含油气盆地分析

[含油气盆地分析] 读书报告姓名：魏美丽学号：2014020028专业：矿物学、岩石学、矿床学学院：地球科学学院2014年6月一、塔里木盆地塔里木盆地是我国最大的内陆山间盆地，面积达56×104km2。

盆地四周分别为天山、喀喇昆仑山及阿尔金山山脉所环绕，盆地中央是著名的塔克拉玛干大沙漠，沙漠覆盖面积达33×104km2。

塔里木盆地也是我国陆上最大的沉积盆地，沉积岩最大残余厚度在16000m 以上，残余沉积岩体积超过400×104km3。

因此，塔里木盆地历来受到中外石油地质家们的高度重视。

80年代末以来，随着塔里木石油勘探会战的全面展开，塔里木盆地再度成为国内外石油界关注的焦点。

同时，对该盆地的石油地质基本特征也有了更趋深入的了解。

目前，有关塔里木盆地石油地质基本特征的认识尚不统一，有些人认为，塔里木盆地主要有以下10大石油地质基本特征。

1、塔里木盆地为——由古生界克拉通盆地与中新生界前陆盆地组成的大型叠合复合型盆地古生界克拉通盆地由震旦系至二叠系沉积组成，并以海相沉积为主。

构造变形以形成大型隆坳相间的构造格局为特征。

已在古生界构造层发现3类5个古隆起构造：(1)残余古隆起——塔北隆起和塔东隆起；(2)稳定古隆起——塔中隆起；(3)活动古隆起——巴楚隆起和塔南隆起。

这5个古隆起及其斜坡是塔里木盆地古生界油气分布的一个主控因素。

2、塔里木盆地经历了多期构造运动及多个演化发展阶段塔里木盆地是一个具有8亿年演化发展历史的多旋回盆地，经历了多期构造运动及多个演化发展阶段。

目前，已在盆地内部识别出多个不整合面，其中分布最广的有7个：(1)Z底不整合——代表前震旦纪青白口纪末的塔里木运动；(2)S底不整合——代表奥陶纪末的晚加里东运动；(3)C底不整合——代表泥盆纪末的早海西运动；(4)T底不整合——代表二叠纪晚期的晚海西运动；(5)J底不整合——代表三叠纪末的印支运动；(6)E底不整合——代表白垩纪末的燕山晚期运动；(7)Q底不整合——代表第三纪晚期的晚喜山运动。

这些构造运动一方面为油气聚集成藏创造了条件，另一方面又造成一些古油气藏的大量破坏。

塔里木盆地志留系广泛分布的沥青砂岩便是古油藏遭到破坏的产物。

3、塔里木盆地主要发育寒武——奥陶系、石炭——二叠系及三叠——侏罗系3套烃源岩勘探实践与地质研究表明，塔里木盆地目前所发现的油气主要来源于寒武——奥陶系，石炭——二叠系及三叠——侏罗系3套烃源岩，并以寒武——奥陶系为主。

前者是目前发现的海相油气的主要来源，后者为盆地内陆相油气的主要来源。

4、塔里木盆地发育多套深埋优质储层及5套良好储盖组合塔里木盆地储层条件优越，储层具有类型全、物性好、层位多、埋深大、分布广等5大特点。

储层类型包括碎屑岩和碳酸盐岩。

层位上包括震旦系到第三系几乎各个层系。

目前，除泥盆系和二叠系未发现工业油气流外，震旦系、寒武系、奥陶系、志留系、石炭系、三叠系、侏罗系、白垩系、下第三系、上第三系均已获得工业油气流，从而构成塔里木盆地10个重要产油层系。

其埋深一般在3000～6000m之间，少数超过6000m。

上述储集层系按照沉积成因和层序可分为5套储层组合：①寒武——奥陶系储层②志留——泥盆系储层③石炭系储层④三叠——侏罗系储层⑤白垩——第三系储层。

5、塔里木盆地油气水性质复杂，油气藏类型丰富多样6、塔里木盆地富油又富气，气藏以凝析气藏为主根据塔里木盆地二次资评结果，塔里木盆地油气总资源量达191.5亿t，约占全国油气总资源量的15%。

