摘　要：飛三段是鄂西—渝東地區(qū)海相碳酸鹽巖層系的主力產(chǎn)氣層，系統(tǒng)研究飛三段的天然氣成藏階段與主控因素，對該區(qū)飛三段的天然氣勘探具有指導(dǎo)意義。利用天然氣組分和穩(wěn)定碳同位素資料、烴源巖的干酪根碳同位素資料以及流體包裹體均一溫度資料，在闡明油氣的成因與來源、烴源巖的生烴史和油氣充注史的基礎(chǔ)上，結(jié)合構(gòu)造演化史和圈閉演化史，劃分了天然氣的成藏階段，并總結(jié)了天然氣成藏的主控因素。結(jié)果認(rèn)為：飛三段天然氣主要為二疊系烴源巖生成的原油的二次裂解氣；天然氣的成藏經(jīng)歷了古巖性油藏的聚集(190～160Ma)、古油藏裂解與古巖性氣藏形成(160～140Ma)、天然氣調(diào)整再聚集形成今構(gòu)造—巖性復(fù)合氣藏(140Ma—現(xiàn)今)3個階段；沉積期暴露淺灘相儲層的規(guī)模決定了古油藏的規(guī)模，晚期天然氣的調(diào)整再聚集過程中的保存條件決定了天然氣的最終聚集。

關(guān)鍵詞：鄂西—渝東；飛三段；天然氣；成藏階段；主控因素

0  引 言

飛仙關(guān)組三段(簡稱“飛三段”)是目前鄂西—渝東地區(qū)海相碳酸鹽巖層系的主力產(chǎn)氣層，也是現(xiàn)階段實(shí)現(xiàn)該區(qū)天然氣儲量升級的重點(diǎn)層系。自1970年在建南構(gòu)造建3井飛三段獲得工業(yè)氣流以來，鄂西—渝東地區(qū)發(fā)現(xiàn)了中揚(yáng)子區(qū)海相碳酸鹽巖層系唯一的氣田——建南氣田。隨著普光大氣田的發(fā)現(xiàn)^[1]，在川東北和川東地區(qū)天然氣勘探重點(diǎn)針對二疊系和三疊系的礁、灘圈閉展開。鄂西—渝東地區(qū)具有構(gòu)造變形強(qiáng)、天然氣的保存條件復(fù)雜等特點(diǎn)，前人對該區(qū)飛三段僅開展了天然氣的成因和成藏條件方面研究^[2-6]，沒有系統(tǒng)研究天然氣的成藏過程及主控因素，制約了該區(qū)飛三段的天然氣勘探部署。因此，本文在確定天然氣成因與來源的基礎(chǔ)上，分析天然氣的成藏階段以及各階段的天然氣聚集的主控因素，以期對該區(qū)的天然氣勘探具有借鑒意義。

1 地質(zhì)背景

鄂西—渝東地區(qū)位于四川盆地東緣，東起湖北利川，西至重慶萬縣豐都一帶，面積約21000km²(圖1)。構(gòu)造位置處于川東褶皺帶與湘鄂西褶皺帶的結(jié)合部位，包括利川復(fù)向斜、齊岳山復(fù)背斜、石柱復(fù)向斜、方斗山復(fù)背斜和萬縣復(fù)向斜5個二級構(gòu)造單元^[4]。

