天然气地球科学 >

2022 , Vol. 33 >Issue 8: 1251 - 1262

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2022.03.013

天然气地质学

川中地区北部震旦系灯二段储层沥青特征及意义

  • 马行陟 , 1, 2 ,
  • 戴博凯 1, 3 ,
  • 柳少波 1, 2 ,
  • 鲁雪松 1, 2 ,
  • 范俊佳 1, 2 ,
  • 刘强 1, 2 ,
  • 杨帆 4
展开
  • 1. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083
  • 2. 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
  • 3. 长江大学，湖北 武汉 430100
  • 4. 中国国际工程咨询有限公司，北京 100048

马行陟（1984-），男，山东济宁人，高级工程师，博士，主要从事天然气地质和油气成藏机理研究. E-mail： .

收稿日期: 2022-02-17

  修回日期: 2022-03-21

  网络出版日期: 2022-08-16

收起

Characteristics and significance of reservoir solid bitumen in the second member of Sinian Dengying Formation in the north of central Sichuan Basin

  • Xingzhi MA , 1, 2 ,
  • Bokai DAI 1, 3 ,
  • Shaobo LIU 1, 2 ,
  • Xuesong LU 1, 2 ,
  • Junjia FAN 1, 2 ,
  • Qiang LIU 1, 2 ,
  • Fan YANG 4
Expand
  • 1. Research Institute of Petroleum Exploration and Development，PetroChina，Beijing 100083，China
  • 2. Key Laboratory of Basin Structure and Petroleum Accumulation，China National Petroleum Corporation，Beijing 100083，China
  • 3. College of Geosciences，Yangtze University，Wuhan 430100，China
  • 4. China International Engineering Consulting Corporation，Beijing 100048，China

Received date: 2022-02-17

  Revised date: 2022-03-21

  Online published: 2022-08-16

Supported by

The Scientific Research and Technology Development Project of CNPC(2021DJ0101)

Fold

本文亮点

川中地区北部震旦系灯二段天然气勘探不断取得突破，已成为灯影组勘探的主要接替区。钻井揭示该地区灯二段储层发育大量固体沥青，沥青特征对于灯影组天然气成藏研究具有重要意义。通过采集研究区关键探井灯二段储层沥青样品，基于光学显微观察、扫描电镜、色谱—质谱和激光拉曼等分析测试手段，对川中地区北部灯二段储层沥青地球化学特征和发育机制等进行探讨。研究结果表明，灯二段沥青主要以溶蚀孔（洞）和裂缝形式赋存，其次为晶（粒）间孔，形态以点状、球状、板状、脉状等为主。岩石沥青含量高，单井平均沥青含量为2.96%~5.13%。重排甾烷和拉曼光谱表明灯二段沥青处于高成熟阶段，拉曼光谱计算沥青反射率分布范围为2.49%~4.09%，沥青主要源于原油热裂解成因。灯二段沥青生物标志化合物21α（H）-C29降藿烷、C35藿烷与C34藿烷含量、Ts/Tm等多个指标与高石梯—磨溪地区灯四段沥青不同，推测灯二段沥青母源与灯四段存在差异，有下寒武统麦地坪组和震旦系陡山沱组等烃源岩的贡献。灯二段储层可能发育2期沥青，指示了地质历史时期中的2期原油充注过程和硫酸盐热化学还原反应（TSR）作用。

本文引用格式

马行陟 , 戴博凯 , 柳少波 , 鲁雪松 , 范俊佳 , 刘强 , 杨帆 . 川中地区北部震旦系灯二段储层沥青特征及意义[J]. 天然气地球科学, 2022 , 33(8) : 1251 -1262 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2022.03.013

