广覆式生烃理念在辽河东部凸起油气成藏中的应用

于鹏

(辽河油田勘探开发研究院，辽宁盘锦124010)

东部凸起为辽河坳陷的一级构造单元，位于辽河坳陷东部(图1)，是辽河坳陷勘探程度最低的领域之一，为辽河油田“新层系、新能源、新区域”勘探的重要接替区。由于勘探程度低，探井有限，对研究区烃源岩生烃模式及生储盖组合特征等地质条件缺乏系统认识，导致对该地区的勘探一直处于停滞状态。近年来，殷敬红等提出了“下洼找油气”、“中心式生烃模式”等理念使油田勘探取得了良好效果［1］;此外，众多学者像刘喜顺、沃玉进、王真等在海相烃源岩及煤系地层生烃领域研究方面取得的成果为该地区的研究提供了丰富的理论基础［2-4］。本文在此基础之上，结合目的层段样品的有机地化及实验测试结果，系统分析东部凸起已钻探井的录井、测井及岩心资料，认为东部凸起上古生界石炭—二叠系暗色泥岩具有广覆式生烃特点。进而从输导体系及生盖组合特征等方面对古生界油气成藏条件进行了全面分析，指出研究区石炭—二叠系油气勘探的有利目标区。

图1 辽河坳陷东部凸起位置Fig．1 Location of uplift in the eastern Liaohe Depression

1 烃源岩特征

方少仙在对东部凸起古生界研究中发现，该区烃源岩岩性主要包含暗色泥岩和碳酸盐岩2大类，其中泥质烃源岩主要发育于石炭系—二叠系海陆交互相泥岩和煤系地层，碳酸盐岩烃源岩主要发育于寒武系—奥陶系碳酸盐岩地层中，石炭系也有少量暗色碳酸盐岩烃源岩发育［5］。贾耀惠等对该区石炭—二叠的煤系地层生烃潜力及储量规模做了相应评估［6］。笔者综合分析前人研究成果，认为东部凸起古生界具备广覆式生烃的条件，具有较大勘探价值。

1．1 广覆式生烃模式的提出

广覆式生烃模式是相对于中心式生烃模式提出来的，可以定义为现今盆地范围内烃源岩大面积成熟，达到或曾经到过生气高峰，具有大面积生气特征。鄂尔多斯盆地上古生界烃源岩就是广覆式生烃的典型例证［7-8］。辽河坳陷东部凸起在晚古生代与鄂尔多斯盆地同属于华北地台，与鄂尔多斯盆地具有相似的地层特征。上古生界石炭—二叠广泛发育海相向陆相过渡的煤系地层(包括炭质泥岩及煤层)。既然鄂尔多斯盆地能够广覆式生烃，那么东部凸起也应该有广覆式生烃的潜力。

1．2 石炭—二叠煤系地层特征

图2 辽东地区石炭－二叠系地层厚度Fig．2 Stratum thickness of Carboniferous－Permian in Liaodong area

二叠纪时，华北大部分地区逐渐脱离海域环境，开始海陆交互相沉积。岩性主要以灰色石英中砂岩、粗砂岩为主，灰色细砂岩、粉砂岩夹薄层黑色、紫红色泥岩，含煤层［9］。研究区内王参1井揭露厚度为473 m，与石炭系之间为平行不整合接触关系。从该地区浅孔井统计资料来看，煤层厚度不等，整体较薄，其中，王参1井煤层累计厚度20 m，加上暗色泥岩，累计厚度30 m左右，占地层厚度的30%;在佟13井附近，缺失本溪组和山西组，且未见煤层，太原组暗色岩类厚度不到20 m，推测为二叠纪末期强烈的构造剥蚀所致。二叠系石盒子组暗色泥岩累计厚度为20～40 m，占地层厚度的20% ～25%。由此认为，东部凹陷内未遭受强烈构造剥蚀影响的洼陷地带应该也存在石炭、二叠系地层的分布。

煤系地层在平面上的分布如图2所示，其残留厚度中心主要分布于佟二堡断层以东的洼陷区，推测其最大厚度在1 400 m以上，而在北部的头台子地区，缺失上古生界地层。受后期构造运动的控制，辽东地区普遍抬升，遭受剥蚀，致使该套含煤地层分布不连续，主要分布在东部凸起北部及其东侧的红阳煤田、辽阳地区铧子镇、本溪市、本溪县、田师付、草河掌、恒仁的暖河等地区。各地区含煤地层分布都比较零散，分布面积和厚度也有很大差别(表1)，在东部凸起区分布面积最大，为596．8 km2，没有明显的沉积中心［9-10］。

