魏國齊，謝增業(yè)，楊雨，李劍，楊威，趙路子，楊春龍，張璐，謝武仁，姜華，李志生，李謹(jǐn)，國建英

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.中國石油天然氣集團(tuán)有限公司天然氣成藏與開發(fā)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，河北廊坊 065007；3.中國石油西南油氣田公司，成都 610051）

0 引言

2011年，川中古隆起高石梯地區(qū)部署的高石1風(fēng)險探井于上震旦統(tǒng)燈影組二段（簡稱燈二段）獲得日產(chǎn)102×104m3高產(chǎn)工業(yè)氣流，是四川盆地自威遠(yuǎn)震旦系氣田發(fā)現(xiàn)47年后的重大突破，再次掀起了震旦系—寒武系勘探和研究新高潮。在“四古”成藏理論[1-3]指導(dǎo)下，勘探成效顯著，截至2020年底，已在高石梯—磨溪地區(qū)（簡稱高磨地區(qū)）7 500 km2[4]范圍內(nèi)，發(fā)現(xiàn)迄今為止中國單體規(guī)模最大的海相碳酸鹽巖特大型氣田——安岳氣田，探明天然氣地質(zhì)儲量1.03×1012m3[5]，三級儲量達(dá)1.47×1012m3。為擴(kuò)展勘探領(lǐng)域、尋找安岳氣田后備接替區(qū)，系統(tǒng)開展了川中古隆起北部斜坡區(qū)（簡稱北斜坡）天然氣富集條件和風(fēng)險勘探目標(biāo)評價研究，并于2014年和2015年先后在北斜坡部署PT1井和JT1井2口風(fēng)險探井。2020年，PT1井在燈影組二段測試獲日產(chǎn) 121.98×104m3的高產(chǎn)氣流[6]；JT1井在下寒武統(tǒng)滄浪鋪組獲日產(chǎn)氣51.62×104m3[7-8]，并在燈影組四段（簡稱燈四段）解釋氣層100.3 m[7]（由于工程原因落魚無法打撈，未能試氣）。2021年11月，PT101井（評價井）在燈二段獲日產(chǎn)氣220.88×104m3，創(chuàng)四川盆地?zé)粲敖M測試產(chǎn)量新紀(jì)錄。此外，2020年之前鉆探的NC1井、LT1井分別在上寒武統(tǒng)洗象池組獲日產(chǎn)氣3.55×104m3和0.63×104m3。這些重大突破揭示了北斜坡多層系立體富氣的良好勘探前景。但不同層段天然氣地球化學(xué)特征差異明顯，其成因機(jī)制仍存在不同觀點(diǎn)，主要有原油裂解氣[2,9-14]、瀝青裂解氣[15]、干酪根裂解氣[16]、水溶脫氣[17]、水參與反應(yīng)[18]等；此外，大型巖性圈閉形成條件、氣藏類型、規(guī)模富集條件及聚集模式等也需深入研究。為此，本文開展天然氣地球化學(xué)參數(shù)的控制因素、已發(fā)現(xiàn)氣藏特征、油氣充注史及大型巖性氣藏形成條件等方面的研究，從而建立天然氣藏聚集模式，預(yù)測有利區(qū)及資源潛力，以期指導(dǎo)北斜坡天然氣勘探。

1 天然氣藏特征

1.1 天然氣地球化學(xué)特征

對采自北斜坡、龍女寺、高石梯及荷包場等地區(qū)的震旦系—寒武系天然氣樣品（見圖1a）進(jìn)行了組分、碳同位素組成和氫同位素組成的分析測試。天然氣全組分常規(guī)分析及大進(jìn)樣量 C1—C3組成分析均采用Agilent 7890A氣相色譜儀；天然氣碳同位素組成檢測儀器為Finnigan Delta PLUS XL GC/C/IRMS，痕量乙烷的碳同位素組成采用了液氮冷凍富集的方法；氫同位素組成檢測儀器為Finnigan Mat 253。

