油气聚集和演化

据黔南坳陷前期地面地质调查统计，该区发现油气苗和沥青586个，以寒武-志留系地层为主。已发现独山鼻凸起麻江古油藏、凯里残留油气藏等8个古油藏，其中麻江古油藏原始储量超过15×108t。

经过20世纪60、70年代的勘探，在黄平和安顺地区的12口浅井中发现了不同程度的油气水显示。据钻探，胡庄背斜下志留统砂岩段厚约50m，是主要产气层位。其中以胡41井(5400m3/d)产气量最大，其他如胡37、23、47、45、18、27、30井均有不同程度的产气量，从几立方米到很多。中奥陶统大湾组酸化压裂后，胡47井共产原油2300公斤，其他井多见油浸或少量原油。庄L井钻遇下奥陶统桐梓组后，第一次漏失清水约1300m3，第二次漏失清水约130m3。钻遇下寒武统下部的石灰岩时，岩心显示有气。在叶山向斜和唐凯向斜的浅井钻探中，均有不同程度的油气显示，显示层位多在中下志留统、下奥陶统上部和中奥陶统下部。凯1井测试期间，获得原油100kg，凯8井获得原油20kg，凯10井获得原油5kg，油质粘稠。安顺地区60/CK1井、60/CK3井、60/CK9井、Ni 2井、Ni 4井、Ni 7井均有二叠系和三叠系含油。

长顺凹陷牙水(超)深井1有油砂和天然气显示，1961 ~ 1970米井段有油砂和天然气显示，前牙2井有沥青，王右构造王诜井D2有微气显示，王诜井1有天然气显示。

桂中坳陷有油气苗和沥青88个，其中沥青57个。据层位统计，泥盆系32个，石炭系35个，二叠系15个，三叠系6个。其中，具有代表性的地下油气显示有:构造罗1井和罗2井、大埔构造大2井和大5井、岩口构造延2井、北山构造北1井和北2井均为下石炭统注气；李淼构造1井和拉里构造1井为中泥盆统注气井。气样分析:c 1: ch 40.21% ~ 67.9%，n 232.5% ~ 99.2%；D2:甲烷43.56%~8.88%，氮280.548%~94.55%。；下石炭统以CH4或N2气为主；中泥盆统为N2气。岩口构造岩2井距井口0.5 ~ 1.5m，597 ~ 612m，层位为石炭系唐颖组(c 1YT)；李淼构造1井在986 ~ 1293 m处喷出井口，发现含油沥青，属于中泥盆统东岗岭组(D2d)。南丹车河附近有7口浅井注气，其中泥盆系注气发生在1971钻遇的ZK1，1976仍在冒泡；2月施工的1987 1175井，173m井段注气，因用火不当引发火灾，燃烧1小时30分钟。鹤山北山D907井三叠系发现绿色原油。

南丹大厂龙头山有中泥盆统古(礁)油藏，面积数十平方公里，沥青储量1.1×108t；在河池拉潮，累计沥青已达万余吨。

2007年，广西地质勘查院钻地热井柳热1时，天然气在143 ~ 201.33 m处涌出，火焰呈蓝黄色，火焰高度为0.3 ~ 1.2 m..天然气的成分是甲烷。气藏位于河池-宜州-鹿寨岩西弧形褶皱-断裂构造带的东部，江门背斜构造为席瑞。背斜构造由下石炭统泗门组(C1s)、罗城组(C1l)和上石炭统下部组成，气藏明显受背斜构造控制。产气层为下石炭统泗门组(C1s)，岩性为生屑微晶灰岩和生屑硅质岩。气藏上部有30m泥岩夹硅质泥岩作为盖层(附图2-15)。

总之，石油显示主要集中在黔南坳陷的凯里、桂阳南部的柳城和鹿寨以及归钟坳陷的东北部，沥青和天然气显示在该区广泛分布。纵向上，黔南坳陷的油气和沥青从震旦系到三叠系均有不同程度的分布，以寒武系-志留系为主，液态烃主要分布在坳陷东部的奥陶系和志留系以及北部的二叠系-三叠系，归钟坳陷的油气和沥青主要分布在泥盆系和石炭系，其次是二叠系和三叠系。

