四川盆地泸州印支期古隆起嘉陵江组油气分布规律及勘探开发前景

李 海 郑马嘉 李延钧 隆 辉 耿 超 李成海 刘 田 蒲洪果 唐 浩

1.中国石油西南油气田公司蜀南气矿 2.西南石油大学地球科学与技术学院 3.成都创源油气技术开发有限公司

0 引言

晚三叠世陆相沉积之前，上扬子地台为拉张背景，四川盆地以震旦系—中三叠统碳酸盐岩为主的克拉通海相沉积受华蓥山、纳溪、中梁山等深大断裂控制，印支运动Ⅰ幕（中三叠世末）在上扬子地台西部形成了规模巨大的泸州古隆起[1]。整体上，古隆起长轴为北东—南西向，与华蓥山断裂走向一致，北西翼陡，南东翼缓。中三叠世末，泸州古隆起遭遇强烈剥蚀，经燕山及喜马拉雅褶皱运动改造定型后，形成现今四川盆地南部四万余平方千米的低陡构造区[2]。泸州古隆起下三叠统嘉陵江组自下而上分为嘉一、嘉二、嘉三、嘉四、嘉五共5段，发育了6套储盖组合。

20世纪50—60年代在古隆起核部得胜、来苏、云锦等向斜构造钻探多口探井，嘉陵江组古剥蚀面普遍存在油显示，多口井获低产原油，但多年来并未得到重视。20世纪70—80年代在核部边缘的付家庙、沈公山、丹凤场等构造发现含油气藏，其中，1988年，沈公山构造完钻的沈17井在嘉陵江组二段一亚段（以下简称嘉二1亚段，T1j21）—嘉陵江组一段（以下简称嘉一段，T1j1）进行酸化改造并裸眼测试，获油气同产，日产油17.60 t、日产气59.57×104m3，该井累计产油3.20×104t、产气5.70×108m3，油密度为0.749 g/cm3、黏度为0.97 mPa·s，不含蜡，为典型的凝析油。2021—2023年，在古隆起核部向斜构造完钻德胜1和胜探1两口探井，嘉陵江组均见良好油气显示，德胜1井在T1j21—T1j1测试日产原油21.60 m3，日产天然气2 000 m3，原油密度为0.819 g/cm3，黏度为2.66 mPa·s，含蜡量为10.48%，为轻质原油。截至2023年3月，德胜1井累计产油已超过1 000 t，产气约5.00×104m3，进一步揭示了泸州古隆起古油藏存在并具有良好的油气勘探开发潜力。为了进一步指导该古隆起的油气勘探部署，笔者在地质综合研究的基础上，对嘉陵江组原油来源进行重新评价和确认，通过储层中分布的沥青类型和特征对原油的成因进行剖析，重点探讨了古油藏演变及油气分布规律、古隆起演化与古油藏的关系，最终确定古隆起油气的勘探开发前景，以期对泸州古隆起嘉陵江组油气勘探的突破，特别是在气多油少的四川盆地具有重要的现实意义。

1 油源再认识

结合古地质图，笔者将泸州古隆起划分为3个区域，剥蚀到嘉陵江组四段三亚段（以下简称嘉四3亚段，T1j43）的区域划分为泸州古隆起核部，剥蚀到嘉四3亚段—中三叠统雷口坡组一段二亚段（以下简称雷一2亚段，T2l12）之间的区域划分为斜坡区，斜坡区之外为凹陷区（图1）。核部得胜、海潮等区域缺失嘉陵江组三段二亚段（以下简称嘉三2亚段，T1j32）—雷口坡组（T2l），斜坡区至凹陷区逐步保留T1j32—T2l12（图1）。

图1 印支期泸州古隆起构造分布及嘉陵江组地层柱状图

前人对泸州古隆起嘉陵江组油气来源的研究较多，认为天然气具有混合叠加的特征，并明确主力气源为志留系，同时存在中二叠统茅口组和上二叠统龙潭组烃源的贡献[3-4]；但对原油和凝析油的认识存在分歧，尤其是凝析油的来源及成因模糊[3-5]。笔者通过全油碳同位素、轻烃、生物标志化合物等地球化学方法对油源进行再认识，并确认原油及凝析油主要来自下伏志留系烃源岩，具有海相成因特征。

