1.   引　言

寒武系—奥陶系、志留系、石炭系—二叠系的多套海相烃源岩在中国南方四川、贵州、云南、湖北、湖南、江西、浙江等省广泛分布，有良好的生–储–盖组合，常规和非常规天然气的潜力巨大（王勤等, 2017; 葛明娜等, 2020; 洪海涛等, 2020）。翟刚毅等（2017）在黔北武陵山地区安场向斜安页1井发现了“四层楼式”复合天然气藏，深入研究该气藏的储层特征及其天然气富集条件与模式，对于更好地认识该区油气成藏机制，扩大勘探成果，丰富天然气成藏理论具有积极意义。

关于致密碳酸盐岩的研究较少，有四川盆地下侏罗统大安寨段致密碳酸盐岩和塔里木盆地下古生界碳酸盐岩的孔隙发育影响因素及其压裂物性方面的研究（周大志等, 2009; 孙文峰等, 2017; 葛明娜等, 2019），但在碳酸盐岩致密气的来源，储层孔隙结构特征定量表征，以及其对于天然气成藏的影响方面的综合研究尚未见报道。

川东南地区石牛栏组的致密碳酸盐岩，前人研究表明，其成岩演化过程相对比较简单，原生孔隙发育差，甚至几乎不发育，储层物性也很一般，主要储层类型为Ⅲ类储层和Ⅳ类储层（汪建辉, 2008）。然而，安页1井石牛栏组获得了工业性气流（翟刚毅等, 2017），证明石牛栏组具有良好的天然气成藏储集条件。为此，本文通过野外地质考查与室内研究相结合、地质追索与地球化学分析相结合、宏观观察与微观测试相结合的方法针对该区下志留统石牛栏组碳酸盐岩气的成因进行了研究。

2.   区域地质背景

安场向斜位于贵州省遵义市正安县安场镇，地质构造上属于武陵山侏罗山式褶皱带的西南段，处于道真向斜的南侧，东西两侧分别是隔槽式褶皱和隔挡式褶皱。安场向斜延伸长度约30 km，轴向北北东20°~30°，位于槽挡转换带的西南端；东翼岩层倾角约为50°，相对较陡；西翼地层倾角一般在25°~35°，相对较缓，平面上被一条北东向的逆断层所切割；核部由侏罗系—三叠系组成；翼部有二叠系、志留系和奥陶系（图1）。

图  1  安场向斜地质简图（据Gu et al., 2013修改）

Figure  1.  Geological map of the Anchang syncline (modified from Gu et al., 2013)

下载: 全尺寸图片 幻灯片

安页1井位于安场向斜西翼，是一口页岩气参数井，井深2900.17 m，钻遇地层包括二叠系栖霞组、上志留统石牛栏组、下志留统龙马溪组和上奥陶统五峰组、奥陶系宝塔组，完钻层位为寒武系娄山关组。

遵义市土地垭口石牛栏组剖面（28º34′101″N、107º26′677″E）位于安场向斜南东翼，全长529 m。综合野外观察、显微镜下鉴定、总有机碳测定及XRD分析的实验结果，石牛栏组主要为浅灰、深灰色中—厚层状灰岩、生屑瘤状灰岩间夹钙质泥岩与粉砂岩，见有珊瑚、层孔虫、腕足类等化石，可划分为32个小层（图2）。

图  2  土地垭口石牛栏组剖面综合柱状图

Figure  2.  Histogram of Shiniulan Formation in Tudiyakou section

下载: 全尺寸图片 幻灯片

3.   实验部分

3.1   实验样品

实验样品见表1，包括石牛栏组岩心样品5件，石牛栏组露头样品32件，韩家店组露头样品1件，龙马溪组露头样品15件。样品分别采自安场向斜的安页1井及其西翼和东翼的由道路建设工程施工开挖出的两个新鲜露头剖面，即遵义市正安县安场镇前进村龙马溪组剖面（28º40′825″N、107º24′754″E）和土地垭口石牛栏组剖面（28º34′101″N、E107º26′677″E）。

