貴州南部中泥盆統(tǒng)油氣地質(zhì)條件及成藏史分析

王津義，王彥青，彭金寧，劉光祥，高 林

(1.中國石油化工股份有限公司 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質(zhì)研究所，江蘇 無錫 214126；2.中國石油化工股份有限公司 勘探南方分公司，成都 610041)

貴州南部中泥盆統(tǒng)油氣地質(zhì)條件及成藏史分析

王津義1，王彥青1，彭金寧1，劉光祥1，高 林2

(1.中國石油化工股份有限公司 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質(zhì)研究所，江蘇 無錫 214126；2.中國石油化工股份有限公司 勘探南方分公司，成都 610041)

貴州南部槽盆相沉積的中泥盆統(tǒng)獨(dú)山組泥質(zhì)烴源巖分布廣泛，有機(jī)質(zhì)豐度高，有機(jī)碳含量平均3.02%，干酪根顯微組分顯示以Ⅱ1型為主，少量為Ⅰ型，顯示極好的生烴條件。碳酸鹽巖和砂巖儲層晶間、粒間孔隙及裂縫均十分發(fā)育，儲集性能較好。蓋層廣泛分布，保存完好，具有較強(qiáng)的封蓋性。油氣顯示表明，中泥盆統(tǒng)碳酸鹽巖儲層及砂巖儲層中，均可見到不均勻有機(jī)質(zhì)浸染或?yàn)r青充填。獨(dú)山組中包裹體均一溫度顯示，該區(qū)具有兩期油氣充注。泥盆紀(jì)末期，貴州南部正處于紫云運(yùn)動的抬升隆起區(qū)，成為早石炭世生油高峰階段油氣充注的有利區(qū)域，油氣沿斷裂向臺地、臺地邊緣礁灘相灰?guī)r儲層及濱岸相砂巖儲層運(yùn)聚，可形成一定規(guī)模的油氣藏。

泥質(zhì)烴源巖；油氣組合；油氣顯示；成藏史；獨(dú)山組；中泥盆統(tǒng)；貴州南部

泥盆紀(jì)早期，貴州南部受埡紫羅斷裂帶活動的影響(圖1)[1]，發(fā)生大型裂陷，形成黔南裂陷槽，在裂陷槽內(nèi)沉積發(fā)育了巨厚的泥盆系。泥盆紀(jì)中期，鎮(zhèn)寧—王佑—平塘一線以南，整體仍處于裂陷沉積的鼎盛時期。在沉積中心，中泥盆統(tǒng)獨(dú)山組(D2d)黑色泥頁巖十分發(fā)育，呈北西走向分布，沉積厚度一般為100～250 m；有機(jī)碳豐度高，平均3.02%，屬好的烴源巖[2]。巖石薄片分析，中泥盆統(tǒng)灰?guī)r儲層晶間局部被不均勻有機(jī)質(zhì)浸染或?yàn)r青充填；巖石壓溶縫呈網(wǎng)狀分布，沿裂縫可見少量瀝青質(zhì)充填，并浸染周邊晶體。蓋層以中上泥盆統(tǒng)泥灰?guī)r、泥巖及下石炭統(tǒng)泥巖及二疊系泥巖為主，其中臺盆、臺洼相沉積的下二疊統(tǒng)棲霞組(P1q)和上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M(P2l)泥質(zhì)巖類在黔南地區(qū)廣泛發(fā)育，可作為有效的區(qū)域蓋層。該區(qū)形成了一套中泥盆統(tǒng)獨(dú)山組單層厚度大于50 m的黑色泥頁巖(生)、中泥盆統(tǒng)獨(dú)山組生物礁灰?guī)r、溶蝕孔洞灰?guī)r和上泥盆統(tǒng)砂巖、溶孔灰?guī)r厚度大于100 m(儲)、下石炭統(tǒng)泥巖、粉砂質(zhì)泥巖、粉砂巖夾泥灰?guī)r厚度大于150 m及二疊系泥質(zhì)巖類(蓋)的良好生、儲、蓋組合[3]。

圖1 貴州南部構(gòu)造區(qū)劃及井位分布[1]