Highlights

The second member of Dengying Formation in the north slope area of central Sichuan Basin has made continuous breakthroughs in natural gas exploration in recent years. In this area, a large amount of reservoir solid bitumen was developed in the second member of Sinian Dengying Formation. Characteristics of solid bitumen are of great significance for the study of natural gas accumulation in Dengying Formation. In this paper, many solid bitumen samples of the second member of Sinian Dengying Formation were sampled from primary exploration wells. Based on a series of testing including optical microscopy, scanning electron microscopy, chromatography-mass spectrometry and laser Raman analysis, the geochemical characteristics and development mechanism of reservoir solid bitumen were studied. The results show that the solid bitumen mainly occurs in the form of dissolved pores (cave) and fractures, followed by intergranular pores. The solid bitumen morphology is characterized by point, ball, plate and vein. The average solid bitumen content of single well distributes from 2.96% to 5.13%. The solid bitumen stays in the high maturity stage, and the reflectance ratio calculated by laser Raman parameter ranges from 2.49% to 4.09%. Thermal cracking of crude oil formed the solid bitumen. In terms of biomarkers, the 21α (H)-C29 norhopane, C35 hopane and C34 hopane, and Ts/Tm of the solid bitumen of the second member of Dengying Formation are different from that of the fourth member of Dengying Formation in Gaoshiti Moxi area. It is speculated that the solid bitumen partly sourced from the Lower Cambrian Maidiping Formation and Sinian Doushantuo source rocks. Two types of solid bitumen were developed in the second member of Dengying Formation, indicating two possible stages of oil charging process. Potentially, a certain degree of thermochemical sulfate reduction (TSR) occurred.

0 引言

近年来四川盆地震旦系灯影组天然气勘探取得重大发现和进展，川中高石梯—磨溪地区古隆起核部发现了目前我国最大的深层海相碳酸盐岩整装气田——安岳气田，主要产层为震旦系灯影组和寒武系龙王庙组［1-3］。迄今为止，高石梯—磨溪地区先后发现了高石1、高石19、磨溪22、磨溪109、磨溪52等多个千亿方气田，已累计提交探明天然气地质储量超过1×1012 m3，仅灯影组探明天然气地质储量约为6 000×108 m3，展现了灯影组巨大的勘探开发潜力［4］。川中地区灯影组的主力产气层为灯四段和灯二段2套层系，古隆起构造上灯四段普遍发育沥青，天然气在台缘带富集和高产。近期台内地区灯四段的勘探也展示出良好的成藏条件［5］，平均测试产量为60.8×104 m3/d。然而，灯二段的勘探与灯四段不同，气藏单井测试产气量差异大，如高石1井测试产气102.15×104 m3/d，而高石6井测试产气1.76×104 m3/d、产水72.6 m3/d，气水关系复杂。随着勘探的持续深入和领域的不断拓展，2020年在川中地区古隆起北部灯二段台缘带钻探的PT1井测试获天然气121.98×104 m3/d［6］，该井和新钻探的ZT1井、ZJ2井的灯二段储层中均发育大量的固体沥青。
沥青作为油气生成到终止的固态衍生物，对油气成藏研究及油气分布预测具有重要意义，一直以来都是四川盆地灯影组烃类来源、资源评价和油气成藏等研究的热点。然而，以往研究多聚焦于灯四段储层沥青，涉及沥青的地球化学特征、成因、产烃潜力和分布等方面［7-11］，对灯二段沥青研究较少，尤其是川中古隆起斜坡带，影响了对川中地区震旦系灯影组沥青形成机制和古油藏特征的系统认识。为此，本文拟通过显微观察、扫描电镜、色谱—质谱以及激光拉曼等综合测试分析手段，开展川中地区古隆起北部斜坡带灯二段储层沥青赋存形式、地球化学特征和成因机制等方面的研究，探讨沥青特征与油气成藏的关系，为川中地区古隆起北斜坡灯二段油气成藏研究及勘探部署提供更多依据和信息。

1 地质特征

研究区地处四川盆地川中地区北部，构造上位于川中平缓构造带的西北侧，主要包括磨溪地区以北的川中古隆起北斜坡和德阳—安岳裂陷槽的北段（图1）。构造形态呈大型的单斜构造带，其构造幅度由南向北逐渐变低缓，受刚性基底影响，构造变形相对较弱［12-13］。川中地区北部经历了从古隆起到斜坡的构造演化，其过程可划分为3个阶段：①古隆起阶段。桐湾末期—加里东期磨溪北斜坡和高石梯—磨溪主体构造整体处于古隆起构造高部位，但古隆起以北略低于高石梯—磨溪地区。②古斜坡带阶段。海西期—早印支期受伸展裂陷作用下沉，川北地区形成裂陷槽，构造轴线向东南迁移，磨溪地区以北发生沉降形成斜坡相沉积。③斜坡调整定型阶段。印支晚期至现今，由于前陆造山运动，川中地区北部遭受强烈挤压发生沉降，形成现今的川中古隆起单斜构造。
图1 四川盆地构造分带及研究区位置

