原油裂解氣資源評價的理論技術(shù)創(chuàng)新與評價應(yīng)用
——以四川盆地震旦系—寒武系為例

郭澤清,趙文智,謝增業(yè),王志宏,姜華,李劍,朱光有

中國石油勘探開發(fā)研究院,北京,100083

內(nèi)容提要：四川盆地震旦系—寒武系天然氣資源豐富。近年來,在四川盆地川中古隆起和北部斜坡區(qū)先后獲得了兩個萬億級大氣區(qū)的重大發(fā)現(xiàn)。為了明確該領(lǐng)域天然氣的資源規(guī)模以及未來的勘探方向和創(chuàng)建一套切實可行的原油裂解氣資源量的評估方法,本次研究基于該區(qū)天然氣為古油藏原油裂解的基本認識,按照干酪根生油,再到古油藏裂解生氣的技術(shù)路線對原油裂解氣的資源量進行計算。應(yīng)用成因法,采用PetroMod 3D盆地模擬軟件,輸入地層等厚圖、巖相古地理圖、烴源巖綜合評價圖、剝蝕量展布圖以及生油動力學(xué)參數(shù)圖版,建立整個盆地的三維地質(zhì)模型,并切分為5個區(qū)塊分別計算生油量,然后探討了石油運聚系數(shù)、石油裂解率、天然氣散失率以及寒武系石油運移的分配系數(shù),并創(chuàng)建了天然氣散失系數(shù)計算公式。在以上基礎(chǔ)上,恢復(fù)了盆地及5個構(gòu)造單元的生油史,并明確了古油藏形成的關(guān)鍵時刻,最終得到全盆地震旦系—寒武系常規(guī)天然氣資源量為13.43×1012 m3,其中寒武系為5.43×1012 m3,震旦系為8.0×1012 m3。并指出除了川中地區(qū)以外,川南和川東具有巨大的勘探潛力,尤其是位于川南地區(qū)德陽—安岳裂陷槽兩側(cè)的臺緣帶和臺內(nèi)顆粒灘是下一步勘探的現(xiàn)實領(lǐng)域。本次研究在理論創(chuàng)新和勘探實踐中都具有重要意義。

四川盆地震旦系—寒武系的勘探始于20 世紀(jì)40年代,并于1964 年在古隆起現(xiàn)今核部發(fā)現(xiàn)中國第一個整裝大型氣田—威遠氣田(宋文海,1996),產(chǎn)層為震旦系燈影組。自威遠氣田發(fā)現(xiàn)以來至2010年,震旦系—下古生界油氣勘探經(jīng)歷了長達半個世紀(jì)的艱難探索(杜金虎等,2013,2014;徐春春等,2014)。2011年7月,四川盆地高石梯構(gòu)造的高石1井在震旦系燈影組獲日產(chǎn)百萬立方米的高產(chǎn)氣流,拉開了高石梯—磨溪地區(qū)震旦系—寒武系特大型氣田發(fā)現(xiàn)和大規(guī)模評價勘探的序幕(魏國齊等,2013, 2015a, 2015b;杜金虎等,2013)。目前已在高石梯—磨溪地區(qū)7500 km2范圍內(nèi)(楊躍明等,2021),發(fā)現(xiàn)迄今為止中國單體規(guī)模最大的海相碳酸鹽巖特大型氣田——安岳氣田,截至2022年底,探明天然氣地質(zhì)儲量1.16×1012m3。為擴展勘探領(lǐng)域、尋找安岳氣田后備接替區(qū),系統(tǒng)開展了川中古隆起北部斜坡區(qū)天然氣富集條件和風(fēng)險勘探目標(biāo)評價研究,截至2022年底,已相繼在川中古隆起北斜坡上震旦統(tǒng)燈二段和燈四段(謝增業(yè)等,2021a)、下寒武統(tǒng)滄浪鋪組(嚴(yán)威等,2021)取得勘探突破,展示了研究區(qū)多層系立體勘探的良好潛力,落實了萬億立方米新增地質(zhì)儲量,有望形成繼安岳氣區(qū)之外的另一個萬億立方米級大氣區(qū)—蓬萊氣區(qū)(楊雨等,2022)。德陽—安岳裂陷槽內(nèi)和周緣震旦系—寒武系是未來油氣勘探發(fā)現(xiàn)和獲得規(guī)模儲量的重要領(lǐng)域,未來有望再發(fā)現(xiàn) (2～3)×1012m3的特大氣區(qū)(魏國齊等,2022)。同時,四川盆地川中震旦系—寒武系萬億立方米級原油裂解氣大氣田的發(fā)現(xiàn),對開拓全球中上元古界—下古生界古老地層天然氣勘探領(lǐng)域具有重大科學(xué)與實踐意義。

由上可以看出,四川盆地深層震旦系—寒武系古老碳酸鹽巖天然氣具有巨大勘探的潛力。目前已經(jīng)基本落實了2×1012m3的天然氣儲量,那么剩余資源量還有多少?主要集中在哪個層系?哪個(些)區(qū)塊?前人基于干酪根生氣理論,用成因法計算烴源巖的生氣強度,然后乘以面積進而得到生氣量,再選擇適當(dāng)?shù)倪\聚系數(shù),得到全盆地震旦系—寒武系常規(guī)天然氣的資源量為(4.6～5.5)×1012m3(鄒才能等,2014;魏國齊等,2017)。該方法的理論基礎(chǔ)是天然氣直接來源于干酪根熱降解或者烴源巖內(nèi)分散液態(tài)烴而不是古油藏。應(yīng)用上述方法,第四次資源評價的結(jié)果為4.98×1012m3(楊光等?)。但是,目前多數(shù)學(xué)者認為安岳氣田天然氣主要來自原油裂解氣(鄒才能等,2014;徐春春等,2014;魏國齊等,2015b,2017;楊光等?; 楊躍明等,2019;馬新華等,2019;謝增業(yè)等,2021a,2021b;郭澤清等,2022)。因此,不能用干酪根熱降解生氣的方法評價其資源潛力。而古油藏裂解氣的資源評價方法具有特殊性和一定的技術(shù)難度,目前尚未見報道。本次研究按照干酪根生油形成古油藏,然后古油藏裂解生氣的技術(shù)路線,對四川盆地原油裂解成因的震旦系—寒武系常規(guī)天然氣資源量進行了評價:首先利用成因法計算烴源巖的生油量,再根據(jù)運聚系數(shù)得到古油藏資源量,然后得到古油藏完全裂解生成的天然氣的量,最后減去散失量即可得到天然氣資源量。該方法主要有3個技術(shù)難點,一是如何確定石油的運聚系數(shù),二是如何計算原油裂解后的生氣量,三是如何確定天然氣的散失量。本次研究探討了解決上述問題的方法,形成了原油裂解氣資源評價的一種新方法,同提供了震旦系—寒武系天然氣資源量,對勘探實踐和理論研究都具有重要意義。

