西藏措勤盆地中生界石油地质条件分析

林良彪，伍新和

(1.成都理工大学 沉积地质研究院，成都 610059；2.中国石油化工股份有限公司 石油勘探开发研究院，北京 100083)

措勤盆地位于全球油气富集带——特提斯构造域东段[1-9]，与之毗邻的西段是著名的中东波斯湾油区。高原内部发育一系列中生界海相和陆相沉积盆地[10]。措勤盆地是目前中国陆上了解最少、勘探程度最低的大型含油气盆地之一。盆地中生界海相沉积发育，具有良好的油气前景[1,3,11-12]。

本文利用在西藏措勤盆地多年的野外调查和室内研究所获得的资料，并收集整理了国内外措勤盆地前人大量的研究资料[2-4,13-18]，对措勤盆地石油地质条件进行了初步分析，旨在为该区下一步油气勘探部署提供参考。

1 区域地质背景

措勤盆地位于拉萨地块(冈底斯—念青唐古拉地块)西北部，北纬30°30′～32°30′之间，东经89°30′以西至国境的广大地区；地理位置北抵狮泉河—改则—尼玛一线，南至隆格尔—扎日南木错—仁拉一带，东至麦布错—申扎，为一南北宽约130 km，东西长约800 km的近东西向长条状展布的古生代—中生代叠合盆地，总面积约10.476×104km2。该盆地地表一般海拔4 600～5 200 m，最高达6 882 m，是青藏高原面积仅次于羌塘盆地的第二大海相含油气盆地。迄今为止的研究[1-4,11,19]表明：措勤盆地自古生界至白垩系发育巨厚的海相碳酸盐岩和碎屑岩沉积，沉积厚度最大可达10 557 m。

早期资料[1,4]将措勤盆地基底构造划分为南部隆起和北部坳陷两大单元，基本上反映了措勤盆地的基底特征。根据措勤盆地区域地球物理特征，措勤盆地处于高原南缘陡变的重力异常梯度带与高原内部平缓异常区过渡带上[9]，地震测深资料和磁异常资料也证实盆地基底总体呈南高北低、南隆北坳的特点[1,3]，而且基底埋深从北到南有一定的起伏。丁俊等[20]在前人的基础上将措勤盆地划分为北部坳褶带、北部冲断带、中部坳褶带、南部冲断带和南部坳褶带5个一级构造单元(图1) 。

2 烃源岩特征

措勤盆地中生界发育烃源岩主要有3套(表1)：郎山组(捷嘎组)灰岩和泥灰岩、多尼组川巴段泥岩、接奴群(拉贡塘组)泥晶灰岩，烃源岩总厚可达700 m。

2.1 接奴群(拉贡塘组)

中上侏罗统接奴群与拉贡塘组属同一套地层，为同时异相沉积。在措勤—申扎地层区里被称为达雄群；在盆地中央北部的洞错南、阿布勒、索日阿嘎布一带被称为接奴群，为陆相—滨浅海沉积；在班戈地层区里被称之为拉贡塘组，主要分布在北部坳陷东部班戈和当雄一带，主要为海陆过渡相及浅海相的砂泥岩沉积。接奴群在盆地零星出露，烃源岩样品数量较少，笔者采集和收集了21个泥页岩烃源岩样品，其平均残余有机碳含量为0.41%；有机质类型主要为Ⅰ型和Ⅱ1型，有机质类型较好，有机质成熟度高，Ro最高为5.45%，最低1.87%。拉贡塘组烃源岩有机碳含量(TOC)高，分析的7个样品有机碳含量最高为1.42%，最低为0.57%，平均0.71%；有机质类型主要为Ⅰ型和Ⅱ型，有机质成熟度高，Ro均大于2%，与比如盆地拉贡塘组烃源岩比较接近。

图1 措勤盆地构造简图[20]

