油气盆地作业.docx

中国西部三大叠合盆地（塔里木、鄂尔多斯和四川盆地）基本特征和油气富集规律比较性研究（包括海相和陆相)中国西部三大叠合盆地（塔里木、鄂尔多斯和四川盆地）基本特征和油气富集规律比较性研究（包括海相和陆相)鄂尔多斯盆地油气的分布特征及富集规律 1基本概况：鄂尔多斯盆地由于其具有与我国东、西部明显不同的地质构造背景,因而有着独特的油气聚集规律和分布特征。主要表现在 :古生界以海相或海陆交互相沉积为主烃源岩分布面积较广，且较稳定，古生界以生气为主，而中生界以生油为主油、气生成高峰时期趋于一致。盆地主体部分地层平缓（地层倾角 1)，构造简单，并少见断裂储集岩物性较差因此油气以短距离运移为主，而油藏以自生自储岩性-地层圈闭为主。根据含油气系统的基本研究方法，结合鄂尔多斯盆地的地质特征该盆地含油气系统研究的总体思路可以概括为定源 (烃源岩评价定时 (生烃高峰或关键时刻定灶生烃中心或生油洼陷定向 (油气运移方向定位 (油气运聚单元下面根据这一原则对鄂尔多斯盆地含油气系统予以初步分析。 2烃源岩基本特征 鄂尔多斯盆地存在J2T3CPO2四套烃源岩其中几湖相泥岩和C一P系煤系泥岩是两套主要的烃源岩。 2.1.下古生界气源岩 下古生界碳酸盐岩残余有机质丰度一般在0.12 %0.33 %之间平均为0.21% 0.22 % 。泥岩、泥灰岩烃源岩主要产于中奥陶统平凉组和上奥陶统克里摩里组、桌子山组及乌拉力克组分布于中央 古隆起西缘或南缘。泥岩有机碳含量一般为0.4%0.5 % ;泥灰岩残余有机碳含量大多在0.2%0.5 % 最高达1.11 %。干酪根镜检、干酪根碳同位素及轻烃组成等研究表明鄂尔多斯盆地下古生界碳酸盐岩原始有机质类型为海相腐泥型生烃母质即以型干酪根为主。有机质成熟度大多已进人高成熟阶段故以生气为主。 2.2上古生界烃源岩 石炭一二叠系气源岩主要是一套海陆过渡相及陆相含煤岩系,主要发育在下石炭统本溪组 、上石炭统太原组、下二叠统山西组 ,总体上分布较广。煤主要分布于太原组 和山西组。暗色泥岩分布于山 西组、太原组。石灰岩主要发育于太原组中上部,本溪组中也有分布,但分布较局限,厚度薄。暗色泥岩有机质丰度 比较高,有机碳含量为 0.5 2 %7.19 % ,平均为2.7 1 % ,有机碳含量在 2 %4 %之间,地区间差异不大。太原组生物灰岩有机质丰度较高,有机碳含量为0.11 %到4.16% ,平均为1.0 % ,有机碳含量一般为0.91%到1.52% ,个别生物灰岩可达4%到5% ,氯仿沥青“A”平均为0.0735%。根据有机显微组分研究 ,石炭一二叠系煤主要显微组分为镜质组,属腐殖型;暗色泥岩一般为腐殖型,少量本溪组、太原组泥岩干酪根为腐泥型。根据碳同位素特征及干酪根研究,煤和暗色泥岩有机质类型主体为腐殖型,石岩的母质类型较煤和暗色泥岩好,有机质类型主要为腐泥腐殖型和腐殖腐泥型。盆地南部富县一带热演化程度最高,R02.2 %以上,局部达 2.8 %以上。盆地中东部,以这个地区为中心,向四周均有所降低。盆地东北部热成熟度最低(R01.0%),盆地西缘天环坳陷中部R0在2.0 %左右,但西南部由于深陷,R0可达4.0%以上。西缘逆冲带则为上盘成熟度低、下盘成熟度高。根据有机质性质及热成熟度,可以确定鄂尔多斯盆地上古生界属于一套生气为主的烃源岩层系。 2.3.中生界烃源岩 中生界烃源岩主要以暗色泥岩、油页岩、碳质泥岩等碎屑岩类为主,纵向上主要发育于上三叠统延长组二、三段(即长7、长8及长4+5) 及下侏罗统延安组二段(即延6延8),生油岩的分布严格地受沉积环境制约。由于延长组与延安组的沉积环境存在一定差异,其烃源岩的分布特征亦有所不同。延长组烃源岩主要发育段属半深水湖相沉积。 延安组主要生油岩段的暗色泥岩分布于吴旗环县华池庆阳志丹一带,主要为碳质泥岩及暗色泥岩,暗色泥岩的有机质丰度较高,但烃转化率不高,有机碳含量为2.32%,氯仿沥青“A”为0.083 2 % ,HC 为262mg/L。上三叠统延长组泥岩的有机质丰度高,有机碳含量为1.56% ,氯仿沥青“A”为 0.1427 % ,HC为7 7 3 m g/L。纵向上有机质丰度的高值段主要位于延 长组二、三段,其他层段的有机质丰度明显降低。平面上以陕北地区有机质丰度最高,向陇东及灵盐地区,有机质丰度明显变低。延长组泥岩的有机质丰度整体属于较好好的生油岩类。与延安组相比,延长组泥岩的有机碳值不高,但其可溶有机质含量及烃转化率明显高于前者,这说明延长组是更为优质的生油岩类,应属中生界的主要生油岩。侏罗系延安组有机质以腐殖型(型) 为主,并有少量腐泥腐殖型(型)。而上三叠统延长组有机质以腐殖腐泥型(1型)为主,并有部分腐泥型(型)。中生界生油岩成熟度自上而下逐渐增高,延安组为低成熟成熟;延长组长6层为成熟;长7长10层为成熟高成熟。 