Fig. 1 Diagram of structural zones of Sichuan Basin and location of study area

川中地区经历了震旦纪—古生代的海相、晚古生代—早三叠世海陆过渡相和晚三叠世以来以陆相沉积为主的演化过程［1-3， 6］。古隆起北斜坡主要沉积了震旦系、寒武系、上古生界海相地层和中生界陆相地层，缺失奥陶系、志留系（图2）。而德阳—安岳裂陷槽的北段震旦系沉积灯三段、灯二段、灯一段和陡山沱组，缺失灯四段；寒武系仅发育麦地坪组、筇竹寺组和沧浪铺组，二叠系梁山组直接与沧浪铺组接触，缺失龙王庙组、洗象池组、奥陶系、志留系。寒武系麦地坪组岩性主要为炭质页岩、泥岩、含磷灰岩、硅质页岩。震旦系灯影组自下而上分为灯一段、灯二段、灯三段和灯四段，灯一段岩性以泥质白云岩和泥晶白云岩为主，藻含量较少；灯二段岩性主要为藻白云岩，含粉晶白云岩、砂质白云岩、泥质白云岩，以葡萄状和叠层石藻为典型特征，具有“葡萄花边构造”，是本文研究的主要目的层；灯三段岩性主要为泥页岩、砂质白云岩，含较多石英，见少量泥质白云岩；灯四段以硅质白云岩和藻白云岩为主。
图2 川中地区震旦系、寒武系地层岩性综合柱状图

Fig.2 Lithological histogram of Sinian and Cambrian strata in central Sichuan Basin

2 样品及实验方法

研究中选取川中地区北部德阳—安岳裂陷槽北段PT1井、ZJ2井和ZT1井的灯二段含储层固体沥青岩心样品和烃源岩共计47个（图1）。对样品中的储层固体沥青开展了显微镜下观察、扫描电镜与能谱测试、激光拉曼分析和色谱—质谱测试等，分析测试在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和油气地球化学重点实验室完成。
岩石薄片样品在ZEISS-Axiom Imager M2 pol光学显微镜下观察，在透射光和反射光下观察沥青分布形态和赋存特征。开展扫描电镜与能谱测试之前需要制备合适的光片样品，首先将含有沥青的岩石样品切成小方块并进行表面抛光，然后镀金，利用具有EDS功能的FEI Quanta FEG 450场发射环境扫描电子显微镜对不同扫描电镜（SEM）观察和能谱分析。岩石薄片和岩石光片的激光拉曼测试在搭载OLYMPUS BX41显微镜的HORIBA LabRam HR Evolution 激光拉曼仪上进行，测定固体沥青的拉曼光谱和位移特征。饱和烃和芳烃的获取采用索氏抽提法，将沥青样品磨碎成粉末并抽提72 h。氯仿沥青“A”利用氯仿抽提粉碎后的样品获得，用正己烷沉淀沥青质，然后采用硅胶/氧化铝柱色层法把脱沥青质后的可溶有机质分离成饱和烃、芳香烃和非烃。检测饱和烃和芳烃所用仪器为Thermo Scientific公司Trace GC Ultra-DSQ II色谱—质谱联用仪。色谱—质谱测试条件：色谱柱为HP-5MS 弹性石英毛细柱（60 m×0.25 mm×0.25 μm），程序升温为初温100 ℃，恒温5 min，以3 ℃/min的升温速率升至320 ℃，保持20 min，载气为纯度99.999%的氦气，进样口温度为280 ℃，恒流模式为1 mL/min，传输线温度为300 ℃。采用EI（70 eV）电子轰击方式，灯丝电流为100 mA，离子源温度为250 ℃。

