王津义，王彦青，彭金宁，刘光祥，高 林

(1.中国石油化工股份有限公司 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214126；2.中国石油化工股份有限公司 勘探南方分公司，成都 610041)

贵州南部中泥盆统油气地质条件及成藏史分析

王津义1，王彦青1，彭金宁1，刘光祥1，高 林2

(1.中国石油化工股份有限公司 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214126；2.中国石油化工股份有限公司 勘探南方分公司，成都 610041)

贵州南部槽盆相沉积的中泥盆统独山组泥质烃源岩分布广泛，有机质丰度高，有机碳含量平均3.02%，干酪根显微组分显示以Ⅱ1型为主，少量为Ⅰ型，显示极好的生烃条件。碳酸盐岩和砂岩储层晶间、粒间孔隙及裂缝均十分发育，储集性能较好。盖层广泛分布，保存完好，具有较强的封盖性。油气显示表明，中泥盆统碳酸盐岩储层及砂岩储层中，均可见到不均匀有机质浸染或沥青充填。独山组中包裹体均一温度显示，该区具有两期油气充注。泥盆纪末期，贵州南部正处于紫云运动的抬升隆起区，成为早石炭世生油高峰阶段油气充注的有利区域，油气沿断裂向台地、台地边缘礁滩相灰岩储层及滨岸相砂岩储层运聚，可形成一定规模的油气藏。

泥质烃源岩；油气组合；油气显示；成藏史；独山组；中泥盆统；贵州南部

泥盆纪早期，贵州南部受垭紫罗断裂带活动的影响(图1)[1]，发生大型裂陷，形成黔南裂陷槽，在裂陷槽内沉积发育了巨厚的泥盆系。泥盆纪中期，镇宁—王佑—平塘一线以南，整体仍处于裂陷沉积的鼎盛时期。在沉积中心，中泥盆统独山组(D2d)黑色泥页岩十分发育，呈北西走向分布，沉积厚度一般为100～250 m；有机碳丰度高，平均3.02%，属好的烃源岩[2]。岩石薄片分析，中泥盆统灰岩储层晶间局部被不均匀有机质浸染或沥青充填；岩石压溶缝呈网状分布，沿裂缝可见少量沥青质充填，并浸染周边晶体。盖层以中上泥盆统泥灰岩、泥岩及下石炭统泥岩及二叠系泥岩为主，其中台盆、台洼相沉积的下二叠统栖霞组(P1q)和上二叠统龙潭组(P2l)泥质岩类在黔南地区广泛发育，可作为有效的区域盖层。该区形成了一套中泥盆统独山组单层厚度大于50 m的黑色泥页岩(生)、中泥盆统独山组生物礁灰岩、溶蚀孔洞灰岩和上泥盆统砂岩、溶孔灰岩厚度大于100 m(储)、下石炭统泥岩、粉砂质泥岩、粉砂岩夹泥灰岩厚度大于150 m及二叠系泥质岩类(盖)的良好生、储、盖组合[3]。

图1 贵州南部构造区划及井位分布[1]

1 中泥盆统烃源岩

1.1烃源岩剖面特征

(1)漫滩剖面。中泥盆统独山组黑色泥页岩主要发育在贵州西南部，在广顺漫滩剖面可见到大套槽盆相沉积的黑色泥页岩，出露达3～5 km，分布范围广，产状一般为100°∠25°，厚50～180 m，单层最大厚度大于50余m，显示了该套烃源岩极好的生烃条件(图版a,b)。

(2)龙里剖面。在贵阳龙里，中泥盆统独山组暗色泥页岩由槽盆相沉积相变为滨浅海相沉积，岩性相变为砂泥岩互层，泥页岩最大单层厚度明显小于漫滩剖面，单层最大厚度仅为1.5 m，一般厚度为0.1～1.2 m，平均厚度小于1 m，泥页岩厚约25 m(图版c)。

