叠合盆地古老深层碳酸盐岩油气成藏过程和特征——以四川叠合盆地震旦系灯影组为例

孙 玮, 刘树根, 宋金民, 邓 宾, 王国芝, 吴 娟,焦 堃, 李金玺, 叶玥豪, 李智武, 李泽奇

(油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学)，成都 610059)

叠合盆地古老深层碳酸盐岩油气成藏过程和特征
——以四川叠合盆地震旦系灯影组为例

孙 玮, 刘树根, 宋金民, 邓 宾, 王国芝, 吴 娟,焦 堃, 李金玺, 叶玥豪, 李智武, 李泽奇

(油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学)，成都 610059)

四川叠合盆地震旦系(埃迪卡拉系)灯影组是目前中国最古老的油气产层,勘探历史超过50年。其有效烃源岩主要是下寒武统筇竹寺组，储集层主要为灯影组微生物白云岩与受桐湾运动影响形成的风化壳储集层，直接盖层为筇竹寺组泥岩；生储盖组合从层位上来讲主要是上(新)生下(老)储顶盖型，从空间分布来讲主要是旁生侧储顶盖型。其油气成藏过程为“四中心”(生烃中心、生气中心、储气中心和保气中心)耦合，生烃中心生成的油气运移至古构造形成古油藏(生气中心)，古油藏内石油深埋裂解形成古气藏(储气中心)，受盆地内晚期快速隆升和盆缘造山带影响，灯影组古气藏内的天然气沿灯影组顶不整合面再次发生长距离运移调整成藏或破坏，形成现今天然气藏(保气中心)。灯影组天然气成藏或破坏有5种模式，即高石梯型、威远型、通南巴型、焦石坝型和丁山-林滩场型。四川叠合盆地震旦系灯影组的长期勘探和深入研究揭示出叠合盆地古老深层碳酸盐岩油气成藏特征是：(1)烃源岩生物类型低等化和有机质高演化；(2)储集层成岩强度大、演化时间长，趋于致密化，上覆负荷作用可能导致深层储集层质量变差；(3)油气成藏过程具烃态(固、液、气)转变和多阶段性，油气分布具有突出的差异性和多因素联控；(4)油气形成和保存的关键因素是烃源充足、保存条件佳和构造稳定。

叠合盆地；埃迪卡拉系; 灯影组；古老深层; 碳酸盐岩；成藏过程

国内外学者对深层古老含油气系统已开展过较多的探索和研究。早有学者指出古生界全球性上升洋流沉积对于形成好的烃源岩有重要的作用[1]，美国Ohio寒武系-奥陶系油气藏即与深层烃源岩有相关性[2]，提出Illinois盆地上奥陶统烃源岩油气系统的存在[3]。美国Barnett页岩的研究也构建了以其为烃源的油气系统(包括页岩气)[4]。加拿大也一直在研究奥陶系烃源岩特征[5]，近来也开始关注寒武系-奥陶系与志留系-泥盆系的生烃潜力，通过少量钻井和一些露头数据分析，结果表明寒武-奥陶系样品有机碳含量较高，说明寒武-奥陶系具有较好的生烃条件[6]，并通过北部Hudson Bay盆地古生界油气研究的实例指出加拿大古生界具有良好的勘探远景[7]。有学者指出挪威南部富有机质泥岩分布在寒武系、奥陶系和志留系内，构成了古生界油气系统，具有较好的勘探前景[8]。此外，阿曼[9]、澳大利亚[10]、沙特[11]、伊拉克[12]都发现以下古生界为烃源岩的油气系统。不仅如此，与之相关的次生油气藏的形成和演化也有较好的实例[13-16]。这些都说明国外重视对深层古老油气藏的勘探，尤其是冈瓦纳大陆各板块前寒武系含油气系统[17-18],例如从澳大利亚到巴基斯坦、阿曼和华南板块等。受控于前寒武纪冰期和间冰期作用，冈瓦纳大陆普遍沉积了多套优质烃源岩(以张性裂谷盆地为主)，其上覆膏盐层系同时为前寒武系含油气系统提供了极佳的保存条件[18-20]，因而具有极大的勘探潜力。

2005年，伦敦大学Marghreb Petroleum Research Group(MRPG)在全球范围内倡导和发起对前寒武系油气层系的研究高潮，聚焦于该套以全球性冰期和间冰期沉积建造为主的含油气层系[17]，尤其是北非和印度北部地区。2006年英国伦敦、2008年印度查谟前寒武系含油气系统研讨会分别系统展示了这些系列野外考察和工作成果，其中部分成果先后在2009年和2012年以专辑形式发表[17,19]。它们极大地推进了印度、美洲、非洲和澳大利亚等地区的前寒武系含油气系统的基础研究工作。近年来, 国内对于深层古老含油气系统油气勘探理论越来越重视。2015年“第八届中国含油气系统与油气藏学术会议”以深层和古老含油气系统作为会议主题，对未来中国深层勘探进行探讨。中国陆上深层古老含油气系统是未来重要的勘探领域[21-23]。

四川叠合盆地晚元古宇震旦系(埃迪卡拉系)灯影组(Z2dn)厚度0.4～1.3 km，是盆地沉积盖层最底部第一套沉积稳定、分布最广的碳酸盐岩建造(现今主要是白云岩)。四川叠合盆地内钻井(女基井、威28井)和露头(峨眉山)证实在川中及周围灯影组直接沉积于结晶基底岩浆岩之上(可能中间夹有厚度不均的陡山沱组)。目前的探井资料显示, 灯影组在四川叠合盆地内埋深从威远地区的2.8～3.2 km(威远气田)、川中地区的4.9～5.5 km(高石梯气田)，到川北地区>8 km(马深1井), 川西地区埋深甚至超过10 km。因此, 四川叠合盆地灯影组具有古老、深层的双重特点, 也是中国目前最古老的产油气层位,对其研究具有重大的理论意义和实践价值:①恢复叠合盆地多期构造演化过程；②分析古老深层碳酸盐岩优质储层的形成和保持机理；③探讨古老深层碳酸盐岩油气的成藏过程和机理；④揭示古老深层碳酸盐岩油气成藏富集规律和分布特征。

本文利用多年来研究四川叠合盆地灯影组的成果,并结合中国石油和中国石化丰富的油气勘探资料，全面介绍四川叠合盆地灯影组的勘探历程、基础油气地质条件、古油藏及古气藏特征以及油气成藏过程，并对灯影组天然气大规模长距离聚集和散失主控因素进行探讨，揭示其分布特征, 供学术界和油气勘探界参考和指正。

1 灯影组勘探历程及勘探思路演变

1.1 勘探历程

目前在四川叠合盆地灯影组发现2个气田以及一个含气区，即威远气田(1964年发现)、高石梯气田(2011年发现)以及资阳含气区(1993年发现)。威远气田灯影组探明地质储量40.86×109m3，高石梯气田探明地质储量369.7×109m3，资阳含气区控制储量10.2×109m3。威远气田是当时(1964年)发现的中国最大整装气田，高石梯灯影组气田也是现今发现的特大型气田之一。自威远气田发现以来, 四川叠合盆地一直没有停止过对灯影组的勘探和研究，其勘探过程和持续研究推动了四川叠合盆地深层古老层位沉积-构造的认识，也推动了中国深层古老油气地质理论的进展。概括起来灯影组勘探历程可以分为以下4个阶段[24-25]。

a.早期威远气田勘探阶段：早在20世纪30年代就已经认识到威远地表构造的存在，于40年代进行了钻探工作，但未取得大的进展。1956年5月钻探了威基井，1958年4月钻至寒武系九老洞组未获气而停钻; 1963年重新续钻并在1964年灯影组见气而发现威远气田[26]。1965年石油工业部在威远构造开始勘探大会战。至今，威远气田震旦系共钻井107口，探明地质储量40.86×109m3。

b.地表构造勘探阶段：20世纪70年代，在盆地边缘及外围具有明显的地表构造上钻探了强1、会1、宁1、宁2、曾1、曾2、利1、鄂参1、李1、李2等钻井，这些井均产水。在盆地内武胜县龙女寺构造钻探了女基井，灯影组测试结果(5 206～5 248 m井段)产气3.5×103m3/d，产水4.69 m3/d，不具开发价值而失利。这一阶段主要据地表构造特征和灯影组储层及埋藏深度较浅的地区进行勘探，并未考虑烃源岩条件，也未考虑保存条件，未能取得重大突破，勘探效果差，仅盆地内女基井见气显示。

c.乐山-龙女寺古隆起勘探阶段：20世纪80年代起至2000年之前，随着乐山-龙女寺加里东古隆起的发现和深入研究，在古隆起轴部及斜坡带扩大了灯影组的钻探范围，先后在自流井构造、大窝顶构造、天宫堂构造、老龙坝构造、资阳潜伏构造、周公山构造、安平店构造、高石梯构造等开展了以下古生界及灯影组为目的层的钻探工作，除高科1井和安平1井见微气，资1井发现1个含气区外，其他井产水而失利。

