王東燕，彭金寧，邱 岐，呂俊祥

(中國石化 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質研究所，江蘇 無錫 214126)

下?lián)P子句容地區(qū)上古生界油氣成藏模式及控制因素

王東燕，彭金寧，邱 岐，呂俊祥

(中國石化 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質研究所，江蘇 無錫 214126)

基于下?lián)P子句容地區(qū)海相上古生界油氣成藏要素與時空配置關系，通過區(qū)域地質分析及重點探井成藏過程的研究，探討了研究區(qū)上古生界可能的油氣成藏模式及油氣成藏主控因素。研究認為：(1)下?lián)P子句容地區(qū)上古生界存在以龍?zhí)督M、青龍組為源，以印支期不整合面碳酸鹽巖縫洞、龍?zhí)督M致密砂巖為儲層，葛村組、浦口組泥巖為蓋層的生儲蓋組合。典型鉆井構造史與成藏史表明，多期的構造運動使得圈閉處在不斷形成和調(diào)整的過程中，喜馬拉雅晚期的構造抬升作用對油氣藏破壞十分明顯，長期抬升造成了句容地區(qū)油氣大量散失。(2)典型油藏解剖表明，研究區(qū)主要發(fā)育次生殘留型、原生保存型及晚期重建型3種油氣藏。油氣的保存條件是句容地區(qū)3種類型油氣成藏的關鍵。另外，青龍組在印支期、燕山期遭受剝蝕、淋濾，形成大量的溶洞、裂縫，是控制不整合面碳酸鹽巖縫洞型油藏油氣(晚期重建型)分布的另一個重要因素。

油氣成藏模式；油藏控制因素；上古生界；句容地區(qū)；下?lián)P子區(qū)

下?lián)P子區(qū)位于揚子板塊的東段，為我國海相中、古生界發(fā)育較齊全、保存較完整的地區(qū)之一；北界為連云港—黃梅斷裂、秦嶺—膠南蘇魯構造帶，南界為江紹斷裂與華南板塊毗鄰，東鄰環(huán)太平洋構造帶，西接特提斯構造域[1]，由具有雙層結構的克拉通構成[2-4]。下?lián)P子區(qū)是南方海相地層油氣勘探最有前景的地區(qū)之一[5-7]，句容地區(qū)是我國南方中、古生界油氣勘探較早發(fā)現(xiàn)工業(yè)油流的地區(qū)之一。經(jīng)過對下?lián)P子中、古生界多年的研究和勘探[8-13]，句容地區(qū)近期在白堊系葛村組(容2井)、三疊系青龍組(容2、容3井)獲得了低產(chǎn)油流(圖1)[14]，但未取得大的勘探突破，其主要原因在于海相中、古生界油氣成藏的復雜性，多期構造疊加改造，對原生油氣藏改造比較強烈[15-22]。本文在句容地區(qū)海相上古生界油氣成藏要素與時空配置關系的基礎上，探討了可能的油氣成藏模式及主控因素。

