李偉 朱智鵬 張海杰

1.中國石油勘探開發(fā)研究院 2.提高石油采收率國家重點實驗室 3.西南石油大學資源與環(huán)境學院4.中國石油西南油氣田公司重慶氣礦

中西部含油氣盆地喜山期強烈隆升剝蝕與大氣田的成藏效應

李偉1，2朱智鵬3張海杰4

1.中國石油勘探開發(fā)研究院 2.提高石油采收率國家重點實驗室 3.西南石油大學資源與環(huán)境學院4.中國石油西南油氣田公司重慶氣礦

地層強烈隆升與天然氣成藏效應的關系一直是地質學界關心的重要問題之一，但對于中國中西部含油氣盆地喜山期的強烈隆升剝蝕與大氣田的成藏效應之間關系的系統(tǒng)研究卻很少。為此，通過對我國中西部地區(qū)不同盆地不同區(qū)帶喜山期的強烈隆升剝蝕及其與大氣田成藏效應關系的分析，認為這種強烈隆升與剝蝕對大規(guī)模天然氣的聚集成藏，不僅具有重要作用，而且還會因所處地質條件的不同而產生較大的成藏效應差異，主要表現在3個方面：①膏鹽發(fā)育區(qū)的擠壓沖斷與快速隆升剝蝕，產生流體高效抽吸效應；②大規(guī)模儲集體發(fā)育區(qū)持續(xù)隆升剝蝕，產生大面積水溶氣的減壓脫溶效應；③高泥地比與高熱演化區(qū)持續(xù)隆升剝蝕，產生大面積地層減壓吸水效應。之所以會產生上述3種不同的成藏效應，是其成藏地質條件差異大所造成的。結論認為：流體高效抽吸效應，主要形成于有膏巖與鹽巖封蓋很好的沖斷構造帶；大面積水溶氣脫溶效應主要發(fā)生在儲集體巨大、天然氣充注不足的地層；大面積泥巖吸水效應，主要發(fā)育于氣源較充足且烴源巖熱演化程度高、泥巖含量高的地層。

中國 中西部含油氣盆地 喜山期 隆升 剝蝕 天然氣成藏效應 抽吸效應 脫溶效應 吸水效應

1 喜山期中西部含油氣盆地隆升與剝蝕

中國中西部自喜山期開始，受印度板塊的向北俯沖作用，不僅相關褶皺山系進入強烈隆升與剝蝕階段，而且中西部含油氣盆地內也有大面積的隆升與剝蝕區(qū)帶發(fā)育［1－3］。中西部含油氣盆地中隆升剝蝕區(qū)主要發(fā)育于山前沖斷帶及盆內局部地區(qū)（表1）。四川盆地除川西坳陷區(qū)外大部分地區(qū)以隆升剝蝕為特征，如川中—川東地區(qū)基本不發(fā)育白堊紀—新近紀地層，上侏羅統(tǒng)—白堊系基本被剝蝕［4］。川東的高陡構造帶中局部地區(qū)下三疊統(tǒng)嘉陵江組也被剝蝕，剝蝕厚度介于2 000～4 000 m，東部高陡構造帶剝蝕量更大，隆升剝蝕厚度介于4 000～5 500 m，而且主要是晚喜山期以來的強烈隆升與剝蝕作用［5］。川西北沖斷帶喜山期以來隆升剝蝕更為強烈，剝蝕厚度達6 500 m，大部分地區(qū)上古生界大面積出露地表，局部地區(qū)下古生界也有出露［6］。鄂爾多斯盆地雖然目前大面積的覆蓋第四系黃土層，但是其直接覆蓋在中生代地層之上，大部分地區(qū)缺失晚白堊世—上新世的沉積，證明其隆升剝蝕時期主要是晚白堊世—新近紀早期，而且喜山期以來隆升的幅度以盆地東部黃河流域較高，可達1 600 m，其次是盆地西部坳陷帶，介于400～800 m［7－8］。塔里木盆地喜山期隆升較大的是庫車坳陷北緣沖斷帶、塔東南隆起帶與巴楚隆起南緣瑪扎塔格沖斷帶。庫車坳陷北緣沖斷帶主要出露的地層為三疊系—新近系，為晚喜山期快速隆升剝蝕后形成，隆升剝蝕了1 800～4 800 m的厚度［9］；瑪扎塔格沖斷帶主要出露古新世、始新世、漸新世、中新世和上新世地層，為漸新世與上新世快速隆升剝蝕后形成，隆升剝蝕了1 800～2 500 m的厚度［10］；塔東南隆起帶因氣源條件差，在此不做論述。準噶爾盆地喜山期的隆升剝蝕主要發(fā)生在南緣沖斷帶，該區(qū)出露侏羅系—新近系，是上新世快速隆升剝蝕后形成的，隆升剝蝕了2 000～6 000 m的厚度，越向山前帶，隆升剝蝕越強烈［11］。吐哈盆地喜山期主要隆升剝蝕，發(fā)生在北部山前帶與盆地中央七克臺—火焰山沖斷帶，山前帶隆升較明顯的是吧喀構造帶，主要出露白堊系—新近系，其西北端局部地區(qū)也出露侏羅系，該區(qū)隆升剝蝕厚度介于1 000～4 000 m；盆地中央構造帶主要出露侏羅系—新近系，局部還出露了三疊系，其沖斷與隆升作用主要發(fā)育于上新世以來，剝蝕厚度介于1 600～4 500 m［12］。

