準(zhǔn)噶爾盆地車(chē)排子凸起沙灣組油藏輸導(dǎo)體系研究

王 坤，任新成，馬 奎，黃擎宇，石書(shū)緣，高建文.中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京0008；.中國(guó)石化勝利油田分公司西部新區(qū)研究中心，東營(yíng)57000；.西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，西安70065

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準(zhǔn)噶爾盆地車(chē)排子凸起沙灣組油藏輸導(dǎo)體系研究

王 坤1，任新成2，馬 奎1，黃擎宇1，石書(shū)緣1，高建文3
1.中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京100083；
2.中國(guó)石化勝利油田分公司西部新區(qū)研究中心，東營(yíng)257000；
3.西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，西安710065

摘要：新近系沙灣組是準(zhǔn)噶爾盆地車(chē)排子凸重要的油氣富集層位。在對(duì)沙灣組油藏分布、油性進(jìn)行分析的基礎(chǔ)上，結(jié)合前人研究成果，將沙灣組油氣的成藏過(guò)程分為兩個(gè)階段：古油藏階段和次生調(diào)整階段，并分別論述各階段的輸導(dǎo)體系及其時(shí)空組合關(guān)系。古油藏階段主要發(fā)育白堊系底部不整合面和紅車(chē)斷裂帶同生逆斷層組成的輸導(dǎo)體系，研究區(qū)北部的白堊系底面不整合有效輸導(dǎo)厚度大，向西逐漸減薄為0；同生逆斷裂是控制紅車(chē)斷裂帶發(fā)育演化的主干斷裂，形成時(shí)間早，斷距大。次生調(diào)整階段則發(fā)育有沙灣組一段底部砂體、紅車(chē)斷裂帶后生正斷層、艾卡斷裂帶、凸起之上新近系張性斷裂組成的輸導(dǎo)體系，沙一段砂體在凸起之上分布廣泛，沉積連續(xù)而穩(wěn)定，呈“毯狀”自南向北逐漸減薄，做為最底部的砂體層，是該階段主要的橫向輸導(dǎo)體系；新近紀(jì)末期紅車(chē)斷裂帶發(fā)育了一期正斷裂，斷裂活動(dòng)強(qiáng)度大且規(guī)模較大，凸起之上則發(fā)育一期與紅車(chē)斷裂帶后生正斷層同期形成的新近系正斷層，凸起南部四棵樹(shù)凹陷的艾卡斷裂活動(dòng)期長(zhǎng)、斷距大、延伸遠(yuǎn)，這些斷層構(gòu)成了次生調(diào)整階段的縱向輸導(dǎo)體系。利用運(yùn)移通道指數(shù)（MPI）及顆粒熒光定量分析（QGF）分別預(yù)測(cè)了白堊系底不整合面及沙一段毯狀砂體的優(yōu)勢(shì)運(yùn)移區(qū)。平面上將運(yùn)移通道指數(shù)在0.3以上的區(qū)域作為不整合輸導(dǎo)層的優(yōu)勢(shì)運(yùn)移區(qū)，將QGF指數(shù)值大于3.8的區(qū)域作為沙一段毯狀砂體的優(yōu)勢(shì)運(yùn)移區(qū)。通過(guò)分析多套輸導(dǎo)體系在油氣成藏的不同階段的空間組合以及油氣分布與輸導(dǎo)體系的關(guān)系，明確了輸導(dǎo)體系對(duì)油氣成藏的控制作用，預(yù)測(cè)609井區(qū)具備油氣輸導(dǎo)的有利條件，可作為下步勘探目標(biāo)區(qū)。

關(guān)鍵詞：車(chē)排子凸起；輸導(dǎo)體系；優(yōu)勢(shì)運(yùn)移區(qū)；油氣成藏

First author：WANG Kun，Ph.D.Candidate；E-mail:wangkuntoby@163.com

圖1 準(zhǔn)噶爾盆地車(chē)排子凸起油氣勘探形勢(shì)圖Fig.1 Map of hydrocarbon exploration in the Chepaizi salient，Junggar Basin

車(chē)排子凸起位于準(zhǔn)噶爾盆地西緣，是盆地西部的次一級(jí)構(gòu)造單元，凸起面積大且長(zhǎng)期繼承性隆升，為西部隆起的主體（圖1）。該凸起北鄰扎伊爾山，南靠四棵樹(shù)凹陷，東以紅車(chē)斷裂帶與昌吉凹陷相接。在北部扎伊爾山前隆起最高，向東南角至奎屯—安集海一帶隱伏消失（金鑫等，2007；邢鳳存等，2008）。車(chē)排子凸起晚海西期發(fā)育形成，現(xiàn)今為一寬緩的斜坡?；诪槭肯?，自下而上發(fā)育侏羅系、白堊系、古近系、新近系和第四系，缺失二疊系和三疊系。各時(shí)代地層沉積厚度較薄，向西北尖滅。車(chē)排子凸起自2002年排2井在新近系沙灣組獲高產(chǎn)油流以來(lái)，已在該層系探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量一億噸。

