前陆盆地油气成藏与富集规律

变质岩油气藏形成与富集规律~

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。

一、火山岩储层油气来源与成因
火山岩储层中的油气既有有机成因，也有无机成因，绝大部分属于有机成因。中国陆相沉积盆地火山岩储层中的油气绝大部分来自于沉积岩中的有机质，但也有无机成因烃类气的发现。如松辽盆地深层天然气以有机成因气占主导地位，但也有无机成因气，个别地区无机CO2含量大于60%。
1.有机成因
关于火山活动对有机物形成与演化的影响，主要表现为3方面的作用:①火山喷发过程中火山灰的大面积分布可能造成生物的大量灭绝，导致有机质的保存;②火山作用前后伴随大量热液、气液物质喷出，热液中常含有Ni、Co、Cu、Mn、Zn、Ti、V等过渡金属和N、P等物质，这些热液和气液中的物质在有机物的生长繁殖、有机质成熟、有机质转化等方面起到积极作用;③火山活动、火成作用以及热液作用等均可促进有机质成熟，使其形成生烃物质，为火山岩提供油气。
据研究，现代陆上地表环境下火山岩发育区内湖泊中包含富烃沉积物，Kirkham认为美国华盛顿州的Rattlesnake气田天然气可能来自于玄武岩内部的湖相沉积物，天然气中包含了可观的氮气。
2.无机成因
某些火山活动、火成作用也可为火山岩提供无机成因的天然气，该类气藏的规模还可能相当可观。无机成因生成烃类主要有3种观点:①直接源自地幔，烃类可能通过CO或CO2和H2的费托反应合成，或者是在地球形成过程中聚集的宇宙物质(星云微粒和烃类等)保存在地幔中形成;②由晚期至岩浆期后温度低于600℃时封闭体系中各种形态的原始含CO2流体重新形成;③岩浆期后矿物-流体反应(如蛇纹岩化)产生烃类。
3.成因判别
根据烃类(通常用CH4)的δ13C值，可区分生物源和非生物源，生物来源的烃类贫13C(δ13C低于-30)，无机成因烃类富13C(δ13C在-27左右)。
二、火山岩油气成藏模式
火山岩油气藏存在多种成藏模式，这里以松辽盆地和新疆北部石炭系火山岩油气藏为例说明。
1.松辽盆地深层天然气成藏模式
断陷盆地以形成箕状断陷为主要特征。通常箕状断陷主要由3部分组成，即陡坡带、断(洼)槽带和缓坡带，当断陷比较开阔时，有时发育有中央构造带(凹中隆)。不同的构造带具有不同的成藏模式。
(1)陡坡带成藏模式
陡坡带是断陷活动的起始带，是控陷主断层的发育部位。陡坡带背靠凸起，面向断陷，一般具有坡度陡、物源近、相带窄、变化快和构造活动强烈等特点。徐家围子断陷西侧断阶式陡坡带，在断层的上升盘凸起上发育了基岩风化壳变质岩潜山气藏，如昌401气藏。在古隆起斜坡上形成多个近物源快速堆积的冲积扇体及辫状河三角洲沉积体系。由断裂和基岩顶、营城组顶面风化壳提供良好的运移通道，形成以侧向运移为主的地层超覆气藏(如芳深5气藏等)及岩性上倾尖灭气藏等(图7-12)。在断层下降盘发育火山岩体背斜岩性复合气藏(如芳深6井营城组气藏等)以及与深大断裂活动有关的无机成因CO2气藏(如芳深9等井营一段酸性火山岩CO2气藏等)。

图7-12 徐家围子中生代火山岩气藏剖面图

(2)断槽带成藏模式
断槽带位于断陷的中央部位，夹持于陡坡带和缓坡带之间，是断陷盆地长期发育的沉降中心、沉积中心和生烃中心;同时又是各类砂体和火山岩的前缘带分布区，是岩性油气藏发育的有利区(图7-12)。据徐家围子断陷不完全统计，已发现了95个火山岩气藏，其中，40个断鼻、断背斜岩性复合气藏，主要发育于控陷断裂附近;30个火山岩地层岩性复合气藏，主要分布在古隆起或斜坡带上;25个火山岩岩性气藏，主要发育于断陷中心。由此可见，断槽带主要以岩性气藏为主。
(3)缓坡带成藏模式
缓坡带构造比较简单，一般发育有鼻状构造，是油气运移的指向，若上倾方向有遮挡，就可形成油气藏(图7-12)。在箕状断陷拉伸的过程中，当基岩块体的沉降幅度大于翘倾的幅度时，缓坡上的地层发生超覆;当基岩块体的沉降幅度小于翘倾的幅度时，缓坡上的地层发生退覆或剥蚀。缓坡上还发育了多期不整合面，为地层超覆和地层不整合油气藏形成创造了条件。缓坡上还可形成岩性上倾尖灭，有利于岩性油气藏的形成。缓坡上也发育有反向正断层，这种断层与控陷断层基本上同时发生，沿断裂带往往有火山喷发，易于形成火山岩体圈闭;在基岩中还可以形成潜山构造。
(4)中央构造带成藏模式
受构造活动控制，在断陷中部可形成中央构造带，构造带两侧发育有生烃断槽，可以形成单向或多向供烃，油气供给相对充足。因此，中央构造带是断陷盆地油气聚集最有利的构造带。
徐家围子断陷在形成过程中，以推进式的伸展方式，产生张剪性徐中断裂，使基岩块体发生翘倾，从而形成了北北西向的徐中中央构造带(图7-12)。中央构造带的东侧发育安达断槽和徐东断槽，西侧发育徐西断槽和徐南断槽，断槽内以沙河子组暗色泥岩和煤为主的烃源岩十分发育。这些烃源岩具有质量好、生烃速率高、聚集程度高、生气强度大的特点，天然气资源丰富。徐中断裂带，特别是与北东向断裂的交叉处，控制了火山口和火山岩储层的分布，构造活动产生的构造裂缝连通了孔隙，改善了储层物性。断裂和岩性综合控制有利区是天然气聚集区。
2.新疆北部石炭系火山岩油气成藏模式
中国东、西部火山岩成藏条件存在很大差别。新疆北部石炭系存在源内火山岩层序型、源上火山锥准层状、侧源火山岩不整合梳状3种成藏模式。

