塔西南坳陷麥蓋提斜坡海西期油氣成藏條件與勘探方向

劉 軍 田 雷 張虎權(quán) 張年春

(中國石油勘探開發(fā)研究院西北分院，甘肅蘭州 730020)

0 引言

塔西南坳陷是在塔里木盆地前寒武紀(jì)結(jié)晶基底之上發(fā)育、歷經(jīng)多期復(fù)雜演化最終形成的新生代前陸盆地，由構(gòu)造演化控制的多期成藏、多期調(diào)整是其油氣成藏的主要特征。麥蓋提斜坡位于塔西南坳陷北部，主要勘探層系為古生界碳酸鹽巖。塔西南坳陷作為塔里木盆地繼塔北、塔中地區(qū)的戰(zhàn)略接替領(lǐng)域，近十多年以來，對麥蓋提斜坡古生界油氣成藏條件的研究一直在持續(xù)，涉及到烴源巖分布[1-3]、儲層類型[4-5]、構(gòu)造演化[6]、圈閉條件[7]和成藏規(guī)律研究[6-8]。縱觀整個(gè)勘探歷程，前期主要借鑒塔北、塔中地區(qū)的勘探思路，認(rèn)為重點(diǎn)勘探層系應(yīng)圍繞奧陶系風(fēng)化殼尋找?guī)r溶孔洞型儲層，在海西期定型的古隆起高部位尋找古構(gòu)造油藏。然而多年研究及勘探實(shí)踐逐漸證實(shí)，麥蓋提斜坡海西期油氣成藏條件與塔里木盆地其他地區(qū)存在較大差異。

目前對于麥蓋提斜坡油氣成藏條件的研究主要存在兩個(gè)問題。

(1)麥蓋提斜坡現(xiàn)已發(fā)現(xiàn)的油氣藏成藏過程復(fù)雜，油氣藏特征多樣，以致對主力成藏期的認(rèn)識不明確。有人依據(jù)包裹體分析認(rèn)為，玉北油田有兩期油氣充注，即中、晚海西期低成熟度原油，晚喜山期中—高成熟度原油[9]； 有人依據(jù)原油地化特征分析認(rèn)為，巴什托普油田至少經(jīng)歷了兩期充注，晚海西期油藏遭受破壞，現(xiàn)今油氣藏為晚喜山期次生凝析油氣充注的結(jié)果[10]； 另外，還有人依據(jù)斷裂活動期次分析認(rèn)為，和田河氣田的形成分為3期，即晚加里東—早海西期油藏形成、晚海西期原油裂解氣的運(yùn)聚與散失以及喜山期次生氣藏的形成[11]。

(2)對麥蓋提斜坡不同區(qū)帶油氣成藏條件的差異性認(rèn)識不足。其中包括烴源巖演化、油氣輸導(dǎo)以及經(jīng)歷多期構(gòu)造調(diào)整形成的儲、蓋組合和油氣保存條件的差異等，由此造成了不同區(qū)帶之間油氣成藏時(shí)期、分布層系以及油氣特征的差異。然而在以往對麥蓋提斜坡的勘探研究中，通常把古生界碳酸鹽巖看做一個(gè)整體含油層系[12-13]，而對不同區(qū)帶、不同層系之間成藏條件的差異性認(rèn)識不夠，這是導(dǎo)致近年來麥蓋提斜坡油氣勘探一直未獲突破的主要原因。

本文以麥蓋提斜坡海西期構(gòu)造演化的差異為基礎(chǔ)，討論由此引起的烴源巖演化、輸導(dǎo)體系、油氣運(yùn)移、保存和儲層特征等成藏條件的差異，嘗試為該區(qū)下一步的勘探提供借鑒。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

麥蓋提斜坡為塔西南坳陷的一個(gè)次級構(gòu)造單元，位于巴楚凸起和西昆侖山山前凹陷之間，是一個(gè)經(jīng)歷多期構(gòu)造演化形成的前陸斜坡，整體呈北西—南東向展布，區(qū)域性南傾，總面積約為3.5×104km2。20世紀(jì)90年代至今，先后在麥蓋提斜坡及其周緣奧陶系、石炭系、泥盆系發(fā)現(xiàn)了鳥山、和田河、亞松迪氣田和巴什托普、玉北等油田。根據(jù)多年勘探實(shí)踐認(rèn)識，認(rèn)為斜坡油氣藏分布具有“南油北氣”的特征。羅斯2井獲得突破以后，鳥山氣藏、亞松迪氣藏整體又表現(xiàn)為“東、西部油，中部氣”的分布規(guī)律(圖1左)，且不同區(qū)帶油氣特征差異很大，反映了麥蓋提斜坡油氣成藏條件的復(fù)雜性。

