《石油地质学》综合实习报告百色盆地田东凹陷油气藏形成条件分析.docx
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《石油地质学》综合实习报告百色盆地田东凹陷油气藏形成条件分析
《石油与天然气地质学》综合实习报告样板
百色盆地田东凹陷油气藏形成条件分析
InJune2014
选题:
百色盆地田东凹陷油气藏形成条件分析
指导老师:
组长:
成员:
任务分配:
第一部分区域地质概况
第二部分油源条件分析
第三部分生储盖组合分析
第四部分圈闭有效性分析
第五部分油气藏形成条件综合评价
结果汇总与文档编辑
内容提要:
百色盆地位于广西西南部的百色、田阳、田东等县辖区境内,属新生代内陆断陷盆地,可划分为五个二级构造单元,即田东凹陷、那百凸起、田阳凹陷、四塘凸起和百色凹陷,本次报告主要分析田东凹陷的油气藏形成条件,报告题目为《百色盆地田东凹陷油气藏形成条件分析》,主要从
1、田东凹陷的区域地质概况;
2、油源条件分析;
3、生储盖组合分析;
4、圈闭有效性分;
5、油气藏形成条件综合分析
等五个方面对田东凹陷逐步深入的认识与分析。
目录纲要:
1区域地质概况
1.1地质概况
百色盆地位于广西壮族自治区西南部的百色、田阳、田东等县辖区境内(图1-1),分布在东经106°34′~107°21′和北纬23°23′~23°47′之间。
百色盆地在区域构造上位于南盘江中生代早期坳陷区的东南端,是一个受北西向的右江大断裂构造控制的、在印支期中三叠统褶皱基地上发育形成的新生代内陆断陷盆地[2],呈NWW—SEE向长条状展布,长约109km,宽7~14km,面积830平方公里,新生界厚度3400米,其中可划分五个二级构造单元,即田东凹陷、那百凸起、田阳凹陷、四塘凸起和百色凹陷[1],在田东凹陷已发现五个油田,即花茶油田、上寅油田、塘寨油田、仑圩油田、上法油田。
图1-1百色盆地分布略图
盆地发育于中三叠统之上,其沉积盖层自下而上可划分为下第三系古新统六吜组、始新统洞均组、那读组、百岗组、渐新统伏平组和建都岭组,上第三系长蛇岭组,其中那读组为盆地最重要的含油气层位[3-5],在整个盆地内分布最广、厚度最大和层位最稳定,但岩性、岩相变化较大。
1.2地层发育
1.2.1前新生界
前新生界分布于盆地外围,有中、下三叠统、二叠系及石炭系,中三叠统大面积分布于盆地四周,成为盆地基地的主要地层,下三叠统及二叠系主要出露于盆地南缘,石炭系分布于盆地以南地区。
1.2.2新生界
新生界是组成盆地的地层,经过大量研究和对比,地层单元划分日趋完善,自下而上分别是下三叠下中始新统红色岩组、上始新统那读组、渐新统百岗组、上三叠中新统伏平组和上新统建都岭组(图1-2)。
图1-2广西百色盆地第三系综合柱状图
1.3构造背景
百色盆地位于华南西南部,西临印度板块,盆地的形成和构造演化主要与欧亚板块和印度板块间的相互作用密切相关[6,7]。
当印度向欧亚板块碰撞挤入时,产生了两期极其重要的地壳运动[8,9]。
第一期(距今20-50Ma),由于印度板块向欧亚板块的撞碰挤入,东南亚块体被挤出,其距离达800-1000km,南海也随红河断裂左旋活动而张开,华南西部处在左旋扭动的应力场状态下,相关断裂带便发生左旋走滑,形成走滑断层。