图7-13 三塘湖盆地石炭系源内火山岩层序型成藏模式

(1)源内火山岩层序型成藏机制与模式
火山岩风化体储层在水体频繁震荡区发育，暴露于水面之上的风化淋滤时间较短的火山岩风化体与之后发育的烃源岩间互分布，火山岩风化体受层序界面控制，烃源岩生成的油气直接或通过断裂运聚在附近的火山岩风化体地层圈闭中成藏，该类成藏模式形成的地层型油气藏规模受控于风化体大小和厚度，有效烃源岩覆盖区的风化体均可能成藏。如三塘湖盆地马朗凹陷石炭系(图7-13)，地震剖面上清楚可见火山岩与烃源岩互层发育，当烃源岩成熟后生成的油气沿断裂纵向运聚于风化体内形成由多个风化体组成的纵向叠加、平面连片的火山岩地层油藏。上石炭统卡拉岗组内部存在5个受层序控制的火山岩风化体成藏组合，均可发育地层油藏，之下的哈尔加乌组烃源岩生成的油气沿断裂纵向运聚于风化体内，断裂发育处储层更发育，油气主要集中分布于断裂附近的火山岩风化体内;哈尔加乌组火山岩与烃源岩互层，烃源岩生成的油气沿断裂或直接运集于火山岩风化体内聚集成藏(图7-13)。该区已探明石油地质储量5000×104t，三级石油地质储量近2×108t，是中国已发现受层序控制的最大的火山岩风化体层状地层油藏。

图7-14 准噶尔盆地陆东地区石炭系源下火山锥准层状成藏模式

(2)源上火山锥准层状成藏机制与模式
火山岩与烃源岩近水平间互分布，地层沉积后受构造运动控制发生倾斜，沿古地貌顶面发生风化淋滤和剥蚀，形成沿顶面火山岩风化体储层和沉积岩(凝灰岩)非储层间互，后期下沉接受上覆沉积泥岩覆盖形成以火山岩风化体为单元的地层圈闭，当埋藏到一定深度烃源岩成熟后，烃源岩生成的油气通过断裂或直接运移聚集于风化体地层圈闭中成藏。这种成藏模式要求在不整合面形成后再次埋藏，其下烃源岩仍具有生烃能力，油气藏规模受控于火山岩风化体地层圈闭规模和油气聚集量，风化体厚度控制着火山岩风化体地层圈闭的纵向规模，火山岩风化体平面规模控制地层圈闭大小，根据风化体、正向构造和有效烃源岩条件耦合确定该类成藏模式有利区。如准噶尔盆地陆东上石炭统巴山组，火山岩风化体与烃源岩间互分布(图7-14)，气藏沿石炭系顶面火山岩风化体分布，侧向受非渗透岩性遮挡，上面受土壤层和上覆新地层泥岩遮挡，各气藏之间不连通，气藏厚度受风化体厚度控制，一般在100～350m之间。由于生烃凹陷主要位于倾斜地层的下倾方向，沿油气来源方向在上倾部位的有效火山岩风化体地层圈闭均有可能形成这类油气藏，受近源成藏控制，高部位有效圈闭不一定充满，或不成藏，如距烃源岩较远的滴西24井气藏高度为78m;距烃源岩和断裂匹配越近的圈闭中油气充满度越高，如距烃源岩和断裂较近的滴西18井气藏高度为258m，最有利的火山岩风化体油气藏主要分布于古构造的斜坡部位。该区已探明天然气地质储量超过千亿方，是中国发现的最大的火山岩风化体准层状地层气藏。
(3)侧源火山岩不整合梳状成藏机制与模式
火山岩受逆冲推覆作用抬升接受长期风化淋滤，沿不整合顶面和断裂发育处形成梳型有利储层，受后期沉积地层覆盖形成大型火山岩风化体地层圈闭，位于火山岩风化体地层圈闭侧翼低部位的烃源岩生成的油气，通过断裂纵向运移，不整合面横向运移，并逐级向高部位运移聚集于火山岩风化体地层圈闭中成藏。该成藏模式形成的地层油气藏在纵向上位置比烃源岩高。如准噶尔盆地西北缘克-百断裂带上盘石炭系火山岩风化体大型地层油藏，该区受前陆盆地造山运动控制使其抬升，推覆带前缘被推覆高度大，经历风化淋滤时间长，在断裂控制下形成的风化体厚度大;盆地边缘上覆地层剥蚀后，火山岩经历的风化淋滤时间较短，断裂规模较小，形成的火山岩风化体厚度较小，在断裂控制下沿不整合面和断裂发育区形成梳状不整合风化体，下盘二叠系烃源岩生成的油气沿断裂和不整合面逐级向高部位运移聚集成藏，形成大型梳状地层油藏。该区已累计探明石油地质储量超过2×108t，发现三级石油地质储量超过5×108t，是中国目前发现的最大的火山岩风化体梳状地层油藏(图7-15)。

