中国深层海相碳酸盐岩勘探前景分析 - 图文

中国深层海相碳酸盐岩勘探前景分析

与国外相比，中国海相碳酸盐岩多分布于盆地下构造层，具有时代老、埋藏深、时间跨度大、含油气层系多、成藏历史复杂等特点。

近年来，随着地质认识的深化、勘探技术的进步，我国深层海相碳酸盐岩油气勘探取得了一系列重大突破：

①加大对塔里木盆地塔北、塔中两大古隆起的探索力度，在塔北隆起南缘斜坡哈拉哈塘地区发现了奥陶系鹰山组岩溶缝洞型大油田；塔中断裂带北斜坡，奥陶系良里塔格组礁滩、鹰山组岩溶等多目的层获得重大突破。

②围绕四川盆地开江—梁平海槽台缘带礁滩体勘探，发现了铁山坡、罗家寨、普光、龙岗等一批大气田；加强川中古隆起及斜坡区下古生界—震旦系碳酸盐岩勘探，获得战略性突破，发现寒武系龙王庙组特大型整装气藏。

③强化对鄂尔多斯盆地碳酸盐岩风化壳岩溶储层的勘探，于靖边气田西部岩溶带获得新突破，新发现奥陶系马五亚段新的含气层系。

从近期油气勘探发现看，含油气层系埋深普遍大于4000ｍ，塔里木盆地甚至超过7000ｍ，显示出深—超深层海相碳酸盐岩具有良好的油气勘探前景。

1、海相碳酸盐岩勘探发展趋势

1.1关于深层的定义

关于深层的定义，国际上尚没有严格的标准，不同国家、不同机构对深层的定义并不相同。目前国际上大致将埋深大于15000英尺（4500ｍ）的油气藏定义为深层油气藏。

中国2005年全国矿产储量委员会颁发的《石油天然气储量计算规范》，将埋深3500～4500m定义为深层，大于4500ｍ定义为超深层；中国钻井工程采用埋深介于4500～6000ｍ为深层、大于6000ｍ为超深层这一标准。基于东、西部地区地温场的变化以及勘探实践，我国东部地区一般将埋深介于3500～4500ｍ定义为深层，大于4500m为超深层；西部地区将埋深介于4500～5500 m定义为深层，大于5500ｍ定义为超深层，即使按照传统的西部地区深层定义，我国近年来海相碳酸盐岩油气勘探发现也都属于深层范畴。

1.2 海相碳酸盐岩油气勘探发展趋势 1.2.1全球海相碳酸盐岩油气勘探

海相碳酸盐岩在全球油气生产中占据极为重要的地位。据HIS 2000年统计，海相碳酸盐岩油气资源量约占全球油气资源总量的70％，已探明的油气可采储量约占全球油气可采储量总量的50％。2011年全球油气产量，海相碳酸盐岩约占其总量的63％。

随着国际能源供需矛盾的日益突出，碳酸盐岩油气勘探聚集了世界的目光，勘探开发投入也随之增大，深层碳酸盐岩已经成为全球油气勘探开发的热点。对全球2009年以前发现的碳酸盐岩大油气田主力产层埋深变化的统计数据表明，2000年以前全球主力产层埋深大于4000ｍ的大油气田占总数的14.8％；2000年以来，这一数据已经占到总数的58.6％（图）。

深层碳酸盐岩已经成为全球发现大型油气田的重要领域，特别是近期勘探的一些热点地区，如拉美和远东地区近期发现的碳酸盐岩油气田，主力产层埋深一般都在4000ｍ以上。部分大型油气田主力产层埋深超过5000ｍ，例如2004年土库曼斯坦发现的Yoloten－Osman巨型气田和2005年伊朗发现的Kish2巨型气田等。

