张殿伟1，何治亮1，李甘璐1,2
（1.中国石化石油勘探开发研究院，北京；2.中国石油大学（北京）地球科学学院，北京）
DOI：10./j.issn.-..12.
摘要四川盆地奥陶系油气勘探至今未获得突破，目前已发现的少量油气发现主要集中在下奥陶统南津关组和顶部宝塔组致密灰岩，由于从中获得的地球化学信息有限，制约了对奥陶系油气成藏的认识与研究。近期在奥陶系岩石样品中获得了油苗样品，为奥陶系成藏条件的深入研究提供了重要信息。通过对四川盆地北部毛坝河剖面奥陶系宝塔组生屑灰岩中发现的液态轻质油苗开展深入分析，综合运用饱和烃色谱、碳同位素组成、包裹体特征分析等方法，对比了川北地区河深1井，川中地区古隆起以及川东南地区东深1井等奥陶系成藏条件，初步明确了川北地区与川东南地区宝塔组油气来源于上覆的五峰组、龙马溪组烃源岩的供烃，具有上生下储型成藏特征；川中古隆起奥陶系油气主要接受来自下伏寒武系烃源岩的供烃，为下生上储型成藏模式。研究将进一步明确四川盆地奥陶系油气勘探潜力和方向。
关键词奥陶系；地球化学特征；成藏模式；油气来源
0引言我国中西部三大盆地中，塔里木盆地、鄂尔多斯盆地奥陶系均是重要油气富集层系，而四川盆地奥陶系历经50余年的勘探至今仍未获得突破。四川盆地奥陶系总厚度小于m，碳酸盐岩单层厚度普遍不超过m，远远低于塔里木盆地和鄂尔多斯盆地奥陶系地层总厚度和碳酸盐岩单层厚度。盆地内钻穿奥陶系的钻井超过百口，仅有少量钻井达到工业产能。奥陶系沥青显示丰富，主要集中在底部南津关组和顶部宝塔组致密灰岩。前人对奥陶系成藏条件开展过较为系统的研究，以川中古隆起周缘奥陶系研究最为深入，普遍认为古构造高部位和古风化壳是奥陶系形成优质储层的关键[1,2]。
刘善华[1]、吴勇等[2]、徐世琦等[3]对奥陶系岩石学特征以及已有风化壳的发育层位进行研究后认为，古风化壳储层的发育最有利层位为南津关组的白云岩,中奥陶统宝塔组次之，南部沿上奥陶统尖灭线附近和北部奥陶系尖灭线附近是奥陶系碳酸盐岩岩溶的发育区。徐春梅[4]通过叠后、叠前地震描述技术对川中古隆起磨溪地区碳酸盐岩储层进行研究，认为该地区有利区带都处于加里东古隆起轴部地区，具有良好的含油气条件，在洗象池组、龙王庙组和灯影组发育多套储层，处于古、今构造高部位叠合区，有利于油气运移、聚集。洪余刚[5]认为川中古隆起奥陶系储层为超低基质孔的致密碳酸盐岩，岩溶作用是储层发育的主控因素，岩溶发育有利区位于下奥陶统碳酸盐岩出露区域和中奥陶统灰岩出露区。杨渊宇[6]通过研究乐山龙女寺古隆起的古构造演化和现今构造，认为长期处于古构造高部位的高石梯、磨溪、龙女寺等一带是油气运移的最有利部位和古今圈闭叠合区，是最有利的油气聚集地。
本文以川北古隆起对奥陶系沉积成藏控制作用为切入点，通过分析该区新发现的奥陶系油苗地球化学特征，重点论述四川盆地内奥陶系油气的成藏过程与潜在成藏模式，从侧面对四川盆地奥陶系勘探前景进行分析。
1地质概况四川盆地早奥陶世继承了晚寒武世的古地理格局，发育以镶边碳酸盐台地为主的碳酸盐沉积。西部发育川—滇和牛首山隆起区，北部发育川北隆起。中、晚奥陶世，受晚加里东运动的影响，整个华南地区由伸展转为挤压背景，东南沿海及南缘地区褶皱、隆起为陆，四川盆地及周缘的古地理格局整体表现为盆缘并开始出现盆内隆起，周边的大陆边缘盆地转变为前陆盆地，从而导致相对海平面上升，沉积水体加深，沉积物中碎屑组分逐渐增多。川中、川北古隆起控制了奥陶系厚度以及不整合的发育，川中古隆起主要受控于都匀运动和后期广西运动改造叠加，奥陶系发生削截与上覆二叠系呈角度不整合接触。川北古隆起在中晚寒武世有一期抬升过程，中、上寒武统在川北遭到剥蚀，缺失中、下奥陶统，奥陶系宝塔组与中寒武统呈不整合接触，上部与下志留统龙马溪组呈假整合接触，为发育不整合岩溶型储层提供了可能[7]。
受西部古隆起的影响，自西北至东南方向，奥陶系厚度逐渐加厚，沉积物粒度逐渐变细，碎屑含量逐渐减少，灰质含量增加，海相碳酸盐沉积物逐渐增多[8]。以下奥陶统红花园组的顶界为界面将奥陶系分为上、下2个部分，下部以碳酸盐岩为主，至上部变为泥质岩、细碎屑岩和碳酸盐岩的混积岩。沉积环境由下部的局限台地或浅滩环境向上逐渐改变为开阔台地—浅水陆棚环境，边缘不再出现斜坡相[9]。