图7-15 准噶尔盆地西北缘上盘石炭系侧源火山岩风化体梳状成藏模式

三、火山岩油气成藏分布与富集规律
拉张型断陷盆地原生型火山岩油气藏与挤压型盆地火山岩风化壳油气藏，分布的富集规律不同，下文以松辽盆地深层原生型火山岩气藏和北疆石炭系火山岩风化壳油气藏为例进行阐述。
1.松辽盆地中生代天然气分布规律
(1)持续沉降型断陷控制了天然气区域分布
松辽盆地深层断陷，按构造演化特征可分为持续沉降型、晚期反转型和后期抬升型断陷，其中以持续沉降型断陷天然气最丰富。这类断陷构造活动相对比较和缓，沉降较深，沉积环境较稳定，湖相地层发育，烃源层厚度大，有机质丰度高，埋藏深。概括起来，具有“一好三高”的特点，即烃源岩的质量好、生气速率高、聚集程度高、近源产量高。这类断陷天然气探明储量占现阶段天然气探明储量的95%以上。
断陷盆地油气运移距离一般较近，本区沙河子烃源岩天然气运移距离一般不超过10km。在统计的69口井中，距源岩距离小于10km的井有52口，其中仅有4口井为干层，主要原因是储层较致密而失利;距源岩距离10～20km的井有14口，其中有6口井见气显示，4口井为水层，4口井为干层;而距源岩距离大于20km的井有3口，无气显示，其中1口井为水层，2口井为干层。又如长岭断陷的长深3井，距气源区的距离为20km以上，因此失利。而长深103井距气源近，获日产天然气11.5×104m3。由此可见，距富烃断槽近，一般距生烃中心距离小于10km，有利于天然气富集高产。
(2)生烃断槽控制了断陷内天然气分布
由于断陷盆地边界断裂的走向、延伸长度和断距发生变化以及变换带发育，一个断陷往往被分割为若干个断槽(洼槽)。松辽盆地内36个大小不等的断陷，共发育了74个断槽。断槽面积最大为1443km2，最小为131km2，大于500km2的断槽有32个。并不是每个断槽都具备良好的生烃条件。因此更准确地讲，不是断陷控制了天然气的分布，而是断陷内生烃断槽控制了天然气的分布。每一个断槽是一个独立的沉积湖盆，也是一个独立的成藏单元。因此，落实主力生烃断槽是选准勘探方向的关键。中小型断陷只要存在生烃断槽，同样具有良好的勘探前景。
天然气围绕生烃断槽呈环状分布，由于陆相断陷地质条件特殊，岩性、岩相变化限制了油气的运移，断裂发育阻滞了油气运移，油气丰度高低也影响了油气运移，因此，油气只是短距离运移，围绕生烃断槽附近聚集，呈环状分布。如长岭断陷围绕长岭断槽找到了长岭1号气田、东岭气田、双坨子油气田、伏龙泉气田、大老爷府气藏、长深8气藏等6个气田(藏)，呈现围绕生烃断槽呈环状分布的特征。由此可见，生烃断槽控制了天然气的分布。
(3)近邻生烃断槽的断裂构造带是断陷内天然气藏的富集区带
基底大断裂控制了火山岩储层的分布，也控制了火山岩体圈闭的形成，圈闭主要沿断裂带分布。中生代火山岩特别发育，形成独具风格的火山岩体圈闭，如火山岩体背斜(昌德气田、升平气田等)、断鼻(兴城气田等)、火山岩岩性(汪家屯气藏等)、火山岩裂缝性(汪家屯气藏等)等圈闭。
由于断裂断距的变化或走向的变化，沿断层的下降盘往往发育有鼻状构造(兴城气田等);在断层的上升盘发育有地层超覆(徐家围子断陷昌德气田芳深5、6、7登娄库组底部砂砾岩地层超覆气藏圈闭等)、地层不整合和潜山圈闭(徐家围子断陷昌德气田昌102、昌401变质岩潜山气藏圈闭和兴城气田、肇州西、汪家屯花岗岩潜山气藏圈闭等)，以及被覆背斜;由于反转活动还可以在断层下降盘形成反转构造等。
基底大断裂有利于油气运移和储集性能的改善。断裂是油气运移的重要通道;同时断裂带附近裂缝发育，沟通了火山岩储层内的孔隙，扩大了有效储集空间;裂缝又是地下水的渗流通道，促使次生溶蚀孔缝发育，改善了储集性能。
可见，断裂-构造带控制了断陷内天然气聚集，是天然气的富集区带，如徐家围子断陷天然气藏沿徐西、徐中和宋站基底大断裂分布;长岭1号气田也分布于基底大断裂附近。
(4)优质火山岩储层控制了天然气富集
火山岩岩性、岩相控制了优质储层的发育，从而控制了天然气富集。酸性火山岩储层发育，物性好，因此，溢流相中的流纹岩、流纹质晶屑熔结凝灰岩物性好，是有利储层，具有较好的储集能力。火山岩相对优质储层发育和天然气富集起到明显的控制作用，一般爆发相中凝灰岩储层物性最好，如徐深1井3440～3450m段的流纹质熔结凝灰岩段，孔隙度平均达7.2%，最高可达15%;渗透率平均可达0.24×10-3μm2，最高可达0.81×10-3μm2，该段压后自喷日产气195698m3。溢流相的原地溶蚀角砾岩和上部亚相的流纹岩含气较饱满，含气饱和度为70%～80%，溢流相的中部亚相和爆发相的熔结凝灰岩物性差，束缚水饱和程度高，含气性差，含气饱和度为30%～50%。近火山口的火山岩储层物性好，含气饱满，远离火山口的火山岩储层物性差，含气饱和度低。勘探实践表明，徐家围子断陷的徐深1井、徐深3井、升深2-1井等工业气流井大都分布在火山口或近火山口附近，而远离火山口的徐深16井则未获油气。
裂缝促进了优质储层的发育，从而控制了天然气富集。裂缝既是渗流通道又是储集空间，同时也是地下水渗流通道，对溶蚀缝、孔的发育起到了十分重要的作用。裂缝的发育与岩性和构造活动有着密切的关系，流纹岩裂缝最发育，裂缝线密度为5.70条/m，其次是流纹质熔结凝灰岩，裂缝线密度为5.27条/m。构造作用强烈的地区，如断裂带附近裂缝发育。如长岭断陷长深1号气田北部发育了10条断层，由于火山岩储层断裂、裂缝发育，使得原生孔隙和次生孔隙相互沟通，产生的次生孔隙沿断裂、裂缝呈串珠状分布，致使储集物性变好。形成的气藏具有统一的气水界面，为块状底水气藏。气水界面海拔深度为-3643m，最大气柱高度260m，从而形成了高产大气田。
(5)NE—NNE向基底深大断裂控制了CO2气藏分布
松辽盆地CO2气藏比较普遍，主要分布在徐家围子断陷、长岭断陷、德惠断陷，纵向上主要分布在泉头组三、四段和营城组两套层系中，登娄库组中气藏分布比较零星(汪家屯地区)。CO2含量不等，从大于60%到小于20%。碳同位素值分布在两个区间:-12～-14和-4～-8，以后者为主，指示主要为幔源或壳源成因。
CO2气主要来源于幔源和壳源岩浆，断裂是CO2气的主要运移通道。基底深大断裂，尤其是超壳断裂和岩石圈断裂是壳幔物质与能量交换和地幔流体上涌的主要通道。随着地幔物质的侵入，造成了幔壳物质的熔融和不同性质岩浆的形成。岩浆的脱气作用是CO2气形成的主要方式。这些以幔源物质和岩浆房为源的CO2气，沿剪切带发生分散运移，运移范围更广。同时，韧性剪切带间接沟通了深大断裂以及基底断裂，使深部来源的CO2气聚集在盆地的不同构造部位。当基底大断裂在拆离带与深部CO2气源相沟通时，CO2气在圈闭中聚集成藏。CO2气藏主要沿NE—NNE向断裂分布。CO2气藏主要沿NNE向展布的孙吴-双辽、伊兰-依通和嫩江3条深大断裂带分布，尤其是孙吴-双辽深大断裂与NW向的滨州基底断裂的交汇处，如达深3气藏。
长期发育的NE—NNE向大断裂附近的CO2气藏富集高产。断裂长期活动造就了CO2气多期充注，多期成藏，使气体更富集。因此，长期发育的大断裂附近的无机成因的CO2气藏富集高产。如长岭断陷长深1井营城组底部已检测到的CO2气藏就有两期充注:第一期为82Ma;第二期为28Ma。
2.新疆北部石炭系火山岩风化壳油气分布富集规律
(1)残留生烃凹陷控制油气的平面分布
从已发现的新疆北部石炭系火山岩油气藏来看，油气藏具有近源成藏特点。
火山岩储层分布规律与碎屑岩不同。新疆北部石炭系单个火山岩体规模较小，平面上分布变化大，非均质性强，连通性差(长期风化、大面积叠置分布的大型风化壳除外)，油气在其中的横向运移距离受到限制，横向运移距离一般较短，因此一般近源成藏，油气藏主要围绕有效烃源岩中心附近分布。断裂是油气纵向输导体系，可在纵向上形成多套含油气层系。新疆北部上石炭统火山岩形成于碰撞造山后的松弛垮塌环境，火山岩沿断裂带及其附近分布，因此在烃源岩分布范围内发育的断裂带是火山岩油气藏分布的最有利地区。目前，围绕三塘湖盆地的马朗凹陷发现了牛东油田，围绕准噶尔地区滴水泉凹陷发现了克拉美丽气田，围绕准噶尔地区五彩湾凹陷发现了五彩湾气田，这些油气田均属于自生自储风化壳地层型，都是围绕上石炭统有效烃源岩中心分布。
(2)风化壳规模控制油气富集的程度和规模
新疆北部石炭系火山岩优质储层分布控制油气的富集高产，火山岩风化壳中溶蚀和崩解带控制风化壳型油气富集高产。
优质储层主要发育于溶蚀带和崩解带中，在长期风化淋滤区域形成的火山岩风化壳厚度可达450m以上(断裂带附近风化壳厚度更厚)，一般土壤层厚度为10～30m，水解带厚度为20～30m，二者厚度之和在30～60m之间，这个层段储层不好，油气产量不高，或基本不含油气。这就是为什么在风化壳地层中勘探时，不是针对风化壳地层的井在风化壳内钻探20～50m完钻没有发现油气层的原因。
如准噶尔地区西北缘上盘石炭系前期没有作为目的层勘探，大部分井在石炭系只留50m以内口袋井，致使好多油层没有被发现。认识到有利储层对油气高产的控制因素以后，加强针对勘探，在石炭系发现了大量油气。如白4井620m进入石炭系，在620～710m范围内基本为差油层、干层或非储层，710～790m为好储层，获得高产工业油流，4.5mm油嘴试油，产油20.23t/d，产气80m3/d，再向下产能较低，储层物性变差，油层变差。
火山岩风化壳优质储层平面上受控于岩相、岩性、风化时间、断裂和古地貌等因素，在古地貌高部位和斜坡带处，火山岩风化强度较大，能够形成有利储层，古地貌低部位火山岩一般风化程度低，不利于形成有利储层。有利储层的形成同时受控于断裂发育程度，断裂附近能够形成裂缝和微裂缝，增加储层渗流能力，同时在风化过程中表生环境下的地表水沿断裂向下渗流，也能够增加火山岩储层的次生溶蚀孔隙，裂缝、微裂缝及次生溶蚀孔隙控制着有利储层分布，在油气藏中这些区域的油气井产量一般较高，即能够富集高产。如牛东油田探明面积范围内各井产能差别很大，马17井、nd4-13井、nd4-131井等高产井分布于断裂带附近和有利岩相发育带内，nd89-9井、nd89-10井、nd89-11井、nd89-121井、nd89-131井等较高产井分布于断裂带附近，而低产和干井产能受影响因素较多。
(3)风化壳地层型有效圈闭控制油气成藏
圈闭条件是石炭系火山岩油气成藏的关键。风化壳地层型油气藏的保存条件主要包括石炭系上覆盖层的岩性、断裂的封堵与开启性;石炭系内部有效储盖组合是火山岩内幕岩性油气藏保存的关键。
有效圈闭与主成藏期的有利配合是成藏关键。通过盆地模拟和烃源岩热演化，确定了新疆北部石炭系烃源岩主要生烃时期为晚二叠世至晚白垩世，如由五彩湾凹陷的烃源岩热演化可以看出二叠世末烃源岩达到成熟，到白垩系末烃源岩Ro达到2.0%(图7-16)。但不同盆地及盆地内不同区域的烃源岩演化序列不同，生烃期及主生烃期时间存在差别。如三塘湖盆地塘参3井的烃源岩Ro演化得到的生油期距今250～60Ma，主力生油期距今150～60Ma(图7-17);吐哈地区鄯科1井烃源岩Ro演化得到的生气期距今为265～110Ma，主力生气期为距今195～110Ma(图7-17)。因此，在白垩世之前形成的有效圈闭都具备油气聚集成藏的可能性，在评价新疆北部石炭系有利勘探区带时，不但要研究石炭系自生的储盖组合条件，同时要研究白垩系沉积前的储盖组合条件及白垩系之后的保存条件。
上覆有效盖层控制了风化壳地层型圈闭的有效性。石炭系上覆盖层是风化壳地层型油气藏保存的关键。已发现的风化壳地层型油气藏，包括牛东油田、克拉美丽气田、准噶尔西北缘克-百断裂带上盘石炭系油藏等，均具备良好的上覆直接盖层条件。石炭系上覆直接盖层为泥岩、凝灰岩等分布区最有利于风化壳地层型油气藏的形成，已发现的油气藏均在有效上覆盖层分布区。
生储盖组合控制油气赋存层位。新疆北部石炭系发育多个生储盖组合。如准噶尔地区至少发育6套生储盖组合，三塘湖盆地至少发育5套生储盖组合，吐哈地区至少发育4套生储盖组合，这些储盖组合主要分布在上石炭统，下石炭统勘探和研究程度很低，对其生储盖组合认识不足。