其中石油资源量107.6亿t，占全国石油总资源量的11.4%；天然气资源量为8.390万亿m3，占全国天然气总资源量的22.1%。

石油和天然气分别占盆地油气总资源量的56.2%和46.8%，油、气资源量比为1∶0.78。

这种富油又富气的特点已由目前的勘探得到初步证实。

据统计，塔里木盆地已发现油气藏167个，其中油藏97个，气藏70个。

探明地质储量中，石油(不含凝析油)约占60%，天然气(含凝析油)约占40%。

控制储量天然气加凝析油储量甚至超过石油。

可见，富油又富气是塔里木盆地的一大特色。

就气藏而言，塔里木盆地目前所发现的主要都是凝析气藏，干气藏很少。

塔里木盆地之所以富油又富气，且气藏基本上都是凝析气藏，主要是由于油气藏埋深较大，而盆地地温梯度较低。

7、塔里木盆地既有海相油气，又有陆相油气塔里木盆地目前所发现的油气就成因而论，既有海相成因，又有陆相成因，同时还有海陆过渡相成因。

这是由塔里木盆地所发育的3套不同成因类型的烃源岩决定的。

以探明储量为计，塔里木盆地约有64%的油气储量为海相和海陆过渡相成因，陆相油气仅占36%；天然气则以陆相成因为主，约占天然气总探明储量的2/3。

可见，塔里木盆地海相油气和陆相油气资源都很丰富，油气是多源的。

就油气藏储层而言，也有海相和陆相两大类。

中新生界油气藏主要为陆相碎屑岩储层，古生界油气藏主要为海相储层，包括碳酸盐岩和碎屑岩。

8、塔里木盆地已发现的油气藏以中小型为主，埋深大、丰度低、产能高9、塔里木盆地有多个成油气系统、多期成藏及油气多次运移再分配的特点10、塔里木盆地油气分布十分复杂，油气聚集受多重因素制约勘探实践表明，塔里木盆地油气分布十分复杂，油气藏形成与分布主要受以下5大因素制约：①油气分布受盆地构造格局控制②油气分布受烃源岩分布及油气系统控制③油气分布受储盖层条件及储盖组合控制④油气分布受断裂和不整合面控制⑤油气分布受保存条件控制。

二、鄂尔多斯盆地1、鄂尔多斯盆地基底构造特征关于鄂尔多斯盆地基底构造特征，前人已做过不少研究。

张抗(1983)对鄂尔多斯盆地的地球物理勘探史和勘探过程中对其基底的不同认识进行了概述，并根据物探和地质资料，对盆地基底提出了新的认识。

赵重远等(1988)绘制了鄂尔多斯盆地及周缘地区基底起伏图。

李克勤等(1992)和汤锡元等(1993)之后又作了研究，重新编绘过鄂尔多斯盆地及周缘地区基底起伏图。

魏文博等(1993)根据重力、航磁及其他地质、地球物理资料研究了鄂尔多斯盆地基底构造格架，并将其划分为4个构造单元，与李克勤等(1992)结论类似。

尽管因资料解释的原因在具体形态上有一定的差异，但其所反映的基底起伏总体特征基本一致。

⑴赵重远等(1988)盆地及其周缘地区的基底起伏特征如下:①周缘地堑的基底普遍埋藏较深，显示新构造运动在本区周缘活动很强烈。

②盆地内南部基底起伏变化大，北部相对平缓。

③盆地基底顶面形态总体呈现东高西低、南北高中部低的特征，故盆地内部主体表现为西倾的大单斜，盆内坳陷最深处在西部。

④盆地基底顶面隆坳构造格局明显。

⑵李克勤等(1992)根据基底起伏特征，将其划分为北部隆起、西部坳陷、中部隆起、东部坳陷和东南隆起五个构造单元：①北部隆起：北高南低，东高西低；②中部隆起：位于鄂托克旗南和伊金霍洛旗南——乌审旗——靖边——吴旗——庆阳一带，呈舌状南北向延伸；③西部坳陷：南北向展布，自北向南由鄂托克旗西凹陷、盐池凹陷、平凉凹陷三个次级构造组成；④东部隆坳相间区：内部发育一系列北东向呈雁列状凸凹相间的次级构造，自北而南为榆林凸起、子长凹陷、延安凸起、宜君凹陷；⑤东南隆起：呈NEE向分布在盆地东南边缘，基底起伏呈东南高，西北低的特点。

