湘中涟源凹陷杨家山地区下石炭统天然气成藏条件

郭建华¹，旷理雄¹，朱  锐¹，周小康¹，罗小平²，祁开令²

(1. 中南大学 地学与环境工程学院，湖南 长沙，410083)

(2. 中国石化 中南分公司石油勘探开发研究院，湖南 长沙，410007)

摘  要：杨家山地区是涟源凹陷最有利的含气区块之一。以成盆、成烃和成藏理论为指导，应用盆地分析、有效烃源岩评价及流体包裹体分析等技术和方法，综合研究分析了杨家山地区下石炭统刘家塘组和石磴子组碳酸盐岩天然气成藏条件，建立了天然气成藏模式。研究结果表明：区内主要烃源岩为刘家塘组和石磴子组，总体达到较好-好烃源岩级别，具有一定的资源潜力；本区刘家塘组和石磴子组储集层类型为孔隙型、裂缝型和孔隙-裂隙型，区域封盖和直接封盖能力较好，但印支期后多期次构造运动对本区气保存条件影响较大；区内至少发生了2次天然气注入成藏期，其中最重要的气注入成藏期为晚三叠世；存在构造和岩性两大类气藏类型和近源早期成藏、近源二次成藏和近源晚期成藏3种成藏模式。

关键词：流体包裹体；成藏条件；保存条件；成藏模式；涟源凹陷

中图分类号：TE112         文献标识码：A         文章编号：1672-7207(2008)01-0178-07

Gas accumulation conditions of Lower Carboniferous in Yangjiashan region of Lianyuan Sag

GUO Jian-hua¹, KUANG Li-xiong¹, ZHU Rui¹, ZHOU Xiao-kang¹, LUO Xiao-ping², QI Kai-ling²

(1. School of Geoscience and Environmental Engineering, Central South University, Changsha 410083, China)

(2. The Institute of Petroleum Exploration and Development of Zhongnan Branch Company, SINOPEC, Changsha 410007, China)

Abstract: Yangjiashan region is an important oil and gas exploration play of Lianyuan Sag. The gas accumulating conditions in the Lower Carboniferous Liujiatang Formation and Shidengzi Formation carbonate rocks in Yangjiashan region were studied, and gas accumulation models were established using the techniques of basin analysis, effective source rock evaluation, and fluid inclusion with the guidance of the theories of basin formation, hydrocarbon generation, and oil and gas accumulation. The results show the gas in Yangjiashan region comes from Liujiatang Formation and Shidengzi Formation source rock, and the source rock has definite resources potential; the carbonate rock reservoirs are hole, fracture and fracture-hole type, the Yangjiashan region is one of the best reservoirs play in the Lianyuan Sag; the seal conditions of lower Carboniferous Ceshui Formation seal rocks are fair, but structural event after indo-chinese epoch has the most important influence on gas preservation；there exist two oil/gas charges in the Lower Carboniferous Liujiatang Formation and Shidengzi Formation carbonate rocks in Yangjiashan region, and the most important charge periods are late Triassic; there are three types of gas accumulation model in Yangjiashan region, i.e., near source-early hydrocarbon accumulation, near source-quadric hydrocarbon accumulation and near source-later hydrocarbon accumulation.

Key words: fluid inclusion; accumulation condition; preservation condition; accumulation model; Lianyuan Sag

1  区域地质背景

涟源凹陷位于湖南湘中地区，它由西部构造带、中部构造带和东部构造带组成^[1-2]，沉积基底为前泥盆系，面积约为6 770 km² 。其四周均为隆起，其中西部为武陵—雪峰隆起、北部为沩山花岗岩体、东部和衡阳盆地西肩隆起相邻、南为龙山－白马山凸起(见图1)，该凹陷属于典型的改造型盆地^[3]。