圖1 研究區(qū)位置及地層綜合柱狀圖

1.1.1 天然氣組成特征

川中古隆起震旦系—寒武系天然氣組成總體上以甲烷（CH4）為主，含微量乙烷（C2H6）及不等量的二氧化碳（CO2）、氮?dú)猓∟2）、硫化氫（H2S）等非烴氣體，不同區(qū)域或同一區(qū)域不同層段天然氣組成存在差異（見表1）。天然氣中H2S主要是硫酸鹽與烴類反應(yīng)（TSR）的結(jié)果，CO2是H2S形成過程的副產(chǎn)物[19-20]，研究表明，北斜坡天然氣 H2S含量高主要與 TSR有關(guān)，而CO2含量高除與TSR有關(guān)外，酸化作業(yè)過程中的酸巖反應(yīng)也可導(dǎo)致 CO2含量增高[12]，δ13CCO2值為-6.5‰～-0.2‰，為無機(jī)成因。PT101井燈二段天然氣N2含量高除表明氣藏的保存條件好外，可能還與熱演化程度高有關(guān)[5]。HS1井燈二段天然氣中He的絕對含量為（1 021±34）×10-6，而高于高石梯—磨溪地區(qū)相同產(chǎn)層的 He含量為（182～754）×10-6，前者明顯偏高，其3He/4He值為（3.579±0.671）×10-8，40Ar/36Ar值為6 656±121，由此可見，其天然氣中的He為殼源成因，主要源于放射性元素U、Th的衰變[21]。

采用大進(jìn)樣量無分流進(jìn)樣方法，可以檢測到干氣中痕量的丙烷，并根據(jù) ln(C1/C2)-ln(C2/C3)關(guān)系圖版，明確安岳氣田震旦系—寒武系天然氣屬于原油裂解氣[22-24]，這一判識結(jié)果與根據(jù)天然氣輕烴組成中甲基環(huán)己烷與正庚烷比值、C6—C7環(huán)烷烴之和與正己烷、正庚烷之和的比值等參數(shù)揭示安岳氣田天然氣為原油裂解氣[24]是相吻合的。北斜坡天然氣 ln(C1/C2)和ln(C2/C3)值分別為 6.07～7.47，3.09～4.37，落入文獻(xiàn)[22]建立的ln(C1/C2)-ln(C2/C3)關(guān)系圖版中Ro＞2.5%的原油裂解氣范圍，屬于原油裂解氣。

1.1.2 天然氣碳?xì)渫凰亟M成特征

川中古隆起震旦系—寒武系不同層段、不同區(qū)域天然氣碳、氫同位素組成存在較大差異（見表1）。北斜坡相對龍女寺、高石梯和荷包場地區(qū)，天然氣δ13C值較輕，燈二段δ2HCH4值最輕，平均為-141‰；寒武系滄浪鋪組δ2HCH4值次之，平均為-133.5‰；寒武系洗象池組δ2HCH4值最重，平均為-130.5‰。

表1 川中古隆起天然氣組分、碳?xì)渫凰亟M成數(shù)據(jù)表

川中古隆起震旦系燈影組與寒武系滄浪鋪組、龍王廟組天然氣δ13C2值及δ2HCH4值差異主要是不同時代烴源的貢獻(xiàn)比例不同所致[5,23]，即源于寒武系筇竹寺組烴源巖的寒武系天然氣δ13C2值輕、δ2HCH4值重，源于震旦系烴源巖的天然氣δ13C2值重、δ2HCH4值輕。燈影組氣藏是源于筇竹寺組和震旦系（包括燈影組和陡山沱組）烴源的混源氣藏[2,5,11-12,15,23,25]，當(dāng)源于筇竹寺組烴源的天然氣混入有震旦系烴源的天然氣時，混合氣的δ13C2值將變重、δ2HCH4值將變輕，且震旦系烴源的貢獻(xiàn)比例越大，δ13C2值變重、δ2HCH4值變輕的幅度也越大[5,23]。