前人對(duì)該區(qū)石油地質(zhì)條件開(kāi)展了較多研究，明確了沙灣組油氣為遠(yuǎn)源成藏（沈揚(yáng)和李茂榕，2008；沈揚(yáng)等，2010；李政等，2011）。稠油主要來(lái)自于昌吉凹陷二疊系烴源巖，稀油主要來(lái)自于昌吉凹陷與四棵樹(shù)凹陷侏羅系烴源巖（沈揚(yáng)和李茂榕，2008；王振奇等，2008）。沙灣組底部砂體與紅車(chē)斷裂帶、艾卡斷裂帶為重要的輸導(dǎo)層（靖輝等，2007；于寶利等，2008）。該區(qū)沙灣組油藏作為受多期構(gòu)造控制的次生調(diào)整油氣藏，油氣運(yùn)聚的階段不同，輸導(dǎo)體系及其空間組合特征也不同。目前對(duì)于沙灣組油藏輸導(dǎo)體系的研究多以現(xiàn)今油氣藏為對(duì)象，以定性描述為主。導(dǎo)致車(chē)排子凸起沙灣組的油氣勘探工作多側(cè)重于油氣運(yùn)聚大背景指導(dǎo)下的圈閉描述，缺少對(duì)于油氣富集區(qū)的研究，難以有效指導(dǎo)該區(qū)的下步勘探方向。本文以該區(qū)多期成藏的認(rèn)識(shí)為基礎(chǔ)，通過(guò)系統(tǒng)研究沙灣組油氣成藏不同階段的輸導(dǎo)體系及其空間組合，預(yù)測(cè)了可能的油氣富集區(qū)，指出下步有利勘探方向，也為該區(qū)開(kāi)拓新的勘探層系提供了理論支撐。

1 沙灣組油藏特征

新近系沙灣組為碎屑巖沉積，受天山隆起的影響，早期物源主要來(lái)自于車(chē)排子凸起西南部的天山北側(cè)。沉積晚期，在喜山運(yùn)動(dòng)的作用下，車(chē)排子地區(qū)逐漸演變成一個(gè)南傾的斜坡，沙灣組的物源方向轉(zhuǎn)換為北部隆起區(qū)（蘇朝光和仲維蘋(píng)，2010；趙曉東等，2010）。根據(jù)巖電及沉積特征，沙灣組可劃分為三段。其中沙灣組一段、二段為主要的油氣富集層位。

車(chē)排子凸起內(nèi)部構(gòu)造平緩，沙灣組以巖性、斷層-巖性油藏為主。砂體的分布對(duì)沙灣組油藏有明顯的控制作用，如排6油藏為沙一段近南北向水下分流河道砂體側(cè)向尖滅與斷層遮擋形成的斷層-巖性油藏。排2油藏為沙二段南部物源砂體上傾尖滅所控制的巖性油藏，具有圈閉溢出點(diǎn)控藏的特征。

車(chē)排子地區(qū)具有較復(fù)雜的油性分布特征。平面上由南向北，層位上由下到上，原油粘度依次增加，油品變差。沙二段油藏主要分布于研究區(qū)南部，油質(zhì)稀，原油密度最低僅為0.81 g/cm3（20℃），粘度1.91mPa·s（50℃）；北部沙一段油藏油質(zhì)偏稠，原油密度可達(dá)0.97 g/cm3（20℃），粘度可達(dá)6000 mPa·s（50℃）以上。層位上的油性分布特征可表現(xiàn)為油質(zhì)隨著埋藏深度的增加由稠變稀。前人研究表明車(chē)排子凸起上的稠油油藏主要為中生界古油藏調(diào)整而來(lái)（羅勁等，2008；徐興友，2008；沈楊等，2010）。晚侏羅世至白堊紀(jì)，昌吉凹陷二疊系原油在紅車(chē)斷裂帶及車(chē)排子凸起之上形成了侏羅系及白堊系古油藏（羅勁等，2008；徐興友，2008；沈楊等，2010）。新近紀(jì)的喜山運(yùn)動(dòng)使車(chē)排子凸起周?chē)募t車(chē)斷裂、艾卡斷裂重新活動(dòng)并在凸起之上形成一系列正斷層。中生界古油藏在該時(shí)期通過(guò)油源斷裂及凸起之上的正斷層向沙一段地層中調(diào)整。同時(shí)昌吉凹陷與四棵樹(shù)凹陷的侏羅系烴源巖已達(dá)生烴高峰，向沙灣組一段及二段地層中充注油氣，使沙灣組一段稠油油藏具有明顯的混源特征。而沙二段主要為侏羅系稀油，無(wú)稠油注入。

2 輸導(dǎo)體系發(fā)育特征

中生界古油藏的次生調(diào)整是現(xiàn)今沙灣組油藏形成的前提，古油藏的輸導(dǎo)體系也是沙灣組油藏輸導(dǎo)體系的組成部分。本文將沙灣組油藏的形成劃分為古油藏階段和次生調(diào)整階段，分別論述各階段的輸導(dǎo)體系及其時(shí)空組合關(guān)系。

