呂鐵良， 張奎華， 林暢松， 李艷麗

( 1. 中國地質(zhì)大學(北京) 能源學院，北京 100083； 2. 中國石化勝利油田分公司 勘探開發(fā)研究院，山東 東營 257000 )

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準噶爾盆地木壘凹陷油氣來源及成藏特征

呂鐵良1,2， 張奎華2， 林暢松1， 李艷麗2

( 1. 中國地質(zhì)大學(北京) 能源學院，北京 100083； 2. 中國石化勝利油田分公司 勘探開發(fā)研究院，山東 東營 257000 )

為解決準噶爾盆地木壘凹陷油氣來源認識不清、成藏特征不明確問題，應用油源對比技術分析油氣源；利用地震、測井和分析化驗資料，綜合評價生儲蓋條件、輸導體系及圈閉條件。結(jié)果表明：木壘凹陷油氣來源于二疊系平地泉組烴源巖，二疊系平地泉組深湖—半深湖相暗色泥巖為主力烴源巖，縱向上發(fā)育砂礫巖、云質(zhì)巖和火山巖三類優(yōu)質(zhì)儲層；受多期構(gòu)造運動的影響，發(fā)育多層系、多類型(構(gòu)造、巖性和不整合等)圈閉，為油氣聚集提供良好的儲集空間；斷裂和骨架砂體構(gòu)成立體復合式輸導體系。木壘凹陷存在自生自儲型和古生新儲型兩類成藏模式，其中以二疊系平地泉組烴源巖為主要油源的自生自儲型巖性油藏和古生新儲型構(gòu)造—巖性油藏，是最有利的勘探方向。

油源對比； 成藏條件； 成藏模式； 木壘凹陷； 準噶爾盆地

0 引言

木壘凹陷位于準噶爾盆地東南部，與博格達山緊鄰，東部為克拉美麗山，北部為奇臺凸起，西部為古東凸起，面積約為1.720×103km2。自20世紀80年代以來，準噶爾盆地東部發(fā)現(xiàn)火燒山、北三臺、三臺、甘河和彩南等油氣田，對于最東部的吉木薩爾—木壘地區(qū)勘探涉及很少。該地區(qū)構(gòu)造活動頻繁，遭受剝蝕嚴重，沉積蓋層較薄[1]，按照傳統(tǒng)的含油氣系統(tǒng)理論[2-4]不利于油氣聚集。鄧堅等認為，在木壘—七角井沿線石炭系居里得能組，存在深海平原相—半深海陸架斜坡沉積相的烴源巖[5]。林隆棟等認為，應在木壘凹陷的褶皺基底或結(jié)晶基底尋找非沉積儲層[6]。2013年，木壘凹陷鉆探第一口探井——木參1井，在侏羅系和二疊系見到豐富油氣顯示并突破出油關[7]，證實木壘凹陷具有良好的油氣資源潛力。

目前，對于木壘凹陷已發(fā)現(xiàn)油氣的來源認識不清，還未見對生、儲、蓋、圈、運和保等成藏條件的研究。筆者應用油源對比技術，分析木壘凹陷已發(fā)現(xiàn)油氣的來源，利用鉆井、測井、錄井及分析化驗資料，研究油氣成藏條件和成藏模式，為研究區(qū)的油氣勘探提供有益的指導。

1 地質(zhì)概況

木壘凹陷呈西部寬緩、東部狹窄的不規(guī)則形態(tài)(見圖1)，是在拼合增生的微陸塊和古生代島弧帶基底上發(fā)展起來的疊合型山前凹陷[8-9]，其形成演化主要受博格達造山帶控制，主體構(gòu)造近南北向，具有“南斷北削”的特點，可劃分為隆起帶、山前沖斷帶和地層剝蝕帶(見圖2)。準東地區(qū)經(jīng)歷晚石炭世的洋盆關閉、二疊紀至三疊紀的一體化沉積、侏羅紀早期沉降晚期抬升、白堊紀抬升剝蝕和新生代前陸盆地五個演化階段[10-12]。木壘凹陷縱向發(fā)育石炭系巴山組(C2b)、二疊系平地泉組(P2p)、梧桐溝組(P3wt)、三疊系(T)、侏羅系(J)和新近系(N)等地層。準東地區(qū)在中二疊紀晚期(P2p)，湖盆范圍最大，發(fā)育半深湖—深湖相暗色泥巖，其油氣主要來源于該層系或者與其時代相當?shù)亩B系蘆草溝組(P2l)[13-14]。

