 cm−1(图4e、g),用公式2计算对应的甲烷包裹体密度为0.286 g/cm3(表1), 据拉曼谱图中各组分峰面积比值计算, CH4含量约98.5%, CO2约1%, C6H6约0.1%。此外, 发现个别形态比较完好的轻烃包裹体(图4j), 推测一些奥陶系碳酸盐岩储层中也可能保留部分轻烃。

据五科1井高密度甲烷包裹体的观测研究, 预测本区龙马溪组页岩气一般不含H2S并具有超压特征(朱光有等, 2006), 其结果与后期在焦石坝和涪陵等发现的志留系页岩气和石英脉中产出的高密度甲烷包裹体特征基本相似(高键等, 2015; 李文等, 2018)。至2018年本区已探明页岩气地质储量10455.67×105m3(戴金星等, 2019)。

2.3 普光5井高密度甲烷包裹体产出特征

普光5井位于川东北黄金口构造的双石庙–普光构造带南部, 探区发育下寒武统、下志留统、下二叠统和上二叠统等多套富有机质的烃源岩, 生–储–盖地质条件优良(马永生等, 2005a, 2005b, 2007; 赵文智等, 2006)。普光气田含气层段包括下三叠统飞仙关组和上二叠统长兴组白云岩, 本区嘉陵江组和雷口坡组的膏云岩和石膏是普光气田长兴组–飞仙关组天然气藏比较稳定的盖层。白云岩储层受埋藏作用和硫酸盐热化学反应(TSR)与热流体选择性溶蚀作用明显(Cai et al., 2004; 朱光有等, 2005; 张水昌等, 2007), 储层中各种溶孔、溶洞十分发育。地质历史中下二叠统烃源岩在印支期晚期开始成熟, 至燕山期中晚期进入生油高峰, 生成的大量油气在储层中广泛聚集, 到燕山期晚期进入过成熟阶段, 下三叠统飞仙关组与上二叠统长兴组储层温度高达245～255 ℃, 储层固体沥青反射率为3.39%～3.50%, 储层中早期充填的原油–沥青大量裂解形成天然气藏。观测样品为普光5井5054 m长兴组白云岩溶孔中充填焦沥青(Vo=3.53%)。

普光5井上二叠统长兴组碳酸盐岩储层中重结晶方解石捕获了大量比较细小的盐水包裹体和部分深灰色微米级高密度甲烷包裹(图5a、b)。碳酸盐岩储层孔洞中包含多种固体沥青(图5c、d), 由于碳酸盐岩溶孔中充填的原油–沥青受高温热演化作用发生大量裂解, 在溶孔壁上残留非均质的环带状焦沥青, 其Vo为3.2%～3.6%。碳酸盐矿物中保存的高密度甲烷包裹体都很细小, 但包裹体中各组分的拉曼特征峰都十分清晰(图5e、g)。包裹体宿主矿物——新生方解石的特征峰拉曼位移为1085.86～1086.47 cm−1, 甲烷特征峰拉曼位移为2910.40～2911.69 cm−1, 用公式2计算对应的甲烷包裹体密度为0.251～0.315 g/cm3(表1)。甲烷包裹体中焦沥青的D带顶峰位移为1332.32 cm−1, G带顶峰位移为1607.07 cm−1, 并见D带上叠加有CO2的特征峰(1281.95 cm−1和1384.85 cm−1) (图5e)。此外, 甲烷包裹体拉曼谱图中H2S和C6H6的特征峰比较明显(图5g)。根据公式3计算RMVo=3.07%～3.77%, 与储层焦沥青Vo基本相当, 说明甲烷包裹体的热演化程度很高。拉曼谱图中存在的H2S特征峰, 可作为记录地质历史中TSR的重要证据(刘德汉等, 2006)。

2.4 普光3井高密度甲烷包裹体产出特征

普光3井位于川东断褶带普光背斜北部逆冲断裂带(马永生等, 2005a), 钻孔设计井深5740 m, 实际打到6110 m, 完钻层位为上二叠统龙潭组, 上三叠统须家河组3738 m层段的固体沥青Vo为2.16%～2.48%, 但须家河组石英脉中广泛发育高密度甲烷包裹体, 其产出地质构造条件与普光5井明显不同, 普光3井靠近逆冲断带, 具有深部含烃热流体通过断裂输送到须家河组的地质构造条件。但因钻孔和地层倾斜大而未能系统测试(朱慧等, 2006)。