1 中泥盆統(tǒng)烴源巖

1.1烴源巖剖面特征

(1)漫灘剖面。中泥盆統(tǒng)獨(dú)山組黑色泥頁巖主要發(fā)育在貴州西南部，在廣順漫灘剖面可見到大套槽盆相沉積的黑色泥頁巖，出露達(dá)3～5 km，分布范圍廣，產(chǎn)狀一般為100°∠25°，厚50～180 m，單層最大厚度大于50余m，顯示了該套烴源巖極好的生烴條件(圖版a,b)。

(2)龍里剖面。在貴陽龍里，中泥盆統(tǒng)獨(dú)山組暗色泥頁巖由槽盆相沉積相變?yōu)闉I淺海相沉積，巖性相變?yōu)樯澳鄮r互層，泥頁巖最大單層厚度明顯小于漫灘剖面，單層最大厚度僅為1.5 m，一般厚度為0.1～1.2 m，平均厚度小于1 m，泥頁巖厚約25 m(圖版c)。

貴州南部獨(dú)山組泥頁巖主要分布于鎮(zhèn)寧—王佑—平塘以南地區(qū)，泥頁巖厚度100～250 m。其中，紫云—長順一帶厚度大于180 m，分布穩(wěn)定。該套泥頁巖在關(guān)嶺—紫云—羅甸一線以南屬槽盆相沉積，宏觀上為一套好的烴源巖[4]。

1.2烴源巖地化特征

在廣順漫灘，獨(dú)山組黑色泥頁巖有機(jī)碳含量一般為0.32%～4.86%，平均3.02%，有機(jī)質(zhì)豐度高，屬好的烴源巖(表1)。在漫灘剖面北東鉆探的谷超深1井中泥盆統(tǒng)泥質(zhì)巖有機(jī)碳含量達(dá)1.29%，厚度大于84 m，屬好的烴源巖。貴陽龍里獨(dú)山組灰色泥頁巖有機(jī)碳含量一般為0.14%～0.62%，平均為0.33%，屬于一般烴源巖。根據(jù)干酪根顯微組分分析，該地區(qū)中泥盆統(tǒng)泥頁巖干酪根類型指數(shù)(TI)為56.30%～61%，屬Ⅱ1型干酪根。其中腐泥組占75%～77.70%，鏡質(zhì)組占25%～22.30%。碳同位素分析，泥頁巖分布區(qū)間為-25.5‰～-30.82‰，類型判別以Ⅱ1型為主，少量為Ⅰ型。烴源巖評價屬于好的烴源巖。獨(dú)山組泥頁巖氯仿瀝青“A”含量均較低，平均小于15×10-6，可能與烴源巖演化程度較高有關(guān)(表1)，這與黔雅2井中泥盆統(tǒng)黑色泥頁巖—深灰色泥灰?guī)rRo值達(dá)4.041%～4.68%，所顯示的該套烴源巖已處于過成熟演化階段一致[5-7]。

表1 貴州南部中泥盆統(tǒng)獨(dú)山組烴源巖地化分析數(shù)據(jù)

2 中泥盆統(tǒng)儲層

中泥盆世中晚期，在貴州中部即上揚(yáng)子古陸周圍的貴陽龍里及福泉一帶為濱岸相區(qū)，主要沉積了一套石英砂巖；在貴州中南部長順—平塘—獨(dú)山一線則為開闊臺地相沉積區(qū)，沉積了中厚層塊狀灰?guī)r，灰?guī)r中溶蝕孔洞發(fā)育(圖版d)；在貴州南部開闊海臺地相與槽盆相銜接部位發(fā)育了臺地邊緣相，沉積發(fā)育了生物礁相灰?guī)r、礁灘相灰?guī)r，巖性主要以塔狀生物礁灰?guī)r及生物碎屑灰?guī)r為特征(圖版e)。