资料来源： 雷振宇、张朝军、杨晓萍(中国石油勘探开发研究院,北京100083) 鄂尔多斯盆地含油气系统划分及特征 2000年8月勘探家Petroleum Explorationist第 5 卷 第 3 册 3构造特征 地质构造发展史和4套含油气系统 3.1 上三叠统延长组砂岩油藏含油系统 最早勘探开发的延长组含油系统烃源岩以延长组深湖相及浅湖相黑色泥岩、页岩和油页岩为主,生烃中心分布在盆地南部马家滩定边、华池、直罗、彬县范围,油源岩最厚达300400m,有利生油区面积达6万k m(见图1)。储集岩围绕生油凹陷分布,北翼缓坡带有定边、吴旗、志丹、安塞和延安等5个大型三角洲及三角洲前缘砂体, 南翼较陡坡带则发育环县和西峰等堆积速率较快的河流相砂体及水下沉积砂体。储渗条件靠裂缝及浊沸石次生孔隙改善,圈闭靠压实构造,遮挡靠岩性在上倾方向的侧变。 3. 2 下侏罗统延 安组砂岩油藏含油系统 延安组砂岩油藏以淡水或微咸水湖相沉积的上三叠统延长组烃源岩为主要油源岩属混合型干酪根以沼泽相煤系沉积的侏罗系延 安组为辅助烃源岩,属腐植型干酪根,陕北南部的衣食村煤系更以含油率高为特征。三叠纪末期,印支运动使鄂尔多斯盆地整体抬升,在三叠系顶部形成侵蚀地貌,以古河道形式切割延长组。规模最大的甘陕古河由西南向东北汇聚庆西古河、宁陕古河和直罗古河,开口 向南延伸印支期侵蚀面的古河道切割了延长组 ,成为油气上溢通道,溢出侵蚀面的油气首先向古河床内的富县组和延安组底砂岩运移和 聚集也向延安组上部各砂岩体及古河床两侧的边滩砂体中运移、聚集,以压实构造和大量岩性圈闭为其主要圈闭形式。 3.3 奥陶系马家沟组碳酸盐岩含气系统 鄂尔多斯盆地奥陶系陆表海浅海碳酸盐岩的烃源岩主要为微晶及泥晶灰岩、泥质灰岩、泥质云岩及膏云岩,厚达600到700m。生烃中心东部在榆林到延安一带,西部在环县到庆阳一带,产生腐泥型裂 解气。加里东运动使鄂尔多斯盆地整体抬升,经受130Ma的风化剥蚀, 导致奥陶系顶面形成准平原化的古岩溶地貌,盆地中部靖边一带分布有南北走向的宽阔潜台,周缘有潜沟和洼地,在上覆石炭系煤系铁铝 土岩的封盖和东侧奥陶系盐膏层的侧向遮挡双重作用下,古潜台成为 天然气运移聚集的大面积隐蔽圈闭。3.4石炭二叠系煤系含气系统 鄂尔多斯盆地石炭系为渴湖相和潮坪相沉积,二叠系为海陆过渡相和内陆河湖相沉积,以碎屑岩为主,仅石炭系有少量碳酸盐岩。烃源岩主要为石炭系太原组和下二叠统山西组的煤系,显微组成为镜质体与丝质体,干酪根属腐植型,煤型气的组分以甲烷为主。北部东胜、榆林地区煤层厚20m,暗色泥岩5090m,范围约7万k;南部富县、环县地区煤层厚510m,暗色泥岩厚10100m,范围约6万km2。储集体以砂岩为主,主要物源区在北部大青山、乌拉山一带,各层砂体叠置, 蔚为壮观。山西组沉积中心位于盆地南部洛川庆阳一带,以盆地北部砂体最发育,共有 6条大砂体向盆地内延伸,各支大砂体内部受古河网控制,呈现复杂的条带状。储渗条件靠裂缝及后生成岩作用改善圈闭靠压实构造及上倾方向的岩性遮挡。 资料来源：杨俊杰. 鄂尔多斯盆地构造演化与油气分布规律M .北京石油工业出版社,2002 李克勤. 鄂尔多斯盆地大地构造对油气的控制作用 中国含油 气盆地构造学.北京石油工业出版社, 2002 油气分布特征 鄂尔多斯盆中生界石油分布规律 鄂尔多斯盆地石油分布在中生界,发育三叠系、侏罗系两套含油层系,已开发的油田分布在盆地的中南部。鄂尔多斯盆地在晚三叠世早期开始下坳,进入了湖盆发育阶段, 为一套湖泊三角洲碎屑岩沉积, 形成三叠系上统延长组含油层系。晚三叠世末印支运动使盆地抬升, 形成侵蚀古地貌, 侏罗纪白垩纪时期,由河流相、湖沼相、河流相沉积旋回充填,形成侏罗系下统延安组含油层系。 三叠系延长组沉积时,湖盆的东北、东南、西南及西北都有较大的河流注入,主河流注入区形成了规模较大的三角洲复合体,成为湖盆中心生成的烃类运移聚集的场所,目前已发现的三角洲油藏聚集在两类砂体中,一类是三角洲前缘河口砂坝,形成的油藏规模较大;另一类是三角洲平原分流河道砂体,形成的油藏规模较小。三角洲沉积发育完整的生储盖组合,半深湖相生油岩三角洲前缘砂体和三角洲平原分流河道砂体形成良好储层，浅湖相砂泥岩和煤系地层形成的良好盖层。盆地北东向和南北向的三角洲沉积体油气富集程度高,这两类走 向的三角洲东侧(即油藏上倾方向)沉积以暗色泥岩夹薄层粉砂岩为主, 当区域构造东抬之后, 它们成为区域遮挡,形成岩性圈闭油藏。 印支运动结束了延长组内陆湖盆古地理环境,并将延长组顶面侵蚀改造,横贯盆地东西的一级甘陕古河谷和近于南北走向的宁陕、庆西、蒙陕二级古河谷将盆地南部地区分割为四个油气富集区:姬塬、演武、子午岭和靖边古高地,这种古地貌控制了侏罗系早期沉积,是形成侏罗系古地貌油藏的基础。延安组河流相砂体是形成古地貌油气藏的主要储集体,延安组早期沉积主要集中在一、二级古河床中,中后期河谷变浅,沉积范围扩大到古高地斜坡残丘区,由早期的垂向加积沉积变为后期的侧向沉积,在残丘区形成分选良好的储集砂体。深切延长组的古河谷是油气向上运移的主要通道,延安组的油源来自三叠系延长组,延安组在一、二级古河谷中的沉积直接与延长组呈不整合接触, 延长组的油源沿延安组河床砂体先垂向运移后转为侧向运移至近岸古残丘、滨岸砂体之中, 到了岩性变化带,聚集形成油气藏,受古地貌控制的差异压实构造是油气长期运移的指向,差异压实作用形成的砂层顶面起伏, 形成圈闭。