第二期(距今10-20Ma),随着印度板块的继续向北挤入和阿尔金山断裂带的开始活动[6,10],华南沿着阿尔金断裂带向东移动几百千米,在此背景下,华南的应力场由左旋转变为右旋,相关走滑断裂的走滑方向也同时发生改变,即由左旋走滑转变为右旋走滑。
基于百色盆地所处大地构造位置,印度板块与欧亚板块碰撞造山造成的走向滑移线场和逃逸构造使右江断裂带先左行走滑(距今20-50Ma)、然后右行走滑(距今20Ma以来),是形成百色盆地的重要原因,这也是盆地形成的较为确切的构造背景。
1.4构造演化
1.4.1盆地构造单元划分及形成机制
在综合利用前人研究成果基础上,主要根据盆地形成的构造背景、盆地沉降和沉积史以及与相关断裂构造的关系,结合盆地现今的构造面貌,重新对百色盆地的构造单元进行了划分(图1-3)。
拉分盆地是与走滑断裂系相关的特殊沉降构造,由于盆地在平面上呈菱形或近于菱形,因此曾被称为菱形断陷[11]。
迄今为止,对走滑拉分盆地的成因和发育过程主要有多种不同的解释。
其中右阶右行或左阶左行岩桥区的持续滑动是其主要的原因之一[11]。
由于百色盆地处于右江断裂带的弯曲部位,这一部位分支断裂十分发育,因此在右江断裂带发生左行走滑时,便首先在这些部位发生走滑拉分。
同时,在左行走滑应力作用下,沿与NW向断裂大致平行的方向产生拉张作用力,并在左行左阶排列断裂的重叠、错列处形成坳陷,而在左行右阶排列断裂的重叠错列处形成推隆构造。
田东凹陷、头塘凹陷和莲搪凹陷就形成于左行左阶排列的高祥断裂与那坡断裂、三今断裂与那陀断裂、那陀断裂与那怀断裂的重叠、错列处,那笔隆起和那葛隆起则形成于左行右阶排列的三今断裂与那坡断裂、那陀断裂与五村断裂的重叠、错列处。
图1-3百色盆地构造单元划分示意图
1.4.2盆地构造演化(详见第四部分)
根据盆地的沉积建造和后期改造特征,结合右江断裂带的演化特征,我们认为百色盆地的演化主要经历3个主要时期,即前拉分期、拉分期和后拉分期:
(1)前拉分期(六吜期-洞均期):
典型标志是形成六吜组红色粗碎屑岩和洞均组淡水灰岩,代表所在地区的地壳构造活动相对平稳,气候炎热、干燥,是右江断裂左行走滑前的产物。
(2)拉分期(那读期-建都岭期):
根据构造活动强度、基底伸展下沉幅度以及沉积相等,拉分期分成早期的断陷阶段(那读期)和晚期的坳陷阶段(百岗期-建都岭期)。
断陷阶段的标志是盆地发生大幅度断陷,在近4Ma年的时间内沉积了厚达2500m的地层,广泛发育梨式生长正断层,特征的沉积相是(半)深水湖相。
坳陷阶段的标志是盆地由早期的快速断陷转为在沉积载荷下缓慢下降,长期充填使盆地不断变浅,特征沉积相是浅水湖相和沼泽相。
这时大规模犁式生长断层活动基本结束。
(3)后拉分期(建都岭末期-第四纪):
本阶段也称为褶皱抬升期[6],以较强烈的挤压、构造反转和大规模剥蚀为主要特征。
图1-4百色盆地构造演化示意图
T2.中三叠统;E2l.六吜组;E2d.洞均组;E2n.那读组;E2b.百岗组;
E2b1.百岗早期;E2b2.百岗晚期;E3f.伏平组;E3j.建都岭组;N2ch.长蛇岭组
2油源条件分析
2.1生油层、生油坳陷及其评价
2.1.1油气显示
百色盆地见油砂露头两处、油气显示井198口(包括煤田钻孔、分布如图2-1所示),其中田东凹陷见油气显示井182口,占总显示井数之91.9%,为盆地内见油气显示数量最多,分布范围最广的一个凹陷,其中以北带油气显示最集中,南带油气显示分布范围广[1]。
