塔里木盆地肖尔布拉克组上段烃源岩分布预测及油气勘探意义

Distribution and hydrocarbon significance of source rock in the Upper Xiaoerbulake Formation, Tarim Basin, NW China

摘要

通常认为塔里木盆地下古生界海相烃源岩以下寒武统玉尔吐斯组泥质岩为主、中下奥陶统泥质岩为辅,下寒武统肖尔布拉克组上段(肖上段)以白云岩储层为主。塔中和塔北地区均钻遇了肖上段泥灰岩,最近钻探的京能柯探1和轮探3井肖上段泥灰岩样品TOC含量多数>0.3%,少量>2%。盆地内不同地区五口井肖上段发育泥灰(云)岩烃源岩,与苏盖特布拉克露头肖上段暗色泥灰岩地化指标(TOC含量是0.41%、R_o是1.14%)一致,表明肖上段泥灰岩具备生烃能力。本文基于露头、地震和钻测井资料,利用地震沉积学理论技术、属性与正演相结合,建立了肖上段台内多期叠置“礁-滩-源”沉积模式。发现烃源岩分布在礁前至坡脚变缓处,连片分布广、叠合厚度大,是规模有效烃源岩,可为邻近储层供烃。经测算,古城三维区肖上段泥灰岩烃源岩总生烃量超亿吨。研究认识拓展了塔里木盆地下古生界海相烃源岩类型、层系和分布范围,提升了寒武系盐下油气资源潜力,坚定了勘探重点从台缘带向台内战略转移的信心,为塔里木盆地古城地区乃至全盆地油气勘探带来新启示。

关键词

塔里木盆地 / 肖尔布拉克组上段 / 泥灰岩 / 烃源岩 / 地震沉积学 / 油气勘探意义

Key words

Tarim Basin / Upper Xiaoerbulake Formation / argillaceous limestone / source rock / seismic sedimentology / hydrocarbon exploration significance

0 引言

以蒸发岩为盖层的碳酸盐岩是油气勘探重要领域,已发现众多大型油气藏^[1⇓⇓-4]。塔里木盆地中寒武统阿瓦塔格组和沙依里克组发育厚层膏盐岩,下伏寒武系盐下领域备受瞩目^{[5⇓⇓⇓-9]}。尽管含油气系统由生、储、盖等诸多要素构成,但烃源岩无疑是控制油气聚集的关键因素^[10]。塔里木盆地寒武系盐下烃源岩的质量和数量,决定了油气资源规模和勘探潜力,因此一直是研究热点^[11-12]。目前主流观点认为,盆地下古生界海相烃源岩以下寒武统玉尔吐斯组泥质岩为主、中下奥陶统泥质岩为辅^[13⇓-15]。

塔里木盆地台盆区的肖尔布拉克组和吾松格尔组发育厚约10~30 m的台地相烃源岩^[16],肖尔布拉克组下段(肖下段)黑色薄层泥质灰岩也是潜在烃源岩^[17⇓-19]。随着地质理论和工程技术的进步,塔里木盆地多口井钻揭寒武系盐下地层,为下古生界地层和烃源岩研究提供新契机。塔北地区轮探1、轮探3、京能柯探1三口井均钻遇下寒武统肖尔布拉克组上段(肖上段)厚层泥灰岩^[9],塔中地区中深1、中深5和中寒1三口井也在肖上段发现泥质岩,说明肖上段不仅是储层段^[20],也发育富泥质段。岩心(屑)样品分析表明,轮探3和京能柯探1两口井肖上段泥灰岩TOC含量多数大于0.3%,高者超过2%,按照海相碳酸盐岩烃源岩标准(即有效烃源岩TOC含量下限0.3%,优质烃源岩TOC含量下限2%),属于有效至优质烃源岩^{[21⇓⇓⇓-25]}。在苏盖特布拉克露头区,肖上段礁前斜坡部位薄层暗色泥灰岩样品TOC含量介于0.04%~1%,平均为0.41%;R_o介于0.91%~1.44%,平均为1.14%;干酪根为II₂型,与附近的京能柯探1井样品分析结果一致^[26]。同时,分析盆地不同位置五口钻穿肖尔布拉克组井的泥灰岩样品,发现TOC含量多高于0.3%,有的甚至超过2%(图1)。露头和井下数据均表明,肖上段泥灰岩是有效至优质烃源岩。

实际上,自Trask^[27]首次发现佛罗里达湾现代灰岩沉积物具备生烃潜力以来,关于灰岩烃源岩的报道屡见不鲜。典型实例包括委内瑞拉的白垩系^[28]和美国俄克拉荷马州的下密西西比统^[29]、爱达荷-怀俄明州的侏罗系^[30]、西得克萨斯和东南新墨西哥Delaware盆地的泥盆系^[31]、新墨西哥州San Juan盆地的上三叠统Todilto组^[32]等。塔里木盆地苏盖特布拉克露头烃源岩发育位置属台内中缓坡开阔-半局限环境^[33],利于灰岩(以泥灰岩为主)烃源岩发育。阿拉伯湾的侏罗系具有类似的台内沉积环境,其中也沉积了富含干酪根的灰岩烃源岩^[34]。

塔里木盆地肖上段发现泥灰岩烃源岩,具有重要的理论和勘探意义,其面积和厚度决定了对油气成藏贡献的大小。本文基于塔里木盆地古城地区三维地震、苏盖特布拉克露头和区域钻井资料,利用地震沉积学,构建了台内“礁(生物礁)-滩(颗粒滩)-源(烃源岩)”体系模式,预测了古城三维区泥灰岩烃源岩的厚度和分布,并计算了总生烃量。