2.1 古油藏階段

2.1.1 橫向輸導(dǎo)體系

車(chē)排子凸起之上的中生界古油藏與現(xiàn)今沙灣組油藏類(lèi)似，同為源外成藏。該區(qū)侏羅系分布較局限，表現(xiàn)為殘余溝谷沉積，沉積顆粒粗，分選差。白堊系主要分布在凸起東部，為濱淺湖沉積，發(fā)育規(guī)模不大的灘壩砂體，與下覆侏羅系（或石炭系）呈不整合接觸。白堊系與侏羅系之間的不整合面主要分布在侏羅系充填的溝谷地區(qū)，白堊系與石炭系之間的不整合面主要分布在未受到下切和沖蝕的石炭系基底。筆者認(rèn)為白堊系底不整合面是中生界古油藏重要一套輸導(dǎo)層，依據(jù)主要包括：①侏羅系、白堊系地層儲(chǔ)集性能整體一般，砂體連通性差，不具備油氣輸導(dǎo)能力，②實(shí)鉆表明凸起上大多數(shù)白堊系及侏羅系的油氣顯示集中在白堊系底部不整合面附近的砂巖中。

實(shí)鉆表明車(chē)排子地區(qū)白堊系底不整合主要為兩層結(jié)構(gòu)，不整合之上巖石以及不整合之下的半風(fēng)化巖石，風(fēng)化粘土層不發(fā)育。在測(cè)井曲線上，不整合之上巖石表現(xiàn)為自然電位曲線和自然伽馬曲線明顯降低，中子孔隙度曲線及聲波時(shí)差值增大和深淺側(cè)向電阻率曲線差值變小。當(dāng)半風(fēng)化巖石為碎屑巖時(shí)，表現(xiàn)為中子孔隙度曲線及聲波時(shí)差減小和深淺側(cè)向電阻率曲線差值變大。石炭系凝灰?guī)r地層中不發(fā)育半風(fēng)化巖石。以此為依據(jù)，本文對(duì)區(qū)內(nèi)27口井的白堊系底部不整合面發(fā)育情況進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)（表1）。

表1 車(chē)排子凸起白堊系底不整合面巖性及厚度統(tǒng)計(jì)Table 1 Lithology and thickness of the unconformity at the base of Cretaceous strata in Chepaizi salient

不整合面上下的巖性及其對(duì)接關(guān)系是控制其輸導(dǎo)性能的重要因素（尹薇等，2006）。區(qū)內(nèi)不整合之上巖石主要為砂巖，其次是粉砂巖泥巖互層，泥巖及砂泥巖分布較少。半風(fēng)化巖石主要為礫巖或角礫巖，其次為凝灰?guī)r。當(dāng)不整合之上巖石為砂巖、砂泥互層和粉砂巖泥巖互層時(shí)，孔滲性相對(duì)較好，可作為油氣橫向運(yùn)移的有利運(yùn)載層。而泥巖不具輸導(dǎo)性能。礫巖或角礫巖作為半風(fēng)化巖石，與凝灰?guī)r相比受到風(fēng)化改造作用更強(qiáng)，可以作為油氣運(yùn)移的通道。由此可確定不整合面的有效輸導(dǎo)厚度，即不整合面上下可輸導(dǎo)巖石的厚度之和（表1），其分布特征如圖2所示。整體上研究區(qū)北部的白堊系底面不整合有效輸導(dǎo)厚度大，排603-車(chē)淺1-8-排606井區(qū)有效輸導(dǎo)厚度較大，向西地層尖滅處厚度逐漸減薄為0。排2井以南除排27井周?chē)?，有效輸?dǎo)厚度普遍小于15 m。

2.1.2 縱向輸導(dǎo)體系

圖2 車(chē)排子凸起白堊系底不整合面有效輸導(dǎo)厚度等值線圖Fig.2 Contour map of the effective passage thickness of the unconformity at the base of the Cretaceous strata in the Chepaizi salient