圖1 下?lián)P子句容地區(qū)構造簡圖

1 成藏要素與時空配置

油氣成藏的關鍵在于各成藏要素在時間及空間上的配置關系，以及構造演化史、烴源巖生烴史和圈閉形成史的有效結合。

1.1構造演化史

圖2 下?lián)P子句容地區(qū)構造演化示意

通過句容地區(qū)印支期以來的構造演化特征分析(圖2)，認為印支運動前句容地區(qū)屬于海相地層建造階段，沉積整體表現(xiàn)為多次海侵—海退旋回，除下、中泥盆統(tǒng)地層缺失并存在微角度不整合外，其余時期均以假整合、整合(振蕩運動)為主，總體上屬于構造穩(wěn)定期。印支—燕山中期處于擠壓改造階段，揚子板塊與華北板塊向北作“追擊式”漂移，以及庫拉板塊向NW方向作俯沖消減，導致中、古生界地層接受多次擠壓改造，形成一系列沖斷推覆，緊閉、平臥褶皺的構造，南部大面積火山噴發(fā)和局部巖體侵入加劇，同時疊加了上侏羅統(tǒng)、下白堊統(tǒng)為主的部分沉積，這一時期的構造運動雖然對原生油氣藏破壞較大，但對油氣成藏改造的作用也不可忽視，如壓性構造，以及所謂的向斜—背斜結構主要在該期形成。燕山晚期至喜馬拉雅時期本區(qū)處在印度、太平洋2大板塊向中國陸塊俯沖碰撞形成的二元交變復雜動力環(huán)境當中，本區(qū)主要沉積上白堊統(tǒng)浦口—赤山組地層，第三系地層大量缺失或僅有很薄的沉積。該區(qū)在“右行”拉張和“左行”擠壓2種力的交替作用下，上白堊統(tǒng)地層受到不均衡削蝕，形成了多個北斷南削、西斷東削的殘留盆地，造成了印支面上“中央隆起、兩邊凹陷”的現(xiàn)今構造格局。

在鉆井過程中經(jīng)常遇到地層的倒轉和重復現(xiàn)象，說明句容地區(qū)的構造演化復雜，導致了油氣整體保存條件較差，油氣縱向上“上竄”強烈，主力烴源巖層位龍?zhí)督M和青龍組分別在白堊紀的早期和晚期都經(jīng)歷了較大規(guī)模的生烴過程，對應于燕山運動的中晚期。地層發(fā)育情況可見，除上白堊統(tǒng)浦口組沉積一套較厚的地層外，中新生界殘存地層厚度很小，浦口組沉積期即為二次生烴的時間界限。由于喜馬拉雅運動時期以擠壓背景為主，部分地區(qū)甚至浦口組地層也遭受較大剝蝕。

1.2成藏要素分析

句容地區(qū)N3井單井生烴量模擬結果表明(圖3)，龍?zhí)督M和青龍組下段烴源巖為句容地區(qū)上古生界主要的烴源巖，且存在二次生烴現(xiàn)象。初次生烴時間主要在白堊紀早期，龍?zhí)督M和青龍組烴源巖累積初次生烴強度分別為1.64×106t/km2和0.59×106t/km2；二次生烴主要發(fā)生在白堊紀晚期，龍?zhí)督M和青龍組烴源巖累積生烴強度分別為0.29×106t/km2和0.24×106t/km2，其他層位生烴強度則相對較小。龍?zhí)督M烴源巖二次生烴相對比例較大，但絕對生烴量明顯較初次生烴的小。該井龍?zhí)督M包裹體均一溫度分布特征分析表明，N3井油氣充注和成藏時間主要集中在白堊紀早期和晚期(圖3)，與生烴高峰時間有良好的對應關系。源巖經(jīng)歷短期、快速的沉降時期，即為主要的生排烴高峰時期，在主要烴源巖層位——龍?zhí)督M和青龍組均有豐富的油氣顯示，均顯示近源的特點；生成的油氣就近成藏于附近儲層中，以自生自儲為主要特征；生排烴時間和成藏時間能較好地對應起來，生排烴高峰時間即為油氣充注成藏的時間。

從句容地區(qū)部分鉆井青龍組和龍?zhí)督M烴源巖樣品的現(xiàn)今鏡質體反射率特征來看(圖4)，龍?zhí)督M樣品較少，且主要來自地層發(fā)生倒轉的N10井，成熟度規(guī)律性不明顯；而青龍組源巖已進入到成熟和高成熟階段，埋藏較深的龍?zhí)督M應傾向于高成熟和過成熟階段。結合生烴史表明，龍?zhí)督M初次生烴時熱演化程度較高，生烴強度較大，生成的油氣可能在早期抬升過程中遭受到破壞和散失，而二次生烴時已達到高成熟和過成熟階段，以生氣為主。青龍組二次生烴則以油為主，因此保存至今的油氣源對比顯示主要來源于青龍組源巖。

