碳酸盐岩缝洞型油气资源潜力与方向

2025-03-12 11:56:25

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回答1：

中国海相盆地分布广，海相沉积分布或规模均占有相当大的比重，下古生界以碳酸盐岩岩溶储层为主，层间-层内似层状岩溶储层大面积分布(表6-4)，多期不整合面发育，为大中型地层不整合油气藏的形成提供了重要的地质基础。顺层深岩溶是深层有效储层规模化发育的重要控制因素，在深层能发现大油气田。

一、古隆起及其围斜部位

古老海相盆地的隆起形成时间早，延续时间很长，是油气运移长期的有利指向区;古隆起规模大，隆起面积多在(1～4)×10⁴km²之间，为海相地层油气勘探提供了广阔领域;具有良好的生储盖组合，多期成藏;隆起晚期构造活动相对较强，有利于油气的聚集与调整。

克拉通构造活动的强度及演化不同，大型隆起对油气的控制作用也不同。中国几大古生代克拉通盆地，以塔里木克拉通最活跃，鄂尔多斯华北克拉通最稳定，四川上扬子克拉通介于二者之间。塔里木盆地大部分海相油气田都集中在三大隆起及其斜坡部位;四川盆地海相天然气富集在具古隆起背景的喜马拉雅期局部构造上;鄂尔多斯庆阳古隆起并不直接控制天然气的富集。

和田河气田周缘由于古隆起迁移，形成古风化壳、台缘滩和推覆构造三大勘探领域，早期成藏区域北倾，晚期成藏区域南倾。玛东、玛北、玛南地区成藏条件存在差异，玛南处于和田河古隆起向东北延伸的部位，在石炭系沉积前遭受风化和淋滤，奥陶系桑塔木组遭受剥蚀，良里塔格组台缘相带颗粒灰岩有所保存，后被石炭系下泥岩段覆盖。通过地震反演预测该区奥陶系风化壳储层发育，同时发育沟通寒武系的压扭断层，对成藏十分有利。

表6-4 中国海相盆地典型地区岩溶储层分布特征

二、大型地层不整合油气藏

古隆起、古斜坡是形成大中型不整合油气藏的有利地带，包括不整合面下的削截油气藏、不整合面上的超覆油气藏。不整合油气藏的形成既受控于不整合类型、圈闭形成期与油气运聚成藏期匹配的控制，又受生、储、盖组合的配套、断裂发育状况、构造变形的控制。盖层质量直接关系到不整合油藏能否形成;不整合储集体的好坏及储集层的非均质性直接影响油气藏的储量和产能。

不整合(面)对油气聚集既有建设性作用，又有破坏性作用。建设性作用主要有:①为油气运移提供良好通道;②改善了不整合面下储集层(体)的储集性能;③不整合面上、下发育大量不整合圈闭。破坏性作用表现为对盖层的破坏使油气大量散失，即使是部分破坏，原油也将受到不同程度的氧化、水洗，使轻质组分逸散，重质组分留下，形成稠油或难于流动的沥青。此外，不整合面与通入古地表的断裂结合，会使油气沿不整合面、断裂面运移到地表逸散，使油气藏遭到一定的破坏。

中国三大盆地大中型地层不整合油气藏勘探领域广，如塔里木盆地不整合油气藏类型多、分布广，塔北南缘奥陶系岩溶发育区，良里塔格组、一间房组、鹰山组3套岩溶储层厚70～250m，有利面积达3.5×10⁴km²;塔中奥陶系礁滩与岩溶发育区，良里塔格组、鹰山组、蓬莱坝组3套岩溶储层厚100～400m，有利面积达1.2×10⁴km²;麦盖提斜坡奥陶系岩溶区发育3期岩溶，有利面积达0.8×10⁴km²;和田河周缘奥陶系潜山发育风化壳岩溶储层，有利面积达0.9×10⁴km²。

在鄂尔多斯盆地靖边气田周缘奥陶系岩溶发育区，马五段白云岩向周缘扩展，有利面积达1.0×10⁴km²;四川盆地雷口坡组风化壳区发育风化壳岩溶储层，勘探已获发现，有利面积达1.2×10⁴km²;四川盆地震旦系—下古生界岩溶斜坡规模大，白云岩岩溶储层发育，有利面积可达8.5×10⁴km²;渤海湾盆地潜山富油气凹陷成藏条件好，有利面积达0.5×10⁴km²。

三、深层-超深层油气藏

随着油气勘探程度的不断深入，油气勘探向深层发展势在必行。如美国在埋深8088m的寒武-奥陶系碳酸盐岩储层中发现了贾伊费尔德气田，储层中次生孔、洞、缝大量发育，孔隙度为25%，渗透率为1020×10^-3μm²(吴富强等，2006)。此外，美国西内盆地7663～8083m的下奥陶统碳酸盐岩内发现了阿纳达科凹陷米尔斯兰奇气田带等。

我国塔里木盆地，塔参1井在7100m进入上震旦统花岗闪长岩，其上白云岩缝洞非常发育，录井、取心、气测均有油气显示。轮东1井在6785～6805m的奥陶系累产原油28.61m³，在7141～7180m的深度发现了低产天然气，哈拉哈塘地区多口井在接近7000m的奥陶系有工业油气流产出。

塔北地区奥陶系及上部层位已发现了丰富的油气，塔北下部的寒武系更接近寒武系烃源岩，是油气勘探的有利接替领域。中石化塔深1井在寒武系见到了良好的油气显示，在埋深8400m、温度160℃、压力80MPa的上寒武统白云岩溶洞储集层中发现了褐黄色的液态烃，根据甲基菲指数换算的原油成熟度在1.08%～1.2%之间，为高成熟轻质油或凝析油。在对下奥陶统—上寒武统6800～7538m段进行测试时，有少量天然气产出，天然气以烃类气体为主，占97%;干燥系数为0.97，甲烷碳同位素组成为-37.9，对应的气源岩R_o为1.65%～1.91%，气的成熟度高于原油，属于典型的高演化油型干气。

塔深1井寒武系位于轮南台缘带，白云岩储层储集空间类型以晶间孔、晶间溶孔及裂(溶)缝为主。塔深1井岩心测试孔隙度为0.6%～9.1%，渗透率为(0.001～34.4)×10^-3μm²。测井解释储层44层641m，其中I类储层为66m/7层，孔隙度为4.5%～10.4%，孔隙类型为裂缝-孔洞型，主要发育于中寒武统;Ⅱ型储层为127m/9层，孔隙度为3%～5.7%，孔隙类型为孔洞型，主要发育于下寒武统、中寒武统和上寒武统底部;Ⅲ类储层为456.5m/28层，孔隙度为0.63%～5%，孔隙类型为溶孔型或裂缝型，主要发育于上寒武统。

上述塔深1井数据表明深层寒武系具备油气运聚条件。

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