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作者简介：刘树根，教授，本刊编委，博士；现任西华大学校长，主要从事含油气盆地动力学、油气成藏动力学方面的研究工作。　李泽奇1　邓宾1　孙玮1

李智武1　丁一1　宋金民1　吴娟1

1.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·

成都理工大学

2.西华大学

摘要:四川盆地上震旦统灯影组钻井及其周缘露头剖面均可以见到丰富的沥青。作为古油藏裂解形成的产物，碳酸盐岩储层中沥青的赋存形态和分布特征等有助于揭示（古）油气藏保存、运移等关键信息。为了给四川盆地和我国西部盆地的深层—超深层油气勘探提供参考依据，基于灯影组四段岩心薄片观察、扫描电镜—能谱元素分析、流体包裹体有机地球化学分析等方法，系统研究了四川盆地高石1井等深层—超深层碳酸盐岩储层沥青赋存形态特征，揭示了其与油气成藏关键性事件的耦合性。研究结果表明，灯影组四段深层—超深层储层固体沥青具有两类赋存形态特征，第一类为储层沥青呈环边状附着于孔隙洞壁上或呈黏连枝状赋存于孔隙中间（如川深1井、高石1井），该类沥青有较明显的原地热解形成的收缩缝和残余孔隙，结合流体包裹体与埋藏热史等，能够有效示踪古油藏热裂解为碳质沥青后，古气藏保存至今；第二类为储层沥青呈颗粒状、条带状散乱的分布于孔隙内新生矿物晶体晶内、晶间（如马深1井、五探1井），并且沥青碎裂边界明显，它们揭示古油藏热裂解为碳质沥青后，古气藏泄压、气逸散，新生流体矿物进入储层堵塞孔隙的过程。结论认为，深层—超深层碳酸盐岩储层沥青赋存形态和分布特征能够有效示踪古油藏和气藏的成藏调整过程。

关键词:四川盆地；深层—超深层油气勘探；碳酸盐岩；上震旦统灯影组；沥青形态；（古）油气藏示踪作用

0　引言

四川盆地震旦系灯影组四段深层储层固体沥青具有两类赋存形态特征，第一类呈环边状附着于孔隙洞壁上或呈黏连枝状赋存于孔隙中间，该类沥青有较明显的原地热解形成的收缩缝，以及热解后枝状沥青间的残余孔隙；第二类呈散乱的分布于孔隙内新生矿物晶体晶内、晶间，该类沥青经热解后原始形态被改造严重，形态多呈颗粒状、条带状，且碎裂边界明显。

震旦系灯影组差异埋藏生烃热史、储层沥青差异赋存形态和多期矿物充填序列特征等，揭示出沥青差异赋存与形态特征对储层孔隙保存或破坏过程具有一定的示踪性。川深1井和高石1井灯四段储层孔隙内保存完整的、环边状或黏连枝状的沥青赋存形态特征，能够有效示踪古油藏裂解、古气藏有效持续保持过程。

储层固体沥青是油气成藏过程最直接产物，可以分为焦沥青和碳质沥青[1-3]，通常预示着该层系地质历史时期发生过油气运聚成藏过程，由原油或液态烃高温裂解作用所形成，同时伴生大量天然气[4]。通过对储层固体沥青的分布范围、含量丰度和成熟度等研究，能够量化揭示（古）油气形成范围和规模资源储量等[1,5]，如：孙玮等[6]基于震旦系储层沥青含量计算资阳—威远古圈闭油藏的古资源量达17×t；代寒松等[7]定量计算揭示米仓山震旦系油气古资源量达2.06×t；程宏岗等[8]利用沥青特征对塔东隆起区和斜坡区下古生界油气成藏进行了研究；胡瀚文等[9]通过研究准噶尔盆地南缘地区侏罗系储层沥青成因和构造圈闭特征，综合分析了该地区油气藏与富集规律；黄文明等[10]则以四川盆地海相层系油气成藏为例，综合论述了中国三大海相盆地古生界层系油气成藏过程与储层沥青存在耦合性关系。

