中国大型气田的分布规律及下一步勘探方向
魏国齐, 李君, 佘源琦, 张光武, 邵丽艳, 杨桂茹, 关辉, 杨慎, 蔺洁, 王蓉
中国石油勘探开发研究院
通讯作者:李君,1974年生,高级工程师,博士;主要从事油气勘探规划计划、部署与油气成藏机制等方面的研究工作。地址:(065007)河北省廊坊市广阳区万庄44号信箱。E-mail: lijun69@petrochina.com.cn

作者简介:魏国齐,1964年生,教授级高级工程师,本刊第八届编委会委员;从事油气地质综合研究与勘探部署工作。地址:(065007)河北省廊坊市广阳区万庄44号信箱。ORCID: 0000-0002-4739-5068。E-mail: weigq@petrochina.com.cn

摘要

随着我国天然气业务的快速发展及勘探开发的不断深入,规模储量的发现难度越来越大。为了加强天然气勘探规模接替新领域的研究和探索,在梳理天然气勘探进展与发展趋势、分析现今规模探明天然气地质储量的主要领域、研究大型气田统计规律及成藏特征等的基础上,划分了中国大型气田形成体系并总结了不同体系的分布规律。研究结果表明:①克拉通盆地碳酸盐岩古隆起、大面积平缓斜坡致密砂岩、前陆盆地逆冲构造为我国现今规模探明天然气地质储量的主体领域;②大型气田形成体系可划分为“克拉通裂陷与古隆起、低坡敞流湖稳定斜坡、山前断陷逆冲构造、陆内拉分断陷断隆与火山岩、陆缘走滑断陷背斜构造”五大常规大型气田形成体系,以及“纳米微空间吸聚”非常规气形成体系;③每个地质旋回时代都存在着一个常规大气田形成的核心体系;④单个体系内往往形成源内未运移、规模输导终止点两大层次气田的群体聚集,而多体系叠合区则由多种因素控制形成序列聚集;⑤多体系叠合区为大气田富集领域,中部多应力枢纽区是天然气的汇聚区。进而指出了未来我国天然气勘探新方向及领域:①“克拉通裂陷与古隆起”体系,包括四川盆地震旦系—下古生界、塔里木盆地寒武系、鄂尔多斯盆地寒武系—奥陶系;②“山前断陷逆冲构造”体系,包括塔里木盆地北缘库车逆冲构造转换带、四川盆地西北部、塔里木盆地西南部等;③“陆缘走滑断陷背斜构造”体系,如东部海域盆地;④“纳米微空间吸聚”体系,包括中国南方富有机质页岩和中部鄂尔多斯盆地煤层。

关键词: 中国; 大型气田; 分布规律; 新领域; 克拉通裂陷与古隆起; 山前断陷逆冲构造; 陆缘走滑断陷背斜构造; 纳米微空间吸聚
Distribution laws of large gas fields and further exploration orientation and targets in China
Wei Guoqi, Li Jun, She Yuanqi, Zhang Guangwu, Shao Liyan, Yang Guiru, Guan Hui, Yang Shen, Lin Jie, Wang Rong
PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Langfang, Hebei 065007, China
Abstract

With the rapid expansion and extension of natural gas exploration and development, it is more and more difficult to discover large-scale reserves in China. To intensify the research on new natural gas exploration domains, we reviewed the progress and trend of natural gas exploration and analyzed the main areas with large-scale proved gas in place (GIP). Then, based on a statistic analysis of large gas fields in China as well as their hydrocarbon accumulation characteristics, their genetic systems were classified and each system’s distribution law was also identified. Some research results were obtained. First, carbonate paleo-uplifts of cratonic basins, tight sandstones of extensive gentle slopes and thrust structures of foreland basins are the main areas with large-scale proved GIP in China. Second, there are five genetic systems for large gas fields, i.e. cratonic rift and paleo-uplift, stable slope of low-angle open lake, thrust structure of piedmont fault depression, faulted uplift and igneous rock of intracontinental pull-apart fault depression, and anticline structure of epicontinental strike-slip fault depression, and one genetic system for unconventional gas, i.e. adsorption and accumulation in nano-scale space. Third, there is one core genetic system for large conventional gas fields in each geologic cycle. Fourth, two-level accumulation, i.e. no migration inside the source and large-scale transportation termination, exists in each single genetic system, and sequential accumulation is formed under the control of multiple factors in the areas where multiple genetic systems are superimposed. Fifth, the multi-system superimposed area is rich in large gas fields and the multi-stress hinge zone in the central area is the natural gas convergence zone. Finally, the future orientation and targets of natural gas exploration in China were pointed out. First, the cratonic rift and paleo-uplift system includes Sinian-Lower Paleozoic in the Sichuan Basin, Cambrian in the Tarim Basin and Cambrian-Ordovician in the Ordos Basin. Second, the thrust structure of piedmont fault depression system includes the transform zone of Kuqa thrust structure, the northwestern Sichuan Basin and the southwestern Tarim Basin. Third, the anticline structure of epicontinental strike-slip fault depression system includes the basins in the eastern China seas. Fourth, the adsorption and accumulation in nano-scale space system includes organic-rich shales in South China and deep coal beds in the Ordos Basin in central China.