表1 中國中西部含油氣盆地喜山期主要大面積抬升區(qū)帶剝蝕特征一覽表

綜上所述，中國中西部含油氣盆地內都有不同程度的隆升與剝蝕，但相對于盆地面積而言，中部的四川盆地與鄂爾多斯盆地隆升與剝蝕的面積比例較大，而西部盆地的隆升與剝蝕面積比例較小。這種喜山期隆升剝蝕強度的差別，將對這一時期不同地區(qū)天然氣的成藏造成較大差異的影響。

2 隆升剝蝕與大型天然氣田的成藏效應

對于喜山期隆升剝蝕作用與天然氣聚集的關系已經有專家學者討論過，如趙文智［13］認為克拉2氣藏主要形成于喜山期的構造托舉與抽吸作用，李一平［14］與王蘭生［15］提出威遠氣田形成于喜山期強烈隆升后的水溶氣脫溶成藏，Peterson［16］、Matheton［17］等報道剝蝕后巖石反彈現象，鄒華耀［18］與姜振學［19］等提出的剝蝕回彈使蘇里格氣田產生負壓效應等。但是除了戴金星［20］討論過晚期成藏對大氣田形成的重大作用以外，截至目前，還沒有人對中國中西部大氣田形成與喜山期強烈隆升剝蝕所產生的效應差異及其成因進行過系統(tǒng)地梳理。為此，筆者對我國中西部地區(qū)不同盆地不同區(qū)帶喜山期的強烈隆升剝蝕及其與大型天然氣田成藏效應關系的進行了分析，以便給這一領域的研究者提供參考與借鑒。根據筆者的研究發(fā)現，目前主要存在抽吸效應、脫溶效應、吸水效應等有利于大氣田形成的地質作用，以下分述之。

2.1 深層流體抽吸效應與大氣田的形成

喜山期的隆升剝蝕與抽吸效應形成大氣田是有苛刻條件的，并不是所有的強烈隆升剝蝕都能形成抽吸效應并形成大氣田。其主要條件包括：上覆厚層膏巖與鹽巖蓋層、大型沖斷構造、斷裂下部溝通氣源層上部封閉、氣源充足、隆升剝蝕量大、儲集體厚且大面積發(fā)育等。如庫車北部山前沖斷帶就具備這樣的條件，其古近系—新近系的鹽膏層區(qū)域發(fā)育，厚度介于400～1 000 m，局部可達4 000 m［21］；庫車北部山前發(fā)育吐孜、依南、克拉蘇、大北、神木等多個沖斷構造帶，其隆升剝蝕厚度介于1 800～4 800 m［22］；其沖斷隆升形成的斷裂大都直通侏羅系—三疊系的氣源層，而其上部都被鹽膏層封堵［23］；其中生界的氣源十分充足，生氣強度達100×108m3／km2；該山前帶白堊系砂巖儲層發(fā)育，厚達860 m，分布面積達1.2×104km2［24－25］。