1990年发现资阳地区存在灯影组古背斜圈闭，并于1993年开钻资1井，试油灯影组产气53.3×103m3/d，产水86 m3/d。1994年钻探资2、资3井，资3井在灯二—灯三段产工业气流，产气量为115.4×103m3/d, 资2井仅产微气及少量水。在外围钻探的资4井，震旦系仅产微气，产水65.54 m3/d。圈闭内资7井获气，产气97.4×103m3/d，产水377 m3/d，圈闭上倾方向所钻的资5、资6井测试仅产少量地层水和微气。资阳地区共钻井7口, 获工业气井3口(资1、资3、资7井), 水气井1口(资5井)，其他井均产微气(资2、资6井)或为水井(资4井)。资阳地区灯影组气藏处在现今威远构造北翼的大单斜上，无明显现今构造圈闭，气藏复杂，1995年资1、资3井区50 km2范围提交控制储量10.2×109m3。

这一阶段，主要是从古隆起和现今圈闭的条件综合考虑油气地质条件，利用威远气田的研究成果进行勘探，虽然有失利，但也有成功，特别是资阳含气区的发现，揭示了除威远气田外，仍然有可能发现灯影组气藏。

d.全盆地勘探阶段：此阶段中国石油与中国石化相继在其勘探区块内进行灯影组钻探工作。中石化在四川叠合盆地钻探了7个构造，在高石梯气田突破前钻探了丁山1井、林1井，在其后钻探了金石1井、金页1井、天星1井、焦石1井、永福1井和马深1井，除金页1井产气外，其他均产水或不产气而失利。其中最深的探井马深1井，完钻深度8 418 m，测试产气100～10 000 m3，产水90 m3。

此阶段中国石油在乐山-龙女寺古隆起区再次勘探，所钻汉深1井产水而失利。2011年在高石梯构造所钻的高石1井灯影组测试产气1.07×106m3/d，获得重大突破。向外围拓展勘探时所钻的高石17井尽管没有产气，但证实了绵阳-长宁拉张槽的存在，随后钻探沿拉张槽东缘继续勘探取得非常好的效果，至2016年提交高石梯构造灯影组探明地质储量369.7×109m3，时隔50多年发现第二个灯影组大气田。

四川叠合盆地灯影组经过50多年的钻探，共钻探井30余口(表1、图1)，分布于四川叠合盆地大部分地区，除川东、川西和川南外，基本上都有钻达灯影组的探井，其成果(地质、测井和地震资料)为四川叠合盆地古老深层碳酸盐岩油气成藏过程和特征研究奠定了基础。

1.2 勘探思路演变

四川叠合盆地灯影组的勘探最早是利用地表油气苗和地表构造(背斜理论)进行的勘探[26]，威远构造勘探基本属于这一范畴。威远气田的发现突破了当时前寒武系没有勘探价值的观点，极大地扩展了四川叠合盆地勘探的深度和层位[27]。之后, 四川叠合盆地周缘的钻井则是在此基础上以储层为主要勘探指导思想对盆地灯影组埋藏较浅的构造进行勘探，未有明确的勘探理论作指导(表1)。这一过程一直持续到20世纪80年代，钻井基本上都是以上述理论，确定圈闭后就进行钻探。有学者指出优选闭合面积大、闭合度高、埋藏适中的构造进行钻探，具体指出大窝顶、吴坝、天宫堂等构造值得钻探[28]。从后来的钻探结果看，除高石梯-磨溪构造外其他构造钻探均失利。这说明现今构造(背斜理论)并不是灯影组天然气成藏的主要控制因素。

图1 四川叠合盆地灯影组1964-2017年探井分布和勘探思路演变图Fig.1 Wild well distribution and exploration theory evolution on the Dengying Formation in the Sichuan superimposed basin

表1 四川叠合盆地及周缘灯影组钻探成果

随着乐山-龙女寺古隆起的认识越来越清晰，灯影组的勘探思路形成了较系统和完整的理论，即古隆起控制论[29]。受当时技术条件的影响，钻井深度一般不会超过7 km，因此钻井主要集中在乐山-龙女寺古隆起的轴线和南斜坡带，如资1井、高科1井、安平1井、老龙1井等。古隆起控制论的核心是指烃源岩生成的油气要向古隆起顶部运移聚集，因此是油气成藏的最佳场所。这一理论一直持续到现今，包括后续所钻资1井、汉深1井、高石1井和磨溪8井等都主要是在古隆起理论指导下进行的。

灯影组成藏过程在2007年之前主要理解为烃源岩直接生烃形成现今气藏，因此是以烃源岩的成熟，特别是高成熟后生气进入储层来论述成藏过程。在阐述油裂解气并以威远灯影组为例进行计算后[30]，认为下寒武统筇竹寺组Ⅰ型干酪根在成熟期应该大量生油进入储层，后期高成熟生气只占非常少的部分，因此构建了从烃源岩生油进入储层，储层内原油裂解形成天然气的过程。通过对比威远和资阳后，初步建立了灯影组古油藏内原油裂解形成古气藏并调整成现今气藏的过程[30]。在此基础上认为四川叠合盆地灯影组成藏过程是古油藏→古气藏→现今气藏的过程,具有生排差异、多期运聚、早聚晚藏的特征[32]。之后总结完善了前述成藏过程，提出了“四中心”(生烃中心、生气中心、储气中心和保气中心)耦合的成藏理论，完善了叠合盆地古老深层海相油气成藏的过程与特征[33-34]。

随着高石1井的突破[35]，进而绵阳-长宁拉张槽的发现和验证[36-37]，对于灯影组成藏有了更清晰的认识，对四川叠合盆地灯影组未来油气勘探提供了新的思路，即沿拉张槽两侧进行勘探的思路[36,38-39]。在此基础上进一步总结了多期构造活动背景下海相碳酸盐岩层系以拉张槽为核心的油气多期聚散理论——“三级三元联控”理论[40]，与前述“四中心”耦合成藏理论一起构建了古老深层海相碳酸盐岩油气的形成与分布理论。

目前，四川叠合盆地内部有2口非常重要的正在钻探灯影组的深探井，一口是中国石化位于阆中附近川中北部斜坡带柏垭鼻状构造的川深1井(设计井深8 690 m)，另一口是中国石油位于达州市麻柳镇五百梯构造的五探1井(设计井深7 570 m)。前者的部署是利用绵阳-长宁拉张槽对油气控制的思路[39]，部署在拉张槽北部的东缘附近，后者则是据古隆起控制论部署在新发现的川东震旦系古隆起上[41]。这2口探井所在区域目前均没有钻达灯影组的探井，因此其钻探结果对于这2个地区古老深层碳酸盐岩油气成藏研究和进一步勘探具有重要价值。

2 灯影组油气地质条件

2.1 烃源岩

灯影组的生烃条件在20世纪80年代以来就一直存在争论，缘于当时只发现一个威远气田。而威远气田的天然气组分比较复杂[42]，认为威远气田烃源来自灯影组碳酸盐岩自身[27,43]，碳酸盐岩中TOC含量较高。从现在观点来看，主要是灯影组内沥青含量较高，使得测试结果值变高,灯影组碳酸盐岩难以成为有效的主力烃源岩。对威远气田天然气研究结果表明，灯影组内沥青与下寒武统泥质烃源岩有相关性，推测灯影组天然气应来自下寒武统泥质烃源岩，属于油型气[44-46]。进一步分析的结果表明下寒武统烃源岩对于灯影组成藏有重要的作用[47-49]。除下寒武统外，地球化学分析显示川北下组合古油藏、沥青源自震旦系陡山沱组泥页岩[50-51]。威远气田天然气除有机成因外，还有无机成因之说，认为是来自地壳深部或壳幔混源气[52-54]。因此，在高石梯灯影组气田未发现之前，有关灯影组气源的研究主要集中在威远气田，主流观点认为气藏是混源气，但下寒武统烃源岩起主要的作用。

随着技术进步和研究的深入以及高石梯灯影组气田的发现，对于烃源岩有了更为明确的观点，灯影组天然气的来源与下寒武统筇竹寺组有直接的关系，同时也认为川中灯影组天然气部分可能来源于震旦系陡山沱组和灯三段泥质岩，但筇竹寺组烃源占主要比例[55-57]。

通过对四川叠合盆地周缘露头13个剖面156个TOC含量数据的统计可知，筇竹寺组黑色页岩TOC的质量分数(wTOC)为0.2%～12.9%，平均为2.55%，其中<0.5%的仅占所有数据的10.1%。因此从烃源岩的角度来讲，多数地区筇竹寺组样品达到了烃源岩的标准。然而, 女基井和丁山1井该套地层达到烃源岩标准的厚度小于2 m。

