哈山地區(qū)東部侏羅系“斷-毯”輸導(dǎo)特征研究

韓同欣，張善文，林會喜，王圣柱，莊嘉翠

(1.中國石化勝利油田分公司，山東 東營 257001；2.中國石油大學(xué)(華東)，山東 青島 266580；3.中國石化集團(tuán)公司，北京 100083)

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哈山地區(qū)東部侏羅系“斷-毯”輸導(dǎo)特征研究

韓同欣1，2，張善文2，3，林會喜1，王圣柱1，莊嘉翠1

(1.中國石化勝利油田分公司，山東 東營 257001；2.中國石油大學(xué)(華東)，山東 青島 266580；3.中國石化集團(tuán)公司，北京 100083)

準(zhǔn)噶爾盆地北緣哈山東斜坡帶侏羅系超覆、剝蝕關(guān)系復(fù)雜，致使油氣輸導(dǎo)格架配置及優(yōu)勢運(yùn)移路徑認(rèn)識不清，勘探效果不佳。結(jié)合地質(zhì)與地球化學(xué)方法，對研究區(qū)斷層、砂體和不整合輸導(dǎo)性及其配置關(guān)系進(jìn)行剖析。研究表明：研究區(qū)具有“斷-毯”輸導(dǎo)運(yùn)聚成藏的特點(diǎn)；八道灣組一段和西山窯組二段厚層砂體具有良好的儲集物性和橫向連通性，構(gòu)成了油氣長距離橫向運(yùn)移的毯狀輸導(dǎo)層；夏紅北斷層等大斷層溝通了風(fēng)城組烴源巖與侏羅系毯砂，具有幕式活動的特點(diǎn)，為油氣垂向運(yùn)移的重要通道，是研究區(qū)主要的油源斷層；哈淺30井南等侏羅系層內(nèi)斷層控制了油氣在毯砂中的橫向運(yùn)移遮擋成藏和毯砂之上砂體的垂向分配成藏，為油藏?cái)鄬?；“?毯”高效輸導(dǎo)格架是侏羅系源外供烴、長距離運(yùn)聚成藏的關(guān)鍵。上述認(rèn)識對研究區(qū)油氣勘探具有重要的指導(dǎo)意義。

超剝帶；砂體連通性；“斷-毯”輸導(dǎo)；哈山地區(qū)；準(zhǔn)噶爾盆地

0 引 言

準(zhǔn)噶爾盆地北緣哈拉阿拉特山(簡稱哈山)地區(qū)侏羅系超覆于哈山推覆體之上，表現(xiàn)為寬緩的構(gòu)造斜坡。受燕山期構(gòu)造運(yùn)動的影響，地層發(fā)生明顯掀斜，頂部遭受剝蝕，呈現(xiàn)“底超頂削”的特點(diǎn)，地層圈閉發(fā)育[1-4]。研究區(qū)南部鄰近瑪湖生烴凹陷，處于烏爾禾鼻凸和夏子街鼻凸的構(gòu)造高部位，為油氣運(yùn)移的有利指向區(qū)，且已在哈山斜坡帶西段侏羅系發(fā)現(xiàn)了春暉油田，進(jìn)一步證實(shí)哈山斜坡帶侏羅系具有巨大的勘探潛力，但在斜坡帶東段鉆探的北淺3、北淺1等井勘探效果不理想。研究認(rèn)為，油氣優(yōu)勢運(yùn)移路徑不清楚是前期探井失利的重要原因。因此，開展斷層、砂體和不整合輸導(dǎo)性及其配置關(guān)系研究，查明哈山地區(qū)東部斜坡帶的油氣運(yùn)聚規(guī)律，對研究區(qū)的油氣勘探具有重要的指導(dǎo)意義。

1 地質(zhì)概況

哈山地區(qū)東部處于準(zhǔn)西北緣西部隆起哈德構(gòu)造帶的東段，南鄰烏夏斷裂帶、瑪湖凹陷，北部以達(dá)爾布特?cái)嗔褳榻缗c和什托洛蓋盆地相接，東部為石西凹陷，勘探面積為1 000 km2。研究區(qū)經(jīng)歷晚海西期和燕山期構(gòu)造擠壓后，哈山基本定型，深部石炭系—三疊系表現(xiàn)為一大型的逆沖推覆構(gòu)造；侏羅紀(jì)、白堊紀(jì)構(gòu)造活動強(qiáng)度明顯減弱，淺部侏羅系、白堊系為寬緩斜坡構(gòu)造。侏羅系超覆于哈山推覆體之上，自下而上發(fā)育了下侏羅統(tǒng)八道灣組、三工河組、中侏羅統(tǒng)西山窯組，上部地層遭受剝蝕缺失，與上覆的白堊系呈不整合接觸。