1 区域地质概况

塔里木盆地位于天山、昆仑山和阿尔金山之间,面积56万km²,是中国陆上最大的叠合复合含油气盆地^[35],表现为隆坳相间的构造特征^[36-37]。阿克苏群结晶基底之上的元古宇至新生界沉积地层厚逾万米,其中发育多套优质储盖组合,探明油气地质储量29亿吨^[8]。

寒武系膏盐岩(即中寒武统阿瓦塔格组和沙依里克组膏盐岩)下是塔里木盆地油气勘探重点领域,作为主力储层发育段的肖尔布拉克组^[33,38]沉积于早寒武世碳酸盐岩缓坡环境,古地貌西南高东北低(图2^[39-40])。西北部的柯坪-温宿隆起和西南部的塔西南隆起构成盆内西部高地貌单元,蒸发强度大,形成膏盐湖,周缘则被膏云坪和云坪所围限(图2)。盆地中部地势降低,是相对狭窄的台内凹陷,发育高能颗粒滩。盆地东北部地势最低,是盆内最大的生烃中心(满加尔坳陷)。受北东向洋流作用影响,盆地北部存在一个面积较小的坳陷区。沿满加尔坳陷发育狭长的台缘高能颗粒滩,多期滩体叠置连片,是外缓坡至斜坡带的储层发育区^[39,41]。

早寒武世晚期,气候变暖、海平面上升,含氧量增加引起生物产率和保存率升高,利于形成高TOC含量的烃源岩^[42]。肖下段沉积时期,地形差异小,仅塔西南隆起略高,水体能量较低,岩性多为暗色泥粉晶云岩、藻纹层云岩,局部可见小型微生物丘,地貌低部位是泥晶灰岩,不利于储层发育^[43]。肖上段沉积时期,地貌更平缓,属碳酸盐岩缓坡至弱镶边台地^[33]。此时相对海平面从高位逐渐回落,隆起周缘水体能量相对较高,在中缓坡至外缓坡透光带“碳酸盐工厂”范围内沉积速率快,形成高能颗粒滩相优质储层^[40]。肖上段沉积时期,气候环境利于烃源岩形成,受局部地貌和水动力条件控制,较浅的高能区形成储层,较深的低能区则形成烃源岩。古城地区此时位于台内环境,微地貌差异控制了台内礁滩体:局部高地发育高能礁滩颗粒岩、局部低地则沉积低能泥灰岩和泥岩。

2 典型井岩电特征

塔中地区是塔里木盆地寒武系盐下成藏有利区之一,本文选择该区中寒1、中深1和中深5三口井,解剖肖尔布拉克组单井岩电特征(图3)。中寒1井肖尔布拉克组厚逾百米,下与前寒武纪花岗岩不整合接触,上与吾松格尔组灰质泥岩整合接触。肖尔布拉克组岩性较复杂,底部至7 472 m为粉砂岩夹泥岩,向上是厚约13 m的暗色泥岩。顶部7 393~7 388 m段GR值升高,即地层泥质含量增加。

中深1井在6 785 m的肖尔布拉克组云岩储层获日产3万方天然气,取得了塔中寒武系盐下领域勘探突破^[24]。该井肖尔布拉克组厚约50 m,下与前寒武纪变质岩不整合接触,上与吾松格尔组灰质泥岩整合接触。肖尔布拉克组上部6 770 m附近发育厚约5 m的砂质泥岩,对应GR值最高130 API。岩屑地化分析显示,TOC含量基本低于0.3%,属无效烃源岩^[44]。

中深5井肖尔布拉克组厚约35 m,下与前寒武纪辉绿岩不整合接触,上与吾松格尔组泥岩整合接触。除底部发育3 m灰绿色泥岩外,大部分是云岩,可见藻云岩、粉晶云岩、含泥云岩等。6 752 m附近的GR值明显升高,录井揭示岩性为泥灰岩或灰质泥岩,GR值约120 API。

早寒武世,塔北地区东临满加尔坳陷,地处碳酸盐岩台缘带,成藏条件优越。塔深1井揭示优质云岩储层,因缺乏蒸发岩盖层,没有获得工业油气流^[45]。为兼顾有效盖层,在台内区部署的轮探1井钻遇中寒武统膏盐岩盖层和下寒武统肖尔布拉克组厚层灰岩,仅在肖尔布拉克组顶部见厚约40 m的云质灰岩,储层不发育,未获工业油气(图4)。轮探1井证实肖尔布拉克组的岩性组合存在多样性,发育云岩、灰岩和泥灰岩。轮探3井钻揭280 m肖尔布拉克组地层,肖下段以灰岩和含泥灰岩为主,8 350~8 380 m泥质灰岩段GR值较高,TOC含量>0.3%,为有效烃源岩,与前人认识一致^[17⇓-19]。

京能柯探1井钻揭的肖上段和肖下段特征迥异,肖下段3 925~3 889 m为粉晶灰岩,之上沉积厚约45 m的云质粉晶灰岩。肖上段下部GR值明显增高,底部沉积4.5 m厚泥灰岩,之上发育大套灰质泥岩,厚约79.5 m。京能柯探1井除证实玉尔吐斯组优质烃源岩(TOC含量>5%)外,还钻揭了肖下段优质烃源岩(TOC含量>2%),印证了前人观点^[19]。更重要的是,该井首次在井下发现肖上段灰质泥岩有效烃源岩(TOC含量>0.3%)。其中,肖上段底部(3 838~3 835 m)TOC含量高于中上部,说明烃源岩品质略好。京能柯探1井产出的天然气甲烷含量90.23%,干燥系数为99.8%,应属源自海相烃源岩的高成熟裂解气。该井揭示吾松格尔组产气段与玉尔吐斯组垂向距离200 m,两者被肖尔布拉克组上部致密灰质泥岩分隔,缺乏垂向断裂。因此,玉尔吐斯组烃源岩很难为吾松格尔组供烃,油气来源更可能是肖尔布拉克组中上部烃源岩的近源供烃。实际上,泥灰岩作为油气来源已经在墨西哥湾盆地油气勘探中得到证实^[3,46]。京能柯探1井有效烃源岩厚度占泥灰岩厚度的74.5%,这为后续依据灰质泥岩厚度计算有效烃源岩提供关键参数依据。

