準(zhǔn)噶爾盆地西北緣烏-夏斷裂帶油氣成藏組合特征

辛 也,王偉鋒,吳孔友

(中國石油大學(xué)地球資源與信息學(xué)院,山東青島266555)

準(zhǔn)噶爾盆地西北緣烏-夏斷裂帶油氣成藏組合特征

辛 也,王偉鋒,吳孔友

(中國石油大學(xué)地球資源與信息學(xué)院,山東青島266555)

依據(jù)油氣成藏組合理論,結(jié)合前人油源對比資料并通過儲層、區(qū)域蓋層及油氣藏特征分析,對準(zhǔn)噶爾盆地西北緣烏-夏斷裂帶油氣成藏組合特征及油氣富集區(qū)帶進(jìn)行研究。結(jié)果表明:烏-夏斷裂帶可劃分為源內(nèi)自生自儲油氣成藏組合和源上下生上儲油氣成藏組合;存在源內(nèi)早期成藏垂相運聚、近源早期成藏側(cè)向運聚和遠(yuǎn)源晚期成藏混向運聚3類油氣成藏模式;構(gòu)造圈閉發(fā)育和油源斷裂是成藏組合油氣成藏的關(guān)鍵因素,在剩余壓力作用下油氣沿斷裂向上運移并沿不整合面和骨架砂體橫向運移,為油氣成藏提供充足油源。

油氣成藏組合;油源斷裂;構(gòu)造圈閉;烏-夏斷裂帶;準(zhǔn)噶爾盆地

油氣成藏組合是綜合勘探方案得以建立的有實際意義的單元,受地理與地層限制,多限于一組巖性、沉積環(huán)境及構(gòu)造發(fā)育史上密切相關(guān)的地層[1]。準(zhǔn)噶爾盆地西北緣斷裂帶石油地質(zhì)條件非常優(yōu)越,油氣富集程度高,資源潛力大,其中大于千萬噸的整裝塊百重7油藏就位于烏-夏斷裂帶。烏-夏斷裂帶臨近瑪湖生油凹陷,在準(zhǔn)噶爾盆地的形成、演化過程中受到多期區(qū)域構(gòu)造運動影響,沉積環(huán)境多次發(fā)生變遷,儲集體類型復(fù)雜多樣,儲蓋組合性質(zhì)變化大,各類圈閉廣泛分布,區(qū)帶成藏條件好,是準(zhǔn)噶爾盆地西北緣前陸盆地中重要的復(fù)式油氣聚集帶之一[2-3]。由于其構(gòu)造復(fù)雜,含油氣層系及儲集層、圈閉類型較多,勘探難度較大,因此筆者綜合烏-夏斷裂帶油氣成藏的各項條件,以成藏組合為評價體系,討論其油氣成藏組合特征。

1 地質(zhì)概況

烏-夏斷裂帶是一個在晚石炭世—三疊紀(jì)發(fā)育起來的近東西向展布隱伏的大型疊瓦逆掩斷裂帶,在侏羅紀(jì)—白堊紀(jì)逐漸被掩埋成為向盆地內(nèi)傾伏的前緣單斜構(gòu)造帶。其構(gòu)造演化經(jīng)歷了多個階段,根據(jù)各時期古構(gòu)造特征結(jié)合盆地發(fā)育將構(gòu)造演化分為4個階段,即二疊紀(jì)前陸盆地南東向前展逆沖斷展褶皺階段、三疊紀(jì)陸內(nèi)坳陷近南北向后展逆沖斷展褶皺階段、侏羅紀(jì)白堊紀(jì)陸內(nèi)坳陷填充階段和新生代抬升剝蝕階段[4]。其構(gòu)造格局主要由4條北東走向的斷裂和其所控制的斷展背斜組成,依據(jù)斷裂形態(tài)、剖面構(gòu)造樣式及構(gòu)造變形特征,將烏-夏斷裂帶進(jìn)一步劃分為山前沖斷超覆帶、烏-夏斷褶帶和南部單斜帶3個次級構(gòu)造單元[5]。

