王 濤,徐懷民,鄧西里,董少群,江同文,周新平,黃 婭

(1.中國地質(zhì)科學(xué)院,北京 100037；2.中國地質(zhì)科學(xué)院 深部探測中心,北京 100037;3.中國石油大學(xué)(北京) 地球科學(xué)學(xué)院,北京 102249； 4.中國石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083； 5.中國石油 塔里木油田公司,新疆 庫爾勒 841000；6.中國石油 長慶油田公司,陜西 西安 710018)

0 引 言

不整合受其特殊的地質(zhì)成因機(jī)理，在油氣運(yùn)移與聚集過程中起著重要的作用[1-2]。早在20世紀(jì)40年代，萊復(fù)生就提出不整合面附近存在大量的油氣藏。國內(nèi)外大量油氣藏富集層位與不整合的研究已經(jīng)證實(shí),不整合不僅控制著成藏關(guān)鍵時刻油氣運(yùn)移的趨勢和方向，同時不整合往往與優(yōu)質(zhì)儲層及多種有效圈閉樣式伴生，對于指導(dǎo)油氣勘探具有十分重要的意義[3-7]。

由于不整合自身的類型以及相應(yīng)的內(nèi)部結(jié)構(gòu)要素不同，各個結(jié)構(gòu)要素在三維空間中不同對接關(guān)系使得油氣在沿不整合運(yùn)聚進(jìn)一步復(fù)雜，油氣的分布最終受不整合的內(nèi)部結(jié)構(gòu)發(fā)育程度及對應(yīng)的巖性配置關(guān)系的控制[4,7-10]。一個完整的不整合結(jié)構(gòu)包括不整合面上覆層、不整合面附近風(fēng)化黏土層、不整合面下伏半風(fēng)化巖石層。根據(jù)不整合結(jié)構(gòu)發(fā)育的完整程度，不整合的縱向結(jié)構(gòu)可分為雙運(yùn)移通道型、單運(yùn)移通道型和封堵型3大類，而在風(fēng)化黏土層薄弱環(huán)節(jié)油氣容易突破，進(jìn)行竄層運(yùn)移[3,4,6-8,11-13]。

目前對于不整合與成藏關(guān)系的研究主要針對區(qū)域型不整合，但對于單個三級層序，頂?shù)装樯牟徽辖Y(jié)構(gòu)及其疊合關(guān)系對油氣運(yùn)聚的影響并未進(jìn)行系統(tǒng)研究。當(dāng)多期構(gòu)造運(yùn)動和海平面升降變化造成多期不整合在空間上疊合時，如果不整合結(jié)構(gòu)內(nèi)部具備良好的儲蓋組合，便可沿不整合形成一系列不同樣式的油藏組合。

塔里木盆地的塔中、塔北地區(qū)石炭系巴楚組東河砂巖發(fā)現(xiàn)的油氣藏大多分布在不整合附近。在盆內(nèi)隆起、斜坡等部位形成了多個區(qū)域性、局部性不整合，多期不整合在時空上的相互疊置形成了大型的地層型區(qū)帶，油氣運(yùn)移過程及富集與不整合密切相關(guān)。目前滾動勘探開發(fā)實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)也已證實(shí)，沿東河砂巖不整合附近油氣藏的類型和組合也各不相同，分屬不同的開發(fā)層系。本文以東河砂巖為例，對疊合型不整合結(jié)構(gòu)進(jìn)行描述，通過剖析不整合油氣組合樣式，進(jìn)一步提出了東河砂巖區(qū)帶規(guī)模上疊合型不整合結(jié)構(gòu)內(nèi)部油氣分布樣式。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

塔中低凸起是塔里木盆地中央隆起帶上的一個次級構(gòu)造單元，位于中央隆起帶中部，為一繼承性復(fù)式背斜構(gòu)造，南北受斷裂限制整體呈北西走向，北接滿加爾凹陷，南臨塘古凹陷，東西兩側(cè)分別為中央隆起帶東段的塔東低隆及西段的巴楚斷隆，呈不規(guī)則多邊形，面積約275×104km2(圖1(a))。

圖1 塔中地區(qū)區(qū)域位置及東河砂巖層序地層劃分Fig.1 Regional map showing the location of the Tazhong area and stratigraphic classification of the Donghe sandstone