贵州南部独山组泥页岩主要分布于镇宁—王佑—平塘以南地区，泥页岩厚度100～250 m。其中，紫云—长顺一带厚度大于180 m，分布稳定。该套泥页岩在关岭—紫云—罗甸一线以南属槽盆相沉积，宏观上为一套好的烃源岩[4]。

1.2烃源岩地化特征

在广顺漫滩，独山组黑色泥页岩有机碳含量一般为0.32%～4.86%，平均3.02%，有机质丰度高，属好的烃源岩(表1)。在漫滩剖面北东钻探的谷超深1井中泥盆统泥质岩有机碳含量达1.29%，厚度大于84 m，属好的烃源岩。贵阳龙里独山组灰色泥页岩有机碳含量一般为0.14%～0.62%，平均为0.33%，属于一般烃源岩。根据干酪根显微组分分析，该地区中泥盆统泥页岩干酪根类型指数(TI)为56.30%～61%，属Ⅱ1型干酪根。其中腐泥组占75%～77.70%，镜质组占25%～22.30%。碳同位素分析，泥页岩分布区间为-25.5‰～-30.82‰，类型判别以Ⅱ1型为主，少量为Ⅰ型。烃源岩评价属于好的烃源岩。独山组泥页岩氯仿沥青“A”含量均较低，平均小于15×10-6，可能与烃源岩演化程度较高有关(表1)，这与黔雅2井中泥盆统黑色泥页岩—深灰色泥灰岩Ro值达4.041%～4.68%，所显示的该套烃源岩已处于过成熟演化阶段一致[5-7]。

表1 贵州南部中泥盆统独山组烃源岩地化分析数据

2 中泥盆统储层

中泥盆世中晚期，在贵州中部即上扬子古陆周围的贵阳龙里及福泉一带为滨岸相区，主要沉积了一套石英砂岩；在贵州中南部长顺—平塘—独山一线则为开阔台地相沉积区，沉积了中厚层块状灰岩，灰岩中溶蚀孔洞发育(图版d)；在贵州南部开阔海台地相与槽盆相衔接部位发育了台地边缘相，沉积发育了生物礁相灰岩、礁滩相灰岩，岩性主要以塔状生物礁灰岩及生物碎屑灰岩为特征(图版e)。

2.1碳酸盐岩储层

根据台地、局限台地、台地边缘生物礁相储层物性分析，表2显示以局限台地相沉积的白云岩储层物性最好，台地边缘相沉积的生物礁储层物性次之。如独山剖面白云岩储层孔隙度分布为0.81%～9.01%，平均为5.80%；渗透率分布为(0.09～32.50)×10-3μm2，平均为27.30×10-3μm2，孔渗物性均较好。独山剖面生物礁储层平均孔隙度较低，仅为1.65%，但平均渗透率可达8.56×10-3μm2，平均渗透率是生物礁相储层中最好的。在广顺漫滩生物礁相储层中，平均孔隙度为3.00%，平均渗透率为4.51×10-3μm2，储层性能与独山生物礁储层一致。碳酸盐岩类储层在独山—平塘—惠水一带沉积厚度最大，一般大于600 m[8-9]。

中泥盆统灰岩岩石类型可分为中—厚层块状灰岩，厚层状砂屑、藻屑、藻团块及核形石灰岩，砂砾屑灰岩，白云质灰岩和各类白云岩；生物礁灰岩的岩石类型可分为含生屑、生屑灰岩及层孔虫、珊瑚生物灰岩、生物礁灰岩等。在碳酸盐岩储层中，灰岩多为粉晶结构，局部细—中粗晶结构，岩石被不同程度白云岩化，具弱溶蚀现象，形成较多溶蚀微孔，面孔率为1%～1.5%左右。其中，局部灰岩和生屑灰岩的白云石晶间孔、生物体腔孔和溶孔较发育，面孔率为2%～3%，最大达4%～5%不等。广顺漫滩中泥盆统粒屑白云岩的岩石成分主要为残余粒屑结构、不等晶结构，岩片中则以不等晶半自形白云石为主，局部见有机质浸染。铸体分析，岩石中晶间孔隙及裂缝发育(图版f,g)，具有较好储集性能。铸体主要充填晶间孔隙，少许晶粒铸体呈晶内溶蚀孔隙充填，铸体分布不均匀，部分晶间铸体呈浸染状，喉道呈片状、收缩状。有数条铸体充填的裂缝发育，裂缝呈平缓延伸，其中一条铸体充填裂缝延伸较长，裂缝最宽处约为0.10 mm，岩片面孔率为1.50%左右[10]。

