吐哈盆地西部弧形帶油氣遠距離運移成藏主控因素

劉江濤,黃志龍,王 海

(1.中國石油大學資源與信息學院,北京 102249;2.中國石油塔里木油田分公司,新疆庫爾勒 841000)

吐哈盆地西部弧形帶油氣遠距離運移成藏主控因素

劉江濤1,黃志龍1,王 海2

(1.中國石油大學資源與信息學院,北京 102249;2.中國石油塔里木油田分公司,新疆庫爾勒 841000)

根據(jù)源 -蓋控藏理論,結(jié)合油源對比結(jié)果,對吐哈盆地西部弧形帶油氣分布規(guī)律和油氣藏形成的主控因素進行研究。結(jié)果表明:西部弧形帶油氣主要有煤系油、湖相油和二者的混合油 3種類型,主力油層原油以煤系油為主,混有少量湖相油,其他含油層位為煤系油;油氣遠距離運聚成藏主要受4個因素控制,侏羅系水西溝群煤系烴源巖和七克臺組湖相烴源巖油氣供給充足是油氣藏形成的基礎(chǔ);烴源巖大量排烴期由東向西持續(xù)隆升的構(gòu)造脊嚴格約束油氣運移指向和油氣藏分布;由不整合面和砂體組成的側(cè)向輸導網(wǎng)絡是油氣遠距離運移的關(guān)鍵;白堊系和第三系良好的區(qū)域性蓋層有效地阻止了油氣在長距離運移路徑中的散失。

吐哈盆地;西部弧形帶;油氣運聚成藏;主控因素

根據(jù)“源控論”思想,中國大部分陸相盆地圍繞“烴源灶”區(qū)域的勘探已經(jīng)進入中后期,加大遠離“烴源灶”區(qū)域的勘探、研究其成藏規(guī)律對于擴大勘探領(lǐng)域、增加后備儲量具有十分重要的理論和現(xiàn)實意義。陸相盆地由于其構(gòu)造運動的頻繁性、沉積層序的不連續(xù)性,油氣運移距離通常不超過 40 km[1-2]。但是,仍發(fā)現(xiàn)了一些油氣藏距離烴源灶超過 40 km,如松遼盆地西部斜坡帶、塔里木盆地、準南前陸盆地斜坡帶等。吐哈盆地西部弧形帶雁木西油田和大墩構(gòu)造距離生烴凹陷(勝北次凹)超過 60 km,是油氣遠距離運聚成藏的典型代表,并且中間夾持著火焰山斷裂帶,地震資料品質(zhì)不佳,局部構(gòu)造復雜,油氣成藏的主控因素至今沒有形成清晰的認識。因此,筆者結(jié)合油源對比分析,對吐哈盆地西部弧形帶油氣分布及成藏主控因素進行研究。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

西部弧形構(gòu)造帶位于吐哈盆地臺北凹陷西部,東與勝北次凹隔火焰山相望,西與托克遜相接,南臨勝南次凹,北依博格達山,面積約 1 090 km2,形成于印支 -早燕山運動,改造、定型于喜山運動,是在西部布爾加凸起的控制下形成的古弧形構(gòu)造帶。目前自東向西已發(fā)現(xiàn)了神泉、勝南和雁木西 3個油田及大墩含油構(gòu)造。主要發(fā)育兩套儲蓋組合:以侏羅系三間房組和七克臺組頂部砂巖及白堊系底部砂礫巖為儲層,以白堊系中上部泥巖為蓋層;以鄯善群底部砂礫巖為儲層,以第三系厚層膏泥巖為蓋層。該區(qū)帶油氣藏以勝北次凹中下侏羅統(tǒng)水西溝群煤系烴源巖和七克臺組湖相烴源巖為主要油源①黃志龍,高崗,等.吐哈盆地天然氣成因類型分析及成藏特征研究.中國石油大學科研報告,2003:49-96.。

