中国天然气田形成的热源基础与分布规律

中国天然气田形成的热源基础与分布规律

目前，世界上没有统一的定义全球气田的划分，但有三个全球气田划分的原则：储量大小、面积大小和经济效益。总体来说,世界上通常都是以储量的大小来划分大气田。在储量级别上,中国和俄罗斯是采用探明地质储量,欧美各国大多采用原始可采储量;在划定大气田下限储量标准上,不同国家和学者更是不同。目前,国内普遍采用的探明地质储量下限标准是300×108m3。2000—2010年,中国通过开展天然气的研究攻关,一大批大气田陆续被发现,共发现大型气田19个,年均新增探明储量超过5000×108m3,累计探明天然气地质储量达到5.98×1012m3,标志着中国天然气工业进入快速发展阶段(图1)。中国的天然气勘探形式好,储量增长很快,但仍然不能满足快速增长的消费需求,并且中国地质条件复杂,海相、陆相地层都很发育,赋存其中的资源多具有“低、深、难”的特点。因此,开展中国大气田勘探领域的研究,对于解决储量接替问题,保证天然气储量、产量高速增长、保障国家能源安全等均具有十分重要的意义。1在气田形成的基础上1.1天然气的主要来源中国天然气主要分布于塔里木、四川、鄂尔多斯、准噶尔、吐哈、柴达木、松辽、渤海湾、莺琼和东海等10个盆地,主要发育于克拉通盆地、前陆盆地、陆内裂谷和陆缘断陷盆地中。中国天然气的来源类型非常不均衡,从不同成因大气田的数量统计来看,煤成气占到了绝大多数,达到61%,海相油型气次之,为27%,生物气占到了7%,湖相油型气最少(图2-a);同时,从不同成因大气田的储量统计来看,这种特征更为明显,煤成气占据了天然气储量的3/4,剩余储量也主要以海相油型气为主(图2-b)。由此表明,煤系烃源岩和海相烃源岩是中国大气田形成的重要物质条件。1.2天然气、地质资源笔者对全国天然气资源进行了重新评价,计算所得天然气资源量作为远景资源量,得出全国的天然气资源量为70.44×1012m3。天然气资源量的分布相对集中,松辽、四川、塔里木、鄂尔多斯等7个含油气盆地天然气资源量都大于2×1012m3(表1),合计为51.61×1012m3,占全国的73%。其中,鄂尔多斯、四川和塔里木盆地的资源量大于10×1012m3,松辽、准噶尔、柴达木、渤海湾盆地的地质资源量为(2~5)×1012m3。同时,通过对勘探重点领域进行分析,认为天然气资源主要分布在中生界和上古生界,新生界的资源量相对较小,具体分布层系为库车坳陷、四川盆地上二叠统—中下三叠统及上三叠统须家河组、松辽盆地中生界、北疆(准噶尔、吐哈盆地)石炭系和鄂尔多斯盆地上古生界。资源量方面表现为上古生界天然气资源最丰富,地质资源量为14.60×1012m3,占总量的48%;中生界天然气资源与上古生界相当,地质资源量为14.13×1012m3,占总量的46%;新生界地质资源量为1.88×1012m3,占总量的6%(表2)。1.3盆地常规气、低渗透气比例通过对库车坳陷、四川盆地上二叠统—中下三叠统及上三叠统须家河组、松辽盆地中生界、北疆(准噶尔、吐哈盆地)石炭系和鄂尔多斯盆地探明气藏储层物性分析,结合前人研究成果,得出上述地区的常规气和低渗透气的比例,但由于盆地内天然气勘探不均衡,比例可能存在偏差。