2.1碳酸鹽巖儲層

根據(jù)臺地、局限臺地、臺地邊緣生物礁相儲層物性分析，表2顯示以局限臺地相沉積的白云巖儲層物性最好，臺地邊緣相沉積的生物礁儲層物性次之。如獨(dú)山剖面白云巖儲層孔隙度分布為0.81%～9.01%，平均為5.80%；滲透率分布為(0.09～32.50)×10-3μm2，平均為27.30×10-3μm2，孔滲物性均較好。獨(dú)山剖面生物礁儲層平均孔隙度較低，僅為1.65%，但平均滲透率可達(dá)8.56×10-3μm2，平均滲透率是生物礁相儲層中最好的。在廣順漫灘生物礁相儲層中，平均孔隙度為3.00%，平均滲透率為4.51×10-3μm2，儲層性能與獨(dú)山生物礁儲層一致。碳酸鹽巖類儲層在獨(dú)山—平塘—惠水一帶沉積厚度最大，一般大于600 m[8-9]。

中泥盆統(tǒng)灰?guī)r巖石類型可分為中—厚層塊狀灰?guī)r，厚層狀砂屑、藻屑、藻團(tuán)塊及核形石灰?guī)r，砂礫屑灰?guī)r，白云質(zhì)灰?guī)r和各類白云巖；生物礁灰?guī)r的巖石類型可分為含生屑、生屑灰?guī)r及層孔蟲、珊瑚生物灰?guī)r、生物礁灰?guī)r等。在碳酸鹽巖儲層中，灰?guī)r多為粉晶結(jié)構(gòu)，局部細(xì)—中粗晶結(jié)構(gòu)，巖石被不同程度白云巖化，具弱溶蝕現(xiàn)象，形成較多溶蝕微孔，面孔率為1%～1.5%左右。其中，局部灰?guī)r和生屑灰?guī)r的白云石晶間孔、生物體腔孔和溶孔較發(fā)育，面孔率為2%～3%，最大達(dá)4%～5%不等。廣順漫灘中泥盆統(tǒng)粒屑白云巖的巖石成分主要為殘余粒屑結(jié)構(gòu)、不等晶結(jié)構(gòu)，巖片中則以不等晶半自形白云石為主，局部見有機(jī)質(zhì)浸染。鑄體分析，巖石中晶間孔隙及裂縫發(fā)育(圖版f,g)，具有較好儲集性能。鑄體主要充填晶間孔隙，少許晶粒鑄體呈晶內(nèi)溶蝕孔隙充填，鑄體分布不均勻，部分晶間鑄體呈浸染狀，喉道呈片狀、收縮狀。有數(shù)條鑄體充填的裂縫發(fā)育，裂縫呈平緩延伸，其中一條鑄體充填裂縫延伸較長，裂縫最寬處約為0.10 mm，巖片面孔率為1.50%左右[10]。

上泥盆統(tǒng)灰?guī)r儲層巖性主要為局限臺地相沉積的白云巖和生物碎屑灰?guī)r，由于白云巖化及溶蝕作用，使得巖石中白云巖晶間孔和各類次生溶蝕孔隙較發(fā)育，巖石面孔率多在2%～3%，基塊孔隙度在5%左右或大于5%，局部面孔率為10%，孔隙中多有不同程度的瀝青充填。

2.2砂巖儲層

濱岸相沉積的中泥盆統(tǒng)砂巖儲層巖石類型為淺灰—灰褐色石英砂巖，包括礫狀砂巖、砂巖、細(xì)砂巖、粉砂巖等，以粉砂巖—細(xì)砂巖為主。砂巖類儲層孔隙度為0.32%～8.78%，平均6.24%，滲透率為(0.19～3.90)×10-3μm2，平均2.55×10-3μm2。根據(jù)鉆井巖心物性分析，其中雅超深1井中泥盆統(tǒng)10個石英砂巖巖心樣品物性統(tǒng)計，孔隙度在0.52%～3.75%，平均僅1.60%，平均滲透率小于0.3×10-3μm2，鉆井巖心物性揭示，均屬低孔、低滲性能(表3)。

巖片分析，貴定龍里中泥盆統(tǒng)砂巖以細(xì)砂結(jié)構(gòu)為主，分選較好，嵌晶—孔隙式膠結(jié)為主；巖石中以石英為主，其次為長石、巖屑，部分石英具有次生加大作用，孔隙發(fā)育較好。鑄體分析，巖石中孔隙發(fā)育較好，多為粒間溶蝕孔隙(圖版h)，并有裂縫穿插。鑄體多呈團(tuán)塊狀分布，少量粒間鑄體孔隙邊緣見殘余有機(jī)質(zhì)，部分顆粒及膠結(jié)物鑄體呈浸染狀，喉道呈收縮狀、片狀，局部喉道呈半連通狀，巖片面孔率達(dá)8.55%，為具有較好儲集性能的儲層。