图2-1广西百色盆地油气显示分布图
含油气层位主要有三个,自下而上为中三叠统、第三系那读组下段和百岗组四、五段[1]。
前者主要为石灰岩含油,见于田东凹陷北部花茶及南部上法等地区,局部为砂岩含油(仑圩地区);后两个层位为砂岩含油,其中那读组下段砂岩储存物性较好。
储集空间类型大体有四种,即砂岩孔隙、石灰片裂隙与晶洞、泥岩裂隙及生物化石体腔,其中以前两种类型为主,工业油流均产于其中。
2.1.2生油岩层系
从沉积特征分析,百色盆地第三系五个组中以那读组和百岗组的生油性能为最好[1]。
那读组的半深湖-深湖相灰-深灰色泥质岩,厚层较大,属长期稳定沉积环境下的沉积物,古气候温暖潮湿,各类生物尤其是水生浮游生物繁盛,加之沉积速率大,利于形成还原环境,保存条件较好,有利于生油(表2-1)。
百岗组一般为浅湖相含煤碎屑岩、属中等还原环境,生物繁盛,沉积速率亦较大,同样具有生油条件,但较那读组差[1]。
表2-1广西百色盆地k、s2-值统计表
2.1.3有机质丰度
百色盆地那读组及百岗组中暗色泥岩的有机质丰度统计见表2-2,与国内东部第三系盆地生油岩标准比较,一般为中等,部分达到或接近于优质生油岩指标。
那读组的有机质丰度略高于百岗组,那读组暗色泥岩为盆地之主要生油层,在平面分布广。
百色凹陷的有机质丰度略高于田东凹陷,而田东凹陷的那读组的生油岩总烃含量则高于其它两个凹陷。
表2-2广西百色盆地下第三系暗色泥岩有机质及族组分统计
2.1.4有机质类型
有关生油岩有机质类型方面的研究,先后作了干酪根镜检(显微部分)、元素、热解、红外光谱、碳同位素和热解气相色谱等分析。
2.1.4.1干酪根镜下特征
田东凹陷百20井作了较系统的干酪根镜检分析(图2-2),干酪根类型大体可分为:
那读组(井深1750-2658m)为腐植-腐泥型至腐泥型(ⅡA-Ⅰ型干酪根);井岗组下部(井深1480-1735m)为腐泥-腐植型(ⅡB型干酪根);百岗组上部(井深1196-1440m)为腐植型(Ⅲ型干酪根)。
图2-2白色盆地田东凹陷百20井的干酪根镜检分析
2.1.4.2元素分析
干酪根元素分析统计(表2-3)说明,随层位的不同元素的含量分布具有规律件的变化,地层时代由老至新,碳(C)与氢(H)的含量由高变低、(O+N+S)含量则由低变高。
从H/C与O/C原了比值分析,那读组基本上属于Ⅰ型,生油岩母质类型好,百岗组属ⅡB型,生油岩母质类型较差。
表2-3百色盆地干酪根元素分析统计表
2.1.4.3热解分析
由田东凹陷百20井热解分析资料编制成的干酪根热解X形图(图2-3)显示出,百岗组以ⅡB型或Ⅲ型干酪根为主,那读组以ⅡA型为主,Ⅰ型及ⅡB型次之。
百20井热解分析参数统计(表2-4)反映其氢、氧指数分布规律随干酪根类型变化而逐渐过渡,并随沉积相的变化组成一个完整的类型变化系列。
图2-3广西百色盆地田东凹陷干酪根热解x形图
表2-4百20井热解分析参数统计
2.1.4.4红外光谱分析
(1)干酪根红外光谱
图2-4显示,田东凹陷那读组多数群点分布在ⅡA型区域,部分在Ⅰ型区域,反映脂肪族C-H的伸展振动吸收峰较强,含氧基团c=0的伸展振动吸收峰较弱;百岗组多数点群分布在ⅡB和Ⅲ型区域,其吸收峰强弱与那读组相反。
图2-4广西百色盆地田东凹陷干酪根热解X形图
(2)氯仿沥青“A”红外光谱
