塔里木盆地玉北地區(qū)斷裂帶控藏特征研究

喬桂林，鄭和榮，余騰孝，羅 宇，羅少輝

(1.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質(zhì)研究所，江蘇 無錫 214126； 2.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083； 3.中國石化 西北油田分公司 石油勘探開發(fā)研究院，烏魯木齊 830011)

玉北地區(qū)位于塔里木盆地麥蓋提斜坡東段，北部以巴楚隆起瑪扎塔格斷裂帶為界，東部延伸到塘古孜巴斯坳陷，南部與塔西南坳陷的葉城—和田凹陷接壤(圖1)。該區(qū)自玉北1井在中下奧陶統(tǒng)鷹山組風(fēng)化殼獲得高產(chǎn)工業(yè)油氣流，實(shí)現(xiàn)奧陶系導(dǎo)向性油氣勘探的重大突破以來，在玉北1斷裂帶上鉆探10口探評井和開發(fā)井，多獲得一定規(guī)模的油氣。而圍繞玉北地區(qū)其他斷裂帶、平臺(tái)區(qū)和斷洼區(qū)內(nèi)鉆探的一批探井，多數(shù)也見不同程度的油氣顯示，但測試多為水層或干層。近年來，玉北地區(qū)的油氣勘探又取得了一定的新進(jìn)展，如皮山北新1井在K2y角礫狀粉晶云巖中獲得低產(chǎn)輕質(zhì)油[1]；在羅斯2井鷹山組白云巖潛山獲得高產(chǎn)氣和少量輕質(zhì)油，又激起了對該地區(qū)油氣勘探的信心。前人雖對玉北地區(qū)斷裂體系、油氣成藏規(guī)律及其主控因素也做了大量系統(tǒng)的研究[2-16]，對玉北1斷裂帶控儲(chǔ)、控藏和控富特征也有一定認(rèn)識[17-18]，但隨著研究的不斷深入，玉北1斷裂帶平面上的分段性、剖面上斷裂樣式的差異性以及鉆井所處的構(gòu)造位置等，都是影響奧陶系鷹山組縫洞型儲(chǔ)層發(fā)育規(guī)模及其油氣成藏富集的重要因素。

本文側(cè)重從玉北1斷裂帶不同段之間的構(gòu)造特點(diǎn)、主次級逆沖斷層變形強(qiáng)度、油氣藏與主次級斷層之間的距離、不同鉆井奧陶系鷹山組儲(chǔ)層發(fā)育特點(diǎn)及其構(gòu)造位置等因素入手，結(jié)合玉東其他斷裂帶鉆井的構(gòu)造位置、儲(chǔ)層特征和保存條件等油氣成藏條件的差異性對比，探討不同成藏地質(zhì)條件與油氣產(chǎn)量之間的關(guān)系，分析同處NE向斷裂帶上其他鉆井失利原因，從而提出控制玉北地區(qū)奧陶系油氣成藏富集的主要因素。

1 玉北地區(qū)斷裂帶的控藏特點(diǎn)

1.1 玉北地區(qū)NE向斷裂帶

玉北地區(qū)東部發(fā)育多條呈NE—NNE走向的斷裂[11-18]，其中玉北1井位于玉北1號斷裂帶上。玉北1號斷裂帶以東，依次為玉東1,2,3,4號斷裂帶，對應(yīng)斷裂帶上鉆探玉北2、玉北3和玉東4井(圖1)。該類NE向斷裂向北逐漸由NE走向轉(zhuǎn)變成NEE走向，構(gòu)成玉北—瑪東—塘北NE向弧形斷裂體系。這些斷裂帶經(jīng)歷加里東早期基底張性正斷裂、晚寒武—早奧陶世基底卷入走滑、加里東中期—海西晚期強(qiáng)烈逆沖蓋層滑脫、海西晚期繼承性逆沖走滑和喜馬拉雅中晚期擠壓逆沖，形成玉北以東地區(qū)復(fù)雜的NE向弧形斷裂體系。

圖1 塔里木盆地玉北1斷裂帶鷹山組頂面構(gòu)造特征Fig.1 Structural map of the top surface of Yingshan Formation in the Yubei 1 fault belt,Tarim Basin

圖2 塔里木盆地過玉北1斷裂帶三維地震剖面剖面位置見圖1。Fig.2 3D seismic cross section of Yubei 1 fault belt,Tarim Basin

