四川元坝地区须家河组沥青发育分布特征及其烃源岩排烃通道标志

邹华耀，郝 芳,2，李平平，朱扬明，张 莉，张俊武，张升磊

(1.中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249； 2.中国地质大学(武汉) 构造与油气资源教育部重点实验室，湖北 武汉 430074； 3.浙江大学 地球科学学院，浙江 杭州 310027)

0 引 言

煤系烃源岩(主要由泥岩和少量煤岩组成)能够生成一定量的液态烃。通常这类液态烃具有蜡质含量高、黏稠度大的特点，主要源于富氢显微组分，包括树脂体、沥青质体、荧光质体、角质体、木栓质体、镜质体等[1-2]。熊波等通过有机岩石学显微观测认为，煤岩中富氢显微组分在未成熟—低成熟阶段(镜质体反射率(Ro)为0.42%～0.72%)生成渗出沥青体[3-4]。通常渗出沥青体近似原生稠油状的固态物质[1]，在排出烃源岩过程中容易残留在通道中，在后期演化过程中演变成固体沥青，并且可以成为烃源岩排烃通道的识别标志。

油气初次运移是油气成藏机理研究的瓶颈[5]。20世纪90年代以来，烃源岩排烃动力学取得了重要进展[6]，但运动学研究(如通道、方向、运移量等)却进展甚微，关键问题在于通常情况下烃源岩排烃很少留下痕迹，使得初次运移研究缺乏有效途径，所获得认识也无法验证[7]。Garcia-gonzalez等研究认为，烃源岩排烃包括两个时空上连续的过程，即油气初始扩散(Diffusion)以及吸附与凝聚(Desorption and Aggregation)，赋存于“微通道”中，之后在超压驱动下通过微裂缝排出烃源岩[2,8-9]。Garcia-gonzalez等还通过烃源岩有机地球化学分析与热模拟实验和有机岩石学显微观测，进行了烃源岩油气排烃通道的识别，观测到烃源岩中干酪根网络、生物体腔孔、微裂缝以及煤岩的囊状孔(Vesicle)与大孔隙(Macropore)等赋存油气的“微孔缝”[2,10-13]。但是，基于岩芯甚至露头岩层尺度，直接反映油气从烃源岩中排出的宏观通道标志少见报道。基于此，本文基于四川盆地元坝地区须家河组煤系岩芯的观测，通过沥青地球化学与产状分布特征的分析，探讨了烃源岩排烃通道的发育分布特征，建立排烃通道概念模式。

1 区域地质概况

J3p+K为上侏罗统蓬莱镇组和白垩系；J3s为上侏罗统遂宁组；J2s为中侏罗统上沙溪庙组；J2x为中侏罗统下沙溪庙组；J2q+J1z为中侏罗统千佛崖组和下侏罗统自流井组；T3x为上三叠统须家河组；T2l为中三叠统雷口坡组；T1j为下三叠统嘉陵江组；井编号中，yb为元坝的缩写，yl为元陆的缩写图1 四川元坝地区构造位置与构造剖面Fig.1 Tectonic Setting and Structural Profile of Yuanba Area in Sichuan

四川盆地上三叠统须家河组(T3x)为一套含煤碎屑岩。须一、三、五段以泥岩为主，夹粉细砂岩和薄煤层或煤线，是主要的烃源岩层段；须二、四、六段以中细粒砂岩、砾岩为主，夹泥页岩，是主要的储气层段。四川盆地至今已发现了一系列致密砂岩气藏，尤其是川中广安、合川等千亿立方米大气田[14-16]。元坝地区位于四川盆地北部，区域上北部为米仓山隆起，东北部为大巴山前缘推覆带和通南巴背斜带，西部为龙门山推覆带，西北部为九龙山背斜，向南过渡为川中低缓构造带[图1(a)]。元坝地区中生界发育三叠系与侏罗系，地表出露上侏罗统；自须家河组沉积后，该区经历了多幕次的燕山和喜马拉雅山构造运动，但是该区构造平缓，断裂不发育；西部受九龙山背斜南部倾末端的影响发育低缓背斜，须家河组仅发育层间小断层[图1(b)]。该区须家河组是一套河流、三角洲、湖泊相煤系地层，自下而上分为5段，薄层煤或煤线与泥质烃源岩主要发育于须二、三段，泥岩总有机碳(TOC)平均约3.0%(图2)；有机质主要为Ⅲ型，以生气为主，能够生成少量的液态烃；烃源岩现今成熟度达到了高过成熟干气阶段，镜质体反射率大于1.8%[17]。

