中西部含油氣盆地喜山期強(qiáng)烈隆升剝蝕與大氣田的成藏效應(yīng)

李偉 朱智鵬 張海杰

1.中國石油勘探開發(fā)研究院 2.提高石油采收率國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 3.西南石油大學(xué)資源與環(huán)境學(xué)院4.中國石油西南油氣田公司重慶氣礦

中西部含油氣盆地喜山期強(qiáng)烈隆升剝蝕與大氣田的成藏效應(yīng)

李偉1，2朱智鵬3張海杰4

1.中國石油勘探開發(fā)研究院 2.提高石油采收率國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 3.西南石油大學(xué)資源與環(huán)境學(xué)院4.中國石油西南油氣田公司重慶氣礦

地層強(qiáng)烈隆升與天然氣成藏效應(yīng)的關(guān)系一直是地質(zhì)學(xué)界關(guān)心的重要問題之一，但對(duì)于中國中西部含油氣盆地喜山期的強(qiáng)烈隆升剝蝕與大氣田的成藏效應(yīng)之間關(guān)系的系統(tǒng)研究卻很少。為此，通過對(duì)我國中西部地區(qū)不同盆地不同區(qū)帶喜山期的強(qiáng)烈隆升剝蝕及其與大氣田成藏效應(yīng)關(guān)系的分析，認(rèn)為這種強(qiáng)烈隆升與剝蝕對(duì)大規(guī)模天然氣的聚集成藏，不僅具有重要作用，而且還會(huì)因所處地質(zhì)條件的不同而產(chǎn)生較大的成藏效應(yīng)差異，主要表現(xiàn)在3個(gè)方面：①膏鹽發(fā)育區(qū)的擠壓沖斷與快速隆升剝蝕，產(chǎn)生流體高效抽吸效應(yīng)；②大規(guī)模儲(chǔ)集體發(fā)育區(qū)持續(xù)隆升剝蝕，產(chǎn)生大面積水溶氣的減壓脫溶效應(yīng)；③高泥地比與高熱演化區(qū)持續(xù)隆升剝蝕，產(chǎn)生大面積地層減壓吸水效應(yīng)。之所以會(huì)產(chǎn)生上述3種不同的成藏效應(yīng)，是其成藏地質(zhì)條件差異大所造成的。結(jié)論認(rèn)為：流體高效抽吸效應(yīng)，主要形成于有膏巖與鹽巖封蓋很好的沖斷構(gòu)造帶；大面積水溶氣脫溶效應(yīng)主要發(fā)生在儲(chǔ)集體巨大、天然氣充注不足的地層；大面積泥巖吸水效應(yīng)，主要發(fā)育于氣源較充足且烴源巖熱演化程度高、泥巖含量高的地層。

中國 中西部含油氣盆地 喜山期 隆升 剝蝕 天然氣成藏效應(yīng) 抽吸效應(yīng) 脫溶效應(yīng) 吸水效應(yīng)