四川盆地震旦系灯影组是我国已勘探开发的深层—超深层古老含油气层系典型代表之一，从威远气田发现伊始、至高石梯气田勘探突破已历时近60年。近年来，在川西地区深层勘探也显示出良好的勘探前景，如：蓬探1井[11]、蓬深1井、川深1井[12]等，但也有失利井，如五探1井、永福1井、资探1井和广探1井等。这反映出灯影组深层碳酸盐岩油气充注和优质白云岩成藏过程的复杂性。需要指出的是，四川盆地震旦系灯影组天然气成藏过程普遍具有多期运聚、动态调整和复杂成藏过程等特征，且现今和古气藏内储层沥青广泛分布，其储层孔隙沥青发育形态、演化特征与天然气成藏过程是否具有某种耦合过程或机制？本文基于四川盆地震旦系灯影组深—超深层钻井（即高石1井、川深1井、马深1井和五探1井）储层孔隙结构特征、固体沥青发育特征等微观分析研究结果，结合流体包裹体和埋藏热史等综合研究成果，探讨揭示了现存储层沥青形态特征与（古）油气藏成因演化过程相关性，以期为四川盆地乃至我国西部盆地深层油气勘探提供参考依据。

1　研究区地质概况

四川盆地位于扬子板块西北缘，震旦系/埃迪卡拉系代表了四川盆地第一套沉积岩层系，包括黑色泥质岩和白云岩组成的陡山沱组和灰白色晶粒白云岩和藻白云岩夹泥质岩为主的灯影组。受新元古代桐湾运动影响，震旦系灯影组白云岩受淡水岩溶作用，灯影组顶部不整合面附近广泛发育溶蚀孔洞[13-14]，是灯影组最优质的储层。灯影组作为目的层的川中威远气田、安岳气田天然气探明储量分别为.61×m3和.81×m3[15]。古生代加里东期构造作用，导致四川盆地大部分上志留统、泥盆系和石炭系缺失，同时形成川中乐山—龙女寺古隆起。它对四川盆地早期油气聚集具有重要控制影响作用[15-17]。中—新生代，四川盆地受印支期、燕山期和喜马拉雅多期构造运动影响[18-19]，发生大规模构造调整和改造，形成川西—川北前陆盆地系统，导致川西和川北地区古生界层系埋深普遍显著增大，如：马深1井和川深1井等震旦系灯影组埋深m。

川深1井位川中古隆起低缓坡北侧（图1），绵阳—长宁拉张槽东缘陡脊上，垂直井深m，完井层位震旦系灯影组四段，钻遇灯影组～m；马深1井位于川北通南坝构造带公路背斜高段[20]，垂直井深m，完井层位震旦系灯影组灯二段，钻遇灯影组～m；五探1井是位于川东达州—开江古隆起檀木场潜伏构造的一口风险探井，垂直井深m，完井层位南华系南沱组，钻遇灯影组.36～.9m；高石1井位于乐山—龙女寺古隆起轴部高石梯构造高部位，垂直井深m，完井层位震旦系灯影组二段，钻遇灯影组.3～m。根据岩性和藻类丰度，灯影组从下向上可划分为4段，分别为灯一段、灯二段、灯三段、灯四段[14,21-23]。微生物、细菌和藻类是灯二段和灯四段成员生物群落的主要构建群[21,24]。灯影组一段以贫藻白云岩为特征，灯三段沉积于半开阔滨岸相，以蓝灰色泥质粉砂岩和黑色页岩为特征，夹有薄层白云岩[25]。灯二段和灯四段主要为藻微生物白云岩，前者以葡萄状和叠层石藻白云岩为典型特征，后者以浅灰—灰白色块状藻白云岩和粉砂晶白云岩为主[26-27]，分别构成了震旦系灯影组最优质储层，尤其是灯四段顶部风化岩溶储层段。