表2 貴州南部中泥盆統(tǒng)碳酸鹽巖儲層物性

表3 貴州南部中泥盆統(tǒng)砂巖儲層物性

3 蓋層分析

3.1蓋層

直接蓋層為中泥盆統(tǒng)上部泥質(zhì)巖類蓋層，巖性一般為泥巖、粉砂質(zhì)泥巖、砂質(zhì)泥巖等碎屑巖類，主要為非均質(zhì)泥巖蓋層，局部為較均質(zhì)蓋層，厚400～600 m，橫向變化大，分布面積廣，往南逐漸增厚，最厚可達(dá)700余m。鉆井揭示區(qū)內(nèi)谷增、王佑地區(qū)蓋層條件相對較好，為較均質(zhì)泥質(zhì)巖蓋層，且厚度相對較大。據(jù)谷超深1井、黔雅2井巖心測試，較均質(zhì)泥巖孔隙度為0.83%～1.33%，砂質(zhì)泥巖孔隙度為2.4%，滲透率為(0.37～1.73)×10-6μm2和1.46×10-6μm2，排驅(qū)壓力為18.70～29.86 MPa和11.85 MPa，反映中泥盆統(tǒng)上部泥巖類蓋層長期處于持續(xù)沉降埋藏的演變過程，仍具備封蓋油氣的良好條件。尤其是谷超深1井、雅超深1井和王深1井在多個井段錄井顯示了氣測異常。如王深1井在D2井段，井深720～830 m氣測后效全烴達(dá)4%；井深1 852.4～1 854.3 m放空井段，泥漿槽面出現(xiàn)較多小氣泡，占槽面30%左右，氣測無異常；3 680.0～3 730 m泥漿槽面出現(xiàn)密集小氣泡，占槽面90%，氣測無異常。測井結(jié)果均為氣顯示層，表明該套蓋層具有一定的封閉能力。

間接蓋層主要為下石炭統(tǒng)泥巖和二疊系泥質(zhì)巖類，其中下石炭統(tǒng)大塘組(C1d)，在貴陽烏當(dāng)、偏坡、龍里芝麻鄉(xiāng)等地，巖性為碳質(zhì)泥巖、泥巖和泥質(zhì)粉砂巖、砂巖互層，屬濱岸沼澤相沉積，泥巖累計厚度1.5～30 m，夾多層煤線。在獨(dú)山—平塘地區(qū)，該套泥巖屬濱淺?！訚上喑练e，巖性以黑色泥巖與粉砂巖、砂巖互層為主，黑色泥巖最大單層厚度可達(dá)6～7 m，泥巖累計厚度達(dá)30～45 m，可作為良好的蓋層。二疊系泥巖蓋層在全區(qū)均有分布，其中下二疊統(tǒng)梁山組沉積了一套黑色泥頁巖、夾煤層，一般厚5～27 m，屬陸棚相或?yàn)I岸沼澤相沉積。下二疊統(tǒng)棲霞組早期沉積了一套黑色頁巖、灰黑色泥灰?guī)r，一般厚度大于50 m，屬棲霞初期遠(yuǎn)濱相沉積，該套頁巖全區(qū)發(fā)育穩(wěn)定，廣泛分布，可以組成原始、廣泛、穩(wěn)定的沉積蓋層，具有較強(qiáng)的封蓋性。上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M泥巖蓋層，主要分布在貴州西南部，以安順凹陷保存厚度最大；巖性以泥巖、粉砂質(zhì)泥巖、泥灰?guī)r為主。據(jù)蓋層突破壓力分析，該套泥巖在安順、貴定地區(qū)突破壓力達(dá)11.006～18.074 MPa，氣柱高度1 100.63～1 807.45 m，泥巖蓋層達(dá)到Ⅰ、Ⅱ類封閉良好型蓋層。據(jù)窯1井、安參井鉆井資料統(tǒng)計，該套泥質(zhì)巖類蓋層厚度達(dá)300～700 m，可作為良好的局部蓋層[11-12]。