1 喜山期中西部含油氣盆地隆升與剝蝕

中國中西部自喜山期開始，受印度板塊的向北俯沖作用，不僅相關(guān)褶皺山系進(jìn)入強(qiáng)烈隆升與剝蝕階段，而且中西部含油氣盆地內(nèi)也有大面積的隆升與剝蝕區(qū)帶發(fā)育［1－3］。中西部含油氣盆地中隆升剝蝕區(qū)主要發(fā)育于山前沖斷帶及盆內(nèi)局部地區(qū)（表1）。四川盆地除川西坳陷區(qū)外大部分地區(qū)以隆升剝蝕為特征，如川中—川東地區(qū)基本不發(fā)育白堊紀(jì)—新近紀(jì)地層，上侏羅統(tǒng)—白堊系基本被剝蝕［4］。川東的高陡構(gòu)造帶中局部地區(qū)下三疊統(tǒng)嘉陵江組也被剝蝕，剝蝕厚度介于2 000～4 000 m，東部高陡構(gòu)造帶剝蝕量更大，隆升剝蝕厚度介于4 000～5 500 m，而且主要是晚喜山期以來的強(qiáng)烈隆升與剝蝕作用［5］。川西北沖斷帶喜山期以來隆升剝蝕更為強(qiáng)烈，剝蝕厚度達(dá)6 500 m，大部分地區(qū)上古生界大面積出露地表，局部地區(qū)下古生界也有出露［6］。鄂爾多斯盆地雖然目前大面積的覆蓋第四系黃土層，但是其直接覆蓋在中生代地層之上，大部分地區(qū)缺失晚白堊世—上新世的沉積，證明其隆升剝蝕時(shí)期主要是晚白堊世—新近紀(jì)早期，而且喜山期以來隆升的幅度以盆地東部黃河流域較高，可達(dá)1 600 m，其次是盆地西部坳陷帶，介于400～800 m［7－8］。塔里木盆地喜山期隆升較大的是庫車坳陷北緣沖斷帶、塔東南隆起帶與巴楚隆起南緣瑪扎塔格沖斷帶。庫車坳陷北緣沖斷帶主要出露的地層為三疊系—新近系，為晚喜山期快速隆升剝蝕后形成，隆升剝蝕了1 800～4 800 m的厚度［9］；瑪扎塔格沖斷帶主要出露古新世、始新世、漸新世、中新世和上新世地層，為漸新世與上新世快速隆升剝蝕后形成，隆升剝蝕了1 800～2 500 m的厚度［10］；塔東南隆起帶因氣源條件差，在此不做論述。準(zhǔn)噶爾盆地喜山期的隆升剝蝕主要發(fā)生在南緣沖斷帶，該區(qū)出露侏羅系—新近系，是上新世快速隆升剝蝕后形成的，隆升剝蝕了2 000～6 000 m的厚度，越向山前帶，隆升剝蝕越強(qiáng)烈［11］。吐哈盆地喜山期主要隆升剝蝕，發(fā)生在北部山前帶與盆地中央七克臺(tái)—火焰山?jīng)_斷帶，山前帶隆升較明顯的是吧喀構(gòu)造帶，主要出露白堊系—新近系，其西北端局部地區(qū)也出露侏羅系，該區(qū)隆升剝蝕厚度介于1 000～4 000 m；盆地中央構(gòu)造帶主要出露侏羅系—新近系，局部還出露了三疊系，其沖斷與隆升作用主要發(fā)育于上新世以來，剝蝕厚度介于1 600～4 500 m［12］。

表1 中國中西部含油氣盆地喜山期主要大面積抬升區(qū)帶剝蝕特征一覽表

綜上所述，中國中西部含油氣盆地內(nèi)都有不同程度的隆升與剝蝕，但相對(duì)于盆地面積而言，中部的四川盆地與鄂爾多斯盆地隆升與剝蝕的面積比例較大，而西部盆地的隆升與剝蝕面積比例較小。這種喜山期隆升剝蝕強(qiáng)度的差別，將對(duì)這一時(shí)期不同地區(qū)天然氣的成藏造成較大差異的影響。

2 隆升剝蝕與大型天然氣田的成藏效應(yīng)

對(duì)于喜山期隆升剝蝕作用與天然氣聚集的關(guān)系已經(jīng)有專家學(xué)者討論過，如趙文智［13］認(rèn)為克拉2氣藏主要形成于喜山期的構(gòu)造托舉與抽吸作用，李一平［14］與王蘭生［15］提出威遠(yuǎn)氣田形成于喜山期強(qiáng)烈隆升后的水溶氣脫溶成藏，Peterson［16］、Matheton［17］等報(bào)道剝蝕后巖石反彈現(xiàn)象，鄒華耀［18］與姜振學(xué)［19］等提出的剝蝕回彈使蘇里格氣田產(chǎn)生負(fù)壓效應(yīng)等。但是除了戴金星［20］討論過晚期成藏對(duì)大氣田形成的重大作用以外，截至目前，還沒有人對(duì)中國中西部大氣田形成與喜山期強(qiáng)烈隆升剝蝕所產(chǎn)生的效應(yīng)差異及其成因進(jìn)行過系統(tǒng)地梳理。為此，筆者對(duì)我國中西部地區(qū)不同盆地不同區(qū)帶喜山期的強(qiáng)烈隆升剝蝕及其與大型天然氣田成藏效應(yīng)關(guān)系的進(jìn)行了分析，以便給這一領(lǐng)域的研究者提供參考與借鑒。根據(jù)筆者的研究發(fā)現(xiàn)，目前主要存在抽吸效應(yīng)、脫溶效應(yīng)、吸水效應(yīng)等有利于大氣田形成的地質(zhì)作用，以下分述之。

