中國南方志留系油氣地質特征與勘探方向

摘 要

摘要：中國南方志留系勘探程度較低，制約了對志留系自身油氣成藏特點的研究和認識。從烴源巖的時空分布、優質烴源巖的發育環境、生烴史3個方面分析了中國南方上奧陶統-志留系的
摘要：中國南方志留系勘探程度較低，制約了對志留系自身油氣成藏特點的研究和認識。從烴源巖的時空分布、優質烴源巖的發育環境、生烴史3個方面分析了中國南方上奧陶統-志留系的烴源條件；分析了志留系發育碎屑巖、碳酸鹽巖兩類儲層的條件，對中國南方志留系油氣成藏的基本特點進行了總結。該區上奧陶統-志留系優質烴源巖主要發育于上奧陶統五峰組和下志留統龍馬溪組底部，以好-最好烴源巖為主，川東南-鄂西渝東區上奧陶統-下志留統烴源條件最好。上述兩類儲層均以低孔低滲-特低孔低滲為特征，其中，碎屑巖是主要的儲集巖類。下志留統龍馬溪組為優勢蓋層發育層位，是一套良好的區域性蓋層。揚子區志留系泥巖具有較低孔隙度、較低滲透率、高突破壓力、以超微孔為主的物性和孔隙結構特征，現今演化程度雖高，但仍具良好的封蓋能力。志留系天然氣具油型氣特征，并可能與儲層中原油裂解成氣有關，至少具有2期油氣生成和運聚過程。結論認為：川東南-鄂西渝東區為志留系天然氣勘探最有利區，江漢平原南部沖斷褶皺區和下揚子海安地區則為勘探有利區。
關鍵詞：成藏條件；烴源巖；成藏特點；勘探方向；中國南方；志留系；油型氣
1 成藏條件
1.1 烴源條件
    中國南方上奧陶統-志留系優質烴源巖主要發育于上奧陶統五峰組和下志留統底部，其巖性以碳質頁巖和碳硅質頁巖等黑色泥頁巖系為主。有機碳含量一般大于0.5%，以好-最好烴源巖為主。
1.1.1烴源巖的時空分布
上奧陶統五峰組烴源巖厚度不大，一般為幾米至十多米，但分布幾乎遍及整個揚子區。上、中揚子區五峰組沉積厚度很小，主體呈北東向的帶狀分布，具多個烴源巖發育中心(圖1)。下揚子區五峰組烴源巖沉積厚度相對較大，厚度一般為50～200m；可進一步分為北部和南部2個烴源巖發育中心，北部烴源巖發育中心分布于淮陰-高郵一帶，最大厚度超過100m；南部烴源巖發育中心分布于常山-蘇州一帶，最大厚度超過200m。
 

下志留統烴源巖集中分布于龍馬溪組(高家邊組)底部，厚度一般為30～100m，分布幾乎遍及整個揚子區。有機碳含量較高，多屬最好的烴源巖，為中國南方最重要的烴源層之一。中上揚子區龍馬溪組以黑色筆石泥頁巖為主，呈現多個烴源巖發育中心(圖2)。下揚子區與龍馬溪組對應層段被稱為高家邊組，主要為淺海相黑色硅質泥巖、灰色泥巖，存在揚州-興化和石臺-廣德2個烴源巖發育中心。
 