基于表 1和文獻(xiàn)[5, 12, 22-23, 26]的數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果，不同區(qū)域、不同層段天然氣δ13C值和δ2HCH4值呈規(guī)律性分布。圖 2的橫坐標(biāo)軸δ2HCH4值主要反映天然氣母源的古水體介質(zhì)鹽度?？v坐標(biāo)軸Δ13C2-1值（δ13C2與δ13C1的差值）反映了兩方面問題：①對于腐泥型母質(zhì)，隨演化程度增高，Δ13C2-1值逐漸增大，因?yàn)樵跇O高演化階段時，δ13C2變重的幅度明顯大于δ13C1[27-28]，導(dǎo)致Δ13C2-1值增大；②對于腐殖型母質(zhì)，其原生天然氣的δ13C2值重，Δ13C2-1值較大。根據(jù)各源巖貢獻(xiàn)比例相對大小，可將圖2天然氣樣點(diǎn)劃分為6個區(qū)：Ⅰ1區(qū)源于筇竹寺組烴源巖，北斜坡滄浪鋪組天然氣屬于此類；Ⅰ2區(qū)以筇竹寺組烴源巖貢獻(xiàn)為主，同時震旦系或中二疊統(tǒng)烴源巖有較大貢獻(xiàn)，北斜坡燈二段、NC1井洗象池組天然氣屬于此類；Ⅱ1區(qū)以筇竹寺組烴源巖貢獻(xiàn)為主，有少量震旦系烴源巖貢獻(xiàn)；Ⅱ2區(qū)以震旦系烴源巖貢獻(xiàn)為主，有筇竹寺組烴源巖貢獻(xiàn)；Ⅲ1區(qū)以筇竹寺組烴源為主，有少量中二疊統(tǒng)烴源貢獻(xiàn)；Ⅲ2區(qū)以中二疊統(tǒng)烴源巖為主，有少量筇竹寺組烴源巖貢獻(xiàn)，北斜坡 LT1井洗象池組天然氣屬于此類。首次提出Ⅲ2區(qū)的 LT1井洗象池組天然氣主要源于中二疊統(tǒng)烴源巖，主要基于兩方面因素：①源于中二疊統(tǒng)烴源巖的天然氣δ2HCH4值相對較重，且δ13C2值為-29.8‰，與中二疊統(tǒng)棲霞組—茅口組天然氣相似[29-30]；②LT1井區(qū)缺失奧陶系[31]，中二疊統(tǒng)梁山組腐殖型烴源巖直接覆蓋在洗象池組之上，為上生下儲式聚集成藏奠定了良好地質(zhì)條件。

圖2 川中古隆起天然氣甲烷、乙烷碳同位素組成差值與甲烷氫同位素組成關(guān)系圖（數(shù)據(jù)據(jù)表1和文獻(xiàn)[5, 12, 22-23, 26]）

受氣藏間致密帶封隔影響，不同成藏組合之間的天然氣地球化學(xué)特征存在差異。以燈影組為例，自北斜坡中江、蓬萊往南至磨溪、高石梯、荷包場地區(qū)，天然氣δ13C值變重、δ2HCH4值變輕；安岳氣田磨溪地區(qū)向東至龍女寺地區(qū)、高石梯地區(qū)由古裂陷邊緣向臺地內(nèi)，天然氣δ13C值變重、δ2HCH4值變輕[5]。這說明臺內(nèi)油氣并非完全由古裂陷生烴中心向臺內(nèi)方向長距離運(yùn)移聚集而成，而是有就近烴源的貢獻(xiàn)，如燈影組沉積時期處于低洼區(qū)域的龍女寺地區(qū)，天然氣δ13C值重、δ2HCH4值輕，預(yù)示可能存在比筇竹寺組烴源巖成熟度更高、古水體介質(zhì)鹽度更低的烴源巖貢獻(xiàn)。

1.2 氣藏類型及特征

1.2.1 單斜背景下的巖性氣藏

雖然北斜坡已發(fā)現(xiàn)氣藏所在部位均發(fā)育一定的局部構(gòu)造圈閉，但與安岳氣田燈二段的構(gòu)造氣藏[8,12]、燈四段的構(gòu)造-地層氣藏[12,32]和龍王廟組的構(gòu)造-巖性氣藏[8,12]相比，北斜坡震旦系—寒武系氣藏主要屬于單斜背景下的大型巖性圈閉氣藏。如 JT1井滄浪鋪組構(gòu)造圈閉面積為62 km2，構(gòu)造幅度為70 m，受上傾方向的斷裂、上覆滄浪鋪組上段的泥巖及顆粒灘間致密巖性帶封隔控制，形成大單斜構(gòu)造背景下的大型巖性圈閉氣藏[8]（見圖3a），面積約1 000 km2。PT1井燈二段構(gòu)造圈閉面積為90 km2，構(gòu)造幅度為200 m，氣柱高度為230 m，超過構(gòu)造幅度，氣藏含氣面積達(dá)145 km2[6]，遠(yuǎn)超構(gòu)造圈閉面積，氣藏頂部、側(cè)向均有筇竹寺組泥頁巖封堵，形成斜坡背景下的巖性氣藏（見圖3b）。JT1井燈四段頂面構(gòu)造圈閉面積為 45.9 km2，燈四段丘灘體面積為420 km2，斜坡背景下的灘體間發(fā)育巖性致密帶，灘體與致密帶的空間配置形成大型巖性圈閉（見圖3c），燈四段解釋氣層厚度為100.3 m。