根據(jù)成藏條件的不同，將麥蓋提斜坡古生界劃分為鹽上與鹽下兩套成藏組合。鹽上組合以奧陶系風(fēng)化殼碳酸鹽巖為儲層，以上覆的志留系、泥盆系或石炭系泥巖為蓋層，已發(fā)現(xiàn)的油氣藏多分布于該套組合。然而繼20世紀(jì)末在斜坡西段發(fā)現(xiàn)巴什托普油田以后，針對該套組合陸續(xù)上鉆的群古1、群古2、瑪南1均以儲層、源巖條件不足而落空。2010年麥蓋提斜坡東段玉北油田的發(fā)現(xiàn)曾一度燃起對海西期古油藏勘探的興趣，然而后期大量鉆井出現(xiàn)快速見水、難以建產(chǎn)的特征[8]。2016年麥蓋提斜坡中段的羅斯2井在奧陶系白云巖潛山獲得高產(chǎn)天然氣，分析證實(shí)以喜山期天然氣為主，缺乏海西期古油氣的充注，目前還沒有搞清羅斯2氣藏與東、西段油藏的成藏條件差異。鹽下組合以下寒武統(tǒng)肖爾布拉克組白云巖為優(yōu)質(zhì)儲層，上覆吾松格爾組、阿瓦塔格組厚層膏鹽巖為蓋層，具有近源成藏的優(yōu)勢(圖1右)。目前鉆遇該套組合的只有康2井、瑪北1井、和田2井，而除瑪北1井有部分油氣顯示外，還沒有發(fā)現(xiàn)規(guī)模性油氣。

圖1 研究區(qū)構(gòu)造單元(左)及儲蓋組合(右)

2 油氣成藏條件

2.1 烴源巖演化

隨著露頭勘查、鉆井?dāng)?shù)據(jù)分析、油源對比分析等工作的持續(xù)深入，認(rèn)識到塔西南坳陷古生界油氣藏的主力烴源巖為下寒武統(tǒng)玉爾吐斯組的海相泥頁巖，受南華—震旦紀(jì)裂谷控制，主要分布于昆侖山前靠近麥蓋提斜坡中段的北東—南西向裂谷發(fā)育區(qū)，為碳酸鹽巖緩坡沉積[1-3]，與塔北地區(qū)已鉆揭的玉爾吐斯組烴源巖為同一套沉積。目前已經(jīng)較明確地認(rèn)識了該套源巖的沉積環(huán)境、發(fā)育模式，而對其成熟演化、生排烴史的研究還不深入。前人認(rèn)為塔里木盆地古生界油氣的主要成藏期為晚海西期[6,14]，然而受疊合盆地復(fù)雜構(gòu)造演化史的控制，下古生界烴源巖的成熟度是不均衡的[15]。