1 地質(zhì)概況

四川盆地是在揚子穩(wěn)定克拉通前震旦紀(jì)變質(zhì)基底上發(fā)育起來的呈NE向展布的菱形構(gòu)造—沉積盆地,面積約為18×104km2,是中國重要的含油氣盆地。根據(jù)盆地內(nèi)的區(qū)域構(gòu)造特征及油氣分布特點,劃分出五個一級構(gòu)造單元(圖1a),即川東高陡構(gòu)造區(qū)、川中隆起構(gòu)造區(qū)、川南低緩構(gòu)造區(qū)、川西低陡構(gòu)造區(qū)和川北低平構(gòu)造區(qū)(楊光等?),作為本次資源評價的基本評價單元。

圖1 四川盆地構(gòu)造背景及震旦系—寒武系地層特征:(a) 四川盆地大地構(gòu)造位置及構(gòu)造單元劃分;(b) 四川盆地震旦系—奧陶系地層示意圖Fig.1 Tectonic background and stratigraphic characteristics of the Sinian—Cambrian in the Sichuan Basin:(a) tectonic location and division of tectonic units in the Sichuan Basin;(b) schematic diagram of the Sinian—Ordovician strata

以跨越川南—川中—川西的東西向大剖面為例(圖2),說明震旦系—寒武系地層特征(圖1b)。震旦系發(fā)育陡山沱組和燈影組。陡山沱組以黑色頁巖、泥巖、泥灰?guī)r、砂質(zhì)頁巖等為主,在川中地區(qū)井下鉆厚僅幾米到10余米;燈影組為大套厚層的藻白云巖、砂屑云巖、粒屑云巖、泥巖組成,厚640～1000 m。燈影組分為四段,燈三段為黑色泥頁巖,其余三段均以白云巖為主。燈二段為一套臺地相碳酸鹽巖建造,藻凝塊白云巖及藻砂屑白云巖發(fā)育,與其下部以泥粉晶云巖為主的燈一段整合接觸,與上部泥頁巖、砂質(zhì)白云巖構(gòu)成的燈三段為假整合接觸。燈四段是一套碳酸鹽臺地建造,與其下燈三段混積臺地沉積呈整合接觸,與上覆泥巖為主的筇竹寺組不整合接觸。燈四段以丘灘復(fù)合體的藻凝塊云巖、藻疊層云巖、藻紋層云巖、砂屑云巖為主。其中丘、灘相的藻凝塊白云巖、藻砂屑白云巖中溶蝕孔隙、溶洞和裂縫發(fā)育,是優(yōu)質(zhì)的油氣儲集巖。寒武系地層假整合于燈影組之上,為一套碎屑巖至碳酸鹽巖的沉積組合,自下而上將寒武系劃分為麥地坪組、筇竹寺組、滄浪鋪組、龍王廟組、高臺組和洗象池組。麥地坪組巖性主要為黑色硅質(zhì)頁巖、含磷硅質(zhì)巖,泥質(zhì)白云巖。從鉆井統(tǒng)計看,高石梯—磨溪地區(qū)麥地坪組地層厚度0～30 m,而裂陷槽內(nèi)麥地坪組地層厚度大。筇竹寺組與滄浪鋪組為海相碎屑巖沉積建造,筇竹寺組巖性主要為黑色碳質(zhì)頁巖、頁巖、灰色粉砂巖及細砂巖,厚90～400 m;滄浪鋪組為深灰色頁巖、粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖,夾薄層灰?guī)r,厚65～300 m。而龍王廟組、高臺組和洗象池組主要是一套淺水碳酸鹽巖臺地相的沉積。龍王廟組主要為由砂屑云巖、粒屑云巖和泥晶云巖組成,其中砂屑云巖和粒屑云巖是主要的儲集層,川中地區(qū)厚0～300 m;高臺組為泥巖、泥質(zhì)云巖為主,夾有石膏;洗象池組主要為大套厚層的灰色白云巖。

2 生油量評價方法、關(guān)鍵參數(shù)及結(jié)果

2.1 評價方法

常規(guī)油氣資源評價方法主要包括成因法、統(tǒng)計法和類比法三大類。從國外和中國開展的幾輪大規(guī)模的油氣資源評價工作來看,國外油氣資源評價以統(tǒng)計法和類比法為主,而中國油氣資源評價以成因法為主(宋振響等,2017)。每種方法都有優(yōu)缺點和適用條件,相比較而言,對勘探程度較低的盆地級規(guī)模的油氣資源評價來說,首推成因法。PetroMod是全球最著名的含油氣系統(tǒng)模擬軟件開發(fā)商德國IES公司開發(fā)的含油氣系統(tǒng)模擬軟件(成因法),是當(dāng)今同類產(chǎn)品中最先進的軟件,得到廣泛應(yīng)用(王斌等,2010;倪春華等,2010; 鄭磊等,2013)。本次應(yīng)用PetroMod軟件3D模塊計算四川盆地震旦系—寒武系烴源巖生油量,再根據(jù)運聚系數(shù),得到石油的資源量。該方法需要的主要參數(shù)是: ①幾何形態(tài)和地層:盆地邊界、地面地形圖、根據(jù)鉆井和地震繪制的地層厚度圖、地層地質(zhì)年代、地層巖性以及沉積相圖;②剝蝕事件及沉積間斷:剝蝕量恢復(fù)圖以及剝蝕時間;③地球化學(xué)資料:干酪根類型、有機質(zhì)豐度、熱成熟度(一般用實測Ro)和生烴動力學(xué)參數(shù);④邊界條件:地表溫度、熱流史和古水深。限于篇幅,各個參數(shù)不能逐一描述,這里就關(guān)鍵參數(shù)作為重點介紹,并展示其中部分圖件。

2.2 關(guān)鍵參數(shù)