采样位置层位岩性平均TOC/%Ro/%平均(S1+S2)/(mg·g-1)氯仿沥青“A”/ 10-6有机质类型样品数/个达雄接奴群泥页岩0.411.87～5.45--Ⅰ,Ⅱ121中亚拉贡塘组泥页岩0.71>2--Ⅰ,Ⅱ7洞措南多尼组上段碳质泥岩0.131.2～1.70.1944.3Ⅱ197它日错西多尼组下段碳质页岩0.740.99～3.321.5257.6Ⅰ-Ⅱ162普德部郎山组泥灰岩0.111.0～1.80.3242Ⅰ-Ⅱ157盐湖西捷嘎组泥灰岩0.12-0.0715-47

2.2 多尼组

下白垩统多尼组主要分布在措勤盆地北部坳陷带和中部坳陷带。多尼组包括上下两段[3]，上段(多巴)为一套潮坪和碳酸盐岩台地相沉积，下段(川巴)为一套三角洲相的砂岩和泥岩沉积。多尼组被认为是措勤盆地主力烃源岩层之一，因此多尼组的野外调查和室内工作相对较多，到目前为止实测和观测了多尼组有约20条剖面。

多尼组上段(多巴)有12条剖面，残余有机碳含量最高的P3剖面(尼玛县它加儿多尼组上段剖面)，15个样品残余有机碳含量在0.07%～0.38%之间，平均0.14%，经过风化校正和原始有机碳恢复后，有1个样品达到了好烃源岩的标准，26.7%的样品为中等烃源岩。总体来看，多尼组上段197个样品残余有机碳含量在0.02%～0.38%之间，平均0.13%；23个样品氯仿沥青“A”含量平均44.3×10-6；生烃潜量(S1+S2)平均为0.19 mg/g。有机质类型主要以Ⅱ型为主，成熟度差别相对较小，Ro主要分布在1.2%～1.7%之间，平均1.47%，相当于高成熟阶段。该段有25.7%的样品为中等烃源岩，不到1%的样品为好烃源岩。

多尼组下段(川巴)有8条剖面，有机质丰度最高的是P15剖面(改则县洞错乡川巴多尼组剖面)，10个碳质页岩样品残余有机碳含量在2.61%～17.95%之间，平均7.21%；原始有机碳平均可以达到14.35%；氯仿沥青“A”含量在(471～2 446)×10-6，平均1 326×10-6；残余生烃潜量为254～1 242 mg/g，平均786 mg/g，原始生烃潜量平均为119.85 mg/g。样品都达到了最好烃源岩的标准，是盆地内最好的烃源岩。总体来看，多尼组下段泥质岩62个样品平均残余有机碳含量为0.74%，氯仿沥青“A”含量平均257.67×10-6；生烃潜量平均为1.5 mg/g；有机质类型主要以 Ⅰ-Ⅱ1型为主。该段Ro值分布范围较大，从0.99%～3.32%，但主要分布在1.3%～2.5%之间，所有样品Ro平均为1.78%，表明处于高成熟阶段，只有少数样品小于1.3%。该段达到好—最好烃源岩的样品有25%，还有52%的样品达到了中等烃源岩的标准。

2.3 郎山组

下白垩统郎山组为一套碳酸盐岩台地相沉积，分布于日土—班戈区，为措勤盆地主力烃源岩之一。共实测和观测了17条剖面，由于受沉积环境控制，各个剖面有机质丰度相差较大。Cp5剖面(普德部郎山组二段灰黑色泥灰岩)主要为台地相沉积，在各剖面中有机质丰度最高，6个样品残余有机碳含量在0.01%～2.12%之间，平均0.48%；氯仿沥青“A”含量在(40～208)×10-6之间，平均74.6×10-6；残余生烃潜量平均0.47 mg/g，经过风化校正和原始有机碳恢复后有近50%的样品达到好烃源岩的标准。总体而言，郎山组灰岩的残余有机碳(指风化校正后残余有机碳，下同)偏低，57个样品残余有机碳含量在0.01%～2.12%之间，平均0.11%；氯仿沥青“A”含量在(1～208)×10-6之间，平均42×10-6；生烃潜量平均为0.32 mg/g。郎山组烃源岩有机质类型主要为 Ⅰ-Ⅱ1型，Ro主要分布在1.0%～1.8%之间，所有样品Ro平均为1.30%，表明处于成熟阶段，只有少数样品大于1.3%。有近30%的样品达到了中等烃源岩标准，还有2.8%的样品为好烃源岩。

