本文關(guān)鍵詞：中國陸上湖相碳酸鹽巖地質(zhì)特征及勘探潛力，由筆耕文化傳播整理發(fā)布。

中 國 石 油 勘 探 第 19 卷　第 4 期 CHINA PETROLEUM EXPLORATION 2014 年 7 月

DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2014.04.002

中國陸上湖相碳酸鹽巖地質(zhì)特征及勘探潛力
閆偉鵬 楊　濤 李　欣 黃福喜 吳曉智 唐　惠
（中國石油勘探開發(fā)

研究院）

摘　要：湖相碳酸鹽巖在中國古生代、中—新生代陸相沉積盆地中廣泛發(fā)育，油氣勘探證實具生油和儲油能力， 自 1956 年在四川盆地獲得發(fā)現(xiàn)以來，至 2012 年底，已在四川、渤海灣、柴達(dá)木等盆地探明湖相碳酸鹽巖油氣田 63 個， 探明石油地質(zhì)儲量 5.97×108t。中國陸上湖相碳酸鹽巖的形成和分布受控于構(gòu)造背景、氣候、物源供給和海侵等多方 面因素，主要發(fā)育生物礁型和復(fù)雜巖性型兩類湖相碳酸鹽巖，除分布局限的生物礁外，儲層物性總體較差，為典型的 致密油儲層。湖相碳酸鹽巖儲層多與烴源巖互層或共生發(fā)育，具備較好的成藏條件，油氣富集高產(chǎn)受沉積相、裂縫發(fā) 育和構(gòu)造位置等多因素控制，甜點預(yù)測難度大。中國陸上以湖相碳酸鹽巖為主要儲層的致密油分布范圍廣、資源潛力 大，評價認(rèn)為分布面積在 10×104km2 以上，地質(zhì)資源量在 57×108t 以上，具有良好的勘探開發(fā)前景。 關(guān)鍵詞：湖相碳酸鹽巖 ; 地質(zhì)特征 ; 控制因素 ; 致密油 ; 資源潛力 中圖分類號：TE112 文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A

Geological Characteristics and Hydrocarbon Exploration Potential of Lacustrine Carbonate Rock in China
Yan Weipeng, Yang Tao, Li Xin, Huang Fuxi, Wu Xiaozhi, Tang Hui
（PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development）
Abstract: Lacustrine carbonate rock is widely developed in the Paleozoic and Meso-Cenozoic continental sedimentary basins in China. Oil and gas exploration has confirmed lacustrine carbonate rock is hydrocarbon source rock and reservoir rock. By the end of 2012, a total of 63 oil and gas fields of lacustrine carbonate rock have been proven in Sichuan Basin, Bohai Bay Basin and Qaidam Basin since the discovery was made in Sichuan Basin in 1956. The proven oil in place reached 5.97×108t. Development and distribution of China’s onshore lacustrine carbonate rock is controlled by a number of factors, such as structural background, paleo-climate, sedimentary source recharge and marine invasion, with development of two main types of lacustrine carbonate rock – reef and complex lithology. Generally speaking, the petrophysical properties of reservoirs are poor, except for reef reservoirs. They are typical compact oil reservoirs. Reservoirs of lacustrine carbonate rock are often interbedded with hydrocarbon source rock and have good conditions for hydrocarbon accumulations. Hydrocarbon abundance is controlled by sedimentary facies, fracture development and structural location. It is difficult to predict the sweet spot. Compact oil reservoirs mainly composed of lacustrine carbonate rock are extensive distributed in China with a great potential for resources. Assessment indicates that the distributed area exceeds 10×104km2 while the amount of geological resources is 57×108t, showing a promising prospect for exploration and development. Key words: lacustrine carbonate rock, geological characteristics, controlling factors, compact oil, potential for resources

湖相碳酸鹽巖是指在內(nèi)陸湖泊盆地中形成的碳 酸鹽巖，包括淡水湖盆碳酸鹽巖、半咸水—咸水湖盆 碳酸鹽巖和鹽湖中的碳酸鹽巖 [1]，中國古生代、中—

新生代陸相湖盆廣泛發(fā)育湖相碳酸鹽巖，勘探實踐證 實具生油和儲油能力。中國湖相碳酸鹽巖勘探始于 1956 年四川盆地川中石油會戰(zhàn)，發(fā)現(xiàn)了侏羅系自流