影響烴源巖成熟度的主要因素為地層溫度，而地層溫度主要由埋深和地溫梯度兩個(gè)參數(shù)決定。通過計(jì)算海西期下寒武統(tǒng)地層埋深、地溫梯度，得到塔里木盆地下寒武統(tǒng)烴源巖的埋藏溫度(圖2a)。可見： ①塔西南坳陷與北部坳陷的烴源巖埋藏溫度存在較大差異。鉆井和地震資料顯示，海西期塔西南坳陷下寒武統(tǒng)埋深約為2100～3900m，地溫梯度約為2.8℃/100m[16]，由此推算，其埋藏溫度應(yīng)為80～130℃(圖2a)； 根據(jù)靠近烴源中心的皮山北1井埋深—熱演化史模擬標(biāo)定，二疊紀(jì)末期下寒武統(tǒng)烴源巖埋深達(dá)到古生界沉積期的最大值(約為4000m，圖2b)，對應(yīng)的最高溫度約為135℃(圖2c)，與平面分析結(jié)果基本一致。海西期北部坳陷下寒武統(tǒng)烴源巖埋深較大(一般大于4000m)、地溫梯度明顯偏高(約為3.2～3.5℃/100m[16])，因此埋藏溫度一般大于150℃，尤其是滿加爾凹陷中心，地層溫度達(dá)300 ℃以上，明顯高于塔西南地區(qū)。②塔西南坳陷南、北部烴源巖埋藏溫度存在差異。受古隆起演化影響，加里東—晚海西期以來塔西南地區(qū)的構(gòu)造格局一直為“南高北低”，由此形成了古隆起周緣古生界地層“北厚南薄”的分布特征以及對應(yīng)的埋藏溫度呈“北高南低”，以斜坡中段北部埋藏溫度較高，部分區(qū)域大于130℃，南部古隆起埋藏溫度最低(約為80℃)，因此海西期塔西南坳陷下寒武統(tǒng)源巖的埋藏溫度差約為50℃。③埋藏溫度的差異引起源巖成熟度的不均衡。通過Easy%Ro模型分析皮山北1井烴源巖成熟度可知，塔西南坳陷下寒武統(tǒng)主力烴源巖在晚海西期的鏡質(zhì)體反射率(Ro)值約為0.6%(圖2d)，初步達(dá)到生烴門限，進(jìn)入低—中成熟階段(Ro為0.5%～1.3%)，并未進(jìn)入高成熟階段(Ro為1.3%～2.0%)而達(dá)到生烴高峰，而北部坳陷的源巖在海西期大量生烴。由于塔西南坳陷源巖埋深較小，演化程度明顯滯后，并且受區(qū)域構(gòu)造演化的差異性控制，其內(nèi)部演化程度也不一致，表現(xiàn)為靠近斜坡中段北部一帶成熟度相對較高，南部靠古隆起區(qū)域成熟度偏低，由此導(dǎo)致下寒武統(tǒng)源巖的生烴潛力在海西期并未得到完全釋放。隨著印支期和燕山期塔西南古隆起進(jìn)一步隆升，源巖生烴基本停止，直至晚期埋藏再次生烴。

圖2 塔西南坳陷下寒武統(tǒng)烴源巖晚海西期溫度—成熟度分析(a)塔里木盆地下寒武統(tǒng)烴源巖晚海西期埋藏溫度； (b)皮山北1井埋深—熱演化史；(c)皮山北1井下寒武統(tǒng)埋藏溫度演化； (d)由Easy%Ro模型計(jì)算的皮山北1井Ro值

2.2 油氣輸導(dǎo)條件和蓋層條件

海西期下寒武統(tǒng)烴源巖生成的油氣是否沿有效輸導(dǎo)體系運(yùn)移至上覆兩套成藏組合，決定了麥蓋提斜坡東、西段油氣的成藏時(shí)期、層系及規(guī)模。筆者認(rèn)為，影響海西期油氣輸導(dǎo)體系有效性的關(guān)鍵因素為：一是溝通下寒武統(tǒng)源巖及鹽上成藏組合的斷裂系統(tǒng)的發(fā)育期次、性質(zhì)和規(guī)模； 二是鹽下成藏組合中膏鹽巖的發(fā)育條件。

2.2.1 油氣輸導(dǎo)條件

斷裂作為油氣運(yùn)聚的重要輸導(dǎo)體系，在塔中、塔北地區(qū)碳酸鹽巖油氣成藏過程中，晚加里東—早海西期走滑斷裂的控藏作用已受到普遍重視[17-21]。與此相同，斷穿下寒武統(tǒng)的斷裂系統(tǒng)為麥蓋提斜坡海西期油氣垂向運(yùn)移的主要通道。分析地震資料可知，除中、西段發(fā)現(xiàn)少量斷距和規(guī)模較小的壓扭斷裂外，麥蓋提斜坡海西期走滑斷裂在整體上不發(fā)育，且其活動時(shí)期多止于早海西期，難以作為規(guī)模性的油氣運(yùn)移通道。另一方面，受塔里木盆地南緣古特提斯洋及西昆侖晚古生代島弧誘發(fā)的強(qiáng)烈擠壓應(yīng)力影響[22]，海西期麥蓋提斜坡發(fā)育的逆沖斷裂可以作為油氣垂向輸導(dǎo)的主要通道(圖3a)。