2、鄂尔多斯盆地上古生界气藏主要有4套储盖组合。

①太原组灰岩及泥灰岩组合，主要分布在盆地东部，油气来源于共生的煤及暗色泥岩；②山西组砂岩与泥岩互层，主要分布在盆地中北部地区，物性向北部有变好的趋势；③下石盒子组砂岩与上石盒子组泥质岩组合，储集层与山西组相似，为一套致密砂岩；④石千峰组砂岩与泥岩互层，主要分布在盆地东北部。

其中②、③组合为上古生界的主要储气组合。

三、四川盆地1、四川盆地页岩气藏基本地质条件四川盆地是一个叠合盆地。

四川盆地自震旦纪以来整个沉积盖层经历了多次构造运动。

盆地沉积演化共经历了震旦纪碳酸盐岩台地初始沉积阶段，中期的寒武纪——志留纪碳酸盐岩台地与浅海陆棚混合沉积阶段，中晚期的石炭纪——中三叠世碳酸盐岩台地沉积阶段，晚期的晚三叠世至白垩纪陆相盆地发育阶段，及末期古近纪——第四纪褶皱隆升改造阶段。

这决定了四川盆地主要发育了四套优质烃源岩层系，分别为下寒武统牛蹄塘组页岩、下志留统龙马溪组页岩、上二叠统龙潭组沼泽泥岩和上三叠统须家河组泥页岩。

2、四川盆地页岩烃源岩特征⑴海相烃源岩特征①厚度大、生烃强度高、有机质类型好。

下寒武统牛蹄塘组(川西南称筇竹寺组)、上奥陶统五峰组——下志留统龙马溪组以富有机质的黑色碳质页岩为主要特征。

两套烃源岩的生烃中心在盆地内部具有一定继承性，主要分布在川东(北)及川南地区。

下寒武统烃源岩厚度为100～400m；生烃强度一般在(5～15)×109m3/km2，平均为7.6×109m3/km2，在古隆起周边均为高值区。

下志留统烃源岩厚度一般在100～900m(平均203m)，生烃强度达25×109m3/km2，其中龙马溪组底部黑色页岩厚度变化于20～120m之间(平均生烃强度 4.45×109m3/km2)。

两者有机质类型相同，为Ⅰ——Ⅱ1型(腐泥组分的质量分数>80%)，是优质的油型干酪根。

②有机质丰度大、成熟度高、埋藏深、基质致密。

下寒武统有机碳的质量分数在0.2%～9.98%之间(平均为0.97%)，其中川南地区有机碳的质量分数较高(>2%)，已进入高成熟——过成熟阶段；Ro在2.5%～4.6%，高者达6%。

上奥陶统有机碳的质量分数在0.11%～1.7%，平均为0.56%。

下志留统烃源岩有机碳的质量分数在0.4%～1.6%(龙马溪组底部有机碳质量分数>2%)，在川南、川东和川东北地区普遍>1%；Ro值在2.4%～4%，一般为2.4%～3.6%，处于高成熟晚期——过成熟期。

由于盆地内部绝大多数出露侏罗系——白垩系，导致寒武系页岩顶面埋深一般在4～5km，川东地区一般大于5～6km。

志留系页岩埋深一般小于3km，川南地区埋深一般在1.6～4.2km。

下古生界烃源岩基质物性致密，孔隙度在0.5%～1%，微裂隙不发育。

综上，虽然寒武系与奥陶——志留系烃源岩品质优、厚度大、分布广、生烃能力强，但由于其演化成熟度高、埋深大、基质致密(美国产气页岩基质孔隙度值在3%～14%)，盆地内绝大多数地区不利于页岩气成藏。

因此，在盆地边缘有机质成熟度相对较低，而且埋深相对较浅，应有利于页岩气成藏。

⑵海陆过渡相烃源岩特征四川盆地主要发育上二叠统龙潭组、上三叠统须家河组两套海陆过渡相烃源岩。

烃源岩表现出厚度大(达 1.5km)、生烃能力强(1.0×109～1.2×109m3/km2)、有机质丰度高、广覆式分布的特点。