中国南方大地构造和海相油气地质

① 下扬子区中（新）生代盆地构造风格与海相油气勘探

范小林

（中国石化无锡实验地质研究所，江苏无锡214151）

【摘要】本文概述了下扬子地区中（新）生代盆地构造风格与古生界盆地海相油气成藏的背景，这些背景为该地区中（新）生代盆地历史研究和海相油气勘探实现突破提供基础。根据我们的研究成果，从盆地变格角度提出了下扬子地区海相油气勘探战略目标，同时指出，中新生代构造变格所产生的盆地叠加效应，控制了海相油气的再分配。因此，勘探家应加强对中生代盆地的研究，加快对与构造不整合相关的“削截圈闭”勘探研究，力争获得新进展。

【关键词】海相领域；油气勘探；构造风格；中（新）生代盆地；下扬子区

1引言

在下扬子地区油气勘探和油气地质研究中，油气保存条件研究至关重要。勘探事实表明，一个盆地即使具有优越的原始生、储、盖基础，但如果后期保存条件不佳，也有可能完全丧失产油气能力。油气保存条件应从两个层次来认识，第一层次是盆地实体保存，第二层次是油气藏的保存条件，后者是在第一层次存在前提下才能给予讨论。对于有效地找出古生界海相油气保存类型与保存单元，有必要了解中生代盆地叠加及其在地史发展过程中的全部变化，了解下扬子地区盆地经历构造风格的共性及个性。

下扬子地区井下多处发现油气显示，以及地表发现若干沥青点，这就表明了受大地构造控制的残留盆地内，有一定储集能力的储集体中仍有流动油气的强度，说明了地史阶段直至现今有过相当规模的油气运聚成藏过程。在盆地规模，可以发现这些油气显示或油流或沥青点，集中出现在活动断层、盆地隆起边缘构造上以及在井下钻遇的构造不整合界面附近。开展以盆地为整体的区域综合勘探研究，除了重视苏北盆地深层海相油气外，更应该重视苏皖中生代盆地群下伏的古生代地层中海相油气的勘探，从而在下扬子地区培育一个21世纪可以成为接替苏北盆地的能源后备基地。

2海相源岩特征及中（新）生代构造形变形式

据吉让寿等近期研究成果，下扬子地区占生代盆地与中（新）生代盆地的叠加，是通过构造变格实现的。我们以表1概括表达中新生代构造变格对古生代盆地原型的叠加。考虑到中（新）生代盆地构造风格的差异，以及叠加在古生代盆地不同部位（台内断陷或台缘坳陷）之上，关系到下扬子地区海相找油的重要性，因此，我们十分关注这一领域的有效源岩特征及其对中生代以来形变的响应。

表1下扬子地区盆地原型并列/叠加区域背景

（据吉让寿等，1999改编）

表2下扬子区主要海相源岩特征

☆：残留有效源岩；□：二次或多次生烃源岩；△：当前处于生烃阶段的源岩

（据孙肇才等，1993改编）

2.1源岩特征

评价下扬子区海相岩石有机地化（热解、有机碳、色谱—质谱等）分析已经作过诸多研究（孙肇才等，1993），这是从苏、浙、皖地区的寒武系到三叠纪地层，间隔采取的露头样品和该地区有限钻遇这类地层的井下岩心样品完成的。提出了现今仍具生烃条件的有意义地层，它们是下志留统、下二叠统、下三叠统，其主要特征由表2给出。

2.2构造形变形式

2.2.1挤压隆升与构造不整合

根据本区下侏罗统底部、下白垩统底部或上白垩统底部与下伏中、古生代海相地层不同层系的接触关系（K/T,J/Pz²,K/Pz等），并进而推断剥蚀强度表明，江南隆起区剥蚀厚度可达4000～9000m，其余地区剥蚀厚度一般小于4000m，苏皖南部一般在1000m左右（陈焕疆，1989），这表明区域性差异隆升剥蚀，使不同时代地层碳酸盐岩、硅质岩、碎屑岩等长期暴露地表，经风化剥蚀而形成孔、缝、洞，改善储集体的储集空间，既为油气运聚创造条件，又为“削截圈闭”油气藏的形成准备条件（图1）。

图1博镇地区推覆构造剖面图（据江苏石油勘探局）

2.2.2逆冲推覆兼走滑构造体系

下扬子前陆区形变总体呈南北对冲兼走滑构造格局，这是继下扬子南北两个中生代（印支期）前陆盆地（阎吉柱等，1999）发育之后，燕山期（J₃-k₁，第二变格期）板内造山导致前期前陆盆地被肢解，且上叠走滑盆地，并使古生代海相地层卷入板内形变。

该地区逆冲系统的对冲锋带大致在沿江至苏北东部一线范围内，对冲“根带”分别为张八岭-灌县和江南隆起，中带则分别为盐阜滁和苏皖南两个地区。从根带至锋带，海相盖层剥蚀强度递减，其中，中带与锋带之间存在着二套区域性拆离面（志留系底面和基底面），它们对上部地层形变具控制作用。据地表地质和地震剖面联合解释，下扬子海相地层组成的对冲推覆体系以隔挡式褶皱为主，主要受控于深层次构造拆离面（图2）。

走滑形变受控于缩短和拉伸两大对立作用，并且不属于其中的任一类，因而，在下扬子区形成一套独特的走滑应变体制，其主要形迹，以有序排列的J₃-k₁小型张性“拆离”盆地的发育来体现（图3）。由于太平洋板块/亚洲大陆之间运矾的变化（大规模走滑形变作用，陈沪生等，1994），使位于“大陆收敛地带”的下扬子区，交嚏地经受拉张和缩短，并造成侧向构造脱离，使得该地区盆地的区域构造背景为T₃-J₁₊₂前陆盆地的“解体”，其中的一部分拉张（NE方向）伴随另一部分缩短（NW方向），地炽中岩石碎屑成分说明了有“造山”来源，并且含有丰富的火山岩屑。