3 礁-滩-源体系露头特征与地震解译

典型井分析表明,肖上段泥灰岩中发育有效至优质烃源岩,其TOC含量指标堪比全球优质烃源岩。结合前人研究认识和钻探实践,笔者认为肖上段发育“礁-滩-源”体系,源储配置有利、油气勘探潜力大。在野外露头区针对肖上段礁-滩相储层的研究较多^[43,47],但较少涉及泥灰岩烃源岩空间分布。本文利用古城地区高精度三维地震、露头精细解剖,预测了泥灰岩面积和厚度。结合京能柯探1井揭示的肖上段泥灰岩和有效烃源岩占比关系,推测了三维区有效烃源岩规模。

3.1 露头区礁-滩-源体系特征解剖

本文结合苏盖特布拉克露头实测和前人成果^[48],依据肖尔布拉克组地层-岩性结构,构建了肖上段“礁-滩-源”体系(图5A)。露头区肖下段由灰至深灰色微生物岩构成,包括中厚层泥晶砾屑灰岩、薄层残余球粒粉晶云岩、硅质云岩,局部见硅质和鸟眼构造。肖上段呈浅灰色,见微生物礁滩,以附枝菌粉晶云岩、凝块粉晶云岩、薄层泥晶灰岩为主^[49-50]。根据地层接触关系和岩性组合,将肖上段划分为3期水退-水进旋回:第一期包含3个前积礁滩体和1个水进体系域超覆体;第二期包含2个前积礁滩体和1个水进体系域超覆体;第三期包含1个前积礁滩体和1个水进体系域超覆体,前积礁滩体可以细分为礁基和礁核(图5B)。

微生物礁核的岩性以枝状石云岩、叠层石云岩为主(图5Aa),平均孔隙度5.47%,多发育原生孔和顺层溶蚀孔洞^[51]。礁前上斜坡为礁翼,地层减薄、物性变差(图5Ab)。礁前下斜坡呈纹层状,岩性以泥晶云岩或泥晶灰岩为主,油味明显,TOC含量平均2%(图5Ac)。露头实测烃源岩累计厚度约20 m,TOC含量平均为0.37%,R_o平均1.14%,S₁+S₂平均0.027 mg/g。后期构造运动导致苏盖特布拉克露头区地层倾角与沉积时期不同,本文利用区域倾角校正现今实测值,获得了沉积期斜坡坡度。结果表明,礁滩体向西南方前积,倾角从礁前到斜坡逐渐变小:礁前倾角大,平均为8.7°;坡脚倾角小,平均为1.3°(图5、表1)。

露头区地层接触关系和产状实测结果显示,肖上段泥灰岩烃源岩发育在礁前下斜坡的坡脚平缓处,古水深较大、能量较低,利于有机质富集和保存,这一认识为后续利用地震资料预测肖上段烃源岩提供理论依据。

为明确坡脚烃源岩的振幅、极性等地球物理响应特征,笔者基于野外露头解释的地层结构和沉积模式,构建15口虚拟井(w1-w15),控制剖面出露的地层(图6A),开展正演。正演所用波阻抗参数依据相类型来确定,借鉴邻区于提希剖面肖尔布拉克组的相划分及波阻抗参数(表2),同时考虑了各期前积体横向波阻抗变化,制作了波阻抗模型(图6B)。虽然露头区距离古城地区较远,但两者岩相古地理环境相似,具有较好的类比性。露头区前积体的平均厚度20~30 m,古城三维地震的前积体厚度50~70 m。为较好反映野外露头前积体反射特征,选取60 Hz雷克子波(古城地区地震主频为30 Hz),与波阻抗模型褶积,得到野外露头正演模型(图6C)。模拟结果显示,坡脚泥灰岩烃源岩平均波阻抗16 700 (m·s^-1)·(g·cm^-3),对应波谷反射,从3期前积反射横向连续性来看,第I期较差、第II和III期较好。

3.2 古城三维区礁-滩-源体系特征解译

古城三维区位于下寒武统台缘带西侧(图2),与苏盖特布拉克露头区同属台内沉积环境^[53]。古城地区是否发育玉尔吐斯组烃源岩长期存在争议,烃源岩是控制该区寒武系盐下油气成藏的关键因素^[54]。

随着塔北和塔中地区寒武系盐下勘探相继获得突破,位于同一相带的古城地区盐下油气资源规模和勘探潜力也引起关注。精细三维地震解释识别出下寒武统顶、底界,发现下寒武统厚度稳定,可分为上、下两部分(图7)。其中,上部包括肖上段和吾松格尔组,下部为肖下段。肖上段存在一套厚度异常体,在下寒武统顶的时间构造图上对应低幅背斜,面积25 km²(图7A)。在北西-南东向-90°相位地震剖面(a-a’)上,该异常体对应强波峰和弱波谷组合,时间厚度明显变大(图7B)。在东西向-90°相位地震剖面上(b-b’),该异常体对应强波峰和强波谷组合,其中,顶部强波峰向右渐变为两个弱波峰(图7C)。

