四川盆地石炭系四中心耦合天然氣成藏過程

徐國盛 徐元剛 劉樹根 袁海鋒 曹竣鋒 楊運(yùn)會

(“油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程”國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(成都理工大學(xué)),成都 610059)

石炭系氣藏是四川盆地勘探開發(fā)的主力大氣藏之一。本文以天然氣成藏經(jīng)歷了四中心即生烴中心(志留系生烴灶)、生氣中心(古油藏)、儲氣中心(古氣藏)、保氣中心(今氣藏)變遷的新觀點(diǎn),重新恢復(fù)與梳理石炭系氣藏的成藏過程,旨在通過探討在多期構(gòu)造運(yùn)動下四中心變遷和耦合的油氣成藏過程,為將來的油氣勘探提供新的思路。

1 生烴中心

1.1 志留系厚度

四川盆地石炭系氣藏的主要烴源巖被認(rèn)為是志留系的泥頁巖[1,2],其中暗色泥頁巖厚達(dá)150～500 m,在豐都地區(qū)最厚可達(dá)600 m。志留紀(jì)末的加里東運(yùn)動形成了樂山-龍女寺古隆起,使得志留系在盆地中西部隆起剝蝕無殘留(圖1),而在盆地東部及東南部較為發(fā)育。川南地區(qū)(宜賓-瀘州一線)及川東達(dá)州地區(qū),為志留系厚度最大的兩個(gè)區(qū)域,其厚度達(dá)900 m以上,再往東至鄂西渝東地區(qū)厚度可達(dá)1 500 m之多[3];但考慮到川南及鄂西渝東地區(qū)到現(xiàn)今川東石炭系天然氣主產(chǎn)區(qū)距離較遠(yuǎn),估計(jì)對川東石炭系氣藏輸烴貢獻(xiàn)不大。據(jù)胡光燦(1997)所計(jì)算的志留系烴潛量強(qiáng)度值[4](QHCG,指單位面積的烴、烴類氣含量),四川盆地志留系具有3個(gè)烴潛量強(qiáng)度高值區(qū)(QHCG＞100×108m3/km2),即川南(宜賓-瀘州-重慶)地區(qū)、鄂西渝東(建南、鹽井)地區(qū)、達(dá)州-開江地區(qū),此為志留系的3個(gè)生烴中心(圖1)。

1.2 有機(jī)質(zhì)豐度、類型及成熟度

志留系烴源巖有機(jī)碳的質(zhì)量分?jǐn)?shù)較高,變化范圍為0.20%～1.79%,普遍大于0.50%(華鎣山地表為0.92%),最高處為鄂西渝東及川南地區(qū)。瀝青“A”的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為(44～70)×10-6,其類型屬腐泥型。用瀝青“A”法計(jì)算,僅鄂西渝東志留系原始生油量可達(dá)(52.302～177.042)×109t;若以5%聚集系數(shù)考慮,聚集量折合天然氣為(156.906～531.126)×109m3[5]。大部分地區(qū)志留系烴源巖Ro都超過2.5%[6,7],其 Ro,max=4.0%～5.5%,表明成熟度高,普遍達(dá)到過成熟階段。

圖1 四川盆地志留系生烴中心分布圖Fig.1 Characteristics and distribution of hydrocarbon-generating center of Silurian source rocks in Sichuan Basin