紅車(chē)斷裂帶是古油藏階段油氣縱向輸導(dǎo)的主要通道。該斷裂帶位于車(chē)排子凸起以東，是一條經(jīng)印支期運(yùn)動(dòng)改造的海西中晚期巖漿斷裂帶，全長(zhǎng)約80 km，寬約10～20 km，近南北走向。從三疊紀(jì)開(kāi)始至今，斷裂的發(fā)育可分為兩個(gè)階段：白堊紀(jì)之前受擠壓作用影響，車(chē)排子凸起逐漸形成，自凸起之上向東以多個(gè)大型同生逆斷裂與昌吉凹陷相接，形成了適合油氣運(yùn)移的古構(gòu)造背景；白堊紀(jì)至今則在拉張作用下發(fā)育不同活動(dòng)強(qiáng)度的后生正斷裂。同生逆斷裂是控制紅車(chē)斷裂帶發(fā)育演化的主干斷裂，斷距較大。后生正斷裂傾角大，主要發(fā)育在侏羅系-新近系，走向有北東或北西向，斷層以垂向位移為主，水平斷距普遍較?。ㄐ舷璧龋?009）。前人對(duì)紅車(chē)斷裂的兩側(cè)流體地球化學(xué)研究表明（張義杰，2003；曹劍等，2005；張義杰，2010）：①離斷裂越近，有機(jī)包裹體豐度越高；②斷裂上盤(pán)記錄的含油氣流體的次數(shù)和豐度明以及包裹體均一化溫度、鹽度變化范圍顯大于下盤(pán)。以上特征結(jié)合古油藏階段的地質(zhì)構(gòu)造背景表明昌吉凹陷的油氣通過(guò)紅車(chē)斷裂帶對(duì)上盤(pán)儲(chǔ)層進(jìn)行了大規(guī)模充注。由于古油藏的成藏期在晚侏羅世到白堊紀(jì)，起輸導(dǎo)作用的應(yīng)為同生逆斷裂。

2.2 次生調(diào)整階段

2.2.1 橫向輸導(dǎo)體系

在次生調(diào)整階段，喜山運(yùn)動(dòng)造使中生界油藏遭受破壞，油氣向上部層系調(diào)整成藏。同時(shí)，凹陷中的侏羅系原油也通過(guò)輸導(dǎo)體系向沙灣組巖性圈閉內(nèi)充注。沙灣組一段沉積期，基準(zhǔn)面上升，可容空間增大，物源供給充足（蘇朝光和仲維蘋(píng)，2010），其底部發(fā)育了一套辮狀河三角洲前緣相沉積，巖性主要為厚層狀砂礫巖、砂巖夾泥質(zhì)巖等粗碎屑巖。沙二段沉積期水體進(jìn)一步加深，古地勢(shì)高差變小，物源量減小，砂巖分布范圍及厚度逐步受到壓縮。沙三段沉積期物源供給再次增加，發(fā)育新一期辮狀河三角洲平原沉積，粒粗、分選磨圓較差（楊少春等，2011）。相比沙二段、沙三段，沙一段砂體在研究區(qū)大部均有分布，沉積連續(xù)而穩(wěn)定，自南向北逐漸減薄，呈“毯狀”（姜素華等，2004；張善文等，2008）不整合在下伏地層之上，自南向北減薄的趨勢(shì)與油氣調(diào)整期的古構(gòu)造背景相匹配。另外，沙一段砂體為最底部的輸導(dǎo)層，具有“近水樓臺(tái)先得月”的優(yōu)勢(shì)。因此沙一段底部砂體是該階段主要的橫向輸導(dǎo)層。沙一段沉積時(shí)間晚，地層埋藏淺，現(xiàn)今大部分地區(qū)沙一段的埋深小于1000 m，壓實(shí)作用對(duì)儲(chǔ)層的改造十分有限，成巖作用弱，原生孔隙得以較好保存。辮狀河三角洲沉積中，不同的沉積亞相具有不同的砂巖類(lèi)型及組合，形成不同的孔隙特征，因此控制其輸導(dǎo)性能的因素主要為沉積相。從沙一段毯狀砂體孔隙度平面等值線圖（圖3）可以看出，優(yōu)質(zhì)砂體呈近南北向分布，這與辮狀河道砂體近南北展布（楊少春等，2011）相吻合，砂體孔隙度普遍大于20%，北部、東部和南部孔隙度較高，西部孔隙度有所降低。排2、排20、排27、排6井附近為孔隙度高值區(qū)，局部地區(qū)孔隙度可達(dá)25%以上，沙一段毯狀砂體在較大范圍內(nèi)具有良好的輸導(dǎo)性能。

圖3 車(chē)排子凸起沙灣組一段砂巖孔隙度等值線圖Fig.3 Porosity contour map of the first member of Shawan formation in the Chepaizi salient

2.2.2 縱向輸導(dǎo)體系

在次生調(diào)整階段，共有四種不同來(lái)源的油氣向沙灣組儲(chǔ)層進(jìn)行了充注。分別是紅車(chē)斷裂帶內(nèi)的中生界古油藏、昌吉凹陷侏羅系烴源巖、車(chē)排子凸起之上的中生界古油藏以及四棵樹(shù)凹陷侏羅系烴源巖。前兩種油氣源的油氣通過(guò)紅車(chē)斷裂帶縱向輸導(dǎo)，第三種油氣源通過(guò)凸起之上新近系正斷層縱向輸導(dǎo)，第四種油氣源通過(guò)艾卡斷裂帶縱向輸導(dǎo)?，F(xiàn)對(duì)三種輸導(dǎo)通道分布進(jìn)行論述。