2 沥青地球化学特征

须家河组储层发育沥青已有多次报道，尤其是川西坳陷须二、四段储层含有大量沥青，其中天然气也有原油裂解气的特征[18-21]，说明须家河组烃源岩能够生成一定数量的液态烃，并且发生了初次运移。

沥青地球化学特征研究中，通常应用有机岩石学、有机地球化学方法，鉴别其元素、碳同位素、官能团和抽提物生物标志物的组成特征[22-24]。前期的研究工作表明，须家河组沥青总体上具有低溶性、高反射率、低H/C 原子比的性质。经沥青/烃源岩的碳同位素和二苯并噻吩系列组成对比，须家河组储层沥青来源于本层位烃源岩[21]。

Hunt应用H/C与(S+N)/O原子比准确区分了海相烃源岩来源的沥青与煤岩的差异(图3)，海相烃源岩来源的沥青比煤岩含有较高的(S+N)/O原子比，因为海相烃源岩有机质来源于富氮浮游生物，而且海相沉积物硫酸盐含量高，早期成岩阶段S与有机质反应使得有机质较富含S[25]。须家河组为陆相含煤沉积，无论是泥岩，还是碳质泥岩或煤岩，有机质以高等植物为主，生成的原油经裂解形成沥青，尤其是高演化程度的沥青，其H/C与(S+N)/O原子比与煤岩基本相似(图3)，难以区别。

图2 元坝6井须二、三段岩性柱状图以及元坝地区须二、三段泥岩总有机碳分布Fig.2 Lithological Column of T3x2 , T3x3 in Well Yuanba6 and Distributions of Total Organic Carbon of Mudstone of T3x2 , T3x3 in Yuanba Area

海相烃源岩沥青与煤岩数据引自文献[25]图3 沥青与煤岩H/C和(S+N)/O 原子比的关系Fig.3 Relationship Between H/C and (S+N)/O Atomic Ratios of Bitumen and Coal Rock

岩芯观测发现，元坝地区须家河组砂砾岩与烃源岩普遍发育固体沥青，其热演化程度很高，等效镜质体反射率都在2.0%左右，常规的生物标志物参数无法将之与煤岩或碳屑分辨。经色谱质谱分析资料的详细对比表明，它们的抽提物芳烃组分中三芳甾烷含量明显不同。三芳甾烷是由甾醇在成岩作用过程中，形成单芳甾烷后通过脱甲基和芳构化作用而来，该系列化合物指示其生源为水生藻类[26]。所分析的须家河组沥青芳烃中均有较多的C26～C28三芳甾烷系列化合物[图4(a)]，在已定性的所有芳烃化合物中，其相对含量为0.02%～0.41%，平均值为0.1%(图5)；泥岩中C26～C28三芳甾烷更丰富[图4(b)]，相对含量为0.03%～1.54%，平均值为0.53%(图5)；而煤岩芳烃中C26～C28三芳甾烷极少[图4(c)]，仅为0%～0.02%(图5)。考虑到三芳甾烷因极性较强，在烃源岩排烃过程中易受吸附，在排出烃源岩过程中其含量有所降低[27]，可认为这些沥青与煤系泥岩有生源关系，其原始有机质来源中低等藻类有重要贡献。

图4 元坝271井沥青、泥岩和煤岩C26～C28三芳甾烷分布特征Fig.4 Distribution Characteristics of C26-C28 Triaromatic Steroids from Bitumen, Mudstone and Coal Rock in Well Yuanba271

3 沥青发育分布与排烃通道标志

T3x1为须一段；T3x2为须二段；T3x3为须三段；T3x4为须四段图5 沥青、泥质烃源岩和煤岩的三芳甾烷相对含量分布直方图Fig.5 Histogram Showing Relative Abundance of Triaromatic Steroids from Bitumen, Argillaceous Source Rock and Coal Rock

元坝地区须家河组砂砾岩裂缝中普遍含有沥青。薄片观察表明：除个别砾岩中少量较大孔隙含有沥青外，孔隙中基本不含沥青。砂岩中沥青主要分布于各种产状的裂缝中，常见的包括近水平、倾斜和近垂直的裂缝[图6(a)、(b)]；砾岩中沥青常见充填于倾斜或围绕颗砾发育的裂缝中[图6(c)]，以及充填于贴砾缝中[图6(d)]。沥青充填缝的长度通常小于10 cm，多数小于5 cm，宽度一般为几毫米或小于1 mm，以近水平分布为主，其次是倾斜的，少数近垂直的。砂砾岩沥青主要分布于裂缝，而孔隙中基本没有。这可能有两个原因：一是须家河组砂砾岩属于超致密储层，大孔隙不发育，现今孔隙度主要介于2%～3%，在烃源岩生油气高峰期，储层已经致密化，原油难以注入孔隙；二是烃源岩生烃(主要生气)引起储层发育强超压，由此产生超压水力破裂缝，油气在强超压的驱动下注入储层，天然气进入毛细管或微毛细管孔隙，原油则储集于裂缝中，至深埋阶段原油裂解后，沥青则残存于裂缝中。