3 沥青赋存和分布

3.1　沥青赋存特征

研究区灯二段藻白云岩储层中发育的大量固体沥青属于后生沥青，主要是油气运移及成藏过程中原油裂解残留于储层内部的沥青物质［14］。岩心及薄片光学显微镜下观察结果表明，灯二段储层固体沥青主要赋存在晶（粒）间孔、溶蚀孔（洞）和裂缝中，呈现出点状、球状、板状、块状、脉状等［图3（a）—图3（f）］。赋存在晶（粒）间孔的沥青分布广泛，中粗晶白云石［图3（a）］和细晶白云石的晶间［图3（c）］均有沥青赋存，但总体上含量不高，扫描电镜下观察呈泥点状的不规则充填［图3（d）］，电子能谱测试显示碳含量较高，不含硫［图3（g）］。溶孔中赋存的沥青体积较大［图3（b）］，此沥青可能与油气大量充注和聚集有关，因溶孔发育而分布较广，沥青含量较为丰富，扫描电镜下沥青呈板状和球状2种赋存形态，其中靠近白云石的一侧为板状沥青，板状沥青的外侧为球状沥青充填［图3（e）］，电子能谱测试显示碳含量较高，且含硫［图3（h）］。赋存在裂缝的沥青充填饱满［图3（c）］，扫描电镜下沥青包裹了少量矿物充填于裂缝中［图3（f）］，电子能谱测试显示碳含量较高，不含硫［图3（i）］。如PT1井灯二段沥青样品［图3（d）—图3（f）］，晶间孔中沥青碳含量为75.38%，不含硫；溶孔中沥青碳含量为87.27%，硫含量为4.59%；裂缝中沥青碳含量为83.02%，不含硫。原油中通常还有一定的S元素，但常规原油中O、S、N及微量元素的总占比在1%~4%之间，若沥青中S的占比过高，可能指示在沥青的形成过程中，有与硫元素相关的化学反应发生。
图3 灯二段藻白云岩固体沥青赋存状态

（a）、（d）晶间孔中赋存的沥青；（b）、（e）溶孔中赋存的沥青；（c）、（f）裂缝中赋存的沥青；（g）—（i）电子能谱的测试结果D0：早期微细晶白云石；D1：第一期细中晶白云石；D2：第二期中粗晶白云石；BC：晶间孔；VUG：洞；FR：裂隙；EPL：测试点；SB：固体沥青

Fig.3 Occurrence state of solid bitumen in algal dolomite in the second member of Dengying Formation

3.2　沥青含量及分布

通过对储层固体沥青含量测试和统计表明研究区灯二段普遍发育沥青且含量较高，储层沥青含量最高近7.00%（图4）。本文研究中PT1井样品分布在5 727.96~5 789.40 m深度之间，储层沥青含量为0.03%~5.86%，平均沥青含量为4.41%；ZT1井样品深度为4 947.57~4 971.51 m，沥青分布由下至上呈减少趋势，储层沥青含量为0.95%~5.99%，平均沥青含量为2.96%；ZJ2井样品分布在6 546.50~6 558.80 m之间的深度范围，储层沥青含量为1.03%~6.95%，平均沥青含量为5.13%；单井不同深度沥青分布差异可能与古原油充注程度和油层分布有关。
图4 PT1井、ZT1井和ZJ2井灯二段储层固体沥青含量分布

Fig.4 Distribution of the solid bitumen content with burial depth in the second member of Dengying Formation of Wells PT1， ZT1 and ZJ2

4 沥青生物标志化合物特征

沥青生物标志化合物可以反映成熟度、沉积环境和母质类型等特征［15］。灯二段固体沥青生物标志化合物的分析结果表明，正构烷烃的碳数为n-C15—n-C32，大多数样品都呈现了单峰分布，以中低碳数正构烷烃为主（图5），正构烷烃的连续分布和轻微的基线凸起表明固体沥青没有经历生物降解，为正常裂解烃特征。
图5 ZT1井灯二段固体沥青饱和烃气相色谱（TIC）

Fig.5 Total ion chromatograms of the solid bitumen sample from Well ZT1 in the second member of Dengying Formation