紅車(chē)斷裂帶的后生正斷層是斷裂帶內(nèi)古油藏和侏羅系稀油主要的縱向運(yùn)移通道。新近紀(jì)末期紅車(chē)斷裂帶發(fā)生了一次較強(qiáng)烈的拉張作用，在此拉張作用下，發(fā)育了一期近東西向后生正斷裂，斷裂活動(dòng)強(qiáng)度大且規(guī)模較大。如紅車(chē)主斷裂以西發(fā)育一伴生大斷裂（亦稱紅車(chē)西斷裂）（靖輝等，2007），為張扭性的高角度斷裂，最淺斷至地表，是一條主力溝源斷層。

凸起之上新近系正斷層與紅車(chē)斷裂帶的后生正斷層同期形成（何登發(fā)，2008）。這些斷層多成北西、南北向分布，斷開(kāi)層位侏羅系-新近系，斷距10～40 m，是凸起之上的古油藏縱向調(diào)整以及侏羅系稀油通過(guò)沙一段毯砂向沙二段巖性圈閉內(nèi)運(yùn)移的主要通道。本文利用斷面壓應(yīng)力（P）和斷裂帶充填物泥質(zhì)含量（Rm）分別定量評(píng)價(jià)了斷層的輸導(dǎo)性能（呂延防等，1996；呂延防和付廣，2002；王離遲等，2008）。

斷層兩盤(pán)地層埋藏深度越大，斷層面的產(chǎn)狀越緩，斷層面所受到的上覆地層壓力P也就越大，越對(duì)斷層封閉有利。斷面壓應(yīng)力P的計(jì)算公式為：

式中H為上覆地層厚度，ρr為上覆地層平均密度（該區(qū)取2.5），ρw地層水密度（該區(qū)取1），θ為斷層傾角（呂延防等，1996）。

斷裂帶充填物中泥質(zhì)含量越高，孔滲性越差，形成封閉性的可能性越大，Rm的計(jì)算公式為：

式中，Rm為斷裂帶充填物泥質(zhì)含量，%；h為斷層兩盤(pán)相當(dāng)斷點(diǎn)之間的泥巖累積平均厚度，統(tǒng)計(jì)時(shí)可取斷層兩盤(pán)不同井泥巖累積厚度的平均值，m；H為斷層兩盤(pán)相當(dāng)斷點(diǎn)之間的滑距，m；hi和hj分別為斷層兩盤(pán)第i，j層泥巖的厚度，m；N，M分別為斷層兩盤(pán)相當(dāng)斷點(diǎn)之間被錯(cuò)斷的泥巖層數(shù)。根據(jù)本區(qū)勘探實(shí)踐，一般Rm大于75%表示斷層封閉，輸導(dǎo)性差，50%～75%為斷層較封閉，輸導(dǎo)性較差，25%～50%為輸導(dǎo)性一般，小于25%表示輸導(dǎo)性好。

本次研究利用上述方法對(duì)三維區(qū)內(nèi)具有代表性的6條張扭性正斷層（圖1）進(jìn)行了輸導(dǎo)性能的計(jì)算（表2）。根據(jù)研究區(qū)勘探實(shí)踐和已發(fā)現(xiàn)油藏的實(shí)際情況分析，斷面壓應(yīng)力（P）與斷層是否封閉并無(wú)太大關(guān)聯(lián)，斷面壓應(yīng)力分布范圍0.3～0.6 MPa的斷層均有可能表現(xiàn)出封閉性或開(kāi)放性。表明在整體較淺的埋藏條件下，斷面壓應(yīng)力對(duì)輸導(dǎo)性的影響較弱。這種影響在古油藏調(diào)整改造期的拉張背景下會(huì)更加微弱。基于上述考慮，本文對(duì)斷層封閉性的評(píng)價(jià)以Rm為主。Rm的計(jì)算顯示各斷層在古近系-侏羅系（白堊系）均表現(xiàn)出垂向開(kāi)啟，是古油藏縱向調(diào)整的主要通道。另外南部斷層在沙一段具有縱向輸導(dǎo)性，斷裂帶充填物泥質(zhì)含量（Rm）普遍小于50%，溝通了沙一段毯狀砂體與沙二段砂體的油氣聯(lián)系，有利于侏羅系原油向毯上砂體運(yùn)移，形成沙二段巖性油藏。由于沙二段原油未發(fā)現(xiàn)稠油充注，稠油僅見(jiàn)于沙一段毯砂內(nèi)部，表明侏羅系原油充注發(fā)生在古油藏調(diào)整之后。

表2 車(chē)排子凸起新近紀(jì)正斷層封閉性統(tǒng)計(jì)表Table 2 The Neogene normal faults sealing characters in the Chepaizi salient

