謝 瑞，張尚鋒，周 林，劉皓天，姚明君，蔣雪桂

（1.長(zhǎng)江大學(xué)油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，武漢 430100；2.長(zhǎng)江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，武漢 430100；3.中國(guó)石化江漢油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，武漢 430070）

0 引言

中、新生界以來(lái)，我國(guó)中部的四川盆地、鄂爾多斯盆地，東部的松遼盆地、渤海灣盆地，西部的準(zhǔn)噶爾盆地、塔里木盆地、柴達(dá)木盆地均發(fā)育湖泊沉積環(huán)境下的暗色泥頁(yè)巖，具有廣闊的陸相頁(yè)巖油氣勘探前景。其中，侏羅系作為四川盆地唯一的石油產(chǎn)出層位，其在湖泊-三角洲環(huán)境下沉積的陸相砂泥巖體系一直吸引著眾多地質(zhì)工作者的目光［1-3］。自20世紀(jì)60 年代末以來(lái)，四川盆地中西部地區(qū)大安寨段淺湖相介殼灰?guī)r和半深湖相泥頁(yè)巖陸續(xù)獲得油氣發(fā)現(xiàn)［4-5］，并先后在蓬萊、南充、龍女寺、金華、八角、中臺(tái)山、蓮池、秋林等地發(fā)現(xiàn)了多個(gè)大安寨段介殼灰?guī)r油氣藏［6-8］，同時(shí)也偶在大安寨段的泥頁(yè)巖中獲得一定油氣產(chǎn)能［9-11］。

川東地區(qū)大安寨段油氣勘探工作進(jìn)展相對(duì)較晚，21 世紀(jì)之前雖在多口井的鉆探過(guò)程中發(fā)現(xiàn)良好的油氣顯示，但并未針對(duì)性地開(kāi)展研究工作。2012年前后中石化利用XL101 和FS1 等海相探井在大安寨段兼探測(cè)試中獲得工業(yè)油氣流［12-14］，之后開(kāi)展了一輪勘探潛力評(píng)價(jià)并部署了數(shù)口專探井。雖然部分井測(cè)試獲得工業(yè)油氣流，但總體效果未達(dá)預(yù)期，整體勘探開(kāi)發(fā)并未取得實(shí)質(zhì)性進(jìn)展和突破［15-16］，這與當(dāng)時(shí)的沉積中心不在該區(qū)，區(qū)域烴源巖條件相對(duì)較差有關(guān)［17-18］，也與包括源儲(chǔ)配置關(guān)系、生排烴特征、油氣充注特征等在內(nèi)的油氣成藏特征有關(guān)。以往研究也表明，源儲(chǔ)配置關(guān)系、生排烴特征、油氣充注特征是致密儲(chǔ)層油氣成藏的關(guān)鍵因素，如厚剛福等［19］認(rèn)為源儲(chǔ)配置的控制因素以及源儲(chǔ)配置與油氣的富集關(guān)系制約著致密油理論發(fā)展和勘探開(kāi)發(fā)方案的提出；楊智峰等［20］、邱振等［21］認(rèn)為有效的源儲(chǔ)配置是致密儲(chǔ)層中石油高效率聚集的必要條件之一；曾濺輝等［22］認(rèn)為油氣充注史是致密儲(chǔ)層油氣成藏的核心科學(xué)問(wèn)題。

以往關(guān)于川東地區(qū)大安寨段致密儲(chǔ)層油氣成藏特征的相關(guān)研究較為薄弱，同盆地同層系其他地區(qū)成藏研究也主要側(cè)重于烴源巖品質(zhì)評(píng)價(jià)［23］、儲(chǔ)層特征［24-25］、油氣富集規(guī)律［26］等靜態(tài)特征方面。因此，以川東地區(qū)大安寨段為研究目的層段，在對(duì)大安寨段頁(yè)巖有機(jī)質(zhì)豐度、類型、成熟度和介殼灰?guī)r儲(chǔ)層特征、源儲(chǔ)配置關(guān)系研究的基礎(chǔ)上，開(kāi)展烴源巖排烴和油氣成藏特征研究，以期為該區(qū)乃至四川盆地大安寨段油氣的有效勘探開(kāi)發(fā)提供依據(jù)。