同樣，玉北1號斷裂帶以東的玉東3和玉東4號斷裂帶也具有分段性，前人已對其做了詳細(xì)的研究分析，認(rèn)為均可分為3段[14]。與玉北1斷裂帶對比發(fā)現(xiàn)，它們具有如下相同點(diǎn)：(1)均有斷開基底的斷層；(2)斷裂帶南部以擠壓走滑斷裂為主，而北部更多以逆沖蓋層滑脫斷層疊置在基底斷裂之上；(3)逆沖斷層斷面呈鏟狀形態(tài)，上陡下緩，主斷層與反沖斷層組成背沖式斷背斜。不同點(diǎn)在于玉北1號和玉東3號斷裂在早期和晚期斷裂活動(dòng)均較強(qiáng)烈，而玉東1,2和4號斷裂則早期較強(qiáng)烈，晚期(海西晚期)較弱。

1.2 油氣成藏與演化

油—巖、油—油等族組分地化指標(biāo)研究表明[1-2]：玉北地區(qū)奧陶系油氣地化特征與塔河奧陶系原油相似，主要來源于中、下寒武統(tǒng)海相泥巖；奧陶系經(jīng)歷加里東晚期—海西早期、海西晚期和喜馬拉雅期3期成藏[17]。其中玉北1油氣主成藏期為海西晚期，原油具有高密度、高黏度、高含蠟量、中含硫、高初餾點(diǎn)和低凝固點(diǎn)的中質(zhì)油特點(diǎn)。它與西部羅斯2井奧陶系油氣藏地化特征存在細(xì)微差異，羅斯2井奧陶系輕質(zhì)油成熟度更高，且受TSR后生成巖作用改造強(qiáng)烈，生物降解程度低，主成藏期為喜馬拉雅期，說明玉北地區(qū)油氣成藏演化的復(fù)雜性。鉆井、地震研究成果表明，塔里木盆地中央隆起區(qū)可能缺失下寒武統(tǒng)玉爾吐斯組優(yōu)質(zhì)烴源巖，推測玉北油氣可能來源于塔西南坳陷。而塔西南和田古隆起演化與玉北油氣成藏密不可分。加里東中期，玉北西南部的和田古隆起已具雛形，處在古隆起東部的玉北地區(qū)，為一個(gè)北低南高的古地貌沉積背景；海西早期古隆起持續(xù)隆升，玉北地區(qū)早期成藏的油氣可能遭受一定程度的破壞；海西晚期古隆起淹沒成水下古隆起，塔西南的烴源巖再次深埋和大量生烴。此時(shí)，玉北NE向斷裂帶構(gòu)造高部位仍是油氣聚集的有利指向區(qū)；喜馬拉雅期，麥蓋提斜坡發(fā)生構(gòu)造反轉(zhuǎn)，由北低南高的古斜坡反轉(zhuǎn)呈現(xiàn)今南低北高的特點(diǎn)；瑪扎塔格斷裂帶、玉北NE向斷裂帶等高部位又成為和田古油藏調(diào)整改造、塔西南烴源灶生成的油氣運(yùn)移聚集的有利場所。由此可見，長期持續(xù)的構(gòu)造位置相對較高部位更有利于油氣的運(yùn)移聚集。

2 油氣產(chǎn)量的影響因素

2.1 構(gòu)造位置

據(jù)玉北1油氣藏鉆井成藏地質(zhì)要素及其停產(chǎn)前累計(jì)油氣產(chǎn)量統(tǒng)計(jì)表明(圖3，4)：(1)鷹山組油氣顯示段距鷹山組風(fēng)化殼多在50 m以內(nèi)，油氣顯示厚度普遍比圈閉幅度大，前人也認(rèn)為玉北1奧陶系鷹山組油氣藏規(guī)?？赡懿皇軜?gòu)造圈閉幅度控制，可能是彼此獨(dú)立的含油氣單元[17-18]；(2)構(gòu)造位置較高的北段內(nèi)鉆井，油氣富集程度較高，而構(gòu)造位置較低的中段內(nèi)的玉北1-1井，鷹山組風(fēng)化殼測試為低產(chǎn)油水同層；(3)同一段中，高構(gòu)造位置斷片中油氣富集程度高(玉北1-2X井、玉北1-4井和玉北1-5井)，低構(gòu)造位置的斷片中鉆井產(chǎn)水(玉北1-8井)；(4)高產(chǎn)井都具有背斜或斷鼻圈閉，而斷鼻斜坡雖然發(fā)育優(yōu)質(zhì)洞穴型儲(chǔ)層，但也低產(chǎn)(玉北1-1井)；(5)巴楚組7 m厚的泥巖和巴楚組生屑灰?guī)r也具有很好的封蓋條件。因此分析認(rèn)為：油氣產(chǎn)量與構(gòu)造位置的高低關(guān)系非常密切，構(gòu)造高部位可能主控油氣富集。