图1　四川盆地关键钻井区域位置特征图（a）及研究区关键钻井灯影组四段综合岩性柱状图（b，以五探1井为例）2　灯影组储层孔隙结构特征

2.1　灯影组储层岩性特征

四川盆地灯四段岩性总体上以富藻的微生物白云岩为主，结构主要以富含藻类暗色不规则的丝状、球状团块集合体为主的藻凝块（图2-a、b），以及毫米级平直—起皱的藻纹层（图2-a、c、d），局部夹细—粉晶白云岩。垂向上表现为潮下微生物丘滩→潮间微生物席→潮上藻砂屑滩的沉积序列，旋回厚度介于3～7m，沉积微相为典型的碳酸盐岩浅海低能潮坪沉积环境。

图2　灯影组钻井岩心岩性及宏观孔隙形态特征图

研究区四口钻井灯四段在沉积微相上展现出细微差别，其中川深1井与高石1井位于拉张槽东侧边缘，受控于碳酸盐岩台地边缘藻丘相影响，主要发育藻叠层、藻砂屑（图3-a）、藻凝块（图2-b）、藻黏结格架白云岩（图3-a、b），其次为藻纹层白云岩和泥粉晶白云岩，岩心观察孔洞缝普遍发育，主要为各种残留藻间窗状孔洞和格架孔洞（图2-a、b，图3-a），其次为粒间（溶）孔、晶间孔等（图3-b、c），裂缝发育；马深1井与高石1井分别位于川东北和川东，受控于静水碳酸盐岩台内沉积，主要发育藻纹层（图2-c、d）、藻凝块和泥粉晶白云岩（图3-d、e），其次为藻砂屑和藻粘结白云岩，岩心观察孔洞发育情况较差，具有顺层发育和选择性溶蚀特征（图2-c、d）。

图3　灯影组储层孔隙结构形态特征图

2.2　灯影组储层孔隙结构特征

宏观钻井岩心和微观镜下观察表明，川深1井与高石1井、马深1井与五探1井分别具有相似的残存孔隙结构形态特征。川深1井与高石1井储层孔隙孔径范围为0.02mm×0.03mm～9mm×27mm，面孔率较高（介于2%～12%），储层总体上发育毫米级至厘米级的两类溶蚀孔洞（图2-a、b）：①沿藻纹层残余结构顺层分布的层状溶蚀孔缝，孔隙内部常常充填有晶簇状白云石；②局部孤立圆状、带状、椭圆状和不规则状厘米级溶蚀孔洞。薄片观察表明其孔隙主要为微生物格架溶孔（分布于暗色不规则的凝块状和丝状集合体间）（图3-a）、细晶白云石晶间孔（图3-b）和晶间溶孔（图3-c）。孔隙内充填矿物以晶簇状白云石或重结晶白云石，和沥青充填为主；充填矿物多呈环边状分布，孔隙中心呈镂空状（图3-c,图4-a、b、e）。

马深1井和五探1井储层孔隙较差，以毫米级孔隙以及肉眼难辨的针孔状溶孔为主（图2-c、d）。显微镜下观察表明，其孔隙原始结构被破坏改造强烈，多期矿物充填复杂，部分被充填或破坏前的早期毫米级溶蚀孔洞形态隐约可见（图3d～f）。如早期孔径达毫米级的晶间溶蚀孔（图3-d）和藻砂屑粒间溶孔（图3-e），它们通常被晚期多种矿物充填、导致残余微米级孔隙（图3-f）。总体上，马深1井和五探1井原生孔隙形态保存较差，现存孔隙以多种矿物充填残余的微米级孔隙为主。因此，整体面孔率为1%～2%。