普光3井样品的显微透射光照片(图6a、b)显示, 自生石英中包含了大量形态比较完好的高密度甲烷包裹体和共生的盐水包裹体与固体沥青包裹体。甲烷包裹体形态为比较完好的石英负晶(图6e), 拉曼谱图中甲烷特征峰的位移主要为2910.40 cm−1(图6f), 计算对应的甲烷包裹体密度为0.315 g/cm3, 具有高密度甲烷包裹体特征。此外, 甲烷包裹体谱图中含微量CO2和C6H6特征峰; 有机质的D带上叠加有CO2特征峰(1280.70 cm−1和1383.70 cm−1; 图6g), G带顶峰为1604.80～1606.10 cm−1, D带顶峰为1332.70～1334.60 cm−1, 用公式3计算RMVo=3.26%～ 3.40%(表1), 明显高于须家河组碎屑岩孔隙中固体沥青的反射率(2.48%)。出现高密度甲烷包裹体中焦沥青热演化程度与须家河组固体沥青热演化程度明显不匹配现象, 说明普光3井可能存在来源于深部志留系不含H2S的含烃热流体, 沿逆冲断带上侵到须家河组。

图4 五科1井样品微观信息综合图

图5 普光5井样品微观信息综合图

3 高密度甲烷包裹体分布特征

研究钻孔样品中高密度甲烷包裹体产出于震旦系灯影组、志留系龙马溪组、二叠系长兴组和三叠系须家河组, 其地质构造背景不同(张水昌等, 2007; 戴金星等, 2018), 甲烷包裹体的RMVo为3.07%～3.85%,由拉曼位移计算的甲烷包裹体密度为0.251～0.351 g/cm3(表1), 其变化范围不仅与捕获的温度、压力有关, 而且还受矿物流体包裹体的保存条件影响, 反映了有机质演化的叠加性和不可逆性, 样品中高密度甲烷包裹体特征反映了地质历史中经受的最高热演化程度和当前矿物包裹体保存条件。因此, 宏观上甲烷包裹体的分布规律不明显(图7), 主要共同特征是热演化程度高。进一步比较不同钻井样品中的分布特征, 可见普光3井与热流体活动成因分布有关的石英中捕获的高密度甲烷包裹体数量多、保存好, 观测过程中很多包裹体拉曼测定数据相同, 计算的甲烷包裹体RMVo=3.26%～3.40%, 计算对应的密度为0.315～0.347 g/cm3(表1)。因此, 普光3井高密度甲烷包裹体的分布主要集中在两个黄色圆点上(图7)。五科1井志留系黑色页岩自生石英中分布的高密度甲烷包裹体数量也相对较多, 甲烷包裹体的RMVo=3.48%～ 3.53%,密度主要为0.255～0.351 g/cm3, 高密度甲烷包裹体的分布主要受密度影响, 从上到下大致呈斜线分布(图7)。高科1井高密度甲烷包裹体产出的震旦系灯影组储层焦沥青–碳沥青的RMVo=3.54%～ 3.82%, 可作为高密度甲烷包裹体的热演化程度, 计算对应的甲烷包裹体密度为0.279～0.283 g/cm3, 但在样品中观测到的甲烷包裹体数量较少, 分布相对比较集中(图7)。普光5井高密度甲烷包裹体中焦沥青RMVo=3.07%～3.85%, 甲烷包裹体的密度受方解石宿主矿物的保存条件影响, 计算对应的密度为0.251～0.315 g/cm3, 分布比较分散(图7)。

表1 甲烷包裹体和固体拉曼位移参数与计算的密度和热演化程度

注: 括号中的数据为与甲烷包裹体共生的储层焦沥青的RMVo或与储层沥青共生的甲烷包裹体密度。

图7 高密度甲烷包裹体的拉曼位移与计算的密度和热演化程度

综合样品观测数据统计说明, 对于高密度甲烷包裹体的成因研究, 不仅要结合样品产出的地质构造条件、包裹体宿主矿物类型、甲烷包裹体与盐水包裹体以及固体沥青的共生组合形式进行综合讨论, 也需油气包裹体人工合成实验论证(刘德汉等, 2007, 2016)。

4 结论

包裹体的显微镜观察和激光拉曼测定是快速和有效鉴别高密度甲烷包裹体的重要方法, 样品中高密度甲烷包裹体主要形成于原油–沥青和干酪根高温–高压裂解的不混溶体系, 并以与热流体活动有关的自生石英中捕获的高密度甲烷包裹体数量多、保存好为特征。普光5井长兴组中新生方解石矿物捕获含H2S和焦沥青的高演化甲烷包裹体, 反映本区油裂解气藏明显受TSR影响;高科1井震旦系白云岩中自生石英捕获高密度甲烷包裹体与储层焦沥青的共生组合形式, 说明震旦系碳酸盐岩气藏主要为原油裂解气成因; 五科1井下志留统黑色页岩中自生石英捕获的高密度甲烷包裹体组成与和焦沥青共生的产出特征, 反映本区志留系页岩气藏一般不含H2S并具有超压现象; 普光3井石英团粒中捕获的高密度甲烷包裹体的热演化程度与须家河组地层中固体沥青热演化程度不匹配现象, 可能与深部不含H2S的热流体沿逆冲断带上侵有关, 有待进一步研究。