2 原油成因類型及分布

2.1 原油成因類型

西部弧形帶油田原油物性總體具有低密度、低黏度、低凝固點、中等蠟含量和中等初餾點的“三低二中”的特點,屬于輕質(zhì)油;雁木西原油密度和黏度明顯高于神泉和勝南油田的,這和油氣自東向西長距離運移過程中層析作用有關(guān)。原油在生物標志化合物組成特征上表現(xiàn)出多樣性的顯著特點[3-4]。根據(jù)研究區(qū)原油樣品的甾烷、萜烷生物標志物特征,對油氣的成因和來源進行分析,依據(jù)分析結(jié)果將研究區(qū)原油劃分為 3類:Ⅰ類原油姥植比高,甾烷組成中α α αRC27和α α αRC28含量低、α α αRC29含量高,w(α α αRC29)為 36.3%～85.4%,w(α α αRC27)/ w(C29)小于 1.2,w(γ蠟烷)/w(藿烷 C31R)平均為0.338,Tm(17α-22、29、30-三降藿烷)的含量大于Ts(18α-22、29、30-三降藿烷)的含量,具有明顯的煤系油特點;Ⅱ類原油姥植比較低,α α αRC27和α α αRC29含量遠高于α α αRC28含量,w(α α αRC27)/ w(C29)為 0.89～1.85,平均值為 1.16,w(γ蠟烷)/w(藿烷 C31R)平均為 0.972,Ts與 Tm含量差距不明顯,表現(xiàn)為湖相泥巖生油的特征;Ⅲ類原油甾烷化合物中,α α αRC27含量、w(γ蠟烷)/w(藿烷C31R)值和 w(Ts)/w(Tm)、w(γ蠟烷)/w(藿烷 C31R)的平均值都介于Ⅰ類和Ⅱ類原油之間,為前兩類的混合油。

從甾烷異構(gòu)化指數(shù)可以看出(圖 1),Ⅰ類原油為成熟油,Ⅱ類原油大多數(shù)屬于未熟油,Ⅲ類原油位于二者之間,反映出其源巖成熟度的差異。

圖 1 西部弧形帶不同類型原油甾烷異構(gòu)化指數(shù)的對比Fig.1 Comparison of sterane isomerization index of disti nguished hydrocarbon in western arc-like zone

2.2 原油分布規(guī)律

西部弧形帶油氣主要分布在侏羅系三間房組(J2s)、七克臺組 (J2q)、白堊系 (K)、第三系鄯善群(Esh)4個層位,但不同油田油氣的分布層位有差異,神泉油田在4個層位均有油氣分布,勝南油田油氣主要分布在 J2s和 J2q,雁木西油田油氣主要分布在 K和 Esh,總體特征為自東向西油氣分布層位依次變淺。通過對34個原油樣品分析,不同地區(qū)油的分布主要呈現(xiàn)以下規(guī)律:①神泉油田淺層 K和 Esh原油為煤系油,侏羅系 J2s和J2q原油以湖相油為主,混有少量煤系油;②勝南油田為混合油;③雁木西油田 Esh為煤系油,K以煤系油為主,混有少量湖相油。

平面上油氣的分布嚴格受到西部弧形帶構(gòu)造脊的控制,自東向西沿著構(gòu)造脊呈線狀分布。淺層圈閉的成藏明顯受到斷裂的控制,只有存在溝通深部儲層或輸導層的斷裂,淺層才能成藏。油氣的分布特征反映了西部弧形帶成藏規(guī)律的復雜性,因此剖析油氣成藏的主控因素是尋找油氣富集規(guī)律的關(guān)鍵。

3 成藏主控因素

“源控論”和“源蓋共控論”指明了油氣分布與成藏主要受烴源巖和蓋層雙重因素的控制[5],油氣成藏的主控因素分析是在源蓋的基礎(chǔ)上剖析油氣成藏的特殊性,這種特殊條件既能解釋油氣如何成藏,又能清晰地剖析鉆探失利的原因。西部弧形帶成藏的特殊性在于油氣不是來自本區(qū)的源巖,而是經(jīng)過長距離側(cè)向運移后聚集成藏的。充足的源巖供給、暢通的輸導網(wǎng)絡以及良好的區(qū)域蓋層條件是油氣遠距離成藏的必要條件,因此主要從這 3個方面分析研究區(qū)成藏主控因素。

