0 引言
近年来，随着页岩气勘探开发研究的不断深入，人们对页岩储层的认识也不断深化。分布于页岩中的固态沥青作为页岩气孔隙的主要赋存场所日益受到大家关注，热降解固体沥青评价工作在非常规致密气和页岩气储量评价中的重要性也日益得到认可[1,2,3,4]。许多页岩和致密砂岩中已经发现大量分散的固体沥青，这种沥青是从早期液态烃中析出的固体沥青，为一种运移态或残余态的固体沥青[5,6,7]。加拿大西部沉积盆地三叠系蒙特尼地层岩性主要为粉砂岩，砂岩中广泛分布固体沥青及沥青纳米孔隙网络，这种固体沥青已经被证实起源为早期的液态烃经过再次裂解后形成的残余固体沥青，它广泛填充在该区海相粉砂岩间的孔隙网络，因其富含气泡孔而大幅提高了蒙特尼砂岩的含气性[3,8,9,10]。在蒙特尼砂岩中，固体沥青及发育沥青质纳米孔隙网络是蒙特尼砂岩储层质量的主要决定因素。
近年来，海相碎屑岩已逐渐成为我国油气勘探领域重点关注的对象之一，除四川盆地外其他大部分地区海相碎屑岩的勘探已经取得了突破。四川盆地志留系小河坝组致密砂岩在四川盆地分布面积十分广泛，约为12×104 km2，川东地区小河坝组埋深为4 000~6 300 m，川东南地区埋深为2 300~4 300 m，整体勘探程度较低。截至2018年底，四川盆地小河坝组完钻井共计50多口（不含页岩气井），主要分布在蜀南、川东、川中和川北地区[11,12,13]，发现了多个油气显示和工业气流井，显示了非常良好的勘探前景，但是至今仍没有获得真正商业价值的突破[14]。钻井岩心和野外露头样品所做的测试结果表明小河坝组砂岩的大多数砂体都非常致密，孔隙度和渗透率都非常低[15,16]，影响了勘探开发效果。四川盆地小河坝组致密气突破的关键在于寻找优质储层，本文将通过与加拿大西部蒙特尼致密砂岩气对比分析，尝试从沥青纳米孔隙网络的形成过程探讨小河坝组优质储层形成机制，希望能对四川盆地小河坝组致密砂岩气的勘探有所启示。
1 川东地区小河坝组区域地质特征
川东地区构造位置处于上扬子板块的中南部、黔中隆起北侧和川中隆起以西，受中新生代构造运动的影响，区内各种构造十分发育，齐岳山断裂带在西侧穿越而过。志留系小河坝组沉积形成于早志留世晚期，川东地区为受古隆起控制的局限海盆，受加里东构造运动的影响，华南板块自南东往北西挤压拼接、拼合，中上扬子板块整体缓慢抬升，小河坝组沉积中心逐渐向西北方向迁移，水体向上变浅，黔中隆起相对稳定，在靠其北侧主要发育了与小河坝组同期异相的石牛栏组碳酸盐岩台地沉积[13,15,17,18,19,20,21]。川东北部形成了一套以碎屑岩为主的三角洲沉积，前人[20,22,23]通过砂岩的碎屑组分、岩屑类型、重矿物组合、地球化学分析等认为川东地区小河坝组物源来自盆地东边的江南—雪峰山隆起西侧上元古界板溪群及其侵入板溪群中的基性岩体、中基性喷出岩体，沉积环境为温润潮湿的气候环境。四川盆地志留系经历了加里东期隆升构造运动、燕山期挤压褶皱作用的影响。受加里东期隆升作用控制，川中、川西地区地层抬升剥蚀，志留系缺失。燕山期挤压褶皱作用形成了川东地区NNE向、NE向的高陡构造带和川南地区的SN向、NNE向低缓构造带[13,24]。
