摘　要：飞三段是鄂西—渝东地区海相碳酸盐岩层系的主力产气层，系统研究飞三段的天然气成藏阶段与主控因素，对该区飞三段的天然气勘探具有指导意义。利用天然气组分和稳定碳同位素资料、烃源岩的干酪根碳同位素资料以及流体包裹体均一温度资料，在阐明油气的成因与来源、烃源岩的生烃史和油气充注史的基础上，结合构造演化史和圈闭演化史，划分了天然气的成藏阶段，并总结了天然气成藏的主控因素。结果认为：飞三段天然气主要为二叠系烃源岩生成的原油的二次裂解气；天然气的成藏经历了古岩性油藏的聚集(190～160Ma)、古油藏裂解与古岩性气藏形成(160～140Ma)、天然气调整再聚集形成今构造—岩性复合气藏(140Ma—现今)3个阶段；沉积期暴露浅滩相储层的规模决定了古油藏的规模，晚期天然气的调整再聚集过程中的保存条件决定了天然气的最终聚集。

关键词：鄂西—渝东；飞三段；天然气；成藏阶段；主控因素

0  引 言

飞仙关组三段(简称“飞三段”)是目前鄂西—渝东地区海相碳酸盐岩层系的主力产气层，也是现阶段实现该区天然气储量升级的重点层系。自1970年在建南构造建3井飞三段获得工业气流以来，鄂西—渝东地区发现了中扬子区海相碳酸盐岩层系唯一的气田——建南气田。随着普光大气田的发现^[1]，在川东北和川东地区天然气勘探重点针对二叠系和三叠系的礁、滩圈闭展开。鄂西—渝东地区具有构造变形强、天然气的保存条件复杂等特点，前人对该区飞三段仅开展了天然气的成因和成藏条件方面研究^[2-6]，没有系统研究天然气的成藏过程及主控因素，制约了该区飞三段的天然气勘探部署。因此，本文在确定天然气成因与来源的基础上，分析天然气的成藏阶段以及各阶段的天然气聚集的主控因素，以期对该区的天然气勘探具有借鉴意义。

1 地质背景

鄂西—渝东地区位于四川盆地东缘，东起湖北利川，西至重庆万县丰都一带，面积约21000km²(图1)。构造位置处于川东褶皱带与湘鄂西褶皱带的结合部位，包括利川复向斜、齐岳山复背斜、石柱复向斜、方斗山复背斜和万县复向斜5个二级构造单元^[4]。

研究区地层由老至新依次包括震旦系、寒武系、奥陶系、志留系、泥盆系、石炭系、二叠系、三叠系和侏罗系。以中三叠统巴东组(T2b)顶部为界，之上为陆相的河流和湖泊沉积，之下为海相沉积。与本文直接相关的是二叠系和三叠系，由老至新，包括下二叠统的梁山组(P₁l)、栖霞组(P₁q)、茅口组(P₁m)，上二叠统吴家坪组(P₂w)和长兴组(P₂c)，下三叠统的飞仙关组(T₁f)和嘉陵江组(T₁j)，中三叠统的巴东组(T₂b)和上三叠统的须家河组(T₃x)。其中，吴家坪组发育泥岩、碳质泥岩和灰岩，是本区的主力烃源岩之一；长兴组发育生屑灰岩、生物礁灰岩、白云岩和泥晶灰岩，是主力产气层之一；飞三段(T₁f₃)发育颗粒灰岩、白云岩和泥晶灰岩，是主力产气层之一。

受秦岭—大别造山系统与雪峰陆内构造变形系统^[7]的共同影响，区内发育北东—北东东向褶皱和断裂体系(图1)。褶皱构造与川东地区类似，由高陡背斜和宽缓的向斜构成，向斜区发育潜伏的背斜构造(如建南构造)。断裂可分为三级：一级断裂控制区域格架，一般向下切穿至基底，向上切穿至地表；二级断裂控制局部构造；三级断裂则是伴生的小断裂。根据前人研究^[8-9]，本区的构造变形主要发生在燕山期，且主要定型于中—晚燕山期，喜山期则以抬升剥蚀为主。

目前，鄂西—渝东区仅在石柱复向斜的建南构造发现了建南气田(图1)，主力产气层是飞三段、长二段和石炭系。此外，飞三段在新场、龙驹坝、太平、盐井和茶园坪等构造也有钻井证实为含气构造。目前的钻井还主要是围绕石柱复向斜区的潜伏构造高部位实施钻探。