图6 砂砾岩储层岩芯照片显示沥青分布于各类裂缝中Fig.6 Photographs of Reservoir Cores of Sandstone and Conglomerate Showing Bitumen-filled Fractures

本文关注的是须家河组泥质烃源岩裂缝中广泛发育的沥青。泥质烃源岩中沥青充填缝以近水平顺层为主，裂缝尺度小，长度几厘米或几毫米，宽度小于1 mm[图7(b)、(c)、(e)]，裂缝中沥青内部通常发育方解石细脉[图7(a)、(d)]，层面上显示有些沥青充填缝宽度只有2～3 cm[图7(f)]。

更有标志意义的是，在烃源岩与砂岩接触界面可以观察到沥青排出的痕迹。图8显示元陆26井须三段暗色泥岩裂缝中沥青具有向下部泥质粉砂岩水力破裂缝中排出的迹象，暗色烃源岩沥青充填于近水平的裂缝(B1)与近垂直的裂缝(B2)中，烃源岩中沥青与下伏泥质粉砂岩中近垂直的水力破裂缝相连，显示沥青向下排出的通道。类似地，图9也显示了元陆15井与20井须三段暗色泥岩裂缝中沥青具有向上部(粉)砂岩水力破裂缝中排出的迹象，下部烃源岩中沥青充填缝与上覆(粉)砂岩中水力破裂缝相连，显示沥青向上排出的通道。不同的是，元陆15井烃源岩之上云屑砂岩中水力破裂缝是倾斜的[图9(a)]，而元陆20井泥质粉砂岩中近于垂直[图9(b)]。

图7 泥质烃源岩岩芯照片显示沥青充填于纹层与层理裂缝中Fig.7 Photographs of Argillaceous Source Rock Indicating Microfractures Filled with Bitumen Calcite Along the Laminae and Bedding

岩芯取自元陆26井4 376.5～4 376.8 m深度处(须三段)；F1为泥质粉砂岩中垂直水力破裂缝；B为暗色泥岩中沥青(含方解石脉)充填缝，其中B1为近水平的裂缝，B2为近垂直的裂缝图8 泥质烃源岩中沥青/方解石充填水力破裂缝照片显示古原油向下排出的标志Fig.8 Argillaceous Source Rock Photographs Showing Bitumen/Calcite-filled Hydraulic Fractures and Tracing Downwards Expulsion of Palaeo-oil

一个值得讨论的问题是，为什么大多数烃源岩排烃后在裂缝中没有留下痕迹，而元坝地区烃源岩裂缝中广泛发育沥青？这很可能与烃源岩有机质性质、生烃产物性质及其对排烃的影响有关。元坝地区煤系泥质烃源岩有机质主要来源于高等植物，镜质组含量高，生成的液态烃通常非烃、沥青质含量高，黏稠度大，易吸附，不易排驱[28]，即使经初始凝聚进入水力破裂缝排放通道后，也有部分残留于通道内，成为识别初次运移通道的标志。

F2为云屑砂岩中倾斜的与泥质粉砂岩中垂直的水力破裂缝；B为暗色泥岩中沥青充填缝图9 泥质烃源岩沥青充填水力破裂缝照片显示古原油向上排出的标志Fig.9 Argillaceous Source Rock Photographs Showing Bitumen-filled Hydraulic Fractures and Tracing Upwards Expulsion of Palaeo-oil

K1j为下白垩统夹关组图10 元坝6井地层埋藏史、热史与生烃史以及地层压力与深度的关系Fig.10 Burial, Thermal and Hydrocarbon-generation Histories and Relationship Between Formation Pressure and Depth in Weel Yuanba6