图7-16 五彩湾凹陷烃源岩热演化图


图7-17 三塘湖盆地、吐哈地区烃源岩Ro演化图

(4)正向构造背景控制油气运聚指向
构造高部位是油气运聚的指向区。新疆北部石炭系火山岩油气成藏同样受正向构造背景控制，但由于成藏条件的差异，火山岩油气成藏和构造的关系与碎屑岩成藏在运移距离、分布位置等方面又有不同。烃源岩生成的油气沿断裂纵向运移，到达石炭系顶面风化壳后沿风化壳横向运移，但基本为近源成藏，围绕有效烃源岩中心周缘相对高部位是风化壳地层型油气成藏的主要区域，从已发现的油气藏来看基本上都分布于古构造和现今构造耦合较好的高部位，斜坡带和背斜构造是最有利区。如准噶尔地区西北缘、克拉美丽气田等均具有该特点。
断裂控制了油气大规模聚集。新疆北部石炭系经历了多次构造运动，发育多期次断裂。围绕断裂带附近可发育有利储层，断裂带及其周围火山岩发育，断裂在改善火山岩次生溶蚀孔隙的同时，还形成了许多裂缝和微裂缝。在烃源岩区断裂能够纵向上沟通烃源岩和上部储层，在油气运聚过程中起到纵向输导作用。因此，近源断裂带为油气聚集的有利区，油气围绕断裂带附近富集高产，如牛东油田高产和相对高产井基本上分布于断裂带附近就是很好的印证(图7-18)。

