楚雄盆地

楚雄盆地是一个中新生代构造沉积盆地，位于东经100 30' ~ 102 30 '，北纬23° 40 ' ~ 26° 40 '，南北长305km，东西平均宽125 km，面积125km。

楚雄盆地目前的研究成果表明，从盆地基底性质、发育历史、地层岩性组合、构造属性和成藏条件分析，具有良好的油气前景。

楚雄盆地先后完成了航磁测量、重力测量、地球化学测量、自然电位测量、地震测量、数字地震测量和少量钻井(表10-46-1)，开展了楚雄盆地上三叠统油气资源、煤层气地质特征、天然气地质条件和勘探目标选择的评价研究，完成了北部区块和带的早期盆地研究评价和圈闭优选。

表10-46-1楚雄盆地勘探程度汇总表

中国石化承担了楚雄盆地油气资源评价工作，根据烃源岩分析评价工业图，采用有机碳法和类比法(四川盆地川西坳陷为望江盆地类比标准区)计算资源量。

本次油气资源评价结果表明，盆地天然气远景资源量为6368×108m3，天然气地质资源量为2106×108m3，总可采资源量为1327×108m3。待发现的天然气地质资源量为2106×108m3。油气资源评价结果表明，该盆地天然气资源丰富，分布广泛，勘探程度低，具有良好的勘探前景。盆地内主要烃源岩为上三叠统，是一套良好的烃源岩。表层泥岩样品的有机碳含量普遍高于新一轮评价的下限0.4%。储层研究表明，盆地内大部分储层属于二类和三类，属于“低孔低渗”储层。盆地内区域盖层条件达到一级和二级，地下泥岩盖层单层厚度可达45m，I/S混合比为5%。泥岩微观分析具有良好的封闭性。

二、地质条件

(1)地质调查

1.结构单元的划分

根据楚雄盆地东西分带的南北断块格局，采用含油气系统“三级四分”的方法，将楚雄盆地划分为4个一级区、15个二级区和9个亚二级区(图10-46-1，表10-46-2)。

2.评估模块

楚雄盆地有效烃源岩系主要为上三叠统(表10-46-3)，其次为中上侏罗统、中下泥盆统和下寒武统。上三叠统烃源岩为盆地主要烃源岩，其余地层仅分布于盆地局部边缘带，不能确定为有效烃源岩，暂不作为评价地层。

楚雄盆地包含13个二级构造单元，包括片角凹陷、平川断层对流、云南驿凹陷、大红山隆起、演丰凹陷、中和断层对流、中央背斜带、双柏凹陷、新平凹陷、永仁-牟定斜坡带、东山凹陷、依那场隆起和云龙凹陷。

由于楚雄盆地属于勘探程度较低的盆地，评价参数和数据很难细分，所以我们这次将楚雄盆地作为一个评价单元进行评价。

图10-46-1楚雄盆地构造单元划分

表10-46-2楚雄盆地构造单元划分表

表10-46-3评价单位基本情况

(2)烃源岩

由于楚雄盆地独特的构造位置、沉积环境和多期构造运动，盆地烃源岩具有单层厚、堆积厚度大、烃源岩系列和类型多(≘1、D1+2、T3，海陆过渡相-陆相)、有机质类型齐全、有机质热演化程度高等特点。

1.烃源岩的发育和分布特征

楚雄盆地上三叠统发育一套海相和海陆交互相煤系气源岩，主要为灰黑色、深灰色、灰绿色泥岩和页岩，也有一些灰色、灰黑色的灰岩、泥灰岩和少量的炭质泥岩、页岩和煤。上侏罗统(J2+3)、上三叠统(T3)、下泥盆统(D1+2)和下寒武统(∈1)发育不同类型的烃源岩。上三叠统烃源岩是盆地的主要烃源岩，主要为灰黑色-深灰色-灰绿色的泥岩和页岩，也有一些灰黑色的灰岩、泥灰岩和少量的碳质泥岩、页岩和煤。烃源岩具有残留有机质丰度高、生烃时间早、烃源岩成熟度高、总产气量大的特点。上三叠统烃源岩特征:地层厚度，2000 ~ 4000m；烃源岩厚度100 ~ 1000 m，平均250m

2.有机物的类型和丰度

盆地各段烃源岩有机碳含量分布范围为:干海子-蛇子组(T3s-G)0.3% ~ 4.16%，罗家山组0.41% ~ 5.32%，云南驿组0.55%。云南驿组(T3Y)65%以上的样品在0.4% ~ 1.2%之间，应为差烃源岩。珞珈山组(T3I)，大于0.8%的样品仅占50%，是良好的烃源岩。干海子-社子组只有35%的样品有机碳含量大于0.8%，大部分样品小于0.8%，是良好的烃源岩(表10-46-4)。