捷嘎组与郎山组同时异相，是一套局限台地相、滨岸或岛湖相碳酸盐岩和碎屑岩沉积，分布于措勤—申扎区。实测和观测剖面3条，47个灰岩样品残余有机碳含量平均为0.12%，氯仿沥青“A”平均为15×10-6，生烃潜量平均为0.07 mg/g。

3 储集岩特征

措勤盆地中生界储集岩主要有郎山组生物碎屑灰岩、白云岩，多尼组礁灰岩和碎屑岩。

3.1 多尼组

多尼组分为上下两段[3]，多巴段(上段)在盆地西部以碎屑岩和火山岩储集层为主，东部以灰岩、碎屑岩储集层为主。多尼组下段(川巴)储集层主体为碎屑岩，东部发育少量碳酸盐岩储集层。同时多尼组在盆地中部发育块状生物礁灰岩，2007年在盆地中部尼玛县朱古萨它日错复向斜南翼发现了2处块状生物礁灰岩，礁灰岩地表呈蜂窝状、孔洞发育，露头延伸长度在100 m左右，厚度达50 m，造礁生物主要为珊瑚和固着蛤；另外在其北的窝雍，也见到厚度大于50 m、延伸长度在200 m以上的礁灰岩。更为重要的是，在礁灰岩表面和其中裂缝充填的方解石脉中，见到了不同程度的沥青显示，表明礁灰岩是措勤盆地最重要的储集层之一。

多尼组砂岩孔隙度为0.15%～14.4%，平均值3.020%，渗透率为(0.003 6～17.20)×10-3μm2，平均值0.465 8×10-3μm2；灰岩孔隙度为0.43%～8.42%，平均值3.106%，渗透率为(0.025～23.21)×10-3μm2，平均值0.382 8×10-3μm2。其中，吓龙、剥康巴地区砂岩孔隙度为1.41%～13.5%，平均值5.01%，渗透率为(0.01～19.10)×10-3μm2，平均值0.934×10-3μm2，属于致密储层—近致密储层(Ⅴ—Ⅲ)；灰岩孔隙度为2.4%～8.4%，平均值4.675%，渗透率为(0.02～2.51)×10-3μm2，平均值0.647×10-3μm2，属于低孔低渗—特低孔低渗储层(Ⅲ—Ⅱ)。阿苏、它日错地区砂岩孔隙度平均为2.69%，渗透率为0.147×10-3μm2，总体属于Ⅴ—Ⅶ型储层(表2)。

表2 措勤盆地中生界储集岩特征

3.2 郎山组

郎山组主要为碳酸盐岩，在盆地北部厚度560～4 300 m，改则一带为沉积中心，向东、西变薄。夏麦地区储集岩厚约480.2 m，改则洞错扎贡弄巴地区储集岩厚约772.6 m，储集岩中碳酸盐岩储集层几乎占99%；东部的尼玛阿索地区储集岩厚约911.4 m，碳酸盐岩占82.7%，碎屑岩储集层占11.3%，火山岩占3.8%[3]。根据107件样品分析统计，圆笠虫灰岩孔隙度为0.89%～2.47%，平均值1.394%，渗透率为(0.028～1.37)×10-3μm2，平均值0.31×10-3μm2，总体属于特低孔特低渗(Ⅲ—Ⅳ)储层；固着蛤灰岩孔隙度为1.57%～2.70%，平均值2.148%，渗透率为(0.361～0.416)×10-3μm2，平均值0.385×10-3μm2，与圆笠虫灰岩相似，大部分样品属于Ⅲ—Ⅳ型储层；微晶灰岩孔隙度为0.49%～15.8%，平均值2.75%，渗透率为(0.004～372)×10-3μm2，平均值11.336×10-3μm2，亦属Ⅲ—Ⅳ型储层；礁灰岩孔隙度为15.9%，渗透率为385×10-3 μm2，达到中孔中渗型Ⅰ类储层(表2)。