图7-18 马朗凹陷牛东油田油藏剖面图

四、中国火山岩油气藏的分布
火山岩本身不能生烃，但能发育优质储层。因此，火山岩油气藏主要分布在有利生储盖配置区。
从火山岩储层与烃源岩的纵、横向配置关系分析，主要发育近源与远源两种类型。近源型组合是指在纵向上火山岩与烃源岩基本同层，在平面上火山岩储层主要分布在生烃范围之内;远源型组合是指在纵向上火山岩与烃源岩不同层，在平面上火山岩储层主要分布在生烃范围之外。
目前已发现的大型火山岩油气藏均与烃源岩近距离接触，纵向上构成自生自储或下生上储含油气组合，一般以自生自储组合近源运聚成藏最为有利(图7-19)。
松辽盆地深层下白垩统火山岩气藏属典型的自生自储型组合。火山岩储集层主要发育在营城组，烃源岩发育于营城组之下的沙河子组以及营城组内部，区域盖层是登娄库组和泉头组泥岩。纵向上，火山岩储集层与烃源岩距离很近，使得油气可以近距离运聚成藏。加之后期发育晚白垩世大型坳陷湖盆，且改造作用不强，因此深层火山岩油气成藏地质要素基本保持了原位性，条件比较理想。
渤海湾盆地发育火山岩的层系较多，而具有工业价值的火山岩油气藏主要发育在古近系沙河街组。沙河街组是渤海湾盆地的主力生烃层系，其中间歇发育的火山岩被生油岩所夹持，构成典型的自生自储型含油气组合。辽河东部凹陷欧利坨子沙三段粗面岩油藏以及南堡沙三段火山岩气藏，均属此种类型。
准噶尔盆地陆东地区和三塘湖盆地牛东地区石炭系火山岩油气藏的生储盖组合特征相似，总体为自生自储型组合，但受构造变动影响，生储盖组合既有原位性也有一定的异位性，勘探难度更大。火山岩储集层主要位于石炭系顶部不整合面附近，受风化淋滤改造比较明显。烃源岩包括下石炭统和上石炭统两套泥岩，盖层为二叠系和三叠系泥岩。石炭系可以构成独立的含油气系统。
东部断陷，以近源组合为主，火山岩与烃源岩互层，主要分布在生烃凹陷内或附近。因此，在高部位形成以爆发相为主的构造岩性油气藏，在斜坡部位形成以喷溢相为主的岩性油气藏。如渤海湾盆地古近系和松辽盆地深层，火山岩均发育在生烃层内。

图7-19 中国主要含油气盆地火山岩生储盖组合纵向分布

中西部发育近源与远源两种成藏组合类型，主要分布在大型不整合之下的火山岩风化壳内，形成地层油气藏，如准噶尔、三塘湖盆地石炭-二叠系火山岩，四川、塔里木盆地二叠系火山岩。

一、上三叠统是主要的烃源岩

上三叠统煤系地层烃源岩包括煤、炭质页岩、灰—黑色泥岩和粉砂质泥岩。区域分布上，须家河组须一段、须三段的泥页岩及煤层厚度由东向西逐渐增厚，坳陷中心位于绵竹—彭县—大邑—灌县地区，泥岩厚达700余m，煤层厚达8m以上；须四上段、须五上段泥页岩厚度由北部缺失区向西、南增厚，坳陷中心亦可达700余m，煤层厚20余m，可见上三叠统烃源岩厚度大、分布广。

区内烃源岩属腐殖型（Ⅲ型）干酪根，据641块样品分析统计，泥岩有机碳含量多集中在0.5%～6.5%，有机碳平均含量普遍大于1%，其中川西平均2.43%，川西北为1.69%，川中为1.71%。氯仿沥青“A”含量中等，平均为0.0564%。

据“八五”研究成果，川西上三叠统烃源岩主要集中在须一段、须三段、须四上段、须五上段，总生气强度大于50×10⁸m³/km²，最高达200×10⁸m³/km²，总生气量为276.34×10¹²m³。

由此可见，上三叠统煤系烃源岩为川西坳陷油气富集提供了雄厚的物质保障。

从隆丰1、白马2、松华2、中46井埋藏史和热演化史研究表明（图9-19），隆丰1井由于上三叠统沉积厚度大，须家河组底部在三叠系末就进入干气的生成阶段，而须家河组顶部尚未进入生油窗。中坝地区于侏罗纪末进入生油窗，白垩纪为生油高峰期，现处于成熟—高成熟阶段，须家河组底部R_o值仅0.96%。其他地区上三叠统烃源岩主要的生气高峰期是早白垩世—老第三纪。

可见，从纵向层段上讲，上三叠统烃源岩顶底成熟度差别较大。早白垩世时，上三叠统顶部烃源岩为低成熟阶段，底部进入生气高峰期；现今顶部相当于成熟阶段，而底部R_o达1.6%左右。川西地区现今须五成熟度相对较低，最低只有0.9（大15井），松华—白马、大兴西、平落坝等地区钻井须五上段R_o一般不超过1.5%，而须四上段、须三段演化程度较高（R_o＞1.5%），甚至接近2%。

平面上川西坳陷区处于坳陷的沉积中心，沉积速率高、厚度大，古地温梯度大，因此，该区有机质生烃较川西北地区早，热演化程度高，已达高成熟演化阶段，川西平落坝、隆丰场等地R_o已达2.2%以上，进入过成熟阶段；川西北、川中较低，但R_o均大于1%。

另外，从生烃强度、排烃强度平面展布上亦具有明显差别（表9-5）。

侏罗系内下侏罗统具有一定的生烃能力，但只起辅助作用，且分布局限，如大安寨组介壳灰岩对川中及关8井大安寨组油源有贡献，而川西地区侏罗系的气大部分来自上三叠统须五段（蔡开平，1999）。

图9-19　川西地区部分井埋藏史及热演化史曲线图

表9-5　四川中西部地区生、排烃强度演化表

二、川西坳陷天然气成藏模式

川西坳陷上三叠统生烃强度普遍大于50×10⁸m³/km²，属高丰度生气区，天然气资源也很丰富，但截至目前在该区尚未发现大气田。究其原因，除勘探程度较低外，对天然气成藏模式及其富集规律性认识不足是其关键原因之所在。通过对盆地演化及天然气形成的地质条件的认识，作者认为川西坳陷至少存在三种类型天然气成藏模式。