图1  涟源凹陷杨家山地区位置示意图

Fig.1  Location of Yangjiashan region in Lianyuan Sag

涟源凹陷发育了泥盆纪—新近纪各套地层，沉积厚度一般为2.0~9.3 km。泥盆—石炭纪出露地层主要集中在凹陷的边缘部分、锡矿山地区、紧闭背斜处、向斜转折端及向斜两翼；二叠系—下侏罗统主要分布于凹陷中部的向斜核部位；上白垩统的分布最少，仅在凹陷中部的向斜核部位有少量出露。凹陷主要目的层为下石炭统岩关阶刘家塘组(C₁y³)和大塘阶石磴子组(C₁d¹)。C₁y³属于浅海碳酸盐岩沉积，下部为灰岩；中上部为灰岩、泥灰岩、页岩互层；C₁d¹属开阔浅海相沉积，以深灰、灰色含生物屑微晶—细晶灰岩为主。

中部构造带位于凹陷中部，面积约为2 700 km²。中部构造带以隔档式褶皱和倾向腹地式的双冲断层系为典型特征^[3]。隔挡式褶皱的背斜紧闭，在强烈构造应力的作用下破坏比较严重；其向斜宽缓，向斜核部地层保存完整；双冲式断层系为背冲式。其构造样式为盖层滑脱型的逆冲—褶皱组合^[3]。

杨家山地区位于中部构造带冷水江向斜东翼次级褶皱带内(见图2)。区内发育一系列NNE向次级背斜和向斜，自西而东依次有严宅水向斜、赖子岭背斜、朝贵岭背斜、赖子岭向斜、杨家佬背斜、大岩山向斜、光家岭背斜、株木山向斜。这些次级褶曲多为北高南低的倾伏背斜或向斜。其中杨家佬背斜的轴线呈现反“S”形，其北段向北抬升敞开，在ZK9井附近呈现鞍部形状，中段为一完整的构造圈闭即杨家佬构造圈闭(分Ⅰ，Ⅱ和Ⅲ号构造圈闭)，南段向南倾伏。整个背斜长约为3 km，宽为0.4~0.5 km。杨家佬构造圈闭是杨家山地区目前惟一落实的构造圈闭，且具有良好的天然气聚集条件。杨家山地区是涟源凹陷勘探程度相对较高的地区，目前已有多口井见到了良好的油气显示， 证实杨家山地区为涟源凹陷最好的含气区块 之一。

图2  涟源凹陷杨家山地区构造纲要示意图

Fig.2  Structural outline map of Yangjiashan region in Lianyuan Sag

2  天然气成藏条件

2.1  气源条件

2.1.1  主要烃源层特征

杨家山地区及邻区C₁y³和C₁d¹烃源岩较发育，连续性较好，主要为灰色到深灰色的碳酸盐岩。由图3可知，杨家山地区及邻区C₁y³烃源岩累计厚为100~500 m，C₁d¹烃源岩累计厚为50~150 m，且主要分布在锡矿山—A1井一带。有机碳含量的平均值为0.57%。C₁y³的有机物类型在凹陷西部为Ⅲ型，中部为Ⅰ型，东部为Ⅱ型；C₁d¹的有机物类型以Ⅱ型为主，Ⅲ型次之。镜质体反射率(Ro)平均值大于2%，有机质处于过成熟阶段(见图4)。经综合评价，总体达到较好—好烃源岩级别。

(a) C₁d¹ ；(b) C₁y³

图3  涟源凹陷中部构造带下石炭统烃源岩等值线图

Fig.3  Isopach map of source rock of Lower Carboniferous in Lianyuan Sag

(a) C₁d¹ 底部；(b) C₁y³底部

图4  涟源凹陷中部构造带下石炭统镜质体反射率等值线图

Fig.4  Isopach map of vitrinite reflectivity of Lower Carboniferous in Lianyuan Sag

2.1.2  油气资源潜力

生烃量的计算采用有机碳法。在此基础上，利用生聚系数法预测气资源量。结果表明：涟源凹陷石炭系气总资源量为5.607×10¹⁰ m³，其中C₁y³和C₁d¹气资源量分别为2.435×10¹⁰ m³和1.749×10¹⁰ m³，两者占石炭系气总资源量的74.6%。说明可将C₁y³和C₁d¹作为下一步油气勘探的主要目的层系。