圖3 川中北斜坡震旦系—寒武系天然氣藏類型及成藏模式圖（剖面位置見圖1）

迄今在北斜坡發(fā)現(xiàn)PT1井、ZJ2井區(qū)燈二段，JT1井、CS1井區(qū)燈四段，JT1井、CT1井區(qū)滄浪鋪組和LT1井、NC1井區(qū)洗象池組等氣藏具有埋藏深度大、測試產(chǎn)氣量高、地層溫度高、氣藏高壓與常壓并存等特點(diǎn)，如PT101井燈二段氣藏產(chǎn)層埋深為5 771～6 547 m、測試產(chǎn)量最高達(dá)日產(chǎn)氣 220.88×104m3、地層溫度為160～180 ℃，壓力系數(shù)為1.1左右，為常壓氣藏；滄浪鋪組氣藏產(chǎn)層埋深為6 264～6 972 m、JT1井測試產(chǎn)量最高達(dá)日產(chǎn)氣 51.62×104m3、地層溫度為 175～200 ℃，壓力系數(shù)為1.7左右，為高壓氣藏；洗象池組氣藏產(chǎn)層埋深為5 334～5 445 m，NC1井測試產(chǎn)量最高達(dá)日產(chǎn)氣3.55×104m3、地層溫度為145～155 ℃，氣藏壓力系數(shù)為1.5～1.9，為高壓氣藏。川中古隆起范圍洗象池組已發(fā)現(xiàn)北斜坡的LT1井、NC1井、GT2井氣藏和高石梯—磨溪地區(qū)的MX23井、GS16井氣藏，處于低部位的LT1井、NC1井和高部位的MX23井產(chǎn)氣；而介于兩者之間的GT2井日產(chǎn)水110.3 m3，GS16井日產(chǎn)氣7.82×104m3、日產(chǎn)水12.6 m3；不同氣藏之間壓力系數(shù)差異大，最大的NC1井為1.92，最小的GS16井為1.37[33]，表明各氣藏之間是互不連通的，同時反映了單斜構(gòu)造背景下的洗象池組氣藏受巖性控制作用明顯（見圖3d）。

1.2.2 儲蓋組合特征

通過鉆井、周緣露頭及地震資料的精細(xì)刻畫，深化了四川盆地震旦系—寒武系主要層段巖相古地理認(rèn)識[34-35]，特別是利用北斜坡新鉆探井資料和三維、二維地震資料，精細(xì)刻畫了震旦系—寒武系丘灘體分布（見圖4）。不同時期發(fā)育的高能灘體，經(jīng)歷表生、深埋溶蝕、巖溶等成巖演化作用，溶蝕孔洞發(fā)育[36]，并在深埋條件下，形成具有良好儲集性能的規(guī)模儲集層。如 ZJ2井、PT1井和PT101井等燈二段以砂屑白云巖、葡萄花邊狀白云巖為主的臺緣帶丘灘體（見圖4a），儲集層厚度達(dá)260～300 m，平均孔隙度為 3.5%，儲集層平均面洞率為5.3%[37]。以JT1井為例，燈四段以凝塊白云巖、藻云巖為主的臺緣帶丘灘體（見圖4b），儲集層厚度為167 m，平均孔隙度為 3.6%，儲集層平均面洞率為 6%，平均滲透率 1.07×10-3μm2[4,37]。JT1 井、CT1 井、CS1 井、PT1井等滄浪鋪組一段以殘余鮞粒白云巖、砂屑白云巖、灰質(zhì)鮞粒白云巖為主的顆粒灘體（見圖4c），儲集層厚5.9～25.9 m，突破井JT1井孔隙度為3.8%～8.1%，平均值為4.1%，滲透率為（0.022～0.092）×10-3μm2，平均值為 0.053×10-3μm2[8,38]。NC1井、GT2井洗象池組以顆粒白云巖、晶粒白云巖為主的顆粒灘體（見圖4d），儲集層厚3.5～43.8 m，平均孔隙度為3.46%，平均滲透率為0.99×10-3μm2[31,33,39]。北斜坡多層疊置發(fā)育的規(guī)模優(yōu)質(zhì)儲集層為大型巖性氣藏形成提供良好的儲集空間。

圖4 北斜坡震旦系—寒武系灘體與瀝青含量/烴源巖厚度疊合圖（各圖中標(biāo)數(shù)字的灘體分別為各層系新刻畫的，各圖中序號相同的灘體互不相關(guān)）

