江汉盆地盐湖碳酸盐岩成藏条件及潜力——以新沟地区新沟嘴组下段Ⅱ油组为例

夏胜梅，李应芳，龙玉梅，刘 明

（中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院，湖北 武汉430223）

0 引言

中国陆相湖盆沉积碳酸盐岩大多形成于湖盆萎缩的早期、主要形成于浅湖－半深湖环境、具有与烃源岩互层沉积的特征，时空上与烃源岩配置关系良好，具有较好的成藏条件，目前陆相湖盆的油气勘探多集中在砂岩油藏，对碳酸盐岩的勘探重视不够，近期江汉油田及中国东部其它各大盆地在碳酸盐岩层中均获得工业油流，证实了陆相湖盆碳酸盐岩油藏具有良好的勘探开发前景，本文仅以江汉盆地新沟下段Ⅱ油组为例，研究碳酸盐岩油藏的形成机理、成藏控制因素以及潜力。

1 油藏地质特征

江汉盆地是一个上叠在中扬子板块上的白垩纪－第四纪盆地。自上而下主要发育有新近系平原组、广华寺组、古近系荆河镇组、潜江组、荆沙组、新沟嘴组上段、新沟嘴组下段、白垩系，其中Ex下段又分为Ex下Ⅰ、Ex下Ⅱ、泥隔层、Ex下Ⅲ油组，其中Ex下Ⅰ、Ex下Ⅲ油组为砂岩油藏，Ex下Ⅱ油组在盆地南部斜坡地带为碳酸盐油藏。

1.1 Ex下Ⅱ岩性岩相及有机质丰度分布特征

新沟嘴组沉积时期，江汉盆地周缘古地貌总体表现为北高南低、东高西低的特征，盆地内受同沉积断裂控制，盆地中南部为湖盆的低洼地带，盆地南部为一斜坡地带。

Ex下Ⅱ沉积期气候较干旱，水体咸化，在物源、古地形、古气候的控制下，盆地北部为三角洲前缘泥岩－砂岩相，中部为浅湖－半深湖砂岩－泥岩相，平面上远离物源的中南部斜坡带为泥质白云盐岩主要沉积场所（见图1）。在古地形、岩性岩相控制下，Ex下Ⅱ盆地中南部烃源岩发育，中部有机质丰度较高，有机碳为0.6%～1.0%，为主力烃源岩分布区。

图1 江汉盆地Ex下Ⅱ岩性岩相与有机质丰度叠合分布平面图

1.2 储层特征

统计分析江汉盆地Ex下Ⅱ 岩层矿物成分复杂多样，既有化学沉积的白云石、方解石、硬石膏等盐类矿物，又有陆源沉积的石英、长石和粘土，其中白云石含量一般为25.47%～54.23%，粘土矿物含量为15.66%～24.09%，长石及石英的含量一般为12.25%～28.7%，硬石膏的含量为3.87%～12.23%，方沸石的含量一般为4.39% ～11.40%，方解石的含量一般为0.73% ～5.36%，还有少量的黄铁矿、石盐和钙芒硝，矿物主要成分为白云岩。根据全岩分析结果及各种矿物成分含量的不同又可分为包括白云岩相、砂质白云岩相、泥质白云岩相、膏质白云岩相等。

泥质白云岩岩石密度为2.4g／cm3～2.6g／cm3，自然伽马 为70API～120API，声波时差为230us／m～285us／m，在测井曲线上具有较低的伽马，较低密度，较低声波时差，较高电阻率的响应特征（见图2）。

图2 江汉盆地Ex下Ⅱ岩性岩相及测井响应特征分析图

Ex下Ⅱ泥质白云岩孔隙度分布在2.6%～27.3% 之间，平均值为13.7%；渗透率分布在9×10－3μm2～168×10－3μm2之间，平均值为0.21×10－3μm2；最大孔喉半径平均为0.359μm，平均孔喉半径平均为0.057μm，中值孔喉半径平均为0.077μm；扫描电镜观察到泥晶云岩中白云石晶粒多为2μm～4μm，发育大量晶间孔，孔径主要为0.1μm～2μm，见少量层间缝和微裂隙，缝宽0.2μm～10μm。综合分析认为，新沟地区属于中－低孔超低渗特小孔喉（纳米级 ）储层（见图3）。