2.2  储层岩石类型

本地区储层C₁y³和C₁d¹的岩石类型主要为生屑灰岩、白云质灰岩及含泥微晶－细晶灰岩、薄层状含粉砂泥页岩。该区C₁y³和C₁d¹还发育有生物碎屑滩，局部含有笛管珊瑚。这种生物屑灰岩非常有利于天然气的储集，但由于稳定沉降的压实作用及后期成岩作用的影响，如方解石充填裂隙等，使原物性变差。当然，在一些部位由于淡水淋滤作用而形成孔隙度较好的储层。

2.3  储层类型、物性特征及分布规律

2.3.1  储层类型

本地区主力储层为C₁y³和C₁d¹。其储层类型可归纳为3种基本类型，即孔隙型、裂缝型和孔隙—裂隙型。a. 孔隙型，区内C₁y³和C₁d¹生屑灰岩的孔隙有原生孔隙和次主孔隙。原生孔隙主要是粒间孔、生物内腔孔等。由于成岩后生变化的影响，粒间孔大多被充填，仅残存有晶间孔。次生孔隙主要是溶蚀孔洞。它是地表成岩环境下经大气淡水淋滤作用而形成的。此外还有压溶作用形成的缝合线等。b. 裂缝型，是本区的主要储集类型。本区经历过多期构造运动，产生过多期裂缝，尤其在背斜、向斜的转折端，裂隙更为发育。c. 孔隙—裂隙型，也是本区储集类型的主要存在形式。如S10井，产气层以层间裂隙、羽状裂隙为主，孔隙次之。

2.3.2  储层物性特征

据本区物性样品分析资料统计，有效孔隙度平均为1.26%，渗透率均小于1×10^-4 μm²，为特低孔特低渗储层。通过对该地区部分钻井岩芯的观察描述和野外露头剖面实测，发现区内裂缝比较发育，一定程度上可大大改善储层性能。因此，在这种特低孔特低渗储层背景上仍具有较高孔渗性的储层。如杨家佬背斜轴部，裂缝密度为23条/10 cm。该背斜上钻探的XL1井405 m处的灰岩储层(C₁d¹)仅含微裂隙，经测定岩石孔隙度高达4.6%，渗透率达2.34×10^-3 μm²。

2.3.3  储层分布规律

本地区属碳酸盐潮坪—台坪相沉积。总体具有储层的有效厚度较大，物性条件好，裂缝比较发育和天然气显示普遍而强烈的特征。有60%以上的钻井多次见井涌、井喷和直接气显示，其中的XZ1井在C₁d¹砂岩中已试获工业气流，S10井在C₁y³灰岩中获瞬时日产气量4 928 m³，两者都是本区浅层气的主要产出层位。依据同期沉积相带的展布及裂缝发育规律，推测该地区应该是主力储层C₁y³—C₁d¹的有利展布地带。

2.4  保存条件及储盖组合

2.4.1  储盖组合

杨家山地区区域盖层为下石炭统大塘阶测水组(C₁d²)泥岩、泥灰岩及煤层，梓门桥组(C₁d³)的石膏层也可作为C₁d²盖层的补充，储层为C₁y³和C₁d¹碳酸盐岩，两者组合构成一个自生自储的生储盖组合(C₁d²盖/C₁y³—C₁d¹生、储)。这种储盖组合在经过印支—燕山期强烈的构造变形之后，遭到严重破坏，只在各个大的向斜内部保存下来。与此同时，凹陷内规模大的向斜发育也为形成新的生储盖组合创造了条件，例如向斜轴部下拱部位的张裂隙，滑脱面或逆掩带下的羽状裂隙等成为新的有利储层，含水层或煤系泥岩层可形成新的盖层，这样构成本区新的有利生储盖组合。

