柴達(dá)木盆地致密油形成的地質(zhì)條件及勘探潛力分析

付鎖堂 張道偉 薛建勤 張曉寶

(1.中國石油青海油田公司，甘肅 敦煌 736202;2.中國科學(xué)院地質(zhì)與地球物理研究所蘭州油氣資源研究中心，蘭州 730000)

0 引言

伴隨著石油勘探開發(fā)技術(shù)的不斷進(jìn)步，非常規(guī)油氣如油砂、煤層氣、頁巖油氣和致密油氣等已引起廣泛關(guān)注，并得到有效開發(fā)，在油氣儲量和產(chǎn)量中所占比例也逐年提高［1，2］。近年來，致密油已成為非常規(guī)油氣勘探的又一新熱點，在西方被譽為“黑金”［3，4］。致密油勘探開發(fā)技術(shù)發(fā)展最快的是美國，目前已發(fā)現(xiàn)致密油盆地19個，可采儲量約為23×108t，主要集中在巴肯和鷹灘的頁巖區(qū)帶內(nèi)，儲集巖為致密砂巖和灰?guī)r，借助水平井和分段壓裂技術(shù)已開始實現(xiàn)大規(guī)模開發(fā)［5］。國內(nèi)致密油勘探開發(fā)技術(shù)發(fā)展處于領(lǐng)先地位的是鄂爾多斯盆地，已在延長組的致密砂巖中探明地質(zhì)儲量24×108t，準(zhǔn)噶爾盆地和四川盆地在致密碳酸鹽巖中也找到了數(shù)量可觀的致密油資源［6］。

在柴達(dá)木盆地油氣勘探過程［10］中也已開展了致密油地質(zhì)條件研究，并發(fā)現(xiàn)了具有致密油特征［1～9］的油氣。早在上個世紀(jì)九十年代以前，對柴西北區(qū)的咸水泉、油泉子和柴北緣的潛西、魚卡等構(gòu)造進(jìn)行鉆探時，就在烴源巖層段及其附近的致密砂巖中見到良好油氣顯示。最近十年里，在柴西南區(qū)紅柳泉、躍進(jìn)一號勘探下干柴溝組下段()主要目的層時，在下干柴溝組上段()與烴源巖互層的灰?guī)r層段均見油氣顯示［11，12］，4口井見低產(chǎn)油流。近兩年在致密油地質(zhì)條件分析的基礎(chǔ)上有針對性地對烏南下油砂山組)、小梁山上油砂山組()、南翼山下油砂山組)低滲致密油藏進(jìn)行了勘探，取得了重要進(jìn)展，形成了規(guī)模儲量接替區(qū)。但致密油形成地質(zhì)條件的研究在柴達(dá)木盆地還處于起步階段，總體地質(zhì)認(rèn)識程度低，影響了致密油的勘探。本文試圖利用老井、老區(qū)復(fù)查資料，并結(jié)合石油地質(zhì)實驗數(shù)據(jù)，分析柴達(dá)木盆地致密油形成的沉積環(huán)境、源儲共生關(guān)系、烴源巖條件、儲層特征和分布、構(gòu)造背景和成藏組合，預(yù)測其勘探潛力和有利區(qū)帶，為今后致密油的勘探奠定基礎(chǔ)。