因此,古地形高部位是油气早期运移的指向, 紧邻侵蚀面上覆地层的砂岩顶面起伏促使油气进一步富集,这是古地貌岩性油藏形成的特有地质条件。 鄂尔多斯盆地古生界天然气分布规律 鄂尔多斯盆地的天然气集中分布在古生界,古生界奥陶系为浅海台地碳酸盐岩沉积体系,石碳二叠纪系滨海平原碎屑岩和煤系沉积体系,该盆地古生界天然气成藏分为上、下两套含气层系。古生界为石碳二叠系气藏,分布在盆地的北部,为受北部物源控制的三角洲砂岩气藏,目前已投入开发的米脂、榆林、乌审旗、苏里格气田均为三角洲砂岩气藏。下古生界气藏主要分布在奥陶系古风化壳中,已投入开发的靖边气田是我国陆上第一大气田。鄂尔多斯盆地下古生界天然气储集在奥陶系顶部风化壳古潜台岩溶中,烃源岩为下古生界海相碳酸盐岩和上古生界海陆过渡相煤系,前者为腐泥型裂解气,后者为腐殖煤型气,二者气混源比为3:7。下古生界奥陶系的生烃中心位于榆林、靖边、 延安一带,烃源岩为白云岩和石灰岩;上古生界石炭二叠系的生烃中心位于榆林、靖边、富县一带,烃源岩为泥岩和煤系;下古生界生气中心与上古生界生气中心在盆地内的叠合面积达7500km2。古潜台与古潜沟有机配套形成的隐蔽圈闭是下古生界天然气最有利的储集场所。加里东运动结束了鄂尔多斯盆地海相沉积环境,地壳整体抬升,奥陶系顶面接受130Ma的风化剥蚀,形成了准平原化的碳酸盐岩古喀斯特岩溶地貌,它既有宽阔的潜台正向地貌单元,又有近等间距分布的潜沟负向地貌单元,在石炭系泥岩的封盖和奥陶系盐膏层的侧向遮挡下,古潜台正向地貌单元成为捕集天然气的理想隐蔽圈闭;此外,燕山运动中期,石炭二叠系的煤系和奥陶系的烃源岩达到生排烃的高峰期,古潜台正向地貌单元处于流体的低势区,生成的天然气充注到奥陶系顶部的溶蚀孔隙和裂缝发育的风化壳岩溶中。储层以海相碳酸盐岩为基础,潮坪相白云岩为骨架,溶孔为连通体,微裂缝发育的孔隙层状网络结构。靖边气田是典型的下古生界奥陶系海相碳酸盐岩风化壳古潜台岩溶大气田,该大气田为古凹今坡,具有全方位聚气的有利部位。加里东运动晚期至海西运动期在靖边横山杏河奥陶系顶部形成长达350km的古潜台,古潜台东侧,分布着大体等间距呈近南北向展布的古潜沟,古潜沟切穿储层、泥岩层,沟通东部上翘方向的区域遮挡,近南北向展布靖边气田是在这样的背景下形成的。研究表明,从寒武系侏罗系该地区处于低部位,南北分别为古生界生烃中心,早白垩世的区域构造运动,该区东部抬升西部下降,处于向西倾的斜坡部位,使早期的油气从东向西、从南北向中部的中央古隆起斜坡部位运聚,晚期油气则从西向东,沿着奥陶系顶部风化壳淋滤渗流带向东大规模运移,并聚集成藏。一方面奥陶系的天然气沿压力梯度减小的方向运移到奥陶系顶部风化壳,另一方面上古生界的天然气沿沟槽两侧向奥陶系储层中运移,并富集在低势区的奥陶系古潜山的高部位,早白垩世后,盆地东部抬升,形成现今的构造格局。 鄂尔多斯盆地石碳、二叠纪是重要的成煤期,盆地中广泛分布海陆过渡相煤系地层。目前该盆地发现的上古生界气田(苏里格、榆林、乌审旗、榆林南、镇北台、神木等气田 ,与石碳二叠系的煤系地层密切相关,受沉积中心和热演化中心控制,在盆地西部、中部和东部的乌达、靖边和桌子山形成3生烃中心,已发现的上古生界气藏分布在生烃中心周边,石碳二叠系在中北部发育4南北向展布三角洲沉积体系控制了上古生界气田的分布。石碳二叠系煤系地层是主要烃源岩,在晚侏罗世早白垩世时期,石碳二叠系煤系地层达到生烃高峰,上古生界的储层改造和盖层封闭能力有机结合形成了上古生界气藏。目前鄂尔多斯盆地发现的上古生界天然气田分布在石碳系的本溪组、太原组和二叠系的山西组、下石盒子组中。本溪组和太原组为陆表海沉积,在中东部的三角洲前缘砂体及潮道砂体已发现工业气藏。山西组沉积时期, 中北部发育4个南北向展布的河流三角洲沉积体系,中南部发育滨浅湖沉积,三角洲平原分流河道、三角洲前缘水下分流河道及河口坝砂体是有利储层,储层物性及含气性均较好。下石盒子组沉积时期北部物源区抬升强烈,四个继承性的冲积扇辫状河三角洲沉积砂体向湖盆进积更远,辫状河心滩及三角洲平原分流河道砂体是有利储层。 塔里木盆地油气的分布特征及富集规律1 塔里木盆地叠合特征塔里木盆地的叠合演化成果，前人主要从不同阶段的盆地性质进行论述,本文根据地球物理资料和层序地层学方法揭示了塔里木盆地的翘倾式叠合演化的特点,自寒武纪到第四纪,盆地沉降中心发生了有规律的迁移。寒武纪奥陶纪,台盆区基底整体为向西、南方向的翘倾,呈现西台(碳酸盐台地)东盆(满加尔.库鲁克塔格深水盆地)的古地理格局，成盆、沉积特征显示了烃源岩主要发育在盆地中部和东、北部。钟宁宁,耿安松.中国典型叠合盆地碳酸盐岩烃源岩生排烃机理与效率.“973”项目年度报告,2003志留纪二叠纪,塔里木盆地的海侵方向主要来自盆地的西、西南部,盆地的沉降区与早古生代相比,发生了方向性变化。志留纪泥盆纪,库鲁克塔格至塔北隆起以及盆地东南部均抬升为陆地,盆地形成向西开口与广海相连的典型的陆内坳陷型海盆,其自西向东由滨海相、潮坪相变为近岸三角洲相沉积。