準(zhǔn)噶爾中部4區(qū)塊侏羅系油氣輸導(dǎo)體系與油氣成藏關(guān)系

沈澈 蔣有錄 楊佳穎 方旭慶 魯修麟

摘要：準(zhǔn)中4區(qū)塊侏羅系油氣藏具有混源、多期充注的特征，而斷層和砂體復(fù)合形成的斷層-砂體輸導(dǎo)體系對油氣的運移與聚集起到重要的控制作用。利用地質(zhì)、測井、地震等資料刻畫輸導(dǎo)體系類型及分布特征，明確優(yōu)勢輸導(dǎo)體系及其對油氣分布和成藏模式控制作用。結(jié)果表明：具備強(qiáng)輸導(dǎo)能力（斷層輸導(dǎo)有效性評價系數(shù)小于3.5、啟閉系數(shù)大于1）并溝通烴源巖層與儲層的油源斷裂為垂向輸導(dǎo)通道，砂地比大于30%的部分連通和完全連通砂體為油氣橫向運移通道；優(yōu)勢輸導(dǎo)體系為強(qiáng)輸導(dǎo)斷層匯聚面與連通砂體構(gòu)造凸面脊，控制了油氣分布；綜合輸導(dǎo)體系演化和油氣充注過程建立混源供烴-兩期充注-斷砂復(fù)合輸導(dǎo)油氣成藏模式，第一期成藏期為斷層和砂體共同輸導(dǎo)至三工河組與頭屯河組，而第二期成藏期斷層為主要輸導(dǎo)通道，垂向輸導(dǎo)至頭屯河組。

關(guān)鍵詞：輸導(dǎo)體系； 斷層； 砂巖輸導(dǎo)層； 控藏作用； 侏羅系； 準(zhǔn)噶爾盆地

中圖分類號：TE 122.1 文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

引用格式：沈澈，蔣有錄，楊佳穎，等.準(zhǔn)噶爾中部4區(qū)塊侏羅系油氣輸導(dǎo)體系與油氣成藏關(guān)系［J］.中國石油大學(xué)學(xué)報（自然科學(xué)版），2023，47（6）：13-25.

SHEN Che， JIANG Youlu， YANG Jiaying， et al. Relationship between hydrocarbon migration system and reservoir formation in the 4th Block of central Junggar Basin［J］.Journal of China University of Petroleum（Edition of Natural Science）， 2023，47（6）：13-25.

Relationship between hydrocarbon migration system and reservoir

formation in the 4th Block of central Junggar Basin

SHEN Che1， JIANG Youlu1， YANG Jiaying1，F(xiàn)ANG Xuqing2， LU Xiulin1

（1.School of Geosciences in China University of Petroleum （East China）， Qingdao 266580， China；

2.Management Center of Oil and Gas Exploration， Shengli Oilfield Company， SINOPEC， Dongying 257000， China）

Abstract： The Jurassic reservoirs in the 4th Block of central Junggar Basin exhibit characteristics of mixed source and multi-stage filling. The hydrocarbon migration system， formed by a combination of faults and sand bodies， plays acrucial role in controlling the migration and accumulation of oil and gas. By utilizing geological， logging and seismic data， this study aims to characterize the types and distribution characteristics of this hydrocarbon migration system and elucidate the dominant hydrocarbon migration patterns and their influence on the distribution and accumulation mode of oil and gas. The research reveals that the oil source faults serving as efficient transport channels（indicated by an evaluation coefficient of fault transport effectiveness less than 3.5 and a fault opening and closing coefficient greater than 1）act as vertical migration pathways，connecting the source rock with the reservoir. Partially and completely connected sand bodies， with a sand-ground ratio greater than 30 %， function as lateral migration channels for oil and gas. The predominant hydrocarbon migration system include the T-type fault-sand combination pattern and the staircase-type fault-sand combination pattern. In these patterns， the convergence surface of robust transmission faults aligns with the ridge of connected sand body structures， which controls the distribution of oil and gas reserves. The comprehensive evolution of migration system and the hydrocarbon charging process establish a model for reservoir formation， encompassing mixed sourcing hydrocarbon supply， a two-stage filling process， and fault-sand composite transmission and conduction. The fault and sand bodies jointly transpor hydrocarbons during the initial phase of formation， while in the subsequent phase， the fault takes on the primary role as the transport channel.

