陳 祥，王 敏，王 勇，丁潔熒，翟京天

(1.中國(guó)石化 河南油田分公司，河南 南陽(yáng) 473132； 2.中山大學(xué) 地球科學(xué)與地質(zhì)工程學(xué)院，廣東 廣州 510275)

準(zhǔn)噶爾盆地西緣春光油田地層-巖性油氣藏特征

陳 祥1，王 敏1，王 勇1，丁潔熒2，翟京天1

(1.中國(guó)石化 河南油田分公司，河南 南陽(yáng) 473132； 2.中山大學(xué) 地球科學(xué)與地質(zhì)工程學(xué)院，廣東 廣州 510275)

春光油田位于車排子凸起斜坡帶上，構(gòu)造較為簡(jiǎn)單，油氣成藏類型以地層-巖性油氣藏為主，屬于源外成藏。新近系沙灣組、古近系和白堊系是主要的勘探層系。通過(guò)沉積特征研究，認(rèn)為新近系沙灣組主要發(fā)育沖積扇、辮狀河沉積，古近系、白堊系主要發(fā)育辮狀河三角洲沉積。在明確該區(qū)地層沉積特征的基礎(chǔ)上，開展了春光油田地層-巖性油氣藏成藏條件研究。首先通過(guò)油源對(duì)比分析，認(rèn)為東部昌吉凹陷和南部四棵樹凹陷均具有供烴能力，二疊系和侏羅系是主要的供烴層系。輸導(dǎo)條件是春光油田油氣成藏的主控因素。對(duì)不整合面、厚砂體和斷層這3種輸導(dǎo)要素進(jìn)行了深入研究，認(rèn)為春光油田存在一套高效的復(fù)式輸導(dǎo)體系，并建立了該區(qū)的油氣輸導(dǎo)模式。分別對(duì)新近系沙灣組巖性油氣藏和白堊系、古近系地層油氣藏特征開展了研究，確定了各個(gè)層系油氣成藏主控因素，并最終建立了春光油田油氣成藏模式，有效的指導(dǎo)了春光油田地層-巖性油氣藏勘探。

油-源對(duì)比； 輸導(dǎo)體系； 成藏模式；地層-巖性油藏；春光油田；準(zhǔn)噶爾盆地

1 地質(zhì)概況

春光油田構(gòu)造上隸屬于準(zhǔn)噶爾盆地西部隆起車排子凸起，車排子凸起是準(zhǔn)噶爾盆地西部隆起的次一級(jí)構(gòu)造單元，其西面和北面臨近扎伊爾山，南面為四棵樹凹陷和伊林黑比爾根山，向東以紅車斷階帶與昌吉凹陷相接(圖1)。車排子凸起現(xiàn)今整體上看為一三角形凸起，其主體走向?yàn)楸蔽?南東至東西向。

春光油田地層由老至新分別為石炭系、侏羅系、白堊系、古近系、新近系和第四系，石炭系以上地層連片分布，并層層超覆于下伏地層之上，其中新近系沙灣組、古近系和白堊系是主要的勘探層位。春光油田構(gòu)造較為簡(jiǎn)單，總體表現(xiàn)為東南傾的單斜，構(gòu)造圈閉不發(fā)育[1-2]，所以尋找?guī)r性-地層油氣藏是主要的勘探方向。

圖1 車排子地區(qū)構(gòu)造特征

2 油氣成藏條件

2.1 油源條件

通過(guò)生烴條件研究，認(rèn)為準(zhǔn)西緣昌吉凹陷和四棵樹凹陷主要發(fā)育有二疊系風(fēng)城組、下烏爾禾組，中下侏羅統(tǒng)、白堊系吐谷魯群和古近系安集海河組5套烴源巖層系，其中二疊系烴源巖僅發(fā)育于昌吉凹陷[3-5]，古近系烴源巖目前還處于未成熟階段。侏羅系烴源巖C19—C21三環(huán)萜分布呈下降型，姥植比較高，多大于2，伽馬蠟烷指數(shù)多小于0.2； C29規(guī)則甾烷豐度較高，C27—C29規(guī)則甾烷分布呈“V”型或“反L”型(圖2a，b)。油源對(duì)比分析認(rèn)為沙灣組輕質(zhì)原油油源主要來(lái)自侏羅系烴源巖，但C19—C21三環(huán)萜豐度較侏羅系烴源巖低，伽馬蠟烷、C27規(guī)則甾烷相對(duì)含量比侏羅系烴源巖高，分析認(rèn)為有白堊系源巖侵染(圖2c,d)。結(jié)合兩者的排烴史,認(rèn)為早期(古近紀(jì)之前)油氣來(lái)自昌吉凹陷二疊系(單向供烴)，晚期(古近紀(jì)之后)油氣分別來(lái)自四棵凹陷和昌吉凹陷侏羅系(雙向供烴)。

