李躍杰 謝靜平 袁海鋒 高兆龍 汪曉星 陽 聰

1.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室·成都理工大學(xué) 2.中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院 3.中國石油西南油氣田公司勘探事業(yè)部

0 引言

受東吳期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響，四川盆地中二疊統(tǒng)茅口組暴露地表1 ～3 Ma，遭受大氣淡水淋濾溶蝕作用，巖溶儲(chǔ)層普遍發(fā)育[1-2]，是盆地內(nèi)重要的巖溶儲(chǔ)層之一。據(jù)全國第四次油氣資源評(píng)價(jià)，四川盆地中二疊統(tǒng)天然氣資源量達(dá)1.51×1012m3，勘探潛力巨大[3-5]。

戴曉峰[1]、唐大海[3]等恢復(fù)了茅口組儲(chǔ)層的巖溶古地貌，認(rèn)為巖溶斜坡及巖溶高地是儲(chǔ)層發(fā)育有利區(qū)；唐大海[3]等也從巖溶古地貌恢復(fù)的角度揭示了茅口組油氣勘探的有利區(qū)；何登發(fā)[6]、黃士鵬[7]、賈承造[8]、姜自然[9]等認(rèn)為瀘州古隆起控制著蜀南地區(qū)茅口組巖溶儲(chǔ)層的分布特征，古隆起南西翼巖溶陡坡及其相鄰古隆起核部一側(cè)為茅口組縫洞型儲(chǔ)層發(fā)育的最有利區(qū)；黃士鵬[7]等運(yùn)用自然伽馬、聲波時(shí)差、深淺雙側(cè)向電阻率等測(cè)井資料，并結(jié)合巖心、薄片及產(chǎn)能等研究成果，將蜀南地區(qū)茅口組儲(chǔ)層進(jìn)一步劃分為裂縫—孔洞型、孔隙—孔洞型、裂縫型、裂縫—洞穴型等4 種類型，認(rèn)為顆粒灘控制著茅口組儲(chǔ)層的分布。近年來，川東地區(qū)茅口組白云巖儲(chǔ)層勘探屢獲成功，拓寬了盆地內(nèi)茅口組油氣勘探的范圍[9-10]。

蜀南地區(qū)茅口組主要發(fā)育兩類儲(chǔ)層，分別為生屑灰?guī)r巖溶儲(chǔ)層和泥灰?guī)r非常規(guī)儲(chǔ)層。目前針對(duì)蜀南茅口組的研究成果，集中在儲(chǔ)層發(fā)育特征與分布規(guī)律及儲(chǔ)層發(fā)育控制因素[9-10]。而二疊系氣藏多套烴源巖的生排烴時(shí)間、生排烴高峰期有差異，導(dǎo)致油氣的多期充注特征明顯，同時(shí)受構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響，不同構(gòu)造帶古油藏的形成時(shí)間、現(xiàn)今氣藏的最終定型時(shí)間不同，故油氣充注期次及油氣成藏時(shí)間仍不明朗。為此，筆者基于包裹體巖相學(xué)觀察、均一溫度和鹽度測(cè)定及埋藏史的恢復(fù)，厘定蜀南地區(qū)茅口組油氣的充注歷史，確立成藏時(shí)間。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