烏-夏斷裂帶發(fā)育的地層自下而上主要為二疊系佳木河組(P1j)、風(fēng)城組(P1f)、夏子街組(P2x)、烏爾禾組(P2w),三疊系百口泉組(T1b)、克拉瑪依組(T2k),侏羅系八道灣組(J1b)、齊古組(J3q)及白堊系地層(K1tg)。二疊系地層具有北厚南薄的前陸盆地展布特征;早三疊世地層相對平緩,構(gòu)造趨于穩(wěn)定,隆起區(qū)后退;晚三疊世構(gòu)造活動強,復(fù)活與新生斷裂抬升幅度大,整體抬升遭受剝蝕,缺失白堿灘組地層;侏羅系地層南厚北薄,各層序依次向北上超。二疊系不同時期分別發(fā)育沖積扇、沖積平原、扇三角洲和湖泊沉積,三疊系和侏羅系發(fā)育沖積扇、三角洲和扇三角洲沉積砂體[6-7]。研究區(qū)斷裂發(fā)育,按走向分為NE、近EW向兩組,多為逆斷層,大部分規(guī)模較大。

2 油氣成藏組合特征

2.1 油氣成藏組合劃分

成藏組合含油氣性的基本控制因素包括生油條件、儲集條件、運移條件、圈閉、輸導(dǎo)與成烴期的時間匹配、蓋層和保存條件等,將每一個因素看成獨立變量,各獨立變量的乘積便是成藏組合的邊緣概率(P)。邊緣概率表示成藏組合含油氣可能性,P值越大,勘探風(fēng)險越小,成功率越高[1]。

2.1.1 烴源巖特征

通過對處于烏-夏斷裂帶內(nèi)的風(fēng)南1井、風(fēng)7井、夏40井和夏72井等15口井的二疊系風(fēng)城組和佳木河組暗色泥巖樣品有機地球化學(xué)分析測試(表1),發(fā)現(xiàn)該斷裂帶下伏的二疊系風(fēng)城組是一套成熟的、好的烴源巖,而佳木河組為一套低成熟～較成熟的烴源巖;結(jié)合前人油源對比研究結(jié)果[8-9],認(rèn)為與烏-夏斷裂帶緊鄰的瑪湖凹陷風(fēng)城組和佳木河組也是烏-夏斷裂帶的主力源巖。

烏-夏斷裂帶二疊系風(fēng)城組烴源巖以深灰色泥巖為主,暗色泥巖厚度為200～400 m;有機質(zhì)豐度高,有機碳含量(TOC)為0.5%～2%,平均值為1.11%,氯仿瀝青“A”測值平均為1.42%,最高值高達(dá)3.27%,生烴潛量(S1+S2)則為7.14 mg/g;有機質(zhì)類型主要以腐泥型和腐殖型-腐泥型有機質(zhì)為主,含有少量腐泥-腐殖型有機質(zhì),為好烴源巖;鏡質(zhì)體反射率(Ro)平均值為0.86%,最高熱解峰溫度(tmax)主要為430～450℃,該套烴源巖總體已達(dá)到成熟,處于正常生油階段。鉆遇二疊系佳木河組地層并取樣分析的井較少,本文中僅對風(fēng)南1井在佳木河組頂部的泥巖進(jìn)行了有機地球分析測試,有機碳含量平均值為0.75%,最高值為1.12%,生烴潛量為3.18 mg/g;氯仿瀝青“A”測值平均為0.20%,最高熱解峰溫度為440～450℃,屬于較好的烴源巖,處于低成熟階段,往凹陷方向烴源巖成熟度增高。

表1 二疊系風(fēng)城組烴源巖地化參數(shù)Table 1 Geochemical parameters of hydrocarbon source rocks in Fengcheng group of Permian reservoirs

2.1.2 油源對比

對烏-夏斷裂帶的原油物性、碳同位素、三環(huán)萜烷樣品的地球化學(xué)參數(shù)分析結(jié)果(表2)表明,二疊系和三疊系、侏羅系的原油地球化學(xué)特征、成熟度具有明顯差異,反映了其油氣來源、運聚方式的差異。