2.2.1烴源巖綜合評價圖

四川盆地震旦系—寒武系發(fā)育陡山沱組、燈影組泥質(zhì)碳酸鹽巖和燈三段以及麥地坪組和筇竹寺組5套烴源巖(魏國齊等,2017)。根據(jù)露頭、鉆井和地震資料編制了5套烴源巖地層等厚圖和TOC等值線圖(圖3)。華南地區(qū)陡山沱組發(fā)育優(yōu)質(zhì)烴源巖(朱光有等,2021),四川盆地主要分布在城口凹陷、鄂西海槽等古隆起的邊緣凹陷中,盆地內(nèi)部比較薄(圖3a)。燈三段分布在德陽—安岳裂陷槽北部,一般為20～40 m,高石梯—磨溪地區(qū)泥巖厚度較薄,厚度小于30 m,且分布局限(圖3b)。麥地坪組主要分布在德陽—安岳裂陷槽內(nèi),如內(nèi)部的高石17井厚度為128 m,資4井厚度為198 m(圖2和圖3c)。筇竹寺組沿裂陷槽方向烴源巖厚度最大,厚度一般在200～450 m之間,向裂陷槽兩側(cè)減薄(圖2和圖3d),裂陷槽南端的川南地區(qū)厚度最大。對于高—過成熟的烴源巖,實測有機碳含量必須進行校正恢復(fù)。根據(jù)泥質(zhì)巖烴源巖和碳酸鹽巖烴源巖在含不同類型干酪根情況下的TOC演化圖版(龐雄奇等,2014),確定恢復(fù)系數(shù),乘以實測的TOC數(shù)值即可得到原始的TOC數(shù)值。

圖3 四川盆地震旦系—寒武系烴源巖厚度(m)和實測TOC等值線圖(%):(a)陡山沱組;(b)燈影組三段;(c)麥地坪組;(d)筇竹寺組Fig.3 Thickness of source rocks (m) and measured TOC contour maps (%) of the Sinian System—Cambrian System in Sichuan Basin: (a) the Doushantuo Formation; (b) the 3rd Member of Dengying Formation; (c) the Maidiping Formation; (d) the Qiongzhusi Formation

2.2.2剝蝕時間和剝蝕量恢復(fù)

根據(jù)四川盆地地層充填特征和構(gòu)造變形特征,將盆地構(gòu)造演化劃分為震旦紀(jì)構(gòu)造演化階段、寒武紀(jì)—志留紀(jì)構(gòu)造演化階段、泥盆紀(jì)—中三疊世構(gòu)造演化階段、晚三疊世—早白堊世構(gòu)造演化階段和晚白堊世—新生代構(gòu)造演化階段(王學(xué)軍等,2015)。主要形成四期大的全盆地的抬升剝蝕事件:第一期為發(fā)生在震旦紀(jì)—早寒武世的桐灣運動,表現(xiàn)為大規(guī)模抬升、剝蝕,震旦系遭受剝蝕,整體上剝蝕厚度不大(圖4a);第二期為發(fā)生在志留紀(jì)末期廣西運動(屬于加里東運動晚期),使川北米倉山隆起顯現(xiàn)雛形,并剝蝕大部分地區(qū)的上志留統(tǒng)、泥盆系和石炭系(韓波等,2016),川中古隆起區(qū)的奧陶系—志留系遭受了強烈的剝蝕(王學(xué)軍等,2015)。川中地區(qū)剝蝕量最大,厚度達到1500 m,向周緣減薄,川南和川東剝蝕量最小(圖4b)。第三期為中三疊世末的印支運動,揚子板塊與華北板塊之間的秦嶺洋自東向西閉合和板塊之間的碰撞,導(dǎo)致四川盆地消亡、隆升和剝蝕(王學(xué)軍等,2015),中三疊統(tǒng)遭受了不同程度的剝蝕,川中、川北和川西剝蝕量小于400 m,川東和川南剝蝕量大,平均600 m以上,(圖4c),在盆地東南部地區(qū)甚至缺失上三疊統(tǒng)須一、須二地層;第四期為白堊紀(jì)末—新生代的晚燕山—喜山運動,盆地大規(guī)模隆升、消亡,剝蝕量巨厚的地層,川東和川西南地區(qū)剝蝕量大于3000 m(圖4d)。圖4a和c引用前人研究成果,圖5b和d是在前人研究的基礎(chǔ)上,在運行軟件調(diào)試參數(shù)過程中修改完成的。

圖4 剝蝕量等值線圖(m):(a)桐灣期剝蝕厚度(據(jù)許海龍等,2012); (b)志留紀(jì)末形成的剝蝕厚度;(c)中三疊世末形成的剝蝕厚度(據(jù)楊光等?);(d)白堊紀(jì)以來形成的剝蝕厚度Fig.4 Contour maps of denudation thickness (m): (a) the denudation thickness during the Tongwan period (after Xu Hailong et al., 2012&); (b) the denudation thickness formed at the end of the Silurian; (c) the denudation thickness formed at the end of the Middle Triassic (after Yang Guang et al?); (d) the denudation thickness formed since Cretaceous

圖5 地層等厚圖(m):(a)滄浪鋪組+龍王廟組+高臺組+洗象池組累加厚度圖;(b)上二疊統(tǒng)地層等厚圖;(c)中—下三疊統(tǒng)地層等厚圖;(d)白堊系+古近系+新近系累加厚度圖Fig.5 Strata thickness contour maps (m):(a) accumulated thickness map of the Canglangpu, Longwangmiao, Gaotai, and Xixiangchi formations; (b) Upper Permian contour map; (c) Middle and Lower Triassic contour map; (d) accumulated thickness map of Cretaceous, Paleogene and Neogene

2.2.3地層厚度圖

從下到上,地層厚度圖包括陡山沱組、燈一+燈二段泥質(zhì)碳酸鹽巖、燈一+燈二段非泥質(zhì)碳酸鹽巖、燈三段、燈四段、麥地坪組、筇竹寺組、滄浪鋪組+龍王廟組+高臺組+洗象池組(合并為一層,圖5a)、奧陶系、志留系、石炭系、下二疊統(tǒng)、上二疊統(tǒng)(圖5b)、中下三疊統(tǒng)(圖5c)、上三疊統(tǒng)、侏羅系、白堊系+古近系+新近系(合并為一層,圖5d)和第四系,共18套地層等厚圖。以上圖件來源于西南油氣田第四次資源評價(楊光等?),并根據(jù)新的資料,對其中部分圖件進行了更新。

2.2.4熱力學(xué)參數(shù)