東河砂巖為超覆在區(qū)域性不整合面之上的自西南向東北填平補(bǔ)齊沉積背景下的河流—三角洲沉積體系、濱岸沉積體系砂體[14-16]。塔中地區(qū)的東河砂巖包括 “東河砂巖段”和 “含礫砂巖段”2個亞段(圖1(b))。東河砂巖段為一完整的三級層序，發(fā)育3個巖性段，自下而上為下交互段、均質(zhì)段及上交互段，分別對應(yīng)3個準(zhǔn)層序組，共包含9個準(zhǔn)層序。下交互段主要為區(qū)域不整合面之上的底礫巖；均質(zhì)段為厚度大、分布穩(wěn)定的塊狀細(xì)砂巖；上交互段以砂泥巖交互沉積為特征，為剝蝕殘余。含礫砂巖段對應(yīng)于一個準(zhǔn)層序組，又可進(jìn)一步劃分為3個準(zhǔn)層序，巖性為含礫細(xì)砂巖、細(xì)砂巖及泥巖，與下伏東河砂巖段上交互段的巖性差異明顯，為局部不整合面上覆的滯留沉積。

作為塔里木盆地主要含油層位，東河砂巖油藏形成經(jīng)歷了復(fù)雜的過程，具有多套油源、多期成藏、多種圈閉、多次調(diào)整的特點(diǎn)。晚二疊世至早三疊世為油氣成藏的主要成藏期，白堊紀(jì)至今為石炭系油氣藏的調(diào)整改造期[17]。塔中主壘帶形成較晚，此后一直處于整個塔中隆起的最高部位。晚加里東、早海西期發(fā)生強(qiáng)烈構(gòu)造運(yùn)動，奧陶系、志留系地層嚴(yán)重剝蝕，造成早期寒武紀(jì)、奧陶紀(jì)形成的油氣藏破壞，油氣沿?cái)嗔汛瓜蜻\(yùn)移到東河砂巖內(nèi)，之后在浮力的作用下沿著東河砂巖向古隆起一側(cè)發(fā)生側(cè)向運(yùn)移。在這一成藏背景下，東河砂巖自身的不整合結(jié)構(gòu)對油氣的分布具有較強(qiáng)的控制作用。

2 東河砂巖疊合型不整合結(jié)構(gòu)

2.1 東河砂巖疊合不整合結(jié)構(gòu)

東河砂巖段底部不整合為區(qū)域型不整合。前人通過地球化學(xué)、地球物理資料及野外露頭特征發(fā)現(xiàn)塔中地區(qū)含礫砂巖和東河砂巖段之間存在突變界面，進(jìn)一步證明含礫砂巖段底部存在不整合[18-20]。在此基礎(chǔ)上，本文進(jìn)一步討論了塔中地區(qū)東河砂巖疊合型不整合結(jié)構(gòu)的形成模式(圖2)。

東河砂巖沉積之前，暴露地表的早期地層廣泛遭受風(fēng)化作用的影響。由于古地貌的巨大差異，雖然靠近古隆起一側(cè)地層遭受風(fēng)化較為強(qiáng)烈，但一方面受到的剝蝕作用也更為強(qiáng)烈，風(fēng)化產(chǎn)物不易保留，另一方面相對劇烈的構(gòu)造環(huán)境也不利于在此發(fā)生穩(wěn)定的成土作用。因此風(fēng)化黏土及半風(fēng)化巖石基本不發(fā)育。伴隨著海平面的上升，可容納空間增大，東河砂巖底部不整合之上的底礫巖層開始發(fā)育。先前受到風(fēng)化剝蝕的古隆起為礫石提供了來源。源自古隆起的深切型河流則是礫質(zhì)沉積物的主要載體。由于礫石無法遠(yuǎn)距離搬運(yùn)，底礫巖體主要在靠近古隆起一側(cè)發(fā)育，向盆地內(nèi)部演變?yōu)闉I岸相砂巖。隨著海侵的繼續(xù)，在底礫巖之上發(fā)育以均質(zhì)段為代表的水進(jìn)砂體。盡管東河砂巖的填平補(bǔ)齊作用以及古隆受風(fēng)化削蝕作用的共同影響使得地貌的高差有降低的趨勢，但這一時期古隆還在持續(xù)繼承性地隆升，使得整體地貌依舊延續(xù)早期格局樣式。