3.1 充足的烴源巖供給

烴源巖是油氣藏形成的物質(zhì)基礎(chǔ),只有排出足夠量的油氣,才能克服油氣在運聚過程中的各種耗散,否則其他條件再好,油氣也無法聚集成藏。烴源巖供烴條件的優(yōu)劣既要受到烴源巖本身品質(zhì) (有機質(zhì)類型、豐度及成熟度)的影響,又受到源巖發(fā)育程度 (厚度和分布面積)的制約[6]。

西部弧形構(gòu)造帶油氣主要來自兩套烴源巖,即中侏羅統(tǒng)七克臺組暗色泥巖及中下侏羅統(tǒng)水西溝群河湖沼澤相的煤系地層。在勝北次凹可將烴源巖細分為 3類:普通泥巖、碳質(zhì)泥巖和煤巖。暗色泥巖在各套烴源巖均有發(fā)育,厚度大于 100 m,有機碳含量為 1.33%～4.12%,生烴潛量為 2.35～8.65 kg/t,屬于中等—好生油巖;碳質(zhì)泥巖和煤層主要在西山窯組和八道灣組發(fā)育,厚度為 10～60 m,有機碳含量高,生烴潛量大,屬于好的生油巖(表 1)。

表 1 吐哈盆地勝北凹陷烴源巖發(fā)育特征Table 1 Developed character of source rocks in Shengbei sag in Turpan-ham i Basin

兩套烴源巖均已成熟排烴。臺參 2井生油門限約為 2.8 km,對應層位為喀拉扎組。七克臺組湖相泥巖的 Ro值在 0.5%以上,一般為 0.5%～0.7%,深凹區(qū)可達 0.8%,處于低成熟階段;西山窯組的 Ro值為 0.7%～0.9%,處于成熟階段;八道灣組的 Ro值為 0.9%～1.3%,為成熟烴源巖,部分可達高成熟烴源巖。水西溝群煤系烴源巖在白堊紀中后期即開始排烴,目前仍處于排烴高峰期,七克臺組湖相泥巖在早第三紀末—晚第三紀早期達到低成熟階段,這和西部弧形帶湖相油的特征是一致的(圖 1)。

3.2 自東向西持續(xù)隆升的構(gòu)造脊約束

在平面砂體物性相當?shù)那闆r下,斷層和構(gòu)造脊線是約束油氣運移路徑的主要因素[7]。在靜水條件下,浮力是油氣運移的主要動力[8-10]。浮力作用的外在表現(xiàn)主要為油氣由構(gòu)造低部位向構(gòu)造高部位運移。只有長期發(fā)育、由近源巖區(qū)向遠源巖區(qū)逐漸隆升的構(gòu)造背景才能為油氣的長距離運移提供可能性。本區(qū)的勘探實踐也表明,油氣藏沿著構(gòu)造脊呈線狀分布,構(gòu)造脊兩側(cè)區(qū)域至今未獲突破。

從目前的構(gòu)造形態(tài)來看,西部弧形帶從神泉至雁木西是一條狹窄的、逐漸隆升的構(gòu)造脊,油氣由神泉向西運移,但火焰山斷裂帶夾持在勝北凹陷與西部弧形帶之間,阻斷了勝北凹陷至西部弧形帶的油氣運移路徑,油氣如何從勝北次凹翻越火焰山向西運移,至今未有權(quán)威解釋,因此有必要分析火焰山斷裂帶對勝北凹陷油氣西運的影響。

3.2.1 火焰山斷裂帶構(gòu)造演化史

火焰山斷裂是在北部博格達山擠壓應力作用下沿侏羅系水西溝群煤系地層滑動逆沖形成的大斷距逆掩推覆構(gòu)造群體[4]。

燕山運動Ⅰ幕(早、中侏羅世),火焰山斷裂是一條沿八道灣組煤層滑脫的正斷層。燕山運動Ⅱ幕(侏羅紀末期),由于受到北部博格達山抬升并向北擠壓的影響,沿著煤系地層滑脫面向上逆沖,反轉(zhuǎn)為逆斷層。燕山運動Ⅲ幕—喜馬拉雅運動Ⅰ幕(白堊紀 -早第三紀),盆地處于均衡沉降階段,火焰山斷裂形態(tài)沒有發(fā)生大的變化。喜馬拉雅運動Ⅱ幕 (晚第三紀—第四紀),由于亞洲南大陸與印度板塊碰撞,博格達山發(fā)生強烈隆升,并向吐哈盆地逆沖推覆,在自北向南強大的擠壓應力作用下臺北凹陷產(chǎn)生大型蓋層滑脫,由于滑脫層在中央古隆起帶受阻,在其前緣強烈向上逆沖,最終形成火焰山前鋒褶皺帶(圖2)。