四川盆地地溫場和大地?zé)崃餮芯渴加?0世紀(jì)80年代,前人利用盆地及周緣地區(qū)的幾百口鉆井溫度資料和大量的熱導(dǎo)率、生熱率等熱物性參數(shù),形成了一批大地?zé)崃餮芯砍晒?黃少鵬等,1990;韓永輝等,1993;胡圣標(biāo)等,2001;袁玉松等,2006;劉陽,2011;徐明等,2011;黃方等,2012;何麗娟等,2014;孫少川等,2022)。孫少川等(2022)將四川盆地劃分為3個熱階段克拉通盆地早期的加里東運動階段,具有明顯的低大地?zé)崃鳌袄渑琛碧卣?。海西期峨眉山火成巖噴發(fā)階段,大地?zé)崃骷眲∩?形成四川盆地高地溫背景。印支期以來的盆山轉(zhuǎn)換與前陸盆地形成階段,大地?zé)崃髟诤Ｎ髌诟叩販乇尘跋鲁掷m(xù)下降并逐漸穩(wěn)定。鑒于前人研究成果豐富,本次研究直接引用前人成果:震旦紀(jì)、寒武紀(jì)和奧陶紀(jì)的古大地?zé)崃髦挡捎煤嘻惥甑?2014)的古大地?zé)崃鲾?shù)據(jù);晚二疊世—中晚三疊世期的古大地?zé)崃髦挡捎脤O少川等(2022)的古大地?zé)崃鲾?shù)據(jù);三疊紀(jì)、侏羅紀(jì)和白堊紀(jì)古大地?zé)崃髦挡捎脛㈥柕?2011)的古大地?zé)崃鲾?shù)據(jù);晚喜山期(約25 Ma)的古大地?zé)崃髦岛同F(xiàn)今大地?zé)崃髦挡捎命S方等(2012)研究成果。以上數(shù)據(jù)形成的平面圖詳見相關(guān)參考文獻,圖件略。以上圖件作為常數(shù),本次研究不做調(diào)整。

2.2.5生烴動力學(xué)參數(shù)

四川盆地震旦系—寒武系烴源巖有機質(zhì)類型以還原環(huán)境低等菌藻類來源的II型干酪根為主(施春華, 2012);寒武系泥巖母質(zhì)類型以Ⅱ1型為主體,也有少量Ⅰ型(張林等,2008)。目前四川盆地及周緣震旦系—寒武系烴源巖處于高—過成熟階段,導(dǎo)致多種研究有機質(zhì)特征與生烴潛力的常見參數(shù)指標(biāo)均已失效,所以無法通過熱模擬實驗而得到生烴動力學(xué)參數(shù),國內(nèi)外也未曾發(fā)表過其他地區(qū)寒武系烴源巖生烴動力學(xué)參數(shù)。Pepper &Corvi(1995)_TII(B)生烴動力學(xué)圖版,主要是選取 II型干酪根為研究對象,以硅質(zhì)碎屑巖為基礎(chǔ),對巖性進行合理的混合搭配,該套生烴圖版對任何地質(zhì)時代的海相沉積地層和碎屑巖沉積地層都適用(Pepper &Corvi,1995),在國內(nèi)外得到廣泛應(yīng)用。于強(2012)將其應(yīng)用于鄂爾多斯古生界石炭—二疊系烴源巖的生烴評價中,取得良好效果。本次研究中,寒武系烴源巖生烴動力學(xué)參數(shù)采用該圖版的參數(shù)。

于占清(2012)測得了華北克拉通中元古界下馬嶺組頁巖生烴動力學(xué)參數(shù)(圖6)。樣品取自張家口下花園地區(qū)的巖芯樣品,其有機質(zhì)類型為II1型,成熟度Ro=0.5%,TOC=5.98%,S1+S2=19.58。四川盆地陡山沱組和燈三段與華北下馬嶺組雖然位于不同的地臺區(qū),但是同屬于元古界,沉積環(huán)境相似,地層巖性和有機質(zhì)類型相近,因此,陡山沱組和燈三段烴源巖的生烴動力學(xué)參數(shù)采用下馬嶺組的數(shù)據(jù)。為了說明計算的可信度,另外選取了軟件內(nèi)置的3個生烴圖版進行對比計算。依據(jù)地層巖性、干酪根類型、沉積環(huán)境和地層時代,與燈影組烴源巖(陡山沱組和燈三段)進行綜合對比,下馬嶺組、Pepper &Corvi(1995)_TII-S(A) 、 Pepper &Corvi(1995)_TII(B) 、 Vandenbroucke et al(1999)_TII-(NorthSea)圖版對應(yīng)的烴源巖與燈影組烴源巖相似度依次降低。計算結(jié)果見表1。

表1 四川盆地及5個一級構(gòu)造單元震旦系不同生烴圖版計算的生油量對比Table 1 Comparison of oil generation quantities calculated from different hydrocarbon generation kinetics plates of the Sinian System in Sichuan Basin and five primary tectonic units

圖6 華北克拉通中元古界下馬嶺組有機質(zhì)樣品生烴活化能分布圖(據(jù)于占清,2012)Fig.6 Hydrocarbon generation activation energy distribution of organic matter samples from the Mesoproterozoic Xiamaling Formation in North China Craton (From Yu Zhanqing, 2012&)

另外,本次釆用Easy%Ro模型模擬烴源巖熱演化史。

2.3 模型建立及校正

模型頂面由地面地形圖生成,地面海拔減去基準(zhǔn)面海拔(400 m)作為模型頂面的海拔數(shù)據(jù)。由上而下,利用18套地層厚度圖建立地層格架;地層巖性設(shè)定來源于鉆井資料和巖相古地理圖;地層年代采用國際標(biāo)準(zhǔn)地層年齡;橫向油氣運移通道由不整合面和巖性輸導(dǎo)層來形成(為了簡化模型,未考慮斷層的垂向運移);地層模擬成熟度的校正參數(shù)主要是實測Ro。同時將前面論述的烴源巖綜合評價圖(包括烴源巖厚度、有機碳含量和干酪根類型)、剝蝕時間和剝蝕量、熱力學(xué)參數(shù)和生烴動力學(xué)等參數(shù)輸入,建立四川盆地全層系三維地質(zhì)模型。并按照前文所述的5個一級構(gòu)造單元,切分為5個區(qū)塊,分別進行全盆地和單個區(qū)塊模擬運算(圖7)。

圖7 四川盆地及5個一級構(gòu)造單元三維地質(zhì)模型Fig.7 3D Geological models of Sichuan Basin and five primary tectonic units

首先運行全盆地三維模型,得到烴源巖成熟度模擬結(jié)果,然后選取在區(qū)域上分布均勻、能夠代表不同區(qū)塊的10口實測了Ro數(shù)值的井進行校正:用實測Ro數(shù)值與模擬的Ro值進行對比,期初兩者往往偏差較大,這時候需要進行三維參數(shù)校正,需要調(diào)整的參數(shù)一般是剝蝕量、地層巖性、地表溫度及大地?zé)崃髌矫鎴D(本次研究將大地?zé)崃髯鳛槌?shù),不作調(diào)整),使得兩者能夠最大限度的吻合;當(dāng)所有井的實測Ro數(shù)值與模擬的Ro值吻合的時候(圖8),校正結(jié)束,此時可認為三維模型和相關(guān)參數(shù)是符合實際地質(zhì)情況的。

圖8 實測鏡質(zhì)體反射率與模擬值對比圖(鉆井位置見圖1 a)Fig.8 Comparison between measured vitrinite reflectance and simulated values (see the drilling location in figure 1a)