1.以断层为运移通道的构造气藏或构造岩性复合气藏成藏模式

这种类型的气藏发生在和通源断层相伴生的构造圈闭或构造－岩性复合圈闭。从构造变形特征看，主要分布在龙门山山前地带以及川西南部的龙泉山等构造带，在龙门山前缘断裂发育，构造圈闭成排、成带分布，特别是龙门山断裂带与娥眉—瓦山断裂带交会部位，断裂和局部构造发育，圈闭类型主要为构造气藏或岩性－构造圈闭。从层系上看，包括上三叠统强气藏和侏罗系气藏。

侏罗系的气源来自于上三叠统，断层及由此伴生的张扭性断裂是油气运移的主要通道，河道沙体和三角洲体系中分支河道砂体构成主要的储集体，构造圈闭和继承性古隆起上的岩性圈新闭是油气聚集的有利场所。

川西南部断裂较北部发育，除雾中山—三和场、龙泉山等地区部分断层断至地表，造成侏罗系保存条件被破坏以外，大部分地区断层对成藏起建设性作用。平落坝、大兴西、白马庙、苏码头等地区均发育有油源断裂，这些断层一般断距较大，断开了上三叠统源岩或气藏，向上断至侏罗系砂岩储层发育带，并且与断裂有关的微裂缝发育，从而既改善了储层的储集性能和孔喉的连通性，又为油气运移（特别是垂向运移）提供了通道。例如，白马庙地区大兴⑤号断层沿构造轴线延伸，把整个构造分成大致对称的两部分，长度17.5km，落差范围60～270m，断开层位J₃p—T₂l⁴，对蓬莱镇组天然气的成藏具重大影响。再如大兴西中下侏罗统气藏，天然气组分及碳同位素分析表明气源来自遭断层破坏的须四下段气藏，天然气沿断层面向上运移，断层面附近和裂缝发育的构造高部位的有利沙体将成为天然气重新聚集的场所。

按照后期构造改造的程度不同，尤其是断裂作用的强弱及其对气藏形成的影响，可分为三种亚型。

（1）平落坝型

断层沟通上三叠统源岩和侏罗系储层，但断层未通到地表，侏罗系剥蚀弱，上覆有白垩系和老第三系地层，侏罗系保存条件较好。如平落坝、白马庙侏罗系气藏（图9-20）。

图9-20　大兴西侏罗系沙溪庙组气藏成藏模式

（2）观音寺型

断层切割到地表，但气藏未暴露，由于侏罗系储层沙体的不连通性使气藏得以保存至今。如观音寺、三皇庙气藏（图9-21）。该类气藏受到一定的破坏，上覆地层较薄，气苗较发育。

图9-21　三皇庙侏罗系沙溪庙组气藏成藏模式

（3）三大湾型

浅层气藏受构造作用强烈，进一步的抬升和断裂的破坏作用，使天然气散失殆尽，侏罗系大部地层出露地表，如高家场、油罐顶、三大湾等构造。该类气藏在川西南部裂缝发育地区分布较广，规模较大。

2.地层尖灭带沙体上倾尖灭气藏成藏模式

在坳陷前缘隆起斜坡部位，由于地层向前缘隆起顶部发生地层超覆，易于形成沙体上倾尖灭岩性岩性气藏。川西坳陷形成初期（须一段—须三段沉积期），在川中与川西的过渡带发育上三叠统须一段至须三段的地层尖灭带，且长期处在深坳陷油气向川中隆起带运移的过渡带，具备形成沙体上倾尖灭气藏地质条件。

（1）尖灭带的分布范围

根据对川西北—川中地区的地震剖面解释，结合该区已有钻井资料分析，已有成果均揭示出川西北地区的须家河组须一段—须三段往川中方向尖灭。从须二段尖灭带位置来看大体在南充泸溪—蓬溪—蓬莱镇—土桥镇一线。地层的尖灭与前陆盆地深坳陷不断下沉和前陆隆起的不断隆升有关，属于同构造期不整合类型。

（2）尖灭带须二期岩相古地理与储集层特征

须二期整体沉积格局受双物源控制，靠近龙门山为扇三角洲沉积，往川中方向逐渐变为滨浅湖相沉积，同时从川中往川西也发育三角洲沉积。尖灭带位置沉积相的展布格局是：射洪及其以西为浅湖（湖湾）—半深湖泥页岩夹粉砂岩相区（Ⅰ区）；西充—大英（蓬莱镇）—淮口为滨湖砂岩、泥岩相区（Ⅱ₁区）；桂花一带为滨湖砂岩相区（Ⅱ₂区）；泉5井—土桥镇及聚龙—高灯场两地区为三角洲前缘河口坝－远沙坝相区（Ⅲ₁区）；八角场一带及平1井一带为三角洲平原辫状分支河道砂岩夹分支间滩泥岩、粉砂岩相区（Ⅲ₂区）（图9-22）。

图9-22　前陆隆起西斜坡地层尖灭带须二期岩相古地理图

带数据的曲线为T₃x²段泥岩所占百分比等值线（含粉砂岩）。Ⅰ—浅湖（湖湾）—半深湖泥页岩夹粉砂岩相。

Ⅱ₁—滨湖砂岩、泥岩相；Ⅱ₂滨湖砂岩相。Ⅲ—相区界线及相区代号

物源方向。Ⅲ₁—三角洲前缘河口砂坝、远砂坝相，Ⅲ₂—三角洲平原辫状分支河道砂岩夹分支间滩泥岩、粉砂岩相

由上述沉积相的展布可看出，须二段沉积时，T₃x2尖灭带附近反映有两个物源方向，一为由南向北经平1井至泉5井一带入湖，另一个为自东（北）而西经八角场地区至聚龙—高灯场一带入湖。沉积相的展布表明，T₃x2尖灭带主要处于三角洲－滨湖相区内，是有利于油气聚集的相带。

须二段尖灭带内须二段储层主要为细粒（少量中粒）岩屑石英砂岩、长石石英砂岩及石英砂岩，与须四下段砂岩比较，粒度稍细，成分稍杂（须四下段几乎全为长石石英砂岩），以及泥质含量稍高，且常出现泥页岩夹层。

由于尖灭带内钻井，测井资料甚少，对T₃x2段的物性特征仅从以下两方面作了一些研究。首先，将尖灭带附近8口井的（八角场仅有1口井钻穿T₃x2）T₃x2段中可作为储层的砂岩（粉砂岩未计）作了统计，勾绘出了砂岩累厚等值线。由图可知，区内的八角场地区与平1—泉5井区是两个砂岩储层厚度较大的地区，达50m以上。但其余地区仍不乏砂岩储层。