抽吸效應的地質表現主要包括：氣藏高壓—超高壓（局部氣層壓力與深層相近）、儲層孔隙度增大、天然氣干而丙烷含量稀少、碳同位素值變重、氣藏內砂巖儲層高嶺石含量高等特征。如克拉2大氣田的天然氣儲量超過2 000×108m3，上述地質效應都存在。根據趙文智［13］等人的研究成果，由于構造的托舉與抽吸，造成晚期快速與高效成藏，使克拉2井在深達5 000 m的白堊紀地層中的砂巖儲層平均孔隙度達13.7%，最高可達18%，而上下相鄰層位的砂巖孔隙度多在5%左右（圖1）。筆者認為這種抽吸效應，還產生了超高壓封存箱現象，克拉2白堊系氣藏地層流體壓力高達75 MPa左右，其在厚350 m井段測得的地層壓力基本都是這樣，而其地層壓力系數上部達2.22，下部為1.79，展示氣藏內部流體系統(tǒng)為壓力基本均一的超高壓封存箱特征。正是這種抽吸效應，使其儲層中高嶺石的含量激增，在黏土礦物的含量中，高嶺石的百分比含量高（介于40%～80%），而該值在上、下鄰層卻極低［26］。也正是這種抽吸效應，還使得其天然氣組分與碳同位素含量都發(fā)生顯著的變化（表2）。如其天然氣組分中甲烷含量高達98.22%、丙烷含量卻為零或極少，天然氣同位素值偏重，為－27.3‰～－27.8‰。而鄰區(qū)依南與依西更靠近侏羅系烴源巖的層位中，甲烷含量僅90%左右，丙烷含量為0.22%～1.58%，其甲烷碳同位素值較輕，為－32‰～－36‰。筆者認為產生這一天然氣聚集特征主要有兩種成因：①由于抽吸效應，將深層的高成熟度天然氣快速的抽吸到目前的氣藏中，以致其甲烷含量高、天然氣碳同位素值變重；②水溶氣的脫溶作用也有一定的影響，因為地層水的脫溶氣天然氣碳同位素值較重，甲烷含量也較高，天然氣多為干氣。

圖1 塔里木盆地庫車坳陷克拉2氣藏成藏特征分析圖

表2 克拉2井及其鄰區(qū)天然氣組分與碳同位素特征對比表

在該盆地庫車坳陷的北部沖斷帶或其他盆地，只要具備抽吸效應形成的地質條件，就能夠形成這一類型的大氣田。如庫車坳陷北部沖斷帶的地質條件，是有利于喜山晚期快速抬升剝蝕而產生抽吸效應的地區(qū)。只是其對應的地質效應，可能因抬升剝蝕的強度、鹽膏層的厚度、構造的托舉強度、鄰區(qū)天然氣的熱演化程度而產生差異。筆者認為該區(qū)超高壓的氣藏（包括大北2古近系氣藏壓力系數為1.62、克拉1白堊系氣藏壓力系數為1.81～1.92、克拉3古近系氣藏壓力系數為1.79～1.9、吐孜新近系氣藏壓力系數為1.4、神木古近系氣藏壓力系數為2.14～2.29等）都存在一定的抽吸效應，只是抽吸效應的強度不同而已。

又如川東地區(qū)，其中下三疊統(tǒng)嘉陵江組—雷口坡組發(fā)育大段膏鹽層［29］，能夠對下伏地層形成很好的封閉作用，在喜山期強烈的擠壓隆升與剝蝕下，產生了構造托舉與地層的抽吸效應。該區(qū)二疊系—中下三疊統(tǒng)氣藏常發(fā)育高壓流體，地層壓力系數為1.6～2.2，而其天然氣主要來自石炭系古氣藏，其地層壓力系數多為1.0左右，大量的天然氣被抽吸到了上部的二疊系或三疊系中，使得許多石炭系氣藏在斷裂的連通下與上部二疊系或中下三疊統(tǒng)的氣藏具有相近或相似的地層壓力，從而產生地層壓力系數石炭系正常而二疊系—中下三疊統(tǒng)超高壓的發(fā)育特點，如臥龍河氣田，石炭系的壓力系數在1.1左右、上二疊統(tǒng)氣藏的壓力系數在1.41左右、雷口坡組氣藏的地層壓力系數達1.79。對于有膏鹽巖發(fā)育的川西北地區(qū)，目前勘探程度較低，膏鹽巖的發(fā)育規(guī)律還不明，預計在膏鹽巖發(fā)育較厚的沖斷帶也將是天然氣抽吸效應成藏發(fā)育的有利地區(qū)。