灯二段固体沥青三环萜烷和藿烷系列相对完整，高含量的三环萜烷是海相来源的显著特征，C21-C29TT含量中等，Ts含量低于Tm。沥青样品中的藿烷主要以17α（H），21β（H）-C30藿烷和17β（H），21α（H）-C29降藿烷为主，且21α（H）-C29降藿烷具有更高含量，C35藿烷含量高于C34藿烷［图6（a），图6（b）］。相比之下，灯四段的样品C31—C35藿烷的相对浓度随碳数的增加而降低。沥青碳优势指数（CPI）的值在0.86~0.99之间，奇偶优势指数（OEP）的值在0.79~1.03之间（表1），这2个指标广泛用于成熟度的判别，结果显示两者均接近1.0，表明其处于高度成熟的阶段。对于高成熟的样品，常规甾烷的C29-20S/（20S+20R）和C29-ββ/（ββ+αα）并不适用，由重排甾烷分析的结果表明样品已达到高成熟阶段［图6（c）］。
图6 灯二段固体沥青生物标志化合物分布特征

（a）萜烷类及藿烷类化合物分布（m/z=191）； （b）甾烷类化合物分布（m/z=217）； （c）重排甾烷成熟度图版； （d）Pr/nC17和Ph/nC18交会图； （e）母源沉积环境判别图版； （f）C27-29甾烷三元图

Fig.6 Biomarker characteristics of solid bitumen in the second member of Dengying Formation

表1 灯二段固体沥青生物标志化合物参数

Table 1 Biomarker parameters of the solid bitumen in the second member of Dengying Formation

样品 地层 深度/m CPI OEP Pr/Ph Ph/nC18 Pr/nC17
PT1 灯二段 5 755 0.86 1.02 0.25 0.29 0.21
ZT1 灯二段 4 957 0.93 0.98 0.17 0.33 0.2
ZT1 灯二段 4 959 0.93 0.92 0.48 0.21 0.12
ZT1 灯二段 4 965 0.93 0.79 0.36 0.42 0.31
ZT1 灯二段 4 977 0.94 0.99 0.62 0.57 0.39
样品 地层 深度/m C27甾烷/% C28甾烷/% C29甾烷/% C29H/C30H C35S/C34S
PT1 灯二段 5 755 0.35 0.28 0.37 0.48 0.93
ZT1 灯二段 4 957 0.32 0.29 0.39 0.72 1.12
ZT1 灯二段 4 959 0.34 0.26 0.4 0.73 1.19
ZT1 灯二段 4 965 0.37 0.24 0.39 0.68 1.19
ZT1 灯二段 4 977 0.35 0.26 0.39 0.68 0.9
姥植比（Pr/Ph）是划分烃源岩沉积环境的常用参数，高姥植比（>3.0）通常反映氧化条件下的陆源输入，低姥植比（<0.8）反映缺氧条件，通常是高盐度或碳酸盐岩沉积环境［16］。PT1井和ZT1井的姥植比偏低，最大值仅为0.62（表1），指示母源为发育于强还原环境的海相烃源岩。Pr/nC17—Ph/nC18图版可以划分沉积环境，研究表明灯二段固体沥青的母源为藻类和细菌有机质输入、发育于强还原环境的海相烃源岩［图6（d）］。
C26TT/C25TT与C31R/C30H 2个交会图也用于判断沉积环境。DIDYK等［17］、PETERS等［18］基于全球500多个原油样本，构建以上图版用作预测烃源岩沉积环境，例如海相页岩、海陆交互相页岩、湖相碳酸盐岩、泥灰岩、煤/树脂和蒸发岩。灯二段沥青C35S/C31-35S值（>0.1）相对于灯四段（<0.1）更高。灯四段样品大多数都在海相页岩范围内［图6（e）］，而灯二段样品更多地落在了泥灰岩和碳酸盐岩的环境中，指示灯二段沥青的烃源岩母质可能来自于泥灰岩和碳酸盐岩的贡献，海相碳酸盐岩烃源岩的原油具有C35S/C34S值（>0.8）与C29H/C30H值高（>0.6）的特点（表1）。
C27—C29甾烷的相对丰度通常用于确定有机物的主要来源［18］。C27甾烷的前体起源于动物（例如浮游动物）和某些浮游生物。在非常古老的海相地层中C28甾烷相对于C29甾烷的增加，可归因于丰度较高的藻类种群。C29甾烷既可以来源于高等植物，也可以来源于某些藻类（例如绿藻和褐藻）。ZT1井、PT1井的储层沥青均体现出C29>C27>C28的分布特征［图6（d），图6（f）］ ，其中C27、C28、C29甾烷含量分布范围分别在0.32~0.37、0.24~0.29、0.33~0.40之间（表1），与灯四段的储层沥青甾烷也有差异［19］，推测烃源岩有机质主要来自于藻类［图6（d），图6（f）］。

