宝鼎盆地晚三叠世聚煤作用控制因素分析

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成煤植物的生长、植物死亡后的堆积、埋藏和保存因素是煤层形成的根本条件，不同地区由于聚煤时期、区域构造和沉积背景的差异，对成煤植物的生长、埋藏、堆积的控制因素各不相同(邵龙义等，1998;程爱国等，2001;韩德馨等，1980;李增学等，1995;张韬，1995)，本节针对影响晚三叠世宝鼎盆地聚煤作用的主要因素进行讨论，以期对研究区煤炭资源的聚集规律有一更深刻的认识并对深部、研究区外围有利聚煤区的预测起到指导作用。

7.2.1 古气候对聚煤作用的影响

古气候环境最终控制着成煤植物的生长、繁殖，是聚煤作用发生的前提条件，温暖潮湿气候有利于成煤植物的生长繁殖，而炎热干旱气候不利于成煤植物生长繁殖。晚三叠世全球温暖潮湿的古气候环境是研究区发生聚煤作用的前提条件。至早侏罗世，研究区气候变得炎热干燥，聚煤作用终止，这些都是古气候对聚煤作用发生、发展控制作用的表现。

7.2.2 盆地基底沉降对聚煤作用的影响

晚三叠世，宝鼎盆地下部大荞地组沉积期是在近东西向拉张应力作用下的断陷盆地，控制盆地的边缘断裂为研究区东部近南北向展布的攀枝花断裂;自下而上，近东西向拉张应力逐渐减弱，盆地基底沉积速率减缓，沉积体系由辫状河三角洲向辫状河、冲积扇演化，总体为一个沉积物逐渐进积、粒度向上变粗的反旋回盆地充填过程。

大荞地组与宝鼎组沉积过渡期，盆地受力逐渐由近东西向拉张向近东西向挤压转化，盆地性质也由大荞地组沉积期的断陷盆地向宝鼎组沉积期的大型拗陷盆地演化。

宝鼎组沉积期盆地为一受近东西向挤压构造应力作用的大型拗陷盆地，宝鼎组对下伏大荞地组及前震旦系产生了广泛的超覆沉积，盆地范围逐渐扩大。自下而上，随着挤压构造应力的增强，盆地基底沉积速率逐渐加快，沉积体系由冲积扇、河流向大型湖泊-曲流河三角洲演化，总体为一个沉积物逐渐退积、粒度向上变细的正旋回盆地充填过程。

基底沉降速率是某一时期内盆地基底沉降的幅度，等时地层格架内地层厚度与基底沉降速率具有正相关性。因此，可以用等时地层格架内的地层厚度来代表平面上盆地不同部位的基底沉降速率。图7.10为宝鼎盆地大荞地组层序SⅣ4-SⅣ10沉积期等时地层格架内盆地基底沉降速率与聚煤作用强度的相关性图，从中可以看出:层序SⅣ4和层序SⅣ5在盆地基底快速沉降期，聚煤作用曲线呈类似的正态分布，平面上聚煤中心位于盆地基底沉降速率中等地区，向基底沉降速率低值区和高值区减弱。层序SⅣ6-SⅣ9处于盆地基底沉降速率中等-缓慢期，平面上聚煤作用曲线基本呈单调下降趋势，随基底沉降速率增加，聚煤作用减弱。层序SⅣ10聚煤作用曲线基本成平直状，与基底沉降速率不具有相关性，说明在断陷盆地与拗陷盆地过渡期基底沉降速率对聚煤作用影响不大。

图7.10 大荞地组各层序沉积期盆地基底沉降速率与聚煤作用关系Fig.7.10 Map showing the relationship between the subsidence rate (represented by thickness of strata) and the coal accumulation intensity (represented by the coal thickness percentages) in the 4th-order sequences (SⅣ4-SⅣ10) of the Daqiaodi Formation

7.2.3 沉积环境对聚煤作用的影响

沉积环境是成煤植物生长繁衍的物质基础，是聚煤作用的主要因素之一。下部大荞地组从冲积扇、辫状河等盆地边缘到盆地沉积中心，沉积物的砂泥比值表现出由高到低的有规律变化。上部宝鼎组从理论上也有类似的规律，从冲积扇、曲流河到曲流河三角洲和湖泊，有利聚煤区主要位于曲流河三角洲，其次为曲流河。而研究区宝鼎组在兴隆煤矿井下+890m水平和灰嘎河口小煤矿井下剖面均有较好的曲流河聚煤作用发生，而由于野外露头剖面风化较严重，在曲流河三角洲环境并没有看到发育较好的煤层。

综上分析，可以用砂泥比值与含煤系数的相关性来反映沉积环境对聚煤作用的控制作用。图7.11为宝鼎盆地大荞地组层序SⅣ4-SⅣ10沉积期沉积环境与聚煤作用强度的相关性图。

层序SⅣ4聚煤强度中心位于下三角洲平原下部，向湖泊方向聚煤作用减弱，向上三角洲平原方向先减弱，在上三角洲平原上部略有增强。

层序SⅣ5聚煤强度曲线随砂泥比值增高而单调下降，聚煤强度表现为由下三角洲平原和滨浅湖过渡带向上三角洲平原方向减弱。

层序SⅣ6聚煤强度中心位于滨浅湖，向下三角洲平原方向减弱，在上三角洲平原上部略有增强。

层序SⅣ7聚煤强度曲线随砂泥比值增高而单调下降，聚煤强度中心位于滨、浅湖与下三角洲平原过渡地带，向上三角洲平原方向聚煤强度减弱。

层序SⅣ8聚煤强度曲线较平缓，随砂泥比值增高而单调缓慢下降，聚煤强度中心位于下三角洲平原，向上三角洲平原方向减弱。

层序SⅣ9聚煤强度曲线为一上凹的单调下降曲线，聚煤强度中心位于滨浅湖，向三角洲平原、辫状河方向聚煤强度减弱。

层序SⅣ10聚煤强度曲线单调下降，聚煤强度中心位于下三角洲平原，向辫状河、冲积扇方向聚煤强度减弱。

7.2.4 可容空间变化对聚煤作用的影响

可容空间变化是区域构造活动和沉积环境背景的具体表现之一。前人建立的大量成煤模式表明，在滨岸、河流—三角洲、冲积扇、砂质辫状河、湖泊以及碳酸盐岩台地等沉积环境中都出现了具有经济价值的煤层，也就是说这些沉积环境具有相同或相似的控制聚煤作用的最根本因素，那就是泥炭的堆积和保存需要水位足够高以覆盖正在腐烂的植物并阻止其被氧化，同时水位又要足够低以确保活着的植物不被淹死(Jervery，1988)。一般认为，泥炭堆积速度为每4～100年堆积1mm，即泥炭堆积速度是处于一定范围内的。这说明成煤植物生长、泥炭的保存需要在一定范围内变化的可容空间。同时，具有经济价值的厚煤层的形成需要持续的泥炭堆积和保存，即要求新增可容空间的产生速率(基准面上升速率)长时间大于零并小于或等于泥炭的堆积速率，以使成煤沼泽可容空间大小维持在“既能防止泥炭氧化，又不使成煤植物死亡”这一可容空间范围内。综上分析可以看出，聚煤作用是可容空间大小和新增可容空间产生速率(基准面上升速率)双重因素综合作用的结果。

图7.11 大荞地组层序 SⅣ4-SⅣ10 沉积期盆地沉积环境与聚煤作用关系Fig.7.11 Map showing the relationship between the depositional environment (represented by the sandstone-mudstone ratios) and the coal accumulation intensity (represented by the coal thickness percentages) in the 4th-order sequences (SⅣ4-SⅣ10) of the Daqiaodi Formation

图7.12 大荞地组各层序沉积期可容空间变化与聚煤作用关系图Fig.7.12 The map showing the relationship between the rate in variation of accommodation (represented by the mudstone percentages) and the coal accumulation intensity (represented by the coal thickness percentages) in the 4th-order sequences (SⅣ4-SⅣ10) of the Daqiaodi Formation

因此，用可容空间表达煤层形成的条件为:“在存在适合成煤植物生长、保存的变化在一定范围内的可容空间的前提下，可容空间的变化速率与泥炭沼泽的堆积速率长时间保持在这一定范围内”。从这个角度说，煤层的形成与其下伏地层的沉积环境并没有必然的关系，我国许多地方横跨不同相区大面积分布的厚煤层的存在也证实了这一结论(Shaoetal.，2003)。

目前还没有定量地表达可容空间大小的方法，从可容空间对沉积环境的控制及从盆地边缘向沉积中心沉积环境演化过程中沉积物分异规律推断，可容空间大小的变化与泥岩百分含量具有正相关性，即向盆地沉积中心方向，随可容空间增大泥岩百分含量也增大。因此，可以用泥岩含量的变化来代表可容空间大小的变化，进而进行可容空间变化对聚煤作用影响的定量研究。

图7.12为宝鼎盆地大荞地组层序SⅣ4-SⅣ10沉积期等时地层格架内盆地可容空间变化与聚煤作用关系，从中可以看出，研究区断陷盆地聚煤强度随可容空间变化表现为两种模式:在湖泊-三角洲中等可容空间背景下(SⅣ4-SⅣ8)，聚煤作用曲线呈中间高、两边低的似正态分布，中等可容空间大小聚煤强度最高，向低可容空间和高可容空间方向聚煤强度减弱;在辫状河、冲积扇低可容空间沉积背景下(SⅣ9-SⅣ10)，聚煤作用曲线随泥岩含量增高而单调增加，说明聚煤强度中心有向高可容空间方向迁移的趋势。

图7.13 断陷盆地基底沉降、可容空间产生速率、沉积环境演化与聚煤作用间关系Fig.7.13 Relationship between the subsidence，accommodation space，depositional environments and the coal accumulation intensity of the faulting basin

基准面上升速率主要受控于盆地基底沉降和绝对湖(海)平面变化两个因素，相对于近海大型克拉通盆地，在温暖潮湿的古气候背景下，内陆断陷盆地基底沉降对基准面影响要远大于湖平面变化对基准面的影响。因此，在沉积物供给速率一定的情况下，基准面上升速率(新增可容空间产生速率)主要受控于盆地基底沉降速率。

扬子地台西缘宝鼎盆地上三叠统大荞地组沉积期为一内陆断陷盆地，伴随着东西向拉张应力的减弱和挤压应力的增强，断陷盆地基底沉降速率减缓，并在宝鼎组沉积期演化为一大型内陆拗陷盆地(图7.13)。在大荞地组断陷盆地沉积期，随着盆地基底沉积速率减缓，基准面上升速率(新增可容空间产生速率)也减慢，自下而上沉积物粒度变粗，沉积环境经历了湖泊-浅水三角洲-辫状河-冲积扇的演化过程。从层序格架内聚煤强度看(图7.13和图7.14)，由于断陷盆地早期(SⅣ1-SⅣ3)盆地基底沉积速率(新增可容空间产生速率)过快，大荞地组一段-三段聚煤作用很差，几乎没有可采煤层发育;断陷盆地发育中期(SⅣ4-SⅣ8)，伴随盆地基底沉降速率变慢，聚煤作用呈逐渐增强趋势;断陷盆地发育晚期(SⅣ9-SⅣ11)，由于基底沉降过慢，聚煤作用变差直至聚煤作用终止。垂向上大荞地组各层序聚煤强度(含煤系数)曲线成先增强再减弱的变化趋势。