Keyword: China; Large gas field; Distribution law; New area; Cratonic rift and paleo-uplift; Thrust structure of piedmont fault depression; Anticline structure of epicontinental strike-slip fault depression; Adsorption and accumulation in nano-scale space

21世纪以来我国天然气勘探开发成果丰硕, 但自产天然气供应形势仍很紧张, 增储上产仍是一个长期的命题, 由于勘探程度日益增大, 规模增储新方向与领域探索是未来天然气勘探的重中之重。2000年以来我国天然气地质理论和勘探开发技术取得跨越式发展, 打开了我国沉积盆地古老海相层系碳酸盐岩、页岩、中新生代陆相层系致密砂岩、深层— 超深层构造、煤层等领域, 发现和建成了克深、苏里格、安岳、元坝、焦石坝等一批大型及超大型常规— 非常规气田, 有力支撑了国内天然气储量、产量的快速增长。在21世纪的17年间, 探明天然气地质储量年均增加299.8× 108m3, 天然气产量年均增加66.3× 108m3, 相当于每年发现、探明和建成一个大型气田。2000— 2016年年均新增天然气探明地质储量是20世纪90年代年均新增探明的4倍, 2016年产量较1999年增加了5倍。

在这样快速发展的勘探开发节奏下, 我国天然气供应形势仍然紧迫。据国家发展和改革委员会历年公布数据统计, 我国天然气对外依存度由2000年的15.9%增长到2017年的39%。因此, 在目前勘探对象越来越复杂、勘探程度越来越高的勘探开发形势下, 加强天然气勘探新领域研究和探索责任重大。为此, 笔者从现实领域大气田分布规律及勘探方向、大气田形成体系特征和勘探潜力等方面进行分析, 提出下一步天然气勘探方向及主要新领域, 以期为天然气储产量的增长提供参考依据。

1 近期天然气勘探进展

2000年以来全国常规与非常规天然气勘探齐头并进, 在深层碎屑岩、碳酸盐岩、火山岩、海域等常规勘探领域及致密气、页岩气、煤层气等非常规勘探领域形成了一系列理论和技术, 发现和探明了一批大型气田, 推动了天然气探明地质储量快速增长。

发展了生烃理论, 提升了资源认识。建立了高演化煤系烃源岩生气模式, 明确煤系烃源岩生气下限由原来Ro=2.5%左右延伸到5.0%左右, 在Ro介于2.5%~5.0%的范围内仍然可以再生成超过20%的天然气[1]。建立了油藏中原油裂解气和源内残留烃裂解生气模式, 指出腐泥型干酪根裂解生气量占总量的20%~25%; 明确干酪根主要裂解气期Ro介于1.3%~2.5%, Ro> 2.5%裂解气占总生气量的5%。计算四川盆地高石梯— 磨溪地区震旦系裂解气量介于37.5× 1012~45.6× 1012m3, 下寒武统龙王庙组裂解气量介于18.9× 1012~26.1× 1012m3

深层海相碳酸盐岩勘探方面创新了古老碳酸盐岩的古克拉通内裂陷、古老继承性隆起、古老丘滩体储层、古老烃源灶(原油原位裂解为主)“ 四古” 及礁滩的“ 一礁一藏” 等成藏理论与认识[1, 2, 3, 4], 形成深层结构地球物理重磁电震“ 四位一体” 综合解译技术、碳酸盐岩孔洞储层定量雕刻、预测与含气性检测技术等勘探与评价关键技术。发现并探明安岳、普光、元坝、塔中、龙岗等一批大型气田(藏)。其中指导评价部署的高石1井等风险探井获重大突破, 引领了安岳大气田的发现和探明, 2017年底探明天然气地质储量8 485× 108m3, 为国内储量规模最大、整装的古老碳酸盐岩气田。

致密气勘探方面建立了“ 源储交互叠置、孔缝网状输导、近源高效聚集” 成藏理论, 形成了黄土塬束状非纵地震、多波地震采集与处理、叠前地震储集层预测、致密气层识别、水平井钻井、水平井多层多段压裂等关键技术[5, 6, 7, 8], 在鄂尔多斯盆地发现和探明了苏里格气田, 并指导苏里格地区勘探范围不断向东、南、西扩展扩大至近6× 104km2, 形成超过4× 1012m3天然气储量规模的大气区。同时发现和探明上三叠统须家河组近1× 1012m3和大牛地、神木等多个超千亿立方米(以下简称千亿方)级别的气区。总体新增探明天然气地质储量4.4× 1012m3, 占同期探明天然气地质储量的45%。

前陆深层勘探方面形成了冲断带深层“ 盐下超压” 油气持续强充注的成藏理论, 以及复杂山地深层宽线大组合地震采集和叠前深度偏移处理解释[9, 10]、超深超高压高温气井试油、完井及储层改造等技术, 使塔里木盆地库车前陆冲断带天然气勘探开发的深度从5 000 m拓展到8 000 m。从而推动了克深2、克深1等多个千亿方气藏的发现, 2000— 2017年新增探明天然气地质储量9 879× 108m3

火山岩勘探方面提出了以生烃断槽为基本单元的 “ 主断裂控陷、断槽控源、源储断共控” 成藏认识[1, 11],

指导了松辽盆地城深6、王府1井的部署, 在上侏罗统火山岩获得重大勘探突破。在理论创新与实践早期, 在松辽盆地勘探发现徐深和长岭两个千亿方级大气田, 在准噶尔盆地陆东— 五彩湾地区石炭系探明克拉美丽千亿方大气田。

深水天然气勘探受资金和技术的限制, 起步较晚。目前随着重大装备和勘探技术的进步, 不断获得新突破。2014年中海油南海西部石油管理局在陵水17-2-1井测试获得日产气160× 104m3的高产油气流, 发现了陵水17-2大型深水气田; 2015年在陵水凹陷的陵水25-1构造再获新发现。

非常规天然气勘探随着投入的不断加大, 成藏机理及勘探开发技术取得一系列新进展[12, 13, 14, 15, 16, 17, 18]。页岩气方面提出向斜宽缓区聚气、富有机质和硅质页岩富集、构造与裂缝控制高产的富气理论, 形成资源评价与有利区优选、储层改造和勘探开发等技术, 发现并建成涪陵、长宁— 威远等页岩气田; 煤层气方面建立了低煤阶“ 多源共生、斜坡区正向构造带聚气、相对较高渗透率控制高产” 富集理论, 形成了适合我国煤层气地质特点的煤层气勘探开发技术和煤矿区抽采技术, 探明了沁水盆地和鄂东两个千亿方以上的大气田; 天然气水合物进入勘查阶段, 在青海和南海海域发现天然气水合物, 2017年首次在南海海域成功试采天然气水合物, 勘查取得重要进展。

