地质力学学报  2020, Vol. 26 Issue (5): 673-695
引用本文
庞雄奇, 林会喜, 郑定业, 李慧莉, 邹华耀, 庞宏, 胡涛, 国芳馨, 李宏雨. 中国深层和超深层碳酸盐岩油气藏形成分布的基本特征与动力机制及发展方向[J]. 地质力学学报, 2020, 26(5): 673-695.
PANG Xiongqi, LIN Huixi, ZHENG Dingye, LI Huili, ZOU Huayao, PANG Hong, HU Tao, GUO Fangxin, LI Hongyu. Basic characteristics, dynamic mechanism and development direction of the formation and distribution of deep and ultra-deep carbonate reservoirs in China[J]. Journal of Geomechanics, 2020, 26(5): 673-695.
中国深层和超深层碳酸盐岩油气藏形成分布的基本特征与动力机制及发展方向
庞雄奇1,2, 林会喜3, 郑定业1,2, 李慧莉3, 邹华耀1,2, 庞宏1,2, 胡涛1,2, 国芳馨1,2, 李宏雨1,2    
1. 中国石油大学 (北京) 油气资源与探测国家重点实验室, 北京 102249;
2. 中国石油大学 (北京) 地球科学学院, 北京 102249;
3. 中国石化石油勘探开发研究院, 北京 100083
摘要:随着油气资源对外依赖度加大,中国的油气勘探已经拓展到深层和超深层领域,并相继在中西部盆地发现了塔河、普光、安岳、靖边、顺北等一批大型油气田,展示出广阔的勘探前景。中国已探明的深层和超深层碳酸盐岩油气藏特征与全球的有很大差异,经典的油气地质理论指导这类油气田勘探遇到了前所未有的重大挑战,需要完善和发展。通过调研和比较全球已探明的碳酸盐岩和砂岩油气藏地质特征,发现它们的油气来源条件、油气藏形成条件、成藏动力、演化过程特征等类同;同时,发现碳酸盐岩和砂岩油气藏的矿物组成、孔隙度和渗透率随埋深变化特征、孔渗结构特征、储层物性下限、油气藏类型等有着很大不同。中国深层和超深层碳酸盐岩油气藏与全球的相比较具有五方面差异:地层年代更老、埋藏深度更大、白云岩储层比率更大、天然气资源比率更高、储层孔渗关系更乱。中国已经发现的深层碳酸盐岩油气藏成因类型可以归为五种:沉积型高孔高渗油气藏、压实成岩型低孔低渗油气藏、结晶成岩型低孔低渗油气藏、流体改造型高孔低渗油气藏、应力改造型低孔高渗油气藏;它们形成的动力学机制分别与地层沉积和浮力主导的油气运移作用、地层压实和非浮力主导的油气运移作用、成岩结晶和非浮力主导的油气运移作用、流体改造介质和浮力主导的油气运移作用、应力改造和浮力主导的油气运移作用等密切相关。中国深层和超深层碳酸盐岩油气藏勘探发展的有利领域和油气藏类型主要有三个:一是低热流盆地浮力成藏下限之上自由动力场形成的高孔高渗常规油气藏;二是构造变动频繁的叠合盆地内外应力和内部流体活动改造而形成的缝洞复合型油气藏;三是构造稳定盆地内局限动力场形成的广泛致密连续型非常规油气藏。改造类非常规致密碳酸盐岩油气藏是中国含油气盆地深层和超深层油气资源的主要类型:它们叠加了早期形成的常规油气藏特征,又具有自身广泛连续分布的非常规特征,还经受了后期构造变动的改造;复杂的分布特征,致密的介质条件和高温高压环境使得这类油气资源勘探开发难度大、成本高。
关键词深层—超深层    碳酸盐岩油气藏    油气藏类型    油气成藏动力机制    油气资源    
DOI10.12090/j.issn.1006-6616.2020.26.05.057     文章编号:1006-6616(2020)05-0673-23
Basic characteristics, dynamic mechanism and development direction of the formation and distribution of deep and ultra-deep carbonate reservoirs in China
PANG Xiongqi1,2, LIN Huixi3, ZHENG Dingye1,2, LI Huili3, ZOU Huayao1,2, PANG Hong1,2, HU Tao1,2, GUO Fangxin1,2, LI Hongyu1,2    
1. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting, China University of Petroleum(Beijing), Beijing 102249, China;
2. College of Geoscience, China University of Petroleum(Beijing), Beijing 102249, China;
3. Sinopec Petroleum Exploration and Development Research Institute, Beijing 100083, China
Abstract: With the increasing dependence on external oil and gas resources, China's oil and gas exploration has expanded to deep and ultra-deep areas and discovered a number of large oil and gas fields in the central and western basins successively, such as the Tahe, Puguang, Anyue, Jingbian and Shunbei oilfields, showing a broad prospect of exploration. The proven deep and ultra-deep carbonate reservoirs in China are quite different from those in the world, and the exploration of these oil and gas fields under the guidance of the classical oil and gas geological theories has met unprecedented challenges, which need to be improved and developed. Through the investigation and comparison of the geological characteristics of the proven carbonate and sandstone reservoirs around the world, it is found that their oil and gas source conditions, accumulation dynamics, and evolution processes are similar; however, it is revealed at the same time that the mineral composition of reservoir layers, their porosity and permeability change characteristics with buried depth, porosity and permeability structure characteristics, the lower limit of reservoir physical properties, and oil and gas reservoir types are very different. There are five differences between the deep and ultra-deep carbonate reservoirs in China and other basins in the world, which in China have older formations, greater burial depth, greater dolomite reservoir ratio, higher natural gas resource ratio, and more chaotic relationship between porosity and permeability. The genetic types of deep carbonate reservoirs discovered in China can be classified into five types: sedimentary high-porosity and high-permeability oil/gas reservoirs, compacted diagenetic low-porosity and low-permeability oil/gas reservoirs, crystalline diagenetic low-porosity and low-permeability oil/gas reservoirs, fluid modified high-porosity and low-permeability oil/gas reservoirs, and stress reformed low-porosity and high-permeability oil/gas reservoirs. The dynamic mechanisms of their formation are respectively related to the oil and gas migration dominated by stratigraphic deposition and buoyancy, formation compaction and non-buoyancy, diagenetic crystallization and non-buoyancy, fluid reformed media and buoyancy, stress reformed media and buoyancy. There are mainly three favorable areas and related types of oil and gas reservoirs for the exploration and development of China's deep and ultra-deep carbonate reservoirs. The first is the conventional oil and gas reservoirs with high-porosity and high-permeability, formed in the free oil/gas dynamic field above the hydrocarbon buoyance-driven depth limit in basins with low heat flow. The second is the fracture-cavity compound oil/gas reservoirs, formed by external stress and inner fluids activities in the superimposed basin due to frequent structural changes. The third one is the extensive compacted continuous unconventional tight oil/gas reservoirs, formed by the confined dynamic field in the structurally stable basin. The reformed unconventional tight carbonate oil and gas reservoirs are the main types of future oil and gas resources in the deep and ultra-deep layers of China's petroliferous basins. They both have the characteristics of conventional reservoirs formed in the early stage and their own unconventional characteristics of extensive and continuous distribution, and have undergone structural changes in the later stage. The complex distribution characteristics, dense medium conditions and high temperature and pressure environment make the exploration and development of this kind of oil and gas resources difficult and costly.
Key words: deep and ultra-deep layers    carbonate reservoirs    types of reservoirs    dynamic mechanism of hydrocarbon accumulation    oil and gas resources    
1 勘探进展与面临挑战 1.1 中国已发现油气藏的成因类型与全球其他盆地差异大