1.3 志留系烴源巖熱演化史

針對志留系烴源巖采用N.V.Lopatin時(shí)間-溫度指數(shù)法(T TI)[8]對盆地9口井進(jìn)行了系統(tǒng)計(jì)算與編圖(圖2),對比四川實(shí)際的各成熟階段的T TI值區(qū)間界限值(表1)[5]可知,志留系生烴時(shí)間從石炭紀(jì)一直延續(xù)到侏羅紀(jì)末,生烴時(shí)間長,為石炭系提供了充足的烴源。同時(shí),川東地區(qū)由于構(gòu)造面貌上表現(xiàn)為西高東低,由華鎣山向東逐漸傾伏于川湘凹陷,故此川東地區(qū)有機(jī)質(zhì)進(jìn)入成油高峰熱演化階段的時(shí)期各地不同。華鎣山-相國寺一帶三疊紀(jì)前處于未成熟階段,三疊紀(jì)至早侏羅世為生油早期,早侏羅世末進(jìn)入成油高峰期,侏羅紀(jì)末向濕氣轉(zhuǎn)化;川東腹地馬草壩-拔山寺向斜-龍?zhí)兜貐^(qū)早石炭世末已達(dá)生油門限,三疊紀(jì)末進(jìn)入成油高峰期,中侏羅世末轉(zhuǎn)化為濕氣,晚侏羅世末轉(zhuǎn)化為干氣;鄂西渝東的建南、鹽井等地石炭紀(jì)前志留系底部生油層已開始向烴類轉(zhuǎn)化,嘉陵江組沉積后即達(dá)到生油高峰期,晚三疊世即向濕氣轉(zhuǎn)化,是本區(qū)熱演化最早的地區(qū)(圖2)。

表1 四川盆地有機(jī)質(zhì)演化階段劃分依據(jù)The division basis of evolutionary phases of organic material in Sichuan basin

以鄂西渝東的新場2井為例對志留系烴源巖熱演化史進(jìn)行恢復(fù)與描述(圖3)。該井志留系上部烴源巖在早三疊世晚期達(dá)到生烴門限,Ro值約為0.6%;但隨著沉積物的增加,志留系烴源巖埋藏速度逐漸加快,到晚三疊世早期Ro已經(jīng)增加至1.0%左右,進(jìn)入生油高峰期;至早侏羅世早期,Ro演化為1.35%左右,有機(jī)質(zhì)主要生成干酪根裂解氣;之后隨著地層的快速沉降,烴源巖在早侏羅世晚期Ro迅速演化至2.0%左右,達(dá)到生氣高峰。

綜上所述,志留系生烴中心的特點(diǎn)表現(xiàn)為:(1)烴源巖厚度大,有機(jī)質(zhì)豐度高,生烴能力強(qiáng);(2)多生烴中心,成烴高峰期參差不齊,持續(xù)供烴時(shí)間長。

圖2 不同地區(qū)單井志留系系烴源巖成熟特征Fig.2 The mature characteristics of Silurian hydrocarbon source rocks of single wells in different area

2 生氣中心與儲氣中心

由于志留系在大面積區(qū)域內(nèi)與石炭系儲層直接接觸,其生成的烴類能夠在大范圍內(nèi)向石炭系作垂向排驅(qū);同時(shí),志留系烴源巖主要為I型腐泥型有機(jī)質(zhì)[2],以生油為主;因此,石炭系儲集層中最早的烴類聚集應(yīng)為液態(tài)烴,并隨著埋藏深度的增加引起的高地溫致使油藏中原油全部裂解為天然氣。而隨構(gòu)造運(yùn)動產(chǎn)生的古隆起則成為原油匯聚的中心,形成大型構(gòu)造-巖性古油藏(生氣中心)。與此同時(shí),在原油裂解為天然氣之后,古隆起解體之前,大型古隆起構(gòu)造體則成為石炭系的儲氣中心,即生氣中心原位繼承性轉(zhuǎn)變?yōu)閮庵行摹?/p>

圖3 鄂西渝東區(qū)新場2井熱史及志留系生烴演化史Fig.3 The thermal and hydrocarbon-generating history of Silurian source rocks of Well Xinchang 2 in Western Hubei-Eastern Chongqing area