艾卡斷裂帶中最具代表性的斷裂是形成于燕山期，北西走向的艾卡斷裂。是四棵樹(shù)凹陷與北部斜坡區(qū)的分界斷裂，該斷裂具有活動(dòng)期長(zhǎng)、斷距大和延伸遠(yuǎn)的特點(diǎn)，具有扭動(dòng)走滑構(gòu)造特征。艾卡斷裂該斷裂具有活動(dòng)期長(zhǎng)、斷距大和延伸遠(yuǎn)的特點(diǎn)，白堊系以下層位被斷層挫斷，白堊系以上層位受其影響而發(fā)生撓曲（任培罡等，2010）。艾卡斷裂帶中，卡2井西等斷裂活動(dòng)期長(zhǎng)，斷至新近系沙灣組，并依靠此斷裂形成了牽引背斜，即卡因迪克背斜，有效溝通了侏羅系烴源巖與沙灣組砂體，同樣是車(chē)排子凸起沙灣組油藏在次生調(diào)整階段重要的輸導(dǎo)通道。

3 優(yōu)勢(shì)運(yùn)移區(qū)預(yù)測(cè)

3.1 不整合輸導(dǎo)層

該區(qū)白堊系巖心資料缺乏，且不整合上下巖性差異較大，采用平均孔隙度、滲透率等參數(shù)難以準(zhǔn)確表征其輸導(dǎo)性能。當(dāng)油質(zhì)較稠時(shí)，運(yùn)移通道的巖石顆粒表面會(huì)吸附較多烴，形成豐富的油氣顯示（王照錄等，2000）?；谏鲜稣J(rèn)識(shí)，本文建立了油氣運(yùn)移通道指數(shù)（MPI）的概念，將其定義為有效輸導(dǎo)厚度范圍內(nèi)不同級(jí)別油氣顯示的加權(quán)厚度與油氣顯示總厚度之比值。其計(jì)算公式為：

其中，h為輸導(dǎo)層內(nèi)某一顯示級(jí)別的累積厚度（m），H為油氣顯示總厚度（m），c1、c2、c3、c4、c5為顯示層段的權(quán)重系數(shù)。

該指數(shù)只對(duì)有油氣顯示的不整合層段進(jìn)行評(píng)價(jià)，將沒(méi)有參與輸導(dǎo)的不整合層段剔除。既定量評(píng)價(jià)了輸導(dǎo)性能，又避免了未參與輸導(dǎo)的不整合層段對(duì)計(jì)算結(jié)果的影響。按照含油巖屑占該段總巖屑面積的百分比（吳元燕等，2005）并結(jié)合該區(qū)勘探生產(chǎn)實(shí)踐，c1、c2、c3、c4、c5的取值分別為0.9、0.75、0.45、0.2、0.1。本文對(duì)研究區(qū)內(nèi)27口井白堊系底不整合有效輸導(dǎo)厚度范圍內(nèi)的油氣顯示進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)并計(jì)算了其運(yùn)移通道指數(shù)（表3）。取排604井為標(biāo)準(zhǔn)井，該井在白堊系底不整合厚度范圍內(nèi)錄井顯示較豐富，油侵2 m/1層、油斑2 m/1層、熒光8 m/2層，MPI為0.27，有效輸導(dǎo)厚度范圍內(nèi)測(cè)井解釋油層3.1 m。從MPI等值線圖（圖4）上可以看出，該不整合面油氣顯示豐富，整體具有較強(qiáng)的輸導(dǎo)性能。排2-排7-車(chē)淺1-8井區(qū)、排607-排103-排1井區(qū)具有較高的油氣輸導(dǎo)性能。對(duì)比排604井，將運(yùn)移通道指數(shù)在0.3以上的區(qū)域作為優(yōu)勢(shì)運(yùn)移區(qū)，區(qū)內(nèi)油氣運(yùn)移更為普遍，有利于中生界古油藏的形成。

3.2 毯狀砂體輸導(dǎo)層

顆粒熒光定量分析（QGF）使用短波長(zhǎng)的紫外光對(duì)儲(chǔ)層巖石顆粒進(jìn)行照射激發(fā)，通過(guò)測(cè)量巖石顆粒表面及巖石內(nèi)部包裹體中烴類(lèi)流體發(fā)出的熒光強(qiáng)度來(lái)判斷是否為油氣運(yùn)移通道（蔣宏等，2010；邢恩袁等，2012）。顆粒熒光指數(shù)（QGFIndex）是波長(zhǎng)375～475 nm（原油熒光波長(zhǎng)分布的主要范圍）之間的熒光強(qiáng)度的平均值在波長(zhǎng)300 nm處的歸一化處理結(jié)果，因此反映的包裹烴數(shù)據(jù)更加客觀。相比白堊系底不整合段，毯狀砂體的取心資料豐富，應(yīng)用該方法可以有效預(yù)測(cè)優(yōu)勢(shì)運(yùn)移區(qū)。本文對(duì)16口42個(gè)井沙一段砂巖儲(chǔ)集層樣品進(jìn)行了顆粒熒光定量分析（表4）。將工業(yè)油流井排612井作為標(biāo)準(zhǔn)井，其QGF指數(shù)值為3.76 pc（photometer counts）。