    從上奧陶統頂部-下志留統底部烴源巖整體上看，在中下揚子地區形成了3個烴源巖發育區：①下揚子烴源巖發育區，烴源巖厚50～300m；②中揚子烴源巖發育區，烴源巖厚50～150m；③上揚子烴源巖發育區，烴源巖厚100～200m。從層系上看，中上揚子區下志留統烴源巖優于五峰組，下揚子區五峰組烴源巖優于下志留統。根據烴源層優劣、階段生烴量、構造改造程度與階段生烴量的匹配關系，認為川東南-鄂西渝東區五峰組-下志留統烴源條件最好，其次為中揚子的江漢平原區和下揚子的蘇南滑脫推覆區。
1.1.2優質烴源巖的發育環境
    通過V/(V+Ni)、Ni/Co、δCe、δEu和δ13Corg等地球化學指標與有機碳含量變化的對應關系研究表明，彼此間均具有良好的相關性，這些指標的異常均表明上奧陶統-下志留統優質烴源巖發育于缺氧環境[1～3]。從古氣候和古海洋洋流的研究結果看，上奧陶統五峰組烴源巖與下志留統龍馬溪組烴源巖的發育因素有明顯的不同[4]，五峰組優質烴源巖發育的主要控制因素為上升洋流，龍馬溪組優質烴源巖發育的主要因素為有利的滯流缺氧環境和海侵初期對陸源碎屑的抑制作用[5]。
1.1.3生烴史
    烴源巖現今主體處于高成熟-過成熟演化階段。五峰組-下志留統烴源巖生烴史研究表明，上、中、下揚子區烴源巖生油、生氣高峰期存在顯著差異：上揚子區生油、生氣高峰主要發生于晚印支-早燕山期，該階段生烴量超過總生烴量的60%；中揚子區烴源巖生油高峰發生于印支期和晚印支期-早燕山期，生氣高峰則主要發生于燕山期和喜山期，下揚子區烴源巖生油高峰時期最早，為海西期，生氣高峰時期跨度最長(海西期-晚燕山期)。
1.2 儲層條件
    志留系發育碎屑巖和碳酸鹽巖兩類儲集巖，其中前者是主要儲集巖類。碎屑巖儲層除下志留統下部不發育外，其余層段均較發育，主要分布于中、下揚子區的下志留統小河壩組和中志留統的韓家店組及貴州地區的翁項組二、三段[6]。碳酸鹽巖儲層主要發育于川南-黔北地區下志留統石牛欄組。上述兩類儲層均以低孔低滲-特低孔低滲為特征。
1.2.1碎屑巖儲層
    志留系碎屑巖表現為低孔、低滲、孔喉直徑小的特點。揚子區6條地面剖面的16塊砂巖樣品常規物性分析表明，其孔隙度為0.93%～14.94%，平均為4.37%；滲透率為(0.014～235.00)×10-3μm2，平均為15.72×10-3μm2。其中，中、下揚子區物性相對較差，12塊樣品的孔隙度為0.93%～5.73%，平均為3.23%；滲透率為(o.014～0.206)×10-3μm2，平均為0.051×10-3μm2。而上揚子凱里地區翁項組物性則相對較好，3塊樣品的孔隙度為4.40%～14.94%，平均為8.44%；滲透率為(0.096～235.00)×10-3μm2，平均為78.404×10-3μm2。
    儲集空間主要為粒間孔、溶蝕孔、裂縫等，孔隙結構特征顯示為細孔微喉型。孔隙類型主要是殘余的粒間微孔隙及粒內溶蝕微孔隙。在裂縫存在時，儲層的孔隙度、滲透率均有所提高，如建深1井志留系巖心中發育平縫、直縫和斜縫多類型的裂縫，有效地改善了其儲層物性。
1.2.2碳酸鹽巖儲層
