地质力学学报  2020, Vol. 26 Issue (1): 84-95
引用本文
汪锐, 伍新和, 夏响华, 李英烈, 曹洁. 应用盆地模拟技术评价西藏伦坡拉盆地油气资源潜力[J]. 地质力学学报, 2020, 26(1): 84-95.
WANG Rui, WU Xinhe, XIA Xianghua, LI Yinglie, CAO jie. Application of basin simulation technology on the assessment of hydrocarbon resources potential of the Lunpola Basin in Tibet[J]. Journal of Geomechanics, 2020, 26(1): 84-95.
应用盆地模拟技术评价西藏伦坡拉盆地油气资源潜力
汪锐, 伍新和, 夏响华, 李英烈, 曹洁    
中国地质调查局油气资源调查中心, 北京 100083
摘要:伦坡拉盆地是西藏地区唯一取得工业油流的含油气盆地,由于地质条件复杂,油质偏稠,导致油气勘探进展缓慢。为了明确盆地油气资源潜力,有效指导下一步勘探方向,文章结合新钻探及地震资料,运用盆地模拟方法开展埋藏史、热史及生烃史研究,计算了盆地古近系生烃量和资源量。结果表明伦坡拉盆地古近系生烃量为49.80×108 t,资源量为1.507×108 t。其中以蒋日阿错为最大生烃中心,生烃量20.93×108 t,资源量1.05×108 t,江加错和爬错北部为次重要生烃中心,生烃量分别为8.83×108 t和14.76×108 t,资源量分别为0.41×108 t及0.71×108 t。从模拟结果可知,蒋日阿错洼陷、江加错洼陷资源丰度相对较高,为油气资源富集有利区,爬错洼陷由于烃源和圈闭条件较差,目前仅发现罗玛迪库构造圈闭,资源丰度较低。应用盆地模拟明确了伦坡拉盆地油气资源构成和油气资源分布有利区带,为下一步勘探指明了方向。
关键词伦坡拉    资源潜力    古近系    牛堡组    丁青湖组    
DOI10.12090/j.issn.1006-6616.2020.26.01.009     文章编号:1006-6616(2020)01-0084-12
Application of basin simulation technology on the assessment of hydrocarbon resources potential of the Lunpola Basin in Tibet
WANG Rui, WU Xinhe, XIA Xianghua, LI Yinglie, CAO jie    
Oil & Gas Survey, CGS, Beijing 100083, China
Abstract: The Lunpola Basin is the only petroliferous basin in Tibet that has obtained industrial oil flows. Due to the complicated geologic conditions and the oil is relatively thick, the progress of its oil-gas exploration is slow. In order to analyze the potentiality of hydrocarbon resources and effectively guide the oil exploration in the future, the basin simulation technology was applied to study geologic history, thermal history, hydrocarbon-generation history and the resources amount of Paleogene in this basin was calculated by combining new drilling and seismic data. The results show that the hydrocarbon-generation quantity and oil-gas resource amount of Paleogene in the Lunpola Basin are 49.80×108 t and 1.507×108 t respectively. The Jiangriacuo Sag is the largest hydrocarbon-generation center in this basin, which has hydrocarbon-generation quantity as 20.93×108 t and the oil and gas resource amount as 1.05×108 t. The Jiangjiacuo Sag and the north part of the Pacuo Sag are the second most important hydrocarbon generation centers, which have hydrocarbon generation quantity as 8.83×108 t and 14.76×108 t, and the resources amount as 0.41×108 t and 0.71×108 t respectively. From the simulation results, considering the hydrocarbon-generation intensity, the Jiangriacuo Sag and the Jiangjiacuo Sag are the favorable areas for hydrocarbon accumulation. Because of the poor hydrocarbon source and trap conditions, only the Luomadiku structural trap has been found, and the resource abundance in the Pacuo Sag is low. By using basin simulation technology, the hydrocarbon resources composition and the favorable zones of hydrocarbon resources distribution in the Lumpola Basin are defined, which points out the direction for further exploration.
Key words: Lunpola    resources potential    Paleogene    Niubao Group    Dingqinghu Group    