2016年底, 全国累计探明常规和非常规天然气地质储量为13.4× 1012m3, 其中2000— 2016年期间探明11.3× 1012m3, 年均探明6 647× 108m3, 是1949— 1999年50年期间探明量(2.1× 1012m3)的5.4倍、年均探明量(410× 108m3)的16倍, 是1990— 1999年年均探明量(1 541× 108m3)的4倍。大型气田(探明天然气地质储量大于300× 108m3的气田)不断涌现, 截至2016年底共发现63个大型气田, 2000— 2016年大型气田共探明天然气地质储量9.6× 1012m3, 占同期天然气总探明地质储量的85%, 占历年来大型气田探明地质储量10.76× 1012m3的89%。

2 现今大型气田主要分布领域

从近期理论技术和勘探进展可知, 天然气勘探领域逐渐向深层、致密层、非常规转变, 大型气田勘探领域丰富多样。为研究现今主体勘探领域, 从不同类型盆地、储层、天然气成因等方面进行了统计分析。

2.1 不同类型盆地大型气田分布情况

大型气田主要分布在鄂尔多斯、四川、塔里木、松辽、柴达木、准噶尔、东海、琼东南和珠江口9个盆地, 其中, 不同类型盆地“ 贫富” 差距较大。克拉通盆地大型气田探明天然气地质储量6.82× 1012m3, 占63.3%; 前陆盆地为2.32× 1012m3, 占21.5%; 断陷— 坳陷盆地为1.64× 1012m3, 占15.2%(图1)。克拉通和前陆盆地大气田发育, 主要是因为克拉通盆地烃源岩、储层、盖层类型丰富, 且圈闭规模大、地层相对齐全; 而前陆盆地煤层丰富、成排成带圈闭发育、三角洲砂体丰富, 两种类型盆地大型气田形成条件优越。目前发现探明天然气地质储量3 000× 108m3规模以上的大型气田10个, 包括克拉2(探明天然气地质储量2 840× 108m3, 按照3 000× 108m3统计)、克深、安岳、塔中Ⅰ 号、普光、靖边、苏里格、神木、大牛地、涪陵气田, 合计探明天然气地质储量6.0× 1012m3, 占大型气田累计探明地质储量的57%, 皆分布在克拉通和前陆盆地。而断陷盆地虽然源、储、盖具有较好条件, 但由于正断裂分割性强, 不易形成规模较大的气田。除松辽盆地徐深火山岩气田提交探明天然气地质储量2 217× 108m3以外, 规模较大的气田为东方1-1气田, 提交探明天然气地质储量1183× 108m3

图1 不同盆地类型大气田探明地质储量图

2.2 不同类型一级构造大型气田分布情况

以古隆起、冲断带、背斜带、斜坡等一级构造单元为主进行了统计, 斜坡和古隆起大气田占比较高。本次统计斜坡以平缓大型斜坡为主, 该类大型气田探明天然气地质储量3.75× 1012m3, 占34.8%, 主要包括鄂尔多斯盆地苏里格, 四川盆地广安、安岳、合川等气田; 古隆起构造大型气田探明天然气地质储量3.07× 1012m3, 占28.5%, 主要包括塔里木盆地塔中、四川盆地安岳、鄂尔多斯盆地靖边等气田; 前陆盆地逆冲构造主要包括库车地区克拉2、克深等大气田, 探明天然气地质储量2.31× 1012m3, 占21.5%; 断陷背斜、火山岩主要分布在松辽、渤海湾等盆地, 探明天然气地质储量1.64× 1012m3, 占15.2%(图2)。

图2 不同构造类型大气田探明地质储量图

2.3 不同类型储层大型气田分布情况

气藏储层类型主要为碎屑岩致密砂岩和常规砂岩、碳酸盐岩、火山岩、变质岩、煤层、页岩等。其中, 致密砂岩类包括鄂尔多斯盆地上古生界苏里格、神木等气田, 四川盆地广安、合川等气田, 合计探明天然气地质储量达5.13× 1012m3, 占比接近1/2; 碳酸盐岩类包括安岳、靖边、塔中等大气田, 探明天然气地质储量3.07× 1012m3, 占比28.5%; 常规砂岩大气田主要为沿海盆地崖13-1、春晓、东方等气田, 火山岩类气田主要包括克拉美丽和徐深、长深等气田, 这两类探明天然气地质储量相对较少, 占比较低; 页岩、煤层储集层天然气勘探起步较晚, 目前探明地质储量较低(图3)。整体上致密砂岩和碳酸盐岩储层气藏是探明天然气地质储量增长的主体。

图3 不同储层类型大气田探明地质储量图

2.4 不同类型成因大型气田分布情况

天然气来源可以是煤型气、生物气、油型气、原油裂解气, 以煤型气和原油裂解气为主体。煤型气大型气田探明地质储量7.69× 1012m3, 占比超过70%。其中, 克拉通盆地煤型气大型气田占37.5%, 前陆盆地占21.5%, 断陷盆地占12.5%。原油裂解气大型气田占比为25.8%, 主要为深层海相盆地原油裂解气。生物气占比较低, 主要为柴达木盆地涩北一号、涩北二号等气田, 仅占2.7%(图4)。

图4 不同成因类型大气田探明地质储量图

2.5 大型气田增储主要现实领域

从上述分析可知, 目前规模增储领域从盆地类型方面来看, 主体为克拉通、前陆盆地; 从一级构造单元方面看, 主体为平缓斜坡、古隆起、前陆逆冲构造带; 从储层类型方面看, 主体为致密砂岩、碳酸盐岩储层; 从天然气成因方面看, 主体为煤型气和原油裂解气。结合地质条件研究可知, 盆地类型、构造单元、储层类型、天然气成因方面分布特征相关性较强, 总体上为克拉通盆地碳酸盐岩古隆起、大面积平缓斜坡致密砂岩、前陆盆地逆冲构造为现今规模探明天然气地质储量的主体领域(图5)。