2.1 深層流體抽吸效應(yīng)與大氣田的形成

喜山期的隆升剝蝕與抽吸效應(yīng)形成大氣田是有苛刻條件的，并不是所有的強(qiáng)烈隆升剝蝕都能形成抽吸效應(yīng)并形成大氣田。其主要條件包括：上覆厚層膏巖與鹽巖蓋層、大型沖斷構(gòu)造、斷裂下部溝通氣源層上部封閉、氣源充足、隆升剝蝕量大、儲(chǔ)集體厚且大面積發(fā)育等。如庫車北部山前沖斷帶就具備這樣的條件，其古近系—新近系的鹽膏層區(qū)域發(fā)育，厚度介于400～1 000 m，局部可達(dá)4 000 m［21］；庫車北部山前發(fā)育吐孜、依南、克拉蘇、大北、神木等多個(gè)沖斷構(gòu)造帶，其隆升剝蝕厚度介于1 800～4 800 m［22］；其沖斷隆升形成的斷裂大都直通侏羅系—三疊系的氣源層，而其上部都被鹽膏層封堵［23］；其中生界的氣源十分充足，生氣強(qiáng)度達(dá)100×108m3／km2；該山前帶白堊系砂巖儲(chǔ)層發(fā)育，厚達(dá)860 m，分布面積達(dá)1.2×104km2［24－25］。

抽吸效應(yīng)的地質(zhì)表現(xiàn)主要包括：氣藏高壓—超高壓（局部氣層壓力與深層相近）、儲(chǔ)層孔隙度增大、天然氣干而丙烷含量稀少、碳同位素值變重、氣藏內(nèi)砂巖儲(chǔ)層高嶺石含量高等特征。如克拉2大氣田的天然氣儲(chǔ)量超過2 000×108m3，上述地質(zhì)效應(yīng)都存在。根據(jù)趙文智［13］等人的研究成果，由于構(gòu)造的托舉與抽吸，造成晚期快速與高效成藏，使克拉2井在深達(dá)5 000 m的白堊紀(jì)地層中的砂巖儲(chǔ)層平均孔隙度達(dá)13.7%，最高可達(dá)18%，而上下相鄰層位的砂巖孔隙度多在5%左右（圖1）。筆者認(rèn)為這種抽吸效應(yīng)，還產(chǎn)生了超高壓封存箱現(xiàn)象，克拉2白堊系氣藏地層流體壓力高達(dá)75 MPa左右，其在厚350 m井段測(cè)得的地層壓力基本都是這樣，而其地層壓力系數(shù)上部達(dá)2.22，下部為1.79，展示氣藏內(nèi)部流體系統(tǒng)為壓力基本均一的超高壓封存箱特征。正是這種抽吸效應(yīng)，使其儲(chǔ)層中高嶺石的含量激增，在黏土礦物的含量中，高嶺石的百分比含量高（介于40%～80%），而該值在上、下鄰層卻極低［26］。也正是這種抽吸效應(yīng)，還使得其天然氣組分與碳同位素含量都發(fā)生顯著的變化（表2）。如其天然氣組分中甲烷含量高達(dá)98.22%、丙烷含量卻為零或極少，天然氣同位素值偏重，為－27.3‰～－27.8‰。而鄰區(qū)依南與依西更靠近侏羅系烴源巖的層位中，甲烷含量僅90%左右，丙烷含量為0.22%～1.58%，其甲烷碳同位素值較輕，為－32‰～－36‰。筆者認(rèn)為產(chǎn)生這一天然氣聚集特征主要有兩種成因：①由于抽吸效應(yīng)，將深層的高成熟度天然氣快速的抽吸到目前的氣藏中，以致其甲烷含量高、天然氣碳同位素值變重；②水溶氣的脫溶作用也有一定的影響，因?yàn)榈貙铀拿撊軞馓烊粴馓纪凰刂递^重，甲烷含量也較高，天然氣多為干氣。

圖1 塔里木盆地庫車坳陷克拉2氣藏成藏特征分析圖

表2 克拉2井及其鄰區(qū)天然氣組分與碳同位素特征對(duì)比表

在該盆地庫車坳陷的北部沖斷帶或其他盆地，只要具備抽吸效應(yīng)形成的地質(zhì)條件，就能夠形成這一類型的大氣田。如庫車坳陷北部沖斷帶的地質(zhì)條件，是有利于喜山晚期快速抬升剝蝕而產(chǎn)生抽吸效應(yīng)的地區(qū)。只是其對(duì)應(yīng)的地質(zhì)效應(yīng)，可能因抬升剝蝕的強(qiáng)度、鹽膏層的厚度、構(gòu)造的托舉強(qiáng)度、鄰區(qū)天然氣的熱演化程度而產(chǎn)生差異。筆者認(rèn)為該區(qū)超高壓的氣藏（包括大北2古近系氣藏壓力系數(shù)為1.62、克拉1白堊系氣藏壓力系數(shù)為1.81～1.92、克拉3古近系氣藏壓力系數(shù)為1.79～1.9、吐孜新近系氣藏壓力系數(shù)為1.4、神木古近系氣藏壓力系數(shù)為2.14～2.29等）都存在一定的抽吸效應(yīng)，只是抽吸效應(yīng)的強(qiáng)度不同而已。