東河砂巖段沉積之后，海水迅速地退去，使得東河砂巖段地層出露地表遭受風(fēng)化剝蝕。相對于底部不整合，頂部不整合形成的時間較短，厚度及規(guī)模都相對較小，對保存條件更為敏感，僅在靠近盆地一側(cè)有保存。在頂部不整合面之上的含礫砂巖作為上部不整合結(jié)構(gòu)中水進(jìn)早期的底礫巖，主要出現(xiàn)在辮狀河三角洲沉積體系中[15],多期河道的遷移及疊置造成了含礫砂巖在塔中地區(qū)的廣泛發(fā)育。

圖2 塔中地區(qū)東河砂巖疊合型不整合結(jié)構(gòu)形成模式Fig.2 Formation model of the unconformity above the Donghe sandstone in the Tazhong area

2.2 東河砂巖不整合成藏結(jié)構(gòu)單元

從油氣運(yùn)聚角度出發(fā)，結(jié)合露頭及巖心分析，將東河砂巖不整合結(jié)構(gòu)進(jìn)一步劃分為6類成藏結(jié)構(gòu)單元，并以東河砂巖段頂部不整合面為界將其劃分為兩套成藏結(jié)構(gòu)。底部成藏結(jié)構(gòu)包括東河砂巖段底部不整合上覆層(底礫巖)、原狀輸導(dǎo)層(均質(zhì)砂巖)、風(fēng)化殘余層(上交互段)和風(fēng)化黏土層等4類成藏結(jié)構(gòu)單元；頂部成藏結(jié)構(gòu)包括頂部不整合上覆層(含礫砂巖)和區(qū)域蓋層兩類成藏結(jié)構(gòu)單元(圖3)。

頂?shù)撞徽仙细矊影l(fā)育的底礫巖層同時起著油氣輸導(dǎo)和聚集成藏兩種作用。作為海侵早期的產(chǎn)物，塔中地區(qū)的底礫巖主要來自礫質(zhì)河流-三角洲體系[14-15]，為接近原地沉積的一套穿時底礫巖,形成于構(gòu)造作用強(qiáng)烈、古地形高差大、氣候較干旱、暴露時間適中的斜坡環(huán)境[21]。底部不整合上覆層僅發(fā)育在東南斜坡附近位置，向盆地方向減薄。由于早期東河砂巖段的填平補(bǔ)齊造成地貌差異減小，礫石在地勢平緩的條件下發(fā)生了一定距離的搬運(yùn)堆積，頂部不整合上覆層在塔中地區(qū)廣泛發(fā)育且向西北方向增厚。不整合上覆層整體物性較差，主要巖性是含礫砂巖、中砂巖、細(xì)砂巖、粉砂巖和泥巖，孔隙度主值區(qū)間為4%～22%，滲透率無明顯的峰值區(qū)間，平均滲透率為18×10-3～260×10-3μm2。其中中砂巖和細(xì)砂巖的儲層孔滲較大，但中砂巖的儲層厚度要遠(yuǎn)小于細(xì)砂巖。反演剖面上為一中高組抗體，內(nèi)部隔擋層的存在使得內(nèi)部阻抗差異較大。內(nèi)部非均質(zhì)性較強(qiáng)，屬于效率較差的“喉道型”油氣運(yùn)移通道[4,22]。泥質(zhì)隔擋層發(fā)育，油氣在其內(nèi)部可進(jìn)行一定距離的側(cè)向運(yùn)移，當(dāng)存在遮擋條件時可發(fā)生聚集。

原狀運(yùn)聚層由研究區(qū)廣泛分布的均質(zhì)段組成，為夾在頂?shù)撞徽辖Y(jié)構(gòu)中間不受不整合結(jié)構(gòu)影響的地層。主要為濱岸相砂質(zhì)沉積，巖性以細(xì)砂巖為主，可以占到砂巖總量的58.24%?？紫抖戎髦祬^(qū)間為14%～22%，滲透率的主值區(qū)間為50×10-3～1 000×10-3μm2，具有中高孔中高滲的輸導(dǎo)特性。在反演剖面上為一明顯的中低阻抗體，層內(nèi)阻抗無明顯差異。內(nèi)部泥巖及局部鈣質(zhì)條帶一般較薄且發(fā)育規(guī)模較小，不具有遮擋性能，油氣以垂向運(yùn)移為主，在層內(nèi)基本不發(fā)生規(guī)模聚集。原狀運(yùn)聚層內(nèi)油氣是否成藏取決于其上覆遮擋條件。