1.1 全油碳同位素特征

一般陆相原油较海相原油富13C，煤系有机质及其衍生物具有较重的碳同位素组成[6-8]。图2展示了四川盆地不同地区不同层位原油及凝析油13C组成，包括川中地区侏罗系大安寨段石灰岩油及页岩油、凉高山组页岩油，川中、川西北地区上三叠统须家河组凝析油，川东地区上二叠统长兴组和下三叠统嘉陵江组凝析油，泸州古隆起嘉陵江组原油及凝析油。分析结果表明：①川东地区凝析油来自龙潭组海陆过渡相腐殖型烃源，δ13C较重（大于－26.5‰）；②须家河组凝析油烃源为混合型—腐殖型，其中，湖相烃源凝析油δ13C相对轻，沼泽相烃源凝析油δ13C相对较重（大于－26.5‰）；③川中地区凝析油来自湖相腐泥型烃源，δ13C较轻（小于－28.5‰）；④泸州古隆起嘉陵江组原油及凝析油为海相腐泥型母质来源，δ13C更轻，普遍小于－30.0‰，但白9井、坝25井δ13C值介于－30.0‰～－26.5‰，看似混源所致，但其仍然为海相腐泥型母质来源，究其原因为气侵产生油气分异，油气碳同位素发生分馏作用所致。即后期大量天然气不断侵入早期已形成的油藏，对早期成藏的原油进行溶解，在压力平衡被破坏的条件下，原油中的轻馏分（甚至中等分子量的馏分）溶解于天然气中而形成新的气藏，而此类气藏被开采出地面以后，由于温压条件的变化，含有初始原油组分（轻烃、中分子量烃）的气藏析出为凝析油，且后期侵入的天然气中的轻烃甚至中分子量烃也部分进入凝析油中，从而导致开采出地面的凝析油全油碳同位素变重[9-12]。显然泸州古隆起地区的原油及凝析油均为腐泥型母质来源（图2）。

图2 四川盆地二叠系—侏罗系全油碳同位素特征图

1.2 轻烃特征

汽油烃（C5—C10）在原油中约占1/4～1/3[13-14]，其组成特征与烃源岩的类型、成熟度及原油的次生变化有关，可用来对原油及凝析油的成因分类并判断其来源。轻烃C7系列化合物包括正庚烷（nC7）、甲基环己烷（MCC6）和二甲基环戊烷（DMCC5），腐殖型有机质形成的轻烃中甲基环己烷较高，腐泥型有机质生成的轻烃中甲基环己烷较低[15-16]。甲基环己烷主要来自高等植物木质素、纤维素和酪类等，是反映陆源母质类型的良好参数；二甲基环戊烷主要来自水生生物的类脂化合物，是油型气轻烃的特点；正庚烷主要来自藻类和细菌。因此，可以采用正庚烷、甲基环已烷和二甲基环戊烷含量区分不同母质来源的油气。为了便于对比，将川东地区3个（样品取自卧3井、卧13井和板东4井）已证实为龙潭组煤系成因凝析油样和泸州古隆起地区9个油样的轻烃参数列入表1。对比结果表明，两个地区油样特征明显不同，二者庚烷值、异庚烷值也存在差异。一般地，腐泥型成因油庚烷值、异庚烷值高于腐殖型成因。泸州古隆起嘉陵江组油样庚烷值多大于30%，异庚烷值多大于3%；川东地区煤成凝析油庚烷值小于30%，异庚烷值小于3%；泸州古隆起区嘉陵江组油样nC7（正庚烷）多大于45%，MCC6（甲基环己烷）多小于45%；煤系成因的川东地区凝析油nC7均小于45%，MCC6则大于50%，二者可明显区分开来。