泥盆纪的盆地格局继承了志留纪盆地的特点,水体逐渐变浅,反映了盆地萎缩消亡的演化过程。石炭纪二叠纪是塔里木盆地再次大规模沉降成盆时期。早石炭世,塔北、塔中、塔东南存在隆起物源区,盆地整体具有东高西低趋势,沉积具有填平补齐,以碎屑岩沉积为主的特征。其后随着海侵作用的加强,全盆地逐渐形成了统一的碳酸盐岩台地环境。晚石炭世,盆地东部、东北部,进一步抬升,发育三角洲平原-河流体系,西南部英吉莎地区为一套深水斜坡相的复理石沉积,显示了盆地西南深,东北浅的格局。早二叠世盆地基本继承了石炭纪晚期的古地理格局,普遍发育的中基性火山岩显示了该时期的拉张构造环境。晚二叠世,中国西北进入陆内演化阶段,塔西南地区成为最大的陆内湖相盆地,东、北部仍然是沉积物源区。石炭二叠纪盆地的演化特点决定了该时期形成的烃源岩主要在塔西南地区。三叠纪沉积厚度超过2000m,原始地层沉积恢复显示塔西南地区是沉积中心,但目前塔西南地区仅在山前露头区残留有三叠系,显示了塔西南地区在侏罗系沉积前曾经经历了长期的、强烈的隆升剥蚀过程。目前三叠系仅残留在满加尔坳陷和库车地区。南天山山前是三叠纪的沉降中心,也是三叠系烃源岩发育区。侏罗纪是塔里木盆地周缘山前烃源岩重要形成期,以南天山山前、阿尔金山前和昆仑山山前为沉降中心,整体形成了盆-山接合部位沉降、中部隆起的构造格局。古近纪新近纪,造山带隆升进一步加剧,盆地山前沉降进一步增强,前陆盆地形成。综上所述,盆地的沉降中心经历了由东向西向周缘的迁移过程。沉降中心迁移的特点决定了烃源岩的分布具有横向相邻、纵向叠置、分布广泛的特点,为盆地形成丰富的油气资源奠定了物质基础。同时,由于同期烃源岩沉降格局的不断变化,烃源岩成熟过程、供烃时间也不相同。从而形成了塔里木盆地具有多套烃源岩、同一套烃源岩不同时期成熟供烃成藏和多个油气成藏系统平面、纵向相互叠合的特征。2成烃方面2.1海相碳酸盐岩优质烃源岩发育主控因素通过地质学和地球化学综合研究,海相碳酸盐岩优质烃源岩发育的主控因素有;1)地下寒武统烃源岩的形成与海底热水流体密切相关,但不同地区有一定差异;2)适当低的无机物输入和沉积速率,有利于高丰度烃源岩形成;3)长时间尺度CaCO3沉积对微藻生长、埋藏和有机质积累的控制作用研究表明,沉积有机质量增加的最佳CaCl2浓度范围为0100101100mol/L,CaCl2浓度大于01100mol/L的沉积环境明显抑制甚至终止藻细胞的生长;4)重碳-重氧期与高丰度烃源岩呈正相关;5)塔里木盆地下古生界中某些微量元素含量与高丰度烃源岩呈正相关,暗示海域中营养盐促使了生烃母质生物勃发。高丰度烃源岩仅发育于被动大陆边缘背景下的裂谷、克拉通内裂谷、克拉通内坳陷盆地、克拉通边缘坳陷盆地和活动大陆边缘背景下的前缘斜坡、挠曲类前陆坳陷中。而被动大陆边缘背景下的克拉通台地,活动大陆边缘背景下的前渊坳陷没有烃源岩发育。2.2有效碳酸盐岩烃源岩有机质丰度下限的确定针对我国碳酸盐岩烃源岩多处于高-过成熟阶段的特点,通过大量的碳酸盐岩生排烃机理模拟实验,从生排烃机理和数值计算两个方面探索有效烃源岩的有机质丰度下限值,初步确定有效碳酸盐岩烃源岩的有机质丰度下限值应为014%015%,而有效气源岩的成熟度下限应根据烃源岩有机质生烃潜力变化和热化学硫酸盐原作用(TSR)两个方面加以确定。根据物质平衡原理,以生气量、吸附气量、油溶气量、水溶气量、扩散气量计算模型为基础,制作了碳酸盐岩气源岩有机质丰度下限评价图版(图2)。图2直观反映了有机质丰度、类型和成熟度3方面指标对碳酸盐岩气源岩有机质丰度评价标准的影响。可以看出,碳酸盐岩作为气源岩的有机质丰度下限受源岩层厚度、有机质的生烃潜力和成熟度的影响很大,一般生烃潜力为500mg/g成熟的碳酸盐岩烃源岩,有机质的丰度下限值约为0117%0120%。但若考虑在构造运动期间以机械渗滤形式散失的天然气。因此,确定碳酸盐岩成为气源岩所要求的有机质丰度下限值可能为0125%0130%。3成藏方面3.1轮南地区不同时代储层中有机包裹体期次及形成时间轮南地区不同时代储层石油包裹体具有明显分期性,采用石油包裹体产状、包裹体荧光特征、石油包裹体均一温度及其共生盐水溶液包裹体均一温度、与石油包裹体共生沥青特征及成熟度、石油包裹体成份与古压力、储层油气地化特征等进行综合分析,发现早古生代碳酸盐岩储层中发育3期石油包裹体(表1)、3期盐水溶液包裹体。3期石油包裹体分布广泛,与区域性油气充注事件有关,分别形成于晚志留世早泥盆世、晚白垩世及新近纪。石炭系砂岩储层存在一期有机包裹体,呈黄色荧光,包裹的主要是正常原油,与奥陶系第期包裹体特征类似,其捕获温压分别为135139及35143618MPa,形成于新近纪;三叠系砂岩储层存在两类有机包裹体,虽性质不同,但成藏时间相当,其捕获温度为110136和97138,捕获压力分别为28113711MPa和38173913MPa,均形成于新近纪。平面上,奥陶系3期有机包裹体在东部均有发现,而在西部仅发现有第期。