兴凯地裂运动所形成的绵阳-长宁拉张槽[36-37]对于下寒武统烃源岩的厚度有着重要的控制作用。拉张槽内筇竹寺组厚度较大，一般都>300 m(盆地内已被高石17井钻探证实)，有机碳含量高，向拉张槽两侧筇竹寺组厚度减薄，同时有机碳含量也在降低(图2)。筇竹寺组的分布直接影响到油气的生排烃。以往的研究中，认为筇竹寺组的烃源岩在川南地区较好，向北并不清晰。通过地震剖面追踪的结果表明，筇竹寺组烃源岩在拉张槽内一直向北延伸至盆地边缘，如高石17井其厚度398 m，自深1井厚430 m，盆地西南缘雷波肖滩剖面厚470 m，其下还有近200 m厚的麦地坪组; 北部南江剖面筇竹寺组厚416 m，大两会厚500余米，基本均为黑色、灰黑色碳质泥岩。据近年来页岩气研究以及地震和钻井揭示的成果显示，筇竹寺组厚度分布是有规律的，其厚度较大的区域主要分布在乐至、宜宾一线[58-59]。

最新研究成果表明，灯影组气源主要来自下寒武统且主要从绵阳-长宁拉张槽侧向运移而来[60]，上覆烃源岩直接下排或震旦系自生自储的成藏缺乏充足的地球化学证据。油气倒灌缺少动力支持，很难规模成藏[61]，倒灌成藏条件非常苛刻[62-63]，因此尽管下寒武统烃源岩在四川叠合盆地普遍存在，但对于其下伏的灯影组来讲，倒灌运移进入灯影组效率低，很难大规模成藏。拉张槽的存在形成了地貌差异，为侧向运移提供了条件，有利于拉张槽内下寒武统烃源岩排出的油气侧向运移至灯影组内聚集成藏，因此拉张槽内烃源岩最为发育，是生排烃最有利的地区，其拉张槽及两侧是接受烃源最有利的区域[36,39]。

因此, 四川叠合盆地灯影组主要烃源在层位上为筇竹寺组，灯三段和陡山沱组烃源可能在局部地区起到补充的作用。陡山沱组分布目前情况不明，至少川中和川西南地区没有该套地层(女基井和威28井钻井证实)。灯三段在威远地区为蓝灰色泥页岩，具有一定的生烃能力，但是比较薄，相变快，岩性多为粉砂岩和砂岩，其生烃能力和规模仍需进一步确定[64]。因此, 灯影组油气主要来自筇竹寺组, 供烃方式以侧向运移充注为主; 在空间上绵阳-长宁拉张槽是灯影组最主要的供烃中心。

2.2 储集层

四川叠合盆地灯影组主要分4段(图3)。在威远地区储集层主要是灯二段，在高石梯地区灯四段和灯二段都有，原因是威远地区灯影组剥蚀至灯二段。震旦纪灯影期主要为碳酸盐岩台地沉积，盆地内部水体较浅，发育潟湖、潮坪和丘滩亚相，厚度0.65～1 km[57,65-67]。目前对于灯影期克拉通内是否存在拉张运动还有争议，第一种观点是灯影期克拉通内不存在拉张运动，克拉通内灯二段和灯四段发育潟湖[68]、灯三段发育局限海盆或台盆[68-69]或者深水陆棚[70]，早寒武世开始拉张，形成“绵阳-长宁拉张槽”[36-37]；第二种观点是灯影期存在拉张运动，形成了“成都-泸州裂陷槽”[57,71]或“绵竹-长宁克拉通内裂陷”[72]。本文研究团队近期通过对四川叠合盆地灯影组微生物碳酸盐岩的研究，发现灯二段和灯四段的微生物岩在克拉通内的不同地区岩石结构差异不大[72]，认为灯二段和灯四段沉积期为稳定克拉通，克拉通内拉张活动影响较弱，灯三段虽发育含火山凝灰质沉积记录，但不存在大规模的拉张作用，拉张活动的高峰期在早寒武世。

图2 四川叠合盆地下寒武统烃源岩厚度分布图Fig.2 Isopach of the Lower Cambrian source rocks in the Sichuan superimposed basin

图3 四川叠合盆地灯影组生储盖组合及综合柱状图Fig.3 Source rock-reservoir rock-cap rock assembles of the Dengying Formation in the Sichuan superimposed basin

四川叠合盆地灯影组根据蓝细菌的丰度、岩性和结构特征，自下而上划分为4段：下贫藻(实为蓝细菌)层灯一段、中富藻层灯二段、上贫藻层灯三段和上富藻层灯四段[74]。灯影组微生物碳酸盐岩储层主要发育在灯二段和灯四段[57,65-67,71,75]。灯二段的微生物碳酸盐岩结构主要有葡萄石、核形石、泡沫绵层石、包壳颗粒岩、叠层石、凝块石、球粒岩、枝状石和纹层石，以凝块石和葡萄石为主，其次为纹层石和核形石。灯四段微生物岩结构主要有5种，即叠层石、纹层石、球粒岩、凝块石、泡沫绵层石，以纹层石和叠层石为主，其次为球粒岩、泡沫绵层石和凝块石[73,77]。其储集空间共有8大类：①喀斯特孔洞；②葡萄-花边状孔洞；③微生物体腔孔、格架孔；④晶间(溶)孔；⑤凝块间溶孔；⑥凝块内溶孔；⑦鸟眼孔；⑧溶蚀裂缝[73]。

通过对四川叠合盆地灯影组优质储层成岩作用的研究，发现其主要的保持性成岩作用为埋藏溶蚀和风化壳喀斯特作用。拉张槽的形成控制了优质烃源岩的分布，距离拉张槽越近，油气充注强度越大[38-39]，有机质热演化伴生的酸性流体对灯影组储层的埋藏溶蚀作用越强，同时热液作用也较发育[65]，并认为烃类充注有利于储层先期孔隙的保持[77-78]，是灯影组优质储层保存的重要机制[65,79-80]。四川叠合盆地震旦纪末的桐湾运动，对灯影组微生物碳酸盐岩优质储层的发育起了重要作用。两幕桐湾运动，分别在灯二段和灯四段顶部形成了2个区域性的不整合面。桐湾期古喀斯特作用对资阳、威远地区和川中地区优质储层的改造和形成至关重要[66,81-85]。风化壳喀斯特作用对微生物碳酸盐岩的改造主要为大气淡水较早地进入成岩系统，产生溶蚀，改善了微生物碳酸盐岩的储集性能，形成古喀斯特优质储层[65,73], 且风化壳喀斯特储层一般发育在不整合面之下约100～200 m。川北地区杨坝剖面烃类充注深度达到了桐湾Ⅱ期不整合面之下134.2 m。因此，四川叠合盆地灯影组顶部大面积发育这种与风化壳喀斯特作用相关的、厚度较大的喀斯特孔洞缝体储层，横向连通性好，为油气大规模长距离运聚提供了疏导系统。同时，这种风化壳喀斯特储层的发育质量受到了绵阳-长宁拉张槽的控制，越靠近拉张槽，储层物性越好，拉张槽两侧的高石梯、资阳地区储集物性最好，发育大规模的喀斯特孔洞，储层沥青含量高，储层厚度大，储层连通性更好。这为绵阳-长宁拉张槽生烃中心内的油气和后期灯影组内的油气在灯影组内大规模长距离运移聚集创造了条件。

2.3 盖层

灯影组的区域盖层分为筇竹寺组泥岩直接(区域)盖层和中下三叠统膏盐岩间接(区域)盖层。筇竹寺组厚度大且分布稳定，本身既为烃源岩也为盖层，威28井和威106井筇竹寺组泥岩的突破压力分别为94 MPa和75 MPa[24]，因此无论从岩性还是从烃浓度都可以有效地封盖下伏灯影组的油气，直接盖层条件非常优越。

除上述2套盖层外，川东至川南中下寒武统存在一套膏盐岩层，该膏盐岩在建深1井、丁山1井和宁1井、宁2井都有钻遇，厚度较大，可以作为灯影组的另一套间接盖层[86]。

因此，从静态条件来看，四川叠合盆地灯影组具有非常好的盖层条件。

2.4 生储盖组合

四川叠合盆地灯影组气藏的主力烃源岩是与其直接接触的筇竹寺组。陡山沱组和灯三段均分布局限，烃源贡献并不清楚;储集层主要为微生物白云岩与受桐湾运动影响形成的风化壳储集层；盖层主要为筇竹寺组泥质岩直接(区域)盖层(图3)。

