鄒華耀，郝 芳,2，李平平，朱揚(yáng)明，張 莉，張俊武，張升磊

(1.中國(guó)石油大學(xué)(北京) 油氣資源與探測(cè)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249； 2.中國(guó)地質(zhì)大學(xué)(武漢) 構(gòu)造與油氣資源教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，湖北 武漢 430074； 3.浙江大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院，浙江 杭州 310027)

0 引 言

煤系烴源巖(主要由泥巖和少量煤巖組成)能夠生成一定量的液態(tài)烴。通常這類液態(tài)烴具有蠟質(zhì)含量高、黏稠度大的特點(diǎn)，主要源于富氫顯微組分，包括樹脂體、瀝青質(zhì)體、熒光質(zhì)體、角質(zhì)體、木栓質(zhì)體、鏡質(zhì)體等[1-2]。熊波等通過(guò)有機(jī)巖石學(xué)顯微觀測(cè)認(rèn)為，煤巖中富氫顯微組分在未成熟—低成熟階段(鏡質(zhì)體反射率(Ro)為0.42%～0.72%)生成滲出瀝青體[3-4]。通常滲出瀝青體近似原生稠油狀的固態(tài)物質(zhì)[1]，在排出烴源巖過(guò)程中容易殘留在通道中，在后期演化過(guò)程中演變成固體瀝青，并且可以成為烴源巖排烴通道的識(shí)別標(biāo)志。

油氣初次運(yùn)移是油氣成藏機(jī)理研究的瓶頸[5]。20世紀(jì)90年代以來(lái)，烴源巖排烴動(dòng)力學(xué)取得了重要進(jìn)展[6]，但運(yùn)動(dòng)學(xué)研究(如通道、方向、運(yùn)移量等)卻進(jìn)展甚微，關(guān)鍵問(wèn)題在于通常情況下烴源巖排烴很少留下痕跡，使得初次運(yùn)移研究缺乏有效途徑，所獲得認(rèn)識(shí)也無(wú)法驗(yàn)證[7]。Garcia-gonzalez等研究認(rèn)為，烴源巖排烴包括兩個(gè)時(shí)空上連續(xù)的過(guò)程，即油氣初始擴(kuò)散(Diffusion)以及吸附與凝聚(Desorption and Aggregation)，賦存于“微通道”中，之后在超壓驅(qū)動(dòng)下通過(guò)微裂縫排出烴源巖[2,8-9]。Garcia-gonzalez等還通過(guò)烴源巖有機(jī)地球化學(xué)分析與熱模擬實(shí)驗(yàn)和有機(jī)巖石學(xué)顯微觀測(cè)，進(jìn)行了烴源巖油氣排烴通道的識(shí)別，觀測(cè)到烴源巖中干酪根網(wǎng)絡(luò)、生物體腔孔、微裂縫以及煤巖的囊狀孔(Vesicle)與大孔隙(Macropore)等賦存油氣的“微孔縫”[2,10-13]。但是，基于巖芯甚至露頭巖層尺度，直接反映油氣從烴源巖中排出的宏觀通道標(biāo)志少見報(bào)道?；诖?，本文基于四川盆地元壩地區(qū)須家河組煤系巖芯的觀測(cè)，通過(guò)瀝青地球化學(xué)與產(chǎn)狀分布特征的分析，探討了烴源巖排烴通道的發(fā)育分布特征，建立排烴通道概念模式。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

J3p+K為上侏羅統(tǒng)蓬萊鎮(zhèn)組和白堊系；J3s為上侏羅統(tǒng)遂寧組；J2s為中侏羅統(tǒng)上沙溪廟組；J2x為中侏羅統(tǒng)下沙溪廟組；J2q+J1z為中侏羅統(tǒng)千佛崖組和下侏羅統(tǒng)自流井組；T3x為上三疊統(tǒng)須家河組；T2l為中三疊統(tǒng)雷口坡組；T1j為下三疊統(tǒng)嘉陵江組；井編號(hào)中，yb為元壩的縮寫，yl為元陸的縮寫圖1 四川元壩地區(qū)構(gòu)造位置與構(gòu)造剖面Fig.1 Tectonic Setting and Structural Profile of Yuanba Area in Sichuan