从盆地下第三系具代表性的生油岩和煤的氯仿沥青“A”红外光谱资料得知,那读组含有效丰富的脂肪族官能团,尤其是长短烷烃,表明其原始有机质更富含类脂化合物;百岗组富芳烃结构和含氧基团的各种官能团,芳香烃中氢取代较少,表明在原始有机质中腐植成分占优势。
2.1.4.5干酪根碳同位素分析
经碳同位素分析,百岗组干酪根属于湖沼相高等植物的属性,那读组干酪根属于淡水性浮游生物范围。
2.1.4.6气相色谱分析
(1)干酪根热解气相色谱
那读组和百岗组的干酪根热解产物组成存在明显的差异(见表2-5),在组成三角图(图2-5)上的分布是:
那读组干酪根以Ⅱ型为主,还有部分Ⅰ型和Ⅲ型;百岗组干酪根主要为Ⅲ型,与煤很相似。
表2-5广西百色盆地下第三系干酿根热解产物主要组成统计(一般值)
图2-5广西百色盆地田东凹陷干洛根红外光谱结构族组成三角图
(2)饱和烃气相色谱
从表2-6统计反映,那读组与百岗组的暗色泥岩饱和烃色谱亦存在明显差异,百岗组的主峰碳数多为C29,轻烃/重烃比值较低,表明其有机母质以陆生植物占优势;那读组主峰碳数以C2l为多,轻烃/重烃比值一般较高,反映其有机母质以低等浮游生物占优势。
此外在异构烷烃方面,百岗组的姥鲛烷/植烷比值大多在3.0以上,属弱氧化-弱还原环境;那读组一般为2.0-2.6,属正常还原环境。
表2-6广西百色盆地下第三系暗色泥岩饱和烃气相色谱分析参数
综上所述,百色盆地生油岩的母岩类型,在纵向上,那读组以腐植-腐泥型(ⅡA)为主,腐泥型次之,有机母质主要来自淡水浮游生物;百岗组为腐泥-腐植型至腐植型(ⅡB-Ⅲ),母质来源以湖泊相高等植物占优势。
在横向上,田东凹陷明显地优于百色和田阳两凹陷,为盆地主要生油凹陷。
同时,干酷根类型的分布与沉积相有着密切关系,深水-半深水湖相沉积多属于Ⅰ-ⅡA型,浅湖和湖沼相沉积则以ⅡB-Ⅲ型为主。
2.1.5有机质成熟度
百色盆地有机质成熟度的系统研究工作始于1981年,从不同角度进行分析探讨,所得出的有机质成熟度并不统一,其划分阶段甚至相差较大(见表2-7)。
1981年,应用烃/C、正烷烃色谱特征、OEP以及Ro等参数指标,研究得出田东凹陷有机质成熟度为:
那读组于埋深1650-2000米为初熟阶段,埋深大于2100米进入高成熟阶段;百岗组埋深1550-1750米为初熟期,尚未进入高成熟期。
1982年,综合氯仿沥青“A”/C、总烃、饱和烃、非烃、烃/C、剥粉仅变指数及Ro等参数变化特征,研究得出田东凹陷有机质成熟度为:
那读组于埋深1200—22l7米为低熟阶段,埋深2217米以下可能已进入高成熟阶段;百岗组在埋深1400-1750米已进入低熟阶段早期。
1984年,应用TTI时温指数并参考前述研究成果,得出田东凹陷有机质成熟度为:
那读组在原始埋深1700米、现埋深1200米进入低成熟阶段,原始埋深2690米、现埋深2300米进入高成熟阶段,整个盆地均未达到过熟阶段;百岗组现埋深1300-1550米进入低熟阶段。
1985年,综合烃/C、OEP、Ro、干酪根镜检以及气相色谱、甾萜烷组成、岩石热解等分析资料进行研究,依据各项参数随深度的变化趋势(表2-8,表2-9),将那读组的热演化程度划分为三个阶段:
未成熟阶段(埋深<1800米)、低成熟阶段(埋深1800-2120米)和成熟阶段(埋深>2120米)。