四川盆地處于揚(yáng)子準(zhǔn)地臺(tái)上偏西北一側(cè)，是揚(yáng)子準(zhǔn)地臺(tái)的一個(gè)次一級(jí)構(gòu)造單元，它是揚(yáng)子準(zhǔn)地臺(tái)內(nèi)通過北東向及北西向交叉的深斷裂活動(dòng)形成的菱形構(gòu)造—沉積盆地[11-14]。研究區(qū)地處四川盆地南部，屬川南低陡褶皺帶次一級(jí)構(gòu)造單元（圖1）。晚古生代進(jìn)入古特提斯構(gòu)造演化階段[15]，自早二疊世開始，上揚(yáng)子地臺(tái)區(qū)地殼全面下沉，海水從東面進(jìn)入海盆，整個(gè)上揚(yáng)子古陸幾乎全被海水淹沒，研究區(qū)中二疊統(tǒng)茅口組主要為一套開闊臺(tái)地相沉積的碳酸鹽巖[16-17]。茅口組自下而上分為四段，茅一段（P2m1）主要為深灰色泥質(zhì)泥晶灰?guī)r，底部泥質(zhì)含量高，具眼球狀構(gòu)造，向上泥質(zhì)含量減少；茅二段（P2m2）為深灰色泥晶生屑灰?guī)r及灰色亮晶生屑灰?guī)r，局部鮞粒發(fā)育，在廣元一帶發(fā)育風(fēng)暴巖；茅三段（P2m3）主要為淺灰色亮晶生屑灰?guī)r，亮晶藻屑灰?guī)r；茅四段（P2m4）主要發(fā)育在川西南及川東部分地區(qū)，巖性以深灰色泥晶生屑灰?guī)r、含生屑泥晶灰?guī)r為主[17-19]。

圖1 研究區(qū)構(gòu)造位置及茅口組巖性綜合柱狀圖（基于參考文獻(xiàn)[20-21]整理而得）

研究區(qū)構(gòu)造位于瀘州古隆起核部與翼部區(qū)域，瀘州古隆起現(xiàn)今主要位于四川盆地南部地區(qū)，包括川東高陡褶皺帶和川東南低緩褶皺帶[2-3,22-23]。前人已有研究認(rèn)為，瀘州古隆起的發(fā)育時(shí)限幾乎橫跨了整個(gè)三疊紀(jì)時(shí)期，具有持續(xù)發(fā)展變化的特征；在印支期早期的造山過程中的應(yīng)力遠(yuǎn)程傳遞效應(yīng)，使得在其山前坳陷的西側(cè)形成了前緣隆起帶，促使形成瀘州古隆起；古隆起的核部位于瀘州附近，與納溪構(gòu)造相鄰[24-26]；同時(shí)喜馬拉雅運(yùn)動(dòng)控制著四川盆地周邊的強(qiáng)烈隆升作用和自身的整體抬升，形成了現(xiàn)今蜀南地區(qū)的構(gòu)造格局，對(duì)研究區(qū)內(nèi)油氣分布特征有著重要的控制作用[12,21,27]。

2 流體包裹體特征

2.1 包裹體巖相學(xué)

宿主礦物形成的充填序列是確定其發(fā)育流體包裹體期次的根本依據(jù)，結(jié)合蜀南地區(qū)茅口組成巖演化序列及烴包裹體巖相學(xué)特征，可識(shí)別出4 期烴包裹體[28-30]。第Ⅰ期烴包裹體主要發(fā)育在石灰?guī)r方解石晶粒結(jié)晶期間及顆粒之間粉—細(xì)晶方解石膠結(jié)物中以及早期交代的白云石之中，發(fā)育豐度低（GOI約為2%～3%），包裹體成群分布，均為呈褐色、深褐色的液烴包裹體（圖2a ～圖2c）；第Ⅱ期烴包裹體主要發(fā)育在縫洞晚期細(xì)—中晶方解石礦物結(jié)晶期間，發(fā)育豐度較低（GOI約為3%～4%），包裹體成群分布，其中呈褐色、深褐色的液烴包裹體約占90%～60%，呈深灰色的氣烴包裹體約占10%～40%（圖2d ～圖2f）；第Ⅲ期烴包裹體主要發(fā)育在縫洞中晚期充填的中—粗晶方解石結(jié)晶期間，發(fā)育豐度極高（GOI約為70%），包裹體成群或成帶狀分布，其中呈褐色、深褐色的液烴包裹體約占20%，呈深灰色的氣烴包裹體約占80%，對(duì)應(yīng)氣藏形成階段（圖2g ～圖2i）；第Ⅳ期烴包裹體主要發(fā)育在晚期形成的構(gòu)造裂縫中充填的細(xì)—中晶方解石結(jié)晶期間，發(fā)育豐度較高（GOI約為15%～30%），包裹體成群分布于裂縫充填裂縫細(xì)—中晶方解石脈內(nèi)，或沿裂縫充填裂縫細(xì)—中晶方解石脈的解理面成帶狀分布，均為呈深灰色的氣烴包裹體，為喜馬拉雅期的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)導(dǎo)致的古氣藏調(diào)整階段（圖2j ～圖2l）。