图2HQ-9线地震地质解释剖面（上）；SNP-1线南段地震地质解释剖面（下）（据阎吉柱等，1999）

图3下扬子区J₃-k₁盆蒂构皂展布图（据吉让寿等，1999）

3构造变柜与油气响应

3.1盆地变格叠加

由表1可知，下扬子地区中（新）生代盆地对中、古生界盆地叠加，基本以“前陆、走滑、断拗”两层或三层叠加为主，辅以印支艺来，以指向下扬子地台递进推覆形变地带之下，被掩埋的“影子盆地”（如江南隆起前缘的宣广盆地）。被叠加的中、古生代盆地，曾遭受过隆升剥蚀或轻度形变，源岩热成熟演化过程与构造变格过程中的埋藏史相当（图4），图中拐点代表构造幕式作用，在相应的构造幕式作用下，先期油气有较多散失。165～97.5Ma之间（第二期变格），下扬子区的变形，受南北对挤和北东-北北东断裂系侧（反）向滑动双重作用，在南北对冲形变背景上，叠加北北东-北东走滑推覆（如茅山推覆带），导致下扬子变形区呈菱型网格。由于J₃—k₁盆地叠置在被肢解的T₃—J₁₊₂前陆盆地之上，且J₃—k₁期岩浆作用涉及海相构造层，对相对早期盆地中的煤系烃源岩的热演化作用不容忽视，这对于先期盆地的改造不仅涉及构造上，更涉及到热体制方面的影响。这一时期（燕山期）的构造变形，使J₃—K.盆地对古生代盆地叠加有重要的油气聚集意义。97.5Ma后的K₂—E红盆上覆（第三期变格为主），使得已停止的中、古生界源岩生油过程重新启动，二次生排烃类，并在K₂—E储层中多套泥岩盖层下得以保存，导致“古生中储”统一的油气系统存在于菱型网格中。如在J₃—K.走滑盆地中，由断层封闭的“内枢纽流体聚集区”[P Connolly,et al.,1999]，可作为首选勘探目标。

图4下扬子盆地埋藏史和源岩成熟度（据郭念发，1999）

3.2油气保存响应

中、新生代地史阶段，下扬子地区所经受的4期构造变格（表1）及不同盆地原型的叠加，对海相油气具明显的改造意义，尤其是构造变格具非均衡性，不但使构造形变具分带性，而且还在不同形变带内形成各具特色的盆地叠加，控制了海相油气再生/再分配和最终保存并表现出不同含油气远景保存单元类型（表3）。如前述燕山期构造变格，使下扬子区处于“热体制”作用中，此阶段，中生代盆地叠加于改造的古生界海相盆地之上，使上古生界低熟源岩转化并成熟发生生排烃，下古生界源岩二次发生生排烃，通过断裂、不整合面，运聚于上迭中生代盆地内适宜的储集体中，包括部分陆相/海相地层之间的不整合面附近的“削截圈闭”之中。

表3下扬子区构造与海相油气的关系

4勘探目标

由上述可知，涉及有关下扬子盆地遭受构造变格与中（新）生代盆地叠加后找油方向，应在新构造运动体制下，按新的有效源岩、有效储层、有效圈闭三者之间的有效配置来进行目标选择：

（1）注重中生代、中新生代盆地上叠与古生界油气原生或次生成藏关系研究。如苏北“三套”盆地结构叠加改造区，苏皖“背驮式”前陆盆地群叠加区，以及“江南古陆”推覆体前缘之下的“影子盆地”。

（2）以古生界为目的层的油气可以被保存于中等形变地区。落实由逆冲断层或正断层控制的闭合构造，落实形变体下伏宽缓背斜构造。中（新）生代盆地叠加后，这类构造有利于油气再次运聚成藏，除苏北盆地可以找到大中型油气藏外，苏皖盆地群有望发现小型油气藏（如句容、无为盆地）。

（3）下扬子复杂地质构造地区，早期有过生油成熟、高峰过程，但受印支，特别是燕山运动的影响，在进入晚白垩世以来，古生界主要生油岩再次经历埋藏、沉降，进入第二次、乃至第三次生油。因此，当构造变格作为对海相油气储集体改善储集性能，以及海相油气成藏的主控因素，晚期的断裂、构造裂缝、溶蚀孔洞可以成为烃类运聚通道，同时，次生缝、洞、孔可以成为裂缝孔隙型油气储集空间。更重要的是，在构造不整合界面（古风化壳）上侵蚀的原生孔隙、缝洞，可构成隆升削蚀界面附近的“削截圈闭”。

5结语

综上所述，下扬子地区海相油气勘探的突破，一靠思路，二靠方法。只要我们在努力弄清该地区构造风格基础上，从实际资料出发，认真分析中生代成盆变格叠加结构，深入研究构造变格后的古生代盆地及其油气保存特征、油气富集规律，发挥智力想象，该地区海相油气藏将首先发现于勘探家的头脑中。

致谢：本文得到吉让寿、秦德余两位教授的亲切指导和帮助，在此深表谢忱！

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② 美国油气地质背景

美国油气资源的分布是受北美石油地质条件所控制的。按照板块学说的观点，美国在大地构造上位于北美板块的南部，其西部大陆边界为北美板块边缘，由于北美板块和太平洋板块碰撞，北美西部边缘形成了著名的北美科迪勒拉山系及火山活动带。美国北部与加拿大接壤，地质构造与加拿大相连。美国东临太平洋，南濒墨西哥湾并部分与墨西哥毗连，东部大陆边缘为板块内部大陆边缘，其活动性较西部大陆边缘差。

根据地壳的性质和一般构造特征，美国的大地构造可以划分为三种主要单元：①克拉通，即板块内部地壳稳定、构造平缓的地区，为美国中部和北部地区；②褶皱带，即围绕克拉通分布的地壳活动及构造强烈变形的地带，为环美国大陆东部、南部和西部延伸的褶皱山系；③海岸平原和陆棚，即褶皱带与洋壳之间的地带，为美国东海岸、墨西哥湾和西海岸地区。