    志留系碳酸鹽巖儲集層主要發育川南 黔北地區的石牛欄組，巖石類型主要為亮晶顆粒灰巖和含顆粒泥晶灰巖[7]。志留系石牛欄組碳酸鹽巖儲層的儲集空間為孔洞、裂縫、晶間孔和晶內孔。對貴州吼灘、烏當兩條剖面的6塊石灰巖樣品進行了常規物性分析，其孔隙度為0.57%～2.55%，平均為1.46%；滲透率為(0.009～0.955)×10-3μm2，平均為0.173×10-3μm2，屬特低孔低滲儲層。丁山1井石牛欄組1165～1165.75m，巖性為深灰色石灰巖。石灰巖巖心局部溶蝕縫洞發育，基質孔隙度較小，主要為縫洞型儲層，實測孔隙度為1.50%～2.39%，平均為1.89%。
1.3 蓋層條件
    志留系蓋層主要為一套淺海陸棚相-濱淺海相泥巖，蓋層厚度巨大，分布穩定。從縱向上看，下志留統龍馬溪階為優勢蓋層發育層位，幾乎整套地層都是泥質巖，是一套良好的區域性蓋層。中志留統韓家店階在上揚子區為較有利的蓋層發育層位，其泥質巖占地層厚度的比例超過70%。但后期歷經加里東、海西、印支和喜山運動，局部遭受了強烈的剝蝕，目前仍保存完好的志留系主要分布于四川盆地、湘鄂西區各復向斜的核部、江漢平原南部及下揚子區南部等地區。
    由于中國南方不同地區志留系蓋層沉積埋藏條件存在差異，其成巖作用和成巖史也存在一定差異。通過6條地面剖面和建深1井的泥質巖黏土礦物、伊利石結晶度和有機質成熟度的分析認為，揚子區志留系泥巖主體處于中成巖B期-晚成巖期，其中，中揚子區成巖演化程度最高，以晚成巖-近變質帶成巖階段為主，下揚子區次之，以晚成巖階段為主，上揚子區成巖演化程度相對最低，以中成巖B期-晚成巖階段為主。而建深1井韓家店組獲日產5.13×104m3的工業氣流表明，志留系高演化泥質巖仍具有良好的封蓋能力。
    揚子區志留系蓋層具有較低孔隙度、較低滲透率、高突破壓力、超微孔為主的特征，其封蓋性能優良。從整個揚子區看，四川盆地川東-川東南-黔西北地區現今封蓋性能最好，以Ⅰ類蓋層為主；中揚子的江漢平原南部以Ⅱ類蓋層為主；下揚子區以Ⅱ-Ⅲ類蓋層為主。
2 成藏特點
2.1 天然氣具油型氣特征，并可能與儲層中原油裂解成氣有關
    川東南部志留系天然氣屬有機成因氣，具油型氣特征且成熟度較高，并可能與儲層中原油裂解成氣有關。主要依據如下：①根據高木1、太13井、丁山1井和建深1井志留系天然氣組分分析，志留系天然氣中以CH4為主(表1)，天然氣干燥系數大，為0.947～0.996，表明天然氣屬有機成因氣且成熟度較高；②正常情況下有機成因天然氣碳同位素組成表現為δ13C1＜δ13C2＜δ13C3＜δ13C4，但高木1井志留系天然氣碳同位素組成特征卻表現為δ13C1＜δ13C2＞δ13C3＞δ13C4(表2)，即δ13C2、δ13C3、δ13C4明顯倒轉，推測高木1井志留系天然氣可能與儲層中原油裂解氣有關。
表1 川東-鄂西渝東區志留系天然氣組成表
井號
層位
井深(m)
天然氣組成(%)
干燥系數
C1
C2
C3
iC4
nC5
CO2
N2
Ar
He
H2
高木1井
S2h
2539～2577
91.40
1.75
0.23
0.01
0.01
3.55
3.00
 