1 地質(zhì)概況

早—中侏羅紀(jì)，四川盆地主體為濱淺湖—半深湖相沉積，形成了一套砂巖、灰?guī)r和頁(yè)巖的沉積組合，縱向上由于多次湖侵和水體深淺變化，自下而上發(fā)育下侏羅統(tǒng)自流井組珍珠沖段、東岳廟段、大安寨段和中侏羅統(tǒng)涼高山組涼二段4 套半深湖相暗色泥頁(yè)巖［27-28］，其中在自流井組的大安寨段沉積時(shí)期，水體相對(duì)最深［29-31］，泥頁(yè)巖分布最廣，此時(shí)期湖盆中心主要位于川中西充以北，元壩和平昌以南，達(dá)州以西一帶，自湖盆中心向盆地邊緣依次發(fā)育半深湖、介殼灘、淺湖、濱湖、三角洲前緣等亞相（圖1a）。

研究區(qū)位于四川盆地東部，地理位置上主體處于重慶市境內(nèi)，構(gòu)造位置上隸屬川東高陡斷褶帶萬(wàn)縣復(fù)向斜，囊括梁平、墊江、忠縣、豐都等縣市的大部分地區(qū)和湖北石柱的局部地區(qū)。大安寨段沉積時(shí)期，研究區(qū)東北部毗鄰次級(jí)沉積中心，以半深湖相泥頁(yè)巖沉積為主，西北部發(fā)育淺湖介殼灘，南部以淺湖相泥巖為主［14-16］。結(jié)合以往研究成果，研究區(qū)大安寨段自下而上包括大三、大二、大一共3 個(gè)亞段，其中大三亞段主要沉積一套濱淺湖環(huán)境下的灰色介殼灰?guī)r，厚度為5～10 m；大二亞段為淺湖—半深湖環(huán)境下的灰黑色、深灰色頁(yè)巖和薄層灰白色介殼灰?guī)r的巖性組合，地層厚度為30～100 m；大一亞段的巖性、沉積環(huán)境均與大三亞段相似，為一套灰色和灰白色厚層狀介殼灰?guī)r，局部可見(jiàn)薄層的灰黑色泥頁(yè)巖，厚度一般為20～40 m?？傮w上，研究區(qū)大安寨段自下而上經(jīng)歷了一個(gè)完整的湖侵—湖退的沉積旋回（圖1b），形成了一套源儲(chǔ)配置良好的泥頁(yè)巖與介殼灰?guī)r的巖性組合。

圖1 四川盆地侏羅系自流井組大安寨段沉積相和研究區(qū)位置（a）及巖性地層綜合柱狀圖（據(jù)文獻(xiàn)［1］修改）Fig.1 Sedimentary facies and location of the study area（a）and stratigraphic column（b）of Da’anzhai member of Jurassic Ziliujing Formation in Sichuan Basin

2 烴源巖特征

2.1 有機(jī)質(zhì)類型

不同有機(jī)質(zhì)類型的泥頁(yè)巖具有不同的生烴潛力、生油門限和生烴演化過(guò)程［32］，有機(jī)質(zhì)中的不溶組分干酪根的性質(zhì)和組成分析是泥頁(yè)巖有機(jī)質(zhì)類型研究中最基礎(chǔ)的內(nèi)容。因此，從巖石熱解、干酪根顯微組分、干酪根碳同位素分析3 個(gè)方面開(kāi)展川東地區(qū)大安寨段烴源巖有機(jī)質(zhì)類型評(píng)價(jià)。

（1）巖石熱解分析

川東地區(qū)大安寨段32 個(gè)泥頁(yè)巖樣品巖石熱解分析得到的氫指數(shù)和最大熱解溫度數(shù)據(jù)在Tmax-HI有機(jī)質(zhì)類型劃分圖版上的投點(diǎn)結(jié)果顯示，研究區(qū)大安寨段烴源巖有機(jī)質(zhì)類型以Ⅱ1型和Ⅱ2型為主，含少量Ⅰ型（圖2）。

圖2 川東地區(qū)侏羅系自流井組大安寨段泥頁(yè)巖巖石熱解特征Fig.2 Pyrolysis characteristics of shale of Da’anzhai member of Jurassic Ziliujing Formation in eastern Sichuan Basin