又如川東地區(qū)，其中下三疊統(tǒng)嘉陵江組—雷口坡組發(fā)育大段膏鹽層［29］，能夠?qū)ο路貙有纬珊芎玫姆忾]作用，在喜山期強(qiáng)烈的擠壓隆升與剝蝕下，產(chǎn)生了構(gòu)造托舉與地層的抽吸效應(yīng)。該區(qū)二疊系—中下三疊統(tǒng)氣藏常發(fā)育高壓流體，地層壓力系數(shù)為1.6～2.2，而其天然氣主要來自石炭系古氣藏，其地層壓力系數(shù)多為1.0左右，大量的天然氣被抽吸到了上部的二疊系或三疊系中，使得許多石炭系氣藏在斷裂的連通下與上部二疊系或中下三疊統(tǒng)的氣藏具有相近或相似的地層壓力，從而產(chǎn)生地層壓力系數(shù)石炭系正常而二疊系—中下三疊統(tǒng)超高壓的發(fā)育特點(diǎn)，如臥龍河氣田，石炭系的壓力系數(shù)在1.1左右、上二疊統(tǒng)氣藏的壓力系數(shù)在1.41左右、雷口坡組氣藏的地層壓力系數(shù)達(dá)1.79。對(duì)于有膏鹽巖發(fā)育的川西北地區(qū)，目前勘探程度較低，膏鹽巖的發(fā)育規(guī)律還不明，預(yù)計(jì)在膏鹽巖發(fā)育較厚的沖斷帶也將是天然氣抽吸效應(yīng)成藏發(fā)育的有利地區(qū)。

但是，在另一些擠壓沖斷隆升帶卻不能形成這種抽吸效應(yīng)，如準(zhǔn)噶爾盆地南緣沖斷帶、吐哈盆地北緣沖斷帶及中央沖斷帶等地區(qū)。雖然這些地區(qū)喜山期擠壓隆升強(qiáng)烈，但是由于缺少封閉性很好的鹽膏層，仍不能形成這種抽吸效應(yīng)的氣藏。如準(zhǔn)噶爾南緣古近系紫泥泉子組存在軟泥巖段，能夠?qū)σ欢ǖ貐^(qū)形成良好的分隔性，但未能形成這種抽吸效應(yīng)，呼圖壁氣田地層壓力基本在33.65～34.68 MPa之間變化，壓力系數(shù)在1.0左右；吐哈盆地中新生界雖然有多套超壓泥巖蓋層［30］，但在山前與中央沖斷帶也未形成這種抽吸效應(yīng)的氣藏，如鄯勒氣藏與疙瘩臺(tái)氣藏都是正常壓力系統(tǒng)的氣藏，壓力系數(shù)都在1.0左右。由此可知，在沒有膏鹽巖的地區(qū)，是很難形成明顯的流體抽吸效應(yīng)而產(chǎn)生大規(guī)模天然氣聚集成藏的。

2.2 水溶氣脫溶效應(yīng)與大氣田的形成

喜山期地層強(qiáng)烈抬升與剝蝕并產(chǎn)生水溶氣的脫溶作用進(jìn)而形成大氣田的實(shí)例，在國內(nèi)外都有發(fā)現(xiàn)。如西西伯利亞盆地上白堊統(tǒng)烏連戈伊氣田［31－32］、四川盆地威遠(yuǎn)震旦系氣田［14－15］、四川盆地中部須家河組氣田［33－34］、塔里木盆地和田河氣田［10，35－36］等。這種水溶氣脫溶作用形成的天然氣田，其地質(zhì)效應(yīng)主要表現(xiàn)在天然氣組分變化與碳同位素值的變化上。具體而言，其主要地質(zhì)現(xiàn)象是氣藏底部或側(cè)翼水體巨大（或圈閉大而充滿度低），產(chǎn)生的地質(zhì)效應(yīng)是甲烷含量高（或干燥系數(shù)大）、異構(gòu)烷烴增加、富集重碳同位素、存在側(cè)向運(yùn)移效應(yīng)等。