将-90°相位地震数据沿下寒武统顶拉平,采用小波分频技术将原始全频体(图8A)转化为高、中、低3个分频体,主频分别为30、20和10 Hz(图8B,C,D)。低频体和中频体反映宏观地质特征,高频体则突出局部地质现象。在高频体剖面上,该异常体表现为“下部强波谷、中部弱波谷接弱波峰、上部强波峰”(图8C)。这种“低频隐性前积,高频显性前积”的特征,是低角度前积体的典型地震响应^[55]。基于区域地层对比和邻区钻探,推测高频体剖面顶部的波峰对应吾松格尔组,下部的细波谷至波峰+波谷对应肖上端,而青色线之下则是肖下段。

利用-90°高频体,通过顶底拉平技术,制作了古城地区下寒武统Wheeler域等时体。从横切该等时体的东西向剖面看,肖上段异常体反射结构更清晰,与东西两侧反射构成前积叠置结构,向东至绿色箭头处,同相轴变为近水平弱反射,前积现象消失(图9A)。以下寒武统顶界为起点,将其设置为等时体的时间零值,以4 ms为步长,向下制作等时切片。其中,第36 ms的切片穿过西侧前积体和东侧近水平弱反射,能较好反映这套异常体的平面特征(图9B)。

切片显示,早寒武世,该前积体位于塔南古陆北侧,以图9中的蓝线为界:北为海相区(基本不受陆源物质影响)、南为海陆交互混积区(受陆源碎屑岩影响导致陆相碎屑岩和海相碳酸盐岩间互发育),这种平面特征和沉积环境类似于佛罗里达湾Florida Keys现代沉积^[56]。结合苏盖特布拉克露头肖尔布拉克组的解剖和现代Florida Keys沉积模型,将古城三维地震剖面上的前积体解释为3期(I、II、III)浅水礁滩体(图10),其结构与浅水沉积环境吻合^[57-58]。第I期礁滩体呈隐性前积,内部可见3期次级前积(图10中的黑虚线),这种现象可见于西得克萨斯Apache Canyon的Abo组碳酸盐岩台地-斜坡相露头^[59]和Abo Kingdom油田Abo组地层^[55]。第II期为潮汐改造型颗粒滩,礁体顶部因早期(准同生期)淋滤而形成岩溶不整合,Florida Keys是这种现象的现代实例。古城三维区3期前积体的规模和结构与苏盖特布拉克露头区肖上段的“礁-滩-源”体系类似,因此,通过露头区解剖获取的关键参数,可用于古城三维地震解释。

应该指出,本文所用古城三维地震是时间域,制作的Wheeler域等时体的纵向刻度是双程旅行时。地震剖面所示产状为视产状,需地层速度才能获得真倾角,但区内尚无井钻穿寒武系,难以准确获取地层速度。因此,引用塔里木盆地轮探1井肖上段地层速度(6 063 m/s)和四川盆地磨溪19井龙王庙组地层速度(6 400 m/s),计算古城三维区肖上段的地层倾角(表3)。计算结果表明,古城三维区肖上段地层倾角最大6.3°,位于第II期前积体礁前位置;最小1.3°,位于第II、III期礁体坡脚处。与苏盖特布拉克露头区倾角相近,与轮南和古城周边地区相当^[52,60]。

对比发现古城三维区和苏盖特布拉克露头区结构特征相似、地质年代相当,据此推测古城三维区肖上段3期礁滩前积体坡脚倾角变缓位置也发育泥灰岩,在图10中分别用绿虚线、红虚线和黄虚线表示。利用等时地层切片,结合地震剖面解释,预测了早寒武世各期泥灰岩分布面积(图11、表4)。

古城三维区礁-滩-源体系坡脚处泥灰岩大范围分布,面积从底部(60 ms切片)的167.8 km²逐渐减小至顶部(40 ms切片)的22.3 km²。底部切片中泥灰岩是3期前积体叠合连片而成、面积最大,向上3期前积体的泥灰岩位置逐渐分离、面积收缩。古城三维区面积619.4 km²,不同切片泥灰岩叠合面积184.8 km²,占三维区面积的29.8%,占海相沉积区面积的63.7%(图12)。

本文采用两种方式计算古城三维区泥灰岩厚度:一种是借鉴其他地区地层速度,直接计算厚度;另一种是利用地震沉积学方法,间接估算厚度。

第一种方式根据时间域Wheeler体剖面,礁-滩-源体系坡脚平缓处泥灰岩地震双程旅行时介于0.5~0.85 ms(图10)。参考轮探1井或磨溪19井的地层速度,计算泥灰岩厚度分别介于25.9~43.9 m或27.8~47.3 m。

第二种方式利用地震沉积学RGB分频融合技术(图13),估算地层厚度。其中,红色代表低频、绿色代表中频、蓝色代表高频。根据轮探1井或磨溪19井的地层速度,高、中、低频对应的调谐厚度分别为50.5、75.8、151.6 m或53.3、80、160 m。从融合剖面看,3期前积体坡脚平缓处颜色偏暗,估算其厚度介于中至薄层之间(50~80 m),与第一种方式结果接近。

上述两种方式计算的泥灰岩厚度结果表明,古城地区肖上段坡脚处的泥灰岩厚25~80 m,这一关键参数为后续计算泥灰岩中的有效烃源岩奠定基础。另外,根据速度和频率算得古城三维数据最小可分辨(H_min)100 m^[55],大于坡脚泥灰岩厚度。这种薄层超出了地震分辨能力,是坡脚细粒沉积的典型特征^[61]。