图5 现今不同类型盆地、构造、储层大气田探明地质储量分布三角示意图

3 大型气田形成体系及成藏特征

中国具有小陆块拼合、多旋回演化、强烈的陆内构造活动性等地质特点, 决定了天然气地质具有天然气成因与气藏类型丰富、成藏过程复杂、天然气勘探领域多样的特点。众多地质学者在关于大气田形成条件及分布规律做了大量的研究, 取得“ 煤成气” “ 复式油气聚集带” “ 源控论” “ 古隆起论” “ 地层— 岩性” “ 晚期成藏” “ 动态平衡” 等成藏机制与分布规律的认识[19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27], 有力支撑了中国天然气工业的大发展。但随着勘探的深入及地质理论的进展, 不断形成大气田分布规律的新认识。笔者根据构造、沉积、大气田形成机制与分布分析, 将大型气田划分为不同体系并进行了规律研究。

3.1 大型气田形成体系划分

从全球动力学系统来看, 宏观上变形体制主要有伸展、挤压和走滑3种类型, 不同区域构造运动机制具有不同的成藏特点。总结众多地质学者已有的研究认识及结合近期勘探实践进展, 认为从古至今主要发生3次区域伸展、2次区域挤压、2次区域走滑运动, 在我国不同地质时代及北部、中部、东部等不同区域形成了不同油气地质条件, 天然气运聚特征及资源分布差异较大(图6)。

图6 区域构造运动及盆地概略模式图

中国大陆板块在地质历史中发生新元古代— 古生代、中生代、新生代3次区域性伸展运动[28, 29, 30, 31, 32, 33, 34]:新元古代— 早古生代区域伸展运动受全球区域拉张裂解控制, 古大陆板块发生裂解、沉降, 形成大型克拉通盆地, 并发育一系列大型裂陷。中生代区域伸展运动受控于周缘板块相对运动控制, 西部形成库车等一系列陆内坳陷、山前与山间坳陷; 北部蒙古— 鄂霍茨克洋从晚三叠世初— 早白垩世期间扩张, 发育海拉尔、松辽等一系列的侏罗纪— 白垩纪断陷盆地。该时期鄂尔多斯盆地处于东部和西部两大构造环境的转换部位, 形成大型陆内坳陷盆地。新生代区域伸展运动继承了中生代构造运动性质, 中国东部受太平洋构造域的影响, 构造— 岩浆活化作用更为强烈, 在中生代末褶皱隆起萎缩的陆相残留盆地之上形成一系列裂谷盆地。

区域挤压作用主要发生在早古生代末期、中— 新生代时期[35, 36, 37, 38, 39, 40, 41, 42]:古生代区域挤压作用表现为2期:①加里东拼合时期, 南北向挤压占据主导地位, 盆内构造分异进一步明显, 晚奥陶世后期整体抬升, 扬子板块西部康滇古陆隆起雏形形成; ②海西时期板块靠拢阶段, 中国的陆块在早海西时期基本上处于靠拢状态, 晚海西期形成超级大陆与泛太平洋。中西部挤压隆升强烈, 晚古生代大型隆起地层遭到强烈剥蚀或者未接受沉积, 塔中、高石梯— 磨溪、庆阳等大型古隆起形成。中、新生代区域挤压作用主要为形成前陆盆地。印支期全球板块华北陆块开始逆时针转动, 与华南陆块拼合, 燕山期大陆扩张, 使板块运动又一次加速; 喜马拉雅运动期印度板块快速北上与欧亚大陆碰撞、拼合, 亚洲大陆的南缘和东缘扩张。中西部古老褶皱山系复活, 大幅度隆升冲断及挠曲沉降, 东部发生反转作用, 形成丰富反转构造。

走滑构造主要和碰撞造山带、斜向俯冲带、块体走滑拼贴带密切相关。中国大陆地处古亚洲、特提斯和环太平洋三大动力体系的叠合区域, 广泛发育大型走滑断裂带。在东部形成一系列拉分— 走滑盆地, 湖相泥岩、湖沼相煤系烃源岩发育, 断裂及构造丰富, 具有优越的成藏条件。

由上述分析可知, 整体上东部、北部、中西部构造— 沉积体系差异较大, 因而大气田形成条件各具特色, 结合大气田统计规律分析, 将我国划分为“ 克拉通裂陷与古隆起、低坡敞流湖稳定斜坡、山前断陷逆冲构造、陆内拉分断陷断隆与火山岩、陆缘走滑断陷背斜构造” 五大常规大型气田形成体系。整体呈现为北部、东部、中西部三大气区。其中, 中西部气区为克拉通裂陷与古隆起、低坡敞流湖稳定斜坡、山前断陷逆冲构造3个大气田形成体系的叠合区(图7)。此外, 根据页岩气、煤层气和天然气水合物成藏特性, 将其划分为“ 纳米微空间吸聚” 体系。通过划分大气田形成体系, 可以按照构造、沉积及盆地演化序列研究大气田的分布特征, 有利于系统地研究不同类型、多类型叠合领域大型气田的分布规律。