5 沥青拉曼光谱特征和成熟度

通常镜质体反射率是评价有机质成熟度的重要指标，由于前寒武系有机质中缺少反映成熟度的镜质组成分，而且有机质普遍具有较高的成熟度使得荧光光度等传统有机地球化学手段受到限制，因此采用拉曼反射率（R O，Rmc）等作为评价标准更为合适［20］。前人［20-22］基于激光拉曼技术对固体有机质样品成熟度的研究，提出了适用于从成熟—高成熟—过成熟系列的等效反射率计算公式，相比较于光学反射率的测定这种计算方法的优势在于受到光学非均质性的干扰很小，拉曼光谱直接反映样品内部分子振动的微观信息。
研究中对储层沥青样品进行了拉曼光谱测试，在1 000~2 000 cm-1范围内主要出现2个拉曼峰［图7（a），图7（b）］，即G峰和D峰。G峰称为“石墨峰（Graphite）”，多位于1 580~1 610 cm-1之间，反映芳香结构平面上C—C原子键的振动；D峰称为“缺陷峰（Defects）”，出现于1 330~1 380 cm-1范围，反映有机质的无序结构和结构单元间的缺陷［23-24］。灯二段沥青样品拉曼光谱中G 峰均比较尖锐，D峰较宽，指示了沥青具有较高的变质程度，成熟度较高。基于样品的拉曼光谱中D峰和G峰特征，利用两者的拉曼位移的峰间距计算沥青反射率［20］。公式如下：
R O，Rmc = 0.053   7 × d ( G - D ) - 11.21
式中： R O，Rmc为沥青拉曼反射率，%；d （G—D）为G峰和D峰的拉曼位移峰间距，cm-1。
图7 灯二段沥青拉曼光谱峰谱

Fig.7 Laser Raman spectrum of the solid bitumen in the second member of Dengying Formation

计算结果表明川中地区北部灯二段的储层沥青反射率R O，Rmc值分布范围为2.49%~4.09%，平均反射率值为3.41%（图8），晶（粒）间孔、溶蚀孔（洞）和裂缝等不同形式赋存的储层沥青反射率差别不大，分布范围分别为2.79%~4.03%、3.01%~4.09%和2.49%~3.64%，由此可见，川中地区北部灯二段储层沥青整体处于高成熟阶段，与生物标志化合物分析结果一致，反映了灯二段固体沥青主要来自原油热裂解成因。
图8 灯二段不同赋存形式固体沥青拉曼反射率R O，Rmc分布

Fig.8 Raman reflectance ratio distribution of different occurrence forms of the solid bitumen in the second member of Dengying Formation

6 储层沥青与油气成藏

6.1　古原油来源和潜在烃源岩

本文和前人研究已经证实，四川盆地震旦系灯影组储层沥青的形成与原油热裂解密切相关［8， 25-28］，沥青的地球化学特征等为指示油源对比提供了重要信息。研究结果表明，川中地区北部灯二段的储层沥青在藿烷等生物标志化合物等方面与古隆起主体构造的高石梯—磨溪地区灯四段存在明显不同，母源及其经历的热演化等次生作用均会导致生物标志化合物的差异。由于研究区构造位置上处于川中古隆起北斜坡，同属于一个构造单元，灯影组经历了相似的构造演化和热作用过程，因此，热演化差异等次生作用可能不是造成灯二段和灯四段沥青生物标志化合物不同的主要因素。川中地区灯四段烃类主要来自于寒武系筇竹寺组烃源岩［1， 29-33］，北部地区灯二段沥青与灯四段储层沥青、筇竹寺组烃源岩存在一定差异（图6，图9），综合前文分析，灯二段沥青母源为还原性较强的海相环境烃源岩，主要是泥灰岩和碳酸盐岩，结合地层分布特征和生储盖组合关系（图10），推断川中地区北部灯二段沥青来源有麦地坪组和震旦系陡山沱组等烃源岩的贡献。
图9 灯二段沥青生物标志化合物特征与灯四段沥青、主要烃源岩的对比（部分数据源自文献［19， 33］）