表  1  样品清单

Table  1.  Sample list

样品号	地点	层位	岩性
TDY-001	贵州省遵义市 土地垭口公路旁	下志留统 石牛栏组	灰岩
TDY-002			粉砂质泥灰岩
TDY-003			粉砂质灰岩
TDY-004			粉砂质泥灰岩
TDY-005			钙质粉砂岩
TDY-006			砂质泥灰岩
TDY-007			砂质灰岩
TDY-008			粉砂质泥灰岩
TDY-009			粉砂质泥灰岩
TDY-010			含粉砂质泥灰岩
TDY-011			灰黑色微晶灰岩
TDY-012			砂质灰岩
TDY-013			砂质灰岩
TDY-014			泥晶灰岩
TDY-015			泥晶灰岩
TDY-016			砂质灰岩
TDY-017			泥晶灰岩
TDY-018			粉砂质灰岩
TDY-019			粉砂质泥灰岩
TDY-020			亮晶灰岩
TDY-021			灰岩
TDY-022			瘤灰岩
TDY-023			灰岩
TDY-024			泥灰岩
TDY-025			泥晶灰岩
TDY-026			泥晶灰岩
TDY-027			瘤灰岩
TDY-028			生屑灰岩
TDY-029			生屑灰岩
TDY-030			生屑灰岩
TDY-031			泥晶灰岩
TDY-032			灰岩
TDY-033			泥页岩
SNL-01	安页1井 （2119.64 m）	下志留统石 牛栏组	泥灰岩
SNL-02	安页1井 （2122.07 m）		泥灰岩
SNL-03	安页1井 （2130.35 m）		泥灰岩
SNL-04	安页1井 （2131.32 m）		泥灰岩
SNL-05	安页1井 （2150.15 m）		泥灰岩
QJC-01	贵州省遵义市 安场镇前进村	下志留统 龙马溪组	黑色页岩
QJC-02			黑色页岩
QJC-03			黑色页岩
QJC-04			碳质页岩
QJC-05			黑色页岩
QJC-06			黑色页岩
QJC-07			黑色页岩
QJC-08			黑色页岩
QJC-09			黑色页岩
QJC-10			黑色页岩
QJC-11			黑色页岩
QJC-12			黑色页岩
QJC-13			黑色页岩
QJC-14			黑色页岩
QJC-15			黑色页岩

下载: 导出CSV 

| 显示表格

3.2   分析测试

岩石总有机碳测试，依照中华人民共和国国家标准《沉积岩中有机碳的测定》（GB/T 19145—2003），采用美国力可公司生产的LECO CS744碳硫仪完成。

全岩X衍射分析和黏土矿物X射线衍射分析采用中国丹东方圆仪器有限公司生产的X线衍射仪，型号DX−2700。将样品粉碎至200目并制片，用40 kV的测试电压和20 mA的电流扫描，Cu靶，角扫描范围：θs，−15˚~80˚；θd，−5˚~80˚。扫描完成后，用Jade 6.0软件处理数据，计算矿物组成。

岩石孔隙度和渗透率测试是根据中华人民共和国国家标准《页岩氦气法孔隙度和脉冲衰减法渗透率的测定》（GB/T 34533—2017），分别采用美国岩心公司生产的PDP-200和CMS-300两种仪器进行覆压测试，围压1400 psi，覆压1000 psi。其中，CMS-300测试中低渗样品，而PDP-200测试超低渗样品。

扫描电镜分析，参照前人方法（焦淑静等, 2012; 韩辉等, 2013），样品经氩离子抛光处理后，采用德国Zeiss公司的Merlin Compact扫描电子显微镜，结合英国Oxford的Aztec One能谱仪，对样品的微观形貌及矿物成分进行分析。

Ro测定，按照中华人民共和国石油天然气行业标准《沉积岩中镜质体反射率测定方法》（SY/T 5124—2012），采用美国产ZEISS CRAIC 20/20 PV^tm显微分光光度计完成。

