張君峰，張遠銀，高永進

（中國地質(zhì)調(diào)查局油氣資源調(diào)查中心，北京 100083）

0 引言

塔里木盆地志留系分布面積近 25×104km2，在北部坳陷、西南坳陷及塔中隆起、塔北隆起和巴楚隆起等盆地主要構(gòu)造單元均有分布[1-3]。依據(jù)全國第3次資評結(jié)果，塔里木盆地臺盆區(qū)志留系地質(zhì)資源量為5.98×108t，但截至 2018年，全盆地志留系僅提交石油三級儲量8 011.97×104t，勘探程度極低[1]。依據(jù)各類鉆探資料，前人開展了塔中和塔北等地區(qū)志留系瀝青砂巖的特征、成因、形成期次和演化歷程研究[4-7]，明確了志留系瀝青砂巖的成因類型[4]和晚加里東期、晚海西期和燕山—喜馬拉雅期3個主要油氣成藏期次[8-9]，討論了晚加里東期油氣散失量[1,6]及殘留瀝青對油氣保存的作用和二次生烴的潛力[10]，梳理了重點地區(qū)志留系沉積特征與儲集層類型[11-16]，指出了古隆起構(gòu)造背景對志留系油氣規(guī)模聚集具有一定控制作用[8]，著重開展了塔中和塔北等繼承性古隆起及其周緣的志留系油氣成藏模式與分布規(guī)律研究[2-3,5,8]。盡管塔西北柯坪斷隆沙井子構(gòu)造帶志留系露頭廣泛出露，為地層劃分、巖性識別和沉積建造分析提供了直接資料[17-18]，但其油氣成藏潛力研究十分薄弱，特別是復(fù)雜的構(gòu)造運動造成下古生界直接高陡出露，普遍認為其志留系油氣保存條件較差。

1990—2003 年石油企業(yè)曾沿沙井子斷裂部署若干條北西向二維地震測線，成像效果較差，剖面顯示地層為單斜背景，認為難于聚集油氣，油企未曾部署探井，于2012年退出探礦權(quán)。筆者認為，長期制約沙井子構(gòu)造帶志留系油氣突破的關(guān)鍵地質(zhì)問題主要有兩個：①對沙井子斷裂及其伴生斷裂的展布和演化認識不清，限制了對沙井子構(gòu)造帶單斜背景上潛在圈閉形成和分布的研究；②沙井子構(gòu)造帶志留系露頭普遍見到初期油藏遭受破壞后形成的瀝青砂巖，缺乏對后期成藏條件的系統(tǒng)分析和實踐探索。因此開展沙井子構(gòu)造帶志留系的地層特征及油氣潛力研究對于厘清盆地志留紀巖相古地理環(huán)境、探索復(fù)雜山前帶油氣成藏規(guī)律及評估塔西北志留系勘探方案至關(guān)重要。

基于2013—2018年間對沙井子構(gòu)造帶地層展布和油氣潛力的持續(xù)攻關(guān)，2018年沙井子構(gòu)造帶鉆探的新蘇地1井首次在塔西北志留系獲得工業(yè)氣流，2020年鄰近的新蘇參 1井于志留系相同層位獲得更好油氣顯示。基于沙井子地區(qū)鉆探、試油、地球化學及地質(zhì)特征等資料分析和野外剖面測量結(jié)果，結(jié)合二維地震資料目標處理與精細解釋，開展沙井子構(gòu)造帶構(gòu)造演化、志留系沉積與成藏等綜合研究，以期厘定油氣成藏要素和主控因素，建立志留系油氣成藏模式，評價塔西北地區(qū)資源潛力，指出下步有利勘探區(qū)。