根据前面的分析，该区油气沥青的集中分布主要受四个因素控制:一是具有良好的烃源条件；二是分布在有利的储集相带；三是具有有利的古构造条件；四是断层发育，热液活动频繁。前三个因素是油气生成和聚集的有利条件，第四个因素是油气损害的主要原因之一。

上述情况表明，黔中地区曾有过广泛的油气生成和大规模的油气运移聚集，但由于后期沉降、构造隆升和挤压的破坏，许多油气、沥青显示点和古油藏仍然存在，保存条件较好的地区可能还残留着保存下来的原生或次生油藏。因此，一个相对较好的油气保存区(单元)应是该区油气勘探的方向选区。

(2)麻江古油藏和凯里残余油气藏的成藏条件和演化过程。

麻江古油藏是黔南麻江-都匀地区下古生界古油藏。据初步计算，其原始石油储量达到15.08×108t，是加里东期超大型油藏之一。“凯里残余油气藏”也是一个古生界油气藏，是贵州最早发现活油苗和大量油气苗的地区。从20世纪50年代到90年代，该地区共钻了54口浅井和2口深井。大部分井发现了油气，部分井仍产出一定量的油气，引起了世界范围的关注(图2-16)。

图2-柳热15井地层柱状图

(根据广西地质勘查院，2007年)

1.麻江古油藏成藏条件及演化过程

麻江古油藏形成于东加里-泥盆纪晚期，经过海西-印支期埋藏热演化和燕山期后抬升剥蚀改造，铸成现在的局面。

1)麻江古油藏成藏条件

A.主要烃源岩为下寒武统泥质烃源岩

麻江古油藏的主要烃源层为下寒武统盆地相-陆棚相黑色泥岩。生油高峰期为志留纪末至泥盆纪初。下寒武统暗色泥岩厚100 ~ 600米。

B.瓮乡组三段孔隙性砂岩储层和红花园组岩溶储层的发育。

麻江古油藏主要储层为瓮乡组三段砂岩储层(S1w3)和红花园组碳酸盐岩储层(O1h)。储层特征见表2-8。

表2-8麻江古水库储层特征

图2-16麻江古水库现今构造地质示意图

(根据中国石化，2006年)

瓮乡组三段(S1w3)砂岩的储集空间主要为原生粒间孔隙，包括原生粒间孔隙压实和部分胶结后的残余粒间孔隙，其次为次生裂缝孔隙。麻江古油藏的主要烃源岩为下寒武统暗色泥质岩，生油高峰期在东胡里末期。此时的麻江地区已经形成了一个古隆起。应时志留系瓮乡组三段(S1w3)砂岩储层和瓮寺组四段(S1w4)泥岩盖层长期未沉积，砂岩储层中的孔隙未经历复杂的成岩作用，使得原生粒间孔隙成为成藏期的孔隙。麻江古油藏烃源岩、储层和盖层在时间和空间上的这种配置是其成为大型古油藏的重要因素。

红花园组(O1h)碳酸盐岩储集空间主要为次生溶孔和构造裂缝。麻江古油藏红花园组碳酸盐岩储层在奥陶纪末都匀运动隆升后出露或接近地表，其上部受大气降水淋滤溶解，形成次生溶蚀孔隙和隆升时产生的构造裂缝，是主要的储集空间。麻江古油藏红花园组(O1h)储层中，沥青主要存在于该组顶部(10 ~ 25m)的次生溶蚀孔隙和裂缝中。

C.瓮乡组四段泥质岩是良好的区域性盖层。

盖层的存在也是古油藏形成的重要条件。麻江古油藏形成之前，志留系瓮乡组四段泥质岩大面积覆盖了瓮乡组三段(S1w3)砂岩油藏，厚度为168 ~ 512m，形成了油藏的直接盖层和区域盖层。由于瓮乡组四段(S1w4)泥质岩较为致密，且泥岩所占比例较大，是一套均质盖层，封盖能力较好。形成了麻江古油藏良好的盖层。