1.2.2 中国海相碳酸盐岩油气勘探

与全球相比，中国发育的含油气盆地以叠合盆地为主，海相碳酸盐岩多分布于叠合盆地的下构造层，时代老，埋藏深。海相碳酸盐岩勘探从早期的四川盆地

下三叠统嘉陵江组勘探，到渤海湾盆地的古潜山、鄂尔多斯盆地靖边气田的发现，以及塔里木盆地轮南—塔河油田的发现，经历了复杂、艰辛的探索历程。

目前，中国海相碳酸盐岩油气勘探正在逐步由中深层向深层—超深层扩展。统计中国碳酸盐岩勘探深度变化可以发现，2000年以前，中国海相碳酸盐岩勘探的主力深度一般小于4500ｍ，如渤海湾盆地碳酸盐岩潜山勘探发现的任丘油田、鄂尔多斯盆地碳酸盐岩风化壳储层勘探发现的靖边大气田，主力储层埋藏深度不超过4000ｍ。

近年来，随着碳酸盐岩研究工作的深入和勘探技术的进步，勘探深度明显增加。四川盆地海相碳酸盐岩的勘探深度突破5000ｍ，最大勘探深度突破7000ｍ；塔里木盆地海相碳酸盐岩的勘探深度普遍大于6000ｍ，最大勘探深度突破8000ｍ。深层已经成为中国陆上海相碳酸盐岩油气勘探突破发现的重点领域。

在中国石油天然气股份有限公司（以下简称中国石油）近期的10个油气规模发现中，海相碳酸盐岩占了4个，主力产层的深度都超过4500ｍ，均属于深层范畴（表）。

2、中国陆上深层海相碳酸盐岩油气地质特征

由于我国海相碳酸盐岩层系位于下构造层，其年代老、埋藏深的特点决定了海相层系烃源岩热演化程度偏高，储层成岩过程复杂、非均质性强，油气具有多期成藏、多期调整的特点，海相层系油气的生成、运移、聚集成藏与调整改造过程相当复杂。尽管存在诸多不利的因素，但中国古老海相碳酸盐岩层系仍具备形成大油气田的基础与条件。

2.1发育常规烃源岩和源内滞留液态烃裂解两类烃源灶，都可以规模供烃 2.1.1陆上深层—超深层碳酸盐岩层系具有发育优质烃源岩的有利条件 相比于国外的大型克拉通，我国克拉通的规模要小得多，面积通常为几十万平方千米。由于块体偏小，使得我国克拉通对周边构造活动敏感，在盆地周缘及其内部各级断裂控制下，克拉通内部不同构造单元沉积与沉降差异明显，相对低洼地区或地块往往处于还原环境，成为烃源岩的有利发育区。

如塔里木盆地古生界发育下寒武统、中寒武统、中奥陶统、中上奥陶统4套盆地相泥质烃源岩，有机碳含量介于1.24％～5.52％，平均为1.45％；累计厚度介于250～750ｍ，面积约26×104km2。

四川盆地发育寒武系、下志留统、下二叠统、上二叠统4套深水陆棚相、斜坡相、海槽相和沼泽相优质烃源岩，有机碳含量介于1.04％～6.52％；累计厚度介于750～950ｍ，面积为19×104km2。

中国中晚元古代也具备发育优质烃源岩的环境条件。华北地区元古界为受秦祁海槽、兴蒙海槽开裂、扩展影响，克拉通陆块边缘地带自西至东发育贺兰、晋

陕、晋豫、燕辽、白云鄂博—渣尔泰、徐淮等6个拗拉槽，拗拉槽内充填了数千米厚的沉积物，其中不乏有效烃源岩。

如冀北坳陷野外露头发现高于庄组发育三段、五段、六段共3套烃源岩，厚度分别达38ｍ、69ｍ、57ｍ，岩性以泥岩、泥质白云岩、白云质泥岩为主，有机碳含量分布范围为0.38％～2.23％，各段有机碳含量平均值均在0.5％以上。南华纪上扬子板块也发育多个NE向陆内裂谷，具备发育烃源岩的环境条件。