基金項目：國家科技重大專項“我國油氣資源分布富集規(guī)律與大油氣田勘探方向”（2011ZX05043-001）；中國石油天然氣股份有限公司 重大專項“中國石油致密油成藏條件與關(guān)鍵配套技術(shù)攻關(guān)”（101013kt1009）。 第一作者簡介：閆偉鵬（1976-），男，河北高碑店人，博士，2005 年畢業(yè)于中國地質(zhì)大學(xué)（北京）, 高級工程師，主要從事油氣勘探規(guī) 劃部署與勘探領(lǐng)域評價研究工作。地址：北京市海淀區(qū)學(xué)院路 20 號中國石油勘探開發(fā)研究院資源規(guī)劃所，郵政編碼：100083。 E-mail：yanwp@petrochina.com.cn 收稿日期：2014-04-23；修改日期：2014-05-16

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中 國 石 油 勘 探

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井組大安寨段介殼灰?guī)r油藏，但直到 1966 年在柴達(dá) 木盆地的茫崖坳陷和渤海灣盆地的黃驊坳陷首次提交 探明石油地質(zhì)儲量 3558×104t， 至 2012 年底， 在四川、 渤海灣、柴達(dá)木等盆地累計探明湖相碳酸鹽巖油氣田 63 個，探明石油地質(zhì)儲量 5.97×108t。 從已獲探明儲量的盆地分布來看，渤海灣盆地 探明儲量最多，其次是四川和柴達(dá)木盆地（圖 1）。 總體而言，湖相碳酸鹽巖油氣發(fā)現(xiàn)高峰期在 20 世紀(jì) 七八十年代（圖 2），此后勘探中雖然也提交了探明 石油地質(zhì)儲量，但是多作為兼探層對待，并未作為主 要增儲領(lǐng)域。隨著近年來對致密油的勘探開發(fā)探索取 得新進(jìn)展，湖相碳酸鹽巖也作為一類典型的致密油儲 層得到石油地質(zhì)工作者的重視，并且已在渤海灣盆地 的遼河坳陷、 濟(jì)陽坳陷， 準(zhǔn)噶爾盆地的吉木薩爾凹陷、 瑪湖凹陷等地區(qū)獲得多個新發(fā)現(xiàn)，形成了規(guī)模儲量接

替區(qū) [2～10]。但湖相碳酸鹽巖儲層“甜點”分布預(yù)測難、 成藏條件復(fù)雜等問題影響了勘探開發(fā)進(jìn)程，需要深入 研究湖相碳酸鹽巖的形成與分布、成藏富集規(guī)律等地 質(zhì)特征，明確其勘探潛力與方向，以期為針對性勘探 開發(fā)部署提供地質(zhì)依據(jù)。

圖 1　中國陸上湖相碳酸鹽巖累計探明石油地質(zhì)儲量分布 Fig.1 Distribution of accumulated proven geological oil reserves of China’s onshore lacustrine carbonate rock

圖 2　中國湖相碳酸鹽巖歷年新增探明石油地質(zhì)儲量分布 Fig.2 Distribution of newly additional proven geological oil reserves of China’s lacustrine carbonate rock in past years

古凸起部位，發(fā)育前陸型半封閉咸水湖盆湖相碳酸鹽 與碎屑巖混合沉積。如準(zhǔn)噶爾盆地二疊系風(fēng)城組、蘆 湖相碳酸鹽巖在中國古生代、中—新生代陸相沉 草溝組、平地泉組，以及三塘湖盆地二疊系蘆草溝組 積盆地廣泛發(fā)育， 垂向上主要分布在二疊系、 三疊系、 砂屑白云巖、白云質(zhì)砂巖等，多與泥灰?guī)r、泥頁巖互 侏羅系、白堊系、古近系和新近系，平面上在中國大 層，湖水鹽度較高，熱液白云巖化作用明顯，碳酸鹽 地構(gòu)造區(qū)域與沉積盆地分布的背景下， 形成類型多樣、 巖單層與累計厚度變化較大，分布面積較廣，但連續(xù) 巖性復(fù)雜、各具特征的湖相碳酸鹽巖沉積。這種特點 性較差 [12]。 的形成主要有海陸變遷、構(gòu)造演化、氣候帶的展布與 三疊紀(jì)中晚期，印支運動引起中國南方大規(guī)模海 變化、生物的進(jìn)化及其對湖泊的適應(yīng)等四方面原因， 退，使中國大部分處于大陸環(huán)境。從侏羅紀(jì)起，“南 其中起決定性作用的是海陸變遷和構(gòu)造演化 [8，11]。 海北陸”狀態(tài)基本結(jié)束，華南、華北聯(lián)成一片 [13]。 中國湖相碳酸鹽巖開始發(fā)育的二疊紀(jì)，正是海西 處于與古亞洲洋、太平洋與特提斯構(gòu)造域結(jié)合部的松 構(gòu)造運動晚期， 海水從中國北方退出， 形成著名的 “南 遼、四川等盆地，在繼承性陸塊基底之上發(fā)育大型侏 海北陸”。此時準(zhǔn)噶爾、三塘湖等盆地處于晚古生代 羅紀(jì)、白堊紀(jì)坳陷沉積盆地，湖盆大面積穩(wěn)定分布， 前陸盆地與新生代再生前陸盆地發(fā)育期，在擠壓構(gòu)造 形成坳陷型淡水湖盆碳酸鹽巖沉積，如四川盆地侏羅 環(huán)境下，前陸坳陷發(fā)育鼎盛期近凹陷半深湖—深湖相 系大安寨組介殼灰?guī)r、松遼盆地白堊系青山口組生物