2.2 儲(chǔ)層

前人對玉北地區(qū)奧陶系鷹山組風(fēng)化殼儲(chǔ)層特征及成因做了比較系統(tǒng)的分析研究[8-18]?？傮w表現(xiàn)為斷裂帶鷹山組風(fēng)化殼縫洞型儲(chǔ)層較發(fā)育，儲(chǔ)集空間類型多樣，主要有洞穴、孔洞和裂縫及其過渡類型；鷹山組在鉆進(jìn)過程中也有多口井見放空、井漏現(xiàn)象；測井解釋有大量Ⅰ—Ⅱ類優(yōu)質(zhì)孔洞型儲(chǔ)層(圖5)。而平臺(tái)區(qū)和斷洼區(qū)眾多鉆井均揭示鷹山組風(fēng)化殼普遍以高阻致密性儲(chǔ)層為主，取心多見微裂縫，偶見孔洞，多充填方解石；常規(guī)測井解釋多為Ⅲ類裂縫性儲(chǔ)層，成像測井解釋水平層理發(fā)育，見少量微裂縫和弱溶蝕孔。研究表明，玉北奧陶系鷹山組風(fēng)化殼儲(chǔ)層與斷裂帶密切相關(guān)，斷層的破裂作用產(chǎn)生大量裂隙，更有利于大氣水的溶蝕；加里東晚—海西早期逆沖滑脫斷層形成背沖型斷壘等古巖溶地貌較高的部位，因發(fā)育多期巖溶(C1b/O1-2y)，更有利于優(yōu)質(zhì)孔洞、洞穴型儲(chǔ)層的發(fā)育。這些優(yōu)質(zhì)洞穴、孔洞型儲(chǔ)層也正是油氣產(chǎn)量較高的地區(qū)，如玉北1-2X井鷹山組放空、井漏，其累產(chǎn)油氣量也最高。相反，斷洼區(qū)玉北6A和玉北9井奧陶系僅獲少量油氣的主要原因也是因?yàn)閮?chǔ)層非常致密[18]。因此認(rèn)為油氣產(chǎn)量與儲(chǔ)層關(guān)系密切，存在優(yōu)質(zhì)孔洞型儲(chǔ)層與油氣藏高構(gòu)造部位共同控制油氣成藏富集。

圖3 塔里木盆地玉北1—玉東3號斷裂帶鉆井油氣成藏地質(zhì)條件對比Fig.3 Geological conditions for hydrocarbon accumulation in Yubei 1 and Yudong 3 fault belts,Tarim Basin

圖4 塔里木盆地玉北1油氣藏鉆井停產(chǎn)前累計(jì)產(chǎn)量與主次級斷裂距離分布Fig.4 Cumulative oil production of Yubei 1 reservoir before shutdown and distance of major and secondary faults

2.3 主、次級斷裂距離及變形強(qiáng)度

對玉北1斷裂帶內(nèi)鉆井的油氣產(chǎn)量與其主次級斷裂距離研究表明(圖4)：高產(chǎn)油氣藏一般均與主、次級斷層距離較近，但低產(chǎn)的油氣井中，既有離主、次級斷裂較近的(玉北1-1井)，也有離主干斷層較遠(yuǎn)的(玉北1-9HF井)，說明油氣藏產(chǎn)量與主次級斷層距離有關(guān)，但不主控油氣藏富集。

圖5 塔里木盆地玉北1井區(qū)鷹山組鉆井放空、井漏與測井解釋儲(chǔ)層柱狀分布Fig.5 Drilling emptying,well leakage and logging interpretation of Yingshan Formation,YB 1 well block,Tarim Basin

3 玉東3 斷裂帶鉆井失利原因分析

圖6 塔里木盆地過玉北1斷裂帶NW—SE向剖面不同測線面斷層斷距、振幅分布Fig.6 Distribution of fault throw and amplitude of different scan lines in surface of Yubei 1 fault belt in NW-SE strike,Tarim Basin

圖7 塔里木盆地玉北3—玉北3-1井石炭系卡拉沙依—奧陶系鷹山組地層—儲(chǔ)層對比Fig.7 Reservoirs from Carboniferous Karashayi Formation to Ordovician Yingshan Formation in wells YB 3 and YB 3-1,Tarim Basin

4 結(jié)論

(1)玉北1斷裂帶主要為加里東中期逆沖蓋層滑脫疊加早期基底卷入的構(gòu)造樣式，斷裂帶鷹山組頂面SW低、NE高，主干斷層不斷扭動(dòng)、高點(diǎn)遷移；斷裂帶具有東西分段(5段)、南北呈階(2～4個(gè)斷階)的特點(diǎn)；北部以逆沖蓋層滑脫為主，南部以走滑為主，中間為走滑—逆沖過渡帶。

致謝：本文在研究過程中得到中國石化西北油田分公司研究院呂海濤、岳勇等領(lǐng)導(dǎo)的大力支持，在此表示誠摯的感謝。