海相低勘探程度地区油气资源评价:以柴达木盆地德令哈坳陷石炭系为例

doi:10.13745/j.esf.sf.2020.5.27

地学前缘 ›› 2021, Vol. 28 ›› Issue (1): 295-307.DOI: 10.13745/j.esf.sf.2020.5.27

海相低勘探程度地区油气资源评价:以柴达木盆地德令哈坳陷石炭系为例

刘成林¹^,²(), 张禹¹^,²^,³, 杨晟颢¹^,², 李宗星⁴, 田继先⁵, 彭博⁴, 马寅生⁴, 杨元元⁴, 孔骅⁵

1. 中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室, 北京 102249
2. 中国石油大学(北京) 地球科学学院, 北京 102249
3. 中国石油长庆油田采油三厂, 宁夏银川 750000
4. 中国地质科学院地质力学研究所, 北京 100081
5. 中国石油勘探开发研究院, 北京 100083

收稿日期:2019-12-05 修回日期:2020-05-19 出版日期:2021-01-25 发布日期:2021-01-28
作者简介:刘成林(1970—),男,教授,博士生导师,主要研究方向为油气地球化学与资源评价、非常规油气地质。E-mail: liucl@cup.edu.cn
基金资助:
国家自然科学基金项目(41572099);国家自然科学基金项目(41872127);中国地质调查局地质调查项目(1212011120964)

Marine frontier basin petroleum resources assessment: A case study of the Carboniferous of the Delingha Depression, Qaidam Basin

LIU Chenglin¹^,²(), ZHANG Yu¹^,²^,³, YANG Shenghao¹^,², LI Zongxing⁴, TIAN Jixian⁵, PENG Bo⁴, MA Yinsheng⁴, YANG Yuanyuan⁴, KONG Hua⁵

1. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting, China University of Petroleum(Beijing), Beijing 102249, China
2. College of Geosciences, China University of Petroleum(Beijing), Beijing 102249, China
3. No.3 Oil Production Plant, Changqing Oilfield of PetroChina, Yinchuan 750000, China
4. Institute of Geomechanics, Chinese Academy of Geological Sciences, Beijing 100081, China
5. Research Institute of Petroleum Exploration & Development, PetroChina, Beijing 100083, China

Received:2019-12-05 Revised:2020-05-19 Online:2021-01-25 Published:2021-01-28

摘要/Abstract

摘要：

海相低勘探程度地区油气资源评价的难点是资料少、地质认识程度低、主要参数获取难度大,影响评价结果可信性。以柴达木盆地德令哈坳陷石炭系为例,系统评价德令哈坳陷石炭系生储盖条件,油气资源评价选用盆地模拟法与类比法相结合方法,关键参数的确定采用了地球物理、地球化学与石油地质学等多种方法,利用油气运移聚集模拟和不同运聚单元资源量计算结果划分有利勘探区带,充分发挥不同方法的特点。评价结果表明:柴达木盆地德令哈坳陷上石炭统发育有泥岩、碳质泥岩、煤和泥灰岩等4类烃源岩,下石炭统发育泥岩和泥灰岩等2类烃源岩;上石炭统烃源岩有机质丰度较高,克鲁克组多数泥岩、碳质泥岩、煤和泥灰岩TOC含量分别为大于1.0%、6.0%~10.0%、大于60%、大于0.3%,有机质类型主要为Ⅱ和Ⅲ型,少量的Ⅰ型,成熟度均已达到成熟,具有较好的生烃潜力;石炭系发育碎屑岩储层和碳酸盐岩储层,并发育有多套盖层,生储盖组合类型有自生自储自盖式、下生上储上盖式和上生下储上盖式,石油地质条件总体较好;石炭系主要生烃时期为石炭纪晚期—三叠纪中期,生烃高峰时期为二叠纪中期—三叠纪中期;德令哈坳陷石炭系的油气资源量达到3.83×10⁸ t(油当量),石油资源量为1.63×10⁸ t,天然气资源量为2 760.21×10⁸ m³,油气主要分布于欧南凹陷和欧龙布鲁克凸起两个构造单元。