根据地表地质的差异，北美克拉通可以进一步分为加拿大地盾和中央稳定地台。加拿大地盾位于北美克拉通的北部，缺乏沉积盖层，结晶基岩已出露，岩石古老，构造稳定，地盾区全为火成岩和变质岩，没有含油远景。地盾区以南广大的内部稳定区为中央稳定地台，由火山岩和变质岩结晶基底和较年轻的沉积盖层组成。结晶基底从地盾区向外呈波状下降，沉积盖层覆盖其上。在基底隆起处沉积层较薄甚至缺失，在基底沉降形成的盆地中沉积较厚，随着结晶基底向地台外围下降，沉积盖层逐渐加厚。沉积盖层主要为古生界，部分带有中生界。

按以往“槽台学说”的大地构造观点认为：在北美地台的东西两侧，发育有经不同时期造山运动而回返的地槽系统。东部的阿巴拉契亚地槽，发育于早古生代，经加里东和海西运动回返，形成强烈的褶皱带，呈北北东走向，地槽区内早古生代和前寒武纪变质岩、岩浆岩褶皱变形强烈、断裂发育。西部的科迪勒拉褶皱带为元古宙和古生代的地槽，加里东运动时回返，以后又重新沉降成为沉积区。中生代时，地槽中部隆起，将原有地槽分为性质不同的两个部分。美国的含油气盆地均与这一基本的构造格局有关^[15]。

与油气分布有关的北美洲大地构造轮廓是：在大陆内部为相对稳定的地壳部分，东、西、南三面均为高度变形的岩石所环绕。加拿大地盾为大地构造稳定的古老岩石露头区，主要由火成岩和变质岩组成，没有含油远景。在中部稳定的内部区域，于与地盾相类似的结晶岩石之上，有一系列受宽阔的凸起所分隔的不太复杂的盆地，其中充填了不厚的沉积盖层。在科罗拉多高原和部分落基山系中，发生了区域变形。包围着中部稳定内部区域的边缘盆地则沉陷较深，构造也较为复杂。几条强烈褶皱和断裂的岩层强烈变形带夹持着稳定的中央地块，它们是：从阿拉斯加一直延伸到墨西哥的科迪勒拉冲断带、阿巴拉契亚冲断带、沃希托冲断带和马拉松冲断带。

褶皱带向海岸一侧发育有海岸平原和陆棚，阿巴拉契亚冲断带以东为皮德蒙特山前带的结晶岩隆起，大西洋沿岸平原的中生代和新生代沉积岩超覆其上，形成沉积岩楔形体，沿大西洋边缘分布，向海的方向变厚，从几百米逐渐增至12192米。中生代和新生代沉积岩也超覆于沃希托和马拉松冲断带上，并形成墨西哥湾沿岸平原。科迪勒拉冲断带以西为盆地和山脉地区、落基山脉的一部分和太平洋边缘系统。这一带的构造活动在地质史中相当活跃，因而形成了比较复杂的构造体系。

阿拉斯加位于科迪勒拉山系的北端，地质特点类似于该山系的其他地区，具有许多中、新生代盆地。阿拉斯加可以分为两个主要构造层单元，北部包括布鲁克斯山脉以及到北冰洋的整个北坡，布鲁克斯山为整个科迪勒拉冲断带向北延伸的一部分；南部单元包括布鲁克斯山脉以南的所有地区。北部单元的地质历史比南部单元的更为复杂。

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④ 川东南—鄂西渝东地区上奥陶统—下志留统页岩气聚集条件

聂海宽 边瑞康 叶 欣

（中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083）

摘 要 在对贵州省习水县良村镇吼滩村、重庆市綦江县安稳镇观音桥、湖北省宜昌市黄花乡刘家坡、重庆市石柱县六塘和四川省兴文县麒麟乡等上奥陶统—下志留统露头及剖面进行观察、采样和实验测试等分析的基础上，研究了川东南和鄂西渝东上奥陶统—下志留统黑色页岩的沉积相、展布、有机质类型及含量、成熟度、埋深和微观储层特征等页岩气聚集条件。根据国土资源部油气资源战略研究中心颁发的页岩气资源潜力评价与有利区优选方法，预测上奥陶统—下志留统页岩气藏发育的有利区主要位于研究区北部，发育在江津—綦江—习水一线以东和习水—桐梓一线以北的广大地区，有利区地质资源量为1.01×10¹²～7.19×10¹²m³（中值3.28×10¹²m³），可采资源量为0.12×10¹²～0.86×10¹²m³（中值0.39×10¹²m³）。

关键词 页岩气 聚集条件 有利区 上奥陶统—下志留统 川东南和鄂西渝东地区

Shale Gas Accumulation Conditions of the Upper

Ordovician－Lower Silurian in the Southeast

Sichuan－West of Hubei and East of Chongqing

NIE Haikuan，BIAN Ruikang，YE Xin

（Exploration and Proction Research Institute，SINOPEC，Beijing 100083，China）

Abstract Through observations，sampling and laboratory analyses of outcrop black shale samples in the southeast Sichuan，west of Hubei and east of Chongqing，we studied shale－gas accumulation conditions of the Upper Ordovician－Lower Silurian，such as depositional facies，distribution，organic matter type and content， organic matter maturity，depth and micro－reservoir characteristics of the black shale etc.Compared with major U.S.gas－procing shale gas reservoirs，the Upper Ordovician－Lower Silurian black shale in the study areas was characterized by great thickness，abundance of organic carbon，high maturity and moderate burial，being capable of good geological conditions for shale gas reservoir development.According to the ‘Evaluation of Shale Gas Resource Potential and Optimizing Method of Favorable Areas’ issued by the Oil and Gas Resources Strategic Research Center of the Ministry of Land and Resources，with a superimposition method of integrated information indicated that the most favorable areas for shale gas accumulations in the Upper Ordovician－Lower Silurian are the north of the study area.Based on the measured gas content，the amount of shale gas geological resources in the favorable areas was calculated with the volumetric method to be（1.01～7.19）×10¹²m³（with a median value of 3.28×10¹²m³）and the recoverable resources to be（0.12～0.86）×10¹²m³（with a median value of 0.39× 1012m³）.