研究區(qū)地層由老至新依次包括震旦系、寒武系、奧陶系、志留系、泥盆系、石炭系、二疊系、三疊系和侏羅系。以中三疊統(tǒng)巴東組(T2b)頂部為界，之上為陸相的河流和湖泊沉積，之下為海相沉積。與本文直接相關(guān)的是二疊系和三疊系，由老至新，包括下二疊統(tǒng)的梁山組(P₁l)、棲霞組(P₁q)、茅口組(P₁m)，上二疊統(tǒng)吳家坪組(P₂w)和長興組(P₂c)，下三疊統(tǒng)的飛仙關(guān)組(T₁f)和嘉陵江組(T₁j)，中三疊統(tǒng)的巴東組(T₂b)和上三疊統(tǒng)的須家河組(T₃x)。其中，吳家坪組發(fā)育泥巖、碳質(zhì)泥巖和灰?guī)r，是本區(qū)的主力烴源巖之一；長興組發(fā)育生屑灰?guī)r、生物礁灰?guī)r、白云巖和泥晶灰?guī)r，是主力產(chǎn)氣層之一；飛三段(T₁f₃)發(fā)育顆?；?guī)r、白云巖和泥晶灰?guī)r，是主力產(chǎn)氣層之一。

受秦嶺—大別造山系統(tǒng)與雪峰陸內(nèi)構(gòu)造變形系統(tǒng)^[7]的共同影響，區(qū)內(nèi)發(fā)育北東—北東東向褶皺和斷裂體系(圖1)。褶皺構(gòu)造與川東地區(qū)類似，由高陡背斜和寬緩的向斜構(gòu)成，向斜區(qū)發(fā)育潛伏的背斜構(gòu)造(如建南構(gòu)造)。斷裂可分為三級：一級斷裂控制區(qū)域格架，一般向下切穿至基底，向上切穿至地表；二級斷裂控制局部構(gòu)造；三級斷裂則是伴生的小斷裂。根據(jù)前人研究^[8-9]，本區(qū)的構(gòu)造變形主要發(fā)生在燕山期，且主要定型于中—晚燕山期，喜山期則以抬升剝蝕為主。

目前，鄂西—渝東區(qū)僅在石柱復(fù)向斜的建南構(gòu)造發(fā)現(xiàn)了建南氣田(圖1)，主力產(chǎn)氣層是飛三段、長二段和石炭系。此外，飛三段在新場、龍駒壩、太平、鹽井和茶園坪等構(gòu)造也有鉆井證實(shí)為含氣構(gòu)造。目前的鉆井還主要是圍繞石柱復(fù)向斜區(qū)的潛伏構(gòu)造高部位實(shí)施鉆探。

2 天然氣的成因類型與來源

確定油氣的成因與來源是研究油氣成藏過程的基礎(chǔ)。劉光祥等2002年認(rèn)為建南氣田長興組、飛三段和嘉一段天然氣多屬Ⅰ₁—Ⅰ₂型母質(zhì)烴源巖過成熟裂解混源氣，部分為煤型氣與油型氣的混源氣，且腐泥型有機(jī)質(zhì)的貢獻(xiàn)大于腐殖型有機(jī)質(zhì)的貢獻(xiàn)^[2]。王韶華等2008年認(rèn)為天然氣為高溫裂解氣，且以腐泥型的油型氣的貢獻(xiàn)為主，含少量腐殖型氣^[3]。綜合分析認(rèn)為，前人雖然確定了以腐泥型氣源為主，但沒有明確是原油裂解氣還是干酪根熱解氣，也沒有確定烴源巖。通過本研究，認(rèn)為飛三段和長興組天然氣主要為原油裂解氣，且主要來源于吳家坪組以腐泥型有機(jī)質(zhì)(Ⅱ型干酪根)為主的烴源巖。詳細(xì)論述如下。