0.05
0
0.979
S1s
2776～2950
96.52
0.24
0.22
0.00
0.01
0.79
2.04
 
0.08
0.10
0.995
太13井
S
3264～3306
95.68
2.04
0.35
0.01
0.02
0.05
1.74
0.01
0.09
0.001
0.996
S
3213～3240
93.99
3.38
0.53
0.02
0.03
0.10
1.84
0.01
0.10
0.002
0.960
S
3110～3113
92.43
4.01
1.12
0.04
0.05
0.57
1.69
 
0.09
0.004
0.947
丁山1井
S1s
1146.21～1180.47
98.37
0.55
0.02
 
 
0.06
1.00
 
 
 
0.994
建深1井
S2h
3794.56～3884.00
95.13
1.68
0.33
0.01
0.02
0.45
2.37
 
 
 
0.979
表2 高木1井志留系天然氣碳同位素數據表
井號
層位
井深(m)
碳同位素組成(%)
δ13C1
δ13C2
δ13C3
δ13C4
△δ13C2-1
高木1井
S2h
2539～2577
-30.84
-29.58
-31.62
-37.32
1.26
2.2 至少具有兩期油氣生成和運聚過程
    據實測的鏡質體反射率資料，志留系烴源巖現處于高成熟-過成熟演化階段。上奧陶統五峰組和下志留統龍馬溪組烴源巖在早二疊世進入生油窗，中三疊世雷口坡期進入成烴高峰期，中晚侏羅世進入干氣生成階段，白堊紀后因地層抬升剝蝕而停止生烴。
    貴州省凱里洛棉剖面翁三段灰色含油石英砂巖的石英顆粒中次生包裹體發育較好。主要為氣液兩相鹽水包裹體和氣液烴包裹體，呈串珠狀分布，有些沿石英次生裂紋發育。大多形狀不規則，氣液比基本相近。烴包裹體熒光下發較強的藍白色光和藍綠色光。根據顯微鏡下包裹體產狀及均一溫度分布等特征，分析其流體活動大致為2期：①均一溫度為109.5～122.3℃，平均為115.4℃；冰點為-5.6℃，鹽度為8.65%(重量分數)；伴生的烴包裹體的均一溫度為76.5～83.2℃，平均為79.7℃；②均一溫度為136.5℃；伴生的烴包裹體的均一溫度為105.6℃。顯示出至少具有2期油氣生成和運聚過程。
2.3 志留系油氣成藏經歷了4個階段
    志留系主要表現為“早期運聚保存、晚期調整成藏”，主要經歷了以下4個階段。
2.3.1加里東-早海西期為志留系巖性圈閉形成階段
    中國南方志留系巖性圈閉最早形成于沉積期。發育于下志留統石牛欄-白沙階和中志留統韓家店組階碎屑巖儲層在加里東-海西早期，由于埋深較淺，砂巖中的粒間孔、粒內孔及溶蝕孔較發育，早期生成的油氣便會從臨近的烴源巖中向砂巖孔隙中運移。志留系儲層為透鏡狀砂巖和碳酸鹽巖，側向上相變為封堵能力較強的泥頁巖，有利于形成巖性圈閉氣藏。因此，以陸源碎屑沉積為主的志留系油氣藏，十分有利于油氣的保存。
2.3.2海西-印支期為油藏形成階段
    根據川東地區志留系烴源巖有機質熱演化特征和志留系-石炭系儲層中自生礦物所含有機包裹體特征，推測川東地區志留系和石炭系大規模油氣運移聚集的時期為晚三疊世至喜山運動前，據石炭系儲層孔隙中發育的瀝青性質和分布特點，認為是液態烴在深埋過程因熱演化而成的碳質瀝青，說明該區志留系曾發生過液態烴運聚過程。
    從宏觀來說，印支晚期，隨著上覆地層不斷沉積，下志留統龍馬溪組烴源巖埋深增大，先后進入生油高峰期，油氣大量生成，以生成液態烴為主，此時，志留系內部的小河壩組、韓家店組碎屑巖儲層、石牛欄組碳酸鹽巖就近捕獲液態烴，形成巖性圈閉油藏。
2.3.3晚印支-早燕山期為氣藏形成階段
    印支晚期-早燕山期，中國南方地層全面褶皺，形成褶皺強度大的復背斜及伴生的逆斷層，區域斷層下盤及復向斜內部大量的構造圈閉形成。隨著侏羅系的沉積，志留系烴源巖有機質熱演化為過成熟早期階段，達到生氣高峰，液態烴全面熱裂解形成氣態烴。燕山早期氣態烴運移為主、液態烴為輔，大量同期形成的斷裂促進了油氣的縱橫向運移，油氣運移指向高陡背斜帶及其兩翼的局部構造圈閉，在近源、封閉的環境中，可形成早期充滿度較高的原生油氣藏。
2.3.4晚燕山-喜山期為氣藏調整、改造、定形階段
    晚燕山期，大部分地區志留系仍然呈現凸凹相間構造格局，但凸、凹部位及幅度與海西、印支期及早燕山期相比有所變化，即流體勢的分布狀態發生了改變，在流體勢驅動下天然氣調整、運聚并保存。因此，燕山晚期-喜山期為氣態烴運移調整期和變質瀝青殘留期。原始油氣聚集經歷了古油氣藏到古氣藏的演化歷史。古近紀末喜山運動使四川盆地全面抬升、褶斷，賦存于志留系的天然氣的平衡狀態被打破，天然氣重新運移聚集。一方面，原始古氣藏解體，部分天然氣重新分配聚集成藏，或在原地有利部位形成充滿度極高的殘余氣藏，或在新的有利圈閉中聚集形成新氣藏；而另一部分天然氣則散失。另一方面，由于地殼強烈抬升，原來溶解在地層水中的天然氣可脫溶形成游離氣，與原來游離狀態的天然氣一起運移聚集成藏。
3 勘探方向
    志留系泥頁巖具有很強的生烴能力，同時又是良好的蓋層，內部普遍存在多套生、儲、蓋組合。生、儲層交互，十分有利于油氣聚集成藏，志留系瀝青砂巖和鉆井油氣顯示的普遍存在便是有利的證據，建深1井和丁山1井的鉆探結果也進一步證明了這一點。
    以大地構造單元為評價單元，以各評價區志留系的烴源條件、儲層條件、蓋層及保存條件、圈閉形成期與生烴史的配置、油氣藏形成后的調整與改造情況、目的層埋深為依據，采用“逐項分析、綜合評價”的方法，對各個區塊進行優選評價后認為：川東南-鄂西渝東區為志留系天然氣勘探最有利區，江漢平原南部沖斷褶皺區和下揚子海安地區為有利區。
參考文獻
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(本文作者：肖開華 中國石化石油勘探開發研究院)