库车坳陷、鄂尔多斯盆地常规气和低渗透气的比例值参考3次资评结果,常规气和低渗透气的比例分别为70.1∶29.9、0∶100。北疆(准噶尔、吐哈盆地)石炭系储层渗透率低于1mD,属于低渗透气。松辽盆地中生界储层为火山岩,储层物性差,渗透率大于1mD的储层大约占15%。四川盆地上二叠统—中下三叠统长兴组和飞仙关组储层是鲕滩储层,平均渗透率大于1mD,而储集性能较差的嘉陵江组和雷口坡组储层的平均孔隙度仅有0.8%,渗透率低于0.1mD,据此得出四川盆地上二叠统—中下三叠统常规气和低渗透气的比例大约为72∶28。四川盆地须家河组砂岩储层一般具有低孔低渗、高含水饱和度和非均质性强等储集特征,基本上属于致密砂岩储层。总体来说,上述研究盆地的天然气资源中常规天然气占19%,低渗透气(渗透率低于1mD)占81%;常规天然气资源量为5.76×1012m3;低渗透气资源量为24.85×1012m3(表3)。2运移—大气田的分布规律大型气田的形成与分布受控于天然气生成—运移—聚集—成藏整个动态过程。通过对国内已发现大气田的特征研究,认为其分布规律主要受以下3方面因素的控制。2.1构造—区域海陆沉积旋回控制着大气田的分布层位中国大陆长期处于全球动力学体系复合与汇交部位,具有多块体拼合、长期多阶段发展的特征,进而形成了一系列具有多旋回叠加地质结构的含油气沉积盆地。这些旋回的构造、沉积及演化的差异较大,对大气田的形成具有不同的控制作用,但总体看来,古生界与中生界过渡时期的海陆旋回控制大气田的分布。通过对中国主要叠合盆地的构造—沉积旋回分析可知,古生界顶部及中生界底部沉积地层主要为泥盆—三叠系海陆过渡期沉积建造,该套旋回表现为一定幅度的升降运动及其造成的大规模水体进退作用,控制湖水大范围席状涨落和广覆式煤层、砂岩、泥岩垂向上间互分布,使得储层与烃源层在纵向上呈“三明治”分布结构,为大范围成藏创造了有利的源、储和盖组合条件。该套旋回的剧烈震荡活动,不仅对本层大气田控制作用较强,还对上覆地层和下伏地层大气田的形成起到了较大的促进作用。对于下伏海相地层来说,重要的作用是震荡抬升使大规模的海相地层遭到风化剥蚀,为大气田的储集创造了良好条件,同时,海陆旋回沉积的区域性分布的煤层、泥岩提供了封盖条件;对于上覆地层来说,由于处于海陆旋回,地层沉降不均,在山间盆地和板块活动边缘,接受了广泛的河流三角洲、沼泽相和陆湖沉积,为大气田形成提供了物质基础和储集空间,并且具有良好的储盖组合。因此,现今的大气田主要分布在海陆旋回过渡相及关联的层序内,如图3所示。2.2非碳经济增长大力推动大型气田的形成天然气藏的形成遵循“源控论”理论,但传统观点认为只是在生气中心及其周缘是形成天然气藏的有利地区。通过深化研究,“源控论”控制大气田分布理论进一步延伸,认为生烃强度大于10×108m3/km2的稳定沉积、高效聚集区也能形成大气田。生气中心指生气强度最大区,其是烃源岩厚度、有机质丰度、有机质类型及成熟度的综合体现。生气中心及其周缘不仅可以源源不断获得高丰度的气源,而且运移距离短,避免了天然气在长途运移中的大量散失,故若有圈闭就易于富集而形成大气田。前人研究认为中国大气田常分布在生气强度大于20×108m3/km2的区域。