從各井QGF指數(shù)平均值等值線圖（圖5）中可以看出，研究區(qū)大部分地區(qū)的QGF指數(shù)＞3.8，北部排60井區(qū)QGF指數(shù)平均值達(dá)到5.0以上，中部排606井、車(chē)淺1-7井區(qū)為高值區(qū)，南部排8井一帶指數(shù)平均值也達(dá)到5.0。參考排612井，將QGF指數(shù)值大于3.8的區(qū)域作為沙一段毯狀砂體的優(yōu)勢(shì)運(yùn)移區(qū)。

4 輸導(dǎo)體系控藏作用分析

表3 車(chē)排子凸起白堊系底不整合輸導(dǎo)層油氣顯示厚度統(tǒng)計(jì)及MPI值Taable 3 Thickness of hydrocarbon reservoirs statistics and MPI value of the unconformity passage layer at the base of Cretaceou strata in the Chepaizi salient

車(chē)排子凸起沙灣組油藏的多套輸導(dǎo)體層在油氣運(yùn)移的不同階段，具有不同的空間組合特征（圖6）。在古油藏階段，油氣通過(guò)紅車(chē)斷裂帶的大型同生逆斷層向上覆地層輸導(dǎo)，并同過(guò)白堊系底部的不整合面?zhèn)认蜻\(yùn)移，在紅車(chē)斷裂帶及車(chē)排子凸起之上的形成中生界古油藏。在次生調(diào)整階段，隨著凸起之上正斷層及紅車(chē)斷裂帶后生正斷層的發(fā)育，凸起之上及紅車(chē)斷裂帶的古油藏向沙一段毯狀砂體內(nèi)調(diào)整運(yùn)移并在毯內(nèi)成藏，侏羅系原油通過(guò)相同的路徑向沙一段、沙二段運(yùn)聚。輸導(dǎo)層的時(shí)空匹配是沙一段稠油油藏油氣接力運(yùn)移的關(guān)鍵。紅車(chē)斷裂帶同生逆斷層與白堊系底不整合構(gòu)成油氣輸導(dǎo)的第一階梯，凸起之上正斷裂與沙一段毯砂構(gòu)成油氣輸導(dǎo)的第二階梯。油氣的運(yùn)移具有繼承性和接替性。

圖4 車(chē)排子凸起白堊系底不整合面運(yùn)移通道指數(shù)等值線圖Fig.4 Contour map of Cretaceous basal unconformity migration path index

圖5 車(chē)排子凸起沙一段QGF指數(shù)平均值等值線圖Fig.5 Contour map of the QGF Index average values of the first member of Shawan formation in the Chepaizi salient

表4 車(chē)排子凸起沙一段儲(chǔ)層各樣品QGF指數(shù)值Table 4 QGF index value of the samples in the reservoir of the first member of Shawan formation in the Chepaizi salient

目前車(chē)排子已發(fā)現(xiàn)的沙灣組油藏絕大部分分布在沙一段毯狀砂體的優(yōu)勢(shì)運(yùn)移區(qū)內(nèi)（QGF指數(shù)＞3.8），研究區(qū)北部的稠油油藏更靠近白堊系底部不整合面的優(yōu)勢(shì)運(yùn)移區(qū)（MPI＞0.3）（圖7），油藏內(nèi)部及周?chē)龜鄬虞^發(fā)育。在單斜構(gòu)造背景下，油藏多分布在斷層附近的地層上傾方向，如排6油藏，排612油藏。以上表明不同階段的輸導(dǎo)體系都對(duì)油藏的形成與分布有控制作用。依據(jù)該認(rèn)識(shí)，筆者認(rèn)為排609井區(qū)沙一段毯砂與不整合面輸導(dǎo)性能優(yōu)越，同時(shí)位于斷層的上傾方向，是有利的油氣富集區(qū)，可作為下步的勘探靶區(qū)。而在斷層不發(fā)育的白堊系不整合面優(yōu)勢(shì)運(yùn)移區(qū)，如排1井區(qū)、排7井東北，由于缺乏縱向輸導(dǎo)通道，中生界油藏得以較好保存，預(yù)測(cè)其為中生界的油氣富集區(qū)。研究區(qū)南部的稀油油藏較為分散，但均分布在斷層周?chē)?，斷層的縱向調(diào)整是該類(lèi)油藏的前提。由于沙二段砂體連通性差，油氣的大范圍運(yùn)移受到抑制，油氣多集中在斷層附近的圈閉內(nèi)。

圖6 車(chē)排子凸起沙灣組油藏輸導(dǎo)體系空間組合模式圖Fig.6 Mode of the migration pathway of Shawan Formation reservoir in the Chepaizi salient

圖7 車(chē)排子凸起沙灣組油藏輸導(dǎo)體系優(yōu)勢(shì)運(yùn)移區(qū)與油藏平面分布圖Fig.7 Plane of the distribution Shawan Formation reservoir and its preferential migration zone in passage system