2007年野外地质调查中在盆地东部马遥和措勤县北部的雪上勒、革吉亚美错和弄瓦一带郎山组中发现了白云岩和生物礁灰岩。礁灰岩地表呈峰窝状、孔洞发育；白云岩疏松，缝洞发育，均为盆地良好储集岩。由于礁灰岩和白云岩疏松易碎，无法采到进行物性分析的样品，所以没有分析数据。

措勤地区两大储集岩类，碳酸盐岩的储集物性优于碎屑岩，孔隙结构在总体上则灰岩和碎屑岩岩类没有显著的优劣差别，但白云岩类相对较好。

4 盖层特征

措勤盆地中生界地层盖层发育，类型较丰富，主要为碳酸盐岩盖层和泥质岩盖层，碳酸盐岩盖层主要发育在郎山组和多尼组多巴段, 泥质岩盖层则主要发育在多尼组川巴段。

由于措勤盆地地表泥质岩长期遭受风化剥蚀和大气水淋滤，破碎严重，地表样品均为粉末状，无法采集物性分析样品；同时由于自然环境和工作条件限制，地下样品也无法采集，因此到目前为止泥质岩的突破压力数据还没有。笔者现在得到的突破压力均为多尼组的致密砂岩和郎山组的灰岩和泥灰岩。

多尼组为砂岩、泥岩、页岩、灰岩沉积，累积厚度为1 672.65 m，作为可能盖层的泥质岩厚度占约53.41%。盆地东部扼杀而朴组(相当于多尼组下段川巴段)泥岩、粉砂岩不等厚互层，泥岩单层厚度最厚可达1.5 m，累计厚度达100 m。2007年野外地质调查时采集的粉砂岩突破压力最大33.4 MPa，最小5.5MPa(4个样品)。

郎山组二段地层总厚度大于624.67 m，可作为盖层的碳酸盐岩和细碎屑岩厚度约占62.79%。郎山组三段地层中盖层主要是碳酸盐岩，结构致密，厚约398.94 m。2007年在马遥乡郎山组剖面采集的致密灰岩的突破压力最大39.5MPa，最小5.1MPa(8个样品)。

从各层位盖层厚度分布情况来看，郎山组厚度最大，多尼组川巴段最薄。郎山组与多尼组多巴段盖层在各凹陷相对较稳定，可作为区域盖层；多尼组川巴段主要作局部盖层。由于地层均经历不同期次的构造运动影响，无论是作为区域盖层, 还是作为局部盖层，在不同区域的封盖性能均存在一定差异。

5 地表油气显示特征

2007年野外地质调查中，在措勤盆地中部它日错西约20 km的尼玛朱古萨北多尼组礁灰岩中发现了4处油气显示。该处多尼组发育厚50 m，延伸长度在100 m以上的礁灰岩，其中方解石脉中可见带状沥青脉显示。

2007年在措勤盆地多尼组、郎山组地层中采集了31个包裹体样品，在样品中均发现沥青质或荧光包裹体。措勤盆地地表油气显示和包裹体中的沥青质表明盆地经历了油气的生成、运移、聚集和散失过程。

6 结论

1) 措勤盆地中生界发育多套海相烃源岩，其主力烃源岩为多尼组下部(川巴段)泥页岩、上部(多巴段)泥页岩和灰岩、郎山组二段的泥灰岩；局部烃源岩为郎山组一、三段的泥晶灰岩、接奴群的灰岩和泥页岩。

2)多尼组礁灰岩、砂岩和郎山组的灰岩可作为储集岩。

3)郎山组的浅色结晶灰岩和生物碎屑灰岩坚硬致密，在盆地内广泛分布，且较稳定，大部分厚度都超过1 000 m，是措勤盆地比较好的区域盖层。

4)盆地中部它日错西20 km的尼玛朱古萨北的油气显示以及烃源层里的沥青质和油气包裹体，表明盆地经历了油气生成、运移、聚集和散失的过程。

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