Key words shale gas；accumulation condition；favorable area of shale gas；Upper Ordovician－Lower Silurian；southeast Sichuan，west of Hubei and east of Chongqing

基金项目：国家自然科学基金项目（41202103）；国土资源部全国油气资源战略选区调查与评价专项（2009GYXQ15－02）。

四川盆地及其周缘下古生界具有独特的地质条件，可与美国东部盆地进行类比，是中国南方地区页岩气勘探获得突破的重点地区之一^［1，2］。四川盆地及其周缘上奥陶统—下志留统黑色页岩具有厚度大、有机碳含量高及成熟度高的特点，具备页岩气发育的良好条件，不同学者对该区页岩气成藏条件^［1～8］、储层特征^［9］、资源评价^{［6～8，10］}等方面进行了一定的研究，笔者研究认为四川盆地及其周缘上奥陶统—下志留统页岩气藏最有利发育区位于川南—黔北、鄂西—渝东和川东北—鄂西北等地区^［8］。本次研究是在前期研究基础上，按照有利区预测从大到小、逐步缩小的原则，对川南—黔北和鄂西—渝东两个页岩气发育有利区的结合部分——川东南—鄂西渝东地区开展了研究，以期达到更精确地预测页岩气发育有利区和计算资源量的目的，为勘探提供参考建议。

1 页岩发育特征

1.1 沉积相

奥陶纪为研究区构造和沉积演化的变革期，由被动大陆边缘转为前陆盆地，上奥陶统五峰组黑色页岩分布在奥陶系顶部，与上覆下志留统龙马溪组连续过渡，在本次研究中，把上奥陶统五峰组和下志留统龙马溪组放在一起进行研究。晚奥陶世—早志留世期间，研究区发生了洋陆转换、陆陆碰撞，即华南洋向江绍一带俯冲、消减形成江南造山带、雪峰山造山带，与牛首山－黔中古隆起相连，研究区由大陆边缘转为前陆体系，在造山带前缘形成前陆盆地^{［11，12］}，包括牛首山－黔中古隆起前缘的上扬子浅海－滨海前陆盆地（滇东北、川南—黔北）、武陵山－雪峰山造山带前缘盆地（湘西—黔东前陆盆地）和江南浅海（湘西前陆盆地），形成川南和鄂西—渝东两个深水陆棚区（图1）。上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组为黑色、深灰色炭质、钙质页岩、硅质泥页岩，富含笔石和黄铁矿，主要形成于闭塞、半闭塞滞留环境的深水陆棚或次深海环境，为南方一套很好的烃源岩。

1.2 页岩分布

1.2.1 纵向发育特征

纵向上岩性变化较大，从下向上笔石页岩、炭质页岩厚度减小，灰黑色页岩、粉砂质页岩厚度增加，直至完全过渡为灰色粉砂质页岩、灰色页岩。贵州省习水县良村镇吼滩村上奥陶统—下志留统剖面底部为笔石页岩，向上过渡为炭质页岩和粉砂质页岩，其中五峰组黑色页岩厚度约4.6m，龙马溪组黑色页岩厚33.9m，总厚38.5m（图2）；重庆市綦江县安稳镇观音桥上奥陶统—下志留统黑色页岩剖面实测厚度为62.6m（图3）；湖北省宜昌市黄花乡刘家坡上奥陶统—下志留统黑色页岩剖面实测厚度为19.5m；重庆市石柱县六塘乡上奥陶统—下志留统黑色页岩剖面实测厚度为167m。

图1 川东南和鄂西渝东地区上奥陶统—下志留统黑色页岩沉积相

1.2.1.1 贵州省习水县良村镇吼滩村上奥陶统—下志留统黑色页岩剖面

油气成藏理论与勘探开发技术（五）

图2 贵州省习水县良村吼滩上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组黑色页岩剖面（上：剖面全景；下：实测剖面）（2）至（5）层实测厚度为38.5m

1.2.1.2 重庆市綦江县安稳镇观音桥上奥陶统—下志留统黑色页岩剖面

油气成藏理论与勘探开发技术（五）

图3 重庆市綦江县安稳镇观音桥上奥陶统—下志留统黑色页岩剖面（2）至（5）层实测厚度为62.6m

油气成藏理论与勘探开发技术（五）

1.2.2 平面展布特征

上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组黑色页岩主要发育在牛首山－黔中古隆起至江南－雪峰隆起以北较深水的非补偿性缺氧环境中。上奥陶统五峰组分布在奥陶系顶部，厚度不大（一般不超过30m），但分布稳定，几乎遍及整个研究区，岩性为黑色硅质页岩、含砂质页岩、炭质页岩及含炭泥质页岩等；下志留统龙马溪组黑色页岩集中分布于该套地层底部，主要为黑色硅质岩、笔石页岩、炭质页岩、深灰色泥岩等，厚度一般30～120m，其空间展布与上奥陶统黑色页岩相似（图4）。上奥陶统—下志留统黑色页岩主体呈北东向的带状分布，形成川南区的自贡—宜宾—泸州和鄂西—渝东的石柱—利川—彭水—道真两个沉积中心，研究区位于这两个沉积中心之间。位于古隆起边缘的地区黑色页岩厚度较薄，处于沉积中心附近的厚度较大，厚度大于30m的区域基本上位于大足—重庆—涪陵—梁平一线以南、以东和叙永—习水—桐梓—绥阳—凤岗—德江—酉阳—龙山—鹤峰一线以北、以西的广大地区。总体来看，研究区上奥陶统—下志留统黑色页岩分布在雪峰山隆起、牛首山－黔中古隆起和川中古隆起之间的区域，具有分布面积大、范围广的特点。

1.3 有机质类型和含量

实验结果表明，I_H和n（H）/n（C）值分别小于50、0.5，难于准确标定不同母质类型的干酪根。干酪根δ¹³C能够反映原始生物母质的特征，次生的同位素分馏效应不会严重掩盖原始生物母质的同位素印记，普遍认为它是划分高—过成熟烃源岩有机质类型的有效指标^{［13～15］}。从对25块样品的同位素分析可知，上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组干酪根碳同位素分布于－31.7‰～－25.3‰之间，根据海相Ⅱ型与Ⅰ型干酪根的界限值δ¹³C＝－29‰^［16］分析，其中，19块属腐泥型（Ⅰ型），6块属腐殖型（Ⅱ型），有机质干酪根类型以Ⅰ型为主，Ⅱ型为辅。