1 湖相碳酸鹽巖形成及分布

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灰?guī)r等。四川盆地下侏羅統(tǒng)湖相碳酸鹽巖碳、氧同位 素分析表明，早侏羅世該區(qū)湖泊為開放型淡水湖泊， 在濱—淺湖、半深湖相的繼承性隆起斜坡區(qū)內(nèi)發(fā)育介 屑灘與湖灣滯流碳酸鹽巖坪，垂向發(fā)育層段較少，單 層厚度薄，累計厚度 10～20m，一般不到總厚度的 10%，但分布面積廣，可達(dá)上萬平方千米。 古近紀(jì)時期是中國湖相碳酸鹽巖發(fā)育的全盛時 期，除了中國大陸的廣闊穩(wěn)定外，主要是因為全球海 平面的最后一次高值，使中國境內(nèi)湖沼縱橫，生物繁 榮和 4 種氣候帶橫貫中國，帶來發(fā)育湖相化學(xué)和生物 化學(xué)沉積的有利條件。渤海灣、蘇北、百色等盆地處 于太平洋構(gòu)造域被動大陸陸緣，形成斷陷咸水湖盆中 央臺地碳酸鹽巖沉積，如渤海灣盆地古近系湖相生物 灰?guī)r、泥灰?guī)r、白云巖，蘇北盆地鮞灰?guī)r、殼屑灰?guī)r， 百色盆地顆�；�?guī)r等。渤海灣盆地古近系湖相碳酸鹽 巖碳、氧同位素特征研究表明，該時期生油湖泊為封 閉型咸水或半咸水湖， 斷陷發(fā)育期及海侵波及沉積期， 在濱湖與淺湖相的古構(gòu)造斜坡區(qū)發(fā)育白云巖、 泥灰?guī)r、 生物礁（灘）等湖灘型湖相碳酸鹽巖，單層厚度不大， 層數(shù)多，累計厚度可達(dá) 100m，分布連續(xù)性較差，范 圍局限。而柴達(dá)木、南襄、江漢等盆地則形成內(nèi)陸封 閉咸化湖相碳酸鹽巖沉積，如柴達(dá)木盆地藻灰?guī)r、南 襄盆地泌陽凹陷白云巖、江漢盆地鮞灰?guī)r等 [11，14]。