麥蓋提斜坡海西期逆沖斷裂的性質(zhì)、期次和規(guī)模又有所不同。根據(jù)斷裂是否溝通下寒武統(tǒng)源巖，分為基底卷入型和蓋層滑脫型[19]。分析麥蓋提斜坡北西—南東向地震剖面(圖3)可知：基底卷入型斷裂以西段的群苦恰克構(gòu)造(圖3b)和東段的玉北構(gòu)造(圖3d)為典型，其下部斷穿中、下寒武統(tǒng)膏鹽巖，溝通下寒武統(tǒng)烴源巖，上部斷至石炭系—二疊系，控制海西期背斜構(gòu)造的發(fā)育； 蓋層滑脫型斷裂以中段的羅斯塔格構(gòu)造(圖3c)為代表，其下部斷裂較平緩，沿膏鹽巖層滑脫，可以看到中寒武統(tǒng)明顯的加厚、變形，斷裂上部變陡，斷裂活動止于石炭系頂部。分析斷裂性質(zhì)與中寒武統(tǒng)厚度的相關(guān)性表明，麥蓋提斜坡中段膏鹽巖厚度相對東、西段明顯增大，在逆沖推覆作用下，斷裂更容易沿其滑脫，形成蓋層滑脫型逆沖斷裂。根據(jù)斷裂活動定型期的差異，又分為早—中海西期、晚海西期二期斷裂：東段斷裂活動終止于石炭系內(nèi)部，反映其定型期較早，為早—中海西期； 西段在石炭系底面和二疊系頂面發(fā)育兩期斷裂，反映其在早海西期活動，最終定型于晚海西期。此外，麥蓋提斜坡不同區(qū)帶海西期斷裂的發(fā)育規(guī)模也有差異，中段處于古隆起發(fā)育和調(diào)整的樞紐部位，因此斷裂規(guī)模明顯小于東、西段。

不同類型、期次和規(guī)模的斷裂對油氣輸導(dǎo)具有顯著差異：東、西段晚海西期規(guī)模性的基底卷入型斷裂活動與烴源巖成熟的時(shí)期匹配，為油氣垂向運(yùn)移提供了有效通道； 中段在晚海西期一方面斷裂相對不發(fā)育，另一方面蓋層滑脫型斷裂未能斷穿膏鹽巖，不利于油氣垂向輸導(dǎo)，這與羅斯塔格構(gòu)造帶早海西期圈閉發(fā)育卻未聚集規(guī)模性油藏的情況吻合。

圖3 麥蓋提斜坡海西期逆沖型斷裂剖面特征

綜上所述，斷裂的類型、期次和規(guī)模的差異是導(dǎo)致麥蓋提斜坡東、西段聚集海西期古油藏、中段未發(fā)現(xiàn)規(guī)模性油藏的關(guān)鍵因素。

2.2.2 蓋層條件

膏鹽巖作為蒸發(fā)巖中的一種主要巖石類型，具有極低的滲透率、很強(qiáng)的塑性和流動性，即使經(jīng)歷強(qiáng)烈構(gòu)造擠壓也能保持良好的封閉能力[23-25]，是碳酸鹽巖成藏組合中的最佳蓋層，其中鹽巖的封閉能力又優(yōu)于膏巖。麥蓋提斜坡中、下寒武統(tǒng)阿瓦塔格、吾松格爾組發(fā)育烴源巖之上的第一套蓋層，巴楚南緣的康2井、巴探5井、瑪北1井揭示地層總厚度為400～500m，巖性主要為厚層鹽巖、膏巖夾部分泥巖、膏質(zhì)泥巖，其中鹽巖比例達(dá)40%～50%。因此下寒武統(tǒng)源巖生成的油氣能否突破上覆膏鹽巖在鹽上成藏，不僅取決于斷裂性質(zhì)、規(guī)模，還受控于膏鹽巖的分布及其與斷裂的組合關(guān)系[26]。