（2）顯微組分分析

川東地區(qū)大安寨段15 個(gè)樣品的顯微組分分析數(shù)據(jù)顯示，研究區(qū)大安寨段泥頁(yè)巖干酪根主要由腐泥組和鏡質(zhì)組組成，二者質(zhì)量分?jǐn)?shù)均為65.8%～92.7%，其中生油能力相對(duì)較強(qiáng)的腐泥組質(zhì)量分?jǐn)?shù)為54.0%～70.3%，生氣能力相對(duì)較強(qiáng)的鏡質(zhì)組質(zhì)量分?jǐn)?shù)為28.3%～45.3%。根據(jù)各顯微組分含量計(jì)算出的類型指數(shù)（TI）為19.3～49.4（表1），指示研究區(qū)大安寨段泥頁(yè)巖有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅱ1和Ⅱ2型。

（3）干酪根碳同位素分析

不同沉積環(huán)境下形成的干酪根具有不同的碳同位素分布特征。對(duì)于我國(guó)陸相環(huán)境下沉積的有機(jī)質(zhì)而言，Ⅲ型、Ⅱ型和Ⅰ型干酪根的碳同位素值一般分別為-26.0‰～-21.0‰，-27.2‰～-25.5‰和-29.3‰～-27.0‰［33］。川東地區(qū)大安寨段15 個(gè)泥頁(yè)巖樣品干酪根碳同位素測(cè)試分析結(jié)果顯示，大安寨段烴源巖干酪根碳同位素值主體為-27.2‰～-25.5‰（表1），指示其有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅱ型。

表1 川東地區(qū)侏羅系自流井組大安寨段泥頁(yè)巖顯微組分含量和干酪根碳同位素Table 1 Maceral contents and kerogen carbon isotope of shale of Da’anzhai member of Jurassic Ziliujing Formation in eastern Sichuan Basin

綜上所述，同時(shí)考慮到侏羅系沉積時(shí)期四川盆地整體以湖相沉積為主，認(rèn)為川東地區(qū)大安寨段烴源巖有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅱ1和Ⅱ2型，此外，巖石熱解分析和干酪根碳同位素分析結(jié)果中少數(shù)樣品為Ⅰ型，這可能是研究區(qū)大安寨段烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度較低，熱演化程度相對(duì)較高，受限于測(cè)試精度所致。

2.2 有機(jī)質(zhì)豐度

油氣來(lái)源于烴源巖中有機(jī)質(zhì)的轉(zhuǎn)化，烴源巖中有機(jī)質(zhì)的“貧富”決定了其油氣生成潛力的大小，有機(jī)質(zhì)豐度和泥頁(yè)巖體積（厚度、面積）是表征有機(jī)質(zhì)“貧富”的2 個(gè)關(guān)鍵指標(biāo)［34］，而評(píng)價(jià)烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度的參數(shù)主要包括殘余有機(jī)碳含量（TOC）、巖石熱解生烴潛量（S1+S2）等。

（1）有機(jī)碳含量

川東地區(qū)大安寨段89 個(gè)泥頁(yè)巖樣品的殘余有機(jī)碳含量測(cè)試結(jié)果顯示，目的層烴源巖殘余有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.08%～2.16%，平均為0.67%，殘余有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于1% 的樣品僅占總樣品數(shù)的24.7%，表明研究區(qū)大安寨段烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度相對(duì)較低，生烴潛力一般（圖3a）。從殘余有機(jī)碳含量縱向分布特征來(lái)看，大二亞段上部殘余有機(jī)碳平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.94%，明顯高于下部的平均值0.39%（參見(jiàn)圖1b）。

（2）生烴潛量

巖石熱解分析數(shù)據(jù)一方面可以用來(lái)判斷有機(jī)質(zhì)類型，另一方面其測(cè)試數(shù)據(jù)中的可溶烴量S1和熱解烴量S2之和——生烴潛量也是評(píng)價(jià)烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度另一個(gè)重要參數(shù)。從川東地區(qū)大安寨段89 個(gè)泥頁(yè)巖的巖石熱解數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)分析來(lái)看，大安寨段泥頁(yè)巖的生烴潛量為0.08～6.84 mg/g，平均為1.53 mg/g，68.5%的樣品生烴潛量小于2 mg/g（圖3b）?？v向上，與殘余有機(jī)碳分布特征一致，大二亞段上部的生烴潛量平均值為2.57 mg/g，明顯高于下部的生烴潛量平均值0.51 mg/g（參見(jiàn)圖1b）。