2.4 計算結(jié)果

參數(shù)調(diào)試完畢,運行計算。首先,在相同參數(shù)設(shè)置條件下,分別用4個生烴動力學(xué)圖版計算震旦系(陡山沱組和燈三段)的生油量。結(jié)果表明:四個圖版計算的生油量差別不是太大(表1),對最終的天然氣資源量的計算不會造成本質(zhì)的影響。由前文可知,下馬嶺組和Pepper &Corvi(1995)_TII-S(A)圖版與另外兩個相比,其對應(yīng)的烴源巖與四川盆地的陡山沱組和燈三段相似度最大,兩者計算的生油量幾乎相當(dāng)。而前者的相似度更大,因此選取下馬嶺組的生烴圖版是合理的。

根據(jù)下馬嶺組生烴圖版,計算得到每套烴源巖在各構(gòu)造單元的總生油量及各個歷史時期的生油量。統(tǒng)計結(jié)果表明:全盆地寒武系總的生油量為1.05×1012t,震旦系為0.33×1012t,總計1.38×1012t,其中,川北1765.5×108t,川東2719.9×108t,川西2062.8×108t,川中3554.8×108t,川南3689.2×108t(表2)。川南和川中生油量高,川北最少。原因是川南和川中筇竹寺組烴源巖厚度大,而川北烴源巖相對不發(fā)育。

表2 四川盆地及5個一級構(gòu)造單元內(nèi)震旦系和寒武系各地質(zhì)時期生油量(×108 t)Table 2 Oil generation in different geological periods of the Sinian and Cambrian systems in the Sichuan basin and five primary tectonic units(×108 t)

從全盆地來看,奧陶紀(jì)少量生油,志留紀(jì)以來開始大量生烴,其中二疊紀(jì)—三疊紀(jì)是主要生油期,白堊紀(jì)以來烴源巖進入高成熟期,生油停止,古油藏開始裂解。謝增業(yè)等(2021b)根據(jù)大量包裹體均一溫度,發(fā)現(xiàn):二疊紀(jì)—三疊紀(jì)時期,震旦系、寒武系烴源巖處于生油高峰階段,結(jié)論與本次盆地模擬的結(jié)果是一致的。每個構(gòu)造單元由于其沉積過程、構(gòu)造演化以及大地?zé)崃魇凡槐M相同,導(dǎo)致烴源巖熱演化歷史(圖9)及生油演化過程(圖10)存在差異。川東和川南地區(qū)埋深大,筇竹寺組烴源巖在志留紀(jì)進入成熟階段,二疊紀(jì)后達到高成熟階段(圖9a—c),因此志留紀(jì)—二疊紀(jì)是主要生油階段,三疊紀(jì)后生油停止;川西地區(qū)上三疊統(tǒng)沉積之前沉積地層厚度小,而川中地區(qū)處于繼承性古隆起之上,烴源巖埋藏淺,筇竹寺組烴源巖二疊紀(jì)末開始成熟,三疊紀(jì)處于主生油階段(圖9),導(dǎo)致這兩個地區(qū)生油期比較晚,主要生油期為三疊紀(jì),侏羅紀(jì)仍在大量生烴;川北地區(qū)從志留紀(jì)到侏羅紀(jì),各時期生油期較均衡,三疊紀(jì)生油量相對最大(表2,圖10)。

圖9 四川盆地筇竹寺組烴源巖成熟度演化史:(a)志留紀(jì)末;(b)石炭紀(jì)末;(c)二疊紀(jì)末;(d)三疊紀(jì)末;(e)侏羅紀(jì)末;(f)現(xiàn)今Fig.9 Maturity evolution history of source rocks of the Qiongzhusi Formation in the Sichuan Basin:(a) Late Silurian; (b) Late Carboniferous; (c) Late Permian; (d) Late Triassic; (e) Late Jurassic; (f) Today

圖10 四川盆地及各構(gòu)造單元生油演化歷史Fig.10 Evolution history of oil generation in the Sichuan Basin and various tectonic units

含油氣系統(tǒng)是客觀評價油氣資源潛力與有效發(fā)現(xiàn)油氣藏的重要工具(趙文智等,2002)。含油氣系統(tǒng)研究中的一個重要概念或參數(shù)即為含油氣系統(tǒng)的關(guān)鍵時刻,代表含油氣系統(tǒng)中大部分油氣生成—運移—聚集的時間。限于篇幅,這里以勘探程度最高的川中地區(qū)為例,根據(jù)構(gòu)造運動期次、圈閉形成史、儲層演化史、包裹體均一溫度、少量瀝青錸鋨同位素測年數(shù)據(jù)和盆地模擬成果圖件等資料,編制埋藏史、烴源巖熱演化史和油氣系統(tǒng)事件圖。融合以上圖件建立震旦系—寒武系復(fù)合含油氣系統(tǒng)成藏過程綜合模式圖(圖11),展示其靜態(tài)地質(zhì)要素和動態(tài)地質(zhì)作用以及古油藏形成的關(guān)鍵時刻。這里著重指出:作為研究油氣充注史的一種常用方法,課題組實測了1924個包裹體均一溫度(謝增業(yè)等,2021b),所測包裹體為溶蝕孔洞縫或裂縫中充填的以白云石、自生石英和方解石為宿主礦物的原生包裹體。所測包裹體主要為群體包裹體,也有零星包裹體。包裹體均一溫度分布直方圖見參考文獻,這里不再贅述。

圖11 川中地區(qū)震旦系—寒武系復(fù)合含油氣系統(tǒng)成藏過程綜合模式圖Fig.11 Comprehensive model of accumulation process of Sinian System—Cambrian System composite petroleum system in central SichuanZ2—上震旦統(tǒng);—寒武系;1—下寒武統(tǒng);2+3—中—上寒武統(tǒng);O—奧陶系;S—志留系;D—泥盆系;C—石炭系;P—二疊系;P1—下二疊統(tǒng);P2—上二疊統(tǒng);T—三疊系;T1+2—中—下三疊統(tǒng);T3—上三疊統(tǒng);J—侏羅系;K—白堊系;E—古近系;K—新近系;Q—第四系Z2—Upper Sinian Series;—Cambrian;1—Lower Cambrian;2+3—Middle—Upper Cambrian;O—Ordovician;S—Silurian;D— Devonian;C—Carboniferous;P—Permian;P1—Lower Permian;P2—Upper Permian;T—Triassic;T1+2—Lower—Middle Triassic;T3—Upper Triassic;J— Jurassic;K— Cretaceous;E—Paleogene;K— Neogene;Q—Quaternary