1 盆地地質(zhì)概況

圖1 柴達(dá)木盆地構(gòu)造單元劃分Fig.1 The teclonic units of the Qaidam basin

柴達(dá)木盆地位于青藏高原北部，其大地構(gòu)造位置居古亞洲構(gòu)造域和古特提斯—喜瑪拉雅構(gòu)造域的結(jié)合部，是在具有元古界變質(zhì)結(jié)晶基底和古生界褶皺變形基底的地塊上于印支運動后發(fā)育起來的一個中、新生代陸相含油氣沉積盆地。盆地面積 12.1×104km2，中、新生代沉積巖分布面積 9.6 ×104km2。前人根據(jù)現(xiàn)今凹凸分布、主要控制斷裂及基底性質(zhì)，充分考慮沉積時的原盆地構(gòu)造格局，并結(jié)合石油地質(zhì)條件和油氣勘探需要，將柴達(dá)木盆地劃分為4個一級構(gòu)造單元(圖1)，即:柴西隆起、一里坪坳陷、三湖坳陷和柴北緣隆起。三疊紀(jì)晚期的印支運動，結(jié)束了柴達(dá)木地塊的海侵歷史，并逐漸進(jìn)入陸相盆地演化時期，形成塊斷沉降帶，奠定了侏羅紀(jì)盆地的基本格局。中侏羅世末期的燕山運動，使早、中侏羅世的斷陷盆地發(fā)生反轉(zhuǎn)，盆地的沉積、沉降中心向南、向東偏移，快速堆積了一套上侏羅統(tǒng)—白堊系的紅色碎屑巖建造，盆地北部和廣大腹部地區(qū)處于剝蝕狀態(tài)。古近紀(jì)的喜馬拉雅運動，使盆地古地形逐漸由中生代的南高北低轉(zhuǎn)化為北高南低、東高西低，沉積中心隨之向南、向西遷移，沉積湖盆也迅速發(fā)展壯大，在盆地中西部地區(qū)沉積了巨厚的暗色泥巖。新近紀(jì)至第四紀(jì)的喜馬拉雅運動，使盆地周緣山系進(jìn)一步隆升，盆地西部結(jié)束了坳陷的發(fā)展時期而進(jìn)入褶皺回返階段，沉積中心逐漸向東遷移，到第四紀(jì)，沉積中心已遷移到東部三湖地區(qū)，形成第四紀(jì)新坳陷。受上述構(gòu)造沉積演化的控制，柴達(dá)木盆地自下而上發(fā)育了下侏羅統(tǒng)小煤溝組(J1)、中侏羅統(tǒng)大煤溝組(J2)、上侏羅統(tǒng)紅水溝組(J3)、下白堊統(tǒng)犬牙溝組(K1)、上白堊統(tǒng)、古近系路樂河組(E1+2)、下干柴溝組下段()、下干柴溝組上段()，新近系上干柴溝組(N1)、下油砂山組()、上油砂山組()、獅子溝組()和第四系(Q1+2)(圖2)。侏羅系地層主要分布在柴達(dá)木盆地北緣地區(qū)(簡稱柴北緣)，白堊系在盆地零星分布，主要集中在阿爾金山前和祁連山前，古近系和新近系在全盆地廣泛分布。

2 致密油氣形成的地質(zhì)條件

2.1 沉積環(huán)境條件

烴源巖、儲層和源儲共生關(guān)系是致密油氣形成的三個重要的地質(zhì)條件［1～6］，而沉積環(huán)境及其演化又控制了致密油氣形成的烴源巖、儲層和源儲共生關(guān)系，因此本文將沉積環(huán)境及其演化作為致密油氣形成的基礎(chǔ)地質(zhì)條件進(jìn)行討論。

早侏羅世時期，柴達(dá)木盆地受南北向弱伸展作用力的影響，依附于早期正斷層形成一系列規(guī)模較小、相互獨立的斷陷，在冷湖—潛西、鄂博梁—伊克雅烏汝一帶發(fā)育半深湖—深湖相沉積，湖泊周邊沉積了辨狀河三角洲、濱淺湖相砂體。中侏羅世時期，受構(gòu)造運動的影響，盆地西部抬升，祁連山前和德令哈地區(qū)相對下沉，沉積中心向東向北轉(zhuǎn)移至魚卡—紅山、德令哈地區(qū)，西部魚卡—紅山地區(qū)，發(fā)育淺湖—半深湖相，湖泊周緣形成了辮狀河三角洲及濱淺湖砂體;東部德令哈地區(qū)水體較淺，形成大面積淺湖相沉積。

圖2 柴達(dá)木盆地地層及生儲蓋層分布圖Fig.2 Strata and source-reservoir-cap beds in the Qaidam basin

