磨溪-高石梯地区龙王庙组古油藏成藏特征

张涛，马行陟，赵卫卫，范俊佳，鲁雪松，严少怀

（1.西安石油大学，陕西 西安 710065；2.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；3.中国石油天然气集团公司盆地构造与油气成藏重点实验室，北京 100083；4.中国石油大庆头台油田开发有限责任公司，黑龙江 大庆 166512）

磨溪-高石梯地区龙王庙组古油藏成藏特征

张涛1，2，3，马行陟2，3，赵卫卫1，范俊佳2，3，鲁雪松2，3，严少怀4

（1.西安石油大学，陕西 西安 710065；2.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；3.中国石油天然气集团公司盆地构造与油气成藏重点实验室，北京 100083；4.中国石油大庆头台油田开发有限责任公司，黑龙江 大庆 166512）

为了确定磨溪-高石梯地区古油藏的分布范围,并进一步认识其流体性质及规模，文中利用储层定量颗粒荧光、全息扫描荧光技术，结合显微激光拉曼分析等手段，对该地区寒武系龙王庙组古油藏进行了深入剖析。磨溪-高石梯地区储层段龙王庙组沥青发育，定量荧光分析结果显示，各井储层颗粒定量荧光都存在相对的高值，半峰宽普遍较低，TSF光谱最常用的参数总体表现为低值，激光拉曼光谱显示出了沥青的特征。研究表明：该地区存在一定规模的古油藏，古油藏总体表现为正常油—轻质油，现今残余沥青成熟度较高，古油层主要以层状分布，多发生原位裂解，与现今气藏有较好的匹配关系。

古油藏剖面；定量颗粒荧光；激光拉曼；沥青；磨溪-高石梯地区

近年来，新型的储集层包裹体、游离烃检测技术——颗粒荧光光谱分析技术（QFT）［1-3］（QFT是储层颗粒定量荧光 （QGF参数）、储层萃取液定量荧光（QGF-E参数）和三维全息扫描（TSF）的总称）逐渐引入到油气成藏与运移分析中来。大量工作证实，QFT在识别储集层烃类包裹体、储层含油性、油气运移途径和古今油水界面界定等方面具有独特的优势，特别是对于搞清古老深层的古油藏特征方面，具有速度快、精度高、流程规范和代表性强等优势。

研究表明，磨溪-高石梯地区龙王庙组气藏主要为原油裂解气［4-5］，该地区残留的大量储层沥青也暗示古油藏曾经的存在，但古油藏的规模、原油性质和分布情况等依然认识不清。本文结合显微观测与激光拉曼光谱等测试手段，探讨该地区寒武系龙王庙组古油藏特征，以期对研究区下一步的油气勘探提供帮助。

1 区域地质背景

磨溪-高石梯古隆起位于四川盆地中央地区，受基底隆升影响，从晋宁期、澄江期开始发育，经历了桐湾期、兴凯期和加里东期的同沉积隆起和剥蚀隆升，最终定型于二叠纪前，为继承性古隆起，核部长期位于古隆起高部位，后期构造相对稳定，属于巨型构造圈闭［6］。沉积主要为碳酸盐台地发育的颗粒滩，分布主要受沉积期古地貌控制，古地貌高地有利于颗粒滩沉积。龙王庙组为一套区域性优质储集层，气源来自下伏的下寒武统，上覆高台组致密碳酸盐岩夹膏盐为直接盖层，封盖能力强［7］。

2 实验方法

2.1 显微激光拉曼光谱技术

激光拉曼光谱可以获得单个流体包裹体的化学成分，并且不破坏样品，测试后保存完好。不同拉曼活性的物质都有其不同的拉曼光谱特征，据此可以辨认物质的种类。镜质体拉曼频率振动区域在1 000～2 000 cm-1主要有2个峰，与分子内部结构和有序化程度有关。其中：位于1 580～1 600 cm-1的拉曼峰属于芳香结构平面上C—C原子键的振动，称为石墨峰G峰；另一个位于1 310～1 360 cm-1的拉曼峰反映了有机质的无序结构和结构单元间的缺陷，被称为缺陷峰D峰。随着变质作用程度的增加，G峰会变得越来越尖锐。