表10-46-4楚雄盆地烃源岩基本数据表

3.有机质的热演化特征

盆地上三叠统煤和干酪根的镜质组反射率在0.65% ~ 5.0%之间，Tmax高达470℃ ~ 600℃，表明该套烃源岩总体热演化程度很高。云南驿组烃源岩Ro值高达2.07% ~ 5.86%，有机质已经成熟并开始变质，油气预测为干气层。罗家山组烃源岩Ro值在1.12% ~ 5.75%之间，西部逆冲推覆区和南部次凹区Ro值在1.12% ~ 2.09%之间。有机质处于成熟高峰-高成熟阶段，烃类。在干海子-社子组烃源岩中，西部逆冲推覆区和南部次凹区Ro值在2.45%-5.78%之间，有机质处于过成熟和干气生成阶段。北部次凹、中部次凸起和东部浅凹Ro值为0.84% ~ 2.28%，有机质处于成熟-高成熟油气生成高峰期，烃类主要为油、水分和凝析油。

(3)成藏的其他条件

1.油藏开发和分布

楚雄盆地储层研究成果表明，楚雄盆地上三叠统干海子-蛇子组储层为主要储集岩，几乎全区均有分布，一般厚度200m，最大厚度600 ~ 1000 m，储集空间以次生溶孔和微裂缝为主，孔隙结构特征为细孔、片状针孔和高排替压力。储层表现为低孔低渗，孔隙度1% ~ 14.7%，平均3.7%；渗透率为0.03×10-3 ~ 100×10-3 μm 2，平均为2.0× 10-3 μ m2。古生界储层可分为砂岩和碳酸盐岩，涉及的层位主要为寒武系(∈)、奥陶系(O)、泥盆系(D)、二叠系(P)。但分布范围相对有限，主要分布在盆地东部的云龙凹陷、东山凹陷和盆地北部。

2.区域盖层的发育与分布

盖层仅有单层结构，基本缺失下古生界，仅局部边缘沉积部分古生界地层，厚度较小，主要混有海相碳酸盐岩和碎屑岩；上部由中、新生代碎屑岩和碳酸盐岩组成。中、下三叠统缺失，上三叠统为海-海-陆；侏罗纪-古近纪是大陆性的。盆地北部大部分盖层由侏罗系、白垩系和古近系泥岩、致密砂岩泥岩和膏盐岩组成。盆地南部由侏罗系厚层泥岩和致密砂岩泥岩互层组成，厚度1000 ~ 2500m，最大厚度4000m，具有良好的封闭条件和形成大气田所需的泥岩盖层厚度。

3.迁移通道

原生气藏运移通道:上三叠统生成的烃类早期以水溶性和扩散的形式运移到储层中。当大量油气生成且流体压力大于围岩破碎压力时，岩石破碎，裂缝成为主导运移方式。上三叠统天然气的主要运移期发生在大量烃类生成之后。运移方向以生烃凹陷为中心，向四周发散。

次生气藏的运移通道:侏罗系次生气藏的油气运移通道依赖于断层及其伴生的裂缝。喜马拉雅期形成的断层是次生油气藏的主要通道。

(4)油气分布规律(运移和聚集)

楚雄盆地存在多期成藏过程，油气藏类型多样。含油气系统的演化与构造演化密切相关。对楚雄盆地影响最大的构造运动是燕山运动和喜马拉雅运动。97Ma燕山期第一次褶皱抬升，圈闭发育，导致油动力差，油气运移、聚集、成藏。喜马拉雅期45Ma第二次隆起褶皱，对早期形成的油气藏进行改造或重新配置，形成次生油气藏。97Ma是原生油气藏形成的关键时刻，45Ma是原生油气藏转化形成次生油气藏的关键时刻。

早期古油气藏形成阶段:楚雄盆地西部上三叠统烃源岩热演化程度普遍较高，下部烃源岩在社子组沉积时期已进入油气生成高峰期。在燕山晚期主要圈闭形成之前，除部分斜坡区和隆起边缘外，大部分地区处于高成熟-过成熟阶段。因此，在烃源岩的演化过程中，不断形成岩性地层古油藏、油气藏。在后期的演化过程中，这些古油气藏有的被保存下来，有的被破坏，有的成为后期次生油气藏的油气源。

燕山晚期大型油气藏形成阶段:燕山运动晚期，盆地内形成大量构造圈闭。盆地西部大部分烃源岩已进入高成熟-过成熟阶段，形成以气为主的油气藏；盆地东部古生界寒武系烃源岩进入高成熟阶段，泥盆系和上三叠统烃源岩进入成熟阶段，主要形成油藏。这些油气藏，尤其是东部的油气藏，后期遭受剥蚀和改造，如沈芸1井。上白垩统-古近纪沉积时期是楚雄盆地早期油气藏形成的重要时期。