从平面上看(图7.15)，断陷盆地不同位置基底沉降速率差异较大，总体上表现为由控盆断裂带(攀枝花断裂带)一侧的盆地陡坡带向盆地缓坡带基底沉降速率变小。因此，断陷盆地基准面上升速率(新增可容空间产生速率)也表现为由盆地陡坡带向缓坡带逐渐减慢。再从物源供给速率看，断陷盆地物源主要来自两个，即盆地陡坡带的主要物源和盆地缓坡带的次要物源，并且平面上物源供给速率由盆地边缘向盆地中心呈逐渐降低趋势。基准面上升速率与沉积物补给速率两者综合作用的结果是:断陷盆地新增可容空间产生速率(可容空间)最大的位置处于盆地陡坡带和缓坡带过渡地区(盆地沉积中心)，进而造成断陷盆地沉降中心与沉积中心的不一致。从平面上聚煤强度看，在断陷盆地演化中期，聚煤中心主要位于新增可容空间产生速率中等的三角洲平原环境，从盆地缓坡带到陡坡带，聚煤强度曲线呈双峰分布。

大型拗陷盆地不同位置盆地基底沉降速率差异较大(图7.16)，总体上表现为由盆地中心向盆地边缘基底沉降速率变小。因此，断陷盆地基准面上升速率(可容空间产生速率)也表现为由盆地中心向盆地边缘逐渐减慢。再从物源供给速率看，拗陷盆地物源具有随机性，没有主要物源和次要物源之分，但物源供给速率总体表现为由盆地边缘向盆地中心呈逐渐降低趋势。基准面上升速率与沉积物补给速率两者综合作用的结果是:拗陷盆地新增可容空间产生速率(可容空间)最大的位置处于盆地中心，进而造成拗陷盆地沉降中心与沉积中心的一致性。从平面上聚煤强度看，拗陷盆地有利聚煤带主要位于新增可容空间产生速率中等的曲流河三角洲环境，其次为曲流河环境，从盆地缓坡带到盆地，拗陷盆地聚煤强度曲线呈双峰对称分布。

伊犁盆地油气与地浸砂岩型铀矿成矿关系

李国政　王梅玲　杨宏　马慧明

（西北石油局规划设计研究院　乌鲁木齐　830011）

摘要　雅克拉－轮台区块为塔里木盆地最重要的油气聚集带之一，目前已发现13个油气田， 6个含油气构造，共50个油气藏。通过系统研究区块内各油气田（藏）的成藏特点，归纳、总结了区块油气田（藏）展布、油气藏类型、成藏期、成藏模式，进一步完善了对该区油气分布规律及其主要控制因素的认识。

关键词　塔里木盆地　雅克拉－轮台区块　油气分布　主控因素

雅克拉－轮台区块（简称雅－轮区块）位于塔里木盆地北部沙雅隆起，范围包括雅克拉断凸、库车坳陷南缘、沙西及外围地区，为塔里木盆地最重要的油气聚集带之一，为“西气东输”主要气源区。该区块石油地质条件复杂，勘探程度相对较高，深入研究油气分布规律，对该区油气勘探尤其是天然气勘探具重要意义。

1　油气田（藏）展布

目前，雅－轮区块已发现13个油气田：雅克拉凝析气田、牙哈油气田、东河塘油气田、英买7号油气田、红旗油气田、英买1号油田、英买2号油田、羊塔克1号凝析气田、羊塔克5号油田、玉东2号油气田、提尔根凝析气田、轮台凝析气田和丘里凝析气田；6个含油气构造：群巴克（台2井N1s）、轮西1（轮西1井 —O）、托乎拉1号（沙53井AnZ天然气）、牙哈2～3号（N2k）、轮北构造提3井（K2—E）及提2井（K2—E），共50个油气藏（图1）。

累计探明地质储量：石油为5822.4×104t，溶解气为 65.88×108m3，天然气为930.69×108m3，凝析油为3894.78×104t，总油气当量为19742.68×104t。

控制地质储量：石油为3747×104t，溶解气为65.88×108m3，天然气为386.74× 108m3，凝析油为610.2×104t，总油气当量为8852.5×104t。

1.1　油气田（藏）平面分布

雅－轮区块工区范围内油气田藏主要分布于受大断裂控制的局部构造带，平面上集中分布于以下4个地区：雅克拉断凸西南沿（红旗，东河塘－雅克拉），库车坳陷南缘（牙哈－丘里－群巴克台2井），沙西凸起西北部（玉东－羊塔克－英买7），雅克拉断凸中部轮台一带（轮西1、轮台－提尔根）。

图1　雅克拉－轮台区块油气分布图　Fig.1　Distribution of oil-gas in Yakela-Luntai oil-gas bearing zone

1—登记区块；2—油藏；3—气藏；4—钻井；5—侵入岩体；6—断层；7—含油气系统

1.2　油气田（藏）纵向分布

雅－轮区块在前震旦系、震旦系、寒武系、奥陶系、石炭系、侏罗系及下白垩统卡普沙良群、上白恶统—老第三系、中新统苏维依组、上新统库车组等10个层位发现油气藏及工业油气流（表1、图2），纵向上断层和储盖组合控制了油气的分布。

表1　雅－轮区块各层位储量分布　Table1　Reserves distribution of different-horizon in Yakela-Luntai oil-gas bearing zone

图2　雅克拉—轮台各层位油气储量分布　Fig.2　Reserves distribution of different horizon in Yakela-Luntai oil-gas bearing zone

1.2.1　前中生界

油气主要分布于寒武系—奥陶系及下石炭统。寒武系—奥陶系以潜山油气藏为主，储层为碳酸盐岩，下石炭统以挤压背斜油气藏为主，储层为东河砂岩。油气资源类型以原油为主，凝析气次之。其他层位储量较小。前中生界各层位油气在本区块的横向分布如下：（1）前震旦系（AnZ）：工业天然气流目前只发现于雅克拉断凸西端托乎拉地区。位于托乎拉1号构造的沙53井于1998年3月在前震旦系变质二长岩裂隙储层进行DST测试，获工业气流；天然气10870m3/d，油微量。按容积法计算托乎拉1号构造前震旦系天然气预测储量为5.29×108m3。

（2）震旦系（Z）：工业油气流产自雅克拉沙4井，在5416.58～5428.19 m井段震旦系中统白云岩中裸眼中途测试日产油13.32 m3，气为12×104m3，水为71.04m3。该“气藏”可能为地层不整合底水块状气藏。

（3）寒武系（ ）：工业油气流产自雅克拉沙7井。

（4）奥陶系（O）：雅克拉下奥陶统凝析气藏，英买7号油气田下奥陶统油藏，英买1号、英买2号构造下奥陶统油藏及牙哈油气田牙哈5～7井区寒武系—奥陶系凝析气藏。

（5）石炭系（C）：东河塘下石炭统油气田。

1.2.2　中、新生界

油气主要分布于下白垩统卡普沙良群、上白垩统—老第三系及中新统苏维依组。下白垩统卡普沙良群以挤压背斜油气藏为主，储层主要为下白垩统卡普沙良群底块砂岩；上白垩统—老第三系及中新统苏维依组以断背斜油气藏为主，储层主要为苏维依组、上白垩统—老第三系砂岩，物性好，厚度大。中、新生界油气藏形成期为喜马拉雅期。油气资源类型以凝析气为主，原油少量。中、新生界各层位油气在本区块的横向分布如下：

（1）侏罗系（J）：雅克拉沙4井、沙7井下侏罗统气藏。

（2）下白垩统卡普沙良群（K1kp）：雅克拉下白垩统凝析气藏、东河塘下白垩统油藏及轮西1号下白垩统油藏。

（3）上白垩统—老第三系（K2—E）：提尔根、轮台、玉东2、羊塔1、羊塔2号上白垩统一老第三系凝析气藏；羊塔5、英买9号上白垩统—老第三系油藏。

（4）中新统苏维依组（N1s）：牙哈、红旗、提尔根、英买7号、群巴克（台2井）凝析气藏。

（5）上新统库车组（N2k）：牙哈2、3号构造YH303于1995年10月15～16日，在2731.2～2850.54 m井段试获工业油流，日产油9.5m3。

1.3　海、陆油气的分布及含油气系统划分

雅－轮区块由于存在南北海陆两个油源，故其油气按成因可分为两大类：一类是以腐泥型干酪根为生油母质的海相油气，另一类是以腐殖型干酪根为生油母质的陆相油气。海相油气主要分布于区块南部，沿轮台断裂—沙西南部一线分布，且油气主要分布于古生界（O1、C1）及中生界（K1kp），以挤压背斜油气藏（上古生界、中生界）及潜山油气藏为主（下奥陶统）。陆相油气主要分布于区块中北部，大致分布在英买7号—红旗—托乎拉—牙哈—轮台一线以北，油气主要分布于新生界（N1 s、K2—E），下古生界（O1）次之，以断裂背斜油气藏为主，潜山油气藏次之（O1）。

根据本区油气的分布特点及与源岩的关系，结合“九五”研究成果，可将本区块划分为两大含油气系统：北部陆相含油气系统和南部海相含油气系统。海相含油气系统分布于区块南沿，英买1、2—东河塘—雅克拉—轮西1一线，其北部均属陆相含油气系统范围，两系统结合部均存在一定程度的海陆两相来源油气的掺混，如英买7号下奥陶统，托平拉沙53井前震旦系，轮西1号下白垩统卡普沙良群的油气藏。海相油气主要产出于中生界及古生界，陆相油气产出于新生界及下古生界。两大含油气系统具以下基本特点：

1.3.1　南部海相含油气系统

烃源岩为寒武系—奥陶系海相碳酸盐岩、泥质岩，有机质丰度低，母质类型为腐泥型，海西期为主生油期，喜马拉雅期“二次”生油。储层为下古生界碳酸盐岩、下古炭统东河砂岩及下白垩统卡普沙良群底块砂岩；部分下古生界碳酸盐岩储层。盖层主要为奥陶系上部灰岩、灰质泥岩，下石炭统上部泥岩和下白垩统卡普沙良群中上部泥岩。圈闭类型为背斜圈闭和潜山圈闭。油气资源类型以原油为主，凝析气次之。油气主要沿 区域不整合面从南向北运移。油气保存条件沙西的早期油藏因受多期构造运动影响而较差，向东保存条件变好。油气具以下基本特点：