伦坡拉盆地是在西藏地区唯一获得工业油气流的含油气盆地,迄今为止已开展多轮勘探评价,各勘探阶段对盆地油气资源潜力形成不同的认识。“八五”期间(1991—1995)地矿部四普采用有机碳法和热降解法对盆地生烃量进行了估算,其中有机碳法计算生烃量为15.77×108 t,热降解法计算生烃量为17.54×108 t(陈正辅, 1998),后通过引用美国地质调查所研制的FASPUM评价系统估算圈闭资源量为1.08×108 t(张大钧等,1996);新星公司石油地质实验院所计算伦坡拉盆地总生油量达53.730×108 t,生气量39.620×108 t,生油气总量92.719×108 t(顾忆等,1999);在新一轮全国油气资源评价(2003—2008)中通过与标准区百色盆地的地质类比,建立了伦坡拉盆地油气资源序列:石油远景资源量1.351×108 t,地质资源量0.6813×108 t,可采资源量0.1153×108 t(国土资源部油气资源战略研究中心,2009)。随着地质认识程度的逐渐深入,资源评价的结果也越来越科学和接近实际。当然,受限于勘探程度及资料准确性等诸多因素,目前研究区在烃源岩评价及资源潜力方面尚存在薄弱之处(刘建等,2001袁彩萍和徐思煌,2000),不同次坳、不同层段烃源岩演化史及生烃量的动态模拟重建及其差异性分析有待进一步加强(徐思煌等,1996潘磊等,2016)。文章基于新的钻井、测井及测试资料,利用中石化勘探院开发的TSM盆地模拟与资源评价系统,对盆地不同层系、不同次坳开展烃源评价,以成因法为指导(郭秋麟等,2006),计算盆地古近系生烃量和资源量,以重新评价伦坡拉盆地油气资源潜力,明确下一步的勘探方向。

1 地质概况

伦坡拉盆地位于西藏自治区班戈县境内,其南、北分别以玛拉炯-蓬错断裂和班公湖-怒江大断裂为界,范围在31.5°~32.1°N和89.5°~91.6°E之间,东西长约200 km,南北宽约20 km,总体呈北西西向展布,面积约3600 km2。伦坡拉盆地是在燕山期褶皱基底上发育的新生代盆地,盆地现今构造格局具有“南北分带、东西分块”的特征(图 1),可划分为北部逆冲带、中央凹陷带、南部冲断隆起带三个一级构造单元,中央凹陷带自西向东划分为西部洼陷带、中部断裂带、东部缓坡带,原型盆地具有“东部北断南超”、“西部南断北超”特征。伦坡拉盆地经历了牛堡期断陷、丁青湖期坳陷以及渐新世末期改造3个阶段,具“早断晚拗、晚期改造”演化特征,控制了盆地充填及沉积演化(黄继钧, 2000; 赵建成, 2011; 陈亚军等, 2017)。

图 1 西藏伦坡拉盆地构造区划图 Fig. 1 The geotectonic map of the Lunpola Basin in Tibet

伦坡拉盆地在新生代依次沉积始新统牛堡组(E2n)、渐新统丁青湖组(E3d)及第四系(Q)。其中,牛堡组(E2n)为一套棕红色碎屑岩夹深灰色泥页岩、泥灰岩,沉积厚度达3000 m,地层厚度向东、向南逐渐变薄,总体上呈楔形展布(陈玉禄和江元生, 2002; 孙涛等,2012; 胡爱玉等,2015)。自下而上可分为牛堡组一段(E2n1)、牛堡组二段(E2n2)、牛堡组三段(E2n3),其中牛堡组二段和牛堡组三段又可细分为3个亚段(图 2),构成粒度由粗—细—粗变化、颜色由红—黑—红变化的沉积旋回。在沉积环境上体现在沉积相的变化,洪积河流相—滨浅湖相—半深湖相—浅湖相,呈先变深再变浅的趋势,即是一个水进到水退变化过程。丁青湖组(E3d)为一套以灰色、深灰色泥页岩为主夹油页岩、泥灰岩及细砂岩的沉积组合,沉积厚度达1400 m,并自下而上分别为丁青湖组一段(E3d1)、丁青湖组二段(E3d2)、丁青湖组三段(E3d3),构成一套由细变粗的不完整沉积旋回,沉积相主要为半深湖—浅湖相,反应一个水退的变化过程。

图 2 伦坡拉盆地中东部综合柱状图 Fig. 2 Synthesis column of the middle-east of the Lunpola Basin in Tibet

伦坡拉盆地的油气成藏具备较好的烃源条件,盆地主要发育三套烃源岩层段:牛堡组二段、牛堡组三段、丁青湖组一段。烃源岩平均厚度大于200 m,平均有机碳含量大于0.70%,最大含量可达1.16%以上。有机质类型以Ⅰ—Ⅱ1型干酪根为主,母质类型优良。烃源岩成熟度差异很大,其中牛二段上部处于成熟—高成熟阶段,Ro为0.8%~1.6%,正处于生油高峰,底部部分进入生气阶段;牛三段主体处于成熟阶段,Ro为0.6%~1.4%;丁青湖组一段大部分未成熟,部分刚刚进入生油门限。

