鄒才能，謝增業(yè)，李 劍，張 璐，楊春龍，崔會(huì)英，王曉波，郭澤清，潘松圻

（1.中國(guó)石油 勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京 100083；2.中國(guó)石油天然氣集團(tuán)有限公司 天然氣成藏與開(kāi)發(fā)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，河北 廊坊 065007）

2017 年以來(lái)，中國(guó)天然氣產(chǎn)量增長(zhǎng)已連續(xù)5 年超百億立方米［1］，但天然氣儲(chǔ)量增長(zhǎng)壓力和難度大，尤其是近十余年來(lái)，中國(guó)新發(fā)現(xiàn)氣田以深層-超深層、復(fù)雜碳酸鹽巖和非常規(guī)氣田為主［2］。四川盆地和鄂爾多斯盆地是深層-超深層碳酸鹽巖天然氣儲(chǔ)量增長(zhǎng)的重要領(lǐng)域，探明了中國(guó)單體規(guī)模和總體規(guī)模均居首位的安岳特大型和單層規(guī)模最大的靖邊特大型海相碳酸鹽巖氣田。經(jīng)過(guò)多年的研究，已建立受“四古”控制的四川盆地古老碳酸鹽巖大氣田［3-8］、受古地貌控制的鄂爾多斯盆地巖溶古地貌大氣田［9-11］等多項(xiàng)成藏富集理論，但天然氣成藏地質(zhì)條件的復(fù)雜性和特殊性，導(dǎo)致兩大盆地天然氣富集成藏呈現(xiàn)出較大差異?；诔刹伢w系理論［12-13］中的源-位結(jié)構(gòu)、油氣成藏過(guò)程及關(guān)鍵要素時(shí)-空配置等分析，明確兩類(lèi)大氣田天然氣規(guī)模富集的主控因素，以期為尋找下一個(gè)新的萬(wàn)億立方米級(jí)大氣區(qū)提供地質(zhì)依據(jù)。

1 氣田概況

安岳氣田地處四川盆地中部（圖1a），位于川中古隆起東端，即高石梯—磨溪地區(qū)，是中國(guó)近年來(lái)發(fā)現(xiàn)的新元古界-下古生界碳酸鹽巖特大型氣田［8］。截至2020 年底，安岳氣田震旦系-寒武系累計(jì)探明天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量1.04×1012m3，年生產(chǎn)天然氣能力約為170×108m3［14］。靖邊氣田地處鄂爾多斯盆地中部（圖1b），是中國(guó)首次在陸上海相碳酸鹽巖地層中發(fā)現(xiàn)和探明的大型非常規(guī)隱蔽型巖溶風(fēng)化殼古地貌氣藏［9，15］，位于陜北斜坡的中部。截至2020年底，靖邊氣田探明天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量0.90×1012m3，累計(jì)生產(chǎn)天然氣約950×108m3。安岳氣田和靖邊氣田基本參數(shù)見(jiàn)表1。

圖1 四川盆地安岳氣田（a）與鄂爾多斯盆地靖邊氣田（b）地理和構(gòu)造位置（據(jù)文獻(xiàn)［6，15］修改）Fig.1 Maps showing the locations of Anyue gas field in the Sichuan Basin（a）and Jingbian gas field in the Ordos Basin（b）（Modified from references ［6］ and ［15］）

表1 安岳氣田和靖邊氣田基本參數(shù)Table 1 Statistics of basic parameters of Anyue and Jingbian gas fields

2 成藏體系特征

2.1 成藏體系及其結(jié)構(gòu)分類(lèi)

油氣成藏體系是自然界中自然產(chǎn)生并存在的油氣體系，是將含油氣系統(tǒng)的“從烴源巖到圈閉”思路轉(zhuǎn)變?yōu)椤皬娜﹂]到烴源巖”的反向追溯，尤其針對(duì)多源、多期、多類(lèi)型混合的復(fù)雜油氣成藏過(guò)程，溯源會(huì)更有意義［13］。油氣成藏體系包括了形成油氣藏的一切必要元素以及這些要素之間的有效配置，體現(xiàn)了“元素-結(jié)構(gòu)-功能”的有機(jī)結(jié)合。元素即成藏要素，包括烴源體、輸導(dǎo)體和圈閉體，烴源是物質(zhì)基礎(chǔ)，圈閉是勘探目標(biāo)，輸導(dǎo)是紐帶；結(jié)構(gòu)主要揭示“源-位”匹配關(guān)系；功能（形成油氣藏）是油氣成藏體系研究的核心，是烴源、輸導(dǎo)、圈閉三者相互作用的結(jié)果［12］。基于成藏體系研究思路，金之鈞等［13］總結(jié)出天然氣成藏體系的6種源-位結(jié)構(gòu)，即“單源一位”（如頁(yè)巖氣、煤層氣等）、“單源二位”（未經(jīng)明顯的二次輸導(dǎo)，包括各種源內(nèi)型天然氣藏、源內(nèi)裂縫型氣藏或就近聚集的源緣型氣藏等）、“單源三位”（經(jīng)明顯的二次輸導(dǎo)）、“二源二位”、“二源三位”以及“三源三位”。

2.2 氣藏結(jié)構(gòu)