1 地質(zhì)概況

柯坪斷隆位于塔里木盆地西北部（見圖1），是新生代南天山褶皺沖斷系的一部分[19]，為盆地一級構(gòu)造單元[17]。溫宿凸起位于該斷隆上段，為二級構(gòu)造單元。沙井子斷裂是盆地一級構(gòu)造單元柯坪斷隆和北部坳陷的分界線，同時也是二級構(gòu)造單元溫宿凸起和阿瓦提凹陷的分界線[17]（見圖 1b）。沙井子斷裂帶呈北東—南西走向，西南接柯坪塔格斷裂并與阿恰斷裂交匯，東北抵達喀拉玉爾滾斷裂，發(fā)育深部楔狀沖斷、狹義沙井子斷裂和淺部伸展斷層等 3套斷裂體系[19-21]。依據(jù)野外露頭和實際鉆井資料，柯坪斷隆中東段地層發(fā)育較為齊全（見圖2），自上而下依次為第四系（Q）、新近系（N）、古近系（E）、二疊系（P）、石炭系（C）、泥盆系（D）、志留系（S）、奧陶系（O）、寒武系（—C）、震旦系（Z）和中元古界阿克蘇群（Pt2ak），未見白堊系（K）、侏羅系（J）和三疊系（T）[17]。志留系在柯坪斷隆中東段大范圍出露（見圖1b），主要包括上統(tǒng)克茲爾塔格組（（S3—D）k）、中統(tǒng)依木干他烏組（S2y）、下統(tǒng)塔塔埃爾塔格組（S1t）和柯坪塔格組（S1k）。其中，克茲爾塔格組主要為紫紅色、棕紅色厚層、塊狀粉—細砂巖，局部夾含礫砂巖、礫巖及泥巖；依木干他烏組主要為紫紅色泥巖；塔塔埃爾塔格組主要為暗紫紅色、紫紅色薄層至中層狀細砂巖、粉砂巖；柯坪塔格組主要為灰綠色、深灰色細砂巖、泥質(zhì)粉砂巖。

圖1 塔里木盆地西北部構(gòu)造位置圖

圖2 柯坪斷隆東部地區(qū)地層概略圖

沙井子構(gòu)造帶西側(cè)有大量下古生界出露，地層傾角普遍較大（30°～75°），四石廠、大灣溝等露頭剖面柯坪塔格組下段均可觀察到瀝青質(zhì)砂巖，什艾日克、肖爾布拉克、四石廠、大灣溝等露頭剖面亦有寒武系—奧陶系烴源巖出露（見圖1b）。

2 勘探突破

2018年中國地質(zhì)調(diào)查局油氣資源調(diào)查中心在沙井子構(gòu)造帶部署實施了新蘇地1井，完鉆井深2 882 m，完鉆層位為奧陶系大灣溝組，具體鉆揭地層及厚度見圖2。其中，志留系柯坪塔格組可分為：柯上段砂泥巖互層（厚126 m）、柯中段泥巖（厚53 m）和柯下段砂泥巖互層（厚182 m）。新蘇地1井志留系柯坪塔格組取心見油浸砂巖1.45 m/1層，油跡砂巖6.49 m/6層，滴水呈珍珠狀，熒光滴照呈亮黃色放射狀，砂巖浸水見氣泡和油花溢出。砂體孔隙度為 5%～8%，巖心測試滲透率為（0.5～1.5）×10-3μm2，屬低孔低滲儲集層。新蘇地1井柯坪塔格組綜合解釋氣層6.9 m/4層，氣水同層11.8 m/1層（見圖3）。

新蘇地1井柯下段2 525.5～2 528.5 m（3 m/1層）小型加砂壓裂試氣套壓最大為4.8 MPa，獲天然氣日產(chǎn)量為1.260 5×104m3，累產(chǎn)氣量為3.781 5×104m3，日產(chǎn)水量為16.38 m3，累產(chǎn)水量為55.57 m3，測試結(jié)論為“氣水同層”。新蘇地1井柯上段2 377～2 386 m和2 409～2 413 m（13 m/2層）中型加砂壓裂試氣最大套壓為1.03 MPa，日均產(chǎn)氣量為1.681 7×104m3，累計產(chǎn)氣29.109 5×104m3，累計產(chǎn)油2.16 m3，測試結(jié)論為“氣層”。新蘇地1井首次獲得塔里木盆地西北部志留系工業(yè)氣流，實現(xiàn)了塔西北志留系自上世紀50年代勘探以來的重大突破。