致谢:中国科学院广州地球化学研究所孙宇博士和王翠玲博士参与了论文的编辑工作; 中国石油勘探开发研究院赵长毅教授级高级工程师和秦胜飞教授级高级工程师提出了细致、中肯的宝贵意见, 在此表示由衷感谢。

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Study on the characteristics of high-density methane inclusions and the origin of natural gas in well Gaoke 1, well Wuke 1, well Puguang 5, and well Puguang 3 in the Sichuan Basin by microscopy and laser Raman spectroscopy

LIU Dehan1, XIAO Xianming2, TIAN Hui1, DAI Jinxing3, PENG Ping’an1, WANG Yunpeng1*, MI Jingkui3, WANG Zecheng3, LI Jian3, LI Tengfei1, CHENG Peng1

(1. State Key Laboratory of Organic Geochemistry, Guangzhou Institute of Geochemistry, Chinese Academy of Sciences, Guangzhou 510640, Guangdong, China; 2. China University of Geosciences (Beijing), Beijing 100083, China; 3. Research Institute of Petroleum Exploration and Development, PetroChina, Beijing 100083, China)

The density and thermal evolution of methane inclusions in four boreholes in the Sichuan Basin as well as the symbiotic combination of methane inclusions, brine inclusions, and solid bitumen were comprehensively studied using optical microscopy and laser Raman spectroscopy. Results show that high-density methane inclusions are mainly formed in the immiscible system of crude oil-bitumen and kerogen at high temperatures and pressures. The Raman shifts of methane inclusions in the studied samples are 2909.76 cm−1to 2911.69 cm−1, and the corresponding calculated densities are 0.251 g/cm3to 0.351 g/cm3. The variation range is not only related to the formation temperature and pressure of methane inclusions, but is also affected by the preservation conditions of the mineral inclusions. The thermal evolution degree of methane inclusions in samples wasRMVo=3.07%–3.85%, mostly >3.15%, and their size depended on the temperature-pressure and effective heating time of the local equilibrium system in the formation. The co-production of inclusions and solid bitumen in the sample provides important information on the genetic evolution of oil and gas. The high-density methane inclusions captured in the quartz blocks of well Gaoke 1 and the production characteristics of the reservoir pyropitch-anthraxolite indicate that the Sinian-Cambrian carbonatite gas reservoirs in this area originated from high temperature-high pressure oil cracking gas. The density and gas composition characteristics of the methane inclusions produced in the Silurian black shale in well Wuke 1 indicate that the Silurian shale gas is mainly caused by residual hydrocarbons and kerogen pyrolysis, and the shale gas in this area generally does not contain sulfide hydrogen and exhibits an overpressure phenomenon. Based on the individual light hydrocarbon inclusions found in the Silurian black shale, it is speculated that some Ordovician carbonate reservoirs may contain a small amount of light hydrocarbons. The production characteristics of the H2S-rich, high-density methane inclusions and pyrobitumen in well Puguang 5 reflect the oil-cracking gas reservoirs produced in the carbonatite reservoirs of the Feixianguan and Changxing Formations, which are affected by the sulfate thermochemical reaction (TSR). The high-density inclusions capturedin the quartz veins of the Xujiahe Formation in well Puguang 3 do not contain hydrogen sulfide, and the reflectance of pyro-asphalt in methane inclusions is as high as 3.40%, whereas the reflectance of solid asphalt in the Xujiahe Formation is 2.48%, which obviously does not match the thermal evolution degree of high-density methane inclusions, providing important information that there may be deep hydrocarbon-containing thermal fluids intruding along the thrust fault zone in this area.

high-density methane inclusions; pyrobitumen; oil-cracking-gas; shale gas

P618.13

0379-1726(2023)06-0673-12

10.19700/j.0379-1726.2023.06.002

2023-06-14;

2023-08-21

中国科学院A类战略性先导科技专项(XDA14010103、XDA14010104)和国家自然科学基金项目(42273053、42203054)联合资助。

刘德汉(1935–2022), 男, 研究员, 主要从事有机岩石学与有机地球化学研究。

王云鹏(1968–), 男, 研究员, 主要从事油气地球化学和盆地模拟研究。E-mail: wangyp@gig.ac.cn