氮气吸附脱附实验，依照中华人民共和国国家标准《气体吸附BET法测定固态物质比表面积》（GB/T 19587—2017），采用美国康塔公司的Autosorb-IQ-MP比表面及孔径测定仪完成。将样品碎至粒度小于250 µm，放在150 Pa的真空条件下脱气四小时以除去杂质气体，用液氮进行物理等温吸附−脱附实验。实验中相对压力（P/P₀）范围为0.001~0.995，孔径测量范围为3.5~500 nm。

4.   结果部分

4.1   岩性特征

石牛栏组是一套巨厚的海相沉积。其岩性从底部到顶部变化较大，上部是低能沉积环境的产物，发育有泥质灰岩、泥晶灰岩，其中泥质条带较为发育；中部为台地边缘浅滩相沉积，是储层发育的有利部位，厚层状生物碎屑灰岩、生物礁灰岩是其主要的岩性特征；中下部是低能的浅水陆棚沉积，岩性为瘤状灰岩（周豪等, 2018）。总之，泥质和粉砂质含量随石牛栏组由上到下越来越少，而碳酸盐含量却越来越高。

根据野外剖面样品和钻孔岩心的岩石薄片观察，石牛栏组岩性主要为碳酸盐岩。经过XRD分析和显微镜下观察，页岩的矿物成分主要是方解石、石英和黏土矿物（表2）。矿物组分差别较大，其中野外露头样品的方解石含量16.6%~52.7%，石英14.1%~30.8%，伊利石11.2%~18.8%，长石13%~26.2%，高岭石4.5%~7.6%；岩心样品的方解石含量19.4%~48.1%，石英14.8%~28.5%，伊利石18.7%~24.8%，长石11.8%~18.1%，高岭石6.5%~9.2%。

表  2  矿物分析（XRD）数据

Table  2.  Mineral analyzed data by XRD

样品号	方解石/%	石英/%	伊利石/%	长石/%	高岭石/%
SNL-01	48.1	14.8	18.7	11.8	6.5
SNL-05	19.4	28.5	24.8	18.1	9.2
TDY-08	16.6	30.8	18.8	26.2	7.6
TDY-11	45.9	21.2	11.2	17.2	4.5
TDY-31	52.7	14.1	15.5	13	4.6

下载: 导出CSV 

| 显示表格

4.2   有机质丰度和成熟度

石牛栏组为海相碳酸盐岩，有机质类型主要以I型干酪根为主（翟刚毅等, 2017）。37个石牛栏组样品的总有机质含量（TOC）测定值为0.12%~1.26%（图3），除个别样品外，其TOC值普遍低于0.30%，平均值为0.28%，按照海相碳酸盐岩烃源岩有机质丰度的评价标准（表3），石牛栏组烃源岩属于差烃源岩。

图  3  石牛栏组样品TOC分布

Figure  3.  TOC of the Shiniulan Formation samples

下载: 全尺寸图片 幻灯片

表  3  碳酸盐岩烃源岩划分的TOC标准（据秦建中等, 2004）

Table  3.  TOC standards of carbonate source rock classification (after Qin Jianzhong et al., 2004)

指标	有机质类型	烃源岩类别
		很好烃源岩	好烃源岩	中等烃源岩	差烃源岩	非烃源岩
TOC	I II1 II2	>0.55% 0.9% 1.6%	0.3%~0.55% 0.5%~0.9% 0.8%~1.6%	0.2%~0.3% 0.25%~0.5% 0.4%~0.8%	0.1%~0.2% 0.15%~0.25% 0.25%~0.4%	<0.1% <0.15% <0.25%

下载: 导出CSV 

| 显示表格

龙马溪组的总有机碳含量远高于石牛栏组，TOC值0.81%~5.71%，基本上都在1.0%以上（图4），平均值为3.1%。按照海相泥质烃源岩有机质丰度的评价标准（表4），属于好烃源岩。

图  4  龙马溪组样品TOC值分布

Figure  4.  TOC of the Wufeng–Longmaxi Formation samples

下载: 全尺寸图片 幻灯片

表  4  海相泥质烃源岩有机质丰度评价标准（据Peters, 1986）

Table  4.  TOC standards of classification of marine mudstone source rock (after Peters, 1986)