3.3 古城三维区泥灰岩烃源岩分布与生烃量

前已述及,京能柯探1井所揭示的肖上段有效烃源岩占泥灰岩厚度74.5%,而古城三维区与京能柯探1井具有相似性,考虑到古城三维区泥灰岩厚度25~80 m,推算古城肖上段有效烃源岩厚18.6~59.6 m,是生烃潜力较大的海相烃源岩^[62]。由于泥灰岩面积从22.3增加到167.8 km²,将其简化为圆台体,利用公式(1)计算其体积。

(1)V= \frac{1}{3}×(S₁+S₂+ \sqrt{S_1\times S_2})×h

其中,V是体积,S₁是顶部切片中泥灰岩面积(22.3 km²),S₂是底部切片中泥灰岩面积(167.8 km²),h是烃源岩厚度(18.6~59.6 m)。

得到泥灰岩有效烃源岩体积介于1.6×10⁹至5×10⁹m³。

根据经验公式(2)计算总生烃量。

(2) Q=V×ρ×w(TOC)×G

式中:Q是总生烃量;V是烃源岩体积;ρ是泥灰岩密度,取2.72 g/cm^3[63];G是产烃率,取600 kg/t^[23]。

若按有效烃源岩(TOC含量(w(TOC))下限取0.3%),则算得总生烃量为(7.6~24)×10⁸ t;若按优质烃源岩(TOC含量下限取2%),算得总生烃量为(51~160)×10⁸ t。

4 肖上段泥灰岩烃源岩的勘探启示

自古城6井获得突破以来,古城地区油气勘探一直被寄予厚望。但是勘探实践表明,台缘带虽发育储层但缺乏盖层,烃源也存在不确定性,优质生储盖组合成为关键。因此,油气勘探方向从台缘带向台内区转移,寻找更有利的生储盖配置区成为大势所趋。尽管塔北和塔中地区已经在台内获得勘探发现,但是古城地区下寒武统埋藏深、风险大,勘探部署必须慎之又慎。研究表明古城地区肖上段发育优质储层^[26,56],中寒武统有局限-半局限环境蒸发岩盖层^[54,64],烃源岩是决定勘探潜力大小的核心关键。

如前所述,下古生界主力烃源岩是玉尔吐斯组,柯坪地区两口井(新苏地1和新苏参1)的奥陶—志留系油气地化分析也证实,烃源来自玉尔吐斯组^[65⇓-67]。但古城地区靠近塔南古陆,玉尔吐斯组烃源岩是否发育、质量如何、规模多大,均存争议,严重制约了战略选区和勘探部署^[68⇓-70]。古城6井产出的液态烃裂解气来自中下寒武统高-过成熟烃源岩,不排除有肖尔布拉克组的贡献^[71⇓-73]。

本文基于露头、钻测井和三维地震,提出肖上段烃源岩在古城地区面积广、厚度大,与肖上段自身或吾松格尔组储层空间配置好,可作为油气来源。采用有效烃源岩TOC含量下限标准算得619.4 km²古城三维区总生烃量达7.6亿吨,如果考虑到局部发育优质烃源岩TOC含量更高,计算的生烃量更大。

综上所述,在玉尔吐斯组烃源岩发育区,本文新发现的肖上段烃源岩是有益补充;在玉尔吐斯组烃源岩不发育区,肖上段烃源岩则是中流砥柱。这一认识丰富了台内微生物礁-滩-源沉积地质学理论,拓展了塔里木盆地下古生界烃源岩类型,对古城地区乃至全盆地油气资源评价和勘探部署具有重要意义,坚定了勘探重心从台缘带向台内区战略转移的信心。

5 讨论

古水深既控制了地层结构、岩性和有机质产率,又影响了水体氧化-还原性质和有机质保存,是烃源岩和储层的关键控制因素。前人已经指出,隐性前积地震反射对应水深数米至50 m^[55]。古城地区肖上段呈叠瓦状结构,与Florida Keys相似,推测为典型浅水特征^[57,74]。肖上段形成于高位体系域,发育烃源岩^[75]。虽然水体不深,含氧量较高,属弱氧化-还原环境,不利于有机质保存。但是,早寒武世晚期生物产率和保存率高^[41],有效提高了沉积物中的有机质丰度^[76⇓-78]。因此,礁前斜坡较深水环境中沉积的细粒泥灰岩可富含有机质,这一认识有待钻探证实。

烃源岩对油气成藏贡献大小还取决于排烃效率和运聚系数,本文计算肖上段烃源岩厚度小于60 m,利于油气排出,推测排烃效率较高。此外,这套烃源岩紧邻肖上段和吾松格尔组储层,油气自源岩排出后,经短距离运移即可就近成藏,运聚系数高。

研究揭示,肖上段烃源岩面积大、厚度适中、位置有利,可为寒武系盐下和盐间储层供烃。塔里木盆地下寒武统广阔的台内区也可能发育这套烃源岩,因此资源潜力可观。不仅如此,礁-滩-源体系在中、上寒武统较常见,其中也可能发育泥灰岩烃源岩。在中寒武统蒸发岩发育地区,玉尔吐斯组烃源岩生成的油气运移路径被蒸发岩封堵,此时中、上寒武统泥灰岩烃源岩成为主力烃源,为中、上寒武统甚至奥陶系供烃,这一观点将大幅提升中寒武统蒸发岩之上奥陶系的油气勘探潜力。

6 结论

(1)塔里木盆地下寒武统肖尔布拉克组上段发育泥灰岩烃源岩,TOC含量平均0.41%,R_o平均1.14%,干酪根类型为II₂型,属有效至优质烃源岩。

(2)肖上段发育台内环境礁-滩-源沉积体系,地表和地下规模相当、结构类似,礁前坡度大(3.4°~19.9°)、坡脚坡度小(0.3°~3.9°)。

(3)肖上段有效烃源岩位于台内局部高地貌单元的坡脚坡度变缓处,底部连片、顶部局限,叠合面积广、累计厚度大,总生烃量超亿吨。

(4)肖上段规模发育泥灰岩烃源岩,与储层空间配置有利,可为中寒武统膏盐岩盖层之下的肖尔布拉克组和吾松格尔组储层近源供烃,扩大了油气勘探领域和潜力。

参考文献

[1] SCHOENHERR J, URAI J L, KUKLA P A, et al. Limits to the sealing capacity of rock salt: a case study of the infra-Cambrian Ara Salt from the South Oman salt basin[J]. AAPG Bulletin, 2007, 91(11): 1541-1557.