圖1 準噶爾盆地東南緣構(gòu)造單元劃分Fig.1 Tectonic unit distribution map of southeastern Junggar basin

圖2 木壘凹陷過木參1井南北向地震解釋剖面Fig.2 The north-south seismic interpretation profile of Mucan1 well in Mulei sag

2 原油地球化學特征及油源分析

2.1 原油地球化學特征

木參1井在二疊系平地泉組(P2p)測試獲得原油，密度為0.946 1 g/cm3，50 ℃溫度時黏度為1 774 mPa·s，凝點為25 ℃，含蠟質(zhì)量分數(shù)為16.62%，含硫質(zhì)量分數(shù)為0.15%，屬于低含硫重質(zhì)稠油。在侏羅系見到油跡細砂巖。原油的族組成以烷烴為主，質(zhì)量分數(shù)為48.01%～51.82%，芳烴為13.36%～19.80%，非烴為18.05%～25.27%，瀝青質(zhì)為8.66%，顯示母質(zhì)來源以低等水生生物為主的特征。原油的族組分碳同位素(烷烴為-31.9‰，芳烴為-30.4‰，非烴為-29.3‰)整體顯示輕的碳同位素組成特征，為典型的腐泥型原油。

原油和油砂的生物標志物特征基本一致。其中原油飽和烴色譜保存完整，顯示以C21為主的單峰型分布(見圖3(d))；油砂的飽和烴保存不完整(見圖3(a))，是由埋藏淺、經(jīng)歷輕微的生物降解或水洗作用造成的。β胡蘿卜烷含量較高，Pr/Ph為1.18，表明巖石的沉積環(huán)境為還原環(huán)境。萜烷以C30藿烷為主(見圖3(c))，三環(huán)二萜烷含量中等，C20、C21、C23三環(huán)二萜烷呈以C21為主的山峰型分布，表明低等水生生物的貢獻較大；Ts/Tm小于1，伽馬蠟烷指數(shù)為0.18，顯示相對偏咸化的沉積環(huán)境。重排甾烷含量中等，規(guī)則甾烷中C28膽甾烷含量高，C27、C28、C29規(guī)則甾烷在原油中呈山峰型分布(見圖3(e))，在油砂中呈上升型分布(見圖3(b))。根據(jù)規(guī)則甾烷體積分數(shù)三角圖(見圖4)，C29膽甾烷體積分數(shù)為33.0%～43.0%；其次為C28膽甾烷，體積分數(shù)為31.0%～39.0%；C27膽甾烷體積分數(shù)為20.0%～30.0%。高體積分數(shù)的C28膽甾烷說明母源以藻類等低等水生生物的貢獻為主。

圖3 木參1井原油與源巖的生物標志物特征Fig.3 The crude oil and source rock' biological marker of Mucan1 well

2.2 油源分析

木參1井揭示，P2p三角洲前緣相暗色泥巖的生物標志化合物特征與原油的存在較大差別：(1)不含β胡蘿卜烷(見圖3(g))；(2)規(guī)則甾烷C27、C28、C29呈“V”型分布(見圖3(h))。主要原因是木參1井處于不是有利生烴相帶的三角洲前緣相，其母質(zhì)來源中高等植物的含量顯著高于深水相帶的。處于深湖—半深湖相的暗色泥巖有機質(zhì)來源主要為藻類等低等水生生物，其生物標志物特征比較一致，如博格達山大黃山剖面蘆草溝組暗色泥巖，與平地泉組時代相當，沉積背景相似，烴源巖的典型特征為含β胡蘿卜烷(見圖3(j))，規(guī)則甾烷C27、C28、C29呈上升型或山峰型分布(見圖3(k))。原油與以大黃山剖面為代表的平地泉組深湖—半深湖相烴源巖具有很好的相似性。根據(jù)原油的類異戊二烯特征(見圖5)，Pr/Ph為0.60～1.30，Ph/C18-Pr/C17小于0，與深湖—半深湖相烴源巖一致，與木參1井鉆遇的三角洲前緣相及石炭系烴源巖差異明顯。此外，原油的碳同位素組成為-30.0‰，碳同位素較輕的特點與準東地區(qū)二疊系原油的一致[15-16]。因此，木參1井P2p原油主要來源于該時期深湖—半深湖相泥巖。

圖4 木參1井原油與源巖規(guī)則甾烷體積分數(shù)三角圖Fig.4 The triangular diagram of the regular sterane percentage composition of crude oil and source rock in Mucan1 well