Keywords： hydrocarbon migration system; fault; sandstone transport layer; control function; Jurassic; Junggar Basin

輸導(dǎo)體系作為控制油氣從源巖向圈閉運移的關(guān)鍵要素，是指運移過程中經(jīng)歷斷層、砂體、不整合等輸導(dǎo)通道的總和［1-3］。開展輸導(dǎo)要素的靜態(tài)刻畫、輸導(dǎo)體系內(nèi)的流體運移機(jī)制以及輸導(dǎo)體系的形成演化等內(nèi)容對判識含油氣盆地內(nèi)的油氣分布及油氣富集程度具有重要指導(dǎo)意義［4-5］。近年來，準(zhǔn)中4區(qū)塊在侏羅系地層內(nèi)發(fā)現(xiàn)多套含油層系，但工業(yè)油流井集中分布在斷裂帶附近，分區(qū)分帶特征明顯。前人針對侏羅系油氣藏開展了眾多研究，利用生標(biāo)化合物和儲集層流體包裹體明確油氣來源及期次，模擬恢復(fù)研究區(qū)超壓分析油氣充注動力，描述斷裂靜態(tài)特征分析斷裂成因等［6-10］。然而有關(guān)輸導(dǎo)體系內(nèi)各輸導(dǎo)要素時空配置關(guān)系、優(yōu)勢輸導(dǎo)通道以及輸導(dǎo)體系控藏模式還不夠清晰，影響了研究區(qū)侏羅系油氣的勘探。通過對斷裂和砂體輸導(dǎo)要素精細(xì)解剖基礎(chǔ)上，分析各輸導(dǎo)要素在演化過程中時空匹配關(guān)系明確優(yōu)勢輸導(dǎo)體，探討輸導(dǎo)體系控制下的油氣成藏模式，以期為準(zhǔn)中4區(qū)塊油氣勘探提供一定指導(dǎo)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

準(zhǔn)中4區(qū)塊位于準(zhǔn)噶爾盆地阜康凹陷中東部，整體處于北天山山前坳陷，其南靠北天山山前逆沖斷褶帶，北鄰白家海凸起，東鄰北三臺凸起，西北緊靠莫索灣凸起，整體呈現(xiàn)北高南低的構(gòu)造形態(tài)（圖1）。研究區(qū)經(jīng)歷海西、印支、燕山、喜山等多期構(gòu)造事件使得不同區(qū)域斷層成因機(jī)制存在差異，形成了董1-董3井區(qū)的壓扭斷裂帶、董6井區(qū)的正斷層發(fā)育帶、董7-董8井區(qū)的南北向調(diào)節(jié)斷裂帶3個相對獨立的斷裂體系［10］（圖1）。

阜康凹陷自下發(fā)育石炭系（C）、二疊系（P）、三疊系（T）、侏羅系（J）、白堊系（K）、古近系（E）、新近系（N）和第四系（Q）［11］。其中二疊統(tǒng)下烏爾禾組和下侏羅統(tǒng)八道灣組為兩套主力烴源巖，地質(zhì)和地化特征具有差異。油源對比結(jié)果表明研究區(qū)內(nèi)侏羅系原油主要來自下侏羅統(tǒng)煤系烴源巖，同時又有二疊系湖相烴源巖的部分貢獻(xiàn)。烏爾禾組烴源巖為深湖—半深湖相沉積鄰近生烴中心，烴源巖厚度在100～200 m，暗色泥巖為主，有機(jī)質(zhì)豐度較高，總有機(jī)碳（TOC）分布在0.41%～4.3%之間，有機(jī)質(zhì)類型以Ⅱ1型和Ⅱ2型為主，鏡質(zhì)體反射率Ro為1.3%～2.0%，熱演化程度較高，處于高成熟—過成熟階段，屬于好烴源巖；下侏羅統(tǒng)烴源巖為河流—沼澤—半深湖相煤系沉積，厚度在150～300 m，有機(jī)質(zhì)豐度較高，TOC分布在0.53%～5.33%，有機(jī)質(zhì)類型以Ⅲ型為主，部分為Ⅱ2型，Ro為0.7%～1.3%，熱演化階段處于生油高峰期，屬于較好烴源巖［12，16］。前人利用生排烴史分析法、同位素測年法、流體包裹體法等方式判斷成阜康凹陷成藏期為白堊紀(jì)和古新世—始新世［8，10］。