[2] 吕修祥, 白忠凯, 付辉. 从东西伯利亚看塔里木盆地寒武系盐下碳酸盐岩勘探前景[J]. 新疆石油地质, 2009, 30(2): 157-162.

[3] SNEDDEN J W, CUNNINGHAM R C, VIRDELL J W. The northern Gulf of Mexico offshore super basin: reservoirs, source rocks, seals, traps, and successes[J]. AAPG Bulletin, 2020, 104(12): 2603-2642.

[4] 马永生, 黎茂稳, 蔡勋育, 中国海相深层油气富集机理与勘探开发: 研究现状、关键技术瓶颈与基础科学问题[J]. 石油与天然气地质, 2020, 41(4): 655-672, 683.

[5] LI D S, LIANG D G, JIA C Z, et al. Hydrocarbon accumulations in the Tarim Basin, China[J]. AAPG Bulletin, 1996, 80(10): 1587-1603.

[6] 蔡希源. 塔里木盆地大中型油气田成控因素与展布规律[J]. 石油与天然气地质, 2007, 28(6): 693-702.

[7] 杜金虎, 潘文庆. 塔里木盆地寒武系盐下白云岩油气成藏条件与勘探方向[J]. 石油勘探与开发, 2016, 43(3): 327-339.

[8] 田军. 塔里木盆地油气勘探成果与勘探方向[J]. 新疆石油地质, 2019, 40(1): 1-11.

[9] 杨海军, 陈永权, 田军, 塔里木盆地轮探1井超深层油气勘探重大发现与意义[J]. 中国石油勘探, 2020, 25(2): 62-72.

[10] DAHL J E P, MOLDOWAN J M, TEERMAN S C, et al. Source rock quality determination from oil biomarkers I: a new geochemical technique[J]. AAPG Bulletin, 1994, 78(10): 1507-1526.

[11] 杨威, 魏国齐, 王清华, 塔里木盆地寒武系两类优质烃源岩及其形成的含油气系统[J]. 石油与天然气地质, 2004, 25(3): 263-267.

[12] 赵宗举, 周新源, 郑兴平, 塔里木盆地主力烃源岩的诸多证据[J]. 石油学报, 2005, 26(3): 10-15.

[13] 张水昌, 高志勇, 李建军, 塔里木盆地寒武系—奥陶系海相烃源岩识别与分布预测[J]. 石油勘探与开发, 2012, 39(3): 285-294.

[14] 云金表, 金之钧, 解国军. 塔里木盆地下古生界主力烃源岩分布[J]. 石油与天然气地质, 2014, 35(6): 827-838.

[15] 樊奇, 樊太亮, 李清平, 塔里木北缘震旦纪—寒武纪转折期碳同位素漂移事件及成因机制[J]. 地学前缘, 2021, 28(5): 436-447.

[16] 李峰, 朱光有, 吕修祥, 塔里木盆地古生界海相油气来源争议与寒武系主力烃源岩的确定[J]. 石油学报, 2021, 42(11): 1417-1436.

[17] 陈强路, 储呈林, 杨鑫, 塔里木盆地寒武系沉积模式与烃源岩发育[J]. 石油实验地质, 2015, 37(6): 689-695.

[18] 陈强路, 杨鑫, 储呈林, 塔里木盆地寒武系烃源岩沉积环境再认识[J]. 石油与天然气地质, 2015, 36(6): 880-887.

[19] 谢李. 下古生界海相碳酸盐岩烃源岩研究[D]. 北京: 中国石油大学(北京), 2016.

[20] 宋金民, 罗平, 杨式升, 塔里木盆地苏盖特布拉克地区下寒武统肖尔布拉克组碳酸盐岩微生物建造特征[J]. 古地理学报, 2012, 14(3): 341-354.

[21] TISSOT B P, WELTE D H. Petroleum formation and occurrence: a new approach to oil and gas exploration[M]. Berlin: Springer-Verlag, 1978.

[22] 王兆云, 赵文智, 王云鹏. 中国海相碳酸盐岩气源岩评价指标研究[J]. 自然科学进展, 2004, 14(11): 1236-1243.

[23] 秦建中, 李志明, 刘宝泉, 海相优质烃源岩形成重质油与固体沥青潜力分析[J]. 石油实验地质, 2007, 29(3): 280-285, 291.

[24] 宋到福, 王铁冠, 李美俊. 塔中地区中深1和中深1C井盐下寒武系油气地球化学特征及其油气源判识[J]. 中国科学: 地球科学, 2016, 46(1): 107-117.

[25] 白海鹏, 刘学清, 商国玺, 柯探1井高钙盐水层的钻井液技术[J]. 石油地质与工程, 2021, 35(1): 105-108.

[26] XU Z H, ZENG H L, WANG L, et al. Sedimentary facies and reservoir characterization in a deep-buried Cambrian carbonate platform-to-basin area, Tarim Basin, northwestern China[C]// IMAGE (SEG and AAPG) expanded abstracts, 2021.