从3期有机包裹体丰度来看,分布最广的是第期与第期,第期最少,仅在东部地区的LN10井、LN14井等样品中发现,暗示了轮南低隆起成藏历史东西有别,东部成藏期次多,西部成藏期次少。312轮南、塔河油田油源对比自20世纪80年代沙参2井发现以来,油源研究一直处于争论之中,目前争论的焦点集中在是寒武系下奥陶统还是中上奥陶统作为主力烃源岩。轮南、塔河油田稠油饱和烃色谱图中具有完整的正构烷烃分布,但基线呈不同程度抬升,普遍含有25-降藿烷系列,表明原油存在两期充注过程。其三环萜烷以C23为主峰,C24四环萜烷的丰度普遍较低,C24-四环萜烷/C26-三环萜烷比值为016018。藿烷系列中C29藿烷、C31藿烷、C35藿烷较高、伽马蜡烷含量较低,伽马蜡烷/C30蕾烷比值小于0115,甾烷的分布模式为C29大于C27大于C28。特殊标记化合物表明,轮南、塔河稠油甲藻甾烷和4-甲基-24-乙基胆甾烷含量低,而3-甲基-24-乙基胆甾烷含量高;三芳甲藻甾烷分布上,以3-甲基-24-乙基胆甾烷占优势,其他三芳甾烷含量低,甲藻甾烷几乎检测不到;具有较高含量的27-降胆甾烷,这些特点与中上奥陶统烃源岩甾烷分布的面貌相似。塔河稠油中广泛检出芳基类异戊二烯烃,该化合物来源于绿硫细菌。有该类化合物的沉积有机质形成于高盐度和强还原的水体环境中。这种沉积环境现代的典型类比物是黑海。原油中芳基类异戊二烯烷烃的检出表明,至少存在一套还原环境的烃源岩对现今的油藏有贡献9,可候选的烃源岩有:中、下寒武统烃源岩、中、下奥陶统黑土凹组、中、上奥陶统萨尔干组。典型油气藏的成藏期分析表明:海西晚期和喜马拉雅期是绝大多数海相油气藏重要的成藏期。喜马拉雅期对应于上奥陶统良里塔格组烃源岩生烃和(或)油藏再调整成藏是没有争议的,绝大多数学者认为海西晚期对应于寒武系下奥陶统烃源岩的生烃时期10。对于满东地区的寒武系下奥陶统烃源岩来说,在奥陶纪末,随着巨厚的中、上奥陶统沉积,烃源岩的成熟度Ro值已超过表1轮南低隆起奥陶系碳酸盐岩石油包裹体分期。期次产状荧光颜色均一温度/共生沥青Ro/%古压力/MPa白云岩次生加大边、方解石细脉,次生加大边绿、黄、黄绿色901001120115020.022.0方解石细脉、次生加大边黄绿、绿黄色1201300180110023.525.0方解石细脉绿黄、黄绿色140150小于010533.036.0113%,几乎丧失了生成液态烃的能力,因而也不能对满东地区寒武系烃源岩寄予太多希望;上奥陶统良里塔格组烃源岩尚不成熟,因而也不可能提供大规模油源;从油藏成藏期和源岩生烃史的角度出发,中、下奥陶统烃源岩可能是台盆区海相原油的主力烃源岩。静态的用甾烷类化合物进行的油源对比,主体原油与上奥陶统良里塔格组烃源岩亲缘关系最为明显。而目前油气勘探的事实是上奥陶统烃源岩的分布相当局限,主要分布在塔北隆起、塔中隆起和阿瓦提地区,在塔中地区与塔北地区与目前所发现的油气藏重叠,但所产出原油的地球化学特征在萜烷方面,特别是C24四环萜烷/C26三环萜烷比值与上奥陶统高有机质丰度的良里塔格组烃源岩仍未很好吻合。从野外剖面所获得的岩石样品地球化学分析结果来看,中奥陶统萨尔干组烃源岩具有最高的生烃潜量和氯仿沥青“A”含量,其氯仿沥青“A”含量几乎高于玉尔吐斯组、黑土凹组烃源岩一个数量级,表明其是最好的烃源岩,推测在西部地区存在这套烃源岩。但其生物标志物特征为C21三环萜烷大于C23三环萜烷,伽马蜡烷含量高、C28甾烷含量高,均与目前的海相原油生物标志物有一定的差异。有意义的是这套烃源岩尽管沥青“A”含量高,生物标志物的绝对含量却很低,C30藿烷、C29甾烷含量远低于黑土凹组、却尔却克群烃源岩相应的生物标志物含量,仅占后者的1/51/10。特殊标志化合物如甲藻甾烷、甲藻三芳甾烷、C26甾烷在该套烃源岩抽提物中含量低于检测低限,无法检出。中奥陶统萨尔干组烃源岩生成的原油最容易被后期良里塔格组生成的烃类所污染,即所谓的“墨水效应”。因为污染是低含量的化合物会被高含量的化合物所污染,而不会出现高含量的化合物被低含量的化合物所污染。4项分子参数,认为塔河油田主体部位与东部5区、9区分别属于两个石油充注成藏系统,前者的烃源灶位于塔河油田以南,可能在顺托果勒(低)隆起部位,主要提供成熟-高成熟石油,总体上石油自南向北充注;后者的烃源灶在塔河田以东,可能以草湖凹陷为烃源区,提供高成熟-过成熟油气,后期有大量天然气供给,总体上油气由东往西充注。塔河油田主体原油的烃源灶位于中西部,而非东部。基于成藏期分析、原油运移方向、原油中芳基类异戊二烯烷烃的分布,提出中奥陶统萨尔干组烃源岩和(或)等时异相的烃源岩可能为海相原油的主力烃源岩。313深部流体活动及成藏效应1塔中地区同位素地球化学示踪研究揭示存在深部热流体活动塔中45井及邻近井奥陶系中的萤石、方解石脉和灰岩的碳、氧和锶同位素分析结果显示,灰岩和方解石脉之间的碳、氧同位素组成有明显的区别,灰岩样品都较为一致的落在Veizer和Hoefs11所确定的奥陶系正常海相碳酸盐岩的区域内(图3)，而方解石脉的碳、氧同位素组成则落在原始幔源碳酸盐岩和海相灰岩之间(更接近于海相灰岩的区域),表明许多方解石脉的形成受到深源流体不同程度的影响。