新和—三道橋地區古近系—白堊系油氣藏形成條件及控制因素

康仁東,王銘偉，吳 玟,李 松

（1.中國石油化工股份有限公司西北油田分公司勘探開發研究院新疆烏魯木齊 830000；2.西南石油大學石油與天然氣工程學院,四川成都 610500；3.中國石油西南油氣田分公司開發事業部,四川 成都 610051；4.中國石油西南油氣田分公司工程技術研究院,四川 成都 610017）

近年來新和—三道橋地區巴西蓋組已成為重點勘探層系。以往對塔里木盆地北部地區白堊系巴西蓋組沉積特征等開展了廣泛研究［1～8］,對新和—三道橋地區巴西蓋組儲層沉積模式及特征開展了相應的研究,其油氣成藏條件及主控因素有待進一步明確［9～11］。本文通過構造、沉積、斷裂等因素綜合分析,開展成藏條件研究,進一步深化了新和—三道橋地區白堊—古近系成藏條件認識,明確了成藏主控因素,為新和—三道橋地區油氣藏下步勘探提供參考。

1 區域地質概況

新和—三道橋地區位于塔里木盆地北部［1］,雅克拉斷凸西段相繼發現的羊塔克、玉東、卻勒、牙哈等一系列古近系—白堊系油氣田,顯示出該地區良好的油氣資源前景。

塔里木盆地北部地區包括庫車坳陷及沙雅隆起,毗鄰天山褶皺帶北緣。其中庫車坳陷北臨南天山造山帶,南接沙雅隆起,西起柯坪斷隆,東到庫魯克塔格斷隆,整體呈現北東東向展布,經歷了多期構造運動,其中燕山期和喜馬拉雅期的構造運動控制作用顯著,尤其是在喜馬拉雅末期構造運動的作用下,形成了天山山脈山前大型逆沖褶皺體系以及一系列逆沖斷層,構成了庫車坳陷“四帶三凹”的構造格局,即北部單斜帶、克拉蘇—依奇克里克構造帶、秋里塔格背斜帶、塔北隆起帶及拜城凹陷、烏什凹陷和陽霞凹陷［12-13］。

2 油氣成藏條件及富集規律

2.1 烴源巖特征

根據該地區XH5、XH6 兩口井原油的地球化學數據分析,兩口井的原油碳同位素沒有太大差別,都為-27.7‰左右,碳同位素偏重,表明這兩口井的油源具有一致性（圖1）。從碳同位素及姥/植比（Pr/Ph）的分析結果來看（圖2）,該地區油源主要來自陸相三疊系—侏羅系的煤系烴源巖。

圖1 研究區原油飽和烴和芳烴碳同位素

圖2 原油Pr/Ph與D值判識原油成因

庫車坳陷的三疊系—侏羅系暗色泥巖是天山南地區主要的陸相烴源巖。有機碳含量介于0.32%～10.1%,均值范圍1.62%～3.78%,有機質類型是腐殖型,生烴能力強,油氣供應充足。XH3 井鉆遇三疊系厚度達407.5 m,擴大了早期的三疊系分布范圍的認識。其中暗色泥質巖累積厚達150 m 左右,有機碳含量較高,7 件巖屑樣品有機碳含量范圍0.59%～2.68%,平均值為1.42%,屬于好烴源巖,以Ⅱ2型為主的有機質類型,具有形成有效烴源巖的物質基礎,說明庫車坳陷中生界烴源巖的分布區已延伸到了新和地區,提升了天山南地區油氣資源潛力。

三疊系淺湖—半深湖相泥質生油巖有機碳含量范圍為0.51%～5.75%,平均值為1.37%；氯仿瀝青“A”為（310～6 110）×10-6,平均值為1 639×10-6；烴含量值為（111～870）×10-6,平均值為368×10-6；生油潛量（S1+S2）平均值為0.42 mg/g,屬于較好—好的生油巖。侏羅系生油巖為淺湖—半深湖相泥質巖,有機碳含量0.51%～5.45%,平均2.31%；氯仿瀝青“A”范圍（312～11 990）×10-6,平均11 560×10-6；烴含量范圍（104～4 394）×10-6,平均為549×10-6；生油潛量（S1+S2）平均為0.75 mg/g,屬好生油巖范疇。