圖3 下?lián)P子句容地區(qū)N3井龍?zhí)督M和青龍組烴源巖生烴史與成藏期關系

圖4 下?lián)P子句容地區(qū)典型井龍?zhí)?、青龍組烴源巖鏡質體反射率分布特征

1.3成藏模式分析

根據(jù)構造演化與埋藏史，不同層位烴源巖生烴過程有一定區(qū)別，龍?zhí)督M烴源巖有機質豐度高、規(guī)模大，生烴強度遠大于青龍組，但由于埋深大，演化程度高，三疊紀—侏羅紀時期就開始部分生烴，生烴強度相對較小，早白堊世時進入生烴高峰開始大量生烴，生烴強度最大，在晚白堊世時，成熟度偏高而進入大量生氣的階段。就生烴強度而言，龍?zhí)督M和青龍組烴源巖均表現(xiàn)出白堊紀早期生烴強度高于晚期，但由于源巖演化程度低，青龍組兩期生烴強度的差異并不如龍?zhí)督M那么明顯。與黃橋地區(qū)一樣，句容地區(qū)儲層物性較差，油氣也以近源充注為主，生烴高峰時期即為主要的成藏時期，兩次成藏的時期分別為白堊紀的早期和晚期。由于構造活動復雜強烈，以斷鼻、斷塊類型為主的圈閉處在不斷形成和調(diào)整的過程中，構造抬升作用對油氣藏破壞十分明顯，喜馬拉雅晚期的長期抬升造成了句容地區(qū)油氣運移活躍，加上蓋層相對不連續(xù)和完整，斷裂是油氣縱向向上運移的主要通道之一，造成大量油氣的上竄和散逸(圖5)。

另外，由于句容地區(qū)儲層物性相對較差，油氣以近源成藏為主，儲層作為油氣運移的通道可能性不大，而油氣運移成藏剖面(圖5)顯示斷裂和不整合面是其運移的主要通道，且與油氣分布密切相關，縱向上運移以斷層為主，平面上以不整合面為主，當存在有利的圈閉時，便可聚集成藏。

2 油氣藏類型

句容地區(qū)油氣顯示在區(qū)域上分布范圍很廣，甚至寧鎮(zhèn)山山脈也可見到不同程度的油氣顯示。通過上述分析及目前的勘探可將句容地區(qū)上古生界油氣藏歸納為3種類型。

2.1晚期重建型油氣藏

該類型油氣藏以戴家邊構造青龍組為代表的不整合面下碳酸鹽巖縫洞型油氣藏最為典型。該種類型的油氣藏，已經(jīng)通過戴家邊構造上的容2井老井復試獲得突破證實，2011年對容2井青龍組295.5～425.9 m井段進行酸壓測試，自8月2日起穩(wěn)產(chǎn)1.2 t/d左右，最高日產(chǎn)油1.37 t(東部地區(qū)油氣藏埋深≤500 m，單井工業(yè)油流標準為0.3 m3/d)，日產(chǎn)水3.50 t左右，氯根21 240 ×10-6，獲得穩(wěn)定工業(yè)油流突破；同時該構造上的戴1、戴2井也在青龍組見到了較好的油氣顯示。在句北構造上的句平1井、句北1井，在石獅構造上鉆探的石獅1井，都在印支不整合面下碳酸鹽巖見到較好的油氣顯示。該種類型的油氣藏主要生油巖為青龍組灰質泥巖，在句容地區(qū)厚約60 m，有機碳含量為0.16%～5.40%，平均值為0.78%，大于0.6%的占25%，Ro在0.6%～1.47%之間，為較好烴源巖。容2井錄井資料顯示，從308.6～459 m共10層有較好油氣顯示，均為灰?guī)r裂縫含油氣，從317.39～387.98 m共見有7條較大的張裂縫，并見較多小溶洞，洞縫相連，巖心出筒后，縫洞中均見黑褐色原油外滲并冒氣泡。容3井完井地質報告表明，從572～639 m共有6層均為灰?guī)r裂縫含油氣。因此，該類型油氣藏形成期在印支期，定型期在燕山期，青龍組灰質泥巖烴源巖主要生烴期在晚白堊世；同時，青龍組在印支期、燕山期遭受剝蝕、淋濾，形成大量的溶洞、裂縫，提供了儲集空間；葛村組、浦口組泥巖為其提供了良好的區(qū)域蓋層，形成了良好的生儲蓋組合及時空配置關系。