2 盆地模拟

盆地模拟是油气勘探中一种快速、动态、定量的综合研究手段(Tissot,1969姜福杰等,2010),迄今已有近40年的研究历史,它是通过将油气盆地的地质概念模型转换为数学模型,然后运用计算机技术加以实现,再现地质历史演变过程中油气生成、排出和聚集过程的一种仿真技术。以定量描述形式表达地质观念、检验地质模式、逼近地质真实,从而达到从已知到预测未知的飞跃(陈磊等,2019王利等,2019张林炎等,2019)。

TSM盆地模拟技术是以朱夏院士提出的盆地研究TSM系统工作程式为指导思想,强调“理论建模,实例校验,动态模拟”。构造体制(3T)控制了盆地的形成,构造体制的变更产生了盆地原型的并列与迭加,因而在不同的形成机制下,盆地内的地质作用要素(4S)和油气响应要素(4M)各具特色,也就决定了盆地不同构造单元具有不同的成烃、成藏过程。盆地模拟技术的发展是石油地质定量研究发展的必然结果(艾华国等,1998朱建辉,2015)。盆地模拟技术在油气资源潜力评价中发挥越来越重要的作用,首先促进了基础地质参数研究的规范化,使资源评价参数更可靠;其次解决了有效烃源岩原始分布面积、排烃效率和裂解气计算等难题,使生烃量与排烃量的计算结果更准确;最终结合多元统计技术的研究成果,更准确地预测油气资源量及其分布。本次模拟过程分为埋藏史、热史、成熟度史、生烃史、排烃史5个阶段。埋藏史和热史模拟又称地质作用模拟,它是盆地模拟的核心,控制着下面的油气响应模拟。

2.1 埋藏史模拟

埋藏史模型包括沉降、充填、压实3个子模型,此次模拟层系从下到上包括古近世牛堡组、渐新世丁青湖组、新近系及第四系地层,根据地震解释成果建立了伦坡拉盆地古近系的地质模型,地层顶底埋深参考钻井分层数据,未钻遇的地层根据地震获取埋深数据;地层剥蚀时间主要是参考已有研究成果(林松,2012)(表 1),剥蚀量根据钻井和地震剖面构造趋势外推法获取(图 3)。砂岩百分含量根据沉积相图获得,孔—深曲线此次模拟参考中国东部古近系断陷盆地经典孔深曲线来拟合代替(金振奎等,2002)。

图 3 伦坡拉盆地古近系剥蚀量推测分布图 Fig. 3 Denudation map of the Paleogene formation in the Lunpola Basin

表 1 伦坡拉盆地埋藏史模拟参数 Table 1 Simulation parameters for burial history of the Lunpola Basin

结合沉积和剥蚀事件,模拟出了伦坡拉盆地沉积和构造演化史,伦坡拉盆地演化大致经历了以下演化阶段(图 4):初始断陷期、断陷扩张期、断陷萎缩期和隆升改造期。牛一段沉积期为初始断陷期,南边的正断层控制了盆地沉积的发育,沿正断层存在几个凹陷中心,盆地内也形成了多物源和多沉降中心的格局。牛二段沉积期为断陷扩张期,南缘断层进一步发育,自南向北形成一缓坡带,而北缘受达玉山断层的影响,形成陡坡带,但凹陷的深部位可能位于红星梁一带。始新世晚期(牛三段沉积期),发生了一次明显的构造运动,盆地内经历了一次快速的沉积过程,沉积物以牛三段为代表,主要为浅湖沉积,滨湖沉积范围扩大,但总体上继承了牛二段的沉积格局,沉积厚度整体上变化不大,凹陷中心变化不明显,沉积厚度仍以蒋日阿错的厚度最大,向东逐渐的减薄。盆地的萎缩期发生在渐新世,经历始新世末期的构造运动后,伦坡拉盆地转化为坳陷盆地,湖域面积显著缩小,沉积物供应减少,湖盆较闭塞,沉积较稳定,沉积了一套以丁青湖组为代表的半深湖—深湖相暗色泥页岩,沉降的中心位于江加错一带。渐新世晚期,湖盆进一步萎缩,丁青湖组上段仅分布在盆地中央凹陷区。渐新世末,伦坡拉盆地受青藏高原整体构造变迁的影响,断陷盆地结束沉积遭受改造。

图 4 伦坡拉盆地古近系沉积期古地貌图 Fig. 4 Paleogene sedimentary paleogeomorphology of the Lunpola Basin
2.2 热史与烃源岩成熟度史模拟