Fig.9 Diagram showing comparison of biomarker characteristics of the solid bitumen in the second and fourth members of Dengying Formation with that of primary source rocks（some date are from Refs.［19， 33］ ）

图10 过PT1井寒武系和震旦系地层分布剖面

Fig.10 Seismic cross section of Cambrian and Sinian strata passing through Well PT1

6.2　原油裂解气的气源灶分布

四川盆地震旦系灯影组天然气主要来源于原油裂解气，古油藏及分散液态烃分布的地方可能成为天然气有效聚集的新气源灶。古油藏形成后随着地层持续埋深和温度的不断升高，当温度大于原油保存下限时，原油发生裂解形成气态烃、轻烃和固体沥青。
因此，通过沥青含量分布可以推断古油藏发育的大概位置，从而确定原油裂解气的气源灶的分布。PT1井、ZT1井和ZJ2井灯二段的沥青含量较高，最高超过6%，在前人［2-3，11］沥青含量分布研究的基础上，综合研究区灯二段固体沥青含量，重新绘制了四川盆地灯影组沥青含量分布图（图11），威远—资阳、高石梯磨溪、蓬莱—中江和川北地区沥青含量普遍大于4%，特别是与古构造高部位的重合的地方，是古油藏发育的有利指向区，同时也是原油裂解气气源灶分布区，可为现今气藏的形成提供大量气源。
图11 四川盆地灯影组沥青及古油藏分布预测（部分数据文献［2-3，11］）

Fig.11 Distribution prediction of the solid bitumen content and paleo oil reservoirs of Dengying Formation in Sichuan Basin （partly data are from Refs.［2-3，11］）

6.3　油气充注过程

基于灯二段固体沥青产状、元素等分析可以看出，研究区灯二段储层发育2期不同沥青，可能代表了地质历史时期中的2期原油充注过程。细晶白云石晶间孔赋存的沥青为一期沥青，主要以C、O元素为主，不含S元素，此种赋存形式沥青呈泥点状的不规则充填，含量不是很高，记录了早期一定规模的原油充注，代表了先存古油藏的破坏。溶孔洞和裂缝赋存的沥青含量高，呈板状和球状2种形态，此赋存形式沥青在灯二段普遍发育，记录了较大规模的原油充注。溶孔洞沥青元素含量与晶间孔沥青明显不同，除了含有C、O元素外，还有较高含量S元素，硫含量的差异可能与硫酸盐热化学还原反应（TSR反应）以及地质时期原油不同的充注期次等相关［28，31-32］。

7 结论

（1）川中地区北部震旦系灯二段储层沥青普遍发育，单井沥青平均含量分布在2.96%~5.13%之间，以晶（粒）间孔、溶蚀孔（洞）和裂缝等形式赋存，其中溶蚀孔（洞）和裂缝赋存形式沥青含量高。沥青生物标志化合物和拉曼光谱特征指示储层沥青整体处于高成熟阶段，属于原油热裂解成因。
（2）灯二段储层沥青生物标志化合物与高石梯—磨溪地区灯四段沥青存在差异，灯二段沥青样品21α（H）-C29降藿烷具有更高含量，C35藿烷含量高于C34藿烷，Ts含量低于Tm，C35S/C31-35S值＞0.1，指示灯二段沥青母质沉积环境和来源与灯四段沥青不同，为强还原环境泥灰岩和碳酸盐岩，可能有下寒武统麦地坪组和震旦系陡山沱组等烃源岩的贡献。
（3）川中地区北部灯二段发育2期不同特征沥青：第一期沥青赋存于晶（粒）间孔，呈泥点状的不规则充填，沥青元素以C、O元素为主；第二期沥青含量高，多以溶孔洞和裂缝形式赋存，除含有C、O元素外，还有较高含量S元素，反映了地质历史时期中的2期原油充注过程和不同的后期次生作用。

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