2.4.2  保存条件

C₁d²盖层较发育。该煤系地层在凹陷中除锡矿山、坪烟等几个高背斜核部有小面积的剥蚀外，凹陷内其他近90%以上的面积均有该煤系连片分布。凹陷中心地带一般厚度为70~90 m，凹陷边缘最薄处也有20余m，是涟源凹陷良好的区域性盖层。C₁d²在杨家山地区剥蚀不严重，地层厚度稳定在100 m以上，盖层厚度一般稳定在60~80 m，如L8井C₁d² 地层厚度为160 m，盖层厚度达89 m，XL1地层厚度为147 m，盖层厚度达60 m。该地区是涟源凹陷盖层分布最厚的地区之一。另外，在C₁y³—C₁d¹自生自储型天然气藏中，C₁d¹中上部发育的泥岩、泥页岩、泥灰岩等也能起到局部盖层的作用(如S7井、XL1井)。

杨家山地区C₁d²盖层物性及突破压力分析结果(见表1)，盖层突破压力为18.78~28.19 MPa，中值半径为3.15 ~5.38 μm，属于Ⅰ—Ⅱ类盖层。这表明该地区区域盖层的封盖性较好。

表1  涟源凹陷杨家山地区盖层突破压力表

Table 1  Break pressure of cap rock in Yangjiashan region of Lianyuan Sag

涟源凹陷是一个印支期后多期次构造运动强烈改造过的残留型凹陷。因此，保存条件是油气聚集成藏的关键。它除了需要有良好的区域盖层，还需要一个相对稳定的构造环境。印支期后强烈的挤压、隆升剥蚀以及强烈的断裂作用，对杨家山地区油气保存条件影响较大，具体表现如下：强烈的挤压、抬升、剥蚀，导致C₁d²区域性盖层被剥蚀(如坪烟背斜)，使本区油气散失，含油气面积缩小；本区发育于高陡背斜带的断裂通达地表，为大气淡水的下渗创造了条件，大气淡水沿断裂或断裂附近的裂缝向下渗透，对形成的油气进行破坏与改造，如坪烟背斜构造上的J1井，于井深1.114 6~1.170 0 km(C₁y³)曾发生钻具明显放空多次，最大放空高度达1.46 m，可能是本区大气淡水沿断裂或裂缝下渗并发生溶蚀作用所致。尽管如此，在坪烟背斜和锡矿山背斜之间有C₁d²覆盖的地区，如XZ1井区、XL1井区，油气保存条件较好。

2.5  圈闭条件

根据地表调查和钻井资料揭示，杨家山地区目前已发现一系列以背斜为主的圈闭和岩性圈闭。其中，构造圈闭根据构造核部出露地层时代的新老和构造两翼产状的陡缓又可分高陡背斜、低背斜和隐伏背斜。典型圈闭特征如下。

2.5.1  杨家佬低背斜

杨家佬背斜构造核部出露地层为梓门桥段(C₁d³)及其以上地层，且出露地表，又分布在负向构造中。该背斜的轴线由溴皮溪向南经龙王池、杨家佬至温塘冲，呈现反“S”形，其北段向北抬升，敞开并与坪烟背斜相连，中段(ZK9井至杨家佬村庄)为一完整的构造圈闭即杨家佬构造圈闭(分Ⅰ，Ⅱ和Ⅲ号构造圈闭)，是杨家佬地区目前惟一落实的构造圈闭。南段(杨家佬—温塘冲)向南倾伏，与冷水江向斜相连。该背斜核部出露地层为 C₁d³灰岩，C₁d²区域性盖层保留完好，天然气的保存条件较好。经XZ1井揭示，已于C₁d¹砂岩中获工业天然气流。此类低背斜是本区天然气的主要勘探圈闭之一(见图2)。

2.5.2  温圹隐伏背斜

该隐伏背斜为锡矿山复背斜的北倾伏端，背斜圈闭面积为0.8 km²，闭合高度为60 m。其目的层C₁d¹之上覆盖有C₁d²煤系盖层及 C₁d³和C₂₊₃灰岩，天然气保存条件较好(见图5)。此类构造经前期的天然气勘探证实是较好的天然气聚集构造，如S10井揭示的杨家山Ⅲ号隐伏构造，在井深910.0~921.0 m井段C₁y³灰岩中获天然气喷，喷高达15 m，经重晶石压井后，钻杆裸眼测试，获瞬时最高产气量4 928 m³/d。因此，此类隐伏背斜圈闭，应是本区天然气勘探的主要对象之一。