風(fēng)化殘余層是東河砂巖段頂部受剝蝕而殘余在原地，經(jīng)受風(fēng)化改造的上交互段，為被風(fēng)化作用改造的原狀運(yùn)聚層。多與風(fēng)化黏土層共生。由于受風(fēng)化作用改造，風(fēng)化殘余層的非均質(zhì)性會增強(qiáng)。影響其內(nèi)部滲透率主要特征是黏土礦物的含量，黏土礦物含量越高，滲透率越低[23,24]。對于東河砂巖均質(zhì)段砂巖，由于其自身孔滲特性較好，風(fēng)化作用形成的風(fēng)化淋濾反而造成黏土物質(zhì)滲入原狀輸導(dǎo)層，造成均質(zhì)段物性變差。研究區(qū)風(fēng)化殘余層內(nèi)部泥巖厚度可達(dá)層厚的20%，并且測井解釋的滲流特性較差(圖3)。

風(fēng)化黏土層的發(fā)育直接決定著宏觀油氣運(yùn)移的模式。由于受巖性、氣候、暴露時間等多因素的影響,不同構(gòu)造部位風(fēng)化黏土層的發(fā)育程度不等,總體上由盆地邊緣向盆地內(nèi)斜坡增厚,在局部地區(qū)可有缺失現(xiàn)象,如隆起或凸起的頂部[21],隆起底部當(dāng)在風(fēng)化過程中黏土物質(zhì)形成的速度要快于剝蝕的速度時，黏土層就得以保留。當(dāng)存在風(fēng)化黏土層時，油氣沿著風(fēng)化黏土層無法發(fā)生垂向運(yùn)移。頂?shù)變商壮刹亟Y(jié)構(gòu)互不影響。風(fēng)化黏土層本身作為一種的遮擋條件，單獨(dú)或者與含礫砂巖段底部發(fā)育的致密巖層共同作為下伏層低幅圈閉的蓋層。當(dāng)不存在風(fēng)化黏土層或者風(fēng)化黏土層局部缺失的時候，沿著風(fēng)化黏土層上下運(yùn)移的油氣就可能發(fā)生溝通，油氣運(yùn)聚樣式發(fā)生變化，兩套成藏結(jié)構(gòu)就會連通一體成藏。

作為它源成藏體系，在東河砂巖下部存在提供油氣的油源斷裂網(wǎng)。通過斷裂將烴源巖或早期形成的古油藏中的油氣垂向運(yùn)移輸導(dǎo)到東河砂巖內(nèi)聚集。同時，塔中、塔北東河砂巖上覆穩(wěn)定發(fā)育的泥巖可作為不整合疊合體內(nèi)大型油氣藏良好的區(qū)域蓋層。如有斷層切穿蓋層，油氣經(jīng)過東河砂巖內(nèi)部的橫向輸導(dǎo)后可進(jìn)行垂向輸導(dǎo)，在上部地層尋找有利圈閉聚集成藏。

2.3 東河砂巖不整合成藏結(jié)構(gòu)樣式

以上成藏結(jié)構(gòu)單元組成在不同區(qū)域存在差異，在塔中地區(qū)主要表現(xiàn)受控于古構(gòu)造格局。古隆起一側(cè)由于位于地勢高部且一直處于抬升過程，持續(xù)剝蝕強(qiáng)度大，東河砂段頂部地層被剝蝕殆盡，不發(fā)育風(fēng)化殘余層和風(fēng)化黏土層。另一方面，巨大的高差造成礫石快速近源堆積，底部不整合上覆層廣泛發(fā)育。以上使得原狀運(yùn)聚層甚至底部不整合上覆層直接與頂部不整合上覆層接觸。而在盆地一側(cè)，剝蝕強(qiáng)度逐漸變?nèi)酰植勘Ａ袅孙L(fēng)化殘余層和風(fēng)化黏土層(圖4)。