根據(jù)前人對(duì)成藏體系的劃分方案，明確了安岳氣田和靖邊氣田的氣藏結(jié)構(gòu)及其成藏體系特征（表2）。安岳氣田龍王廟組氣藏屬于早期“單源三位”結(jié)構(gòu)，由斷裂輸導(dǎo)（圖2a），晚期古油藏原位裂解，源-儲(chǔ)一體（相當(dāng)于“單源一位”）；燈影組氣藏包括早期“二源二位”和“二源三位”結(jié)構(gòu)（圖2b），晚期古油藏原位裂解，源-儲(chǔ)一體（“單源一位”）。靖邊氣田奧陶系不同組合氣藏的結(jié)構(gòu)也存在差異，上組合為“單源二位”結(jié)構(gòu)，由不整合面、侵蝕古溝槽輸導(dǎo)；中組合為“二源三位”結(jié)構(gòu)，由不整合面、斷裂-裂縫-儲(chǔ)集層輸導(dǎo)；下組合主要屬于“單源三位”結(jié)構(gòu)，烴源巖和儲(chǔ)層雖同為奧陶系，但源、儲(chǔ)間有致密層分隔，需由斷裂/裂縫溝通輸導(dǎo)（圖2c）。

圖2 安岳氣田龍王廟組（a）、燈影組（b）與靖邊氣田奧陶系（c）氣藏源-位結(jié)構(gòu)（剖面位置見(jiàn)圖1）Fig.2 Diagrams of the source-location structures for the Longwangmiao Formation（a）and Dengying Formation（b）of Anyue gas field，and the Ordovician of Jinbian gas field（c）（See Fig.1 for the section location）

表2 安岳氣田和靖邊氣田成藏體系特征Table 2 Characteristics of the accumulation system in Anyue and Jingbian gas fields

2.3 天然氣成因及成藏過(guò)程

除靖邊氣田奧陶系上組合的天然氣主要源于石炭系-二疊系煤系烴源巖，以干酪根熱裂解氣為主外，奧陶系中-下組合的油型氣和安岳氣田震旦系-寒武系天然氣均以原油裂解氣為主，經(jīng)歷了由古油藏—古氣藏—調(diào)整定型的演化過(guò)程。

2.3.1 天然氣成因類(lèi)型

謝增業(yè)等通過(guò)源于下馬嶺組頁(yè)巖的原油、原始干酪根與殘余干酪根的黃金管模擬實(shí)驗(yàn)，建立了原油裂解氣與干酪根裂解氣的ln（C1/C2）-ln（C2/C3）鑒別圖版［16］。將安岳氣田和靖邊氣田的分析數(shù)據(jù)點(diǎn)入該圖版（圖3），可見(jiàn)安岳氣田燈影組和龍王廟組天然氣主要為原油裂解氣，與利用天然氣C6-C7輕烴組成確定其為聚集型原油裂解氣［17］的結(jié)論相吻合。鄂爾多斯盆地上古生界煤型氣主要為干酪根裂解氣，落入原油裂解氣演化軌跡線以下的奧陶系天然氣主要屬于原油裂解氣，靠近原油裂解氣演化軌跡線之上則為以原油裂解氣為主的混合氣，ZHO4 井奧陶系頁(yè)巖氣是源內(nèi)既有干酪根裂解氣、又有原油裂解氣的混合氣代表，MT1井馬四段等中-下組合部分天然氣類(lèi)似于ZHO4 井頁(yè)巖氣，呈現(xiàn)出混合氣特征，這與其具有良好的封閉條件、聚集了早期和晚期天然氣有關(guān)。

圖3 安岳氣田與靖邊氣田天然氣成因類(lèi)型判識(shí)圖 ［16］Fig.3 Diagnostic plot of the genetic types of natural gas in Anyue and Jingbian gas fields［16］

天然氣乙烷碳同位素值（δ13C2）具有較強(qiáng)的母質(zhì)類(lèi)型繼承性，是判識(shí)天然氣成因類(lèi)型的重要指標(biāo)，一般將δ13C2=-28 ‰或-29 ‰作為判識(shí)油型氣和煤型氣的界限［18-19］，但當(dāng)熱演化程度極高，甚至乙烷作為反應(yīng)底物開(kāi)始裂解時(shí)，這一階段的同位素分餾更加明顯，剩下的乙烷含量越少，δ13C2越大［20］，安岳氣田燈影組氣藏屬于此類(lèi)情況；另外，當(dāng)乙烷等重?zé)N氣體與地層中的含硫物質(zhì)發(fā)生反應(yīng)（硫酸鹽熱化學(xué)還原反應(yīng)，即TSR 反應(yīng)）生成硫化氫時(shí)，隨著乙烷參與反應(yīng)程度的加大，氣藏中剩余乙烷的δ13C 將增大，靖邊氣田奧陶系鹽下部分氣藏屬于此類(lèi)。因此，當(dāng)存在這些極端條件時(shí)，用δ13C2來(lái)判識(shí)天然氣成因類(lèi)型會(huì)出現(xiàn)偏差，需慎用。