從氣藏儲集層與直接蓋層關(guān)系看，北斜坡震旦系—寒武系氣藏主要發(fā)育5套儲蓋組合（見圖1b）：①燈二段白云巖儲-燈三段泥頁巖蓋，燈三段、燈四段缺失區(qū)則

為筇竹寺組泥頁巖蓋；②燈四段白云巖儲-筇竹寺組泥頁巖蓋；③滄浪鋪組白云巖儲-滄浪鋪組砂泥巖蓋；④龍王廟組白云巖儲-高臺組白云巖及泥巖蓋；⑤洗象池組白云巖儲-奧陶系泥巖蓋，奧陶系缺失區(qū)為梁山組頁巖蓋層。

2 油氣充注史與成藏演化

2.1 油氣充注史

基于研究區(qū)構(gòu)造演化、沉積埋藏及生烴演化史研究，利用流體包裹體方法，分析了北斜坡油氣充注史。以PT1井燈二段流體包裹體為例，所測包裹體為溶蝕孔洞縫或裂縫中充填的以白云石和自生石英為宿主礦物的原生包裹體。所有包裹體均為無色，大小不一，直徑以30～60 μm居多；氣液比主要為5%～15%；包裹體形狀包括長方形、方形、三角形、圓形、橢圓形、不規(guī)則型等。根據(jù)包裹體宿主礦物成巖序列（見圖5a）、均一溫度頻率分布直方圖（見圖5b）及沉積埋藏史（見圖5c），表明自二疊紀(jì)開始，北斜坡燈影組油氣充注具有多階段、“準(zhǔn)連續(xù)”充注的特點(diǎn)。志留紀(jì)，震旦系烴源巖已進(jìn)入生油期，筇竹寺組烴源巖處于未成熟階段，此階段主要在Ⅰ期白云石中捕獲均一溫度小于100 ℃的包裹體；二疊紀(jì)前，由于構(gòu)造抬升作用，生烴過程停止；二疊紀(jì)—三疊紀(jì)，烴源巖處于生油高峰階段，此階段主要在Ⅰ期白云石及少量Ⅱ期白云石中捕獲均一溫度為100～140 ℃的包裹體；早—中侏羅世，烴源巖處于高成熟的濕氣生成階段，此階段主要在Ⅱ期白云石中捕獲均一溫度為140～180 ℃的包裹體；晚侏羅世—白堊紀(jì)，烴源巖進(jìn)入干氣生成階段，此階段主要在Ⅲ期白云石和石英中捕獲均一溫度大于180 ℃的包裹體；白堊紀(jì)末以來，構(gòu)造抬升，處于古氣藏調(diào)整定型階段。JT1井燈四段雖未鉆井取心，無包裹體測試數(shù)據(jù)，但從埋藏史及生烴史模擬結(jié)果分析，其所在區(qū)域烴源巖生烴演化比 PT1井處略早（見圖 5d），油氣充注時期也相應(yīng)早些。

圖5 北斜坡流體包裹體宿主礦物成巖序列、均一溫度及沉積埋藏史

2.2 天然氣成藏演化與模式

天然氣藏的形成經(jīng)歷了古油藏、古氣藏的演化階段。PT1、ZJ2井等燈二段臺緣丘灘體經(jīng)巖溶作用后形成溶蝕孔洞型儲集層。加里東構(gòu)造運(yùn)動前，震旦系烴源巖生成的液態(tài)烴類通過斷裂輸導(dǎo)運(yùn)移至儲集層中，受構(gòu)造抬升影響，至二疊系沉積前，震旦系烴源巖一直處于生油階段（見圖6a）。三疊系沉積前，除震旦系源巖外，緊鄰燈二段的筇竹寺組底部優(yōu)質(zhì)烴源巖生成的液態(tài)烴類通過側(cè)向運(yùn)移聚集到燈二段儲集層中，形成上、下雙源供烴成藏的局面，并在上覆筇竹寺組泥巖良好蓋層和單斜背景上傾方向?yàn)╅g致密層的聯(lián)合封堵下，形成大型巖性油藏（見圖6b）。侏羅系沉積前，烴源巖處于高成熟的濕氣生成階段，以聚集輕質(zhì)原油和濕氣為主（見圖6c）。晚侏羅世—白堊紀(jì)，儲集層中聚集的液態(tài)烴大規(guī)模裂解成氣以及 C2+重?zé)N氣體的進(jìn)一步裂解，現(xiàn)今氣藏中保存了古油藏原油早期—晚期裂解的累積氣（見圖6d）。

