疊合型不整合結構與油氣分布樣式：以塔中石炭系東河砂巖為例

王 濤,徐懷民,鄧西里,董少群,江同文,周新平,黃 婭

(1.中國地質科學院,北京 100037；2.中國地質科學院 深部探測中心,北京 100037;3.中國石油大學(北京) 地球科學學院,北京 102249； 4.中國石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083； 5.中國石油 塔里木油田公司,新疆 庫爾勒 841000；6.中國石油 長慶油田公司,陜西 西安 710018)

0 引 言

不整合受其特殊的地質成因機理，在油氣運移與聚集過程中起著重要的作用[1-2]。早在20世紀40年代，萊復生就提出不整合面附近存在大量的油氣藏。國內外大量油氣藏富集層位與不整合的研究已經證實,不整合不僅控制著成藏關鍵時刻油氣運移的趨勢和方向，同時不整合往往與優(yōu)質儲層及多種有效圈閉樣式伴生，對于指導油氣勘探具有十分重要的意義[3-7]。

由于不整合自身的類型以及相應的內部結構要素不同，各個結構要素在三維空間中不同對接關系使得油氣在沿不整合運聚進一步復雜，油氣的分布最終受不整合的內部結構發(fā)育程度及對應的巖性配置關系的控制[4,7-10]。一個完整的不整合結構包括不整合面上覆層、不整合面附近風化黏土層、不整合面下伏半風化巖石層。根據不整合結構發(fā)育的完整程度，不整合的縱向結構可分為雙運移通道型、單運移通道型和封堵型3大類，而在風化黏土層薄弱環(huán)節(jié)油氣容易突破，進行竄層運移[3,4,6-8,11-13]。

目前對于不整合與成藏關系的研究主要針對區(qū)域型不整合，但對于單個三級層序，頂底伴生的不整合結構及其疊合關系對油氣運聚的影響并未進行系統(tǒng)研究。當多期構造運動和海平面升降變化造成多期不整合在空間上疊合時，如果不整合結構內部具備良好的儲蓋組合，便可沿不整合形成一系列不同樣式的油藏組合。

塔里木盆地的塔中、塔北地區(qū)石炭系巴楚組東河砂巖發(fā)現(xiàn)的油氣藏大多分布在不整合附近。在盆內隆起、斜坡等部位形成了多個區(qū)域性、局部性不整合，多期不整合在時空上的相互疊置形成了大型的地層型區(qū)帶，油氣運移過程及富集與不整合密切相關。目前滾動勘探開發(fā)實踐經驗也已證實，沿東河砂巖不整合附近油氣藏的類型和組合也各不相同，分屬不同的開發(fā)層系。本文以東河砂巖為例，對疊合型不整合結構進行描述，通過剖析不整合油氣組合樣式，進一步提出了東河砂巖區(qū)帶規(guī)模上疊合型不整合結構內部油氣分布樣式。

1 區(qū)域地質概況

塔中低凸起是塔里木盆地中央隆起帶上的一個次級構造單元，位于中央隆起帶中部，為一繼承性復式背斜構造，南北受斷裂限制整體呈北西走向，北接滿加爾凹陷，南臨塘古凹陷，東西兩側分別為中央隆起帶東段的塔東低隆及西段的巴楚斷隆，呈不規(guī)則多邊形，面積約275×104km2(圖1(a))。

圖1 塔中地區(qū)區(qū)域位置及東河砂巖層序地層劃分Fig.1 Regional map showing the location of the Tazhong area and stratigraphic classification of the Donghe sandstone

東河砂巖為超覆在區(qū)域性不整合面之上的自西南向東北填平補齊沉積背景下的河流—三角洲沉積體系、濱岸沉積體系砂體[14-16]。塔中地區(qū)的東河砂巖包括 “東河砂巖段”和 “含礫砂巖段”2個亞段(圖1(b))。東河砂巖段為一完整的三級層序，發(fā)育3個巖性段，自下而上為下交互段、均質段及上交互段，分別對應3個準層序組，共包含9個準層序。下交互段主要為區(qū)域不整合面之上的底礫巖；均質段為厚度大、分布穩(wěn)定的塊狀細砂巖；上交互段以砂泥巖交互沉積為特征，為剝蝕殘余。含礫砂巖段對應于一個準層序組，又可進一步劃分為3個準層序，巖性為含礫細砂巖、細砂巖及泥巖，與下伏東河砂巖段上交互段的巖性差異明顯，為局部不整合面上覆的滯留沉積。