2 油氣輸導(dǎo)特征

輸導(dǎo)體系是油氣從烴源巖運(yùn)移至圈閉過程中所經(jīng)歷的所有路徑，主要包括斷層、砂體和不整合，輸導(dǎo)體系對油氣運(yùn)聚成藏起著重要的控制作用[5]。

2.1 不整合輸導(dǎo)評價(jià)

不整合是構(gòu)造運(yùn)動或海(湖)平面變動事件的產(chǎn)物，其上、下地層呈現(xiàn)不協(xié)調(diào)的接觸關(guān)系，其作為油氣運(yùn)移的重要通道得到了學(xué)者的認(rèn)可和勘探實(shí)踐的證實(shí)[6]。研究區(qū)處于盆緣斜坡位置，侏羅系與下伏三疊系呈明顯的角度不整合，致使下伏砂泥巖互層與不整合對接，同時(shí)，碎屑巖發(fā)育區(qū)不整合之下的風(fēng)化淋濾作用較碳酸鹽巖和火山巖區(qū)明顯變?nèi)?，在一定程度上制約了八道灣組底部不整合面之下的淋濾層作為油氣長距離橫向運(yùn)移的通道。另外，不整合面之上的底礫巖層能否作為油氣的運(yùn)移通道，與砂體沉積背景、分布范圍及儲集物性關(guān)系密切，并不是所有的底礫巖均可作為良好的運(yùn)移通道[7-9]。研究認(rèn)為，侏羅系沉積初期，受哈山逆沖推覆作用的影響，地形高差較大，八道灣組底部沉積了厚度為5～10 m的濕地扇扇中相(砂)礫巖[1]，該套礫巖分選、磨圓度差，富含泥質(zhì)填隙物，且多為鈣質(zhì)(灰質(zhì))膠結(jié)，孔隙度僅為4.00%～14.74%，滲透率為2.50×10-3～18.71×10-3μm2，儲層物性較差，含油性較差，甚至未見油氣顯示；而其上覆的砂質(zhì)巖儲層孔隙度為20.01%～39.80%，平均為27.89%，滲透率為45.30×10-3～4 983.70×10-3μm2，平均為507.40×10-3μm2。上述物性分析表明，八道灣組底部不整合之上的底礫巖層不能作為油氣長距離橫向運(yùn)移的重要通道，僅可作為輸導(dǎo)效率較差的“喉道型”運(yùn)移通道。

2.2 斷層輸導(dǎo)評價(jià)

研究區(qū)發(fā)育深、淺2套斷裂系統(tǒng)。夏紅北、夏59等井的斷層屬于深部斷裂系統(tǒng)，斷層走向?yàn)楸睎|向，近平行分布，平面延伸一般為15～30 km，斷面北傾，呈疊瓦狀組合樣式，斷距大，斷裂穿越層位多，溝通了深部的風(fēng)城組烴源巖，向上可斷至侏羅系或白堊系；哈淺30南等斷層為淺部斷裂系統(tǒng)，斷層走向以近東西向?yàn)橹鳎矫嫜由煲话銥?～10 km，斷距較小，表現(xiàn)為中生界層內(nèi)斷層的特點(diǎn)。

研究區(qū)深部斷層表現(xiàn)為生長斷層特征。夏紅北、夏9等井的斷層具有幕式、持續(xù)活動的特點(diǎn)，主要活動期始于晚海西期，持續(xù)至燕山末期，其中，印支期活動性最強(qiáng)，生長指數(shù)為1.35～2.30，燕山期次之，生長指數(shù)為1.20～1.50。夏紅北、夏10等井的斷層泥巖削刮比為0.30～0.42，泥質(zhì)充填系數(shù)為0.22～0.34，表明斷層具有較好的輸導(dǎo)性。相對而言，淺部斷層活動期晚，活動期較短；西山窯組沉積期斷層活動性最強(qiáng)，斷層生長指數(shù)為1.24～1.30，泥巖削刮比為0.32～0.94，表明淺部斷層具有較好的側(cè)向封閉性；斷層傾角為47～65 °，埋深較淺，斷層面正壓力小于泥巖的塑性變形強(qiáng)度，斷層具有較好的垂向開啟性。