李一平［14］、王蘭生［15］、戴金星［20］等人認(rèn)為威遠(yuǎn)震旦系氣田是我國水溶氣脫溶聚集成藏的重要代表，其展示出圈閉大、充滿度低，具有氣干、甲烷碳同位素值偏重等地質(zhì)效應(yīng)。威遠(yuǎn)震旦系頂?shù)娜﹂]面積大（895 km2），閉合度高達(dá)800 m，為喜山期構(gòu)造圈閉，在晚喜山期隆升剝蝕4 700 m，其含氣面積僅216 km2，天然氣的圈閉充滿度僅24%，天然氣探明地質(zhì)儲(chǔ)量401× 108m3。李一平認(rèn)為威遠(yuǎn)震旦系地層壓力從77.7 MPa下降到28.0 MPa，地層溫度由219℃下降到95℃，按照溶解度下降2.42 m3／m3計(jì)算，其水溶氣脫溶量約493.21×108m3。這些分析展示出其水溶氣脫溶成藏的基本聚集特點(diǎn)。天然氣的干濕度也展示威遠(yuǎn)氣田的干氣特征，而資陽地區(qū)雖然目前埋深較大，但天然氣偏濕，存在干燥系數(shù)為0.86左右的天然氣（表3）。更重要的是威遠(yuǎn)震旦系δ13C1為－32‰左右，而鄰區(qū)喜山期相對(duì)處于下降、隆升幅度僅300 m的資陽震旦系氣藏的天然氣δ13C1為－35.51‰～－38‰，展示出威遠(yuǎn)震旦系氣田存在明顯水溶氣脫溶變重的特征。

表3 抬升剝蝕脫溶氣與原地氣（或短距離運(yùn)移氣）性質(zhì)對(duì)比表

秦勝飛等認(rèn)為，塔里木盆地和田河石炭系與奧陶系氣田為典型的水溶氣脫溶聚集氣藏，不僅天然氣較干，而且還存在脫溶天然氣的運(yùn)移效應(yīng)［10］。和田河氣田東低西高，發(fā)育多個(gè)構(gòu)造高點(diǎn)，石炭系與下伏奧陶系發(fā)育不整合面，構(gòu)造兩側(cè)發(fā)育深大斷裂［36］。如表3所示，天然氣的干燥系數(shù)較大（0.965～0.993），而且自東向西增大；天然氣的甲烷碳同位素值為－37.8‰～－34.9‰，也展示出自東向西甲烷碳同位素加重的趨勢(shì)。因此，在地層水存在側(cè)向運(yùn)移時(shí)，水溶氣也隨著發(fā)生側(cè)向運(yùn)移，早脫溶出來的天然氣甲烷碳同位素偏輕，運(yùn)移一段距離后脫溶出來的天然氣甲烷碳同位素值變重。由于該氣田是碳酸鹽巖儲(chǔ)層，地層水中含有較多的CO2，因此其不僅存在烴類的水溶氣脫溶與運(yùn)移效應(yīng)，而且存在CO2的運(yùn)移效應(yīng)，如氣田東部天然氣中CO2的含量為0%～6%，而氣田西部天然氣中所含的CO2為8%～18%［10］。由此可知，碳酸鹽巖儲(chǔ)層中水溶氣的脫溶聚集，不僅存在甲烷含量高、運(yùn)移距離越遠(yuǎn)甲烷碳同位素值越重的特征，而且還存在CO2運(yùn)移距離越遠(yuǎn)含量越高的效應(yīng)。