(1)天然氣的成分組成具有原油二次裂解氣的特征。飛三段(T₁f₃)和長興組(P₂c)天然氣的烷烴氣中以甲烷為主(相對含量在99%以上)，為成熟度很高的干氣。有機(jī)成因的烷烴氣大致包括生物氣、干酪根熱解氣和原油裂解氣。本區(qū)天然氣甲烷的碳同位素在-30.0‰～-33.0‰，可排除生物成因氣。因此，對本區(qū)天然氣的成因判識的關(guān)鍵是區(qū)分干酪根熱解氣和原油裂解氣。這兩類成因天然氣，目前國內(nèi)外學(xué)者主要用ln(C₁/C₂)與ln(C₂/C₃)關(guān)系圖進(jìn)行判識^[10-13]。干酪根初次熱解氣以甲烷的迅速增加為特征，ln(C₁/C₂)值不斷增大而ln(C₂/C₃)值相對穩(wěn)定；原油二次裂解氣以丙烷的迅速減少為特征，ln(C₂/C₃)值明顯增大而ln(C₁/C₂)值變化不大(圖2(a))。如圖2(b)，研究區(qū)嘉陵江組(T₁j)、飛三段(T₁f₃)、長興組(P₂c)和下二疊統(tǒng)(P₁)天然氣的ln(C₁/C₂)值在5～7，ln(C₂/C₃)值在1～4，總體符合ln(C₂/C₃)迅速增大、ln(C₁/C₂)相對穩(wěn)定的原油二次裂解氣的基本特征，志留系(S)與石炭系(C)的天然氣(ln(C₁/C₂)值在4～5，ln(C₂/C₃)值在1～2.5)也具有類似的特征，但分布范圍與前者明顯區(qū)別，表明這兩類天然氣的來源可能不同。三疊系巴東組(T2b)和侏羅系(J)的天然氣的ln(C₁/C₂)值在2.5～3.5，ln(C₂/C₃)值在1～2.5，總體表現(xiàn)為ln(C₁/C₂)值不斷增大而ln(C₂/C₃)值相對穩(wěn)定的干酪根初次熱解氣的特征。

(2)儲層可見殘留固體瀝青，是發(fā)生原油裂解作用的直接證據(jù)。根據(jù)巖心和薄片觀察，飛三段儲層的鮞?；?guī)r和白云巖可見較多的固體瀝青，這些瀝青是原油裂解的殘留產(chǎn)物，可以證明儲層發(fā)生過原油裂解作用。對建南構(gòu)造北高點(diǎn)翼部新店1井的飛三段進(jìn)行了系統(tǒng)取心和薄片分析，顯示飛三段含殘余固體瀝青的厚度為19.68m，表明曾經(jīng)聚集了至少19.68m厚的古油層。另外，按照古油藏恢復(fù)的基本原理^[14]，計算出整個建南構(gòu)造飛三段的原油裂解氣可達(dá)150億方，遠(yuǎn)大于現(xiàn)今探明的飛三段天然氣儲量，表明原油裂解氣可以提供充足氣源。

(3)本區(qū)長興組和飛仙關(guān)組天然氣的氣源巖主要為二疊系吳家坪組(P₂w)烴源巖，且以Ⅱ型有機(jī)質(zhì)為主，能夠生成大量的原油，具備原油裂解作用發(fā)生的物質(zhì)基礎(chǔ)。對于本區(qū)高成熟度的天然氣而言，利用同位素資料進(jìn)行氣—巖對比是比較可靠的方法。本區(qū)侏羅系和石炭系天然氣的丁烷碳同位素分別為-25.0‰和-31.9‰，而三疊系天然氣丁烷的含量低，只測得丙烷碳同位素為-27.6‰，下志留統(tǒng)龍馬溪組(S₁l)、吳家坪組(P₂w)和侏羅系源巖干酪根的碳同位素均值分別為-30.0‰、-27.0‰和-25.5‰(圖3)。有研究表明，具有氣源關(guān)系的烴源巖的干酪根碳同位素比天然氣丁烷的碳同位素要重1.0‰左右^[15]。根據(jù)這種對應(yīng)關(guān)系，侏羅系、三疊系飛仙關(guān)組和石炭系的天然氣應(yīng)該分別來源于侏羅系、二疊系吳家坪組和志留系龍馬溪組烴源巖(圖3)。從生儲配置關(guān)系來看，飛三段與上覆侏羅系之間有較厚的隔層，其氣源也不可能來自于侏羅系烴源巖；并且飛三段天然氣的碳同位素組成明顯重于石炭系天然氣(圖3)，其不可能與石炭系天然氣具有相同的氣源巖。對于本區(qū)高過成熟的二疊系烴源巖(Ro均值為2.2%)而言，其有機(jī)質(zhì)類型用常規(guī)熱解和元素組成數(shù)據(jù)很難判斷^[16]，比較可靠的方法是利用源巖干酪根碳同位素數(shù)據(jù)進(jìn)行分析。本區(qū)二疊系吳家坪組烴源巖的干酪根碳同位素值為-26.0‰～-28.2‰，與Ⅱ型有機(jī)質(zhì)具有較好的對應(yīng)關(guān)系；志留系烴源巖的干酪根碳同位素在-27.0‰～-31.0‰，主要為Ⅰ型有機(jī)質(zhì)；寒武系烴源巖的干酪根碳同位素比較分散，類型可能比較復(fù)雜(圖4)。根據(jù)上述分析，本區(qū)吳家坪組烴源巖有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅱ型，以生油為主。

