酒西盆地油气形成与勘探方向新认识(二)──烃源岩成烃演化与主力油源确认

酒西盆地各生油凹陷生油门限差异较大，下白垩统烃源岩的成熟度与上第三系和第四系沉积密切相关。可溶有机质转化率、镜质体反射率、热解、生物标志物特征等参数表明：青南凹陷中部的下白垩统烃源岩生油门限深度为４０００ｍ（相应的镜质体反射率为 ０ ６５％），埋深 ４０００— ４４００ｍ为低成熟阶段，埋深 ４４００一５２００ｍ为成熟生油高峰阶段，因此中沟组烃源岩未成熟，下沟组上部烃源岩低成熟，下沟组下部和赤金堡组上部烃源岩处于成熟生油高峰阶段，赤金堡组下部烃源岩处于高成熟的凝析油－湿气阶段，目前尚无烃源岩达过成熟干气阶段。石北凹陷生油门限深度为３０００ｍ，只有凹陷内埋藏较深的赤金堡组烃源岩达到成熟生油阶段。烃源岩埋藏和演化历史分析揭示，下白垩统烃源岩在白垩纪末期埋藏均较浅，主要的生油期是晚第三纪以来，目前赤金堡组上部和下沟组下部烃源岩正处于生油高峰期，地质历史上只有一次生、排烃高峰。酒西盆地各油田原油十分相似，原油碳同位素和生物标志物特征等表明，下白垩统的水生有机质是形成石油的主要有机先质，赤金堡组是主要烃源岩，而下沟组是相对次要的烃源岩。图５（陈建平搞）

深盆气预测与评价中的两个问题

对鄂尔多斯盆地深盆气预测及评价中的两个问题提出看法。①致密储集层的问题。深盆气的有效储集层必须在烃源岩大量生、排烃之前就致密化，“甜点”也应在烃源岩大量生、排烃之前形成。陆相盆地致密储集层的非均质性很强，很难形成满盆都是深盆气的局面。在预测和评价深盆气时，既要“定时”地研究致密储集层的形成，也要“定时”地研究致密储集层中“甜点”的形成。②深盆气的压力问题。深盆气的压力旋回是由最初的正常静水压力到异常高压，再由异常高压演变为异常低压，最终又演变为常压，反映深盆气由形成到消亡的地质历程。深盆气的负压值越低，在时空上就越接近于深盆气消亡。地下流体形成异常低压受多种因素影响，没有多个实测负压的点值来控制，或没有致密储集层连续展布为保证，用相同高度的气柱代替水柱预测和定量评价深盆气有一定风险。图２参５（王孝陵摘）

松辽盆地两江地区油成藏模式及其控制因素

分析松辽盆地两江（松花江、嫩江）地区油藏类型及其与油源的空间位置及油运移方式，认为该区油藏形成有４种模式：构造高部位与砂体匹配构成的背斜及构造．岩性油藏、烃源岩内油初次运移形成的砂岩透镜体油藏、断层沟通烃源岩与断续条带状和透镜状砂体形成的断层－岩性油藏、构造应力和流体高压匹配形成的泥岩裂缝油藏。在此基础上，分析认为该区油藏形成与分布的主要控制因素是：烃源岩成熟区、良好盖层区域分布、断裂发育程度、油运移方式。图４表１参２（傅广摘）

四川盆地川西坳陷深盆气地质条件分析

深盆气藏蕴藏着巨大的天然气资源，是天然气勘探的重要领域。判断一个沉积盆地是否具有深盆气存在的可能性主要从两个方面进行分析，一为是否存在深盆气形成的地质条件，二为是否具有深盆气藏的特征，两者存在因果关系。川西坳陷的构造、沉积特征决定了该区具有形成深盆气的良好地质条件：上三叠统煤系气源岩生烃强度大，且现今仍有气源供给，为深盆气藏的形成提供了充足的气源；川西拗陷具前陆盆地构造特征，且生烃中心位于坳陷中心，具备有利于深盆气形成的构造格局；上三叠统为低孔低渗砂岩，连片分布，沿上倾方向物性变好，为深盆气藏形成提供了有利的储集条件。由于上述有利地质条件的配置，致使上三叠统气藏具有不受构造控制纵横向普遍含气、无统一气水界面、气水倒置、存在异常高压等深盆气藏特征。川西坳陷深盆气的有利勘探区位于德阳以北的高异常压力分布区与高生烃强度分布区的叠合区。图４表２参３（宋岩摘）