中、上奥陶统灰岩的87Sr/86Sr比为0170845801708688,方解石脉为0170889801709036,萤石则为0170889101709305。方解石和萤石脉图3塔中45井区方解石脉及灰岩的87Sr/86Sr都比灰岩的比值要高,并且萤石脉还要略微高于方解石脉,表明从萤石到方解石脉再到灰岩是一个系列变化是深源流体与奥陶系灰岩相互作用的结果。萤石、方解石和石英中流体包裹体均一温度和盐度测量结果表明,萤石中流体包裹体均一温度变化范围较大,为82430,其中,约一半在300以上,且均一温度与盐度具有正相关关系,温度高的流体包裹体通常都具有较高的盐度。围岩方解石中流体包裹体的均一温度仅为8491。由此认为,高温高盐度流体与岩浆热液有关,深源热液流体与地层中的地温低盐度流体的混合,造成了均一温度的大幅度变化。综上所述,同位素示踪研究揭示了该区流体具有深部来源特征,包裹体测温表明了高温流体的加入。结合塔中地区广泛分布的火成岩,塔中地区深部流体的活动是毫无疑问的。塔中45井中萤石的形成即是深部热液流体与奥陶系灰岩相互作用的结果。萤石交代灰岩对储层物性具有显著改善作用。塔中11等井区存在3期油气成藏叠加事件,其中第二期与热流体活动密切相关塔中地区志留系含油砂岩(即沥青砂岩)变化很大,不仅颜色深浅不同,而且荧光特征也很复杂,既有黑色沥青质,也有各种褐色成熟烃类,还有浅黄蓝色高熟烃。对黑色沥青砂岩游离烃的气相色谱分析发现,大多数烃类都遭受到了较为强烈的生物降解,色谱基线呈不同程度抬起,但同时又有不等量的后期轻烃叠加在基线之上（图5）说明具有两期叠加的特征。对包裹体烃的测试分析表明,大多数图谱表现出正构烷烃呈双峰分布的特点,多数色谱基线上隆明显(图6)。因此,认为包裹体中有3种烃类:其一为后峰型重质烃类,是第一期成藏作用的产物;其二为前峰型轻质烃类,是伴随着热流体作用被捕获的第二期高熟烃;其三是不同碳化的沥青,是第一期烃类遭受生物降解和热液改造双重作用的产物。对游离烃和包裹体烃色谱质谱资料的详细对比发现,游离烃的成熟度指标明显高于包裹体烃,说明在包裹体烃形成之后,又有一期更高成熟度的轻质烃类充注到被改造的沥青砂岩中,因此推测,在海西期运动之后的燕山期或喜马拉雅期,塔里木盆地深部烃源岩又有一次图5塔中志留系黑色沥青砂岩中游离烃气相色谱明显的生烃过程(没有热液作用相伴)并运移到塔中浅部,再一次充注到志留系沥青砂岩中。结合区域构造演化及前人资料,可以对塔中地区油气成藏历史作如下恢复:1)第一期成藏为晚加里东期,寒武和下奥陶统烃源岩成熟,油气运移到志留系中成藏,并形成类有机包裹体。之后在加里东晚期-早海西期,古油藏遭受破坏,志留系油藏被抬升到地表附近,遭受严重的生物降解和氧化淋滤;2)第二期成藏为海西中晚期,盆地再次沉降,海西晚期火山-岩浆作用强烈,大量热液流体,不仅促进再次生烃作用,形成后期高(过)熟烃类,另一方面引起流体运移调整,使轻质烃类在次生孔隙再次成藏,同时部分烃类被捕获在包裹体中;3)第三期成藏为中新生代,随着中新生代的不断沉积,促使烃源岩最后一次生烃,或者使早期烃类进一步裂解,形成更高成熟度的轻质烃,充注到沥青砂岩中。4勘探潜力4.1台盆区碳酸盐岩台盆区碳酸盐岩主要发育于古生界台地相,分布在塔北、卡塔克、巴楚古隆起及麦盖提古斜坡,在塔西南和塔东南只有局部地区发育古生界台地相碳酸盐岩。该领域勘探面积大,资源潜力大。根据目前所达的勘探深度(埋藏深度小于7000m),其有效勘探面积达18104km2。目前该领域在28个有利构造带已完成探井256口,其中102口井获工业油气流,预测储量规模在2010830108t,资源量160108t;可供勘探领域多,据目前勘探揭示,碳酸盐岩发育5套储盖组合,其中4套已发现了规模较大的油气藏。近几年在碳酸盐岩勘探领域中的不断突破,如塔北隆起新发现的下奥陶统一间房组滩相颗粒灰岩裂缝-孔隙型灰岩优质储层孔隙度为4%7%拓宽了下奥陶统勘探的新类型;中、上奥陶统良里塔格组发现的缝洞型储层,拓宽了碳酸盐岩领域的新层位;塔河南盐下中、上奥陶统大型古潜山的发现及沙106井油气的突破,拓宽了碳酸盐岩的新领域。这些新层系、新类型、新领域的发现一方面使塔河油田的储产量呈大幅度提高,使其跨入特大型油气田行列,同时也展示了塔里木盆地碳酸盐岩领域巨大的勘探潜力和广阔的勘探前景。近期主攻方向有塔北隆起的阿克库勒凸起及外围、沙西断凸、卡塔克隆起及斜坡区、麦盖提斜坡的和田古隆起等。4.2台盆区碎屑岩台盆区碎屑岩主要有志留系、泥盆系和石炭系,多为滨岸沉积,主要分布在卡塔克、塔北、巴楚隆起及斜坡区。目前在各个层系均有不同程度的突破,展示了良好的勘探前景。但从区域地质背景及目前钻探揭示来看,该领域油气藏圈闭类型比较复杂,主要为低幅度构造、岩性、地层尖灭和复合型圈闭,在圈闭识别和预测上有一定的难度,这在很大程度上制约了该领域的勘探步伐。近两年塔里木盆地该领域主要在卡塔克隆起及斜坡区于志留系和泥盆系(东河砂岩)获重大突破。