圖2 蜀南地區(qū)二疊系茅口組包裹體巖相特征圖

2.2 包裹體特征

儲(chǔ)層流體包裹體是研究油氣充注期次分析的重要手段，選用與烴類包裹體同期鹽水包裹體進(jìn)行溫度測(cè)定，可近似表征儲(chǔ)層中烴類包裹體的形成溫度，因此同期鹽水包裹體的均一溫度即可代表儲(chǔ)層中烴類包裹體的形成溫度[30-31]。針對(duì)丹鳳場(chǎng)構(gòu)造、觀音場(chǎng)構(gòu)造、納溪構(gòu)造不同期次的流體包裹體開展均一溫度的測(cè)試和對(duì)應(yīng)的激光拉曼分析，結(jié)合埋藏史、熱演化史進(jìn)行標(biāo)定，確定油氣成藏時(shí)間。

丹鳳場(chǎng)構(gòu)造位于蜀南東北區(qū)域，地處瀘州古隆起的北斜坡處。該構(gòu)造包裹體的測(cè)試樣品為茅二上亞段石灰?guī)r類，其中膠結(jié)物與縫洞中充填的方解石包裹體極為發(fā)育，同時(shí)可以觀察到生屑灰?guī)r的晶間微縫隙中充填褐色、暗褐色的瀝青充填，且無熒光顯示，瀝青的發(fā)育可以作為早期古油藏存在的標(biāo)志。在石灰?guī)r裂縫中充填的細(xì)晶半自形方解石脈中發(fā)育的包裹體多呈帶狀分布，為呈深灰色的原生氣烴包裹體，發(fā)育豐度較高，包裹體個(gè)體大小介于3 ～35 μm，且烴類成分主要為CH4（圖3e、圖4a），顯微鏡下氣態(tài)CH4包裹體呈深灰色，與此伴生的有氣液兩相的含烴鹽水包裹體。

圖3 蜀南地區(qū)二疊系茅口組儲(chǔ)層流體包裹體顯微照片

圖4 蜀南地區(qū)二疊系茅口組儲(chǔ)層流體包裹體激光拉曼分析圖

觀音場(chǎng)構(gòu)造位于威遠(yuǎn)古隆起南側(cè)區(qū)域。該構(gòu)造包裹體的測(cè)試樣品為茅二上亞段石灰?guī)r類，其中縫洞中早期方解石充填期間，包裹體豐度較高，成群分布于縫洞早期白云石礦物內(nèi)，為呈褐色、深褐色的液烴包裹體，包裹體個(gè)體大小為3 ～15 μm；石灰?guī)r裂縫及孔洞中充填細(xì)—中晶半自形方解石礦物，包裹體成群或成帶狀分布，呈灰色、深灰色的氣烴包裹體，包裹體個(gè)體大小為3 ～20 μm，同時(shí)可見氣液兩相的包裹體與此共生；石灰?guī)r部分微縫隙中充填黑褐色的瀝青及方解石細(xì)脈，局部見重結(jié)晶方解石，均勻且密集分布有瀝青包裹體、氣體包裹體及呈無色—灰色的含烴鹽水包裹體發(fā)育，方解石細(xì)脈中見成群或帶狀分布的瀝青包裹體、呈無色—灰色的含烴鹽水包裹體及呈深灰色的氣烴包裹體，且烴類成分主要為CH4（圖3b、圖3c、圖3g ～圖3i、圖4b）。