2.1 生物礁類儲層 此類儲層物性好、累計厚度較大，油氣產(chǎn)量高， 但分布局限，非均質(zhì)性強(qiáng)，含油面積小。中國已發(fā)現(xiàn) 的生物礁油氣儲層主要分布在渤海灣盆地和柴達(dá)木盆 地的古近系及新近系， 如渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷平方王、 義和莊，柴達(dá)木盆地西部的躍進(jìn)、尕斯庫勒、南翼山 等地區(qū)均發(fā)育生物礁儲層，多形成于湖泊發(fā)育的咸水 至半咸水階段，清水區(qū)的水下臺地（低隆起）邊緣及 斜坡上部。 渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷東營凹陷沙四段平方王湖 相生物礁形成于臨近深水區(qū)的水下平緩隆起頂部， 為遠(yuǎn)離物源區(qū)的清水咸化澙湖沉積環(huán)境，水深一般在 10m 以內(nèi)，造礁生物主要為適應(yīng) 澙 湖環(huán)境的多毛類 龍介蟲和藻類中的中國枝管藻。該礁體發(fā)育有關(guān)相帶 的面積達(dá) 100km2，自 1967 年發(fā)現(xiàn)以來，先后打出 5 口日產(chǎn)超千噸的油井，是中國發(fā)現(xiàn)的第一個生物礁油 氣田，已探明含油面積約 30km2，探明石油地質(zhì)儲量 近 6000×104t。礁體及鄰區(qū)可分為 6 個微相：礁核、 礁前、礁緣、礁后、礁前湖泊及礁后湖泊。礁體儲油 性很好，以礁核相最佳，平均孔隙度為 37.9％，最 高可達(dá) 42.5％，滲透率一般為 100～380mD。原生孔 隙及次生孔隙都較發(fā)育，骨架孔隙及生物體腔孔隙是 最有效的儲集空間。礁前相的儲集性僅次于礁核相， 平均孔隙度為 36.7％，滲透率為 10～100mD。即使 儲集性相對較差的礁后相，孔隙度也達(dá) 20％，滲透 率為 5～10mD（表 1）。湖相藻礁是復(fù)式礁體，單個 礁體的規(guī)模不大，一般厚度在 0.5～4.0m，最大約 11m，但縱向上鄰相帶交互疊加，使儲集體厚度增大， 最大殘余厚度 45.5m，有利于藻礁油氣藏富集高產(chǎn)； 橫向上巖性變化很大，300m 左右井距不能進(jìn)行巖性 對比，巖性、巖相具有明顯的過渡 [14,17]。從已發(fā)現(xiàn)的 湖相生物礁油藏來看，分布面積普遍較小，絕大多數(shù) 以小面積孤立的長垣狀分布在濱淺湖區(qū)的水下隆起或 寬緩斜坡的岸線周邊，儲層厚度相對較大，向油藏周 緣厚度減薄或發(fā)生相變。該類湖相碳酸鹽巖儲層分布 局限且孤立，難以形成大面積連片規(guī)模富集區(qū)，且儲 層預(yù)測難度大，因此，在油氣勘探中宜作為常規(guī)油氣 資源進(jìn)行專探或兼探。 2.2 復(fù)雜巖類儲層 此類儲層物性差，厚度差異大，油氣產(chǎn)量不一， 多需要改造才能獲得工業(yè)產(chǎn)能，但分布面積較大，可

2 湖相碳酸鹽巖儲層類型及特征
湖相碳酸鹽巖以盆內(nèi)和近源沉積物為主，其結(jié)構(gòu) 和成因的基本特征隨沉積環(huán)境的變化而異。國內(nèi)一些 學(xué)者結(jié)合中國湖相碳酸鹽巖的形成條件和特點，針對 不同地區(qū)或不同的工作目的，以巖石成因、顆粒類型、 顆粒含量、顆粒與基質(zhì)的比例等為分類標(biāo)準(zhǔn)，對湖相碳 酸鹽巖進(jìn)行了分類，其中以張國棟、杜韞華、王英華等 人的分類為代表，是目前國內(nèi)比較適用和成熟的分類方 案 [14～16]，有許多相關(guān)文獻(xiàn)可供參考，本文不再贅述， 本文重點對湖相碳酸鹽巖儲層特征進(jìn)行分析探討。 目前中國陸上已獲得油氣發(fā)現(xiàn)的湖相碳酸鹽巖儲 層主要分布在 12 個盆地，從儲層巖性來看，湖相石 灰?guī)r、白云巖均有分布，石油探明地質(zhì)儲量中以石灰 巖儲層為主，石灰?guī)r占 76.7%，白云巖占 13.5%，生 物礁占 9.8%。從儲層物性來看，湖相碳酸鹽巖儲層 可以分為兩類，一類是以藻礁為主的生物礁，包括藻 礁、藻礁丘及藻生物層等生物礁類儲層；另一類是除 湖相生物礁之外的湖相石灰?guī)r、白云巖與混合巖等復(fù) 雜巖類儲層。

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以形成規(guī)模油氣儲量區(qū)。中國已發(fā)現(xiàn)的該類儲層在獲 得油氣發(fā)現(xiàn)的 12 個盆地均有分布，如渤海灣盆地歧 口凹陷西南緣沙一下段，四川盆地侏羅系自流井組大 安寨段，準(zhǔn)噶爾盆地二疊系風(fēng)城組、蘆草溝組，在湖