圖5 木參1井原油與巖石的類異戊二烯特征Fig.5 The acyclic isoprenoid alkane characteristic comparison chart of crude oil and source rock in Mucan1 well

3 成藏條件分析

3.1 烴源條件

鉆井、野外露頭資料表明，研究區(qū)發(fā)育二疊系平地泉組和石炭系巴山組兩套烴源巖[17]；油源對比結(jié)果表明，木參1井原油來源于二疊系平地泉組深湖—半深湖相烴源巖。

二疊系平地泉組(P2p)沉積時期，博格達山尚未隆升，整個準東地區(qū)發(fā)生大范圍湖侵，呈現(xiàn)廣盆一體化沉積的特點；木壘凹陷北部位于濱淺湖相，南部發(fā)育半深湖—深湖相沉積。木參1井揭示P2p暗色泥巖厚度為254 m，巖性以灰色泥巖、碳質(zhì)泥巖、云質(zhì)泥巖和油頁巖為主。在博格達山西段奇臺莊—大黃山露頭區(qū)一帶，見半深湖—深湖相暗色泥巖出露，厚度為100～300 m。該套烴源巖在地震剖面上表現(xiàn)為弱振幅、不連續(xù)、亞平行反射特征，木壘凹陷向南部山下呈明顯增厚特征。根據(jù)地震解釋與識別結(jié)果，該套烴源巖主要分布于博格達山山前，面積為902 km2，最厚達500 m。

根據(jù)有機地化特征，該套烴源巖顯示南好北差的特點，與烴源巖厚度分布具有較好的對比性。北部的木參1井暗色泥巖總有機碳(TOC)質(zhì)量分數(shù)為0.31%～1.58%，平均為0.64%，生烴潛量(S1+S2)為2.69～17.90 mg/g，綜合評價為中等烴源巖；在南部露頭區(qū)，TOC質(zhì)量分數(shù)為3.01%～7.29%，生烴潛量(S1+S2)為5.90～66.39 mg/g，氯仿瀝青“A”質(zhì)量分數(shù)為0.08%～0.19%，有機質(zhì)類型以Ⅰ型為主，鏡質(zhì)體反射率一般為0.78%～0.80%，屬于優(yōu)質(zhì)的成熟烴源巖。

3.2 儲層條件

準噶爾盆地東南緣多期構(gòu)造旋回和沉積作用導致多套儲集層在平面上、垂向上疊合拼接。主要儲集層為二疊系梧桐溝組(P3wt)、三疊系上倉房溝群(T1ch)、侏羅系八道灣組(J1b)和西山窯組(J2x)。根據(jù)巖性可以分為三類儲層：砂礫巖、云質(zhì)巖和火山巖。

砂礫巖儲集體主要分布于侏羅系、三疊系和晚二疊系梧桐溝組，總體為辮狀河三角洲、扇三角洲相的砂礫巖體、細砂巖、粉砂巖。儲層單層砂體平均厚度約為10 m，最厚達25 m；儲集空間類型以原生粒間、粒內(nèi)孔隙和次生溶蝕孔隙為主(見圖6(a))；孔隙度主要分布在7.00%～18.00%之間，平均為11.00%，滲透率主要分布在(0.01～51.67)×10-3μm2之間；總體表現(xiàn)為低孔低滲特征。

云質(zhì)巖為近幾年在準東地區(qū)的主要勘探對象，研究區(qū)主要分布于二疊系平地泉組，為一套濱淺湖—半深湖相沉積的白云質(zhì)細砂巖和白云巖。根據(jù)鉆井取心物性分析結(jié)果，云質(zhì)巖孔隙度在5.97%～11.34%之間，平均為9.41%；滲透率為(0.40～5.45)×10-3μm2，總體表現(xiàn)為特低孔特低滲特征。云質(zhì)巖巖性較脆，受構(gòu)造活動的影響易產(chǎn)生裂縫，地層水和有機流體沿裂縫進行進一步的溶蝕改造，成為油氣儲集的有利空間。

火山巖儲層主要分布于石炭系巴山組，巖性以爆發(fā)相火山角礫巖和溢流相玄武巖、安山巖為主，孔隙度一般為6.40%～19.50%，平均為8.40%；滲透率一般為(1.64～10.05)×10-3μm2，平均為6.48×10-3μm2，局部巖心有裂縫(見圖6(b))，屬于中孔—低滲型儲層。木壘凹陷整體缺失上石炭統(tǒng)及下二疊統(tǒng)，說明石炭系巴山組遭受長期風化淋濾，并且在構(gòu)造運動的改造作用下，巖體內(nèi)部形成各種類型的孔隙、裂縫、孔洞，孔、縫、洞交織在一起，構(gòu)成火山巖的“三孔介質(zhì)”儲集空間，進而形成優(yōu)質(zhì)儲層[18]。

