四川盆地石炭系四中心耦合天然气成藏过程

徐国盛 徐元刚 刘树根 袁海锋 曹竣锋 杨运会

(“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室(成都理工大学),成都 610059)

石炭系气藏是四川盆地勘探开发的主力大气藏之一。本文以天然气成藏经历了四中心即生烃中心(志留系生烃灶)、生气中心(古油藏)、储气中心(古气藏)、保气中心(今气藏)变迁的新观点,重新恢复与梳理石炭系气藏的成藏过程,旨在通过探讨在多期构造运动下四中心变迁和耦合的油气成藏过程,为将来的油气勘探提供新的思路。

1 生烃中心

1.1 志留系厚度

四川盆地石炭系气藏的主要烃源岩被认为是志留系的泥页岩[1,2],其中暗色泥页岩厚达150～500 m,在丰都地区最厚可达600 m。志留纪末的加里东运动形成了乐山-龙女寺古隆起,使得志留系在盆地中西部隆起剥蚀无残留(图1),而在盆地东部及东南部较为发育。川南地区(宜宾-泸州一线)及川东达州地区,为志留系厚度最大的两个区域,其厚度达900 m以上,再往东至鄂西渝东地区厚度可达1 500 m之多[3];但考虑到川南及鄂西渝东地区到现今川东石炭系天然气主产区距离较远,估计对川东石炭系气藏输烃贡献不大。据胡光灿(1997)所计算的志留系烃潜量强度值[4](QHCG,指单位面积的烃、烃类气含量),四川盆地志留系具有3个烃潜量强度高值区(QHCG＞100×108m3/km2),即川南(宜宾-泸州-重庆)地区、鄂西渝东(建南、盐井)地区、达州-开江地区,此为志留系的3个生烃中心(图1)。

1.2 有机质丰度、类型及成熟度

志留系烃源岩有机碳的质量分数较高,变化范围为0.20%～1.79%,普遍大于0.50%(华蓥山地表为0.92%),最高处为鄂西渝东及川南地区。沥青“A”的质量分数为(44～70)×10-6,其类型属腐泥型。用沥青“A”法计算,仅鄂西渝东志留系原始生油量可达(52.302～177.042)×109t;若以5%聚集系数考虑,聚集量折合天然气为(156.906～531.126)×109m3[5]。大部分地区志留系烃源岩Ro都超过2.5%[6,7],其 Ro,max=4.0%～5.5%,表明成熟度高,普遍达到过成熟阶段。

图1 四川盆地志留系生烃中心分布图Fig.1 Characteristics and distribution of hydrocarbon-generating center of Silurian source rocks in Sichuan Basin

1.3 志留系烃源岩热演化史

针对志留系烃源岩采用N.V.Lopatin时间-温度指数法(T TI)[8]对盆地9口井进行了系统计算与编图(图2),对比四川实际的各成熟阶段的T TI值区间界限值(表1)[5]可知,志留系生烃时间从石炭纪一直延续到侏罗纪末,生烃时间长,为石炭系提供了充足的烃源。同时,川东地区由于构造面貌上表现为西高东低,由华蓥山向东逐渐倾伏于川湘凹陷,故此川东地区有机质进入成油高峰热演化阶段的时期各地不同。华蓥山-相国寺一带三叠纪前处于未成熟阶段,三叠纪至早侏罗世为生油早期,早侏罗世末进入成油高峰期,侏罗纪末向湿气转化;川东腹地马草坝-拔山寺向斜-龙潭地区早石炭世末已达生油门限,三叠纪末进入成油高峰期,中侏罗世末转化为湿气,晚侏罗世末转化为干气;鄂西渝东的建南、盐井等地石炭纪前志留系底部生油层已开始向烃类转化,嘉陵江组沉积后即达到生油高峰期,晚三叠世即向湿气转化,是本区热演化最早的地区(图2)。

表1 四川盆地有机质演化阶段划分依据The division basis of evolutionary phases of organic material in Sichuan basin

以鄂西渝东的新场2井为例对志留系烃源岩热演化史进行恢复与描述(图3)。该井志留系上部烃源岩在早三叠世晚期达到生烃门限,Ro值约为0.6%;但随着沉积物的增加,志留系烃源岩埋藏速度逐渐加快,到晚三叠世早期Ro已经增加至1.0%左右,进入生油高峰期;至早侏罗世早期,Ro演化为1.35%左右,有机质主要生成干酪根裂解气;之后随着地层的快速沉降,烃源岩在早侏罗世晚期Ro迅速演化至2.0%左右,达到生气高峰。