D.古油藏的圈闭类型是以构造圈闭为主的构造-岩性复合圈闭。

麻江古油藏主力烃源岩的生油高峰在加里东晚期。此时的古构造特征为“两脊两洼”:北部为武陵凹陷，南部为黔南凹陷，西部为黔中隆起，东部为雪峰隆起。麻江古油藏位于“两脊两洼”鞍部南侧古隆起上的有利位置，是油气圈闭的有利构造。古油藏的圈闭类型是以构造圈闭为主的构造-岩性复合圈闭。

E.它将原材料、储物和覆盖物完美结合。

麻江古油藏的生储垂向组合具有古生新储的特点，即生储层间距为2200～2600m .志留系是在都匀运动抬升党花园组(O1h)储层并淋滤溶解后立即沉积的。此时，瓮乡组三段(S1w3)砂岩储层在沉积后不久进入生油高峰期，由于瓮乡组三段(S1w3)砂岩的成岩变化比较简单，所以今天在红花园组上部(O1h)，沥青主要充填在次生溶蚀孔隙和裂缝中。盖层是瓮乡组四段(S1w4)泥质岩覆盖瓮乡组三段(S1w3)砂岩储层形成的直接屏蔽盖层。

F.古油藏保存条件

麻江古油藏位于加里东期雪峰隆起褶皱带的西缘。受晚奥陶世中后期都匀运动的影响，麻江地区形成了一个宽阔平缓的古隆起。晚奥陶世-龙马溪期隆升剥蚀后，其核心的红花园组(O1h)地层出露地表，沉积的碳酸盐岩经浅埋、胶结重结晶或局部白云石化后上升至地表，被大气淡水-混合水淋滤溶解，形成大量溶孔和孔洞。从志留纪大中坝期到志留纪末的广西运动，麻江古隆起在都匀运动时期形成的原型基础上进一步发展形成，并逐渐聚集油气。

志留系末形成古油藏时，主要储层瓮三段(S1w3)砂岩之上的瓮四段(S1w4)泥质岩形成了厚度为260(丹寨岩寨)~ 455 m(麻江磨刀石)的良好盖层。总体而言，瓮乡组四段(S1w4)泥质岩构成了古油藏统一的区域性盖层，是古油藏形成和保护的一个非常重要的条件。

2)麻江古油藏的演化过程

A.区域热演化和变质作用

广西运动后，麻江古油藏位于黔南(晚古生代)坳陷的东缘，开始经历长期持续的埋藏。随着长期持续的热作用，古油藏原油向裂解缩聚方向演化是必然的。早第三纪以前，燕山运动引起区域性褶皱隆升时，古油藏已埋藏近3亿年，最大埋藏深度达4000 ~ 5000m·m，最高埋藏温度为110 ~ 225℃。烃类的保存状态已经进入油气裂解和沥青缩聚阶段，今天古油藏中存在的大量沥青就体现了上述认识。

麻江古油藏瓮乡组三段(S1w3)和红花园组(O1h)原油经过海西-喜马拉雅期的地质和地球化学作用，已经面目全非。储层中形成的液态烃是在温度和时间的作用下高度缩聚后的变质沥青。

石油的热演化方向是裂解和缩聚同时发生。热解产物——天然气(干气)一般很难保存，尤其是在敞口程度较高的裸露区，早已逸出。主力储层瓮乡组三段(S1w3)沥青在氯仿中的溶解度为n×10-1% ~ n×10-2%，R max约为2.0% ~ 2.5%，H/C原子比约为0.7。红花园组(O1h)的沥青演化程度高于瓮乡组三段(S1w3)。其在氯仿中的溶解度为n×10-1% ~ n×10-3%，R max大于2.5%，一般小于4.0%，H/C原子比一般为0.4 ~ 0.7。研究表明，随着热演化程度的增加，固体沥青的分子量不断增加，分子聚合度不断提高，分子排列的方向性不断增强。所以碳元素的含量越来越高(H/C的原子比越来越小)，在有机溶剂中的溶解度越来越弱(氯仿可溶)，对一定波长入射光的反射能力越来越强(r max/%)，印证了红花园群。这与埋藏深度和温度的增加是一致的。