另外，該類型的油氣藏是一個由不同地層側向封閉的疊瓦沖斷片油藏，以斷塊及斷鼻為主，多是印支、燕山運動時期逆沖推覆作用形成的。因此，其構造位置一般較高，保存條件是該類油氣成藏的關鍵，上覆浦口組泥巖蓋層的厚度較大、泥巖發(fā)育，遠離后期張性斷層發(fā)育的地區(qū)是油氣成藏的有利地區(qū)。地層水基本上能反映該類型油氣藏的保存條件，容2、容3兩口井盡管相距僅數(shù)百米，但原油性質和成熟度卻不同：容2井(T1)原油密度為0.872 g/cm3，容3井原油密度為0.784 g/cm3；前者油層深度為295.5～425.9 m，后者為569.7～653.3 m，說明該油藏還可進一步分為2個不同的油藏。地層水礦化度研究表明，容3井(T)原油未見次生變化，其地層水也保持了高礦化度特征，說明未受地表水侵入；而容2井原油曾有過次生變化，地層水礦化度較低，但目前轉為相對封閉(圖6)?？傊?，句容含油氣構造區(qū)之所以能局部成藏，具有相對較好的油氣保存條件是關鍵。

圖5 下?lián)P子句容地區(qū)上古生界油氣運移成藏剖面

圖6 下?lián)P子句容地區(qū)原油物性變化

2.2次生殘留型油氣藏

該類型油氣藏以容2井、石獅1井為代表的葛村組、象山組油氣藏最為典型。2010年8月21日對容2井葛村組測井解釋第3～10層(186.0～226.4 m)進行壓裂測試，日產(chǎn)油0.15 t(最高0.257 m3)，油質好(密度為0.85 g/cm3)，凝固點低(-21 ℃、未氧化)，日產(chǎn)水0.75 m3，試獲穩(wěn)定低產(chǎn)油流。

此種類型的油氣藏是早期青龍組、龍?zhí)督M油藏經(jīng)過后期構造運動，進行調(diào)整再運移到葛村組、侏羅系象山組儲層中保存下來形成的油氣藏。此種類型的油氣藏已經(jīng)通過容2井葛村組試獲工業(yè)油流所證實，在石獅構造的石獅1井象山組，句北構造句北1井葛村組均有較好的油氣顯示。此種類型的油氣藏其主要生油巖為青龍組灰質泥巖，主要儲層為象山組及葛村組致密砂巖，主要蓋層為浦口組泥巖。對于該種類型的油氣藏來說，儲層的物性及保存條件是其成藏的關鍵因素。從石獅1井象山組物性與油氣顯示關系來看，砂巖巖性越粗、物性越好總體上其油氣顯示級別越高。同時由于該種類型的圈閉主要是由于浦口組沉積后喜馬拉雅運動造成的抬升形成，因此，原先浦口組沉積較厚的地方是其油氣保存的有利區(qū)。

2.3原生保存型油氣藏

該類型油氣藏以句北1井、石獅1井龍?zhí)督M為代表，位于構造相對穩(wěn)定帶或者逆沖推覆構造三角帶，主要生油巖為龍?zhí)督M、大隆組碳質泥巖，主要儲層為龍?zhí)督M砂巖，蓋層為大隆組、下青龍組灰質泥巖。該種類型的油氣藏生油巖厚度大、生烴潛力好，因此制約油氣成藏的關鍵因素是儲層發(fā)育情況。龍?zhí)督M砂巖較連續(xù)、物性較好的地區(qū)是油氣聚集的有利區(qū)，因此，從砂巖連續(xù)性來說寬緩褶皺帶總體上由于逆沖斷層及后期張性斷層較少，儲層受破壞較小，是儲層發(fā)育的有利區(qū)；而逆沖推覆體上斷層發(fā)育，儲層基本上不連續(xù)，是儲層發(fā)育的不利區(qū)。

