準(zhǔn)噶爾盆地南緣吐谷魯群蓋層評價(jià)及對下組合油氣成藏的意義

田孝茹，卓勤功，張 健，胡瀚文，郭召杰

(1.北京大學(xué) 地球與空間科學(xué)學(xué)院 造山帶與地殼演化教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京100871； 2. 中國石油 勘探開發(fā)研究院，北京 100083； 3.中國石油 新疆油田公司 勘探開發(fā)研究院， 新疆 烏魯木齊 830013)

準(zhǔn)噶爾盆地南緣吐谷魯群蓋層評價(jià)及對下組合油氣成藏的意義

田孝茹1，卓勤功2，張 健3，胡瀚文1，郭召杰1

(1.北京大學(xué) 地球與空間科學(xué)學(xué)院 造山帶與地殼演化教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京100871； 2. 中國石油 勘探開發(fā)研究院，北京 100083； 3.中國石油 新疆油田公司 勘探開發(fā)研究院， 新疆 烏魯木齊 830013)

通過分析準(zhǔn)噶爾盆地南緣下儲(chǔ)蓋組合吐谷魯群蓋層巖性、泥巖累計(jì)厚度和泥巖單層厚度等宏觀評價(jià)參數(shù)以及滲透率和排替壓力等微觀評價(jià)參數(shù)，認(rèn)為下儲(chǔ)蓋組合主力蓋層為呼圖壁組，巖性表現(xiàn)為泥巖、粉砂質(zhì)泥巖及泥質(zhì)粉砂巖薄互層，泥地比以80%～95%為主，平均泥巖累計(jì)厚度為337 m，泥巖最大單層厚度達(dá)138 m。吐谷魯群泥巖滲透率為(0.000 001 84～0.000 24)×10-3μm2，排替壓力為4.72～44.85 MPa，根據(jù)國內(nèi)蓋層封閉能力分類評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)屬Ⅰ-Ⅱ類蓋層。通過恢復(fù)蓋層排替壓力的動(dòng)態(tài)演化過程，認(rèn)為泥巖封閉能力形成時(shí)期與烴源巖生、排烴時(shí)期具有較好的匹配關(guān)系，蓋層能夠封閉侏羅系烴源巖生成的石油及晚期生成的天然氣，同時(shí)后期抬升運(yùn)動(dòng)及喜馬拉雅構(gòu)造活動(dòng)產(chǎn)生的多條逆沖斷層對蓋層的封閉能力未產(chǎn)生較大影響。綜合分析認(rèn)為，吐谷魯群蓋層具有封閉大中型氣田的能力。

滲透率；排替壓力；封閉性動(dòng)態(tài)演化；泥巖蓋層；吐谷魯群；準(zhǔn)噶爾盆地

勘探實(shí)踐表明，準(zhǔn)噶爾盆地南緣下儲(chǔ)蓋組合資源量巨大，但探明儲(chǔ)量低且未發(fā)現(xiàn)大規(guī)模油氣聚集。準(zhǔn)噶爾盆地南緣的構(gòu)造背景、沉積充填和生烴潛力等成藏條件與庫車前陸盆地具有相似性，而蓋層條件卻有較大差別[1-2]。準(zhǔn)噶爾盆地南緣下儲(chǔ)蓋組合以下白堊統(tǒng)吐谷魯群湖相泥巖為蓋層，與庫車前陸盆地巨厚膏鹽巖蓋層巖性明顯不同。泥巖與膏鹽巖相比具有較差的封閉能力，這是否成為制約準(zhǔn)噶爾盆地南緣下儲(chǔ)蓋組合大油氣藏形成的關(guān)鍵問題？此外，前人已對準(zhǔn)噶爾盆地南緣下儲(chǔ)蓋組合侏羅系烴源巖和儲(chǔ)集層等進(jìn)行了大量研究[2-6]，但并未對下白堊統(tǒng)吐谷魯群蓋層的封蓋能力進(jìn)行全面系統(tǒng)評價(jià)。

本文通過分析蓋層巖性、泥巖累計(jì)厚度和泥巖單層厚度等宏觀評價(jià)參數(shù)以及滲透率和排替壓力等微觀評價(jià)參數(shù)，結(jié)合蓋層埋藏、抬升過程中封閉性的動(dòng)態(tài)演化以及斷裂對蓋層封閉的影響，系統(tǒng)總結(jié)了下白堊統(tǒng)吐谷魯群蓋層的封閉能力，進(jìn)而回答蓋層是否制約了準(zhǔn)噶爾盆地南緣下儲(chǔ)蓋組合大型氣田形成這一問題。