在平面上，高有机碳含量主要位于黑色页岩的沉积中心，围绕川中古隆起、牛首山－黔中古隆起和雪峰山隆起形成川南—黔北和鄂西—渝东两个有机碳含量高值区。在自贡—桐梓一带为川南—黔北高值区，有机碳含量普遍大于2％，局部地区超过4％，如四川省珙县双河黑色页岩的实测有机碳含量高达4.27％。在鄂西—渝东的南川—武隆—石柱—利川—建始一带也为有机碳的高值区，普遍大于2％，在武隆—彭水—黔江—利川—石柱一带超过3％，如重庆市武隆县江口黑色页岩的实测有机碳含量高达5.3％（图5）。

图4 川东南和鄂西渝东地区上奥陶统—下志留统黑色页岩厚度等值线图

1.4 成熟度和热演化史

上奥陶统—下志留统页岩演化程度总体较高，处在过成熟阶段（图6）。在合江—綦江一带和石柱—涪陵一带成熟度超过3％，局部地区成熟度大于4％，成熟度低值区主要分布在渝东南的彭水地区，在2.5％左右，主体处于过成熟晚期和变质期阶段，失去生气能力。研究区可划分为四川盆地内部、黔中隆起及其周缘和湘鄂西3个构造带^{［17，18］}，四川盆地内部上奥陶统-下志留统页岩具有早期长时间浅埋-早、中期长时间隆升-中期二次深埋-晚期快速抬升的特点，黔中隆起及其周缘具有早期生烃-中期多次生排烃-晚期快速抬升（比四川盆地内抬升早）的特点，湘鄂西地区具有长期持续埋藏-快速隆升的特点。对比这3类埋藏史曲线不难发现，四川盆地内部以威远气田为代表的地区具有以下特征：(1)在加里东期以前基本没有生烃，另外两个地区则生成了大量的油气；(2)具有生气高峰晚的特征，对于常规油气藏来讲，大气田气源岩生气高峰的时代以古近纪为主，白垩纪、新近纪次之，并且气源岩生气高峰的时代越老，形成大气田所占比例越小^{［19，20］}，笔者认为页岩气也不例外，并且根据美国页岩气勘探开发经验判断，生气高峰越晚越好，如美国页岩气勘探开发最成功的福特沃斯盆地Barnett页岩气藏；(3)具有抬升时间晚的特点，在白垩纪中期以后抬升，另外两个地区为白垩纪早期和中侏罗世。页岩埋藏史和热演化史说明四川盆地内部上奥陶统-下志留统具有优越的页岩气成藏条件。

图5 川东南和鄂西渝东地区上奥陶统—下志留统黑色页岩有机碳含量等值线图

图6 川东南和鄂西渝东地区上奥陶统—下志留统黑色页岩成熟度等值线图

1.5 深度

研究区构造比较复杂，地层埋深变化比较大，且研究程度低，资料基础薄弱，上奥陶统—下志留统黑色页岩埋深总体变化比较明确，但是精确预测比较困难，勾画埋深等值线难度更大。根据地层出露情况和地层厚度推测出大致的埋深范围，本次研究按照地层出露的情况估算页岩的埋深。综合分析南川幅、綦江幅、桐梓幅、遵义幅、涪陵幅和忠县幅等120万地质图发现，可以采用桐梓幅的地层厚度初步预测页岩的埋深^［11］，经计算表明侏罗系遂宁组覆盖的地区，下志留统底界的埋藏深度范围为3900 ～5737m；侏罗系蓬莱镇组覆盖的区域，埋深较大，总体埋深超过5000m。

总体上看，上奥陶统—下志留统黑色页岩的埋深主要有以下特征：(1)整体由东南向西北增加，大致沿齐岳山断裂带以东及以南均为剥蚀区，齐岳山断裂以西埋深在1000～6000m之间，其中大部分地区的埋深为1000～5000m，埋深超过5000m的区域主要位于各复向斜核部出露侏罗系蓬莱镇组的区域（图7）；(2)埋藏深度受褶皱分布的控制明显，在背斜遭受剥蚀，在向斜地区，由于上覆地层存在，埋深较大；(3)断裂发育对目的层埋深影响明显，在断裂下降盘，埋藏深度明显变大，如在齐岳山断裂两侧，断裂东部上升盘地层抬升出露、遭受剥蚀，西部下降盘埋深较大，且离断层越远，埋深越大。

1.6 岩性－岩矿－地化－物性综合剖面

通过野外观察、剖面实测和实验分析建立了研究区上奥陶统—下志留统页岩的岩性－岩矿－地化－物性综合剖面，从剖面底部向上，随着缺氧环境的破坏，岩性－岩矿－地化－物性等指标在剖面上呈有规律的变化，重庆市綦江县观音桥上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩剖面从下往上，随着缺氧环境遭到破坏，岩性变化较大，笔石页岩、炭质页岩厚度较小，灰黑色/灰色页岩、粉砂质页岩厚度增加，直至完全过渡为灰色粉砂质、砂质页岩或泥质粉砂岩，相应的有机碳含量呈减小趋势，由于缺氧环境遭到破坏，海水变浅，导致石英含量减少和黏土矿物含量增加，成熟度、孔隙度和渗透率等指标在剖面上变化不大（图8）。美国主要产气页岩也具有这种特征，产气页岩段主要发育在页岩层下部^{［21，22］}，结合研究区页岩气成藏控制因素、钻井气测显示和岩性－岩矿－地化－物性综合剖面等综合分析认为，上奥陶统-下志留统页岩剖面的下部具有较好的页岩气发育条件，是页岩气藏发育的有利层段。