3.2.2 與油氣運移的關(guān)系

流體包裹體測溫表明,西部弧形帶油氣充注主要有兩期,白堊紀末—早第三紀和晚第三紀—第四紀早期①。從烴源巖排烴關(guān)鍵期、油氣充注期和火焰山構(gòu)造帶形成期的匹配關(guān)系(圖 3)可以看出,臺北凹陷勝北次凹烴源巖在火焰山前鋒褶皺帶最終沖起之前已經(jīng)開始向西部弧形帶排烴。在第四紀之前,勝北凹陷至西部弧形帶處于持續(xù)隆升的構(gòu)造背景之下,流體勢從東向西逐漸降低,油氣的運移指向從東向西沒有間斷,在發(fā)育良好輸導通道的前提下,油氣可以沿著西部弧形帶構(gòu)造脊一直向西運移,遇到合適的圈閉即可成藏,因此持續(xù)隆升的構(gòu)造脊決定了油氣藏的運移指向,是油氣長距離運移的必要條件。第四紀火焰山斷裂最終形成后,由于向西運移的路徑被阻斷,油氣由勝北次凹運移至火焰山后或進入火焰山上盤圈閉成藏,或沿著通天斷裂散失于地表。因此,盡管目前勝北次凹侏羅系水西溝群煤系烴源巖仍處于排烴高峰期,七克臺組湖相烴源巖已進入排烴高峰期,但油氣向西運移在第四紀早期即告結(jié)束,這也是西部弧形帶原油類型以煤系油為主,湖相油較少的根本原因。

圖 2 火焰山斷裂帶神泉 葡萄溝段構(gòu)造演化剖面Fig.2 Evolution section of Shenquan-Putaogou segment in flam ing mounta in fault zone

圖 3 勝北凹陷生排烴史、火焰山斷裂形成期和神泉 雁木西構(gòu)造油氣充注時期對比Fig.3 Comparison of period of hydrocarbon generation and expulsion of Shenbei sag and formation of flam ing mounta in fracture and hydrocarbon charging of Shenquan-Yanmuxi strcuture

3.3 暢通的輸導網(wǎng)絡

油氣側(cè)向運移距離決定于輸導網(wǎng)絡延伸的距離,輸導網(wǎng)絡延伸距離越大,油氣側(cè)向運移距離越大。油氣輸導通道主要有斷層、不整合面和砂體 3種基本類型[11-16]。

西部弧形帶神泉 -勝南地區(qū)斷裂相對較發(fā)育,雁木西斷裂較少,斷裂規(guī)模小,斷距一般小于 20 m,延伸距離一般不超過 5 km,傾角一般在 80°以上,斷裂特征決定其側(cè)向封閉性差,有利于油氣的側(cè)向向西運移,但不是油氣側(cè)向運移的主要通道,個別規(guī)模較大的斷裂對于溝通上下儲層、垂向調(diào)整油氣起到至關(guān)重要的作用,如神泉油田白堊系和第三系油氣藏、雁木西油田第三系油氣藏都是通過斷裂的調(diào)整才形成的。白堊系和侏羅系間的不整合面全區(qū)發(fā)育,在西部弧形帶上,由于構(gòu)造部位較高,勝南和雁木西不發(fā)育風化黏土層。不整合面之上砂、礫巖主要在神泉和雁木西發(fā)育,之下砂巖主要發(fā)育在勝南地區(qū)。油氣沿神泉地區(qū)侏羅系砂巖層側(cè)向運移過勝南后,由于風化黏土層的缺失,直接進入不整合面上部的底礫巖層,這就使油氣的側(cè)向運移通道實現(xiàn)了良好的接力。神泉 -勝南地區(qū)侏羅系七克臺組底部發(fā)育砂泥巖頻繁互層的湖相灘壩砂體,單層砂巖厚度一般小于 10 m,但連續(xù)性較好,且有斷裂溝通,是油氣從神泉運移至勝南的主要通道。勝南地區(qū)七克臺組剝蝕殆盡,七克臺底部砂巖直接和不整合面接觸,油氣由七克臺組砂層進入不整合面上部白堊系三十里大墩組底部礫巖,繼續(xù)向雁木西運移。雁木西地區(qū)白堊系三十里大墩組底部發(fā)育一套穩(wěn)定的砂、礫巖層,是油氣越過勝南后向西運移的主要通道(圖 4)。

