封小花

摘要：S12井構(gòu)造上位于準(zhǔn)噶爾盆地中拐凸起東斜坡斷塊構(gòu)造較高部位。目前區(qū)塊內(nèi)大部分探井的主要目的層為三工河組二段，完鉆層位大多為三工河組，在中部1區(qū)塊已發(fā)現(xiàn)油氣主要位于侏羅系三工河和八道灣組，對下部地層成藏控制因素所做的工作較少。本文通過S12井實(shí)鉆情況，結(jié)合區(qū)域資料，對準(zhǔn)噶爾盆地中拐凸起東斜坡成藏控制因素進(jìn)行分析，以期對下步勘探井位部署提供依據(jù)。

關(guān)鍵詞：達(dá)巴松凸起;油源;儲(chǔ)蓋組合;控制因素;成藏

0引言

目前區(qū)塊內(nèi)已完鉆預(yù)探井20口，開發(fā)評價(jià)井6口主要分布在莫西莊、沙窩地和征沙村地區(qū)。大部分探井的主要目的層為三工河組二段，完鉆層位大多為三工河組;其中Z2井完鉆井深最大，揭示層位最多，完鉆層位為二疊系上烏爾禾組;其次為S1井，完鉆層位為三疊系克拉瑪依組;S11井也鉆穿三工河組鉆達(dá)三疊系白堿灘組。在中部1區(qū)塊已發(fā)現(xiàn)油氣主要位于侏羅系三工河和八道灣組。通過本井鉆探將進(jìn)一步了解S12井區(qū)三疊系百口泉組、二疊系上烏爾禾組含油氣情況。前人對該區(qū)達(dá)巴松凸起侏羅系下部地層成藏控制因素所做的工作較少，本文所涉及研究工作對本區(qū)勘探意義較大。

1 地層概況

S12井構(gòu)造上位于準(zhǔn)噶爾盆地中拐凸起東斜坡斷塊構(gòu)造較高部位。依據(jù)實(shí)鉆資料、地球物理測井資料，結(jié)合鄰井及區(qū)域資料綜合分析認(rèn)為，本井自上而下鉆遇地層依次為新生界新近系獨(dú)山子組～沙灣組、古近系紫泥泉子組;中生界白堊系東溝組、吐谷魯群;侏羅系西山窯組、三工河組、八道灣組;中生界三疊系白堿灘組、克拉瑪依組、百口泉組;上古生界二疊系上烏爾禾組（未穿）。

2 鉆探情況

從實(shí)鉆情況看，本井的油氣顯示主要集中在侏羅系的三工河、八道灣組及目的層百口泉組。

全井地質(zhì)錄井過程中共發(fā)現(xiàn)油斑級顯示17.15米/6層，熒光級顯示62.45米/25層。綜合解釋差油層4.8米/2層，含油水層78.10米/6層。

3 成藏控制因素分析

3.1 油源條件

3.1.1 烴源巖評價(jià)

本井自三疊系白堿灘組（自井深4260.00m）到二疊系上烏爾禾組，通過烴源巖對地層生油條件進(jìn)行評價(jià)。

根據(jù)原始D（降解潛率）、ST（產(chǎn)油潛量）和原始?xì)渲笖?shù)IH，綜合劃分有機(jī)質(zhì)類型，HI（氫指數(shù)）與Tmax關(guān)系圖版、參考HI（氫指數(shù)）與Tmax劃分烴源巖有機(jī)質(zhì)類型圖版和原始D（降解潛率）與Tmax劃分有機(jī)質(zhì)類型圖版來綜合劃分有機(jī)質(zhì)類型。依據(jù)以上標(biāo)準(zhǔn)對本井烴源巖進(jìn)行詳細(xì)評價(jià)，三疊系白堿灘組～百口泉組泥巖評價(jià)為好～差烴源巖、成熟的Ⅱ1～Ⅲ類烴源巖，反應(yīng)了該區(qū)塊生油巖成熟度、生油能力多樣性。

3.1.2 油源分析

盡管本井未做原油或生油巖的飽和烴色譜分析、生物生物標(biāo)志物分析，但從鄰井S1井三疊系與準(zhǔn)南大龍口露頭P2w烴源巖甾、萜烷色譜圖的對比來看，S1井三疊系的油與二疊系下烏爾禾組烴源巖具有較好的相關(guān)性。表現(xiàn)為規(guī)則甾烷（m/z=217）依次上升，三環(huán)萜烷（m/z=191）呈現(xiàn)“山峰型”分布。

另外，通過S1井各儲(chǔ)層原油色質(zhì)譜參數(shù)地層對比圖：垂向深度的上、下部地層上各個(gè)儲(chǔ)層砂巖原油色質(zhì)譜參數(shù)具有明顯的類比性，即說明沙窩地地區(qū)油氣來源的同一性，說明該區(qū)油源主要來自深部的二疊系地層。

通過分析表明，S12井的油源不是來自于侏羅系具陸相生物輸入特征的烴源巖，而是來自于下伏二疊系具菌藻類生物輸入的優(yōu)質(zhì)生油巖，這與P5井及莫北油田的油源是相同。因此，二疊系烴源巖能為本井區(qū)提供油氣，在三工河、八道灣、百口泉組見到不同程度的顯示，分析認(rèn)為油源不是本井區(qū)成藏的主要控制因素。