作為塔里木盆地主要含油層位，東河砂巖油藏形成經歷了復雜的過程，具有多套油源、多期成藏、多種圈閉、多次調整的特點。晚二疊世至早三疊世為油氣成藏的主要成藏期，白堊紀至今為石炭系油氣藏的調整改造期[17]。塔中主壘帶形成較晚，此后一直處于整個塔中隆起的最高部位。晚加里東、早海西期發(fā)生強烈構造運動，奧陶系、志留系地層嚴重剝蝕，造成早期寒武紀、奧陶紀形成的油氣藏破壞，油氣沿斷裂垂向運移到東河砂巖內，之后在浮力的作用下沿著東河砂巖向古隆起一側發(fā)生側向運移。在這一成藏背景下，東河砂巖自身的不整合結構對油氣的分布具有較強的控制作用。

2 東河砂巖疊合型不整合結構

2.1 東河砂巖疊合不整合結構

東河砂巖段底部不整合為區(qū)域型不整合。前人通過地球化學、地球物理資料及野外露頭特征發(fā)現(xiàn)塔中地區(qū)含礫砂巖和東河砂巖段之間存在突變界面，進一步證明含礫砂巖段底部存在不整合[18-20]。在此基礎上，本文進一步討論了塔中地區(qū)東河砂巖疊合型不整合結構的形成模式(圖2)。

東河砂巖沉積之前，暴露地表的早期地層廣泛遭受風化作用的影響。由于古地貌的巨大差異，雖然靠近古隆起一側地層遭受風化較為強烈，但一方面受到的剝蝕作用也更為強烈，風化產物不易保留，另一方面相對劇烈的構造環(huán)境也不利于在此發(fā)生穩(wěn)定的成土作用。因此風化黏土及半風化巖石基本不發(fā)育。伴隨著海平面的上升，可容納空間增大，東河砂巖底部不整合之上的底礫巖層開始發(fā)育。先前受到風化剝蝕的古隆起為礫石提供了來源。源自古隆起的深切型河流則是礫質沉積物的主要載體。由于礫石無法遠距離搬運，底礫巖體主要在靠近古隆起一側發(fā)育，向盆地內部演變?yōu)闉I岸相砂巖。隨著海侵的繼續(xù)，在底礫巖之上發(fā)育以均質段為代表的水進砂體。盡管東河砂巖的填平補齊作用以及古隆受風化削蝕作用的共同影響使得地貌的高差有降低的趨勢，但這一時期古隆還在持續(xù)繼承性地隆升，使得整體地貌依舊延續(xù)早期格局樣式。

東河砂巖段沉積之后，海水迅速地退去，使得東河砂巖段地層出露地表遭受風化剝蝕。相對于底部不整合，頂部不整合形成的時間較短，厚度及規(guī)模都相對較小，對保存條件更為敏感，僅在靠近盆地一側有保存。在頂部不整合面之上的含礫砂巖作為上部不整合結構中水進早期的底礫巖，主要出現(xiàn)在辮狀河三角洲沉積體系中[15],多期河道的遷移及疊置造成了含礫砂巖在塔中地區(qū)的廣泛發(fā)育。

圖2 塔中地區(qū)東河砂巖疊合型不整合結構形成模式Fig.2 Formation model of the unconformity above the Donghe sandstone in the Tazhong area

2.2 東河砂巖不整合成藏結構單元

從油氣運聚角度出發(fā)，結合露頭及巖心分析，將東河砂巖不整合結構進一步劃分為6類成藏結構單元，并以東河砂巖段頂部不整合面為界將其劃分為兩套成藏結構。底部成藏結構包括東河砂巖段底部不整合上覆層(底礫巖)、原狀輸導層(均質砂巖)、風化殘余層(上交互段)和風化黏土層等4類成藏結構單元；頂部成藏結構包括頂部不整合上覆層(含礫砂巖)和區(qū)域蓋層兩類成藏結構單元(圖3)。