四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組(T3x)為一套含煤碎屑巖。須一、三、五段以泥巖為主，夾粉細(xì)砂巖和薄煤層或煤線，是主要的烴源巖層段；須二、四、六段以中細(xì)粒砂巖、礫巖為主，夾泥頁(yè)巖，是主要的儲(chǔ)氣層段。四川盆地至今已發(fā)現(xiàn)了一系列致密砂巖氣藏，尤其是川中廣安、合川等千億立方米大氣田[14-16]。元壩地區(qū)位于四川盆地北部，區(qū)域上北部為米倉(cāng)山隆起，東北部為大巴山前緣推覆帶和通南巴背斜帶，西部為龍門山推覆帶，西北部為九龍山背斜，向南過(guò)渡為川中低緩構(gòu)造帶[圖1(a)]。元壩地區(qū)中生界發(fā)育三疊系與侏羅系，地表出露上侏羅統(tǒng)；自須家河組沉積后，該區(qū)經(jīng)歷了多幕次的燕山和喜馬拉雅山構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，但是該區(qū)構(gòu)造平緩，斷裂不發(fā)育；西部受九龍山背斜南部?jī)A末端的影響發(fā)育低緩背斜，須家河組僅發(fā)育層間小斷層[圖1(b)]。該區(qū)須家河組是一套河流、三角洲、湖泊相煤系地層，自下而上分為5段，薄層煤或煤線與泥質(zhì)烴源巖主要發(fā)育于須二、三段，泥巖總有機(jī)碳(TOC)平均約3.0%(圖2)；有機(jī)質(zhì)主要為Ⅲ型，以生氣為主，能夠生成少量的液態(tài)烴；烴源巖現(xiàn)今成熟度達(dá)到了高過(guò)成熟干氣階段，鏡質(zhì)體反射率大于1.8%[17]。

2 瀝青地球化學(xué)特征

須家河組儲(chǔ)層發(fā)育瀝青已有多次報(bào)道，尤其是川西坳陷須二、四段儲(chǔ)層含有大量瀝青，其中天然氣也有原油裂解氣的特征[18-21]，說(shuō)明須家河組烴源巖能夠生成一定數(shù)量的液態(tài)烴，并且發(fā)生了初次運(yùn)移。

瀝青地球化學(xué)特征研究中，通常應(yīng)用有機(jī)巖石學(xué)、有機(jī)地球化學(xué)方法，鑒別其元素、碳同位素、官能團(tuán)和抽提物生物標(biāo)志物的組成特征[22-24]。前期的研究工作表明，須家河組瀝青總體上具有低溶性、高反射率、低H/C 原子比的性質(zhì)。經(jīng)瀝青/烴源巖的碳同位素和二苯并噻吩系列組成對(duì)比，須家河組儲(chǔ)層瀝青來(lái)源于本層位烴源巖[21]。

Hunt應(yīng)用H/C與(S+N)/O原子比準(zhǔn)確區(qū)分了海相烴源巖來(lái)源的瀝青與煤巖的差異(圖3)，海相烴源巖來(lái)源的瀝青比煤巖含有較高的(S+N)/O原子比，因?yàn)楹Ｏ酂N源巖有機(jī)質(zhì)來(lái)源于富氮浮游生物，而且海相沉積物硫酸鹽含量高，早期成巖階段S與有機(jī)質(zhì)反應(yīng)使得有機(jī)質(zhì)較富含S[25]。須家河組為陸相含煤沉積，無(wú)論是泥巖，還是碳質(zhì)泥巖或煤巖，有機(jī)質(zhì)以高等植物為主，生成的原油經(jīng)裂解形成瀝青，尤其是高演化程度的瀝青，其H/C與(S+N)/O原子比與煤巖基本相似(圖3)，難以區(qū)別。