2 天然气的成因类型与来源

确定油气的成因与来源是研究油气成藏过程的基础。刘光祥等2002年认为建南气田长兴组、飞三段和嘉一段天然气多属Ⅰ₁—Ⅰ₂型母质烃源岩过成熟裂解混源气，部分为煤型气与油型气的混源气，且腐泥型有机质的贡献大于腐殖型有机质的贡献^[2]。王韶华等2008年认为天然气为高温裂解气，且以腐泥型的油型气的贡献为主，含少量腐殖型气^[3]。综合分析认为，前人虽然确定了以腐泥型气源为主，但没有明确是原油裂解气还是干酪根热解气，也没有确定烃源岩。通过本研究，认为飞三段和长兴组天然气主要为原油裂解气，且主要来源于吴家坪组以腐泥型有机质(Ⅱ型干酪根)为主的烃源岩。详细论述如下。

(1)天然气的成分组成具有原油二次裂解气的特征。飞三段(T₁f₃)和长兴组(P₂c)天然气的烷烃气中以甲烷为主(相对含量在99%以上)，为成熟度很高的干气。有机成因的烷烃气大致包括生物气、干酪根热解气和原油裂解气。本区天然气甲烷的碳同位素在-30.0‰～-33.0‰，可排除生物成因气。因此，对本区天然气的成因判识的关键是区分干酪根热解气和原油裂解气。这两类成因天然气，目前国内外学者主要用ln(C₁/C₂)与ln(C₂/C₃)关系图进行判识^[10-13]。干酪根初次热解气以甲烷的迅速增加为特征，ln(C₁/C₂)值不断增大而ln(C₂/C₃)值相对稳定；原油二次裂解气以丙烷的迅速减少为特征，ln(C₂/C₃)值明显增大而ln(C₁/C₂)值变化不大(图2(a))。如图2(b)，研究区嘉陵江组(T₁j)、飞三段(T₁f₃)、长兴组(P₂c)和下二叠统(P₁)天然气的ln(C₁/C₂)值在5～7，ln(C₂/C₃)值在1～4，总体符合ln(C₂/C₃)迅速增大、ln(C₁/C₂)相对稳定的原油二次裂解气的基本特征，志留系(S)与石炭系(C)的天然气(ln(C₁/C₂)值在4～5，ln(C₂/C₃)值在1～2.5)也具有类似的特征，但分布范围与前者明显区别，表明这两类天然气的来源可能不同。三叠系巴东组(T2b)和侏罗系(J)的天然气的ln(C₁/C₂)值在2.5～3.5，ln(C₂/C₃)值在1～2.5，总体表现为ln(C₁/C₂)值不断增大而ln(C₂/C₃)值相对稳定的干酪根初次热解气的特征。

(2)储层可见残留固体沥青，是发生原油裂解作用的直接证据。根据岩心和薄片观察，飞三段储层的鲕粒灰岩和白云岩可见较多的固体沥青，这些沥青是原油裂解的残留产物，可以证明储层发生过原油裂解作用。对建南构造北高点翼部新店1井的飞三段进行了系统取心和薄片分析，显示飞三段含残余固体沥青的厚度为19.68m，表明曾经聚集了至少19.68m厚的古油层。另外，按照古油藏恢复的基本原理^[14]，计算出整个建南构造飞三段的原油裂解气可达150亿方，远大于现今探明的飞三段天然气储量，表明原油裂解气可以提供充足气源。