侏羅系三工河組和頭屯河組發(fā)育多套砂巖為主要的儲集層，同時也是油氣分布的主要層位。頭屯河組儲層主要發(fā)育于曲流河—三角洲—濱淺湖灘壩沉積體系［11-13］，三工河組儲層以辮狀河三角洲前緣沉積為主，砂巖儲層橫向分布穩(wěn)定，連續(xù)性較好。從頭屯河組到三工河組，隨埋深增加，儲層物性逐漸變差，屬于低孔—低滲儲層。侏羅系砂泥巖沉積相互疊置，形成理想生儲蓋組合。縱向上主要發(fā)育八道灣組生-三工河組儲-西山窯組蓋、八道灣組生-頭屯河組儲-下白堊系清水河組蓋兩套“下生上儲”的儲蓋組合（圖1）。

目前勘探證實，研究區(qū)內(nèi)油氣分布在3個斷裂體系附近，已發(fā)現(xiàn)的油藏類型有斷層油氣藏、構(gòu)造-巖性油氣藏和巖性油氣藏。不同層系油氣藏類型也存在差異，頭屯河組油氣藏主要受斷層和巖性的控制，除了靠近阜康凹陷中心的董3—董1井區(qū)局部發(fā)育砂巖透鏡體油氣藏之外，多數(shù)油氣藏受斷層輸導(dǎo)或封閉作用影響，發(fā)育斷層油氣藏和巖性-斷層油氣藏，其中斷層油氣藏主要發(fā)育在董8井和董11井附近，而巖性-斷層油氣藏主要發(fā)育在董7—董701井一帶（圖1）；三工河組油氣藏主要受巖性控制，發(fā)育斷層-巖性油氣藏和巖性上傾尖滅油氣藏［16］。

2 輸導(dǎo)要素特征

2.1 斷層輸導(dǎo)

2.1.1 斷層特征

阜康凹陷在印支—燕山期強(qiáng)烈的壓扭性應(yīng)力場的大背景下，形成了一系列走滑性質(zhì)的張扭性斷層，其在平面、剖面上均具有走滑斷層的典型特征，斷層集中發(fā)育于3個斷裂帶，呈北東、北西和南北向分布。地震剖面上斷裂帶內(nèi)斷層向下斷至三疊系或二疊系，向上只斷至侏羅系頂部，局部斷至白堊系底部，成藏期對應(yīng)的白堊系及以上地層中斷層不發(fā)育（圖2）。

根據(jù)演化過程和斷穿地層可將斷層劃分4種：Ⅰ級斷裂為始于印支-海西階段、持續(xù)活動至燕山階段的斷裂，延伸長度分布在6～15 km，具有規(guī)模大、延伸遠(yuǎn)、切穿侏羅系地層直至二疊系地層的特點，為主干斷層；Ⅱ級斷裂發(fā)育于晚三疊世，僅在燕山階段發(fā)育活動，表現(xiàn)為張扭、壓扭、張性環(huán)境下發(fā)育的走滑斷層花狀分支斷層，延伸長度小于8 km，規(guī)模僅次于Ⅰ型斷裂（圖1）；Ⅲ級斷裂形成于燕山階段中晚期，在地震剖面上成排展布，董13井附近逆沖特征明顯，斷層傾角為40°～60°，延伸長度小于4 km；Ⅳ級斷裂僅在印支—海西階段、燕山階段早期活動，斷面陡直，基本無分支斷裂，僅斷至八道灣組地層（圖2）。