图7 川东南和鄂西渝东地区下志留统龙马溪组黑色页岩出露和埋深简图

1.7 储层特征

页岩气储层可以分为裂缝和孔隙两大类，其中孔隙可以分为有机质（沥青）和/或干酪根网络、矿物质孔以及有机质和各种矿物之间孔^［23］，本文在前期对页岩储层类型划分的基础上，对页岩的微观孔隙进行了研究，主要包括有机质孔、矿物质孔、有机质和矿物之间的孔隙以及微裂缝等4类（图9）。有机质孔的单个气孔以圆形为主，其次为椭圆形、长条形和不规则形等，边缘较光滑，轮廓清晰，有些气孔边缘弯曲，有些相邻气孔彼此连通，有些较大的椭圆形、长条形或不规则形气孔由多个气孔破裂联通而成。矿物质孔主要包括晶间（颗粒间）孔、晶内（颗粒内）孔、溶蚀孔和矿物比表面等，其中晶间（颗粒间）孔包括晶间残留孔隙和晶间溶蚀孔隙，前者是指晶粒之间的残留微孔隙，主要发育在石英、黄铁矿等脆性较好、抗压实作用强的矿物或晶体内，呈长条形和不规则形，孔隙直径一般较小，多分布在20～500nm，个别长条形残留粒间孔隙的长度可达微米级，后者主要发育在方解石、长石等溶蚀性矿物间，形状多为圆形或椭圆形，孔隙直径较残留粒间孔隙大，个别可达数微米。有机质和矿物之间的孔隙只占页岩微观孔隙的一小部分，但却意义重大，该类孔隙连通了有机质（沥青）/干酪根网络和矿物质孔，把两类孔隙连接起来，使得有机质中生成的天然气能够运移至矿物质孔中赋存，某种程度上有微裂缝的作用，对页岩气的聚集和产出至关重要。微观裂缝主要发育在脆性矿物晶体间和晶体内，宽度一般仅为几十纳米，长度一般为数微米，如果晶间微裂缝被方解石或自生黏土矿物充填，则降低了微裂缝的渗流能力。综合对微观孔隙的分析认为，下志留统龙马溪组黑色页岩以有机质孔为主，局部地区溶蚀孔隙比较发育。

图8 重庆市綦江县观音桥上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩岩性－岩矿－地化－物性综合剖面

图9 川东南地区下志留统龙马溪组黑色页岩微观孔隙（左：四川兴文麒麟；右：重庆石柱六塘）

2 有利区优选和资源量计算

2.1 选区基础和方法

有利区优选和资源量计算根据国土资源部油气资源战略研究中心颁发的 “全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选项目——页岩气资源潜力评价与有利区优选方法”进行。

选区基础：结合泥页岩空间分布，在进行了地质条件调查，收集了地震资料、钻井（含参数浅井）以及实验测试等资料，掌握了页岩沉积相特点、构造模式、页岩地化指标及储集特征等参数基础上，依据页岩发育规律、空间分布及含气量等关键参数在远景区内进一步优选出有利区域。

选区方法：基于页岩分布、地化特征等研究，采用多因素叠加、综合地质评价、地质类比等多种方法，开展页岩气有利区优选及资源量评价（表1）。

2.2 有利区和资源量

综合分析页岩展布、有机碳含量、成熟度、埋深、地表条件、演化史和含气量等条件，认为研究区上奥陶统—下志留统页岩气藏发育的有利区主要位于研究区北部，发育在江津-綦江-习水一线以东和习水-桐梓一线以北的广大地区，其中以綦江南区块、黔渝彭水区块、南川区块、建南区块、湘鄂西Ⅰ区块和湘鄂西Ⅱ区块的有利区面积较大（图10）。

表1 海相页岩气有利区优选参考指标

图10 川东南和鄂西渝东地区上奥陶统—下志留统页岩气发育有利区

根据研究区上奥陶统—下志留统页岩气发育有利区资源潜力评价计算，页岩气发育有利区地质资源量为1.01×10¹² ～7.19×10¹²m³（中值3.28×10¹²m³），可采资源量为0.12×10¹²～0.86×10¹²m³（中值0.39×10¹²m³）（表2）。

表2 体积法计算上奥陶统—下志留统页岩层系页岩气有利区资源量参数

3 结论

1）川东南—鄂西渝东地区上奥陶统—下志留统黑色页岩具有厚度大、有机碳含量高、成熟度高和微观储层发育等特点，具备页岩气藏发育的良好地质条件，由于原始沉积条件和后期构造运动的不均一性，导致页岩的埋藏史、热演化史、现今埋深和保存条件等特征变化较大，地区间页岩气富集程度差异较大。

2）川东南—鄂西渝东地区上奥陶统—下志留统页岩气藏发育的有利区主要位于研究区北部，发育在江津—綦江—习水一线以东和习水—桐梓一线以北的广大地区，采用体积法计算研究区上奥陶统—下志留统页岩气有利区地质资源量为1.01×10¹²～7.19×10¹²m³（中值3.28×10¹²m³），可采资源量为0.12×10¹²～0.86×10¹²m³（中值0.39×10¹²m³）。

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⑤ 中国的油气藏分布及其特点

中国的油气藏分布及其特点：
中国大中型油田主要分布在裂谷型盆地中，大中型油田主要分布在克拉通盆地和山前盆地中；陆相生烃岩是中国大中型油气田的主要生烃岩，生烃岩从早古生代到新生代都有，南中国海和东中国海的古近系和新近系，中国北方的侏罗系和石炭系--二叠系是中国的主要生气层，古近系，新近系，白垩系，侏罗系，三叠系，二叠系是中国的主要生油层；大中型气田的储集层主要为陆源层（中砂岩，细砂岩和砂砾岩），其成因类型为扇三角洲和三角洲体系，碳酸盐储集层主要为裂缝型、风化壳型；油气藏盖层主要为均质泥岩，油气成藏期较晚，绝大多数大中型油气田形成于新生代，在早生代地层中仍有相当储量的油气田未被发现。中国油气资源潜力丰富，大多数盆地的油气田处于开发的早中期，发现大中型油气田的可能性是很大地。
中国的油气储量和世界大多数国家一样主要分布在大中型油气田中。自上世纪50年代初期以来，我国先后在82个主要的大中型沉积盆地开展了油气勘探，发现油田500多个。以下是我国主要的陆上石油产地。

