Question

变质岩油气藏形成与富集规律

Answer 1

同所有油气藏一样，变质岩成藏同样需要六大要素———生、储、盖、运、圈、保的时空匹配，同时，变质岩本身不能生烃又决定了变质岩成藏存在特殊性。

一、变质岩油气藏类型

按圈闭成因及类型，可将变质岩油气藏划分为基岩风化壳型油气藏、基岩断裂破碎带型油气藏和潜山内幕型油气藏3种类型。

1.基岩风化壳型油气藏

这类油气藏主要由于地壳抬升、盆地基岩长时期出露地表遭受风化剥蚀，顶部油气藏以基岩风化壳为储集层，被后期沉积的地层覆盖，形成以风化溶蚀的孔洞缝为主的油气藏。此类油气藏较常见，如胜利王庄变质岩油气藏，辽河东胜堡潜山、齐家潜山、兴隆台潜山，内蒙古哈南潜山等油气藏。

2.基岩断裂破碎带型油气藏

此类油气藏与基岩风化壳型油气藏不同，它是由于基岩受构造作用产生断裂破碎，形成的构造裂缝及次生溶蚀孔洞储油，油气分布主要受构造作用控制，而不像风化壳型油藏那样主要受风化作用的深度控制。如辽河大民屯油藏，由于受构造作用产生裂缝及次生孔洞缝，油气主要分布在距顶部风化面300～800m的深度范围，靠近顶部风化面以下的200m范围内基本无油气。

3.潜山内幕型油气藏

此类油气藏主要是由于不同变质岩力学性质不同，在构造应力作用下变质岩内部产生裂缝，形成储层，内幕型油气藏以内幕非渗透层作为盖层，形成自身储盖组合条件，油气运聚其中，形成潜山内幕型油气藏，如辽河兴隆台变质岩潜山内幕油藏。

二、变质岩油气藏特征

变质岩油气藏往往规模小(表8-9)、分布散，气藏与气顶油藏较少，以油藏为主。在我国的变质岩油藏中，气藏或油气藏不多，目前仅发现了辽河齐家潜山的南山头小规模的气藏，辽河兴隆台太古宙小规模的气顶油气藏，渤海湾锦州20-2潜山凝析油气藏。但后两个油气藏其基岩潜山储层似乎与其上的沉积岩储层连通，因此并非单纯的变质岩油气藏，除此而外均是纯油藏，这或许是由生烃条件造成的，并非储集条件的差异。

表8-9 典型变质岩油气藏基本参数

我国已发现的变质岩油气藏多数储量在千万吨以下，国外储量上千万吨的变质岩油藏也不多。大型的变质岩油气藏有委内瑞拉的拉-帕斯(LaPaz)和马拉(Mara)油田，储量在10⁸t以上;格鲁吉亚的萨姆戈里-帕塔尔祖里油田，储量约8000×10⁴t;印度尼西亚的贾蒂巴朗油田，可采储量为2200×10⁴t。

变质岩储层中油井产能大小悬殊，受裂缝控制明显。如山东胜利的王庄油田，高产井日产油可达上千吨，如郑4-6井日产油2703t，累产油已达35×10⁴t(王华芬，1997);但其周围的井多数产量不高，如邻井郑4-15井，累积产油仅0.6×10⁴t(伍友佳等，2004)。

我国变质岩潜山具有岩石类型多样、非均质分布、构造演化历史复杂等特点。变质岩潜山的油气勘探主要集中在风化壳顶部及附近的构造裂缝发育带内。从辽河西部凹陷兴古7井在太古宇变质岩潜山1000m以下深部获得高产油气流的勘探实践表明，该区潜山深层内幕仍具备形成油气藏的条件。兴隆台变质岩古潜山顶部风化壳油气藏，储集空间为与风化剥蚀和淋滤溶蚀作用相关的溶蚀孔隙，孔隙度平均为6.96%;内幕受多期构造活动影响，发育多期构造裂缝。宏观裂缝在岩心上用肉眼能清晰识别(图8-8a，b)，微观裂缝延伸长度较小，多与宏观构造裂缝伴生(图8-8c)。未发现明显的水层，深、浅层原油密度基本一致，溶解气中甲烷质量分数在80%以上。浅层油气藏高压异常，压力系数为1.24;深层压力系数为1.06，接近正常压力，说明太古宇潜山深、浅油气藏应为两个不同的油气藏体系，即浅层的风化壳高压成藏体系和深层内幕常压成藏体系。