新蘇參1井位于新蘇地 1井上傾方向（兩井相距約1 150 m），主探寒武系鹽下，同樣揭示了志留系柯下段和柯上段兩套有利砂巖段。兩井鉆揭柯坪塔格組兩套砂巖厚度大致相當，但新蘇參 1井志留系砂巖較新蘇地 1井埋深整體抬高約 78～110 m，油氣顯示更好，柯坪塔格組取心見油浸砂巖5.41 m/8層、油斑砂巖2.1 m/2層、油跡砂巖6.83 m/3層，砂體巖心測試孔隙度為6%～8%，滲透率為（0.5～1.5）×10-3μm2，綜合解釋氣層59 m/12層，氣層厚度大，油氣潛力大。目前該井正自下而上開展地層含油氣性測試。

圖3 新蘇地1井志留系柯坪塔格組四性關(guān)系圖

3 油氣地球化學特征及油源分析

新蘇地 1井于志留系柯坪塔格組上段和下段的天然氣相關(guān)參數(shù)如表1所示，兩段天然氣成分基本相同，甲烷含量較高?？孪露卧兔芏葹?.883 3 g/cm3，50 ℃溫度下的黏度為16.98 mPa·s，含蠟量為3.4%，凝固點為4 ℃，為常規(guī)稀油（中質(zhì)油），具有低黏、低蠟的特點。柯下段關(guān)井求得測試層中部（2 527 m）靜壓24.47 MPa，地層壓力系數(shù)為0.987，溫度為41.88 ℃，柯上段關(guān)井求得測試層中部（2 395 m）壓力為24.27 MPa，地層壓力系數(shù)為1.033，溫度為41.05 ℃。

表1 新蘇地1井柯坪塔格組天然氣樣品參數(shù)

新蘇地1井志留系柯坪塔格組上段原油族組分以飽和烴為主（52.87%～72.65%），其次是芳烴（19.25%～29.67%）和非烴（5.80%～11.36%），瀝青質(zhì)含量相對較高（2.31%～16.35%），飽和烴含量與芳香烴含量比（1.78～3.77，均值為 2.78）、非烴含量與瀝青含量比（0.44～2.51，均值為1.32）與塔中志留系原油相近（均值分別為 2.00，1.49）[22]。新蘇地 1井原油具有一定的姥鮫烷優(yōu)勢，姥植比為0.78～0.85，二苯并噻吩含量與菲含量比和姥植比關(guān)系圖版指示志留系原油/瀝青（砂）屬于典型的海相成因（一般小于1），表明母源巖形成于還原的原始沉積環(huán)境。新蘇地1井原油規(guī)則甾烷呈左低右高的不對稱“V”字型（近反“L”型）分布（見圖4），整體具有相對較低的重排甾烷（重排甾烷含量與規(guī)則甾烷含量之比為0.21～0.27）和C30-重排藿烷含量（C30-重排藿烷含量與 C30藿烷含量之比為0.10～0.13）、較低的伽馬蠟烷指數(shù)（0.13～0.15）。油-油對比表明，沙井子構(gòu)造帶志留系原油與塔中地區(qū)志留系早期充注原油的地球化學特征及指標多數(shù)接近，指示其成因總體相似，后者油源為寒武系—奧陶系烴源巖混源[22]。油-巖對比表明，盡管新蘇地1井志留系原油的生物標志物參數(shù)與淺部獲?。额^、鉆井）寒武系—奧陶系烴源巖相關(guān)性不高，但其族組分碳同位素組成和單體烴硫同位素組成與寒武系玉爾吐斯組頁巖相對接近，親緣關(guān)系較好，指示玉爾吐斯組頁巖有重要成烴貢獻。綜合分析認為，新蘇地1井志留系原油主要來自阿瓦提凹陷深部寒武系—奧陶系烴源巖，以寒武系烴源巖為主。