圖3 川東地區(qū)侏羅系自流井組大安寨段有機(jī)碳含量（a）和生烴潛量（b）分布直方圖Fig.3 Histogram of organic carbon content（a）and hydrocarbon generation potential（b）of Da’anzhai member of Jurassic Ziliujing Formation in eastern Sichuan Basin

殘余有機(jī)碳含量和生烴潛量的有機(jī)質(zhì)豐度研究結(jié)果顯示，研究區(qū)大安寨段相對(duì)優(yōu)質(zhì)烴源巖主要發(fā)育于大二亞段上部，但由于大安寨段沉積時(shí)期盆地沉積及沉降中心主要位于川中和川西［35］，川東地區(qū)水體相對(duì)較淺，有機(jī)質(zhì)豐度相對(duì)較低，同時(shí)該區(qū)有機(jī)質(zhì)成熟度相對(duì)較高也是現(xiàn)今有機(jī)質(zhì)豐度較低的原因之一?？傮w而言，研究區(qū)大二亞段烴源巖具有一定的生烴潛力，但總體供烴潛力有限。

2.3 有機(jī)質(zhì)成熟度

川東地區(qū)大安寨段18 個(gè)泥頁(yè)巖樣品的鏡質(zhì)體反射率和32 個(gè)泥頁(yè)巖樣品的巖石熱解峰溫與埋深的關(guān)系分析結(jié)果顯示，研究區(qū)大安寨段烴源巖實(shí)測(cè)有機(jī)質(zhì)成熟度隨埋藏深度的增加具有明顯增大的趨勢(shì)，其有機(jī)質(zhì)成熟度主要為1.1%～1.3%，對(duì)應(yīng)的巖石熱解峰溫約460 ℃，表明大安寨段烴源巖已經(jīng)進(jìn)入成熟階段，處于大量生烴窗口期（圖4）。

圖4 川東地區(qū)侏羅系自流井組大安寨段泥頁(yè)巖鏡質(zhì)體反射率（a）和巖石熱解峰溫（b）隨深度變化特征Fig.4 Variation characteristics of vitrinite reflectance（a）and pyrolysis peak temperature（b）of shale with depth of Da’anzhai member of Jurassic Ziliujing Formation in eastern Sichuan Basin

3 儲(chǔ)層特征

3.1 巖石學(xué)特征

根據(jù)川東地區(qū)大安寨段巖心、薄片及全巖X 射線衍射資料，大一亞段巖性主要為灰?guī)r和介殼灰?guī)r，含少量含泥灰?guī)r，礦物成分以方解石為主，其次為黏土礦物和石英。其中，灰?guī)r和介殼灰?guī)r中方解石質(zhì)量分?jǐn)?shù)一般為90.10%～97.10%，平均為94.60%，石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)一般為1.00%～2.30%，平均為1.72%，黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)一般為1.20%～5.50%，平均為3.64%；含泥灰?guī)r中方解石質(zhì)量分?jǐn)?shù)一般為76.30%～89.20%，平均為85.68%，石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)一般為2.70%～7.00%，平均為4.04%，黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)一般為7.50%～16.70%，平均為10.28%。介殼灰?guī)r的粒屑組分以瓣鰓和生屑為主，其中瓣鰓體積分?jǐn)?shù)為3.0%～99.4%，生屑體積分?jǐn)?shù)為3%～80%，偶見(jiàn)藻團(tuán)塊，體積分?jǐn)?shù)約為2%。基質(zhì)的重結(jié)晶程度相差較大，泥晶體積分?jǐn)?shù)一般為1%～96%，粉晶體積分?jǐn)?shù)一般為0～70%，細(xì)晶體積分?jǐn)?shù)一般為0～44%，中—粗晶和巨晶在個(gè)別樣品中的體積分?jǐn)?shù)大于70%。

鑄體薄片和掃描電鏡觀察發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)介殼灰?guī)r儲(chǔ)集空間類型主要有晶間溶孔（圖5a，5b）、晶內(nèi)溶孔（圖5c，5d）、構(gòu)造縫（圖5e，5f），其中構(gòu)造縫為最主要的儲(chǔ)集空間類型，其次為沿構(gòu)造縫發(fā)育的晶間溶孔。

圖5 川東地區(qū)FY3-2 井侏羅系自流井組大安寨段典型儲(chǔ)集空間類型Fig.5 Typical reservoir space types of Da’anzhai member of Jurassic Ziliujing Formation of well FY3-2 in eastern Sichuan Basin