图8-8 辽河西部凹陷变质岩古潜山储层特征

三、变质岩油气成藏主控因素

变质岩油气藏成藏主要受生烃洼陷、运移通道和储盖组合3个方面控制。

1.周围有充足的生烃洼陷

因为变质岩本身无法生油气，因此充足的烃源条件是变质岩成藏的物质基础。从已发现的变质岩古潜山油藏的分布特征看，无论处于哪个凹陷，其周围必然有好的生油凹陷，如兴隆台古潜山周边有清水凹陷、盘山凹陷、鸳鸯沟凹陷，三面有生油洼陷环绕，具有丰富的油气供给条件。

2.存在油源断层或侧向供油窗

我国目前已发现的变质岩油气藏，均为太古宙—元古宙变质岩系大—中型古潜山油气藏(表8-10)，且主要集中分布在东部中、新生代断陷盆地中，其油源主要来自新生代生油岩系，属于新生古储型油气藏。新生代的油气进入古老的变质岩储层中一般有两种途径:①通过与油源沟通的断层垂向输导油气;②通过深大断裂系统将新地层与老地层对接，或者新生代的地层被覆于老地层之上，在侧向上对接形成侧向供油窗而输送油气。

表8-10 中国变质岩油气藏

(据张亚范等，1994)

3.良好的储盖组合

在变质岩潜山中，多种成因的孔隙-裂缝组合为油气的主要储集空间，这些储集空间的大多数经过化学淋溶作用的叠加，孔、缝进一步扩大，互相连通。而潜山顶部往往为不整合接触，不整合的风化粘土岩是一套比较好的顶部封盖层，两者的匹配可形成良好的储盖组合，为变质岩油气藏的形成提供了保障。

图8-9 辽河凹陷兴隆台古潜山层状风化壳及内幕裂缝成藏模式

四、变质岩油气藏成藏模式

辽河坳陷变质岩古潜山油气藏是变质岩油气藏的典型代表。辽河凹陷变质岩古潜山带被多个洼陷所围，“洼中隆”的构造背景为该区创造了得天独厚的油气聚集条件。潜山带的各侧均存在着断距较大的断裂，使沙三段生油岩与潜山直接接触，为变质岩潜山提供了区域性大面积的供油窗口，与NE向大断裂、NW向断裂同期产生的不整合面、断面成为油气运移的通道;同时，内幕的裂缝既作为储层又是内幕油气渗流的媒介，沙三段中上部大套泥岩为顶部油气藏提供了有效的盖层;潜山内部发育着由暗色矿物含量较高的斜长角闪岩、基性辉绿岩组成的致密岩层，确保了内幕油气藏的保存。

虽然潜山深、浅两个油藏油气性质相同，来源一致，但其油气储集空间、输导运移和保存的途径都存在差异，属于两个不同的成藏系统(图8-9)。顶部风化壳的封盖条件较好，形成浅层风化壳高压成藏系统，该系统受控于多期构造运动和基岩顶部在中生代末期所遭受的长期风化、淋滤作用;深层内幕油气藏为常压成藏系统，说明内幕储层相互连通，该系统受控于多期构造运动和岩性的非均质分布，具有不规则含油的特点，油气主要聚集在暗色矿物含量低的裂缝发育带中，两个系统相对独立。油气聚集的时期主要发生在沙一段到东营组沉积时期，储层包裹体烃类抽提物表明，在主要成藏期之前，已有一定量成熟度相对较低的油气进入潜山，但受到当时保存条件的限制，已被破坏。辽河油田公司总结其成藏模式具有侧向油源、复式输导、双向运移、多次成藏的特点。具体来说又可分为3种成藏亚模式，即变质岩古潜山风化壳顶面层状和内幕裂缝成藏组合模式(图8-9)、变质岩古潜山内幕裂缝成藏模式(图8-10，图8-11)、变质岩古潜山顶面块状成藏模式(图8-12)，变质岩古潜山内幕裂缝成藏模式与其他两种成藏模式可组合形成复合油气成藏模式。