因此, 灯影组与筇竹寺组构成的生储盖组合从层位上来讲是上生(筇竹寺组)下储(灯影组)顶盖(筇竹寺组)型，从空间分布来讲主要是旁生侧储顶盖型。

灯四段与灯三段构成的生储盖组合为下生(灯三段)上储(灯四段)顶盖(筇竹寺组)型，灯二段与灯三段为上生(灯三段)下储(灯二段)顶盖(灯三段)型。

陡山沱组与灯影组构造的生储盖组合是下生(陡山沱组)上储(灯影组)顶盖(筇竹寺组)型。

这几种生储盖组合方式，烃源岩与储集层直接接触，均为近源供烃。

3 原油大规模运移和灯影组古油藏(生气中心)特征

本研究团队提出了灯影组“四中心”耦合成藏过程[33-34]，认为四川叠合盆地灯影组时代老、埋藏深,天然气藏形成经历了生烃中心(烃源岩发育区)-生气中心(古油藏和未成藏石油的富集区)-储气中心(古气藏和未成藏天然气及水溶气的富集区)-保气中心(现今气藏和未成藏天然气及水溶气的富集区)的变换过程。生气中心是储气中心的主要“气源”、储气中心是现今保气中心的主要“气源”。生气中心的形成受控于烃源岩所在部位的生烃中心(烃源灶)。灯影组天然气藏的形成是在多期构造作用控制下由油气的“四中心”(生烃中心、生气中心、储气中心和保气中心)的耦合关系决定的。

四川叠合盆地及周缘灯影组无论是露头还是钻井，都有大量沥青的存在。通过对川中和川北地区灯影组储层沥青研究发现，川北沥青主要呈现出6种产状[87-88]：①浸染状沥青屑；②沿叠层和纹层顺层发育，充填晶间孔；③充填裂缝；④充填孤立状大溶孔；⑤微生物格架孔；⑥与硅质交代和硅质胶结相伴生。川中地区灯影组储层沥青充填于表生喀斯特孔缝、葡萄花边洞的晶间孔、微生物格架间孔、鸟眼孔、粒间溶孔、粒内溶孔、粗晶马鞍状白云石晶间孔、晶粒内溶孔、网状溶缝、构造缝、缝合线中。

通过对川中地区的研究表明，灯影组沥青的质量分数为1%～10%，主要集中在1%～4%，平均为2.0%(表2，图4)。纵向上，磨溪9井灯二段→灯三段、灯四段沥青含量逐渐增多，多数钻井灯四段沥青含量向上也有增加趋势，但灯二段仅有磨溪19井具有此趋势[88]。桐湾期风化壳形成了比较好的储集层，有利于油充注形成古油藏后再裂解形成沥青充填。薄片鉴定统计表明，无论沥青含量多少，沥青含量与平均孔隙度之和保持稳定，表明沥青含量与孔隙度具有互补性，沥青后期充填孔隙导致孔隙度减少。

综上所述，四川叠合盆地灯影组普遍含有沥青，但各地区的古油柱高度并不统一，表明当时从古隆起至斜坡地区灯影组古油藏可能为大型的串珠状构造-岩性古油藏，表现为大面积成藏，沿拉张槽边缘、古隆起和古构造高点局部富集的特征(图4)。

四川叠合盆地灯影组顶部发育不整合面，该不整合面分布广且连续形成输导体系，筇竹寺组与灯影组受拉张槽影响形成旁生侧储的源储匹配方式，使不整合面及其下的灯影组优质储层段成为下寒武统生成油气大规模长距离运移的最佳输导系统，同时筇竹寺组优质盖层又阻止进入灯影组的油气向上逸散而只能侧向运移[89]。因此, 二叠纪时筇竹寺组成熟形成的烃类(主要为液态原油)通过灯影组顶不整合面及其下优质储层发育段形成的输导体系向盆地四周大规模、长距离运移，形成了四川叠合盆地灯影组大面积成藏、局部富集的古油藏特征[34](图4)。

表2 川中地区灯影组沥青含量统计

图4 四川叠合盆地灯影组储层沥青及古油藏分布图Fig.4 Distribution of reservoir bitumen and paleo reservoirs of the Dengying Formation in the Sichuan superimposed basin

我们认为灯影组能够大面积形成古油藏的控制因素有：①下寒武统优质烃源岩生成的烃量极为丰富和充足；②灯影组顶不整合面分布广且连续，作为最佳油气运移通道大面积存在；③灯影组储层大面积发育;④下寒武统优质泥质岩盖层大面积存在，阻止进入灯影组后的油气向上运移；⑤绵阳-长宁拉张槽不仅形成了最佳的生烃中心, 而且为烃类运移创造了地形差异条件, 由倒灌排烃模式变为侧向排烃运移模式, 极大地提高了下寒武统优质烃源岩的排烃效率和油气的运移效率。

4 灯影组古气藏(储气中心)特征

灯影组古气藏的范围目前并不好确定，但是通过古油藏结合古构造分析可以推测四川叠合盆地灯影组古气藏的分布范围[40]。前述可知, 四川叠合盆地古油藏具有大面积成藏的特征，从二叠纪至喜马拉雅运动前四川叠合盆地古构造变化不大，一直是持续沉降过程，因此推测古油藏中油应原位裂解形成古气藏。结合古构造特征表明，四川叠合盆地灯影组古气藏分布也具有大面积成藏的特征，其中以乐至-安岳为鞍部分为2个相对较独立的古气藏：资阳-威远古气藏和高石梯-磨溪古气藏。其中资阳-威远古气藏的高点位于资阳地区，威远处于古构造南翼的斜坡带，高石梯-磨溪古气藏的高点位于安平店-磨溪一线。宏观上2个古气藏是连通的，闭合度500 m，具有较统一的气水界面，整个古气藏的面积可达20 000 km2，整个盆地古气藏分布范围约80 000 km2[40](图5)。

图5 四川叠合盆地灯影组(100 Ma B.P.)古气藏分布Fig.5 The early (100 Ma B.P.) abnormal pressured paleogas pool of the Dengying Formation in the Sichuan Basin底图为上沙溪庙组沉积前灯影组顶面构造图

5 灯影组天然气大规模长距离运移调整成藏或破坏

5.1 古气藏(储气中心)向现今气藏(保气中心)演变主控因素

5.1.1 古构造大圈闭的解体和众多小型构造圈闭的形成

四川叠合盆地灯影组古气藏仅资阳至广安地区圈闭面积就可达20 000 km2。但现今在灯影组发育有资阳、金石、威远、高石梯、安平店、磨溪、龙女寺、周公山、汉王场、老龙坝、大窝顶、天宫堂、自流井、盘龙场、金石等20多个小的构造圈闭，其中最大的威远构造面积约850 km2，所有圈闭面积总和不超过4 000 km2，不到前期古圈闭面积的1/5[24,29]。现今圈闭总的构造轮廓是西高东低，轴向北东，轴线大致位于老龙坝-威远-资中-安岳一线。在古圈闭解体的过程中圈闭闭合高度发生了较大的变化，如威远构造的闭合高度达895 m；但更多的构造闭合度都较小，如资阳、金石、高石梯、磨溪、龙女寺、广安地区的闭合高度一般在250 m左右。

因此，古构造大圈闭的解体和众多小型构造圈闭的形成是喜马拉雅期构造改造作用非常重要的结果之一，有些构造被重新调整，如高石梯-磨溪构造；有的构造重新形成，如威远构造；有些则消失，如资阳古构造。

5.1.2 构造高点的迁移

乐山-龙女寺古隆起轴线从加里东期至今一直在发生迁移，加里东期古隆起的轴线近北东东向，轴线沿雅安-乐至-磨溪-广安一线; 印支期轴线自北向南迁移，但自西向东迁移量在逐渐变小，轴线在资阳迁移了31 km，在高石梯-磨溪地区仅迁移了6 km；喜马拉雅期资阳高点向威远迁移了25 km，高石梯-磨溪仅迁移了3 km。因此，自加里东期至今，资阳-威远地区高点总迁移量达56 km，但高石梯-磨溪高点仅迁移了9 km，迁移量自东向西是逐渐变大的，显示构造稳定性资阳、威远地区小于高石梯-磨溪地区，川中地区是构造变形最小的区域。

5.1.3 隆升剥蚀作用

通过对威远和磨溪地区22个磷灰石裂变径迹样品测试分析表明[24,90]，威远地区晚中生代-新生代隆升速率高、幅度大，地表核部已被剥蚀至下三叠统嘉陵江组，中三叠统雷口坡组碳酸盐岩大面积出露，目前形成四川叠合盆地地表面积最大和华蓥山以西地表出露最老地层(碳酸盐岩)的背斜构造[90-91]。