综上所述,志留系生烃中心的特点表现为:(1)烃源岩厚度大,有机质丰度高,生烃能力强;(2)多生烃中心,成烃高峰期参差不齐,持续供烃时间长。

图2 不同地区单井志留系系烃源岩成熟特征Fig.2 The mature characteristics of Silurian hydrocarbon source rocks of single wells in different area

2 生气中心与储气中心

由于志留系在大面积区域内与石炭系储层直接接触,其生成的烃类能够在大范围内向石炭系作垂向排驱;同时,志留系烃源岩主要为I型腐泥型有机质[2],以生油为主;因此,石炭系储集层中最早的烃类聚集应为液态烃,并随着埋藏深度的增加引起的高地温致使油藏中原油全部裂解为天然气。而随构造运动产生的古隆起则成为原油汇聚的中心,形成大型构造-岩性古油藏(生气中心)。与此同时,在原油裂解为天然气之后,古隆起解体之前,大型古隆起构造体则成为石炭系的储气中心,即生气中心原位继承性转变为储气中心。

图3 鄂西渝东区新场2井热史及志留系生烃演化史Fig.3 The thermal and hydrocarbon-generating history of Silurian source rocks of Well Xinchang 2 in Western Hubei-Eastern Chongqing area

2.1 构造运动的作用

四川盆地在不同时代受不同构造运动作用,其中最重要的是印支-燕山运动与喜马拉雅运动。前者形成了包括开江古隆起在内的一系列大小古隆起,为油气的聚集提供了原储空间;后者则将这些古隆起解体,形成现今气藏。印支运动、燕山早期运动都是以拉张活动为主的运动,由于隐伏基底断裂和深断裂的不均衡升降,在沉积盖层中形成了大隆、大坳的古构造格局。开江古隆起为一北北东向的巨型鼻状背斜,北与大巴山古隆起、南与泸州古隆起及石柱古隆起分别以鞍部相接,这种古构造面貌一直延续至喜马拉雅运动前。喜马拉雅运动是一个强烈的挤压构造运动,也是四川盆地内最强烈的一期造山运动[9]。喜马拉雅运动使得各古隆起解体,即使生气中心与储气中心解体,天然气逸散出来,重新调整聚集成藏。

2.2 石炭系古油(气)藏的中心

开江古隆起主要是中三叠世末期印支运动基本定型的北东向的侵蚀古隆起。石炭纪末的云南运动使石炭系遭受侵蚀,在开江-梁平一带形成面积达690 km2、呈南北向展布的侵蚀隆起带。该隆起带顶部石炭系剥蚀殆尽,并将石炭系分割为东、西两部分。早二叠世末的东吴运动在达州、开江、开县及梁平一带上升为古隆起,中三叠世末印支运动在上述古构造基础上继承发展,形成并基本定型了开江古隆起。之后在燕山期继续发展,直至川东地层全面褶皱前,开江古隆起石炭系古构造的闭合度已达450 m,闭合面积达 2 812 km2[10](图4)。

图4 川东晚侏罗纪遂宁世前石炭系古构造图Fig.4 Structural map showing the top of Carboniferous during Suinin period of Late Jurassic in East Sichuan

对现今石炭系储层沥青的研究表明,储层沥青呈薄膜片状分布于溶孔边缘,充填于白云石的晶面上,具有高温热裂解起泡的特征,为原油进入储层后由热演化作用引起原油裂解成气过程中形成的沥青。另外,川东地区石炭系残余有机碳的质量分数基本小于0.1%;但在古隆起顶部,残余有机碳的质量分数较高(0.45%)(图5)[11],这证明古隆起曾经是一个巨大的古油藏,经计算古隆起范围内形成过14.013×109t的古油藏[11]。

同时,现川东石炭系的主要大气藏多分布于原开江古隆起附近(图6),古隆起明显控制着现今构造带成组气藏的分布及天然气的富集量。因此,可以把开江古隆起看成是石炭系古油(气)藏的中心,即主要的生气中心和储气中心(图5)。