自晚古新世開始，以柴達(dá)木微板塊為主要載體接受第三紀(jì)沉積，而此時的沉積中心隨著西部擠壓應(yīng)力的加強也在不斷地自西向東遷移［13］。柴西地區(qū)在時期湖水面積開始擴大，略有向東遷移的跡象，半深湖區(qū)主要發(fā)育在七個泉、獅子溝、扎哈泉一帶，其周邊大面積發(fā)育辮狀河三角洲前緣沉積;繼承了的沉積體系，湖水面積進(jìn)一步擴大，并明顯向東遷移，首次使全盆地接受大面積沉積，半深湖區(qū)主要分布在七個泉—獅子溝—茫崖一帶，躍進(jìn)地區(qū)也發(fā)育湖相沉積，在紅柳泉—烏南地區(qū)主要發(fā)育濱淺湖—半深湖相的灘壩或泥灰坪。N1時期柴達(dá)木湖盆面積更為廣闊，半深湖區(qū)在獅子溝—茫崖一帶，向北擴至南翼山—大風(fēng)山地區(qū)，在紅柳泉—烏南地區(qū)主要發(fā)育辮狀河三角洲前緣水下分流河道與濱淺湖灘壩。時期，湖盆向東南遷移，西部沉積區(qū)凹陷中心由英雄嶺凹陷擴大至茫崖，向北擴至小梁山—南翼山—大風(fēng)山地區(qū)。在～N1時期由于湖盆演化進(jìn)入?yún)^(qū)域構(gòu)造活動較穩(wěn)定期，陸源碎屑輸入量減小，沉積速率明顯變小，湖平面處于上升階段并達(dá)到高峰，濱淺湖環(huán)境中出現(xiàn)相對高地或隆起區(qū)，形成湖水面相對穩(wěn)定、含氧充足的清水環(huán)境，促進(jìn)了碳酸鹽巖的發(fā)育。

2.2 烴源巖條件

晚印支以來，受構(gòu)造活動影響，柴達(dá)木盆地沉積中心不斷遷移，在縱向上自侏羅紀(jì)到第三紀(jì)沉積了三套互不疊置的優(yōu)質(zhì)烴源巖，分別是柴北緣中下侏羅統(tǒng)(J1+2)及柴西下干柴溝組(E3)和柴西上干柴溝組(N1)烴源巖，具有豐度較高、類型好、生烴潛力大等特點，為致密油的形成奠定了物質(zhì)基礎(chǔ)(圖3)。

柴北緣侏羅系烴源巖主要發(fā)育在冷湖、伊北和魚卡等凹陷，巖性為湖沼相泥巖、炭質(zhì)泥巖，厚度在500～3 000 m，分布較廣。烴源巖有機質(zhì)豐度較高，有機碳平均1.85%，有機質(zhì)類型以Ⅰ—Ⅱ2型為主，有機質(zhì)成熟度在成熟—高成熟階段，具有較好的生油潛力。

圖3 柴達(dá)木盆地?zé)N源巖分布圖Fig.3 Source distribution in the Qaidam basin

柴西上干柴溝組(N1)烴源巖主要發(fā)育在獅子溝—英東—烏南以北的廣大區(qū)域，巖性以暗色泥巖和泥灰?guī)r為主，厚度在100～700 m之間，面積10 000 km2，有效烴源巖有機碳一般在0.4%～0.8%，有機質(zhì)類型以Ⅰ—Ⅱ1型為主，有機質(zhì)成熟度相對較低，Ro在0.4%～1.2%范圍內(nèi)。

與國內(nèi)其它盆地相比，柴達(dá)木盆地第三系烴源巖雖然有機質(zhì)豐度不高，但在特殊的咸化湖盆沉積過程中，源巖具有烴轉(zhuǎn)化率較高的特點，在有機碳含量相同的條件下有機質(zhì)烴轉(zhuǎn)化率高達(dá)30%以上，遠(yuǎn)高于其它盆地淡水湖相烴源巖(表1)。