　　本區(qū)吳家坪組(P₂w)泥質(zhì)巖厚40m左右，TOC較高，可達(dá)5%之上。二疊系烴源巖的生烴強(qiáng)度為20×10⁸～40×10⁸m³/km²，符合戴金星院士提出的形成大型氣田的生烴強(qiáng)度條件——生氣強(qiáng)度大于20×10⁸m³/km^2[17]。因此，鄂西—渝東地區(qū)具備形成大中型氣田的烴源巖條件，二疊系烴源巖能夠?yàn)楸緟^(qū)提供充足的油氣來源。

3 烴源巖生烴史與油氣充注史

烴源巖生烴史與油氣充注史是研究油氣成藏過程的重要環(huán)節(jié)，而埋藏史與熱史恢復(fù)是生烴史模擬的基礎(chǔ)。埋藏史主要根據(jù)區(qū)域地質(zhì)背景資料和前人研究成果建立，在二疊系烴源巖沉積之后至晚侏羅世以沉降為主，晚侏羅世以來開始大規(guī)模抬升剝蝕，現(xiàn)今地表剝蝕厚度在2000～3000m；熱史模擬相關(guān)參數(shù)主要采用前人研究成果^[18]。綜合埋藏史和熱史恢復(fù)結(jié)果，對生烴史進(jìn)行了模擬，如圖5，二疊系烴源巖在中三疊世(225Ma)進(jìn)入生油門限(Ro為0.5%)；中侏羅世(170Ma)進(jìn)入生油高峰(Ro為1.0%)；在晚侏羅世(162Ma)生油基本結(jié)束(Ro為1.3%)；晚白堊世末(100Ma)進(jìn)入干氣生成階段(Ro為2.0%)。

飛三段油氣充注史主要根據(jù)飛三段儲層與烴類包裹體伴生的鹽水包裹體的均一溫度與儲層埋藏?zé)崾反_定。通過鏡下觀察，發(fā)現(xiàn)本區(qū)飛三段儲層膠結(jié)物中可見較多瀝青包裹體和天然氣包裹體，以及少量油包裹體。據(jù)前人研究，瀝青包裹體為油包裹體經(jīng)歷高溫之后的殘留產(chǎn)物[19]，因此，可測定與瀝青包裹體伴生的鹽水包裹體的均一溫度代表古原油充注時的溫度。均一溫度的測定與統(tǒng)計結(jié)果(圖5)：與瀝青包裹體伴生的鹽水包裹體的均一溫度在90～120℃；與天然氣和少量瀝青包裹體伴生的鹽水包裹體的均一溫度在120～140℃；與天然氣包裹體伴生的鹽水包裹體的均一溫度在140～180℃。把這3期均一溫度投影到地層埋藏史圖上(圖5)，可知第Ⅰ期和第Ⅱ期大致與二疊系烴源巖的生油期相對應(yīng)，而第Ⅲ期與烴源巖的生氣階段對應(yīng)。因此，認(rèn)為飛三段在侏羅紀(jì)主要發(fā)生了3期油氣充注：第Ⅰ期主要為原油充注；第Ⅱ期為原油充注，伴有天然氣充注；第Ⅲ期主要為天然氣充注。第Ⅲ期的天然氣充注，可能主要與儲層古原油裂解產(chǎn)生的天然氣有關(guān)。根據(jù)前人研究成果，認(rèn)為150℃是原油穩(wěn)定存在的上限溫度[20]，而飛三段儲層在晚侏羅世的最高溫度接近180℃，表明具備原油裂解作用發(fā)生的溫度條件，飛三段古油藏在晚侏羅世基本全部裂解成氣藏。原油裂解作用發(fā)生的時間與第Ⅲ期天然氣充注的時間吻合，進(jìn)一步證明儲層中發(fā)生了原油裂解作用。