圖2 元壩6井須二、三段巖性柱狀圖以及元壩地區(qū)須二、三段泥巖總有機(jī)碳分布Fig.2 Lithological Column of T3x2 , T3x3 in Well Yuanba6 and Distributions of Total Organic Carbon of Mudstone of T3x2 , T3x3 in Yuanba Area

海相烴源巖瀝青與煤巖數(shù)據(jù)引自文獻(xiàn)[25]圖3 瀝青與煤巖H/C和(S+N)/O 原子比的關(guān)系Fig.3 Relationship Between H/C and (S+N)/O Atomic Ratios of Bitumen and Coal Rock

巖芯觀測(cè)發(fā)現(xiàn)，元壩地區(qū)須家河組砂礫巖與烴源巖普遍發(fā)育固體瀝青，其熱演化程度很高，等效鏡質(zhì)體反射率都在2.0%左右，常規(guī)的生物標(biāo)志物參數(shù)無(wú)法將之與煤巖或碳屑分辨。經(jīng)色譜質(zhì)譜分析資料的詳細(xì)對(duì)比表明，它們的抽提物芳烴組分中三芳甾烷含量明顯不同。三芳甾烷是由甾醇在成巖作用過(guò)程中，形成單芳甾烷后通過(guò)脫甲基和芳構(gòu)化作用而來(lái)，該系列化合物指示其生源為水生藻類[26]。所分析的須家河組瀝青芳烴中均有較多的C26～C28三芳甾烷系列化合物[圖4(a)]，在已定性的所有芳烴化合物中，其相對(duì)含量為0.02%～0.41%，平均值為0.1%(圖5)；泥巖中C26～C28三芳甾烷更豐富[圖4(b)]，相對(duì)含量為0.03%～1.54%，平均值為0.53%(圖5)；而煤巖芳烴中C26～C28三芳甾烷極少[圖4(c)]，僅為0%～0.02%(圖5)?？紤]到三芳甾烷因極性較強(qiáng)，在烴源巖排烴過(guò)程中易受吸附，在排出烴源巖過(guò)程中其含量有所降低[27]，可認(rèn)為這些瀝青與煤系泥巖有生源關(guān)系，其原始有機(jī)質(zhì)來(lái)源中低等藻類有重要貢獻(xiàn)。

圖4 元壩271井瀝青、泥巖和煤巖C26～C28三芳甾烷分布特征Fig.4 Distribution Characteristics of C26-C28 Triaromatic Steroids from Bitumen, Mudstone and Coal Rock in Well Yuanba271

3 瀝青發(fā)育分布與排烴通道標(biāo)志

T3x1為須一段；T3x2為須二段；T3x3為須三段；T3x4為須四段圖5 瀝青、泥質(zhì)烴源巖和煤巖的三芳甾烷相對(duì)含量分布直方圖Fig.5 Histogram Showing Relative Abundance of Triaromatic Steroids from Bitumen, Argillaceous Source Rock and Coal Rock

元壩地區(qū)須家河組砂礫巖裂縫中普遍含有瀝青。薄片觀察表明：除個(gè)別礫巖中少量較大孔隙含有瀝青外，孔隙中基本不含瀝青。砂巖中瀝青主要分布于各種產(chǎn)狀的裂縫中，常見的包括近水平、傾斜和近垂直的裂縫[圖6(a)、(b)]；礫巖中瀝青常見充填于傾斜或圍繞顆礫發(fā)育的裂縫中[圖6(c)]，以及充填于貼礫縫中[圖6(d)]。瀝青充填縫的長(zhǎng)度通常小于10 cm，多數(shù)小于5 cm，寬度一般為幾毫米或小于1 mm，以近水平分布為主，其次是傾斜的，少數(shù)近垂直的。砂礫巖瀝青主要分布于裂縫，而孔隙中基本沒有。這可能有兩個(gè)原因：一是須家河組砂礫巖屬于超致密儲(chǔ)層，大孔隙不發(fā)育，現(xiàn)今孔隙度主要介于2%～3%，在烴源巖生油氣高峰期，儲(chǔ)層已經(jīng)致密化，原油難以注入孔隙；二是烴源巖生烴(主要生氣)引起儲(chǔ)層發(fā)育強(qiáng)超壓，由此產(chǎn)生超壓水力破裂縫，油氣在強(qiáng)超壓的驅(qū)動(dòng)下注入儲(chǔ)層，天然氣進(jìn)入毛細(xì)管或微毛細(xì)管孔隙，原油則儲(chǔ)集于裂縫中，至深埋階段原油裂解后，瀝青則殘存于裂縫中。