（1）轻烃组成以高正构烷烃、低环烷烃为特征，MCH＜45％。

（2）饱和烃中环烷烃＞链烷烃，具姥鲛烷、植烷均势，w(Pr)/w(Ph）分布于0.80～1.20之间。

（3）芳烃族组成富含高硫芳烃

（4）同位素分布富含轻碳同位素、重硫同位素，δ13C分布在－31‰～－34‰，硫同位素δ34S＞15‰，族组分碳同位素芳烃δ13C＞-30‰。

（5）生物标记化合物以富含长链三环萜烷为特征。

（6）原油微量金属元素绝对含量高，V可达n×10-5,Ni可达n×10-6(S13、S16、YM1奥陶系原油），w(V)/w(Ni)＞1。

（7）原油成熟度以高成熟为主。

（8）西部沙西原油经历了较强的水洗氧化降解，其轻烃水洗指标 TOL＜10；富含金属V、Ni。

1.3.2　北部陆相含油气系统

烃源岩为库车坳陷三叠系—侏罗系泥质岩及煤系地层，有机质丰度高，母质类型以腐殖型为主，喜马拉雅期为主生油期（老第三纪进入生烃期，新第三纪达到生烃高峰）。储层主要为苏维依组、上白垩统—老第三系砂岩，物性好，厚度大；部分下古生界碳酸岩盐储层、前震旦变质岩裂缝储层。盖层主要为吉迪克组泥岩、苏维依组中部泥岩及上白垩统—老第三系泥岩、下白垩统泥岩。圈闭类型以断背斜为主，形成期为喜马拉雅期。也有潜山圈闭。油气资源类型以凝析气为主，原油少量。油气主要沿区域盖层（N1j）之下的良好储层（疏导层）及古风化面从北向南运移，油气保存条件好。油气具以下基本特点：

（1）以凝析油为主，以高蜡（＞10%）、高凝固点（＞20℃）、低硫（＜0.5%）为特点，密度一般小于0.9g/cm3。

（2）轻烃组成以低正构烷烃、高环烷烃为特征，MCH＞45％。

（3）饱和烃中链烷烃＞环烷烃，具明显的姥鲛烷优势，Pr/Ph＞1.5。

（4）同位素分布富含重碳同位素、轻硫同位素，δ13C一般＞-30‰，硫同位素δ34S一般＜10％‰，族组分碳同位素芳烃δ13C＜-30‰。

（5）生物标记化合物缺乏三环萜烷，可检测出γ－蜡烷和奥利烷。

（6）原油微量金属元素绝对含量较低，均低于0.1×10-6，贫钒富镍，w(V)/w(Ni)＜1。

（7）成熟度较低。

（8）原油后生变化小，其轻烃水洗指标 TOL为30～50。

1.4　油气资源类型及分布

雅－轮区块油气资源类型为原油及凝析气。油气储量相当，气略多。

1.4.1　原油

主要分布于牙哈5号、7号寒武系—奥陶系，英买1号、英买2号、英买7号下奥陶统，英买9号上白垩统一老第三系，牙哈1号、红旗1号中新统苏维依组底砂、东河塘下石炭统、下白垩统卡普沙良群及轮西1号下白垩统卡普沙良群等15个油藏，此外，在英买7和羊塔克气田底部存在黑油环。地质储量：原油为9361.4×104t，溶解气为110.18×108m3，总油气当量为14000.74×104t。

1.4.2　凝析气

分布广泛，全区块已发现35个凝析气藏。地质储量：天然气为1317.43×108m3，凝析油为4504.98×104t，总油气当量为19131.38×104t。

2　油气藏类型

本区油气藏可分为构造油气藏、地层油气藏、岩性油气藏等三大类。

2.1　构造油气藏

为雅－轮区块主要的油气藏类型，进一步划分为两个亚类：背斜构造油气藏亚类和断层油气藏亚类。

2.1.1　背斜油气藏亚类

依据背斜的成因有可细分为挤压背斜、断裂背斜、滑脱背斜等三类。

挤压背斜油气藏：雅克拉凝析气田下白垩统气藏、东河塘油气田石炭系油藏、英买9号油气田上白垩统—老第三系油藏、玉东2号上白垩统—老第三系凝析气藏等。

断裂背斜油气藏：雅－轮区块背斜油气藏几乎均伴随有断裂发育，这些断裂对油气藏有不同程度的控制作用。断裂背斜油气藏系指断裂通过背斜轴部附近而形成的半背斜，或背斜一翼被断裂切割，断层为此类油气藏的主要控制因素之一。为本区块新生界主要油气藏类型，上白垩统—老第三系，中新统苏维依组顶、底砂油气藏几乎均属此类，为雅轮区块一大特征。具体有如下特点：油气藏均发育于NNE、EW走向的南倾正断层北盘（下盘），断层倾角较大，多在50°～70°之间。南盘（上盘）吉迪克组厚层泥岩、含膏泥岩，中新统苏维依组中部泥岩、含膏泥岩，上白垩统—老第三系中上部泥岩、岩盐、膏岩与对盘中新统苏维依组顶、底砂岩，上白垩统—老第三系砂岩对接造成封挡，形成断裂背斜圈闭。

滑脱背斜油气藏：英买2号油气田下奥陶统油气藏。

2.1.2　断层油气藏亚类

断鼻油气藏：鼻状构造上倾方向被断层切割形成，如轮西1号下白垩统卡普沙良群油藏等。

2.2　层油气藏

（1）单斜型潜山油气藏。雅克拉下奥陶统凝析气藏。

（2）削蚀不整合油气藏。雅克拉沙7井中寒武统气藏，英买7号下奥陶统油藏。

2.3　岩性油气藏

雅－轮区块有砂岩透镜体油气藏及裂缝体油气藏，后者因其储集体由储层储集性能变化决定，故将其划入此类。

（1）砂岩透镜体油藏。雅克拉凝析气田沙7井下侏罗统“气藏”。

（2）裂缝体油气藏。托乎拉1号构造（沙53井）前震旦系变质岩裂缝气藏。

3　成藏期

雅－轮区块油气主要有两大成藏期：海西晚期和喜马拉雅期，以喜马拉雅期最为重要，为区块主要成藏期。这是由塔北晚古生代和新生代两大生油期以及本区海西晚期和喜马拉雅期两大构造运动所决定的。

3.1　海西晚期成藏期

英买1号、2号下奥陶统油藏为该期代表，东河塘下石炭统油气田成藏期为海西晚期—印支期，均属海相油藏，圈闭主要为古生界内幕背斜构造。特点为古生界本身发育完整的储盖组合，加里东期—海西期褶皱形成圈闭，聚集同期寒武系—奥陶系烃源岩生成的油气成藏。平面上发育于雅－轮区块古生界剥蚀相对较少的西南部，沙西凸起南部、哈拉哈塘凹陷北部及雅克拉断凸西南部。

3.2　喜马拉雅期成藏期

雅－轮区块多数油气藏均属该期产物，油气产层广，有前震旦系、寒武系—奥陶系、下白垩统卡普沙良群、上白垩统—老第三系、中新统苏维依组、上新统库车组，资源结构以气为主，海陆两相来源油气均有发育。平面上新生界油气藏（包括上白垩统—老第三系）全区分布；中生界油气藏主要分布于轮台断裂西段，东河塘—雅克拉—轮西1号—带；前中生界油气藏分布于区块中西部沙西、雅克拉、牙哈及托乎拉等地。该成藏期特点为圈闭形成较晚，油气为喜马拉雅期产物，新生界以断背斜油气藏为主，中生界为挤压背斜油气藏。喜马拉雅期成藏期形成的前中生界油气藏多与 不整合面有关，具有①圈闭类型多样：有单斜潜山、削蚀不整合、裂缝体及滑脱背斜等。②前中生界受长期风化剥蚀，储层发育于 风化面附近，本身无盖层或盖层条件不完备，只有当中生界尤其是白垩系沉积后，形成相应的盖层条件，储油圈闭方形成。③喜马拉雅期库车坳陷三叠系、侏罗系陆相油气和南部下古生界寒武系—奥陶系源岩“二次”生油，油气在上述圈闭聚集成藏。

此外，英买7号下奥陶统削蚀不整合油藏形成于燕山晚期—喜马拉雅早期。

4成藏模式

根据区块油气藏源岩、产层及成藏期，划分出雅－轮区块4种成藏模式：古生古储，后生古储，新生古储，新生新储。

4.1　古生古储

海相下古生界寒武系—奥陶系源岩古生代生油（古生），在古生界碎屑岩和碳酸盐岩储层储集（古储），古生代成藏。分布于南部海相含油气系统。自加里东晚期开始，寒武系—奥陶系烃源岩便开始生油，在海西早、中期达到生油高峰，海西期成藏，油气储集于古生界，其圈闭类型主要为古生界大型内幕背斜主要分布于沙西凸起中南部，如英买1号、英买2号下奥陶统油藏，玉东2号下奥陶统油藏。区域上柯吐尔胜利1井巨厚沥青砂岩（古油藏）也属此类。

4.2　后生古储

海相下古生界寒武系—奥陶系源岩后期（新生代）“二次”生油（后生），在古生界碎屑岩和碳酸盐岩储层、中生界碎屑岩储层内储集（古储），新生代成藏。分布于南部海相含油气系统。海西晚期后，由于区域大规模抬升剥蚀，至燕山期后，随中、新生界沉积，寒武系—奥陶系烃源岩再深埋进入生油门限而二次生油，油气储集于古生界，其圈闭类型主要为古生界潜山及内幕背斜。主要分布于雅克拉断凸南部，雅克拉下奥陶统、下白垩统卡普沙良群、东河塘下石炭统、下白垩统卡普沙良群油气藏、轮西1号油藏等属此类。

4.3　新生古储

库车坳陷陆相三叠系—侏罗系为烃源岩，喜马拉雅期生油（新生），油气储集于古生界及更老地层，油气主要沿 整合面向南运移，在该不整合面之下古生界碳酸盐岩储层及前震旦系裂隙储集体等之中聚集成藏。分布于北部陆相含油气系统。英买7号下奥陶统油藏、牙哈5～7号下奥陶统油藏、托乎拉1号（沙53井）前震旦系气藏属此类。

4.4　新生新储

库车坳陷陆相三叠系—侏罗系为烃源岩，喜马拉雅期生油（新生），油气储集于新生界碎屑岩储层，主要是中新统苏维依组、上白垩统—老第三系。分布于北部陆相含油气系统。雅－轮区块所有新生界油气藏均属此类。

5　油气分布的主要控制因素

5.1　南、北两大油气源区提供了丰富的油气资源，控制了油气的分布范围，油气供给充足。形成海、陆两大含油气系统

5.2　晚古生代—中生代长期的古隆起及新生代持续单斜上倾区域构造部位成为海陆相油气的长期运移指向

本区经历了多期构造运动。塔里木运动后塔北地区普遍接受了厚度不等的震旦系—寒武系地台型沉积。在加里东中期，该区褶皱隆起，形成受轮台断裂控制的雅克拉断凸，使寒武系—奥陶系遭受不同程度的剥蚀，东北部隆升幅度大，大部分地区缺失震旦系—奥陶系。在加里东晚期到海西早期，该区仍为继承性隆起。仅在西南部接受了志留系—泥盆系的沉积，并向隆起方向形成超覆。之后，又接受了石炭系—二叠系的超覆沉积。海西晚期构造运动导致整个塔北区域性抬升，地层普遍遭受剥蚀。印支期该区继续保持隆起状态，为海相下古生界寒武系—奥陶系早期油气运移指向区。到燕山期，本区开始下降接受沉积。喜马拉雅构造运动使该区南部地区抬升，北部库车坳陷剧烈下降，沉积了巨厚的新生界。形成中新生界向北倾的单斜。接受北部库车坳陷三叠系—侏罗系陆相油气及南部海相下古生界寒武系—奥陶系喜马拉雅期所生成油气成藏。