3.3 圈閉條件

受印支、燕山和喜山等多期構(gòu)造運動的影響[19]，現(xiàn)今構(gòu)造總體表現(xiàn)為“西斷東削、南斷北削”的特點。受北東—南西向擠壓應力作用，發(fā)育多排北西—南東向斷裂，形成構(gòu)造和地層兩類圈閉。西南部斷褶帶發(fā)育一系列斷層相關褶皺，構(gòu)造類圈閉較發(fā)育；東北部斜坡帶的二疊系、三疊系、侏羅系及新近系地層之間呈削截接觸，構(gòu)造相對簡單，是尋找地層類圈閉的有利區(qū)帶。同時，二疊系梧桐溝組發(fā)育灘壩砂，三疊系克拉瑪依組發(fā)育辮狀河三角洲平原、前緣相河道砂體，易形成巖性圈閉。此外，石炭系頂面長期遭受風化、淋濾、溶蝕作用，易形成古潛山圈閉。

3.4 輸導條件

研究區(qū)以P2p和C2b為主要油源巖[20]，發(fā)育自生自儲和古生新儲型源儲組合，深大斷裂縱向溝通油源，骨架砂體控制油氣橫向運聚，兩種運移通道在空間上構(gòu)成立體復合輸導體系。

(1)斷裂.斷裂起溝通下部油源與上部圈閉的橋梁作用[21]，是油氣在縱向上穿層系長距離運移的重要途徑。該區(qū)斷裂分為兩類，一類是活動時間長、直接延伸到P2p和C2b烴源巖的基底卷入式油源斷層，如F1、F9等。這類斷裂平行于博格達山,呈北西—南東向展布，平面延伸距離長，可達40～50 km；縱向上切穿石炭系至新近系，是油氣運移的直接通道。另一類是受主干斷裂派生的次一級調(diào)節(jié)型油源斷裂，如F5、F7等。這類斷裂平面延伸距離短，縱向上大多向下收斂于油源斷層，是油氣向不同方向、不同類型圈閉運移的優(yōu)勢通道。

(2)骨架砂體.木壘凹陷侏羅系、三疊系和晚二疊系梧桐溝組沉積的辮狀河三角洲、扇三角洲相的砂體構(gòu)成該地區(qū)主要輸導層，砂體具有厚度大、物性好的特點，以及良好的側(cè)向輸導能力，能夠快速地運移大規(guī)模的油氣。烴類從烴源巖進入骨架砂體后，沿骨架砂體輸導體系向低勢區(qū)的圈閉中運移聚集，完成烴類從源巖到圈閉的運聚過程。

斷裂、骨架砂體作為研究區(qū)油氣運移的主要通道，斷裂是油氣垂向運移的重要通道，具有連通孔隙的儲集層是油氣側(cè)向運移的重要通道。研究區(qū)南部油源斷裂發(fā)育，與二疊系梧桐溝組發(fā)育的扇三角洲前緣砂體、三疊系發(fā)育的辮狀河三角洲前緣砂體具有良好空間配置關系，它們在地下形成一個縱橫交錯的運移通道，共同構(gòu)筑木壘凹陷油氣成藏的復合輸導體系。

3.5 蓋層條件

木壘凹陷發(fā)育石炭系火山巖、二疊系平地泉組、三疊系黃山街組、侏羅系泥巖四套蓋層[22]。石炭系致密的凝灰?guī)r和沉凝灰?guī)r覆蓋在火山巖上，形成良好局部蓋層。二疊系平地泉組湖相暗色泥巖厚度大于150 m，可以作為石炭系儲層的區(qū)域性蓋層。三疊系黃山街組沉積時期，湖盆面積擴大，湖泛面上下廣泛發(fā)育泥質(zhì)巖，可對下伏的克拉瑪依組砂巖起較好的封蓋作用。侏羅系下部發(fā)育三角洲平原亞相的湖泊沼澤，在頂部出現(xiàn)泥巖及煤層等，是一套較好的蓋層。

4 油氣成藏模式

根據(jù)油氣成藏條件分析結(jié)果，結(jié)合已發(fā)現(xiàn)油藏的成藏特點，認為研究區(qū)發(fā)育兩種類型油氣藏，即自生自儲型巖性油藏和古生新儲型構(gòu)造—巖性油藏(見圖7)，以二疊系平地泉組烴源巖為主要油源。