頂底不整合上覆層發(fā)育的底礫巖層同時起著油氣輸導和聚集成藏兩種作用。作為海侵早期的產物，塔中地區(qū)的底礫巖主要來自礫質河流-三角洲體系[14-15]，為接近原地沉積的一套穿時底礫巖,形成于構造作用強烈、古地形高差大、氣候較干旱、暴露時間適中的斜坡環(huán)境[21]。底部不整合上覆層僅發(fā)育在東南斜坡附近位置，向盆地方向減薄。由于早期東河砂巖段的填平補齊造成地貌差異減小，礫石在地勢平緩的條件下發(fā)生了一定距離的搬運堆積，頂部不整合上覆層在塔中地區(qū)廣泛發(fā)育且向西北方向增厚。不整合上覆層整體物性較差，主要巖性是含礫砂巖、中砂巖、細砂巖、粉砂巖和泥巖，孔隙度主值區(qū)間為4%～22%，滲透率無明顯的峰值區(qū)間，平均滲透率為18×10-3～260×10-3μm2。其中中砂巖和細砂巖的儲層孔滲較大，但中砂巖的儲層厚度要遠小于細砂巖。反演剖面上為一中高組抗體，內部隔擋層的存在使得內部阻抗差異較大。內部非均質性較強，屬于效率較差的“喉道型”油氣運移通道[4,22]。泥質隔擋層發(fā)育，油氣在其內部可進行一定距離的側向運移，當存在遮擋條件時可發(fā)生聚集。

原狀運聚層由研究區(qū)廣泛分布的均質段組成，為夾在頂底不整合結構中間不受不整合結構影響的地層。主要為濱岸相砂質沉積，巖性以細砂巖為主，可以占到砂巖總量的58.24%?？紫抖戎髦祬^(qū)間為14%～22%，滲透率的主值區(qū)間為50×10-3～1 000×10-3μm2，具有中高孔中高滲的輸導特性。在反演剖面上為一明顯的中低阻抗體，層內阻抗無明顯差異。內部泥巖及局部鈣質條帶一般較薄且發(fā)育規(guī)模較小，不具有遮擋性能，油氣以垂向運移為主，在層內基本不發(fā)生規(guī)模聚集。原狀運聚層內油氣是否成藏取決于其上覆遮擋條件。

風化殘余層是東河砂巖段頂部受剝蝕而殘余在原地，經受風化改造的上交互段，為被風化作用改造的原狀運聚層。多與風化黏土層共生。由于受風化作用改造，風化殘余層的非均質性會增強。影響其內部滲透率主要特征是黏土礦物的含量，黏土礦物含量越高，滲透率越低[23,24]。對于東河砂巖均質段砂巖，由于其自身孔滲特性較好，風化作用形成的風化淋濾反而造成黏土物質滲入原狀輸導層，造成均質段物性變差。研究區(qū)風化殘余層內部泥巖厚度可達層厚的20%，并且測井解釋的滲流特性較差(圖3)。

風化黏土層的發(fā)育直接決定著宏觀油氣運移的模式。由于受巖性、氣候、暴露時間等多因素的影響,不同構造部位風化黏土層的發(fā)育程度不等,總體上由盆地邊緣向盆地內斜坡增厚,在局部地區(qū)可有缺失現(xiàn)象,如隆起或凸起的頂部[21],隆起底部當在風化過程中黏土物質形成的速度要快于剝蝕的速度時，黏土層就得以保留。當存在風化黏土層時，油氣沿著風化黏土層無法發(fā)生垂向運移。頂底兩套成藏結構互不影響。風化黏土層本身作為一種的遮擋條件，單獨或者與含礫砂巖段底部發(fā)育的致密巖層共同作為下伏層低幅圈閉的蓋層。當不存在風化黏土層或者風化黏土層局部缺失的時候，沿著風化黏土層上下運移的油氣就可能發(fā)生溝通，油氣運聚樣式發(fā)生變化，兩套成藏結構就會連通一體成藏。