泊發(fā)育的淡水、半咸水—咸水階段均可形成，主要分 布在寬緩斜坡區(qū)，凹陷區(qū)也發(fā)育湖相白云巖、石灰?guī)r 與油頁巖、泥巖夾層（表 1）。目前，以致密油勘探 思路進(jìn)行探索的湖相碳酸鹽巖儲層主要針對此類儲層。

表 1　中國陸上主要盆地湖相碳酸鹽巖儲層特征表 Table 1 Characteristics of lacustrine carbonate rock reservoirs in China’s main onshore basins
盆地 典型實例 歧口凹陷 王徐莊 歧口凹陷 西南緣 渤海灣 東營凹陷 平方王 東營凹陷 東南斜坡 遼河西部 凹陷雷家 束鹿凹陷 四川 柴達(dá)木 川中地區(qū) 紅柳泉— 躍進(jìn)地區(qū) 吉木薩爾 凹陷 瑪湖凹陷 酒泉 蘇北 江漢 百色 松遼 青西凹陷 金湖凹陷 西斜坡 潛江凹陷 田東凹陷 那坤地區(qū) 泰康地區(qū) 層位 古近系 沙一下段 古近系 沙一下段 古近系 沙四上段 古近系 沙四上段 古近系 沙四段 古近系 沙三下段 主要巖性 生物灘鮞�；�?guī)r 白云巖、石灰?guī)r 生物礁藻灰?guī)r、白云巖 白云巖、泥灰?guī)r 泥晶白云巖、顆�；�?guī)r 泥灰?guī)r、 礫巖 面積 埋深（m） 厚度（m） 孔隙度 （%） 滲透率（mD） （km2） 50 1200 100 500 190 300 2050～2900 2000～3150 1400～1600 3000～5000 1600～2700 3100～4300 2300～2800 1200～4500 3100～4300 4100～5350 4100～4300 1000～3000 1000～2400 1500～2600 800～1500 1000～1500 5～10 0.5～5 2～11 0.5～4 0.5～10 5～40 0.3～2 5～10 1～27 5～60 1～7 2～10 3～12 1～8 0.5～5 0.3～2 8～25 2～16 20～42.5 8～20 4～20 0.5～3 0.5～3 10～211 0.14～10 5～380 0.1～30 0.1～10 0.01～4 0.01～1 主要儲集 空間 生物體腔孔、溶蝕 孔、 裂縫 溶蝕孔、 裂縫 骨架孔隙 鑄模孔、 溶孔 粒間孔、溶蝕孔、 裂縫 溶蝕孔、裂縫、有機(jī) 質(zhì)孔 粒內(nèi)孔、溶蝕孔縫、 構(gòu)造縫 晶間孔、 溶孔 溶蝕孔洞、溶縫 溶蝕孔洞、裂縫 裂縫、溶孔 溶蝕孔洞、裂縫 粒間溶孔、裂縫 晶間孔、溶孔、裂 縫 溶孔、鑄�？住⒘� 縫 溶孔、裂縫 粒間孔、微孔、裂 縫 溶蝕孔洞、裂縫 溶蝕孔洞、裂縫

準(zhǔn)噶爾

侏羅系 自流井組 介殼灰?guī)r 1.5 萬 大安寨段 古近系下干 石灰?guī)r、白云巖，少量 1200 柴溝組上段 藻灰?guī)r 二疊系 白云質(zhì)粉細(xì)砂巖、砂屑 1000 蘆草溝組 白云巖 二疊系 云質(zhì)巖 3000 風(fēng)城組 下白堊統(tǒng) 泥云巖 200 下溝組 古近系 生物灰?guī)r、泥灰?guī)r 1000 阜寧組二段 鮞狀灰?guī)r 古近系 1150 潛江組 泥質(zhì)白云巖 古近系 那讀組三段 下白堊統(tǒng) 青山口組 二、三段 下白堊統(tǒng) 騰格爾組 一下段 二疊系 蘆草溝組 古近系 核桃園組 石灰?guī)r 介形蟲灰?guī)r 50 100

3～7（藻灰 0.1～10（藻 巖 19～35） 灰?guī)r6～438） 6～16 1～15 4.3～4.9 3～30 10.4～36.8 7.2～19.9 5～25 5～24 0.01～1 0.014～40 0.05～5 0.1～70 0.21～828 0.06～5.58 0.05～5 0.01～1