[27] TRASK P D. The potential value of several recent American coastal and inland deposits as future source beds of petroleum[J]. AAPG Bulletin, 1928, 12(11): 1057-1068.

[28] HEDBERG H D. Cretaceous limestone as petroleum source rock in northwestern Venezuela[J]. AAPG Bulletin, 1931, 15(3): 229-246.

[29] WANG H D, PHILP R P. Geochemical study of potential source rocks and crude oils in the Anadarko Basin, Oklahoma[J]. AAPG Bulletin, 1997, 81(2): 249-275.

[30] PAUL J S, JOHN M P, GEORGE E C. Petroleum source-bed evaluation of Jurassic twin creek limestone, Idaho-Wyoming thrust belt: geologic notes[J]. AAPG Bulletin, 1978, 62(6): 1075-1080.

[31] STOUT W. Source material for petroleum and natural gas[J]. AAPG Bulletin, 1936, 20(6): 797-804.

[32] RICHARD R V, WILLIAM E C. Exploration for oil accumulations in Entrada Sandstone, San Juan Basin, New Mexico[J]. AAPG Bulletin, 1981, 65(12): 2546-2570

[33] 白莹, 罗平, 刘伟, 微生物碳酸盐岩储层特征及主控因素: 以塔里木盆地阿克苏地区下寒武统肖尔布拉克组上段为例[J]. 中国石油勘探, 2018, 23(4): 95-106.

[34] ALSHARHAN A S, KENDALL C G ST C. Precambrian to Jurassic rocks of Arabian Gulf and adjacent areas: their facies, depositional setting, and hydrocarbon habitat[J]. AAPG Bulletin, 1986, 70(8): 977-1002.

[35] 朱井泉, 吴仕强, 王国学, 塔里木盆地寒武—奥陶系主要白云岩类型及孔隙发育特征[J]. 地学前缘, 2008, 15(2): 67-79.

[36] 贾承造. 塔里木盆地构造特征与油气聚集规律[J]. 新疆石油地质, 1999, 20(3): 177-183.

[37] 王清华, 杨海军, 李勇, 塔里木盆地富满大型碳酸盐岩油气聚集区走滑断裂控储模式[J]. 地学前缘, 2022, 29(6): 239-251.

[38] 王招明, 谢会文, 陈永权, 塔里木盆地中深1井寒武系盐下白云岩原生油气藏的发现与勘探意义[J]. 中国石油勘探, 2014, 19(2): 1-13.

[39] 胡明毅, 孙春燕, 高达. 塔里木盆地下寒武统肖尔布拉克组构造-岩相古地理特征[J]. 石油与天然气地质, 2019, 40(1): 12-23.

[40] 朱永进, 倪新锋, 刘玲利, 裂后沉降期碳酸盐岩缓坡沉积响应及成储特征: 以塔里木盆地下寒武统肖尔布拉克组为例[J]. 沉积学报, 2019, 37(5): 1044-1057.

[41] 张光亚, 刘伟, 张磊, 塔里木克拉通寒武纪—奥陶纪原型盆地、岩相古地理与油气[J]. 地学前缘, 2015, 22(3): 269-276.

[42] 张水昌, WANG R L, 金之钧, 塔里木盆地寒武纪—奥陶纪优质烃源岩沉积与古环境变化的关系: 碳氧同位素新证据[J]. 地质学报, 2006, 80(3): 459-466.

[43] 高孝巧. 塔里木盆地巴楚—塔中地区肖尔布拉克组沉积特征及控储机理[D]. 北京: 中国地质大学(北京), 2018.

[44] 夏新宇, 戴金星. 碳酸盐岩生烃指标及生烃量评价的新认识[J]. 石油学报, 2000, 21(4): 36-41, 121.

[45] 云露, 翟晓先. 塔里木盆地塔深1井寒武系储层与成藏特征探讨[J]. 石油与天然气地质, 2008, 29(6): 726-732.

[46] FRYKLUND B, STARK P. Super basins: the basins that keep on giving[EB/OL]. (2016-03-10)[2022-10-01]. https://ihsmarkit.com/solutions/permian-basin.html.

[47] 宋金民, 罗平, 杨式升, 塔里木盆地下寒武统微生物碳酸盐岩储集层特征[J]. 石油勘探与开发, 2014, 41(4): 404-413, 437.

[48] 刘伟, 黄擎宇, 白莹, 同生-准同生期大气淡水溶蚀对微生物碳酸盐岩储层的控制作用: 以塔里木盆地下寒武统为例[J]. 地学前缘, 2021, 28(1): 225-234.

[49] 宋金民, 罗平, 杨式升, 苏盖特布拉克地区下寒武统微生物礁演化特征[J]. 新疆石油地质, 2012, 33(6): 668-671.

[50] 李莹, 潘文庆, 吴亚生, 塔里木盆地苏盖特布拉克剖面寒武系第二统第三阶微生物岩结构类型[J]. 古地理学报, 2020, 22(4): 663-679.

[51] 黄擎宇, 胡素云, 潘文庆, 台内微生物丘沉积特征及其对储层发育的控制: 以塔里木盆地柯坪—巴楚地区下寒武统肖尔布拉克组为例[J]. 天然气工业, 2016, 36(6): 21-29.

[52] ZENG H, XU Z H, LIU W, et al. Seismic-informed carbonate shelf-to-basin transition in deeply buried Cambrian strata, Tarim Basin, China[J]. MPG, 2021, 136: 1-18.

[53] 沈安江, 张友, 冯子辉, 塔东古城地区碳酸盐岩储层地质认识与勘探领域[J]. 中国石油勘探, 2020, 25(3): 96-106.