根据磷灰石裂变径迹模拟揭示威远背斜地区晚白垩世以来总体以抬升冷却退火过程为主，新生代以来抬升冷却作用明显，尤其是新近纪以来(20～15 Ma B.P.)快速抬升冷却退火作用显著。结合威远地区古地温场计算(古地温梯度26.6℃/km、地表温度20℃)，威远背斜晚白垩世以来隆升剥蚀量普遍>4 km，显著隆升剥蚀作用发生在新近纪(20 Ma B.P.至今，剥蚀量平均达2 km)。与之相似，川东地区齐岳山、方斗山和华蓥山等受控于盆地周缘滑脱扩展变形影响构造抬升剥蚀相对较早(始于早白垩世)、剥蚀量普遍>4 km[92-93]。同时，通过对磨溪地区磨24井和磨58井取样做裂变径迹分析，结果表明磨溪地区自60 Ma B.P.以来隆升剥蚀量1 743～2 030 m[94]，地表出露沙溪庙组。这种隆升模式在四川叠合盆地其他地方也有相似性，部分构造形成比较晚，如：熊坡背斜、龙泉山背斜和沐川背斜等磷灰石(U-Th)/He和裂变径迹热年代学揭示其40 Ma B.P.以来构造抬升且剥蚀量约为1.5 km[95-96]。

综上，喜马拉雅期的构造活动以大构造圈闭的解体、构造高点迁移以及隆升剥蚀作用为主。其中, 盆内华蓥山以西威远地区隆升幅度大、构造变形强、圈闭改造作用强，而川中地区隆升幅度弱、构造变形弱、圈闭改造作用弱。整体上来讲，构造活动的强度从周缘造山带向盆地内逐渐减弱[90,94]，如盆地西北和东北缘抬升剥蚀作用普遍早于晚侏罗世、东南缘抬升剥蚀作用普遍早于早白垩世，而盆地内部抬升剥蚀作用普遍晚于早白垩世，且抬升剥蚀导致盆地周缘出露地层明显老于盆地内部的侏罗-白垩系。

5.2 灯影组早期超压古气藏-晚期超压古气藏-现今常压气藏的演变

通过对高科1井、高石1井、安平1井的充填序列的研究表明，灯影组储层中存在多期流体充注, 特别是在原油热裂解形成天然气和沥青之后，仍然存在石英或白云石+石英或方解石的充填，造成这些矿物与沥青并存的现象。如高石1井灯四段不同深度储层中，石英+白云石/石英与沥青或方解石与沥青并存于同一孔洞内[80]。

对沥青形成后充填石英的流体包裹体研究表明，石英中富含液态甲烷包裹体和气-液两相盐水包裹体，暗示着形成石英的流体具有油田卤水的性质。因而，石英结晶和沉淀的部位代表的应当是晚期古气藏底水或边水的位置，而沥青所在位置代表的应当是古油藏位置[80]。因此，通过沥青和石英的分布位置可以恢复并确定晚期古气藏的气水界面位置。如前所述，高石梯和磨溪构造储层中部分石英形成于沥青之后，并与沥青相伴生，暗示着2个构造中的古气水界面上移，原为古气藏占据的空间已为底水或边水所占据。以高石1井为例，阐述灯四段生气窗(原油裂解)和生气窗后气水界面的动态变化(图6)。

a.三叠纪后，地层埋深迅速加大，在印支运动中短暂抬升后继续沉降，烃源岩生成大量的原油并一直持续到早侏罗世。由于原油充注，储层压力有所增加，灯四段烃类包裹体PVT模拟压力系数达到1.30左右，属于弱超压范围[97]。高石1井灯四段和灯二段顶界埋深分别为4 954.5 m和5 284.15 m。在取样深度为4 985.26～4 956 m的灯四段岩屑薄片中均观察到沥青的存在，表明古油水界面距灯四段顶界至少>30.76 m。

b.侏罗纪以后，地层埋深继续加大，在较高的温度作用下，古油藏中石油原位裂解形成古气藏，储层中沥青与天然气共存。由于油热裂解时体积的改变和由此引起的增压，必然会导致古油水界面向下移动形成新的古气水界面。

c.喜马拉雅运动构造抬升，地层温度降低，进入生烃停滞阶段。生气窗之后所充填的石英在灯四段中出现的最浅深度为4 957.7 m，即当时的古气水界面所处的深度为4 957.7 m，较古油水界面发生了上移，十分接近灯四段顶界的埋深(4 954.5 m)，说明古气藏全部破坏或调整，原来为古气藏所充填的空间此时被卤水所占据。根据石英内甲烷包裹体的压力模拟结果，到晚白垩世构造隆升之前，灯影组压力系数已达到2.0以上，属于强超压气藏[80]。由于这些石英形成于热裂解后的古气藏调整过程中，其超压流体特征暗示古气藏调整时仍然保持了古气藏形成时的超压；大量液态烃类包裹体的存在，说明在超压作用下部分甲烷曾溶于水中形成了水溶气。

d.灯影组古气藏形成后，古气水界面是不断变化的，这种变化一直持续到现今。根据现今实钻数据，高石1井灯四段气藏位于埋深4 956～5 093 m处，说明天然气在该井重新进行了调整成藏。灯四段现今压力系数为1.06～1.14，平均值为1.10；灯二段压力系数为1.10～1.20，平均值为1.13：均表现为正常压力带。威远和资阳地区现今灯影组中气藏的压力系数集中于1.01～1.03，也显示出常压的特征。如果将现今气藏压力系数与古气藏压力系数对比不难发现，从生气窗(原油裂解)后到现今，古气藏从超压气藏演变为现今常压气藏，整体是一个降压的过程。

图6 高石1井灯影组古气藏中的气水界面变化与古气藏调整示意图Fig.6 Changes of the gas/water contact and adjustment of the paleo-gas pool in the Dengying Formation of Well Gaoshi 1

5.3 灯影组天然气大规模长距离运移调整成藏或破坏模式

本研究团队提出了灯影组天然气大规模长距离运移调整成藏或破坏的过程[89]，认为四川叠合盆地100 Ma B.P.前，灯影组曾形成一个东至广安西至雅安的古气藏，该气藏为统一的气藏系统，为超压气藏。随着100 Ma B.P.以来四川叠合盆地周缘相继隆升造山，古构造被肢解，特别是周缘造山带和盆地内部威远构造和华蓥山的大幅度隆升，致使保存条件发生变化，启动了全盆地灯影组天然气的差异聚集和逸散过程，即天然气沿灯影组顶部不整合面向周缘造山带、威远构造以及华蓥山等运移并通过其顶部天窗向地表逸散，灯影组内气藏压力系数由异常高压向正常压力过渡(图7)。

目前研究表明，四川叠合盆地灯影组天然气运移调整成藏或破坏主要有以下5种模式(图7、图8)。

a.紧邻拉张槽，圈闭具有持续性，隆升作用弱，纵向保存条件未被破坏。

高石梯至磨溪圈闭自加里东期就为乐山-龙女寺古隆起的核部，尽管古隆起在地史演化过程中轴部迁移，但在高石梯地区迁移量比较小; 四川叠合盆地隆升过程中该地区是隆升幅度最小的区域之一，构造活动弱，改造也弱，保存条件未被破坏。高石梯构造内灯影组均见大量沥青，表明高石梯构造曾形成古油藏(生气中心)，加之构造稳定，深埋原油原位裂解形成古气藏(储气中心)。抬升过程中威远地区(直线距离约120 km)隆升更快，高石梯构造是天然气向威远运移途径上的必经之路，形成大气田(保气中心,图7)。

b.紧邻拉张槽，圈闭形成较晚，隆升作用较强，纵向保存条件部分破坏。

这种圈闭以威远为代表。研究表明威远构造为一个较典型的气烟囱[89,98]，圈闭形成较晚，40～20 Ma B.P.以来开始快速隆升，地表剥蚀至嘉陵江组，区域盖层被剥蚀出一个“天窗”，致使封盖条件变差；加之裂缝系统的形成和流体异常压力的联合作用，致使保存条件不能封盖威远构造灯影组>240 m的气柱高度，灯影组天然气从威远顶部地表嘉陵江组“天窗”开始泄漏和逸散，启动了四川叠合盆地华蓥山以西地区灯影组天然气的差异聚集和逸散过程。即位于资阳、金石和龙女寺-磨溪-安平店-高石梯等气藏构造圈闭溢出点以外的天然气沿灯影组顶部不整合面向威远构造运移聚集，并通过其顶部的嘉陵江组“天窗”向地表逸散, 使早期的构造-岩性气藏向构造气藏转变, 气水界面上移, 圈闭气充满度由>100%向近于100%, 在威远天然气泄漏区<100%(目前仅为约25%)转变, 气藏压力系数由异常高压向正常压力过渡，并有越靠近威远越向1.0逼近的趋势(图7)。

图7 四川叠合盆地灯影组天然气大规模长距离运移调整成藏或破坏机理Fig.7 Large-scale and Long-distance adjustment of the natural gas in Dengying Formation, Sichuan Basin

图8 四川叠合盆地剖面及灯影组气藏分布图Fig.8 Geologic E-W section across the Sichuan superimposed basin and gas reservoir distribution in the Dengying Formation