四川盆地中部地區(qū)須家河組地層中水溶氣脫溶聚集與側(cè)向運(yùn)移的現(xiàn)象也很明顯。該區(qū)在廣安、合川、安岳等地探明天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量超過4 000×108m3。筆者近期對(duì)川中須家河組天然氣的研究結(jié)果也展示出運(yùn)移距離越遠(yuǎn)其甲烷含量越高、甲烷碳同位素值越重、異構(gòu)烷烴增多、丙烷系數(shù)越大等地質(zhì)效應(yīng)。表3還展示該區(qū)須家河組天然氣的組分特征在同一水溶氣的運(yùn)聚路徑上，靠近西部氣源中心的充西須四段氣藏，明顯比遠(yuǎn)離氣源中心的廣安須四段氣藏的氣要濕、iC4／nC4與iC5／nC5值低；在潼南—合川及安岳—荷包場(chǎng)的須二段水溶氣的運(yùn)聚路徑上也存在這樣的地質(zhì)效應(yīng)。更重要的是甲烷碳同位素值變化展現(xiàn)明顯的區(qū)域性變化效應(yīng)。從圖2可知，自安岳—充西以西地區(qū)產(chǎn)生的天然氣地質(zhì)效應(yīng)，完全可以應(yīng)用向西埋深加大，須家河組氣源巖熱演化增高生成的天然氣相關(guān)來解釋。而其東南部地區(qū)只能用水溶氣的側(cè)向運(yùn)移與脫溶聚集來解釋，即甲烷碳同位素值向東南逐漸加重的水溶氣側(cè)向運(yùn)移與脫溶效應(yīng)。如從安岳與充西地區(qū)的甲烷碳同位素值從－43‰左右，向東南至廣安—合川—丹鳳場(chǎng)—荷包場(chǎng)等地區(qū)的－37‰左右。

造成這些效應(yīng)的地質(zhì)條件有4個(gè)：①自西向東的地層壓力逐漸降低；②厚層致密非均質(zhì)儲(chǔ)層的大面積發(fā)育；③喜山期川中東南部抬升剝蝕量的逐漸加大；④水溶氣的長距離側(cè)向運(yùn)移與幕式脫溶等。因此，在符合這些條件且氣源巖發(fā)育的地區(qū)，就可以形成大型水溶氣脫溶聚集的氣藏，同時(shí)產(chǎn)生類似的地質(zhì)效應(yīng)。

2.3 泥巖吸水效應(yīng)與大氣田的形成

隆升剝蝕產(chǎn)生的泥巖吸水效應(yīng)，是指由于強(qiáng)烈隆升與剝蝕后，地層巖石產(chǎn)生回彈，并且由于泥巖的回彈效應(yīng)大于砂巖的回彈效應(yīng)，泥巖在回彈中為了保持孔隙中的流體壓力平衡［16－19］，而從砂巖中吸取地層水的作用過程［37－38］。其主要的地質(zhì)效應(yīng)是形成大面積的無水巖性氣藏或使地層產(chǎn)生負(fù)壓現(xiàn)象。筆者認(rèn)為喜山期隆升剝蝕并在泥巖吸水效應(yīng)下形成大氣田的實(shí)例很少，目前僅發(fā)現(xiàn)了鄂爾多斯盆地上古生界氣藏。

圖2 川中地區(qū)須家河組天然氣脫溶成藏特征分析圖

鄂爾多斯盆地上古生界天然氣藏是典型的巖性氣藏，其主要儲(chǔ)集體是三角洲前緣的分支河道砂與泛濫平原上的分流河道砂［39］。也并不是所有砂體都是氣藏，在單個(gè)砂體中只有中下部的塊狀砂巖是有利的天然氣儲(chǔ)集體，其底部的砂礫巖與上部的細(xì)粉砂巖多為氣干層或水干層。由于該盆地上古生界的巖性氣藏之間的連通性很差，很難形成統(tǒng)一的氣水界面，其單個(gè)氣層中的地層水大面積地被替除，難以用常規(guī)的成藏規(guī)律來解釋。從目前的勘探現(xiàn)狀來看，在蘇里格氣田及其以東的地區(qū)基本是不含水的巖性氣藏發(fā)育區(qū)，而蘇里格氣田向西逐漸出現(xiàn)產(chǎn)地層水的砂巖，產(chǎn)地層水的頻率向西不斷增高。而且，也沒有發(fā)現(xiàn)統(tǒng)一的氣水界面，只是含水飽和度向西逐漸增高。這一現(xiàn)象則完全可以用泥巖吸水效應(yīng)來解釋。

巖石的回彈常用來解釋地層負(fù)壓的成因［18－19］，但是很少應(yīng)用來解釋無水氣藏的成因。Fatt［40］和Mc Latchie等［41］在北美Alberta盆地對(duì)上白堊統(tǒng)的研究成果認(rèn)為，儲(chǔ)層孔隙的彈性收縮率為48.28×10－3Pa－1，當(dāng)上覆地層被剝蝕時(shí)，砂巖儲(chǔ)層孔隙的擴(kuò)容率與收縮率相當(dāng)，而泥頁巖的擴(kuò)容率高于砂巖，水的收縮率約為20.69×10－3Pa－1。即當(dāng)上覆巖層被剝蝕時(shí)，巖石孔隙體積的擴(kuò)容量比孔隙水的膨脹體積大50%。Neuzil［42］認(rèn)為不同巖石的體積回彈量為0.405%～4.529%；姜振學(xué)等人的實(shí)驗(yàn)認(rèn)為砂巖回彈量為0.8%～1.2%［19］。