1 地質(zhì)背景

研究區(qū)位于準(zhǔn)噶爾盆地南緣(圖1)，以安集海河和呼圖壁河為界，分為東、中、西3段。新近紀(jì)晚期，受印度-亞歐大陸碰撞遠(yuǎn)程效應(yīng)的影響，北天山向北推覆[7]，分別于約7，2，1 Ma在準(zhǔn)噶爾盆地南緣形成托斯臺(tái)-喀拉扎-齊古山前沖斷帶、霍爾果斯-瑪納斯-吐谷魯褶皺沖斷帶和西湖-獨(dú)山子-安集海-呼圖壁褶皺沖斷帶[1,8]。3排沖斷帶自南向北構(gòu)造強(qiáng)度依次減弱，構(gòu)造樣式由第一排的基底卷入褶皺、第二排的斷層轉(zhuǎn)折褶皺逐漸過渡到第三排的斷層傳播褶皺[9]。中生代以來，準(zhǔn)噶爾盆地南緣持續(xù)沉降，沉積了多套的以湖泊相、沖積扇相以及辮狀河三角洲相為主的巨厚陸源碎屑巖[10-14](圖2)。

準(zhǔn)噶爾盆地南緣可分為下、中、上3套儲(chǔ)-蓋組合(圖2)[2,14-16]。下儲(chǔ)-蓋組合烴源巖以中-下侏羅統(tǒng)八道灣組、三工河組、西山窯組泥巖及煤層為主[3-4,6]，少量油氣來自二疊系蘆草溝組。侏羅系烴源巖有機(jī)質(zhì)類型以Ⅱ1-Ⅲ型為主,有機(jī)碳含量(TOC)分布在0.5%～1.6%，為中等-極好烴源巖；鏡質(zhì)體反射率(Ro)分布在0.7%～2.1%，均達(dá)到了成熟和高成熟演化階段。儲(chǔ)層為侏羅系及下白堊統(tǒng)清水河組分支河道、河口壩和淺湖砂壩砂體，孔隙類型以原生粒間孔為主，同時(shí)含有溶蝕孔隙及裂縫。儲(chǔ)層物性變化較大，孔隙度與滲透率分別在1.5%～21.5%及(0.015～260)×10-3μm2[2,5,15]。

圖1 準(zhǔn)噶爾盆地南緣區(qū)域地質(zhì)圖[9]Fig.1 Regional geology map of the southern Junggar Basin[9]

圖2 準(zhǔn)噶爾盆地南緣地層綜合柱狀圖[1]Fig.2 Stratigraphic column of the southern Junggar Basin[1]

2 蓋層靜態(tài)評價(jià)

2.1 蓋層宏觀封閉性

研究區(qū)白堊系吐谷魯群自下而上分為清水河組、呼圖壁組、勝金口組和連木沁組。

清水河組巖性以灰綠、棕紅色泥巖為主，主要表現(xiàn)為泥巖、粉砂質(zhì)泥巖和泥質(zhì)粉砂巖薄互層，地層底部為一套厚層底礫巖，是下儲(chǔ)蓋組合的有利儲(chǔ)層(圖3，圖4)。清水河組泥地比分布在50%～100%，平均泥巖累計(jì)厚度為188 m，泥巖最大單層厚度為78 m(表1)。東段瑪納斯河至呼圖壁河一帶為地層沉積中心，泥巖累計(jì)厚度為300～650 m；中段次之，泥巖累計(jì)厚度為200～350 m；西段最薄，由凹陷中心的200 m向西減薄直至尖滅(圖5a)

呼圖壁組巖性以灰綠色和棕紅色泥巖為主，主要表現(xiàn)為泥巖、粉砂質(zhì)泥巖和泥質(zhì)粉砂巖薄互層(圖3，圖4)，泥地比以80%～95%為主，平均泥巖累計(jì)厚度為337 m，泥巖最大單層厚度達(dá)138 m(表1)。東段瑪納斯河至呼圖壁河一帶為地層沉積中心，泥巖累計(jì)厚度為300～700 m；中段次之，泥巖累計(jì)厚度為300～500 m；西段最薄，由凹陷中心的500 m向西減薄直至尖滅(圖5b)。