3.2 儲(chǔ)集物性特征

川東地區(qū)大安寨段54 個(gè)樣品的實(shí)測(cè)物性數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示：大一亞段灰?guī)r儲(chǔ)層的孔隙度為0.21%～4.11%，平均為1.63%，其中31.48%的樣品孔隙度小于1%，35.19%的樣品孔隙度為1%～2%，25.93% 的樣品孔隙度為2%～3%，僅有7.41% 的樣品孔隙度大于3%；儲(chǔ)層的滲透率為0.028～9.105 mD，平均為0.733 mD，85% 以上的樣品滲透率小于1 mD，超過(guò)40%的樣品滲透率小于0.1 mD。同時(shí)統(tǒng)計(jì)13 塊發(fā)育裂縫的樣品和41 塊不發(fā)育裂縫的樣品的孔隙度和滲透率后發(fā)現(xiàn)：發(fā)育裂縫樣品的孔隙度平均值為2.7%，是不發(fā)育裂縫樣品孔隙度值1.3%的2.08 倍；發(fā)育裂縫樣品的滲透率平均值為2.643 mD，是不發(fā)育裂縫樣品滲透率平均值0.130 mD 的22.33 倍。整體而言，川東地區(qū)大一亞段灰?guī)r儲(chǔ)層滲透率與孔隙度呈弱正相關(guān)性（圖6）。

圖6 川東地區(qū)侏羅系自流井組大安寨段灰?guī)r儲(chǔ)層物性參數(shù)Fig.6 Reservoir property parameters of limestone reservoir of Da’anzhai member of Jurassic Ziliujing Formation in eastern Sichuan Basin

綜上所述，川東地區(qū)大一亞段介殼灰?guī)r儲(chǔ)層為典型的特低孔特低滲儲(chǔ)層，其基質(zhì)物性對(duì)儲(chǔ)層貢獻(xiàn)不大，裂縫是改善儲(chǔ)層物性，尤其是儲(chǔ)層滲透率的關(guān)鍵，這也與鏡下觀察到的裂縫是該區(qū)主要的儲(chǔ)集空間類型的結(jié)果一致。

4 源儲(chǔ)配置與疏導(dǎo)體系

川東地區(qū)大安寨段縱向上為“灰-泥-灰”的巖性組合，形成了大一亞段“下生上儲(chǔ)”型、大二亞段“自生自儲(chǔ)”、大三亞段“上生下儲(chǔ)”型3 種源儲(chǔ)配置關(guān)系，發(fā)育了近源致密灰?guī)r油氣藏和源內(nèi)頁(yè)巖油氣藏2 種類型的油氣藏。以往研究普遍認(rèn)為川東地區(qū)大安寨段烴源巖主要為大二亞段泥頁(yè)巖［9-10］，該區(qū)大二亞段泥頁(yè)巖有機(jī)質(zhì)類型為Ⅱ1和Ⅱ2型，有機(jī)質(zhì)豐度較川中和川西地區(qū)略低，但仍具有一定的生烴潛力，有機(jī)質(zhì)成熟度指標(biāo)Ro為1.1%～1.3%，處于大量生烴窗口期。大一亞段儲(chǔ)層巖石類型以灰?guī)r和介殼灰?guī)r為主，為典型的特低孔特低滲儲(chǔ)層。燕山期以來(lái)的構(gòu)造擠壓運(yùn)動(dòng)使研究區(qū)東北部發(fā)育一系列小規(guī)模的北西、北東走向斷裂［27］，縱向上，斷裂大多發(fā)育于三疊系雷口坡組至侏羅系涼高山組之間，溝通了大一亞段的灰?guī)r和大二亞段的烴源巖，和斷裂伴生的裂縫以及沿裂縫發(fā)育的溶蝕孔（洞）為大一亞段介殼灰?guī)r儲(chǔ)層的油氣聚集成藏提供了良好的運(yùn)移通道和儲(chǔ)集空間（圖7），形成了現(xiàn)今研究區(qū)大安寨段裂縫-孔隙型致密灰?guī)r油氣藏。

圖7 川東地區(qū)侏羅系自流井組大安寨段源儲(chǔ)配置與疏導(dǎo)體系Fig.7 Source-reservoir assemblage and migration pathways of Da’anzhai member of Jurassic Ziliujing Formation in eastern Sichuan Basin