图7 中国构造板块构造略图与大型气田体系分布示意图

3.2 不同体系地质特征及大型气田形成模式

大气田形成“ 六大体系” 的构造沉积环境、盆地类型不同, 气源、储层、成藏期等成藏条件及成藏规模差异较大(图8)。

图8 不同大型气田形成体系成藏特征及模式图
注:Ⅰ 表示腐泥型; Ⅱ 1表示偏腐泥混合型; Ⅱ 2表示偏腐殖混合型; Ⅲ 表示腐殖型

“ 克拉通裂陷与古隆起” 体系主要形成于元古代— 古生代海相盆地, 历经多期区域伸展— 区域挤压构造旋回。区域伸展时期海相裂陷内发育厚层富含有机质泥页岩, 控制了生烃中心; 裂陷槽台缘广泛发育生物礁、鲕粒滩, 同时古隆起控制高能相带沉积, 发育礁滩、岩溶缝洞体等多种类型储层。四川盆地震旦纪— 中奥陶世从边缘拉张裂陷发展至大幅沉降; 晚奥陶世— 志留纪, 在秦岭洋不断俯冲消减的过程中出现大型隆起与坳陷变形, 发育开江— 梁平、长宁— 绵竹海槽等大型克拉通内裂陷, 裂陷内暗色泥岩发育, 两侧发育大规模高能相带丘滩体; 中下三叠统开阔碳酸盐岩台地相— 局限海台地— 半封闭海湾蒸发相的盖层分布广且稳定。目前发现了高石梯— 磨溪、普光等大型油气田(藏)。整体上表现为原油裂解气源、碳酸盐岩储层、构造— 地层气藏、中生代— 古生代成藏、储量规模较大等特征。

“ 低坡敞流湖稳定斜坡” 体系指克拉通盆地海陆过渡期形成地层角度较低的敞流型湖泊, 与大断裂控制的断陷湖盆相比, 具有断裂与构造不发育、地层坡度小、浅水三角洲和湖相交替发育等特征[43]。鄂尔多斯盆地、四川盆地古生界— 中生界为一定幅度的升降运动造成的大规模水体进退沉积建造, 湖水大范围席状涨落, 广覆式煤层、砂岩、泥岩间互分布。最具特色成藏特点是随着埋深加大, 砂岩规模致密化, 但仍具有较好的储集条件, 同时由于砂岩致密化使毛细管力增大, 阻挡天然气大规模快速运移, 整体上形成大面积致密砂岩气, 已发现苏里格、合川等大型气田。整体上表现为煤系烃源岩气源、致密砂岩储层、岩性气藏、中— 新生代成藏、储量规模较大等特征。

“ 山前断陷逆冲构造” 体系主要指前陆盆地环境。中国区域挤压形成三期前陆盆地:P2— T时期古亚洲洋关闭, 形成塔里木、准噶尔周缘前陆盆地; T3时期古特提斯洋关闭, 形成塔里木盆地南侧— 鄂尔多斯盆地一带前陆盆地; N时期新特提斯洋关闭, 塔里木、准噶尔周缘前陆盆地再生。其中, N时期形成的前陆盆地地层保留完整, 煤系烃源岩与三角洲砂体发育, 冲断带叠瓦状构造连片, 油源断裂丰富, 有利于形成大型油气藏群。如库车前陆盆地发育三叠— 侏罗系湖沼相和湖相烃源岩、多种类型的湖成三角洲砂体, 发育新近系和古近系膏(盐)岩、膏泥岩和侏罗系泥岩3套区域性盖层, 冲断带构造成排成带发育, 目前已发现克拉2、大北1、克深等大型气田。该体系整体表现为煤系烃源岩气源、碎屑岩储层、逆冲构造气藏、新生代成藏、储量规模较大等特点。

“ 陆内拉分断陷断隆与火山岩” 体系指中生代中国板块边缘活动引起的大陆内块体间伸展、缩短挠曲等作用密切相关的盆地。中国大陆壳的中生代、新生代受印度板块快速北上与欧亚大陆碰撞、拼合影响, 中西部大幅度隆升冲断; 东北槽型沉积达到高潮, 火山活动强烈, 形成一系列陆内断陷— 坳陷盆地。发育多种类型烃源岩、储层及构造, 天然气成藏条件有利。如松辽盆地断陷层系发育暗色泥岩和煤, 断裂与断隆构造、反转构造及冲积扇发育, 同时发育火山岩。已发现徐深、长深等大型火山岩气田。其整体表现为煤系烃源岩气源、碎屑岩— 火山岩储层、构造与构造— 岩性气藏、主要于中生代成藏、储量规模相对较小等特征。

“ 陆缘走滑断陷背斜构造” 体系指新生代中国大陆地处古亚洲、特提斯和环太平洋三大动力体系的叠合区域走滑运动在东部发育的一系列煤型断陷。气源充足, 断裂、构造和三角砂体发育, 特别是发育一系列大型披覆、滚动背斜构造, 为大气田形成提供了良好的条件。如东海盆地崖13-1等气藏, 处于琼东南盆地崖南凹陷和莺歌海盆地之间的生长背斜低凸起带上。渐新统崖城组气源岩、渐新统陵水组三段砂岩储层、中新统梅山组及其上覆封盖层构成了有利组合, 在底辟背斜控制下, 形成大型背斜构造气藏。整体表现为煤系烃源岩气源、碎屑岩储层、背斜构造气藏、新生代成藏、储量规模较小等特征。

“ 纳米微空间吸聚” 体系指页岩气、煤层气、水合物等“ 非常规” 气藏形成的体系。从现今成气特点来看, 其具有3个共同特征:①为不同沉积旋回当时沉积环境的底部或深层, 如页岩气主要为海相深盆页岩, 煤层气主要在湖泊— 沼泽深盆煤层, 天然气水合物主要在深水冰层。②储集空间为纳米级储集层。页岩、煤层烃源岩层内及冰层内储集孔径仅为几纳米, 甚至仅略大于甲烷分子, 气田的形成主要为孔隙颗粒吸附及游离气在页岩、煤层、冰晶内纳米孔隙聚集。③大面积低丰度聚集, 由于孔隙较小, 气体流动性和聚集性差, 整体上聚集丰度较低, 整体含气特性表现大面积分布特征。