安岳氣田燈影組天然氣甲烷碳同位素值（δ13C1）在-34.1 ‰～-31.0 ‰，均值為-32.9 ‰，δ13C2在 -33.6 ‰～-26.0 ‰，均值為-28.4 ‰；龍王廟組天然氣δ13C1在-33.7 ‰～-32.1 ‰，均值為-32.8 ‰，δ13C2在-35.3 ‰～-30.5 ‰，均值為-32.7 ‰?？梢?jiàn)，兩個(gè)層系δ13C1基本一致，但δ13C2差異大，這與不同烴源的貢獻(xiàn)比例大小有關(guān)。前人研究表明，龍王廟組天然氣主要源于筇竹寺組烴源巖，燈影組天然氣是筇竹寺組與震旦系烴源巖共同貢獻(xiàn)的混源氣［21-25］。震旦系烴源巖的熱演化程度高于筇竹寺組，當(dāng)源于筇竹寺組烴源的燈影組氣藏混入源自震旦系烴源的天然氣時(shí)，混合氣的成熟度將增高，相應(yīng)地δ13C2將增大；燈影組、龍王廟組天然氣δ13C1變化不大，與過(guò)成熟階段δ13C2增大的幅度遠(yuǎn)大于δ13C1有關(guān)［24，26-27］。燈影組和龍王廟組天然氣甲烷氫同位素值（δDCH4）的差異進(jìn)一步說(shuō)明其生源不同。由圖4可見(jiàn)，龍王廟組 天然氣δDCH4在-138 ‰～-132 ‰，均值為-134 ‰；燈影組天然氣δDCH4變化大，介于-158 ‰～-135 ‰，呈規(guī)律性分布，靠近德陽(yáng)-安岳古裂陷的臺(tái)緣帶相對(duì)較大，以δDCH4＞-144 ‰為主，臺(tái)地內(nèi)的相對(duì)較小，以δDCH4＜-144 ‰為主，這一分布格局主要與不同時(shí)代烴源巖的貢獻(xiàn)大小有關(guān)。筇竹寺組烴源巖沉積時(shí)的水體介質(zhì)鹽度比震旦系烴源巖的大［24］，源巖水體介質(zhì)鹽度越大，天然氣δDCH4越大。因此，當(dāng)源于筇竹寺組烴源的天然氣混入源自震旦系烴源的天然氣時(shí)，混合氣的δDCH4將減小，震旦系烴源的貢獻(xiàn)越大，δDCH4越小。這表明，由臺(tái)緣帶向臺(tái)地內(nèi)，震旦系烴源對(duì)燈影組氣藏的貢獻(xiàn)增大。

圖4 安岳氣田天然氣乙烷碳同位素值與甲烷氫同位素值關(guān)系（部分?jǐn)?shù)據(jù)引自文獻(xiàn)［22-24］）Fig.4 Correlation between ethane carbon isotope and methane hydrogen isotope of natural gas in Anyue gas field（Part of the data quoted from references ［22］ to ［24］）

靖邊氣田奧陶系天然氣主要為干氣，干燥系數(shù)以0.976～0.999 為主，少量為0.804～0.944（圖5a），但鹽上（馬五1—馬五5亞段）與鹽下（馬五6亞段以下）天然氣特征差異大：鹽上天然氣δ13C1較大，為-37.3 ‰～-30.7 ‰，均值為-33.5 ‰，δ13C2為-37.5 ‰～-23.6 ‰，均值為-30.4 ‰；鹽下天然氣δ13C1總體較小，為-45.7 ‰～-32.4 ‰，均值為-39.7 ‰，δ13C2為-35.6 ‰～-22.6 ‰，均值為-28.8 ‰。部分奧陶系天然氣δ13C2偏大主要與其硫化氫（H2S）含量較高有關(guān)［28-29］，此情形下不能僅憑δ13C2，而是需要結(jié)合δ13C1來(lái)綜合確定成因類(lèi)型。正常演化情況下，隨成熟度增高，δ13C1增大，δ13C1與δ13C2發(fā)生倒轉(zhuǎn)，δ13C2-δ13C1（△13C2-1）逐漸減小，直至△13C2-1＜0。圖5b 為δ13C1-△13C2-1關(guān)系圖，從圖上可見(jiàn)上古生界的煤型氣與奧陶系油型氣具有不同的演化趨勢(shì)，LT1井、JT1井、T75井和TA38井等鹽下天然氣由于H2S 含量高而導(dǎo)致δ13C2明顯偏大時(shí)，呈現(xiàn)出與煤型氣相似的演化趨勢(shì)，但這并不是其真實(shí)特征的反映，因此，在此情形下需慎用δ13C2來(lái)確定天然氣成因類(lèi)型。也正是因?yàn)橛性S多奧陶系天然氣δ13C2較大，產(chǎn)生了對(duì)天然氣來(lái)源的爭(zhēng)論。煤系烴源巖對(duì)奧陶系馬家溝組鹽上氣藏有貢獻(xiàn)基本無(wú)異議［30-31］，但鹽下氣藏的天然氣來(lái)源卻存在不同觀點(diǎn)，有上生下儲(chǔ)［32］、自生自儲(chǔ)［28-29，33］及混合來(lái)源［15，34-35］等。2021 年6月在盆地東部米脂地區(qū)首次在馬四段獲得高產(chǎn)氣流的MT1 井，其δ13C1與δ13C2分別為-45.7 ‰和-26.2 ‰，H2S 含量為50.13 g/m3［15］，TSR 反應(yīng)使δ13C2增大，而不是其真實(shí)的原始特征。MT1井天然氣輕烴組成特征以正構(gòu)烷烴和鏈烷烴為主，環(huán)烷烴和芳烴含量相對(duì)較低（圖6），表明其成因類(lèi)型主要為腐泥型，主要與奧陶系自身烴源巖有關(guān)。