（3）须二段尖灭带天然气成藏条件分析

根据形成天然气藏所需的生、储、运、圈、保等5要素的具体分析，T₃x2段具备了形成一定规模气藏的各要素。

1）烃源条件较好

据“八五”攻关课题研究成果，T₃x²尖灭带地区T₃x¹—T₃x³段的生气强度达（1～20）×10⁸m³/km²。此外，尖灭带还可从生气强度更大的西北侧侧向获得丰富的天然气补给，因此，T₃x¹—T₃x³的烃源是较充足的。

2）具备一定的储集条件

如上所述，尖灭带内具备一定储集条件，虽不是很好，但相对于整个四川盆地中西部的上三叠统来说，尚属于中等。同时，T₃x2较厚的砂岩层仍可提供可观的储集空间，弥补孔隙度欠佳的不足。

3）尖灭带是油气运移的指向区

在各期古构造图上尖灭带所处位置均比西北侧高，油气要向东南方向的高部位运移。

4）圈闭条件好

据地震资料作出的T₃x2顶面构造图显示，T₃x2尖灭带内有两个大型地层构造复合圈闭：一为踏水桥－柳树沱圈闭，面积597.8km²，闭合高度450m；另一个为文井场－泸溪场圈闭，面积361.7km²，闭合高度390m。这是两个又大又完整的圈闭。

5）保存条件好

尖灭带的T₃x²位于远离露头区与断裂发育区的地腹，同时，其上下方及东南侧均为泥质岩类所限，因此，T₃x²段中聚集的油气很难泄漏，地表渗入水也无法达到此带（属沉积封存水高矿化区），故其保存条件是很好的。

由于尖灭带内的T₃x²同时具备了上述成藏所需的各项条件，因此，其含气应是无疑的，并且可能形成一个大气田。

由此可见，川西—川中过渡带须二段尖灭带内的烃源条件、储集条件、保存条件、古构造条件及圈闭条件均较有利，该区勘探程度很低，是上三叠统天然气勘探的有利领域。

3.深盆气成藏模式

“八五”研究成果表明上三叠统油气运聚总体上遵循深盆气运聚机理（图9-23）。和国外典型深盆气的形成条件与特点相比较，具有很好的相似性。

具体地说，表现在以下几方面。

图9-23　川西坳陷天然气成藏模式图

（1）由被动大陆边缘发展而成坳陷，存在深坳陷。

（2）生油气源岩均为海陆交互相的煤系地层，生气作用活跃，目前仍在不断生气。

（3）砂岩储层总体上具低孔渗—致密的特点，存在局部物性较好和裂缝发育带。

（4）深坳陷区存在超压异常，并认为是热生成作用及其在致密层系中聚集所致；气的补给和扩散维持动态平衡。

（5）勘探已证实深坳陷油气勘探成功率高，钻井成功率近70%，且油气受构造圈闭控制不明显。

（6）从区域上看，孔渗相对较好的隆起区如川中、中坝和川西区南部，水更多，更活跃一些。

经对川西坳陷有10个构造的须二段和须四下段的气水界面深度资料（表9-6）。

从表9-6可见，坳陷北部的中坝须二段气藏的气水界面深度变动范围为2335～2670m，向东至文兴场降至4406m，柘坝场为4232～4581m，白龙场为4649m，气水界面深度落差最大达2000m左右，由此朝NE向的九龙山气藏气水界面抬升到3415～3554m，比中坝气藏的深度低1000m左右，而朝SW向的隆丰场含气构造气水界面深度降至4973m。从坳陷整体上看，气水界面为一个高低起伏变化较大的曲面（图9-24）。

川西坳陷南部须四下段气水界面以平落坝气藏的为最深，除平西1井深度为3844m外，其他井均未见水层，产气深度最大为4184m。据此由平落坝气藏向东至龙泉山，向南至汉王场，气水界面逐渐抬升，最浅的3118m，构成一个上倾的曲面形态。

图9-24　川西坳陷须二段气水界面三维分布示意图

表9-6　川西坳陷须二段和须四下段气水界面一览表

将上述须二段和须四下段的初始气水界面深度分布形态与同层系渗流场的同地区水头等值线分布态势是完全吻合的，两者呈“镜像对称”关系。另一方面，也说明川西坳陷深部位普遍含气也是存在的，并完全受构造高低所限制。

总之，川西坳陷上三叠统存在形成深盆气的地质条件，但由于目前勘探程度很低，坳陷深部位钻井少（以往钻探井以钻构造圈闭为主），对深盆气认识有待深入研究。

三、燕山期古隆起对油气运聚的控制作用

侏罗系是在印支运动造成的区域性不整合古地貌上沉积的，故可用侏罗系地层厚度勾绘燕山期古隆起。本书在统计大量钻井资料和野外露头资料基础上，通过侏罗系、白垩系剥蚀厚度的计算，编制了川西坳陷白垩纪前上三叠统顶面和中侏罗统沙溪庙组顶面两层古构造格图。

从图9-25中可以看出，白垩纪前上三叠统顶在川西南部的平落坝、油罐顶一带埋深最浅，仅2000～3000m，在新场一带埋深也小于3500m。埋深最大的在米苍山前缘的旺苍—广元一带，达5000m以上。同样，白垩纪前中侏罗统沙溪庙组顶在川西南部的平落坝、油罐顶一带埋深最浅，仅1800～2000m，在江油一带沙溪庙组顶埋深也较小，小于2300m。但在新场一带埋深较大，大于2300m。埋深最大的在米苍山前缘的旺苍—广元一带，可达2800～3200m。由此可见，侏罗纪末期的燕山运动在龙门山前缘中南段形成古隆起。

图9-25　上三叠统顶面白垩纪末古构造图

上三叠统的生烃中心主要位于都江堰—成都—绵竹—安县一带，生烃高峰期主要为白垩纪—老第三纪，因此燕山期古隆起区为生烃高峰期有利的油气运移指向，古隆起上发育的圈闭构造为油气聚集的主要场所。

从已经发现的侏罗系气藏的分布来看，江油－绵阳古隆起带、邛崃－新津古隆起带是川西坳陷中两个有利的天然气聚集带。

（1）江油－绵阳古隆起带

该带印支期已有趋型，在白垩纪前上三叠统顶面和沙溪庙组顶面构造图上具明显隆起形态。江油地区于中坝构造川9和中33井侏罗系测试分别获气2.8548×10⁴m³/d和1.29×10⁴m³/d；绵阳地区发现孝泉－新场气田、合兴场气田，鸭子河和丰谷两个含气构造。其中孝泉－新场气田已经探明300×10⁸m³天然气；丰谷构造川丰132井在下沙溪庙组—自流井组获天然气13.2×10⁴m³/d、凝析油5t/d，川丰175井在不完善测试情况下，获天然气22.04×10⁴m³/d、凝析油1.5m³/d。可见侏罗系资源丰富。