2.3 儲層條件

2.3.1 儲層類型及分布

通過對以往油氣勘探成果的復(fù)查，按照致密油的形成條件，柴達(dá)木盆地致密油儲層巖性分為碎屑巖和碳酸鹽巖兩大類(表2)。碎屑巖普遍具有單層厚度較薄，縱向上數(shù)個砂層疊加，平面上延伸較遠(yuǎn)的特點，柴北緣砂體較柴西厚。碳酸鹽巖連片性較好，層數(shù)較多，單層薄，累計厚度較大。碎屑巖儲層主要分布在柴西南躍進(jìn)—烏南地區(qū)、阿爾金山前以及柴北緣冷湖—九龍山地區(qū)，碳酸鹽巖儲層主要分布于柴西南的紅柳泉—躍進(jìn)和柴西北的小梁山—南翼山一帶(圖4)。

表1 柴達(dá)木盆地與其它盆地?zé)N源巖產(chǎn)烴率對比Table 1 Comparison of hydrocarbon production ratio of source rock in the Qaidam basin with those in other basins

表2 柴達(dá)木盆地致密油儲集巖性特征Table 2 Characteristics of tight oil reservoir rocks in the Qaidam basin

圖4 柴達(dá)木盆地致密油儲層平面分布圖Fig.4 Horizontal distribution of tight oil reservoir rocks in the Qaidam basin

2.3.2 巖石學(xué)特征

根據(jù)錄井和巖芯資料分析，總結(jié)了柴達(dá)木盆地兩類致密油儲集巖特征(表2)。柴西地區(qū)碎屑巖儲層多為長石巖屑砂巖和巖屑砂巖，成分成熟度低，泥質(zhì)雜基含量較高(圖版Ⅰ-a)，并經(jīng)常伴有灰質(zhì)。碳酸鹽巖包括藻灰?guī)r(圖版Ⅰ-c)、泥晶灰?guī)r、顆?；?guī)r等，常與碎屑巖互層出現(xiàn)，膠結(jié)物為鈣質(zhì)、泥質(zhì)或硬石膏。柴北緣致密油儲集巖性主要為致密砂巖，主要以中細(xì)砂巖為主，長石巖屑含量較高，壓實作用強烈，顆粒間凹凸接觸明顯(圖版Ⅰ-b)。

2.3.3 儲集空間類型及其特征

通過巖石薄片鑒定，碎屑巖儲集空間以原生粒間孔為主，其次為溶蝕孔，局部裂縫較發(fā)育。柴西地區(qū)粉砂巖受沉積微相的影響，泥質(zhì)和灰質(zhì)含量較多，原生粒間孔多為殘余粒間孔(圖版Ⅰ-d)，在成巖壓實作用下粒間孔逐漸縮小，有的僅剩粒緣縫(圖版Ⅰ-e，g)。后期的風(fēng)化淋濾溶蝕容易形成溶蝕孔(圖版Ⅰ-h，i)，構(gòu)造運動使致密脆性巖石裂縫局部發(fā)育。碳酸鹽巖儲集空間包括原生孔隙、次生孔隙和裂縫三大類。原生孔隙多受沉積環(huán)境控制，包括生物體腔孔(圖版Ⅰ-j)和粒間孔，淺灘和藻丘微相原生孔隙比較發(fā)育。次生孔隙和層間縫是主要的孔縫類型，次生孔隙包括晶間孔(圖版Ⅰ-f)、粒內(nèi)溶孔(圖版Ⅰ-k)、粒間溶孔、石膏溶孔以及成巖收縮縫溶蝕擴大孔在藻丘微相的藻疊層石灰?guī)r、藻團(tuán)塊灰?guī)r和藻泥晶灰?guī)r中發(fā)育。裂縫包括成巖裂縫(圖版Ⅰ)和構(gòu)造裂縫，主要發(fā)育于湖灣微相的含粉砂(粉砂質(zhì))泥晶灰?guī)r中。柴北緣致密砂巖的壓實作用較柴西地區(qū)強烈。