如四川盆地女基井钻揭上震旦统陡山沱组9m黑色富藻泥质烃源岩，有机碳含量介于0.9％～1.75％，平均为1.73％，Ro＞3.0％。

2.1.2深层发育两种类型烃源灶，都可规模供烃中国海相层系发育以下两种类型的烃源灶

1）常规海相烃源岩形成的烃源灶

我国塔里木、四川、鄂尔多斯等盆地深层海相层系发育的多套以泥质岩为主的优质烃源岩，不仅分布面积广、厚度大，而且有机碳含量较高，与煤系共同构成了常规烃源灶的主体。该类烃源灶生烃历史长，演化充分，可为深层碳酸盐岩油气规模成藏提供充足的烃源，具有早期生油为主，晚期生气为主的特点，经历了完整的“生油”和“生气”两个高峰，烃源岩生烃历史长，演化充分，生成的资源总量大。

2）源岩中滞留分散液态烃裂解气源灶

烃源岩在液态窗阶段排烃以后，滞留于其中的分散液态烃的数量仍相当高，这部分液态烃在高—过成熟阶段可规模生气形成有效气源灶。多组生烃动力学模

拟实验，证实干酪根大量降解成气发生在Ro＜1.6％的成熟—高成熟早期阶段，液态烃裂解成气发生在Ro＞1.6％的高—过成熟阶段，液态烃生气时机晚于干酪根，但生气数量是干酪根的2～4倍。因而进入高—过成熟状态的烃源岩内滞留液态烃在晚期仍能大量生气，这一认识大大提升了深层碳酸盐岩的勘探潜力，特别是天然气勘探潜力。

近期勘探于塔里木盆地古城地区基于源岩滞留液态烃规模生气认识部署的古城6井，在奥陶系碳酸盐岩6144～6169m井段，未采取任何措施获日产26.4×104m3的高产气流。由于岩石矿物的催化作用，源岩内滞留烃裂解气与古油藏裂解气的轻烃组成有差异：源内滞留烃裂解气中环烷烃相对含量较高，而古油藏裂解气中则以链烷烃相对含量较高，古城6井气样中检测到高含量环烷烃，其环烷烃／（正己烷＋正庚烷）比值为10.67，证实分散液态烃后期裂解成气可以为深层碳酸盐岩规模成藏做出重要贡献。

2.2经历两类岩溶作用和两类白云石化作用，深层碳酸盐岩发育规模有效储层

中国广泛发育沉积—成岩型、层间—层内溶滤型和埋藏—热液改造型3类有效储层，碳酸盐岩储层物性不受埋深限制，深—超深层碳酸盐岩仍可以发育规模有效储层。

2.2.1层间岩溶作用和顺层岩溶作用

大气淡水溶蚀作用对暴露碳酸盐岩的改造形成了复杂的缝—洞储层系统（多产生于石灰岩层系中）和孔洞储层系统（多产生在白云岩层系中）。层间岩溶和顺层岩溶是我国古生界碳酸盐岩层系中岩溶发育的两种重要类型。

层间岩溶是碳酸盐岩地层中短期抬升暴露的产物，沿不整合面或断层发生表生岩溶作用，形成孔、洞、缝等。岩溶作用面为地形起伏平缓的界面，上下两套地层岩性差异不大。

以塔里木盆地为例，奥陶系发育4幕层间岩溶，分别位于蓬莱坝组顶、鹰山组顶、一间房组顶和良里塔格组顶，有效勘探面积超过6×104km2。顺层岩溶多在碳酸盐岩古隆起的围斜部位发育，空间上与潜山岩溶相邻，地表水沿早期层间岩溶面或其他表生期岩溶面向地层下倾方向发生侧向顺层渗流和溶蚀，并最终沿断裂向上覆地层或地表排泄。

来源于邻区构造高部位潜山岩溶水的巨大压差促使了侧向顺层承压深潜流的形成，其循环深度可达几百至数千米。塔里木盆地塔北隆起围斜部位就处于顺层岩溶发育的有利位置，储层分布面积约1×104km2。

尽管层间岩溶和顺层岩溶形成的水动力条件有所不同，但所形成的储集空间的表现形式相对一致，主要由不同规模的洞—缝系统构成。Loucks提出当古溶洞埋深超过1700m以后，洞穴型孔隙下降到总孔隙度的20％以下，而洞穴坍塌所形成的角砾间孔隙则达到最大（图）。