二連 三塘湖 南襄

阿南凹陷 馬朗凹陷 泌陽凹陷

泥質(zhì)白云巖 泥質(zhì)白云巖、石灰?guī)r 白云巖

200 1000 80

1500～2200 2100～3500 1600～2600

5～20 4～20 0.5～4

0.5～14 2～16 5～8

0.01～0.5 0.01～1 0.1～1

準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組、瑪湖 凹陷風(fēng)城組致密儲層形成于殘留海封閉后的咸化湖盆 沉積環(huán)境，為受機(jī)械沉積作用和化學(xué)沉積作用混合沉 積的陸源碎屑巖與碳酸鹽巖，發(fā)育鹽類及堿性礦物富 集層，如蘇打石、碳酸鈉、碳酸鈣等可溶鹽類堿性礦 物，證實沉積時處于咸化的堿性沉積環(huán)境。吉木薩爾 凹陷蘆草溝組儲層分布穩(wěn)定，分布面積約 1000km2， 二疊系致密湖相云質(zhì)巖沉積時，水動力條件普遍較

弱，巖石中碎屑粒徑普遍較小，多為泥、粉細(xì)砂級， 由于受準(zhǔn)同生調(diào)整白云石化等作用影響，巖石中普遍 發(fā)育泥晶—微晶白云石。蘆草溝組儲層巖性復(fù)雜、變 化快，巖石多為由粉細(xì)砂、泥質(zhì)、云質(zhì)組成的混積巖， 以云質(zhì)砂巖、砂質(zhì)云巖為主，見有泥晶白云石與中粗 砂、礫石混積，近凹陷中心云質(zhì)含量增加。儲層厚度 3～5m，最大單層厚度 27m，累計厚度 8～70m，孔隙 度主要在 7%～19% 之間，滲透率多小于 0.1mD。儲

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閆偉鵬等：中國陸上湖相碳酸鹽巖地質(zhì)特征及勘探潛力

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集空間類型多，主要發(fā)育裂縫—孔隙型、粒間孔隙及 溶孔型、晶間孔隙型 3 類儲層，為石英、白云石、長 石等細(xì)小礦物晶間孔、晶間溶孔、顆粒溶孔、粒內(nèi)溶 孔及構(gòu)造縫、溶蝕縫、成巖縫等 [12，18，19]。 四川盆地川中侏羅系自流井組大安寨段介殼灰 巖儲層形成于早侏羅世中期大型內(nèi)陸淡水湖泊發(fā)育時 期，為累計厚度達(dá) 100 余米的生物灰?guī)r及頁巖沉積。 大安寨一段和三段沉積時期，湖盆平緩，水域?qū)拸V， 富有機(jī)質(zhì)生物繁盛，發(fā)育以泥質(zhì)介殼灰?guī)r或含泥質(zhì)介 殼灰?guī)r為主夾薄層黑色頁巖的碳酸鹽巖致密儲層；大 安寨二段沉積時期水體較深，沉積了一套厚層黑色頁 巖夾薄層泥質(zhì)介殼灰?guī)r的巖性組合，是主力烴源巖層 段。介殼灰?guī)r儲層厚度在 0.3～1.2m 之間，平均單 層厚度小于 1.0m，累計厚度 8～28m，基質(zhì)孔隙度 一般在 1％～2％之間，滲透率一般 0.1～0.3mD。儲 集空間主要為溶蝕孔洞、溶蝕微孔、微裂縫和構(gòu)造裂 縫，原生孔很少。巖心觀察普遍發(fā)育構(gòu)造微裂縫和高 角度縫，縫寬一般小于 2mm，局部縫密度可達(dá) 20 余 條 /m，有效提高了儲層滲流能力。 渤海灣盆地歧口凹陷西南緣沙一下段為古近紀(jì) 湖盆最大擴(kuò)張期沉積，“暖、清、淺”的寬緩湖灣背 景下區(qū)域性發(fā)育湖相碳酸鹽巖沉積，主要發(fā)育生屑灰 巖類和白云巖類，白云巖類主要包括白云巖及其過渡 巖性，呈區(qū)域性穩(wěn)定分布，面積約 1200km2。水上古 隆起周緣為高能環(huán)境，發(fā)育粒屑灘沉積；局限洼地及 斜坡區(qū)屬低能環(huán)境，大面積發(fā)育云質(zhì)洼地及灰云坪， 為白云巖主要分布區(qū)域。儲層巖性復(fù)雜，Cheng54x1 井 巖 心 分 析 顯 示 85m 井 段 內(nèi) 發(fā) 育 白 云 巖、 云 質(zhì) 灰 巖、砂質(zhì)云巖、泥頁巖 4 種巖性，呈薄互層分布，單 層厚度平均 2.5m，最薄小于 0.5m，最厚 11.2m， 以 3m 以內(nèi)為多，單井累計厚度一般大于 5m，最大 25m。孔隙度 2%～16%，滲透率 1mD 左右。儲集空 間主要為晶間或粒間孔、溶孔及裂縫等，巖心、薄片 觀察顯示白云巖儲層裂縫非常發(fā)育，宏觀裂縫長度 50～140mm，寬度 0.2～0.5mm，有水平、垂直及高 角度斜交縫，呈開啟—半開啟狀態(tài)；微裂縫多期交錯 發(fā)育，局部被方解石充填 [20～24]。 總體而言，此類湖相碳酸鹽巖儲層基質(zhì)孔隙度 多小于 15%，滲透率小于 1mD，屬低—特低孔、特 低滲致密儲層，儲集空間主要包括原生孔隙、次生孔 隙、溶蝕孔洞和裂縫，以裂縫—孔隙雙重介質(zhì)為主要 特征，裂縫可有效提高油氣運移和儲集能力。歧口凹 陷 Cheng42 井區(qū)湖相白云巖儲層裂縫占總孔隙體積