2.3.4 物性特征

據(jù)巖芯物性統(tǒng)計，柴達(dá)木盆地致密油儲層孔隙度平均值在4%～9.4%，滲透率平均值在0.2×10－3～1 ×10－3μm2，多數(shù)小于 1 ×10－3μm2，儲層類型屬于特低孔特低滲儲層。其中，柴北緣地區(qū)中下侏羅統(tǒng)(J1+2)孔隙度在3.8%～10.2%之間，平均為6.3%;滲透率在0.1 ×10－3～2 ×10－3μm2之間，平均0.79 ×10－3μm2。柴西地區(qū)下干柴溝組上段(E32)物性普遍比上干柴溝組(N1)要小，孔隙度一般在5%～7%，滲透率 0.2 ×10－3～0.7 ×10－3μm2，上干柴溝組(N1)孔隙度在6%～8%，滲透率小于0.4×10－3～0.8×10－3μm2。

通過成巖作用分析認(rèn)為，柴北緣致密砂巖物性主要受壓實和溶蝕作用雙重控制，其強度要比柴西地區(qū)大，顆粒間見凹凸接觸，粒間孔多數(shù)已成粒緣縫，物性比柴西差。柴西地區(qū)粉砂巖的物性主要受沉積作用和后期的壓實、膠結(jié)作用共同控制，不同地區(qū)有差異，如烏南地區(qū)主要是鈣質(zhì)和灰泥質(zhì)減孔為主，扎哈泉地區(qū)則是壓實減孔為主，少量的鈣質(zhì)減孔。碳酸鹽巖儲層物性主要受表生的淡水風(fēng)化淋濾作用和構(gòu)造作用的影響，膠結(jié)作用是其致密的主要原因，其次才是壓實作用。

2.4 源儲共生關(guān)系

圖5 柴西七個泉—昆北地區(qū)源儲配置剖面圖Fig.5 Section of source-reservoir combination of the Qigequan-Kunbei area in the Qaidam basin

源儲共生關(guān)系是致密油氣形成最重要的地質(zhì)條件之一［1～6］。源儲共生關(guān)系主要受沉積特征及其演化的控制。如前所述，柴北緣冷湖地區(qū)和魚卡地區(qū)中下侏羅統(tǒng)半深湖—深湖相泥巖和與其互層或位于其附近的辨狀河三角洲及濱淺湖相砂體為致密油氣的形成構(gòu)建了良好的源儲配置關(guān)系(圖2)。柴西地區(qū)第三系廣泛發(fā)育的半深湖—深湖相泥巖和與其互層或位于其附近的辨狀河三角洲和濱淺湖相砂體、粒屑灰?guī)r、藻灰?guī)r等為致密油的形成構(gòu)成了良好的源儲共生關(guān)系(圖2，圖5)。

2.5 大地構(gòu)造位置

致密油以自生自儲為特點，所以其分布離最初的生油區(qū)往往不遠(yuǎn)。從致密油儲層的分布與烴源巖分布關(guān)系來看，柴達(dá)木盆地致密油藏多處于生烴凹陷中心，如小梁山—南翼山，或緊鄰生烴凹陷的構(gòu)造斜坡區(qū)，如七個泉—躍進(jìn)、扎哈泉、烏南N1油藏。因此主力生烴凹陷控制致密油藏分布。

2.5.1 構(gòu)造斜坡區(qū)

柴西地區(qū)構(gòu)造斜坡背景較發(fā)育，持續(xù)發(fā)育三大古斜坡區(qū):七個泉—紅柳泉—砂西斜坡區(qū)、躍進(jìn)斜坡區(qū)和烏南斜坡區(qū)。柴西地區(qū)斜坡背景對致密油藏形成十分有利，原因有兩點:一是斜坡區(qū)緊鄰生烴凹陷，發(fā)育大量的優(yōu)質(zhì)烴源巖，油源條件充足，構(gòu)造高部位可能發(fā)育構(gòu)造油藏，斜坡部位不僅可能發(fā)育巖性油氣藏，而且也是致密油儲存的良好區(qū)帶;二是古斜坡在湖盆演化發(fā)展期(—N1)發(fā)生了多期次湖進(jìn)湖退［14，15］，湖退體系域發(fā)育辨狀河三角洲前緣砂體、濱淺湖灘壩砂體，加之干旱古氣候的影響，具有咸化湖盆的特點，在淺湖區(qū)域還發(fā)育藻灰?guī)r等碳酸鹽巖，因此，特殊的沉積環(huán)境為致密油的生成與儲存提供了條件。