庫車坳陷烴源巖熱演化史表明,坳陷西部地區的生油高峰期為喜馬拉雅早期,坳陷中部地區為喜馬拉雅晚期至今,而坳陷東部地區演化程度總體上低于中西部。庫車坳陷各套烴源巖目前已經處于高—過成熟演化階段,可形成大量的石油和天然氣。

油氣形成后,沿中—新生界發育的2 個關鍵的不整合面（分別是侏羅系/白堊系和白堊系/古近系）向南往研究區內運移；區內發育的多個斷裂帶及其派生斷層導致油氣的運移調整［14］,使研究區油氣成藏成為可能。

2.2 儲蓋層組合

新和—三道橋地區古近系及白堊系自上而下發育有古近系蘇維依組底砂巖儲層、庫姆格列木群底砂巖儲層,白堊系下統巴什基奇克組砂巖儲層、巴西蓋組砂巖儲層和舒善河組砂巖等多套儲層［8］。該地區這幾套儲層的孔滲物性表明,平均孔隙度分別為14.67%,11.69%、16.76%、10.62%和7.27%,平均滲透率分別為43.6×10-3μm2、240.71×10-3μm2、452.92×10-3μm2、102.85×10-3μm2和2.32×10-3μm2,各套儲層除舒善河組物性條件相對較差外,其余四套儲層物性條件相對較好。

該地區蓋層主要發育有古近系蘇維依組泥巖、含膏泥巖和膏巖、庫姆格列木群,白堊系下統巴西蓋組上段泥巖及舒善河組泥巖三套蓋層（圖3）。

古近系蘇維依組上部泥巖和含膏泥巖也較發育,泥巖厚度在60～200 m,單層厚度2～15 m,最大厚度近40 m,側向連續性好,分布穩定,屬于較好蓋層,與蘇維依底部砂巖和庫姆格列木群上部砂巖形成研究區內較好的蓋儲組合（組合一）（圖3）。

圖3 星火—三道橋地區儲蓋組合柱狀圖

庫姆格列木群中上部泥巖、單層厚度4～10 m,中下部膏巖層單層厚度可超過30 m,是研究區優良的蓋層。泥巖、膏巖層與庫姆格列木群的底砂巖和巴什基奇克組上部的砂巖形成研究區內最有利的蓋儲組合（組合二）。

巴西蓋組中上部以泥巖為主,單層泥巖厚度3～12 m,QG1 井實鉆揭示巴西蓋組中上部泥巖的單層厚度達23.5 m,厚度中心在QG4—S84 井一帶,往西往東逐漸變薄,整體連續性較好,可形成有效蓋層,與巴西蓋組下部的砂巖段可形成局部有效的蓋儲組合（組合三）。

此外,舒善河組以濱、淺湖相沉積為主,形成了一套泥、砂互層的沉積,其內部可形成局部的蓋儲組合（組合四）。

綜上所述,研究區是油氣運移的有利區域,具有較好的儲蓋組合,在有效的圈閉中容易形成具有工業開采價值的油氣藏。

3 油氣成藏控制因素分析

3.1 斷裂帶控制油氣富集區域

區內油氣主要沿幾個關鍵不整合面進行側向運移,垂向運移則主要依靠深大斷裂。不整合面在區域上是普遍存在的,因此能否運移到不整合面之上的地層中,則主要取決于斷裂的發育情況。在斷裂帶附近由于油氣的向上運移,使得周圍油氣相對富集,其在適當的位置上可能聚集成藏。缺乏深大斷裂溝通的區域,油氣顯示往往很差。

從研究區及周邊勘探成果來看,所有已鉆油氣井均分布在斷裂帶附近。大斷層起到了溝通輸導的作用,使沿舒善河組底部不整合面運移過來的油氣向上運移,從而在上部地層中富集成為可能。