表1 辽东地区上古生界含煤地层面积Tab．1 Areas of coal-bearing strata of upper palaeozoic in Liaodong area

1．3 石炭—二叠煤系地层生烃特征

由于研究区勘探程度较低，烃源岩样品有限，为此，采用野外踏勘的方法，对野外露头区进行取样，结合煤田浅孔资料，分析石炭—二叠系煤系地层生烃情况。

山西组:3个有机碳样品中有2个分布于好生油岩级别以上，TOC质量分数平均1．44%，氯仿沥青“A”质量分数为0．008 4%(仅1个样品)达不到生油岩标准。其中一个煤样TOC质量分数高达45．8%，生烃潜量达 7．34 mg/g，生油岩分布较广，厚度中等，平均厚度为35．9 m，此外，煤层平均厚度为3．5 m，最厚为王参1井区，达6．5 m。因此，该套煤系地层(包括暗色泥岩)可评价为好烃源岩。

太原组:TOC质量分数分布于 0．64% ～3．78%，平均为1．695%，65%以上的样品达到好生油岩级别以上，中等生油岩级别占25%，极少数处于差生油岩级别。泥岩的氯仿沥青“A”质量分数为0．000 9% ～0．021 2%，平均0．011 8%，为中—差生油岩。其中煤样TOC质量分数分布于14．46% ～82．9%，平均 47．265%，生烃潜量分布于 2．82 ～42．84 mg/g，平均高达12．165 mg/g。该套煤系地层厚度相对较稳定，暗色泥岩厚度平均值为32．5 m，煤层平均厚度为5．6 m，最厚可达12．5 m。因此，可评价为极好—好烃源岩。

本溪组:暗色泥岩 TOC质量分数分布于0．01% ～1．52%，平均为 0．439%，好生油岩级别约占15%，中等生油岩样品占15%左右，差和非生油岩样品占总样品的60%左右。氯仿沥青“A”质量分数分布在 0．004 1% ～0．021 2%，平均值为0．008%，大多数达到生油岩标准。区域上厚度变化不大，平均暗色泥岩厚度32．6 m，可综合评价为中等生油岩。此外，本溪组还存在1套分布较稳定的暗色生屑灰岩，平均厚度约70 m，TOC质量分数分布于0．04% ～0．55%，平均为0．27%，40%左右达到好生油岩标准以上，氯仿沥青“A”质量分数为0．009 8%(仅1个样品)，达到好生油岩标准，可综合评价为好烃源岩。从以上分析可以看出，研究区上古生界煤系地层有机质指标相对较好，与鄂尔多斯盆地相比差别不大(表2)，甚至有些指标要好于鄂尔多斯盆地，如生气强度达到55×108m3/km2，煤层厚度达到19 m，说明东部凸起石炭—二叠煤系地层具备广覆式生烃条件。

表2 东部凸起和苏里格生烃指标对比Tab．2 Comparison of hydrocarbon-generating index of the eastern uplift with Sulige gas-field

1．4 煤系地层生烃的影响因素

辽河坳陷东部凸起煤系地层是否具备广覆式生烃条件受到很多因素影响，其中最主要的影响因素有三:构造、沉积环境、构造热事件。

1．4．1 构造影响 中晚奥陶世至早石炭世，由于西伯利亚板块和扬子板块的共同推挤，华北地台整体抬升，中奥陶统顶部被长期风化剥蚀，形成一定厚度的古风化壳。晚古生代，华北地台北侧逐渐隆升，并给地台内部提供碎屑物质，此时，地台的大部分地区还浸没在较浅的海水中，初期沉积了一套海陆交互相的含煤建造夹陆表海碳酸盐岩建造，晚期随着地台的进一步隆升，海水逐渐退出华北地台，而且随着北侧构造的进一步褶皱隆升，至晚古生代二叠纪中晚期，沉积类型已演变为陆相河流－湖泊建造以及冲积扇、三角洲沉积，同时构造运动使地层发生翘倾，呈现东高西低的特征［11-12］，而研究区恰好处于缓坡位置，因此，暗色泥岩及煤层的沉积厚度不是很大，而且没有明显的沉积中心，这与王参1、辽M1井及90多口浅孔资料揭露的煤层情况比较符合。