2.5.2 生烴凹陷中心

生烴凹陷中心是烴源巖厚度最大、生烴潛力最強的區(qū)域，同時也是致密細(xì)碎屑巖或碳酸鹽巖較發(fā)育的區(qū)域，受湖平面的周期性升降的控制，這一區(qū)域垂向上烴源巖和致密儲層頻繁互層，可以形成良好的源儲共生關(guān)系，為致密油的形成創(chuàng)造了良好的條件。最典型的代表性區(qū)域是小梁山—南翼山區(qū)帶，該區(qū)—和和時期一直處在湖盆中心區(qū)域，泥質(zhì)烴源巖和碎屑巖、灰?guī)r儲層都非常發(fā)育，平面上烴源巖大面積連續(xù)分布，儲層基本分布在烴源巖的范圍內(nèi)，垂向上烴源巖和儲層互層分布，為致密油的成藏奠定了非常好的配置關(guān)系。

2.6 致密油分布與成藏組合

根據(jù)致密油形成的沉積環(huán)境、源儲共生關(guān)系、源巖條件和儲層特征與分布分析，柴達(dá)木盆地可能存在碎屑巖和碳酸鹽兩種類型致密油，分布在N1三套層系內(nèi)。其中致密油可能以碎屑巖為主，分布在柴北緣的冷湖和九龍山地區(qū)，儲層厚度在3～22 m，縱向上儲層分布少，但橫向上分布穩(wěn)定致密油可能以碳酸鹽巖為主，主要分布在柴西南區(qū)，儲層厚度在2～11 m，多數(shù)在3～6 m，縱向上儲層分布較多，橫向上分布較穩(wěn)定;N1致密油可能以碎屑巖為主，在柴西地區(qū)分布較廣，儲層厚度在2～4 m，縱向上油層分布少，橫向上延伸較遠(yuǎn)(圖6)。

圖6 柴西南區(qū)致密油成藏組合示意圖(1:20萬)Fig.6 The profile of pool forming group of the tight oil in the Qaidam basin

據(jù)致密油形成的地質(zhì)條件分析及源儲的配置關(guān)系，其可能主要存在四種類型成藏組合(圖6):

①源內(nèi)包裹組合

即儲層與源巖互層式接觸或儲層呈席狀、透鏡狀直接包裹于源巖中。該組合經(jīng)常出現(xiàn)在湖侵范圍較大，且湖平面頻繁波動的時期，往往表現(xiàn)為半深海相的泥質(zhì)烴源巖與碳酸鹽巖或濱淺湖相、三角洲前緣相砂巖互層。隨著地層埋深加大，由于壓實作用和石英、方解石、石膏等的膠結(jié)作用，儲層逐漸致密化;同時烴源巖也逐漸成熟，開始排烴，油氣在源儲壓差作用下克服毛細(xì)管力，以滲流擴散的方式直接注入儲集體的納米級孔隙中，并將地層水驅(qū)替或部分驅(qū)替出儲層而成藏，或者滯留在源巖中形成致密油，如躍進(jìn)、南翼山等。

②源上廣覆組合

即儲層位于大面積分布的烴源巖之上。該組合經(jīng)常出現(xiàn)在大規(guī)模湖侵期后的湖退期，烴源巖常為半深海相泥巖，儲層常為濱淺湖相或三角洲前緣砂巖。隨著地層埋深加大，儲層在壓實和膠結(jié)等作用的影響下逐漸致密化，大面積分布的烴源巖生成的油氣在源儲壓差的作用下短距離垂向運移至上覆致密藻灰?guī)r、泥灰?guī)r及砂巖等儲層中成藏，如扎哈泉、烏南N1。

③源下依伏組合

即儲層位于大面積分布的烴源巖之下。該組合往往先出現(xiàn)大范圍湖退，繼而發(fā)生大規(guī)模的湖侵，烴源巖為半深湖相泥巖，儲層為退積型濱淺湖或三角洲前緣砂體。隨著地層埋深的加大，由于壓實作用、膠結(jié)作用等的影響，儲層逐漸致密化;烴源巖也逐漸趨于成熟，大量生成的油氣短距離垂向運移至下伏致密藻灰?guī)r、泥灰?guī)r及砂巖等儲層中成藏。