除威远外，川东高陡构造也属于这一类型。川东部分高陡构造核部三叠系被剥蚀至下三叠统飞仙关组，区域(间接)盖层也被剥蚀殆尽，难以形成大规模气藏(图8)。

c.距拉张槽一定距离，圈闭形成晚于天然气大规模运移时期，垂向保存条件未被破坏。

现今通南巴构造距绵阳-长宁拉张槽有一定的距离，油气充注效率较差，马深1井(中国第一深井，完钻深度8 418 m)内灯影组沥青含量较低。现今通南巴构造是四川叠合盆地地腹最大的构造之一，有好的圈闭条件和良好的垂向保存条件；但通南巴构造形成较晚，主要是40 Ma B.P.以来隆升形成，而其北部米仓山在100 Ma B.P.开始隆升。尽管通南巴构造距米仓山仍有一段距离(马深1井距米仓山直线距离约65 km)，但天然气在100～40 Ma B.P.的时间内主要是沿灯影组顶不整合面向米仓山发生侧向运移散失。40 Ma B.P.以来尽管通南巴构造开始形成，但圈闭形成晚于天然气大规模运移时期，未能有效地捕获运移途径上的天然气，仅能保留周边地区少量或者储层内少量的残余气，因此成藏效率差，马深1井测试产水90 m3、气100～10 000 m3(图9)。

图9 通南巴构造灯影组天然气运移散失示意图Fig.9 Diagram showing the natural gas loss of the Dengying Formation in Tongnanba structure

d.位于盆地边缘，纵向保存条件未被破坏。

以焦石坝构造为代表，地表出露侏罗系，垂向保存条件未被破坏(上覆志留系产页岩气)。但由于位于盆地边缘，构造隆升快且幅度大, 距出露寒武系的地区仅10 km，距出露震旦系的地区55 km，因此天然气侧向沿灯影组顶不整合面运移而散失，未能成藏。所钻焦石1井灯影组是干井，但有沥青充填, 说明天然气侧向运移逸散了(图8)。

e.纵向保存条件被破坏。

本文研究团队曾对丁山-林滩场构造灯影组成藏进行了详细解剖[99-100]。现今丁山-林滩场构造地表出露二叠系和下三叠统，地下发育穿层断层，加之紧邻酒店垭背斜(核部出露下寒武统，直线距离8 km)和桑木场背斜(核部出露灯影组，直线距离约15 km)，因此保存条件破坏严重，天然气沿断层及不整合面散失，最终未能成藏(图8)。除丁山-林滩场外，盆地周缘造山带所钻的构造基本上都属于这个范畴，如宁强、曾家山、大两会等。

6 古老深层碳酸盐岩油气成藏和分布特征

6.1 国外古老含油气系统的基本特征

古冈瓦纳板块周缘西至阿曼、中东地区和印度大陆，北达西伯利亚地区，存在大量具丰富储量的古老含油气系统，如澳大利亚McArthur盆地存在目前地球上已知的最古老含油气系统(约1.4 Ga B.P.)，其余如乌克兰Krivoy Roy层系、加拿大Huronian层系和俄罗斯Onega盆地前寒武系油页岩层系等等，尤其阿拉伯地台阿曼地区前寒武系含油气系统蕴含16.4×108t油气储量、西伯利亚Lena-Tungusha油气区蕴含2.7×108t油和83×1012ft3(1 ft3=0.028 316 8 m3)天然气储量[101-102]。前寒武系古老含油气系统都普遍存在有效烃源岩、储层、封闭条件和合适的圈闭等特征，但以下4点为古老含油气系统关键因素[19,103]：①优质有效烃源岩层系;②沉积期后相对稳定的构造属性;③相对较早的油气成熟过程与主生烃期;④有效的封闭条件(尤以膏盐层系为主)。

中-新元古代西伯利亚台地、北美地区和澳大利亚普遍沉积大套湖相、海相(黑色)页岩层系，它们是前寒武系古老含油气系统的主力烃源岩[104]，如澳大利亚McArthus盆地Velkerri组黑色页岩(约1.4 Ga B.P.)、北美中部地区Nonesuch组黑色页岩(约1.05 Ga B.P.)等等。尤其是新元古代全球性冰期及其相关海平面升降所控制的优质烃源岩层系，其wTOC最高达20%～30%[105]，如西伯利亚地台Lena-Tunguska区域、阿拉伯地台阿曼地区等。这些优质烃源岩层系与上覆前寒武纪碳酸盐岩储层通常被具一定厚度的下寒武统膏盐层系所覆盖，形成了极佳封盖条件的古老含油气系统。阿拉伯地台阿曼地区前寒武纪Huqf群是该地区最古老的沉积层系，包含了数套碎屑岩、碳酸盐岩和膏盐层系，又可以进一步分为Abu Mahara群、Nafun群和Ara群，它们构成了阿曼地区最古老的含油气系统。Abu Mahara群为一套裂谷期火山碎屑沉积岩，Nafun群为Buah碳酸盐缓坡环境的碳酸盐岩层系；而顶部Ara群主要为厚达1 km的碳酸盐岩和膏盐层系，受控于较低海平面期的局限盆地形成了巨厚膏盐层系，它为下伏含油气系统提供了最佳保存条件。Huqf群中油气圈闭类型主要为嵌入/镶入巨厚膏盐层系内的碳酸盐台地沉积层系形成、或与富有机质页岩同时异相沉积的硅质岩沉积共同嵌入膏盐层系中形成的岩性/构造圈闭，因而它们形成了以本层系为主的、近源和侧向油气充注方式的源-储系统[106-107]。

Yurubchen-Tokhom产区是西伯利亚Lena-Tunguska地区最为重要的中元古代-古生代油气区，以轻质低硫石油为主，其最大油田Verkhnevilyuy油田石油和天然气探明储量分别为0.037×109t和105×1012ft3[102]。西伯利亚地台中晚元古代Riphean期-Vendian期形成典型的裂谷盆地及巨厚的同裂谷期至裂谷后期碎屑岩充填序列，它们被古生代台地沉积序列覆盖(尤其是巨厚的寒武系膏盐层系提供了极佳的区域封盖条件)，形成多个中-新元古界古老含油气系统。古生代时期西伯利亚地区古老含油气系统生烃中心普遍遭受部分或完全的构造改造与破坏[108]，但该主要构造变革期晚于烃源岩主成熟期与主要排烃期(即寒武纪)。尤其是古生代构造变形主要发生于西伯利亚地台区刚性基底周缘区，地台区以形成长波长、低起伏度褶皱和较少的断层破裂构造变形特征为主。因此，古生代至今的有效保存条件对于西伯利亚前寒武系含油气系统至关重要，其主要得益于寒武系巨厚膏盐层系和后期较弱的构造变形作用。

6.2 四川叠合盆地灯影组油气成藏和分布特征

6.2.1 烃源岩生物类型低等化和有机质高演化

与四川叠合盆地灯影组油气藏相关的烃源岩主要为黑色泥页岩，包括寒武系筇竹寺组-麦地坪组泥页岩、灯三段泥岩及陡山沱组泥岩。这些烃源岩时代老、经历过多期次构造运动，其生物类型低等化和有机质高演化的特征对于四川叠合盆地内油气成藏影响较大。由表3可见，四川叠合盆地寒武系、震旦系烃源岩有机质生物来源以菌藻类和疑源类等低等生物为主[109-116]，通过干酪根碳同位素判断其有机质类型以Ⅰ型为主，少量为Ⅱ1型。对生烃贡献较大的藻类有底栖类和浮游类之分，底栖藻类在筇竹寺组泥页岩中占主体地位，而浮游藻类在陡山沱组泥岩中占主体。生烃热模拟实验表明，底栖藻成烃温度很低，但生烃过程较长，生烃速度慢于浮游藻；两者在生烃产物上也有区别，底栖藻生成的饱芳烃要高于浮游藻，浮游藻主要是产出沥青和非烃，是未熟—低熟油的主要烃源，底栖藻在高—过成熟阶段生烃贡献更大[117]。因此，四川叠合盆地筇竹寺组与陡山沱组在生烃特征方面可能存在一定差异。通过海相镜质体反射率(Rm)[118]、沥青质反射率(Rb)[119]和微粒体反射率换算成的等效镜质体反射率是中国南方下古生界有机质成熟度的主要评价标志。从表3可见，寒武系与震旦系3套泥页岩的等效镜质体反射率均>2.0%，已达高—过成熟演化阶段，因此四川叠合盆地寒武系、震旦系古老烃源岩的贡献主要在于气藏的形成。总之，烃源岩生物类型低等化和有机质高演化是(四川)叠合盆地内多次生烃、多次调整的先决条件，为古老碳酸盐岩气藏提供了丰富的物质基础。