2.2 沉積體系

春光油田主要發(fā)育沖積扇-河流和三角洲兩套沉積體系。白堊系沉積時(shí)期，碎屑供給物較少，主要發(fā)育小型扇三角洲沉積，湖泊古隆起區(qū)發(fā)育濱淺湖灘壩沉積[6-8]；古近系沉積時(shí)期，湖泊擴(kuò)張，主要發(fā)育辮狀河三角洲和湖泊沉積；新近系沙灣組沉積時(shí)期，湖泊萎縮，主要發(fā)育沖積扇和辮狀河沉積。其中辮狀河河道、辮狀河三角洲和扇三角洲前緣水下分流河道、灘壩沉積是形成巖性地層油藏的主要有利沉積相帶，砂體發(fā)育并且儲(chǔ)層物性較好。沙灣組辮狀河儲(chǔ)層平均孔隙度為34%，滲透率為2 000×10-3μm2，屬于特高孔、特高滲儲(chǔ)層；白堊系和古近系三角洲前緣水下分流河道和灘壩砂體儲(chǔ)層平均孔隙度為29.5%，滲透率為 1 070×10-3μm2，屬于高孔、高滲儲(chǔ)層。

2.3 輸導(dǎo)條件

春光油田油氣來(lái)源于兩個(gè)供烴凹陷，其中昌吉凹陷供烴距離65～140 km，四棵樹凹陷供烴距離40～70 km。因此油氣運(yùn)移至春光油田聚集成藏，不僅需要充足的運(yùn)移動(dòng)力，更需要良好的油氣運(yùn)移通道[9-13]。綜合分析認(rèn)為，不整合面、厚層砂巖、斷層構(gòu)成了該區(qū)油氣長(zhǎng)距離運(yùn)移的復(fù)式輸導(dǎo)體系。

圖2 春光油田原油與侏羅系源巖甾、萜烷質(zhì)譜

不整合面是該區(qū)油氣長(zhǎng)距離運(yùn)移的重要輸導(dǎo)要素。春光油田發(fā)育多個(gè)區(qū)域性不整合面，東部伸入昌吉凹陷，西南部伸入四棵樹凹陷，為油氣從凹陷向斜坡區(qū)長(zhǎng)距離運(yùn)移提供了必要條件。研究認(rèn)為，只有石炭系頂部不整合普遍發(fā)育三層結(jié)構(gòu)(不整合面之上的底礫巖、不整合面之下的半風(fēng)化巖石、風(fēng)化粘土層)是雙運(yùn)移通道[6]。露頭和巖心觀察表明，石炭系不整合面上下油氣顯示豐富，所以廣泛發(fā)育的石炭系部頂不整合面為油氣長(zhǎng)距離運(yùn)移提供了良好通道。而古近系底部不整合和白堊系底部不整合，雙運(yùn)移通道的三層結(jié)構(gòu)分布較為局限，所以這兩個(gè)不整合部只能作為油氣短距離運(yùn)移通道。

厚層砂巖是區(qū)內(nèi)油氣運(yùn)移的重要輸導(dǎo)要素。該區(qū)沙一段砂巖分布穩(wěn)定、厚度大(10～100 m)，成巖作用弱，為一套高孔、高滲儲(chǔ)集層，是油氣橫向運(yùn)移的良好通道，并與其東側(cè)的紅車大斷裂及西南側(cè)艾卡大斷裂組合，形成了該區(qū)優(yōu)勢(shì)的網(wǎng)狀輸導(dǎo)體系。

斷裂是區(qū)內(nèi)縱向油氣運(yùn)移成藏的主控因素。研究認(rèn)為春光油田因紅車西斷裂和艾卡斷裂伴生的小斷裂是重要的油源斷裂，是油氣縱向運(yùn)移的主要通道。春光油田發(fā)育眾多的喜馬拉雅期扭張性小型正斷層，雖然斷距和延伸都不大，不是區(qū)域性油源斷層，但和其它要素組合構(gòu)成了該區(qū)有效的運(yùn)移通道系統(tǒng)。