2.1 構(gòu)造運(yùn)動的作用

四川盆地在不同時(shí)代受不同構(gòu)造運(yùn)動作用,其中最重要的是印支-燕山運(yùn)動與喜馬拉雅運(yùn)動。前者形成了包括開江古隆起在內(nèi)的一系列大小古隆起,為油氣的聚集提供了原儲空間;后者則將這些古隆起解體,形成現(xiàn)今氣藏。印支運(yùn)動、燕山早期運(yùn)動都是以拉張活動為主的運(yùn)動,由于隱伏基底斷裂和深斷裂的不均衡升降,在沉積蓋層中形成了大隆、大坳的古構(gòu)造格局。開江古隆起為一北北東向的巨型鼻狀背斜,北與大巴山古隆起、南與瀘州古隆起及石柱古隆起分別以鞍部相接,這種古構(gòu)造面貌一直延續(xù)至喜馬拉雅運(yùn)動前。喜馬拉雅運(yùn)動是一個(gè)強(qiáng)烈的擠壓構(gòu)造運(yùn)動,也是四川盆地內(nèi)最強(qiáng)烈的一期造山運(yùn)動[9]。喜馬拉雅運(yùn)動使得各古隆起解體,即使生氣中心與儲氣中心解體,天然氣逸散出來,重新調(diào)整聚集成藏。

2.2 石炭系古油(氣)藏的中心

開江古隆起主要是中三疊世末期印支運(yùn)動基本定型的北東向的侵蝕古隆起。石炭紀(jì)末的云南運(yùn)動使石炭系遭受侵蝕,在開江-梁平一帶形成面積達(dá)690 km2、呈南北向展布的侵蝕隆起帶。該隆起帶頂部石炭系剝蝕殆盡,并將石炭系分割為東、西兩部分。早二疊世末的東吳運(yùn)動在達(dá)州、開江、開縣及梁平一帶上升為古隆起,中三疊世末印支運(yùn)動在上述古構(gòu)造基礎(chǔ)上繼承發(fā)展,形成并基本定型了開江古隆起。之后在燕山期繼續(xù)發(fā)展,直至川東地層全面褶皺前,開江古隆起石炭系古構(gòu)造的閉合度已達(dá)450 m,閉合面積達(dá) 2 812 km2[10](圖4)。

圖4 川東晚侏羅紀(jì)遂寧世前石炭系古構(gòu)造圖Fig.4 Structural map showing the top of Carboniferous during Suinin period of Late Jurassic in East Sichuan

對現(xiàn)今石炭系儲層瀝青的研究表明,儲層瀝青呈薄膜片狀分布于溶孔邊緣,充填于白云石的晶面上,具有高溫?zé)崃呀馄鹋莸奶卣?為原油進(jìn)入儲層后由熱演化作用引起原油裂解成氣過程中形成的瀝青。另外,川東地區(qū)石炭系殘余有機(jī)碳的質(zhì)量分?jǐn)?shù)基本小于0.1%;但在古隆起頂部,殘余有機(jī)碳的質(zhì)量分?jǐn)?shù)較高(0.45%)(圖5)[11],這證明古隆起曾經(jīng)是一個(gè)巨大的古油藏,經(jīng)計(jì)算古隆起范圍內(nèi)形成過14.013×109t的古油藏[11]。

同時(shí),現(xiàn)川東石炭系的主要大氣藏多分布于原開江古隆起附近(圖6),古隆起明顯控制著現(xiàn)今構(gòu)造帶成組氣藏的分布及天然氣的富集量。因此,可以把開江古隆起看成是石炭系古油(氣)藏的中心,即主要的生氣中心和儲氣中心(圖5)。

2.3 古油氣富集區(qū)域隨構(gòu)造演化發(fā)生變化

通過對志留系烴源巖不同成熟階段石炭系的d·φ值(d為儲層厚度,φ為孔隙度)的展布特征[10]和石炭系頂?shù)墓艠?gòu)造面貌進(jìn)行分析,探討川東地區(qū)石炭系不同時(shí)期油氣運(yùn)移指向和富集區(qū)域。

圖5 川東地區(qū)石炭系生氣中心、儲氣中心分布位置圖Fig.5 The gas-generating center and gas-reserving center of Carboniferous in East Sichuan

圖6 開江古隆起大型古氣藏與現(xiàn)今氣田分布疊合圖Fig.6 Congruence map of the ancient gas pool and the present gas field distribution in the Kaijiang Palaeohigh