納溪構(gòu)造位于瀘州古隆起近核部區(qū)域。針對(duì)納溪構(gòu)造包裹體的測(cè)試樣品為茅二上亞段與茅二下亞段石灰?guī)r與含云灰?guī)r類，其中含云灰?guī)r大部分晶間微縫隙中充填褐色、黑褐色的瀝青，無熒光顯示或顯示暗褐色的熒光，包裹體發(fā)育在含云灰?guī)r方解石晶粒結(jié)晶期間與縫洞晚期亮晶方解石礦物充填期間，晚期縫洞方解石中的流體包裹體發(fā)育豐度更高；石灰?guī)r部分方解石晶粒受中輕質(zhì)油浸染，顯示淺藍(lán)白色的熒光。石灰?guī)r中包裹體個(gè)體相對(duì)較?。? ～7 μm），成群分布于石灰?guī)r方解石礦物內(nèi)，為呈褐色、深褐色的液烴包裹體；縫洞晚期亮晶方解石礦物中包裹體個(gè)體相對(duì)大小為3 ～13 μm，成群或呈帶狀分布于縫洞充填晚期亮晶方解石礦物與沿縫洞充填方解石礦物內(nèi)的微裂隙中，呈褐色、深褐色的液烴包裹體約60%～80%±，呈深灰色的氣烴包裹體，且烴類成分主要為CH4（圖3a、圖3d、圖4c、圖4d）。

2.3 包裹體均一溫度與鹽度特征

烴類包裹體同期形成的鹽水包裹體均一溫度代表了烴類進(jìn)入儲(chǔ)集層時(shí)的古溫度，故通過對(duì)與烴類包裹體伴生的鹽水包裹體均一溫度分析，可以劃分油氣活動(dòng)和成藏期次[31-32]。

丹鳳場(chǎng)構(gòu)造中烴類包裹體發(fā)育在裂縫充填方解石脈與縫洞方解石內(nèi)。石灰?guī)r中方解石包裹體測(cè)試均一溫度為95 ～112℃，鹽度為7.2%～14.68%，形成時(shí)間相對(duì)較早，鹽水包裹體鹽度較高；裂縫內(nèi)充填的方解石捕獲的包裹體測(cè)試均一溫度為146 ～185 ℃，鹽度為15.67% ～18.8%；縫洞內(nèi)充填的方解石捕獲的包裹體測(cè)試均一溫度為125 ～141℃，鹽度為4.96%～6.45%；整體上晚期構(gòu)造裂縫充填方解石中捕獲的鹽水的鹽度值更高，但受晚期構(gòu)造調(diào)整影響，裂縫中充填方解石捕獲包裹體的均一溫度要低于埋藏期孔洞中充填的中粗晶方解石。

觀音場(chǎng)構(gòu)造中油氣包裹體發(fā)育在白云巖與裂縫或縫洞中充填的方解石內(nèi)。白云石與石灰?guī)r中方解石包裹體測(cè)試均一溫度為93 ～116℃，鹽度為6.01%～16.53%，形成時(shí)間相對(duì)較早，鹽水包裹體鹽度較高；重結(jié)晶后的方解石與孔洞中充填中粗晶方解石包裹體測(cè)試均一溫度為142 ～212℃，鹽度為2.74%～5.11%，形成時(shí)間較晚；縫洞中與晚期構(gòu)造裂縫中方解石包裹體測(cè)試均一溫度為100 ～204℃，鹽度為1.57%～14.46%；早期石灰?guī)r與白云巖中及晚期構(gòu)造裂縫中的方解石包裹體鹽度較高。