四川盆地内小河坝组分布面积为12×104 km2，地层厚度为0~600 m，川东南地区受沉积环境影响，小河坝组沉积厚度较大，可达200~300 m，砂地比在0.03~0.91之间，平均值为0.42，小河坝组垂向上位于龙马溪组炭质泥页岩与韩家店组厚层页岩之间，龙马溪组含有厚层的黑色页岩，具有较大的生油气潜力[25]。川东地区钻井揭示小河坝组大套泥岩夹薄层粉砂岩，为前三角洲亚相沉积，川东盆缘露头大套砂岩夹泥岩，为三角洲前缘亚相[14]。小河坝组致密砂岩与蒙特尼致密砂岩沉积环境不同，蒙特尼致密砂岩为滨岸沉积，主要岩性为粉砂岩，小河坝组砂岩为三角洲沉积，主要岩性为粉砂岩、泥岩夹薄层粉砂岩，底部与龙马溪组暗色页岩、泥岩整合接触，顶部与韩家店组整合接触。
由于小河坝组在剖面上与龙马溪组页岩距离较近，因此在四川盆地油气勘探中钻遇小河坝组发现油气显示十分活跃。据本文统计，四川盆地在小河坝组具有油气显示、工业气流井共15口，其中川东地区五科1井中测获气1.09×104 m3/d、太13井初测获气19×104 m3/d、建深1井测试获得日产气量约为2.05×104 m3/d（图1）。这些油气显示、油气流井充分说明了邻近地层，尤其是龙马溪组生成的油气有很大一部分运移到小河坝组的砂岩中形成了油气圈闭。
2 样品采集与测试分析方法
本文研究工作采集了川东三泉、小河坝、黄草场、双流坝、冷水溪等地区的样品28块，针对性开展了岩石薄片、总有机碳（TOC）、氩离子抛光扫描电镜等分析工作。为保障实验数据的可靠性和可对比性，本文实验均采用通用实验设备和现行国家或行业标准。总有机碳测定依据GB/T 19145—2003标准采用LECO-CS230碳硫分析仪测量。岩石薄片鉴定测试依据SY/T 5368—2016标准采用DMP4500偏光显微镜测量。矿物组成依据SY/T5163—2010标准使用D/Max-2500PC X-射线衍射仪进行测定，微观孔隙采用氩离子抛光仪Gatan Model 697进行抛光，然后使用FEI Heilos 650F观察。岩石孔渗依据GB/T 34533—2017标准采用PDP200型孔渗测定仪进行测试。
3 样品分析测试结果
3.1 小河坝组砂岩的矿物组成
国内学者对川东地区小河坝组砂岩岩石组成进行过较多研究，小河坝组岩石类型以长石石英砂岩为主，岩屑石英砂岩次之，含少量的石英砂岩[13,15,16,18]。本文鉴定砂岩岩石类型与前人结论类似，碎屑颗粒分选性中等—差，多为次棱角状，碎屑颗粒组合具有石英含量高、长石含量高、岩屑含量低的特点，碎屑中石英颗粒主要为单晶石英，可见到部分样品以燧石为主，石英含量一般为67.1%~83.4%，平均为80.2%，颗粒状石英多呈等轴状产出，具有弱波状消光或一致消光。长石含量一般为4.7%~28.5%，平均为14.9%，主要为斜长石。岩屑含量很低，一般小于3%，平均为0.79%，常见板岩岩屑。另外含有少量云母、绿泥石以及锆石、电气石、金红石等重矿物。
3.2 小河坝组砂岩的总有机碳含量
为确定小河坝组总有机碳含量，本文对系统采集的28个样品进行了总有机碳分析，分析结果(表1)显示总有机碳含量一般为0.02%~2.55%，平均为0.43%，南川三泉、小河坝地区较低，黄草场剖面、双流坝剖面、冷水溪剖面部分样品总有机碳含量较高，呈现从西南向东北逐渐增加的趋势。
表1 四川盆地小河坝组砂岩样品总有机碳数据Table 1 Total organic carbon data of Xiaoheba sandstone in the Sichuan Basin |