利用塔中339口井資料結(jié)合地震反演資料展開的研究認(rèn)為，不整合成藏結(jié)構(gòu)具有明顯的分區(qū)性。根據(jù)風(fēng)化黏土層發(fā)育程度及不整合結(jié)構(gòu)單元的完整程度，自斜坡一側(cè)向古隆起一側(cè)，將東河砂巖劃分為I、Ⅱ型疊合不整合成藏結(jié)構(gòu)樣式。其中Ⅰ型基本不發(fā)育底礫巖，僅在塔中4井區(qū)局部發(fā)育；Ⅱ型臨近古隆起，底礫巖廣泛發(fā)育且厚度較大。

2.3.1 Ⅰ型疊合不整合成藏結(jié)構(gòu)樣式

圖5 不整合疊合結(jié)構(gòu)樣式Fig.5 Superimposed unconformity structural types

塔中西北地區(qū)處于盆地位置，底部不整合上覆層不發(fā)育，相應(yīng)的頂部剝蝕量也較小。在塔中35-塔中47井區(qū)局部保留風(fēng)化殘余層，形成I1類結(jié)構(gòu)樣式。在其東南方向，剝蝕強(qiáng)度加強(qiáng)，風(fēng)化殘余層不發(fā)育，形成I2類結(jié)構(gòu)樣式。塔中4井區(qū)沉積時處于地勢低洼部位，同時離物源較近，短距離的高程變化造成了在其自下而上發(fā)育完整的不整合成藏結(jié)構(gòu)單元，形成I3類結(jié)構(gòu)(圖5)。

2.3.2 Ⅱ型疊合不整合成藏結(jié)構(gòu)樣式

塔中東南地區(qū)的長期處于隆起位置，底部不整合上覆層發(fā)育，不發(fā)育風(fēng)化殘余巖及風(fēng)化黏土層。進(jìn)一步分為4種類型:Ⅱ1類的頂部不發(fā)育風(fēng)化殘余巖及風(fēng)化黏土層，之后沉積了作為上覆層的含礫砂巖，主要分布在西北一側(cè)；Ⅱ2類發(fā)育在塔中16井區(qū)東南側(cè)，海侵未達(dá)到該區(qū)域，故而缺失頂部不整合上覆層。Ⅱ3分布在塔中6-塔中1井區(qū)，為海侵時在頂、底不整合所沉積的底礫巖垂向上疊置在一起。Ⅱ4為最大海侵的礫石沉積，沿東部古潛山帶呈環(huán)帶分布。

3 疊合型不整合結(jié)構(gòu)內(nèi)油氣藏組合

在識別疊合不整合結(jié)構(gòu)的基礎(chǔ)上，通過解剖塔中東河砂巖內(nèi)部發(fā)育的油藏，總結(jié)了東河砂巖受不整合結(jié)構(gòu)影響的成藏組合。油氣分布樣式主要取決于疊合不整合結(jié)構(gòu)樣式，具體表現(xiàn)在風(fēng)化黏土層分布的連續(xù)性及連通性，從而形成不整合面遮擋型油氣藏組合和不整合面連通型油氣藏組合。

3.1 不整合面遮擋型油氣藏組合

當(dāng)風(fēng)化黏土層穩(wěn)定發(fā)育時，油氣藏?zé)o法通過不整合面進(jìn)行溝通，頂部、底部成藏結(jié)構(gòu)獨(dú)自進(jìn)行運(yùn)聚互不干擾。造成東河砂巖段、含礫砂巖段的油藏類型不同，構(gòu)成兩套開發(fā)層系，東河砂巖油藏并不具有統(tǒng)一的油水界面。這類油氣藏組合與Ⅰ型疊合不整合結(jié)構(gòu)樣式伴生。包括上覆層背斜油氣藏、上覆層巖性尖滅油氣藏及下伏層低幅背斜油氣藏三種類型(圖6)。

3.1.1 不整合上覆層背斜油氣藏

東河砂巖內(nèi)的該類油氣藏是勘探程度最高的一類。受構(gòu)造擠壓的影響，地層發(fā)生褶曲形成背斜油氣藏。通常這種褶曲變形具區(qū)域性特征，在同一區(qū)域內(nèi)形成多個背斜型油氣藏(圖6)。在以三角洲為主要沉積類型的東河砂巖頂部不整合上覆層內(nèi)部[15]，泥砂頻繁互層，泥巖分布具有區(qū)域規(guī)模，易形成油柱高度和含油氣飽和度均較低的背斜油藏。隨著油氣聚集量的進(jìn)一步增加，油柱高度越高，油柱產(chǎn)生的浮力也就越大，同時保存油氣柱所需的油氣蓋層也就越厚、越致密，部分油氣突破隔夾層繼續(xù)向上運(yùn)移直至遇到厚度更大毛管阻力更高的蓋層，最終形成穩(wěn)定的油氣藏[25]。