圖4 沙井子構(gòu)造帶及塔中隆起區(qū)志留系柯坪塔格組部分原油飽和烴m/z 217、m/z 191質(zhì)子色譜圖對比

新蘇地 1井志留系天然氣碳同位素組成偏輕，總體為Ⅰ—Ⅱ型干酪根成因。志留系輕烴的甲基環(huán)已烷指數(shù)值為33.33，指示其為腐泥型母質(zhì)生成的天然氣；輕烴三角圖總體判斷其為油型氣；（δ13C2-δ13C1） 與δ13C1關(guān)系圖版也指示天然氣為油型氣。C1/C2+值為31.89～45.41，以甲烷為主，重烴氣極少，干燥系數(shù)（C1/C1—5）為 0.97～0.99，屬于干氣。輕烴庚烷值為30、石蠟指數(shù)為2，指示天然氣屬于成熟—高成熟階段，反映天然氣較高的成熟度。甲烷和乙烷的碳同位素組成對比未見明顯高溫裂解特征。

4 油氣成藏條件

4.1 烴源條件與運移通道

沙井子構(gòu)造帶緊鄰阿瓦提生烴凹陷，目前已知下古生界主要發(fā)育寒武系玉爾吐斯組、奧陶系薩爾干組和印干組3套海相烴源巖[23-24]，多處露頭可直接觀測，新蘇地1井鉆揭了印干組和薩爾干組烴源巖，新蘇參1井鉆揭了印干組、薩爾干組和玉爾吐斯組烴源巖。露頭與鉆井揭示烴源巖厚度相當、巖性組合相同，但受風化影響，露頭樣品有機碳和氫指數(shù)測量結(jié)果偏低，可溶有機質(zhì)性質(zhì)信息不足。依據(jù)實驗室測量和井震標定分析，玉爾吐斯組黑色泥巖TOC值為1.33%～16.79%，鏡質(zhì)體反射率Ro值為1.48%～2.00%，以Ⅰ—Ⅱ1型干酪根為主，厚度約為10～55 m，從柯坪斷隆東西部到北部坳陷均有分布，是塔里木盆地目前發(fā)現(xiàn)最好的 1套烴源巖；薩爾干組黑色泥巖TOC值為1.15%～9.10%，鏡質(zhì)體反射率Ro值為0.75%～1.20%，以Ⅰ—Ⅱ1型干酪根為主，厚度約4～50 m，在柯坪斷隆中西部—阿瓦提凹陷較為發(fā)育，是盆地西北部重要烴源巖；印干組泥灰?guī)r樣品測試顯示其生烴能力差，為非有效烴源巖。

沙井子斷裂平面呈北東—南西向，長度達163 km（見圖1b），從奧陶紀持續(xù)活動到新近紀，控制阿瓦提凹陷—柯坪斷隆的構(gòu)造格局的形成和演化[19-21]。沙井子構(gòu)造帶西北部高陡出露下古生界和部分上古生界，新蘇地1井鉆揭上奧陶統(tǒng)—第四系（見圖2），新蘇參1井鉆揭寒武系—第四系，各層組巖電特征差異較為顯著。基于目標處理的高品質(zhì)地震資料開展井震標定，可識別沙井子構(gòu)造帶主要層位和斷裂展布特征（見圖5）。前人明確了沙井子斷裂帶深部的基底卷入型楔狀沖斷構(gòu)造、狹義的沙井子斷裂和淺部的伸展構(gòu)造，特別是二疊紀末—新近紀發(fā)育形成的狹義沙井子斷裂為高角度的基底卷入型擠壓走滑斷裂，其規(guī)模大，活動時間長[19-21]，有效連接了阿瓦提生烴凹陷和沙井子構(gòu)造帶，并為油氣輸導(dǎo)提供了良好通道（見圖 5）。阿瓦提凹陷深部寒武系—奧陶系烴源巖生成的油氣，主要沿成藏期的沙井子斷裂及其派生斷裂作縱向運移，沿不整合面和砂巖骨架進行橫向調(diào)整。