3.3 不同大型气田体系分布规律

关于大气田的分布规律, 众多地质学者提出一系列观点和认识, 长期指导了天然气的勘探, 在此不再赘述。笔者从大气田形成体系方面总结了3条规律。

1)每个地质旋回时代都存在一个常规大型气田形成核心体系

天然气的分布依大地构造沉积演化, 具有旋回性[44, 45]。实际上, 从目前勘探实践来看, 每一个旋回中都存在一个核心的大气田体系, 该体系往往处于区域构造应力及沉降中心汇聚点, 具有优越的烃源岩、储集、圈闭条件。如图6所示, 元古代— 早古生代、晚古生代— 早中生代、晚中生代— 新生代旋回中分别发育“ 克拉通裂陷与古隆起” “ 低坡敞流湖稳定斜坡” “ 山前断陷逆冲构造” 大气田形成的核心体系。从统计数据来看:“ 克拉通裂陷与古隆起” 体系探明天然气地质储量3.07× 1012m3, 占28.5%; “ 低坡敞流湖稳定斜坡” 体系整体探明天然气地质储量3.16× 1012m3, 占29.3%; “ 山前断陷逆冲构造” 体系探明天然气地质储量2.31× 1012m3, 占21.5%; “ 陆内拉分断陷断隆与火山岩” 体系探明天然气地质储量0.80× 1012m3, 占7.5%, “ 陆缘走滑断陷背斜构造” 体系探明地质储量0.69× 1012m3, 占6.4%; “ 纳米微空间吸聚” 体系(煤层气、页岩气)探明地质储量0.73× 1012m3, 占6.8%(图9)。究其原因主要是因为中国大陆板块虽然构造破碎, 但受周边几大板块运动影响下, 仍具有整体形变和沉积中心, 创造了得天独厚的成藏条件。新生代目前还未发现与其他旋回时代相对等的大气田形成核心体系, 据新构造运动分析, 东部海域是重要的沉降中心, 应具有形成大气田集群的潜力。

图9 不同大型气田体系天然气探明储量分布情况图

2)单个体系内为源内未运移、规模输导终止点两大层次大型气田聚集群, 多种体系叠合区为多种因素控制形成序列聚集

自发现页岩气、煤层气、致密砂岩气以来, 结合已发现的常规大气田, 认为天然气聚集具有序列性。实际上忽略了一点, 就单个体系来说, 序列性并不明显, 而是受输导和盖层条件控制, 规模输导终止点控制大型气藏群(图10)。单一体系控藏关键因素单一, 形成相同性质的大气田, 集群式分布, 往往只形成相近气藏类型的资源。例如鄂尔多斯盆地上古生界大面积致密砂岩气, 大面积致密砂岩既具有储集能力, 同时具有阻挡天然气快速流动散失的能力, 断穿多套地层的断裂等高效输导通道不发育, 使天然气大量近源聚集。该类气藏形成的关键是天然气未快速运移散失, 因而在致密砂岩以上很难找到构造、构造— 岩性等受高效输导通道控制的大型气藏。而针对库车地区白垩系叠瓦状构造来说, 由于逆冲断裂输导通道发育, 沟通了侏罗系烃源岩, 使天然气大量进入白垩系连片分布的叠瓦状构造带高丰度聚集。在该气层以下, 将难以找到类似苏里格气田这样规模较大的近源致密砂岩气田。实际地质勘探实践表明, 在库车坳陷侏罗系按照致密砂岩气勘探思路发现的迪北等气藏, 并不是苏里格式的致密砂岩气藏, 其由于受大型逆冲断裂输导通道影响, 往往为构造— 岩性、岩性等圈闭控制的气藏。整体表现为规模发育的输导通道终止点控制大型气田聚集群。如果考虑页岩气、煤层气这部分未历经运移而残留在烃源岩内的天然气, 单个体系内天然气整体上主要表现为两部分:①源内未运移资源; ②规模输导终止点形成的气田聚集群。但多体系叠合领域, 具有多类型气源、多类型储层、多类型盖层、多类型圈闭、多类型输导条件交叠分布特征, 天然气藏分异往往具有序列性。如四川盆地震旦系— 寒武系裂陷槽、古隆起、二叠系— 下三叠统礁滩、三叠系致密砂岩与煤层、侏罗系构造— 岩性领域, 依次形成古生古储、自生自储、下生上储等序列性聚集。

图10 天然气藏分布模式图

3)多体系叠合区为大气田富集领域, 中部多应力枢纽区是大型气田汇聚区

中国大陆中部油气区为多种、多期构造应力枢纽区, 与周缘地区相比, 震动频繁但不剧烈, 近于整体升降构造运动, 且在多个时代表现为持续沉降作用, 形成多个大气田体系并叠合发育。震旦纪— 古生代分别与华北陆块东部和扬子陆块中下扬子区具有共同的海盆发育史, 形成大型海相沉积的鄂尔多斯、四川克拉通盆地, 发育一系列大型裂陷和大型古隆起。中、新生代处于这两种应力作用方式的交会部位, 同时受到东西两侧的影响。中生代西侧的南北向挤压增厚渐趋增强, 派生出青藏高原向东推挤滑移的作用, 东侧处于前期南北向剪切、后期向东伸展减薄的动力环境, 两种应力在这一地区达到一定平衡, 至新生代总体稳定, 形成大型陆内坳陷盆地。新生代以整体抬升为主, 成为中国大陆西部和东部之间的过渡带。具有“ 克拉通裂陷与古隆起” “ 低坡敞流湖稳定斜坡” “ 纳米微空间吸聚” 体系叠合发育特征(图11), 且每个体系地层相对完整, 成藏条件有利, 构成了大气田富集领域。

图11 不同大型气田体系有利范围简图

4 中国天然气未来重点勘探方向

综合近期天然气勘探成果、大型气田统计分布特征、不同大气田形成体系地质特征及分布规律分析结果, “ 克拉通裂陷与古隆起” 体系在塔里木和鄂尔多斯盆地勘探程度较低, “ 山前断陷逆冲构造” 体系在川西北、准噶尔盆地南缘取得新发现; “ 陆缘走滑断陷背斜构造” 体系东部海域盆地是新生代的核心大气田体系, “ 纳米微空间吸聚” 体系勘探刚刚起步, 这些领域是未来的重要勘探方向。