圖6 川中北斜坡震旦系燈二段天然氣成藏演化圖（剖面位置見圖1）

滄浪鋪組直接上覆于筇竹寺組烴源巖之上，其天然氣可視為源于筇竹寺組烴源巖的下生上儲成藏模式的代表，斷裂/裂縫是重要的輸導(dǎo)通道。滄浪鋪組沉積期在劍閣—瀘州臺內(nèi)洼地東側(cè)發(fā)育的洼陷邊緣灘體為規(guī)模有效儲集層的形成奠定了基礎(chǔ)，灘間低能相帶沉積的致密巖層則是良好的封隔層，規(guī)模儲集體與致密層的空間配置構(gòu)成大型巖性圈閉條件。在二疊系沉積前，震旦系烴源巖進(jìn)入生油期（見圖7a）；三疊系沉積前，震旦系、筇竹寺組烴源巖均主要處于生油階段，滄浪鋪組、燈影組均以聚集原油為主（見圖7b）；侏羅系沉積前，烴源巖處于高成熟的濕氣生成階段，以聚集輕質(zhì)原油和濕氣為主（見圖7c）；晚侏羅世—白堊紀(jì)，儲集層中聚集的液態(tài)烴大規(guī)模裂解成氣以及 C2+重?zé)N氣體的進(jìn)一步裂解，現(xiàn)今氣藏中保存了古油藏原油早期—晚期裂解的累積氣（見圖7d）。

圖7 川中北斜坡寒武系滄浪鋪組天然氣成藏演化圖（剖面位置見圖1）

洗象池組氣藏成藏演化除在奧陶系缺失區(qū)域有中二疊統(tǒng)烴源巖的側(cè)向供烴外，其他區(qū)域的成藏特征與滄浪鋪組基本相同。

天然氣地球化學(xué)特征差異和具體的地質(zhì)條件揭示北斜坡燈影組、滄浪鋪組和洗象池組氣藏具有不同的聚集模式，主要有3類4種模式，第1類為滄浪鋪組氣藏的下生上儲——筇竹寺組單源供烴模式（見圖3a）；第2類為燈二段氣藏的下生上儲、旁生側(cè)儲——筇竹寺組與震旦系雙源供烴模式（見圖3b）；第3類包括燈四段氣藏的下生上儲、上生下儲——筇竹寺組與震旦系雙源供烴模式（見圖3c）和洗象池組氣藏的下生上儲、上生下儲——筇竹寺組與梁山組雙源供烴模式（見圖3d）。

3 大型巖性氣藏形成條件

3.1 發(fā)育多套烴源巖

下寒武統(tǒng)筇竹寺組是一套優(yōu)質(zhì)主力烴源巖，在四川盆地廣覆式發(fā)育，德陽—安岳克拉通內(nèi)裂陷是烴源巖發(fā)育中心，烴源巖厚度在裂陷內(nèi)一般250～300 m，裂陷外一般50～250 m[29]。該套烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度高，裂陷內(nèi)TOC平均值為3.46%，其中GS17、PT1、ZJ2、Z4等井TOC值為0.50%～6.61%，平均為2.10%；川西高川鄉(xiāng)鋤把溝露頭剖面TOC值為4.60%～36.63%，平均為 15.38%。裂陷外 GS1、GK1、MX9等井TOC值為0.52%～6.74%，平均為2.03%。研究區(qū)干酪根碳同位素組成為-36.8‰～-30.0‰，平均值為-32.8‰，原始母質(zhì)類型為腐泥型，目前處于過成熟階段。

迄今在盆內(nèi)雖未鉆遇陡山沱組優(yōu)質(zhì)烴源巖，但盆緣露頭樣品的分析表明，烴源巖TOC值為 0.50%～14.17%，平均為 2.91%。干酪根碳同位素組成為-32.8‰～-28.8‰，平均值為-30.7‰?；谇叭苏J(rèn)為四川盆地發(fā)育南華系裂谷[40-42]的認(rèn)識以及龍女寺地區(qū)天然氣δ13C值重、δ2HCH4值輕的客觀事實(shí)，通過對地震資料的精細(xì)解釋和沉積古地貌分析，推測該區(qū)可能發(fā)育陡山沱組古斷陷，斷陷內(nèi)可能發(fā)育陡山沱組烴源巖，預(yù)測盆內(nèi)烴源巖厚5～30 m[43-44]。震旦系燈三段黑色頁巖在盆地內(nèi)分布較為局限，GK1井鉆井揭示為35.5 m[43]，預(yù)測燈影組臺洼沉積區(qū)可能發(fā)育燈三段烴源巖[4]，盆內(nèi)厚度一般為10～30 m，TOC值為0.50%～4.73%，平均為0.87%。干酪根碳同位素值為-34.5‰～-29.0‰，均值為-32.0‰。盆地內(nèi)中二疊統(tǒng)梁山組厚度一般為 5～20 m[45]，其中黑色、灰黑色泥頁巖一般厚2～10 m，有機(jī)質(zhì)類型以腐殖型為主。