图4　灯影组储层孔隙沥青赋存形态特征图

2.3　灯影组孔隙充填矿物特征

川深1井和高石1井灯影组孔隙充填矿物以重结晶白云石和沥青为主，溶孔中第一期重结晶细晶白云石以自形晶为主，且部分重结晶白云石晚期次生加大作用明显（图3-b，图4-a、b）。孔洞内常见沥青充填，且部分孔内为单一的沥青矿物全充填（图3-a），尤其是沥青热裂解后形成环边状以及干裂缝、收缩缝的现象显著（图4-e、f），揭示出沥青热裂解后原地保留下来。因此，川深1井和高石1井灯影组孔隙内多期矿物充填序列体现为：第一世代重结晶细晶白云石、第二世代沥青和/或第三世代白云石次生加大边充填。

马深1井和五探1井灯影组储层原生孔隙后期改造强烈，导致原生孔隙结构普遍被改造、孔隙内多期充填矿物特征明显，如：硅化白云石、沥青、重结晶白云石、自生石英充填等（图3-d～f）。值得注意的是，部分原生孔隙结构可见，揭示出马深1井和五探1井灯影组具有较好的原生孔隙特征，如：五探1井灯四段储层中约4.6mm×1.7mm的超大溶蚀孔内自生石英与沥青充填（图3-d），自生石英晶径最大约2.3mm，沥青呈破碎的颗粒状散布于自生石英与孔壁间。相似情况也常见于马深1井储层中约0.7mm×0.8mm的孔径内多期次生长石英，伴生自形晶中晶白云石（图3-e、f，图4-g），表明孔隙内矿物生长空间充足。它们总体揭示出原生孔隙特征较好，从而能够为后期流体矿物自形结晶沉淀提供有利条件。马深1井和五探1井灯影组储层孔隙内矿物充填序列体现为：第一世代重结晶白云石、第二世代沥青、晚期石英充填（即第三世代马牙状自生石英、第四世代次生石英和/或第五世代白云石次生加大边），尤其是多期石英充填生长序列特征明显（图3-e）。且部分自生石英颗粒与其他矿物（比如：沥青或白云石）接触边界有明显的挤压碎裂痕迹（图3-d、f），FESEM观察揭示明显的石英破碎颗粒挤压挤入沥青中的现象（图4-g）。因此，灯影组储层孔隙内沥青形态多为破碎颗粒状、分布散乱特征，普遍分布于次生石英或重结晶白云石晶粒间，局部残留晶粒与沥青颗粒堆积剩余的有效孔（图3-e、图4-c、d）。

3　灯影组沥青赋存形态特征

川深1井和高石1井灯影组孔隙内充填矿物以重结晶白云石和沥青为主（图3-a～c），且沥青为最晚期充填矿物。因此，沥青常呈环边状黏着在孔隙洞壁上（图3-b、c，图4-a、b、e、f，图5-a～c），揭示出烃类热裂解后形成固体沥青质，其体积变小、并逐渐黏着在孔隙洞壁上，未遭受扰动破坏而保留至今，其沥青原地裂解形成收缩缝为沥青裂解后未遭受破坏的最直接证据特征（图4-f）。

马深1井和五探1井灯影组孔隙多期矿物充填序列较为复杂，尤其是多期石英生长过程。马深1井孔隙内沥青多呈破碎的颗粒状，散乱的分布于各种孔隙后生矿物的晶体内或晶体间（图3-d、f，图4-c、d），尤其是常见沥青颗粒呈嵌入状态位于晶体边界上，而且这些晶体边界多可见破裂痕迹（图4-g，图5-g）。需要指出的是，虽然高石1井部分碎裂沥青呈散乱漂浮状位于孔隙中间（图5-d、e），但它仍然有别于马深1井与五探1井沥青赋存状态。其主要区别在于高石1井该类碎裂沥青呈黏连的枝状分布在孔隙中部，且沥青形态保存完整，并未见其他晚期矿物充填孔隙（图5-d～f）。