3.2 蓋層及儲(chǔ)蓋組合

從錄井情況看，本井區(qū)主要發(fā)育四套區(qū)域性蓋層，其中目的層百口泉組做儲(chǔ)層，上部白堿灘組及底部上烏爾禾組頂?shù)哪鄮r做蓋層和隔層形成的儲(chǔ)蓋組合。

3.3 油氣運(yùn)移

該凸起西斜坡存在北東向和北西向兩組斷裂，均向下切穿二疊系風(fēng)城組和佳木河組烴源巖，向上與三疊系內(nèi)的不整合面溝通，為源外跨層運(yùn)移主力通道。同時(shí)，三疊系百口泉組與下伏二疊系呈角度不整合接觸，構(gòu)造高部位百口泉組向上超覆于二疊系之上，而不整合面一下的烏爾禾組長期經(jīng)受風(fēng)化侵蝕，非常有利于油氣運(yùn)移。

從鉆探情況看，無論是古生界生成的油氣還是中生界生成的油氣，分析認(rèn)為：①不整合面都是它們的主要運(yùn)移通道，它們是通過油源斷層溝通油源的主要通道;②本井的巖心常規(guī)分析中存在因裂縫使儲(chǔ)層滲透性大幅提高的現(xiàn)象，而這一現(xiàn)象在鄰井S1井、Z1井也有存在，表明裂縫可改善儲(chǔ)層的油氣輸導(dǎo)能力;③從多井的顯示層對比情況看，大多數(shù)井間同層顯示對應(yīng)的位置基本相當(dāng)，證明儲(chǔ)層的橫向連通對油氣的運(yùn)移起到很大作用。

3.4 百口泉組控藏因素分析

（1）深大斷裂體系

該區(qū)斷層發(fā)育，這些斷裂體系向下斷至石炭系，向上斷至三疊系，多期次向上沿?cái)嗔鸭安徽厦孢\(yùn)移，在背斜與鼻狀構(gòu)造帶聚集成藏，沙窩地區(qū)正好處于這些斷裂體系之中，成藏條件十分有利，加上二疊紀(jì)末期強(qiáng)烈的構(gòu)造抬升運(yùn)動(dòng)造成的大型角度不整合在區(qū)內(nèi)廣泛分布，為油氣運(yùn)移提供有利的條件。

（2）沉積相帶

扇體的發(fā)育受古地貌控制，山口及溝谷控制著主槽及平原相帶的分布。該區(qū)百口泉組以扇三角洲沉積為主，陸源碎屑提供充足，砂體推進(jìn)至湖盆中心，尤其是早期低位沉積的百口泉組，砂礫巖分布廣，厚度大，物性相對較好。巖性主要為灰色砂礫巖、礫巖、含礫粗砂巖、主要為特低孔-超低滲儲(chǔ)層。從鄰井對比看，平原相的大套河道沉積儲(chǔ)層里未見油氣，僅在K80井百口泉頂部的扇三角洲平原支流間灣沉積的細(xì)砂巖中鉆遇最高油跡級的顯示。

根據(jù)不同相帶物性分析，扇三角洲平原儲(chǔ)層分選差，雖然孔隙度中等，但滲透率低，而扇三角洲前緣儲(chǔ)層孔隙度及滲透率均較好，儲(chǔ)集條件中等-較差。但通過實(shí)鉆證實(shí)，本井百口泉組以扇三角洲前緣和平原交互的沉積環(huán)境，以平原相大套砂礫巖體發(fā)育，為特低孔-超低滲儲(chǔ)層。綜合分析，百口泉組沉積相帶的平面展布規(guī)律對優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層分布具有明顯的控制作用。

（3）多期烴類充注及地層壓力

通過對比瑪湖凹陷三疊系熒光顯微鏡下觀察，研究區(qū)極有可能存在3期烴類充注：早期低熟油氣，以固態(tài)瀝青的形態(tài)存在;第2期以橙黃色熒光的液態(tài)高熟烴類為主，對應(yīng)于成熟油氣;第3期充注烴類在熒光顯微鏡下發(fā)藍(lán)白色光，為較晚期形成的高熟輕質(zhì)油氣。從多期油氣充注來看，晚期高熟油氣的相對含量直接影響了油氣能否形成有效聚集和高產(chǎn)。

從本井的壓力檢測情況及評價(jià)情況看：本井從4968.00-5450.00為超壓實(shí)地層，不利于高熟油氣充注后的保存。通過本井的超壓實(shí)情況可以推斷，S12井百口泉組地層斷層封堵性較差，從而推斷壓力相對較小于未成藏的主要原因超壓實(shí)地層不利于高熟油氣的成藏。

4.結(jié)論

三疊系百口泉組成藏主要受沉積相帶的平面展布、多期烴類充注及地層壓力幾個(gè)方面控制，本井該段地層下部儲(chǔ)層受粘土礦物影響滲透率低的差儲(chǔ)層，上部局部發(fā)育較好儲(chǔ)層，根據(jù)地層超壓力這一特點(diǎn)，判斷斷層的側(cè)向封堵差是造成本井百口泉組地層未能成藏的主要原因。