根據(jù)能否溝通二疊系或八道灣組的成熟烴源巖和三工河組或頭屯河組的砂巖層將斷層分為油源斷層和非油源斷層。其中溝通二疊系烴源巖和侏羅系儲層早期形成的Ⅰ級斷裂與發(fā)育時間相對較晚且溝通八道灣組烴源巖與三工河組和頭屯河組儲層的Ⅱ級斷裂可成為油源斷裂，控制了油氣規(guī)模充注。非油源斷層存在兩種情況，一種是油源斷裂附近的Ⅲ級斷層起到調(diào)節(jié)作用，能夠?qū)⑷ず咏M儲層內(nèi)油氣垂向調(diào)節(jié)至上部頭屯河組儲層，起到調(diào)整油氣的分配運移的作用，而Ⅳ級斷裂未斷至侏羅系儲層，無法成為有效的輸導(dǎo)斷層。

2.1.2 斷層垂向輸導(dǎo)能力

研究區(qū)內(nèi)大部分油源斷層在地震剖面上僅斷至白堊系地層底部（圖2），因此使用斷層生長指數(shù)、斷層活動速率等常規(guī)方法得到的斷層輸導(dǎo)能力與油氣成藏期匹配較差。因此前人提出利用斷層輸導(dǎo)有效性評價系數(shù)（

Kf）和斷層啟閉系數(shù)（C）共同對斷層有效性進(jìn)行評價［6，17］。但前人提出的評價方法只考慮垂向斷距與斷面上部地層壓力對斷面輸導(dǎo)有效性的控制，使得評價結(jié)果只隨埋深和斷層傾角變化。大量勘探實踐表明，最大水平構(gòu)造主應(yīng)力同樣是影響高角度走滑斷層斷面正應(yīng)力的重要因素，區(qū)域最大水平構(gòu)造主應(yīng)力與斷層面的夾角越大，斷層面上的斷面正應(yīng)力越大，斷層封閉性越好［18］（圖3）。研究區(qū)不同地區(qū)的構(gòu)造主應(yīng)力方向和油源斷層走向夾角值存在較大差異，綜合考慮構(gòu)造應(yīng)力、地層壓力、斷層走向、斷層傾角等因素對斷層輸導(dǎo)有效性評價系數(shù)影響，將計算公式調(diào)整為

式中，Kf為斷層輸導(dǎo)有效性評價系數(shù)，無量綱；H為斷點埋深，m；ρr為上覆地層平均密度，g/cm3；ρw為上覆地層水密度，g/cm3；Δp為剩余流體壓力，MPa；pL為泥巖塑性變形極限壓力，MPa；g為重力加速度；θ為斷層面傾角，（°）；α為斷層走向與最大水平主應(yīng)力夾角，（°）；σH為最大水平構(gòu)造應(yīng)力，MPa；σh為最小水平構(gòu)造應(yīng)力，MPa； C為斷層啟閉系數(shù)，無量綱；R為泥巖涂抹因子；δ為斷面正應(yīng)力，MPa；p為流體壓力，MPa。

通過對斷層有效性評價公式的選取和參數(shù)的計算［8，19］，對研究區(qū)斷層輸導(dǎo)有效性進(jìn)行評價。斷層輸導(dǎo)有效性評價系數(shù)Kf和斷層啟閉系數(shù)C之間相關(guān)性非常好。結(jié)合斷層兩盤的油氣顯示情況，斷層在C>1、Kf<3.5是具備開啟能力的條件（圖4（a））。根據(jù)式（1）知斷面正壓力控制了斷層輸導(dǎo)有效性評價系數(shù)Kf，而斷層傾角θ和水平構(gòu)造主應(yīng)力與斷層走向夾角α是斷面正壓力的重要影響因素。利用研究區(qū)270個樣品點進(jìn)行擬合發(fā)現(xiàn)三者間具有一定相關(guān)性，R2可達(dá)0.61（圖4（b））。