4 天然氣成藏階段與主控因素

通過前文研究，基本明確了飛三段天然氣主要為原油裂解成因氣，且飛三段具備原油裂解作用發(fā)生的直接證據(jù)、物質(zhì)基礎(chǔ)和溫度條件，儲層熱演化歷史和流體包裹體的記錄也表明儲層流體發(fā)生了液態(tài)油向氣態(tài)烴的轉(zhuǎn)變，且油氣的充注和相態(tài)轉(zhuǎn)變基本發(fā)生在侏羅紀(jì)(對應(yīng)于早—中燕山期)。前已述及，本區(qū)構(gòu)造變形主要定型于中—晚燕山期，喜山期主要以抬升剝蝕為主。也就是說，油氣充注和相態(tài)轉(zhuǎn)變之后，還發(fā)生了圈閉類型的改變(由早期巖性圈閉演變?yōu)闃?gòu)造—巖性復(fù)合圈閉)。因此，綜合油氣充注、相態(tài)轉(zhuǎn)變、構(gòu)造變形歷史和圈閉演化，可以把飛三段的天然氣成藏過程大致劃分為3個階段：(1)古巖性油藏聚集；(2)古油藏裂解與古巖性氣藏形成；(3)古氣藏調(diào)整再聚集，今構(gòu)造—巖性氣藏形成(圖6)。

古巖性油藏聚集發(fā)生在早侏羅世—中侏羅世(190～160Ma)。此期二疊系烴源巖位于生油窗內(nèi)，以生油為主，儲層溫度在120～140℃，原油尚未大量裂解，儲層捕獲的烴類包裹體以油包裹體(后演化為瀝青包裹體)為主。根據(jù)磷灰石裂變徑跡資料，石柱復(fù)向斜區(qū)在白堊紀(jì)早期136Ma達(dá)到最大埋深，之后迅速隆升受剝蝕，到早白堊世約105Ma進(jìn)入平穩(wěn)期，喜山晚期約20Ma再次迅速隆升^[9]。表明本區(qū)的構(gòu)造變形定型在136～105Ma(中—晚燕山期)，早燕山期受雪峰構(gòu)造帶遞進(jìn)變形的影響，本區(qū)僅開始發(fā)生褶皺等構(gòu)造變形，但總體構(gòu)造變形微弱，因此，推測此階段僅利于發(fā)育巖性圈閉，原油的輸導(dǎo)體系主要是裂縫。在油氣來源充足的條件下，此階段聚集的古原油規(guī)模主要取決于儲集層的規(guī)模和物性條件。對川東北地區(qū)而言，暴露淺灘的規(guī)模決定了儲集層的物性條件^[21]，而暴露淺灘多與古地貌相對高點(diǎn)有關(guān)。因此，沉積期古地貌相對高點(diǎn)的暴露淺灘的規(guī)模決定了飛三段古油藏的規(guī)模。古油藏的裂解主要發(fā)生在晚侏羅世—早白堊世(160～140Ma)。此階段二疊系烴源巖停止生油，處于生濕氣—干氣階段(圖5)，但二疊系烴源巖以腐泥型有機(jī)質(zhì)為主，在此階段生成的天然氣比較少；儲層溫度在150～180℃，聚集的古原油必然發(fā)生裂解，產(chǎn)生大量的原油裂解氣，這與觀測到的大量天然氣包裹體(其伴生的鹽水包裹體均一溫度在140～180℃)具有較好的對應(yīng)關(guān)系。另外，儲層溫度在最大埋深期(約140Ma)接近180℃，可認(rèn)為原油在140Ma就已經(jīng)完全裂解。與本區(qū)的主要構(gòu)造變形發(fā)生在136～ 105Ma相比較，可知原油裂解作用發(fā)生時構(gòu)造變形相對穩(wěn)定，此期主要還是以巖性氣藏為主，原油裂解作用基本是在原地進(jìn)行。因原油裂解作用必然導(dǎo)致儲層流體體積的膨脹，壓力增加，可能會使部分天然氣散失。