但是，在另一些擠壓沖斷隆升帶卻不能形成這種抽吸效應，如準噶爾盆地南緣沖斷帶、吐哈盆地北緣沖斷帶及中央沖斷帶等地區(qū)。雖然這些地區(qū)喜山期擠壓隆升強烈，但是由于缺少封閉性很好的鹽膏層，仍不能形成這種抽吸效應的氣藏。如準噶爾南緣古近系紫泥泉子組存在軟泥巖段，能夠對一定地區(qū)形成良好的分隔性，但未能形成這種抽吸效應，呼圖壁氣田地層壓力基本在33.65～34.68 MPa之間變化，壓力系數在1.0左右；吐哈盆地中新生界雖然有多套超壓泥巖蓋層［30］，但在山前與中央沖斷帶也未形成這種抽吸效應的氣藏，如鄯勒氣藏與疙瘩臺氣藏都是正常壓力系統(tǒng)的氣藏，壓力系數都在1.0左右。由此可知，在沒有膏鹽巖的地區(qū)，是很難形成明顯的流體抽吸效應而產生大規(guī)模天然氣聚集成藏的。

2.2 水溶氣脫溶效應與大氣田的形成

喜山期地層強烈抬升與剝蝕并產生水溶氣的脫溶作用進而形成大氣田的實例，在國內外都有發(fā)現。如西西伯利亞盆地上白堊統(tǒng)烏連戈伊氣田［31－32］、四川盆地威遠震旦系氣田［14－15］、四川盆地中部須家河組氣田［33－34］、塔里木盆地和田河氣田［10，35－36］等。這種水溶氣脫溶作用形成的天然氣田，其地質效應主要表現在天然氣組分變化與碳同位素值的變化上。具體而言，其主要地質現象是氣藏底部或側翼水體巨大（或圈閉大而充滿度低），產生的地質效應是甲烷含量高（或干燥系數大）、異構烷烴增加、富集重碳同位素、存在側向運移效應等。

李一平［14］、王蘭生［15］、戴金星［20］等人認為威遠震旦系氣田是我國水溶氣脫溶聚集成藏的重要代表，其展示出圈閉大、充滿度低，具有氣干、甲烷碳同位素值偏重等地質效應。威遠震旦系頂的圈閉面積大（895 km2），閉合度高達800 m，為喜山期構造圈閉，在晚喜山期隆升剝蝕4 700 m，其含氣面積僅216 km2，天然氣的圈閉充滿度僅24%，天然氣探明地質儲量401× 108m3。李一平認為威遠震旦系地層壓力從77.7 MPa下降到28.0 MPa，地層溫度由219℃下降到95℃，按照溶解度下降2.42 m3／m3計算，其水溶氣脫溶量約493.21×108m3。這些分析展示出其水溶氣脫溶成藏的基本聚集特點。天然氣的干濕度也展示威遠氣田的干氣特征，而資陽地區(qū)雖然目前埋深較大，但天然氣偏濕，存在干燥系數為0.86左右的天然氣（表3）。更重要的是威遠震旦系δ13C1為－32‰左右，而鄰區(qū)喜山期相對處于下降、隆升幅度僅300 m的資陽震旦系氣藏的天然氣δ13C1為－35.51‰～－38‰，展示出威遠震旦系氣田存在明顯水溶氣脫溶變重的特征。