表1 泸州古隆起及川东地区油样轻烃参数统计表

不同类型有机质生成的油轻烃（C4—C7）组成不同。腐泥型烃源岩生成的油轻烃链烷烃丰富，正构烷烃含量比支链烷烃含量高，苯和甲苯含量低；腐殖型烃源岩生成的油支链烷烃相对正构烷烃占优势，苯和甲苯含量较高[17]。C4—C7烃类组成同样也可将二者区分开。泸州古隆起嘉陵江组C4—C7正构烷烃＋支链烷烃含量高，大于55%，芳烃含量小于24%；川东地区煤系成因凝析油正构烷烃＋支链烷烃含量均小于55%，芳烃含量大于24%（表1）。总体来看，泸州古隆起嘉陵江组原油轻烃特征表现为腐泥型母质来源。

1.3 生物标志化合物特征

嘉陵江组油气可能来自其下3套烃源岩，分别为志留系、茅口组和龙潭组。其中，志留系和茅口组为海相腐泥型烃源，龙潭组为海陆过渡相煤系烃源[18]。一般认为，C20以前类异戊二烯烷烃系列来源于植物叶绿素a侧链植（烯）醇的衍生产物。在弱氧化环境，植（烯）醇被氧化为植（烯）酸，植（烯）酸易脱羧基而转化为姥鲛烷（Pr）；在还原环境，植（烯）醇易脱羟基转化为植烯，进一步还原加氢，转化为植烷（Ph）[19]。因此，姥鲛烷是植（烯）醇在氧化环境下的产物，植烷是在还原环境下的产物，姥植比（Pr/Ph）反映成烃古环境的氧化还原程度，即：Pr/Ph＜0.5反映强还原沉积环境；Pr/Ph介于0.5～1.0反映还原环境，Pr/Ph介于1.0～2.0反映弱还原—弱氧化环境；Pr/Ph＞2.0反映氧化环境。二环倍半萜具有较强的抗生物降解和抗风化能力，常被用于判断烃源岩及原油的热演化程度、沉积环境和生物来源等[20-21]。

笔者研究用样品除了取自泸州古隆起嘉陵江组古油藏原油外，还取自四川盆地陆相原油样品如中台山地区须家河组凝析油、大安寨段石灰岩油及页岩油、凉高山组页岩油等样品，通过油—油、油（储层沥青）—岩的生物标志化合物特征对比进一步确认油源。结果表明，位于泸州古隆起核部的德胜1井嘉一段原油不仅与须家河组二段（以下简称须二段）凝析油不同，也与大安寨段和凉高山组原油存在较大差异。在Pr/Ph值差异上，德胜1井嘉一段原油该值为0.77，反映缺氧还原环境，为海相烃源特征；须二段凝析油具有姥鲛烷优势，该值高达1.65，为氧化环境产物，与须家河组煤系烃源有关；湖相页岩来源油Pr/Ph值介于二者之间。原油饱和烃m/z＝123倍半萜化合物质量色谱如图3所示，德胜1井嘉一段原油与须二段凝析油、大安寨段和凉高山组原油存在较大差异，主要体现在德胜1井嘉一段原油8β（H）-补身烷和升补身烷含量特别高，反映了其成因来源与须家河组煤系及侏罗系湖相烃源岩无关。龙潭组为煤系烃源，以生气为主，志留系和茅口组为海相腐泥型烃源，成熟阶段以生油为主，但志留系烃源岩厚度远大于茅口组，且以黑色页岩和深灰色泥岩为主，有机质丰度更高、类型更好，生油强度更大，生油时期更早。因此，志留系烃源岩生成的原油优先充注于嘉陵江组储层，相对而言，茅口组烃源岩生油量对嘉陵江组的贡献几乎可以忽略。

图3 四川盆地典型井油—油、油（储层沥青）—岩生物标志化合物对比图

笔者采集了古隆起核部螺观山构造观2井、斜坡区李子坝构造坝25井储层沥青进行抽提，得到了m/z＝217规则甾烷生物标志化合物质量色谱图，与志留系、茅口组、龙潭组烃源岩样品进行对比（图3）。结果表明：坝25井和观2井储层沥青与桐18井志留系烃源岩规则甾烷含量表现为C29＞C27＞C28,形态较为相似，均表现为反“L”形，与茅口组和龙潭组煤烃源甾烷形态明显不同，进一步证实了嘉陵江组储层沥青即古油藏原油来源于志留系烃源岩。海相烃源岩C29规则甾烷含量高与海相浮游植物，如硅藻类生源贡献有关[22]。