這樣因泥頁巖的擴(kuò)容率大于砂巖，當(dāng)上覆巖層被剝蝕時(shí)，與泥頁巖相鄰的砂巖儲(chǔ)層中的部分水將在由低壓產(chǎn)生的橫向壓力梯度驅(qū)動(dòng)和毛細(xì)管力作用下向泥頁巖滲透。而鄂爾多斯盆地在早白堊世沉積末，下古生界的埋深介于4 000～7 000 m，地層溫度介于150～170℃［43－44］。在這樣的地層埋深與溫度條件下，地層中的水有48%～52%成為氣態(tài)水［45－46］。而在隆升剝蝕到現(xiàn)在的2 000～4 000 m埋深時(shí)，即地層壓力降低20～40 MPa時(shí)，根據(jù)湯勇等人的研究成果計(jì)算，地層中液態(tài)水的含量有8%～12%的水轉(zhuǎn)化為液態(tài)，還剩下33%～40%的氣態(tài)水［46］。該盆地上古生界的儲(chǔ)層孔隙度僅為5%～10%，轉(zhuǎn)化成的液態(tài)水僅占巖石空間的0.4%～1.2%，這樣的儲(chǔ)集物性條件下地層中束縛水飽和度常為40%～70%。在砂巖百分比小于40%的地區(qū)，不考慮儲(chǔ)層自身回彈產(chǎn)生的吸水效應(yīng)，僅占巖石體積0.4%～1.2%的液態(tài)地層水，可能不足以補(bǔ)償泥巖回彈后的地層水回補(bǔ)率（泥巖的回彈率應(yīng)大于1.2%）。因此，這種抬升剝蝕產(chǎn)生的巖石體積回彈所引起的泥巖吸水效應(yīng)，不僅產(chǎn)生無水氣藏，而且對(duì)地層負(fù)壓的成因也有重要貢獻(xiàn)。

鄂爾多斯盆地蘇里格氣田及其以東地區(qū)的上古生界就具備這樣的地質(zhì)條件（圖3）。首先其在晚白堊世—新近紀(jì)隆升剝蝕了1 200～1 600 m；其次地層存在明顯的低砂巖百分比。如：砂巖百分比由石炭系太原組—下二疊統(tǒng)山西組的20%～38%，向上依次變成下二疊統(tǒng)下石盒子組的10%～21%、上二疊統(tǒng)上石盒子組的5%～12%、上二疊統(tǒng)石千峰組的3%～5.5%。正是由于存在產(chǎn)生大面積泥巖吸水效應(yīng)的有利條件，其對(duì)應(yīng)的地層壓力系數(shù)也由太原組—山西組的0.95～1.1，向上依次變成下石盒子組的0.7～0.9、上石盒子組—石千峰組的0.4～0.6。這顯示該區(qū)上古生界地層越向上，其泥巖含量越高，抬升剝蝕后泥巖的吸水率越強(qiáng)，壓力系數(shù)也越低；含氣飽和度向上變低，主要是遠(yuǎn)離下部氣源所引起的；雖然上部的含水飽和度增高了，但是主要是束縛水，目前的鉆探還沒有在石千峰組發(fā)現(xiàn)產(chǎn)水層，只有測(cè)井研究發(fā)現(xiàn)了一些致密的水干層。

圖3 鄂爾多斯盆地上古生界氣藏發(fā)育模式剖面特征圖

另外，川東志留系小河壩組致密砂巖分布區(qū)具備類似的條件，預(yù)測(cè)可能也存在這樣的氣藏。因?yàn)樵诖|志留系小河壩組砂巖大面積發(fā)育于大段泥頁巖中，砂地比僅5%～12%，其下部龍馬溪組是該盆地最有利的氣源巖之一［29］，喜山期也有大規(guī)模的隆升剝蝕發(fā)生。

3 結(jié)論

1）中國中西部含油氣盆地由于受喜馬拉雅造山運(yùn)動(dòng)的影響，不同盆地內(nèi)不同區(qū)帶隆升剝蝕的強(qiáng)度與地質(zhì)背景不同，導(dǎo)致不同地區(qū)大氣田的成藏效應(yīng)差異很大。