5 結(jié)論

沙灣組油氣成藏可分為兩個(gè)階段，古油藏階段和次生調(diào)整階段。在古油藏階段白堊系底不整合面是研究區(qū)最為有效的一套橫向輸導(dǎo)層，紅車(chē)斷裂帶的同生逆斷層將油源與不整合面溝通。使二疊系原油在紅車(chē)斷裂帶內(nèi)和車(chē)排子凸起之上形成中生界古油藏。在次生調(diào)整階段，由凸起之上的新近紀(jì)正斷裂、紅車(chē)斷裂帶、艾卡斷裂帶以及沙一段毯狀砂體組成了油氣輸導(dǎo)體系，控制了古油藏的次生調(diào)整和侏羅系原油的充注，形成了現(xiàn)今沙灣組油藏。

利用運(yùn)移通道指數(shù)（MPI）以及顆粒熒光定量分析（QGF）對(duì)白堊系底不整合面、沙一段毯狀砂體的橫向輸導(dǎo)性能進(jìn)行了定量分析，預(yù)測(cè)其優(yōu)勢(shì)運(yùn)移區(qū)。現(xiàn)今已發(fā)現(xiàn)稠油油藏靠近白堊系不整合面以及毯狀砂體的優(yōu)勢(shì)運(yùn)移區(qū)且斷層較發(fā)育。表明兩期的油氣運(yùn)移都對(duì)現(xiàn)今稠油的分布有控制作用。因此預(yù)測(cè)609井區(qū)具備油氣輸導(dǎo)的有利條件，可作為下步勘探目標(biāo)區(qū)，排1井區(qū)、排7井東北中生界可能富油。稀油油藏較為分散，但均分布在斷層周?chē)瑪鄬拥目v向調(diào)整是該類(lèi)油藏的前提。

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中圖分類(lèi)號(hào)：TE122.3

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A

文章編號(hào)：1006-7493（2016）02-0350-10

DOI:10.16108/j.issn1006-7493.2015075

收稿日期：2015-04-13；修回日期：2015-05-08

基金項(xiàng)目：國(guó)家科技重大專項(xiàng)“準(zhǔn)噶爾盆地碎屑巖層系大中型油氣田形成規(guī)律與勘探方向”（2011ZX05002-002）資助

作者簡(jiǎn)介：王坤，男，1985年生，博士研究生，主要從事油氣地質(zhì)綜合研究工作；E-mail:Wangkuntoby@163.com

Migration Pathway System of the Reservoir in Shawan Formation in Chepaizi Salient，Junggar Basin

WANG Kun1，REN Xincheng2，MA Kui1，HUANG Qingyu1，SHI Shuyuan1，GAO Jianwen3
1.Research Institute of Petroleum Exploration and Development，PetroChina，Beijing 100083，China；
2.Western New Prospect Research Center of Shengli oilfield，SINOPEC，Dongying 257000，China；
3.School of Earth Sciences and Engineering，Xi’an Shiyou University，Xi’an 710065，China

Abstract:The Neogene Shawan formation is one of the important hydrocarbon-rich strata in Chepaizi salient.Based on the analysis of reservoir distribution and oil nature，coupled with results of previous studies，the accumulation process of Shawan hydrocarbon is divided into two stages:paleoreservoir stage and secondary adjustment stage.The migration pathway systems and their spatial combinations are discussed.In the paleoreservoir stage，the Cretaceous basal unconformity and syngenetic reverse faults composed the migration pathway in the Hongche fault zone formed system.The effective thickness of migration zone in the unconformity is thicker inthe northern and estern part of the research area while pinching out toward the west；syngenetic reverse faults controlling the formation and development of Hongche fault zone have large fault displacements and beneficial for hydrocarbon migration.In the secondary adjustment stage，sandstone in the first member of Shawan Formation（N1s），epigenetic normal faults in Hongche fault zone，Aika fault zone and Neogene normal fault in Chepaizi salient formed the migration pathway system，the N1s sandstone salient with continuous and stable deposition distributes in the Chepaizi，blanket-like pinching out from the south to the north.As the lowest sandstone bed，the blanket-liked sandstone is the most important transverse migration bed in this stage.Large-scale normal faults in the Hongche fault zone were developed in the late Neogene；Normal faults in the Chepaizi salient were also developed in the same period；the Aika fault zone continued to be active in the Neogene，all of which formed the vertical migration pathway system in the secondary adjustment stage.The dominant migration zones of the Cretaceous unconformity and blanket-liked sandstone migration beds are predicted using migration pathway index（MPI）and Quantitative Grain Fluorescence（QGF）.In the plane，area with MPI greater than 0.3 is regarded as the dominant migration zone of unconformity migration bed and the area with QGF greater than 3.8 is regarded as the dominant migration zone of N1s blanket-like sandstone.Based on the analysis of spatial combination of migration pathway systems in different stages and the relationship between hydrocarbon distribution and migration pathway systems，the control action of migration pathway system on hydrocarbon accumulation is confirmed prospecting to have.The well P609 area is predicted to have advantages of hydrocarbon migration，which can be regard as the exploration target of further prospecting.

Key words:Chepaizi salient；migration pathway system；dominant migration zone；hydrocarbon accumulation