綜合各項參數(shù)建立斷層輸導(dǎo)能力評價標(biāo)準(zhǔn)：①斷層輸導(dǎo)能力差。Kf>3.5，C<1，α>75°，θ<30°這種情況下，斷層垂直于水平構(gòu)造主應(yīng)力，造成斷層面上承受的正壓力較大，而超壓不發(fā)育，使得深層生成油氣難以突破斷層的封閉狀態(tài)。②斷層輸導(dǎo)能力中等。Kf>3.5，C>1或Kf<3.5，C>1，α>75°，θ>30°或α<75°，θ<30°在這類油源斷層兩側(cè)存在少量油氣顯示層段。③斷層輸導(dǎo)能力強(qiáng)。Kf<3.5，C>1，α<75°，θ>30°，斷層與水平構(gòu)造主應(yīng)力夾角較小，斷層傾角較陡，造成斷層面上承受的正壓力較小，位于超壓發(fā)育部位斷層易于開啟，該類斷層是油氣垂向運移的主要通道。

評價結(jié)果顯示，現(xiàn)今研究區(qū)發(fā)育的油源斷裂輸導(dǎo)能力具有分區(qū)分層的特征。同一層位內(nèi)，董3井區(qū)斷層輸導(dǎo)能力最強(qiáng)，其次是董7—董8井區(qū)，董6井區(qū)斷層輸導(dǎo)能力最差。表現(xiàn)為董8井區(qū)地層壓力偏小，董6井區(qū)斷層走向與最大水平主應(yīng)力的夾角近90°，而董3井區(qū)斷層傾角大，應(yīng)力夾角小，斷面正應(yīng)力偏小，地層壓力大易突破斷層封閉（圖5（a））。垂向上，由于三工河組研究區(qū)全區(qū)發(fā)育超壓，三工河組內(nèi)的油源斷層輸導(dǎo)能力大于頭屯河組（圖5（b））。研究區(qū)內(nèi)探明儲量主要分布于董3井、董1井、董13井附近三工河組和頭屯河組內(nèi)強(qiáng)輸導(dǎo)能力斷層附近。董7井和董11井附近頭屯河組內(nèi)發(fā)育中等輸導(dǎo)能力斷層，但其Kf值為3.6～38，C值較大可達(dá)2.7，與強(qiáng)輸導(dǎo)斷層接近同樣具備垂向輸導(dǎo)油氣能力。

結(jié)合前人研究成果［20］，通過構(gòu)造演化恢復(fù)和地層壓力恢復(fù)，計算中晚侏羅世（150 Ma）和晚白堊世（60 Ma）的斷層輸導(dǎo)有效性評價系數(shù)和斷層啟閉系數(shù)。中晚侏羅世，研究區(qū)斷層活動，斷層啟閉系數(shù)大，斷層輸導(dǎo)有效性評價系數(shù)小，Ⅰ級斷層可以作為二疊系烴源巖的垂向油氣輸導(dǎo)通道（圖6（c））；晚白堊世斷層基本停止活動，但侏羅系地層埋深較淺，地層壓力較大，斷層啟閉系數(shù)較大，斷層輸導(dǎo)有效性評價系數(shù)較小，油源斷裂普遍具有輸導(dǎo)能力（圖6（b））。斷層輸導(dǎo)有效性為董7—董8井區(qū)最好，其次為董3井區(qū)，董6井區(qū)相對較差。

2.2 砂體輸導(dǎo)

2.2.1 砂體分布特征

準(zhǔn)噶爾盆地中生界地層沉積時期具有沉積盆地大且盆地內(nèi)隆坳相間，整體呈震蕩演化的特征，這種沉積背景有利于三角洲沉積體系的發(fā)育。準(zhǔn)中4區(qū)塊砂體發(fā)育的地層有三工河組和頭屯河組，其中三工河組主要發(fā)育三角洲前緣亞相，砂體累積厚度介于10～70 m［16］；頭屯河組發(fā)育三角洲前緣和河流相沉積體系，砂體厚度變化大，為10～75 m，砂體間相對孤立［21］（圖7（a））。另外，單砂體厚度也是油氣運聚的重要影響因素，單砂體越薄，砂層輸導(dǎo)能力越差，當(dāng)厚度小于臨界值時單砂體橫向延伸長度短，不能作為油氣長距離運移通道。對三工河組和頭屯河組單砂體厚度進(jìn)行統(tǒng)計，二者均發(fā)育厚度0～1.5 m的薄砂層和厚度大于2 m的厚砂層，當(dāng)單砂體較厚時油氣性相對較好，而單砂體厚度小于1.5 m時含油氣性較差。從單砂體厚度來看，各砂層組都具備橫向輸導(dǎo)的能力（圖7（b）、（c））。