2.3.1 志留系烴源巖生烴門限時(shí)古油氣富集區(qū)域

晚三疊世前,開江古隆起已成雛形,在豐都附近有一古拗陷,在開縣之北存在一個(gè)北東走向并向南西傾斜的斜坡。此時(shí)大竹地區(qū)的d·φ值最大達(dá)300～400 cm;萬州地區(qū)南門場、云安廠構(gòu)造石炭系的d·φ值也較大,可達(dá)到300 cm。大竹地區(qū)不僅是古構(gòu)造的高部位,而且d·φ值較大;其不僅是下志留統(tǒng)生成液態(tài)烴的運(yùn)移指向方向,而且具有較大的空間來容納石油。因此,在晚三疊世之前,蒲包山、福成寨、七里峽地區(qū)應(yīng)是石油聚集的有利地區(qū)。同樣,開縣之南的云安廠、南門場構(gòu)造和萬州地區(qū)的高峰場構(gòu)造處于晚三疊世之前古斜坡地帶,也是石油運(yùn)移的指向區(qū),加之d·φ值也大,有較大儲集空間,因此也應(yīng)是石油聚集地區(qū)[10](圖7)。

圖7 川東地區(qū)晚三疊世前石炭系儲層d·φ等值線圖Fig.7 The contour map of d·φ qualification of Carboniferous reservoir before Late T riassic in East Sichuan

2.3.2 志留系烴源巖成烴高峰期古油氣富集區(qū)域

在晚侏羅世前,川東地區(qū)下志留統(tǒng)進(jìn)入生油高峰期。此時(shí),石炭系頂?shù)墓艠?gòu)造格局與志留系剛進(jìn)入生油門限時(shí)的古構(gòu)造格局有所變化。在鄰水—墊江—忠縣之北形成一個(gè)近南北向的古隆起和兩個(gè)凹陷;即開江—梁平古隆起、平昌凹陷和云陽凹陷;在鄰水—墊江—忠縣之南形成了一個(gè)近南北向的豐都古凹陷(圖4)。晚侏羅世前,石炭系d·φ值最大的地區(qū)位于蒲包山、七里峽、云安廠和高峰場構(gòu)造區(qū)(圖8)。而蒲包山、七里峽、云安廠、南門場均處于古斜坡部位,應(yīng)是油氣運(yùn)移的指向地區(qū)。因此,這些地區(qū)是油氣的富集地區(qū)[10]。

圖8 川東地區(qū)晚侏羅世前石炭系儲層d·φ等值線圖Fig.8 The contour map of d·φ qualification of Carboniferous reservoir before Late Jurassic in East Sichuan

2.3.3 志留系烴源巖過成熟時(shí)古油氣富集區(qū)域

由圖9可見,在新近紀(jì)前至現(xiàn)今,川東地區(qū)石炭系d·φ值在七里峽、大天池、明月峽北部地區(qū)較大,可達(dá)200～225 cm;在云安廠地區(qū)也較大,可達(dá)200 cm。這2個(gè)d·φ值較大地區(qū)均位于由凹陷到隆起的斜坡上,是天然氣運(yùn)移的指向方向。因此,在新近紀(jì)前至現(xiàn)今,七里峽、大天池、明月峽北部和云安廠構(gòu)造區(qū)是天然氣富集的有利地區(qū)[10]。

圖9 川東地區(qū)石炭系儲層現(xiàn)今d·φ等值線圖Fig.9 The contour map of d·φqualification of Carboniferous reservoir in East Sichuan

綜合川東石炭系構(gòu)造演化歷程,確定各古隆起分布位置,總結(jié)各構(gòu)造演化時(shí)期古油氣富集區(qū)域特點(diǎn),并結(jié)合志留系生烴中心分布,認(rèn)為石炭系古油(氣)藏主要分布于3個(gè)地區(qū):開江古隆起及其附近斜坡地帶、鄰水-板東即今相國寺地區(qū)、豐都-石柱地區(qū)。這3個(gè)地區(qū)即為石炭系的生氣與儲氣中心(圖5)。