2奥陶系油气地球化学特征盆地内奥陶系油气产层，主要分布在下奥陶统南津关组和中统宝塔组[10]。钻井已获得工业性油气流：川中龙女寺南津关组女基井产气3.6×m3/d；川南宝塔组东山构造东深1井测试产气21.97×m3/d；川北河湾场宝塔组河深1井获工业气流1.88×m3/d。综合来看四川盆地奥陶系天然气产出主要集中在川中古隆起、川北以及川东南泸州古隆起地区(表1)。
表1四川盆地奥陶系典型产气井统计Table1TablesoftypicalOrdoviciangasproducingwellsinSichuanBasin
奥陶系储层沥青主要发育在川中古隆起顶部南津关组与宝塔组风化壳型储层之中，近期在四川盆地北部广元地区毛坝河剖面奥陶系宝塔组生屑灰岩中发现了液态轻质油苗，为深入研究奥陶系油气地球化学特征和成藏过程提供了新证据。2.1 川北地区奥陶系油气地球化学特征2.1.1 包裹体特征四川盆地北部广元地区毛坝河剖面奥陶系宝塔组生屑灰岩中发现液态轻质油苗[图1(a)]。镜下观察发现，在构造裂缝、缝合线和小的溶孔中均见有轻质油和早期沥青[图1(b)]。轻质油在紫外光下主要呈现褐橙色、黄绿色荧光，发光强度中亮—中暗。紫外光照射下不发光且呈黑色的物质为早期的沥青[图1(c),图1(d)]。灰岩裂缝充填的方解石中捕获有大量的流体包裹体，以气液烃包裹体为主，多成群、呈串珠状分布，也可见少量纯液相盐水包裹体[图1(e)]。气液烃包裹体在透射光下多为无色，荧光为蓝绿色[图1(f)]。根据11个盐水包裹体的测温结果，包裹体均一温度为34.3~53.1℃，推测可能为晚期抬升过程中，近地表浅埋藏环境下沿裂缝的油气活动。
图1宝塔组轻质油、沥青及镜下特征Fig.1LightoilandasphaltofBaotaFormationandtheirmicroscopiccharacteristics注：(a)灰岩裂缝和溶蚀孔洞中间有轻质油和早期黑色沥青；(b)生屑灰岩中见方解石充填的裂缝，沿裂缝见黄褐色轻质油和早期黑色沥青；(c)、(d)发荧光物质为轻质油，黑色不发光物质为沥青，沿裂缝分布；(e)方解石脉中见有大量流体包裹体；(f)烃类包裹体在紫外光下呈蓝绿色荧光
同时，对宝塔组生屑灰岩中的流体包裹体测温发现，宝塔组有2期油气活动过程。其中一期的流体包裹体均一温度主峰区间为~℃，该期包裹体伴生大量的油气包裹体，代表早期的油成藏温度[图2(a)]。另外一期的流体包裹体均一温度主峰区间为~℃，该期包裹体中主要可见CH4和CO2气相成分，表明发生在油裂解生气阶段[图2(b)]。与埋藏史结合，可知早期油气成藏主要从早三叠世开始，晚期裂解气成藏主要在中侏罗世至早白垩世[图2(c)][11-13]。
图2奥陶系宝塔组生屑灰岩中流体包裹体测温统计直方图及埋藏史Fig.2StatisticalhistogramandburialhistoryoffluidinclusionsinbioclasticlimestoneofOrdovicianBaotaFormation注：(a)方解石脉中伴生油气的流体包裹体测温统计；(b)晚期较高埋藏温度流体包裹体测温统计；(c)河深1井埋藏史
2.1.2 饱和烃生物标志物分析对川北广元地区宝塔组生屑灰岩中的轻质油苗进行抽提，获得饱和烃、芳烃馏分，并进行了饱和烃色谱分析（图3，表2）。从饱和烃色谱图和GC/MS总离子流图来看，未见明显UCM峰，说明受生物降解作用影响较小，各种生物标志物参数可用。饱和烃馏分中的主要化合物为正构烷烃，碳数分布在nC9—nC38之间，呈单峰型，主峰为nC15，峰形光滑，无奇偶优势（OEP=1.07），显示成熟有机质特征。正构烷烃以低碳数（nC22-）为主，表明其烃类主要来源于藻类和低等水生生物，无陆源高等植物的贡献。姥鲛烷和植烷含量较低，Pr/Ph=1.12，指示次氧化到弱还原的环境，Pr/Ph值略大于1，表明非氧化环境[14-15]。