卡塔克隆起在志留系连获突破(塔中47井、塔中11井、塔中111井和塔中117井),目前已获探明储量460104t,预测储量4500104t。塔里木盆地志留系油气显示范围达7104km2,表明志留系油藏具有一定的分布规模。以泥盆系东河砂岩为主力产层的哈得逊油田,近几年储量规模呈大幅度增加,2003年储量规模已近亿吨级。这些发现表明,台盆区碎屑岩也是寻找大中型油气田的重要领域。四川盆地油气的分布特征及富集规律 1基本概况 四川叠合盆地油气勘探历史非常之久，利用天然气的历史长达余年 年之前仅在四川盆地的隆昌圣灯山和巴县石油沟个构造钻获天然气 储量 新中国成立后 四川盆地油气勘探每次重大发现即伴随探明储量的大幅增加 最早取得发现的是年卧龙河气田 产层为下三叠统嘉陵江组 年发现的威远气田 产层为上震旦统灯影组 则是当时中国最大的整装气田 真正使四川盆地奠定产气基地的是年川东相国寺构造相井高产气井的发现 产层为石炭系黄龙组 测试产量 并相继取得川东石炭系天然气勘探的系列突破 年 川西孝泉川孝 井以及年川孝井的突破 标志四川盆地当时最通过对四川盆地典型陆相碎屑岩油气田的统计分析 认为四川盆地陆相碎屑岩气田圈闭类型主要有构造圈闭 岩性圈闭和构造 岩性复合型圈闭 构造圈闭主要类型为背冲断块圈闭 岩性圈闭主要为泥灰岩中的多层砂岩透镜体相互叠置 四川盆地陆相碎屑岩层系油气田的圈闭分布自西向东可以划分出个构造带 即背冲断块构造圈闭带 构造 岩性复合型圈闭带 岩性圈闭带 形成这种分布模式的主要原因为四川盆地构造特征的分带性 从龙门山冲断带的马角坝 通济场 双石断裂带到川东地区 可以划分为带 分别为冲断带 凹陷带 隆起带高陡褶皱带 此外圈闭分布在南北向上具有明显的分段性 这种分段模式同样是由构造变形的差异性以及构造演化的差异性所决定。大的陆相红层碎屑岩气田的发现 之后虽有大天池 产层为石炭系黄龙组 渡口河 产层为下三叠统飞仙关组 白马 产层为侏罗系蓬莱镇组 等气田的发现 但四川盆地真正意义上有影响的大气田发现应属年普光气田 产层为上二叠统长兴组下三叠统飞仙关组 的勘探突破普光气田也是目前四川盆地天然气探明储量最大的气田 此后又陆续发现的合川 元坝等大气田以及近期高石梯构造震旦系灯影组和磨溪构造寒武系龙王庙组天然气勘探的重大突破 证明了四川盆地天然气仍有广阔的勘探前景至年。四川盆地累计探明天然气地质储量达 占全国的，值得指出的是，尽管四川盆地油气勘探历史悠久。但是目前最大的海相碳酸盐岩气田 普光气田 和最大的陆相碎屑岩气田 广安气田 均是最近几年才发现的 因此 我们有理由坚信，随着地质理论的突破和技术的进步及勘探程度的提高 定能在四川盆地发现更多的油气资源。事实上，最近几年在上震旦统灯影组 高石井 下寒武统筇竹寺组 页岩气 威井 龙王庙组 磨溪井 志留系龙马溪组 页岩气 宁井 韩家店组 建深井 下二叠统茅口组和栖霞组 中三叠统雷口坡组 上三叠统马鞍塘组 川科井 侏罗系页岩油和致密气 等均有重大油气发现 那么为什么四川盆地有如此丰富的油气资源呢？前人研究结果有源控论 古隆起控制论 今构造论等主要观点 认为充足的气源是四川盆地海相油气富集的重要条件 古隆起为海相油气的聚集提供了区域地质条件 优质储层的存在为油气富集提供了空间我们认为一个盆地是否富集油气 烃源条件和保存条件是决定性的 是第一级的控制因素任何盆地此两个条件任一缺失 此盆地均不可能富集油气 因此，本文通过对四川盆地烃源条件和保存条件，油气富集的一级控制因素的深入研究 剖析四川盆地油气丰富的原因，并据此探讨中国南方油气的勘探前景。2四川叠合盆地烃源物质丰富且成气率高2.1 烃源物质丰富四川叠合盆地自下而上有丰富的烃源物质其有套被公认具有重要生烃意义的烃源层 分别为上震旦统陡山沱组 Z2d下寒武统筇竹寺组也称牛蹄塘组上奥陶统五峰组下志留统龙马溪组 中二叠统栖霞组和茅口组 上二叠统龙潭组长兴组 上三叠统须家河组 下侏罗统中侏罗统自流井组凉高山组 本文将四川盆地近年来烃源研究的成果 综合成了表 图和图 该表和图系统地总结了四川盆地这套重要烃源层的主要特征。生烃阶段外 其他烃源岩都已达高成熟过成熟阶段 下古生界烃源岩分布面积较大 厚度也较厚 而中生界烃源岩分布相对较为局限 值得注意的是 这套烃源岩 除筇竹寺组油系烃源岩和龙潭组煤系烃源岩分布较广外 其他烃源岩都分布在局部地区 如龙马溪组环乐山龙女寺古隆起分布 下侏罗统主要集中在川东北川中川西地区通过计算 套烃源层系累计总成烃潜量达 据黄籍中 私人通信 仅按的聚烃系数 也可有 天然气成藏 值得注意的是 下古生界套烃源层牛蹄塘组和五峰龙马溪组的成烃潜量达到 占全部成烃潜量的此外 川东北上二叠统大隆组的烃源成烃潜量不容忽视 该套烃源对普光气田长兴飞仙关组成藏有着重要贡献 该套烃源为油系烃源岩表中计算烃源潜量未包含进去 但据夏茂龙等 付小东等 的研究表明 该套烃源虽然分布局限 但有机碳质量分数 平均达到 是重要的供烃层系四川盆地储集层段非常多 自下而上主要有震旦系灯影组白云岩 寒武系滩相白云岩 奥陶系宝塔组灰岩 石炭系黄龙组溶蚀白云岩 中二叠统栖霞茅口组生屑灰岩和糖粒状白云岩 上二叠统长兴组下三叠统飞仙关组礁 滩相白云岩下三叠统嘉陵江组白云岩 中三叠统雷口坡组白云岩 上三叠统须家河组砂岩 下侏罗统大安寨段产油 介壳灰岩 中侏罗统凉高山组砂岩 中侏罗统沙溪庙组上侏罗统蓬莱镇组红层砂岩等多个储集层 图 图 这些海 陆相储层累计厚度近 非常有利于自下而上立体式汇聚烃源岩生成的油气因此 四川盆地烃源层厚 原始烃源条件优越 储集层多且厚 有利于油气聚集 形成古油气藏 这些古油气藏随着埋深不断增加 油裂解为天然气 随着构造的变化而成为新圈闭的重要烃源 形成笔者所称的生气中心和储气中心。