4.1 “ 克拉通裂陷与古隆起” 体系

主要包括塔里木、四川、鄂尔多斯等盆地元古代— 古生代海相克拉通建造。目前已探明天然气地质储量3.5× 1012m3, 占全国总探明地质储量的30%。四川盆地高石梯— 磨溪古隆起周缘、川东古隆起和川西北部等震旦— 寒武系、鄂西— 城口海槽西侧台缘带二、三叠系礁滩, 鄂尔多斯盆地寒武系盐下、塔里木盆地塔中— 巴楚地区寒武系盐下为5大有利勘探地区, 勘探领域总面积约为13.5× 104km2, 天然气资源量达11× 1012m3

4.1.1 四川盆地震旦系— 下古生界古老碳酸盐岩

有利勘探面积5× 104km2, 天然气资源量5× 1012m3, 储层与烃源岩配置良好, 裂陷槽两侧台缘带优质储层发育, 成藏条件有利。在高石梯— 磨溪古隆起周缘、川东和川西北部4个区带为震旦系— 下古生界有利勘探区, 其勘探程度较低, 局部地区已获得工业流井, 是下一步重点勘探新领域。

4.1.2 塔里木盆地寒武系盐下古老碳酸盐岩

有利勘探面积3× 104km2, 天然气资源量2.3× 1012m3, 主要发育碳酸盐岩白云岩油气藏, 发育中寒武统膏质白云岩储层和下寒武统白云岩储层。储层厚度介于20~40 m, 储集空间以裂缝— 孔洞型为主, 孔隙度介于4.3%~9.7%, 渗透率介于0.1~100 mD。初步地质踏勘结合地震预测中下寒武统发育24× 104km2烃源岩。中深1井钻探获少量天然气, 该领域是塔里木盆地天然气勘探战略接替新领域。

4.1.3 鄂尔多斯盆地寒武系

有利勘探面积2.5× 104km2, 天然气资源量1.5× 1012m3, 截至目前, 完钻寒武系探井近百口, 但仅获低产气流井1口, 勘探尚未获得重大突破。桃59等井钻遇寒武系深灰色泥岩, 地震结合地质踏勘等资料预测中寒武统徐庄组生气强度介于5× 108~10× 108m3/km2, 下寒武统三道撞组生气强度介于10× 108~20× 108m3/km2, 具备一定的生烃潜力; 台地边缘裂陷槽继承性发育, 发育于中寒武统张夏组和上寒武统三山子组优质储层, 储集空间以溶孔和晶间孔为主, 具有较好的储集条件和有利的成藏条件, 是下一步天然气勘探的重要新领域。

4.1.4 鄂尔多斯盆地西缘奥陶系礁滩体

盆地西缘奥陶系礁滩体勘探面积达3× 104km2, 天然气总资源量2.3× 1012m3。奥陶系拉什仲组和乌拉力克组岩性以灰质泥岩和泥质灰岩为主, 局部层段有机碳含量较高(大于0.3%), 具有一定的生烃能力; 奥陶系克里摩里组和桌子山组发育白云岩晶间孔型和石灰岩缝洞型储层, 孔隙度介于3%~8%, 厚10~40 m, 具有一定的储集性能。奥陶系白云岩体与周围致密灰岩配合, 可形成有效圈闭, 是鄂尔多斯盆地奥陶系拓展天然气勘探的新领域。

4.2 “ 山前断陷逆冲构造” 体系

“ 山前断陷逆冲构造” 体系主要分布于中西部, 目前已探明天然气地质储量1.3× 1012m3, 占全国总探明地质储量的11%, 主要分布在库车地区。未来天然气勘探新领域有利勘探面积7.4× 104km2, 资源量10.4× 1012m3。主要分布在库车坳陷构造转换带、塔西南、川西前陆冲断带、准噶尔盆地南部等。

4.2.1 库车坳陷白垩系逆冲构造转换带及侏罗系

库车中新生代前陆盆地有利勘探面积2.8× 104km2, 坳陷内发育一套以湖沼相为主的三叠— 侏罗系烃源岩, 分布面积1.2× 104~1.4× 104km2, 储层下白垩统巴什基奇克组沉积相为冲积扇及扇(或辫状河)三角洲, 垂向上相互叠置, 平面上相互连接, 形成厚度巨大的连片砂体; 逆冲挤压背斜、断背斜成排成带发育。目前已发现大北、克深2、博孜等多个油气田, 但克深— 大北、博孜— 阿瓦特、大北— 博孜等构造转换带勘探程度较低, 有利勘探面积1.4× 104km2, 估算天然气资源量超过1.0× 1012m3, 2017年钻探大北11井等获工业气流, 是天然气勘探有利新区。

库车坳陷北部山前带侏罗系有利勘探面积0.96× 104km2, 资源量1.64× 1012m3。侏罗系阿合组砂体分布广、砂层厚, 储层致密, 但微裂缝十分发育, 具有较好的储集条件。2017年吐东2井钻探, 侏罗系阳霞组测试获日产油31.68 m3、气12.75× 104m3, 进一步证实侏罗系的油气勘探潜力。储备圈闭面积326 km2, 天然气资源量5 000× 108m3, 具有较好勘探潜力。

4.2.2 川西前陆冲断带

川西前陆冲断带有利勘探面积1.0× 104km2, 资源量达3× 1012m3。二叠系栖霞组发育大型构造— 岩性复合圈闭, 孔隙性白云岩储层厚10~30 m, 平均孔隙度3.5%, 圈闭和储集条件有利; 泥盆系观雾山组细晶白云岩储层厚5~30 m, 平均孔隙度为3.1%, 储集条件较好。近期部署钻探的双探1、双探3、双探7、双探8等多口井在栖霞组、观雾山组获得高产工业气流。目前整体勘探程度仍然较低, 具有较好的天然气勘探前景。