西部弧形帶由不整合面和砂體相互配置構(gòu)成油氣側(cè)向運移的主通道,個別溝通上下儲層的大斷裂在構(gòu)造活動時期起到垂向調(diào)整油氣的作用。

圖 4 西部弧形帶輸導層類型及特征Fig.4 Characters and types of carrier bed in western arc-like zone

3.4 良好的區(qū)域蓋層條件

蓋層對油氣聚集的控制作用是其作為一個盆地或凹陷內(nèi)的區(qū)域性保護層,阻止了油氣在運移過程中的大面積散失[17]。這里主要從蓋層的巖性、厚度(包括總厚度和單層厚度)及平面展布的連續(xù)性方面進行分析。對西部弧形帶油氣起到主要封閉作用的區(qū)域性蓋層有兩套:一是白堊系泥巖蓋層,主要封閉神泉和勝南油田的侏羅系油藏和雁木西油田的白堊系底部油藏及侏羅系油藏;二是第三系鄯善群膏泥巖蓋層,主要封閉神泉油田和雁木西 -大墩構(gòu)造的第三系鄯善群底部油藏。

蓋層巖性是決定封閉能力的關(guān)鍵因素之一。據(jù)前人研究,不同類型巖性封蓋油氣的能力從大到小依次為:膏鹽巖、泥巖、砂質(zhì)泥巖、砂巖[18]。白堊系蓋層巖性主要為泥巖,第三系鄯善群蓋層以干鹽湖相沉積為主,巖性為泥巖、膏泥巖、膏巖,砂質(zhì)含量極低。因此,從巖性特征來看,研究區(qū)的蓋層質(zhì)量是非常高的。

蓋層厚度與封閉能力之間的關(guān)系主要體現(xiàn)在蓋層連續(xù)性上,厚度越大,蓋層橫向連續(xù)性就越好,被斷層錯斷的可能性就越小,蓋層越容易保持完整性[19-20]。因此,只要蓋層達到橫向連續(xù)分布的厚度,就能封閉住大量油氣。從縱貫西部弧形帶的巖性連井剖面可以看出,第三系泥巖、膏巖蓋層和白堊系泥巖蓋層分布穩(wěn)定,沒有滲漏區(qū)或者蓋層發(fā)育薄弱區(qū),除了第三系和白堊系的底部發(fā)育一套砂礫巖外,其余均為純泥巖或膏巖。研究區(qū)兩套蓋層總厚度分別在 130和 300 m以上,最大單層厚度甚至分別達到了 250和150 m,連續(xù)性好,加之未遭受劇烈構(gòu)造運動的破壞和穿層斷裂的切割,封閉性極好。

良好的蓋層條件減少了運移路徑中油氣的散失,保證了油氣的高效聚集。

4 成藏過程

根據(jù)對研究區(qū)油藏特征及主控因素的分析,建立了油氣遠距離運聚成藏模式 (圖 5)。白堊紀末期,勝北凹陷侏羅系水西溝群煤系烴源巖成熟排烴,此時火焰山斷裂帶尚未形成,從勝北凹陷至西部弧形帶處于由東向西逐漸升高的構(gòu)造背景之下,油氣具備了向西運移的動力條件;神泉構(gòu)造七克臺組砂體、勝南構(gòu)造白堊系底部不整合面及雁木西白堊系底部砂體構(gòu)成側(cè)向輸導網(wǎng)絡,提供了油氣向西遠距離運移的優(yōu)勢通道,而少數(shù)規(guī)模較大的斷裂主要起到調(diào)整作用,是淺層儲層成藏的關(guān)鍵因素;白堊系和第三系厚層的泥巖、膏泥巖蓋層保證了油氣在運移過程中的高效聚集,防止了油氣的大量散失。在上述因素具備的情況下,油氣向西運移至雁木西和大墩構(gòu)造,形成了神泉油田、勝南油田、雁木西油田及大墩含油構(gòu)造。