的 69%。四川大安寨段介屑灰?guī)r儲層在裂縫發(fā)育部位 孔隙度可達(dá) 4.7％，鉆井過程中常發(fā)生大噴大漏，有 縫樣與無縫樣對比分析結(jié)果表明，雖然孔隙度增長幅 度不大，但滲透率卻成百上千的增長，反映裂縫的存 在對儲層滲透率起到了極大的改善作用。酒泉盆地青 西坳陷下溝組泥灰?guī)r基質(zhì)孔隙度小于 8％，滲透率小 于 0.5mD，而有裂縫的樣品孔隙度可達(dá) 20％，滲透 率可達(dá) 100mD 以上，裂縫是主要的滲流通道和重要 的儲集空間。

3 湖相碳酸鹽巖成藏條件及主控因素
3.1 成藏條件 湖相碳酸鹽巖致密儲層垂向多與烴源巖發(fā)育在同 一層位，或與烴源巖互層分布，油源條件和源儲配置 關(guān)系好，表現(xiàn)為源儲一體、近源成藏、縱向上整體含 油特征（圖 3）。如渤海灣盆地湖相碳酸鹽巖集中發(fā) 育的沙一段、沙二段、沙三段，準(zhǔn)噶爾盆地的風(fēng)城組、 蘆草溝組，四川盆地的大安寨段，也是主力泥質(zhì)烴源 巖和具有生烴能力的油頁巖、泥灰?guī)r發(fā)育的層段，這 既有利于油氣近源充注，又有利于封蓋，形成自生自 儲油氣藏。目前已發(fā)現(xiàn)的湖相碳酸鹽巖油氣藏總體屬 于常溫（74～80℃）、高壓（原始地層壓力系數(shù)一般 在 1.2～1.8 之間）、構(gòu)造—巖性復(fù)合圈閉、薄層狀、 中—低豐度裂縫性油氣藏。 3.2 主控因素 油氣富集高產(chǎn)主要受沉積相、儲層厚度、裂縫發(fā) 育和構(gòu)造位置等多因素控制。湖相碳酸鹽巖儲層試油 產(chǎn)量差別較大，有的日產(chǎn)可達(dá)千噸以上，如濟(jì)陽坳陷 1967 年發(fā)現(xiàn)的平方王生物礁油田，已有 5 口日產(chǎn)超 千噸的油井；有的需要壓裂改造才獲得工業(yè)產(chǎn)能，如 歧口凹陷白云巖油層酸壓后效果明顯，試油產(chǎn)量可提 高幾十到上百倍。 統(tǒng)計表明，儲層越厚含油氣性越好。歧北斜坡 全部工業(yè)油流井和 80.9% 油氣顯示井集中在白云巖 10m 等值線以內(nèi)。四川閬中地區(qū)有近百口井打穿大安 寨一段石灰?guī)r，，但高產(chǎn)井儲層多為質(zhì)純、厚度大（大 于 15m）的石灰?guī)r，而儲層中頁巖夾層多，泥質(zhì)含量 高的井， 盡管裂縫也十分發(fā)育， 但并沒有獲得工業(yè)產(chǎn)能。 準(zhǔn)噶爾盆地風(fēng)城組云質(zhì)巖發(fā)育的有利相帶與斷裂 發(fā)育帶疊合區(qū)儲層物性好、產(chǎn)量高，位于烏南斷裂帶 的 FC1、FN5 井區(qū)是風(fēng)城組云質(zhì)巖沉積中心，儲層