5 油氣成藏特征

四川盆地大安寨段自下而上形成了“灰-泥-灰”的巖性組合，其中大二亞段為淺湖—半深湖相泥頁(yè)巖沉積，具有一定的生烴潛力，上覆大一亞段介殼灰?guī)r處于油氣運(yùn)移最有利指向上，具備較好的源儲(chǔ)配置關(guān)系和近源成藏的有利條件。通過(guò)有機(jī)地球化學(xué)研究可知，研究區(qū)烴源巖有機(jī)質(zhì)類型以Ⅱ型為主，Ro大于1.0%，已進(jìn)入成熟階段，因此烴源巖的排烴期次和時(shí)間與儲(chǔ)層油氣充注期次和時(shí)間匹配關(guān)系成為該區(qū)大一亞段油氣成藏的關(guān)鍵因素。研究表明，流體包裹體測(cè)試分析是研究油氣充注時(shí)間和期次的有效手段［36-37］。因此，通過(guò)流體包裹體的顯微和熒光觀察、流體包裹體均一溫度測(cè)定，同時(shí)結(jié)合區(qū)域埋藏史和熱演化史分析，對(duì)川東地區(qū)大安寨段油氣充注期次和時(shí)間進(jìn)行綜合研究。

5.1 包裹體巖相學(xué)特征

將所采集的川東地區(qū)大安寨段3 個(gè)含有脈體的灰?guī)r樣品制成雙面拋光薄片，采用配備20 倍、50倍和100 倍工作鏡頭的尼康顯微鏡進(jìn)行顯微觀察，采用Linkam 公司研制生產(chǎn)的THMS600 G 型冷熱臺(tái)對(duì)觀測(cè)到的流體包裹體進(jìn)行均一溫度和冰點(diǎn)測(cè)量，測(cè)定精度分別為1℃和0.1℃。顯微觀察結(jié)果顯示，研究區(qū)大安寨段介殼灰?guī)r樣品中發(fā)育大量的油包裹體，總體具有2 種類型（圖8）：其一是與方解石脈體共生的油包裹體，其二是晚期方解石脈體裂隙中發(fā)育的油包裹體。二者在鏡下的差異表現(xiàn)為：與方解石脈體共生的油包裹體主要發(fā)黃色熒光（圖8a，8b），而晚期方解石脈體裂隙中的油包裹體主要呈藍(lán)白色熒光（圖8c—8f）。由此表明，川東地區(qū)大安寨段主要存在2 期原油充注，鏡下發(fā)黃色熒光的油包裹體指示第一期相對(duì)較低成熟度的原油充注，發(fā)藍(lán)白色熒光的油包裹體指示另一期相對(duì)較高成熟度的原油充注（圖8d）。

圖8 川東地區(qū)FY3-2 井侏羅系自流井組大安寨段泥頁(yè)巖方解石脈體中發(fā)育的油包裹體照片F(xiàn)ig.8 Photos of oil inclusions in calcite veins of shale of Da’anzhai member of Jurassic Ziliujing Formation of well FY3-2 in eastern Sichuan Basin

5.2 包裹體均一溫度特征

儲(chǔ)層中的流體包裹體在形成之后，因溫度和壓力的降低，原始的均勻體系被破壞，逐漸分離為氣、液兩相。對(duì)樣品中獲取的流體包裹體加溫，隨著溫度的慢慢升高，包裹體中的氣、液兩相又會(huì)逐漸恢復(fù)為一個(gè)相對(duì)均勻的相，相對(duì)應(yīng)的溫度即被稱為包裹體均一溫度。均一溫度指的是流體包裹體形成時(shí)的最小臨界溫度，不同均一溫度的流體包裹體必定是形成于不同的地質(zhì)時(shí)期或不同的成巖期次，這是用包裹體均一溫度研究流體包裹體形成期次的理論基礎(chǔ)。川東地區(qū)大安寨段介殼灰?guī)r流體包裹體均一溫度測(cè)試結(jié)果顯示：研究區(qū)目的層段油包裹體均一溫度為40～60 ℃，而與烴類包裹體共生的鹽水包裹體均一溫度主要有95～100 ℃和110～120 ℃這2 個(gè)分布區(qū)間，同樣也指示研究區(qū)大安寨具有2 期原油充注（圖9）。