图8-10 辽河坳陷兴隆台古潜山内幕裂缝成藏模式

图8-11 茨榆坨变质岩潜山内幕层状成藏模式

图8-12 大民屯凹陷古潜山风化壳块状成藏模式

五、变质岩油气高产因素

一般来说，孔隙度决定了油藏的储能，而渗透率决定了油藏的产能，变质岩油气藏若要高产，就需要有高的渗透率。形成高渗的条件就是发育大量相互连通的裂缝系统。变质岩储集体的一个重要特点就是非均质性极强，储集空间为多种类型的复合，油气的产能与储集体的分带性、岩石类型、储集空间类型及其组合特征关系密切。

在我国的变质岩油气藏中，油井产能高低悬殊的情况十分突出。比如辽河坳陷变质岩古潜山油田，高产井日产油可达300～400余吨，但10t以下的极低产井也并非个别现象。鸭儿峡志留系变质岩基本上为非渗透岩层，不可能形成粒间孔隙储集层，然而114井获初产150t/d的高产油流，这只能解释为裂缝储油。同时，该井裂缝及节理发育，隙间为黑色沥青及油迹所充填，但岩石本身却从未见有粒间含油现象，钻井过程中发生强烈油气幔及井喷，取心证实正是裂缝发育所致。另外，相邻各井产量相差悬殊，产油深度不一，也属裂缝储油特征。通过总结鸭儿峡、辽河、大港、胜利、渤海冀东等变质岩油气藏，认为变质岩油气藏的高产主要与变质岩岩石类型有较大关系(表8-11)。

表8-11 变质岩油气产能与岩石类型的关系

在变质岩油气藏中，高产井的分布主要受裂缝发育分布的控制，钻在裂缝带上的井，只要油层污染不重，大多高产;钻在裂缝不发育地带的井，无论怎样压裂酸化，仍然低能低产。由此可以看出，变质岩油气藏具裂缝控制产能与非均质性严重两个十分突出的特点。

六、变质岩储层油气资源潜力

变质岩中的油气资源可能存在有机和无机两种来源，目前，对油气资源潜力的评价主要集中于有机生烃方面，但也要重视对无机生烃机理和资源潜力的研究。

目前已发现变质岩油气藏多为潜山型油气藏，在我国冀中、济阳、塔里木、辽河、黄骅、渤中、东濮和准噶尔、酒泉、二连、百色、松辽、东海、北部湾、苏北等十几个盆地发现了数十个潜山油气藏(刘传虎，2006)。根据潜山的成因，可分为侵蚀潜山(风化、岩溶、侵蚀与夷平等沉积作用导致)、断块潜山(断裂构造作用引起)、褶皱潜山(褶皱构造作用引起)和隆起潜山(整体抬升)四大类。它既可以发育在断陷盆地中，又可在坳陷盆地中出现，也可在前陆盆地中形成，统计世界上大型潜山的发育位置，坳陷盆地占52.5%，断陷盆地占26.1%，前陆盆地占21.7%，因此，我国的变质岩油气勘探可以围绕渤海湾寻找潜山型油气藏。

如对辽河坳陷基底的太古宇潜山内幕成藏条件进行系统分析，在3个凹陷内落实了5个变质岩潜山内幕油藏有利勘探区，有利勘探面积近300km²，待探资源量近3×10⁸t。