不整合面、厚層砂巖和斷層這3種輸導(dǎo)要素均不是單獨(dú)起作用，它們經(jīng)過(guò)橫向輸導(dǎo)和縱向輸導(dǎo)、區(qū)域輸導(dǎo)和局部輸導(dǎo)、遠(yuǎn)距離輸導(dǎo)和近距離輸導(dǎo)的有效配置和組合，形成春光油田的復(fù)式輸導(dǎo)體系(表1)，是本區(qū)油氣高效輸導(dǎo)和有效成藏的主控因素。

3 油氣藏類型

根據(jù)圈閉成因及其幾何形態(tài)要素，將春光油田目前發(fā)現(xiàn)的地層-巖性油藏分為3大類6種類型，其中巖性油藏在各層系均有發(fā)育，地層油藏主要發(fā)育在白堊系(表2)。

3.1 巖性油藏

春光油田巖性油藏包括砂巖上傾尖滅油藏和砂巖透鏡體油藏(圖3)。砂巖上傾尖滅油藏主要發(fā)育在沙一段辮狀河河道、沙二段辮狀河三角洲平原分流河道、古近系辮狀河三角洲前緣水下分流河道，油氣主要通過(guò)厚層砂巖輸導(dǎo)，在砂巖上傾尖滅處聚集；在部分地區(qū)，上傾尖滅砂體與斷層配置易形成斷層-巖性油藏。砂巖透鏡體油藏主要發(fā)育在灘壩沉積，油氣是通過(guò)斷層從河道厚層砂體輸導(dǎo)至目的層聚集成藏。

3.2 地層不整合油藏

地層不整合油藏主要發(fā)育在白堊系(圖4)。白堊系分為5個(gè)砂組，1,2,3砂組層層超覆在下伏地層之上，4,5砂組部分被剝蝕，3砂組展布范圍最大。1,2,3砂組易形成地層超覆油藏，或與斷層配置形成斷層-地層超覆油藏，4,5砂組易形成地層剝蝕油藏，或與斷層配置形成斷層-地層剝蝕油藏。白堊系地層類油藏橫向運(yùn)移通道主要為不整合面，縱向運(yùn)移通道主要為斷層。

表1 春光油田油氣輸導(dǎo)模式

表2 春光油田主要油氣藏類型

圖3 春光油田砂巖上傾尖滅油藏和砂巖透鏡體油藏示意圖

4 油氣成藏特征及成藏模式

4.1 油氣成藏特征

春光油田主要含油氣層系分布在新近系沙一段、沙二段、古近系及白堊系，各層系具有不同的沉積特征和輸導(dǎo)體系，其油氣成藏特征也不盡相同[14-16]。

新近系沙一段、沙二段巖性油藏分布在各砂組尖滅線附近，所以砂組尖滅線控制了沙灣組巖性油藏分布，因此，新近系沙一段、沙二段巖性油藏在平面上呈“帶狀”分布特征。

古近系頂部緊鄰沙灣組底部厚層砂巖，蓋層較薄，而且越往北，蓋層越薄，所以古近系巖性油藏主要發(fā)育在春光油田南部，因此，古近系頂部蓋層厚薄及封蓋條件是古近系油氣成藏的關(guān)鍵因素，其頂部的蓋層分布決定了古近系油氣藏在平面上的分布特征。

白堊系頂、底的不整合面既是本區(qū)油氣橫向運(yùn)移的主要通道，又是白堊系地層油氣藏成藏的主控因素。平面上白堊系油層沿超覆線(剝蝕線)成帶狀分布，縱向上白堊系油層疊合連片，因此，白堊系地層超覆線和剝蝕線控制了白堊系油藏平面上的分布。

4.2 油氣成藏模式

綜上所述，春光油田東部和西南部存在昌吉凹陷和四棵樹凹陷2個(gè)生烴凹陷，二疊系和侏羅系的油氣從東部和西南部2個(gè)方向進(jìn)行充注。研究認(rèn)為在燕山期和喜馬拉雅期，春光油田受到2～3期油氣充注，油氣通過(guò)由不整合面、厚層砂巖和斷層構(gòu)成的復(fù)式輸導(dǎo)體系運(yùn)移至砂體尖滅帶或地層尖滅帶聚集成藏，并且形成多層系含油的成藏特征。其中春23沙灣組溝谷油藏的發(fā)現(xiàn)證明了石炭系頂部不整合面的長(zhǎng)距離輸導(dǎo)能力。春23井區(qū)沙灣組沉積時(shí)期為沖積扇沉積，與東部和南部辮狀河河道砂體之間有泥巖帶阻隔，油氣不能通過(guò)厚層砂巖輸導(dǎo)，僅能通過(guò)石炭系頂部不整合面從昌吉凹陷和四棵樹凹陷侏羅系烴源巖運(yùn)移至春23井區(qū)聚集成藏(圖5)。