初中生要得到物理思維的鍛煉，形成對物理問題廣泛的獨特的認識，就要從物理問題分析的綜合性、嚴密性著手。以淺析動態(tài)電路中局部與整體的聯(lián)系為例，引導(dǎo)學生對一個物理問題進行完整、準確的分析，予以增強學生分析問題的綜合性、嚴密性。當然，上述方法是解決動態(tài)電路的一般思路，如果題目里面考查的問題比較特殊，或者題目中只考查一兩個物理量的變化時，也不一定全部參照上述步驟，此時只需采用五個步驟中的兩、三個步驟即可。

圖5 研究區(qū)典型地震剖面特征（剖面位置見圖1b）

4.2 儲集層條件與儲蓋組合

新蘇地1井和新蘇參1井柯坪塔格組取心段砂巖巖石類型主要為中—細粒巖屑石英砂巖，石英含量為77%～88%，平均值為78.3%，長石含量為3%～8%，平均值為5.7%，巖屑含量為9%～18%，平均值為15.3%。砂巖碎屑顆粒以中—細粒砂巖為主。巖屑成分主要為石英巖巖屑和少量火成巖屑，偶見千枚巖屑和泥質(zhì)巖屑。粒間填隙物主要為泥質(zhì)雜基，方解石和次生石英。方解石中晶結(jié)構(gòu)，斑塊狀膠結(jié)顆粒。石英次生加大強烈。巖心樣品測試孔隙度為4.8%～8.4%，平均為6%，滲透率為（0.5～1.5）×10-3μm2，平均值為 0.71×10-3μm2（見圖6），屬于特低孔、低滲儲集層。孔隙類型主要為粒間溶孔，其次為粒間溶孔及少量微裂縫（見圖7），孔徑一般為 0.1～0.2 mm，孔隙分布不均勻，多呈孤立分布，喉道不發(fā)育，整體連通性差。

圖6 新蘇地1井和新蘇參1井柯坪塔格組砂巖樣品孔滲性統(tǒng)計

圖7 新蘇地1井和新蘇參1井柯坪塔格組砂巖樣品鑄體薄片照片

奧陶紀末，中昆侖地塊與塔里木地塊碰撞形成古塔南隆起和古塔北隆起，控制了后期志留紀向西開口的海灣古地理環(huán)境[25-26]，柯坪—阿瓦提地區(qū)發(fā)育潮控三角洲和潮坪復(fù)合沉積體系（見圖8）。新蘇地1井、新蘇參 1井柯下段和柯上段巖心與就近露頭可見波痕粉—細砂巖和水平層理粉—細砂巖與黏土互層等沉積建造，為典型潮控三角洲沉積前緣遠端沉積。由于距物源較遠，水動力作用較弱，新蘇地 1井柯坪塔格組砂巖儲集層巖心孔隙度較塔中、塔北靠近物源的砂體孔隙度（7%～15%）[7,12]小。另外，沙井子構(gòu)造帶現(xiàn)今巖心測得其最大古應(yīng)力為85.7 MPa，較英買力地區(qū)大35 MPa，指示志留紀沉積后經(jīng)歷的強烈構(gòu)造擠壓可能進一步使得砂巖儲集層更加致密，并形成大量裂縫，露頭與巖心可見。相比之下，三角洲前緣遠端沉積是造成沙井子構(gòu)造帶志留系柯下段和柯上段砂巖儲集層物性相對較差的主要因素，推測在其西南靠近物源方向以及盆地中部潮下砂體發(fā)育區(qū)（見圖8）儲集層物性更好。

