中国南方志留系油气地质特征与勘探方向_工程实践

摘要

摘要：中国南方志留系勘探程度较低，制约了对志留系自身油气成藏特点的研究和认识。从烃源岩的时空分布、优质烃源岩的发育环境、生烃史3个方面分析了中国南方上奥陶统-志留系的

摘要：中国南方志留系勘探程度较低，制约了对志留系自身油气成藏特点的研究和认识。从烃源岩的时空分布、优质烃源岩的发育环境、生烃史3个方面分析了中国南方上奥陶统-志留系的烃源条件；分析了志留系发育碎屑岩、碳酸盐岩两类储层的条件，对中国南方志留系油气成藏的基本特点进行了总结。该区上奥陶统-志留系优质烃源岩主要发育于上奥陶统五峰组和下志留统龙马溪组底部，以好-最好烃源岩为主，川东南-鄂西渝东区上奥陶统-下志留统烃源条件最好。上述两类储层均以低孔低渗-特低孔低渗为特征，其中，碎屑岩是主要的储集岩类。下志留统龙马溪组为优势盖层发育层位，是一套良好的区域性盖层。扬子区志留系泥岩具有较低孔隙度、较低渗透率、高突破压力、以超微孔为主的物性和孔隙结构特征，现今演化程度虽高，但仍具良好的封盖能力。志留系天然气具油型气特征，并可能与储层中原油裂解成气有关，至少具有2期油气生成和运聚过程。结论认为：川东南-鄂西渝东区为志留系天然气勘探最有利区，江汉平原南部冲断褶皱区和下扬子海安地区则为勘探有利区。

关键词：成藏条件；烃源岩；成藏特点；勘探方向；中国南方；志留系；油型气

1 成藏条件

1.1 烃源条件

中国南方上奥陶统-志留系优质烃源岩主要发育于上奥陶统五峰组和下志留统底部，其岩性以碳质页岩和碳硅质页岩等黑色泥页岩系为主。有机碳含量一般大于0.5%，以好-最好烃源岩为主。

1.1.1烃源岩的时空分布

上奥陶统五峰组烃源岩厚度不大，一般为几米至十多米，但分布几乎遍及整个扬子区。上、中扬子区五峰组沉积厚度很小，主体呈北东向的带状分布，具多个烃源岩发育中心(图1)。下扬子区五峰组烃源岩沉积厚度相对较大，厚度一般为50～200m；可进一步分为北部和南部2个烃源岩发育中心，北部烃源岩发育中心分布于淮阴-高邮一带，最大厚度超过100m；南部烃源岩发育中心分布于常山-苏州一带，最大厚度超过200m。

下志留统烃源岩集中分布于龙马溪组(高家边组)底部，厚度一般为30～100m，分布几乎遍及整个扬子区。有机碳含量较高，多属最好的烃源岩，为中国南方最重要的烃源层之一。中上扬子区龙马溪组以黑色笔石泥页岩为主，呈现多个烃源岩发育中心(图2)。下扬子区与龙马溪组对应层段被称为高家边组，主要为浅海相黑色硅质泥岩、灰色泥岩，存在扬州-兴化和石台-广德2个烃源岩发育中心。

从上奥陶统顶部-下志留统底部烃源岩整体上看，在中下扬子地区形成了3个烃源岩发育区：①下扬子烃源岩发育区，烃源岩厚50～300m；②中扬子烃源岩发育区，烃源岩厚50～150m；③上扬子烃源岩发育区，烃源岩厚100～200m。从层系上看，中上扬子区下志留统烃源岩优于五峰组，下扬子区五峰组烃源岩优于下志留统。根据烃源层优劣、阶段生烃量、构造改造程度与阶段生烃量的匹配关系，认为川东南-鄂西渝东区五峰组-下志留统烃源条件最好，其次为中扬子的江汉平原区和下扬子的苏南滑脱推覆区。

1.1.2优质烃源岩的发育环境

通过V/(V+Ni)、Ni/Co、δCe、δEu和δ¹³Corg等地球化学指标与有机碳含量变化的对应关系研究表明，彼此间均具有良好的相关性，这些指标的异常均表明上奥陶统-下志留统优质烃源岩发育于缺氧环境^[1～3]。从古气候和古海洋洋流的研究结果看，上奥陶统五峰组烃源岩与下志留统龙马溪组烃源岩的发育因素有明显的不同^[4]，五峰组优质烃源岩发育的主要控制因素为上升洋流，龙马溪组优质烃源岩发育的主要因素为有利的滞流缺氧环境和海侵初期对陆源碎屑的抑制作用^[5]。