圖4 春光油田過(guò)春2-200—春52—春56—春51井白堊系油藏剖面

圖5 春光油田油氣成藏模式

在明確春光油田油氣成藏特征的基礎(chǔ)上，建立了春光油田“雙向供烴，多期充注，復(fù)式輸導(dǎo)，巖性成藏，立體富集”的油氣成藏模式(圖5)。

5 結(jié)論

1) 春光油田具有雙源供烴特征，早期(古近紀(jì)之前)油氣來(lái)自昌吉凹陷二疊系(單向供烴)；后期(古近紀(jì)之后)油氣分別來(lái)自四棵樹凹陷侏羅系與昌吉凹陷侏羅系(雙向供烴)。

2) 春光油田主要發(fā)育兩大沉積體系，即沙灣組發(fā)育沖積扇-辮狀河沉積體系，古近系、白堊系發(fā)育辮狀河三角洲-湖泊沉積體系。

3) 不整合面、厚層砂巖和斷層三者有效配置與組合，構(gòu)成了春光油田油氣長(zhǎng)距離運(yùn)移的“復(fù)式輸導(dǎo)體系”。石炭系頂部不整合面是春光油田源外油氣遠(yuǎn)距離橫向運(yùn)移的主要通道；板砂是本區(qū)沙灣組和西南部古近系油氣橫向運(yùn)移的重要輸導(dǎo)層；斷層是白堊系、古近系和沙灣組的地層巖性油藏成藏的垂向運(yùn)移通道。

4) 建立了春光油田油氣成藏模式，具有“雙向供烴、多期充注、復(fù)式輸導(dǎo)、巖性成藏、立體富集”的成藏特征。

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(編輯 董 立)

Reservoir-forming characteristics of stratigraphic and lithologic reservoir in Chunguang oilfield,western margin of Junggar Basin

Chen Xiang1,Wang Ming1,Wang Yong1,Ding Jieying2,Zhai Jingtian1

(1.HenanOilfieldCompany,SINOPEC,Nanyang,Henan473132,China;2.SchoolofEarthScienceandGeologicalEngineering,SunYat-SenUniversity,Guangzhou,Guangdong510275,China)

The Chunguang oilfield is located in a simple structure named Chepaizi slope zone in western margin of Juggar Basin,northwestern China.The reservoirs are mainly stratigraphic and lithologic type of outside hydrocarbon source.The Neogene Shawan Formation,Paleogene,and Cretaceous,are all the exploration targets.Analyses of depositional characteristics show that the Shawan Formation developed mainly alluvial fan and braided river depositional system,the Paleogene and the Cretaceous grew braided river delta sedimentary system.A study based on semdimentary features of the area had been carried out to answer questions concerning on reservoiring conditions.Analyses of oil-source correlation show that the Changji sag in the east and Sikeshou sag in the south of the area had the potential to provide hydrocarbon and their Jurassic and Permian formaiotns were the major hydrocarbon-generating ‘factories’.Migration pathways for hydrocarbon were regarded as the major controlling factor for the reservoiring of oil in the area.Three relevent elements had been thoroughly studied(unconformity,sand sheet and fault).The result indicates the existence of a highly efficient pathway system.A hydrocarbon migration pattern was established for the area based on the study.Reserveroi features analyses of the area were used to determine the major controlling factors,establish of reservoring model and guide the exploration.

oil-source correlation,migration pathway system,reservoiring model,stratigraphic and lithologic reservoir,Chunguang oilfield,Juggar Basin

2014-06-05;

2015-05-15。

陳祥(1962—)，男，博士、教授級(jí)高級(jí)工程師，油氣地質(zhì)勘探。E-mail:cx.hnyt@sinopec.com。

中國(guó)石化重大科技攻關(guān)項(xiàng)目(P12020)。

0253-9985(2015)03-0356-06

10.11743/ogg20150302

TE121.1

A