勝金口組巖性主要表現(xiàn)為泥巖、粉砂質(zhì)泥巖和泥質(zhì)粉砂巖薄互層，同時(shí)含少量粉砂巖、細(xì)砂巖及粗砂巖(圖3，圖4)，泥地比分布在30%～100%，平均泥巖累計(jì)厚度為57 m，自東向西逐漸減薄(圖5c)，泥巖最大單層厚度達(dá)48 m(表1)。

連木沁組巖性主要表現(xiàn)為泥巖、粉砂質(zhì)泥巖和泥質(zhì)粉砂巖薄互層，同時(shí)含少量粉砂巖、細(xì)砂巖及粗砂巖，泥地比分布在40%～90%，平均泥巖累計(jì)厚度為157 m，自東向西逐漸減薄(圖5d)，泥巖最大單層厚度達(dá)124 m(表1)。

根據(jù)我國石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6942—2013《石油天然氣蓋層評價(jià)方法》，以蓋層的均質(zhì)程度分類，呼圖壁組中主要巖類的厚度占蓋層總厚度的比例(泥地比)大于75%，在4個(gè)組中最高，為均質(zhì)蓋層。清水河組、勝金口組及連木沁組泥地比在不同地區(qū)存在差異，以50%～75%為主，為較均質(zhì)蓋層，部分鉆井顯示大于75%或小于50%，分別為均質(zhì)蓋層和非均質(zhì)蓋層。另外，根據(jù)地層厚度數(shù)據(jù)可知，呼圖壁組平均泥巖累計(jì)厚度及泥巖最大單層厚度均大于清水河組、勝金口組及連木沁組。綜合宏觀評價(jià)資料認(rèn)為，吐谷魯群的主力蓋層為呼圖壁組。

圖3 準(zhǔn)噶爾盆地南緣剖面2(頭屯河剖面)吐谷魯群實(shí)測地層柱狀圖Fig.3 Stratigraphic column of the Tugulu Group in Section 2 (Toutunhe Section) of the southern Junggar Basin

圖4 準(zhǔn)噶爾盆地南緣下白堊統(tǒng)吐谷魯群部分樣品鏡下照片F(xiàn)ig.4 Optical micrographs of samples from the Lower Cretaceous Tugulu Group of the southern Junggar Basin

表1 準(zhǔn)噶爾盆地南緣下白堊統(tǒng)吐谷魯群厚度統(tǒng)計(jì)

Table 1 Thickness of the Lower Cretaceous Tugulu Group in the southern Junggar Basin

井號東段中段西段大豐1齊古1卡001卡002卡003卡8卡10卡北1西湖1獨(dú)山1卡6卡9卡11四參1K1q總厚度/m756390123155123137119226160186————泥巖累計(jì)厚度/m65830686809861117176114186————泥地比/%87 078 569 951 679 744 598 377 971 3100 0————泥巖單層厚度/m2～464～328～348012～782～142～304～562～144～40————K1h總厚度/m678426294270297281212184636560————泥巖累計(jì)厚度/m624358268171277178196180598520————泥地比/%92 084 091 263 393 363 392 597 894 092 9————泥巖單層厚度/m2～548～182～644～683～622～562～5624～1002～1382～80————K1s總厚度/m1426659635758613466166————泥巖累計(jì)厚度/m1182235324718543446160————泥地比/%83 133 359 350 882 531 088 5100 069 796 4————泥巖單層厚度/m1～2418358～16344～82～62～262～82～48————K1l總厚度/m810274101731233949168218308————泥巖累計(jì)厚度/m5122467438981630156200198————泥地比/%63 289 873 352 179 741 061 292 991 764 3————泥巖單層厚度/m2～4020～662～1802～302～82～223～1244～302～18————合計(jì)(K1tg)總厚度/m2386115657756160051444061210801220656140605353泥巖累計(jì)厚度/m19129324633215202733965469581064468102459334泥地比/%80 180 680 257 286 753 190 089 288 787 271 372 975 994 6泥巖單層厚度/m2～544～1322～644～802～782～562～564～1442～1382～802～1184～242～5236～98

圖5 準(zhǔn)噶爾盆地南緣白堊系吐谷魯群泥巖累計(jì)厚度Fig.5 Accumulative thickness of the Tugulu Group mudstones in the southern Junggar Basin