2.4 侏羅紀(jì)至喜馬拉雅運(yùn)動前石炭系原油的埋藏及裂解

在地史過程中,原油隨溫度上升裂解為天然氣,前人對于油裂解氣做了很多研究,但結(jié)果各不相同。Colin Barker(1990)計(jì)算出每噸原油在標(biāo)準(zhǔn)溫度和大氣壓力下可生成約623.05 m3的天然氣[12]。田春志、盧雙舫等(2002)通過實(shí)驗(yàn)和計(jì)算(塔中和大宛的油樣),認(rèn)為1 t油最大產(chǎn)氣量為740～767 m3[13]。王涵云、楊天宇以四川盆地侏羅紀(jì)原油進(jìn)行實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn),當(dāng)溫度為600℃時(shí),1 t油可以產(chǎn)生600 m3甲烷及100 m3氫氣[14]。這些數(shù)值的差異主要與所取油樣的化學(xué)組成有關(guān),但最終的結(jié)果都較為相近。孫瑋、劉樹根等(2007)在對資陽—威遠(yuǎn)地區(qū)古圈閉石油裂解氣資源量恢復(fù)研究中,認(rèn)為取生氣量較小值1 t油生氣620 m3計(jì)算比較符合實(shí)際[15],因此,本次研究沿用此參數(shù)進(jìn)行計(jì)算。

另據(jù)楊天宇、王涵云對不同干酪根熱解產(chǎn)烴率的模擬[16],計(jì)算出川東地區(qū)志留系生烴總量為168.4×109t;經(jīng)折合天然氣為 104.408×1012m3,經(jīng)垂向運(yùn)移排入石炭系儲層的烴量是14.013×109t,折合成天然氣為8.688×1012m3。由于油裂化為天然氣后會產(chǎn)生自然擴(kuò)散和地層水的溶解等損耗,剩余氣量(氣頂氣)為1.144×1012m3。由此可以看出,開江古隆起在形成后就有烴源供烴;隨著地質(zhì)歷史的發(fā)展,生成的油氣源源不斷地向石炭系供給,為古隆起早期聚集油氣創(chuàng)造了有利條件。

在氣源較充足的情況下,水溶氣量的大小與儲水層分布面積、厚度和孔隙度等因素有關(guān),這3個(gè)參數(shù)大的層位儲水量大,儲氣量也大。一般說來,地下水儲量的大小是決定地下水溶氣資源量的最基本的地質(zhì)條件,其計(jì)算公式為:

式中:Vw為儲層儲水量(m3);d為儲層厚度(m);A為儲層面積(km2);φ為儲層孔隙度;Sw為儲層含水飽和度。

在確知儲水層厚度、面積、孔隙度、含水飽和度和單位體積水的溶氣量時(shí),水溶氣量可以通過下式計(jì)算:

式中:Qwg為水溶氣總量(m3);qw g為單位體積地下水中的溶氣量。

從圖8可知,石炭系儲層分布面積約為3.76×104km2,d·φ=87.5 cm=0.875 m。由于古Sw難以獲得,因此在計(jì)算時(shí)采用現(xiàn)今數(shù)值?，F(xiàn)今石炭系Sw介于55%～70%,考慮到向斜區(qū)的含水情況不清楚,為穩(wěn)妥起見,在計(jì)算時(shí)取中間值62.5%,于是得到:

根據(jù)圖3可以得知,石炭系最大埋深約為7 900 m,地表溫度取15℃,地溫梯度為0.03℃/m,得到古地溫為252℃;古地層壓力為79 MPa?，F(xiàn)今石炭系平均埋深大約為4 500 m,得到現(xiàn)今地溫為150℃,地層壓力45 MPa;

再據(jù)圖10,得到古溫壓條件下天然氣溶解度為34.24%,水溶氣總量為:

該階段的成藏率為:(70.54×1010+114.4×1010)/(868.8×1010)=21.29%。

3 保氣中心

晚白堊世發(fā)生的喜馬拉雅運(yùn)動使得開江古隆起等原石炭系古氣藏發(fā)生解體,導(dǎo)致石炭系儲氣中心的天然氣發(fā)生運(yùn)移散逸或調(diào)整重新聚集成藏。