綜上所述，夏紅北、夏59等井的深部斷層的幕式活動與烴源巖生排烴期配置良好[10-11]，可為油氣垂向運(yùn)移提供通道，是研究區(qū)主要的油源斷層。哈淺20北、哈淺30南等井的淺部斷層可與八道灣組一段和西山窯組二段砂體配合形成階梯狀配置樣式，造成橫向遮擋，控制了毯砂之上的油氣垂向分配成藏，為主要的油藏?cái)鄬印?/p>

2.3 砂體輸導(dǎo)特征

研究區(qū)侏羅系為一套暖濕氣候背景下的濕地扇—辮狀河—三角洲—濱淺湖相含煤沉積，八道灣組一段和西山窯組二段形成2套穩(wěn)定分布的厚層砂體。八道灣組一段辮狀河河道、辮狀河三角洲水下分支河道砂體發(fā)育，以砂礫巖和含礫粗砂巖為主，由瑪湖凹陷向盆緣呈逐漸減薄的趨勢，單砂層厚度為8～32 m，平均為24 m，累計(jì)厚度為20～80 m。該套砂巖具有較好的儲集物性，以原生粒間孔為主，孔隙度為13.90%～38.30%，平均為28.90%，滲透率為21.90×10-3～558.00×10-3μm2，平均為393.30×10-3μm2，屬于高孔、中滲性儲層。西山窯二段為辮狀河河道砂體，以砂礫巖和含礫粗砂巖為主，砂體厚度大，平面疊合連片，西部哈淺20井區(qū)厚度為20～60 m，東部北淺1井區(qū)砂體厚度為20～40 m。該套砂體儲集條件優(yōu)越，以粒間孔為主，孔隙度為21.20%～37.30%，平均為30.30%，滲透率為22.28×10-3～375.93×10-3μm2，平均為202.40×10-3μm2，屬特高孔、中滲儲層。

為了精細(xì)厘定油氣在毯砂中的優(yōu)勢運(yùn)移路徑，在上述分析的基礎(chǔ)上，根據(jù)原油運(yùn)移過程中的地質(zhì)色層效應(yīng)原理，運(yùn)用含氮化合物、生物標(biāo)志化合物參數(shù)、顆粒定量熒光等地球化學(xué)手段對油氣運(yùn)移路徑進(jìn)行了示蹤。研究認(rèn)為，侏羅系油氣運(yùn)移區(qū)域上受烏爾禾和夏子街鼻凸的控制，區(qū)內(nèi)存在哈淺20、夏重8井2個(gè)油氣充注點(diǎn)，油氣沿毯砂運(yùn)移受砂體頂面構(gòu)造形態(tài)控制。八道灣組一段和西山窯組二段2套厚層砂體具有連通性好、疊置連片分布、儲集物性好的特點(diǎn)，可作為研究區(qū)油氣橫向運(yùn)移的重要輸導(dǎo)毯層。

3 輸導(dǎo)模式分析

研究區(qū)深、淺2套斷裂系統(tǒng)與八道灣組一段、西山窯組二段2套毯砂層構(gòu)成了斜坡帶侏羅系特有的“斷-毯”油氣運(yùn)聚成藏體系(圖1)。長期活動的深大斷裂起到了垂向溝通作用，構(gòu)成了“油源通道網(wǎng)”；連續(xù)、穩(wěn)定分布的厚層毯狀砂體具有良好的儲集物性，可作為油氣運(yùn)移的中轉(zhuǎn)站和倉儲層；毯砂上部的孤立式、對接式等砂體與溝通毯砂層的小斷層形成了淺部的油氣“調(diào)整聚集網(wǎng)”。油源斷層、毯狀砂巖和調(diào)整斷層三者時(shí)空配置，形成了“油源斷層垂向溝通、毯狀砂體橫向輸導(dǎo)、調(diào)節(jié)斷層縱向調(diào)整”的油氣高效輸導(dǎo)格架。