图3毛坝河宝塔组灰岩抽提物饱和烃色谱Fig.3SaturatedhydrocarbonchromatogramoflimestoneextractsfromBaotaFormationofMaobaRiver表2毛坝河宝塔组灰岩抽提物饱和烃特征参数Table2CharacteristicparametersofsaturatedhydrocarbonsinlimestoneextractsfromBaotaFormationofMaobaRiver
饱和烃色谱分析结果检测有甾烷、萜烷等生物标志物，并含微量的芳烃化合物，可能是因为原油在长期演化和运移过程中，逐渐分异成轻质烷烃组分和重质组分2个端元。经长距离运移，轻质烷烃组分和重质组分发生分离。饱和烃色质检测到8β（H）-锥满烷、8β（H）-升锥满烷及C16、C18、C19二环萜烷，前者为细菌成因，后者与高等植物有关。
从图4（a）的m/z质量色谱图来看，检出丰度较高的三环二萜烷（C20—C26、C28、C29）、C24-四环萜烷和C27—C35藿烷系列化合物及伽马蜡烷等五环三萜烷。Σ三环萜/Σ藿烷=0.23，三环萜来源不明，可能与细菌有关。藿烷系列主峰为C30藿烷，G/C30H值为0.11，属于微咸水环境。CS/（22S+22R）值、CS/（22S+22R）值分别为0.56和0.55，表明沉积有机质处于成熟阶段。
图4毛坝河宝塔组灰岩抽提物饱和烃质量色谱Fig.4SaturatedhydrocarbonmassspectrogramoflimestoneextractsfromBaotaFormationofMaobaRiver注：(a)m/z质量色谱(b)m/z质量色谱
在图4(b)的m/z质量色谱图中，检测到C21（孕甾烷）、C22（升孕甾烷）及C27—C29常规甾烷和C30-4-甲基甾烷。C21和C22甾烷相对丰度较高，与水体较咸有关；C30-4-甲基甾烷来自沟鞭藻。甾烷C27-ααα20R、C28-ααα20R、C29-ααα20R呈不规则“V”字型分布，其相对丰度分别为30.5%、23.1%和46.4%，C29甾烷相对丰度最高；如果排除后期进入的高等植物，应该考虑C29甾烷为藻类光合作用的产物。C29ββ/（αα+ββ）值和CS/（20S+20R）值分别为0.41和0.32，样品为成熟有机质。
通过对比川北南江剖面龙马溪组页岩抽提物饱和烃色谱图（图5）可以发现，两者C27—C35藿烷系列化合物及伽马蜡烷特征相似、甾烷C27-ααα20R、C28-ααα20R、C29-ααα20R均呈不规则“V”字型分布。地球化学证据表明：川北广元地区宝塔组生屑灰岩中的轻质油苗来自于上覆志留系龙马溪组烃源岩。
图5南江剖面龙马溪页岩抽提物饱和烃质量色谱Fig.5SaturatedhydrocarbonmassspectrogramoflimestoneextractsfromLongmaxiFormationofNanjiang注：(a)m/z质量色谱(b)m/z质量色谱
2.1.3 天然气地球化学特征天然气的甲烷—乙烷碳同位素组成继承了母源有机质的特征，甲烷碳同位素组成主要与母源的热演化程度相关，而乙烷碳同位素组成则更多反映母源特征，受热演化影响较小[16]。根据该原理，天然气的甲乙烷碳同位素组成及其关系成为判识天然气气源的重要手段和指示标志[17]。位于川西北部的河湾场气田为多烃源、多储层、多产层的复合型气田。河深1井揭示都匀运动形成的志留系与奥陶系宝塔组之间具有不整合接触关系，受岩溶作用影响，宝塔组发育丰富的溶蚀孔洞。该井奥陶系宝塔组有1.88×m3/d的天然气产能，天然气组成中甲烷含量超过95%；乙烷含量很低，均小于1%，属于典型干气。从天然气组分碳同位素特征图（图6）看，奥陶系天然气乙烷碳同位素值低于－35‰，明显低于威远地区奥陶系天然气乙烷碳同位素值。从天然气碳同位素组成序列看，河深1井奥陶系天然气碳同位素组成序列存在倒转现象，但倒转程度并不明显，也表现出与川中威远地区奥陶系天然气不同的特征，表明其具有不同的来源。威远地区奥陶系南津关组天然气的甲烷—乙烷碳同位素组成和高石梯—磨溪以及威远地区灯影组、洗象池组天然气组成特征相似，而后者母源主要为下寒武统筇竹寺组烃源岩[18-20]。河深1井天然气同位素组成既不同于威远地区奥陶系、寒武系天然气，又不同于川西雷口坡组海相天然气以及川西三叠系须家河组与侏罗系天然气，表现出较为独特的特征。结合川北奥陶系油苗的分析，研究区龙马溪组与奥陶系源储相接，应该来自上覆志留系龙马溪组烃源岩供烃。