6.2.2 储层成岩作用类型多样化和负荷作用对储层质量有破坏性

a.古老深层碳酸盐岩储层成岩强度大、演化时间长, 趋于致密化。

四川叠合盆地灯影组是最古老的油气储层之一，具有时代老、埋藏深、成岩强度大和演化时间长的特点，储层质量总体趋于致密化。灯影组现今埋深差异较大，在威远-资阳地区埋深在3～4.5 km，川中地区在4.8～5.7 km，川北地区马深1井8～8.4 km。成岩强度大，经历的成岩作用类型多, 有压实作用、胶结作用、重结晶作用、风化壳喀斯特作用、硅化作用、充填作用、黄铁矿化作用、烃类充注、溶蚀作用和构造破裂作用，储层物性总体表现为低孔低渗特征[65,77]，其中充填作用和硅化作用是储层致密化的关键因素。威远地区灯影组溶蚀孔洞中主要有3期充填物[120]，溶蚀孔洞的充填顺序为：第一世代细晶白云石→第一期烃类充注→第二世代粗晶白云石→第三世代粗晶-巨晶白云石→第二期烃类充注→第四世代方解石+石英/方解石/石英→第三期烃类充注→石油裂解形成沥青[77]。硅化作用期次多、形态多样，主要演化顺序为：同生期或成岩早期顺纹层硅化(可能与桐湾运动有关)→成岩早期燧石结核状硅化→成岩晚期硅质脉(构造角砾化之前)→成岩晚期-后生期沿裂缝硅化(与长石共生)→后生期脉内晚期硅质充填物(常与大晶体黄铁矿或沥青共生)[77]。因此，在强成岩、长演化作用下，灯影组储层质量总体趋于致密化，其中颗粒白云岩储层的致密化过程为：胶结作用(少量溶蚀作用,孔隙度约降低10%～20% )→压实变形→表生喀斯特→硅化作用/重结晶作用→压溶/构造喀斯特/重结晶作用/深埋溶蚀/充填(油气充注)→抬升/构造破裂作用(或持续埋深)→溶蚀/硅化/充填作用[77]。

表3 四川叠合盆地古老烃源岩生物类型和有机质演化特征

*据Zouetal.(2014)。

b.上覆压实负荷作用导致深层碳酸盐岩储层质量变差。

油气充注和原油裂解是古老深层储层保存的重要机制[78]。原油在低于160℃的条件下，基本不可能发生热裂解[121]。但随着地层埋深增加，地层温度、压力升高，当温度达到200℃的时候，原油几乎全部裂解[122]。原油裂解是一个由液态转化为气态和固态的过程，即气体体积、固体体积增大，液体体积减少的化学反应[123]；同时，由于原油裂解产生相当于本身660余倍天然气，会导致圈闭体积发生调整[32,79,123]。在温度≤195℃时，无论是封闭，还是开放的地质条件下，原油裂解产生天然气，但圈闭不会出现破裂；但当油藏温度超过195℃时，封闭条件下的圈闭则破裂，地层水和气体均会逸散，造成裂解气藏的调整；而开放条件下，则仅仅只会排出底水和形成水溶气来平衡气藏压力，圈闭不破坏。可见，开放条件的油藏较封闭条件下的油藏更有利于裂解气藏的原地保存, 即更多的储集空间为气体充注，有效地保存下来；而封闭的油藏则遭受破坏，除去沥青的剩余空间为地层水占据，随后发生胶结作用或充填作用致使孔隙空间完全堵塞，有效储层遭受破坏[77,79,124]。

原油裂解形成异常高压，孔隙流体承受上覆部分负荷，但后期隆升剥蚀造成储层高压变为常压，无法承受上覆地层的负荷压力，从而在孔隙内部出现压实负荷作用引起的似垮塌现象；并且由于后期热液流体的充注和持续的机械压实作用，原油裂解后的孔隙被破坏，使残留于孔隙中的沥青挤压至自生石英或热液矿物的颗粒间, 并呈收拢聚集状。这种现象在马深1井(目前中国第一深井)的灯四段储层中首次见到。马深1井灯影组在通南巴构造隆升以前埋藏深度已超过10 km，地层温度超过200℃，原油裂解过程中轻的部分向链烷烃转化，重的部分通过缩合作用形成以高碳为特征的多环焦沥青残余物，形成沥青(焦沥青、碳沥青)，一般呈颗粒状或连续的条带状[36,47,125](图10-A)；同时，原油裂解造成了气体和固体体积的增加，形成流体孔隙超压。但由于米仓山隆升导致灯影组地层流体压力由超压变为常压，在上覆地层持续的强负荷压实作用下，孔隙形态出现挤压变形(图10-B)，固态沥青变形甚至破碎，呈断续状或连续条带状(图10-C、I)；并且由于后期埋藏成岩流体或热液流体的充注裂缝，形成白云石、石英沉淀(图10-B、D、G)，进一步堵塞孔隙空间，降低储层孔渗性。

6.2.3 油气成藏过程具烃态转变和多阶段性

目前利用包裹体来确定油气成藏期次已成为基本手段，中国多个叠合盆地油气成藏都利用储层内包裹体特征来确定油气藏期次并进一步推导出油气成藏过程[126-130]。以四川叠合盆地灯影组为例，发现有纯油、油气、纯气和纯水4类包裹体存在。在以往的烃类演化研究中，多是以烃源岩直接生油或生气阶段来划分油气成藏过程，国内外也曾提出过油裂解气的问题[131-133]，但并没有得到重视。有学者提出四川盆地寒武系烃源油裂解气，指出古构造聚油、后期改造适度、叠合盆地增热油藏裂解到气藏的阶段性[134]。海相下寒武统烃源主要为Ⅰ型干酪根，最先排出的是大量的液态烃。液态烃经历高温深埋热裂解后形成气藏，再通过调整形成现今气藏的过程就可以很好地与包裹体类型、温度相匹配。

叠合盆地古老深层碳酸盐岩的油气成藏从烃源岩排出烃源至最终成藏，往往经历了数亿年的时间，因此造成早聚晚藏的特征；而之间由于构造活动和深埋高温作用，烃类相态在不断演化，不仅仅盆地类型在不同的阶段有不同的特征，油气在相态转变过程中也有不同的特征，因此烃态转变(固、液、气)和多阶段性是叠合盆地古老深层碳酸盐岩油气成藏的基本特征。而“四中心”(生烃中心、生气中心、储气中心和保气中心)耦合成藏过程充分地揭示了叠合盆地油气成藏过程的烃态转变和多阶段性特征[33]。

图10 四川叠合盆地马深1井灯影组因压实负荷作用导致孔隙和沥青变形破坏图版Fig.10 Deformation and destruction of the pores and bitumen in the Denying Formation due to the overlain loading at Well Mashen 1 in the Sichuan superimposed basin(A)沥青呈连续状充填于晶间溶孔中，马深1井，灯四段，4×10，单偏光，深度8 055.56 m; (B)颗粒状或长条状沥青聚集并挤压在自生石英或热液矿物颗粒晶间，马深1井，灯四段，10×10，单偏光，深度8 055.67 m; (C)碳沥青挤压破裂后被热液流体充注，马深1井，灯四段，扫描电镜，1 400×，深度8 055.76 m; (D)原油裂解为碳沥青后经挤压变形赋存于自生石英与白云石晶粒间，马深1井，灯四段，2×10，扫描电镜，深度8 055.67 m; (E)颗粒状或长条状沥青挤压破碎后被热液流体充注，马深1井，灯四段，10×10，单偏光，深度8 056.23～8 056.47 m; (F)油藏经裂解后保存较好的孔隙及半充填的条带状沥青，马深1井，灯四段，4×10，单偏光，深度8 057.11 m; (G)碳沥青被挤压弯曲并赋存于自生石英晶粒间，马深1井，灯四段，10×10，深度8 057.29～8 057.47 m; (H)沥青呈弯曲的条带状或不连续状赋存于自生石英颗粒间，马深1井，灯四段，10×10，深度 8 057.29～8 057.47 m; (I)碳沥青被挤压后呈弯曲的条带状赋存于自生石英颗粒间，马深1井，灯四段，10×10，深度8 057.29～8 057.47 m

6.2.4 油气分布具有突出的差异性和多因素联控

四川叠合盆地灯影组“四中心”耦合成藏从过程上理顺了油气成藏的阶段性和分布的差异性，各中心主要发育特征及其控制因素如表4所示。其中生烃中心主要受控于优质烃源岩的发育区域，即受晚震旦世-早寒武世发育的绵阳-长宁拉槽所控制，拉张槽内形成了优质烃源灶，提供了坚实的物质基础；生气中心主要指古油藏，灯影组古油藏受加里东古隆起的控制，具大面积成藏、局部富集的特征；储气中心主要由持续埋藏后喜马拉雅期前灯影组古构造决定；保气中心则受盆山结构的控制，盆山结构造成盆地内构造的调整和变化，在天然气差异聚集的作用下，形成现今气藏[89]。显然, 油气“四中心”的形成、分布及其主控因素均有所不同, 具有突出的差异性和多因素联控特征(表4)。