5.3　较晚的圈闭形成期及油气生成期决定了区块油气绝大部分为晚期成藏

5.4　储层及其横向变化是控制油气的产出地质层位及平面展布的重要决定因素

5.4.1　雅－轮主要储层为下奥陶统，下石炭统，下白垩统卡普沙良群，上白垩统—老第三系，中新统苏维依组，现已发现油气地质储量几乎全部集中在这些层位。

5.4.2　各时代储层的平面展布及沉积相决定了其中油气藏的分布。

（1）下古生界碳酸盐岩储层主要分布于雅克拉断凸两侧及沙西地区，因此寒武系—奥陶系在牙哈5～7，下奥陶统在雅克拉、英买7、英买1、英买2等处形成油气田（藏）。上古生界下石炭统分布于雅克拉断凸西南沿、哈拉哈塘凹陷北部、沙西凸起南部，在东河塘地区成藏。

（2）中生界下白垩统卡普沙良群底块砂岩在雅克拉—东河塘、轮台南一带为扇三角洲平原沉积，储集条件好，形成油气聚集。已发现雅克拉下白垩统卡普沙良群凝析气藏，东河1号下白垩统卡普沙良群油藏、东河23号油藏，轮西1号下白垩统卡普沙良群油藏。

（3）上白垩统—老第三系为雅－轮区块厚度最大、储集物性较好的储层，在区块中部雅克拉断凸西部（牙哈—东河塘及以西地区）为辫状三角洲前缘砂坪沉积，此处上白垩统—老第三系具有区块最好的储集性能，沙53井5437～5474 m井段取心分析，孔隙度为15.7％～23.5％，平均20.9％；渗透率为114×10-3～5245×10-3μm2，平均为1321.2× 10-3μm2，为中孔特高渗储层，但因上白垩统—老第三系与其上中新统苏维依组底砂岩之间无非渗透性隔层，二者互相连同构成同一储集体，且因中新统苏维依组底部圈闭幅度及油气柱高度多小于中新统苏维依组底砂岩厚度，所以此区上白垩统—老第三系并无油气田（藏）发现。东部为辫状三角洲平原沉积，顶部发育为15～30m的泥岩、粉砂质泥岩盖层，形成了该区的局部储盖组合，在构造条件配合下，形成提尔根，轮台2个凝析气田，并在提北构造提3井及轮台县城以北的提2井形成凝析气藏。西部沙西凸起西北部上白垩统—老第三系为盐湖与沙坪交互沉积，中上部发育大段含膏泥岩及盐岩，与其下砂岩储层构成良好储盖组合，在羊塔1、羊塔2、羊塔5及玉东2形成油气藏。

（4）中新统苏维依组底砂储层为雅－轮区块最主要油气产层，分布稳定、储集物性良好，基本继承了上白垩统—老第三系的沉积面貌。已发现油气藏最多，在牙哈、红旗、英买7、丘里、群巴克（台2井）等地共形成12个凝析气藏。

（5）中新统苏维依组顶砂储层为雅－轮区块另一最主要油气产层，分布较稳定、储集物性好，在区块中部雅克拉断凸主体部位为扇缘沙坪沉积，油气藏分布也明显受其控制。已发现油气藏主要分布于雅克拉断凸北侧牙哈—丘里—提尔根一线，在牙哈、红旗、丘里、群巴克（台2井）、提尔根等地共形成8个凝析气藏。

5.5　断裂主要控制新生界断背斜及牵引背斜圈闭的分布，进而控制了油气的分布，断裂是此类圈闭遮挡油气的主要因素

雅－轮油气的分布表明，几乎所有油气田藏在平面上均出现在大断裂附近，在纵向上油气田藏出现的最高层为这些断层断开的最高层位。有研究表明，断层在流体运移过程中的作用呈现出易变性和周期性，断层在静止状态下主要起封闭作用，在活动期及其后短时期内主要为开启作用（王平，1994;Hipper,1993;Hooper,1991）。因此，与油气运移同期活动的断层主要做油气运移通道，此时的断层对油气的遮挡作用无效。

库车坳陷（拜城凹陷、阳震凹陷）油气运移主要时间在距今5Ma以来，即库车组（N2k）沉积以来。

雅－轮区块新生界发育的断层断开的最新层位吉迪克组（N1j），表明其主要活动其在康村组沉积以前，因此，在库车坳陷油气主要运移期（库车组沉积以来）之前该区的断裂就停止了活动，对油气主要起封堵与遮挡作用。区块因此形成了众多的断背斜油气藏。断裂的圈闭机理主要为中新统吉迪克组、苏维依组厚层泥岩、含膏泥岩，上白垩统—老第三系厚层泥岩、盐岩与断层对盘砂岩储层对接封闭。

Distribution of oil-gas bearing and main controlling factor in Yakela-Luntai oil-gas bearing zone

Li Guozheng Wang Meiling Yang Hong Ma Huiming

(Academy of Designing ＆ planning,Northwest Bureau of Petroleum Geology，?rümqi　830011)

Abstract:Yakela-Luntai zone is one of the most important oil-gas abundance zone in Tarim basin.13 oil-gas fields,6 oil-bearing strctures and 50 hydrocarbon reservoirs has beenfound at present.By means of researching systematically characteristic of every reservoir's formation,we have summarized the distributions,typies,forming time and forming modes,of every oil-gas field and have a correct understanding of distribution and it's major controlling factor.

Key words:Tarim basin　Yakela-luntai zone　distribution of petroleum　main controlling factor

四川盆地大安寨段湖相碳酸盐岩高分辨率层序地层分析

伊犁盆地内砂岩型铀矿分布在中下侏罗统水西沟群（J1-2sh）暗色含煤碎屑岩建造中。同时，在中下侏罗统水西沟群中也发现较好的油气分布。以往对伊犁盆地铀矿床的成因认识基本上都是层间氧化带成因观点，多认为铀成矿富集机理是含矿层沉积时堆积的有机质及沉积成岩阶段形成的低价硫化物对层间渗入氧化水中铀的还原吸附作用，而对同盆地产出的油气与铀成矿之间的相互关系研究较少。只有李细根提出烃储构造附近是伊犁盆地层间氧化带控矿的最有利地段，并认为厚层煤变质可形成成矿所需的烃气体，但遗憾的是作者未给出详细的证据。

此外，我国北方其他产砂岩型铀矿的中新生代陆相沉积盆地，如鄂尔多斯盆地、吐哈盆地、二连盆地、塔里木盆地、松辽盆地等，同时也是产油气盆地。这种铀、油（气）同盆共存现象是否暗示油气与铀成矿具有一定的共生关系呢？为此，我们试图以伊犁盆地为例，从伊犁盆地含矿砂岩的酸解烃分析、石英和长石碎屑成岩愈合微裂隙及胶结物中的油气包裹体及其气相色谱特征研究入手，结合盆地断裂活动与油气及砂岩型铀矿的空间（定位）关系，探讨沉积盆地内油气活动与砂岩型铀矿成矿关系。

一、伊犁盆地油气、铀矿床（点）与断裂体系空间分布关系

伊犁盆地断裂体系以近EW和NWW-SEE向为主，NE-SW断裂为辅的构造格局（图2-8-5）。EW和NWW-SEE向主要断裂自北向南为萨尔布拉克断裂、霍城托开断裂、东曼里塔勒迪断裂等，它们控制了盆地主要构造格局和发展演化。NE-SW向主要有喀什河断裂等，它们主要起到局部构造分块的作用，对整个盆地发展演化作用不是十分明显。

图2-8-5 伊犁盆地主要铀矿床（点）、地表油苗与断裂构造分布图

1—钻孔及编号；2—实测断层；3—隐伏断层；4—盆地边界；5—铀矿床（点）；6—主要矿床编号：511为扎基斯坦矿床，512为库捷尔太矿床，513为乌库尔其矿床；7—地面沥青；8—地面油砂

从图2-8-5可以看到，盆地北缘已发现的铀矿点主要分布在NWW-SEE向霍城托开深大断裂附近，盆地南缘已发现的铀矿床及矿点主要位于EW向东曼里塔勒迪深大断裂附近。盆地地面沥青和地面油砂也主要分布在这两条EW向及NWW-SEE向深大断裂的东侧。这种铀矿化、地表油苗与深大断裂三位一体的空间耦合，反映该盆地砂岩型铀矿与深部油气的向上运移活动可能存在某种密切的内在联系。

众所周知，由于受地层负荷作用的影响，油气等深部流体易沿断裂向上运移，在断裂面附近形成较为强烈的还原场。当自盆地边缘向盆地内部渗入的含氧含铀层间承压水流经切层的深大断裂时，一方面，由于断裂的减压作用，含氧含铀的层间承压水向地表排泄，促进地下水的循环和其中铀酰络合物的分解，造成铀的沉淀、富集成矿。另一方面，更重要的是在断裂附近，由于地球化学环境的突然改变（强还原场的存在），含氧含铀层间水中的铀酰络合物易被还原沉淀，形成铀矿化。因此，深大断裂对铀矿床的空间定位机制，主要是深部油气对铀酰络合物的还原沉淀作用，其根本原因是在深大断裂附近地球化学环境变化最大。

二、油气包裹体及其气相色谱特征

（一）油气包裹体特征

镜下观察表明，伊犁盆地库捷尔太矿床和乌库尔齐矿床中下侏罗统水西沟群含矿砂岩矿石及围岩的成岩期胶结物方解石及石英、长石碎屑的微裂隙中均发育有较多的气烃包裹体和液烃包裹体。气烃包裹体孤立或成群分布，在透射单偏光下呈现灰褐色，略带**，在UV激发荧光下为浅蓝绿色（图2-8-6a、b）。液烃包裹体多为均匀成群分布，在透射单偏光下呈现黑褐色，在UV激发荧光下为浅蓝白色（图2-8-6c、d）。包裹体发育特征表明伊犁盆地曾有过至少一次石油运移、聚集和一次天然气运移、聚集的过程。根据伊犁盆地砂岩型铀矿成矿时代主要为25～1Ma，可以推断油气主要运移时间早于砂岩型铀矿成矿作用发生时间。换句话说，盆地内油气活动使含矿砂岩中积累了较多的还原性物质，为之后的铀还原富集成矿奠定了基础。

图2-8-6 伊犁盆地铀矿床含矿砂岩中的油气包裹体

（二）油气包裹体气相色谱特征

伊犁盆地库捷尔太矿床和乌库尔齐矿床中下侏罗统水西沟群含矿砂岩矿石及围岩中的油气包裹体饱和烃气相色谱分析结果见表2-8-7。

表2-8-7 伊犁盆地铀矿床含矿砂岩中的油气包裹体饱和烃气相色谱分析结果

注：分析单位：中国石油勘探开发研究院实验中心；Pr为姥鲛烷；Ph为植烷；CPI、OEP为奇数碳优势指数。

从表2-8-7中可见，Pr/nC17和Ph/nC18分别为0.55～0.73和0.46～0.76，均为低值；轻烃含量指数 、（C21+C22）/（C28+C29）分别为1.97～3.58、2.24～5.86，呈现高值；CPI、OEP值分别为1.16～1.45、0.67～1.02，不具有奇数碳优势的特征，反映油气成分成熟度较高。这些特征表明伊犁盆地含矿层的油气来源于深部较成熟的烃源岩。

另外从图2-8-7可见，主峰碳为C16～C18，且均为“单峰型”，说明该地区油气来源于成熟度较高的深部烃源岩，而非仍处于褐煤阶段的含矿层本身的煤层。表2-8-7 中Pr/Ph在1±，也表明伊犁盆地油气属非煤成气成因。从以上分析可见，就油气对铀成矿还原作用而言，深部油气比含矿层煤成气更为重要。