表3 抬升剝蝕脫溶氣與原地氣（或短距離運移氣）性質對比表

秦勝飛等認為，塔里木盆地和田河石炭系與奧陶系氣田為典型的水溶氣脫溶聚集氣藏，不僅天然氣較干，而且還存在脫溶天然氣的運移效應［10］。和田河氣田東低西高，發(fā)育多個構造高點，石炭系與下伏奧陶系發(fā)育不整合面，構造兩側發(fā)育深大斷裂［36］。如表3所示，天然氣的干燥系數較大（0.965～0.993），而且自東向西增大；天然氣的甲烷碳同位素值為－37.8‰～－34.9‰，也展示出自東向西甲烷碳同位素加重的趨勢。因此，在地層水存在側向運移時，水溶氣也隨著發(fā)生側向運移，早脫溶出來的天然氣甲烷碳同位素偏輕，運移一段距離后脫溶出來的天然氣甲烷碳同位素值變重。由于該氣田是碳酸鹽巖儲層，地層水中含有較多的CO2，因此其不僅存在烴類的水溶氣脫溶與運移效應，而且存在CO2的運移效應，如氣田東部天然氣中CO2的含量為0%～6%，而氣田西部天然氣中所含的CO2為8%～18%［10］。由此可知，碳酸鹽巖儲層中水溶氣的脫溶聚集，不僅存在甲烷含量高、運移距離越遠甲烷碳同位素值越重的特征，而且還存在CO2運移距離越遠含量越高的效應。

四川盆地中部地區(qū)須家河組地層中水溶氣脫溶聚集與側向運移的現象也很明顯。該區(qū)在廣安、合川、安岳等地探明天然氣地質儲量超過4 000×108m3。筆者近期對川中須家河組天然氣的研究結果也展示出運移距離越遠其甲烷含量越高、甲烷碳同位素值越重、異構烷烴增多、丙烷系數越大等地質效應。表3還展示該區(qū)須家河組天然氣的組分特征在同一水溶氣的運聚路徑上，靠近西部氣源中心的充西須四段氣藏，明顯比遠離氣源中心的廣安須四段氣藏的氣要濕、iC4／nC4與iC5／nC5值低；在潼南—合川及安岳—荷包場的須二段水溶氣的運聚路徑上也存在這樣的地質效應。更重要的是甲烷碳同位素值變化展現明顯的區(qū)域性變化效應。從圖2可知，自安岳—充西以西地區(qū)產生的天然氣地質效應，完全可以應用向西埋深加大，須家河組氣源巖熱演化增高生成的天然氣相關來解釋。而其東南部地區(qū)只能用水溶氣的側向運移與脫溶聚集來解釋，即甲烷碳同位素值向東南逐漸加重的水溶氣側向運移與脫溶效應。如從安岳與充西地區(qū)的甲烷碳同位素值從－43‰左右，向東南至廣安—合川—丹鳳場—荷包場等地區(qū)的－37‰左右。

造成這些效應的地質條件有4個：①自西向東的地層壓力逐漸降低；②厚層致密非均質儲層的大面積發(fā)育；③喜山期川中東南部抬升剝蝕量的逐漸加大；④水溶氣的長距離側向運移與幕式脫溶等。因此，在符合這些條件且氣源巖發(fā)育的地區(qū)，就可以形成大型水溶氣脫溶聚集的氣藏，同時產生類似的地質效應。

2.3 泥巖吸水效應與大氣田的形成

隆升剝蝕產生的泥巖吸水效應，是指由于強烈隆升與剝蝕后，地層巖石產生回彈，并且由于泥巖的回彈效應大于砂巖的回彈效應，泥巖在回彈中為了保持孔隙中的流體壓力平衡［16－19］，而從砂巖中吸取地層水的作用過程［37－38］。其主要的地質效應是形成大面積的無水巖性氣藏或使地層產生負壓現象。筆者認為喜山期隆升剝蝕并在泥巖吸水效應下形成大氣田的實例很少，目前僅發(fā)現了鄂爾多斯盆地上古生界氣藏。

圖2 川中地區(qū)須家河組天然氣脫溶成藏特征分析圖

鄂爾多斯盆地上古生界天然氣藏是典型的巖性氣藏，其主要儲集體是三角洲前緣的分支河道砂與泛濫平原上的分流河道砂［39］。也并不是所有砂體都是氣藏，在單個砂體中只有中下部的塊狀砂巖是有利的天然氣儲集體，其底部的砂礫巖與上部的細粉砂巖多為氣干層或水干層。由于該盆地上古生界的巖性氣藏之間的連通性很差，很難形成統(tǒng)一的氣水界面，其單個氣層中的地層水大面積地被替除，難以用常規(guī)的成藏規(guī)律來解釋。從目前的勘探現狀來看，在蘇里格氣田及其以東的地區(qū)基本是不含水的巖性氣藏發(fā)育區(qū)，而蘇里格氣田向西逐漸出現產地層水的砂巖，產地層水的頻率向西不斷增高。而且，也沒有發(fā)現統(tǒng)一的氣水界面，只是含水飽和度向西逐漸增高。這一現象則完全可以用泥巖吸水效應來解釋。