圖5 鄂爾多斯盆地天然氣甲烷碳同位素值與干燥系數(shù)（a）、乙烷－甲烷碳同位素差值（b）關(guān)系（部分?jǐn)?shù)據(jù)引自文獻(xiàn)［28，31］）Fig.5 Correlation of carbon isotope of methane with dryness coefficient（a）and carbon isotope differences between ethane and methane（b）of natural gas in the Ordos Basin（Part of the data quoted from references ［28］ and ［31］）

圖6 鄂爾多斯盆地MT1井奧陶系馬四段天然氣輕烴組成Fig.6 Light hydrocarbon compositions of natural gas in the 4th member of the Ordovician Majiagou Formation in well MT1 in the Ordos Basin

2.3.2 烴源巖生烴演化

四川盆地和鄂爾多斯盆地具有大體相似的熱流值，都為“冷盆”，都經(jīng)歷過(guò)一次異常增熱事件，但熱事件發(fā)生的時(shí)間有較大差異。如四川盆地震旦紀(jì)—早二疊世為穩(wěn)定低熱流階段，熱流值為55 mW/m2，中-晚二疊世出現(xiàn)熱流高峰，峰值達(dá)85 mW/m2，且超過(guò)70 mW/m2的熱事件持續(xù)時(shí)間約為70 Myr，三疊紀(jì)熱流值開(kāi)始逐漸降低，侏羅紀(jì)至今的熱流值基本保持在64 mW/m2［36］；鄂爾多斯盆地從早古生代—晚古生代，地溫梯度由24～26 ℃/km降為22～24 ℃/km，早古生代熱流均值大致為60 mW/m2［37］，晚古生代石炭紀(jì)—二疊紀(jì)大致為55 mW/m2，三疊紀(jì)—侏羅紀(jì)主要為55～60 mW/m2，隨后熱流值逐漸上升，早白堊世晚期達(dá)到最高約90 mW/m2，且熱流值超過(guò)70 mW/m2的熱事件持續(xù)時(shí)間約為70Ma，隨后熱流值逐漸降低，現(xiàn)今為66 mW/m2左右［38］。四川盆地比鄂爾多斯盆地提前經(jīng)受“高熱流值”，導(dǎo)致其成烴高峰期相對(duì)較早，成油期主要為二疊紀(jì)—早侏羅世，成氣高峰期主要為中侏羅世—晚白堊世（圖7a），現(xiàn)今震旦系-寒武系氣藏天然氣已全部為干氣，干燥系數(shù)0.995～0.999；而鄂爾多斯盆地奧陶系烴源巖成油期主要是晚三疊世—早、中侏羅世，早白堊世已生成的油發(fā)生裂解及烴源巖進(jìn)入高-過(guò)成熟大量生氣階段，上古生界煤系烴源巖在中、晚侏羅世—早白堊世大量生成天然氣（圖7b），現(xiàn)今奧陶系氣藏天然氣干燥系數(shù)主要為0.944～0.999。

2.3.3 油氣充注史

流體包裹體是研究油氣充注史的一種常用方法?；诹黧w包裹體的檢測(cè)結(jié)果，結(jié)合研究區(qū)構(gòu)造演化、沉積埋藏史及烴源巖生烴演化史等分析了油氣充注史。所測(cè)包裹體為溶蝕孔、洞、縫或裂縫中充填的以白云石、自生石英和方解石為宿主礦物的原生包裹體。安岳氣田燈影組、龍王廟組與烴類(lèi)伴生的鹽水包裹體均一溫度分布范圍寬，為81～253 ℃，主峰值120～180 ℃，其階段性不明顯，其中，燈影組在石英礦物中檢測(cè)出較多大于180 ℃的包裹體（圖8a）；龍王廟組整體上以120～180 ℃為主，大于180℃的占比相對(duì)低（圖8b）。結(jié)合研究區(qū)沉積埋藏史及烴源巖生烴演化史，認(rèn)為三疊紀(jì)—白堊紀(jì)是川中古隆起油氣充注的主要時(shí)期，且具有多期次“準(zhǔn)連續(xù)”充注的特點(diǎn)，以燈影組（圖7a）為例，志留紀(jì)，震旦系烴源巖已進(jìn)入生油期，筇竹寺組烴源巖處于未成熟階段；二疊紀(jì)前，由于構(gòu)造抬升作用，生烴過(guò)程停止；二疊紀(jì)—三疊紀(jì)，震旦系、寒武系烴源巖處于生油高峰階段，此階段主要在白云石及石英礦物中捕獲均一溫度介于80～120 ℃的包裹體；早、中侏羅世，烴源巖處于成熟-高成熟的濕氣生成階段，白云石及石英礦物中包裹體均一溫度介于120～180 ℃；晚侏羅世—白堊紀(jì)，烴源巖進(jìn)入干氣生成階段，白云石和石英礦物中包裹體均一溫度大于180 ℃，尤其以石英礦物中捕獲的包裹體為主；白堊紀(jì)末以來(lái)，構(gòu)造抬升，處于古氣藏調(diào)整定型階段。