3.2成巖階段

伊利石結(jié)晶度指標(biāo)劃分成巖演化階段的基本標(biāo)準(zhǔn)是伊利石結(jié)晶度值小于0.2°(△2θ)的巖石劃歸淺變質(zhì)帶；小于0.42°的巖石劃歸近變質(zhì)帶；小于0.50°的巖石劃歸成巖晚期；小于0.60°的巖石劃歸成巖中晚期，大于0.60°的巖石劃歸淺于成巖階段中期。借鑒該標(biāo)準(zhǔn)并結(jié)合粘土礦物X衍射測試分析(表4)，結(jié)果本區(qū)成巖礦物演化程度的主要特點(diǎn)為，泥盆系、石炭系伊利石結(jié)晶度小于0.47～0.51， 混層比小于20，二疊系伊利石結(jié)晶度小于0.50～0.51，混層比小于15，巖石演化均處于成巖作用中晚期階段，表明它們均具有較好的封蓋能力[12-15]。

4 油氣顯示及成藏史分析

4.1油氣顯示

在獨(dú)山大河中泥盆統(tǒng)灰?guī)r裂縫、裂隙中，可見到大量的瀝青充填，在打開的新鮮層面上，用手觸摸染手，含瀝青灰?guī)r厚2～3 m(圖版i,j)；在中泥盆統(tǒng)生物礁灰?guī)r中，巖石薄片顯示，獨(dú)山組生物礁灰?guī)r呈珊瑚礁結(jié)構(gòu)或殘余生物骨架中晶結(jié)構(gòu)，珊瑚體呈斑塊分布，巖石具強(qiáng)烈白云石化，白云石主要呈自形細(xì)晶，在珊瑚體間分布，少許為粉晶分布于珊瑚空腔中，局部被不均勻有機(jī)質(zhì)浸染或?yàn)r青充填(圖版k)。巖石中發(fā)育壓溶縫，呈網(wǎng)狀分布，沿縫可見少量瀝青質(zhì)充填晶間，并浸染周邊晶體[16](圖版l)。

表4 貴州南部粘土礦物X衍射測試分析數(shù)據(jù)

圖2 貴州南部中泥盆統(tǒng)熱演化史

4.2成藏史分析

貴州南部構(gòu)造埋深史顯示，海西早期快速沉降、中期緩慢沉降、晚期快速沉降、印支期加速沉降、燕山期以來快速抬升，最大埋深可達(dá)8 000余 m。熱演化史分析，該地區(qū)中泥盆統(tǒng)烴源巖在晚泥盆世早期達(dá)到生油門限，早石炭世進(jìn)入生油高峰階段，早石炭世末期進(jìn)入生凝析氣階段，石炭紀(jì)晚期以生干氣為主(圖2)[17]。獨(dú)山組包裹體均一溫度顯示，具有2期油氣充注，第1期在早石炭世生油高峰階段，第2期在晚石炭世至早二疊世生凝析氣階段。儲層為獨(dú)山組臺地或臺地邊緣生物礁相灰?guī)r；蓋層為中上泥盆統(tǒng)泥巖、下石炭統(tǒng)泥巖及二疊系泥巖、泥灰?guī)r。從蓋層條件看，臺盆相沉積的上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M泥質(zhì)巖類在本區(qū)廣泛發(fā)育，可作為有效的區(qū)域蓋層。泥盆紀(jì)末期，貴州南部正處于紫云運(yùn)動的抬升隆起區(qū)，也是第1期早石炭世生油高峰階段油氣充注期的有利區(qū)域，油氣運(yùn)聚沿著油源斷裂向臺地、臺地邊緣生物礁相灰?guī)r儲層及濱岸相砂巖儲層運(yùn)聚，可形成一定規(guī)模的油氣藏[18-19]。

5 結(jié)論

1)獨(dú)山組黑色泥頁巖以槽盆相沉積為主，泥質(zhì)烴源巖分布廣泛，單層厚度大(大于50余m)；有機(jī)碳含量平均3.02%，有機(jī)質(zhì)豐度高；干酪根顯微組分顯示以Ⅱ1型為主，少量為Ⅰ型，顯示了極好的生烴條件。