二疊系原油具有中高密度(平均值為0.88 g/cm3)、中低蠟(平均值為4.13%)、相對低凝固點(平均值為-2℃)的特征,原油飽和烴含量偏低,平均值為41.9%,非烴含量相對較高,為26.4%。二疊系原油碳同位素(δ13C)值低,單體碳同位素分布特征獨特,δ13C值變化不大,其烴源巖應(yīng)為殘留海相風(fēng)城組;原油C20、C21、C23三環(huán)萜烷的分布呈上升型,C24三環(huán)萜烷略高于C26三環(huán)萜烷;正構(gòu)烷烴氣相色質(zhì)譜圖以單峰平滑正構(gòu)烷烴分布曲線為特征,具有明顯奇碳優(yōu)勢。所有這些特征反映二疊系原油主要來源于二疊系風(fēng)城組烴源巖。

三疊系和侏羅系原油與與其緊鄰的瑪湖凹陷北斜坡瑪北油田相同:具有低密度(平均值為0.85 g/cm3)、中高含蠟(平均值為9.6%)和較高凝點(平均值為5.2℃),原油飽和烴含量高,平均值為69.24%;原油δ13C值較高(-28.8‰～-29.3‰),三環(huán)萜烷含量高,C20、C21、C23三環(huán)萜烷的分布型式比較復(fù)雜;正構(gòu)烷烴氣相色質(zhì)譜圖以富含低碳數(shù)正構(gòu)烷烴為特征,奇碳優(yōu)勢不明顯,多以雙峰的正構(gòu)烷烴分布曲線為特征,主碳峰值多在nC18～nC21,高碳數(shù)正構(gòu)烷烴含量低,具有混源性;其烴源巖形成于弱氧化的環(huán)境,與瑪湖凹陷西側(cè)瑪湖油田下三疊統(tǒng)百口泉組B2、B3砂層組原油類似。所有這些特征反映烏-夏斷裂帶三疊系原油來源于瑪湖凹陷烏爾禾組、風(fēng)城組及下覆風(fēng)城組烴源巖,具有混源性。

表2 原油物性參數(shù)Table 2 Physical parameters of crude oil

2.1.3 儲層特征

研究區(qū)儲集層主要有:上二疊統(tǒng)沖積扇相夏子街組、烏爾禾組砂礫巖和含礫不等粒砂巖,中下三疊統(tǒng)百口泉組沖積扇相砂礫巖、克拉瑪依組下亞組和克拉瑪依上亞組的扇三角洲相河道砂巖,侏羅系的八道灣組辮狀河亞相河道砂巖、含礫不等粒砂巖、齊古組巖屑砂巖。在二疊系風(fēng)城組還發(fā)育有火山巖和白云巖儲層。砂體的儲集物性特征差別較大,分布位置和層位受沉積相控制,儲集物性特征垂向向上變好[10]。

2.1.4 區(qū)域蓋層分布特征

封閉條件的好壞直接關(guān)系油氣富集條件,也是劃分成藏組合的直接依據(jù)[11]。通過鉆井、錄井資料分析,烏-夏斷裂帶區(qū)域蓋層有2套,分別為白堊系吐谷魯組和二疊系烏爾禾組頂部泥巖,為水進(jìn)體系的淺湖、半深湖相泥巖沉積,全區(qū)廣泛連續(xù)分布,沉積厚度大,一般為50～200 m,均為有效的區(qū)域蓋層,對油氣起主要封蓋作用。二疊系風(fēng)城組頂部發(fā)育的前扇三角洲和侏羅系三工河組發(fā)育的淺湖相泥巖可作為局部蓋層。