实际上,针对中国大多数大型气田来说,要求的生烃强度确实应该达到较高数值,例如柴达木盆地三湖坳陷的涩北一号、涩北二号和台南3个大气田分别位于生气强度为35×108m3/km2和30×108m3/km2的区域,塔里木盆地库车坳陷中、下侏罗统煤成气生气中心最大的生气强度高达280×108m3/km2,普遍大于20×108m3/km2,在膏岩封盖下,形成了克拉2、迪那2、大北和牙哈等大型气田。但随着研究的深入,认为生气强度对不同类型大型气田的控制作用不同,对于活动强烈和保存条件略差的地区,需要较高的生气强度,而对于平稳沉积环境、聚集效率较高的地区,在满足生气强度大于10×108m3/km2时也可以形成大型气田,例如四川盆地须家河组、鄂尔多斯盆地上古生界致密气藏就属于此类型的大型气田(图4、5)。其原因主要是由于致密砂岩与烃源岩紧密接触,生成的煤型气就近聚集,并且由于物性较好的渗透性砂层不发育,可以减少天然气的散失,有利于形成大气田。2.3致密砂岩封盖油气众多学者通过对不同沉积盆地、不同类型的区域盖层的研究,认为区域性盖层通常遍布于含油气盆地或一级构造大部分地区,其厚度大、面积广且分布稳定,岩性为泥岩和膏盐岩等,对大型气田的分布具有重要的控制作用。近年来,随着大面积致密砂岩气的发现,不少专家倾向于认为致密砂岩也能够形成良好的封盖。实际上通过深入研究,致密砂岩大气田的上覆致密砂岩之所以能够形成盖层,是因为紧邻上覆地层广泛发育泥岩所致。例如,鄂尔多斯盆地上古生界苏里格大气田的顶部分布着区域性的40~140m厚的泥岩,在早白垩世天然气充注时期,上覆泥岩的埋深超过3000m,压实、成岩作用加强,对超压注入的天然气有较好的封盖能力,使得大量的天然气保留下来聚集成藏。笔者通过对全国大气田的产气层位与盖层分布特征进行分析,认为大气田的分布严格受区域性盖层的控制(图6)。3全球土壤勘探的领域和前景根据上述中国大气田的分布规律,结合近期国内天然气勘探的最新成果与认识,认为中国未来大气田勘探主要有以下5个勘探领域。3.1致密砂岩场3.1.1储集砂体与煤系烃源岩呈互层分布,有利于油气运聚该类大气田分布在低平宽缓构造背景控制下的广覆式烃源岩和砂体交互分布地区,尤以坳陷盆地最为典型。沉积体系类型较为单一、规模大、分布广,岩性岩相和沉积厚度分布较为稳定。湖水进退波及范围广,湖岸线摆动幅度大,砂体与湖泛泥岩垂向上交替出现、侧向上交错分布、横向相互镶嵌接触,控制了大面积低渗透岩性气藏的沉积背景。这类大气田的储集砂体与煤系烃源岩呈互层发育,有利于天然气的运聚。中国大面积致密砂岩岩性气藏主要分布于鄂尔多斯、四川盆地,有利勘探面积达27×104km2,天然气资源量约为9.6×1012m3。近年来,已在鄂尔多斯盆地中东部上古生界探明了万亿立方米的苏里格大气田,以及千亿立方米的米脂、乌审旗、榆林、子洲、神木和大牛地等大气田;在四川盆地川中须家河组探明了广安、营山、安岳等千亿立方米大气田。通过研究认为鄂尔多斯盆地中东部上古生界和四川盆地川中须家河组仍是大面积岩性气藏的勘探领域。