圖8 塔里木盆地志留系柯下段沉積相平面圖

沙井子構(gòu)造帶志留系自上而下主要發(fā)育 3套儲蓋組合（見圖 9）：①依木干他烏組厚層狀泥巖蓋層（S2y）與塔上段潮道砂巖儲集層（S1t2），泥巖段厚度約300～500 m，砂巖段厚度約150～300 m；②塔下段泥巖蓋層（S1t1）與柯上段潮控三角洲砂巖儲集層（S1k3），泥巖段厚度約50～100 m，砂巖段厚度約80～150 m；③柯中段泥巖蓋層（S1k2）與柯下段潮控三角洲砂巖儲集層（S1k1），泥巖段厚度約60～150 m，砂巖段厚度約80～150 m。第①套儲蓋組合中砂巖平均單層厚度7～18 m，泥地比偏低，不利于油氣保存，鉆探很少發(fā)現(xiàn)油氣顯示。第②和第③套儲蓋組合中砂巖平均單層厚度2～9 m，泥地比較高，油氣保存條件更好，是主要勘探對象。新蘇地 1井于第②和第③套儲蓋組合均獲得工業(yè)氣流。

圖9 沙井子地區(qū)志留系最有利的3套儲蓋組合（剖面位置見圖8）

志留系儲蓋組合的形成主要受控于沉積演化影響?？孪露螘r期，塔里木盆地中部為內(nèi)淺海沉積，西部自南向北發(fā)育大型的潮控辮狀河三角洲進積，一直進積到今柯坪斷隆的溫宿凸起前（見圖8），形成儲集層段。連井對比（見圖9）可見物源大致從西南向東北方向進積，砂體厚度逐漸減薄、粒度變細?？轮卸纬练e時期，盆地為廣泛的內(nèi)淺海泥巖沉積，是蓋層段?？律隙纬练e時期，沉積面貌與柯上段大致相當，發(fā)育潮控三角洲和潮下砂體，是重要儲集層段。塔下段沉積時期，盆地整體沉降，為淺水海灣泥巖，是蓋層段。塔上段沉積時期，盆地地形平緩，發(fā)育潮汐砂席、砂脊等潮汐砂體，可作為儲集層段。依木干他烏組沉積時期盆地主要為淺水海灣泥巖，是蓋層段。

4.3 圈閉形成與成藏期次

如圖10所示，沙井子斷裂從奧陶紀末期開始活動，于晚加里東期—早海西期形成沖斷楔，到晚海西期—早印支期初形成斷裂帶雛形和早期構(gòu)造類圈閉，后期斷層仍持續(xù)活動、圈閉不斷調(diào)整，喜馬拉雅期斷裂停止活動并最終定型，為圈閉定型期[17-21]。沙井子斷裂及其伴生斷裂不僅控制了圈閉形成，而且為阿瓦提凹陷深部烴源巖生成油氣提供良好運移通道。整體來看，沙井子構(gòu)造帶志留系圈閉以斷塊、斷鼻和背斜等構(gòu)造類圈閉為主，發(fā)育砂巖上傾尖滅型構(gòu)造-巖性圈閉，表現(xiàn)為受斷裂控制、沿構(gòu)造帶有序分布、疊合連片的特征（見圖5）。