关键词: 德令哈坳陷, 石炭系, 烃源岩, 盆地模拟, 资源评价

Abstract:

Petroleum resources assessment for the marine frontier areas must face the challenges of few geologic data, low level of knowledge, and difficult parameter acquisition, which affect the credibility of petroleum resource assessment results. In this case study, we evaluated the Carboniferous of the Delingha Depression, Qaidam Basin using multiple methods, including resources assessment by basin modeling and analogous comparison and key parameter determination by geophysical, geochemical and petroleum geological analyses. Taking into account the source-reservoir-caprock association, we delineated the favorable exploration zones through simulation of hydrocarbon migration/accumulation and calculation of petroleum resources in different zones. There are four types of source rocks, mudstone, carbonaceous mudstone, coal and marl, in the upper Carboniferus, and two types of source rocks, mudstone and marl, in the Lower Carboniferous. In the Crook Formation, the upper Carboniferous source rocks have higher organic matter abundances, with the total organic (TOC) contents equaling >1.0%, 6.0%-10.0%, >60% and >0.3% in most mudstone, carbonaceous mudstone, coal and marl, respectively. The main types of organic matters are types II and III, with a small amount of type I. Most hydrocarbon rocks are mature and high mature. Clastic and carbonate reservoirs are developed in the Carboniferous strata into three sets of regional caprocks and five sets of local caprocks with varying forms of source-reservoir-caprock associations, including self source-self reservoir-self cap, lower source-upper reservoir and upper cap, and upper source-lower reservoir-upper cap. The hydrocarbon generation period of the Carboniferous was mainly from the Late Carboniferous to Middle Triassic, and the hydrocarbon generation peak moment was from the Middle Permian to Middle Triassic, when the basic geological conditions for petroleum formation were generally favorable. The Carboniferous of the eastern Qaidan Basin possesses 0.38 billion of petroleum, 0.16 billion tones of oil and 276 billion cubic meters of gas resources, with petroleum resources mainly distributing in the Ounan Sag and Oulongbuluke Uplift.

Key words: Delingha Depression, Carboniferous, hydrocarbon source rock, basin modeling, resource assessment

中图分类号:

P618.13

刘成林, 张禹, 杨晟颢, 李宗星, 田继先, 彭博, 马寅生, 杨元元, 孔骅. 海相低勘探程度地区油气资源评价:以柴达木盆地德令哈坳陷石炭系为例[J]. 地学前缘, 2021, 28(1): 295-307.

LIU Chenglin, ZHANG Yu, YANG Shenghao, LI Zongxing, TIAN Jixian, PENG Bo, MA Yinsheng, YANG Yuanyuan, KONG Hua. Marine frontier basin petroleum resources assessment: A case study of the Carboniferous of the Delingha Depression, Qaidam Basin[J]. Earth Science Frontiers, 2021, 28(1): 295-307.

图/表 21

图1 柴达木盆地德令哈坳陷构造单元划分图(据文献[15,16]修改)

Fig.1 Structural unit division of the Delingha Depression in the Qaidam Basin. Modified from [15,16].

图2 柴达木盆地德令哈坳陷地层综合柱状和油气生储盖组合图(据文献[17]修改)

Fig.2 Comprehensive stratigraphic column of and oil and gas source-reservoir-cap assemblages in the Delingha Depression, Qaidam Basin. Modified from [17].