图5  涟源凹陷杨家山地区温圹隐伏背斜圈闭构造图

Fig.5  Structure map of insidious anticline trap of Wentang in Yangjiashan region of Lianyuan Sag

2.5.3  中连岩性圈闭

中连岩性圈闭位于冷水江向斜北部东翼。该圈闭自南而北经L7井、L10井、L8井和XL1井揭示，圈闭的北部由NW向岩性尖灭线控制，而圈闭的西部和南部则分别由冷水江向斜东西向轴线和南北向轴线控制，其圈闭面积约为10 km²。该圈闭C₁d¹下部生物碎屑灰岩含气层经L10井、L 8井和XL1井揭示，由2层生物碎屑灰岩组成，其厚度横向上较稳定，在圈闭范围内可追索对比，并且这3口井均在此套岩性中获得了天然气流，其中：L8井天然气喷高为17.0 m，L10井喷高为2.1 m，XL1井裸眼酸洗后获瞬时产气量为6 880 m³/d。

3  成藏模式

3.1  天然气注入期次及成藏期

根据天然气储层中有机包裹体均一温度确定气藏的形成时间和期次目前已得到广泛应用^[4-10]。储集层中与烃类包裹体同期形成的盐水包裹体均一温度代表气进入储集层时的温度，根据此温度以及盆地古地温模式和储集层埋藏历史能确定包裹体的形成时的地层埋深及对应的地质时代，应用此方法就可以确定气藏的形成时间和期次^[11-13]。本文利用杨家佬地区包裹体均一温度测定结果，对该地区主要目的层C₁d¹气注入期次及时间进行分析。

根据本次对该地区 C₁d¹中23个包裹体均一温度测定直方图统计分析结果(见图6)表明，包裹体均一温度范围为120.8~169.7 ℃，存在2个均一温度区间，分别为120.8~126.2 ℃和154.4~169.7 ℃，其中第2个区间具有明显的峰值，很可能就是C₁d¹储层主要天然气注入时的温度。因此，本区至少存在2期天然气注入，即第1期天然气注入温度为120.8~126.2 ℃，第2期天然气注入温度为154.4~169.7 ℃。

(a) 锡矿山背斜；(b) 戴家湾煤矿

图6  涟源凹陷锡矿山背斜和戴家湾煤矿C₁d¹包裹体均一温度统计直方图

Fig.6  Histograms of homogeneous temperature from fluid inclusions of Xikuangshan Anticline and Daijiawang coal mine in Yangjialao region

根据这2个温度区间，把它们“投影”到附有古地温演化的埋藏史图上，这2个温度区间对应的地质时期分别242~247 Ma和211~222 Ma。因此，C₁d¹储层至少存在两次天然气注入，第1次为早三叠世，第2次为晚三叠世(图7)。

烃源岩热史结果，本区C₁y³和C₁d¹烃源岩于早二叠世进入生烃门限，晚二叠世末达生油高峰，早、中三叠世为主要排烃期。上述多次生、排烃期决定了该区存在多次油气充注。一般来说，油气充注的时间稍微滞后主要排烃期。在早三叠世，因该期形成的天然气数量相对较少，发生天然气充注的时间也比较短暂(5 Ma)，充注的量较小，对成藏的贡献相对也小。实际测量过程中所测得的该期包裹体的数量也较少，从另一个侧面反映了该期天然气充注的相对量。对本区天然气成藏贡献最大的是第2次天然气充注，该期C₁y³和C₁d¹烃源岩已达到主要排烃期末期，发生天然气充注的时间比较长(11 Ma)，充注的量较大，对成藏的贡献相对较大，实际测量过程中所测得的该期包裹体的数量也较多，从另一个侧面反映了该期天然气充注的相对量。因此，该区成藏期至少有两期，即早三叠世和晚三叠世，其中主要成藏期为晚三叠世。