我國將天然氣可采儲(chǔ)量介于(250～2 500)×108m3的氣田定為大型氣田[17]，我國大型氣田蓋層厚度主要分布在100～500 m內(nèi)[18-19]。Grunau[20]總結(jié)世界范圍內(nèi)蓋層厚度分布，認(rèn)為大部分油氣田泥巖蓋層厚度介于數(shù)十米到數(shù)百米。準(zhǔn)噶爾盆地南緣吐谷魯群蓋層泥巖平均累計(jì)厚度約為900 m，其中主力蓋層呼圖壁組平均泥巖累計(jì)厚度為337 m，泥巖最大單層厚度138 m，遠(yuǎn)大于我國大型氣田蓋層的一般厚度以及世界范圍內(nèi)部分油氣田的泥巖蓋層厚度。故從蓋層宏觀評價(jià)角度可知，準(zhǔn)噶爾盆地南緣吐谷魯群蓋層具備封閉大型氣田的能力。

2.2 蓋層微觀封閉性

毛管封閉是蓋層微觀封閉的重要機(jī)制[21-22]，滲透率與排替壓力是評價(jià)蓋層微觀封閉能力的兩個(gè)重要參數(shù)。從26個(gè)樣品的滲透率測試結(jié)果來看(表2)，7個(gè)泥巖樣品滲透率分布在0.000 001 84×10-3～0.000 24×10-3μm2，平均為0.000 102×10-3μm2。其中，2個(gè)樣品滲透率小于0.000 01×10-3μm2，4個(gè)樣品滲透率小于0.000 1×10-3μm2。其他8個(gè)粉砂質(zhì)泥巖樣品、5個(gè)泥質(zhì)粉砂巖樣品及6個(gè)粉砂巖樣品的平均滲透率分別為0.000 394×10-3,0.030 9×10-3及0.014 8×10-3μm2。

選取26個(gè)樣品中的12個(gè)樣品進(jìn)行排替壓力測試，得到兩組飽和煤油突破壓力，再經(jīng)校正后得到樣品的飽和水排替壓力。結(jié)合滲透率數(shù)據(jù)可建立排替壓力與滲透率的關(guān)系(圖6)，進(jìn)而擬合得到其他14個(gè)樣品的排替壓力值。從排替壓力測試結(jié)果可以看出(表2)，7個(gè)泥巖樣品排替壓力分布在4.72～44.85 MPa，平均為15.13 MPa，其中3個(gè)樣品排替壓力大于10 MPa，2個(gè)樣品排替壓力大于20 MPa。若以0.5 MPa作為儲(chǔ)層的最大排替壓力，則根據(jù)公式(1)可計(jì)算得到泥巖蓋層封閉的最大氣柱高度為504.1～5 293.4 m。其他8個(gè)粉砂質(zhì)泥巖樣品、5個(gè)泥質(zhì)粉砂巖樣品及6個(gè)粉砂巖樣品的平均排替壓力分別為6.59，2.36及5.06 MPa，封閉最大氣柱高度分別為181.4～1 444.1，0～616.4及0～1 090.8 m。

表2 準(zhǔn)噶爾盆地南緣白堊系吐谷魯群蓋層微觀評價(jià)參數(shù)統(tǒng)計(jì)

注：下劃線標(biāo)注的飽和水排替壓力數(shù)據(jù)為根據(jù)排替壓力與滲透率關(guān)系擬合得到的數(shù)據(jù)。1—20號樣品取自野外剖面2;21號樣品取自野外剖面1，剖面位置見圖1，取樣品位置見圖3;22—26號為巖心樣品，其中22—25號樣品取自卡002井，對應(yīng)埋深分別為3 875.1，3 869.1，3 873.4，3 874.1 m；26號樣品取自卡11井，埋深4 162.1 m。

圖6 準(zhǔn)噶爾盆地南緣排替壓力與滲透率關(guān)系Fig.6 Relation between displacement pressure and permeability of the southern Junggar Basin

(1)

式中：H為可封閉最大氣柱高度，m；pc和pr分別為蓋層和儲(chǔ)層的排替壓力，MPa；ρw和ρg分別為地層水和天然氣在地下的密度，取1 095 kg/m3和240 kg/m3[22]；g為重力加速度，取9.8 m/s2。