此種類型的油氣藏已經(jīng)通過句1井龍?zhí)督M突破獲得證實，同時在石獅1井、容1井、容4井、東風16井龍?zhí)督M曾見較好油氣顯示。

3 成藏主控因素分析

油源條件是油氣成藏中的先決條件，句容地區(qū)均有良好的油氣顯示。前面的研究也表明句容地區(qū)有良好的烴源條件，有機質豐度高、規(guī)模大、成熟度適中，生排烴高峰時期對應著油氣充注成藏時期。但由于經(jīng)歷了漫長的演化過程，構造活動復雜，造成了沉積埋藏歷史的差異性，烴源巖往往不是簡單的一次性埋藏，而是經(jīng)歷多次不同幅度的抬升和剝蝕，因此普遍具有二次或晚期的生烴特征。換而言之，一定程度上減弱了其油源供給，而演化程度慢的烴源巖保留生烴潛力，使得晚期繼續(xù)生烴成藏，這是一種有效的“保存實力”，時間越晚生烴有效程度越高，對晚期成藏貢獻越大，烴源巖與油氣藏的分布并沒有必然的聯(lián)系，顯示了油氣成藏的復雜性。

句容地區(qū)儲層主要為二疊系龍?zhí)督M砂巖、三疊系青龍組灰?guī)r和白堊系葛村組砂巖，儲層條件整體較差，主要表現(xiàn)為低孔—低滲特征。油源對比顯示油氣多為近源充注，包裹體成藏研究也表明，生排烴高峰時期即為油氣充注成藏時期，儲層物性對油氣分布具有一定的控制作用。通過對句容地區(qū)龍?zhí)督M砂巖儲層油氣顯示類型對比來看(圖7)，規(guī)律性明顯，局部高孔高滲帶富集油氣，而物性很差的儲層多為干層；青龍組灰?guī)r儲層裂縫發(fā)育規(guī)律性較差，但裂縫和孔洞較發(fā)育，有利于儲層滲儲性能的改善。鉆井揭示孔縫洞發(fā)育帶多是油氣充填，一定條件下可形成油氣的富集高產(chǎn)，鉆井過程中在灰?guī)r地層經(jīng)常出現(xiàn)泥漿大量漏失和鉆頭放空現(xiàn)象即為證明。

句容地區(qū)上組合蓋層主要為浦口組，但浦口組蓋層發(fā)育較差，白堊系及以上地層殘留厚度小，有的地區(qū)甚至沒有分布，加上句容地區(qū)構造運動強烈，造成油氣的大量上竄和散逸。因此，在構造運動強烈、斷層發(fā)育的背景下，良好的蓋層條件對油氣的保存具有重要意義。

綜上所述，構造作用對油氣成藏的影響是全面的。從構造導致沉積埋藏開始，由于快速、大幅度的沉降是生烴的主要時期，句容地區(qū)烴源巖普遍有二次生烴現(xiàn)象，不同的生烴歷史很大程度上決定了成藏過程；強烈的構造運動導致了斷層較為發(fā)育，斷裂成為油氣運移的主要通道，從油氣分布特征來看，句容地區(qū)油氣運移極為發(fā)育，斷裂在其中起了決定性作用。另外微裂縫一定程度上改善了儲層質量，有利于油氣聚集成藏。構造作用也形成了眾多斷鼻、斷塊等圈閉類型，從而適合油氣成藏。但在油氣聚集成藏后，構造的破壞作用也不可忽視，句容地區(qū)油氣的大量上竄和散失即為構造破壞作用的結果。