综合全油碳同位素、轻烃及生物标志化合物等全烃地球化学特征分析结果，泸州古隆起嘉陵江组古油藏原油及凝析油均主要来自志留系海相腐泥型烃源岩。

2 古隆起演化与古油藏形成

泸州古隆起在栖霞期末已具雏形，东吴期进一步发展为古岩溶高地[23-24]，至印支期以泸州为中心继承性发展，持续上隆并定型，嘉陵江组演化为大穹隆，为古油藏的形成奠定了基础。雷口坡组沉积末，泸州古隆起嘉陵江组快速抬升并露出水面，在陆相须家河组沉积前遭受长期风化剥蚀，以致古隆起核部整个雷口坡组碳酸盐岩地层被剥蚀殆尽，嘉陵江组也被剥蚀至嘉三2亚段，并依次向斜坡及以外周缘出露嘉陵江组及雷口坡组。泸州古隆起嘉陵江组油气成藏事件与成藏史如图4所示，对于泸州古隆起嘉陵江组有贡献的3套烃源分别为志留系泥页岩、茅口组泥质岩类和龙潭组煤系，储层多以滩相为主，其储集岩为粉晶云岩和颗粒白云（石灰）岩，直接盖层为嘉陵江组石膏层，区域性封盖层为未剥蚀的雷口坡组和须家河组[5]。

印支运动早幕是古油藏形成期，图4中油气运聚成藏期次①，此时处于中三叠世，志留系腐泥型烃源达到生油高峰，泸州古隆起已处于上隆阶段，储层古地温介于50～55 ℃[5]，控制古隆起形成与演化的华蓥山、纳溪、中梁山及长垣坝等深大断裂或基底断裂处于形成和活动期，即成为印支期烃源断层，成为志留系生油高峰液烃纵向运移通道，并在嘉陵江组储层由周缘向核部运聚，形成古油藏。而此时茅口组和龙潭组烃源岩尚未进入生油高峰，只有志留系烃源岩生油高峰与泸州古隆起大穹隆具有良好的时空匹配关系，古隆起核部为原油运移的指向区，优先充注完成后逐渐向斜坡区推进。

图4 泸州古隆起嘉陵江组油气成藏事件与成藏史图

3 古油藏演变与油气分布规律

泸州古隆起嘉陵江组在印支期存在一个古油藏[2]。中三叠世末，蜀南地区雷口坡组海相碳酸盐岩台地沉积后至早三叠世陆相须家河组沉积早期，古隆起处于上隆阶段，古油藏核部暴露地表，发生不同程度的氧化降解，在印支期剥蚀面附近形成了沥青封堵带；燕山运动中期，图4中油气运聚成藏期次②，志留系烃源岩达到生气高峰，大量天然气与原油运聚方式相似，沿烃源断层纵向运移至嘉陵江组储层，向古隆起核部古油藏方向充注并产生气侵作用；燕山运动晚期，茅口组和龙潭组烃源岩几乎同时达到生气高峰，同样向古隆起核部及斜坡方向充注，并与已聚集的志留系来源气混合叠加。由于沥青封堵带的存在，核部地区气侵作用弱，下部原油得以保存，从而形成油藏；核部边缘气侵作用强，古油藏演变为含油气藏。通过大量岩心观察和薄片分析，发现泸州古隆起嘉陵江组存在2种类型的沥青：①核部地区古油藏次生变化后原地储层充填的氧化降解沥青；②古油藏核部边缘受到气侵后，古油藏原油脱沥青质作用形成孔隙沥青质衬边[25]。