近20年来,中国深层和超深层油气勘探取得了一系列重大进展,发现了一批大型碳酸盐岩油气藏,包括普光大气田、元坝大气田、安岳大气田、塔河油田、顺北油气田等;但也面临一系列挑战,突出表现在中国深层和超深层发现的油气田与海外发现的油气田成因类型存在三方面差异(图 1)。

a—中国塔里木盆地油气藏(a-1—储层埋深<4500 m,a-2—储层埋深>4500 m);b—世界含油气盆地油气藏(b-1—储层埋深<4500 m,b-2—储层埋深>4500 m) 图 1 中国塔里木盆地和全球含油气盆地中浅层和深层已经发现的油气藏储层孔隙度和渗透率结构特征差异性比较 Fig. 1 Comparison of the structural characteristics of porosity and permeability of oil and gas reservoirs that have been discovered in the middle-shallow and deep layers of the Tarim Basin in China and the global petroliferous basins

(1)   中国深层和超深层发现的油气藏与中浅层存在显著差异(图 1a)。例如,塔里木盆地在中浅层(图 1a-1)发现了37个油气藏,主要为高孔高渗常规油气藏(76.6%),次后为低孔低渗致密油气藏(18.4%),再后分别为高孔低渗油气藏(2.9%)和低孔高渗油气藏(2.1%);在深层和超深层(图 1a-2)发现了82个油气藏,主要为低孔低渗非常规致密油气藏(57.0%),次后为低孔高渗裂缝改造类油气藏(19%)和高孔低渗孔洞改造类油气藏(15%),再后才为高孔高渗常规油气藏(9%)。

(2)  全球其他地区深层和超深层发现的油气藏与中浅层发现的差异不大(图 1b)。全球692个含油气盆地在中浅层发现了20438个油气藏(图 1b-1),主要为高孔渗常规油气藏(81.9%);其他类别的油气藏所占比率非常小(< 20%);在71个含油气盆地深层和超深层发现了562个油气藏(图 1b-2),主要还是以高孔高渗常规油气藏为主(58.0%),次后为低孔高渗裂缝改造类油气(34.7%),再后低孔低渗非常规致密油气藏(6.9%)和高孔低渗孔洞改造类油气藏(0.4%)。

(3)  含油气盆地深层和超深层发现的油气藏远较中浅层复杂,中国深层和超深层已经发现的油气藏又远较全球其他含油气盆地复杂,以致密类和改造类为主(图 1a-2)。全球深层和超深层已发现油气藏仍然以常规类油气藏为主,也发育致密类和改造类油气藏(图 1b-2)。对于中浅层而言,无论是在中国或全球都是以常规类油气藏为主,虽然非常规或致密类油气藏也有,但比率较低(图 1a-1、1b-1)。

1.2 中国深层和超深层碳酸盐岩油气藏地质特征与全球其他盆地的差异大

将中国已发现的五个最大的碳酸盐岩油气田与全球其他盆地发现的五个最大的碳酸盐岩油气田进行比较,发现存在五方面差异。

中国发现的五个最大的碳酸盐油气田总体规模相对小,最大的油气田规模不超过20亿吨油当量;地层年代老,绝大多数的油气藏都分布在古生代储层内;埋藏深度大,一般情况下都超过6000 m;白云岩储层多,比率在已发现碳酸盐岩储层的65%以上;天然气比率高,约占已经发现储量的65%。而全球其他盆地发现的五个最大油气田总体规模大,一般超过30亿吨油当量;地层年代轻,绝大多数的油气藏都在中、新生代储层内;埋藏深度小,一般情况下都不超过4500 m;灰岩储层多,比率在已发现碳酸盐岩储层50%以上;天然气比率低,约占已经发现储量的50%以下。二者详细特征与比较如表 1所示。

表 1 中国和海外已经发现的最大的前五个碳酸盐岩油气田地质特征比较 Table 1 Comparison of the geological characteristics of the top five largest carbonate oil and gas fields discovered in China and overseas

此外,全球已发现碳酸盐岩储层的孔隙度和渗透率随埋深增大呈现出规律性减少的特征,而中国碳酸盐岩储层孔隙度随埋深增大的变化要复杂得多,甚至呈现不断增加或循环性增减的变化特征,反映了叠合盆地多期构造变动改造和多要素控制的复杂特征(康玉柱等,2019王新新等,2019)。朱光有和张水昌(2009)详细讨论了中国深层和超深层碳酸盐岩储层和砂岩储层的孔隙度和渗透率随埋深增大的变化特征,图 2为研究实例。这些特征表明,在中国开展碳酸盐岩油气藏勘探难度大、成本高,揭示和掌握深层和超深层碳酸盐岩油气藏形成分布的规律性并不断提高油气勘探成效是中国油气勘探必走的发展之路。

a—海相碳酸盐岩储层;b—不同条件下形成的砂岩储层 图 2 中国含油气盆地海相碳酸盐岩储层与不同条件下形成的砂岩储层的孔隙度随埋深增大的变化特征 Fig. 2 Variation characteristics of the porosity of marine carbonate reservoirs and sandstone reservoirs formed under different conditions in China's petroliferous basins with increasing burial depth
1.3 中国深层和超深层碳酸盐岩油气成藏研究面临的科学问题