4 泥质烃源岩排烃通道模式

4.1 动力学环境

元坝地区须家河组烃源岩中晚侏罗世达到生油气高峰，同时储层发生油气充注，至早白垩世末达到最大埋深，超过6 000 m，地温达到180 ℃～190 ℃，液态烃与湿气基本上裂解成甲烷，现今气藏甲烷含量超过97%，晚白垩世以来抬升至现今深度[图10(a)]。现今实测压力系数为1.38～2.37，主要集中在1.7～2.0，属于中等—强超压[图10(b)]。李军等研究认为该区须家河组异常高压主要由烃源岩生烃与天然气的充注增压形成，其次是中燕山—喜马拉雅山构造运动挤压应力[29]。其形成特征属于晚期封隔型超压系统，即中成岩早期阶段达到紧密压实后产生的晚期超压[2]。由此可以推断：当须家河组烃源岩达到生烃高峰(镜质体反射率为1.0%)的中成岩早期阶段至早白垩世末达到最大埋深期间，烃源岩生烃增压作用最强，压力系数普遍大于现今值，处于强超压环境；晚白垩世以来抬升后，生烃与裂解生气增压减弱直到停止，但因致密的岩性及其封闭环境，以及持续的构造挤压增压作用致使现今仍然保持中等—强超压。综上所述，元坝地区须家河组烃源岩排烃动力学环境属于构造应力-生烃增压联控下超压主导的环境。

通常，当孔隙流体压力超过静岩压力的85%时(即压力系数约为1.96时)，地层发生水破裂[30-31]，但严格地讲，地层破裂受应力状态、岩石力学性质与超压发育等多种因素的影响，超压发育与增大的结果是地层的天然水力破裂，不同应力状态下超压水力破裂缝的性质与分布可以通过破裂理论进行预测[32]。因此，可以肯定须家河组无论是烃源岩还是砂砾岩储层都处于水力破裂发育的有利环境，这些裂缝构成了烃源岩排烃的通道，并且因为黏稠沥青的残留得以保存。

4.2 通道模式

基于水力破裂通道沥青的产状，建立了元坝地区须家河组煤系泥质烃源岩排烃通道模式(图11)。油气初次运移通道包含时空上连续两个过程：第一为初始凝聚过程，油气生成后经凝聚进入水力破裂缝通道(图11中①)；第二为排放过程，主要由顺层理面及穿层的水力破裂缝排驱(图11中②、③、④)。初始凝聚于水力破裂缝中油气的组成和性质主要与烃源岩有机质丰度、类型、成熟度有关，例如煤系烃源岩水力破裂缝中原油似黏稠状稠油，腐泥型有机质源岩中原油则较稀且易流动。排放通道的发育分布主要受烃源岩应力-超压环境以及纹理/层理发育程度等因素的影响。超压主导型的动力学环境排放通道主要由水力破裂缝组成；断裂活动主导型主要由构造裂缝组成[33]；断-压联控型则处于两者之间[34]；纹理/层理发育的页岩层面可以作为排放通道，也有利于沿层面超压水力破裂缝的发育。

裂缝宽度小于1 mm(图7、9)，或局部超过1 mm，甚至达到几毫米(图8)；穿层水力破裂缝长度短的几厘米或几十厘米(图8、9)，长的可以大于几米，元陆26井须三段粉砂质泥岩中单条水力破裂缝垂向上延伸约2.7 m。

①为油气通过初始凝聚进入水力破裂缝；②为油气沿顺纹层水力破裂缝排放； ③为油气沿层面的水力破裂缝排放； ④为油气沿穿层的水力破裂缝排放图11 须家河组烃源岩排烃通道模式Fig.11 Model of Hydrocarbon-expelling Pathway of Source Rock for Xujiahe Formation

元坝地区须家河组泥质烃源岩断裂不发育，属于超压主导型排烃动力学环境，排放通道由顺层理面及穿层的超压水力破裂缝构成，顺层水力破裂缝排放通道长度可以超过几厘米(图7、8)。

5 结 语

(1)四川元坝地区须家河组煤系烃源岩与储层广泛发育固体沥青，因达到高过成熟阶段，沥青与煤岩具有相似的H/C、(S+N)/O原子比，但是沥青与煤系泥质烃源岩中检测到较高含量的、指示低等藻类生物来源的三芳甾烷，而煤岩中缺乏，表明沥青(古原油)主要来源于泥质烃源岩，其中低等藻类有机质作出了重要贡献。

(2)元坝地区须家河组固体沥青是古原油裂解后的残留物，因古原油黏稠度高而残留于排驱路径中，成为排烃通道的标志。该区烃源岩排烃受构造应力-生烃增压联控诱导超压的驱动，排烃通道主要由顺层及穿层的超压水力破裂缝组成。

(3)烃源岩排烃可以分为时空上连续的两个过程，即初始凝聚和其后经微裂缝的排放。初始凝聚过程烃类相态及通道与动力学机制还知之甚少，但其后微裂缝排放通道的形成主要受构造应力与超压的控制，超压水力破裂缝与构造裂缝是烃源岩排烃的重要通道。

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