文中重建了伦坡拉盆地热史及牛堡组3套烃源岩的成熟度史。热史模拟的关键热边界条件参数包括古热流值、古沉积-水界面温度和古水深(Ungerer et al., 1990; Jessop,1990; 周总瑛,2009)。古水深通过沉积相确定,古沉积-水界面温度根据每个单元在模拟时间域年平均温度并经高度校正得到,古热流值根据不同构造演化阶段赋值,其中牛堡期(65~35.4 Ma)热流值赋值为75~110 mW/m2,丁青湖期热流值赋值为85~120 mW/m2

从数据契合关系图可知(图 5),模拟Ro值与实测Ro值数据契合度较高,证明模拟结果较为可靠。模拟结果表明,伦坡拉盆地地温梯度具有如下特征:丁青湖组比牛堡组地温梯度更大,同一地层地温梯度随着埋深加大而逐渐减小,牛堡组地温梯度由始新世的7~8.5 ℃/100 m减小到现今的5~6.3 ℃/100 m,丁青湖组的地温梯度由渐新世的7~9 ℃/100 m减小到现今的6~7.2 ℃/100 m。

图 5 模拟Ro与实验Ro数据契合关系图 Fig. 5 Fitting diagram of simulated Ro and experimental Ro data

成熟度史模拟结果显示(图 6),纵向上牛二段烃源岩在始新世末期(34 Ma)已进入成熟门限,中西部大部分地区Ro达0.6%,开始大量生油,至渐新世晚期(24 Ma),其顶、底界Ro已分别达0.6%和1.2%,处于生油高峰,因此34 Ma至24 Ma是牛二段的主要生油期;渐新世末(23.3 Ma),随着埋深的继续增加,其下部Ro已超过1.4%,处于高成熟阶段,少部分油开始裂解为气。丁青湖沉积期结束以后,整个盆地处于低沉降或者小幅隆升阶段,至中新世晚期盆地开始大规模隆升遭受剥蚀。盆地最关键的生油高峰期为渐新世,理论上推断,牛二段的排烃期略晚于生油期,主要排油期为30~23.3 Ma。由于埋深上的差异,蒋日阿错洼陷的主要生、排烃期略早于江加错—爬错洼陷。模拟结果表明:牛二段烃源岩最大生烃中心位于蒋日阿错,其次为江加错和爬错北部。

图 6 虚拟井模拟生烃史图 Fig. 6 Simulated hydrocarbon-generation history of the virtual well

牛三段烃源岩在渐新世中期(30 Ma)才开始进入成熟门限,渐新世末(23.3 Ma)尚未进入生油高峰,并一直延续至今,从此次盆地模拟来看,盆地牛三段烃源的成熟度约为0.7%~1.2%。至今部分处于生油高峰,主要排油期为23 Ma至现今。

丁一段烃源岩在沉积末期开始进入成熟门限。由于后期抬升剥蚀作用,至今仍处于低成熟阶段,因此生排烃周期很短,相应的生排烃量也很小。

平面上(图 7),伦坡拉盆地牛二段烃源岩Ro分布范围为0.91%~1.65%,为成熟—高成熟阶段,部分处于生油高峰期,蒋日阿错、江加错地区的烃源岩成熟度相对较高,爬错地区烃源岩成熟度较低。牛三段烃源岩Ro分布范围0.8%~1.37%,主要以成熟—高成熟阶段为主,爬错地区成熟度相对较低,江加错洼陷生油岩成熟度较高。丁青湖组一段除江加错地区外,大部分地区Ro<0.7%,处低成熟阶段。

图 7 伦坡拉盆地主要烃源层段Ro分布图 Fig. 7 The maturity distribution map of major source rocks in the Lunpola Basin
2.3 生烃潜力

生烃史模拟采用了热降解生烃TTI-Ro法模型(Bethke,1985; Sweeney and Burnham, 1990)。在当前烃源评价指标体系中,生烃强度是一个地区烃源岩生烃能力的综合表征。此次模拟表明(图 8),伦坡拉盆地牛堡组二段主力生油区是蒋日阿错洼陷,生烃强度可达0.07~0.11×108 t/km2,其次为江加错和爬错洼陷北部,其生烃强度为0.03~0.05×108 t/km2。牛三段烃源受到剥蚀和埋深控制,主力生油区位于江加错洼陷和爬错北部,生烃强度为0.03~0.05×108 t/km2,向爬错方向明显减弱,丁青湖组一段主力生油区仍为江加错洼陷东部和爬错洼陷北部,为0.01×108 t/km2。根据生烃强度,蒋日阿错洼陷中南部和江加错—爬错洼陷北部是有利生油区带,且该地区的主要生排烃期为中新世,与圈闭主要形成期配置关系良好,相对有利于油气聚集成藏。