1.1.3生烃史

烃源岩现今主体处于高成熟-过成熟演化阶段。五峰组-下志留统烃源岩生烃史研究表明，上、中、下扬子区烃源岩生油、生气高峰期存在显著差异：上扬子区生油、生气高峰主要发生于晚印支-早燕山期，该阶段生烃量超过总生烃量的60%；中扬子区烃源岩生油高峰发生于印支期和晚印支期-早燕山期，生气高峰则主要发生于燕山期和喜山期，下扬子区烃源岩生油高峰时期最早，为海西期，生气高峰时期跨度最长(海西期-晚燕山期)。

1.2 储层条件

志留系发育碎屑岩和碳酸盐岩两类储集岩，其中前者是主要储集岩类。碎屑岩储层除下志留统下部不发育外，其余层段均较发育，主要分布于中、下扬子区的下志留统小河坝组和中志留统的韩家店组及贵州地区的翁项组二、三段^[6]。碳酸盐岩储层主要发育于川南-黔北地区下志留统石牛栏组。上述两类储层均以低孔低渗-特低孔低渗为特征。

1.2.1碎屑岩储层

志留系碎屑岩表现为低孔、低渗、孔喉直径小的特点。扬子区6条地面剖面的16块砂岩样品常规物性分析表明，其孔隙度为0.93%～14.94%，平均为4.37%；渗透率为(0.014～235.00)×10^-3μm²，平均为15.72×10^-3μm²。其中，中、下扬子区物性相对较差，12块样品的孔隙度为0.93%～5.73%，平均为3.23%；渗透率为(o.014～0.206)×10^-3μm²，平均为0.051×10^-3μm²。而上扬子凯里地区翁项组物性则相对较好，3块样品的孔隙度为4.40%～14.94%，平均为8.44%；渗透率为(0.096～235.00)×10^-3μm²，平均为78.404×10^-3μm²。

储集空间主要为粒间孔、溶蚀孔、裂缝等，孔隙结构特征显示为细孔微喉型。孔隙类型主要是残余的粒间微孔隙及粒内溶蚀微孔隙。在裂缝存在时，储层的孔隙度、渗透率均有所提高，如建深1井志留系岩心中发育平缝、直缝和斜缝多类型的裂缝，有效地改善了其储层物性。

1.2.2碳酸盐岩储层

志留系碳酸盐岩储集层主要发育川南黔北地区的石牛栏组，岩石类型主要为亮晶颗粒灰岩和含颗粒泥晶灰岩^[7]。志留系石牛栏组碳酸盐岩储层的储集空间为孔洞、裂缝、晶间孔和晶内孔。对贵州吼滩、乌当两条剖面的6块石灰岩样品进行了常规物性分析，其孔隙度为0.57%～2.55%，平均为1.46%；渗透率为(0.009～0.955)×10^-3μm²，平均为0.173×10^-3μm²，属特低孔低渗储层。丁山1井石牛栏组1165～1165.75m，岩性为深灰色石灰岩。石灰岩岩心局部溶蚀缝洞发育，基质孔隙度较小，主要为缝洞型储层，实测孔隙度为1.50%～2.39%，平均为1.89%。

1.3 盖层条件

志留系盖层主要为一套浅海陆棚相-滨浅海相泥岩，盖层厚度巨大，分布稳定。从纵向上看，下志留统龙马溪阶为优势盖层发育层位，几乎整套地层都是泥质岩，是一套良好的区域性盖层。中志留统韩家店阶在上扬子区为较有利的盖层发育层位，其泥质岩占地层厚度的比例超过70%。但后期历经加里东、海西、印支和喜山运动，局部遭受了强烈的剥蚀，目前仍保存完好的志留系主要分布于四川盆地、湘鄂西区各复向斜的核部、江汉平原南部及下扬子区南部等地区。

由于中国南方不同地区志留系盖层沉积埋藏条件存在差异，其成岩作用和成岩史也存在一定差异。通过6条地面剖面和建深1井的泥质岩黏土矿物、伊利石结晶度和有机质成熟度的分析认为，扬子区志留系泥岩主体处于中成岩B期-晚成岩期，其中，中扬子区成岩演化程度最高，以晚成岩-近变质带成岩阶段为主，下扬子区次之，以晚成岩阶段为主，上扬子区成岩演化程度相对最低，以中成岩B期-晚成岩阶段为主。而建深1井韩家店组获日产5.13×10⁴m³的工业气流表明，志留系高演化泥质岩仍具有良好的封盖能力。

扬子区志留系盖层具有较低孔隙度、较低渗透率、高突破压力、超微孔为主的特征，其封盖性能优良。从整个扬子区看，四川盆地川东-川东南-黔西北地区现今封盖性能最好，以Ⅰ类盖层为主；中扬子的江汉平原南部以Ⅱ类盖层为主；下扬子区以Ⅱ-Ⅲ类盖层为主。