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中 國 石 油 勘 探

2014 年　第 19 卷

圖３　中國典型陸相湖盆儲蓋組合 Fig.3 Typical continental lake basin reservoir-cap assemblage in China

厚度大（風(fēng)一段油層 55.2m），裂縫發(fā)育，試油日產(chǎn) 5 結(jié)論 量 110～236t；而南部云質(zhì)巖沉積邊緣 BQ1 井儲層變 �。L(fēng)一段含油層 10m），巖性致密，裂縫不太發(fā)育， （1）我國陸上湖相碳酸鹽巖領(lǐng)域歷經(jīng) 50 多年勘 試油日產(chǎn)量僅為 1.03t。 探，雖然已在多個盆地獲得探明石油地質(zhì)儲量，但占 比偏低，且探明儲量的面積較小，豐度較低，常規(guī)技 4 湖相碳酸鹽巖勘探潛力 術(shù)難以有效開發(fā)動用。隨著致密油勘探理念、思路、 我國湖相碳酸鹽巖分布范圍廣，資源潛力大， 技術(shù)的探索、推廣與實踐，作為一類重要的致密油儲 具有廣闊的勘探開發(fā)前景。據(jù)初廣震統(tǒng)計，全國湖 層， 相信我國湖相碳酸鹽巖油氣勘探會迎來新的春天。 8 相碳酸鹽巖油氣地質(zhì)資源量約 45×10 t 油當(dāng)量，探 （2）我國陸上湖相碳酸鹽巖儲層類型多、巖性 [25] 明率僅為 14% 。鄒才能等評價我國陸上主要盆地 復(fù)雜、物性差、成藏條件好，油氣富集高產(chǎn)主控因素 致 密 油 分 布 面 積 約 50×104km2， 地 質(zhì) 資 源 量 約 為 多，需要進(jìn)一步加強(qiáng)基礎(chǔ)地質(zhì)研究，細(xì)化分類，明確 120×108t，其中以湖相碳酸鹽巖為主要儲層的致密 成藏主控因素和高產(chǎn)富集區(qū)，指導(dǎo)勘探部署。 油分布面積 10×104km2 以上，地質(zhì)資源量 57×108t （3） 我國陸上湖相碳酸鹽巖分布廣、 資源潛力大， 以 上 [26]。 如 四 川 盆 地 侏 羅 系 介 殼 灰 巖、 粉 細(xì) 砂 巖 勘探開發(fā)前景好，但甜點分布范圍與海相碳酸鹽巖相 分 布 面 積（4～10）×104km2， 致 密 油 地 質(zhì) 資 源 量 比面積小、預(yù)測難度大，需要進(jìn)一步加強(qiáng)地震儲層預(yù) （15.2～18）×108t；準(zhǔn)噶爾盆地二疊系云質(zhì)粉砂 測、測井評價及儲層改造技術(shù)攻關(guān)，實現(xiàn)該領(lǐng)域油氣 巖、 粉 砂 質(zhì) 白 云 巖 分 布 面 積（3～5）×104km2， 的效益勘探開發(fā)。 致 密 油 地 質(zhì) 資 源 量（15～20）×108t； 渤 海 灣 盆 參考文獻(xiàn) 地沙河 街 組 白 云 巖 、 石 灰 巖 、 粉 細(xì) 砂 巖 分 布 面 積 （ 5 ～ 1 0 ） × 1 0 4 k m 2 ， 致 密 油 地 質(zhì) 資 源 量 [1] 夏青松，田景春，倪新鋒 . 湖相碳酸鹽巖研究現(xiàn)狀及意義 [J]. 沉積與 特提斯地質(zhì)，2003,23(1):105-112. （20.5～25.4）×108t；柴達(dá)木盆地古近系—新 近 Xia Qingsong, Tian Jingchun, Ni Xinfeng. Lacustrine carbonate rocks in China: An overview [J]. Sedmentary Geology and 系 泥 灰 巖、 藻 灰 巖、 粉 砂 巖 分 布 面 積（ 1～3） Tethyan Geology, 2003,23(1):105-112. ×104km2，致密油地質(zhì)資源量（3.6～4.4）×108t。 [2] 趙政璋，杜金虎，等 . 致密油氣 [M]. 北京：石油工業(yè)出版社，2012.

第4期

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