1．4．2 沉积环境影响 在对野外露头踏勘及对区内古生界岩性、沉积构造、古生物组合、相序特征及剖面结构等方面研究的基础上，综合区域地质资料和前人研究成果，对古生界的沉积相尤其是具有广覆式生烃特征的本溪、太原、山西组作了较全面的分析，认为本溪、太原、山西组沉积时期属于由海相向陆相转变的过程［13］，从王参1和辽M1井的连井剖面看(图3)，自下而上砂地(包括煤层)比逐渐增大，单砂体厚度也有所增加。

1．4．3 构造热事件的影响 研究区内岩浆活动主要有2期，一为燕山期火成岩喷发期，二为喜马拉雅期岩浆岩侵入期。燕山期主要为中基性岩，岩性表现为流纹岩、安山岩、玄武岩和火山碎屑岩，主要构成发育于中生界小岭组，喷发期岩浆活动对煤系地层成熟影响不大。而喜马拉雅期辉绿岩的侵入，可改变研究区地温场的分布，进而使煤系地层大面积成熟［11］。从该区浅孔井资料分析发现，沿着煤层或松软地层多呈现岩床、岩脉的侵入，对有机质的热演化产生很大影响，一般受到侵入的地区煤系地层成熟度较高，红菱煤矿707孔辉绿岩附近的煤层甲烷含量高达17．4 m3/t。此外，从王参1井煤系地层镜质体反射率普遍较高(表3)，表明该套煤系地层演 化程度较高，为良好气源岩。

图3 王参1－辽M1连井剖面Fig．3 Sedimentary facies profile from Wangcan-1 well to LiaoM-1 well

表3 王参1井镜质体反射率鉴定结果Tab．3 Vitrinite Reflectance of Wangcan-1 well

2 输导体系特征

2．1 断层

东部凸起发育3条主干断层:营口佟二堡断层、刘二堡断层和红菱断层。研究区古生界就是在营口佟二堡断层和刘二堡断层夹持下的一断裂背斜构造，进一步细分为断阶带、斜坡带、断裂背斜3个带。营口—佟二堡断层向北发生分叉，形成多个断阶，既沟通了古生界煤系地层和储层，同时也为古近系和中生界的油气向东部凸起运移提供了可能。

2．2 不整合面

从东部凸起构造演化史看，上古生界沉积之前，本区与华北地台其他地区一样，沉积了一套厚度稳定的台地相和缓坡相碳酸盐岩沉积，无断裂分布。中晚奥陶世至早石炭世期间，由于华北地台整体抬升，中奥陶统顶部被长期风化剥蚀，形成了不整合面［13-14］。晚古生代期间，华北地台东北缘逐渐隆升，海水逐渐退出华北地台，随着构造的进一步褶皱隆升，至中生界时期，东部凸起已经成为斜坡构造，使油气沿着不整合面向构造的高部位运移和聚集。

2．3 连通性好的储集砂体

从沉积相分析看，本溪组为浅海环境，太原组为滨岸沼泽环境，山西组及上下石盒子组为扇、河流三角洲环境，沉积了连通性良好的储集砂体。尤其是石盒子组石英砂岩，鄂尔多斯盆地盒8段砂体不仅是苏里格气田的主要储层之一，而且是良好的油气运移通道。岩性以石英砂岩、细砂岩及粉砂岩为主，厚度大，一般为10～50 m，砂层多期叠置，平面展布规模大，砂体宽度为10～20 km。

从辽东野外露头考察看，该套砂体多为块状石英砂岩，槽状、交错状层理构造发育，因此，分析研究区钻遇该套储层的井资料，认为石盒子组沉积相属于三角洲辫状河道、辫状河砂坝以及废弃河道等连通性较好的相类型，有利于油气运移，而且从辽M1井盒八段见到的油气显示也得到了印证。

以上三者共同构成了该地区良好的网状输导体系(图4)。

3 成藏组合及控制因素

通过对东部凸起二维地震资料精细解释，确认主干断裂的分布，把目标区划分为断阶带(A)、斜坡带(B)和断裂背斜带(C)3部分(图5)。不同区带由于受到油源条件、疏导条件的限制，其油气成藏组合及控制因素也有差异。

3．1 油气成藏组合的划分

(1)断阶带(A)——新生古储、自生自储型油气藏

图4 东部凸起油气运移模式Fig．4 Hydrocarbon migration mode in the eastern Uplift

图5 东部凸起区带划分Fig．5 Zone division of the eastern Uplift

该地区靠近东部凹陷，具有古近系和中生界烃源岩，同时上古生界煤系地层也可以为其提供天然气，位置较为有利。上古生界有利储集体为本溪、太原组的滨岸砂体和山西组三角洲前缘砂体，易于形成自生自储型成藏组合。下古生界由于靠近凹陷，具有古近系和中生界油源可能形成新生古储型成藏组合。