從圖11可以看出川中地區(qū)油氣成藏過程可劃分為四個階段:第I個階段為志留紀(jì)的早期油氣充注階段,烴源巖Ro介于0.5%～0.8%之間,包裹體均一溫度小于100℃;第II個階段為三疊紀(jì)—早侏羅世的古油藏形成階段,對應(yīng)烴源巖大規(guī)模生油期,該時期生油量占總生油量的81%(表2),此階段形成的包裹體均一溫度介于100～160℃之間,該溫度范圍內(nèi)的包裹體數(shù)量占總數(shù)的65%;第III個階段為中侏羅世-白堊紀(jì)原油裂解階段,該階段油藏埋深超過5000m,溫度超過160℃,烴源巖Ro>1.3%,烴源巖停止生油,古油藏開始裂解直至完全裂解為氣藏,此階段形成的包裹體均一溫度介于160～230℃之間;第IV個階段為喜山期氣藏的調(diào)整與定型階段,川中地區(qū)表現(xiàn)為快速隆升,侏羅系以上地層剝蝕殆盡,形成了威遠背斜,在構(gòu)造隆升和擴散作用下,散失一部分天然氣。很明顯,古油藏形成的關(guān)鍵時刻處于第II階段的三疊紀(jì)—早侏羅世內(nèi),綜合以上信息,關(guān)鍵時刻可定為三疊紀(jì)末(圖11)。

3 天然氣資源量評價方法及關(guān)鍵參數(shù)

首先探討石油的運聚系數(shù)、石油裂解率和天然氣散失系數(shù)。

運聚系數(shù)是成因法中最重要的參數(shù)之一,它指某一地質(zhì)單元內(nèi)石油和天然氣資源量與生烴量之比。其中油的運聚系數(shù)取值范圍從0.73%～25%(柳莊小雪等,2021),因此其數(shù)值對最終資源量的大小影響極大。但目前很難建立有效的數(shù)學(xué)模型確定運聚系數(shù),常通過估值或回歸公式的方式求取。近些年來,隨著刻度區(qū)技術(shù)的發(fā)展,通過類比刻度區(qū)計算運聚系數(shù)。

塔里木盆地和四川盆地震旦紀(jì)—寒武紀(jì)受到了相同的全球性古海洋、古氣候和古生物演變的影響,都經(jīng)歷了陸內(nèi)裂谷盆地—克拉通盆地的轉(zhuǎn)化,生儲蓋組合和原始石油地質(zhì)條件發(fā)育機理具有很強的相似性(孫冬勝等,2022)。由于四川盆地震旦系—寒武系油藏已經(jīng)完全裂解,不存在刻度區(qū),這里選取地質(zhì)背景相似的塔里木盆地塔中奧陶系作為借鑒,確定運聚系數(shù)。在塔里木盆地第四次油氣資源評價中,將塔中奧陶系油氣運聚單元作為寒武—奧陶系油氣系統(tǒng)的刻度區(qū),確定的石油運聚系數(shù)為1.92%,而在前一輪的資源評價中,塔中刻度區(qū)運聚系數(shù)為0.54%(楊文靜等?)。徐忠美(2011)以塔中奧陶系油氣成藏體系為評價單元,基于油氣成藏要素的空間匹配關(guān)系,采用油氣二次運移的仿真模擬技術(shù),運用混合法(多相達西流法+流徑法)計算了評價單元的石油運聚系數(shù),其結(jié)果為1.76%,有效解決了海相碳酸鹽巖運聚系數(shù)難以確定的問題。郭澤清等(2022)根據(jù)安岳氣田燈影組天然氣儲量反推出石油的運聚系數(shù)為1.44%～1.75%?？紤]到以下三點:一是,前面所述的不同的方法相互印證,得到的運聚系數(shù)差別不大,說明小于2%的運聚系數(shù)是可行的;二是,刻度區(qū)確定的運聚系數(shù)更可靠一些;三是,小于2%的運聚系數(shù)與柳莊小雪等(2021)統(tǒng)計的石油運聚系數(shù)(0.73%～25%)相比是偏小的,如果再乘以類比系數(shù)(研究區(qū)類比系數(shù)≤1),就會更小。因此,本次研究直接選用了刻度區(qū)的運聚系數(shù)1.92%。

根據(jù)生油量和運聚系數(shù),可以得到石油的聚集量,也就是歷史時期石油的資源量。因為目前石油已經(jīng)全部裂解,因此根據(jù)質(zhì)量守恒原理,石油的資源量乘以石油裂解率就得到了天然氣的量。

石油裂解率(Xm)定義為:單位質(zhì)量的原油裂解生成的天然氣的質(zhì)量的占比。對于正常密度原油,完全裂解為甲烷天然氣的量介于600～720 m3/t(Barker,1990; Schenk et al.,1997; Waples,2000; 盧雙舫等,2002;孫瑋等,2007;Tian Hui et al.,2008; 王民等,2017),即430～516 mg/g,那么石油裂解率(Xm)為 43.0%～51.6%(郭澤清等,2022)。按照正常原油最終裂解為甲烷的產(chǎn)率為650 m3/t,則Xm為46.6%。

天然氣散失系數(shù)指的是散失量與原始儲量的比值,下面分別討論燈影組和龍王廟組氣藏的散失系數(shù)。

燈影組的區(qū)域蓋層分為麥地坪組—筇竹寺泥巖直接蓋層和中下三疊統(tǒng)膏鹽巖間接蓋層。筇竹寺組厚度大(100～700 m),且滿盆分布,本身既為烴源巖也為蓋層,飽和水突破壓力達70～150 MPa。因此,無論從巖性還是從烴濃度都可以有效地封蓋下伏燈影組的氣。除上述2套蓋層外,川東至川南中下寒武統(tǒng)存在一套膏鹽巖層,該膏鹽巖在建深1、丁山1和寧1、寧2井都有鉆遇,厚度較大,可以作為燈影組的另一套間接蓋層(金之鈞等,2006)。盆內(nèi)威遠構(gòu)造及盆緣地區(qū)的筇竹寺組泥巖蓋層埋深小,易發(fā)生脆性破裂,不利于天然氣的保存;而盆內(nèi)絕大部分地區(qū)由于埋深較大(>4000 m),塑性變好,蓋層保持較好的垂向完整性,有利于天然氣保存(魯雪松等,2021)。因此,四川盆地?zé)粲敖M具有非常好的蓋層條件,天然氣散失應(yīng)該主要以擴散作用為主。李建民等(2009)根據(jù)蓋層的擴散系數(shù)、擴散時間、擴散面積、擴散距離和天然氣濃度差等參數(shù),計算了威遠氣田震旦系天然氣擴散量為4.48×108m3,散失系數(shù)為1.1%;與之相比,普光氣田長興—飛仙關(guān)組天然氣散失系數(shù)也為1.1%(李建民等,2009)。除了擴散作用以外,位于川中地區(qū)的資陽—威遠地區(qū)震旦系氣藏由于受到喜馬拉雅期強烈的隆升作用,原氣藏遭到構(gòu)造活動的破壞和調(diào)整,散失的天然氣量為10065.02×108m3(孫瑋等,2007),因此,本次研究燈影組天然氣散失系數(shù)取值為1.1%,川中地區(qū)構(gòu)造作用導(dǎo)致的天然氣散失量為10065.02×108m3。