巖石的回彈常用來解釋地層負壓的成因［18－19］，但是很少應用來解釋無水氣藏的成因。Fatt［40］和Mc Latchie等［41］在北美Alberta盆地對上白堊統(tǒng)的研究成果認為，儲層孔隙的彈性收縮率為48.28×10－3Pa－1，當上覆地層被剝蝕時，砂巖儲層孔隙的擴容率與收縮率相當，而泥頁巖的擴容率高于砂巖，水的收縮率約為20.69×10－3Pa－1。即當上覆巖層被剝蝕時，巖石孔隙體積的擴容量比孔隙水的膨脹體積大50%。Neuzil［42］認為不同巖石的體積回彈量為0.405%～4.529%；姜振學等人的實驗認為砂巖回彈量為0.8%～1.2%［19］。

這樣因泥頁巖的擴容率大于砂巖，當上覆巖層被剝蝕時，與泥頁巖相鄰的砂巖儲層中的部分水將在由低壓產生的橫向壓力梯度驅動和毛細管力作用下向泥頁巖滲透。而鄂爾多斯盆地在早白堊世沉積末，下古生界的埋深介于4 000～7 000 m，地層溫度介于150～170℃［43－44］。在這樣的地層埋深與溫度條件下，地層中的水有48%～52%成為氣態(tài)水［45－46］。而在隆升剝蝕到現在的2 000～4 000 m埋深時，即地層壓力降低20～40 MPa時，根據湯勇等人的研究成果計算，地層中液態(tài)水的含量有8%～12%的水轉化為液態(tài)，還剩下33%～40%的氣態(tài)水［46］。該盆地上古生界的儲層孔隙度僅為5%～10%，轉化成的液態(tài)水僅占巖石空間的0.4%～1.2%，這樣的儲集物性條件下地層中束縛水飽和度常為40%～70%。在砂巖百分比小于40%的地區(qū)，不考慮儲層自身回彈產生的吸水效應，僅占巖石體積0.4%～1.2%的液態(tài)地層水，可能不足以補償泥巖回彈后的地層水回補率（泥巖的回彈率應大于1.2%）。因此，這種抬升剝蝕產生的巖石體積回彈所引起的泥巖吸水效應，不僅產生無水氣藏，而且對地層負壓的成因也有重要貢獻。

鄂爾多斯盆地蘇里格氣田及其以東地區(qū)的上古生界就具備這樣的地質條件（圖3）。首先其在晚白堊世—新近紀隆升剝蝕了1 200～1 600 m；其次地層存在明顯的低砂巖百分比。如：砂巖百分比由石炭系太原組—下二疊統(tǒng)山西組的20%～38%，向上依次變成下二疊統(tǒng)下石盒子組的10%～21%、上二疊統(tǒng)上石盒子組的5%～12%、上二疊統(tǒng)石千峰組的3%～5.5%。正是由于存在產生大面積泥巖吸水效應的有利條件，其對應的地層壓力系數也由太原組—山西組的0.95～1.1，向上依次變成下石盒子組的0.7～0.9、上石盒子組—石千峰組的0.4～0.6。這顯示該區(qū)上古生界地層越向上，其泥巖含量越高，抬升剝蝕后泥巖的吸水率越強，壓力系數也越低；含氣飽和度向上變低，主要是遠離下部氣源所引起的；雖然上部的含水飽和度增高了，但是主要是束縛水，目前的鉆探還沒有在石千峰組發(fā)現產水層，只有測井研究發(fā)現了一些致密的水干層。

圖3 鄂爾多斯盆地上古生界氣藏發(fā)育模式剖面特征圖

另外，川東志留系小河壩組致密砂巖分布區(qū)具備類似的條件，預測可能也存在這樣的氣藏。因為在川東志留系小河壩組砂巖大面積發(fā)育于大段泥頁巖中，砂地比僅5%～12%，其下部龍馬溪組是該盆地最有利的氣源巖之一［29］，喜山期也有大規(guī)模的隆升剝蝕發(fā)生。