圖7 四川盆地（a）和鄂爾多斯盆地（b）埋藏史及熱演化史（據(jù)文獻(xiàn)［36-38］修改）Fig.7 The burial and thermal history of the Sichuan（a）and Ordos（b）basins（Modified from references ［36］ to ［38］）

圖8 安岳氣田燈影組（a）和龍王廟組（b）儲(chǔ)層流體包裹體均一溫度頻數(shù)直方圖Fig.8 Histogram of homogenization temperatures of fluid inclusions in the Dengying Formation（a）and Longwangmiao Formation（b）in Anyue gas field

靖邊氣田奧陶系馬家溝組儲(chǔ)層裂縫和溶蝕孔中充填方解石中的鹽水包裹體均一溫度介于110～230 ℃，大體分為兩個(gè)時(shí)期，其中，均一溫度110～160 ℃主要反映早白堊世之前的液態(tài)烴類(lèi)的充注；160～230 ℃主要反映早白堊世以來(lái)的氣態(tài)烴類(lèi)充注［39］。

2.3.4 天然氣藏形成演化

天然氣 地球化 學(xué)特征［16，23-24］、儲(chǔ)層瀝 青分布 規(guī)律［7，24］、氣藏形成地質(zhì)背景［3，5-6，8］等從不同角度揭示安岳氣田主要為桐灣期高石梯-磨溪繼承性古隆起上的古油藏裂解氣“原位”聚集成藏，也就是安岳氣田的形成經(jīng)歷了志留紀(jì)、二疊紀(jì)—晚三疊世（海西期—印支期）的古油藏形成期、早侏羅世—晚白堊世（燕山期）的古氣藏形成期及喜馬拉雅期的氣藏調(diào)整定型期（圖9a—c）。

圖9 四川盆地安岳氣田天然氣藏形成演化模式Fig.9 The formation and evolution pattern of gas reservoirs of Anyue gas field in the Sichuan Basin

靖邊氣田處于伊陜斜坡帶，由上古生界煤系與奧陶系腐泥型烴源巖雙源供烴成藏。對(duì)于奧陶系上組合的煤型氣藏，其形成演化經(jīng)歷了燕山期構(gòu)造反轉(zhuǎn)前的由東向西運(yùn)移，轉(zhuǎn)變?yōu)檠嗌狡跇?gòu)造反轉(zhuǎn)后的自西向東運(yùn)移［40］。對(duì)于中-下組合，尤其是下組合油型氣，則與安岳氣田有相似之處，即經(jīng)歷了古油藏—古油藏裂解—古氣藏及氣藏調(diào)整定型過(guò)程（圖10a—e），但其古油藏厚度、面積等比安岳氣田小，最終聚集位置發(fā)生了變化，即裂解氣異地成藏。天然氣組分ln（C1/C2）和ln（C2/C3）數(shù)據(jù)表明中-下組合油型氣屬于原油裂解氣。奧陶系烴源巖演化程度主體已處于過(guò)成熟階段，但天然氣δ13C1卻依然很小，以δ13C1＜-38 ‰為主，最低達(dá)-45.9 ‰，這主要與中-下組合儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)、成藏體系內(nèi)的封閉性好、早期的干酪根熱裂解氣、古油藏裂解氣未造成大量散失、現(xiàn)今氣藏內(nèi)聚集的是不同演化階段裂解的混合氣體等有關(guān)。

圖10 鄂爾多斯盆地靖邊氣田天然氣藏形成演化模式（剖面位置見(jiàn)圖1）Fig.10 The formation and evolution pattern of gas reservoirs of Jingbian gas field in the Ordos Basin（See Fig.1 for the section location）

3 規(guī)模富集主控因素

安岳氣田與靖邊氣田分別是古油藏裂解氣和斜坡背景構(gòu)造轉(zhuǎn)換樞紐帶富集成藏的典型代表，兩大類(lèi)型大氣田規(guī)模富集成藏主要受控于三大關(guān)鍵因素。

3.1 熱演化程度高，烴源體已充分裂解成氣

烴源巖成烴的物質(zhì)基礎(chǔ)即有機(jī)質(zhì)豐度和成烴母質(zhì)的品質(zhì)即干酪根類(lèi)型決定了其原始生烴潛力的大小，而有機(jī)質(zhì)的熱演化程度則是控制其能否大規(guī)模成氣的關(guān)鍵。安岳氣田與靖邊氣田的烴源體均已演化至高-過(guò)成熟階段，為天然氣大規(guī)模富集提供了充足氣源。