(3)本区长兴组和飞仙关组天然气的气源岩主要为二叠系吴家坪组(P₂w)烃源岩，且以Ⅱ型有机质为主，能够生成大量的原油，具备原油裂解作用发生的物质基础。对于本区高成熟度的天然气而言，利用同位素资料进行气—岩对比是比较可靠的方法。本区侏罗系和石炭系天然气的丁烷碳同位素分别为-25.0‰和-31.9‰，而三叠系天然气丁烷的含量低，只测得丙烷碳同位素为-27.6‰，下志留统龙马溪组(S₁l)、吴家坪组(P₂w)和侏罗系源岩干酪根的碳同位素均值分别为-30.0‰、-27.0‰和-25.5‰(图3)。有研究表明，具有气源关系的烃源岩的干酪根碳同位素比天然气丁烷的碳同位素要重1.0‰左右^[15]。根据这种对应关系，侏罗系、三叠系飞仙关组和石炭系的天然气应该分别来源于侏罗系、二叠系吴家坪组和志留系龙马溪组烃源岩(图3)。从生储配置关系来看，飞三段与上覆侏罗系之间有较厚的隔层，其气源也不可能来自于侏罗系烃源岩；并且飞三段天然气的碳同位素组成明显重于石炭系天然气(图3)，其不可能与石炭系天然气具有相同的气源岩。对于本区高过成熟的二叠系烃源岩(Ro均值为2.2%)而言，其有机质类型用常规热解和元素组成数据很难判断^[16]，比较可靠的方法是利用源岩干酪根碳同位素数据进行分析。本区二叠系吴家坪组烃源岩的干酪根碳同位素值为-26.0‰～-28.2‰，与Ⅱ型有机质具有较好的对应关系；志留系烃源岩的干酪根碳同位素在-27.0‰～-31.0‰，主要为Ⅰ型有机质；寒武系烃源岩的干酪根碳同位素比较分散，类型可能比较复杂(图4)。根据上述分析，本区吴家坪组烃源岩有机质类型主要为Ⅱ型，以生油为主。

　　本区吴家坪组(P₂w)泥质岩厚40m左右，TOC较高，可达5%之上。二叠系烃源岩的生烃强度为20×10⁸～40×10⁸m³/km²，符合戴金星院士提出的形成大型气田的生烃强度条件——生气强度大于20×10⁸m³/km^2[17]。因此，鄂西—渝东地区具备形成大中型气田的烃源岩条件，二叠系烃源岩能够为本区提供充足的油气来源。

3 烃源岩生烃史与油气充注史

烃源岩生烃史与油气充注史是研究油气成藏过程的重要环节，而埋藏史与热史恢复是生烃史模拟的基础。埋藏史主要根据区域地质背景资料和前人研究成果建立，在二叠系烃源岩沉积之后至晚侏罗世以沉降为主，晚侏罗世以来开始大规模抬升剥蚀，现今地表剥蚀厚度在2000～3000m；热史模拟相关参数主要采用前人研究成果^[18]。综合埋藏史和热史恢复结果，对生烃史进行了模拟，如图5，二叠系烃源岩在中三叠世(225Ma)进入生油门限(Ro为0.5%)；中侏罗世(170Ma)进入生油高峰(Ro为1.0%)；在晚侏罗世(162Ma)生油基本结束(Ro为1.3%)；晚白垩世末(100Ma)进入干气生成阶段(Ro为2.0%)。

飞三段油气充注史主要根据飞三段储层与烃类包裹体伴生的盐水包裹体的均一温度与储层埋藏热史确定。通过镜下观察，发现本区飞三段储层胶结物中可见较多沥青包裹体和天然气包裹体，以及少量油包裹体。据前人研究，沥青包裹体为油包裹体经历高温之后的残留产物[19]，因此，可测定与沥青包裹体伴生的盐水包裹体的均一温度代表古原油充注时的温度。均一温度的测定与统计结果(图5)：与沥青包裹体伴生的盐水包裹体的均一温度在90～120℃；与天然气和少量沥青包裹体伴生的盐水包裹体的均一温度在120～140℃；与天然气包裹体伴生的盐水包裹体的均一温度在140～180℃。把这3期均一温度投影到地层埋藏史图上(图5)，可知第Ⅰ期和第Ⅱ期大致与二叠系烃源岩的生油期相对应，而第Ⅲ期与烃源岩的生气阶段对应。因此，认为飞三段在侏罗纪主要发生了3期油气充注：第Ⅰ期主要为原油充注；第Ⅱ期为原油充注，伴有天然气充注；第Ⅲ期主要为天然气充注。第Ⅲ期的天然气充注，可能主要与储层古原油裂解产生的天然气有关。根据前人研究成果，认为150℃是原油稳定存在的上限温度[20]，而飞三段储层在晚侏罗世的最高温度接近180℃，表明具备原油裂解作用发生的温度条件，飞三段古油藏在晚侏罗世基本全部裂解成气藏。原油裂解作用发生的时间与第Ⅲ期天然气充注的时间吻合，进一步证明储层中发生了原油裂解作用。