通過解釋二維地震剖面得到塔西南坳陷中寒武統(tǒng)膏鹽巖厚度平面圖(圖4)。由圖可見：中寒武統(tǒng)在塔西南坳陷分布廣泛，在麥蓋提斜坡中段靠巴楚隆起一帶厚度最大，向南部及東、西段迅速減薄，整體表現(xiàn)為向盆地呈弧形增厚的特征。在西段的群苦恰克構(gòu)造和東段的玉北構(gòu)造中寒武統(tǒng)厚度明顯小于中段的康2—巴探5—鳥山—瑪扎塔格構(gòu)造(和田河氣田)帶(圖4)。在地震剖面上中寒武統(tǒng)的特征為：斜坡中段地層厚度較大，具有不連續(xù)、弱反射等地震反射結(jié)構(gòu)； 斜坡東、西段厚度明顯減薄，同相軸連續(xù)性和振幅增強(qiáng)，反映了膏鹽巖在斜坡的分布規(guī)律(圖3a)。對中寒武統(tǒng)膏鹽巖層分布成因的合理解釋為：中寒武世塔西南古隆起已經(jīng)形成，呈北西—南東向分布于現(xiàn)今的山前坳陷區(qū)，在此古地貌格局控制下，自南向北依次為古陸、蒸發(fā)臺地、局限臺地，因此北部的巴楚地區(qū)為中寒武世沉積中心，向南部的塔西南古隆起逐漸超覆、尖滅[27-28]。

值得注意的是，麥蓋提斜坡不同位置的斷裂和膏鹽巖發(fā)育的差異與其東、西段聚油、中段聚氣的油氣分布特征高度吻合，并形成了海西期油氣輸導(dǎo)條件的差異：鹽下烴源巖向上排烴過程中，斜坡東、西段古隆起區(qū)除了斷裂系統(tǒng)較發(fā)育、位于優(yōu)勢運(yùn)移指向區(qū)以外，較小厚度的膏鹽巖也為石油運(yùn)移突破蓋層提供了有利條件，從而形成了斜坡東、西段聚集海西期古油藏的特征； 相對來說，斜坡中段膏鹽巖厚度大，蓋層滑脫型斷裂未能有效斷開膏鹽巖形成高效輸導(dǎo)，導(dǎo)致中段以鹽下成藏為主。隨著喜山期塔西南坳陷南部快速沉降，中段鹽下聚集的古油藏快速裂解，地層壓力增大，伴隨帕米爾地體向北逆沖導(dǎo)致走滑斷裂發(fā)育，原油裂解氣突破膏鹽巖向上運(yùn)移、成藏。因此從輸導(dǎo)體系的差異角度考慮，斜坡東、西段以發(fā)育海西期古油藏為主，中段是尋找喜山期氣藏的有利區(qū)帶。

圖4 塔西南拗陷中寒武統(tǒng)膏鹽巖厚度平面圖

2.3 古隆起演化

繼承性古隆起和古斜坡有利于油氣富集，是油氣持續(xù)運(yùn)聚的指向區(qū)[29-30]，因此古隆起的穩(wěn)定性關(guān)系到油氣運(yùn)移方向和規(guī)模，也決定了有利勘探區(qū)的選擇。在塔里木盆地大規(guī)模成藏的海西期，塔西南地區(qū)與塔北、塔中地區(qū)的古生代古隆起演化差異在于，前者發(fā)育并不穩(wěn)定，且麥蓋提斜坡東、西段古隆起經(jīng)歷了差異性的調(diào)整、演化過程[6]。

利用殘厚法恢復(fù)麥蓋提斜坡奧陶系灰?guī)r頂面在海西期三個(gè)不同階段的古構(gòu)造，較清晰地展現(xiàn)了東、西段古隆起調(diào)整的差異性(圖5)：①晚志留—早泥盆世，塔西南古隆起已經(jīng)形成，位于現(xiàn)今斜坡南部，整體呈近東西向展布，東、西段各發(fā)育一高點(diǎn)，東段古隆起規(guī)模大于西段，因此該時(shí)期塔西南坳陷奧陶系灰?guī)r頂面為一北傾的斜坡(圖5a)。②晚泥盆世之后，在區(qū)域擠壓作用下，開始出現(xiàn)東、西段古隆起的差異性調(diào)整：西段古隆起開始逐步向斜坡北部的群苦恰克構(gòu)造調(diào)整，東段古隆起則在坳陷南部持續(xù)發(fā)育，規(guī)模更大，但在平面上構(gòu)造高點(diǎn)不僅沒有與西段共同向北部調(diào)整，反而向南遷移(圖5b)。③至晚二疊世，西段古隆起已由南部完全調(diào)整至北部并靠近巴楚南緣地區(qū)，原坳陷區(qū)的北傾斜坡已調(diào)整為南傾，西段巴什托普構(gòu)造在此時(shí)期形成，而東段古隆起的高點(diǎn)依然位于玉北構(gòu)造帶南部。由此造成了晚海西期斜坡東、西段古隆起差異演化的格局(圖5c)。