古氣藏的調(diào)整再聚集階段主要發(fā)生在晚白堊世以來(140Ma—現(xiàn)今)。此期烴源巖基本進(jìn)入生干氣階段，二疊系腐泥型有機(jī)質(zhì)生成的天然氣比較少，對現(xiàn)今氣藏的貢獻(xiàn)有限。因此，此期聚集的天然氣仍然主要是原油裂解發(fā)生之后產(chǎn)生的天然氣。中—晚燕山期，本區(qū)發(fā)生強(qiáng)烈構(gòu)造變形，北東向褶皺和斷層基本定型，圈閉類型由巖性圈閉轉(zhuǎn)為構(gòu)造—巖性復(fù)合圈閉，在圈閉類型和形態(tài)調(diào)整的過程中，古氣藏聚集的天然氣發(fā)生調(diào)整再聚集。建南構(gòu)造低部位的巖性圈閉(如新店1井所在巖性圈閉)的現(xiàn)今水層中發(fā)現(xiàn)了較多的固體瀝青，表明其曾經(jīng)為古油層，按照原油裂解成氣會發(fā)生體積膨脹原理，認(rèn)為該圈閉聚集的天然氣在后期構(gòu)造定型過程中發(fā)生了天然氣向高部位的再運(yùn)移，而現(xiàn)今高部位的圈閉多為氣層也與之吻合。此階段天然氣的聚集主要取決于圈閉的保存條件，相對高部位的構(gòu)造—巖性圈閉是天然氣再聚集的比較有利區(qū)。開展圈閉的儲層規(guī)模、物性條件和保存條件的定量評價，是本區(qū)天然氣勘探的關(guān)鍵工作。

5 結(jié)論

(1)鄂西—渝東地區(qū)飛三段天然氣主要為原油裂解氣，氣源主要為二疊系烴源巖。

(2)鄂西—渝東地區(qū)飛三段天然氣成藏主要經(jīng)歷了3個階段：早期古巖性油藏聚集階段；古油藏裂解與古巖性氣藏形成階段；天然氣調(diào)整再聚集與現(xiàn)今構(gòu)造—巖性復(fù)合氣藏形成階段。

(3)現(xiàn)今保存條件好、位于相對高部位的構(gòu)造—巖性復(fù)合圈閉是比較有利的天然氣聚集區(qū)。

參考文獻(xiàn)：

［1］馬永生，郭旭升，郭彤樓，等．四川盆地普光大型氣田的發(fā)現(xiàn)與勘探啟示［J］．地質(zhì)論評，2005，51(4)：477－480．

［2］劉光祥，陶靜源，潘文蕾，等．川東北及川東區(qū)天然氣成因類型探討［J］．石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì)，2002，24(6)：512－516．