中国含油气盆地深层和超深层发现了一批大型油气田,尽管有些储层孔渗非常低,如四川安岳大气田孔隙度间于0.2%~12%、平均小于4%,渗透率为0.0005~100 mD、平均0.5 mD, 也没有被认定为致密非常规油气藏;而在国外中浅层发现的一些碳酸盐岩油气藏中,有一些被认定为致密非常规连续型油气藏并得到大规模开发利用,如加拿大的Jean Marie gas field, NW Canada孔隙度间于1%~20%、平均6%,渗透率为0.01~100 mD、平均0.9 mD(Todorovic-Marinic et al., 2011),美国的Edwards gas field, south Texas孔隙度平均只有5%(Hovorka et al., 1994)。中国的深层和超深层的地质条件不适合形成非常规碳酸盐岩油气藏,还是目前还没有认识到它们的成因机制?鉴于低孔低渗非常规致密连续砂岩油气藏(Φ < 12%,K < 1 mD)已经广泛被人们所熟悉,评价出来的资源潜力是常规油气资源的4倍(邹才能等,2015),表明开展中国深层和超深层碳酸盐岩油气成藏动力机制和成藏类别研究具有十分重要的理论意义和现实价值。相关的科学问题包括四个方面:

深层和超深层碳酸盐岩油气藏特征差异与常规和非常规油气藏判别标准是需要研究的关键问题之一。通过揭示浮力成藏下限形成的临界条件与变化特征可以回答中国深层和超深层能否形成非常规致密碳酸盐岩油气藏问题,搞清它们与非常规致密砂岩油气藏形成分布的差异性。

深层和超深层碳酸盐岩油气藏储层孔渗结构特征与有效储集油气判别标准是需要研究的关键问题之二。通过揭示油气成藏底限形成临界条件与变化特征,可以回答中国深层和超深层碳酸盐岩油气藏形成的最大埋深以及建立有效储层判别标准,从而确定深层和超深层油气勘探的地层领域,包括边界和范围。

深层和超深层碳酸盐岩油气成藏富集动力机制与演化模式是需要研究的关键问题之三。通过揭示碳酸盐岩埋藏过程中油气成藏富集动力机制、主控因素、关联模式,可以预测评价不同地质要素对油气成藏富集的相对贡献量与演化特征,阐明油气藏时空分布规律。

深层和超深层碳酸盐岩油气成藏富集目标预测评价关键技术是需要研究的关键问题之四。通过研发基于新发现新认识新模式的应用软件,可以实现油气高度富集的潜在钻探目标定量预测与评价,降低勘探风险。

2 研究思路与技术路线

研究上列四方面科学问题,需要在广泛调研国内外研究成果的基础上,选择重点探区剖析油气藏地质特征并开展下列相关研究:①油气成藏条件,包括生储盖运圈保及其组合和演化特征;②油气藏地质特征,包括油气藏静态特征、动态特征与演化过程特征,地史过程中地质特征与油气成藏条件之间的关联性,对于油气藏静态特征重点研究油气水分布特征、介质孔渗特征、富集程度分布特征、油气相态特征、地层温压特征;对于油气藏动态特征重点研究油气来源、来期、来路、来力、来量;对于油气藏演化特征,重点研究油气藏位置迁移、规模改造、组分破坏、相态变异、剩余资源潜力分布;③油气运聚动力机制与贡献量评价,包括确定浮力作用下限、非浮力作用机制、构造应力作用特征、流体动力作用类型,研究主导动力作用机制、相对贡献量评价方法以及变化特征;④油气动力边界与动力场划分,包括判别浮力成藏下限、油气成藏底限、源岩供烃底限等,划分油气自由动力场、局限动力场和束缚动力场并确定油气成藏类别、评价油气资源潜力;⑤油气成藏富集主控因素与基本模式,包括揭示深层碳酸盐岩油气输导体系、输导动力、运聚模式、油气藏分类等;⑥油气藏演化改造与分布规律,包括分析多期成藏叠加与复合,跨构造期演化与调整改造和破坏,当前条件下油气藏分布规律;⑦有利勘探区预测与钻探目标优选,包括预测方法与技术研发,应用检验与可靠性评价,探井部署与深化勘探建议等。上述研究工作内容之间的关联性及研究技术路线如图 3所示。

图 3 中国深层和超深层碳酸盐岩油气成藏研究科学问题、主要内容、目标及关联性 Fig. 3 Scientific issues, main contents, objectives and relevance of China's deep and ultra-deep carbonate reservoir formation research
3 主要认识

依照上列方法原理和技术路线对中国中西部盆地深层和超深层碳酸盐岩油气藏形成分布特征与成因机制进行了初步分析和研究,得到下列基本认识。

3.1 碳酸盐岩油气藏和砂岩油气藏成因特征差异大 3.1.1 碳酸盐岩与碎屑岩沉积环境及矿物组成存在较大差异

碎屑岩主要形成在河流、三角洲、湖泊及海洋等水动力条件较大的地区,而碳酸盐岩主要形成在海洋水体较安静、清洁度高的环境中,中国南海现今南沙区内盆地沉积分布研究实例如图 4a所示(吴冬等,2014)。碎屑岩的主要成分为石英、长石、粘土等,而碳酸盐岩的矿物成分主要是方解石、白云石等,准噶尔盆地芦草沟组不同岩性储层矿物含量研究实例如图 4b所示(邱振等,2016)。不同环境下形成的岩石矿物组成不同,其界面张力、油气水润湿角不同,造成内部油气流动的毛细管力不同,成藏与分布特征不同。

a—中国南海现今南沙区内盆地两种岩类沉积环境平面分布特征(吴冬等,2014);b—准噶尔盆地芦草沟组不同岩性储层矿物含量比例(邱振等,2016) 图 4 含油气盆地碳酸盐岩地层沉积环境与碎屑岩地层沉积环境及矿物组成比较 Fig. 4 Comparison of sedimentary environment and mineral composition of carbonate strata and clastic strata in petroliferous basins
3.1.2 碳酸盐岩和砂岩储层的孔隙度及其随埋深变化特征不同