也就是说，当埋藏深度大于1700ｍ以后，多数溶洞在上覆地层压力下发生坍塌，混杂堆积的坍塌角砾岩间所形成的角砾间孔隙是埋深超过1700ｍ以后的主要孔隙来源。然而，塔里木盆地在超过5000ｍ的深度，仍旧有大量钻井液漏失和钻头放空的现象，表明深层仍然存在开放性溶洞，显然与Loucks的观点相矛盾。

郑兴平等为查明碳酸盐岩溶洞保存的深度下限，在大量实例统计和实验分析的基础上，建立了洞穴保存深度定量预测图版（图），得出以下3点结论：

①针对同一岩石类型溶洞而言，距离暴露面距离／洞穴规模（即h/L）大于5的洞穴抗垮塌深度可以超过6000ｍ；

②同一规模的溶洞，白云岩洞穴发生垮塌的深度是石灰岩洞穴的1.7倍； ③碳酸盐岩内幕区洞穴抗垮塌能力要明显强于潜山区洞穴。

这一成果认识从理论上论证了碳酸盐岩洞穴保存深度下限问题，证明在深层、超深层碳酸盐岩层系中仍然保留有大量的开放性孔隙空间。再结合岩溶储层多层大面积分布的特点，可以推断深层碳酸盐岩岩溶储层可以规模分布。

2.2.2埋藏白云石化作用与热液白云石化作用

深埋环境下，受高温、高压和大跨度埋藏时间的联合作用，成岩流体可以充分改造围岩，形成优质白云岩储集层，包括埋藏白云岩和热液白云岩储集层两类。

埋藏白云石化作用发生在埋藏阶段，以粗粒结晶白云岩为特征，通常孔隙相对发育，宏观上呈层状大面积分布。如塔里木盆地蓬莱坝组白云岩，储集层分布面积可逾3×104km2，有效储集层单层厚度介于3～5ｍ，孔隙度大于2.5％的样品占18％，孔隙度最高可达12.2％。热液白云石化作用是指富镁热液（特别是卤水）在温度和压力条件下，沿着拉张断层或走滑断层或断裂系统向上运移，遇到渗透性差的隔挡层侧向侵入到渗透性好的围岩中，从而发生白云石化作用。

目前塔里木、四川、鄂尔多斯3大盆地中，较为典型的热液白云岩储集层仅在塔里木盆地见到规模分布，这与塔里木盆地二叠纪广泛的岩浆活动有关。塔中鹰山组热液白云岩储集层以粗晶白云岩为主，孔隙类型主要是晶间孔、晶间溶孔，

孔隙度和渗透率相对较高。塔中中古9井热液白云岩储层单层有效厚度最大可达16ｍ，最大孔隙度为16.1％，最大渗透率可达637ｍＤ。热液流体一般以断裂、不整合面和渗透性较好的岩石为通道，所以热液白云岩储集层多分布在断裂带附近（图）。与其他类型白云岩储集层相比，分布具有一定的局限性。

2.3递进埋藏和退火受热相耦合，深层碳酸盐岩可以跨构造期成藏

关于古老海相层系的生烃和成藏问题，前期众多学者开展了大量探索性研究，普遍观点是：我国的古老海相层系烃源岩（寒武系—奥陶系），在加里东晚期—早海西期大量成熟生烃，现今处于高—过成熟阶段，早期形成的油气藏曾在地质历史上遭受了大量破坏与改造，保留的原生油气藏规模和勘探潜力相对有限。因此，对于深层碳酸盐岩层系的油气勘探潜力，特别是石油勘探潜力存在诸多疑虑。

但从热演化历史看，中国中西部发育的含油气盆地普遍经历了早期的高地温、后期的低地温（中生代以来逐渐降温）热演化历史，海相烃源岩受热基本处于退火过程。而且，笔者带领的研究团队进行了大量的逼近地下真环境（温、压共控）生烃模拟实验。