［3］王韶華，萬云強(qiáng)，林娟華．建南氣田海相天然氣藏成因類型探討［J］．石油天然氣學(xué)報，2008，30(4)：37－42．

［4］陳綿琨．鄂西—渝東地區(qū)天然氣勘探潛力分析［J］．江漢石油學(xué)院學(xué)報，2003，25(1)：27－29．

［5］梁西文，鄭榮才．建南構(gòu)造飛仙關(guān)組三段高精度層序地層學(xué)及南北高點(diǎn)儲層差異原因探討［J］．沉積與特提斯地質(zhì)，2006，26(3)：45－50．

［6］潘文蕾，劉光祥，呂俊祥．鄂西—渝東地區(qū)建南氣田地層水水化學(xué)特征及其意義［J］．石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì)，2003，25(3)：295－299．

［7］丁道桂，劉光祥．揚(yáng)子板內(nèi)遞進(jìn)變形———南方構(gòu)造問題之二［J］．石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì)，2007，29(3)：238－246．

［8］丁道桂，潘文蕾，彭金寧，等．揚(yáng)子板塊中、古生代盆地的改造變形［J］．石油與天然氣地質(zhì)，2008，29(5)：597－606．

［9］梅廉夫，劉昭茜，湯濟(jì)廣，等．湘鄂西—川東中生代陸內(nèi)遞進(jìn)擴(kuò)展變形：來自裂變徑跡和平衡剖面的證據(jù)［J］．地球科學(xué)，2010，35(2)：161－174．

［10］Behar F，Kressmann S，Rudkiewicz J L，et al． Experimental simulation in a confined system and kinetic modeling of kerogen and oil cracking ［J］． Organic Geochemistry，1992，19： 173-189．

［11］Prinzhofer A，Huc A Y．Genetic and post-genetic molecular and isotopic fractionations in natural gases［J］．Chemical Geology，1995，126：281－290．

［12］謝增業(yè)，田世澄，李劍，等．川東北飛仙關(guān)組鮞灘天然氣地球化學(xué)特征與成因［J］．地球化學(xué)，2004，33(6)：567-573．

［13］朱揚(yáng)明，王積寶，郝芳，等．川東宣漢地區(qū)天然氣地球化學(xué)特征及成因［J］．地質(zhì)科學(xué)，2008，43(3)：518－532．

［14］孫瑋，劉樹根，馬永生，等．四川盆地威遠(yuǎn)—資陽地區(qū)震旦系油裂解氣判定及成藏過程定量模擬［J］．地質(zhì)學(xué)報，2007，81(8)：1153－1159．

［15］Prinzhofer A，Vega M A G，Battani A，et al． Gas geochemistry of the Macuspana ( Mexico ) ：thermogenic accumulations in sediments impregnated by bacterial gas ［J］． Marine and Petroleum Geology，2000，17： 1029 － 1040．

［16］朱揚(yáng)明，顧圣嘯，李穎，等．四川盆地龍?zhí)督M高熱演化烴源巖有機(jī)質(zhì)生源及沉積環(huán)境探討［J］．地球化學(xué)，2012，41(1)：35－44．

［17］戴金星，鄒才能，陶士振，等．中國大氣田形成條件和主控因素［J］．天然氣地球科學(xué)，2007，18(4)：473－485．

［18］盧慶治，馬永生，郭彤樓，等．鄂西—渝東區(qū)熱史恢復(fù)及烴源巖成烴史［J］．地質(zhì)科學(xué)，2007，42(1)：189－198．

［19］王存武．川東北地區(qū)碳酸鹽巖層系超壓發(fā)育演化與形成機(jī)制［D］．武漢：中國地質(zhì)大學(xué)，2008．

［20］BarkerC．Calculated volume and pressure changes during the thermal cracking of oil to gas in reservoirs［J］．AAPG Bulletin，1990，74( 9) ：1254－1261．

［21］張學(xué)豐，赫云蘭，馬永生，等．川東北飛仙關(guān)組沉積控儲機(jī)理研究［J］．地學(xué)前緣，2011，18(4)：224－235．

(本文作者：舒志國 中國石化江漢油田分公司，湖北 潛江 433124)