(2)断裂背斜及斜坡带(B+C)——自生自储、上生下储型油气藏

该地区距离凹陷较远，主要以上古生界石炭—二叠煤系地层广覆式生烃的源岩为基础，可能形成上古生界自生自储式和下古生界为储层的下生上储式成藏组合。

3．2 油气成藏的主控因素

(1)天然气聚集的有利部位

东部凸起区的石炭系—二叠系煤系烃源岩为腐植型成熟—高成熟好烃源岩，已经大规模排烃。石炭系本溪组、太原组和二叠系上、下石盒子组和石千峰组砂岩储层发育，储层质量好，砂泥岩、煤层储盖组合类型好［13］。根据钻井显示和煤田的地质资料，煤层和砂岩中都有较为活跃的气显示，反映可能存在天然气聚集。辽河煤层气公司2005年8月曾对王参1井1 925～2 007 m井段重新试油，32 m/7层，累计产气4 000 m3，由于该段产层煤层较多，这些气究竟是煤层的吸附气还是砂岩中的游离气还不得而知。现今的构造图显示王家1井位于王家构造的低部位。2006年在高点附近钻探的LM1井石炭系—二叠系气测显示十分活跃，在煤层上方的下石盒子组1 056～1 076 m粗砂岩中见到20 m荧光显示，解释差油层，在本溪组煤层下方的1 340～1 370 m有3层约15 m可疑含气砂岩，因煤层气公司的录井只关注煤层，而未对其进行测井解释，但根据测井曲线出现的高电阻、高时差、低密度和高中子特征，综合判断可能为气层。

(2)气藏存在的基本条件

上古生界保留较完整是下古生界自生自储型原气藏存在的基本条件。石炭系—二叠系作为下古生界碳酸盐岩储层的主要盖层，对下伏的碳酸盐岩油气藏起封盖作用，缺失这套区域盖层，下古生界碳酸盐岩难以形成油气聚集。东部凸起下斜坡区的柳1井钻探失利可能与其顶部缺乏上古生界盖层有密切关系。

(3)油气来源

碳酸盐岩储层的强烈非均质性决定了其最佳的油气来源应是上古生界煤系源岩。刘石磊、叶朝阳、王小芬等在对国内外碳酸盐岩储层研究中指出，建设性成岩作用能使早期胶结作用破坏掉的原生孔隙有可能再次成为有效储层，即通过诸如风化壳岩溶、埋藏溶蚀等提高储层的储集性能，但要形成横向连通性很好的层状孔隙层难度较大，即强烈的非均质性决定了油气在碳酸盐岩储层中不太可能作长距离的横向运移［15-19］。但下伏或上覆的“毯状”分布的成熟烃源岩则对形成大面积油气聚集十分有利。

由于寒武系—奥陶系碳酸盐岩烃源岩总体评价不高，难以提供规模性的油气来源，因此，东部凸起的下古生界碳酸盐岩要形成规模性的油气聚集，上古生界成熟源岩的覆盖是必须的，不管是一次生烃还是二次生烃都是如此。

(4)保存条件

保存条件较为关键，后期断裂的发育可能破坏下古生界原气藏的保存。东部凸起石炭系和二叠系成藏组合在东部凸起区大面积分布，煤系地层成熟度较高，应主要以天然气聚集为主。而天然气相对于液态石油来说，流动性约是石油的100倍，对储层条件要求低，但对于盖层和保存条件要求较为严格。

东部凸起中、新生代发育有一些北东向和近东西向的张性断层［10］，这些断层究竟对石炭系—二叠系的原生气藏会产生多大程度的影响［11］，目前因缺乏相关的资料还无法确切地回答，但至少后期的构造活动和断裂会使气藏的保存条件变差，甚至使气藏遭到破坏并发生油气再分配，在上覆的新层位形成次生气藏。

4 结论

(1)按照成藏关键因素及源岩与储层的关系，将成藏组合划分为断阶带的自生自储型和新生古储型、断裂背斜带和斜坡带的自生自储及上生下储型油气藏。

(2)煤系地层的展布状况及距离源岩的远近成为影响自生自储型油气成藏的主要因素，受有利相带控制的滨岸砂体和三角洲前缘砂体是良好孔隙发育带。

(3)断裂疏导体系的发育状况是上生下储、新生古储型成藏组合的关键因素。

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