圖6 砂礫巖儲(chǔ)層巖芯照片顯示瀝青分布于各類裂縫中Fig.6 Photographs of Reservoir Cores of Sandstone and Conglomerate Showing Bitumen-filled Fractures

本文關(guān)注的是須家河組泥質(zhì)烴源巖裂縫中廣泛發(fā)育的瀝青。泥質(zhì)烴源巖中瀝青充填縫以近水平順層為主，裂縫尺度小，長(zhǎng)度幾厘米或幾毫米，寬度小于1 mm[圖7(b)、(c)、(e)]，裂縫中瀝青內(nèi)部通常發(fā)育方解石細(xì)脈[圖7(a)、(d)]，層面上顯示有些瀝青充填縫寬度只有2～3 cm[圖7(f)]。

更有標(biāo)志意義的是，在烴源巖與砂巖接觸界面可以觀察到瀝青排出的痕跡。圖8顯示元陸26井須三段暗色泥巖裂縫中瀝青具有向下部泥質(zhì)粉砂巖水力破裂縫中排出的跡象，暗色烴源巖瀝青充填于近水平的裂縫(B1)與近垂直的裂縫(B2)中，烴源巖中瀝青與下伏泥質(zhì)粉砂巖中近垂直的水力破裂縫相連，顯示瀝青向下排出的通道。類似地，圖9也顯示了元陸15井與20井須三段暗色泥巖裂縫中瀝青具有向上部(粉)砂巖水力破裂縫中排出的跡象，下部烴源巖中瀝青充填縫與上覆(粉)砂巖中水力破裂縫相連，顯示瀝青向上排出的通道。不同的是，元陸15井烴源巖之上云屑砂巖中水力破裂縫是傾斜的[圖9(a)]，而元陸20井泥質(zhì)粉砂巖中近于垂直[圖9(b)]。

圖7 泥質(zhì)烴源巖巖芯照片顯示瀝青充填于紋層與層理裂縫中Fig.7 Photographs of Argillaceous Source Rock Indicating Microfractures Filled with Bitumen Calcite Along the Laminae and Bedding

巖芯取自元陸26井4 376.5～4 376.8 m深度處(須三段)；F1為泥質(zhì)粉砂巖中垂直水力破裂縫；B為暗色泥巖中瀝青(含方解石脈)充填縫，其中B1為近水平的裂縫，B2為近垂直的裂縫圖8 泥質(zhì)烴源巖中瀝青/方解石充填水力破裂縫照片顯示古原油向下排出的標(biāo)志Fig.8 Argillaceous Source Rock Photographs Showing Bitumen/Calcite-filled Hydraulic Fractures and Tracing Downwards Expulsion of Palaeo-oil

一個(gè)值得討論的問(wèn)題是，為什么大多數(shù)烴源巖排烴后在裂縫中沒有留下痕跡，而元壩地區(qū)烴源巖裂縫中廣泛發(fā)育瀝青？這很可能與烴源巖有機(jī)質(zhì)性質(zhì)、生烴產(chǎn)物性質(zhì)及其對(duì)排烴的影響有關(guān)。元壩地區(qū)煤系泥質(zhì)烴源巖有機(jī)質(zhì)主要來(lái)源于高等植物，鏡質(zhì)組含量高，生成的液態(tài)烴通常非烴、瀝青質(zhì)含量高，黏稠度大，易吸附，不易排驅(qū)[28]，即使經(jīng)初始凝聚進(jìn)入水力破裂縫排放通道后，也有部分殘留于通道內(nèi)，成為識(shí)別初次運(yùn)移通道的標(biāo)志。