納溪構(gòu)造中油氣包裹體發(fā)育在石灰?guī)r方解石晶粒與縫洞充填方解石內(nèi)。石灰?guī)r方解石晶粒內(nèi)捕獲的包裹體測(cè)試均一溫度為75 ～100℃，鹽度為4.25%～12.47%；縫洞充填方解石內(nèi)捕獲的包裹體測(cè)試均一溫度為81 ～155℃，鹽度為7.17%～17.26%；晚期構(gòu)造裂縫中充填的方解石內(nèi)捕獲的包裹體測(cè)試均一溫度為125 ～138℃，整體鹽度偏高；基于包裹體巖相特征以及包裹體均一溫度與鹽度特征，顯示了在納溪構(gòu)造中相同巖相的宿主礦物充填序列之中，其包裹體均一溫度特征整體低于丹鳳場(chǎng)與觀音場(chǎng)構(gòu)造。

3 油氣充注期次與成藏年代

3.1 油氣充注期次及特征

礦物晶格捕獲流體中的有機(jī)包裹體受不同埋深與地溫梯度影響，不同期次的油氣充注所表現(xiàn)的包裹體溫度、鹽度、成分等均有差異，同時(shí)受構(gòu)造演化影響，不同期次包裹體均一溫度會(huì)在一定程度上存在交集[28-29,31,33]，因此結(jié)合包裹體巖相、相態(tài)及均一溫度特征，劃分蜀南地區(qū)丹鳳場(chǎng)、觀音場(chǎng)、納溪等構(gòu)造油氣充注期次關(guān)系（圖5）。

圖5 蜀南地區(qū)茅口組流體包裹體均一溫度分布直方圖

丹鳳場(chǎng)構(gòu)造茅口組經(jīng)歷了4 期油氣充注過程，存在4 個(gè)溫度區(qū)間。如圖5a 所示，第Ⅰ期為古油藏的充注，其包裹體均一溫度介于95 ～112℃，為液態(tài)烴（90%）的充注；第Ⅱ期為古油氣藏的充注，包裹體均一溫度介于121 ～135℃，為液態(tài)烴（60%）與氣態(tài)烴（40%）的充注；第Ⅲ期為古氣藏的充注，包裹體均一溫度介于170 ～180℃，為古油藏中原油的裂解時(shí)期，為天然氣藏的主要形成階段；第Ⅳ期為古氣藏的充注，主要為氣藏調(diào)整階段，包裹體均一溫度介于135 ～160℃，為氣態(tài)烴充注（90%）。

觀音場(chǎng)構(gòu)造茅口組也經(jīng)歷了4 期油氣充注過程，存在4 個(gè)溫度區(qū)間。如圖5b 所示，第Ⅰ期為古油藏的充注，包裹體均一溫度介于95 ～113℃，主要為古油藏的形成期，為液態(tài)烴（90%～95%）的充注；第Ⅱ期為古油氣藏的充注，包裹體均一溫度介于123 ～130℃，為古油氣藏的形成期，為液態(tài)烴（60%～75%）與氣態(tài)烴（40%～25%）的充注；第Ⅲ期為古氣藏的充注，包裹體均一溫度介于160 ～195℃，主要為油裂解氣以及干氣生成階段；第Ⅳ期為古氣藏的充注，主要為喜馬拉雅期的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)導(dǎo)致的古氣藏調(diào)整階段，包裹體均一溫度介于135 ～155℃之間，與現(xiàn)今地層的溫度比較接近。

納溪構(gòu)造茅口組同樣經(jīng)歷了4期油氣充注過程，存在4 個(gè)溫度區(qū)間。如圖5c 所示，第Ⅰ期為古油藏的充注，包裹體均一溫度介于71 ～95℃，為液態(tài)烴（100%）的充注；第Ⅱ期為古油氣藏的充注，包裹體均一溫度介于95 ～113℃，為液態(tài)烴（70%）與氣態(tài)烴（30%）的充注，第Ⅰ期與第Ⅱ期是相對(duì)連續(xù)的古油藏于古油氣藏充注過程；第Ⅲ期為古氣藏的充注，包裹體均一溫度介于141 ～148℃，主要為油裂解氣以及干氣生成階段，為氣態(tài)烴（80%）與液態(tài)烴（20%）的充注；第Ⅳ期為古氣藏的充注，主要為氣藏調(diào)整階段，包裹體均一溫度介于125 ～138℃，并且第Ⅳ期包裹體中氣烴占比90%，液烴（瀝青包裹體）占比10%，為古氣藏的形成與調(diào)整階段。