上泥盆统灰岩储层岩性主要为局限台地相沉积的白云岩和生物碎屑灰岩，由于白云岩化及溶蚀作用，使得岩石中白云岩晶间孔和各类次生溶蚀孔隙较发育，岩石面孔率多在2%～3%，基块孔隙度在5%左右或大于5%，局部面孔率为10%，孔隙中多有不同程度的沥青充填。

2.2砂岩储层

滨岸相沉积的中泥盆统砂岩储层岩石类型为浅灰—灰褐色石英砂岩，包括砾状砂岩、砂岩、细砂岩、粉砂岩等，以粉砂岩—细砂岩为主。砂岩类储层孔隙度为0.32%～8.78%，平均6.24%，渗透率为(0.19～3.90)×10-3μm2，平均2.55×10-3μm2。根据钻井岩心物性分析，其中雅超深1井中泥盆统10个石英砂岩岩心样品物性统计，孔隙度在0.52%～3.75%，平均仅1.60%，平均渗透率小于0.3×10-3μm2，钻井岩心物性揭示，均属低孔、低渗性能(表3)。

岩片分析，贵定龙里中泥盆统砂岩以细砂结构为主，分选较好，嵌晶—孔隙式胶结为主；岩石中以石英为主，其次为长石、岩屑，部分石英具有次生加大作用，孔隙发育较好。铸体分析，岩石中孔隙发育较好，多为粒间溶蚀孔隙(图版h)，并有裂缝穿插。铸体多呈团块状分布，少量粒间铸体孔隙边缘见残余有机质，部分颗粒及胶结物铸体呈浸染状，喉道呈收缩状、片状，局部喉道呈半连通状，岩片面孔率达8.55%，为具有较好储集性能的储层。

表2 贵州南部中泥盆统碳酸盐岩储层物性

表3 贵州南部中泥盆统砂岩储层物性

3 盖层分析

3.1盖层

直接盖层为中泥盆统上部泥质岩类盖层，岩性一般为泥岩、粉砂质泥岩、砂质泥岩等碎屑岩类，主要为非均质泥岩盖层，局部为较均质盖层，厚400～600 m，横向变化大，分布面积广，往南逐渐增厚，最厚可达700余m。钻井揭示区内谷增、王佑地区盖层条件相对较好，为较均质泥质岩盖层，且厚度相对较大。据谷超深1井、黔雅2井岩心测试，较均质泥岩孔隙度为0.83%～1.33%，砂质泥岩孔隙度为2.4%，渗透率为(0.37～1.73)×10-6μm2和1.46×10-6μm2，排驱压力为18.70～29.86 MPa和11.85 MPa，反映中泥盆统上部泥岩类盖层长期处于持续沉降埋藏的演变过程，仍具备封盖油气的良好条件。尤其是谷超深1井、雅超深1井和王深1井在多个井段录井显示了气测异常。如王深1井在D2井段，井深720～830 m气测后效全烃达4%；井深1 852.4～1 854.3 m放空井段，泥浆槽面出现较多小气泡，占槽面30%左右，气测无异常；3 680.0～3 730 m泥浆槽面出现密集小气泡，占槽面90%，气测无异常。测井结果均为气显示层，表明该套盖层具有一定的封闭能力。