3.1.2其它致密砂岩气藏受砂体和烃源岩分布规模或者构造运动等地质因素的影响,在一些盆地内难以形成与四川和鄂尔多斯盆地类似的大面积致密砂岩气田,但可以形成规模相对较小的致密砂岩气藏,例如,在库车、吐哈、松辽及渤海湾等盆地深层已发现一批邻近烃源岩的致密砂岩气藏,表明该类致密砂岩气藏也具有广阔的勘探前景。3.2岩石学和古生界中国海相碳酸盐岩陆上主要分布于塔里木、四川、鄂尔多斯、羌塘、渤海湾、南华北盆地以及中国南方几个中小盆地(苏北、江汉、楚雄及南鄱阳盆地),其碳酸盐岩地层以古生界为主,已发现油气藏超过500个,其中陆上150多个,海上340多个。目前,中国在海相碳酸盐岩地层中探明油气储量仅占总探明储量的5%,但中国海相碳酸盐岩油气资源量大于300×108t油当量,相当于总资源量的20%,表明中国碳酸盐岩大油气田的勘探潜力仍然比较大。3.2.1地层及储集空间该类气藏主要指成岩后的碳酸盐岩经过较长时期的暴露及淡水溶蚀作用改造所形成的有效岩溶储层气藏,包括石灰岩古风化壳岩溶气藏及白云岩古风化壳岩溶气藏两大类。在中国,该类气藏主要分布于塔里木盆地和鄂尔多斯盆地中,已发现和田河气田、靖边气田和雅克拉凝析气田等,气源主要来自海相古生界烃源岩。以石灰岩为基础的古风化壳岩溶气藏的有效储集空间主要是大中型溶洞以及相互沟通的裂缝系统;以白云岩为基础形成的古风化壳岩溶储层则表现出较高的基质孔隙度及渗透率,其中,缝洞系统特别是大中型溶洞则没有石灰岩古风化壳岩溶储层发育,进而表现出相对均质性。塔里木盆地塔中凸起区中央断垒带东段下奥陶统古风化壳岩溶、塔北牙哈—英买力地区寒武系古风化壳岩溶,以及鄂尔多斯盆地靖边气田和盆地东南部古风化壳岩溶发育区是未来该类大气田勘探的主要方向。3.2.2关于礁滩大气田的自然属性中国海相碳酸盐岩礁滩大气田主要发育于台地边缘,储层岩性多以石灰岩为主,少数发生白云石化甚至转变为白云岩。目前,陆上发现的礁滩大气田有四川盆地普光、罗家寨气田及塔里木盆地塔中Ⅰ号凝析气田等,于海上发现的礁滩大气田主要分布于南海曾母盆地(如纳土纳L气田)。通过研究认为四川盆地环开江—梁平海槽台缘带、鄂西—城口海槽(西侧)台缘带、广安台内鲕滩区、遂宁台内鲕滩区以及海槽内飞仙关组三段鲕滩是四川盆地未来寻找海相碳酸盐岩礁滩大气田的现实领域;鄂尔多斯盆地靖边气田以西奥陶系中组合台内滩发育区和塔里木盆地塔中Ⅰ号坡折带也是寻找碳酸盐岩礁滩大气田的现实领域。近年来,在上述地区所钻的奉1井、古城4井、苏203井和苏322井等探井均钻遇了较好的礁滩储层,并获得了较好的气显示,充分说明了上述地区具备较好的勘探前景。3.2.3古潜山上覆隔空烃源岩储层渤海湾盆地深层古生界碳酸盐岩古潜山气藏分布较广,古潜山顶部发育风化壳溶孔—裂缝型储层,是深层寻找大气田现实的勘探领域。古潜山顶部风化壳中裂缝和次生孔隙极为发育,储集性能较好,上覆中新生代烃源岩生成的天然气可直接向下注入古潜山储层。同时,该烃源岩层可作为封盖层阻止油气逸散、形成富集程度较高的残丘岩溶型油气藏。目前在大港已发现了探明储量较高的千米桥大气田,渤中坳陷西南缘发现了CFD18-2太古界花岗岩古潜山气藏等,表明该地区深层古潜山具有较好的勘探前景。3.3油气、输导、盖层条件火山岩气藏的形成条件比较苛刻,不仅良好储层的形成较难,还要具备良好的气源、输导、盖层条件。