2 成藏特点

2.1 天然气具油型气特征，并可能与储层中原油裂解成气有关

川东南部志留系天然气属有机成因气，具油型气特征且成熟度较高，并可能与储层中原油裂解成气有关。主要依据如下：①根据高木1、太13井、丁山1井和建深1井志留系天然气组分分析，志留系天然气中以CH₄为主(表1)，天然气干燥系数大，为0.947～0.996，表明天然气属有机成因气且成熟度较高；②正常情况下有机成因天然气碳同位素组成表现为δ¹³C₁＜δ¹³C₂＜δ¹³C₃＜δ¹³C₄，但高木1井志留系天然气碳同位素组成特征却表现为δ¹³C₁＜δ¹³C₂＞δ¹³C₃＞δ¹³C₄(表2)，即δ¹³C₂、δ¹³C₃、δ¹³C₄明显倒转，推测高木1井志留系天然气可能与储层中原油裂解气有关。

表1 川东-鄂西渝东区志留系天然气组成表

井号	层位	井深(m)	天然气组成(%)										干燥系数
井号	层位	井深(m)	C₁	C₂	C₃	iC₄	nC₅	CO₂	N₂	Ar	He	H₂	干燥系数
高木1井	S₂h	2539～2577	91.40	1.75	0.23	0.01	0.01	3.55	3.00		0.05	0	0.979
高木1井	S₁s	2776～2950	96.52	0.24	0.22	0.00	0.01	0.79	2.04		0.08	0.10	0.995
太13井	S	3264～3306	95.68	2.04	0.35	0.01	0.02	0.05	1.74	0.01	0.09	0.001	0.996
	S	3213～3240	93.99	3.38	0.53	0.02	0.03	0.10	1.84	0.01	0.10	0.002	0.960
	S	3110～3113	92.43	4.01	1.12	0.04	0.05	0.57	1.69		0.09	0.004	0.947
丁山1井	S₁s	1146.21～1180.47	98.37	0.55	0.02			0.06	1.00				0.994
建深1井	S₂h	3794.56～3884.00	95.13	1.68	0.33	0.01	0.02	0.45	2.37				0.979

表2 高木1井志留系天然气碳同位素数据表

井号	层位	井深(m)	碳同位素组成(%)
井号	层位	井深(m)	δ¹³C₁	δ¹³C₂	δ¹³C₃	δ¹³C₄	△δ¹³C_2-1
高木1井	S₂h	2539～2577	-30.84	-29.58	-31.62	-37.32	1.26

2.2 至少具有两期油气生成和运聚过程

据实测的镜质体反射率资料，志留系烃源岩现处于高成熟-过成熟演化阶段。上奥陶统五峰组和下志留统龙马溪组烃源岩在早二叠世进入生油窗，中三叠世雷口坡期进入成烃高峰期，中晚侏罗世进入干气生成阶段，白垩纪后因地层抬升剥蚀而停止生烃。

贵州省凯里洛棉剖面翁三段灰色含油石英砂岩的石英颗粒中次生包裹体发育较好。主要为气液两相盐水包裹体和气液烃包裹体，呈串珠状分布，有些沿石英次生裂纹发育。大多形状不规则，气液比基本相近。烃包裹体荧光下发较强的蓝白色光和蓝绿色光。根据显微镜下包裹体产状及均一温度分布等特征，分析其流体活动大致为2期：①均一温度为109.5～122.3℃，平均为115.4℃；冰点为-5.6℃，盐度为8.65%(重量分数)；伴生的烃包裹体的均一温度为76.5～83.2℃，平均为79.7℃；②均一温度为136.5℃；伴生的烃包裹体的均一温度为105.6℃。显示出至少具有2期油气生成和运聚过程。

2.3 志留系油气成藏经历了4个阶段

志留系主要表现为“早期运聚保存、晚期调整成藏”，主要经历了以下4个阶段。

2.3.1加里东-早海西期为志留系岩性圈闭形成阶段

中国南方志留系岩性圈闭最早形成于沉积期。发育于下志留统石牛栏-白沙阶和中志留统韩家店组阶碎屑岩储层在加里东-海西早期，由于埋深较浅，砂岩中的粒间孔、粒内孔及溶蚀孔较发育，早期生成的油气便会从临近的烃源岩中向砂岩孔隙中运移。志留系储层为透镜状砂岩和碳酸盐岩，侧向上相变为封堵能力较强的泥页岩，有利于形成岩性圈闭气藏。因此，以陆源碎屑沉积为主的志留系油气藏，十分有利于油气的保存。