作為它源成藏體系，在東河砂巖下部存在提供油氣的油源斷裂網。通過斷裂將烴源巖或早期形成的古油藏中的油氣垂向運移輸導到東河砂巖內聚集。同時，塔中、塔北東河砂巖上覆穩(wěn)定發(fā)育的泥巖可作為不整合疊合體內大型油氣藏良好的區(qū)域蓋層。如有斷層切穿蓋層，油氣經過東河砂巖內部的橫向輸導后可進行垂向輸導，在上部地層尋找有利圈閉聚集成藏。

2.3 東河砂巖不整合成藏結構樣式

以上成藏結構單元組成在不同區(qū)域存在差異，在塔中地區(qū)主要表現(xiàn)受控于古構造格局。古隆起一側由于位于地勢高部且一直處于抬升過程，持續(xù)剝蝕強度大，東河砂段頂部地層被剝蝕殆盡，不發(fā)育風化殘余層和風化黏土層。另一方面，巨大的高差造成礫石快速近源堆積，底部不整合上覆層廣泛發(fā)育。以上使得原狀運聚層甚至底部不整合上覆層直接與頂部不整合上覆層接觸。而在盆地一側，剝蝕強度逐漸變弱，局部保留了風化殘余層和風化黏土層(圖4)。

利用塔中339口井資料結合地震反演資料展開的研究認為，不整合成藏結構具有明顯的分區(qū)性。根據風化黏土層發(fā)育程度及不整合結構單元的完整程度，自斜坡一側向古隆起一側，將東河砂巖劃分為I、Ⅱ型疊合不整合成藏結構樣式。其中Ⅰ型基本不發(fā)育底礫巖，僅在塔中4井區(qū)局部發(fā)育；Ⅱ型臨近古隆起，底礫巖廣泛發(fā)育且厚度較大。

2.3.1 Ⅰ型疊合不整合成藏結構樣式

圖5 不整合疊合結構樣式Fig.5 Superimposed unconformity structural types

塔中西北地區(qū)處于盆地位置，底部不整合上覆層不發(fā)育，相應的頂部剝蝕量也較小。在塔中35-塔中47井區(qū)局部保留風化殘余層，形成I1類結構樣式。在其東南方向，剝蝕強度加強，風化殘余層不發(fā)育，形成I2類結構樣式。塔中4井區(qū)沉積時處于地勢低洼部位，同時離物源較近，短距離的高程變化造成了在其自下而上發(fā)育完整的不整合成藏結構單元，形成I3類結構(圖5)。

2.3.2 Ⅱ型疊合不整合成藏結構樣式

塔中東南地區(qū)的長期處于隆起位置，底部不整合上覆層發(fā)育，不發(fā)育風化殘余巖及風化黏土層。進一步分為4種類型:Ⅱ1類的頂部不發(fā)育風化殘余巖及風化黏土層，之后沉積了作為上覆層的含礫砂巖，主要分布在西北一側；Ⅱ2類發(fā)育在塔中16井區(qū)東南側，海侵未達到該區(qū)域，故而缺失頂部不整合上覆層。Ⅱ3分布在塔中6-塔中1井區(qū)，為海侵時在頂、底不整合所沉積的底礫巖垂向上疊置在一起。Ⅱ4為最大海侵的礫石沉積，沿東部古潛山帶呈環(huán)帶分布。

3 疊合型不整合結構內油氣藏組合

在識別疊合不整合結構的基礎上，通過解剖塔中東河砂巖內部發(fā)育的油藏，總結了東河砂巖受不整合結構影響的成藏組合。油氣分布樣式主要取決于疊合不整合結構樣式，具體表現(xiàn)在風化黏土層分布的連續(xù)性及連通性，從而形成不整合面遮擋型油氣藏組合和不整合面連通型油氣藏組合。