第三紀末期,七克臺組湖相泥巖開始排烴,由于烴源巖成熟度較低,因此排烴和運移的油氣量有限。隨著第四紀初期喜山期運動Ⅱ幕火焰山斷裂帶的形成,油氣向西運移的通道被阻斷,勝北凹陷向西部弧形帶供烴終止。

圖 5 臺北凹陷西部弧形帶油氣遠距離運移成藏模式Fig.5 M odel of hydrocarbon distance m igration and accumulation i n arc-like zone of Ta ibei sag

5 結(jié) 論

(1)西部弧形帶原油主要有 3種類型:煤系油、湖相油和二者的混合油。煤系油為成熟油,湖相油為低熟油。主力油層 (神泉油田侏羅系、雁木西油田白堊系油藏)原油以煤系油為主,混有少量湖相油;淺層(神泉油田白堊系和第三系、雁木西油田第三系油藏)為煤系油。

(2)吐哈盆地西部弧形帶油氣聚集成藏主要受到 4個因素的控制:勝北凹陷烴源灶水西溝群煤系烴源巖和七克臺組泥巖相繼成熟排烴,烴源供給充足;第四紀火焰山斷裂帶形成之前,自東向西持續(xù)隆升的構(gòu)造脊為油氣的遠距離運移提供了動力,并嚴格約束了油氣的運移路線和油氣藏的分布;由砂體和不整合面構(gòu)成的側(cè)向輸導網(wǎng)絡為油氣運移提供了優(yōu)質(zhì)的輸導通道;白堊系和第三系分布穩(wěn)定的泥巖、膏巖蓋層避免了油氣長距離運移過程中的大量散失。

(3)火焰山斷裂形成后,自西向東持續(xù)隆升的構(gòu)造背景被破壞,油氣向西運移的通道被隔斷,勝北凹陷向西部弧形帶供烴終止。

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(編輯 徐會永)

Dom inant control factors of hydrocarbon distance accumulating in western arc-like zone of Turpan-ham i Basin

L IU Jiang-tao1,HUANG Zhi-long1,WANG Hai2
(1.School of Resource and Info rmation Technology in China University of Petroleum,Beijing102249,China; 2.Tarim O ilfield B ranch Com pany,PetroChina,Korle841000,China)

Based on theory of source and seal controlling hydrocarbon accumulation,associating the newest results of oil and source rock correlation,the distribution of hydrocarbon and dominant control factors of oil and gas field were researched in western arc-like zone of Turpan-hamiBasin.The results indicate that there are three kinds of hydrocarbon including hydrocarbon derived from coal,claystone and themixture.The hydrocarbon of themain layer is derived from coalmixing handful hydrocarbon derived from claystone.The hydrocarbon of rest layers is the hydrocarbon derived from coal.The dominant control factors of hydrocarbon distance accumulating are as follows:The mother rock of Shuixigou group coal and Qiketai claystone of Jurassic was oil and gas source.The structure back was elevated piecemeal from east to west in main escaping period of hydrocarbon and controlled the hydrocarbonmigration heading and distribution.The sideway transforming system including sand and unconformitywas the key factor of hydrocarbon distance migration and accumulation.The superior cap rock of Cretaceous and Tertiary system averted effectively loss of hydrocarbon duringmigration.

Turpan-hamiBasin;western arc-like zone;migration and accumulation of hydrocarbon;dominant control factors

TE 122.31

A

10.3969/j.issn.1673-5005.2010.02.005

1673-5005(2010)02-0024-07

2009-11-15

國家“973”項目(2006CB202303)

劉江濤(1981-),男(漢族),河北邢臺人,博士研究生,主要從事石油地質(zhì)研究工作。