间接盖层主要为下石炭统泥岩和二叠系泥质岩类，其中下石炭统大塘组(C1d)，在贵阳乌当、偏坡、龙里芝麻乡等地，岩性为碳质泥岩、泥岩和泥质粉砂岩、砂岩互层，属滨岸沼泽相沉积，泥岩累计厚度1.5～30 m，夹多层煤线。在独山—平塘地区，该套泥岩属滨浅海—沼泽相沉积，岩性以黑色泥岩与粉砂岩、砂岩互层为主，黑色泥岩最大单层厚度可达6～7 m，泥岩累计厚度达30～45 m，可作为良好的盖层。二叠系泥岩盖层在全区均有分布，其中下二叠统梁山组沉积了一套黑色泥页岩、夹煤层，一般厚5～27 m，属陆棚相或滨岸沼泽相沉积。下二叠统栖霞组早期沉积了一套黑色页岩、灰黑色泥灰岩，一般厚度大于50 m，属栖霞初期远滨相沉积，该套页岩全区发育稳定，广泛分布，可以组成原始、广泛、稳定的沉积盖层，具有较强的封盖性。上二叠统龙潭组泥岩盖层，主要分布在贵州西南部，以安顺凹陷保存厚度最大；岩性以泥岩、粉砂质泥岩、泥灰岩为主。据盖层突破压力分析，该套泥岩在安顺、贵定地区突破压力达11.006～18.074 MPa，气柱高度1 100.63～1 807.45 m，泥岩盖层达到Ⅰ、Ⅱ类封闭良好型盖层。据窑1井、安参井钻井资料统计，该套泥质岩类盖层厚度达300～700 m，可作为良好的局部盖层[11-12]。

3.2成岩阶段

伊利石结晶度指标划分成岩演化阶段的基本标准是伊利石结晶度值小于0.2°(△2θ)的岩石划归浅变质带；小于0.42°的岩石划归近变质带；小于0.50°的岩石划归成岩晚期；小于0.60°的岩石划归成岩中晚期，大于0.60°的岩石划归浅于成岩阶段中期。借鉴该标准并结合粘土矿物X衍射测试分析(表4)，结果本区成岩矿物演化程度的主要特点为，泥盆系、石炭系伊利石结晶度小于0.47～0.51， 混层比小于20，二叠系伊利石结晶度小于0.50～0.51，混层比小于15，岩石演化均处于成岩作用中晚期阶段，表明它们均具有较好的封盖能力[12-15]。

4 油气显示及成藏史分析

4.1油气显示

在独山大河中泥盆统灰岩裂缝、裂隙中，可见到大量的沥青充填，在打开的新鲜层面上，用手触摸染手，含沥青灰岩厚2～3 m(图版i,j)；在中泥盆统生物礁灰岩中，岩石薄片显示，独山组生物礁灰岩呈珊瑚礁结构或残余生物骨架中晶结构，珊瑚体呈斑块分布，岩石具强烈白云石化，白云石主要呈自形细晶，在珊瑚体间分布，少许为粉晶分布于珊瑚空腔中，局部被不均匀有机质浸染或沥青充填(图版k)。岩石中发育压溶缝，呈网状分布，沿缝可见少量沥青质充填晶间，并浸染周边晶体[16](图版l)。

表4 贵州南部粘土矿物X衍射测试分析数据

图2 贵州南部中泥盆统热演化史

4.2成藏史分析

贵州南部构造埋深史显示，海西早期快速沉降、中期缓慢沉降、晚期快速沉降、印支期加速沉降、燕山期以来快速抬升，最大埋深可达8 000余 m。热演化史分析，该地区中泥盆统烃源岩在晚泥盆世早期达到生油门限，早石炭世进入生油高峰阶段，早石炭世末期进入生凝析气阶段，石炭纪晚期以生干气为主(图2)[17]。独山组包裹体均一温度显示，具有2期油气充注，第1期在早石炭世生油高峰阶段，第2期在晚石炭世至早二叠世生凝析气阶段。储层为独山组台地或台地边缘生物礁相灰岩；盖层为中上泥盆统泥岩、下石炭统泥岩及二叠系泥岩、泥灰岩。从盖层条件看，台盆相沉积的上二叠统龙潭组泥质岩类在本区广泛发育，可作为有效的区域盖层。泥盆纪末期，贵州南部正处于紫云运动的抬升隆起区，也是第1期早石炭世生油高峰阶段油气充注期的有利区域，油气运聚沿着油源断裂向台地、台地边缘生物礁相灰岩储层及滨岸相砂岩储层运聚，可形成一定规模的油气藏[18-19]。