麥蓋提斜坡晚海西期東、西段古隆起的定型期與烴源巖的生油期相匹配，為油氣運(yùn)移的優(yōu)勢指向區(qū)。下寒武統(tǒng)源巖生成的石油沿海西期斷裂向古隆起高部位運(yùn)移，由此形成了東、西段古隆起聚油的特征。中段的鳥山、羅斯塔格構(gòu)造因?yàn)樘幱谛逼碌筒课?，且海西期斷裂相對不發(fā)育、膏鹽巖厚度相對較大等因素，因此主要以鹽下成藏為主，鹽上未形成規(guī)模性油藏。

2.4 儲層和保存條件

受海西期構(gòu)造調(diào)整的差異性控制，麥蓋提斜坡東、西段在儲蓋組合、油氣保存條件方面也差異較大，進(jìn)而決定了該期古油藏在成藏層系和油氣特征方面的差異。

晚加里東—早海西期，麥蓋提斜坡東段因古隆起的長期穩(wěn)定發(fā)育，奧陶系上覆地層遭受嚴(yán)重剝蝕，志留系基本被剝蝕殆盡，瑪扎塔格和南部的玉北構(gòu)造出露奧陶系良里塔格組、鷹山組，羅斯塔格、鳥山等逆沖構(gòu)造高部位甚至出露蓬萊壩組，這些區(qū)域經(jīng)歷長期暴露、剝蝕，有利于形成風(fēng)化殼巖溶儲層[6]。鉆井、測井資料表明，中、東段奧陶系風(fēng)化殼巖性多為泥、粉晶灰?guī)r，以發(fā)育裂縫—孔洞型儲層為主，物性明顯優(yōu)于西段[31]。東段已發(fā)現(xiàn)的油氣藏主要分布于該套儲層與上覆泥盆系、石炭系泥巖形成良好儲蓋組合(圖6)； 同時(shí)，因古隆起的持續(xù)發(fā)育，泥盆系、石炭系在東段不同區(qū)域遭受不同程度的剝蝕，殘留蓋層在部分井區(qū)為石炭系巴楚組泥巖(羅斯2井、山1井、玉北1井及和田河氣田區(qū)域)、卡拉沙依組泥巖(玉北1-2x井)，還有部分蓋層為泥盆系。不同的保存條件導(dǎo)致古油藏內(nèi)部流體性質(zhì)差異較大，部分古油藏甚至因蓋層遭受嚴(yán)重破壞而散失，如，玉北油田海西期古油藏的降解特征最明顯，原油主要為重質(zhì)油[32]，沿瑪扎塔格(瑪8井)—鳥山(山1井)—羅斯塔格(羅南1井、羅斯2井)—古董山等構(gòu)造(古董1井)發(fā)現(xiàn)的奧陶系風(fēng)化殼殘留瀝青均為該時(shí)期古油藏遭受破壞的證據(jù)。

圖5 塔西南坳陷奧陶系灰?guī)r頂面海西期構(gòu)造演化(a)晚泥盆世； (b)晚石炭世； (c)晚二疊世

麥蓋提斜坡西段則因晚二疊世以前古隆起一直位于南部，斜坡長期處于古地貌低部位，奧陶系以低能環(huán)境下的致密泥灰?guī)r為主，表生期、成巖期改造時(shí)間也較短，因此未形成規(guī)模性的有效儲層。鉆井(伽1、群古1、群古2等井)數(shù)據(jù)充分證實(shí)奧陶系風(fēng)化殼附近成藏組合條件相對東段明顯變差，取心顯示奧陶系巖性致密，缺乏有效儲層。另一方面，西段古隆起在晚二疊世末才調(diào)整至斜坡北部，奧陶系風(fēng)化殼以上保留了較完整的志留系、泥盆系以及石炭系地層，其中發(fā)育優(yōu)質(zhì)的東河砂巖、生屑灰?guī)r和小海子灰?guī)r儲層，因此西段發(fā)現(xiàn)的海西期油藏主要分布于鹽上的泥盆系、石炭系內(nèi)部成藏組合。此外，晚二疊世之后西段古隆起已經(jīng)定型，再未經(jīng)歷大的調(diào)整，因此泥盆系、石炭系圈閉中聚集的古油藏保存、演化條件良好，油氣表現(xiàn)為以輕質(zhì)油為主、穩(wěn)定高產(chǎn)的特征。