图7  涟源凹陷杨家佬地区石蹬子组(C₁d¹)天然气注入期次划分(埋藏史根据L8井修改)

Fig.7  Hydrocarbon charge of Shidengzi Formation (C₁d¹), Yangjialao region (burial history from Well Lian 8)

3.2  油气成藏模式

受多期构造运动的影响，杨家佬地区及邻区的成藏体系经历了多期的建立一破坏一重建过程。其成藏模式可归结为三类，即近源早期成藏、近源二次(残留)成藏和近源晚期成藏。

3.2.1  近源早期成藏

本区以碳酸盐岩作为主要烃源岩的排烃及运移是以生烃增压为驱动力进行的。此种排烃运移方式在低孔、低渗的碳酸盐储层中运移速度慢，运移距离短。在主要烃源发育区附近有储集岩发育，并有圈闭形成，就会就近成藏。如杨家山井下天然气显示区就是属于近源早期成藏。其主要储层C₁y³和C₁d¹紧邻主要生烃相带烃源岩C₁y³-C₁d¹，有丰富的烃源条件，在印支期富集成藏。

3.2.2  近源二次(残留)成藏

发生于本区中三叠世的印支运动，以宽缓的褶皱为主，与本区C₁y³-C₁d¹烃源岩的油气演化匹配较好，是本区1次重要的油气聚集期。锡矿山背斜就是本次运动形成的一个含油气构造。但是，发生于中侏罗世以强烈水平挤压作用为主的燕山运动，对印支期形成的宽缓构造进行了强烈的改造，宽缓的背斜构造产状变陡，并产生断裂及次级褶皱，使背斜构造形成了现今多个次褶皱组成断裂发育的锡矿山复背斜，同时背斜构造在强烈的挤压下不断抬升，造成大量剥蚀，使早期已形成的油气大量的散失和再分配。如经XZ1井勘探证实的杨家佬背斜构造气藏属于近源二次成藏，它是燕山早期形成的1个次级褶皱并在燕山期油气的再运移中聚集成藏。此类天然气在本区主要分布于高背斜带附近。

3.2.3  近源晚期成藏

发生于本区的燕山运动，一方面，它对印支期已聚集成藏的油气进行破坏改造，导致油气的散失与再分配；另一方面，它还可在强烈的挤压中形成新的构造圈闭(如温圹隐伏背斜)，为本区晚三叠—中侏罗世2次生成的烃类准备了及时的构造圈闭。同时本期大幅度的构造抬升、剥蚀，还有利于溶于水中的天然气运移成藏。因此，燕山运动既是本区构造运动的定型期，也是本区油气的主要聚集期。

4  结  论

a. 杨家佬地区主要烃源层和储集层为C₁y³和C₁d¹。C₁y³-C₁d¹烃源岩层总体达到较好—好烃源岩级别，具有一定的资源潜力；C₁y³-C₁d¹储集层类型为孔隙型、裂缝型和孔隙—裂隙型，该地区是主力储层C₁y³-C₁d¹的有利展布地带。

b. 区内发育自生自储的生储盖组合(C₁d²盖/ C₁y³-C₁d¹生、储)，区域封盖和直接封盖能力较好，但印支期后多期次构造运动对本区油气保存条件影响较大。

c. 圈闭类型主要为构造和岩性两大类，其中构造圈闭又可分高陡背斜、低背斜和隐伏背斜。其主要形成期为印支期和燕山期。

d. 存在2期天然气成藏，其中，第1期天然气成藏时间为早三叠世，第2期为晚三叠世。晚三叠世为该地区主要成藏期。

e. 存在近源早期成藏、近源二次(残留)成藏和近源晚期成藏3种成藏模式。

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收稿日期：2007-04-20；修回日期：2007-06-29

基金项目：高等学校博士学科点专项科研基金资助项目(20050533019)

作者简介：郭建华(1957-)，男，湖南华容人，博士，教授，博士生导师，从事石油地质方面的教学和科研工作

通信作者：郭建华，男，教授；电话：0731-8836235；E-mail: gjh796@mail.csu.edu.cn