评价参数	烃源岩级别
	非	差	中等	好	很好
TOC	<0.5%	0.5%~1.0%	1.0%~2.0%	2.0%~5.0%	>5.0%

下载: 导出CSV 

| 显示表格

评价烃源岩成熟度的指标有很多，包括孢粉颜色指数（SCI）、岩石热解最高峰温（T_max）和镜质体反射率（Ro）等（李志明等, 2010），最常用的是镜质体反射率。根据Guo et al.（2019）测定的数据，石牛栏组的成熟度（Ro）在2.75%~2.92%，平均值为2.95%，热演化程度较高，处于过成熟阶段，具备了大量生成天然气的热演化条件。但鉴于其有机质丰度低，属于差烃源岩，其生烃潜力有限。

龙马溪组镜状体的反射率（RoM）在1.30%~2.76%（表5），根据刘祖发等（1999）提出的经验公式换算，其等效镜质体反射率（Ro）为1.39%~2.42%，平均值为1.81%。可见，龙马溪组页岩不仅有机质丰度高，还处于生气高峰热演化阶段，具有良好的生烃潜力。

表  5  龙马溪组页岩的镜状体反射率（RoM）与镜质体反射率（Ro）

Table  5.  RoM and Ro of the Wufeng–Longmaxi Formation

样品编号	RoM/%	Ro/%
QJC-01	1.804	1.641
QJC-02	1.302	1.394
QJC-03	2.148	1.919
QJC-04	1.978	1.782
QJC-05	2.122	1.877
QJC-06	2.006	1.805
QJC-07	2.128	1.903
QJC-08	2.079	1.863
QJC-09	2.761	2.416
QJC-11	1.927	1.741
QJC-12	2.023	1.819
QJC-13	1.94	1.751
QJC-14	2.023	1.818
QJC-15	2.05	1.841

下载: 导出CSV 

| 显示表格

4.3   孔隙度和渗透率

衡量含油气储层的流体储存和油气运输能力主要通过对样品进行孔隙度和渗透率的测试得到。前人（刘若冰等, 2007; 马文辛等, 2012）在显微镜下观察发现，石牛栏组上段的沥青对孔隙有遮挡作用，大大降低了上段储层的孔隙度和渗透率。

从岩性上看，龙马溪组的岩性为薄层、中厚层状黑色页岩、碳质页岩、粉砂质页岩，富含笔石化石，页理发育（王聚杰, 2016）；石牛栏组从下至上依次为薄—中厚层瘤状灰岩、中层—厚层块状礁灰岩和生屑灰岩为主。周大志等（2009）通过镜下观察认为，石牛栏组储层经历了同生、早成岩、晚成岩和构造4个成岩演化阶段，压实、胶结和充填等作用破坏了大多数的原生孔隙，但后期的白云石化、溶蚀作用和破裂作用对储层的孔渗性有了改善。

部分石牛栏组碳酸盐岩样品的覆压孔渗测试结果（表6）显示，岩心样品的孔隙度低于露头样品，分别为0.13%和0.26%~0.40%；而岩心样品的渗透率显著高于露头样品，分别为1.87×10⁻³ mD和7.72×10⁻⁵~7.62×10⁻⁵ mD，相差两个数量级。两者的差异应该是露头样品遭受风化溶蚀作用所致。根据电镜下观察，石牛栏组岩心样品（图5a、b、c）中有矿物溶蚀孔，发育在颗粒内部，属于次生孔隙。在一定程度上，这些溶蚀孔隙相互配置，形成比较良好的孔隙通道组合（图5d、e），连通性增加，对改善样品的渗透率起到了重要的作用。长期的表生风化作用，使得露头样品的粒间孔、粒内孔增多，结构逐渐松散，孔隙度增加（陈前等, 2019）；但是，溶蚀作用同时也破坏其孔隙间的连通性，导致其渗透率降低。因此，石牛栏组的孔隙度和渗透率应该用岩心样品的测定结果来评定。