B.燕山运动对古油藏的破坏

燕山运动前，古油藏中储存的石油在晚古生代和中生代经历了长期埋藏和热变质作用，是液态烃转化为气体(天然气)和固体(沥青)的过程。

燕山运动是褶皱运动中一次广泛而强烈的事件，随之而来的是一次巨大的隆升。麻江古油藏在地层褶皱和断层的基础上，经过约130Ma的解体，才逐渐铸成现在的局面。瓮乡组三段(S1w3)和红花园组(O1h)大部分储层已被侵蚀或出露地面。瓮乡组三段(S1w3)分布面积由2450km2缩小到876km2，其中沥青仅剩3.53×108t。因此，燕山期以后的破坏是古油藏的彻底破坏和改造。

综上所述，麻江古油藏具有得天独厚的成藏条件，毫无疑问在早古生代有过一次大规模的油气生成、运移和聚集过程。通过分析麻江古油藏形成和演化过程中的主要特征，将为我们了解和展望贵州及邻区的油气前景，进一步勘探下古生界油气提供有益的参考。

2.凯里剩余油气藏的聚集演化过程。

凯里残余油气藏有两期成藏，早期类似麻江古油藏，现已演化为沥青；晚期形成于三叠纪末，至今仍有储层残留。

麻江古油藏烃源岩形成于早寒武世。奥陶系和志留系储层、志留系盖层和“古隆起”圈闭共同构成了加里东晚期的都匀运动和广西运动，且相互配置良好。志留纪至早泥盆世烃源岩进入生油高峰期，油气通过侵蚀面、断层等通道向圈闭油气藏运移。成藏的关键时刻在志留纪末，因此作为烃源岩属于下寒武统含油气系统。在上古生界和中生界厚层沉积物的覆盖下，以及近3×102Ma的埋藏史，储层原油演化为沥青、湿碳沥青和干气。后来经过燕山-喜马拉雅构造运动的加强、褶皱和改造，油气重新分布，由于强烈的隆升和剥蚀，今天只剩下800km2的古油藏。

凯里残余油气藏的含油气系统相对复杂，有下寒武统、奥陶系和志留系两个烃源岩。虽然其主要储层(O1h，S1w3)和盖层(S泥岩)与麻江地区相似，但圈闭——“古隆起”也形成了侏罗系的末期，生、储、盖、圈闭配置关系相当好。但由于凯里地区上古生界比麻江地区薄，下寒武统烃源岩在泥盆系和石炭系已达到生油高峰期，油气已进入储层，成藏的关键时刻在泥盆系-石炭系。因此，与麻江地区类似，凯里地区有以下含油气系统作为烃源岩。但经过晚古生代至中生代漫长的埋藏历史，其原油已向碳质沥青和干气演化，这可能是上世纪60年代部分钻井获得的干气来源。而奥陶系和志留系烃源岩在晚三叠世才进入生油高峰期，成藏的关键时刻在三叠纪末。因此，它属于以奥陶系和志留系为烃源岩的另一个含油气系统。即凯里地区存在两个含油气系统。前者油气演化只有碳沥青和干气；后者含油气系统的油气在中生代中晚期经过埋藏历史演化为湿气，这些油气在露头和地下仍可见到。这是与麻江古油藏最明显的区别。油源对比的结果以及凯里罗面和唐凯S1w3砂岩中同时含有碳质沥青和轻质原油的事实也证实了这一结论。这个水库也受到燕山-喜马拉雅运动的褶皱、改造、抬升和剥蚀，形成了今天的残积水库景观。

(3)桂中1井油气显示，古油藏形成与演化。

1.桂中1井油气沥青分布特征。

桂中1井钻遇沥青层段709米，证实桂中探区存在大规模的油气生成-运移和聚集过程。在附近泥盆系白云岩和生物礁的露头中也发现了沥青和液态烃，特别是桂中1井3752-3753m中泥盆统唐颖组顶部的钻井过程中，表明该区仍有油气聚集的可能，具有进一步勘探的潜力。