4.2.3 准噶尔盆地南缘

准噶尔盆地南缘勘探面积为3.0× 104km2, 天然气资源量为1.8× 1012m3。目前发现呼图壁气藏、玛河等气田, 深断裂— 挤压背斜垂向运聚成藏组合模式是主要成藏模式。其中, 东段阜康断裂带主要是二叠系(包括侏罗系)的油气聚集于侏罗系储层中, 中段山前冲断带主要是侏罗系和二叠系(包括白垩系)的油气聚集于古近系和白垩系储层中, 而西段四棵树凹陷地区则主要是侏罗系(包括古近系)的油气聚集于古近系— 新近系和白垩系储层中, 近期部署钻探齐古1井获得工业气流, 表明该区具有较好的天然气勘探潜力。

4.3 “ 陆缘走滑断陷背斜构造” 体系

拉张走滑盆地走滑断裂陡直, 利于油气运移; 走滑构造成排成带, 圈闭条件优越。同时由于走滑过程中的扭动作用, 油气会被驱赶运移至储层当中, 正如李四光的名言“ 拧湿毛巾” 道理, 这也是走滑构造优于其他构造样式的地质条件之一。拉张走滑作用为渤海湾盆地油气富集创造了良好条件。

我国东部拉张盆地海域内勘探面积达100× 104km2, 其中深水区(水深大于300 m)沉积盆地30个, 勘探总面积约为82× 104km2, 总体沿南海呈环带状分布。目前深水天然气勘探处于起步阶段, 主要集中在珠江口盆地和琼东南盆地深水区, 水深介于300~3 000 m, 勘探面积约为10× 104km2。南海深水区分布多个面积较大的构造岩性圈闭和大型盆底扇岩性圈闭, 已发现荔湾3-1、陵水17-2、陵水25-1大中型气田, 南海深水区仍是下一步寻找大气田的有利勘探区。

4.4 “ 纳米微空间吸聚” 体系

4.4.1 页岩气

据中国石油第四次油气资源评价结果, 页岩气地质资源量为122× 1012m3, 可采资源量为22× 1012m3, 主要分布在中国南方、华北、塔里木等盆地。截至2016年底, 全国探明地质储量5 441× 108m3, 主要分布在四川盆地涪陵、长宁— 威远地区。四川盆地东部、南部的下寒武统筇竹寺组和下志留统龙马溪组页岩是主要勘探层系, 有利勘探面积24× 104km2, 天然气资源量8× 1012~12× 1012m3

4.4.2 煤层气

全国煤层气资源量30× 1012m3, 赋存于低、中、高煤阶中的煤层气资源各占1/3左右。其中资源量大于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, 综合地质研究和有利区带评价结果表明, 山西沁水盆地煤层气田、鄂尔多斯盆地东部大宁— 吉县地区与韩城— 合阳地区、准噶尔盆地东南缘、阜新盆地刘家区块、辽宁铁法区块、沈阳北及其外围等, 有利勘探面积12× 104km2, 资源量6× 1012~10× 1012m3, 是未来煤层气勘探的重点对象。

4.4.3 天然气水合物

我国天然气水合物资源量约为153× 1012m3, 重点分布在南海海域、东海海域、青藏高原、东北冻土区, 由于储量丰度低、开发难度大等因素, 目前尚处于勘查阶段。2009年9月在青海省祁连山南缘永久冻土带成功钻获天然气水合物样品, 这是世界上第1次在中低纬度冻土区发现天然气水合物。同年自主研发的世界第1艘配置较完善的综合性地质地球物理调查船“ 海洋六号” 在广州下水, 开始对中国海域的天然气水合物进行进一步的勘探。2017年首次在南海海域天然气水合物试采成功, 实现连续187 h的稳定产气, 展现出良好的勘探开发前景。

总体上, 前3个大气田形成体系有利勘探面积累计达20.9× 104km2, 天然气资源量为21.4× 1012m3(不包括海域); 而“ 纳米微空间吸聚” 体系页岩气和煤层气有利勘探面积约为36× 104km2, 资源量介于14× 1012~22× 1012m3。根据统计不同体系内已发现气田资源转化探明率10%~30%分析, 探明潜力介于3× 1012~4× 1012m3, 整体具有较大的天然气勘探潜力。

5 结论

1)目前规模增储领域从盆地类型方面来看, 主体为克拉通、前陆盆地; 从一级构造类型方面看, 主体为平缓斜坡、古隆起、前陆逆冲构造带; 从储层类型方面看, 主体为致密砂岩、碳酸盐岩储层; 从成因类型方面看, 主体为煤型气和原油裂解气。综合分析后认为, 克拉通盆地碳酸盐岩古隆起、大面积平缓斜坡致密砂岩、前陆盆地逆冲构造为现今规模探明天然气地质储量的主体领域。

2)每个地质旋回时代都存在一个常规大气田形成核心体系; 单个体系内往往为源内未运移、规模输导终止点两大层次气田聚集群, 多体系叠合区受多种因素控制形成序列聚集; 多体系叠合区为大气田富集领域, 我国中部多应力枢纽区是天然气汇聚区。

3)未来天然气勘探方向及领域主要为:“ 克拉通裂陷与古隆起” 体系, 四川盆地震旦系— 下古生界、塔里木盆地寒武系、鄂尔多斯盆地寒武系— 奥陶系; “ 山前断陷逆冲构造” 体系, 库车逆冲构造转换带、四川盆地川西北、塔里木盆地塔西南等; “ 陆缘走滑断陷背斜构造” 体系, 东部海域盆地; “ 纳米微空间吸聚” 体系, 南方富有机质页岩和鄂尔多斯盆地煤层。

The authors have declared that no competing interests exist.

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