圖6 不整合面遮擋型油氣藏組合Fig.6 Reservoir profile of unconformity blocked reservoirs group

3.1.2 不整合上覆層巖性油氣藏

以淺水三角洲河道砂為典型代表的砂體具有局部尖滅的特性。由于河道多期的疊合，形成多層次的砂體尖滅為特征的儲層發(fā)育模式。當(dāng)被斷裂及前期不整合溝通時，形成砂體尖滅巖性油氣藏組合，廣泛發(fā)育于塔中35、塔中47、塔中10井區(qū)。

3.1.3 風(fēng)化殘余層低幅背斜油氣藏

風(fēng)化黏土層發(fā)生形變，成為油氣繼續(xù)運(yùn)移的遮擋條件，沿不整合面發(fā)育一系列的油氣藏。不同油氣藏可以沿風(fēng)化殘余層內(nèi)非均質(zhì)性較強(qiáng)的“高速通道”有效溝通。這類圈閉是風(fēng)化黏土層與風(fēng)化殘余層復(fù)合形成的圈閉。遮擋條件是控制殘余層段油氣成藏的重要因素。因?yàn)闁|河砂巖體風(fēng)化黏土層厚度一般不大且連續(xù)性比區(qū)域蓋層差，封堵油氣的能力有限，所以僅發(fā)育低幅背斜油氣藏。塔中10、塔中40油田東河砂巖段頂部的油帽子就屬于此類油氣藏(圖6)。

3.2 不整合面連通型油氣藏組合

不整合面附近不存在穩(wěn)定的風(fēng)化黏土層，上下油氣藏沿不整合面可以進(jìn)行溝通，形成不整合疊合結(jié)構(gòu)上下一體的油藏組合。這類組合主要與Ⅱ型疊合不整合結(jié)構(gòu)樣式伴生。從底部運(yùn)移上來的、沿Ⅰ型不整合結(jié)構(gòu)側(cè)向運(yùn)移的油氣注入Ⅱ型不整合結(jié)構(gòu)時，當(dāng)充注量大于圈閉幅度時，分屬頂部、底部成藏結(jié)構(gòu)的各個單元所組成的儲層逐漸被充填滿，這時不整合自身的結(jié)構(gòu)僅作為油藏的內(nèi)部結(jié)構(gòu)樣式。一般以下泥巖段蓋層作為垂向遮擋條件，易形成較大規(guī)模的油氣藏。包括連通型地層超覆油氣藏和連通型背斜油氣藏兩類(圖7)。

3.2.1 連通型背斜油氣藏

上覆層內(nèi)背斜圈閉之間接到下伏層之上，沿著不整合或斷裂運(yùn)移的油氣在此發(fā)生聚集。這種組合關(guān)系為大型油藏的形成提供有效的空間和遮擋條件。此類油氣藏主要發(fā)育在東河砂巖頂部，與上部厚層蓋層直接接觸。封堵條件良好、圈閉空間大、構(gòu)造位置高處是形成大型油氣藏的最有利位置。塔中16油田CⅢ油氣藏在局部位置含礫砂巖和東河砂巖2個層位發(fā)生連通，為一個被下泥巖段封堵的大型背斜圈閉中形成的油氣藏。

3.2.2 連通型地層超覆油氣藏

圖7 不整合面連通型油氣藏組合Fig.7 Reservoir profile of unconformity connected reservoirs group

東河砂巖整體向塔中低凸起逐層超覆，下伏不整合作為遮擋條件出現(xiàn)，當(dāng)頂部存在有效的蓋層時，地層超覆圍繞古隆起的起伏展布，在垂向上形成一系列有成因聯(lián)系的并且連通的地層油氣藏。由于緊鄰不整合面，從油氣來源到進(jìn)一步封閉成藏都具有優(yōu)勢。這類油藏圈閉幅度一般不大，但是含油面積可以很大，常因構(gòu)造改造形成與背斜構(gòu)造復(fù)合的圈閉，如塔中6、塔中16油田西南部發(fā)育此類油藏類型。