此外，伊犁盆地地面沥青和地面油砂主要分布在盆地东部的二叠纪地层之中，预示伊犁盆地的烃源岩为二叠纪或比二叠纪更老的地层，也表明伊犁盆地南缘铀矿床含矿砂岩中的油气来源于深部二叠纪或更老的烃源层。

三、含矿砂岩酸解烃特征

本次研究对取自伊犁盆地南缘乌库尔其铀矿床ZK36933孔和扎基斯坦铀矿床ZK2701孔中侏罗统西山窑组含矿砂体矿石及附近围岩的11个样品进行了酸解烃分析。其中样品W2701-1、W2701-6、W2701-8、W2701-12位于ZK2701孔孔深317～324m处，岩性为灰色中砂岩。样品W36933-1、W36933-5、W36933-7、W36933-9、W36933 11、W36933-13、W36933-16位于ZK36933孔孔深190～197m处，岩性均为灰色粗砂岩。11个样品的酸解烃分析结果见表2-8-8。

为研究甲烷和总烃与铀矿化成矿关系，我们将11个样品的铀含量分别与甲烷和总烃含量作散点图（图2-8-8，图2-8-9）。

图2-8-8显示出含矿砂岩矿石及围岩中的甲烷含量与铀含量呈现出较明显的反比关系；图2-8-9也显示出含矿砂岩矿石及围岩中的总烃含量与铀含量呈现出较明显的负消长关系。这些关系特征表明甲烷等烃类物质在铀成矿过程中可能参与了铀还原沉淀的反应。也就是说，有一部分甲烷等烃类物质在铀成矿过程中可能被氧化掉了。

图2-8-7 伊犁盆地铀矿床含矿砂岩中的油气包裹体饱和烃气相色谱碳数分布图

表2-8-8 伊犁盆地含矿砂体矿石及围岩酸解烃分析结果

注：分析单位：上海大学生命科学学院中心实验室；表中甲烷等烃类含量单位为μL/kg；铀含量单位为10-9。

图2-8-8 伊犁盆地含矿砂体矿石及围岩甲烷含量与铀含量散点图

最佳拟合一次线性方程：

铀含量=-0.248·甲烷+867.258

图2-8-9 伊犁盆地含矿砂体矿石及围岩总烃含量与铀含量散点图

最佳拟合一次线性方程：

铀含量=-0.147·总烃+832.346

四、油气对铀矿化还原作用机理探讨

伊犁盆地油气对砂岩型铀矿成矿作用机理主要表现在以下几个方面：①深部油气上升进入含矿层后，可不断消耗含矿含水层中的自由氧，形成缺氧环境，同时使含矿层砂岩积累了较多的还原性物质，造就了含矿层较强的还原环境，为铀的还原沉淀成矿奠定基础。②在缺氧条件下，油气中的甲烷等烃类化合物可以同含矿含水层地下水中的 、 、Fe2O3等发生氧化-还原反应，生成硫化氢、黄铁矿等代表强还原环境的化合物，同时使含矿含水层地下水介质的Eh急剧下降。③含矿层地下水的Eh急剧下降和硫化氢、黄铁矿等还原剂又反过来使得渗入的含氧含铀地下水中的铀酰络离子破坏，形成铀的还原、沉淀、富集成矿（张祖还等，1984；赵伦山等，1987；李德平等，2002）。油气对铀矿化还原作用机理的主要化学反应方程式如下：

中国西部中亚型造山带中新生代陆内造山过程与砂岩型铀矿成矿作用

Fe2O3+4H2S=2FeS2+3H2O+2H+

中国西部中亚型造山带中新生代陆内造山过程与砂岩型铀矿成矿作用

中国西部中亚型造山带中新生代陆内造山过程与砂岩型铀矿成矿作用

五、结论

1）油气包裹体及其气相色谱特征表明，伊犁盆地至少发育过一期石油和一期天然气运移、聚集过程；伊犁盆地南缘铀矿床含矿砂岩中的油气来源于深部二叠纪或更老地层的较成熟的烃源层。

2）油气一方面消耗了含矿含水层中的大量氧气，造就了含矿层较强的还原环境；另一方面也参与了铀成矿过程的氧化还原反应，加速了铀还原、沉淀、富集成矿的速度。因此在富矿带甲烷等烃类明显减少。

3）盆地构造格局和发展演化主要由近EW向和NWW-SEE向断裂体系控制，深部油气主要沿近EW向东曼里塔勒迪深大断裂和NWW-SEE向霍城托开深大断裂向上运移，造成断裂附近形成较强的还原障，进而控制了盆地砂岩型铀矿床（点）的空间分布。

根据上述油气活动与地浸砂岩型铀矿成矿关系研究，我们建议伊犁盆地今后的地浸砂岩型铀矿找矿工作重点要放在东曼里塔勒迪断裂及其次级断裂活动区附近。

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（李胜祥，欧光习，韩效忠，李细根，蔡煜琦，王果）

中国海相盆地油气勘探潜力分析

湖相碳酸盐岩在地质历史中的分布相对较少，人们对其重视和研究的程度远不如海相碳酸盐岩。由于湖相碳酸盐岩地层普遍具有多旋回性特征，表明其沉积过程受周期旋回因素的控制。针对湖相碳酸盐岩的分布演化规律、成因机理等方面的研究仍是国内外沉积学研究的薄弱环节，少数学者将层序地层学原理与方法运用到湖相碳酸盐岩沉积体系中，对于阐明湖相碳酸盐岩储层的成因机理、预测和开发碳酸盐岩油气藏是一个值得探索性的重要研究内容。郑荣才(1998a)运用高分辨率层序地层学理论和方法深入研究了川中和川北地区下侏罗统自流井组大安寨段的湖相碳酸盐岩储层，认为作为最重要储集岩相的介壳滩产出位置、规模和堆积样式，明显受湖水位升降变化和可容纳空间与沉积物补给通量比值的控制，与不同级次的基准面旋回密切相关;赵俊青等(2005)研究了济阳坳陷沾化凹陷埕东地区沙1段湖相碳酸盐岩层序类型、识别标志及模式等，提出湖相碳酸盐岩层序的形成受控于构造升降、古气候、沉积物供给量变化以及古水力和古水介质条件的变化，由于其形成的复杂性，研究方法不能单纯的套用陆相碎屑岩或海相碳酸盐岩层序地层学模式;孙钰等(2008)以惠民凹陷西部沙1中段碳酸盐岩为研究对象，应用层序地层学原理与方法，分析了不同沉积环境碳酸盐岩准层序的分布规律、识别标志及形成机理，划分了碳酸盐岩的沉积期次，为碳酸盐岩油藏的勘探与开发提供了一定的理论依据。

一、地质背景

四川盆地因受印支期龙门山构造带构造反转和逆冲推覆影响，有较强烈的挠曲坳陷和沉降作用，具有类前陆盆地性质(陈发景等，1996)。以中三叠统海相地层为基底，印支期构造不整合面上依次堆积了以陆相为主的晚三叠世至早白垩世地层，厚度大于6000m，其间仍发育有多个构造不整合面，其中侏罗纪四川盆地以湖泊环境为主(图11-8)，尤以早侏罗世大安寨期的湖盆范围最大、覆水最深，属较为少见的大型淡水碳酸盐湖泊。大安寨段在川中和川北地区分布较稳定，厚度一般为80～120m，最厚处可达140～160m，与上覆下伏地层整合接触，界线处发育有古暴露面或侵蚀冲刷面。垂向上，由介壳灰岩、黑色页岩夹粉-细砂岩组成完整的湖进-湖退沉积旋回(图11-9)。位于旋回下部的大3和大2下段，上部的大2上和大1段介壳灰岩为储层主要发育部位，中部的大2和大1下段黑色页岩则为重要烃源岩(郑荣才等，1996)。平面上作为油气储集区的浅湖介壳滩和湖坡相带，呈环状围绕半深湖相的烃源岩区分布(图11-8)，具等时相变关系，有极好的生、储匹配条件。其中作为最重要储集岩相的介壳滩产出位置、规模和堆积样式，明显受湖水位升降变化和可容纳空间与沉积物补给通量比值的控制，与不同级次的基准面旋回密切相关。

图11-8四川盆地早侏罗世大安寨期岩相古地理略图

二、高分辨率层序地层学特征

按单一相物理性质的垂向变化、相序与相组合特征及旋回的叠加样式，可从大安寨段识别出短期、中期、长期三个级别的基准面旋回(图11-9)。

(一)各级别基准面旋回的基本特征

1.短期基准面旋回

在众多的钻井岩心和测井剖面中，除半深湖相带中的短期旋回难以精细划分外，其他相带均可识别出41～47个代表最小成因地层单元(或小层序)的短期旋回，旋回间以侵蚀冲刷面、富钙结核的暴露面或相转换面为识别标志。按岩性特征，可划分为碳酸盐岩(A类)和碎屑岩(B类)两种旋回类型，按结构又可细分为非对称型和对称型两类。

图11-9四川盆地下侏罗统大安寨段沉积相和高分辨率层序地层综合柱状图

碳酸盐非对称型旋回(A1类旋回)由基准面上升期形成的介壳滩→浅湖相序和代表基准面下降到地表之下后所发育的小型冲刷面组成向上变“深”的非对称型旋回(图11-10中的A类结构)，代表A/S＜1的进积型地层过程响应。

图11-10 大安寨段不同沉积相带的短期和中期基准面旋回特征

碳酸盐岩对称型旋回(A2类和A3旋回)形成于短期基准面下降和上升的摆动过程中，具有向上加“深”后复变浅的旋回结构，按沉积环境和相序的差别，可细分为A2和A3亚类，其中A2亚类为浅湖与介壳滩的交替沉积序列(图11-10中的A2类结构)，A3亚类为湖坡和半深湖相带中钙屑重力流与黑色页岩的交替沉积序列(图11-10中的A3类)，此两个亚类型旋回中都不发育冲刷界面，都代表A/S≥1和A/S＞1的加积或退积型地层过程响应。

碎屑岩对称型旋回(B类旋回)亦可划分为B1和B2两个亚类的沉积相序列:B1亚类，为浅湖与砂质浅滩的韵律沉积(图11-10中的B1类结构)，由此亚类型旋回中不发育冲刷界面，可代表A/S＞1的加积型地层过程响应;B2亚类，由浅湖→河口坝→分流河道→分流间相序组成(图11-10中的B2类结构)，此亚类旋回普遍发育有弱冲刷界面，都可代表A/S≤1的加积型和弱进积型地层过程响应。

2.中期基准面旋回结构和演化特征

由具备相似岩性和相序特征的短期基准面旋回叠加，共构成六个中期旋回(图11-10)，旋回间以A/S比值变化所影响的相转换面为界，并与构造沉降所控制的湖水位升降及可容纳空间位置的迁移相关联，它们分别反映中期基准面缓慢上升、加速上升、高速上升、缓慢下降和加速下降五个连续演化阶段，可采用包含体系域概念的小层序组加以描述。