实验结果表明：在地温梯度逐渐递减热史背景、多次沉积—剥蚀反复、晚期快速深埋条件下，生油高峰的Ro为1.5％，生气高峰的Ro大于1.8％。该结果与Tissot（1984）的干酪根成熟生烃结果相比，具有明显的生烃迟滞特征。也就是说，在“递进埋藏”与“退火受热”的耦合作用下，可以使部分古老烃源岩延缓生排烃高峰，到晚期仍有大量液态烃的生成并成藏。

以塔里木盆地寒武系烃源岩为例。塔里木盆地经历了早期的高地温、后期的低地温（中生代以来逐渐降温）热演化历史，古老海相烃源岩受热基本处于退火过程。并且由于盆地差异沉降明显，不同构造区埋藏演化历史有明显不同。

研究表明，盆地寒武—奥陶系主要存在3种类型埋藏演化模式（图）： ①以满西1井为代表的持续递进埋藏型； ②以塔东2井为代表的早深埋、晚抬升型；

③以轮古38井为代表的早期持续浅埋、晚期快速深埋型。

在第3种模式下，埋藏过程与地温场“退火”过程联合作用，使得古老烃源岩从晚志留纪便滞留在“液态窗”内，直到古近纪—新近纪，持续的时间长达4×108ａ之久（图）。使得部分古老烃源岩（图中蓝色部分）由于长时间停留在“液态窗”内，生成的油气可以规避多期构造运动的破坏，古近纪以来仍有大量的液态烃生成与成藏。

以古老烃源岩跨重大构造期晚期生烃和成藏认识为指导，对塔里木盆地碳酸盐岩层系石油资源潜力进行了重新评价。确定长期处于“液态窗”范围内的烃源岩（即符合轮古38井代表的埋藏演化模式的烃源岩）的面积约15×104km2，

占海相烃源岩面积的58％，石油地质资源量由42×108ｔ增加到85×108ｔ，净增43×108ｔ。评价结果表明，塔里木盆地台盆区古老碳酸盐岩仍旧保留了相当规模的石油资源。

2.4深层碳酸盐岩可以大面积成藏，储量丰度不高，但规模大

前人普遍认为中国海相克拉通盆地油气成藏具有“多期生烃、多期成藏、多期调整”的特点，成藏历史与油气分布十分复杂。我们近期的研究结果表明，中国发育的古老海相碳酸盐岩，受古老海相烃源岩晚期规模生烃与规模运移，顺层、层间岩溶和热液溶蚀、白云石化作用多期次叠加改造，古隆起围斜区及台缘带广泛发育地层、岩性圈闭群，断裂与不整合构成的油气空间运移网络4要素的综合影响，至少发育3种类型大面积成藏模式：

①隆起斜坡区岩溶储层似层状大面积成藏模式，受隆起斜坡带区似层状岩溶储层控制，油气成藏经历了“浮力蓄能、裂缝疏导、洞—缝搭配控相、幕式充注、阶梯式运聚”过程，形成的油气藏以地层型油气藏为主，具有似层状大面积分布的特点；

②古潜山风化壳岩溶储层倒灌式大面积成藏模式，受古潜山风化壳岩溶储层控制，上覆烃源岩形成的油气在源—储压力差作用下向下运移，形成的油气藏以地层型油气藏为主，具有沿侵蚀基准面呈薄层状大面积分布的特点；

③礁滩储层大范围成藏模式，烃源岩形成的油气断层与不整合为运移通道，侧向运移、垂向运移并存，形成的油气藏以岩性油气藏为主，呈带状大范围分布。

根据我国碳酸盐岩已发现的128个油藏和123个气藏的统计，岩性、地层油气藏占83.6％；已发现的油藏储量丰度一般为10×104～70×104ｔ／km2，气藏储量丰度多分布在1×108～6×108m3／km2，以中低丰度为主（图）。

但从解剖研究看，中国古老碳酸盐岩发育的油气藏整体上具有集群式分布的特点，单一油气藏规模不大（四川盆地普光地区长兴—飞仙关组、磨溪地区龙王庙组等高效成藏油气藏除外），但由众多油气藏组成的油气藏群油气分布范围很广，储量规模相当大。