图 8 伦坡拉盆地主要烃源层段生烃强度分布图 Fig. 8 The hydrocarbon-generation intensity of major source rocks in the Lunpola Basin

模拟结果显示(表 2):伦坡拉盆地总生烃量为49.80×108 t,其中丁一段生烃量为4.25×108 t,占总生烃量的9%;牛三段生烃量为14.56×108 t,占总生烃量的29%;牛二段生烃量为30.98×108t,占总生烃量62%。牛二段生烃贡献占据比例大,是研究区主力烃源岩;牛三段为次要烃源岩,丁一段生烃贡献很低。

表 2 伦坡拉盆地模拟生烃量统计表 Table 2 Simulated hydrocarbon-generation statistics table of the Lunpola Basin

不同区带生烃量差异较大,蒋日阿错生烃20.93×108t,为研究区最大的生烃地区。爬错凹陷生烃14.76×108 t,江加错洼陷生烃8.85×108 t,为次一级生烃地区。其中爬错洼陷的罗玛迪库油田和北推覆带的红星果油田已提交石油控制储量,而盆地生烃量最大的蒋日阿错洼陷目前尚无油气田发现,说明盆地油气勘探仍处于初期阶段,勘探潜力相对较大。

2.4 盆地资源量

由于目前伦坡拉盆地的勘探程度较低,研究程度薄弱,无法直接求取排烃系数和聚集系数,文中根据地质条件相同(或相似)的原则,采取与中国东部古近系断陷盆地类比的方法获得排聚系数(表 3)(王斌等,2010),计算得到伦坡拉盆地资源量为2.45×108t(表 4)。

表 3 伦坡拉盆地排聚系数取值表 Table 3 Table of values for oil migration and accumulation coefficients in the Lunpola Basin

表 4 伦坡拉盆地模拟资源量统计表 Table 4 Simulated resources statistics table of the Lunpola Basin

其中丁一段资源量为0.165×108 t,占总资源量的7%,牛三段资源量为0.686×108 t,占总资源量的28%,牛二段资源量为1.597×108 t,占总资源量65%。达玉山逆冲带资源量0.046×108 t,鄂加卒逆冲带资源量0.003×108t,伦坡日—长山隆起带资源量0.014×108 t,蒋南隆起带资源量0.212×108 t,爬错洼陷资源量0.714×108 t,江加错洼陷资源量0.411×108 t,蒋日阿错洼陷资源量1.047×108 t。蒋日阿错洼陷及其周边为研究区最大的资源富集地区,其次为爬错洼陷和江加错洼陷周边。

3 结论

(1) 伦坡拉盆地油气成藏具备较好的烃源条件。盆地主要发育3套厚层烃源层段:牛堡组二段,牛堡组三段、丁青湖组一段。主力烃源岩为位于中央凹陷带半深湖—深湖相的牛二段及牛三下亚段。牛二段上部处于成熟—高成熟阶段,底部部分进入生气阶段;牛三段处于主体处于近成熟阶段;丁青湖组一段大部分未成熟,部分刚刚进入生油门限。平面上以蒋日阿错洼陷烃源岩厚度最大,其次为江加错北部和爬错北部。盆地生排烃高峰为丁青湖沉积期中—晚期,后期的大规模剥蚀作用在一定程度上抑制了烃源岩的快速演化,并调整和破坏了早期油藏。

(2) 研究使用TSM盆地模拟与资源评价系统,计算了盆地古近系生烃量和资源量。伦坡拉盆地古近系生烃量为49.80×108t。其中以蒋日阿错为最大生烃中心,生烃量20.93×108t,江加错和爬错北部也是重要的生烃中心,生烃量分别为8.83×108t和14.76×108t。盆地烃源岩以牛二段烃源生烃贡献最大,占比62%,牛三段贡献占比29%,丁青湖一段成熟度低,贡献较低。

(3) 根据盆地油气成藏条件,类比中国中东部古近系盆地排聚系数取值标准。计算伦坡拉盆地资源量为2.45×108t。蒋日阿错资源量为1.05×108t,为研究区最大的生烃地区。爬错洼陷资源量为0.71×108t,江加错洼陷资源量为0.41×108t,为次一级生烃地区。资源量构成中,油占94%,气约占6%。

致谢: 本文得到中国地质调查局油气调查中心张春贺教授级高工、中国地质大学李亚林教授、中石化石油勘探开发研究院宋在超高级工程师等的热心帮助和大力支持,同时,论文应用了中石化勘探分公司研究成果,在此表示衷心感谢!

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