④源側(cè)披覆組合

即儲層位于烴源巖的側(cè)翼，與其呈指狀交錯。該組合往往出現(xiàn)在濱淺湖或三角洲前緣與半深海相的交接地帶。隨著地層埋深的加大，儲層逐漸致密化，烴源巖逐漸成熟，生成的油氣克服毛細(xì)管阻力呈“活塞式”短距離側(cè)向運移至與烴源巖呈指狀交互，披蓋于構(gòu)造斜坡上的致密藻灰?guī)r、泥灰?guī)r及砂巖等儲層中成藏，如紅柳泉、七個泉。

3 致密油勘探潛力及目標(biāo)

以上研究表明，柴達(dá)木盆地主要存在柴北緣J1+2、柴西 N1—N2和三大致密油勘探領(lǐng)域，初步估計總資源量約8.86～10.86×108t(表3)。中下侏羅統(tǒng)(J1+2)的高豐度烴源巖與湖相砂巖形成侏羅系致密油勘探領(lǐng)域，分布面積3 500 km2，資源量0.7～1.05×108t。早第三紀(jì)湖盆中心主要位于柴西南區(qū)，優(yōu)質(zhì)烴源巖與源內(nèi)或源上砂巖和碳酸鹽巖儲層組成下第三系致密油藏，勘探面積1.26×104km2，資源量5.04～6.30×108t。受湖盆遷移影響，盆地N1—N2湖盆中心主要位于柴西北區(qū)，上第三系廣覆式烴源巖和與其互層或位于其上的致密砂巖和碳酸鹽巖儲層形成上第三系致密油藏，勘探面積1.04×104km2，資源量 3.12～4.16 ×108t。

通過致密油形成條件分析和老井復(fù)查，優(yōu)選出四大致密油勘探目標(biāo)(圖7):七個泉—躍進(jìn)斜坡區(qū)、扎哈泉—烏南斜坡區(qū)N1、南翼山—小梁山區(qū)帶N1—、冷湖J1。各地區(qū)可能的致密油藏特征見表3。

(1)扎哈泉—烏南N1致密油勘探區(qū)帶

該區(qū)西起扎哈泉，東到烏南，致密油主要目的層為N1湖相地層，勘探面積800 km2，致密油資源量0.7～0.9 ×108t，油藏埋深2 700～3 500 m，鄰近烏南、躍東油田，便于勘探開發(fā)。根據(jù)鉆井情況，截止目前共計36口井在N1見良好顯示，致密油勘探潛力大。

(2)小梁山—南翼山N1—N2致密油區(qū)帶

本區(qū)緊鄰小梁山生烴凹陷，西起小梁山，東到南翼山，主要目的層為 N1—N2層段，勘探面積1 800 km2，致密油資源量 1.62～2.34 ×108t，油藏埋深1 500～2 500 m，廣覆的N1烴源巖普遍進(jìn)入生烴高峰，有利于形成致密油。

(4)柴北緣冷湖地區(qū)J1致密油勘探區(qū)帶

本區(qū)包括冷湖三號、四號及五號地區(qū)，致密油主要目的層為侏羅系J1湖相地層，有利勘探面積500 km3，油藏埋深在2 000～4 500 m，資源量為6 000×104t。該區(qū)帶油氣成藏條件優(yōu)越，烴源巖豐度高、厚度大、分布廣，厚度約700 m。鉆井過程中多口井見到良好油氣顯示，致密油勘探潛力可觀。

圖7 柴達(dá)木盆地?zé)N源巖分布和致密油勘探區(qū)帶Fig.6 The source rock distribution and tight oil exploration prospects

表3 柴達(dá)木盆地典型致密油形成的地質(zhì)條件及有利勘探區(qū)帶Table 3 The geological conditions of tight oil formation and tight oil exploration prospects