圖7 木壘凹陷油氣運聚成藏模式Fig.7 Hydrocarbon migration-accumulation models prediction diagram in Mulei sag

4.1 自生自儲型巖性油藏

侏羅紀中期，二疊系平地泉組深湖—半深湖相烴源巖進入大量生排烴高峰期，油氣首先橫向運移,進入同時期沉積且與烴源巖直接接觸的白云巖和砂巖中，周圍被不滲透的泥巖圍擋而形成巖性圈閉，進而形成二疊系自生自儲型巖性油藏。以木參1井揭示的二疊系油藏最為典型，由三角洲前緣相砂體與深凹部深湖—半深湖相泥巖直接接觸，形成上傾巖性圈閉，使得油氣從烴源層直接運移到砂體中而成藏。平地泉組沉積時期，凹陷南部為深凹區(qū)，發(fā)育烴源巖；中部發(fā)育三角洲前緣相砂體，因此自生自儲型油藏主要分布于木壘凹陷的中部。

4.2 古生新儲型構(gòu)造—巖性油藏

一方面，在印支和燕山兩期構(gòu)造運動的改造下，木壘凹陷形成北西和近南北兩組斷裂，其中北西向斷裂斷距大、活動時間長，直接溝通油源和上覆侏羅系、三疊系、晚二疊系辮狀河三角洲、扇三角洲相砂體。油氣沿斷裂運移至上覆構(gòu)造、巖性類圈閉中而聚集成藏，形成古生新儲型油藏，木參1井揭示的侏羅系油藏屬于該種類型。二疊系烴源巖主要發(fā)育于南部，油源斷裂和儲層主要分布于中部和南部，油藏主要分布于木壘凹陷的中部和南部。

另一方面，喜山晚期大規(guī)模造山運動，使得二疊系平地泉組中自生自儲的原生油藏遭受改造，油氣沿斷裂、骨架砂體構(gòu)成的復合輸導體系二次運移至上覆中生界構(gòu)造、巖性圈閉中而聚集成藏，形成古生新儲型次生油藏。在運移和成藏過程中，二疊系油藏遭受破壞，油氣沿斷裂和不整合面再次運移，沿著運移的方向，受溫度壓力降低和氧化作用的影響，原油的氣體或輕質(zhì)組分不斷發(fā)生擴散，重組分相對增多，導致原油相對密度增大，二疊系原油稠化形成稠油。

綜上所述，以二疊系為油源的自生自儲型巖性油藏和古生新儲型構(gòu)造—巖性油藏是木壘凹陷最有利的勘探方向。此外，石炭系巴山組是該地區(qū)潛在的烴源巖，與二疊系具有相似的成藏特征，石炭系上部的火山巖遭受構(gòu)造和風化淋濾的雙重改造，可以成為優(yōu)質(zhì)的儲層，再加上二疊系泥巖蓋層，可以形成以石炭系為油源的古生古儲型構(gòu)造、地層不整合油藏。

5 結(jié)論

(1)木壘凹陷已發(fā)現(xiàn)的原油為低含硫重質(zhì)稠油，原油族組分同位素較輕，為典型的腐泥型原油。生物標志物特征顯示β胡蘿卜烷含量較高，三環(huán)二萜呈以C21為主的山峰型分布。木參1井原油來源于深凹帶二疊系平地泉組深湖—半深湖相烴源巖。

(2)木壘凹陷成藏條件有利，發(fā)育二疊系深湖—半深湖相優(yōu)質(zhì)烴源巖，主要分布于南部山前，面積廣、厚度大、地化指標好；縱向發(fā)育砂礫巖、云質(zhì)巖和火山巖三類優(yōu)質(zhì)儲層，以及由油源斷裂與厚層毯砂構(gòu)成的復合輸導網(wǎng)絡。

(3)研究區(qū)發(fā)育自生自儲型和古生新儲型兩類成藏模式，其中以二疊系平地泉組烴源巖為主要油源的自生自儲型巖性油藏，以及古生新儲型構(gòu)造—巖性油藏是木壘凹陷最有利的勘探方向。

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2016-05-05；編輯：任志平

國家科技重大專項(2016ZX05002-002)；中國石化科學技術研究開發(fā)項目(P15080)

呂鐵良(1982-),男,博士研究生,工程師,主要從事地質(zhì)綜合方面的研究。

TE122.1

A

2095-4107(2016)05-0001-08

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2016.05.001