3.1 氧化降解沥青与封堵作用

古油藏原油在近地表处发生氧化降解作用而形成氧化降解沥青（图5-a），温度通常小于60 ℃[26]，是早期油气藏形成后在构造作用下抬升至近地表或暴露地表，发生次生变化而形成的有机高分子化合物。泸州古隆起核部嘉陵江组古油藏形成后，由于古隆起的抬升削顶而形成剥蚀面，原油在大气氧或水中分子氧共同作用下形成氧化降解沥青，同时形成一定量CO2散失于大气中；进一步埋藏后，热力作用导致已形成的氧化降解稠油（软沥青）进一步缩合而固化为固体沥青，这与油藏直接经热力作用裂解为气藏并形成焦沥青的过程不能等同。此类沥青主要分布于泸州古隆起核部剥蚀面附近，在储层中呈不规则状，充填于孔隙和缝洞中。印支期古油藏形成时储层古地温低于60 ℃，随后暴露地表而被氧化，在嘉陵江组形成大量沥青，实测此类沥青反射率介于1.45%～1.75%，而储层最大古地温在燕山运动晚期可达到130～145 ℃（图4），即局部可能存在硫酸盐热化学还原作用（TSR），可降低原油裂解的温度，但在燕山运动之前已经大规模发生氧化降解作用，故此类沥青为氧化降解沥青，非原油高温裂解形成的焦沥青。如古隆起核部得胜向斜德胜1井、胜15井石灰岩溶蚀孔及晶间孔充满氧化降解沥青（图6-a、b）；螺观山构造观2井，石灰岩铸模孔、粒内孔及粒间孔充满氧化降解沥青（图6-c）；牟家坪构造牟21井，石灰岩溶蚀孔缝充满氧化降解沥青（图6-d）。

图5 泸州古隆起嘉陵江组沥青形成过程与原油成因机理图

中三叠世末，古隆起抬升遭受剥蚀被削顶[21]，在古隆起区，特别是核部形成大量氧化降解沥青，大致沿邓井关—牟家坪—纳溪—永安场—荷包场一带呈环状分布，此类沥青主要分布于近剥蚀面，向下减少，华蓥山深大断裂带因含氧淡水渗滤而氧化降解沥青分布范围和深度更广，这类沥青类似于胶结物全充填于孔隙中，可形成特殊的封堵性盖层，导致古油藏原油在嘉陵江组下部得以原地保存；同时，此类沥青在侧向形成沥青封堵带，加之核部地区断层不发育，从而气侵作用弱，故核部向斜区主要分布油藏，核部构造区大多因燕山运动褶皱强烈、地面断层发育而保存条件差，多为低产油气藏或无效圈闭；个别烃源断层发育、保存条件好的局部构造也存在含油气藏，如阳高寺、桐梓园构造（图7、8）。

3.2 沥青质与含油气藏的形成

沥青质在原油中最初以悬浮状态存在，悬浮的沥青质胶束表面被胶质和蜡质包裹，当大量天然气侵入会溶解包裹沥青质的保护“壳”，沥青质带电荷，会大量集结在一起，即脱沥青作用[27]。在油气成藏过程中，大量气侵发生脱沥青质作用形成湿气藏或凝析气藏的现象普遍存在[28-29]。泸州古隆起核部边缘古油藏原油在大量高演化干气的侵入作用下，发生脱沥青质作用，油中轻质烃类溶于气中，导致干气变成湿气，甚至凝析气，进而在圈闭中形成凝析气藏；同时，从油中沉淀出的沥青质被岩石吸附（图5-b），呈衬边状附着在各类孔隙喉道边缘，也有呈脉状、片状随机分布在孔隙中，此类沥青质反射率较低，实测反射率仅为0.45%～0.65%，这远低于储层的实际演化程度，主要分布于泸州古隆起核部边缘。如沈公山构造沈17井，晶间溶蚀孔见沥青质衬边分布，存在明显的气侵现象（图6-e）；二里场构造二18井，鲕模孔边缘见沥青质衬边，存在气侵现象，也同时存在后期干净溶孔，无沥青充填，表现为多期油气充注的特征（图6-f）。由此可见，岩石孔隙充填氧化降解沥青或边缘吸附沥青质，为古油藏存在与分布的证据；古油藏边界以外岩石孔缝干净，未见沥青，也即沥青质分布的外边界，为古油藏的边界，分布范围与古隆起穹窿基本一致，即南部在付家庙、沈公山、二里场、李子坝一带，东北部可扩展至丹风场构造，西部可达灵音寺、兴隆场、孔滩、赵场等构造区（图7、8）。