大庆油田：
位于黑龙江省西部，松嫩平原中部，地处哈尔滨、齐齐哈尔市这间。油田南北长140公里，东西最宽处70公里，总面积5470平方公里。1960年3月党中央批准开展石油会战，1963年形成了600万吨的生产能力，当年生产原油439万吨，对实现中国石油自给自足起到了决定性作用。1976年原油产量突破5000万吨成为我国第一大油田。目前，大庆油田采用新工艺、新技术使原油产量仍然保持在5000万吨以上。

胜利油田：
地处山东北部渤海之滨的黄河三角洲地带，主要分布在东营、滨洲、德洲、济南、潍坊、淄博、聊城、烟台等8个城市的28个县（区）境内，主要开采范围约4.4平方公里，是我要第二大油田。

辽河油田：
主要分布在辽河中上游平原以及内蒙古东部和辽东湾滩海地区。已开发建设26个油田，建成兴隆台、曙光、欢喜岭、锦州、高升、沈阳、茨榆坨、冷家、科尔沁等9个主要生产基地，地跨辽宁省和内蒙古自治区的13市（地）32县（旗），总面积10万平方公里，产量居全国第三位。

克拉玛依油田：
地处新疆克拉玛依市。40年来在准噶尔盆地和塔里木盆地找到了19个油气田，以克拉玛依为主，开发了15个油气田，建成了792万吨原油配套生产能力（稀油603.1万吨，稠油188.9万吨），从1900年起，陆上原油产量居全国第四位。

四川油田：
地处四川盆地，已有60年的历史，发现油田12个。在盆地内建成南部、西南部、西北部、东部4个气区。目前生产天然气产量占全国总量近一半，是我国第一大气田。

华北油田：
位于河北省中部冀中平原的任丘市，包括京、冀、晋、蒙区域内油气生产区。1975年，冀中平原上的一口探井任4喷出日产千吨高产工业油流，发现了我国最大的碳酸盐岩潜山大油田任丘油田。1978年原油产量达到1723万吨，为当年全国原油产量突破1亿吨做出了重要贡献。直到1986年，保持年产量原油1千万吨达10年之久。目前原油产量约400多万吨。

大港油田：
位于天津市大港区，其勘探地域辽阔，包括大港探区及新疆尤尔都斯盆地，总勘探面积34629平方公里，其中大港探区18628平方公里。现已在大港探区建成投产15个油气田24个开发区，形成年产原油430万吨和天然气3.8亿立方米生产能力。目前，发现了千米桥等上亿吨含油气构造，为老油田的增储上产开辟了新的油气区。

中原油田：
地处河南省濮阳地区，于1975年发现，经过20年的勘探开发建设，已累计探明石油地质储量4.55亿吨，探明天然气地质储量395.7亿立方米，累计生产原油7723万吨、天然气133.8亿立方米。现已是我国东部地区重要的石油天然气生产基地之一。

吉林油田：
地处吉林省扶余地区，油气勘探开发在吉林省境内的两大盆地展开，先后发现并探明了18个油田，其中扶余、新民两个油田是储量超亿吨的大型油田，油田生产已达到年产原油350万吨以上，形万了原油加工能力70万吨特大型企业的生产规模。

河南油田：
地处豫西南的南阳盆地，矿区横跨南阳、驻马店、平顶山三地市，分布在新野、唐河等8县境内。已累计找到14个油田，探明石油地质储量1.7亿吨及含油面积117.9平方公里。

长庆油田：
勘探区域主要在陕甘宁盆地，勘探总面积约37万平方公里。油气勘探开发建设始于1970年，先后找到了油气田22个，其中油田19个，累计探明油气地质储量54188.8万吨（含天然气探明储量2330.08亿立方米），目前已成为我国主要的天然气产区，并成为北京天然气的主要输送基地。

江汉油田：
是我国中南地区重要的综合型石油基地。油田主要分布在湖北省境内的潜江、荆沙等7个市县和山东寿光市、广饶县以及湖南省境内衡阳市。先后发现24个油气田，探明含油面积139.6平方公里、含气面积71.04平方公里，累计生产原油2118.73万吨、天然气9.54亿立方米。

江苏油田：
油区主要分布在江苏的扬州、盐城、淮阴、镇江4个地区8个县市，已投入开发的油气田22个。目前勘探的主要对象在苏北盆地东台坳陷。

青海油田：
位于青海省西北部柴达木盆地。盆地面积约25万平方公里，沉积面积12万平方公里，具有油气远景的中新生界沉积面积约9.6万平方公里。目前，已探明油田16个，气田6个。

塔里木油田：
位于新疆南部的塔里木盆地。东西长1400公里，南北最宽外520公里，总面积56万平方公里，是我国最大和内陆盆地。中部是号称“死亡之海”的塔克拉玛干大沙漠。1988年轮南2井喷出高产油气流后，经过7年的勘探，已探明9个大中型油气田、26个含油气构造，累计探明油气地质储量3.78亿吨，具备年产500万吨原油；100万吨凝折、25亿立方米天然气的资源保证。

吐哈油田：
位于新疆吐鲁番、哈密盆地境内，负责吐鲁番、哈密盆地的石油勘探。盆地东西长600公、南北宽130公里，面积约5。3万平方公里。于1991年2月全面展开吐哈石油勘探开发会战。截止1995年底，共发现鄯善、温吉桑等14个油气油田和6个含油气构造探明含油气面积178.1平方公里，累计探明石油地质储量2.08亿吨、天然气储量731亿立方米。

玉门油田：
位于甘肃玉门市境内，总面积114.37平方公里。油田于1939年投入开发，1959生产原油曾达到140.29万吨，占当年全国原油产量的50.9。创造了70年代60万吨稳产10年和80年代50万吨稳产10的优异成绩。誉为中国石油工业的摇篮。

