Question

缝洞油气形成与分布

Answer 1

碳酸盐岩缝洞油气作为一类非常规油气资源，在中国塔里木盆地奥陶系、鄂尔多斯盆地奥陶系及四川盆地的震旦系-中三叠统等海相层系中广泛分布，具有多期生烃、多期充注、晚期聚集的特点，油气聚集与富集受“生烃坳陷、古隆起、不整合、后期保存”等因素控制，古隆起是碳酸盐岩油气长期运移指向的有利区带。近年来，碳酸盐岩油气勘探正从构造型圈闭，向岩性-地层型转变；从古隆起高部位向古隆起深斜坡缝洞和大规模层间缝洞岩溶转变。在大型古隆起及其斜坡呈似层状分布的缝洞体系，可形成大面积油气聚集。

1.缝洞型油气基本特征

碳酸盐岩缝洞储层主要是由风化壳岩溶作用、层间岩溶作用、顺层岩溶作用以及构造作用叠加形成，岩溶储层发育是油气富集的前提。缝洞型油气一般具有以下特征：

A.缝洞型油气的形成受断裂及不整合面控制

不整合面控制了储层发育的类型、规模及深度。风化壳岩溶发育区，储层以缝洞连通型和孤立洞穴型为主，储层发育深度较大，受潜水面控制；顺层与层间岩溶发育区，储层以裂缝-孔洞型和洞穴型为主，储层发育深度受潜水面和隔水层共同控制。断裂为岩溶作用提供了运移通道，远离风化壳的内幕区，优势储层主要沿断裂分布，如塔北南坡的热瓦普和托普台地区。同时断裂也为后期油气充注提供了优势运移通道，储层发育与油气充注相配置，致使断裂附近易聚集油气。局部古地貌高处，缝洞与断裂带易形成“甜点”，形成高产稳产。

B.储集体分布严格受岩溶-构造旋回控制

储集体分布与沉积间断期的暴露密切相关，同时受到后期多期岩溶叠加控制，呈准层状分布。塔北南斜坡哈拉哈塘地区奥陶系鹰山组-一间房组碳酸盐岩内部洞缝储层，经历了多期次岩溶叠加改造作用，其中控制一间房组-鹰山组洞缝系统发育最主要的构造-岩溶活动有两期：一是一间房组沉积后的短暂暴露期，发育广泛的淡水淋滤作用，并且发育有河流，准同生沉降期岩溶发育，为缝洞型储层的发育奠定了基础；二是桑塔木组沉积后，北部地区碳酸盐岩发生暴露剥蚀，淡水沿着已形成的裂缝和早期岩溶系统进行改造和扩溶，形成广泛的洞缝系统，垂向上具有多个旋回，这与多期基准面的变化相关。

C.缝洞型油气以缝洞为基本单元

宏观上，缝洞型油气聚集不具统一的底水，不同构造位置油水界面高差大，油气水关系复杂。但单个缝洞单元具有统一的温压系统和统一的油水界面。单个缝洞单元既可是纯油型、底水型，也可是纯水型。多个缝洞单元以不同方式叠置形成油气聚集，平面上呈似层状分布，垂向上具有油气水分布不规律、局部高点油气相对富集的特点。如哈拉哈塘地区缝洞型油气，根据缝洞体分布状态、连通性及缝洞体大小，可以分为3类：孤立洞穴型油气、多缝洞连通型油气和裂缝-孔洞型油气。孤立洞穴型油气由于缝洞相对孤立，油气能量随开采不断下降并最终枯竭，后期需注水补充能量。多缝洞连通型油气具有高产高能的特征，能量变化平缓，但见底水后，易遭暴性水淹，导致油气产量迅速下降。

D.油气分布受缝洞系统控制，呈似层状准连续分布

缝洞储层平面上大面积连片分布，但非均质性较强，岩性和物性在横向上连续性较差。如塔里木盆地塔中奥陶系碳酸盐岩，由众多不同规模缝洞单元在纵向上相互叠置、在横向上复合连片，形成大面积分布的准层状储集体，同时与油气的充分供给构成良好配置，造就了奥陶系油气大面积聚集，缝洞储层内几乎所有缝洞体均含油，表现为“准连续型”分布的面貌（邹才能等，2009a，2009b）（图15-3）。纵向上，缝洞型储层的形成与风化壳岩溶作用、顺层岩溶作用及层间岩溶作用有关。如塔北斜坡奥陶系发育一间房组、鹰山组、良里塔格组等多套岩溶储层，这些储层分布具准层状特点，不同地区油气富集程度差异较大。