3 結論

1）中國中西部含油氣盆地由于受喜馬拉雅造山運動的影響，不同盆地內不同區(qū)帶隆升剝蝕的強度與地質背景不同，導致不同地區(qū)大氣田的成藏效應差異很大。

2）喜山期隆升剝蝕形成大氣田的成藏效應主要表現在流體高效抽吸效應、大面積水溶氣脫溶效應與大面積泥巖吸水效應等3個方面。

3）之所以會產生這3種不同的成藏效應，主要是其成藏地質條件差異大所造成的：①在都有喜山期強烈隆升剝蝕的條件下，其中流體高效抽吸效應，主要形成于有膏巖與鹽巖封蓋很好的沖斷構造帶，如庫車坳陷北部山前沖斷帶、川東高陡構造帶、川西逆沖帶等膏鹽蓋層發(fā)育的區(qū)帶；②大面積水溶氣脫溶效應，主要發(fā)生在儲集體巨大、天然氣充注不足的地層，如川中地區(qū)的須家河組與震旦系、塔里木盆地瑪扎塔格構造帶奧陶系—石炭系；③大面積泥巖吸水效應，主要發(fā)育于氣源較充足且烴源巖熱演化程度高、泥巖含量較高的地層，如鄂爾多斯盆地中東部上古生界、川東志留系等。

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Relationship between strong uplifting and denudation during the Himalayan epoch and hydrocarbon accumulation effects of large gas fields in the central－western petroliferous basins of China

Li Wei1，2，Zhu Zhipeng3，Zhang Haijie4
（1.Petroleum Ex ploration and Development Research Institute，PetroChina，Beijing 100083，China；2.State Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery，Beijing 100083，China；3.School of Resources and Environmental Engineering，Southwest Petroleum University，Chengdu，Sichuan 610500，China；4.Chongqing Branch of Southwest Oil ＆Gasfield Company，PetroChina，Chongqing 400021，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 8，pp.48－55，8／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

The relation between gas accumulation effects and strong uplifting is always a hot topic in the academic circle of petroleum geology.However，no systematic study has been carried out on the relationship between strong uplifting and denudation during the Himalayan epoch and hydrocarbon accumulation effects of large gas fields in the central－western petroliferous basins of China.Based on the analysis of the strong uplifting and denudation during the Himalayan epoch at different zones of different basins in centralwestern China and their correlations with hydrocarbon accumulation effects of large gas fields，it is believed that the strong uplifting and denudation are critical to large－scale gas accumulation and can cause relatively large differences in hydrocarbon accumulation effects due to different geological conditions.They mainly include the following three aspects.（1）In the areas with well－developed salt layers，compressional thrusting and rapid uplifting and denudation can generate highly efficient fluid suction effects；（2）In areas with large scale reservoirs，continuous uplifting and denudation can cause large scale depressurization and ex－solution effects of water－soluble gas；（3）In the areas with high shale content and high thermal maturity，continuous uplifting and denudation can result in depressurization and water adsorption.A huge difference in geological conditions of hydrocarbon accumulation is the major cause of the above hydrocarbon accumulation effects.The highly efficient fluid suction effects mainly occur in thrust belts with high quality gypsolith and salt seals；the large scale exsolution effects of the water－soluble gas mainly occur in large reservoirs without full charging of gas；the large－scale water adsorption effects of mudrocks mainly occur in the formations with high thermal maturity，high shale content and abundant gas sources.

China，central－western petroliferous basin，Himalayan epoch，uplift，denudation，gas accumulation effect，suction effect，exsolution effect，water adsorption effect

李偉等.中西部含油氣盆地喜山期強烈隆升剝蝕與大氣田的成藏效應.天然氣工業(yè)，2012，32（8）：48－55.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.08.011

李偉，1963年生，高級工程師，博士；1987年本科畢業(yè)于原江漢石油學院，2004年博士畢業(yè)于成都理工大學；從事石油與天然氣地質研究工作，現任中國石油勘探開發(fā)研究院實驗中心副主任。地址：（100083）北京市910信箱實驗中心。電話：（010）83593571。E－mail：lwe＠petrochina.com.cn

2012－07－06 編輯 居維清）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.08.011

Li Wei，senior engineer，born in 1963，is engaged in geological studies of oil and gas.

Add：Mail Box 910，No.29，Xueyuan Rd.，Haidian District，Beijing 100083，P.R.China

E－mail：lwe＠petrochina.com.cn