总体来看，泸州古隆起核部嘉陵江组发育氧化降解沥青，环核部边缘沥青质发育，之外地区未见沥青分布，如李子坝局部、梁董庙、临峰场等构造（图6-g～i）。从核部往环核部边缘地区，也存在由液态烃包裹体为主向气态烃包裹体为主过渡的特征（图6-j～l）。综上表明，古油藏原油充注聚集分布于泸州古隆起核部及核部边缘，核部地区由于氧化降解沥青封堵带的存在，原油保存条件好，气侵弱，形成油藏；核部边缘气侵强，原油因大量气侵作用形成沥青质吸附在储层孔隙边缘，即沥青质衬边，形成凝析油气藏（含油气藏）；之外地区则以后期高演化天然气充注聚集为主[5,7,28]，表现为干气藏（图7、8）。

3.3 油气分布规律

泸州古隆起嘉陵江组储层以“裂缝—孔隙型”为主，孔隙是主要的储集空间，裂缝是主要的渗流通道，储层以产气为主，部分气藏产油。勘探开发实践表明，嘉陵江组自下而上存在3套原油主力产层：T1j1—T1j21、T1j2（T1j22—T1j23）和T1j3（T1j32、T1j33—T1j41），但以T1j1为主，占总产油量的81%。截至2023年3月，已累计产油82 000 t。根据嘉陵江组油气产层及分布范围可将泸州古隆起划分为4个区块（图9）[3]：①T1j1区块，位于泸州古隆起核部，即广福坪、南井、阳高寺、纳溪、丹凤场、宝华场一带，最老剥蚀到T1j3，T1j2以上地层均不存在，已累计产油32 000 t；②T1j2区块，位于泸州古隆起斜坡西北地区，包括邓井关、灵音寺、界石场、荷包场等构造，已累计产凝析油100 t；③T1j3区块，位于泸州古隆起斜坡西北地区，即华蓥山深大断裂断下盘的宜宾、赵场、邓井关、兴隆场、自流井、黄家场一带，已累计产凝析油5 000 t；④多产层区块，位于泸州古隆起斜坡东南地区，即长垣坝构造带（付家庙、长垣坝、沈公山、五通场、打鼓场、太和场及旺隆场）及石龙峡、同福场、铁厂沟一带，T1j1、T1j2和T1j3均产油，已累计产原油量超过44 000 t。这种分布特征与嘉陵江组古隆起演化密切相关，即古隆起核部因被剥蚀，产层发育少，且分布于下部；核部边缘及斜坡区储层发育较全，上下均有产层。

图9 泸州古隆起嘉陵江组各区块原油累计产量分布图

综合统计结果表明，中质油或轻质油主要集中在泸州古隆起核部地区，位于得胜向斜、纳溪构造一带；凝析油主要产自环古隆起核部边缘地区，位于付家庙、沈公山、纳溪、白节滩、丹凤场等构造。总体来看，从古隆起核部至斜坡区，直到凹陷区，存在由中质油、轻质油、凝析油至天然气的变化趋势，原油比重、黏度、含量蜡由核部向外具有逐渐降低的特征，天然气具有从核部至外围存在由湿气至干气的变化趋势。同时，从核部至核部边缘环带油产量也呈现成倍增长的趋势，这一油气分布的变化趋势与泸州古隆起的演化、古油藏的演变密切相关，即泸州古隆起的演化和古油藏的演变共同控制了该区现今的油气分布格局。