2.2 颗粒荧光测试参数

QGF光谱代表了古油藏的基本特性，其特征可用QGF 强度、QGF 指数、最大波长（λmax）和半峰宽（Δλ）进行表征。QGF强度用来表征QGF光谱的强度，反映了颗粒样品中的烃类包裹体丰度，与烃类包裹体的丰度、原始含油饱和度成正比。油层的QGF指数一般大于4，水层的QGF指数一般小于4且曲线较平坦并接近基线，但QGF指数没有一个明确的界限值，其受原油性质、储层性质及包裹体发育程度等控制，不同地区的QGF指数界限值应有所不同，应具体情况具体分析，本文选择是不同地区的4口井的颗粒荧光数据作比较，采用相对的方法确定各井的古油藏。最大波长（λmax）越大，原油越稠；半峰宽 Δλ>175时古油藏为中等—稠油，Δλ在120～175时古油藏为轻质正常原油，Δλ＜120时古油藏为凝析油和超轻质原油［3］。

QGF-E代表储层颗粒表面吸附烃的荧光特征，可用于判定现今油层或残留油层。通常，油层的QGF-E强度普遍大于40 PC，而水层样品则普遍小于20 PC，若该地区无现今油藏，沥青可以溶解于二氯甲烷中，因此QGF-E强度也可以指示残余沥青的性质。一般情况下在油水界面附近，QGF指数和QGF-E曲线会有一个明显的拐点［8］。

TSF光谱最常用的参数为R1，可用来表征残余油的成熟度，若某地区不存在油藏，R1可以近似表征残余沥青的性质。R1越大，残余油成熟度越低，现今残余沥青成熟度越低。当R1>3.0时，现今油层为中等—稠油；R1在 2.0～3.0 时，现今油层为轻质正常原油；R1＜2.0时，现今油层为凝析油和超轻质原油［9］。TSF图若显示为单峰，则指示此处油源唯一；若显示为双峰，则代表此处原油可能存在2种不同的油源。

3 龙王庙组古油藏分析

3.1 沥青的类型与产状

龙王庙组地层中含丰富的沥青，类型多，通过偏光显微镜观察，按形态和分布规律可分为以下几种：脉状（裂缝）分布（见图 1a）、溶蚀孔分布（见图 1c）、粒间孔分布（见图 1b，1f）和晶间孔分布（见图 1d，1e）。 脉状沥青暗示了这里曾经可能是油气运移的通道；溶蚀孔分布的沥青在研究区很常见，一般溶蚀孔发育的地方多有沥青发育，指示了这里曾经发生过原油的原位裂解，残余下大量沥青。与其他成因的沥青相比，热蚀变成因的焦沥青具有比较清楚、平直的边界，而古老深层的环境使龙王庙组地层经历了高温高压的环境，此次观察的粒间孔沥青边界较清晰，表明其可能具有热蚀变成因［10］。再有，研究区沥青多为黑色碳质沥青，荧光显微镜下不发荧光，指示了其热演化程度高。这些特征都指示了龙王庙组储层中的孔隙、溶洞中都曾经聚集过油气，或者发生过油气的运移，在热裂解作用下不同程度地残余了沥青［11-12］。

3.2 寒武系龙王庙组古油藏特征

对该区4口井GS17井、MX39井、GT2井和MX13井的龙王庙组共66个样品进行颗粒荧光实验，对部分样品进行了激光拉曼实验。

3.2.1 GS17井

该古油藏QGF指数分布在5.1～19.3，高值集中在4 462.95～4 475.00 m和4 493.50～4 505.70 m，指示地质历史时期曾经发育了一定规模的古油藏（见图2）。Δλ分布在100.4～150.9，绝大多数小于120.0，λmax较小，足见当时古油藏成熟度较高，可能是正常油—轻质油。QGF-E强度分布在12.9～98.6 PC，残余油响应较强，主要是原油裂解后残留下来沥青的贡献。R1分布在1.00～2.51，绝大多数小于2.00，说明残余油整体成熟度较高，即现今残余沥青具有较高的成熟度，与实测镜质体反射率（等效Ro为1.74%～3.00%）的结果一致，表明川中古隆起在地质历史中经受了高温热演化作用。