2.碳酸盐岩缝洞型油气形成条件

中国以古生界为主的海相碳酸盐岩层系发育在克拉通盆地深层，经历多期构造运动的改造与岩溶，油气地质条件复杂。生储盖组合存在新生古储型、上生下储型、自生自储型、侧生侧储型等多种组合型式。有的以天然气为主，如四川盆地震旦系-中三叠统、鄂尔多斯盆地古生界；有的油气共存，如塔里木盆地古生界。研究缝洞型油气的形成，在考虑油气聚集地质要素的质量、分布及其空间配置关系的同时，还要分析地质作用过程，如生烃作用、运移路径、聚集过程与后期调整等。

A.源-储配置条件

源-储配置关系是油气聚集的基础，烃源条件与储集条件均发育且空间配置良好的区域，是油气聚集的有利区域。碳酸盐岩大型油气聚集的源-储配置关系大致有3种组合型式。

图15-3 塔里木盆地碳酸盐岩缝洞“准连续型油气聚集”模型

（1）古隆起与侧源供烃组合：塔里木盆地塔北—塔中古隆起下古生界源-储组合属于此类。烃源岩为寒武系-奥陶系烃源岩，存在两个生烃中心，储集层分布在塔北隆起及南缘斜坡带、塔中隆起北坡带，目前主力产油气层为中下奥陶统鹰山组、中奥陶统一间房组、上奥陶统良里塔格组，寒武系是重要的新领域（图15-4）；储集空间主要以缝洞型为主，具似层状大面积分布的特点。缝洞体系油气从生烃中心沿不整合面和断层输导介质向上运移，并在缝洞体中聚集。塔北古隆起和斜坡、塔中I号坡折带下古生界缝洞型储层中油气，均来源于其侧面满加尔坳陷和塔中-阿瓦提坳陷的寒武-奥陶系烃源岩。

图15-4 塔里木盆地寒武系-奥陶系生烃强度与储层叠合图

（2）大型风化壳与广覆式烃源组合：该源-储组合是中国海相碳酸盐岩层系中重要的组合类型之一，显著特点是上覆烃源岩“广覆式”分布，下伏风化壳储层大面积展布。如鄂尔多斯盆地石炭-二叠系烃源岩，直接覆盖在奥陶系风化壳储层之上；四川盆地上三叠统须家河组烃源岩，覆盖在中三叠统雷口坡组风化壳储层之上；四川盆地下寒武统筇竹寺组烃源岩，覆盖在震旦系灯影组风化壳储层之上。油气聚集存在两种方式：一是沿不整合面侧向运移；二是“倒灌”聚集。油气聚集动力来自源储压差。该类型源-储组合已在鄂尔多斯盆地发现了靖边奥陶系大气田，在四川盆地龙岗地区雷口坡组雷四段风化壳也取得了重大发现，川中震旦系大规模岩溶具良好的发展前景。

（3）下源-上储型组合：该源-储组合是指烃源岩之上覆盖储集层。从烃源岩与储集层发育时代看，可以是同沉积期，如四川盆地二叠系龙潭组烃源岩与长兴组礁滩体；也可以是跨构造期，如四川盆地下志留统烃源岩与石炭系储集层，其间经历了加里东运动。这类源-储组合油气运聚条件有利，可形成大型油气聚集。如四川盆地川东地区石炭系，已发现一批构造型、构造-复合型油气，是四川盆地主力产气层系之一。川中震旦系内部和底部陡山沱组及内带均发现了气源层，构造为下生上储，已在震旦系灯影组四段、二段和寒武系龙王庙组获重大常规气发现（图15-5）。