统计全球已经发现的15576个砂岩油气藏和1300个碳酸盐岩油气藏储层的孔隙度和渗透率随埋深的变化特征发现:第一,孔隙度均随埋深增大而不断减少,但砂岩储层减少速率较碳酸盐岩快(图 5a5b);第二,砂岩储层孔隙度普遍较碳酸盐岩储层孔隙度高,通过全球油气储集层顶深与平均孔隙度的对比(图 5c),表明砂岩储层孔隙度普遍较碳酸盐岩储层孔隙度在随埋深变化过程中普遍高出4%~10%(IHS Energy Group,2018)。

a、b—砂岩和碳酸盐岩储层孔隙度随埋深变化特征统计趋势对比图;c—砂岩和碳酸盐组成的全球石油储集层顶深与平均孔隙度对比图 图 5 全球碳酸盐岩和砂岩油气藏储层孔隙度随埋深变化特征 Fig. 5 Variation characteristics of global carbonate and sandstone reservoir porosity with burial depth
3.1.3 碳酸盐岩与砂岩储层的孔隙度和渗透率结构特征差异大

砂岩油气藏之中储层的孔隙度和渗透率之间具有较好的关联性,而碳酸盐岩储层孔隙度和渗透率之间的关联性差。沈卫兵等(2015)对中国塔里木盆地塔中地区两种储层物性参数关系统计分析与研究结果(图 6a)显示:砂岩储层渗透率与孔喉半径(图 6a-1)、孔隙度与孔喉半径关系(图 6a-2)、孔隙度与渗透率(图 6a-3)关联性好,而碳酸盐岩储层渗透率与孔喉半径(图 6a-4)、孔隙度与孔喉半径(图 6a-5)、孔隙度与渗透率(图 6a-6)的关联性差;魏新善等(2019)对中国鄂尔多斯盆地苏里格气田低孔低渗致密(石炭/二叠系)砂岩(图 6b-1)和靖边气田低孔低渗致密(奥陶系)白云岩储层(6b-2)孔-渗关系统计分析结果比较:砂岩储层内部孔隙度-渗透率关系密切,而白云岩储层中孔隙度-渗透率关系差。砂岩储层孔-渗关系好是由于其孔渗特征主要受压实作用控制,埋深越大、压实作用越强、孔隙度减少越多;碳酸盐岩储层孔-渗关系较差是由于其孔渗特征除受压实作用的控制外,还主要受到多种地质条件的影响,例如:溶蚀作用可以产生大量的溶蚀孔洞,进而改变孔渗关系;应力作用可以形成断层和裂缝,进而改变孔渗关系;另外重结晶作用可以改变储层中的孔隙度大小,进而改变孔渗关系。

a—塔中地区两种储层物性参数关系图(a-1—碎屑岩储层渗透率与孔喉半径关系,a-2—碎屑岩储层孔隙度与孔喉半径关系,a-3—碎屑岩储层孔隙度与渗透率关系,a-4—碳酸盐岩储层渗透率与孔喉半径关系,a-5—碳酸盐岩储层孔隙度与孔喉半径关系,a-6—碳酸盐岩储层孔隙度与渗透率关系);b—苏里格气田低渗透致密砂岩和靖边气田致密白云岩储层孔-渗关系(b-1—致密砂岩孔隙度—渗透率关系,b-2—低渗透致密白云岩孔隙度-渗透率关系) 图 6 碳酸盐岩油气藏与砂岩油气藏的孔隙度和渗透率结构特征差异性比较 Fig. 6 Comparison of the structural characteristics of porosity and permeability between carbonate reservoirs and sandstone reservoirs
3.1.4 碳酸盐岩与砂岩储层孔渗分布特征差异大

砂岩油气藏之中储层的孔隙度和渗透率通常分布在一个较窄的范围内。塔里木盆地塔中地区碎屑岩储层孔渗关系显示(图 7a沈卫兵等,2015):其孔隙度分布范围为2%~25%,渗透率在0.01~1000 mD之间;四川盆地龙王庙组碳酸盐岩储层孔渗关系显示(图 7b刘树根等,2014):其孔隙度分布范围为0.1%~12%,渗透率分布在0.0001~1000 mD之间;四川盆地普光油气田碳酸盐岩油气藏储层孔渗关系显示(图 7c马永生,2007):其孔隙度分布范围为1%~30%,渗透率分布在0.001~10000 mD之间;塔里木盆地顺北油气田碳酸盐岩油气藏储层孔渗关系显示(图 7d许大钊,2018):其孔隙度分布范围为0~4%,渗透率在0.01~100 mD之间。以上实例表明,碳酸盐岩储层有效孔隙度和渗透率下限较砂岩储层低,油气成藏底限和范围较砂岩储层广泛。

a—塔中地区碎屑岩储层孔渗关系;b—四川盆地龙王庙组碳酸盐岩储层孔渗关系;c—普光气田碳酸盐岩油气藏储层孔渗关系;d—顺北油气田碳酸盐岩油气藏储层孔渗关系 图 7 碳酸盐岩油气藏与砂岩油气藏有效储层物性范围比较 Fig. 7 Comparison of effective reservoir physical property ranges between carbonate reservoirs and sandstone reservoirs
3.2 中国深层和超深层碳酸盐岩油气藏主要成因类型与基本特征 3.2.1 四川盆地普光气田——沉积礁滩体高孔高渗碳酸盐岩常规油气藏,由自由动力场浮力主导形成

普光气田发现于四川盆地东北部二叠系和三叠系碳酸盐岩礁滩体地层内(图 8a),分布在一个构造圈闭之中,平面范围约50 km2(图 8b);东西向剖面(图 8c)和南北向剖面(图 8d)均在油气藏下部见到底水,油气藏内部主力储层孔隙度平均超过12%,渗透率超过1 mD(图 8e马永生等,2007),油气藏内部流体压力在56~65 MPa左右(刘德汉等,2009),油气主要来自下部二叠系龙潭组烃源岩(马永生等,2005)。基于浮力主导形成的油气藏具有“高点汇聚、高位封盖、高孔富集、高压成藏、源藏分离”基本特征,判定其为典型的常规油气藏。研究表明,普光油气田形成于印支晚期—燕山早、中期时期,油气自源岩层排出后在浮力主导下通过运移进入低位能的礁滩体圈闭而形成液态油藏,随着埋深增大和温度不断升高,在燕山中晚期被大量裂解而转变为气藏,后由于深埋压实作用,当前见到的孔隙度和渗透率较之成藏期有较大幅度的减小(马永生等,2005)。

a-普光气田在四川盆地的地理位置; b-普光油气田分布平面特征及边界范围:c-普光油气藏东西向剖面特征:d-普光油气田南北向剖面特征; e-普光油气田储层孔隙度和渗透率 图 8 四川盆地普光沉积型礁滩体高孔高渗油气藏地质特征 Fig. 8 Geological characteristics of high-porosity and high-permeability oil and gas reservoirs in the Puguang sedimentary reef-bank in the Sichuan Basin
3.2.2 四川盆地安岳气田——低孔低渗白云岩油气藏,是非浮力主导形成的非常规油气藏