F2為云屑砂巖中傾斜的與泥質(zhì)粉砂巖中垂直的水力破裂縫；B為暗色泥巖中瀝青充填縫圖9 泥質(zhì)烴源巖瀝青充填水力破裂縫照片顯示古原油向上排出的標(biāo)志Fig.9 Argillaceous Source Rock Photographs Showing Bitumen-filled Hydraulic Fractures and Tracing Upwards Expulsion of Palaeo-oil

K1j為下白堊統(tǒng)夾關(guān)組圖10 元壩6井地層埋藏史、熱史與生烴史以及地層壓力與深度的關(guān)系Fig.10 Burial, Thermal and Hydrocarbon-generation Histories and Relationship Between Formation Pressure and Depth in Weel Yuanba6

4 泥質(zhì)烴源巖排烴通道模式

4.1 動(dòng)力學(xué)環(huán)境

元壩地區(qū)須家河組烴源巖中晚侏羅世達(dá)到生油氣高峰，同時(shí)儲(chǔ)層發(fā)生油氣充注，至早白堊世末達(dá)到最大埋深，超過(guò)6 000 m，地溫達(dá)到180 ℃～190 ℃，液態(tài)烴與濕氣基本上裂解成甲烷，現(xiàn)今氣藏甲烷含量超過(guò)97%，晚白堊世以來(lái)抬升至現(xiàn)今深度[圖10(a)]?，F(xiàn)今實(shí)測(cè)壓力系數(shù)為1.38～2.37，主要集中在1.7～2.0，屬于中等—強(qiáng)超壓[圖10(b)]。李軍等研究認(rèn)為該區(qū)須家河組異常高壓主要由烴源巖生烴與天然氣的充注增壓形成，其次是中燕山—喜馬拉雅山構(gòu)造運(yùn)動(dòng)擠壓應(yīng)力[29]。其形成特征屬于晚期封隔型超壓系統(tǒng)，即中成巖早期階段達(dá)到緊密壓實(shí)后產(chǎn)生的晚期超壓[2]。由此可以推斷：當(dāng)須家河組烴源巖達(dá)到生烴高峰(鏡質(zhì)體反射率為1.0%)的中成巖早期階段至早白堊世末達(dá)到最大埋深期間，烴源巖生烴增壓作用最強(qiáng)，壓力系數(shù)普遍大于現(xiàn)今值，處于強(qiáng)超壓環(huán)境；晚白堊世以來(lái)抬升后，生烴與裂解生氣增壓減弱直到停止，但因致密的巖性及其封閉環(huán)境，以及持續(xù)的構(gòu)造擠壓增壓作用致使現(xiàn)今仍然保持中等—強(qiáng)超壓。綜上所述，元壩地區(qū)須家河組烴源巖排烴動(dòng)力學(xué)環(huán)境屬于構(gòu)造應(yīng)力-生烴增壓聯(lián)控下超壓主導(dǎo)的環(huán)境。

通常，當(dāng)孔隙流體壓力超過(guò)靜巖壓力的85%時(shí)(即壓力系數(shù)約為1.96時(shí))，地層發(fā)生水破裂[30-31]，但嚴(yán)格地講，地層破裂受應(yīng)力狀態(tài)、巖石力學(xué)性質(zhì)與超壓發(fā)育等多種因素的影響，超壓發(fā)育與增大的結(jié)果是地層的天然水力破裂，不同應(yīng)力狀態(tài)下超壓水力破裂縫的性質(zhì)與分布可以通過(guò)破裂理論進(jìn)行預(yù)測(cè)[32]。因此，可以肯定須家河組無(wú)論是烴源巖還是砂礫巖儲(chǔ)層都處于水力破裂發(fā)育的有利環(huán)境，這些裂縫構(gòu)成了烴源巖排烴的通道，并且因?yàn)轲こ頌r青的殘留得以保存。