4 古油藏油气勘探开发前景

4.1 古油藏规模

志留系为广海陆棚环境沉积的一套泥质岩类，沉积中心位于泸州地区，与泸州古隆起基本重叠，沉积物以暗色、灰绿色泥页岩为主。烃源岩主要为下部的龙马溪组黑色页岩和深灰色泥岩，厚度多为250～650 m，其中，黑色优质页岩厚度多为50～90 m，最大厚度可达120 m；有机碳含量为0.50%～4.88%，平均值为1.69%；有机质类型主要为腐泥型，镜下呈无定型，显微组分中腐泥组含量达58%～92%；等效镜质体反射率约为2.6%，处于过成熟早期阶段。综上分析结果表明，志留系暗色泥质岩属好烃源岩，生烃能力强，在古隆起区生烃强度达80×108～280×108m3/km2，为优质烃源岩。泸州古隆起西北部发育华蓥山深大断裂、东部发育中梁山深大断裂、南部发育纳溪基底断裂，3条大断裂控制了泸州古隆起的发育形态，导致其在印支期定型为大型穹窿，嘉陵江组滩相发育，储层优质，储集条件好，为油气运聚的长期指向区，并且处于3条大断裂的夹持区域，原油的运移方式以控制古隆起发育的3条深大断裂为纵向运移为主，并向古隆起核部横向和翼部推进富集成藏。结合古构造恢复、古隆起演化及沥青分布可知，沥青质的外边界即为古油藏的边界，从而估算出泸州古隆起嘉陵江组古油藏面积为8 000 km2，高度为 136 m（图10）。由此可见，该古油藏原始规模巨大，沥青封堵带下的原油特别是后期气源充注形成的含油气藏具有较大的勘探开发潜力。

图10 泸州古隆起嘉陵江组古油藏油气有利勘探区带图

4.2 勘探开发前景

泸州古隆起华蓥山深大断裂附近，氧化降解沥青分布广，圈闭条件差，油气不易保存，不作为有利区。以往嘉陵江组油气勘探主要集中于背斜构造区，以“沿长轴、占高点”为布井模式，在泸州古隆起背景上的向斜及斜坡构造勘探程度低。通过古油藏形成与演变分析，不仅古隆起核部向斜区原油具有一定的勘探开发潜力，而且古隆起核部边缘环带也具有形成大规模含油气藏的条件[30]。其中，西北环带处于华蓥山深大断裂下盘，面积约为1 000 km2，嘉陵江组上部滩相储层发育且局部存在石膏盖层，为含油气藏的有利勘探区；东南部环带面积达3 500 km2，且嘉陵江组石膏盖层厚度大、分布广，滩相储层发育，地层剥蚀少、分布全，古油藏原油保存条件好，并处于志留系海相烃源的生烃中心，存在多条深层烃源断层沟通，有利于早期原油保存及后期天然气充注气侵，为含油气藏的有利勘探区；古隆起核部存在沥青封堵带，气侵弱，为原油分布区，面积约为2 000 km2，目前，随着开采工艺及水平井压裂技术的进步，商业开采价值大，该区可划分为以油藏为主的有利勘探区（图10）。综上所述，泸州古隆起勘探程度较低的向斜及斜坡构造是未来油藏及含油气藏勘探开发的重要领域。

5 结论

1）利用全烃地球化学方法，通过全油碳同位素、轻烃及生物标志化合物的油—油、油—岩对比，确认泸州古隆起嘉陵江组原油及凝析油具有海相成因特征，主力烃源来自志留系。

2）泸州古隆起核部剥蚀强，导致印支期嘉陵江组古油藏上部次生变化为氧化降解沥青，形成沥青封堵带，下部原油得以保存，通过开采工艺及水平井压裂技术的应用，仍可获得较大的商业价值；环古隆起核部边缘剥蚀弱，古油藏原油保存条件好，烃源断层发育，后期气侵强，沥青质衬边分布广，形成高产含油气藏。

3）泸州古隆起古油藏规模巨大，古隆起的演化和古油藏的演变控制了该区油气分布格局；核部为油藏有利勘探区，核部边缘为含油气藏有利勘探区；古隆起众多勘探程度较低的向斜及斜坡构造是未来油藏及含油气藏勘探开发的重要领域。