表1 柴达木盆地德令哈坳陷石炭系烃源岩厚度统计表

Table 1 Thickness statistics for the Carboniferous hydrocarbon source rocks in the Delingha Depression, Qaidam Basin

地层	岩性	烃源岩厚度/m
扎布萨尕秀组	泥灰岩	62
	泥岩	24
	碳质泥岩	14
	煤	3
克鲁克组	泥灰岩	51
	泥岩	125
	碳质泥岩	17
	煤	2.8
怀头他拉组	泥灰岩	84
怀头他拉组	泥岩	44
城墙沟组	泥灰岩	14
城墙沟组	泥岩	17

图3 柴达木盆地德令哈坳陷石炭系烃源岩样品分布图

Fig.3 Carboniferous source rock sample distributions in the Delingha Depression, Qaidam Basin

表2 柴达木盆地德令哈坳陷石炭系烃源岩评价表

Table 2 Evaluation of Carboniferous hydrocarbon source rocks in the Delingha Depression, Qaidam Basin

层位	岩性	TOC含量/%	(S₁+S₂)/(mg·g^-1)	氯仿沥青“A”含量/%	综合评价
C₂zh	灰岩	0.06~2.05 0.5(6)	0.03~0.56 0.2(6)	0.002 1~0.003 3 0.002 4(6)	中等-差
	泥岩	0.026~5.78 1.35(114)	0.02~5.19 0.627 4(114)	0.001 4~0.021 4 0.004 9(23)	好-很好
	碳质泥岩	6.29~25.67 14.69(5)	0.72~70.25 30.55(5)		好-很好
	煤	45.79~52.59 47.218(5)	11.61~169.43 46.57(5)	0.119 8~0.306 4 0.213 1(2)	差-中等
C₂k	灰岩	0.01~5.13 0.68(67)	0.02~3.75 0.36(80)	0.001 6~0.017 3 0.006 7(12)	中等-好
	泥岩	0.003 7~5.98 1.85(356)	0.02~9.45 0.67(403)	0.000 9~0.157 1 0.015 8(158)	很好-极好
	碳质泥岩	6.105~39.32 12.37(41)	0.174 8~50.99 7.82(43)	0.002 7~0.104 7 0.024 3(23)	中等-好
	煤	42.2~98.34 76.12(18)	2.31~159.14 90.01(19)	0.004 1~1.234 1 0.8371(2)	中等-好
C₁h	灰岩	0.01~0.39 0.09(25)	0.02~0.7 0.037(30)	0.000 8~0.010 1 0.003 9(12)	差-中等
C₁h	泥岩	0.06~4 0.76(99)	0.02~0.55 0.075(99)	0.000 85~0.005 3 0.002 56(30)	差-中等
C₁c	灰岩	0.01~0.49 0.15(23)	0.01~0.08 0.037(23)	0.001 4~0.005 1 0.002 4(9)	差-中等
C₁c	泥岩	0.01~1.42 0.48(16)	0.01~0.56 0.099(16)	0.000 9~0.003 8 0.002 6(9)	差-中等

图4 柴达木盆地德令哈坳陷石炭系各层位不同岩性烃源岩有机质丰度评价图 a—灰岩;b—泥岩;c—碳质泥岩;d—煤。

Fig.4 Cross-plots of organic matter richness for Carboniferous hydrocarbon source rocks of various lithologies and formations in the Delingha Depression, Qaidam Basin. (a) Limestone; (b) Mudstone; (c) Carbonaceous mudstone; and (d) Coal.

图5 柴达木盆地德令哈坳陷石炭系克鲁克组烃源岩有机质类型

Fig.5 Classification of organic matter types in the Carboniferous hydrocarbon source rocks from the Keluke Formation, Delingha Depression, Qaidam Basin

图6 柴达木盆地德令哈坳陷石炭系烃源岩镜质组反射率

Fig.6 Vitrinite reflectance properties of hydrocarbon source rocks of the Carboniferous of the Delingha Depression, Qaidam Basin

表3 柴达木盆地德令哈坳陷烃源岩镜质体反射率统计表

Table 3 Statistics of vitrinite reflectance of Carboniferous hydrocarbon source rocks in the Delingha Depression, Qaidam Basin