下面以安岳氣田龍王廟組氣藏為例,推算龍王廟組天然氣的散失系數(shù)。安岳氣田龍王廟組氣藏屬于構(gòu)造背景上的巖性氣藏(余忠仁,等,2016),受巖相及巖溶作用差異的影響,儲層存在一定的平面非均質(zhì)性,氣藏被致密層分割,每個氣藏具有獨立的壓力系統(tǒng)(Guo Zeqing et al., 2022),可以把單個氣藏看成是定容體系。因此,龍王廟組氣藏的地質(zhì)模型可以認為是:①現(xiàn)今天然氣是石油裂解后產(chǎn)生的天然氣,無或少量干酪根生成氣;②屬于古老碳酸鹽巖定容體系,氣藏面積與古油藏面積相等。在此設(shè)定條件下,推導(dǎo)過程如下:

(1)原油裂解完畢,天然氣發(fā)生散失之前,天然氣總的物質(zhì)的量為:

(1)

式(1)中n為天然氣發(fā)生散失之前物質(zhì)的量,單位為mol;Mg為氣藏天然氣總的質(zhì)量,單位為g;M為天然氣摩爾質(zhì)量,單位為g/mol,甲烷為16。根據(jù)質(zhì)量守恒原理,天然氣的質(zhì)量等于裂解的石油的質(zhì)量。

Mg=Xm·Mo

(2)

式(2)中,Mg氣藏天然氣總的質(zhì)量,單位為g;Xm為原油裂解率,表示生成天然氣的總的質(zhì)量占原油質(zhì)量的百分比;Mo為古油藏原油儲量,單位為g;ρo為原油的密度,單位:g/m3;V為氣藏總的儲集空間,在等容體系中是個常數(shù),單位為m3;Boi為原油體積系數(shù)。

式(2)代入式(1),得到:

(3)

(2)儲層中扣除瀝青所占的體積,天然氣所占的體積為

Vg=V-Vb,

(4)

式(4)中Vg為扣除瀝青后,天然氣的體積,單位為m3;Vb為瀝青所占儲集空間,單位為m3。

(5)

式(5)中ρb為瀝青密度,單位:g/m3。將式(5)代入式(4),

(6)

(3)氣藏在等容條件下,未發(fā)生天然氣散失情況時,根據(jù)真實氣體狀態(tài)方程:

Po·Vg=Zio·n·R·T

(7)

式(7)中,Po為氣藏在等容條件下,未發(fā)生天然氣散失情況時的最高壓力,單位為Pa;Zio為在該壓力下的甲烷的壓縮因子;n為天然氣發(fā)生散失之前物質(zhì)的量,單位為mol;R為摩爾氣體常數(shù),8.3145;T為氣藏的溫度,單位為K。

將式(3)和(6)代入式(7):整理后得到:

(8)

(4)氣藏在等容條件下,發(fā)生天然氣散失以后,現(xiàn)今氣藏狀態(tài)下,根據(jù)真實氣體狀態(tài)方程:

Pi·Vg=Zi·ni·R·T

(9)

式(9)中,Pi為現(xiàn)今氣藏的初始壓力,單位為Pa;ni為現(xiàn)今氣藏天然氣物質(zhì)的量,單位mol ;Zi為現(xiàn)今氣藏的原始壓力條件下甲烷的壓縮因子;R為摩爾氣體常數(shù),8.3145;T為氣藏的溫度,單位為K。

式(7)和(9)聯(lián)立,整理得到:

(10)

(5)則天然氣散失量占現(xiàn)今氣藏物質(zhì)的量的百分比為:(n-ni)/ni

(11)

(6)則天然氣的散失量為:

(12)

式(12)中,VL為天然氣散失量,單位為108m3;G為現(xiàn)今天然氣地質(zhì)儲量,單位為108m3。把式(8)代入式(12),則得到:

VL=

(13)

則散失系數(shù)為散失量(VL)占古油藏裂解氣總量(VL+ G)的百分比

(14)

以安岳氣田磨溪區(qū)塊磨溪8井區(qū)龍王廟組氣藏為例,具體參數(shù)為:氣藏的初始壓力為Pi=75.98 MPa,溫度為T=142.15℃,天然氣實測的壓縮因子為Zi=1.36。龍王廟組焦質(zhì)瀝青的密度ρb=1.30×103kg/m3(賴強等,2017)。如前文所述,裂解率Xm取值為46.6%,石油參數(shù)選用塔里木盆地塔河油田碳酸鹽巖油藏的相關(guān)參數(shù),即原油密ρo=0.844×103kg/m3,平均地層原油體積系數(shù)Boi=為1.227(趙建等,2015)。代入式(14),得到散失系數(shù)為42.07%。

綜上所述,石油的運聚系數(shù)用1.92%,石油裂解率取值為46.6%,燈影組散失系數(shù)為1.1%,龍王廟組散失系數(shù)為42.07%。

研究表明燈影組天然氣主要源于震旦系和寒武系烴源巖的液態(tài)烴裂解氣,寒武系氣藏(包括龍王廟組和滄浪鋪組)天然氣主要源于下寒武統(tǒng)烴源巖的液態(tài)烴(鄒才能等,2014;魏國齊等,2015a, 2015b;謝增業(yè)等,2021a),李劍等(2001)實驗研究表明油氣向下運移的量占總量的25%～40%。本次研究取中間數(shù),則寒武系烴源巖生成的石油運移到震旦系地層中的量占總量的33%。

以川中地區(qū)計算天然氣資源量為例說明計算過程。據(jù)成因法得到的結(jié)果,川中地區(qū)寒武系生油量為2545.85×108t,震旦系為1008.98×108t(表2),分別乘以運聚系數(shù)1.92%,得到寒武系的石油運聚量為48.88×108t,震旦系為19.37×108t;聚集到寒武系儲層內(nèi)的石油為48.88×67%=32.55×108t,聚集到震旦系儲層中的石油為19.37+48.88×33%=35.65×108t;寒武系內(nèi)原油裂解氣量為32.55×46.6%=15.17×108t,換算成體積為22744.07×108m3(地面標(biāo)準(zhǔn)狀況下,甲烷密度為0.667kg/m3),震旦系內(nèi)原油裂解氣量為35.65×46.6%=16.61×108t,體積為24906.61×108m3;寒武系天然氣散失量為22744.07×42.07%=9568.43×108m3,震旦系散失量(擴散作用+構(gòu)造作用)為24906.61×1.1%+10065.02 =10338.99×108m3;則寒武系天然氣資源量22744.07-9568.43=13175.64×108m3,震旦系為24906.61-10338.99=14567.62×108m3;資源量總計為13175.64+14567.62 =27743.26×108m3,即2.77×1012m3。以此類推,分別計算其他區(qū)塊及全盆地資源量,列于表3中。