图5　固定视域沥青不同尺度形态特征及扫描电镜元素能谱图

四川盆地震旦系灯影组普遍发生过深埋藏增温作用，导致储层中烃类物质普遍发生热裂解形成储层沥青。川深1井和高石1井灯影组储层沥青形态保存完整，常具孔洞中环边粘附和收缩缝特征（图5-a～f），且沥青充填后期孔隙内未见其他矿物充填，揭示在烃类发生热裂解形成沥青后，孔隙并未遭受外力或其他流体进入孔隙扰动。马深1井和五探1井储层沥青具破碎颗粒状形态特征，其存在两种成因可能性：①地层变形改造，导致孔壁上沥青脱落、破碎，形成破碎沥青颗粒在洞壁底部堆积的现象；②后期流体侵入储层孔洞中导致洞壁上沥青破碎，伴生新生矿物沉淀生长，同时导致碎裂沥青颗粒被动包裹入新生矿物晶体内部和新生矿物晶间。后者与马深1井和五探1井灯影组中沥青颗粒散乱分布于晚期矿物晶内或晶间特征具有一致性（图4-c、d、g，图5-g～i）。

4　储层沥青赋存形态古油气藏示踪性

4.1　灯影组埋藏成藏热史过程

基于现今上述深井实钻地层、Ro和钻井温度、以及包裹体测试数据等，系统的模拟揭示了研究区四口钻井埋藏热史（表1、图6）。川深1井灯四段埋深热史过程与成藏演化可分为三期：①早二叠世至早三叠世古油藏形成期，随着灯影组上覆地层逐渐加厚，下寒武统烃源岩进入生油阶段，灯四段顶部不整合面运移至储层中，储层捕获包裹体均一温度为.4～.7℃、古压力系数为1.1～1.2，为常压—弱超压特征。②中三叠世至晚三叠世古油藏裂解成气期，储层捕获包裹体均一温度为.2～.7℃、古压力系数为1.20～1.46，具高压富集特征。③中侏罗世—现今气藏动态保存期，古气藏继续向干气演化，储层捕获包裹体均一温度为.5～.1℃，古压力系数为1.1～1.2，晚白垩世以来发生抬升剥蚀作用导致灯影组晚期具有一定的压力调整释放特征。高石1井灯四段埋深热史过程与成藏演化可分为三期：①中二叠世—早三叠世古油藏形成初期，储层流体包裹体均一温度为.8～.5℃，古压力系数为1.11～1.35，具常压—弱超压特征。②中三叠世—中侏罗世古油藏裂解成气期，储层流体包裹体均一温度为.7～.9℃、古压力系数为1.39～2.10，具高压—超高压富集特征。③晚侏罗世至现今持续保持期，古气藏向干气演化，流体包裹体均一温度为.9～.0℃，古压力系数为1.35～1.59，晚期抬升剥蚀导致灯影组气场仍然具有晚期高压富集特征。

表1　四川盆地关键深井灯影组四段流体包裹体数据综合对比表图6　四川盆地关键深井埋深成藏热史对比图

晚志留世—中二叠世时期马深1井灯四段古油藏初始形成阶段，灯影组储层流体包裹体均一温度为.5～.6℃，压力系数为1.20～1.29，具弱超压特征。晚三叠世—晚白垩世时期，随着地层持续埋深、导致灯影组古埋藏超过m，古油藏内原油开始裂解形成天然气，包裹体均一温度为.0～.1℃，压力系数达到1.49、形成异常超压体系。晚白垩世开始为马深1井灯影组古气藏调整逸散与压力释放阶段，伴随米仓山快速的隆升剥蚀，其前缘马深1井地区大幅度向米仓山倾斜，天然气沿灯影组顶部不整合面迅速向米仓山运移散失，流体压力快速调整降低，流体包裹体均一温度由.0～.7℃降低至.6～℃，压力系数为0.88～1.03。晚期新生代灯影组储层压力逐渐恢复、趋向于常压，包裹体均一温度为.4～.3℃，压力系数为1.02～1.12。与之相似的是，早泥盆世—中三叠世为五探1井古油藏初始形成阶段、具弱高压富集特征，其流体包裹体均一温度为.5～.2℃，古压力系数为1.13～1.38。中三叠世—早白垩世其古油藏裂解成气阶段，包裹体均一温度为.3～.7℃，古压力系数为1.22～1.71，具高压富集特征。受燕山晚期运动和喜马拉雅山抬升运动的影响，晚白垩世至现今为五探1井古气藏逸散阶段，早期高压压力体系快速释放，储层流体包裹体均一温度为.6～.3℃，古压力系数降低为0.88～1.26。