2.3 古油气富集区域随构造演化发生变化

通过对志留系烃源岩不同成熟阶段石炭系的d·φ值(d为储层厚度,φ为孔隙度)的展布特征[10]和石炭系顶的古构造面貌进行分析,探讨川东地区石炭系不同时期油气运移指向和富集区域。

图5 川东地区石炭系生气中心、储气中心分布位置图Fig.5 The gas-generating center and gas-reserving center of Carboniferous in East Sichuan

图6 开江古隆起大型古气藏与现今气田分布叠合图Fig.6 Congruence map of the ancient gas pool and the present gas field distribution in the Kaijiang Palaeohigh

2.3.1 志留系烃源岩生烃门限时古油气富集区域

晚三叠世前,开江古隆起已成雏形,在丰都附近有一古拗陷,在开县之北存在一个北东走向并向南西倾斜的斜坡。此时大竹地区的d·φ值最大达300～400 cm;万州地区南门场、云安厂构造石炭系的d·φ值也较大,可达到300 cm。大竹地区不仅是古构造的高部位,而且d·φ值较大;其不仅是下志留统生成液态烃的运移指向方向,而且具有较大的空间来容纳石油。因此,在晚三叠世之前,蒲包山、福成寨、七里峡地区应是石油聚集的有利地区。同样,开县之南的云安厂、南门场构造和万州地区的高峰场构造处于晚三叠世之前古斜坡地带,也是石油运移的指向区,加之d·φ值也大,有较大储集空间,因此也应是石油聚集地区[10](图7)。

图7 川东地区晚三叠世前石炭系储层d·φ等值线图Fig.7 The contour map of d·φ qualification of Carboniferous reservoir before Late T riassic in East Sichuan

2.3.2 志留系烃源岩成烃高峰期古油气富集区域

在晚侏罗世前,川东地区下志留统进入生油高峰期。此时,石炭系顶的古构造格局与志留系刚进入生油门限时的古构造格局有所变化。在邻水—垫江—忠县之北形成一个近南北向的古隆起和两个凹陷;即开江—梁平古隆起、平昌凹陷和云阳凹陷;在邻水—垫江—忠县之南形成了一个近南北向的丰都古凹陷(图4)。晚侏罗世前,石炭系d·φ值最大的地区位于蒲包山、七里峡、云安厂和高峰场构造区(图8)。而蒲包山、七里峡、云安厂、南门场均处于古斜坡部位,应是油气运移的指向地区。因此,这些地区是油气的富集地区[10]。

图8 川东地区晚侏罗世前石炭系储层d·φ等值线图Fig.8 The contour map of d·φ qualification of Carboniferous reservoir before Late Jurassic in East Sichuan

2.3.3 志留系烃源岩过成熟时古油气富集区域

由图9可见,在新近纪前至现今,川东地区石炭系d·φ值在七里峡、大天池、明月峡北部地区较大,可达200～225 cm;在云安厂地区也较大,可达200 cm。这2个d·φ值较大地区均位于由凹陷到隆起的斜坡上,是天然气运移的指向方向。因此,在新近纪前至现今,七里峡、大天池、明月峡北部和云安厂构造区是天然气富集的有利地区[10]。

图9 川东地区石炭系储层现今d·φ等值线图Fig.9 The contour map of d·φqualification of Carboniferous reservoir in East Sichuan

综合川东石炭系构造演化历程,确定各古隆起分布位置,总结各构造演化时期古油气富集区域特点,并结合志留系生烃中心分布,认为石炭系古油(气)藏主要分布于3个地区:开江古隆起及其附近斜坡地带、邻水-板东即今相国寺地区、丰都-石柱地区。这3个地区即为石炭系的生气与储气中心(图5)。

2.4 侏罗纪至喜马拉雅运动前石炭系原油的埋藏及裂解

在地史过程中,原油随温度上升裂解为天然气,前人对于油裂解气做了很多研究,但结果各不相同。Colin Barker(1990)计算出每吨原油在标准温度和大气压力下可生成约623.05 m3的天然气[12]。田春志、卢双舫等(2002)通过实验和计算(塔中和大宛的油样),认为1 t油最大产气量为740～767 m3[13]。王涵云、杨天宇以四川盆地侏罗纪原油进行实验发现,当温度为600℃时,1 t油可以产生600 m3甲烷及100 m3氢气[14]。这些数值的差异主要与所取油样的化学组成有关,但最终的结果都较为相近。孙玮、刘树根等(2007)在对资阳—威远地区古圈闭石油裂解气资源量恢复研究中,认为取生气量较小值1 t油生气620 m3计算比较符合实际[15],因此,本次研究沿用此参数进行计算。