為確定主力蓋層，需對比清水河組、呼圖壁組、勝金口組及連木沁組滲透率及排替壓力數(shù)據(jù)。由于缺少連木沁組測試數(shù)據(jù)、呼圖壁組泥巖和粉砂巖測試數(shù)據(jù)及勝金口組泥巖和粉砂質(zhì)泥巖數(shù)據(jù)，給對比帶來了一定的困難。但通過對比有測試數(shù)據(jù)的層位及巖性的滲透率及排替壓力，可初步估計(jì)吐谷魯群各個(gè)組其他巖性的滲透率及排替壓力的測試數(shù)據(jù)無較大差異，推斷各個(gè)組的微觀封閉條件相當(dāng)。結(jié)合宏觀評價(jià)部分對清水河組、呼圖壁組、勝金口組和連木沁組的封閉能力進(jìn)行對比，認(rèn)為吐谷魯群的主力蓋層為呼圖壁組。

結(jié)合以上泥巖蓋層滲透率及排替壓力測試結(jié)果可知，若以國內(nèi)蓋層封閉能力分類作為評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)[23-24]，準(zhǔn)噶爾盆地南緣吐谷魯群蓋層封閉等級為Ⅰ-Ⅱ類，作為氣藏蓋層具有較好的封閉能力；若以國外等級劃分作為評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)[25]，則吐谷魯群泥巖封閉等級為Ⅲ-Ⅳ類，蓋層封閉能力中等-偏低。

除了毛管封閉外，超壓封閉也是蓋層的有效封閉機(jī)制[26-28]。據(jù)新疆油田公司資料，西段卡6井吐谷魯群壓力系數(shù)為1.04～1.35，屬于常壓-高壓范圍。西湖背斜和獨(dú)山子背斜蓋層壓力系數(shù)分別為1.63～1.84和2.00～2.47，具有明顯的異常高壓。中段所鉆井位較淺，霍002井雖未鉆至吐谷魯群，但上白堊統(tǒng)東溝組壓力系數(shù)已達(dá)1.95～2.23。東段大豐1井吐谷魯群壓力系數(shù)為1.20～2.05，也具有明顯異常高的孔隙流體壓力。因此，準(zhǔn)噶爾盆地南緣吐谷魯群普遍存在明顯的異常高壓，有利于提高蓋層對下部油氣的封蓋能力。

3 蓋層動(dòng)態(tài)評價(jià)

3.1 埋藏過程中蓋層的封閉性

持續(xù)埋藏過程中蓋層封閉能力不斷增強(qiáng)，表現(xiàn)為巖石孔隙度和滲透率降低，排替壓力增加。根據(jù)海拉爾盆地貝爾凹陷[29]和準(zhǔn)噶爾盆地南緣[30]泥巖樣品的排替壓力數(shù)據(jù)建立泥巖排替壓力與深度的關(guān)系(圖7)，結(jié)合吐谷魯群埋藏史可得到排替壓力的動(dòng)態(tài)演化過程。本文分別以1 MPa和5 MPa作為蓋層封閉石油和天然氣所需要的最小排替壓力進(jìn)行評價(jià)[31]。

西段西湖背斜埋藏史具有早期抬升、晚期快速埋藏的特征，吐谷魯群排替壓力在白堊紀(jì)末期及漸新世分別達(dá)到1 MPa和5 MPa，并分別具有封閉石油和天然氣的能力(圖8a)。分析生烴史可知，侏羅系烴源巖自古新世開始大量生烴，至今仍處在生烴高峰[32-33]。蓋層對石油封閉能力的形成時(shí)期早于侏羅系烴源巖大量生油期，蓋層可對其下部石油起到封閉作用。蓋層對天然氣封閉能力的形成時(shí)期晚于侏羅系烴源巖大量生氣期，故蓋層只能對漸新世以來生成的天然氣起到封閉作用。

中段霍爾果斯背斜埋藏史具有早期持續(xù)埋藏/晚期快速抬升的特征。分析排替壓力演化與生烴史的匹配關(guān)系可知(圖8b)[2,32-33]，蓋層對石油封閉能力的形成時(shí)期早于侏羅系烴源巖大量生油期，對天然氣封閉能力的形成時(shí)期晚于侏羅系烴源巖大量生氣期，故蓋層可封閉烴源巖生成的石油以及漸新世以來生成的天然氣。

圖7 準(zhǔn)噶爾盆地南緣排替壓力與地層埋深關(guān)系Fig.7 Relation between displacement pressure and burial depth of the southern Junggar Basin

東段呼圖壁背斜埋藏史具有持續(xù)深埋的特征。分析排替壓力演化與生烴史的匹配關(guān)系可知(圖8c)[2,32-33]，蓋層對石油和天然氣封閉能力的形成時(shí)期等于或稍晚于侏羅系烴源巖大量生烴期，可對其下部石油和天然氣起到有效封蓋作用。