4 天然气成藏阶段与主控因素

通过前文研究，基本明确了飞三段天然气主要为原油裂解成因气，且飞三段具备原油裂解作用发生的直接证据、物质基础和温度条件，储层热演化历史和流体包裹体的记录也表明储层流体发生了液态油向气态烃的转变，且油气的充注和相态转变基本发生在侏罗纪(对应于早—中燕山期)。前已述及，本区构造变形主要定型于中—晚燕山期，喜山期主要以抬升剥蚀为主。也就是说，油气充注和相态转变之后，还发生了圈闭类型的改变(由早期岩性圈闭演变为构造—岩性复合圈闭)。因此，综合油气充注、相态转变、构造变形历史和圈闭演化，可以把飞三段的天然气成藏过程大致划分为3个阶段：(1)古岩性油藏聚集；(2)古油藏裂解与古岩性气藏形成；(3)古气藏调整再聚集，今构造—岩性气藏形成(图6)。

古岩性油藏聚集发生在早侏罗世—中侏罗世(190～160Ma)。此期二叠系烃源岩位于生油窗内，以生油为主，储层温度在120～140℃，原油尚未大量裂解，储层捕获的烃类包裹体以油包裹体(后演化为沥青包裹体)为主。根据磷灰石裂变径迹资料，石柱复向斜区在白垩纪早期136Ma达到最大埋深，之后迅速隆升受剥蚀，到早白垩世约105Ma进入平稳期，喜山晚期约20Ma再次迅速隆升^[9]。表明本区的构造变形定型在136～105Ma(中—晚燕山期)，早燕山期受雪峰构造带递进变形的影响，本区仅开始发生褶皱等构造变形，但总体构造变形微弱，因此，推测此阶段仅利于发育岩性圈闭，原油的输导体系主要是裂缝。在油气来源充足的条件下，此阶段聚集的古原油规模主要取决于储集层的规模和物性条件。对川东北地区而言，暴露浅滩的规模决定了储集层的物性条件^[21]，而暴露浅滩多与古地貌相对高点有关。因此，沉积期古地貌相对高点的暴露浅滩的规模决定了飞三段古油藏的规模。古油藏的裂解主要发生在晚侏罗世—早白垩世(160～140Ma)。此阶段二叠系烃源岩停止生油，处于生湿气—干气阶段(图5)，但二叠系烃源岩以腐泥型有机质为主，在此阶段生成的天然气比较少；储层温度在150～180℃，聚集的古原油必然发生裂解，产生大量的原油裂解气，这与观测到的大量天然气包裹体(其伴生的盐水包裹体均一温度在140～180℃)具有较好的对应关系。另外，储层温度在最大埋深期(约140Ma)接近180℃，可认为原油在140Ma就已经完全裂解。与本区的主要构造变形发生在136～ 105Ma相比较，可知原油裂解作用发生时构造变形相对稳定，此期主要还是以岩性气藏为主，原油裂解作用基本是在原地进行。因原油裂解作用必然导致储层流体体积的膨胀，压力增加，可能会使部分天然气散失。

古气藏的调整再聚集阶段主要发生在晚白垩世以来(140Ma—现今)。此期烃源岩基本进入生干气阶段，二叠系腐泥型有机质生成的天然气比较少，对现今气藏的贡献有限。因此，此期聚集的天然气仍然主要是原油裂解发生之后产生的天然气。中—晚燕山期，本区发生强烈构造变形，北东向褶皱和断层基本定型，圈闭类型由岩性圈闭转为构造—岩性复合圈闭，在圈闭类型和形态调整的过程中，古气藏聚集的天然气发生调整再聚集。建南构造低部位的岩性圈闭(如新店1井所在岩性圈闭)的现今水层中发现了较多的固体沥青，表明其曾经为古油层，按照原油裂解成气会发生体积膨胀原理，认为该圈闭聚集的天然气在后期构造定型过程中发生了天然气向高部位的再运移，而现今高部位的圈闭多为气层也与之吻合。此阶段天然气的聚集主要取决于圈闭的保存条件，相对高部位的构造—岩性圈闭是天然气再聚集的比较有利区。开展圈闭的储层规模、物性条件和保存条件的定量评价，是本区天然气勘探的关键工作。

5 结论

(1)鄂西—渝东地区飞三段天然气主要为原油裂解气，气源主要为二叠系烃源岩。

(2)鄂西—渝东地区飞三段天然气成藏主要经历了3个阶段：早期古岩性油藏聚集阶段；古油藏裂解与古岩性气藏形成阶段；天然气调整再聚集与现今构造—岩性复合气藏形成阶段。

(3)现今保存条件好、位于相对高部位的构造—岩性复合圈闭是比较有利的天然气聚集区。

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(本文作者：舒志国 中国石化江汉油田分公司，湖北 潜江 433124)