另据杨天宇、王涵云对不同干酪根热解产烃率的模拟[16],计算出川东地区志留系生烃总量为168.4×109t;经折合天然气为 104.408×1012m3,经垂向运移排入石炭系储层的烃量是14.013×109t,折合成天然气为8.688×1012m3。由于油裂化为天然气后会产生自然扩散和地层水的溶解等损耗,剩余气量(气顶气)为1.144×1012m3。由此可以看出,开江古隆起在形成后就有烃源供烃;随着地质历史的发展,生成的油气源源不断地向石炭系供给,为古隆起早期聚集油气创造了有利条件。

在气源较充足的情况下,水溶气量的大小与储水层分布面积、厚度和孔隙度等因素有关,这3个参数大的层位储水量大,储气量也大。一般说来,地下水储量的大小是决定地下水溶气资源量的最基本的地质条件,其计算公式为:

式中:Vw为储层储水量(m3);d为储层厚度(m);A为储层面积(km2);φ为储层孔隙度;Sw为储层含水饱和度。

在确知储水层厚度、面积、孔隙度、含水饱和度和单位体积水的溶气量时,水溶气量可以通过下式计算:

式中:Qwg为水溶气总量(m3);qw g为单位体积地下水中的溶气量。

从图8可知,石炭系储层分布面积约为3.76×104km2,d·φ=87.5 cm=0.875 m。由于古Sw难以获得,因此在计算时采用现今数值。现今石炭系Sw介于55%～70%,考虑到向斜区的含水情况不清楚,为稳妥起见,在计算时取中间值62.5%,于是得到:

根据图3可以得知,石炭系最大埋深约为7 900 m,地表温度取15℃,地温梯度为0.03℃/m,得到古地温为252℃;古地层压力为79 MPa。现今石炭系平均埋深大约为4 500 m,得到现今地温为150℃,地层压力45 MPa;

再据图10,得到古温压条件下天然气溶解度为34.24%,水溶气总量为:

该阶段的成藏率为:(70.54×1010+114.4×1010)/(868.8×1010)=21.29%。

3 保气中心

晚白垩世发生的喜马拉雅运动使得开江古隆起等原石炭系古气藏发生解体,导致石炭系储气中心的天然气发生运移散逸或调整重新聚集成藏。

川东地区石炭系储气中心解体成藏模式如图11所示,其形成过程经历了3个阶段:

第1阶段:三叠纪及之前,志留系烃源岩向开江古隆起地区供烃,早期古油藏形成。印支运动形成并基本定型的开江古隆起为油气早期聚集奠定了基础,石炭系古构造的闭合度已达450 m,闭合面积达2 812 km2,古隆起范围内形成过14.013×109t的古油藏(图11-A)。

图10 不同温压条件下天然气溶解度Fig.10 The natural gas solubility under different temperatures and pressures

第2阶段:侏罗纪至喜马拉雅运动前,持续埋藏,原油裂解成天然气,导致天然气中期成藏。这一时期埋深可达7 900 m左右,温度超过250℃,原油均裂解成天然气,形成古气藏。同时,由于川东古隆起受挤压褶皱形成大型高陡构造体,原油裂解气资源量可达1.849 4×1012m3(其中气顶气为1.144×1012m3,水溶气为0.705 4×1012m3)。由于油裂解气产生的异常高压突破盖层,使得天然气发生部分逸散(图11-B)。

第3阶段:喜马拉雅期发生的更为强烈的隆升挤压作用,逆冲断裂的产生加剧了大型高陡构造解体为由高褶断、低褶断、低断凹组成的高陡构造带,形成了目前川东复杂的构造格局。这一过程中发生了褶皱、断裂、抬升或剥蚀作用,使得天然气在此过程中重新分配,最终形成现今气藏(保气中心,图11-C)。

据四川盆地天然气第三次资源评价报告(王兰生等,2005)中的资源量计算,石炭系天然气总资源量为795.34×109m3。现今资源量与前面计算出的生气总量之间的比值即为天然气的聚集成藏率。