安岳大气田位于四川盆地中部高石梯-磨溪-龙女寺构造高部位寒武—震旦系地层中(图 9aWang et al., 2019a),主要目的层孔隙度和渗透率分别为在0~8%和0.0001~1000 mD(图 9b刘树根等,2014)。从宏观上看,安岳气田分布在威远气田构造北倾深坳区中心同一目的层内(图 9c刘树根等,2014),具有“低坳汇聚、低位倒置、低孔聚集、低压稳定和源储紧临”等地质特征,判别其属于非浮力主导形成的致密非常规油气藏。研究表明,安岳气田的油气藏主要来自寒武系和震旦系烃源岩,是早期二叠世时期形成的液态油藏经过后期深埋和高温高压裂解成气而成。源岩的排烃作用和后期的压实作用对于当前致密非常规油气藏的形成非常关键(杨程宇等,2020)。

a—安岳气田在四川盆地的地理位置;b—安岳气田龙王庙组优质储层孔渗特征关系图;c—安岳气田剖面特征图 图 9 四川盆地安岳压实成岩型低孔低渗白云岩油气藏地质特征 Fig. 9 Geological characteristics of compacted diagenetic low porosity and low permeability dolomite reservoirs in Anyue, Sichuan Basin
3.2.3 鄂尔多斯盆地靖边气田——低孔低渗白云岩油气藏,是非浮力主导形成的非常规致密油气藏

靖边气田分布在鄂尔多斯盆地中部奥陶系碳酸盐岩储集层内(杨华等,2013),面积约3000 km2(图 10a)。靖边气田奥陶系碳酸盐岩剖面分布特征平缓,总体呈现为西南向斜坡(图 10b)。与西部紧临的苏里格低孔低渗致密砂岩油气藏相比较,靖边致密白云岩气藏的储层孔隙度和渗透率更低(魏新善等,2019),95%样品的孔隙度小于10%,80%样品的渗透率小于1 mD(图 10c)。研究表明,靖边气田的天然气主要来自奥陶系马家沟组(乔博等,2018),主要形成于晚侏罗世—古近纪时期(张春林等,2014),油气成藏特征表现为先致密后成藏。整体上,靖边气田油气藏呈现出“低坳汇聚、低位倒置、低孔聚集、低压稳定以及源储紧临”等基本特征,基于非浮力成藏“四低一紧临”等特征标志(Pang et al., 2012a),初步判别靖边低孔低渗白云岩为致密连续型非常规油气藏。

a—靖边气田奥陶系碳酸盐岩油气藏平面分布特征;b—靖边气田奥陶系碳酸盐岩油气藏剖面分布特征;c—苏里格气田低渗透致密砂岩和靖边气田致密白云岩储层孔-渗关系(c-1—孔隙度分布特征,c-2—渗透率分布特征) 图 10 鄂尔多斯盆地靖边低孔低渗白云岩油气藏分布发育地质特征 Fig. 10 Geological characteristics of the distribution and development of low-porosity and low-permeability dolomite reservoirs in Jingbian, Ordos Basin
3.2.4 塔里木盆地塔河油田——孔洞型油气藏,是浮力主导形成的常规油气藏

塔河油田平面上分布在塔北隆起偏南(图 11a顾忆等,2019),纵向上分布在奥陶系一间房组和鹰山组(图 11b)。储层发育主要受3.8亿年前的海西早期古岩溶作用控制,溶蚀孔洞十分发育,主要储集空间是洞穴、孔洞、裂缝(图 11c李映涛等,2019)。目前6000多个岩样测试结果表明储层为低孔高渗,呈现出裂缝油气藏的特征(图 11 d李忠等,2010)。但是这些岩样测试结果主要反映了基质的低孔特征,实际地质条件下碳酸盐岩储集空间主要为相对宏观的孔、洞、缝,因此结果不具有代表性。研究表明,早期存在的溶蚀孔洞,为周边油气的运聚成藏创造了条件,油气主要来源于北坡之下的奥陶系和深部寒武系烃源岩,油气排出源岩后在浮力主导下通过断裂带向上运移,再顺着不整合面等向北坡溶蚀孔洞型圈闭聚集成藏。在溶蚀孔洞内部,油气主要富集在圈闭高点,呈现出“高点汇聚、高位封盖、高孔富集、高压成藏以及源藏分离”等特征。

a-塔河油田在塔里木盆地平面上分布特征; b-塔河油田在纵向剖面上的分布特征; c-岩心溶蚀孔洞发育特征; d-岩心测试(基质)孔渗特征(d-1—间房组,d-2—鹰山组) 图 11 a-塔河油田在塔里木盆地平面上分布特征; b-塔河油田在纵向剖面上的分布特征; c-岩心溶蚀孔洞发育特征; d-岩心测试(基质)孔渗特征(d-1—间房组,d-2—鹰山组) Fig. 11 Geological characteristics of fluid modified high-porosity and low-permeability carbonate reservoirs in Tahe, Tarim Basin
3.2.5 塔里木盆地顺北油气田——低孔高渗碳酸盐岩油气藏,是多种动力联合形成的改造类非常规油气藏