图6川中地区天然气δ13C2与δ13C2－δ13C1关系Fig.6Diagramofrelationshipbetweengasδ13C2andδ13C2?δ13C1incentralSichuan3奥陶系成藏模式分析结合前文分析，奥陶系油气显示主要发育在底部南津关组和顶部奥陶系宝塔组，根据寒武系—志留系烃源岩的分布及地球化学特征分析，与川北河深1井、川中磨深1井、川东东深1井和川北毛坝河油苗的地球化学分析结果进行油源对比后，可把四川盆地奥陶系成藏模式分为2种典型类型，即川北—川东南上生下储型与川中下生上储型（图7）。
图7四川盆地奥陶系典型成藏模式Fig.7TypicaloilandgasaccumulationpatternofOrdovicianinSichuanBasin3.1 川北—川东南上生下储型成藏模式川北地区奥陶系气藏代表井为河深1井，代表剖面为旺苍万家乡剖面，宝塔组岩溶作用显著，形成缝洞型灰岩储层，奥陶系岩溶型储层见丰富的沥青和轻质油显示，地球化学油源对比结果表明油气来自志留系龙马溪组烃源岩，构成上生下储型的成藏组合：下志留统烃源岩生烃后在下部风化壳成藏；大量沥青存在揭示后期油裂解生气的地质过程。川北地区上生下储型成藏模式的发育过程可描述为：三叠纪末期，奥陶系上覆志留系烃源岩进入生油阶段，进入奥陶系溶蚀后形成的储层中，干酪根裂解成气，在后期的喜马拉雅运动中，构造断裂未对整体保存条件造成破坏，河湾场气藏得以保存。
川东南地区奥陶系气藏代表井为东深1井和永页7井，类型为宝塔组裂缝型气藏。由于上述2口井宝塔组均为试气过程中获得气流，因此，并未有直接的地球化学证据指示气源为志留系烃源岩；考虑到研究区奥陶系五峰组—志留系龙马溪组优质烃源岩直接覆盖在宝塔组储层之上，并且寒武系烃源岩与奥陶系宝塔组相隔0余米，且有中寒武统膏盐阻隔，基本没有供烃成藏的可能。因此，推测川东地区奥陶系油气烃源岩及盖层均为五峰组—龙马溪组页岩，五峰组—龙马溪组烃源岩生烃，天然气通过裂缝运移在下伏宝塔组裂缝发育带聚集成藏，形成上生下储型成藏组合。
3.2 川中地区下生上储型成藏模式川中地区奥陶系气藏代表井为磨深1井、女基井，气源来自下寒武统烃源岩，与下伏寒武系龙王庙组、震旦系灯影组气藏同源，因此为下生上储型成藏组合：川中隆起区由于受广西运动影响，奥陶系储层类型主要是岩溶型碳酸盐岩储层。隆起区主体部位缺失下志留统烃源岩，二叠系与奥陶系呈不整合接触，所以下寒武统供烃在客观上是存在的。下寒武统烃源岩生成的油气运移到广西运动不整合面下的震旦系—奥陶系储层中，聚集成藏；成藏后发生后期油裂解生气的过程，该过程已为大量沥青的存在所揭示[21]。
4结论（1）毛坝河剖面奥陶系宝塔组生屑灰岩中见到的液态轻质油苗，可能来源于上覆志留系龙马溪组烃源岩，可能属晚期抬升过程中近地表浅埋藏环境下沿裂缝的油气活动。
（2）川北宝塔组有2期油气活动，早期油气成藏主要在早三叠世开始，晚期裂解气成藏主要在中侏罗世至早白垩世开始。川中威远地区由于晚期构造隆升作用，导致多套气层天然气发生了连通，统一表现为具有下寒武统筇竹寺组烃源特征。
（3）奥陶系底部的南津关组主要接受来自下伏烃源岩的供烃，在川中古隆起形成下生上储型的成藏模式，顶部的宝塔组则接受了来自上覆的五峰组、龙马溪组烃源岩的供烃，具有上生下储型的成藏特征。
基金信息：中国科学院战略性先导科技专项A类（编号：XDA14006）资助.END
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