安岳氣田燈影組、龍王廟組天然氣主要源于震旦系和寒武系腐泥型烴源巖［5-7，23-25］，無(wú)論是液態(tài)烴時(shí)期的“二源二位”“二源三位“和“單源三位”結(jié)構(gòu)的烴源體（烴源巖），還是古油藏裂解時(shí)期的“單源一位”結(jié)構(gòu)的烴源體（古油藏），均演化至過(guò)成熟的生氣階段，已完全裂解，其裂解產(chǎn)物以甲烷為主，天然氣干燥系數(shù)大于0.995。靖邊氣田奧陶系上組合氣藏的烴源體是上古生界石炭系-二疊系廣覆式煤系烴源巖，中組合氣藏的烴源體是石炭系-二疊系煤系烴源巖和下古生界奧陶系腐泥型烴源巖［15，33-35，41-42］，下組合氣藏的烴源體主要是奧陶系腐泥型烴源巖。這些烴源體的等效鏡質(zhì)體反射率除榆林—神木地區(qū)小于2.0 %外，其他區(qū)域均大于2.0 %，總體上處于高-過(guò)成熟階段，天然氣干燥系數(shù)主要為0.944～0.999，部分介于0.850～0.855。

3.2 發(fā)育有利巖相疊加巖溶作用的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，儲(chǔ)集空間大

安岳氣田和靖邊氣田均發(fā)育有利巖相疊加巖溶作用的規(guī)模優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集體，儲(chǔ)集空間主要是中-小型溶洞、粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔、晶間溶孔和殘余粒間孔等，儲(chǔ)層類(lèi)型主要是裂縫-孔洞型和裂縫-孔隙型。儲(chǔ)層有效厚度厚、有效孔隙度相對(duì)低或有效厚度薄、有效孔隙度相對(duì)高均可形成天然氣的大規(guī)模富集。

四川盆地德陽(yáng)-安岳古裂陷除控制優(yōu)質(zhì)烴源巖的發(fā)育外，還控制燈影組規(guī)模儲(chǔ)集體發(fā)育與展布，在裂陷東、西兩側(cè)廣泛發(fā)育燈影組二段（簡(jiǎn)稱燈二段，下同）、燈影組四段（簡(jiǎn)稱燈四段，下同）臺(tái)緣帶丘灘體；裂陷內(nèi)發(fā)育燈二段孤立丘灘體；臺(tái)地內(nèi)則發(fā)育燈二段、燈四段及龍王廟組等大面積分布的顆粒灘體。儲(chǔ)集巖類(lèi)型燈二段以藻砂屑白云巖、藻凝塊白云巖和藻疊層白云巖為主，燈四段主要為藻凝塊白云巖、藻疊層白云巖、藻紋層白云巖和砂屑白云巖［4，8，43］；龍王廟組主要為顆粒（砂屑、鮞粒）白云巖和晶粒（細(xì)晶、粉晶）白云巖［8，44］。優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層是臺(tái)緣丘灘相、臺(tái)內(nèi)顆粒灘相等高能相帶灘體，疊加準(zhǔn)同生期大氣淡水溶蝕與白云巖化、表生巖溶、埋藏溶蝕和構(gòu)造碎裂等多期成巖作用的結(jié)果［8，43-45］。臺(tái)緣帶丘灘相儲(chǔ)層的發(fā)育規(guī)模及儲(chǔ)集性能明顯優(yōu)于臺(tái)內(nèi)相區(qū)，如燈影組丘灘相儲(chǔ)層厚度為60～180 m、孔隙度為3.8 %～6.0 %；而臺(tái)內(nèi)相區(qū)平均孔隙度小于2.0 %，儲(chǔ)層厚度多為30～70 m［4］?？傮w上，安岳氣田優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層以厚層、相對(duì)低孔為主，各氣藏平均有效厚度為12～45 m，平均有效孔隙度主要為2.9%～3.8%。

鄂爾多斯盆地奧陶系主要發(fā)育巖溶型和顆粒灘型兩種類(lèi)型白云巖儲(chǔ)層［46］。巖溶型儲(chǔ)層發(fā)育于蒸發(fā)臺(tái)地的含膏云坪和膏云坪微相，靖邊氣田奧陶系主力產(chǎn)層馬五段儲(chǔ)層屬于該類(lèi)型，儲(chǔ)層巖石類(lèi)型主要是（含）膏?？准?xì)粉晶云巖和粉晶云巖，儲(chǔ)集空間為膏?？?、溶洞及微裂縫，儲(chǔ)集類(lèi)型主要是孔隙型和裂縫-溶孔型，前者孔隙度一般在5.6 %～10.0 %，滲透率在（1.0～11.5）×10-3μm2；后者孔隙度一般為4 %～8 %，滲透率大于1×10-3μm2［9］。盆地中東部馬一段和馬三段也發(fā)育該類(lèi)型儲(chǔ)層。顆粒灘型儲(chǔ)層主要發(fā)育于臺(tái)緣鮞粒灘和臺(tái)內(nèi)鮞粒灘微相，盆地中東部馬四段和馬家溝組中組合發(fā)育此類(lèi)儲(chǔ)層，主要儲(chǔ)集空間為殘余粒間（溶）孔、晶間（溶）孔和溶洞，米脂地區(qū)MT1 井等鉆揭的馬四段儲(chǔ)層的有利儲(chǔ)集相帶是臺(tái)內(nèi)丘，儲(chǔ)層主要的巖石類(lèi)型是微生物白云巖、斑狀粉晶白云巖和斑狀灰質(zhì)白云巖［47］。總體上，靖邊氣田有效儲(chǔ)層以薄層、相對(duì)高孔為主，各氣藏平均有效厚度為2.6～8.1 m，平均有效孔隙度為4.0 %～7.4 %。