四川叠合盆地灯影组自喜马拉雅期以来，随着盆山结构的形成和盆地内构造的定型，受天然气差异聚集的影响灯影组天然气成藏(破坏)模式有5种：高石梯型、威远型、通南巴型、焦石坝型和丁山-林滩场型(表5)。这5种成藏模式基本上反映了四川叠合盆地灯影组的勘探现状, 充分揭示了油气分布的多因素联控特征。

6.2.5 油气形成和保存的关键因素

a.烃源充足

叠合盆地古老深层碳酸盐岩油气形成最关键的基础控制因素是烃源充足，如果没有充足的烃源，很难形成大规模油气藏。烃源充足主要表现在2个方面, 一是烃源岩厚度大且质量佳。以灯影组为例，其主力烃源岩下寒武统筇竹寺组是四川叠合盆地及周缘分布最广，厚度也较大的海相优质烃源岩，平均厚度180 m，拉张槽内的厚度可达300～500 m[36,64,135]。筇竹寺组有效厚度(wTOC>0.5%)一般都在50 m以上，生气强度可达5×109m3/km2; 拉张槽内部筇竹寺组的有效厚度一般在60 m以上，生气强度达14×109m3/km2，为拉张槽两侧古油藏近源充注提供了丰富的油源[55]。另一方面是有机质成气率高, 深埋高温作用使得四川叠合盆地内海相地层(无论是烃源岩、储集层, 还是输导层等)中一切能生成天然气的有机质(干酪根、原油、沥青等)均充分、完全地转化成天然气，致使有机质成气率极高。充足的烃源，为油气成藏奠定了坚实基础。

b.保存条件佳

保存条件佳是叠合盆地古老深层碳酸盐岩油气能否最终成藏的关键。中下三叠统膏盐岩特征和构造稳定性决定了四川叠合盆地内具有极佳的保存条件(图11)。

表4 四川叠合盆地灯影组“四中心”耦合成藏特征及主控因素

表5 四川叠合盆地灯影组天然气成藏模式特征对比

图11 四川叠合盆地及周缘保存条件评价示意图Fig.11 Diagram showing quality of the preservation condition of the Sichuan superimposed basin and its surrounding region

中下三叠统嘉陵江组与雷口坡组的膏盐岩是四川叠合盆地非常好的区域封盖层，俗称“白被子”，累计厚度可达数十至数百米，如关基井厚达261 m，川科1井厚达512 m。膏盐岩层除了具封盖作用外，在构造强烈地区由于岩性较软，断层很难穿过膏盐岩层，对断层的封闭性也是至关重的。因此, 中下三叠统膏盐层厚度和分布特征使四川叠合盆地内具有极佳的保存条件[136]。

四川叠合盆地位于扬子板块西缘和青藏高原东缘, 但地球物理资料揭示盆地前寒武系基底保存有完整的古俯冲带和地堑-地垒结构构造[37,137], 说明盆地基底后期非常稳定。四川盆地作为典型的多阶段陆内盆地(叠合盆地)，显生宙以来经历了晚震旦世-中三叠世克拉通外围多幕强拉张-强挤压、克拉通内多幕弱拉张-弱挤压体制下的海相碳酸盐岩台地, 晚三叠世-晚白垩世强挤压体制下的复合前陆盆地, 和新生代以来强隆升作用的褶皱隆升改造三大演化阶段[138]。因此, 四川盆地可能是具独特形成过程和特征的叠合盆地新类型，我们称为周缘活动主控下形成的叠合盆地, 其突出特征表现为内部稳定、周缘活动及基底构造和盖层构造的解耦特征[139], 从而决定了盆地内具有极佳的油气保存条件。

7 结 论

a.四川叠合盆地深层震旦系灯影组勘探历经50余年，经历了从背斜理论结合油气苗勘探至古隆起与拉张槽理论指导勘探的过程，形成了“四中心”耦合的油气成藏理论和“三级三元”联控的油气分布理论。

b.四川叠合盆地灯影组气藏的主力烃源岩为与其直接接触的下寒武统筇竹寺组，受绵阳-长宁拉张槽的影响主要分布在川西至川南的狭长地段；储集层主要为微生物白云岩与受桐湾运动影响形成的风化壳储集层；盖层为筇竹寺组泥质岩。灯影组生储盖组合从层位上来讲是上生下储顶盖型，从空间分布来讲主要是旁生侧储顶盖型。

c.四川叠合盆地灯影组天然气的形成经历了“四中心”耦合成藏过程：二叠纪时筇竹寺组烃源岩(生烃中心)形成的烃类通过灯影组顶不整合面及其下优质储层发育带形成的输导体系向盆地四周大规模、长距离运移，形成了四川叠合盆地灯影组大面积成藏、局部富集的古油藏特征。由于持续深埋作用，盆地内古油藏(生气中心)中的石油裂解形成古气藏(储气中心)。晚白垩世至今受构造活动褶皱隆升剥蚀作用的影响，古圈闭解体形成众多小型构造-岩性圈闭。受威远等盆地内快速隆升高部位和盆缘造山带的影响，灯影组气藏内的天然气沿不整合面再次发生长距离运移调整成藏或破坏，形成现今天然气藏(保气中心)，主要包含5种模式：紧邻拉张槽，圈闭具有持续性，隆升作用弱，保存条件未被破坏，形成大气田(高石梯气田)；紧邻拉张槽，圈闭形成较晚，隆升作用较强，保存条件部分破坏，部分天然气垂向逸散，形成大气田(威远气田)；距拉张槽有一定距离，圈闭形成晚于天然气大规模运移，保存条件未被破坏，捕获残余气(通南巴)；位于盆地内但靠近造山带，保存条件未被破坏，天然气侧向运移逸散而未能成藏(焦石坝)；保存条件被破坏，天然气逸散未能成藏(丁山-林滩场)。

d.四川叠合盆地灯影组揭示的古老深层碳酸盐岩油气成藏和分布主要特征有:烃源岩生物类型低等化和有机质高演化；储集层成岩强度大、演化时间长, 趋于致密化，上覆负荷作用可能导致深层储集层质量变差；油气成藏过程具烃态(固、液、气)转变和多阶段性，油气分布具有突出的差异性和多因素联控; 油气形成和保存的关键因素是烃源充足、保存条件佳和构造稳定。

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The formation process and characteristics of ancient and deep carbonate petroleum reservoirs in superimposed basins:A case study of Sinian (Ediacaran) Dengying Formation in the Sichuan superimposed basin, China

SUN Wei, LIU Shugen, SONG Jinmin, DENG Bin, WANG Guozhi,WU Juan, JIAO Kun, LI Jinxi, YE Yuehao, LI Zhiwu, LI Zeqi

StateKeyLaboratoryofOilandGasReservoirGeologyandExploitation,ChengduUniversityofTechnology,Chengdu610059,China

The Sinian (Ediacaran) Dengying Formation is the oldest gas-bearing carbonate strata in China and it has been explored and studied for more than 50 years. This ancient and deep petroleum system is characterized by high quality reservoir rock of Upper Sinian Dengying Formation microbial dolomite, and by high quality source rock and cap rock of Lower Cambrian Qiongzhusi Foramtion mudstone. The formation processes of petroleum accumulation are the coupling of hydrocarbon generation center, gas generation center, gas accumulation center and gas preservation center. Hydrocarbon in the Dengying Formation is generated from hydrocarbon generation center at first, then migrated into the old pools, and thermally cracked into gas generation center finally. Long distance migration, adjustment and distruction again occur along the unconformity surface of Dengying Formation due to the effect of late stage rapid uplift and orogenic belts around the Sichuan Basin, and eventually form the present gas preservation center. There are 5 models for the pool accumulation and pool distruction of Dengying Formation, the Gaoshiti style, Weiyuan style, Tongnaba style, Jiaoshiba style and Dingshan-Lintanchang style. In general, the typical features of ancient and deep petroleum system in the Ediacaran Dengying Formation across the Sichuan Basin are as follows: (1) Source rock is of high thermal maturity and microbial; (2) Reservoir rock is charaterized by old age, high diagenesis, low-/ultralow porosity and permeability; (3) Mutli-phase changes (i.e., solid, liquid and gas states) and multistage processes occur due to multifactors; and (4) Key factors to petroleum formation and preservation are abundant source, favorable perservation condition and stable tectonics.

superimposed basin; Ediacaran; Dengying Formation; ancient and deep layer; carbonate; petroleum accumation

10.3969/j.issn.1671-9727.2017.03.01

1671-9727(2017)03-0257-29

2017-01-10。

国家科技重大专项(2017ZX05005003-007)； 国家重点基础研究发展计划“973”项目(2012CB214805)。

孙玮(1978-),男,博士,从事石油地质学和构造地质学的教学与科研工作, E-mail:sunweicdut@163.com。

刘树根(1964-),男，博士，教授，博士生导师，从事石油地质学和构造地质学的教学与科研工作, E-mail:lsg@cdut.edu.cn。

TE122.1

A