2）喜山期隆升剝蝕形成大氣田的成藏效應(yīng)主要表現(xiàn)在流體高效抽吸效應(yīng)、大面積水溶氣脫溶效應(yīng)與大面積泥巖吸水效應(yīng)等3個(gè)方面。

3）之所以會(huì)產(chǎn)生這3種不同的成藏效應(yīng)，主要是其成藏地質(zhì)條件差異大所造成的：①在都有喜山期強(qiáng)烈隆升剝蝕的條件下，其中流體高效抽吸效應(yīng)，主要形成于有膏巖與鹽巖封蓋很好的沖斷構(gòu)造帶，如庫車坳陷北部山前沖斷帶、川東高陡構(gòu)造帶、川西逆沖帶等膏鹽蓋層發(fā)育的區(qū)帶；②大面積水溶氣脫溶效應(yīng)，主要發(fā)生在儲(chǔ)集體巨大、天然氣充注不足的地層，如川中地區(qū)的須家河組與震旦系、塔里木盆地瑪扎塔格構(gòu)造帶奧陶系—石炭系；③大面積泥巖吸水效應(yīng)，主要發(fā)育于氣源較充足且烴源巖熱演化程度高、泥巖含量較高的地層，如鄂爾多斯盆地中東部上古生界、川東志留系等。

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Relationship between strong uplifting and denudation during the Himalayan epoch and hydrocarbon accumulation effects of large gas fields in the central－western petroliferous basins of China

Li Wei1，2，Zhu Zhipeng3，Zhang Haijie4
（1.Petroleum Ex ploration and Development Research Institute，PetroChina，Beijing 100083，China；2.State Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery，Beijing 100083，China；3.School of Resources and Environmental Engineering，Southwest Petroleum University，Chengdu，Sichuan 610500，China；4.Chongqing Branch of Southwest Oil ＆Gasfield Company，PetroChina，Chongqing 400021，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 8，pp.48－55，8／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

The relation between gas accumulation effects and strong uplifting is always a hot topic in the academic circle of petroleum geology.However，no systematic study has been carried out on the relationship between strong uplifting and denudation during the Himalayan epoch and hydrocarbon accumulation effects of large gas fields in the central－western petroliferous basins of China.Based on the analysis of the strong uplifting and denudation during the Himalayan epoch at different zones of different basins in centralwestern China and their correlations with hydrocarbon accumulation effects of large gas fields，it is believed that the strong uplifting and denudation are critical to large－scale gas accumulation and can cause relatively large differences in hydrocarbon accumulation effects due to different geological conditions.They mainly include the following three aspects.（1）In the areas with well－developed salt layers，compressional thrusting and rapid uplifting and denudation can generate highly efficient fluid suction effects；（2）In areas with large scale reservoirs，continuous uplifting and denudation can cause large scale depressurization and ex－solution effects of water－soluble gas；（3）In the areas with high shale content and high thermal maturity，continuous uplifting and denudation can result in depressurization and water adsorption.A huge difference in geological conditions of hydrocarbon accumulation is the major cause of the above hydrocarbon accumulation effects.The highly efficient fluid suction effects mainly occur in thrust belts with high quality gypsolith and salt seals；the large scale exsolution effects of the water－soluble gas mainly occur in large reservoirs without full charging of gas；the large－scale water adsorption effects of mudrocks mainly occur in the formations with high thermal maturity，high shale content and abundant gas sources.

China，central－western petroliferous basin，Himalayan epoch，uplift，denudation，gas accumulation effect，suction effect，exsolution effect，water adsorption effect

李偉等.中西部含油氣盆地喜山期強(qiáng)烈隆升剝蝕與大氣田的成藏效應(yīng).天然氣工業(yè)，2012，32（8）：48－55.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.08.011

李偉，1963年生，高級(jí)工程師，博士；1987年本科畢業(yè)于原江漢石油學(xué)院，2004年博士畢業(yè)于成都理工大學(xué)；從事石油與天然氣地質(zhì)研究工作，現(xiàn)任中國石油勘探開發(fā)研究院實(shí)驗(yàn)中心副主任。地址：（100083）北京市910信箱實(shí)驗(yàn)中心。電話：（010）83593571。E－mail：lwe＠petrochina.com.cn

2012－07－06 編輯 居維清）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.08.011

Li Wei，senior engineer，born in 1963，is engaged in geological studies of oil and gas.

Add：Mail Box 910，No.29，Xueyuan Rd.，Haidian District，Beijing 100083，P.R.China

E－mail：lwe＠petrochina.com.cn