顺北碳酸盐岩油气藏分布在塔中隆起北坡至塔北隆起南坡(刘宝增,2020),面积约28000 km2(图 11a)。油气藏主体分布在断裂带周边的裂缝介质内,断裂带长度20~50 km, 宽度0.2~2 km,成因模式如图 12a所示。断裂带内储层介质的孔隙度分布在0.5%~5%,渗透率分布在0.01~100 mD,总体上具有低孔高渗特征(图 12b邓尚等,2019)。岩性主要为球粒颗粒灰岩,粒间发育微细孔和微裂缝(图 12c赵锐等,2019)。研究表明,油气主要来自深部寒武系,在浮力主导下顺断裂向上运移并进入裂缝发育的介质内聚集成藏,目的层内裂缝发育在先、油气进入在后,因此浮力起主导作用,油气概称为常规油气藏。主要依据:①奥陶系断裂带内油气聚集在奥陶系致密泥岩层封盖之下,表明断层和裂缝介质在上列封盖层形成前已经形成并长期存在;②断裂带内的油气聚集是多期的且主要发生在印支期、燕山期、喜马拉雅期,表明这些时期的构造变动对研究区上覆盖层产生破坏性影响,在某种程度上对早前的裂缝起到了进一步改造和扩大的作用,因而导致断裂带内裂缝介质体内油气不断富集和保存;③断裂带内的油气主要来自寒武系,表明断裂切割深度较大且起到了油源断裂沟通圈闭的作用,从气油比率向南增大和原油密度向南减小的变化特征看,南北向的断裂带同时起到输导作用,油气自北部坳陷中央区大规模生排后顺断裂带向南发生了规模性运移。

a—顺北裂缝油气藏断裂带在剖面上发育模式;b—断裂带内储层孔隙度-渗透率相关性;c—断裂带内岩心产状特征与微观特征 图 12 塔里木盆地顺北应力改造型低孔高渗碳酸盐岩油气藏地质特征 Fig. 12 Geological characteristics of stress reformed low-porosity and high-permeability carbonate reservoirs with northward stress in the Tarim Basin
3.3 中国深层和超深层碳酸盐岩油气成藏动力边界和动力场分布特征 3.3.1 碳酸盐岩油气藏成因特征与动力学分类

依据对中国已经发现的代表性碳酸盐岩油气藏的成因特征剖析,本文从动力学机制上将碳酸盐岩油气藏的成因类型分为3类7种。第I类为常规类碳酸盐岩油气藏,主要由浮力主导形成。包括:浮力主导形成的常规圈闭型油气藏(I-1)、浮力主导形成的裂缝改造型油气藏(I-2)和浮力主导形成的孔洞改造型油气藏(I-3);第II类为非常规致密型碳酸盐岩油气藏,主要由非浮力主导形成,分为非浮力主导形成的致密圈闭油气藏(II-1)和非浮力主导形成的致密深盆油气藏(II-2);第Ⅲ类为浮力和非浮力联合主导形成的复合类油气藏,主要为多动力主导形成的叠复连续型油气藏(III-1)和多动力主导形成的白云岩型油气藏(III-2)。3类7种碳酸盐岩油气藏形成条件、基本特征、主控因素、动力机制及典型实例均概括在表 2之中。

表 2 中国深层和超深层碳酸盐岩油气藏成因特征与动力学分类 Table 2 Genetic characteristics and dynamic classification of deep and ultra-deep carbonate reservoirs in China
3.3.2 碳酸盐岩介质中油气浮力成藏下限与判别标准

浮力成藏下限系指含油气盆地中随埋深增大油气运移由浮力主导逐步向非浮力主导转变的临界条件或最大埋深。主要受油气组分、介质特性、温压环境等条件的影响(Pang et al., 2012b; Guo et al., 2017)。大量的实例研究表明,浮力成藏下限之上,油气运移受浮力主导,主要形成常规油气藏,显现出“高点汇聚、高孔富集、高位封盖、高压成藏、源藏分离”的基本特征;浮力成藏下限之下,油气运移受非浮力主导,主要形成致密非常规油气藏,显现出“低坳汇聚、低位倒置、低孔聚集、低压稳定、源藏紧临”的基本特征(图 13a庞雄奇等,2014庞雄奇和廖勇,2016)。依据油气水钻探结果以及油气藏分布特征确定砂岩油气藏的浮力成藏下限对应的临界条件是:孔隙度为10%±2%,渗透率为1 mD,孔喉半径为1 μm(图 13b庞雄奇等,2014)。如果将渗透率为1 mD作为碳酸盐岩浮力成藏下限对应的临界条件,则其孔隙度对应的临界条件为孔隙度约为5%(图 13c),不同成因类型储层之间存在细小差异,如四川盆地安岳气田白云岩储层孔隙度约为4.9%(图 13c-1魏新善等,2019),普光气田飞仙关组白云岩储层孔隙度为5.1%(图 13c-2马永生等,2007),而砂岩储层则与之差别之大,如塔中油气田砂岩储层孔隙度为10%(图 13c-3沈卫兵等,2015)。这一结果表明碳酸盐岩储层孔隙度远较砂岩储层的小,浮力成藏下限对应埋深更大。碳酸盐岩储层内较低的孔隙度有较高的渗透率可能与两方面因素有关:一是碳酸盐岩矿物的界面张力小,油气的润湿性差;二是碳酸盐岩介质容易在应力作用下产生大量的裂缝,有效孔隙的比率高。

a—含油气盆地浮力成藏下限概念模型与控藏特征;b—依据钻探结果确定的砂岩介质中油气浮力成藏下限(b-1—鄂尔多斯盆地苏里格庙石炭系砂岩含气层孔渗特征,b-2—准噶尔盆地二叠系砂岩含油层孔渗特征);c—碳酸盐岩储层介质中的浮力成藏下限(K=1.0 mD, Φ=5±2%;c-1—安岳气田白云岩储层孔渗特征,c-2—普光气田飞仙关组白云岩储层孔渗特征,c-3—塔中油气田砂岩储层孔渗特征) 图 13 中国含油气盆地砂岩储层与碳酸盐岩储层中浮力成藏下限对应临界条件差异性比较 Fig. 13 Comparison of the differences between the lower limits of buoyancy accumulation in sandstone reservoirs and carbonate reservoirs in China's petroliferous basins corresponding to critical conditions
3.3.3 碳酸盐岩介质中油气成藏底限与判别标准