[54] 曹颖辉, 王珊, 张亚金, 塔里木盆地古城地区下古生界碳酸盐岩油气地质条件与勘探潜力[J]. 石油勘探与开发, 2019, 46(6): 1099-1114.

[55] ZENG H L, ZHU X M, ZHU R K. New insights into seismic stratigraphy of shallow-water progradational sequences: subseismic clinoforms[J]. Interpretation, 2013, 1(1): 35-51.

[56] XU Z H, LI H H, LIU W, et al. Seismic sedimentologic characterization of a deep-buried Cambrian carbonate bank in Gucheng area, Tarim Basin, China[C]// SEG technical program expanded abstracts 2020. Virtual: Society of Exploration Geophysicists, 2020.

[57] MITCHUM R M, VAIL P R, SANGREE B. Seismic stratigraphy and global change of sea level. Part 6: stratigraphic interpretation of seismic reflection patterns in depositional sequences[M]// PAYTONC E. Seismic stratigraphy. AAPG Memoir 26, 1977, 26: 117-134.

[58] BERG O R. Seismic detection and evaluation of delta and turbidite sequences: their application to exploration for the subtle trap[J]. AAPG Bulletin, 1982, 66(9): 1271-1288

[59] COURME B. Forward seismic modeling of a shelf-to-slope carbonate depositional setting from outcrop data, the Abo Formation of Apache Canyon, West Texas, and comparison to its subsurface equivalent, Kingdom Abo field, Midland Basin[D]. Austin:The University of Texas at Austin, 1999.

[60] 刘存革, 李国蓉, 罗鹏, 塔里木盆地北部寒武系大型进积型台地-斜坡地震层序、演化与控制因素[J]. 地质学报, 2016, 90(4): 669-687.

[61] BIDDLE K T, SCHLAGER W, RUDOLPH K W, et al. Seismic model of a progradational carbonate platform, Picco di Vallandro, the Dolomites, northern Italy[J]. AAPG Bulletin, 1992, 76(1): 14-30.

[62] 陈建平, 李伟, 倪云燕, 四川盆地二叠系烃源岩及其天然气勘探潜力(二): 烃源岩地球化学特征与天然气资源潜力[J]. 天然气工业, 2018, 38(6): 33-45.

[63] 岳彩武. 赣中地区岩石密度特征及界面划分[J]. 石油地球物理勘探, 1981, 16(6): 50-58.

[64] 贺锋, 林畅松, 刘景彦, 塔东南寒武系-中下奥陶统碳酸盐岩台缘带的迁移与相对海平面变化的关系[J]. 石油与天然气地质, 2017, 38(4): 711-721.

[65] 张远银, 高永进, 白忠凯, 塔里木盆地柯坪断隆东段新苏地1井钻获奥陶—志留系油气显示[J]. 中国地质, 2020, 47(6): 1930-1931.

[66] 高永进, 张君峰, 张远银, 塔里木盆地西北部新苏地1井首获志留系工业气流[J]. 中国地质, 2021, 48(5): 1655-1656.

[67] 张君峰, 高永进, 杨有星, 塔里木盆地温宿凸起油气勘探突破及启示[J]. 石油勘探与开发, 2019, 46(1): 14-24.

[68] 潘文庆, 陈永权, 熊益学, 塔里木盆地下寒武统烃源岩沉积相研究及其油气勘探指导意义[J]. 天然气地球科学, 2015, 26(7): 1224-1232.

[69] 杨伟利, 王毅, 杨晓影, 塔里木盆地寒武纪岩相古地理与油气[J]. 长江大学学报(自科版), 2017, 14(11): 1-6.

[70] 闫磊, 杨敏, 张君龙, 塔里木盆地塔东地区寒武系烃源岩分布及有利区带评价优选[J]. 天然气地球科学, 2020, 31(5): 667-674.

[71] 黄太柱. 塔里木盆地塔中北坡构造解析与油气勘探方向[J]. 石油实验地质, 2014, 36(3): 257-267.

[72] 赵文智, 胡素云, 刘伟, 再论中国陆上深层海相碳酸盐岩油气地质特征与勘探前景[J]. 天然气工业, 2014, 34(4): 1-9.

[73] 吴斌, 何登发, 孙方源. 塔里木盆地古城低凸起下古生界的断裂特征及成因机制[J]. 天然气地球科学, 2015, 26(5): 871-879.

[74] SANGREE J B, WIDMIER J M. Seismic stratigraphy and global changes of sea level, part 9: seismic interpretation of clastic depositional facies[J]. AAPG Bulletin, 1978, 62(5): 752-771.

[75] 朱创业. 陕甘宁盆地下奥陶统马家沟组层序沉积有机相特征及其烃源岩分布[J]. 沉积学报, 2000, 18(1): 57-62.

[76] LYNNE E J I. Relationship between sedimentation rate and total organic carbon content in ancient marine sediments[J]. AAPG Bulletin, 1982, 66(2): 170-188.

[77] 陈践发, 张水昌, 孙省利, 海相碳酸盐岩优质烃源岩发育的主要影响因素[J]. 地质学报, 2006, 80(3): 467-472.

[78] 徐建永, 赵牛斌, 徐仕琨, 莺歌海盆地中新统海相烃源岩发育主控因素及模式[J]. 地质科技通报, 2021, 40(2): 54-63.

基金资助

科学技术部国家科技专项(2016ZX05004)

中国石油勘探开发研究院国际合作项目(19HTY5000008)

中国石油勘探开发研究院项目(2022KT0102)

中国石油勘探开发研究院项目(2016B-04)

中国石油勘探开发研究院项目(041021100157)

中国石油勘探开发研究院项目(041021120178)