3.3 發(fā)育多類(lèi)型有效圈閉體，具備規(guī)模聚集場(chǎng)所

安岳氣田和靖邊氣田均發(fā)育多類(lèi)型大型圈閉體，為規(guī)模成藏提供有效聚集場(chǎng)所。

安岳氣田主要發(fā)育兩大類(lèi)型的圈閉體，即以相控（臺(tái)地邊緣相、臺(tái)內(nèi)灘相）巖溶型儲(chǔ)層與構(gòu)造圈閉及上覆封蓋層構(gòu)成的構(gòu)造圈閉體，以相控巖溶型儲(chǔ)層與致密?chē)鷰r及上覆封蓋層構(gòu)成的巖性、地層-巖性圈閉體（圖2a，b）。圈閉體的有效性是決定產(chǎn)氣產(chǎn)水的關(guān)鍵，如磨溪地區(qū)龍王廟組構(gòu)造-巖性氣藏，整體處于平緩構(gòu)造部位，受重力分異作用影響，構(gòu)造相對(duì)高部位富含儲(chǔ)層瀝青的MX9，MX16 和MX29 井，日產(chǎn)氣達(dá)（10.45～154.29）×104m3，翼部的MX31井僅日產(chǎn)氣0.29×104m3；處于磨溪平緩構(gòu)造圍斜部位的MX47井和MX32井，瀝青含量也達(dá)1.0 %～2.3 %，氣、水同產(chǎn)，日產(chǎn)氣達(dá)38.75×104m3，日產(chǎn)水為170.4 m3；處于高石梯構(gòu)造單斜部位的GS28井，其瀝青含量為1.0%～2.0%，表明曾經(jīng)有液態(tài)烴類(lèi)聚集，但后期發(fā)生過(guò)構(gòu)造調(diào)整，上傾方向可能缺乏封堵條件而成為無(wú)效圈閉體，測(cè)試日產(chǎn)水75.8 m3。因此，巨型圈閉體的繼承性發(fā)育控制天然氣規(guī)模有效富集，安岳氣田已探明天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量1.04×1012m3。燈二段氣藏是受構(gòu)造圈閉控制、具有底水的構(gòu)造圈閉氣藏，圈閉面積大、幅度高，高石梯、磨溪地區(qū)的圈閉面積分別為520 km2和570 km2，圈閉幅度分別為200 m 和160 m［8］。這一巨型圈閉是桐灣期高石梯-磨溪古隆起繼承性發(fā)育形成的［6］。燈四段圈閉則由臺(tái)內(nèi)古裂陷、古隆起聯(lián)合控制，西側(cè)與下寒武統(tǒng)頁(yè)巖側(cè)向接觸，形成地層遮擋；桐灣期高石梯—磨溪古隆起經(jīng)歷多期次構(gòu)造演化后，高石梯—磨溪地區(qū)處于樂(lè)山-龍女寺古隆起傾末端，氣藏構(gòu)造下傾方向受構(gòu)造控制，為構(gòu)造-地層圈閉，已證實(shí)以海拔-5 230 m構(gòu)造線和高石梯—磨溪西部燈四段尖滅線形成的巨型構(gòu)造-地層圈閉面積達(dá)7 500 km2，且整體含氣［8］。龍王廟組氣藏主要受樂(lè)山-龍女寺古隆起控制，處于古隆起東段，為構(gòu)造-巖性復(fù)合圈閉氣藏，磨溪主高點(diǎn)圈閉面積達(dá)510 km2，氣藏高部位的磨溪-龍女寺構(gòu)造整體含氣，氣藏西側(cè)為灘相儲(chǔ)層尖滅形成的巖性遮擋，氣藏北部受構(gòu)造控制，低部位含水。