綜上所述，在研究區(qū)內(nèi)主要存在有4 期油氣充注史，第Ⅰ期為古油藏充注，第Ⅱ期為古油氣藏充注，第Ⅲ期為古氣藏充注（同時(shí)為油裂解氣即干氣生成階段），第Ⅳ期為古氣藏充注（主要為喜馬拉雅期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)導(dǎo)致蜀南地區(qū)區(qū)域抬升，使古氣藏發(fā)生調(diào)整，是氣藏的調(diào)整階段）。而受不同構(gòu)造的區(qū)域位置不同的影響，茅口組儲(chǔ)層流體包裹體均一溫度會(huì)產(chǎn)生一定變化。納溪構(gòu)造位于瀘州古隆起核部區(qū)域，丹鳳場(chǎng)構(gòu)造位于瀘州古隆起的北斜坡區(qū)域，觀音場(chǎng)構(gòu)造位于威遠(yuǎn)古隆起南側(cè)區(qū)域，由于在古隆起核部的納溪構(gòu)造的茅口組埋深相對(duì)較淺，導(dǎo)致在相同巖相特征中的包裹體均一溫度值偏低；丹鳳場(chǎng)與觀音場(chǎng)構(gòu)造中茅口組埋藏相對(duì)較深，油氣成藏時(shí)間相對(duì)較早，具有捕獲早期油氣運(yùn)移的條件。

3.2 油氣充注年代估算

基于油氣充注特征，結(jié)合古地溫與古熱流模型建立區(qū)域構(gòu)造的埋藏演化史，最終估算4 期油氣充注所分別對(duì)應(yīng)的地質(zhì)年代，即確立油氣充注時(shí)間。

綜合熱演化埋藏史圖與鹽水包裹體均一溫度特征認(rèn)為，丹鳳場(chǎng)構(gòu)造茅口組4 期油氣充注過程中，第Ⅰ期為液態(tài)烴充注的古油氣藏形成期，油氣充注時(shí)間為須家河組沉積末期（約發(fā)生于218 Ma）；第Ⅱ期為液態(tài)烴充注的古油氣藏形成期，油氣充注時(shí)間為中侏羅世—晚侏羅世時(shí)期（約發(fā)生于162 ～155 Ma）；第Ⅲ期為古氣藏的形成期，油氣充注時(shí)間為早白堊世晚白堊世時(shí)期（約發(fā)生于105 ～82 Ma），古油藏中原油的裂解也發(fā)生在該時(shí)期；第Ⅳ期油氣充注為新近紀(jì)時(shí)期（約發(fā)生于28 ～11 Ma），主要為喜山期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)導(dǎo)致的氣藏調(diào)整階段（圖6）。

圖6 丹鳳場(chǎng)構(gòu)造茅口組埋藏史、熱演化史及油氣充注期次圖

觀音場(chǎng)構(gòu)造茅口組4 期油氣充注過程中，第Ⅰ期油氣充注對(duì)應(yīng)古油藏形成期，充注時(shí)間為須家河組沉積期末—早侏羅世末期（約發(fā)生于218 ～183 Ma）；第Ⅱ期為古油氣藏的形成期，充注時(shí)間為中侏羅世時(shí)期（約發(fā)生于175.6 ～160 Ma）；第Ⅲ期主要為油裂解氣以及干氣的生成期，為古氣藏的形成期，充注時(shí)間為早白堊世—晚白堊世時(shí)期（約發(fā)生于130 ～83 Ma）；第Ⅳ期為古氣藏調(diào)整階段，也是現(xiàn)今氣藏的形成階段，天然氣充注主要發(fā)生在新近紀(jì)時(shí)期（約發(fā)生于15 Ma）（圖7）。