| 剖面 | 岩性 | 样品数量 | 总有机碳/% | ||
|---|---|---|---|---|---|
| 最小 | 最大 | 平均值 | |||
| 南川三泉 | 细粉砂岩 | 4 | 0.02 | 0.35 | 0.21 |
| 小河坝 | 细粉砂岩 | 8 | 0.24 | 0.48 | 0.16 |
| 黄草场 | 细粉砂岩 | 3 | 0.15 | 1.65 | 0.52 |
| 双流坝 | 含沥青质粉砂岩 | 4 | 0.32 | 1.15 | 1.06 |
| 冷水溪 | 含沥青粉质砂岩 | 9 | 0.34 | 2.55 | 1.11 |
3.3 小河坝组砂岩的孔隙度和渗透率特征
川东地区小河坝组砂岩样品的孔渗测试结果显示，孔隙度分布在0.79%~7.2%之间，平均为3.1%，小于10%的样品占89.3%；渗透率分布在（0.000 1~2.17）×10-3 μm2之间，平均为0.18×10-3 μm2，小于0.1×10-3 μm2的样品占77.1%，整体孔隙度和渗透率较低（表2）。
表2 四川盆地小河坝组孔隙度和渗透率数据Table 2 Data sheet of porosity and permeability of Xiaoheba Formation in Sichuan Basin |
| 剖面 | 样品数量 | 孔隙度/% | 渗透率/(10-3 μm2) | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 最小 | 最大 | 平均值 | 最小 | 最大 | 平均值 | ||
| 小河坝 | 8 | 0.79 | 7.2 | 1.75 | 0.000 1 | 2.17 | 0.155 |
| 黄草场 | 3 | 1.13 | 4.44 | 2.56 | 0.000 86 | 0.106 | 0.021 5 |
| 双流坝 | 4 | 1.7 | 4.58 | 2.57 | 0.000 226 | 0.134 | 0.024 3 |
| 冷水溪 | 9 | 2.74 | 3.83 | 3.31 | 0.002 | 0.020 6 | 0.005 8 |
3.4 小河坝砂岩的孔隙结构及沥青纳米孔隙网络
图2 川东小河坝组砂岩显微孔隙类型及固体沥青(a) 黄草场剖面，小河坝组，细粉砂岩，粒间溶孔，铸体，(—) ，×100；(b) 南川三泉剖面，小河坝组，细粉砂岩，粒间溶孔，铸体，(—) ，×100；(c) 冷水溪剖面，小河坝组，细粉砂岩，裂缝，铸体，(—) ，×100；(d）双流坝剖面，小河坝组，含沥青质粉砂岩，沥青条带充填，单偏光，(—)， ×50；(e）冷水溪剖面，小河坝组，含沥青质粉砂岩，沥青条带充填，单偏光，(—) ，×50；(f）冷水溪剖面，小河坝组，含沥青质粉砂岩，大量沥青条带充填，单偏光，(—) ，×50 Fig.2 Pore and solid bitumen distribution in sandstone thin section of Xiaoheba Formation in eastern Sichuan Basin |