目前川东石炭系探明储量为257.53×109m3,探明率为32.38%。显然,川东地区石炭系天然气的聚集成藏率是较低的,其探明率不到1/3,仍然具有较大的勘探潜力。

图11 川东地区石炭系储气中心解体成藏模式图Fig.11 The model chart of gas reserve center dismembering and pool-forming in East Sichuan

目前石炭系的勘探成果主要集中在高陡背斜一带,下一步可以加强对宽缓向斜区的勘探。其理由有:(1)志留系烃源岩生烃量巨大且注入到石炭系古油藏之中,这是石炭系在川东大范围内均可能寻找到油气藏的物质基础。(2)与过去相比,现今地球物理勘探技术及手段已经大为进步,可以在宽缓向斜区识别出一些低缓构造圈闭和岩性圈闭,这些圈闭均可成为潜在的天然气聚集的有利圈闭。(3)前人研究成果表明,喜马拉雅运动对石炭系气藏是一次破坏不彻底的构造运动[17],主要表现在现今石炭系地层水绝大部分仍为CaCl2水型,表明地下水仍处于还原条件,直接保存条件好。因此,在宽缓向斜区中,处于天然气运移指向路径上的区域就有可能找到新的低缓构造和岩性气藏。

4 四中心的耦合关系

川东石炭系气藏属于“储气中心”解体的成藏模式。生烃中心、生气中心、储气中心和保气中心之间的耦合关系如下:

志留系存在3个“生烃中心”,分别是川南(宜宾-泸州-重庆)生烃中心、鄂西渝东(建南、盐井)生烃中心、达州-开江生烃中心,它们生成的液态烃向石炭系构造高部位即古隆起方向运移,形成构造-岩性大型古油藏(即“生气中心”);随着构造活动减弱,盆地下降接受新的沉积。大约在燕山期,古油藏裂解演变为构造-岩性大型古气藏(即“储气中心”);喜马拉雅运动后,古隆起发生解体,形成了现今川东各排高陡构造带,即“储气中心”发生解体,天然气从原古气藏中运移、散逸,或重新调整聚集成藏,形成现今川东高陡构造带高褶断、低褶断各石炭系气藏,即“保气中心”。

从“生烃中心”到“生气中心”,烃源岩生成高熟油向古隆起汇聚,“生气中心”区域面积变小并具继承性。从“生气中心”再到“储气中心”,区域位置变动不大。

而“保气中心”是在“储气中心”喜马拉雅期强烈构造运动作用下解体后形成的,此次变化为革命性的,“保气中心”(即现今零散气藏)无论是含气构造面积还是聚气量都在“储气中心”(即构造-岩性大型古气藏)的基础上大幅度降低,而现今气藏形成与分布的关键取决于储气中心解体的局部构造格局与保存条件的现实性[18]。

各中心的生成和消亡,都受盆地各次构造运动所控制;而现今气藏多位于原开江古隆起附近,这说明古隆起与历次构造运动特别是喜马拉雅期的构造运动控制着石炭系气藏的成藏与分布。

5 主要结论

a.志留系是石炭系气藏的主要气源岩,其烃源岩厚度大,有机质丰度高,生烃能力强。同时各地的志留系有机质进入热演化时间不相同,在空间上形成了持续供烃的多个生烃中心。主要的生烃中心是川南(宜宾-泸州-重庆)地区、鄂西渝东(建南、盐井)地区、达州-开江地区。

b.志留系液态烃垂向排入石炭系后,运移汇聚至古隆起区成为古油藏(生气中心)。随着埋深的增加,古油藏逐渐演化为古气藏(储气中心),生气中心原位继承性转变为储气中心,保气中心是在储气中心喜马拉雅期强烈构造运动作用下解体后形成的,现今含气构造面积及聚气量均大幅度降低。

c.建立了石炭系储气中心解体的成藏模式,通过油热裂解气和地层条件下水溶气量的定量模拟,得出川东石炭系气藏之成藏率为9.15%,目前探明率不到1/3,仍然具有较大的勘探潜力。

d.目前石炭系的勘探成果主要集中在高陡背斜一带,而宽缓向斜区具有较好的烃源物质基础,且随着技术的进步可以在该区域中识别出有利的圈闭。石炭系未来的勘探向宽缓向斜区发展,必将获得新的突破。

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