油气成藏底限系指含油气盆地之中随埋深增大油气运聚成藏最大埋深对应的临界条件。在这一埋深之上,油气能够运聚成藏;在这一埋深之下,油气不能运聚成藏。通过对中国6个代表性含油气盆地大量钻探结果的统计分析发现,砂岩油气藏的成藏底限对应最大埋深随油气组分、储层颗粒结构特征、盆地地温梯度的不同而改变,但其对应的孔渗及结构特征基本一致:孔隙度为2%、渗透率等于0.01 mD、孔喉半径为0.025 μm(图 14a庞雄奇等,2014沈卫兵等,2015);碳酸盐岩储层内的油气成藏底限对应的临界条件较之砂岩储层低得多,其渗透率≤0.001 mD,孔隙度≤0.5%(图 14b马永生等,2007魏新善等,2019)。碳酸盐岩储层内油气成藏的孔隙度和渗透率下限为什么较砂岩储层的低得多?这可能与其浮力成藏下限较砂岩储层低的原因类似:一是碳酸盐岩矿物表面的界面张力小,油气在微小缝隙中运移遇到的毛细管阻力小,油气在碳酸盐岩矿物表面的润湿性差,油气被吸附下来的量较小;二是碳酸盐岩介质容易在应力作用下产生大量的裂缝,这些裂缝沟通了介面中所有的其他孔隙,有效孔隙空间所占总体孔隙空间的比率高,例如重结晶白云岩的晶间裂隙几乎沟通了所有的孔隙空间,这一特征说明碳酸盐岩的油气成藏底限可能较砂岩储层深得多。

a—塔里木盆地砂岩油气藏形成底限预测结果(a-1—为砂岩孔隙度随埋深变化及油气水钻探结果,a-2—为油气水钻探结果随埋深的变化,a-3—为油气成藏底限最大埋深判别结果及对应的临界条件;Z=6250 m,K=0.01 mD, Φ=2%±1%,干层比率=100%);b—砂岩和碳酸盐岩储层孔渗关联特征及油气成藏底限对应临界条件(b-1—四川盆地安岳大气田白云岩储层,b-2—塔里木盆地塔中油气田砂岩储层,b-3—四川盆地普光大气田白云岩储层) 图 14 中国含油气盆地砂岩油气藏和碳酸盐岩油气藏成藏底限研究与对比分析 Fig. 14 Research and comparative analysis of low limits of sandstone reservoirs and carbonate reservoirs in China's petroliferous basins
3.3.4 碳酸盐岩介质中的油气动力场及其控油气分布规律

依据油气在碳酸盐岩介质中浮力成藏下限(Pang et al., 2012a; Guo et al., 2017)、油气成藏底限(庞雄奇等,2014)、源岩供烃底限(Pang et al., 2020)对应的两个动力边界,将含油气盆地内碳酸盐岩介质的运聚成藏划分为三个动力场(图 15aPang et al., 2012a):第一为自由油气动力场,分布在浮力成藏下限之上,油气在浮力主导下运聚形成高孔高渗常规油气藏,理论上应该呈现出“高点汇聚、高位封盖、高孔富集、高压成藏以及源藏分离”等地质特征,中国四川盆地普光气田、元坝气田和威远气田属于这一类(图 15b刘树根等,2014);第二为局限动力场,分布在浮力成藏下限至油气成藏底限之间,油气在非浮力主导下运聚形成低孔低渗非常规致密油气藏,理论上应该呈现出“低坳汇聚、低位倒置、低孔聚集、低压稳定以及源藏紧临”等地质特征,国内四川盆地安岳气田、靖边气田或其中一部分属于这一类;第三为束缚动力场,分布在油气成藏底限之下或含油气盆地内烃源岩层内,油气在吸附力和粘滞力等作用下滞留于介质中形成页岩类油气藏,具有超低孔低渗、源储一体、连续分布等地质特征。依据油气动力场控油气分布特征可以预测不同的资源领域及其资源潜力大小。

a-含油气盆地浮力成藏下限、油气成藏底限与油气动力场分布及其随地温梯度变化特征; b-四川盆地安岳气田和威远气剖面分布特征 图 15 含油气盆地油气动力场划分及其控油气藏分布规律 Fig. 15 Division of hydrocarbon dynamic fields in petroliferous basins and the distribution of controlled hydrocarbon reservoirs
4 中国深层和超深层碳酸盐岩油气藏勘探发展方向

依据对中国深层和超深层碳酸盐岩油气成藏动力机制的分析和研究,认为未来的发展方向主要集中在三个领域:“冷盆”之中埋深相对较浅的自由动力场高孔高渗储层内,叠合盆地断裂带和不整合面附近缝洞发育储集岩体内,致密白云岩储集岩体内。

4.1 低热流“冷盆”自由动力场是常规油气藏最有利勘探领域

中国含油气盆地碳酸盐岩三个油气动力场的埋深均随地温梯度的增大不断变浅。在地温梯度超过4 ℃/100 m的“热盆”,油气藏形成分布的最大埋深小于4500 m,深层和超深层不利于开展油气藏勘探;在地温梯度间于2.25~4 ℃/100 m的“温盆”,4500 m以下的深层和超深层仅发育局限动力场,仅利于非常规致密油气藏勘探;在地温梯度小于2.25 ℃/100 m的“冷盆”,油气成藏底限对应最大埋深可以超过12000 m,在4500~12000 m之间既发育有自由动力场、也发育局限动力场和束缚动力场,在自由动力场内(图 16绿色区域)有利于碳酸盐岩常规油气藏的形成和分布。中国含油气盆地地温梯度和大地热流具有自西向东不断增大的特征,因此中部或西部低地温梯度盆地的深层和超深层有利于高孔高渗常规碳酸盐岩油气藏勘探。

图 16 深层和超深层常规油气藏形成分布领域(据Pang et al., 2012a, 2020修改) Fig. 16 Formation and distribution fields of deep and ultra-deep conventional oil and gas reservoirs (modified after Pang et al., 2012a, 2020)
4.2 构造相对稳定区局限动力场是非常规致密油气藏最有利勘探领域