2.2.2 砂體物性及連通性

油氣在砂體內(nèi)連通孔隙運移能力受控于砂體物性與連通性，通常具有較高儲集物性及較大砂地比的砂巖層能夠成為優(yōu)勢運移通道。研究區(qū)侏羅系砂層總體上以長石巖屑砂巖和巖屑砂巖為主，孔隙類型包括剩余粒間孔、次生溶蝕孔隙以及微裂縫，其中次生溶蝕孔隙占總孔隙的80%以上，是侏羅系儲層主要的儲集空間［22］。儲層物性變化范圍較大，不同層位儲層物性存在一定的差異，頭屯河組儲層物性最好，孔隙度主要分布在8.0%～15.0%，滲透率主要分布在（0.236 ～7.070） × 10-3μm2；三工河組儲層物性較差，孔隙度主要分布在5.0%～8.0%，滲透率集中分布（0.089～0.293）×10-3 μm2，大部分屬于低孔-低滲儲層［23］（圖8）。

油氣在砂體內(nèi)的橫向運移距離取決于砂體的連通性。羅曉容等學(xué)者認(rèn)為砂巖層在地層中占據(jù)的比例與砂體連通性表現(xiàn)為正相關(guān)［24］。結(jié)合前人對準(zhǔn)中4區(qū)塊砂體特征研究成果利用砂地比建立砂體連通概率模型：

式中，P為砂體連通概率；h為砂地比;Lo為逾滲閾值；b=（L-Lo）/β，為連通指數(shù)；L為完全連通系數(shù)。

以準(zhǔn)中4區(qū)塊三工河組和頭屯河組地層砂地比和巖性剖面分析為基礎(chǔ)，使用砂體連通概率模型（連通概率界限分別為0.4和0.8）［25］，將砂體分為低連通、部分連通和完全連通3類，分別對應(yīng)砂地比0～30%、30%～50%和大于50%。利用該標(biāo)準(zhǔn)與砂體特征展布特征分析砂體輸導(dǎo)通道分布特征。通過對比不同層系砂體發(fā)育特征、砂地比和含油氣顯示井的比例發(fā)現(xiàn)砂體厚度和砂地比均較大的砂層組更有利于油氣的聚集（圖7（a））。頭屯河組內(nèi)的河道砂體相互孤立，連通性差，僅在董7井區(qū)、董11井區(qū)和董3井區(qū)附近發(fā)育部分連通砂體，形成東西向延伸的側(cè)向運移通道；三工河組砂體發(fā)育，砂地比主體大于30%，部分連通、完全連通砂體分布在董8-董7井區(qū)、董3-董1井區(qū)和董11井區(qū)成為研究區(qū)油氣主要側(cè)向運移的通道。

3 輸導(dǎo)體系對油氣成藏控制作用

3.1 輸導(dǎo)體系有效性

輸導(dǎo)體系與成藏事件的時空匹配有效性決定了油氣能否成藏，只有在烴源巖大量生排烴時期前就形成且具備強(qiáng)輸導(dǎo)能力的輸導(dǎo)體系是研究區(qū)侏羅系油氣藏形成的關(guān)鍵。阜康凹陷內(nèi)油源條件優(yōu)越，發(fā)育二疊統(tǒng)下烏爾禾組和下侏羅統(tǒng)八道灣組兩套主力烴源巖。根據(jù)埋藏-熱演化史，下烏爾禾組烴源巖在晚三疊世開始生烴（Ro>0.5%）、早侏羅世開始大規(guī)模生烴（Ro>0.7%）、早白堊世進(jìn)入凝析油-濕氣階段（Ro>1.3%），而八道灣組烴源巖在晚侏羅世開始生烴（Ro>0.5%）、早白堊世開始大規(guī)模生烴（Ro>0.7%）、始新世進(jìn)入凝析油-濕氣階段（Ro>1.3%）。而將侏羅系各層位烴類包裹體伴生的鹽水包裹體均一溫度分布區(qū)間投影到埋藏-熱演化史圖中得到侏羅系儲層成藏時期為白堊紀(jì)（132～75 Ma）和晚中新世—現(xiàn)今（10～0 Ma）［26］（圖9）。