3 古油藏发育由于烃源丰富 特别是海相油型烃源岩发育四川叠合盆地在地史演化过程中形成了众多的古油藏，如震旦系灯影组古油藏 石炭系黄龙组古油藏 二叠系三叠系长兴飞仙关组古油藏等 甚至侏罗系陆相古油藏 如江油厚坝油砂岩目前能够判断古油藏存在的重要依据是储层内普遍分布的分散状由油裂解而形成的沥青据统计 扬子地台海相古油藏可达个 图 在这些古油藏中有些储量巨大 如陕南宁强地区的古油藏含沥青的孔洞白云岩厚 大巴山区的镇巴到城口巫溪鸡心岭多千米的范围内 震旦系灯影组白云岩都含沥青 厚度达 贵州麻江古油藏残存面积 测算原油储量 川北天井山古隆起上的田坝 矿山梁古油藏 有沥青脉条 宽度 的条 最大的田号脉宽 深度 估计这条脉的石油储量为 以灯影组古油藏为例 无论四川盆地周缘露头还是盆地内的钻井岩心都可见大量的沥青 灯影组古油藏大面积分布 局部富集，如米仓山古油藏 丁山林滩场古油藏 资阳威远古油藏等通过天然气 古油藏沥青 烃源岩的对比分析 灯影组古油藏的烃源主要来自下寒武统 石炭系古油藏烃源主要来自下志留统，普光的长兴组 飞仙关组古油藏的烃源主要来自上二叠统大隆组， 而这些相对应气藏中的天然气也被证实是原油裂解气， 因此 古油藏内的原油是海相碳酸盐岩气藏的主要烃源 所以 源控藏的理论在四川叠合盆地依然存在 但这个源并不是烃源岩 烃源岩控制的是古油藏 而古油藏则控制古气藏 古气藏再进一步形成现今气田， 以资阳威远地区为例 该地区下寒武统黑色页岩非常发育 筇竹寺组厚度可达 威井 有效烃源岩厚度可达 是古油藏的生烃中心 在古构造控制下形成资阳威远灯影组古油藏 计算地质储量达 如此规模的古油藏原油裂解生气量可达 孙玮等 但该地区探明储量加控制储量为 原 油 裂 解 生 气 的 成 藏 率 仅 烃源成气率高四川叠合盆地从震旦系到中三叠统是海相沉积 以碳酸盐岩为主 厚约 晚三叠世以后成为中国南方最大的陆相盆地 沉积了厚度的晚三叠世到第四纪碎屑岩地层 图据韩永辉等 研究 四川盆地现今地温梯 度为 平均为 / 平面上 四川盆地内部地温梯度变化较为显著 川中至川西南地区现今地温梯度较高 为 / 川西北 川东北地区的地温梯度降低至/ 左右 而在川东北外缘甚至低到/ 左右根据四川叠合盆地口区域探井系统的分析结果 采用胡克的自由能方法计算埋深与古地温关系 结果如图所示 四川盆地古地温曲线由个明显的拐点分成个阶段 即古生代的古地温梯度较高 平均达到 早中三叠世古地温梯度稍低 平均为 晚三叠世侏罗纪盆地古地温梯度也较高 平 均为 整个 四 川 盆 地 平 均 古 地 温 梯 度 为 由此可知 四川盆地具有较高的古地温梯度除此之外 四川叠合盆地古生界还有一次明显的增温过程 即峨眉地裂运动期玄武岩喷发 造成当时古生代的地温梯度明显偏高 玄武岩除发育在盆地西南缘外 川东北开江梁平一带也发育 该期运动带来大量的深部高温流体至浅层极大地改变了整个古生界温度场和压力场的分布 在古地温曲线上 也形成了第一拐点 这对于古生界套烃源岩的生烃有着重要的意义. 4盆山结构特征及对油气保存条件的控制作用盆山结构边界类型现今四川盆地既是沉积盆地和构造盆地 又是地貌盆地 与周缘各造山带构建成一个典型的复合盆山体系 四川盆地盆山结构可分为板缘突变型和板内渐变型两类 图 板缘突变型盆山结构受板缘刚性边界及深大断裂系控制 盆山边界明确 盆地与造山带为突变关系 现今地貌反差大 地形坡度陡 其盆山耦合关系主要受控于深部结构的差异性和造山带的形成演化过程 其浅部构造为典型的冲断带 山 和前陆盆地 盆 二元结构 二者在构造 沉积和深部结构上形成相互联系不可分割的统一体 如 龙门山冲断带 川西前陆盆地 大巴山冲断带 川东北前陆盆地 板内渐变型盆山结构受板内弥散性构造变形控制 盆山边界不明确 盆地与造山带为渐变过渡关系 现今地貌反差小 地形坡度缓 两者的深部结构构造相似 其盆山耦合关系主要受控于邻区 盆外 的构造变形和盆内沉积盖层中滑脱层的分布特征 其浅部构造主要为大范围的盖层滑脱构造 如 齐岳山与川东高陡构造区大娄山与川西南褶皱区。突变型盆 山体系冲断带与前陆盆地二元结构建造期 由于造山带快速冲断剥蚀为前陆盆地提供丰富物源 而前陆地区负载挠曲 可容纳空间增大 具有高沉降 沉积速率和较厚的碎屑沉积地层等特征 如川西 川北和川东北前陆盆地 而渐变型盆山结构带未发生大规模造山带冲断剥蚀盆地负载挠曲与快速 从源到汇 的过程 因而其前缘碎屑沉