圖7 觀音場(chǎng)構(gòu)造茅口組埋藏史、熱演化史及油氣充注期次圖

納溪構(gòu)造茅口組4 期油氣充注過程中，第Ⅰ期液態(tài)烴的充注期，油氣充注時(shí)間為須家河沉積期末—早侏羅世時(shí)期（約發(fā)生于211 ～193 Ma）；第Ⅱ期為古油氣藏形成期，充注時(shí)間為早侏羅世—中侏羅世時(shí)期（約發(fā)生于193 ～164.7 Ma），前兩期油氣充注為連續(xù)充注的特征；第Ⅲ期為古氣藏的形成階段，油氣充注時(shí)間為早白堊世時(shí)期（約發(fā)生于152 ～148 Ma）；第Ⅳ期主要為古氣藏調(diào)整階段，也是現(xiàn)今氣藏的形成階段，天然氣充注時(shí)間為新近紀(jì)時(shí)期（約發(fā)生于24 Ma）（圖8）。

圖8 納溪構(gòu)造茅口組埋藏史、熱演化史及油氣充注期次圖

綜上所述，蜀南茅口組4 期油氣充注分別對(duì)應(yīng)4 個(gè)關(guān)鍵地質(zhì)時(shí)期。第Ⅰ期為古油藏的形成時(shí)期，發(fā)生在上三疊統(tǒng)須家河組（T3x）沉積末期；第Ⅱ期為古油氣藏的形成時(shí)期，古油藏的原油也在此時(shí)期開始裂解，發(fā)生在早侏羅世—晚侏羅世（J1—J3）；第Ⅲ期為古氣藏的形成時(shí)期，階段原油幾乎全部裂解，烴源巖演化程度達(dá)到最大值，發(fā)生在晚侏羅世—晚白堊世（J3—K2）；第Ⅳ期為晚白堊世以來的喜馬拉雅期的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，蜀南發(fā)生褶皺變形，新的斷裂和裂縫形成，古氣藏調(diào)整為現(xiàn)今氣藏，這一過程被晚期形成的裂縫中充填礦物的流體包裹體所記錄，時(shí)間為新近紀(jì)（N）時(shí)期至今。

4 結(jié)論

1）包裹體巖相特征、均一溫度及激光拉曼成分分析結(jié)果表明，蜀南茅口組存在4 期油氣充注：第Ⅰ期為液態(tài)烴充注，是古油藏形成期，包裹體主要發(fā)育在早期石灰?guī)r方解石與早期交代的白云石中；第Ⅱ期為液態(tài)烴與氣態(tài)烴充注，是古油氣藏形成期，包裹體主要發(fā)育在縫洞內(nèi)充填細(xì)晶方解石中；第Ⅲ期為氣態(tài)烴與少量液態(tài)烴充注，是古氣藏形成期，包裹體主要發(fā)育在縫洞內(nèi)充填中—粗晶方解石中；第Ⅳ期為氣態(tài)烴充注，是古氣藏形成期，包裹體主要發(fā)育在喜山期形成的構(gòu)造裂縫充填方解石中，為古氣藏發(fā)生調(diào)整階段。

2）蜀南地區(qū)茅口組4期油氣藏充注時(shí)間分別為：第Ⅰ期（古油藏形成期），充注時(shí)間為須家河組沉積末期；第Ⅱ期（古油氣藏形成期），充注時(shí)間為早侏羅世時(shí)期，古油藏中原油也在此時(shí)期開始裂解；第Ⅲ期（古氣藏形成期），充注時(shí)間為中晚侏羅世—晚白堊世時(shí)期，該階段古油氣藏中原油幾乎全部裂解，為氣藏形成階段；第Ⅳ期（氣藏調(diào)整階段，古氣藏調(diào)整為現(xiàn)今氣藏），晚白堊世以來的喜馬拉雅期的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)后形成，充注時(shí)間為新近紀(jì)時(shí)期至今。