桂中1井遇到贫气层、油迹砂岩、固体沥青三种油气显示，揭示黔南桂中油气保存条件较好，具备形成大中型油气田的地质条件，提振了实现南部海洋新区油气勘探突破的信心。

1)贫气层

石炭系黄龙组(C2H)在1207 ~ 1209 m深灰色灰岩中气测异常明显，全烃含量高达4.721%。成分分析为气层特征，钻屑无荧光显示，定量荧光3.5 ~ 3.7，综合解释为差气层。

2)油迹砂岩

中泥盆统唐颖组3752 ~ 3753 m浅灰色细砂岩气测异常明显，全烃含量最高为2.179%，组分齐全，岩屑中有明显油痕，油味淡，浅黄色荧光，黄色滴照，定量荧光4.6，综合解释为差油层，综合命名为浅灰色油痕细砂岩。

3)沥青展示

桂中1井在钻井过程中观察岩石薄片发现大量沥青。岩屑显微镜观察表明，沥青主要分布在上泥盆统桂林组和下泥盆统四排组，有4层沥青集中显示段，累计地层厚度709米，占桂中1井总揭露地层厚度的14%。

其中桂林组有两层沥青，其中2585 ~ 2797 m区间，厚度为212m；2886 ~ 3146m层段厚度260m，显示段累计厚度472m。显示段的岩性主要是生物灰岩。

四排沥青显示两层，其中4345 ~ 4460 m间隔，厚度为115m；4605-4727m层厚122m，显示段累计厚度237m m，显示段岩性主要为白云岩。

2.油气地球化学对比研究表明，桂中坳陷古油藏/储层沥青来源于中下泥盆统泥质岩。

中泥盆统罗浮组泥质岩的分子参数均在储层固体沥青中的可溶烃范围内(附图2-17)，表明桂中坳陷储层中的可溶烃可能来自泥盆系烃源岩。

储层固体沥青的碳同位素组成范围也非常接近罗浮组的泥质岩。中泥盆统罗浮组干酪根的碳同位素组成为-24 ‰ ~-27.4 ‰，下泥盆统唐定组干酪根为-26.8 ‰ ~-27.8 ‰。桂中1井泥盆系储层固体沥青碳同位素组成在-23‰~-27.5‰之间(附图2-18)，石炭系样品中沥青碳同位素组成大多在此范围。总体而言，这些结果比桂中坳陷储层可溶烃中正构烷烃的分子碳同位素组成范围更偏，可能有直接的成因联系。因此，桂中坳陷主要储层中的可溶烃可能来自中下泥盆统泥质烃源岩。

图2-17桂中1井储层、大厂古储层与中泥盆统罗浮组泥质岩部分分子参数对比。

图2-18桂中1井泥盆系-石炭系固体沥青/干酪根碳同位素组成变化

图2-19桂中1井储层和大厂古储层固体沥青和干酪根碳同位素组成

南丹大厂古油藏固体沥青的碳同位素组成变化范围为-25.9‰~ 28.1‰(赵等，2006a，2007)，也与中下泥盆统烃源岩的干酪根非常一致。因此，碳同位素证据支持桂中坳陷泥盆系储层中的固体沥青来自中下泥盆统泥岩。

而大厂古油藏和金属脉生成的固体沥青碳同位素组成为-18 ‰ ~-19 ‰(图2-19)。除非如此重的同位素组成来自高等植物(煤型)，否则合理的解释只能是固体沥青，它不仅经历了地层的高温作用，还经历了矿化作用。

关于储层中固体沥青的成因，前人一般认为是热裂解形成的焦沥青。本次分析的结果也支持了这一观点:①沥青的反射率较高，在2% ~ 4.5%之间；(2)固体沥青的同位素组成与干酪根接近，甚至略有偏差，表明油气一旦充注/运移，就经历了显著的热裂解过程；(3)在可溶性烃类中没有生物降解等表生蚀变的证据，生物降解形成固体沥青的可能性很小；④形成固体沥青的其他过程，如储层分异、水洗等。，虽然目前不能排除有限的研究数据，但他们的贡献应该不大。