百岗组的芳香烃馏分气相色谱分析缺乏成“簇”出现的规则芳香烃,甾萜烷类组成以代表生物构型、热力学性极不稳定的原生分子占绝对优势,岩石最高热解降温多低于435℃,氢指数低,氧指数高,据此认为母质类型主要为腐植型,百岗组泥岩的热演化程度较低,在盆地现有理深(<2000米)状况下均未进入成熟阶段。
表2-7广西百色盆地有机质成熟废划分对比表
表2-8广西百色盆地那读组演化成熟度主要参数统计表
表2-9广西百色盆地甾、萜烷类成熟度参数统计表
2.2生油期的确定
生油期可以根据镜质体反射率Ro、裂变径迹以及流体包裹体来确定。
2.2.1镜质体反射率Ro特征
2.2.1.1镜质体反射率Ro基本特征
那读组和百岗组的镜质体反射率Ro数据统计如表2-10所示,田东坳陷Ro随深度变化的情况如图2-6,通过统计分析,可看出田东坳陷的热演化具下列明显特征[12]:
(1)有机质热演化主要处于低熟状态,Ro在0.5%-0.7%之间;少数为未成熟,Ro小于0.5%;也有少数达到成熟,Ro大于0.7%,说明热演化程度总体不高。
(2)不同深度的热演化明显不同,总体来说是深度越大,热演化程度越高。
表2-10百岗组和那读组不同深度镜质反射率Ro[31]
图2-6田东凹陷那读组烃源岩Ro与深度关系
2.2.1.2地层埋藏史及温度时间关系
根据镜质体反射率结果,并用采用Ro模拟的有关方法计算得到百色盆地田东坳陷第三系地层埋藏史及时温指数等值线图(图2-7),并可从图中看出下列特征:
(1)田东凹陷各层位地层达到最大古地温的时间大约为距今25Ma,然后地壳缓慢上升,地层温度逐渐变冷。
(2)田东凹陷低熟油排烃期为伏平早期至建都岭末期,成熟油排烃期为建都岭末期后,进入成熟期的仅有那读组生油岩,百岗组生油岩只进入低熟期。
图2-7田东凹陷百20井第三系地层埋藏史及时温指数等值图
2.2.2裂变径迹分析
百岗组三段含油砂岩的磷灰石热模拟(图2-8)显示,磷灰石自中三叠统沉积至最深后,于距今150Ma前开始抬升,温度不断降低,至距今42.5Ma左右出露地表,并开始重新沉积埋藏,大约经过12Ma的连续沉积,于距今30Ma达到埋藏最深点,从距今30Ma开始,经历缓慢抬升,地层温度逐渐变冷,直到现在的井深位置。
图2-8百岗组三段含油砂岩的磷灰石的热模拟图
2.2.3流体包裹体分析
2.2.3.1分析结果
田东凹陷上法潜山油藏几口井的包裹体分析测试结果如表2-11所示。
表2-11上法潜山油田储层包裹体测试结果
2.2.3.2结果解释
包裹体均一温度为75-120℃,凹陷各层位地层达到最大古地温的时间大约距今25Ma,然后地壳缓慢上升,地层温度逐渐变冷(图2-9),与通过镜质反射率模拟得到的热演化温度是一致的。
图2-9法1井油气包裹体均一温度与成藏时间关系[32]
利用流体包裹体均一化温度与埋藏史及等温线确定油气运移聚集时间,上法油田成藏时间大约从距今34Ma开始,与通过有机质镜质反射率所得到的结果基本一致。
百色盆地田东凹陷的热演化史总的规律是:
坳陷大约从距今55Ma开始接受沉积,大约距今30-25Ma时各时代地层埋藏达到最大深度,此时各地层的古地温也最高,此后随着地壳缓慢上升,各地层的温度逐渐变冷,直到现今的状态,这与百色盆地构造演化规律[13]是一致的。
3生储盖组合分析
根据地层的埋藏成烃演化史,百色盆地东部坳陷的低熟油排烃期在伏平早期至建都岭末期,成熟油排烃期在建都岭期后。