盆地內(nèi)中二疊統(tǒng)梁山組厚度一般為 5～20 m[45]，其中黑色、灰黑色泥頁巖一般厚2～10 m，有機(jī)質(zhì)類型以腐殖型為主。

3.2 丘灘體儲集層處于古油藏范圍內(nèi)或緊鄰生烴中心

儲集層瀝青是古油藏原油裂解成氣后的殘留物。從安岳氣田、北斜坡地區(qū)燈二段、燈四段、滄浪鋪組和龍王廟組 489個樣品的分析結(jié)果可見，儲集層瀝青含量主要小于5%，少量樣品含量為5%～9%?；诎苍罋馓?、北斜坡、威遠(yuǎn)、資陽地區(qū) 370余塊燈影組樣品的檢測結(jié)果，結(jié)合須家河組沉積前，即筇竹寺組烴源巖生烴高峰期，古地貌恢復(fù)后震旦系頂面構(gòu)造和燈影組巖相古地理研究成果，編制了燈影組瀝青含量分布圖（見圖 4a、圖 4b）。北斜坡雖樣品數(shù)量有限，但從所測結(jié)果看，燈二段、滄浪鋪組和龍王廟組儲集層瀝青最高含量分別達(dá)4.7%，1.9%，2.1%，說明也曾是古油藏發(fā)育區(qū)，古油藏范圍內(nèi)的大型丘灘體具有就近聚集的有利條件。如燈二段僅裂陷內(nèi)及臺緣帶的丘灘體面積就達(dá)5 220 km2，燈四段臺緣帶丘灘體面積達(dá)2 760 km2，丘灘體處于古油藏范圍（見圖 4a、圖 4b），在上覆筇竹寺組頁巖蓋層及灘間洼地致密巖層側(cè)向、上傾方向封堵下，裂解氣在古油藏范圍內(nèi)“原位”近距離聚集成藏。劍閣—瀘州滄浪鋪組下段臺內(nèi)洼地東側(cè)邊緣及臺內(nèi)顆粒灘、洗象池組臺內(nèi)顆粒灘，灘體面積達(dá)3 000 km2，緊鄰生烴中心（見圖 4c、圖 4d）。已有研究表明，北斜坡也是與滄浪鋪組、洗象池組氣藏具有相同母源——筇竹寺組烴源巖的龍王廟組古油藏發(fā)育區(qū)[11]。

3.3 發(fā)育丘灘體為主體的大型巖性圈閉

利用鉆井和地震資料，精細(xì)刻畫了北斜坡震旦系—寒武系高能灘體及灘間致密帶分布。以德陽—安岳克拉通裂陷內(nèi)及裂陷邊緣發(fā)育的不同類型規(guī)模丘灘體為例進(jìn)行剖析。裂陷發(fā)育初期（燈一段、燈二段沉積期），裂陷內(nèi)多組斷裂形成壘塹結(jié)構(gòu)（見圖8a），控制燈二段多條孤立丘灘帶（見圖3a），孤立丘灘體被寒武系優(yōu)質(zhì)烴源巖包圍，具備頂部及側(cè)向方向的良好圈閉條件，孤立丘灘體面積為1 720 km2；裂陷東側(cè)的高石梯—磨溪以北地區(qū)發(fā)育8個臺緣帶丘灘體，面積為3 500 km2。裂陷發(fā)展期（燈四段沉積期），裂陷邊界受斷層控制，裂陷范圍進(jìn)一步擴(kuò)大，發(fā)育規(guī)模臺緣丘灘帶，由南向北，燈四段臺緣帶逐漸變寬、丘灘體厚度加厚，其寬度由高石梯—磨溪地區(qū)的10～15 km擴(kuò)展為射洪—九龍山地區(qū)的20～30 km，灘體厚度由高石梯—磨溪地區(qū)的200～250 m增至射洪—九龍山地區(qū)的250～350 m；斜坡背景下各丘灘體由灘間洼地致密帶分隔形成頂部及上傾方向的巖性封堵（見圖8b），臺緣帶丘灘體面積為2 760 km2。裂陷萎縮期（滄浪鋪組、龍王廟組沉積期），在滄浪鋪組下段新發(fā)現(xiàn)劍閣—瀘州臺內(nèi)洼地，洼地東側(cè)發(fā)育洼陷邊緣灘及臺內(nèi)灘[46]，灘體面積約2 300 km2，灘體與灘間致密帶的有效配置具備形成大型巖性圈閉的條件。