（2）邛崃－新津隆起带

包括邛崃、蒲江、新津、彭山等地区，带内已发现有平落坝、大兴西沙溪庙组气田，白马—松华、洛带蓬莱镇组气田，观音寺、三皇庙沙溪庙组和苏码头蓬莱镇组等含气构造。

总的来看，上述两个燕山期古隆起带为油气运移的有利指向带，是川西坳陷浅层天然气聚集的主体。

四、裂缝对油气成藏和高产的影响

1.裂缝对储层物性的影响

裂缝对储层物性的影响主要表现在其对储集空间的调整和渗滤通道的形成。裂缝是天然气运移的重要通道，同时，对低孔、低渗储层来讲，也是重要的储集空间。下面以平落坝为例加以说明：

（1）裂缝既是渗滤通道，又是重要的储集空间

铸体和孔隙网络鉴定表明，平落2井20个样品，平均总面孔率为4.76%，其裂缝平均面孔率占总面孔率的46.8%。n＞M5%的多数样品裂缝面孔率占总面孔率的25%～95%，且呈网络状发育，彼此沟通，也沟通孔喉，并起到有效孔喉和宏观裂缝之间的连通作用。

（2）裂缝控制渗透率大小

平落坝须四下储层有效喉道半径小，基质渗透率很低，气体渗透主要靠裂缝。渗透率k与孔喉半径r、孔隙度n的关系可表征为：

k=12.25×10⁶nr²

由上式可知，当孔隙度为定值时，则渗透率与孔喉半径平方呈正比，即r增大10倍，k将增大100倍。裂缝的宽度比孔隙喉道大得多，因此具裂缝的岩石k也必将远比无裂缝岩石的k大。

2.裂缝的发育程度是气井高产的重要因素

四川盆地勘探实践证明，裂缝的性质和裂缝的发育程度是气井高产的控制因素，对碳酸盐岩储层是这样，对致密砂岩储层也是如此。川西坳陷的钻探结果证实随有效裂缝密度的增高其产气量呈指数函数增高（表9-7）。

表9-7　裂缝发育程度与产能的关系

3.裂缝发育带预测

川西坳陷南部断裂较发育，以NE向为主，倾向在大兴鼻状构造西以西倾为主，东侧以东倾为主，形成对冲构造格局。川西坳陷北部断裂相对不发育，且规模较小，断裂走向呈现多组，以NE向和NW向为主。而在龙门山前缘绵竹—安县一带存在NW向横向断层。

横向断层又称为调节断层，它是由于断层两侧地层通过不同变形方式而产生的，或者是由于断层两侧地层缩短的差异性产生的（Dahlstorm,1970）。本区横向断层两侧发育的地层岩性有差异，这种差异导致了地层缩短差异或变形方式差异，由此产生横向断层。龙门山中段横向断层发育带向川西坳陷延伸，导致了坳陷南北部构造变形方式上的差异，同时，造成该带裂缝相对发育，裂缝与古构造隆起相配合，有利油气聚集。

龙门山前缘构造带为龙门山断裂向盆地推覆挤压应力集中释放带，上三叠统褶皱、断裂发育，为裂缝高度发育的有利区带；龙泉山断裂下盘前缘，包括洛带至三苏场一带，现今应力场为低值区，应力释放充分，裂缝发育。另外，川中南部龙女寺－磨溪构造带和华蓥山前缘构造带裂缝发育（图9-26）。

图9-26　川西地区断裂裂缝分布预测图（据西南油气田公司）

五、保存条件对天然气成藏起关键作用

1.多套区域性盖层分布是油气富集的有利保障

研究区内发育多套区域性盖层。须三段、须四上段、须五上段是川西上三叠统的三套主要区域盖层，沉积相主要为湖泊沼泽相、较深湖泊相沉积。泥质岩类十分发育，泥、砂岩比大于70%，累计泥岩厚度大于500m，横向分布稳定。

另外，上侏罗统遂宁组地层以暗紫红色、暗紫色泥岩及砂质泥岩为主，泥岩累计厚度显示小于其他层组泥岩累计厚度，多数在250m以下，但封盖性能好，仍可作为优质区域盖层；蓬莱镇组上覆的上白垩统灌口组亦为重要的局部盖层。白马庙—松华地区蓬莱镇组气藏的该套盖层较厚，均大于200m，对气藏的形成和保存起到了很好的封闭作用。

平面上，各层位泥岩厚度叠加对比认为，上三叠统和侏罗系盖层分区性明显，上三叠统盖层以隆丰场为中心，龙门山前一带的盖层为最好；侏罗系盖层则以北部魏城、柘坝场一带较好。

纵向上，以上三叠统须三段、须四上段区域盖层为最好，须五上段区域盖层次之，然后是侏罗系遂宁组盖层。白垩系灌口组含膏泥岩地层是较好的局部性盖层。

2.盖层封盖性能良好

（1）低孔、超低孔渗盖层

盖层微观参数分析表明（表9-8），孔隙度值多小于1%，渗透率多小于0.1×10^-3μm²，甚至达到10-7μm²，属于超低渗盖层。扩散系数较小，天然气运移速度慢；中值半径小，比表面高，说明微孔所占比例高，对烃气的吸附能力强，易于对油气进行封闭。

表9-8　川西地区泥岩盖层封盖能力参数表

川西北地区基本上属于致密型地层，除泥岩可作为有效盖层外，部分地区砂岩也可作为盖层，其渗透率甚至表现出比泥岩的渗透率还低的特点，介于10-9μm²～10-7μm²之间，成为超低渗盖层，特别是平落坝须四下段的砂岩渗透率很低，封闭气柱高度在500m以上。

（2）突破压力高，封闭能力强

突破压力主要阻滞油气的渗流运移，突破压力越高，表明盖层的最大连通孔径越小，毛细管阻力越大，封盖能力越强。从所做的盖层样品分析，多数样品的突破压力大于10MPa，封闭油气柱高度在500m或1000m以上。

（3）盖层扩散系数小，封闭能力强

样品分析表明，三叠系和侏罗系的扩散系数介于1.0×10^-9cm²/s～1.0×10^-7cm²/s，属于好—较好盖层。对白马庙上侏罗统蓬莱镇组气藏盖层分析，气藏盖层为上白垩统灌口组，岩性为泥岩夹石膏（石膏占组厚的10%），石膏有效扩散系数为1.0×10^-9cm²/s，两者加权平均得盖层扩散系数为4.024×10^-8cm²/s，即0.1269×10^-3km²/Ma。

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