图3 川东地区小河坝组致密砂岩纳米孔隙电镜照片（a）双流坝剖面，砂岩，溶蚀孔隙发育，扫描电镜，×5 000；（b）冷水溪剖面，砂岩，沥青内部纳米孔隙，扫描电镜，×5 000；（c）冷水溪剖面，砂岩，沥青内部纳米孔隙，扫描电镜，×2 500；（d）三泉剖面，砂岩，原生粒间孔，扫描电镜，×2 500；（e）双流坝剖面，砂岩，次生溶蚀孔，扫描电镜，×2 500； （f）黄草场剖面，砂岩，矿物结晶孔，扫描电镜，×2 500 Fig. 3 Electron microscopic photographs of tight sandstone of Xiaoheba Formation in eastern Sichuan Basin |
4 沥青纳米孔隙网络的成因及成藏意义探讨
4.1 与加拿大蒙特尼致密砂岩气成因对比分析
蒙特尼致密砂岩储层中发育固体沥青网络，固体沥青中发育纳米孔隙，构成致密气的主要储集场所。蒙特尼致密气产区位于加拿大西部阿尔伯塔盆地和不列颠哥伦比亚沉积盆地的科迪勒变形带东北部，地层形成时代为早三叠世，地层厚度达320 m，地层主要由粉砂岩组成，主要为近海环境的滨岸沉积[27,28,29,30]，部分地区在蒙特尼下部也发现有浊积岩沉积。蒙特尼致密砂岩形成于早三叠世，邻近地层的泥岩在埋藏约50~60 Ma时间后进入产气体窗口，生产油气并运移到致密砂岩中聚集成藏[31]。蒙特尼砂岩地层的总有机碳含量（TOC）高达0.25%~4.0%，有机碳形态上几乎都是以固体沥青的形式存在[8,17]，这种分散状态的固体沥青在蒙特尼砂岩孔隙间呈网络状分布，固体沥青中发育丰富的纳米孔隙，这种纳米孔隙直径从几纳米到几百纳米不等，孔隙中含气饱和度接近100%，压力高，天然气丰富，构成了蒙特尼致密砂岩气的主要储集场所[32]（图4）。
本文采集的小河坝组砂岩露头剖面样品总有机碳含量为0.21%~1.11%，与蒙特尼砂岩相比略低，由于沥青纳米孔隙网络主要发育在砂岩残余固体沥青中，因此从镜下观测对比分析发现小河坝组砂岩沥青孔隙网络发育程度弱于蒙特尼砂岩，蒙特尼砂岩沥青在电镜照片中面积占比可达8%~12%，而小河坝砂岩仅有5%~8%，存在一定差异。从发育在固体沥青的孔隙网络对比来看，小河坝组砂岩中沥青面孔率可达10%~18%，高于蒙特尼砂岩的5%~12%，这是由于小河坝组砂岩热演化程度（2.1%~4.0%）高于蒙特尼砂岩（2.1%）[14,32]，发育更多、更密集的气泡孔。通过对比分析可以得出，小河坝组砂岩沥青纳米孔隙网络形成过程为：首先邻近富含有机质的邻近泥岩地层生成了大量液态烃，其次液态烃运移到砂岩的早期孔隙网络，最后运移到孔隙网络中的液态烃受热后再次裂解产生天然气，其中一部分天然气保留在孔隙网格中，一部分天然气逸散，保留下来的天然气以气泡的形式固化下来形成了现存的纳米孔（图5）。可以说蒙特尼致密气成藏得益于这一个地质演化过程，小河坝组砂岩也有同样的演化过程。
4.2 沥青纳米孔隙可以提高小河坝组砂岩气资源丰度