图1 磨溪-高石梯古隆起龙王庙组沥青发育特征照片

图2 GS17井颗粒荧光剖面

3.2.2 MX13井

该古油藏QGF指数分布在3.6～58.3（见图3），高值集中在4 607～4 617 m，指示了该部位油包裹体丰度高，普遍发育；QGF-E分布在7.4～245.8 PC，其分布特征与QGF强度相似，高值分布与QGF指数亦有一定的对应关系，多集中在古油藏的深度段。R1分布在0.70～5.67，在古油层的深度段上集中出现了R1的高值，高值可以达到5左右，远高于研究区其他井。Δλ分布在99.6～137.4，λmax较小，高值也对应了古油藏深度段，表明古油藏成熟度也较高，属于正常油—轻质油。

古油层段上，R1出现了高值也出现了低值，且高值出现的比较集中，说明4 607～4 617 m这段的残余沥青成熟度高，侧面说明了古油藏裂解的比较充分。充分裂解的古油藏暗示此处当时地质条件良好，古油藏没有遭受到破坏，温压条件一旦达到就能进行裂解，此处大量分布的溶蚀孔沥青也印证了此点。现今的见气层段却远大于古油藏的厚度，说明后期的构造变动发生在古油藏原油裂解之后，而MX13井位于背斜的翼部，构造活动较强烈，易发生变形抬升，导致生成的大量气体向周围运移，形成现今的气层厚度（见图3）。

图3 MX13井颗粒荧光剖面

3.2.3 MX39井

该古油藏QGF指数分布在3.4～90.9（见图4），高值分布比较集中，主要分布在4 860.35～4 865.35 m及4 889.55～4 897.05 m，说明这2个层段古油藏较发育。QGF-E强度分布在9.2～42.8 PC，残余油响应弱。同时，R1的值分布在0.74～1.45，说明残余沥青演化程度高，即古油藏裂解充分。对其古油藏段的沥青进行激光拉曼扫描，拉曼峰大约在1 316.71 cm-1和1 603.72 cm-1附近，具有沥青拉曼峰的特性（见图5），且D峰和G峰的峰宽较肩窄，反映了较高的热演化程度［13］，说明此残余沥青基本没有生气潜力。Δλ的值分布在90.2～117.7，表明了古油藏主要为轻质油。TSF图也显示出成熟度较高，同时表现出不太明显的双峰特征，推测古油藏调整改造过程中可能经历了一定程度的气洗或水洗作用。

图4 MX39井颗粒荧光剖面

GT2井由于受样品少的限制，在5 600～5 628 m段缺少测试数据。其QGF指数高值范围受样品少的局限，主要分布在5 631.7～5 649.3 m，说明该层段曾经发育了古油藏，尽管目前勘探证实为差气层。

4 龙王庙组古油藏分布

利用研究区关键井龙王庙组储层沥青分布、定量颗粒荧光、TSF光谱和显微激光拉曼光谱等结果，初步确定了龙王庙组古油藏的剖面分布范围及特征（见图6）。

前人对龙王庙组古油藏的分布状态有2种认识：罗冰等认为龙王庙组古油藏是以大面积片状分布；而魏国齐等［6］认为龙王庙组古油藏以层状分布。本次研究印证了层状分布的观点，魏国齐［6］在成藏模式图中认为GT2井龙王庙组没有存在古油藏，然而通过实验手段确实发现了一定厚度的古油藏。层状分布的古油藏与现今也为层状分布的气藏有良好的对应关系，并且现今气层与古油层分布关系有一定的规律性，在相对构造较高的部位具有一定的继承性。构造高部位的GS17井和MX13井古油藏发生原位裂解后，天然气多为原位聚集。原油热裂解所产生的气体远大于油的体积，同时天然气比原油更容易散失，此处的原位聚集说明后期调整改造影响不大，保存条件较好。而位于相对低部位的MX39井和GT2井，尽管曾经聚集了一定规模的古油藏，但由于后期构造运动和调整，导致保存条件破坏，大部分天然气沿着断裂等优势运移通道运移并在构造较高部位等有利圈闭中聚集，还有一部分天然气散失，只有小部分的天然气残留在原地，形成比较薄的气层或者干层（见图6）。