5 结论

1)独山组黑色泥页岩以槽盆相沉积为主，泥质烃源岩分布广泛，单层厚度大(大于50余m)；有机碳含量平均3.02%，有机质丰度高；干酪根显微组分显示以Ⅱ1型为主，少量为Ⅰ型，显示了极好的生烃条件。

2)发育多套储层，测试分析表明，不论是碳酸盐岩还是砂岩储层，晶间、粒间孔隙及裂缝均十分发育，储集性能较好。

3)盖层发育保存完好，其中下石炭统滨浅海—沼泽相泥岩在贵州南部地区最发育，可作为良好的盖层；下二叠统远滨相页岩、泥灰岩全区发育稳定，广泛分布，可以组成有效的盖层，具有较强的封盖性。上二叠统台盆相泥岩，主要分布在贵州西南部，以安顺凹陷保存厚度最大，达到Ⅰ、Ⅱ类封闭良好型盖层。

4)中泥盆统灰岩储层及裂缝、裂隙中均见有大量的沥青充填，含沥青层厚度2～3 m，独山组生物礁灰岩薄片显示，礁灰岩具珊瑚礁结构或残余生物骨架中晶结构，岩石具强烈白云石化，在珊瑚体间、岩石裂缝间均被不均匀有机质浸染或沥青充填。

5)独山组灰岩包裹体均一温度显示，该地区具有2期油气充注。泥盆纪末期，贵州南部正处于紫云运动的抬升隆起区，也是第1期早石炭世生油高峰阶段油气充注的有利区域，油气沿着油源断裂向台地、台地边缘生物礁相灰岩储层及滨岸相砂岩储层运聚，可形成一定规模的油气藏。

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图 版

(编辑徐文明)

PetroleumgeologicconditionsandaccumulationhistoryofMiddleDevonian,southernGuizhouprovince

Wang Jinyi1, Wang Yanqing1, Peng Jinning1, Liu Guangxiang1, Gao Lin2

(1.WuxiResearchInstituteofPetroleumGeology,SINOPEC,Wuxi,Jiangsu214126,China; 2.SINOPECExplorationSouthernCompany,Chengdu,Sichuan610041,China)

In the Dushan Formation of the Middle Devonian in the southern Guizhou province, the mudstone source rocks of trough-basin facies are widespread with high organic abundance. The average organic carbon content is 3.02%. Most of the kerogens are of type Ⅱ1, and some are of type Ⅰ, indicating for excellent hydrocarbon generation conditions. In carbonate and sandstone reservoirs, intergranular, intergranular pores and cracks develop well. Cap rocks distribute widely and are preserved well, indicating for strong sealing capacity. Petroleum shows prove that, in both carbonate and sandstone reservoirs in the Middle Devonian, uneven organic matter or asphalt infillings can be found. The homogenization temperatures of fluid inclusions in the Dushan Formation show that the study area has experienced 2 phases of hydrocarbon charging. At the end of Devonian, the southern Guishou province was the uplifting area of the Ziyun Movement, hence was favorable for petroleum charging during the early Carboniferous. Petroleum migrated along cracks to the reef flat limestone reservoirs and the littoral sandstone reservoirs in platforms and platform edges.

mudstone source rock; petroleum accumulation assemblage; petroleum show; accumulation history; Dushan Formation; Middle Devonian; southern Guizhou province

1001-6112(2013)02-0139-07

10.11781/sysydz20130205

TE122.1

A

2012-06-05；

2013-01-21。

王津义(1957—)，男，硕士，高级工程师，从事油气地质综合研究。E-mail：wangjy.syky@sinopec.com。

中国石油化工股份有限公司科技项目(P04038)和中国石油化工股份有限公司勘探南方分公司科技攻关项目(G0800-10KK-137)资助。