层位	R_o/%
C₂zh	0.77~1.4 1.03(54)
C₂k	0.68~1.75 1.35(54)
C₁h	1.04~1.39 1.18(16)
C₁c	1.08~1.24 1.16(6)

图7 柴达木盆地德令哈坳陷石炭系储层孔渗交会图(左为碎屑岩,右为碳酸盐岩)

Fig.7 Cross-plots of reservoir porosity and permeability for the Carboniferous of the Delingha Depression, Qaidam Basin (Left: Clastic reservoir; Right: Carbonate reservoir)

图8 石灰沟地区油气成藏模式

Fig.8 Oil and gas accumulation model for the Shihuigou area

图9 旺尕秀地区油气成藏模式

Fig.9 Oil and gas accumulation model for the Wanggaxiu area

图10 柴达木盆地德令哈坳陷热演化史(引自文献[35])

Fig.10 Thermal evolution history of the Delingha Depression, Qaidam Basin. Adapted from [35].

图11 冷科1井古地温恢复图

Fig.11 Paleotemperature recovery in Well Lenke-1

图12 过青德地1井地震剖面地层趋势延伸法恢复剥蚀厚度

Fig.12 Erosion thickness recovery through the seismic section of Well Qingdedi-1 by using the stratigraphic trend extension method

表4 青德地1井剥蚀量恢复结果表

Table 4 Erosion thickness recovery results for Well Qingdedi-1

构造运动	剥蚀时间/Ma	剥蚀厚度/m	剥蚀地层
印支运动	226~195	2 850	上石炭统、二叠系、三叠系
燕山早期运动	168~145	1 550	中下侏罗统
燕山晚期运动	86~48	1 360	下白垩统
喜马拉雅早期	30~22	140	古近系
喜马拉雅晚期	5~1.3	380	新近系

图13 青德地1井埋藏历史及热演化历史

Fig.13 Geohistory and thermal evolution history of Well Qingdedi-1

图14 青德地1井克鲁克组烃源岩累积生油气强度 C2kN—泥岩;C2kH—泥灰岩;C2kT—碳质泥岩;C2kM—煤。

Fig.14 History of source rock oil and gas generation in the Keluke Formation of Well Qingdedi-1 (C2kN: Mudstone; C2kH: Marl; C2kT: Carbonaceous mudstone; C2kM: Coal)

图15 柴达木盆地德令哈坳陷克鲁克组烃源岩生油气强度图

Fig.15 Intensity contours for source rock oil and gas generation in the Keluke Formation of the Delingha Depression, Qaidam Basin

图16 柴达木盆地德令哈坳陷石炭系油气运聚模拟

Fig.16 Results of oil and gas migration and accumulation modeling for the Carboniferous of the Delingha Depression in the Qaidam Basin

表5 柴达木盆地德令哈坳陷石炭系资源分布表

Table 5 Petroleum resources distribution in the Carboniferous of the Delingha Depression in the Qaidam Basin

构造单元	资源量/(10⁸ t)
	扎布萨尕秀组		克鲁克组		怀头他拉组		城墙沟组		合计
	石油	天然气	石油	天然气	石油	天然气	石油	天然气	石油	天然气
德令哈凹陷	0.052	0.050	0.043	0.066	0.001	0.001	0.001	0.001	0.097	0.118
欧龙布鲁克凸起	0.199	0.193	0.329	0.528	0.014	0.011			0.541	0.732
欧南凹陷	0.168	0.166	0.722	1.116	0.031	0.021	0.003	0.003	0.924	1.306
埃姆尼克凸起			0.006	0.007	0.022	0.014	0.001	0.001	0.029	0.023
霍布逊凹陷					0.027	0.021	0.006	0.008	0.034	0.029
合计	0.418	0.409	1.099	1.717	0.097	0.067	0.011	0.015	1.63	2.21

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Marine frontier basin petroleum resources assessment: A case study of the Carboniferous of the Delingha Depression, Qaidam Basin

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