世界古老海相碳酸盐岩大油气田形成与分布特征

摘要

烃源岩是形成大油气田的物质基础，古老海相碳酸盐岩大油气田烃源岩岩性以页岩为主，其次为泥质灰岩、灰岩和泥质白云岩。烃源岩厚度大，最大厚度可达600m。有机质类型好，多为Ⅰ-Ⅱ型，全球古老海相沉积地层中有机质组成具有相似性，以浮游藻类或底栖藻类为主，生烃潜力大。烃源岩的有机质丰度变化范围较大，这与源岩岩性变化有关，中国大油气田烃源岩岩性主要为泥质灰岩和灰岩，有机质丰度相对较低。碳酸盐岩大油气田储层岩性以白云岩为主，发育以裂缝和溶蚀孔洞为主的储集空间，其中除尼亚加拉礁带以白云化的生物礁为主要储集体外，其他大油气田储层都是以后期受风化剥蚀改造后的裂缝-溶洞型和裂缝型储层为主。中国古老海相碳酸盐岩大油气田以碳酸盐岩岩溶储层为主,这主要与中国海相克拉通构造活动强、经历过多期隆升剥蚀作用有关。储层埋深分布范围大，最浅的利马-印第安纳油气田储层埋深在300m左右，最深的塔河油田和戈梅兹气田埋深在6000m左右，同时物性变化范围也较大，平均基质孔隙度一般小于10%，基质渗透率变化范围也很大，从0.001-50mD不等。储层孔隙度与埋深呈一定的负相关性，这与储层埋藏压实以及深层成岩充填作用有关。古老海相碳酸盐岩大油气田油气藏类型复杂多样，以构造和地层油气藏为主，12个大油气田中，以构造油气藏为主的占5个，以地层油气藏为主的有4个，以岩性油气藏为主的2个，复合型油气藏1个。其中储量超过1000MMbbl的塔河、塔拉坎、尤鲁布钦-托霍姆以及尼亚加拉礁带大油气田都是以地层和岩性油气藏为主。古老海相碳酸盐岩大油气田的分布位置与区域性古隆起背景息息相关，主要发育在盆地古隆起区、斜坡部位以及盆地边缘台地生物礁发育带。目前发现隆起斜坡部位聚集的油气多于隆起高部位，主要原因是隆起高部位经过强烈的剥蚀和破坏，早期聚集的油气遭受逸散。