4 東河砂巖疊合不整合結(jié)構(gòu)成藏模式

在塔中地區(qū)，自斜坡一側(cè)向隆起一側(cè)，東河砂巖不整合結(jié)構(gòu)在縱向上相疊合，在橫向上連接(圖8)。不同地區(qū)油氣成藏模式及油藏組合也不相同。

圖8 塔中疊合型不整合結(jié)構(gòu)成藏模式Fig.8 Hydrocarbon accumulation model of superimposed unconformity structure in the Tazhong area

在塔中西北部地區(qū)，油氣成藏受I1型不整合疊合樣式控制。下部油氣由斷裂溝通進(jìn)入東河砂巖體內(nèi)，由于東河砂巖段底部缺乏底礫巖段，油氣沿垂向運(yùn)移到頂部不整合。受到風(fēng)化黏土層的封堵作用，油氣沿著風(fēng)化黏土層下伏地層向構(gòu)造高部位運(yùn)移，當(dāng)遇到局部構(gòu)造變形造成的低幅背斜圈閉時，油氣可以優(yōu)先對其進(jìn)行充注。另一方面，在頂部不整合上覆層同時也會發(fā)生側(cè)向運(yùn)移，形成油氣沿頂部不整合面輸導(dǎo)的雙層結(jié)構(gòu)。在這一運(yùn)移過程中油氣會對途經(jīng)的圈閉充注成藏，形成不整合面遮擋的油氣成藏組合。受不整合面的分割影響，頂部不整合上覆層內(nèi)部的圈閉整體幅度不大，可以形成大量的巖性尖滅油氣藏。當(dāng)充注量比較大時，上下油藏在垂向上疊合，類似一個整裝的油藏，實(shí)質(zhì)兩者屬于不同的成藏過程及成藏系統(tǒng)。

在塔中西北部地區(qū)靠近隆起一側(cè)，油氣成藏受I2型不整合疊合樣式控制。油氣在垂向上缺乏風(fēng)化黏土層造成的封堵，同時不發(fā)育底礫巖，不整合結(jié)構(gòu)對油氣運(yùn)移的影響較小，控制油氣分布主要是頂部不整合上覆層內(nèi)部的泥巖隔擋層以及頂部作為區(qū)域蓋層的下泥巖段泥巖。東河砂巖體內(nèi)油氣沿?cái)嗔寻l(fā)生垂向運(yùn)移，沿區(qū)域蓋層底部發(fā)生側(cè)向運(yùn)移，為單通道運(yùn)移類型。

在塔中東南部地區(qū)，油氣成藏主要受到Ⅱ型不整合疊合樣式控制。底部不整合上覆層中不穩(wěn)定發(fā)育的泥巖作為局部遮擋發(fā)生短距離的側(cè)向運(yùn)移，而頂部不整合上覆層同樣向東南方向古隆起位置發(fā)生運(yùn)移，形成沿東河砂巖頂?shù)椎碾p層輸導(dǎo)。輸導(dǎo)的油氣以古隆起和頂部下泥巖作為遮擋條件而聚集成藏。上述運(yùn)移方式使得沿著兩套地層的超覆界線位置分布的連通型背斜-超覆油氣藏。

5 結(jié) 論

(1)東河砂巖不整合結(jié)構(gòu)由底部不整合上覆層、原狀輸導(dǎo)層、風(fēng)化殘余層、風(fēng)化黏土層、頂部不整合上覆層和區(qū)域蓋層組成。成藏結(jié)構(gòu)單元在塔中西北地區(qū)和塔中東南地區(qū)組成不同，構(gòu)成兩類7種不整合成藏結(jié)構(gòu)樣式，分別對應(yīng)不整合面遮擋型油氣藏組合與不整合面連通型油氣藏組合。

(2)西北地區(qū)主要沿著東河砂巖段頂部不整合面及蓋層底部發(fā)生運(yùn)移，在有利位置發(fā)生聚集成藏。成藏過程主要受到運(yùn)移路徑上的巖性配置。東南地區(qū)油氣則沿底部礫巖和蓋層底部向隆起部位側(cè)向輸導(dǎo)，成藏過程主要受到不整合疊合類型和圈閉的位置，沿地層超覆線是形成地層圈閉的有利位置。