3.2 抬升過程中蓋層的封閉性

構(gòu)造抬升泄壓會(huì)導(dǎo)致泥巖蓋層封蓋性變差甚至失去封閉能力[34]。采用OCR作為泥巖抬升過程中封閉能力的評價(jià)參數(shù)，定義為泥巖最大有效豎直應(yīng)力與現(xiàn)今有效豎直應(yīng)力的比值[公式(2)][31,35]，認(rèn)為當(dāng)OCR≥2.5時(shí)，泥巖蓋層將破裂，蓋層發(fā)生滲漏[35]。通過計(jì)算，西湖背斜、霍爾果斯背斜和呼圖壁背斜O(jiān)CR值分別為1.26，1.56及1(圖8a—c)，均小于臨界值2.5，故3個(gè)地區(qū)的吐谷魯群蓋層均未因抬升運(yùn)動(dòng)發(fā)生破裂，蓋層保持了原有的封蓋性能。

(2)

3.3 構(gòu)造活動(dòng)與斷-蓋配置

構(gòu)造活動(dòng)期產(chǎn)生的斷裂會(huì)破壞蓋層的完整性與連續(xù)性，從而影響蓋層的封閉能力。準(zhǔn)噶爾盆地南緣自中生代以來接受了連續(xù)的沉積，直至喜馬拉雅造山運(yùn)動(dòng)末期發(fā)生了強(qiáng)烈的構(gòu)造變形。盆地南緣目前發(fā)育的數(shù)條近北東向斷裂帶，是喜馬拉雅造山運(yùn)動(dòng)晚期與3排背斜帶伴生形成的，因此研究吐谷魯群蓋層的斷蓋配置關(guān)系即研究喜馬拉雅造山運(yùn)動(dòng)晚期構(gòu)造活動(dòng)對蓋層完整性的影響。

西湖背斜位于南緣第三排沖斷帶，喜馬拉雅造山運(yùn)動(dòng)晚期構(gòu)造變形強(qiáng)度小，以發(fā)育斷層傳播褶皺為主[8-9]，主要發(fā)育西湖北斷裂與西湖斷裂兩條滑脫斷層。從圖8d可知兩條滑脫層斷面緩，斷距小，且均未斷穿吐谷魯群蓋層，故斷層并未破壞蓋層的完整性和連續(xù)性。同時(shí)根據(jù)蓋層微觀封閉能力的演化史可知，喜馬拉雅造山運(yùn)動(dòng)時(shí)期泥巖蓋層排替壓力已超過20 MPa，具有較強(qiáng)的封閉能力。

中段霍爾果斯背斜位于南緣第二排沖斷帶，構(gòu)造特征以斷層轉(zhuǎn)折褶皺為主[8-9]，發(fā)育多條逆沖斷層(圖8e)。深層構(gòu)造表現(xiàn)為沿侏羅系滑脫的斷層轉(zhuǎn)折褶皺，淺部表現(xiàn)為沿古近系安集海河組滑脫并突破至地表的單斜構(gòu)造[8-9]。兩條滑脫層由沿白堊系吐谷魯群滑脫的反向逆沖斷層連接，共同構(gòu)成向北楔入的構(gòu)造三角楔。雖然構(gòu)造活動(dòng)期泥巖蓋層排替壓力已超過20 MPa，但構(gòu)造三角楔斷穿了吐谷魯群蓋層，溝通了侏羅系烴源巖與中、上組合儲(chǔ)層，為油氣向上運(yùn)移提供通道，從而破壞了蓋層的完整性。

東段呼圖壁背斜位于南緣第三排構(gòu)造帶，變形強(qiáng)度小，同樣以發(fā)育斷層傳播褶皺為主[8-9]。從圖8f可知，兩條滑脫層斷面緩，斷距小，且均未斷穿吐谷魯群蓋層，故西湖背斜雖然存在兩條滑脫層，但并未破壞蓋層的完整性和連續(xù)性。同時(shí)根據(jù)蓋層微觀封閉性演化史可知，喜馬拉雅造山運(yùn)動(dòng)時(shí)期泥巖蓋層排替壓力已超過20 MPa，故蓋層具有有效的封閉能力。