圖10 沙井子構(gòu)造帶—阿瓦提凹陷構(gòu)造演化剖面[20]（剖面位置見圖1b）

塔西北寒武系玉爾吐斯組烴源巖自奧陶紀開始生烴，于晚加里東期—早海西期到達生油高峰，于喜馬拉雅期到達生氣高峰，現(xiàn)今為高—過成熟階段[23]；奧陶系薩爾干組烴源巖自早海西期開始生烴，自晚海西—早印支期進入初期生油高峰，現(xiàn)今為成熟—過成熟階段[24]。新蘇地1井和塔中、塔北、順9井流體包裹體分析指示志留系為多期成藏，主要包括晚加里東—早海西期、晚海西期和喜馬拉雅期3個期次[8-9]，分別對應(yīng)志留系瀝青、原油和天然氣，與寒武系—奧陶系烴源巖生烴演化史匹配較好。油氣成藏正演與反演綜合分析認為，沙井子構(gòu)造帶圈閉形成與寒武系—奧陶系烴源巖排烴期時間耦合較好，圈閉在喜馬拉雅期定型后，深部烴源巖生成的油氣可沿斷裂、砂體和不整合面等通道運移至志留系有利部位聚集成藏并賦存至今。

4.4 油藏模式

綜上分析，建立了沙井子構(gòu)造帶志留系“構(gòu)造主控、晚期成藏”的油藏模式（見圖11），明確其烴源主要為阿瓦提凹陷深部寒武系玉爾吐斯組和奧陶系薩爾干組泥巖，儲集層主要為柯坪塔格組和塔塔埃爾塔格組砂巖，蓋層為依木干他烏組、塔下段和柯中段泥巖。沙井子斷裂規(guī)模大，自加里東期開始活動，并形成一系列派生斷裂，既控制了沙井子構(gòu)造帶志留系構(gòu)造和構(gòu)造-巖性類砂巖圈閉的形成與分布，又為溝通深部烴源、輸導(dǎo)油氣提供良好通道。油氣多期充注，主要包括晚加里東期、晚海西期—早印支期和喜馬拉雅期 3期。志留系圈閉至喜馬拉雅期才定型[20]，主要接受寒武系玉爾吐斯組烴源巖氣體充注，形成現(xiàn)今油氣藏，以氣為主，表現(xiàn)為沿構(gòu)造帶有序分布、疊合連片的特征。受沙井子斷裂及其伴生斷裂控制，沙井子構(gòu)造帶志留系油氣藏以斷塊（新蘇地1井和新蘇參1井揭示）和斷鼻型為主，油氣主要沿斷裂體系輸導(dǎo)，受上覆泥巖蓋層和斷層側(cè)向封堵，在高部位富集。在阿瓦提凹陷沙井子斷裂下盤志留系可能發(fā)育背斜型油氣藏（沙南2井鉆揭三疊系原油），在沙井子構(gòu)造帶斜坡背景上發(fā)育有砂巖上傾尖滅型構(gòu)造-巖性型油氣藏，在沙井子斷裂上盤遠端志留系不整合面附近，可能發(fā)育地層型油氣藏，但其油藏更易遭受降解變稠。

5 勘探啟示

根據(jù)構(gòu)造精細解釋，發(fā)現(xiàn)塔里木盆地沙井子構(gòu)造帶柯坪塔格組構(gòu)造類圈閉42個，總面積為668.9 km2，依據(jù)圈閉落實程度、油氣顯示情況、埋藏深度將發(fā)現(xiàn)圈閉分為3類。其中，Ⅰ類圈閉為70.2 km2，Ⅱ類圈閉為516.2 km2，Ⅲ類圈閉為82.5 km2。塔西北志留系柯坪塔格組構(gòu)造類圈閉74個，總面積8 249.2 km2，主要分布于柯坪斷隆、巴楚隆起和阿瓦提凹陷東北部，其中，Ⅰ類圈閉為2 261.7 km2，Ⅱ類圈閉為1 322.4 km2，Ⅲ類圈閉為4 665.1 km2。圈閉資源量容積法計算公式為：