3.1 不整合面遮擋型油氣藏組合

當風化黏土層穩(wěn)定發(fā)育時，油氣藏無法通過不整合面進行溝通，頂部、底部成藏結構獨自進行運聚互不干擾。造成東河砂巖段、含礫砂巖段的油藏類型不同，構成兩套開發(fā)層系，東河砂巖油藏并不具有統(tǒng)一的油水界面。這類油氣藏組合與Ⅰ型疊合不整合結構樣式伴生。包括上覆層背斜油氣藏、上覆層巖性尖滅油氣藏及下伏層低幅背斜油氣藏三種類型(圖6)。

3.1.1 不整合上覆層背斜油氣藏

東河砂巖內的該類油氣藏是勘探程度最高的一類。受構造擠壓的影響，地層發(fā)生褶曲形成背斜油氣藏。通常這種褶曲變形具區(qū)域性特征，在同一區(qū)域內形成多個背斜型油氣藏(圖6)。在以三角洲為主要沉積類型的東河砂巖頂部不整合上覆層內部[15]，泥砂頻繁互層，泥巖分布具有區(qū)域規(guī)模，易形成油柱高度和含油氣飽和度均較低的背斜油藏。隨著油氣聚集量的進一步增加，油柱高度越高，油柱產生的浮力也就越大，同時保存油氣柱所需的油氣蓋層也就越厚、越致密，部分油氣突破隔夾層繼續(xù)向上運移直至遇到厚度更大毛管阻力更高的蓋層，最終形成穩(wěn)定的油氣藏[25]。

圖6 不整合面遮擋型油氣藏組合Fig.6 Reservoir profile of unconformity blocked reservoirs group

3.1.2 不整合上覆層巖性油氣藏

以淺水三角洲河道砂為典型代表的砂體具有局部尖滅的特性。由于河道多期的疊合，形成多層次的砂體尖滅為特征的儲層發(fā)育模式。當被斷裂及前期不整合溝通時，形成砂體尖滅巖性油氣藏組合，廣泛發(fā)育于塔中35、塔中47、塔中10井區(qū)。

3.1.3 風化殘余層低幅背斜油氣藏

風化黏土層發(fā)生形變，成為油氣繼續(xù)運移的遮擋條件，沿不整合面發(fā)育一系列的油氣藏。不同油氣藏可以沿風化殘余層內非均質性較強的“高速通道”有效溝通。這類圈閉是風化黏土層與風化殘余層復合形成的圈閉。遮擋條件是控制殘余層段油氣成藏的重要因素。因為東河砂巖體風化黏土層厚度一般不大且連續(xù)性比區(qū)域蓋層差，封堵油氣的能力有限，所以僅發(fā)育低幅背斜油氣藏。塔中10、塔中40油田東河砂巖段頂部的油帽子就屬于此類油氣藏(圖6)。

3.2 不整合面連通型油氣藏組合

不整合面附近不存在穩(wěn)定的風化黏土層，上下油氣藏沿不整合面可以進行溝通，形成不整合疊合結構上下一體的油藏組合。這類組合主要與Ⅱ型疊合不整合結構樣式伴生。從底部運移上來的、沿Ⅰ型不整合結構側向運移的油氣注入Ⅱ型不整合結構時，當充注量大于圈閉幅度時，分屬頂部、底部成藏結構的各個單元所組成的儲層逐漸被充填滿，這時不整合自身的結構僅作為油藏的內部結構樣式。一般以下泥巖段蓋層作為垂向遮擋條件，易形成較大規(guī)模的油氣藏。包括連通型地層超覆油氣藏和連通型背斜油氣藏兩類(圖7)。

3.2.1 連通型背斜油氣藏

上覆層內背斜圈閉之間接到下伏層之上，沿著不整合或斷裂運移的油氣在此發(fā)生聚集。這種組合關系為大型油藏的形成提供有效的空間和遮擋條件。此類油氣藏主要發(fā)育在東河砂巖頂部，與上部厚層蓋層直接接觸。封堵條件良好、圈閉空間大、構造位置高處是形成大型油氣藏的最有利位置。塔中16油田CⅢ油氣藏在局部位置含礫砂巖和東河砂巖2個層位發(fā)生連通，為一個被下泥巖段封堵的大型背斜圈閉中形成的油氣藏。

3.2.2 連通型地層超覆油氣藏

圖7 不整合面連通型油氣藏組合Fig.7 Reservoir profile of unconformity connected reservoirs group