2.1.5 成藏組合劃分結(jié)果

根據(jù)烏-夏斷裂帶儲蓋組合及油源對比、沉積構(gòu)造演化及油氣藏期次演化等特征,將準(zhǔn)噶爾盆地西北緣烏-夏斷裂帶油氣成藏組合劃分為兩種類型,即源內(nèi)自生自儲油氣成藏組合和源上下生上儲油氣成藏組合(圖1)。烴源巖以區(qū)域性二疊系風(fēng)城組和烏爾禾組泥巖為主,源內(nèi)自生自儲成藏組合的儲集層為二疊系風(fēng)城組火山巖和上二疊統(tǒng)沖積扇相砂礫巖,區(qū)域蓋層為二疊系頂部烏爾禾組發(fā)育的湖相泥巖,源上下生上儲成藏組合的儲集層為三疊系扇三角洲前緣和侏羅系分流河道砂體。成藏組合在橫向上可分為山前沖斷帶、烏-夏斷褶帶和南部單斜帶,垂向上成藏組合可以分為兩個生儲蓋組合(二疊系生儲蓋組合、三疊系-侏羅系生儲蓋組合),由于沉積環(huán)境、構(gòu)造控制作用對這兩類成藏組合的影響不同,它們具有各自的組合特征。

圖1 油氣成藏組合劃分Fig.1 O il-gas play division

2.2 油氣成藏組合特征

2.2.1 源內(nèi)自生自儲油氣成藏組合

源內(nèi)自生自儲油氣成藏組合是指二疊系儲、蓋組合,以二疊系風(fēng)城組、夏子街組地層為主體,特點為自生、自儲、自蓋,屬源內(nèi)成藏,烴源巖和蓋層條件良好,主要烴源巖為烏-夏斷裂帶下二疊統(tǒng)風(fēng)城組(P1f)、佳木河組(P1j),儲集層為風(fēng)城組火山碎屑巖類、白云巖類、夏子街組砂礫巖類等,砂體被烴源巖所包圍,具有優(yōu)先捕獲油氣的條件。有利圈閉主要圍繞烏爾禾單斷展背斜分布,在夏子街地區(qū)為火山巖相儲層巖性油藏,圈閉成因為二疊紀(jì)自NW向SE的強烈擠壓產(chǎn)生的逆沖斷層和斷展褶皺以及早二疊世強烈擠壓碰撞后的火山巖相巖性圈閉。其中,下二疊統(tǒng)風(fēng)城組火山巖多裂隙發(fā)育,表現(xiàn)為中高孔低滲;上二疊統(tǒng)夏子街組扇三角洲相砂體單層厚度大,平面規(guī)模也較大,儲層連續(xù)性好,砂巖物性平面變化較大,表現(xiàn)為低孔低滲,由西向東物性變差。蓋層是風(fēng)城組與烏爾禾組頂部泥巖。隨著埋深增加,烴源巖逐漸演化成熟,并向與之接觸的砂巖中排烴,油氣沿砂體或不整合順層運移,在斷層或背斜的限制下成藏。由于砂體和烴源巖處于同一層系且位于上傾方向,是油氣運移的必經(jīng)之路,如果圈閉有利,具有優(yōu)先捕獲油氣的條件,因此就具有早期成藏的特點,可能也遭受后期構(gòu)造運動的改造,形成多期充注的“自生自儲”式及“旁生側(cè)儲”式油氣藏,屬于近源早期成藏垂向運聚模式或近源早期成藏橫向運聚模式(圖2)。儲層物性相對較差(表3),油氣保存條件較好。按照儲層特征、圈閉類型、區(qū)域蓋層分布進(jìn)而可分為8類次級油氣成藏組合(圖3,組合1～8)。第三次油氣資源評價結(jié)果預(yù)測該成藏組合資源量豐富,源內(nèi)自生自儲成藏組合勘探程度最低,鉆遇二疊系地層僅130余口,其中19口井獲工業(yè)油流,具有良好的勘探前景。