2.3.2海西-印支期为油藏形成阶段

根据川东地区志留系烃源岩有机质热演化特征和志留系-石炭系储层中自生矿物所含有机包裹体特征，推测川东地区志留系和石炭系大规模油气运移聚集的时期为晚三叠世至喜山运动前，据石炭系储层孔隙中发育的沥青性质和分布特点，认为是液态烃在深埋过程因热演化而成的碳质沥青，说明该区志留系曾发生过液态烃运聚过程。

从宏观来说，印支晚期，随着上覆地层不断沉积，下志留统龙马溪组烃源岩埋深增大，先后进入生油高峰期，油气大量生成，以生成液态烃为主，此时，志留系内部的小河坝组、韩家店组碎屑岩储层、石牛栏组碳酸盐岩就近捕获液态烃，形成岩性圈闭油藏。

2.3.3晚印支-早燕山期为气藏形成阶段

印支晚期-早燕山期，中国南方地层全面褶皱，形成褶皱强度大的复背斜及伴生的逆断层，区域断层下盘及复向斜内部大量的构造圈闭形成。随着侏罗系的沉积，志留系烃源岩有机质热演化为过成熟早期阶段，达到生气高峰，液态烃全面热裂解形成气态烃。燕山早期气态烃运移为主、液态烃为辅，大量同期形成的断裂促进了油气的纵横向运移，油气运移指向高陡背斜带及其两翼的局部构造圈闭，在近源、封闭的环境中，可形成早期充满度较高的原生油气藏。

2.3.4晚燕山-喜山期为气藏调整、改造、定形阶段

晚燕山期，大部分地区志留系仍然呈现凸凹相间构造格局，但凸、凹部位及幅度与海西、印支期及早燕山期相比有所变化，即流体势的分布状态发生了改变，在流体势驱动下天然气调整、运聚并保存。因此，燕山晚期-喜山期为气态烃运移调整期和变质沥青残留期。原始油气聚集经历了古油气藏到古气藏的演化历史。古近纪末喜山运动使四川盆地全面抬升、褶断，赋存于志留系的天然气的平衡状态被打破，天然气重新运移聚集。一方面，原始古气藏解体，部分天然气重新分配聚集成藏，或在原地有利部位形成充满度极高的残余气藏，或在新的有利圈闭中聚集形成新气藏；而另一部分天然气则散失。另一方面，由于地壳强烈抬升，原来溶解在地层水中的天然气可脱溶形成游离气，与原来游离状态的天然气一起运移聚集成藏。

3 勘探方向

志留系泥页岩具有很强的生烃能力，同时又是良好的盖层，内部普遍存在多套生、储、盖组合。生、储层交互，十分有利于油气聚集成藏，志留系沥青砂岩和钻井油气显示的普遍存在便是有利的证据，建深1井和丁山1井的钻探结果也进一步证明了这一点。

以大地构造单元为评价单元，以各评价区志留系的烃源条件、储层条件、盖层及保存条件、圈闭形成期与生烃史的配置、油气藏形成后的调整与改造情况、目的层埋深为依据，采用“逐项分析、综合评价”的方法，对各个区块进行优选评价后认为：川东南-鄂西渝东区为志留系天然气勘探最有利区，江汉平原南部冲断褶皱区和下扬子海安地区为有利区。

参考文献

[1] 何卫红，汪啸风，卜建军，等.晚奥陶世五峰期扬子海盆海平面变化旋回与古水体深度[J].沉积学报，2002，20(3)：367-375.

[2] 张水昌，张宝民，边立曾，等.中国海相烃源岩发育控制因素[J].地学前缘，2005，12(3)：39-48.

[3] 腾格尔，刘文汇，徐永昌，等.无机地球化学参数与有效烃源岩发育环境的相关研究[J].地球科学进展，2005，20(2)：193-200.

[4] 吕炳全，王红罡，胡望水，等.扬子地块东南古生代上升流沉积相及其与烃源岩的关系[J].海洋地质与第四纪地质，2004，24(4)：29-35.

[5] 李双建，肖开华，沃玉进，等.南方海相上奥陶统-下志留统优质烃源岩发育的控制因素[J].沉积学报，2008，26(5)：872-880.

[6] 张林，魏国齐，郭英海，等.四川盆地志留系层序地层及有利储集层分布[J].天然气工业，2005，25(5)：6-8.

[7] 杨晓萍，张宝民，柳少波.四川盆地南部志留系碳酸盐灰泥丘成因与储集性[J].海相油气地质，2002，7(4)：26-32.

(本文作者：肖开华中国石化石油勘探开发研究院)