表  6  孔隙度、渗透率测试结果

Table  6.  Test results of porosity and permeability

样品号	层位	样品来源	孔隙度/%	渗透率/mD
TDY-03	石牛栏组	露头	0.401	0.0000762
TDY-08	石牛栏组	露头	0.255	0.0000727
SNL-04	石牛栏组	岩心	0.125	0.0018683
QJC-03	五峰组—龙马溪组	露头	5.477	0.0001488
QJC-07	五峰组—龙马溪组	露头	5.496	0.0001456
QJC-13	五峰组—龙马溪组	露头	3.299	0.0001867
QJC-08	五峰组—龙马溪组	露头	8.016	0.0001117

下载: 导出CSV 

| 显示表格

图  5  部分石牛栏组样品的扫描电镜分析图像

a—局部放大的溶蚀孔隙（SNL-02）；b—磷灰石溶蚀孔隙（SNL-05）；c—钠长石溶蚀孔隙（SNL-01）；d—黄铁矿晶间孔隙以及丰富的微裂缝网络（SNL-02）；e—局部放大的微裂缝网络（SNL-02）

Figure  5.  SEM images of Shiniulan Formation samples

a–Locally enlarged dissolution pores (SNL-02); b–Apatite dissolution pores (SNL-05); c–Albite dissolution pores (SNL-01); d–Pyrite intercrystalline pores and abundant micro−crack network (SNL-02); e–Ppartially enlarged micro-crack network (SNL-02)

下载: 全尺寸图片 幻灯片

龙马溪组露头样品的孔隙度为3.30%~8.02%，平均值5.55%；渗透率为1.17×10⁻⁴~1.86×10⁻⁴ mD，平均值1.48×10⁻⁴ mD（表6），均显著优于石牛栏组露头样品。龙马溪组页岩属于低孔特低渗储层，石牛栏组碳酸盐岩属于致密储层。

5.   储集空间类型

翟刚毅等（2017）发现石牛栏组为致密泥灰岩夹灰质页岩储层，通过对气藏表现特征和关井恢复情况分析，其属于高压低渗海相致密天然气藏，储集空间主要为基质孔隙和微裂缝；石牛栏组的基质孔隙分为两种：原生孔隙和溶蚀孔隙；而且，在经历了同生、成岩、后生阶段的改造后，石牛栏组大多数原生孔隙遭到部分或者完全破坏。

扫描电镜下观察到的石牛栏组储集空间有孔隙和微裂缝。其中，孔隙包括粒内空隙和粒间空隙，既有原生孔隙，也有溶蚀孔隙；微裂缝是石牛栏组的主要储集空间类型，它与宏孔隙、微孔隙及其自身相互之间的连通构成了裂缝网络系统（图5d、e）。

5.1   孔隙结构

多孔介质在吸附–脱附过程中，由于孔隙在发生毛细凝聚和蒸发时的相对压力不对等，会发生脱附曲线滞后（徐勇等, 2015），形成吸附–脱附回线。不同类型孔隙的形态和连通性有差异，因而形成不同的吸附–脱附回线。因此，通过观察氮气吸附等温线中的吸附曲线和脱附曲线的分离情况，可以获得多孔介质的孔隙结构特征。

国际纯化学与应用化学联合会（IUPAC）将吸附–脱附回线分为4类，分别表征不同的孔隙结构类型（图6）。对石牛栏组的土地垭口露头样品TDY-03和安页1井岩心样品SNL-04进行了低温氮气吸附实验，得到的吸附–脱附曲线（图7）表明，石牛栏组的样品（露头和岩心样品）在相对压力接近于1的时候，吸附分支和脱附分支平行于压力轴；相对压力在接近0.5时，脱附分支上出现有拐点，回线与IUPAC分类的H4型相似，即主要表现出狭缝型孔隙特征，同时含少量墨水瓶状孔。这与在扫描电镜下观察到的石牛栏组孔隙是以微裂缝和溶蚀孔隙为主的结果相一致。

图  6  氮气吸附–脱附回线IUPAC分类

Figure  6.  Nitrogen adsorption stripping loop classified by IUPAC

下载: 全尺寸图片 幻灯片

图  7  样品的氮气吸附脱附曲线

Figure  7.  Nitrogen adsorption stripping curve of samples

下载: 全尺寸图片 幻灯片

5.2   孔容、孔径分布与比表面积

页岩吸附能力和含气性可以通过孔容、孔径分布与比表面积来进行反映，主要是通过氮气吸附实验和计算模型的综合使用获得结果。具体来看，比表面积计算是采用多点BJH模型线性回归得到，孔径分布是采用BJH法计算获得。