2)發(fā)育多套儲層，測試分析表明，不論是碳酸鹽巖還是砂巖儲層，晶間、粒間孔隙及裂縫均十分發(fā)育，儲集性能較好。

3)蓋層發(fā)育保存完好，其中下石炭統(tǒng)濱淺?！訚上嗄鄮r在貴州南部地區(qū)最發(fā)育，可作為良好的蓋層；下二疊統(tǒng)遠(yuǎn)濱相頁巖、泥灰?guī)r全區(qū)發(fā)育穩(wěn)定，廣泛分布，可以組成有效的蓋層，具有較強(qiáng)的封蓋性。上二疊統(tǒng)臺盆相泥巖，主要分布在貴州西南部，以安順凹陷保存厚度最大，達(dá)到Ⅰ、Ⅱ類封閉良好型蓋層。

4)中泥盆統(tǒng)灰?guī)r儲層及裂縫、裂隙中均見有大量的瀝青充填，含瀝青層厚度2～3 m，獨(dú)山組生物礁灰?guī)r薄片顯示，礁灰?guī)r具珊瑚礁結(jié)構(gòu)或殘余生物骨架中晶結(jié)構(gòu)，巖石具強(qiáng)烈白云石化，在珊瑚體間、巖石裂縫間均被不均勻有機(jī)質(zhì)浸染或?yàn)r青充填。

5)獨(dú)山組灰?guī)r包裹體均一溫度顯示，該地區(qū)具有2期油氣充注。泥盆紀(jì)末期，貴州南部正處于紫云運(yùn)動的抬升隆起區(qū)，也是第1期早石炭世生油高峰階段油氣充注的有利區(qū)域，油氣沿著油源斷裂向臺地、臺地邊緣生物礁相灰?guī)r儲層及濱岸相砂巖儲層運(yùn)聚，可形成一定規(guī)模的油氣藏。

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圖 版

(編輯徐文明)

PetroleumgeologicconditionsandaccumulationhistoryofMiddleDevonian,southernGuizhouprovince

Wang Jinyi1, Wang Yanqing1, Peng Jinning1, Liu Guangxiang1, Gao Lin2

(1.WuxiResearchInstituteofPetroleumGeology,SINOPEC,Wuxi,Jiangsu214126,China; 2.SINOPECExplorationSouthernCompany,Chengdu,Sichuan610041,China)

In the Dushan Formation of the Middle Devonian in the southern Guizhou province, the mudstone source rocks of trough-basin facies are widespread with high organic abundance. The average organic carbon content is 3.02%. Most of the kerogens are of type Ⅱ1, and some are of type Ⅰ, indicating for excellent hydrocarbon generation conditions. In carbonate and sandstone reservoirs, intergranular, intergranular pores and cracks develop well. Cap rocks distribute widely and are preserved well, indicating for strong sealing capacity. Petroleum shows prove that, in both carbonate and sandstone reservoirs in the Middle Devonian, uneven organic matter or asphalt infillings can be found. The homogenization temperatures of fluid inclusions in the Dushan Formation show that the study area has experienced 2 phases of hydrocarbon charging. At the end of Devonian, the southern Guishou province was the uplifting area of the Ziyun Movement, hence was favorable for petroleum charging during the early Carboniferous. Petroleum migrated along cracks to the reef flat limestone reservoirs and the littoral sandstone reservoirs in platforms and platform edges.

mudstone source rock; petroleum accumulation assemblage; petroleum show; accumulation history; Dushan Formation; Middle Devonian; southern Guizhou province

1001-6112(2013)02-0139-07

10.11781/sysydz20130205

TE122.1

A

2012-06-05；

2013-01-21。

王津義(1957—)，男，碩士，高級工程師，從事油氣地質(zhì)綜合研究。E-mail：wangjy.syky@sinopec.com。

中國石油化工股份有限公司科技項(xiàng)目(P04038)和中國石油化工股份有限公司勘探南方分公司科技攻關(guān)項(xiàng)目(G0800-10KK-137)資助。