4.2　储层沥青赋存形态古油气藏示踪性

结合上述震旦系灯影组差异埋藏生烃热史、储层沥青差异赋存形态特征和多期矿物充填序列特征等，揭示出沥青差异赋存与形态特征对储层孔隙保持或破坏过程具有一定的示踪性（图7）。四川盆地四口深井自中—晚三叠世开始都经历相同的原油富集充注（图7-a）、和后期（早侏罗世—早白垩世）原油裂解成气过程（图7-b），它们导致早期液体烃类逐渐热裂解成为洞壁上环边状赋存或黏连枝状结构特征的储层沥青（图7-b）。晚白垩世以来的动态调整过程，导致4口钻井在古气藏演化上具有显著差异性。

图7　储层沥青形态演化特征与动态油气藏相关性模式图

川深1井和高石1井位于川中古隆起构造单元内，中—晚新生代构造调整改造作用相对较弱，晚期构造稳定性使得异常地层压力有效保存，其古油气藏埋深增温发生液体烃裂解形成古气藏，同时导致川深1井和高石1井灯影组储层孔隙内沥青环边附着在洞壁上或形成保存形态较完整的黏连枝状沥青形态（图7-c）。古气藏保存至今，如：川深1井流体古压力变化为1.13～1.19，高石1井流体古压力变化为1.35～1.59，持续保持的压力体系也有效防止其他流体进入孔隙发生晚期充填。马深1井位于米仓山前陆地区，受控于晚白垩世以来米仓山褶皱冲断带强构造调整作用，导致灯影组古气藏天然气迅速逸散；与之相似的是，五探1井也受到燕山晚期和喜马拉雅期构造调整作用控制影响，导致天然气沿灯四段顶部不整合面迅速逸散。由于古气藏天然气逸散，导致古压力体系逐渐降低和多期流体进入孔隙、发生多期矿物晚期充填（图7-d），如：马深1井流体古压力变化为0.88～1.03，伴生重结晶白云石、自生石英、次生石英多期矿物充填，五探1井流体古压力变化为0.88～1.16，伴生自生石英、次生石英物充填，同时导致孔隙内的早期沥青被扰动脱落洞壁和破碎，多期流体矿物充填、生长并包裹破碎的沥青颗粒，同时随着矿物晶体生长部分导致沥青颗粒推挤至晶体边界（图7-e）。

5　结论

四川盆地震旦系灯影组四段深层储层固体沥青具有两类赋存形态特征，第一类呈环边状附着于孔隙洞壁上或呈黏连枝状赋存于孔隙中间，该类沥青有较明显的原地热解形成的收缩缝，以及热解后枝状沥青间的残余孔隙；第二类呈散乱的分布于孔隙内新生矿物晶体晶内、晶间，该类沥青经热解后原始形态被改造严重，形态多呈颗粒状、条带状，且碎裂边界明显。

震旦系灯影组差异埋藏生烃热史、储层沥青差异赋存形态和多期矿物充填序列特征等，揭示出沥青差异赋存与形态特征对储层孔隙保持或破坏过程具有一定的示踪性。川深1井和高石1井灯四段储层孔隙内保存完整的、环边状或黏连枝状的沥青赋存形态特征，能够有效示踪古油藏裂解、古气藏有效持续保持过程。

参考文献