早期喜马拉雅运动强化了早期构造，发育了断裂系统，调整充注了油气，也是以建造为主。喜马拉雅中晚期的块体旋转、走滑，特别是隆升和剥蚀，对楚雄盆地的油气系统造成了极大的破坏，如乌龙1井、沈芸1井和几个古油藏。

气藏组合主要发育在盆地西部，包括深盆气藏组合、常规气藏组合和次生气藏组合，有早期和晚期成藏期，主要形成于盆地东部的喜马拉雅期。

三、资源评价方法和参数

(一)方法体系

在本次资源评价工作中，根据新一轮油气资源评价实施方案的要求，在中低勘探程度的盆地中，以类比法为主，成因法为辅。根据楚雄盆地的勘探实践，楚雄盆地仍是一个勘探程度中低的盆地，因此确定采用成因法(有机碳法)和类比法对楚雄盆地进行评价，并在此基础上建立了有机碳法和类比法的评价体系和相关参数。

(2)关键参数值

1.遗传法(有机碳法)

烃源岩面积和厚度:根据烃源岩评价标准(泥质岩有机碳下限大于0.4%，碳酸盐岩有机碳下限大于0.2%)，计算各剖面点烃源岩有效厚度。有效烃源岩划分:单层厚度大于30cm，用插值法做有效烃源岩等值线图；烃源岩密度(g/cm3):评价区岩石类型以泥质岩为主，密度为2.5g/cm3；烃源岩残余有机碳含量(%):有机碳值均为历年野外露头剖面测量值。根据有效烃源岩评价标准，泥质岩和碳酸盐岩的有机碳值全部纳入统计范围，统计单位为系列或组。有机碳采收率:楚雄盆地前期评价采用的采收率为1.22；有机碳的生烃率:阅读新一轮评价中中石化统一的生烃率图表；排除系数:此评价是类比四川盆地有代表性尺度区域的解剖研究成果得出的。首先采用地质类比法，按照统一的地质评价标准，对类比评价区的成藏条件进行定量评价，并与标定区进行对比。然后将根据天然气层地质评价参数得到的地质评价参数值与标准区进行对比，确定类比评价区的排油气系数(表10-46-5)。

表10-46-5楚雄盆地与四川盆地类比排除系数表

2.模拟方法

类比区落实:与四川盆地川西前陆盆地(川西坳陷)类比。相似系数的计算:我们利用四川盆地现有的地质类比参数选取方法，计算了各盆地的地质特征参数，并与四川盆地相应标准区的地质评价系数进行对比，得到相似系数为0.199。类比计算区实施面积为36500km2。

3.可回收系数

该区可采系数为63%。

四。油气资源评价结果

(1)有机碳法远景资源量计算结果

楚雄盆地远景资源量的计算主要采用有机碳法。计算方法采用概率法(蒙特卡罗法)进行5000次随机抽样计算，分层系、分块计算盆地油气资源量(表10-46-6)。

表10-46-6楚雄盆地远景资源量计算结果

(二)盆地类比法地质资源计算结果

楚雄盆地油气资源的特点和分布以天然气为主。盆地内油气资源系列主要分布在中生界上三叠统，深度3000 ~ 4500m，分布在山区(表10-46-7)。

表10-46-7地质资源类比计算结果

动词 （verb的缩写）勘探建议

(A)石油和天然气前景分析

楚雄盆地应是一个油气前景好、潜力大的含油气盆地。勘探以深盆气为主。楚雄盆地上三叠统烃源岩分布广、厚度大、有机质丰富、类型多样、热演化程度高，提供了充足的气源基础。楚雄盆地上三叠统烃源岩可能多期大量生烃，为油气聚集提供了气源条件。

(2)勘探方向和建议

总结楚雄盆地多年来的勘探成果，结合前陆盆地油气聚集规律，未来油气勘探方向应选择盆地中东部前陆斜坡至前陆隆起等有利部位，重点在保存条件好、目的层埋深浅的背斜构造分布区进行勘探。

楚雄盆地有70多个地面背斜。目前已有10多个构造圈闭被地球物理资料证实和基本证实。第一批优选的目标构造为大姚构造、猫台山构造、郭娜构造和石羊构造。除上述四个近期重点勘探目标外，云龙凹陷有利区的板桥断鼻、小团山断鼻和永仁凹陷已基本圈闭，也可作为近期勘探的后续目标。

不及物动词摘要

楚雄盆地远景资源量6368×108m3，地质资源量2106×108m3，可采资源量1326.78×108m3。前陆斜坡至前陆隆起的盆地中东部应是今后勘探的重点，同时要注意保存条件好、目的层埋藏浅的背斜构造分布区。