圖7 下?lián)P子句容地區(qū)龍?zhí)督M砂巖儲層油氣顯示與儲層物性對應關系

因此，構造運動對句容地區(qū)上古生界的油氣生成、運移、聚集和破壞起著重要作用，而保存條件是油氣能否保存的關鍵因素。

4 結論

(1)句容地區(qū)上古生界油氣藏以龍?zhí)督M、青龍組為源，以不整合面碳酸鹽巖縫洞、龍?zhí)督M致密砂巖為儲層，葛村組、浦口組泥巖為蓋層。同時，由于構造活動復雜強烈，圈閉處在不斷形成和調(diào)整的過程中，構造抬升作用對油氣藏破壞十分明顯，喜馬拉雅晚期的長期抬升造成了句容地區(qū)油氣大量散失。

(2)句容地區(qū)主要發(fā)育次生殘留型、原生保存型及晚期重建型3種油氣藏。青龍組在印支期、燕山期遭受剝蝕、淋濾，形成大量的溶洞、裂縫，是控制不整合面碳酸鹽巖縫洞型油藏油氣分布的主要因素，而油氣的保存條件是句容地區(qū)所有類型油氣成藏的關鍵。

致謝：本文基于中國石化石油勘探開發(fā)研究院無錫石油地質研究所近10年來在下?lián)P子及南黃海盆地油氣勘探選區(qū)評價等方面的研究工作成果，并吸納了中國石化華東油氣分公司勘探開發(fā)研究院在研究區(qū)最新勘探研究認識，在此謹致以深深的謝意。

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(編輯徐文明)

HydrocarbonaccumulationmodelandcontrollingfactorsintheUpperPaleozoicinJurongarea,LowerYangtzeregion

Wang Dongyan, Peng Jinning, Qiu Qi, Lü Junxiang

(WuxiResearchInstituteofPetroleumGeology,SINOPEC,Wuxi,Jiangsu214126,China)

The main controlling factors of a hydrocarbon accumulation model of the upper Paleozoic in the Jurong area of the Lower Yangtze region were discussed. Regional geology and hydrocarbon accumulation processes in some key exploration wells were studied using the relationship between oil and gas accumulation elements and the spatial-temporal distribution of the marine strata in the Upper Paleozoic in the study area. The results showed that: (1) The Upper Paleozoic Longtan and Qinglong formations provided source rocks, carbonate fractures on the Indosinian unconformity surface and the tight sandstones in the Longtan Formation worked as reservoirs, and the shale in the Gecun and Pukou formations functioned as cap rocks. The tectonic and accumulation histories obtained from typical exploration wells indicated that traps were formed and adjusted continuously due to multiple tectonic activities. The tectonic uplift during the late Himalayan period destroyed hydrocarbon reservoirs, leading to a great loss of oil and gas in Jurong area. (2) Three classes of oil and gas reservoirs developed, including the secondary residual, primary preservation and the late reconstruction types. Preservation conditions for oil and gas were the key factors for hydrocarbon accumulation in Jurong area. The Qinglong Formation experienced erosion and leaching during the Indosinian and Yanshanian periods, forming a large number of caves and cracks, which controlled the late reconstruction of fractured-vuggy carbonate reservoirs on the unconformity surface.

hydrocarbon accumulation model; reservoir controlling factor; Upper Paleozoic; Jurong area; Lower Yangtze region

1001-6112(2017)05-0640-07

10.11781/sysydz201705640

TE122.3

：A

2017-04-11；

：2017-08-10。

王東燕(1982—)，女，碩士，工程師，從事油氣地質研究。E-mail: wangdy.syky@sinopce.com 。

國家科技重大專項( 2016ZX05002-06，2017ZX05005-003-02)、中國石化科技開發(fā)部項目(P13092)和中國石化油田事業(yè)部項目(G5800-12-ZS-YTB64)聯(lián)合資助。