在渐新世,坳陷中部那读组上部生油层形成的低成熟原油就近运移并聚集在前缘邻近或直接楔入凹陷生油层内的百岗组砂岩体中,形成岩性油藏。
中新世之后,由于南伍断层的形成,在百岗组砂岩中形成牵引背斜、断块等构造圈闭和断层-岩性等复合型圈闭,使原来岩性油藏中的原油发生三次运移,在南伍断层两侧相关圈闭之间进行重新调整成藏。
另一方面,由于那读组下部生油层附近可能缺乏砂岩体,因此所生成的烃类只能侧向或向下排放,然后再沿着切穿那读组生油层的塘浮断层(该断裂形成于前第三纪)和基底风化壳向上运移,并在坳陷北部边缘的圈闭中聚集成藏。
3.1储层的分布及特征
储集层的位置、类型、发育特征、分布范围、内部孔隙结构及储集物性的变化规律等,是控制地下油气分布状况的重要因素。
储集层根据其岩石类型分为碎屑岩储集层、碳酸盐岩储集层和其他岩类储集层三类,其中碎屑岩储集层和碳酸盐岩储集层最为重要。
依据露头及周边钻井综合分析认为百色盆地田东凹陷储层比较发育,主要存在以下三套储集层系:
①中三叠统兰木组灰岩
②下第三系始新统那读组砂岩
③下第三系渐新统百岗组砂岩
3.1.1中三叠统兰木组灰岩
中三叠统兰木组是一套海相碎屑岩沉积,局部地区发育台地相碳酸盐岩沉积。
在中三叠世板纳-兰木早期,全广西以深海浊流相砂泥岩沉积为主,间夹薄层泥灰岩和灰岩。
至兰木晚期,地壳逐渐上升,海水变浅,并过渡为浅海陆棚相沉积,其沉积物粒度变细,为泥岩夹砂岩、灰岩。
上法灰岩潜山位于百色盆地东部坳陷田东凹陷东南部,北邻中央断凹带,南至田东凹陷南部斜坡带,该碳酸盐岩体为一大型的透镜状,侧向上相变为泥岩[14]。
石灰岩地层多被北西西向和北东向早、晚两期断裂切割而形成断块山,并经受长期风化剥蚀、淡水淋滤及一系列次级断裂活动影响而形成裂缝、岩溶发育的地层,与下第三系那读组呈不整合接触。
储集空间具有基质孔隙度低、渗透性能较差、裂缝和溶蚀孔洞发育、储集空间类型复杂、储层分布非均质性强等特点[15]。
1-风化体油藏;2-潜山内部油藏
图3-1上法地区油藏构造剖面(据广西石油规划研究院,1988年)
储集层岩石类型主要为生物礁核相的蓝藻粘结灰岩、泥-亮晶颗粒灰岩、颗粒泥-粉晶灰岩和泥晶灰岩及少量白云岩。
其孔隙空间有原生孔隙、次生溶蚀孔洞和裂缝3大类型,后两者是本区主要的有效储集空间,它们的发育程度和演化过程完全受成岩后生作用的严格控制[14]。
经历了风化壳岩溶和缝洞渗流岩溶两种成因的两期岩溶作用,纵向上分表生岩溶带、渗流岩溶带和潜流岩溶带三个相带。
裂缝以构造裂缝为主,以发育开启-半开启的高角度裂缝为主,低角度裂缝次之。
有三种储层类型,其中以裂缝-孔洞型的最好,为主力产层,裂缝-孔隙型的次之,孔隙型的最差[15]。
3.1.2下第三系始新统那读组砂岩
始新世那读期是百色盆地的坳陷发育期,盆地北缘的山区古河口发育了大小不等的十个冲积扇,各扇彼此连接,形成一大致平行盆边展布的冲积裙。
那读组底部则发育了一套沿盆边展布的、物性良好的冲积扇前沿水下分流河道砂体[16],岩性主要为一套深灰-褐灰色泥岩、钙质泥岩夹砂岩、砂砾岩组合,厚度为67-900m,与下伏红色岩组呈平行不整合接触,或超覆不整合于中三叠统之上,砂岩类型(刘宝珺,1984)[18]主要是长石石英砂岩和岩屑石英砂岩,还有少量长石砂岩、岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩、石英砂岩和岩屑砂岩(图3-2)。