川東地區(qū)石炭系儲氣中心解體成藏模式如圖11所示,其形成過程經(jīng)歷了3個(gè)階段:

第1階段:三疊紀(jì)及之前,志留系烴源巖向開江古隆起地區(qū)供烴,早期古油藏形成。印支運(yùn)動形成并基本定型的開江古隆起為油氣早期聚集奠定了基礎(chǔ),石炭系古構(gòu)造的閉合度已達(dá)450 m,閉合面積達(dá)2 812 km2,古隆起范圍內(nèi)形成過14.013×109t的古油藏(圖11-A)。

圖10 不同溫壓條件下天然氣溶解度Fig.10 The natural gas solubility under different temperatures and pressures

第2階段:侏羅紀(jì)至喜馬拉雅運(yùn)動前,持續(xù)埋藏,原油裂解成天然氣,導(dǎo)致天然氣中期成藏。這一時(shí)期埋深可達(dá)7 900 m左右,溫度超過250℃,原油均裂解成天然氣,形成古氣藏。同時(shí),由于川東古隆起受擠壓褶皺形成大型高陡構(gòu)造體,原油裂解氣資源量可達(dá)1.849 4×1012m3(其中氣頂氣為1.144×1012m3,水溶氣為0.705 4×1012m3)。由于油裂解氣產(chǎn)生的異常高壓突破蓋層,使得天然氣發(fā)生部分逸散(圖11-B)。

第3階段:喜馬拉雅期發(fā)生的更為強(qiáng)烈的隆升擠壓作用,逆沖斷裂的產(chǎn)生加劇了大型高陡構(gòu)造解體為由高褶斷、低褶斷、低斷凹組成的高陡構(gòu)造帶,形成了目前川東復(fù)雜的構(gòu)造格局。這一過程中發(fā)生了褶皺、斷裂、抬升或剝蝕作用,使得天然氣在此過程中重新分配,最終形成現(xiàn)今氣藏(保氣中心,圖11-C)。

據(jù)四川盆地天然氣第三次資源評價(jià)報(bào)告(王蘭生等,2005)中的資源量計(jì)算,石炭系天然氣總資源量為795.34×109m3?，F(xiàn)今資源量與前面計(jì)算出的生氣總量之間的比值即為天然氣的聚集成藏率。

目前川東石炭系探明儲量為257.53×109m3,探明率為32.38%。顯然,川東地區(qū)石炭系天然氣的聚集成藏率是較低的,其探明率不到1/3,仍然具有較大的勘探潛力。

圖11 川東地區(qū)石炭系儲氣中心解體成藏模式圖Fig.11 The model chart of gas reserve center dismembering and pool-forming in East Sichuan

目前石炭系的勘探成果主要集中在高陡背斜一帶,下一步可以加強(qiáng)對寬緩向斜區(qū)的勘探。其理由有:(1)志留系烴源巖生烴量巨大且注入到石炭系古油藏之中,這是石炭系在川東大范圍內(nèi)均可能尋找到油氣藏的物質(zhì)基礎(chǔ)。(2)與過去相比,現(xiàn)今地球物理勘探技術(shù)及手段已經(jīng)大為進(jìn)步,可以在寬緩向斜區(qū)識別出一些低緩構(gòu)造圈閉和巖性圈閉,這些圈閉均可成為潛在的天然氣聚集的有利圈閉。(3)前人研究成果表明,喜馬拉雅運(yùn)動對石炭系氣藏是一次破壞不徹底的構(gòu)造運(yùn)動[17],主要表現(xiàn)在現(xiàn)今石炭系地層水絕大部分仍為CaCl2水型,表明地下水仍處于還原條件,直接保存條件好。因此,在寬緩向斜區(qū)中,處于天然氣運(yùn)移指向路徑上的區(qū)域就有可能找到新的低緩構(gòu)造和巖性氣藏。

4 四中心的耦合關(guān)系

川東石炭系氣藏屬于“儲氣中心”解體的成藏模式。生烴中心、生氣中心、儲氣中心和保氣中心之間的耦合關(guān)系如下:

志留系存在3個(gè)“生烴中心”,分別是川南(宜賓-瀘州-重慶)生烴中心、鄂西渝東(建南、鹽井)生烴中心、達(dá)州-開江生烴中心,它們生成的液態(tài)烴向石炭系構(gòu)造高部位即古隆起方向運(yùn)移,形成構(gòu)造-巖性大型古油藏(即“生氣中心”);隨著構(gòu)造活動減弱,盆地下降接受新的沉積。大約在燕山期,古油藏裂解演變?yōu)闃?gòu)造-巖性大型古氣藏(即“儲氣中心”);喜馬拉雅運(yùn)動后,古隆起發(fā)生解體,形成了現(xiàn)今川東各排高陡構(gòu)造帶,即“儲氣中心”發(fā)生解體,天然氣從原古氣藏中運(yùn)移、散逸,或重新調(diào)整聚集成藏,形成現(xiàn)今川東高陡構(gòu)造帶高褶斷、低褶斷各石炭系氣藏,即“保氣中心”。

從“生烴中心”到“生氣中心”,烴源巖生成高熟油向古隆起匯聚,“生氣中心”區(qū)域面積變小并具繼承性。從“生氣中心”再到“儲氣中心”,區(qū)域位置變動不大。

而“保氣中心”是在“儲氣中心”喜馬拉雅期強(qiáng)烈構(gòu)造運(yùn)動作用下解體后形成的,此次變化為革命性的,“保氣中心”(即現(xiàn)今零散氣藏)無論是含氣構(gòu)造面積還是聚氣量都在“儲氣中心”(即構(gòu)造-巖性大型古氣藏)的基礎(chǔ)上大幅度降低,而現(xiàn)今氣藏形成與分布的關(guān)鍵取決于儲氣中心解體的局部構(gòu)造格局與保存條件的現(xiàn)實(shí)性[18]。

各中心的生成和消亡,都受盆地各次構(gòu)造運(yùn)動所控制;而現(xiàn)今氣藏多位于原開江古隆起附近,這說明古隆起與歷次構(gòu)造運(yùn)動特別是喜馬拉雅期的構(gòu)造運(yùn)動控制著石炭系氣藏的成藏與分布。

5 主要結(jié)論

a.志留系是石炭系氣藏的主要?dú)庠磶r,其烴源巖厚度大,有機(jī)質(zhì)豐度高,生烴能力強(qiáng)。同時(shí)各地的志留系有機(jī)質(zhì)進(jìn)入熱演化時(shí)間不相同,在空間上形成了持續(xù)供烴的多個(gè)生烴中心。主要的生烴中心是川南(宜賓-瀘州-重慶)地區(qū)、鄂西渝東(建南、鹽井)地區(qū)、達(dá)州-開江地區(qū)。

b.志留系液態(tài)烴垂向排入石炭系后,運(yùn)移匯聚至古隆起區(qū)成為古油藏(生氣中心)。隨著埋深的增加,古油藏逐漸演化為古氣藏(儲氣中心),生氣中心原位繼承性轉(zhuǎn)變?yōu)閮庵行?保氣中心是在儲氣中心喜馬拉雅期強(qiáng)烈構(gòu)造運(yùn)動作用下解體后形成的,現(xiàn)今含氣構(gòu)造面積及聚氣量均大幅度降低。

c.建立了石炭系儲氣中心解體的成藏模式,通過油熱裂解氣和地層條件下水溶氣量的定量模擬,得出川東石炭系氣藏之成藏率為9.15%,目前探明率不到1/3,仍然具有較大的勘探潛力。

d.目前石炭系的勘探成果主要集中在高陡背斜一帶,而寬緩向斜區(qū)具有較好的烴源物質(zhì)基礎(chǔ),且隨著技術(shù)的進(jìn)步可以在該區(qū)域中識別出有利的圈閉。石炭系未來的勘探向?qū)捑徬蛐眳^(qū)發(fā)展,必將獲得新的突破。

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