瑪河氣田和霍爾果斯油氣田在古近系紫泥泉子組中均發(fā)現(xiàn)來自下部侏羅系天然氣[36-37]，證實(shí)斷至吐谷魯群的斷裂曾經(jīng)呈開啟狀態(tài)，為油氣運(yùn)移提供通道。紫泥泉子組儲(chǔ)層中天然氣探明儲(chǔ)量只占準(zhǔn)噶爾盆地南緣侏羅系烴源巖總排氣量的0.035%，表明斷層在短期活動(dòng)后，長期處于封閉狀態(tài)，故吐谷魯群蓋層應(yīng)該具有封堵下部大部分天然氣聚集的能力。

4 蓋層的控藏作用

綜合上述蓋層評價(jià)的各個(gè)方面，以西段西湖背斜、中段霍爾果斯背斜和東段呼圖壁背斜為例，研究蓋層對成藏的影響。根據(jù)西湖1井資料，西湖背斜吐谷魯群泥地比為88.7%，泥巖累計(jì)厚度為958 m，最大泥巖單層厚度為138 m，其附近卡因迪克地區(qū)卡002井及卡11井巖心滲透率及排替壓力參數(shù)顯示具有較好的封閉能力。分析西湖背斜蓋層的動(dòng)態(tài)演化認(rèn)為，蓋層封閉能力的形成時(shí)期晚于烴源巖大量生氣期，蓋層可封閉烴源巖生成的石油以及漸新世以來生成的天然氣；白堊紀(jì)末期的抬升作用微弱，并未使吐谷魯群蓋層破裂；喜馬拉雅造山運(yùn)動(dòng)末期發(fā)育的兩條主要滑脫層均未斷穿吐谷魯群蓋層，蓋層完整性未被破壞。綜上認(rèn)為，西湖背斜蓋層無論是在靜態(tài)封閉性還是在時(shí)間、空間以及斷蓋配置方面均保持了其封閉能力。

霍爾果斯背斜沒有鉆穿吐谷魯群的鉆井，故無法對其靜態(tài)封閉性進(jìn)行確切評價(jià)。對其動(dòng)態(tài)演化分析認(rèn)為，蓋層封閉能力形成時(shí)期與烴源巖生排烴期匹配，可封閉石油以及漸新世以來生成的天然氣；新近紀(jì)末以來的輕微抬升運(yùn)動(dòng)并未使蓋層破裂；喜馬拉雅造山運(yùn)動(dòng)時(shí)期形成的構(gòu)造三角楔斷穿了蓋層，破壞了其完整性。但斷層在短期活動(dòng)后，長期處于封閉狀態(tài)，故吐谷魯群蓋層應(yīng)該具有封堵下部大部分天然氣聚集的能力。

根據(jù)大豐1井的井資料，呼圖壁背斜泥地比為80.1%，泥巖累計(jì)厚度為1 912 m，最大泥巖單層厚度為54 m。雖沒有大豐1井的巖心物性測試數(shù)據(jù)，但根據(jù)其南部剖面1的20塊樣品的數(shù)據(jù)估計(jì)其具有較好的封閉能力。對呼圖壁背斜的動(dòng)態(tài)演化分析認(rèn)為，蓋層可封閉生排烴中后期形成的石油與天然氣，喜馬拉雅造山運(yùn)動(dòng)末期形成的雙層滑脫構(gòu)造也并未斷穿蓋層。綜上認(rèn)為呼圖壁背斜吐谷魯群蓋層具有封閉大中型氣田的能力。

通過分析西湖背斜、霍爾果斯背斜和呼圖壁背斜蓋層的控藏作用可以發(fā)現(xiàn)，準(zhǔn)噶爾盆地南緣吐谷魯群蓋層巖性雖然不同于庫車前陸盆地古近系和新近系巨厚膏鹽巖，且少量天然氣可沿孔隙喉道或沿早期活動(dòng)斷裂滲漏運(yùn)移至淺部，但綜合上述靜態(tài)及動(dòng)態(tài)評價(jià)可知，下白堊統(tǒng)吐谷魯群蓋層具有良好的封閉性，仍具備有效封閉下部烴源巖生成的油氣的能力。儲(chǔ)層致密化時(shí)期、生排烴時(shí)期和圈閉形成時(shí)期等成藏要素在時(shí)間上的先后關(guān)系及空間上的匹配關(guān)系可能是準(zhǔn)噶爾盆地南緣下一步勘探需要重點(diǎn)研究的問題。

5 結(jié)論

1) 準(zhǔn)噶爾盆地南緣下儲(chǔ)蓋組合主力蓋層為呼圖壁組，巖性表現(xiàn)為泥巖、粉砂質(zhì)泥巖及泥質(zhì)粉砂巖薄互層，泥地比以80%～95%為主，平均泥巖累計(jì)厚度為337 m，泥巖最大單層厚度為138 m，從宏觀角度評價(jià)具有較強(qiáng)的封閉能力。