氮气吸附实验结果见表7。比表面积：岩心样品为7.77 m²/g，露头样品为9.08 m²/g；孔容：岩心样品为1.25 mm³/g，露头样品为9.20 mm³/g；平均孔径：岩心样品为4.74 nm，露头样品为5.49 nm。

表  7  样品的氮气吸附法孔隙结构参数

Table  7.  Pore structure parameters by nitrogen adsorption method

样品编号	比表面积/(m2/g)	孔容/(mm3/g)	平均孔径/nm
SNL-04	7.770	9.201	4.736
TDY-03	9.078	1.246	5.489

下载: 导出CSV 

| 显示表格

不同径孔隙的孔体积和比表面积贡献值直方图（图8）可以直观地反映石牛栏组碳酸盐岩微孔、中孔和大孔对孔体积和比表面积的贡献。对比岩心样品SNL-04和露头样品TDY-03发现：两者中对孔隙体积贡献最大的都是中孔，微孔和宏孔的贡献较小，其中，露头样品的微孔贡献大于宏孔贡献，而岩心样品的宏孔贡献大于微孔贡献；在比表面积贡献方面，岩心样品中贡献最大的也是中孔，微孔和宏孔的贡献很小，但露头样品的微孔贡献大于中孔，宏孔贡献非常微小。如前所述，岩心样品的渗透率高于露头样品是因为露头样品遭受风化溶蚀作用所致，结合实验数据，笔者进一步认为，露头样品遭受的风化溶蚀作用主要影响中孔和宏孔，造成其孔壁面积大幅减小。

图  8  微孔、中孔和宏孔对孔体积和比表面积的贡献率

Figure  8.  Contribution of different size pores to pore surface area and pore volume

下载: 全尺寸图片 幻灯片

综上，石牛栏组碳酸盐岩的孔容、孔径分布与比表面积特征应用岩心样品的数据来表征，而不是露头样品。因此，中孔是石牛栏组天然气储集的主要贡献者，微孔和宏孔的贡献有限。

6.   讨　论

6.1   石牛栏组天然气的来源

安页1井石牛栏组在钻探过程中的全烃异常值最高为85.40%，甲烷异常值最高80.50%，中途裸眼测试最大瞬时流量42.01×10⁴ m³/d，后经压裂测试获得日产10.22×10⁴ m³的高产气流（翟刚毅等, 2017）。Guo et al.（2019）根据美国矿业局USBM方法对安页1井石牛栏组样品进行现场解析，获得的解析气量为0.07~0.84 m³/t，并通过恢复计算，认为其原位气量可以达到3.67 m³/t。

然而，笔者测定的石牛栏组样品的TOC平均值仅约为0.3%。翟刚毅等（2017）报道的安页1井石牛栏组岩心的TOC值更低，在0.04%~0.11%。虽然石牛栏组具备了大量生成甲烷气的热演化条件（Ro平均值2.95%），但是如此低的有机碳含量，其生烃能力根本不足以提供其目前所储存的气量，不足以支撑其产气能力。因此，石牛栏组中的天然气必有其他来源，这一点已被Guo et al.（2019）注意到。初步推断，石牛栏组天然气主要来源于其下伏龙马溪组，自身贡献部分较少。理由如下：

（1）龙马溪组是一套优质的烃源岩，生烃潜力良好，总有机碳含量的平均值为3.07%，属于好烃源岩，且其等效镜质体反射率平均值为1.81%，处于生气高峰热演化阶段，具备足够的供气能力。

（2）虽然石牛栏组的孔隙度（0.26%~0.40%，露头样品0.125%）小于龙马溪组（3.30%~8.02%，露头样品），但其渗透率（1.86×10⁻³ mD）表明其具备接收来自龙马溪组天然气的运移通道物性条件。其中，石牛栏组本身的“狭缝型”储集空间有效降低了油气运移和渗流时的毛管阻力，为龙马溪组的油气向石牛栏组运移提供了有利条件。李双建等（2009）研究指出，石牛栏组上段充注的沥青来源于下伏地层龙马溪组，证实两者间的确是存在运移通道的。