靖邊氣田主要發(fā)育巖性、地層-巖性圈閉體，不同組合氣藏略有差異（圖2c），其中，上組合主要為巖溶風(fēng)化殼儲(chǔ)層與致密?chē)鷰r和上覆石炭系-二疊系蓋層構(gòu)成地層-巖性和巖性圈閉體；中組合氣藏主要是顆粒灘型儲(chǔ)層、膏溶型儲(chǔ)層與致密?chē)鷰r和上覆封蓋層構(gòu)成地層-巖性、巖性圈閉體；下組合主要是顆粒灘型儲(chǔ)層與致密?chē)鷰r和上覆封蓋層構(gòu)成地層-巖性、巖性圈閉體。靖邊氣田有效圈閉體含氣面積主要為20～300 km2，部分介于300～600 km2，均值為165 km2。大型圈閉體與成藏要素的有效配置是天然氣形成有效富集的關(guān)鍵。如盆地中東部奧陶系馬四段，在靖邊氣田西部鄂托克旗—定邊一帶有利于儲(chǔ)集體發(fā)育的臺(tái)緣灘相區(qū)主要產(chǎn)水，產(chǎn)氣井主要分布在馬五段膏鹽巖分布區(qū)（圖11），這與烴源體-儲(chǔ)集體-圈閉體的時(shí)空配置有較大關(guān)系。鄂托克旗—定邊一帶在馬四段沉積期為暴露剝蝕區(qū)［15］，屬于臺(tái)緣灘相沉積，有利于優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集體的發(fā)育，因此，烴源體與圈閉體有效匹配成為控制成藏的關(guān)鍵因素。鄂托克旗—定邊一帶的石炭系-二疊系烴源巖直接覆蓋在馬四段之上，有利于石炭系-二疊系烴源巖生成的油氣側(cè)向或向下充注至馬四段聚集成藏，但從整個(gè)鹽下天然氣的地球化學(xué)特征分析結(jié)果來(lái)看，天然氣主要呈現(xiàn)出以腐泥型為主的特征，表明鹽下氣藏的烴源體主要源自?shī)W陶系自身，而奧陶系馬一段—馬三段烴源巖主要分布于鄂托克旗—定邊一帶以東地區(qū)（圖11）。在早白堊世末烴源巖達(dá)到排烴高峰期之前，區(qū)域構(gòu)造格局為西高東低，油氣自東向西運(yùn)移；早白堊世之后，盆地東部抬升、西部沉降，油氣運(yùn)移方向調(diào)整為自西向東。因此，烴源巖在早白堊世末以來(lái)生成的天然氣主要向上傾方向的東部運(yùn)移，難以在下傾方向的臺(tái)緣灘相優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集體發(fā)育區(qū)富集，上傾方向的封堵則成為富集成藏的關(guān)鍵，靖邊氣田西部普遍產(chǎn)水區(qū)可能與上傾方向缺失膏鹽巖封蓋有一定關(guān)系，地層水礦化度的規(guī)律性變化揭示圈閉體的封閉條件是自西向東變好，如鄂托克旗—定邊一帶為60～80 g/L，烏審旗—靖邊一帶為120～460 g/L，神木—米脂一帶為410～510 g/L。

圖11 鄂爾多斯盆地中-東部奧陶系馬四段氣-水分布與成藏要素疊合圖（據(jù)文獻(xiàn)［15］修改）Fig.11 Play element map with gas-water distribution overlaid of the 4th member of the Ordovician Majiagou Formation in the central and eastern Ordos Basin（Modified from reference ［15］）

綜上所述，安岳氣田和靖邊氣田最有利的成藏體系結(jié)構(gòu)是以古油藏為烴源體的“單源一位”和以煤系烴源巖為主的“單源二位”結(jié)構(gòu)；“二源二位”和“單源三位”結(jié)構(gòu)也已獲得重大突破，是未來(lái)重要勘探領(lǐng)域；圈閉體的有效性是天然氣最終能否保存下來(lái)的關(guān)鍵。因此，在以古油藏為烴源體、主要屬于“單源一位”結(jié)構(gòu)（“源內(nèi)”成藏）的安岳型大氣田勘探中，臺(tái)緣帶、臺(tái)內(nèi)顆粒灘相沉積的高能丘灘體與致密巖層及上覆封蓋層匹配好的區(qū)域是下一步勘探的有利領(lǐng)域，已基本證實(shí)北斜坡蓬萊氣區(qū)具備超萬(wàn)億立方米資源規(guī)模。盡管鄂爾多斯盆地奧陶系中-下組合天然氣也以原油裂解氣為主，但古油藏裂解氣為異地聚集，在發(fā)育有利儲(chǔ)集體區(qū)域內(nèi)，天然氣的富集成藏主要受控于烴源體與圈閉體的有效配置，緊鄰神木—米脂、烏審旗—靖邊等奧陶系烴源發(fā)育區(qū)，顆粒灘體與致密巖性帶匹配區(qū)是下一步尋找鹽下規(guī)模富集天然氣的重要勘探方向。

4 結(jié)論

1）安岳氣田和靖邊氣田分別代表迄今為止總體規(guī)模最大和單層規(guī)模最大的海相碳酸鹽巖特大型氣田，發(fā)育多種源-位結(jié)構(gòu)，其中，安岳氣田主要屬于“單源一位”，即古油藏裂解氣“原位”聚集成藏；靖邊氣田為斜坡背景構(gòu)造轉(zhuǎn)換樞紐帶調(diào)整成藏，已探明氣藏以“單源二位”為主。

2）安岳氣田震旦系-寒武系和靖邊氣田奧陶系中下組合油型氣均具原油裂解氣特征，其中靖邊氣田奧陶系鹽下油型氣甲烷碳同位素值較小，與其發(fā)育膏鹽巖蓋層、聚集早期—晚期裂解的混合氣有關(guān)。

3）三大關(guān)鍵因素控制安岳和靖邊兩類(lèi)大氣田規(guī)模富集，即烴源體熱演化程度高，不同類(lèi)型烴源體已充分裂解形成以甲烷為主的氣體；發(fā)育有效厚度厚、有效孔隙度相對(duì)低或有效厚度薄、有效孔隙度相對(duì)高的規(guī)模儲(chǔ)集體；發(fā)育構(gòu)造、構(gòu)造-巖性、地層-巖性、巖性等多類(lèi)型規(guī)模有效巨型圈閉體。古油藏范圍內(nèi)或鄰近烴源體的高能灘體與巖性致密帶匹配區(qū)是下一步尋找規(guī)模天然氣聚集的有利勘探領(lǐng)域。