砂岩碎屑组分主要由石英和长石、各类岩屑、重矿物等构成。
填隙物主要是伊利石、高岭石、绿泥石等杂基和方解石胶结物、菱铁矿胶结物、硅质胶结物。
碎屑颗粒的粒度较细,以细粒砂状结构为主,磨圆度以棱角状-次棱角状和次棱角状为主,其次为次圆-次棱角状、次棱角-次圆状,次圆状及圆状的砂粒极少;胶结类型以基底式、基底-孔隙式、孔隙-基底式为主,其次为孔隙式、接触-孔隙式。
由以上特征可看出,那读组砂岩的成分成熟度较高,结构成熟度较低[17]。
图3-2那读组砂岩的主要岩石类型
3.1.3下第三系渐新统百岗组砂岩
渐新世百岗期是盆地的最大湖侵期,湖盆进入了全面坳陷和稳定沉降阶段[16],主要沉积了一套灰、深灰、灰绿色泥质砂岩、粉砂岩、泥岩夹煤层和核形石灰岩,下部与那读组泥岩组成一个反旋回。
往上砂、泥岩夹煤层约有两至三个较小旋回。
沉积构造发育,三层式的三角洲、砂纹、虫孔,波痕及爬痕都相当发育。
产植物、抱粉、脊椎动物、腹足类和瓣鳃类化石等。
砂岩中的泥质有伊利石40%,高岭石46%,绿泥石12%,垂直分布有变化,伊利石上多下少,高岭石则相反[19]。
广泛发育孔隙度大于15%、渗透率大于50x10-3μm2的细粒砂岩、细砂岩以及含砾砂岩等。
砂岩石英含量一般为82%-95%,长石含量为3%-8%,岩屑含量为4%-11%。
砂岩颗粒分选一般较好,次圆-次棱角,胶结物以泥、钙质为主,普遍含少量硅质,百岗组底部硅质含量最高可达2%-7%[20]。
3.2油气运移输导网络分析
输导体系实质就是地质体内相互连通的孔、洞、缝构成的可供流体活动和油气运移的通道空间及其周围相关的围岩。
它不仅约束了流体活动和油气运移的具体路径,同时还控制了流体富集成矿和油气聚集成藏的特征及其分布规律。
因此,输导体系研究已成为油气勘探和一些层控金属矿床勘探研究的重要手段之一。
中三叠纪以来持续强烈的构造运动造就了田东凹陷多套烃源岩、多套成藏组合的复杂背景。
该地区目前所发现的油气藏类型众多,既有“自生自储”的始新统原位油气藏,又有“下生、中运、上储”的渐新统异位油气藏,还有“新生古储”的前新生界潜山油气藏。
如此复杂的油气成藏地质背景,决定了油气运移输导通道分析必然成为该地区制定油气勘探战略和进行油气成藏动力学研究的重要基础。
始新统那读组泥岩在全盆地连续分布,是田东地区很好的区域性盖层。
位于该区域性盖层之下的所有渗透性岩层和不整合面均可作为油气侧向运移的潜在输导通道;而自烃源岩成熟以来发育和长期活动的断层皆可能成为油气垂向运移的潜在输导通道。
3.2.1油气二次运移特征
3.2.1.1利用原油物性变化判别油气运移方向
盆地油气运移方式以垂向运移和阶梯式运移为主,流体性质符合差异聚集规律的变化特点。
随着油气运移距离的增加,沿运移方向地层原油饱和压力和油气比逐渐降低,密度和粘度逐渐增加。
平面上,从生油中心到盆地边缘,油气运移距离逐渐增加,地层原油饱和压力和油气比逐渐降低,密度和粘度逐渐增加。
表3-1百色盆地原油高压物性数据表
由表3-1可知:
T2→E2n→E2b,层位由老到新,同一层位埋深由深到浅,地层原油饱和压力
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