表3 四川盆地及5個一級構(gòu)造單元天然氣資源量Table 3 Natural gas resources of the whole basin and 5 primary tectonic units

震旦系氣藏為震旦系和寒武系氣源巖混源形成的天然氣聚集,其中震旦系氣源對燈四段、燈二段氣藏貢獻比例均值臺緣帶為39%～54%,臺內(nèi)為55%～68%(趙文智等,2021)。全盆地?zé)粲敖M石油聚集量為130.24×108t,震旦系供油量為63.06×108t(表3),占比為48.42%,在合理范圍之內(nèi),說明寒武系烴源巖生成的石油對震旦系的分配系數(shù)(33%)是適當(dāng)?shù)摹?/p>

從表3得出,全盆地天然氣資源量為13.43×1012m3,其中寒武系資源量為5.43×1012m3,震旦系為8.00×1012m3,因此震旦系資源量大于寒武系。川南天然氣資源量為3.82×1012m3,川中為2.77×1012m3,川東為2.88×1012m3,川西為2.09×1012m3,川北為1.86×1012m3。截止目前,在川中古隆起及北斜坡上,震旦系—寒武系領(lǐng)域有望探明2×1012m3的天然氣儲量,整個盆地探明率不到15%,說明仍處于勘探的初期階段。目前發(fā)現(xiàn)儲量主要集中在川中地區(qū),但從資源量分布來看,川南和川東地區(qū)具有巨大的勘探潛力。川東高陡構(gòu)造深層發(fā)育大構(gòu)造群,寒武系膏巖層系有利于圈閉定型和天然氣保存,且廣泛發(fā)育了潟湖周緣灘體。燈四段沉積期德陽—安岳裂陷槽向南延伸,影響至川南地區(qū)(黎榮等,2023),川南地區(qū)裂陷槽兩側(cè)的臺緣帶和臺內(nèi)顆粒灘是下一步勘探的現(xiàn)實領(lǐng)域。

4 討論

成因法計算油氣資源量,在理論基礎(chǔ)和技術(shù)方面都是比較成熟的。但目前作為關(guān)鍵參數(shù)之一的運聚系數(shù)的取值依然是最主要的問題,盆地模擬技術(shù)也無法解決。目前主要采用估值、回歸公式的方式求取或者通過類比刻度區(qū)計算運聚系數(shù)。由于研究區(qū)震旦系—寒武系烴源巖成熟度高,現(xiàn)今不存在油藏,無法選擇刻度區(qū),文中選取了地質(zhì)背景相似的塔里木盆地塔中奧陶系油氣系統(tǒng)的運聚單元作為刻度區(qū),確定運聚系數(shù);由于無法用本區(qū)的高—過成熟烴源巖做生烴模擬實驗,生烴活化能借用了其他地區(qū)的圖版;另外油氣散失的定量化計算以及散失途徑的確定一直是石油地學(xué)界的一大難題。該研究克服了以上技術(shù)難點,按照干酪根生油,再到古油藏裂解生氣的技術(shù)路線計算原油裂解氣的資源量是一次全新的嘗試,不僅實現(xiàn)了在盆地尺度上三維空間內(nèi)烴源巖成熟度和生油的演化過程以及各構(gòu)造單元生油量的相對大小(技術(shù)成熟,可靠性依賴于基礎(chǔ)圖件),而且得到了總的以及各構(gòu)造單元的天然氣資源量(參數(shù)的求取有據(jù)可依,結(jié)果相對可靠)。

目前四川盆地震旦系—寒武系整體勘探程度偏低,根據(jù)露頭、地震和有限的鉆井資料建立的相關(guān)基礎(chǔ)圖件(地層厚度圖、烴源巖綜合評價圖等),必然隨著勘探的進展而不斷修改完善。跟隨基礎(chǔ)圖件的更新和地質(zhì)認識的深化,天然氣資源量也會是動態(tài)變化的。

5 結(jié)論

(1)全盆地寒武系生油量為1.05×1012t,震旦系為0.33×1012t,總計1.38×1012t。從全盆地來看,奧陶紀(jì)少量生油,志留紀(jì)以來開始大量生烴,其中二疊紀(jì)—三疊紀(jì)是主要生油期,白堊紀(jì)以來烴源巖進入高成熟期,生油停止,古油藏開始裂解。每個構(gòu)造單元由于其沉積過程、構(gòu)造演化以及大地?zé)崃魇凡槐M相同,導(dǎo)致烴源巖熱演化史和生油演化過程存在差異。川中地區(qū)烴源巖埋藏淺,生油期相對較晚,古油藏形成于三疊紀(jì)—早侏羅世,古油藏形成的關(guān)鍵時刻為三疊紀(jì)末。

(2)全盆地震旦系—寒武系天然氣資源量為13.43×1012m3,其中寒武系資源量為5.43×1012m3,震旦系為8.0×1012m3。川南、川中、川東、川西和川北天然氣資源量分別為3.82、2.77、2.88、2.09和1.86×1012m3。整個盆地震旦系—寒武系天然氣資源量巨大,堅定了勘探信心,并指明除了川中地區(qū)以外,川南和川東具有巨大的勘探潛力,尤其是位于川南地區(qū)德陽—安岳裂陷槽兩側(cè)的臺緣帶和臺內(nèi)顆粒灘是下一步勘探的現(xiàn)實領(lǐng)域。

(3)創(chuàng)建了天然氣散失量計算公式,探討了石油運聚系數(shù)、石油裂解率以及寒武系石油運移的分配系數(shù)的取值;創(chuàng)新了用成因法計算古老碳酸鹽巖原油裂解氣資源資量的方法和思路,為后續(xù)該類型天然氣的資源評價提供了參考。

致謝：由于成因法涉及眾多參數(shù)和圖件,工作量大,部分地層等厚圖和剝蝕量圖,以及所有大地?zé)崃髦抵苯右们叭顺晒?本地區(qū)無法獲得烴源巖生油動力學(xué)參數(shù)圖版,直接引用其他相類似烴源巖的圖版,在此一并致謝!

注 釋 / Notes

? 楊光, 朱華, 苑保國, 等. 2016. 四川盆地第四次油氣資源評價. 成都: 中國石油西南油氣田分公司研究報告.

? 楊文靜, 黃少英, 張寶收, 等. 2016. 塔里木盆地第四次油氣資源評價. 庫爾勒: 中國石油塔里木油田分公司研究報告.