圖1 哈山東部地區(qū)侏羅系輸導(dǎo)能力指數(shù)

在斷層和砂體單因素輸導(dǎo)能力評價(jià)的基礎(chǔ)上，綜合考慮砂體頂面構(gòu)造形態(tài)、砂體厚度、砂體物性、斷層性質(zhì)及輸導(dǎo)能力，提出運(yùn)用輸導(dǎo)能力評價(jià)指數(shù)Ic進(jìn)行油氣輸導(dǎo)能力的量化評價(jià)。Ic值越大，表明油氣輸導(dǎo)能力越強(qiáng)；反之則越差。根據(jù)Ic指數(shù)的平面變化，對油氣的有利聚集區(qū)帶進(jìn)行預(yù)測，具體公式如下：

Ic=a1f1+a2f2+a3h+a4k+a5e

(1)

式中：Ic為輸導(dǎo)能力指數(shù)；f1為油源斷層網(wǎng)質(zhì)量系數(shù)，表示單位儲層面積內(nèi)油源斷層條數(shù)與單位儲層面積之比；f2為油藏?cái)鄬泳W(wǎng)質(zhì)量系數(shù)，表示單位儲層面積內(nèi)油藏?cái)鄬訔l數(shù)與單位儲層面積之比；h為厚度系數(shù)，表示計(jì)算點(diǎn)的儲層累計(jì)厚度與計(jì)算點(diǎn)的地層總厚度之比；k為孔滲系數(shù)，表示b1計(jì)算點(diǎn)的毯砂層孔隙度與計(jì)算點(diǎn)的地層平均孔隙度值加上b2計(jì)算點(diǎn)的毯砂層滲透率與計(jì)算點(diǎn)的地層平均滲透率值之比；e為環(huán)境系數(shù)，通常與距離生油凹陷的遠(yuǎn)近及與砂體的接觸程度等因素有關(guān)，通常小于1；a1、a2、a3、a4、a5、b1、b2為權(quán)系數(shù)。

根據(jù)各項(xiàng)因素對輸導(dǎo)能力的貢獻(xiàn)大小，該研究取a1=0.20、a2=0.05、a3=a4=a5=0.25、b1=0.50、b2=0.50(表1)。

表1 哈山東部地區(qū)侏羅系輸導(dǎo)能力指數(shù)參數(shù)

根據(jù)研究區(qū)鉆井、油藏解剖分析，認(rèn)為Ic≥0.6時(shí)運(yùn)移通道輸導(dǎo)能力好；0.3

4 結(jié) 論

(1) 斷層、砂體和不整合輸導(dǎo)要素評價(jià)表明，不整合是研究區(qū)的有效輸導(dǎo)通道，夏紅北、夏21等井的斷層為油氣垂向運(yùn)移的重要油源斷層，八道灣組一段和西山窯組二段厚層砂體為油氣橫向運(yùn)移的毯狀輸導(dǎo)層。

(2) 斷層幕式活動與烴源巖生、排烴期形成良好配置，烴源巖、油源斷層與八道灣組、西山窯組毯砂構(gòu)成了侏羅系的“斷-毯”高效輸導(dǎo)格架。

(3) 油氣輸導(dǎo)能力綜合評價(jià)認(rèn)為，哈淺1、夏重8井區(qū)為八道灣一段的有利油氣聚集區(qū)，哈淺20井區(qū)是西山窯二段的有利油氣聚集區(qū)。

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編輯 黃華彪

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.05.014

20160326；改回日期：20160522

國家科技重大專項(xiàng)“碎屑巖層系大中型油氣田富集規(guī)律與勘探關(guān)鍵技術(shù)”(2011ZX05002-002)；中國石油化工股份有限公司科技重大攻關(guān)課題“哈山構(gòu)造帶成藏主控因素研究”(P13020)

韓同欣(1992-)，女，2013年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(華東)資源勘查工程專業(yè)，2016年畢業(yè)于該校地質(zhì)資源與地質(zhì)工程專業(yè)，獲碩士學(xué)位，現(xiàn)主要從事石油地質(zhì)與勘探研究工作。

TE121.1

A

1006-6535(2016)05-0062-04