图3 新1171井井深856.86m泥晶白云岩扫描电镜图

1.3 生储配置关系

江汉盆地中南部斜坡带Ex下Ⅱ具有泥质白云盐岩与薄层泥岩频繁互层沉积特征，由于其形成主要受古地形和古气候控制，泥岩和碳酸盐均具有区域大面积连续分布的特征。其中、泥质白云盐岩晶间孔发育，加上后期多期构造隆升及断裂活动，局部地区裂缝发育，具有较好的储集条件；由于形成于水体咸化环境，泥岩有机质丰度高，具有较好的生烃能力；地层中储集层与烃源岩层大面积接触，泥质白云盐岩储层具有“近水楼台先得月”的优先成藏优越条件，因此Ex下Ⅱ泥质白云盐岩具有大面积成藏的特征。

2 成藏控制因素及有利地区预测

泥质白云盐岩自身的生烃能力较差，生排烃期储层渗流能力差，外地油源很难运移进入其中聚集成藏，其成藏控制因素与本地相邻烃源岩生烃能力和自身的储集条件有着密切的关系。

2.1 有机质丰度控制油气分布

通过对取心井泥质白云岩层段顶底烃源岩层有机碳统计，有油气显示泥质白云岩层顶底烃源岩层有机碳较高大于1%，无油气显示泥质白云岩层顶底烃源岩层有机碳相对稍低，大部分小于0.6%。从泥质白云岩层油气显示及工业油流层与顶底烃源岩层S1、S1／TOC关系分析，当顶或底烃源层 S1＞1mg／l、S1／TOC（mg／g）＞100时泥质白云岩油气显示好，试油多出工业油流；顶底烃源岩层S1 介于0.2mg／l～1.0mg／l之间、S1／TOC介于40～100之间的泥质白云岩油气显示中等，87%泥质白云岩油气显示层中的顶底烃源岩层C%＞1%，从油气显示分布与有机碳的叠合图来看，C%＞1% 烃源岩分布区，油气显示丰富（见图4，5）。说明有机质丰度对油气油气分布具有重要的控制作用。

图4 油气显示层与顶底烃源岩有机质丰度关系图

图5 油气显示分布与顶底烃源岩有机碳关系图

2.2 储层物性控制油气富集和高产

Ex下Ⅱ泥质白云岩油气显示层大多声波时差 ＞240 μs／m，密度 ＜2.5g／cm3；根据油层产量与孔隙度关系分析，当孔隙度 ＞10%，中值孔喉半径 ＞0.03μm时油层经压裂改造可获得工业油流（日产油＞1t），超过80%的油流层孔隙度 ＞14%，中值孔喉半径 ＞0.04μm；从新下段Ⅱ油组油气显示分布与物性叠合图来看，物性越好地区，油气显示越丰富，目前的工业油流井点均分布于孔隙度大于14%的区域（见图6，7）。

图6 油层孔隙度与产量关系图

图7 油层中位吼喉半径与产量关系图

2.3 油气富聚规律及成藏模式

通过成藏控制因素分析，江汉盆地Ex下Ⅱ泥质白云岩油藏具有受有效烃源岩控制的、薄饼式的、源储广泛接触的、大面积成藏、局部受岩性、物性控制高产富集的特征（见图8）。

图8 新沟嘴组泥质白云盐岩油藏成藏模式图

2.4 江汉盆地泥质白云岩油藏分布有利地区预测

根据典型油藏成藏控制因素的解剖，结合物源、古地形、岩性岩相以及主力烃源岩以及构造的研究成果，预测江汉盆地Ex下Ⅱ泥质白云盐岩油藏主要分布于中部。其中江陵凹陷南部斜坡泥质白云盐岩分布区中有机碳大于0.6% 以上分布范围达760km2，陈沱口凹陷有利分布范围达230km2，潜江凹陷188km2，沔阳凹陷有利分布范围达500km2（见图9）。具有较大的勘探开发潜力，必将成为江汉盆地今后新的储量和产量新的增长点。

图9 江汉盆地新沟嘴组下段泥质白云盐岩油气分布有利区预测图

4 结论与启示

1）新下Ⅱ油组为江汉盆地新沟嘴组下段泥质白云盐岩的主要形成时期，平面上远离物源的洼槽及斜坡地带为泥质白云盐岩的主要分布区。具有泥质白云盐岩与薄层泥岩频繁互层沉积特征；泥质白云盐岩晶间孔发育，具有一定的储集能力，泥岩有机质丰度高，具有较好的生烃能力，生储配置关系良好。

2）新沟地区泥质白云盐岩油藏具有受有效烃源岩控制的、薄饼式的、源储广泛接触的、大面积成藏、局部受构造、岩性、物性控制高产富集的特征。江汉盆地泥质白云盐岩油藏分布范围广，具有较大的勘探开发潜力。

3）陆相湖盆泥质白云盐岩具有良好的勘探开发前景，为今后陆相湖盆油气田勘探开发增储上产的新领域。

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