4.2 通道模式

基于水力破裂通道瀝青的產(chǎn)狀，建立了元壩地區(qū)須家河組煤系泥質(zhì)烴源巖排烴通道模式(圖11)。油氣初次運(yùn)移通道包含時(shí)空上連續(xù)兩個(gè)過(guò)程：第一為初始凝聚過(guò)程，油氣生成后經(jīng)凝聚進(jìn)入水力破裂縫通道(圖11中①)；第二為排放過(guò)程，主要由順層理面及穿層的水力破裂縫排驅(qū)(圖11中②、③、④)。初始凝聚于水力破裂縫中油氣的組成和性質(zhì)主要與烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度、類型、成熟度有關(guān)，例如煤系烴源巖水力破裂縫中原油似黏稠狀稠油，腐泥型有機(jī)質(zhì)源巖中原油則較稀且易流動(dòng)。排放通道的發(fā)育分布主要受烴源巖應(yīng)力-超壓環(huán)境以及紋理/層理發(fā)育程度等因素的影響。超壓主導(dǎo)型的動(dòng)力學(xué)環(huán)境排放通道主要由水力破裂縫組成；斷裂活動(dòng)主導(dǎo)型主要由構(gòu)造裂縫組成[33]；斷-壓聯(lián)控型則處于兩者之間[34]；紋理/層理發(fā)育的頁(yè)巖層面可以作為排放通道，也有利于沿層面超壓水力破裂縫的發(fā)育。

裂縫寬度小于1 mm(圖7、9)，或局部超過(guò)1 mm，甚至達(dá)到幾毫米(圖8)；穿層水力破裂縫長(zhǎng)度短的幾厘米或幾十厘米(圖8、9)，長(zhǎng)的可以大于幾米，元陸26井須三段粉砂質(zhì)泥巖中單條水力破裂縫垂向上延伸約2.7 m。

①為油氣通過(guò)初始凝聚進(jìn)入水力破裂縫；②為油氣沿順紋層水力破裂縫排放； ③為油氣沿層面的水力破裂縫排放； ④為油氣沿穿層的水力破裂縫排放圖11 須家河組烴源巖排烴通道模式Fig.11 Model of Hydrocarbon-expelling Pathway of Source Rock for Xujiahe Formation

元壩地區(qū)須家河組泥質(zhì)烴源巖斷裂不發(fā)育，屬于超壓主導(dǎo)型排烴動(dòng)力學(xué)環(huán)境，排放通道由順層理面及穿層的超壓水力破裂縫構(gòu)成，順層水力破裂縫排放通道長(zhǎng)度可以超過(guò)幾厘米(圖7、8)。

5 結(jié) 語(yǔ)

(1)四川元壩地區(qū)須家河組煤系烴源巖與儲(chǔ)層廣泛發(fā)育固體瀝青，因達(dá)到高過(guò)成熟階段，瀝青與煤巖具有相似的H/C、(S+N)/O原子比，但是瀝青與煤系泥質(zhì)烴源巖中檢測(cè)到較高含量的、指示低等藻類生物來(lái)源的三芳甾烷，而煤巖中缺乏，表明瀝青(古原油)主要來(lái)源于泥質(zhì)烴源巖，其中低等藻類有機(jī)質(zhì)作出了重要貢獻(xiàn)。

(2)元壩地區(qū)須家河組固體瀝青是古原油裂解后的殘留物，因古原油黏稠度高而殘留于排驅(qū)路徑中，成為排烴通道的標(biāo)志。該區(qū)烴源巖排烴受構(gòu)造應(yīng)力-生烴增壓聯(lián)控誘導(dǎo)超壓的驅(qū)動(dòng)，排烴通道主要由順層及穿層的超壓水力破裂縫組成。

(3)烴源巖排烴可以分為時(shí)空上連續(xù)的兩個(gè)過(guò)程，即初始凝聚和其后經(jīng)微裂縫的排放。初始凝聚過(guò)程烴類相態(tài)及通道與動(dòng)力學(xué)機(jī)制還知之甚少，但其后微裂縫排放通道的形成主要受構(gòu)造應(yīng)力與超壓的控制，超壓水力破裂縫與構(gòu)造裂縫是烴源巖排烴的重要通道。

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