(1)MSC1中期基准面旋回(图11-10中的A剖面):该旋回发育于大3下段，相当于低位体系域的进积小层序组，由1～4个A1类短期旋回叠加而成，具有自半深湖向滨浅湖方向上超的展布特点，相应的厚度和时间跨度同步递减，并以最后一个短期旋回的顶面为等时面。显而易见，该中期旋回底界为向陆上超和向盆地迁移的非等时层序底界面。因有效可容纳空间(Cross，1994)主要向半深湖方向迁移扩大，沉积过程始终处于A/S＜1的状态中，从而形成中期基准面缓慢上升期的主动进积堆积样式。

(2)MSC2中期基准面旋回(图11-10中的B剖面):该旋回发育于大3上段至大2下段，相当于湖进体系域加积-退积小层序组，主要由近十个A2类短期旋回叠加而成，区域上可进行较为稳定的追踪对比。垂向上该旋回自下而上灰/泥岩比值逐渐递减，显示向上加“深”和有效可容纳空间向滨浅湖方向迁移的趋势。由于沉积作用发生在A/S≤1向A/S＞1的突变递增过程中，可分别代表中期基准面旋回开始加速上升的加积作用和随后持续加速上升的退积作用，从而形成连续的加积-退积堆积样式。

(3)MSC3中期基准面旋回(图11-10中的C剖面):该旋回发育于大2中段，相当于广泛湖泛期CS段的小层序组，由区域分布很稳定的近十个A3类短期旋回叠加而成。因该小层序组主要发育在湖坡和半深湖环境，具备A/S?1的背景中，伴随有效可容纳空间向滨浅湖方向的迁移，能进入湖坡和半深湖盆地的沉积物逐渐减少，因而各小旋回具有明显向上变薄的演化趋势，显示基准面高速上升的特点。当基准面上升达最高点位置时的最大湖泛期，黑色页岩中出现代表欠补偿条件下沉积的薄层泥晶白云岩夹层，构成极好的岩性和高自然伽马区间中的异常低值等区域等时对比标志层。

(4)MSC4中期基准面旋回(图11-10中的D剖面):该旋回发育于大2上段，相当于早期高位体系域的加积→弱进积小层序组，由九个包含A3类、A2类和A1类的短期旋回叠加而成，区域上可稳定追踪对比。垂向上，该旋回具有半深湖→湖坡→介壳滩的变浅序列，灰/泥岩比值自下而上递增，显示有效可容纳空间已重新增大并向湖坡和滨、浅湖方向迁移。沉积作用发生在A/S＞1向A/S≤1的突变递减过程中，突变点出现在相当于对称旋回向非对称旋回过渡的转换面上，因而以该点为界，可分别代表中期基准面上升期加积和下降早期弱进积的地层堆积样式。

(5)MSC5和MSC6中期基准面旋回(图11-10中的E和F剖面下部):该旋回发育于大3段，相当于晚期高位体系域早时的进积小层序组，该时期受湖水位持续下降影响，形成于大3段广泛发育的滨浅湖相带，中期旋回由3～4个A1类和B1类短期旋回叠加组成，区域分布较稳定，具有向湖盆方向明显加厚和快速迁移的特点，说明沉积作用发生在A/S＜1的迅速递减过程中，形成强烈进积的地层堆积样式。

(6)MSC6中期基准面旋回(图11-10中的E和F剖面上部):该旋回发育于过渡层，相当于晚期高位体系域晚时的进积小层序组，该时期受湖水位持续下降影响，造成局部冲积体系向湖盆迁移和部分进入湖盆，出现以湖泊和河流作用为主的两种沉积环境。前者位于毗邻龙门山物源区的湖盆西侧，为滨、浅湖泥和浅湖砂坝交替发育的沉积相带，中期旋回由4～5个B1类短期旋回依次叠加组成(图11-10中的F剖面上部)。后者为滨、浅湖与河流，局部为三角洲交替发育的沉积相带，主要位于湖盆的南、北两侧，中期旋回由4～5个B2类短期旋回叠加组成(图11-10中的E剖面上部)。区域上，过渡层中的短期旋回层序数量具有伴随半深湖收缩和湖水退出方向，自盆缘向盆内方向逐渐增多和加厚的变化规律，说明该中期旋回的沉积作用发生在A/S≤1向A/S＜1的迅速递减过程中，从而形成强烈进积和暴露的地层堆积样式。

3.长期基准面旋回(图11-9)

如上所述，由MSC1，MSC2，MSC3上升半旋回的连续叠加，构成了由慢到快的长期基准面上升半旋回，伴随A/S＜1经A/S≥1至A/S?1的递增过程，出现由短期非对称旋回向对称旋回转化，可容纳空间逐渐增大和有效可容纳空间向浅湖和半深湖方向迁移，出现旋回厚度渐趋减薄，灰/泥岩比值下降的地层响应过程。当长期基准面上升达最高点位置时的最大湖泛期，在欠补偿条件下沉积了相当于凝缩段的黑色页岩夹薄层泥晶白云岩。由MSC3下降和MSC4，MSC5，MSC6的连续叠加，构成的由慢到快的长期基准面下降半旋回，伴随A/S＞1经A/S≤1至A/S＜1的加速递减过程，出现短期对称型旋回向非对称旋回的转化，可容纳空间逐渐缩小和有效可容纳空间向湖盆方向迁移，旋回厚度逐渐增大和灰/泥岩比值上升的逆向地层响应过程。当长期基准面下降至持续位于地表之下的最低点位置时，可容纳空间增量极小或无新增容纳空间，促使有效可容纳空间迅速向湖盆方向迁移，同时形成具古暴露侵蚀作用的、自滨浅湖或河流相区向半深湖方向层位渐次升高的基准面下降不整合，从而构成不完全等时的层序顶界面。显而易见，这一长期基准面旋回的完整湖进-湖退沉积序列，为一包含低位、湖进、湖泛和早期高水及晚期高位体系域的“Ⅲ级”层序。

(二)基准面旋回的等时对比和地层格架

成因层序的对比以基准面旋回的转换点为优选时间地层对比位置(Cross，1994)。在大安寨段，长期基准面旋回转换点出现在层序的底、顶界面和相当于大2中段中部的最大湖泛面(图11-9)。如进一步考虑短期和中期旋回的对称性与相组合类型，以及加厚或变薄的叠加堆积样式和转换面所记录的时间“痕迹”，都具有重要的等时对比性。更有意义的是，不同相区短期旋回的叠加堆积样式或结构虽然不同，但绝大部分层位的个数可在区域上进行稳定追踪对比(图6-5，详见第六章)，并在测井资料上(自然伽马和电阻率)有鲜明的测井响应和良好的识别标志。这些特征无疑为大安寨段各级次基准面旋回的划分和等时对比及建立层序地层格架，以及描述地层格架中不同沉积相带的生、储、盖组合(图11-11)和编制高精度的层序-岩相古地理图(图11-12)提供了可靠依据。

图11-11大安寨段不同沉积相带生、储、盖组合与中-长期基准面旋回关系模式图

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图11-12川中-川北地区大安寨段几个中期旋回的层序-岩相古地理图(续)

三、高分辨层序地层分析在大安寨段油藏勘探中的应用

已有的众多勘探开发资料和研究成果，业已证明毗邻半深湖盆地的浅湖介壳滩和部分湖坡相带，为大安寨段重要油气富集部位，等时地层格架中不同层位和相带的生、储、盖组合有如下特点。

(一)地层格架中的生、储、盖组合与基准面旋回关系

据穿越近古陆滨浅湖至半深湖相区(自西向东)或跨越远古陆浅湖、湖坡和半深湖相区(自南向北)的众多含油气构造的储层产出层位统计结果(图11-11)，储集岩主要为中-厚层状介壳灰岩，次为薄-中层状介壳灰岩夹薄层黑色页岩组合，类型上属于非均质性极强的、以溶蚀孔洞缝为主要储集空间的非常规储层，沉积相和裂缝为控制储层发育的两个主导因素(郑荣才等，1996)，储层的产状和物性特征明显受各级次基准面旋回控制。

(二)层序-岩相古地理与基准面旋回关系

在大安寨段长期湖进-湖退沉积演化过程中形成的良好生、储、盖组合条件，特别是储层的时空展布格局和分布规律明显受到长、中期基准面旋回的演化过程控制。

(1)发育于长期基准面刚开始缓慢上升阶段低位体系域的MSC1层序(大3下段)，因沉积期A/S?1，新增可容纳空间小，介壳滩的发育较为有限，因而储层分布范围不大、物性亦较差，仅于川北地区发育有一个较大的连片介壳滩(图11-12A)，厚度仅为4～6m，而其他相互分隔的独立滩体介壳灰岩的厚度普遍小于4m。

(2)发育于长期基准面缓慢上升阶段湖进体系域的MSC2层序(大3上段至大2下段)，沉积期处在A/S＜1的条件下，所增可容纳空间均为有效可容纳空间，区域上由数个短期基准面上升形成广泛发育的介壳滩→浅湖相序，在下降期因受到侵蚀冲刷影响，相序上部的浅湖泥很难保存，形成大面积连片介壳滩体，具有向盆地方向快速进积的层序，因而储层分布范围最大(图11-12B)、层位稳定、物性亦较好。

(3)发育于长期基准面加速上升和达最高位置阶段的、相当于最大湖泛期的MSC3层序(大2中段)，具有A/S＞1向A/S?1快速递增的条件，可容纳空间达最大值而有效可容纳空间为最小值，全区变为半深湖盆地而不利于储集岩相的介壳滩体发育，取而代之的是以广泛沉积具备优质烃源岩条件的半深湖-深湖相黑色页岩为主。

(4)发育于长期基准面由上升转向下降早期阶段相当早期高位体系域的MSC4层序(大2上段)，随A/S＞1向A/S≤1递减，可容纳空间于下降期发生递减，而有效可容纳空间在近古陆滨浅湖至远古陆浅湖一侧发生重新递增，形成向盆地方向加积-弱进积的数个介壳滩→浅湖叠加层序，储层分布范围重新开始向盆地方向扩大，但范围仍然有限(图11-12C)，层位稳定，厚度较薄，大多为分隔的独立介壳滩体，储层物性中等。

(5)发育于长期基准面快速下降阶段相当晚期早时高位体系域的MSC5层序(大1段)，其沉积背景处在A/S＜1向A/S?1的快速递减状态中，可容纳空间持续缩小，但均为向盆地方向迁移的有效可容纳空间，而沉积作用增强，区域上由数个短期基准面上升形成的介壳滩→浅湖相序，同样在短期基准面下降期均受到强烈侵蚀冲刷作用改造，短期旋回相序上部的浅湖泥通常被侵蚀变薄或缺失，因而形成连续叠加、大面积连片分布和向半深湖方向强烈进积的介壳滩体(图11-12D)，储层的分布范围包括近古陆的滨浅湖至湖坡一侧，具层位稳定、厚度大和物性好的重要特点。

(6)至长期基准面下降达最低点位置时的相当于晚期晚时高位体系域的MSC6层序(过渡层)，全区进入暴露范围逐渐向半深湖方向扩大的滨湖和洪泛平原环境，由杂色泥岩构成区域上稳定分布的盖层。