圖9 川東地區(qū)侏羅系自流井組大安寨段流體包裹體均一溫度直方圖Fig.9 Homogenization temperature histogram of fluid inclusions of Da’anzhai member of Jurassic Ziliujing Formation in eastern Sichuan Basin

5.3 油氣充注期次和時(shí)間

根據(jù)共生鹽水包裹體均一溫度2 期分布特征，結(jié)合川東地區(qū)地層埋藏史和熱演化史（圖10）分析認(rèn)為：研究區(qū)大安寨段第一期均一溫度為95～100 ℃的包裹體形成時(shí)間大約在距今140 Ma，為第一期原油充注的產(chǎn)物，此時(shí)目的層烴源巖的Ro小于1.0%，大約為0.7%，處于低成熟演化階段，生成的低熟油沿該時(shí)期因早—中燕山期形成的裂縫而運(yùn)移至大一亞段灰?guī)r儲(chǔ)層中；第二期均一溫度為110～120 ℃的包裹體形成時(shí)間大約在距今25 Ma，為第二期原油充注的產(chǎn)物，此時(shí)期對(duì)應(yīng)中白堊世以來(lái)的地層抬升剝蝕之后，烴源巖的Ro大于1.0%，達(dá)到高成熟演化階段，生成的大量油氣沿燕山期以來(lái)，尤其是因早喜山期形成的裂縫而運(yùn)移至大一亞段灰?guī)r儲(chǔ)層中，該期油氣充注為研究區(qū)原油的主要充注時(shí)期。

圖10 川東地區(qū)侏羅系自流井組大安寨段熱演化史和油氣充注特征Fig.10 Thermal evolution history and hydrocarbon charging characteristics of Da’anzhai member of Jurassic Ziliujing Formation in eastern Sichuan Basin

對(duì)于川東地區(qū)大安寨段油氣藏中的天然氣而言，實(shí)測(cè)天然氣乙烷碳同位素小于-29‰，丙烷碳同位素小于-26‰，屬于典型的油型氣。且由前文分析可知，第一期原油充注時(shí)Ro約為0.7%，此時(shí)不可能有大量天然氣生成，因此川東地區(qū)大安寨段天然氣的充注時(shí)間應(yīng)與第二期原油充注的時(shí)間一致，即距今大約25 Ma，主要為原油裂解的產(chǎn)物。

綜上所述，川東地區(qū)大安寨段油氣存在2 期充注，第一期大約在距今140 Ma 時(shí)，主要為低成熟度的原油充注；第二期大約在距今25 Ma 時(shí)，為高成熟度原油和天然氣共同充注，且第二期為研究區(qū)大安寨段油氣的主要充注期。

6 結(jié)論

（1）川東地區(qū)大安寨段發(fā)育濱淺湖—半深湖環(huán)境下的介殼灰?guī)r、泥頁(yè)巖的巖性組合，大安寨段泥頁(yè)巖有機(jī)質(zhì)類型為Ⅱ型，烴源巖具有相對(duì)較好的生油能力，并具有一定的生氣潛能。

（2）川東地區(qū)大安寨段泥頁(yè)巖殘余有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)平均為0.67%，巖石熱解分析測(cè)定的生烴潛量平均為1.53 mg/g，相對(duì)優(yōu)質(zhì)烴源巖主要發(fā)育于大二亞段上部20 m 厚度范圍內(nèi)；烴源巖處于成熟—高成熟時(shí)期，處于大量生烴階段；大一亞段巖性以介殼灰?guī)r和灰?guī)r為主，構(gòu)造縫為最主要的儲(chǔ)集空間類型，其次為沿構(gòu)造縫發(fā)育的溶孔（洞）和溶蝕微孔，不發(fā)育裂縫的儲(chǔ)層孔隙度平均為1.30%，滲透率平均為0.130 mD，為特低孔特低滲儲(chǔ)層。

（3）川東地區(qū)大安寨段油氣藏存在2 期原油充注和1 期天然氣充注，2 期原油充注分別是距今大約140 Ma 和25 Ma，其中距今大約140 Ma 為相對(duì)較低成熟度的原油充注，而距今大約25 Ma 為相對(duì)較高成熟度的原油充注，且為主要充注時(shí)期，天然氣充注時(shí)間與第二期原油充注時(shí)間一致，主要為原油伴生氣。