大杨树盆地原油显示及其地球化学特征

根据原油的正烷烃、族组分碳同位素、单体烃碳同位素、生物标志化合物等项参数分析，研究大杨树盆地杨Ｄ１井原油显示的地球化学特征及成因。结果表明，杨Ｄ１井原油的族组成饱和烃含量高，芳烃、非烃含量低，正烷烃分布显示原油具成熟油特征，原油族组分碳同位素偏重，尤其是芳烃和非烃组分碳同位素比松辽盆地原油重０５％左右。原油的单体烃碳同位素值一般在－２９‰左右，其中 ｎＣ２１以前的单体烃碳同位素具有菌藻类母质的生油特征，ｎＣ２２。以后的单体烃碳同位素具有高等植物为主要母质的生油特征。原油生物标志化合物分布，见长侧链三环萜烷，但γ－蜡烷丰度较低。成熟度参数Ｃ２９２０Ｓ／２０（ Ｓ＋ Ｒ）值与Ｃ２９ββ／ （αα＋ ββ）值分别为０．４６和 ０．４９，属成熟原油特征。综合分析认为杨Ｄ１井原油是偏腐殖型有机质生成的成熟原油，并有明显的运移效应。结合盆地烃源岩的地质地化特征推断，杨Ｄ１井原油潜在的烃源岩可能是上侏罗统九峰山组。图４表３参７（冯子辉摘）

用气测资料计算岩石含烃浓度

岩石含烃浓度是油气勘探中的一项重要参数。文中建立了一套用气测资料计算岩石含烃浓度的理论和方法。地层中天然气常以游离气、吸附气和水溶气３种形式存在。当钻头破碎岩石时，钻井液把这些气体携至井口。通过气测仪获得的气测资料，以及钻时、钻井液排量、井眼尺寸、气测全脱分析和气测仪有关参数等，可计算钻经每米地层所耗钻井液中的天然气体积。岩石含烃浓度（每立方米岩石的含气量）与被钻岩石体积的乘积为所钻岩石中的天然气体积，该体积应与钻井液中所含的天然气体积相等，从而可求得岩石含烃浓度。经储集层段测并解释孔隙度、含气饱和度及天然气膨胀系数等校正，可作出岩石含烃浓度随深度剖面变化的成果图。应用上述方法在川西白马庙地区５口井成功地计算了岩石含烃浓度，为该区的油气生成、运聚、成藏研究和勘探决策等提供了重要的地质依据。图４参８（蔡开平摘）

库车油气系统成藏作用与成藏模式

塔里木盆地库车油气系统属于超强充注类型的油气系统。该系统的源、盖条件非常优越，加之区域盖层之下分布着第三系底部和白垩系的良好砂岩储集层，使系统内油气不仅在油源区内以垂向充注为主的近端聚集形成大型气藏，而且在距离油源区２０～３０ｋｍ的远端形成以侧向运聚为主的中型凝析油气田。依据成藏作用的差异可将该系统分为南部和北部两个亚系统，两个亚系统中的成藏机制和主控因素是不同的，可建立３种成藏模式，即北部亚系统的克拉苏模式和大宛齐模式，南部亚系统的牙哈模式。北部亚系统临近烃源区，第三系膏盐质盖层非常发育，白垩系储集层厚度巨大、物性良好，背斜圈闭众多，是库车油气系统气藏勘探的最有利地带，克拉苏模式是当前寻找大中型气藏勘探目标的主要类型。图４表２参３（周兴熙摘）