（3）石牛栏组天然气的五峰组—龙马溪组有机质来源可以通过对两者的碳、氢同位素组成和分子组成进行关联（Berner and Faber, 1988; Chung et al., 1988）而得到有效识别。Guo et al.（2019）将石牛栏组甲烷和乙烷的δ¹³C数据在天然气成因判识模板上进行投点，落在碳同位素倒转区，说明石牛栏组的天然气是混源型气体。安页1井天然气甲烷和乙烷的δ¹³C平均值分别为−33.5‰和−36.7‰，与牛强等（2020）报道的四川盆地南部五峰组—龙马溪组页岩相近，这是对石牛栏组天然气与五峰组—龙马溪组有机质具有良好的碳源关系观点的有力支持。

6.2   石牛栏组天然气成藏

李双建等（2009）通过对与石牛栏组沥青伴生的盐水包裹体进行研究，得到石牛栏组古油藏的充注时间是200 Ma，表明其发生在晚三叠世—早侏罗世。结合研究区的构造发展历程（郭英海等, 2004），大致可推测石牛栏组天然气的成藏过程为：

（1）龙马溪组有机质在晚二叠世达到成熟热演化阶段，开始生油。

（2）在晚三叠世—早侏罗世，受印支运动的影响，石牛栏组形成大量狭缝型构造缝，导致下伏龙马溪组液态烃进入石牛栏组的上段礁滩相生屑灰岩中形成圈闭古油藏（图9a）。

图  9  石牛栏组天然气藏形成过程

Figure  9.  Process of natural gas reservoir formation in the Shiniulan Formation

下载: 全尺寸图片 幻灯片

（3）早白垩世燕山运动导致晚白垩之前的地层普遍发生褶皱断裂，石牛栏组上部的古油藏遭到破坏，并且残留下干沥青，使得其原有储层物性变差，形成封堵能力（图9b）。

（4）晚白垩世，龙马溪组有机质达到过成熟热演化阶段，开始大规模生气（图9c）。之后受喜马拉雅运动的影响，生成的天然气经过调整进入石牛栏组地层，主要储集在其狭缝型中孔里，最终形成了现在的逆断层封堵的残留向斜致密气藏（图9d）。

总之，石牛栏组属于构造成因的狭缝型储层，主要的有利储集层段是其下段；其上段的生物礁相生屑灰岩在古油藏充注前可能是有利储层，但是后期由于古油藏被破坏，残余的沥青占据了其原来的储集空间，加之压溶压实和重结晶作用致使其变得致密，成为石牛栏组下部储层的遮挡层，最终使得从龙马溪组生成的部分天然气经后期构造运动充注其中并很好地保存下来。

7.   结　论

（1）黔北武陵山地区安场向斜下志留统石牛栏组是一套巨厚的海相沉积，岩性主要为碳酸盐岩，矿物成分以方解石、石英和黏土矿物为主。其下部主要为薄—中厚层瘤状灰岩，上部以中层—厚层块状礁灰岩、生屑灰岩为主。

（2）石牛栏组天然气藏的储集空间位于其下段，主要为基质孔隙和微裂缝，孔隙类型以狭缝孔为主，其中对碳酸盐岩储层孔体积和比表面积贡献最大的是中孔。这种“狭缝型”储集空间降低了油气运移和渗流时的毛管阻力，为龙马溪组的天然气向石牛栏组运移提供了有利条件。

（3）石牛栏组上段的生屑灰岩、礁灰岩本来是良好的油气储层，并在晚三叠世—早侏罗世接受了来自龙马溪组的液态烃充注，形成了古油藏，但在早白垩世燕山运动期间遭受破坏，残留的沥青将大部分的孔隙堵死，再加上压溶和重结晶的改造作用使其物性条件进一步恶化，以致为其下段的后续气藏充注提供了封盖条件。