除陆地石油资源外，我国的海洋油气资源也十分丰富。中国近海海域发育了一系列沉积盆地，总面积达近百万平方公里，具有丰富的含油气远景。这些沉积盆地自北向南包括：渤海盆地、北黄海盆地、南黄海盆地、东海盆地、冲绳海槽盆地、台西盆地、台西南盆地、台西南盆地、台东盆地、珠江口盆地、北部湾盆地、莺歌海——琼东南盆地、南海南部诸盆地等。中国海上油气勘探主要集中于渤海、黄海、东海及南海北部大陆架。

1966年联合国亚洲及远东经济委员会经过对包括钓鱼岛列岛在内的我国东部海底资源的勘察，得出的结论是，东海大陆架可能是世界上最丰富的油田之一，钓鱼岛附近水域可以成为“第二个中东”。据我国科学家1982年估计，钓鱼岛周围海域的石油储量约为30亿~70亿吨。还有资料反映，该海域海底石油储量约为800亿桶，超过100亿吨。

南海海域更是石油宝库。中国对南海勘探的海域面积仅有16万平方千米，发现的石油储量达52.2亿吨，南海油气资源可开发价值超过20亿万元人民币，在未来20年内只要开发30，每年可以为中国GDP增长贡献1~2个百分点。而有资料显示，仅在南海的曾母盆地、沙巴盆地、万安盆地的石油总储量就将近200亿吨，是世界上尚待开发的大型油藏，其中有一半以上的储量分布在应划归中国管辖的海域。经初步估计，整个南海的石油地质储量大致在230亿至300亿吨之间，约占中国总资源量的三分之一，属于世界四大海洋油气聚集中心之一，有“第二个波斯湾”之称。据中海油2003年年报显示，该公司在南海西部及南海东部的产区，截至2003年底的石油净探明储量为6.01亿桶，占中海油已探明储量的42.53。
到目前为止，渤海湾地区已发现7个亿吨级油田，其中渤海中部的蓬莱19-3油田是迄今为止中国最大的海上油田，又是中国目前第二大整装油田，探明储量达6亿吨，仅次于大庆油田。至2010年，渤海海上油田的产量将达到5550万吨油当量，成为中国油气增长的主体。
从以上来看，我国石油资源集中分布在渤海湾、松辽、塔里木、鄂尔多斯、准噶尔、珠江口、柴达木和东海陆架八大盆地，其可采资源量172亿吨，占全国的81.13％；天然气资源集中分布在塔里木、四川、鄂尔多斯、东海陆架、柴达木、松辽、莺歌海、琼东南和渤海湾九大盆地，其可采资源量18.4万亿立方米，占全国的83.64％。

从资源深度分布看，我国石油可采资源有80％集中分布在浅层(＜2000米)和中深层(2000米～35 00米)，而深层(3500米～4500米)和超深层(＜4500米)分布较少；天然气资源在浅层、中深层、深层和超深层分布却相对比较均匀。

从地理环境分布看，我国石油可采资源有76％分布在平原、浅海、戈壁和沙漠，天然气可采资源有74％分布在浅海、沙漠、山地、平原和戈壁。

从资源品位看，我国石油可采资源中优质资源占63％，低渗透资源占28％，重油占9％；天然气可采资源中优质资源占76％，低渗透资源占24％。

截至2004年底，我国石油探明可采储量67.91亿吨，待探明可采资源量近144亿吨，石油可采资源探明程度32.03％，处在勘探中期阶段，近中期储量发现处在稳步增长阶段；天然气探明可采储量2.76万亿立方米，待探明可采资源量19.24万亿立方米，天然气可采资源探明程度仅为12.55％，处在勘探早期阶段，近中期储量发现有望快速增长

⑥ 海相沉积盆地基本类型

海相沉积可以发生于从裂谷、被动大陆边缘到残留洋、前陆盆地所有盆地类型中。按照板块构造观点，沉积盆地可以划分为7大类（表3-1），即克拉通内（陆内）坳陷盆地、大陆裂谷盆地、被动大陆边缘盆地、大洋盆地、与俯冲作用有关的盆地、与碰撞作用有关的盆地和走滑盆地。图3-1为不同类型盆地所处大地构造位置及其相互关系。图3-2则表示了世界上主要沉积盆地的分布，可以看出它们与稳定克拉通或陆块、中、新生代主要缝合带或更老的缝合带等的密切关系。

表3-1 盆地构造分类

图3-4 残留洋盆地（a，b）向前陆盆地（c，d）的演化模式

前陆盆地遭受周期性逆冲，导致前缘隆起迁移。逆冲期产生近源冲积扇；静止期遭受侵蚀，前缘隆起向克拉通方向迁移，盆地中心及近克拉通一侧主要为细粒沉积；再次逆冲，前缘隆起又向冲断带方向迁移。冲断作用还可以造成前陆盆地被改造，冲断岩席之上形成次级背驮盆地。在褶皱-逆冲断层带发育各种类型褶皱和反转断层。

7.走滑盆地

走滑盆地包括拉分盆地和转换挤压型盆地，规模小，狭长，快速沉降。沉积环境变化很大，从冲积扇至深海扇；圈闭类型包括正、逆断层、褶皱、花状构造等；如极富油气的加利福尼亚地区盆地。

由上所述，海相沉积主要形成于两类盆地中：①克拉通内或陆内坳陷盆地。演化历史长，长期多次遭受海侵，是海相地层发育最完全、保存最完整的地区；②克拉通边缘坳陷盆地及其上叠的前陆盆地，记录了从裂谷、被动大陆边缘、克拉通边缘坳陷（残留洋）乃至前陆盆地阶段的沉积，海相盆地保存完整。其他类型盆地或海相沉积较局限，如大陆裂谷盆地，或海相沉积在后期遭改造成为褶皱-逆冲造山带的组成部分，如大部分与俯冲作用有关的盆地。因此，克拉通内或陆内坳陷盆地及克拉通边缘坳陷盆地和前陆盆地是海相油气的主要聚集场所，也是海相石油地质研究的主要对象。