3 勘探方向

塔西南坳陷古生界油氣勘探的整體思路是圍繞生烴中心和輸導(dǎo)體系，尋找有利勘探區(qū)帶的兩套成藏組合，而特殊的成藏條件決定了不同于其他地區(qū)的油氣勘探方向。

3.1 海西期烴源巖生烴滯后，晚期成藏潛力值得期待

構(gòu)造演化的遷移性決定了熱史的不一致性，進(jìn)而決定了烴源巖演化的多期性，因此塔西南坳陷下寒武統(tǒng)烴源巖具有多期成藏、排烴時(shí)期長的特點(diǎn)。長期處于古隆起高部位決定了烴源巖成藏期晚的特點(diǎn)，即海西期下寒武統(tǒng)主力烴源巖尚未達(dá)到生烴高峰，生烴潛力得以保存。由此認(rèn)為，海西期之后麥蓋提斜坡古生界應(yīng)具有較大的天然氣成藏潛力。

3.2 海西期成藏有利區(qū)帶為麥蓋提斜坡東、西段

海西期麥蓋提斜坡東、西段古隆起的分布、斷裂系統(tǒng)和中、下寒武統(tǒng)膏鹽巖特征決定了油氣輸導(dǎo)條件優(yōu)于中段。斜坡東、西段的逆沖斷裂定型期較晚，有效溝通了下寒武統(tǒng)烴源巖。另外，較小厚度的膏鹽巖更利于鹽下油氣突破蓋層，沿?cái)嗔言诠怕∑鸶卟课痪奂?、成藏。斜坡中段海西期長期處于構(gòu)造低部位，斷裂以早海西期蓋層滑脫型逆沖斷裂為主，且膏鹽巖厚度較大，因此鹽上油氣輸導(dǎo)效率較低，以鹽下成藏為主。上述特征決定了麥蓋提斜坡海西期古油藏主要分布在東、西段的古隆起，而中段未形成規(guī)模性油藏，這很好地解釋了研究區(qū)的勘探現(xiàn)狀。

圖6 麥蓋提斜坡東、西段地層分布(上)及取心照片(下)

3.3 海西期成藏層系在不同區(qū)帶存在差異

麥蓋提斜坡不同區(qū)帶儲層和保存條件的不同造成古油藏分布層系、成藏規(guī)模和油氣特征等存在較大差異：海西期斜坡東段古隆起長期穩(wěn)定發(fā)育，導(dǎo)致地層剝蝕嚴(yán)重，成藏層系以奧陶系鷹山組、蓬萊壩組潛山優(yōu)質(zhì)儲層為主，成藏規(guī)模大，但晚海西期保存條件遭到破壞，因此古油藏以重質(zhì)油為主； 斜坡西段碳酸鹽巖沉積能量整體較低，奧陶系良里塔格組、鷹山組儲層發(fā)育條件較差，成藏層系以泥盆系、石炭系東河砂巖為主； 斜坡中段由于輸導(dǎo)條件較差，海西期油氣以鹽下成藏為主。

4 結(jié)論

塔西南坳陷麥蓋提斜坡海西期成藏條件復(fù)雜，控制因素多樣：不同區(qū)帶烴源巖演化、油氣輸導(dǎo)條件、古隆起演化、儲層和保存條件的不同形成了成藏條件的差異，決定了不同于塔北、塔中地區(qū)沿走滑斷裂尋找海西期古油藏的勘探思路，即塔西南地區(qū)海西期走滑斷裂不發(fā)育、烴源巖成熟期滯后等因素導(dǎo)致其鹽上成藏規(guī)模有限，以鹽下成藏為主。

海西期麥蓋提斜坡東、西段古隆起是古油藏聚集的有利指向區(qū)，斷裂溝通層系決定了油氣成藏層系； 晚期古隆起的調(diào)整方向決定了喜山期天然氣藏的勘探方向。