2) 吐谷魯群泥巖滲透率為(0.000 001 84～0.000 24)×10-3μm2，排替壓力為4.72～44.85 MPa，封閉最大氣柱高度為504.1～5 293.4 m，根據(jù)國內(nèi)蓋層封閉能力分類評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)屬Ⅰ-Ⅱ類蓋層，作為氣藏蓋層具有較好的封閉能力。

3) 吐谷魯群蓋層封閉能力形成時(shí)期與烴源巖生排烴時(shí)期具有較好的匹配關(guān)系，能夠封閉侏羅系烴源巖生成的石油及晚期生成的天然氣。輕微的抬升過程并未破壞蓋層的完整性。喜馬拉雅造山運(yùn)動(dòng)時(shí)期構(gòu)造活動(dòng)產(chǎn)生的多條逆沖斷層也并未對蓋層封閉性產(chǎn)生較大影響，故蓋層基本保持了其完整性和封閉大中型氣田的能力。

致謝：樣品滲透率測試在中國石油勘探開發(fā)研究院實(shí)驗(yàn)中心田華的幫助下完成,樣品排替壓力測試在東北石油大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院完成，實(shí)驗(yàn)得到了付廣教授和于寶老師的幫助，在此一并表示衷心的感謝！

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(編輯 張玉銀)

Sealing capacity of the Tugulu Group and its significance for hydrocarbon accumulation in the lower play in the southern Junggar Basin,northwest China

Tian Xiaoru1,Zhuo Qingong2,Zhang Jian3,Hu Hanwen1,Guo Zhaojie1

(1.KeyLaboratoryofOrogenicBeltsandCrustalEvolution,SchoolofEarthandSpaceSciences,PekingUniversity,Beijing100871,China;2.ResearchInstituteofPetroleumExplorationandDevelopment,PetroChina,Beijing100083,China;3.ResearchInstituteofExplorationandDevelopment,PetroChina,XinjiangOilfieldCompany,Urumqi，Xinjiang830013,China)

Through the evaluation of macroscopic sealing parameters(lithology,mudstone accumulative thickness and single mudstone thickness) and microscopic sealing parameters(permeability and displacement pressure),this paper gives a comprehensive analysis of the sealing capacity of the Tugulu Group in the southern margin of Junggar Basin.The results show that the Hutubi Formation is the main cap and comprises interbedded mudstone,silt mudstone and pelitic siltstone.The shale stratum ratio,average mudstone accumulative thickness and maximum single mudstone thickness are 80%-95%,337 m and 138 m respectively.Permeability and displacement pressure of the Tugulu Group mudstone range from 0.000 001 84×10-3μm2to 0.000 24×10-3μm2and 4.72 MPa to 44.85 MPa respectively,suggesting type Ⅰ to Ⅱ sealing capacity based on the criteria for cap rock evaluation.By restoring the dynamic evolution of displacement pressure of cap rocks,the Tugulu Group is capable of sealing oil and late gas generated by the Jurassic source rock,because the timing of sealing capacity forming is well in tune with the timing of hydrocarbon generation and expulsion.Uplifting and thrust faults evolved during the Hemalaya Movement did not destroy the sealing capacity of the Tugulu Group.Through these comprehensive analysis,we conclude that cap rocks of the Tugulu Group maintains the capacity of sealing large to middle gas field.

permeability，displacement pressure，dynamic evolution of cap rock sealing capacity， mudstone cap rock， Tugulu Group，Junggar Basin

2015-11-30;

2016-07-02。

田孝茹(1993—)，女，博士研究生，構(gòu)造地質(zhì)學(xué)和石油地質(zhì)學(xué)。E-mail:tianxr@pku.edu.cn。

郭召杰(1963—)，男，教授，構(gòu)造地質(zhì)學(xué)和石油地質(zhì)學(xué)。E-mail:zjguo@ pku.edu.cn。

國家科技重大專項(xiàng)(2017ZX05008-001)；國家油氣重大專項(xiàng)(2016ZX05003-0020)；中國石油天然氣股份有限公司科學(xué)研究與技術(shù)開發(fā)項(xiàng)目(2016B-0502)

0253-9985(2017)02-0334-11

10.11743/ogg20170213

TE122.2

A