本文研究发现小河坝组砂岩与蒙特尼砂岩中固体沥青、沥青纳米孔隙网络赋存状态基本一致，同时还发现在地质历史上小河坝组砂岩至少在三叠纪发生过一次明显的油气充注过程[15,16,35]，并随着埋深增加，小河坝组砂岩成熟度进一步升高，早期充注的液态沥青产生再次裂解，产生更轻组分的液态烃和部分天然气，天然气以气泡的形式在砂岩中运移，伴随着液态烃的沥青化，气泡被逐步固化在其中形成沥青质气泡孔[36]。研究发现，存在于小河坝组中的沥青质气泡孔类似于四川盆地龙马溪组海相页岩的沥青质气泡孔。沥青中纳米气孔的大量发育对于小河坝组砂岩的储集性能具有较大的提升作用，同时可以提高小河坝组致密气的资源丰度，固体沥青网络岩石力学性质与砂岩差别很大，沥青网络的发育可以在一定程度上改变小河坝组砂岩的力学性质，提高致密岩石的可改造性。因此，小河坝组砂岩中固体沥青及沥青中纳米孔隙网络的发现对于小河坝组砂岩气成藏与开发都具有十分重要的现实意义。
4.3 控制小河坝组砂岩沥青孔隙网络的因素
小河坝组纳米孔隙网络形成与邻近泥岩地层的生烃能力、砂泥岩岩相组合模式、成藏演化过程等因素密切相关。在邻近地层生烃能力相同的条件下，差异化的岩相组合模式和成藏演化过程控制了纳米孔隙网络的形成。
在川东小河坝组三角洲相沉积环境中，主要形成厚砂薄泥型、厚泥薄砂型和砂泥均匀互层型等3类典型的岩相组合模式[34]，并且这3种岩相组合模式在成藏过程中存在差异化的特征。
（1）厚砂薄泥型组合类型。该组合沉积后在上覆地层重力作用下迅速压实，地下水通过原生孔隙不断从邻近地层带来碳酸氢钙，沉淀形成方解石胶结物。至晚二叠世，龙马溪组和小河坝组页岩中有机质开始成熟生烃，但此时小河坝组厚砂薄泥型组合类型砂体已经致密化，有机酸和烃类难以进入，不能产生溶蚀和油气充注。因此，该组合强烈致密化时间早于油气充注时间，岩石致密化后油气难以充注，不能形成沥青纳米孔隙网络。
（2）厚泥薄砂型地层组合类型。该组合类型在沉积埋藏后迅速压实，泥岩由于缺乏颗粒支撑，更容易被压实，孔渗迅速降低，而包在其中的砂岩则会由于岩石和矿物颗粒的支撑，原生孔隙部分得以保留。埋藏深度进一步加大后，砂体中的水受泥岩阻隔不能排出，阻挡砂体压实及胶结物的形成，当龙马溪组和小河坝组中的页岩有机质开始生烃，产生有机酸及烃类开始向包裹在其中的砂岩运移，形成少量的砂岩油气充注。该组合发生中等强度的致密化，油气可以少量充注砂岩，进而产生少量沥青纳米孔隙网络。
（3）砂泥互层型地层组合类型。该组合类型在沉积埋藏后，在压实作用下泥岩渗透率孔隙度降低，砂岩颗粒支撑孔隙保存较好，地层中的有机质生烃产生的有机酸会向邻近的砂体运移，造成部分溶蚀裂缝，烃类进入溶蚀裂缝和原始保存的孔隙中，形成油气一次充注，随埋深和成熟度进一步增加，进入砂岩原始网络的液态烃会再次裂解产生轻烃和纳米孔隙网络。该组合发生较弱的致密化，在有利的沉积组合相带可以发生较大规模的砂岩油气充注，形成发育的沥青纳米孔隙网络体系，具有较大的勘探价值。
5 结论
（1）四川盆地东部小河坝组砂岩除了发育原生孔隙、次生孔隙外，还发育固体沥青网络及存在于其中的固体沥青纳米孔隙网络体系，沥青纳米孔隙也是小河坝组致密砂岩的重要储集空间类型。
（2）小河坝组砂岩沥青纳米孔隙网络来源于早期液态烃的二次裂解。早期充注到砂岩中的液态烃随成熟度升高发生二次裂解，产生更轻组分的液态烃和部分天然气，部分气泡被固化于其中形成沥青纳米孔隙网络。
（3）沥青孔隙网络对提高小河坝组致密气资源丰度具有重要地质意义。沥青纳米孔隙网络的区域发育受控于沉积微相、砂泥组合、成藏演化过程，砂泥互层型地层组合有利于沥青纳米孔隙网络的形成，该组合发育区具有较大勘探价值。
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