圖2 烏-夏斷裂帶油氣成藏組合特征Fig.2 Oil-gas play character in Wu-xia fault belt

圖3 烏-夏斷裂帶油氣成藏模式Fig.3 Oil-gas reservoir forming model in Wu-xia fault belt

2.2.2 源上下生上儲油氣成藏組合

源上下生上儲油氣成藏組合是指三疊系及侏羅系儲、蓋組合(圖1),主要以三疊系克拉瑪依組和侏羅系八道灣組及齊古組為主體,特點為下生、上儲,屬源上成藏。油氣來源于下覆風(fēng)城組及瑪湖洼陷烴源巖,蓋層條件良好;儲集層主要為扇三角洲前緣和辮狀河道砂體,沉積厚度大,砂體平面規(guī)模中等;物性在烏爾禾背斜區(qū)表現(xiàn)為中高孔中滲,由西向東逐漸變差,夏子街地區(qū)表現(xiàn)為中孔低滲。三疊系頂部泥巖及不整合風(fēng)化泥巖作為區(qū)域性蓋層,有利圈閉主要為沿烏-夏斷裂帶發(fā)育的斷塊、斷背斜、斷層-巖性圈閉,主要是三疊紀(jì)陸內(nèi)坳陷時,由北向南的擠壓作用形成的一系列近東西向逆沖斷層以及北東向斷層繼承性活動使背斜構(gòu)造幅度進(jìn)一步增大[12-13]。中、下二疊統(tǒng)烴源巖生成的油氣沿砂體-斷層-不整合在空間上組成的“Z”字型通道運移,由斷裂下盤的生油區(qū)進(jìn)入上盤的圈閉中,既有側(cè)向運移,也有縱向運移,是研究區(qū)發(fā)育最普遍的一種模式。斷裂在油氣輸導(dǎo)中起關(guān)鍵控制作用,油氣進(jìn)入上部地層后沿不整合面可以進(jìn)行較長距離的運移,受構(gòu)造運動影響明顯,具有多期成藏的特點。通常形成旁生側(cè)儲式和下生上儲式油氣藏,屬于遠(yuǎn)源晚期成藏混向運聚模式(圖2)。其油氣供給相對充足,儲層物性好(表3),蓋層條件相對發(fā)育,保存條件較好。油氣規(guī)模較小,主要沿斷裂帶呈條帶狀分布。按照儲層特征、圈閉類型進(jìn)而可分為6類次級油氣成藏組合(圖3,組合9～14)。源上下生上儲成藏組合的勘探程度較高,油氣藏構(gòu)造保存條件也較好。

表3 烏-夏斷裂帶成藏組合儲層物性參數(shù)Table 3 Physical parameters of the accumulation portfolio in W uxia fault zone

3 油氣成藏組合富集區(qū)帶分析

3.1 油源斷裂判識

油源斷裂是烏-夏斷裂帶成藏組合成藏的關(guān)鍵因素,因而判識油源斷裂是評價成藏組合發(fā)育有利區(qū)帶的前提。采用3種方法判別油源斷裂:①斷裂描述法,利用地震構(gòu)造解釋及時間切片描述斷裂切割層位及組合形態(tài);②斷裂演化史分析法,明確斷裂活動期次與斷裂活動強度;③斷裂封閉性,通過計算泥巖涂抹因子確定斷裂封閉性,最終結(jié)合勘探成果進(jìn)行綜合判定[14]。

由烏-夏斷裂帶油源斷裂判別結(jié)果(圖4)可見,本區(qū)油源斷裂主要有北東向和東西向兩組,對油氣分布有很好的控制作用,油氣富集的構(gòu)造背斜帶受一條或幾條斷裂控制,形成時間相近。