图5 MX39井激光拉曼图

在前人研究的基础上［14-16］，通过本次研究，对龙王庙组的成藏过程有了进一步的认识：加里东期，古隆起初步形成，在奥陶纪末古隆起高部位的烃源岩进入低成熟阶段，石油初次生成，但隆升使古油藏被破坏；二叠纪以来，寒武系烃源岩随埋深加大二次生烃，二叠世—中三叠世，烃源岩处于生、排烃的高峰期，石油继续向高部位运移，在磨溪-高石梯构造下形成较大规模的古油藏；晚三叠世后，高成熟度的原油开始大量裂解成气，到晚侏罗世—白垩纪，处于生气高峰期，至白垩系末古油藏几乎裂解殆尽，古油藏原油或分散液态烃已基本裂解形成气藏，为天然气成藏的关键时期；喜马拉雅期，四川盆地及其周缘发生了强烈的隆升运动，是气藏调整的关键定型时期。

图6 现今气藏和古油藏连井剖面对比

5 结论

1）磨溪-高石梯地区龙王庙组沥青发育好，成熟度总体较高，但也存在少量相对低演化程度的沥青，造成了QGF-E和R1的高值。

2）龙王庙组古油层段对应的QGF指数值相对较大，古油藏呈层状分布。

3）龙王庙组古油藏总体表现为正常—轻质油，古油藏成熟度较高，易在高温高压下发生裂解，形成大型气藏。

4）龙王庙组构造高部位的古油藏与现今气藏有较好的匹配关系，古油藏发生原位裂解后多原位聚集；在构造低部位，由于保存条件差裂解气发生运移，导致构造低部位成藏条件较差。

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（编辑 赵旭亚）

Characteristics of paleo-oil reservoir of Longwangmiao Formation in Moxi-Gaoshiti Area

ZHANG Tao1，2，3,MA Xingzhi2，3,ZHAO Weiwei1,FAN Junjia2，3,LU Xuesong2，3,YAN Shaohuai4
(1.Xi′an Shiyou University,Xi′an 710065,China;2.Research Institute of Petroleum Exploration&Development,PetroChina,Beijing 100083,China;3.Key Laboratory of Basin Structure&Hydrocarbon Accumulation,CNPC,Beijing 100083,China;4.Toutai Oilfield Development Company,Daqing Oilfield Company,PetroChina,Daqing 166512,China)

In order to determine the paleo-oil reservoir′s distribution range in Moxi-Gaoshiti Area and to have a further understanding of the fluid properties and scale of paleo-oil reservoir,the quantitative fluorescence technique,total scanning fluorescence,and the Raman spectroscopy methods are used to analyze the paleo-oil reservoir of Cambrian Longwangmiao Formation in Moxi-Gaoshiti Area.The Longwangmiao Formation reservoir developed bitumen.The results of quantitative fluorescence techniques show relatively high value of QGF index of each well,wide half-peak width,and generally low λ and R1;laser Raman spectroscopy shows the characteristics of bitumen.Researches show that it has certain scale paleo-oil reservoir in this area and the paleo-oil reservoir is of normal oil and light oil;now with the higher residual bitumen maturity,paleo-oil reservoir is mainly of stratiform and tends to occur in situ cracking,it has good matching relationship with the current gas reservoir.

paleo-oil reservoir profile;quantitative fluorescence technique;Raman spectroscopy;bitumen;Moxi-Gaoshiti Area

TE122.1

A

国家科技重大专项课题“前陆冲断带及复杂构造区油气成藏、分布规律与有利区评价”（2016ZX05003-002）；中国石油天然气股份有限公司科学研究与技术开发项目“古老油气系统成藏关键要素研究课题”（2016A-0206）

10.6056/dkyqt201704007

2016-12-01；改回日期：2017-05-09。

张涛，男，1992年生，在读硕士研究生，现主要从事油气成藏研究工作。E-mail：313282874@qq.com。

张涛，马行陟，赵卫卫，等.磨溪-高石梯地区龙王庙组古油藏成藏特征［J］.断块油气田，2017，24（4）：466-470.

ZHANG Tao，MA Xingzhi，ZHAO Weiwei，et al.Characteristics of paleo-oil reservoir of Longwangmiao Formation in Moxi-Gaoshiti Area［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2017，24（4）：466-470.