图15-5 四川盆地川中震旦系—寒武系气藏剖面示意图

B.多期生烃与烃类相态

对于叠合盆地而言，深层的海相烃源岩经历了多期构造旋回，有机质生烃历史复杂，受埋藏历史和受热历史影响，有机质多数经历了多期生烃演化历史。如塔里木、四川、鄂尔多斯三大盆地中，不同层系烃源岩在不同构造部位成烃演化历史差异大，但每个层系烃源岩演化均经历了“早油晚气”的生烃历史，而且生油或生气的时间长，可以跨重大构造期。塔里木盆地塔北隆起周缘的寒武系烃源岩，经历了晚加里东生油作用、晚海西期生油作用，目前处于生气阶段；而中上奥陶统烃源岩目前仍处于生油窗。

中国深层古老海相层系烃源岩在漫长的地质历史演变过程中，尽管经历了多期生烃演化，但由于地温场演化与有机质类型的差异，不同盆地或不同地区烃类相态有规律变化。宏观上，塔里木盆地海相层系既富油又富气，鄂尔多斯盆地奥陶系和四川盆地震旦系-中三叠统主要富气。

3.碳酸盐岩缝洞型油气分布

中国海相碳酸盐岩油气勘探主要集中在塔里木、四川、鄂尔多斯三大盆地。按领域划分，可概括为四大油气富集带。

A.大型古隆起及斜坡区油气聚集

古隆起及斜坡区长期处于高能沉积环境，利于高能滩相带发育，可形成规模的礁滩储层和岩溶储层，而且古隆起和斜坡区是油气向上运移的必经之路，油气可发生大规模侧向运聚。在三大盆地碳酸盐岩油气勘探发现中，古隆起及其斜坡区探明油气地质储量26.9×10⁸t油当量，占碳酸盐岩层系总储量的64%。

B.大型台缘带礁滩体油气聚集

三大盆地海相碳酸盐岩层系均发现了台缘带礁滩体。塔里木盆地塔中Ⅰ号坡折带良里塔格组礁滩体中，已获三级地质储量2.26×10⁸t油当量。四川盆地环开江-梁平海槽台缘带发现了普光、龙岗等一批大气田，探明天然气地质储量超过7000×10⁸m³。

C.大面积分布的台内滩体油气聚集

碳酸盐岩台内滩体发育，类型多样，包括生屑滩、鲕滩、砾屑滩等，分布面积大，纵向上表现为多层互层。以滩相沉积为原始物质的储层包括白云岩、粒内溶孔灰岩、溶蚀缝洞储层等。主要以岩性圈闭为主，层状分布，可形成大面积、集群式油气聚集。

目前台内滩体油气主要发现了四川盆地石炭系大中型气田群、铁山北飞仙关组鲕滩气田、麻柳场嘉陵江组气田和磨溪雷口坡组气田等。鄂尔多斯盆地马家沟组马五₅段发现了颗粒滩相沉积，在浅埋藏期，间歇性暴露而发生混合水白云岩化作用，形成了粉晶白云岩储层，物性良好。

D.大型断裂构造带油气聚集

四川盆地川东、川东北高陡构造带断裂发育，与深大断裂伴生的高陡背斜带天然气富集，含油气层系多，主力含气层系包括石炭系、二叠系及中-下三叠统，累计探明天然气地质储量近万亿立方米。塔里木盆地塔中构造带，断层交汇点是多期油气运移和调整的主要通道和注入点。塔北南坡碳酸盐岩地层中，油气主要在断裂附近富集。

4.中国碳酸盐岩缝洞型油气资源潜力与方向

中国海相碳酸盐岩层系中，缝洞型储层分布广、层系多，成藏条件良好，油气资源丰富。这类资源主要分布在大型古隆起及其斜坡带、大型台缘带与台内礁滩体以及大型断裂构造带。主体具有常规气特点，有利缝洞型油气资源量（30～45）×10⁸t。

对塔里木、四川、鄂尔多斯三大盆地重点区带的评价结果表明（表15-4），古隆起及斜坡区的有利区带有12个，面积12.8×10⁴km²，资源潜力98.7×10⁸t油当量；礁滩体的有利区带有8个，面积23.3×10⁴km²，资源潜力29.1×10⁸t油当量；断裂构造带的有利区带有7个，面积5.86×10⁴km²，资源潜力28.2×10⁸t油当量。随着勘探和研究的不断深入，该类资源在未来油气发展中将发挥重要作用。

表15-4 三大盆地碳酸盐岩缝洞型油气勘探的有利区带与资源潜力