3.2 圈閉控制油氣聚集

斷層解決油氣來源的問題,圈閉則控制油氣“聚集”的問題。研究區油氣資源豐富,儲層相對發育,只要在斷裂帶附近有圈閉的地方,油氣都會聚集起來,可能形成具有工業開采價值的油氣藏。XH5 井區因構造運動形成了一個小的斷鼻構造圈閉,油氣沿斷層運移上來之后,沒有繼續向上運移或側向運移,而是在這一圈閉中聚集起來后,再側向運移。研究區主要發育有構造圈閉和巖性圈閉兩大類,研究區內構造圈閉較多,但整體圈閉幅度小,圈閉容積有限。

3.3 蓋層控制油氣保存狀況

油氣聚集以后,能否很好地保存起來,形成具有工業開采價值的油氣藏,取決于蓋層對圈閉的封堵能力。蓋層的發育情況,是油氣成藏后期最為關鍵的一步。無論是研究區的XH5 井還是鄰區羊塔克油氣藏,無不與庫姆格列木群中下部的膏泥巖、膏巖層密切相關。若蓋層條件不好,油氣容易散失,往往只能形成含氣水層、含油水層和水層。

XH5 井庫姆格列木群底部的兩套膏巖層厚度大,分別達到了30 m 和40 m,斷層雖然錯斷了膏巖層,但由于膏巖層厚度大,錯斷后的膏巖層仍然是相互接觸的,而膏巖層有較好的塑性,自我愈合能力強,因此膏巖層中的斷層被封閉,油氣運移到膏巖層下部時不能再向上運移,變為側向運移從而進入圈閉中。圈閉頂部較厚的膏巖層是良好的蓋層,確保油氣不散失,從而形成油氣藏。

XH6 井由于膏巖層厚度相對較薄,斷層完全錯斷了膏巖層,使得膏巖層和砂巖或泥巖接觸,未能自我愈合,從而造成油氣到巴什基奇克組頂部后,繼續向上運移,未能在巴什基奇克組的圈閉中形成油氣藏,而是在庫姆格列木群的砂巖中形成了氣藏。

從油氣藏大剖面來看,主要產油氣部位在巴什基奇克組的頂部的構造圈閉中,這體現了構造圈閉及上覆蓋層的重要性。在優質蓋層的作用下,星火地區及其西部,古近系基本沒有產層,因為油氣很難突破蓋層運移到上部；而橋古地區由于巴什基奇克組頂部的膏巖層變薄,斷層容易錯斷蓋層使得油氣向上運移,在上覆地層中可能形成油氣藏。

4 結論

（1）研究區油源主要來自陸相三疊系—侏羅系的煤系烴源巖。庫車坳陷各套烴源巖目前已經處于高—過成熟演化階段,正在形成大量的石油和天然氣。油氣形成后,沿中—新生界發育的2 個關鍵的不整合面向南往工區內運移；區內發育多個斷裂帶及其派生斷層導致油氣運移調整,使新和—三道橋地區油氣成藏成為可能。

（2）古近系及白堊系自上而下發育有古近系蘇維依組底砂巖儲層、庫姆格列木群底砂巖儲層,白堊系下統巴什基奇克組砂巖儲層、巴西蓋組砂巖儲層和舒善河組砂巖儲層等多套儲層系統。主要發育古近系庫姆格列木群及蘇維依組泥巖、含膏泥巖和膏巖、白堊系下統巴西蓋組上段泥巖及舒善河組泥巖三套蓋層,與合適的儲層可形成多套有利的儲蓋組合。

（3）油氣成藏主要受控于斷層、圈閉和蓋層,圈閉與蓋層是關鍵因素。斷裂帶附近由于油氣向上運移,使得周圍油氣相對富集,因此斷裂帶控制了油氣的富集區域。圈閉控制了油氣的聚集,蓋層控制了油氣藏保存狀況。