3.储层固体沥青为运移/聚集油气热裂解形成的焦沥青，部分古储层可能与岩浆/成矿热液蚀变有关，主要是由于储层古温度升高。

游离烃(氯仿沥青“A”)和吸附/包裹烃(沥青C或矿物结合有机质)在一些分子参数上有明显的差异(图2-20)。

与储层吸附/包裹的烃相比，储层中的游离烃具有较高的Pr/nC17和Ph/nC18，储层中游离烃中的低碳正构烷烃表现出一定的奇偶优势。根据干酪根的生烃演化规律，这些特征是低成熟演化阶段的表现。但该区的地质演化、热历史评价和固体沥青反射率的测定结果均表明处于高-过成熟演化阶段(附图2-21)，因此储层中的游离烃来源于干酪根的可能性不大。储层中的游离烃可能是过成熟阶段碳酸盐矿物结合有机质热演化的结果，与烃类的吸附/包裹直接相关。

另一种可能是生物降解，轻微的生物降解会增加支链烷烃与直链烷烃的比例。显微镜观察表明，除荣县组储层可能在地质历史时期与地表水连通并受到一定的破坏外，其他储层均无生物降解迹象。中下泥盆统储层在主生烃期后处于100℃以上的地热条件，生物降解的可能性不大。生物降解可能导致低碳数正构烷烃优先损失，而游离烃中低碳数正构烷烃含量很高。因此，生物降解不太可能。

如前所述，固体沥青的同位素组成与干酪根接近或稍有偏差，表明充注/运移的油气经历了显著的热裂解过程。

图2-20储层样品中游离烃和吸附/包裹体烃的分子参数对比

●-测量数据，○-文献数据

图2-21桂中1井固体沥青反射率分布图

4.储层可溶烃研究表明，桂中1井可能经历了两期充填。

第一阶段是印支期以前的主要生烃期，储层固体沥青是该油气藏的裂解产物。第二相由邻近油气显示层的可溶性碳氢化合物表示。与油气显示层(3751 ~ 3752m)相邻的游离烃和吸附/包裹烃(图2-22)在烷烃分布、生物标志化合物组成和碳同位素组成上与其他样品有显著差异，具体如下:

A.吸附/包裹烃中的游离烃和正构烷烃呈单峰分布，C21以下烷烃含量较低，与大多数储层样品中C21以下的游离烃和吸附/包裹烃的双峰分布特征明显不同(图2-23)；

B.游离烃和吸附/包裹烃中五环萜烷和三环萜烷的相对含量很高，与其他储层样品明显不同(图2-24和图2-25)；

C.游离烃和吸附/包裹烃不具有C27规则甾烷的优势，但显示C29 > C27 ≥ C28(图2-26)。

储层可溶烃的C23三环萜烷/C30藿烷比率与三环萜烷/五环萜烷和C21/C29甾烷的比率显示出非常好的正相关性。前两个参数可能与母质有机质的类型、成熟度和油气运移有关，而C21/C29甾烷可能与母质有机质的类型和成熟度有关。成熟度和油气运移的增加可能导致上述参数的增加。GZ55样品(靠近油气显示层)的三个比值均较低(图2-27)，表明后期烃类发生明显热蚀变的可能性不大。

据此可以推断，大部分储层样品中的烃类充填较早，因此由于矿物的保护，吸附/包裹烃在许多地球化学参数上明显不同于游离烃。而样品GZ55(与油气显示层相邻)可能是在早期油气充注后的后期被油气充注，但后期充注的油气没有明显的热蚀变，因此地球化学特征基本相似。固体沥青的同位素特征也可以支持这一推断。如图2-18所示，该样品与剖面顶部和底部的相邻样品无明显差异，后期充入的烃类可能对固体沥青没有贡献。该样品中的固体沥青反射率高达4.4%，分布范围较小，显然是早期烃类充注导致热变质的产物。

桂林组和四排组固体沥青的碳同位素分布具有由深到浅逐渐降低的规律，因此更容易同期成藏(图2-18)。

因此，桂中坳陷的成藏过程可分为两个阶段。第一阶段为印支期以前对应储层沥青的生烃成藏过程(过成熟阶段)，可能如下:早石炭世下泥盆统开始进入生油高峰期；中晚石炭世，烃源岩相继进入高成熟阶段，达到生气高峰。晚石炭世至早二叠世进入过成熟阶段，生成的油气藏开始开裂。此时，与碳酸盐矿物结合的有机质可能开始生成大量烃类。裂解高峰在中晚二叠世至早三叠世，矿物结合有机质的生烃过程也已完成，形成的油气藏基本完全裂解形成储层沥青。