圖8 川中北斜坡燈影組丘灘體與灘間洼地致密帶地震相特征（剖面位置見圖1）

3.4 包裹式的封閉條件

直接蓋層無疑對氣藏的形成起重要作用，而區(qū)域蓋層的發(fā)育則為同一成藏組合中不同規(guī)模氣藏群的形成提供重要保障。天然氣地球化學(xué)證據(jù)及地質(zhì)綜合研究表明，川中古隆起震旦系—寒武系氣藏發(fā)育筇竹寺組和龍?zhí)督M兩套重要的區(qū)域性泥頁巖蓋層[30,47]，蓋層厚度筇竹寺組為50～400 m，上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M為60～160 m；筇竹寺組孔隙度主要小于3%，滲透率主要為（0.001～0.020）×10-3μm2；蓋層突破壓力筇竹寺組為15～50 MPa，龍?zhí)督M為15～30 MPa。蓋層封閉性動態(tài)評價結(jié)果表明，該兩套蓋層自烴源巖生烴高峰期開始即具備封閉能力（見圖9）。泥頁巖的脆塑性實(shí)驗(yàn)表明，喜馬拉雅期的構(gòu)造抬升，川中古隆起筇竹寺組、龍?zhí)督M泥頁巖未抬升至破裂深度，仍對下伏氣藏具有封閉能力。此外，從燈影組—下寒武統(tǒng)—中上寒武統(tǒng)—中二疊統(tǒng)—龍?zhí)督M，地層壓力系數(shù)由燈影組的常壓逐漸過渡到超壓、強(qiáng)超壓，自下而上地層壓力系數(shù)逐漸增大對下伏氣藏的保存也發(fā)揮重要作用[47-48]。橫向上，燈影組、滄浪鋪組、龍王廟組、洗象池組丘灘體之間沉積的致密巖性帶對丘灘體氣藏形成良好的側(cè)向封堵，裂陷內(nèi)的孤立灘體則被周圍致密巖層封堵，形成良好的封堵條件。

圖9 川中古隆起筇竹寺組、龍?zhí)督M蓋層突破壓力演化圖

綜上可見，北斜坡具備多層系天然氣富集的地質(zhì)基礎(chǔ)，安岳氣田已發(fā)現(xiàn)氣藏?zé)粲敖M和龍王廟組的儲量豐度分別為（2～4）×108，（1.6～5.6）×108m3/km2[37]，分別按最低豐度值估算，北斜坡震旦系—寒武系資源規(guī)模約2×1012m3，有望成為繼安岳氣田之后的又一個萬億立方米級大氣區(qū)。

4 結(jié)論

川中北斜坡燈二段、滄浪鋪組、洗象池組天然氣主要為原油裂解的干氣。相對于滄浪鋪組天然氣（單源），燈二段天然氣（雙源）乙烷含量低、乙烷碳同位素組成重、甲烷氫同位素組成輕。LT1井洗象池組天然氣乙烷碳同位素組成及甲烷氫同位素組成相對重，與中二疊統(tǒng)烴源巖貢獻(xiàn)有關(guān)。

川中北斜坡震旦系、寒武系氣藏均為單斜背景下的巖性氣藏，油氣充注具有多階段、“準(zhǔn)連續(xù)”充注的特點(diǎn)，二疊紀(jì)—三疊紀(jì)主要為原油充注期，早中侏羅世是原油裂解氣及濕氣主要充注期，晚侏羅世—白堊紀(jì)是干氣主要充注期。發(fā)育單源下生上儲、雙源下生上儲+旁生側(cè)儲、雙源下生上儲+上生下儲3類生儲蓋組合模式。

川中北斜坡震旦系—寒武系具備形成大型巖性圈閉氣藏的有利條件，主要是處于古油藏發(fā)育區(qū)，裂解氣就近聚集成藏。大面積分布的規(guī)模丘灘體優(yōu)質(zhì)儲集層與灘間致密帶封隔層有效配置構(gòu)成大型巖性氣藏的圈閉條件。天然氣資源規(guī)模超過萬億立方米，具備多層立體勘探的資源基礎(chǔ)及條件。