四、结论

四川盆地下侏罗统大安寨段湖泊体系发育有41～47个短期、5个中期、2个长期基准面旋回。短期旋回有非对称和对称型两种旋回样式，由短期旋回叠加而成的中期旋回具有不同的堆积模式，分别代表低水位进积、湖侵加积-退积、湖泛加积、高水位早期加积-弱进积和晚期强烈进积小层序组。由中期旋回叠加组成的两个长期基准面半旋回分别代表大安寨期湖水位的长期上升和下降周期，并构成完整的湖进-湖退沉积旋回。通过各级基准面旋回转换点的等时地层对比建立的大安寨段等时地层格架和编制的层序-岩相古地理图，非常精细地显示了储层、生油岩、盖层的分布规律与各级次基准面旋回的演化关系，此特征可作为储层预测和评价的重要依据之一。

何治亮　王琳　罗传容　易荣龙

（中国石化荆州新区勘探研究所，湖北荆州　434100）

摘要　中国海相领域的勘探成效将从深层次上影响中国21世纪能源供给能力和能源结构的调整步伐。中国海相地层形成于4个建造旋回，经历了4期主要改造事件，根据其发育展布和赋存方式可大致划分为海域区、东部区、中西部区、青藏区。多旋回的叠加与改造是中国海相盆地共同的特点，不同的只是叠加改造的方式。由复式烃源与多期生烃、“改造型”储层、复式封闭体系与保存条件、复式输导网络、复合圈闭、复式油气聚集区构成的复式油气系统是中国海相成藏的基本特点。中国海相领域具有巨大的油气资源潜力，但资源丰度差别很大，且天然气大于石油。海相盆地众多，可供勘探的范围极为广阔。建议采用“整体分析评价、分层次动态部署、重点科技攻关与综合勘探、滚动勘探开发”等原则开展海相领域油气勘探工作。

关键词　海相领域；多旋回盆地；复式油气系统；资源潜力

21世纪初期，中国油气储量和产能的持续增长将依靠4个方面：东部陆上白垩系、第三系陆相盆地稳中求升；西部三叠系、侏罗系煤系地层的增储上产；海域陆相盆地的加速开发；海相领域的重大发现与突破。其中，海相领域的勘探成效将从深层次上影响中国21世纪能源供给能力和能源结构的调整步伐。

中国海相油气勘探领域已得到了国内外石油界的广泛重视。经过“六五”以来各石油勘探开发单位卓有成效的工作以及国家科技攻关项目和各公司相关科研项目的实施，在勘探开发成果、勘探开发技术和地质理论及认识上均取得了令世人瞩目的成果。20世纪80年代后期以来，海相领域的油气勘探陆续取得了一系列具有战略意义的突破，为今后取得更大的突破奠定了坚实的基础。中国海相地层展布范围广，资源潜力大，具备形成大型甚至特大型油气田的地质条件，决定了今后大规模勘探开发的可行性。但海相地层形成时代老，海相盆地经历的后期改造多，导致了复杂的油气成藏条件、相对复杂的地表条件和勘探深度较大等，加之海相领域的整体勘探程度低，传统勘探评价思路存在局限性，使过去的工作存在一定的盲目性，勘探效益不高。中国的海相领域的油气勘探工作，既是挑战，更是机遇。

1　中国海相盆地的地质背景

据统计，我国海相沉积分布总面积大于4561800km2，其中陆上海相盆地数28个，面积3308530km2，海域海相盆地22个，面积1253270km2。

中国海相地层形成于4个建造旋回，经历了4期主要改造事件，根据其发育展布和赋存方式可大致划分为4个大区。

1.1　四个建造旋回

1.1.1　Z— 旋回

属古生代古亚洲洋体系。构成一个完整的开合旋回，是中国展布最广泛的海相层系。其消失的古大洋包括北天山、南天山—大兴安岭洋，西昆仑—东昆仑、祁连—秦岭洋，华南洋，其间的地块广泛沉积了厚度不等的海相地层，其间包括多套优质烃源岩。

1.1.2　D— 旋回

属于古生代古亚洲洋体系。构成了一个相对完整的开合旋回。由于整体属板块聚敛环境，早期的拉张不完全。在早期闭合的大洋处形成一些窄洋盆，块体内形成了小型陆内裂谷。不同地块海相地层发育差异性很大。华北地块以海陆过渡相煤系地层为主，华南地区则以海相碳酸盐岩沉积为主。

1.1.3　 —k1旋回

属于特提斯洋体系。北部地区随着海水向东西两侧的退出转变为陆相环境。南部地区经历了较完整的开合旋回，形成了从裂谷-初始洋-聚敛体制下的弧后边缘海-残余弧后盆地-前陆盆地等原型系列。随着特提斯洋的闭合，海水向南、东、西3个方向退出，中国陆上大部分地区转化为陆相环境。

1.1.4　K2—N旋回

属于太平洋-印度洋体系。仅西藏南部、新疆塔里木等地存在特提斯残留海或近海短时间海侵形成的海湾环境。东南部及沿海陆架地区的裂谷及走滑盆地偶被海侵。晚新生代东海、南海转变为海相环境。

1.2　四大改造事件

1.2.1　加里东晚期事件

形成了多个加里东造山带。中国大部分地区发生褶皱、隆升，沿造山带发生了广泛的花岗岩侵入活动。加里东期形成的超过100×108t储量的油气田遭到不同程度的改造和破坏。

1.2.2　海西晚期事件

较加里东事件弱，形成了多个海西期造山带。岩浆活动较强烈。在经过挤压褶皱隆升后不久，下沉被多个前陆盆地叠加。所形成的油气藏遭到过改造和破坏，但程度相对较弱。

1.2.3　燕山事件

它是深刻地影响中国区域地质格局的事件。表现为造山带的重新活动、地块内部的多方式的构造变形及广泛的岩浆活动。主要由两期事件构成。中侏罗世末，西伯利亚板块向南的推挤形成向南突出的蒙古弧。早白垩世末，太平洋古陆向西的推挤形成向西北突出的华南弧。燕山事件总体来看东部变形较西部强。

1.2.4　喜马拉雅晚期事件

主要起因于印度板块向北的强烈推挤。西部以挤压变形为主。东部则由于块体向太平洋方向蠕散及深部原因，以伸展变形与走滑变形为主。是已形成油气藏的改造与再次聚集的主要时期。

1.3　四个大区

经过多旋回盆地的叠加和多期次的变盆改造过程，中国海相领域表现出不同的地层发育与赋存方式、不同的构造变形样式、不同的成藏系统，因而表现出不同的油气资源潜力和勘探前景。通过分析和比较，中国重力图上所呈现的3条重力梯度带是多旋回演化历史中形成的具有丰富地质内涵的界线，可作为海相勘探领域的分区界线。

所分出的4个大区分别为：海域区——包括东海、南海等区域；东部区——大兴安岭—太行山—武陵山以东的陆地区及黄海及渤海海域；中西部区——西昆仑—祁连山—龙门山一线以北以东的区域，分布有塔里木、准噶尔、鄂尔多斯、四川等大型盆地；青藏区——新生代快速隆升的区域，包括滇西、川西、青海、西藏等。

2　海相盆地的基本特点——多旋回盆地

除了中国海域晚新生代的海相盆地外，其他海相地层大部分形成于古生代和早中生代，沉积后经过了多期次的抬升、沉降和复杂的褶皱、断裂、岩浆活动与变质作用，多旋回的叠加与改造是中国海相盆地共同的特点，不同的只是叠加改造的方式[1～3]。

中国的“克拉通”仅相当于北美、非洲板块1/20左右，显生宇以来经历了从南纬30°到北纬40°左右的长距离漂移及旋转。在与哈萨克斯坦、西伯利亚、西太平洋、印度、印支-南海等大大小小的板块以及更小尺度的地体间的分离、敛合、拼贴、碰撞过程中，形成了多变的地球动力学背景。这种背景是这些板块内部和边缘成盆与变盆、叠加与改造的内在动力。同时，导致了盆地演化历史中多变的热体制。

中国海相盆地具有条块分割的基底结构，发育网络状的断裂体系，具有极强的不均一性，构成了盆地演化过程中不稳定的边界条件。

在从洋陆板块构造体制向大陆板内体制转化的过程中，古生代构造演化的南北分割性和中、新生代构造演化东西的差异性导致了不同的叠加与改造方式。如塔里木盆地主体在古生代为整体沉降，间以弱改造的整叠加，产生了几个多期复合的古隆起。中生代则表现为盆地边缘沉降、沉积为主的镶嵌叠加方式。新生代又统一为南北两大前陆盆地所构成的大型复合盆地，呈披覆叠加方式。下扬子盆地在古生代与塔里木盆地类似，中生代表现为强烈的挤压变形，新生代为强烈的伸展断裂活动。呈NE向排列的断凹和断凸呈雁形排列，将统一的古生界地层改造成条块分割的格局。统一与分割是两类海相盆地叠加方式的鲜明特点，相对稳定性与活动性成为中西部与其他地区盆地的两种风格[4]。

油气盆地包括3种含义——构造原型、地层实体、油气水赋存的空间。就东部弱改造的新生代盆地而言，常常表现为三位一体。而对以古生界为主的海相盆地而言，构造原型盆地的部分可能已卷入到造山带之中或因抬升而被剥蚀。而保留下来地层实体盆地因构造变形分割、差异升降等原因，具有多个相对独立的油气水流体赋存单元——流体盆地。也正是这些流体盆地，构成了海相领域的具体勘探对象。它们具有较完整的海相地层的保存，变形改造较弱，整体具备顶封和封闭性边界，一般上覆有中新生界沉积。这是一个可能保存早期形成油气同时也具备后期油气生成-运移-聚集-保存的地质单元，既是一个“复杂”或“复式”的油气系统，当然也是一个油气的“保存单元”[5]。

多旋回的改造与叠加过程导致了广泛存在的复合变形作用，形成了不同尺度的复合构造[6]。大至一个叠加的盆地（也称复合盆地），小至一组节理，组成了丰富多彩的复合构造样式。构造变形是把双刃剑。复合变形与复合构造控制了油气的生成、运移、聚集、保存、散失与调整过程，是海相盆地油气规模聚集和大量散失的主要因素。如塔河油田、五百梯气田所处构造都属典型的复合构造。江苏地区句容盆地深层的双重堆叠背形构造，苏北盆地负反转的控凹断裂，则属破坏性的复合构造。

3　海相成藏的基本特点——复式油气系统

3.1　复式烃源与多期生烃

从塔河油田所在的阿克库勒油气区产于奥陶系、石炭系和三叠系的油气性质来看，可能存在多区、多层、多期、多类型的油源，根据流体包裹体的研究，塔河地区可能存在不少于3期的生烃过程。鄂尔多斯北部和川东地区油气藏可能也具有多期、多层系的烃源。有别于陆相盆地的复式烃源。

现有的干酪根热降解学说及相应的排烃理论的局限性已为越来越多的学者所注意[7]。早期形成的大量低熟油和高演化的古老烃源所形成的正常原油均与传统的生排烃理论相悖。可溶有机质成烃、晶包有机质成烃、原油及沥青降解与热裂解成烃、热稳定性较高的有机质晚期成烃，均有学者提及[8]。有人认为五百梯气田的气是由印支-燕山早期形成的油裂解而成。而塔中北坡及哈拉哈塘等志留系近100×108t储量的古油藏可能是塔中及阿克库勒地区油气的重要来源之一。