从目前的勘探形势来看,中国西部地区海陆过渡时期的剧烈火山活动及东部断裂火山活动形成的火山岩储层比较有利。3.3.1上成藏地质条件近年来,通过对准噶尔盆地北部石炭系火山岩的深入研究,认为其火山岩储集体广泛分布,下伏烃源岩发育,输导大断裂分布丰富,火山岩广泛遭到风化剥蚀,风化淋滤储层发育,整体上成藏条件比较优越,天然气资源量大,已发现探明储量较大的克拉美丽大气田,勘探潜力较大。3.3.2气田的良好条件松辽盆地深层火山岩分布在深层断陷内,烃源岩、断裂及盖层配置关系良好,同时溢流相火山岩发育,原生孔隙丰富,为天然气储集创造了良好条件,整体上为气田的形成创造了良好条件。其中,徐家围子断陷范围内的徐深1井等已获工业气流,安达、徐东、肇州等深大断裂带控制的火山口爆发相与火山岩发育,可为下一步的有利勘探区带,具有寻找大气田的资源基础。经持续研究和勘探,认为长岭断陷中部凸起带、扶—双—大凸起带、英台断陷内的五棵树南凸起带和五棵树反转构造带具有寻找大气田的资源基础,可成为其下一步的有利勘探区带。3.4大气田的超压特征内陆板块快速沉积往往促进有利生储盖组合形成迅速,为大气田形成创造良好条件,但是由于快速沉积作用,常常伴随快速生烃和排烃作用,大气田表现为超压特征,其主要分布于中国中西部前陆盆地冲断带和东部煤系断陷盆地大型披覆背斜构造带。3.4.1有利勘探目标区中国中西部前陆盆地冲断带天然气资源量为7.3×1012m3,勘探潜力巨大,主要分布于塔里木盆地库车山前带、塔西南山前带、准噶尔盆地南缘天山山前带,四川盆地川西、川西北山前带、鄂尔多斯盆地西缘和柴达木盆地柴北缘等7个有利勘探目标区。其中,库车、塔西南地区是未来寻找大气田的现实地区;准南、川西北、柴北缘、鄂尔多斯盆地西缘是寻找大气田的潜在地区。3.4.2盆地中央泥底辟带出现高温、超压异常现象南海北部新生界大陆边缘盆地包括莺歌海、琼东南和珠江口盆地。该类型盆地整体表现为先陆后海的沉积特征,底层热流值较高。在形成过程中具有快速沉降和强超压的特征,边界大断裂晚期的右旋走滑致使盆地中央形成了雁行排列的南北向剪切断裂,诱发了深部泥质岩类的塑性流动和拱张活动,盆地中央形成规模巨大的泥底辟活动,地层中相应形成了拱张背斜圈闭,产生了许多高角度的断裂、裂隙,沟通了深部气源向上运移,导致深部高温超压向上传递,致使盆地中央泥底辟带出现高温、超压异常,促使盆地天然气的幕式排烃和幕式成藏,天然气成藏至今仍处于供聚大于逸散的动平衡过程,从而形成了众多的大气田。近年来,发现了探明储量为1000×108m3左右的琼东南盆地YC13-1、莺歌海盆地DF1-1泥底辟大气田和珠江口盆地LW3-1大气田,其未来仍具有寻找大气田的勘探前景。3.5油气—煤层气—页岩气领域3.5.1天然气资源潜力中国煤层气资源潜力巨大,煤层埋深2000m以下的煤层含气面积为41.5×104km2,煤层气总资源量达36.8×1012m3,与常规天然气资源量基本相当,赋存于低、中、高煤阶中的煤层气资源各占30%左右。截至2010年底,全国已发现沁水、鄂东等煤层气大气田,探明率仅为0.74%,勘探潜力巨大。目前,煤层气资源量大于1×1012m3的盆地有8个,分别为伊犁、吐哈、鄂尔多斯、滇黔桂、准噶尔、海拉尔、二连和沁水盆地,是未来煤层气勘探的重点盆地。3.