如塔里木盆地塔北地区深层奥陶系岩溶储层勘探，油气分布受缝洞单元控制，中国石化发现的塔河油田在0.28×104km2含油范围内，可以划分出100个缝洞

单元，平均每个缝洞单元的面积约28km2，单一缝洞单元平均储量规模小于1000×104ｔ。

中国石油发现的轮古油田，含油面积约617km2，可以划分出104个缝洞单元，单一缝洞单元平均面积为5.9km2，单个单元平均探明储量为145×104ｔ。

目前塔北地区勘探已控制含油气面积近1.5×104km2，塔河油田探明油气地质储量为11.7×108ｔ油当量，哈拉哈塘地区形成了5×108ｔ的规模储量区，储量规模相当大。

3、深层碳酸盐岩油气勘探前景

中国海相碳酸盐岩地层分布面积逾450×104km2，根据全国新一轮油气资源评价成果，我国海相碳酸盐岩的油气资源量380×108ｔ油当量。前期中国的海相碳酸盐岩勘探主要集中在3大盆地的重点区块，真正投入勘探的面积为20×104～50×104km2，约占碳酸盐岩分布面积的34％。

截至“十一五”末，中国海相碳酸盐岩领域，累计探明石油地质储量15.2×108ｔ、天然气地质储量1.36×108m3，油气资源探明率仅为15％，剩余油气资源量仍十分丰富。

中国深层古老碳酸盐岩油气资源潜力还有进一步提升的潜力。

中国发育的古老海相碳酸盐岩具有常规烃源岩和源岩滞留液态烃晚期裂解成气两类烃源灶，都可以规模供烃。前期的油气资源评价，主要考虑的是常规烃源灶对成藏的贡献，而对滞留于源岩内分散液态烃晚期裂解成气形成的气源灶对

成藏贡献没有考虑。实际上，源岩内滞留烃裂解形成的气源灶具有生气时机偏晚的特点，极大地规避了晚期构造运动对成藏破坏的影响，成藏效率和保存概率更高，可以大大提升我国深层碳酸盐岩层系发现天然气的潜力和前景。

近期，基于有机质“接力成气”认识（赵文智，2003），对塔里木盆地高—过成熟区资源潜力进行了评价研究，结果显示，塔里木盆地滞留源岩内液态烃晚期裂解成气对盆地海相层系的油气资源贡献率达50％以上（图），天然气资源总量可达2.4×1012m3。评价全国海相高—过成熟区资源潜力，烃源岩分布面积230×104km2，净增天然气地质资源量5×1012～8×1012m3。

深层碳酸盐岩层系还存在一些认知程度较低的领域，如中国中晚元古代的潜力认识问题。前述华北地区中元古界拗拉槽和四川盆地震旦系裂谷内具有烃源岩

发育条件，而四川盆地已在震旦系内发现大面积分布的陡山沱组和灯影组灯三段泥质烃源岩，这进一步说明我国中新元古界具有良好的油气资源勘探潜力。

4、结论

中国陆上深层碳酸盐岩资源潜力可能超过预计，具备发现大油气田的良好前景，是我国油气勘探发展的重要接替领域。具体表现在以下4个方面：

1）发育常规烃源岩和源岩滞留液态烃裂解两类烃源灶，都可以规模供烃。 2）受顺层、层间两类岩溶作用和埋藏、热液两类白云石化作用控制，超深层碳酸盐岩发育规模有效储层。

3） 递进埋藏和退火受热耦合作用，部分古老海相烃源岩可以跨构造期成藏，海相海相碳酸盐岩富油，更富气。

4）深层碳酸盐岩发育3种类型成藏模式，形成的油气藏以岩性、地层油气藏为主，呈集群式大面积分布，储量丰度不高，但规模大。

同时应注意到深层碳酸盐岩层系处于叠合盆地下构造层，气多油少、储层复杂、高温高压是其基本特点，传统的油气地质理论难以有效指导深层油气勘探。加强深层油气地质基础研究与探索，发展深层油气勘探理论，对实现我国石油天然气工业持续、稳定、健康发展具有十分重要的现实意义。

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