已压实的泥质岩及碳酸盐岩的排烃机制尚不十分清楚。构造抬升剥蚀减压、烃类形成所造成的高压、碳酸盐岩的压溶作用及晶析作用排烃，是有别于传统压实排烃的一些排烃机制。

在现在所开展的海相资源预测研究中，由于传统评价思路的制约，我们可能过低估算了部分Ⅰ类母质烃源的生烃量（实验证实，颗石藻产烃量是其他藻类的6～15倍），也可能过高估计了部分烃源二次生排烃的规模，特别是有效聚集的规模。

3.2　“改造型”储层

在海相领域的几个重大突破中，油气田储层的储集空间多为后期改造作用所形成。鄂尔多斯中部大气田属古岩溶储层，塔河油田奥陶系也属裂缝及古岩溶储层。川东石炭系是一套经过云南运动改造，发育次生裂缝-溶蚀孔隙的优质储层。塔河油田奥陶系储层形成于一个多期复合变形区，发育多组裂缝系统以及海西早期为主的强烈的岩溶作用，形成了一种“小尺度”上具极强的非均质性，而“大尺度”（经酸化压裂后，探井、开发井的探索范围扩大）上则具相对均质性的优质储集空间。尽管该油田油质较重，但大部分井都能稳产。这些主要受控于构造变形及表生地质作用形成的层状或层控储层或储集体，我们称之为“改造型”储层。

由于年代老，埋藏深，大部分原生孔隙往往因压实、压溶、胶结等成岩作用而大大减少。因此，重视与不整合面有关的古岩溶储层和与褶皱及断裂活动有关的裂缝性储层的探索与研究，是海相油气勘探的重要环节。

3.3　复式封闭体系与保存条件

海相领域的保存条件是公认最重要的成藏条件。由于成岩影响，早期泥质岩盖层封盖能力明显降低，加上断裂及裂缝的发育，导致海相地层的整体封盖能力急剧变差。

也有许多地区还存在优质的盖层。苏北志留系高家边组因伊利石化而呈脆性，但部分井段却钻遇软泥岩并发生缩孔现象。塔河下石炭统的巴楚组，开江地区下二叠统梁山组均属较好的直接盖层。

是否有具高压异常的间接盖层是海相油气大规模聚集的重要条件之一。塔河地区石炭—二叠系内存在的异常高压（压力系数1.2～1.4）是其下奥陶系规模聚集的必要条件。沿异常高压带的薄弱带和边缘，油气向上运移并聚集于石炭系、三叠系、侏罗系及白垩系地层之中。开江地区嘉陵江组二段为一间接优质盖层，其下气藏压力系统为1.4～2.2，为流体异常高压层，构成了良好的区域封闭条件。南盘江地区上泥盆统存在低电阻泥岩，江汉沉湖地区下二叠统—石炭系存在地层异常压力，这些现象值得重视。由直接盖层和异常高压带能构成高效的复式封闭体系。

后期的变形及抬升往往使早期的封闭系统被部分或完全破坏，能否重建封闭是再次成藏的前提。塔河地区早石炭世的快速海侵导致了巴楚组泥岩直接覆盖于奥陶系之上，构成了良好的储盖配置。东河塘油田及雅克拉气田、川东、鄂尔多斯的气田也是重建封闭后的产物。苏北黄桥CO2气田，三水沙头圩CO2气田也都是重建封闭后发生的聚集与保存。

早期形成的油气藏的保存，即受控于区域的保存环境，更取决于局部的保存条件。就层状盖层封闭保存系统而言，油气的保存并不由最好的盖层分布区决定，而取决于同一封闭系统中差盖层的封闭保存能力，由层状盖层＋断层和不整合面构造的封闭系统，其保存能力多由断层或不整合面的封闭能力确定（油气封闭的木桶效应）。

3.4　复式输导网络

海相多旋回盆地的多期复杂构造变形作用形成了复杂的断裂及不整合系统。它们穿越多个单一油气系统，是形成复式油气系统的必要条件。这些多期开启与封闭的构造形迹组合与渗透性地层一起构成了复杂的油气运移系统。如塔里木盆地北部隆起区存在由多期断裂和不整合面所构成的输导网络，使多期多源形成的油气横向上沿断裂和不整合面成带成片富集成藏，纵向上沿断裂多层聚集。沿一些倾没于生烃区的构造脊和鼻状构造，常构成油气二次运移的“汇烃脊”，在油气资源丰度较低的地区，位于“汇烃脊”的圈闭充注能力高，而非“汇烃脊”上圈闭则充满度低或无油气。

3.5　复合圈闭

研究证实，塔河下奥陶统油藏属阿克库勒古隆起控制的大型构造-地层复合圈闭，陕甘宁大气田属中央古隆起控制的巨型构造-地层复合圈闭，五百梯气田则属开江古隆起控制地层-构造复合圈闭，川西地区新场气田也属典型构造-岩性复合圈闭，鄂尔多斯北部上古生界的天然气主要聚集鼻状在构造与河道砂所构成的构造-岩性复合圈闭。川东地区针对71个石炭系不同类型的圈闭进行了钻探，发现气藏42个，成功率57.5%。其中断层圈闭钻探11个，因断层具开启性全部产水。而地层-构造复合圈闭钻探12个，发现气藏10个，成功率83.3%[9]。

加强复合圈闭的研究，深入开展复合圈闭的落实、描述、分析与评价，对海相盆地的油气发现将产生重要的作用。

3.6　复式油气聚集区

在渤海湾陆相盆地勘探实践中，我国石油工作者创造性地提出了“复式油气聚集区”的理论[10]。在海相领域的油气发现中，在同一个构造区带内，常常发现多产层、多圈闭类型、多油气类型甚至多压力系统的油气田（藏），构成具有内在成因联系的油气田群（带）。海相复式油气聚集区与陆相“复式油气聚集区”即相似又不同，表现得更丰富多彩。如塔里木盆地阿克库勒凸起、川东开江古隆起、鄂尔多斯中部大气田均属形成于复式油气系统的典型的复式油气聚集区。

4　中国海相盆地勘探潜力分析

4.1　油气资源量

油气资源量是开展勘探选区评价的重要参考资料。20世纪80年代和90年代初，由原中国天然气总公司和原地质矿产部开展了全国范围的油气资源评价。随着许多领域勘探工作的不断深入，油气资源量又分别进行了调整和补充。由于勘探及研究程度的不同，加之所采取的资源量计算方法不同，同一区域或盆地的资源量往往差别很大。就一个盆地而言，甚至可能导致两种完全不同结论。1994年CNPC计算海相领域（不含海域）资源量为326×108t油当量。根据“八五”以来最近的计算结果，主要海相盆地的油气资源量总体达600×108t以上（表1）[11～13]，几乎超过1倍。

表1　中国主要海相盆地油气资源量简表

从计算结果中可以看出，第一，海相油气资源量中天然气大于石油，勘探对象以气为主。第二，海相盆地油气资源丰度差别很大，整体不富局部富甚至很富。第三，海相领域具有巨大的油气资源潜力。

4.2　勘探现状与勘探潜力分析

中国几代石油人均对海相领域倾注了大量心血。海相油气勘探走过了一条充满希望的曲折之路，既有过成功的喜悦，也有过挫折后的反思。经过艰苦卓绝的勘探与研究工作，已取得了丰富的勘探及研究成果。

（1）发现了一大批中型油气田，累计获石油地质储量大于10×108t，形成了2000×104t的油气产能，已成为中国石油工业不可或缺的的组成部分。尤其是塔里木、四川、准噶尔等盆地一批优质储量的发现，产生了可观的经济效益，建成了几个今后发展能依托的石油基地。

（2）对海相地层的发育展布与赋存方式已基本掌握，估算了海相领域的油气资源量，对不同地区和盆地的油气资源结构和油气资源丰度已形成初步认识，对坚定海相领域的勘探信心和今后的战略选区均具有积极的作用。

（3）在认识到海相领域复杂性的同时，已掌握了许多海相领域成盆、成烃和成藏的内在规律，创造性地提出了一批针对海相领域的地质理论和思路，丰富了石油地质学的内涵，为今后的油气勘探奠定了理论基础。

（4）形成了一批先进有效的勘探技术方法系列，如山地、黄土源、荒漠及高陡地层、盐下的地震勘探技术，超深水平井，欠平衡钻井，高陡地层、巨厚盐层、多压力系统钻井技术及一批针对性的测井、测试技术，深井酸压技术，储层横向预测技术，复杂油气藏描述技术等，为今后勘探提供重要的技术保证。

表2　中国主要海相盆地油气探明程度简表

（资料截止1998年，仅供参考）

勘探效果不甚理想，除了与认识不到位、采用技术方法不配套等原因外，宏观上海相领域的复杂性（事实上已超过中国陆相盆地）和勘探工作量的明显不足、勘探及研究投入不够，是最主要的原因。如中国南方共打井868井，但只有59口井大于3000m，真正打海相地层的480口井中、打古潜山的有166口。华北钻入古生界的井达1509口，但这些探井均以新生古储的古潜山为勘探对象，真正打原生油气藏的几乎没有[10、11]。塔里木、鄂尔多斯、四川等重点盆地资源量的探明程度均不到10%（表2），勘探余地很大。关键是要在总结海相油气成藏及富集规律的基础上找准主攻领域和具体勘探目标，通过选择先进配套的勘探技术系列和构建一个高效的勘探及决策系统，去实现勘探目的。

中国海相可供勘探的范围极为广阔，盆地众多。中国海相油气领域不仅勘探程度很低，而且极不平衡。建议采用“整体分析评价、分层次动态部署、重点科技攻关与综合勘探，滚动勘探开发”等原则开展海相领域油气勘探工作。

“技术进步和丰富的想象力可以定期开拓新领域”[14]。事实上，关于中国海相领域的所有工作还只是开始，我们面临的领域还很广阔。

参考文献

[1]朱夏.多旋回构造运动与含油气盆地.中国地质科学院院报（第9号）.北京：地质出版社，1983.

[2]关上聪.中国中新生代陆相沉积盆地与油气.北京：地质出版社，1988.

[3]王金琪.小陆拼接、多旋回、陆内构造——中国大陆石油地质三根基柱.成都理工学院学报，1998,25（2）:182～190.

[4]刘光鼎.试论残留盆地.勘探家，1997,2（3）.

[5]孙肇才，邱蕴玉，郭正吾.板内形变与晚期次生成藏——扬子区海相油气总体形成规律的探讨.石油实验地质，1991,13（2）:107～142.

[6]丘元禧.论构造复合.地质力学学报，1998,4（1）:1～11.

[7]何志高.论干酪根热降解成油理论弊端.海相油气地质，1999,4（2）:50～57.

[8]秦顺亭.江苏下扬子区中古生界成藏条件及勘探思路.海相汕气地质，1998,3（1）:6～11.

[9]胡光灿，谢姚祥，等.中国四川东部高陡构造石炭系气田.北京：石油工业出版社，1997.

[10]邱中健.我国油气勘探的经验和体会.石油学报，1999,20（1）:1～7.

[11]赵政璋主编.油公司油气勘探之路——新区勘探项目管理探索.北京：石油工业出版社，1998.

[12]中国石油化工集团公司.石油勘探开发技术工作会议文集.北京：中国石化出版社，1999.

[13]张寄良，等.塔里木盆地与油气资源.北京：地质出版社，1997.

[14]A.佩罗东.石油地质动力学.北京：石油工业出版社，1993.

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