圖4 油源斷裂與油氣成藏組合分布Fig.4 Oil-source faults and oil-gas plays distribution

3.2 構(gòu)造帶展布控制油氣成藏組合分布

烏-夏斷裂帶斷裂發(fā)育,形成多個斷裂帶圈閉,油氣藏沿斷裂帶呈條帶狀分布。因此,成藏組合控制油氣分布的關(guān)鍵因素是斷裂帶圈閉的發(fā)育,對斷裂帶展布規(guī)律的認(rèn)識是成藏組合評價的重要內(nèi)容。構(gòu)造研究表明,烏-夏斷裂帶發(fā)育兩組構(gòu)造,即一期發(fā)育的北東向斷裂帶(烏南斷裂、夏紅南斷裂)和二、三、四期發(fā)育的東西向斷裂帶(烏爾禾斷裂、夏10井?dāng)嗔选⑾?9井?dāng)嗔?[15-16]。北東向斷裂帶主要是擠壓作用形成的逆斷層,圍繞北東向斷裂帶發(fā)育規(guī)模較小的斷層多成銳角相交;東西向斷裂表現(xiàn)為右滑擠壓特征,發(fā)育規(guī)模較小的斷層多呈北東東向與主斷層銳角相交(圖4),形成多個斷塊圈閉油氣成藏組合或斷層-巖性圈閉油氣成藏組合。除構(gòu)造發(fā)育外,4排逆沖斷層(烏爾禾斷裂、烏南斷裂、夏10井?dāng)嗔?、夏紅南斷裂)形成的4排斷展背斜,易形成斷背斜圈閉油氣成藏組合,構(gòu)成了控制圈閉發(fā)育的局部構(gòu)造。

4 結(jié) 論

(1)依據(jù)研究區(qū)油源對比差異、儲蓋組合關(guān)系、2套區(qū)域蓋層展布特征、輸導(dǎo)體系差異、油氣藏類型等特征,可以將準(zhǔn)噶爾盆地西北緣烏-夏斷裂帶劃分為源內(nèi)自生自儲和源上下生上儲兩類油氣成藏組合,進(jìn)而依據(jù)儲集層類型、圈閉類型劃分為14類次級油氣成藏組合。

(2)烏-夏斷裂帶共發(fā)育二疊系源內(nèi)早期成藏垂相運聚模式、近源早期成藏側(cè)向運聚模式、三疊系和侏羅系遠(yuǎn)源晚期成藏混向運聚模式3類油氣成藏模式。構(gòu)造圈閉發(fā)育和油源斷裂是成藏組合發(fā)育和油氣富集的關(guān)鍵因素。

(3)源內(nèi)自生自儲成藏組合資源量豐富,勘探程度最低,具有良好的勘探前景,可作為下步勘探主要目標(biāo)。

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(編輯 徐會永)

Oil-gas plays characteristics analysis of Wu-xia fault belt,the northwestern margin in Junggar Ba in

X IN Ye,WANG Wei-feng,WU Kong-you

(College of Geo-Resources and Information in China University of Petroleum,Qingdao266555,China)

According to oil-gasplay theory,the oil-gasplay characteristics and oil accumulation zone were studied by the oil source comparing,reservoir characters,capping formations and oil-gas reservoir characters analysis of Wu-xia fault belt,the northwestern margin in Junggar Basin.The results show that the oil-gas play can be divided into two types of oil play(above source oil play and inner-source oil play)in Wu-xia fault belt.Three types of hydrocarbon accumulation mode are early inner source-rock accumulation reservoir in which oil migrated by vertical fault,early nearly source-rock accumulation reservoir in which oil migrated by horizontal sand-body and unconformity,later far source-rock accumulation reservoir in which oil migrated by unconformity and fault.The key factors of the oil-gas accumulation are the development of structural trap and oil source fault.Under the remaining pressure,oil migrates upward along oil-source fault and migrates laterally along unconformity surface and sand-body which provides adequate oil for hydrocarbon accumulation.

oil-gas play;oil source fault;structural trap;Wu-xia fault belt;JunggarBasin

TE 122.1

A

10.3969/j.issn.1673-5005.2011.02.006

2010-10-06

國家“973”重大基礎(chǔ)研究發(fā)展計劃項目(2006CB202302);中國石油科技創(chuàng)新基金項目(2008D-5006-01-06)

辛也(1981-),男(蒙古族),內(nèi)蒙古烏蘭浩特人,博士研究生,主要從事地質(zhì)資源與地質(zhì)工程專業(yè)教學(xué)與研究工作。

1673-5005(2011)02-0032-07