4 結(jié)論

(1)柴達(dá)木盆地大面積分布的中下侏羅統(tǒng)(J1+2)半深湖相泥巖、下干柴溝組(E3)、上干柴溝組(N1)半深湖及深湖相烴源巖和與烴源巖互層或位于其附近的濱淺湖相砂體或碳酸鹽巖，構(gòu)成了對致密油形成非常有利的源儲共生關(guān)系。柴達(dá)木盆地致密油主要分布在下中下侏羅統(tǒng)(J1+2)、下干柴溝組(E3)和上干柴溝組(N1)的優(yōu)質(zhì)烴源巖層內(nèi)或附近。

(2)柴北緣侏羅系烴源巖有機質(zhì)豐度較高，有機碳平均1.85%，有機質(zhì)類型以Ⅰ—Ⅱ2型為主，有機質(zhì)成熟度在成熟—高成熟階段，具有較好的生油潛力。柴西第三系下干柴溝組)和上干柴溝組(N1)烴源巖有機碳一般在0.4%～1.2%，有機質(zhì)類型以Ⅰ—Ⅱ1型為主，有機質(zhì)成熟度Ro分布在0.4%～1.2%范圍內(nèi)，處于生油窗內(nèi)。與國內(nèi)其它盆地相比，柴達(dá)木盆地第三系烴源巖具有烴轉(zhuǎn)化率較高的特點。

(3)柴達(dá)木盆地致密油存在碎屑巖和碳酸鹽巖兩類儲層。沉積環(huán)境主要為濱淺湖灘壩、藻灘體、灰坪。碎屑巖儲集空間類型為殘余粒間孔、粒緣縫、溶蝕孔隙，砂體具有單層厚度較薄，縱向上數(shù)個砂體疊加，平面上延伸較遠(yuǎn)的特點。藻灰?guī)r儲集空間為原生孔、溶蝕孔和層間收縮縫，具有連片性較好，層數(shù)較多，單層厚度薄，累計較厚的特點。儲層類型為特低孔特低滲儲層。

(4)構(gòu)造斜坡區(qū)和生烴凹陷中心區(qū)是致密油分布集中帶。致密油藏可能的成藏組合有源內(nèi)包裹組合、源上廣覆組合、源下廣伏組合、源側(cè)披覆組合等四種，其分布主要受生烴凹陷控制。

(5)優(yōu)選出柴西扎哈泉—烏南、小梁山—南翼山、七個泉—躍進(jìn)和柴北緣冷湖等四大致密油勘探目標(biāo)區(qū)，初步估算資源量在8.16～10.46 ×108t。

在柴達(dá)木盆地既存在構(gòu)造、巖性和地層等常規(guī)油氣藏，也存在致密油氣、頁巖油氣等非常規(guī)油氣藏，勘探前景十分廣闊?？紤]到地質(zhì)認(rèn)識程度、勘探開發(fā)工藝技術(shù)、開發(fā)成本、環(huán)境效應(yīng)等，柴達(dá)木盆地油氣勘探應(yīng)遵循先常規(guī)油氣，后非常規(guī)油氣;先致密油氣，后頁巖油氣的原則進(jìn)行。

圖版Ⅰ說明 a.烏106 井，2 188.86 m，含泥粉砂巖，50 ×;b.冷科1 井，4 319.53 m，粗砂巖，25 ×;c.躍灰105 井，3 025.08 m，藻疊層灰?guī)r;d.綠2井，2 280.3 m，N1，粉細(xì)砂巖，200×;e.扎3井，3 012.24 m，N1，長石砂巖，100×;f.梁101井，1 237.23 m，N22，藻泥晶灰?guī)r;g.龍1井，1 738.43 m，J2，粗砂巖，50×;h.冷科1井，4 312.33 m，J1，粗砂巖，50×;i.魚33井，J2，長石內(nèi)溶孔及粒間溶孔，50×;j.躍灰1井，3 228.6 m，E32，藻泥晶灰?guī)r，50×;k.躍灰104井，2 992.55 m，E32，藻屑灰?guī)r，50×;l.紅34井，2 912.53 m，E32，顆?；?guī)r，10×。

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