图2-22桂中1井泥盆系-石炭系储层地球化学特征

图2-23泥盆系储层样品中游离烃和吸附/包裹体烃的色谱图

图2-24中一些泥盆系储层样品的游离烃和吸附/包裹烃m/z191的质量色谱图。

*-C29Ts；g-γ石蜡

图2-25泥盆系储层样品游离烃和吸附/包裹体烃m/z217质量色谱图

图2-26桂中1井储层和大厂古储层可溶烃中甾烷的规则分布

+是游离烃；●用于吸附/封装碳氢化合物；红圈是与油显示层相邻的储层(3751 ~ 3752 m)中的可溶烃。

图2-27桂中1井储层和大厂古储层可溶烃中甾烷的规则分布

○是游离烃；●用于吸附/封装碳氢化合物；▲是与油显示层相邻的油藏样品GZ55 (3751 ~ 3752m)。

第二阶段可能是以唐颖组上部油显示层为代表的高成熟阶段后期的油气充注，也可能来自本区仍处于高-过成熟过渡阶段的烃源岩。印支期后高成熟阶段形成的油气向储层运移，可能发生在燕山运动之后，地层抬升以避开180℃以上热作用引起的裂解过程。需要指出的是，该层中的固体沥青应该是印支期之前充填的结果，其特征是反射率高，同位素组成与上下两层相似。

5.桂中坳陷油气演化过程。

桂中坳陷油气演化过程可分为三个阶段:一是印支期油气藏的热裂解；二是燕山晚期岩浆/成矿热液叠加较高阶段的热变质作用(如南丹大厂)；第三，喜马拉雅期的构造活动和地层的大幅度抬升，破坏了上泥盆统油气藏。

桂中坳陷油气演化过程也可分为热作用和构造运动对油气藏的改造和破坏:①海西-印支期油气藏经历了显著的热裂解，演化为固体沥青和甲烷天然气，储层中的可溶性烃类更可能是储层有机质生烃的表现，也已进入演化阶段的末期，因此该时期的成藏过程对“油”的意义不大。除了地层沉降引起的热效应外，古储层中固体沥青的同位素特征表明其还经历了燕山晚期岩浆活动引起的较高温度下的热蚀变，导致沥青和储层吸附的气体同位素特征出现明显偏差(附图2-19)。这一过程可能主要发生在南丹大厂金属成矿区，时间为早白垩世(90 ~ 100 Ma)。桂中1井部分储层固体沥青碳同位素组成略重于桂中坳陷泥盆系烃源岩干酪根，沥青反射率随深度无规律变化，表明不能排除岩浆活动的微弱影响。②对于“气”，可能形成干酪根裂解气和石油裂解气。由于该地区天然气研究资料的限制，仍难以确定其类型。但根据南盘江凹陷阳1井天然气分析结果，其氮含量在54% ~ 74%之间，可能反映了天然气高演化阶段生成和晚期聚集的特征。生成的烃类气体量很少，主要聚集的是粘土矿物中的NH4+粘土盐在较高温度下裂解形成的氮气。因此，应加强相关天然气显示的地球化学分析，进一步评价桂中坳陷天然气的转化和保存。石油显示唐颖组上部储层已处于高成熟阶段，是否有相应的天然气聚集也是一个值得考虑的问题。因此，对于桂中坳陷来说，燕山-喜马拉雅期聚集的天然气应是下一步勘探方向，有利聚集保存区应是战略选区的目标。归钟凹陷西部地层保存相对完整(目的层埋藏较深)，断层和岩浆活动相对不发育，可能更有利于天然气的聚集和保存。③上泥盆统容县组TOC在泥盆系中最低，上泥盆统桂林组TOC明显低于下泥盆统四排组(图2-22)。微观观察表明沥青发育不如四排组，这可能反映了上泥盆统储层受到喜马拉雅期构造隆升改造或破坏的影响。