東河砂巖整體向塔中低凸起逐層超覆，下伏不整合作為遮擋條件出現(xiàn)，當頂部存在有效的蓋層時，地層超覆圍繞古隆起的起伏展布，在垂向上形成一系列有成因聯(lián)系的并且連通的地層油氣藏。由于緊鄰不整合面，從油氣來源到進一步封閉成藏都具有優(yōu)勢。這類油藏圈閉幅度一般不大，但是含油面積可以很大，常因構造改造形成與背斜構造復合的圈閉，如塔中6、塔中16油田西南部發(fā)育此類油藏類型。

4 東河砂巖疊合不整合結構成藏模式

在塔中地區(qū)，自斜坡一側向隆起一側，東河砂巖不整合結構在縱向上相疊合，在橫向上連接(圖8)。不同地區(qū)油氣成藏模式及油藏組合也不相同。

圖8 塔中疊合型不整合結構成藏模式Fig.8 Hydrocarbon accumulation model of superimposed unconformity structure in the Tazhong area

在塔中西北部地區(qū)，油氣成藏受I1型不整合疊合樣式控制。下部油氣由斷裂溝通進入東河砂巖體內，由于東河砂巖段底部缺乏底礫巖段，油氣沿垂向運移到頂部不整合。受到風化黏土層的封堵作用，油氣沿著風化黏土層下伏地層向構造高部位運移，當遇到局部構造變形造成的低幅背斜圈閉時，油氣可以優(yōu)先對其進行充注。另一方面，在頂部不整合上覆層同時也會發(fā)生側向運移，形成油氣沿頂部不整合面輸導的雙層結構。在這一運移過程中油氣會對途經的圈閉充注成藏，形成不整合面遮擋的油氣成藏組合。受不整合面的分割影響，頂部不整合上覆層內部的圈閉整體幅度不大，可以形成大量的巖性尖滅油氣藏。當充注量比較大時，上下油藏在垂向上疊合，類似一個整裝的油藏，實質兩者屬于不同的成藏過程及成藏系統(tǒng)。

在塔中西北部地區(qū)靠近隆起一側，油氣成藏受I2型不整合疊合樣式控制。油氣在垂向上缺乏風化黏土層造成的封堵，同時不發(fā)育底礫巖，不整合結構對油氣運移的影響較小，控制油氣分布主要是頂部不整合上覆層內部的泥巖隔擋層以及頂部作為區(qū)域蓋層的下泥巖段泥巖。東河砂巖體內油氣沿斷裂發(fā)生垂向運移，沿區(qū)域蓋層底部發(fā)生側向運移，為單通道運移類型。

在塔中東南部地區(qū)，油氣成藏主要受到Ⅱ型不整合疊合樣式控制。底部不整合上覆層中不穩(wěn)定發(fā)育的泥巖作為局部遮擋發(fā)生短距離的側向運移，而頂部不整合上覆層同樣向東南方向古隆起位置發(fā)生運移，形成沿東河砂巖頂底的雙層輸導。輸導的油氣以古隆起和頂部下泥巖作為遮擋條件而聚集成藏。上述運移方式使得沿著兩套地層的超覆界線位置分布的連通型背斜-超覆油氣藏。

5 結 論

(1)東河砂巖不整合結構由底部不整合上覆層、原狀輸導層、風化殘余層、風化黏土層、頂部不整合上覆層和區(qū)域蓋層組成。成藏結構單元在塔中西北地區(qū)和塔中東南地區(qū)組成不同，構成兩類7種不整合成藏結構樣式，分別對應不整合面遮擋型油氣藏組合與不整合面連通型油氣藏組合。

(2)西北地區(qū)主要沿著東河砂巖段頂部不整合面及蓋層底部發(fā)生運移，在有利位置發(fā)生聚集成藏。成藏過程主要受到運移路徑上的巖性配置。東南地區(qū)油氣則沿底部礫巖和蓋層底部向隆起部位側向輸導，成藏過程主要受到不整合疊合類型和圈閉的位置，沿地層超覆線是形成地層圈閉的有利位置。