依據(jù)新蘇地1井和新蘇參1井實鉆和測試信息，沙井子構(gòu)造帶志留系柯坪塔格組砂巖含氣高度約300 m，柯坪塔格組上段含氣砂體平均厚度為16.5 m，平均有效孔隙度為6%，平均含水飽和度為40%，平均原油密度為0.88 t/m3，平均原油體積系數(shù)為1，按照（1）式估算Ⅰ類圈閉資源豐度約為50×104t/km2（油當量），Ⅱ類和Ⅲ類圈閉分別按照1類圈閉資源豐度的60%和20%折算。依每噸原油折1 018 m3天然氣的比例，評價沙井子構(gòu)造帶志留系柯坪塔格組天然氣圈閉資源量達2.018×1011m3，塔西北（約15×104km2）志留系柯坪塔格組天然氣圈閉資源量達2.03×1012m3，勘探潛力巨大，有望成為塔里木盆地油氣增儲上產(chǎn)重要目的層系。

雖然沙井子構(gòu)造帶位于單斜大背景上，但沙井子斷裂規(guī)模大，活動時間長，可控制形成一系列圈閉，并且有效溝通阿瓦提凹陷深部烴源巖。志留系柯上段和柯下段均可形成工業(yè)氣流，不排除局部塔上段有規(guī)模成藏的可能。此外，沙井子構(gòu)造帶寒武系、奧陶系、三疊系、石炭系等層段只要發(fā)育有效圈閉，均有望形成規(guī)模油氣藏（見圖11），勘探潛力巨大。新蘇地1井志留系含氣砂巖孔隙下限僅為5%，且鉆探過程中氣測并不明顯，據(jù)此復(fù)查塔西北多口老井均發(fā)現(xiàn)新增加含油氣層段。沙井子構(gòu)造帶的勘探成果可為柯坪斷隆中西段、巴楚隆起等其他類似復(fù)雜山前帶地區(qū)油氣勘探提供借鑒。

圖11 阿瓦提凹陷—沙井子構(gòu)造帶油藏模式圖（剖面位置見圖1b中EE′）

6 結(jié)論

塔里木盆地沙井子構(gòu)造帶實鉆樣品分析證實寒武系玉爾吐斯組和奧陶系薩爾干組為優(yōu)質(zhì)烴源巖，奧陶系印干組為非烴源巖。新蘇地1井志留系儲集層產(chǎn)氣為主，油氣主要源自于阿瓦提凹陷深部寒武系—奧陶系烴源巖，且以寒武系玉爾吐斯組烴源巖為主。

新蘇地1井志留系柯上段和柯下段砂巖儲集層孔隙度為5%～8%，滲透率為（0.5～1.5）×10-3μm2，裂縫發(fā)育，為裂縫型低孔低滲儲集層，目前已知含氣砂巖孔隙下限為5%。

沙井子構(gòu)造帶志留系發(fā)育①依木干他烏組泥巖蓋層與塔上段潮道砂巖儲集層、②塔下段泥巖蓋層與柯上段潮控三角洲砂巖儲集層和③柯中段泥巖蓋層與柯下段潮控三角洲砂巖儲集層 3套儲蓋組合，新蘇地 1井于第②和第③套儲蓋組合獲得工業(yè)氣流。

沙井子斷裂系統(tǒng)規(guī)模大，活動時間長，溝通阿瓦提凹陷深部優(yōu)質(zhì)烴源巖，控制沙井子構(gòu)造帶一系列構(gòu)造類圈閉的形成。志留系圈閉在演化過程中曾多次成藏并遭受破壞，至喜馬拉雅期定型后主要接受深部玉爾吐斯組烴源巖生成的天然氣，并賦存至今，表現(xiàn)為“構(gòu)造主控、晚期成藏”的成藏特征。

沙井子構(gòu)造帶志留系天然氣圈閉資源量達 2.018×1011m3，且寒武系、奧陶系、三疊系、石炭系等層段均有望形成規(guī)模油氣藏，油氣勘探潛力巨大。

符號注釋：

A——圈閉面積，km2；Boi——平均原始原油體積系數(shù)；GR——自然伽馬，API；H——平均有效厚度，m；N——圈閉資源量或預(yù)測地質(zhì)儲量，104t；Swi——平均油層原始含水飽和度，%；ρo——平均原油密度，t/m3；φ——平均有效孔隙度，%。