随着埋深增大沉积地层被压实或通过成岩作用导致碳酸盐岩储层变得致密,在这种环境下有利于形成三类致密碳酸盐岩油气藏。第一类是早期形成的高孔高渗碳酸盐岩油气藏被压致密后从常规油气藏转变为非常规致密油气藏(图 17a);第二类是碳酸盐岩储层变得致密后,周边源岩生成和排出的烃量进入致密介质中形成致密深盆油气藏(图 17b);第三类是第一类早期在构造高部位形成的常规油气藏和晚期在构造低坳区形成的第二类深盆油气藏最后因各自面积扩大而拼合或形成叠复连续的致密复合型非常规油气藏。这三类致密非常规油气藏只有在构造稳定的环境下才能得到保存,它们在国内最可能形成区域包括:中部鄂尔多斯等克拉通盆地、东部松辽等坳陷型盆地、西部复杂叠合盆地之中长期保持相对稳定的构造区带以及东部断陷盆地之中保持相对稳定的断块。汪文洋等利用“多要素—多动力—多期次”组合成藏模式预测的震旦—寒武系龙王庙组碳酸盐岩油气藏平面分布发育特征如图 17c所示(Wang et al., 2019b),结果表明已经发现的油气藏均分布在最有利区域内,潜在有利勘探领域还非常广阔。

a—非浮力主导油气运移形成三类源外致密非常规油气藏,包括致密非常规常规油气藏、致密非常规深盆油气藏、致密非常规叠复连续油气藏; b—中国深层非浮力主导形成非常规碳酸盐岩油气藏一四川盆地安岳气田周边有利成藏区预测结果(b-1—灯影组灯二段有利勘探区,b-2—灯影组灯四段有利勘探区,b-3—寒武系龙王庙组有利勘探区: Wang et al, 2019a) c—定量预测评价结果与钻探结果吻合度检验(c-1—灯影组成功井吻合率超过88.9%,失利井吻合率超过73.7%,c-2—龙王庙组成功井吻合率超过88.9%,失利井吻合率超过84.2%) 图 17 局限动力场内非浮力主导油气运移形成致密非常规碳酸盐岩油气藏 Fig. 17 Non-buoyancy dominates oil and gas migration in a limited dynamic field to form tight unconventional carbonate reservoirs
4.3 叠合盆地构造变动区是缝洞改造类油气藏最有利勘探领域

中国广泛发育叠合盆地,尤其在西部发育复杂叠合盆地,它们是不同时期的构造变动形成的不同类别含油气盆地在平面上同一范围内的叠加复合:早期形成的油气藏将被后期构造变动调整改造或彻底破坏(庞雄奇,2014Pang et al., 2018),有些早期的油气藏可能在盆地内相对稳定的地区被完整地保存下来,但大多数地区的油气藏都会受到不程度的改造和破坏。中国在深层和超深层发现的碳酸盐岩油气藏大都经历过后构造变动的改造:有些构造变动将早期的油气藏深埋后从常规转变为致密非常规;有些在高温高压、重结晶下使灰岩油气藏转变为白云岩油气藏;有些油藏在高温裂解下转变为油气藏或干气藏;还有些致密油气藏因大量裂缝或孔洞产生后由致密非常规油气藏转变为常规裂缝油气藏、孔洞油气藏或缝洞复合型油气藏(图 18a)。在构造变动强烈的地区,所有早前形成的油气藏被破坏成稠油沥青或彻底破坏后消失。在预测和钻探碳酸盐岩改造类油气藏过程中需要特别注意两种情况带来的不同。第一种情况是介质条件受到了改造,但改造是发生在油气运聚之前,表明改造只对圈闭或储层的形成分布起到了作用,油气藏应该认定为常规油气藏;第二种情况是油气藏形成后介质受到了改造,表明改造既对介质起作用也对油气组分起作用,油气藏应该被认定为非常规改造类油气藏(图 18b)。这两种油气藏的地质特征有些时候是相同的,但对深化油气勘探的启示意义是不同的。例如,裂缝改造类非常规油气藏表明除了它形成的油气甜点外,周边含油气范围可能非常大,暗示前景广阔;裂缝类常规油气藏表明它是在浮力主导下运移成藏的,它的分布范围受当前圈闭构造的控制,在圈闭之外勘探油气风险较大,因此需要特别注意。

a—多动力主导油气运移形成五类改选类油藏(a-1—裂缝改造类油气藏,a-2—孔洞改造类致密油气藏,a-3—缝洞复合改造类油气藏,a-4—氧压降解改造类稠油沥青,a-5—高温裂解改造类油气藏);b—塔里木盆地塔中下陶统碳酸盐岩多动力油气成藏与形成特征(b-1—剖面上油气钻探结果与分布特征,b-2—平面上油气钻探结果与分布特征) 图 18 改造型局限动力场内多动力主导油气运移形成改造类致密非常规碳酸盐岩油气藏 Fig. 18 Multi-power dominates oil and gas migration in a modified limited dynamic field to form reformed tight unconventional carbonate reservoirs
5 结论

(1)   中国深层和超深层油气勘探不断取得重大突破,但面临诸多重大挑战需要解决,主要表现在:深层和超深层碳酸盐岩油气藏的地质特征与中浅层油气藏差异大且成因机制不同,常规和非常规碳酸盐岩油气藏的判别标准还没有建立起来;储层孔渗结构特征与成因机制差异大,有效储层判别标准尚未建立起来;碳酸盐岩油气成藏富集动力机制复杂,演化模式及分布预测技术尚未建立起来。

(2)   中国深层和超深层的砂岩油气藏成因机制研究取得诸多进展,但它们与碳酸盐岩油气藏有很大不同,不能被套用到碳酸盐岩油气藏勘探预测之中。二者主要存在五个方面差异:沉积环境及矿物组成不同;孔隙度和渗透率及其随埋深变化特征不同;孔隙度、渗透率、孔喉半径结构特征不同;孔隙度、渗透率、孔喉半径的关联性和分布特征不同;油气运聚动力转换对应的临界条件不同。

(3)   中国深层和超深层已经发现的和潜在的碳酸盐岩油气藏成因类型主要归为3类7种。浮力主导形成的碳酸盐岩油气藏有3种,包括常规圈闭油气藏、裂缝改造介质形成的油气藏、孔洞改造介质形成的油气藏;非浮力主导形成的碳酸盐岩油气藏有两种,包括致密圈闭类油气藏、致密深盆类油气藏;多动力联合主导形成的碳酸盐岩油气藏有两种,包括叠复连续致密油气藏、白云岩化致密油气藏。

(4)   中国深层和超深层不同类别的碳酸盐岩油气藏分别赋存于不同的地层领域。常规油气藏主要分布在低热流“冷盆”的圈闭构造中,致密连续型非常规油气藏主要分布在构造稳定的克拉通盆地、大型凹陷盆地或叠合盆地构造变动相对稳定的地区;改造类油气藏主要分布在不整合面上下、断裂带附近、裂缝发育的介质内或重结晶白云岩体内,是中国含油气盆地深层和超深层最主要的油气藏类型。

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