在中晚侏羅世，烏爾禾組烴源巖開始生排烴，此時研究區(qū)油源斷裂處于活動狀態(tài)，油氣沿斷層進(jìn)入三工河組和頭屯河組砂體內(nèi)。由于儲層埋深淺，隨后又經(jīng)歷抬升剝蝕使得儲層內(nèi)油氣被破壞降解；大部分油源斷裂在白堊紀(jì)不再活動，僅有部分深大斷裂活動且活動性較弱，但研究區(qū)內(nèi)生烴造成較高的地層流體壓力使得油源斷裂再活化成為八道灣組油氣的垂向運移通道。隨著壓力卸載完畢，斷層封閉地層內(nèi)再次發(fā)育超壓［8］。前人對三工河儲層成巖過程開展研究并進(jìn)行物性恢復(fù)，結(jié)果表明三工河組砂體在第一成藏期儲層物性較好［7，15］，與埋藏較淺的頭屯河組砂體一起作為油氣橫向輸導(dǎo)通道；雖然古近系—現(xiàn)今成藏期內(nèi)斷層活動性不明顯，但準(zhǔn)噶爾盆地腹部Ⅰ級、Ⅱ級斷裂帶內(nèi)觀察到不同時期的流體包裹體，如阜康斜坡帶上的西泉斷裂內(nèi)存在三期流體活動與三期油氣充注時間相吻合［27］。這表明該成藏期內(nèi)廣泛存在的超壓發(fā)育和喜山期的構(gòu)造活動使得油源斷層開啟，發(fā)生“幕式”充注。三工河組砂體在一系列成巖作用下已經(jīng)致密，僅在輸導(dǎo)斷層附近充注難以橫向運移。頭屯河組中的優(yōu)質(zhì)砂體處于中孔中滲狀態(tài)，依舊能作為橫向運移的通道（圖9）。

3.2 優(yōu)勢輸導(dǎo)體系與油氣分布

輸導(dǎo)體系控制了油氣的分布，輸導(dǎo)體系發(fā)育的區(qū)域油氣富集，油氣顯示程度高，而遠(yuǎn)離優(yōu)勢輸導(dǎo)體系的區(qū)域油氣富集程度偏低。準(zhǔn)中4區(qū)塊內(nèi)輸導(dǎo)體系由強(qiáng)輸導(dǎo)斷層與其附近砂地比大于30%的連通砂體共同組成，主要分布在董7井、董3井、董13附近。目前已發(fā)現(xiàn)油氣富集區(qū)則與輸導(dǎo)體系發(fā)育區(qū)域相吻合，油浸和油斑級別的油氣顯示井均位于強(qiáng)輸導(dǎo)能力油源斷層和連通砂體控制范圍內(nèi)。

同一井區(qū)內(nèi)油氣差異富集則表明優(yōu)勢輸導(dǎo)體系控制了油氣運移方向。油氣總是沿一定配置關(guān)系的輸導(dǎo)體系從流體勢的高值區(qū)向低值區(qū)運移成藏。平面上匯聚形態(tài)斷層面和砂體的構(gòu)造凸面脊部位為油氣運移低勢區(qū)，油氣在運移過程中會在流體勢作用下在其中聚集。因此，當(dāng)強(qiáng)輸導(dǎo)斷層匯聚面與連通砂體構(gòu)造凸面脊相匹配時，油氣沿斷層匯聚面垂向運移并在與其對接的連通砂體處側(cè)向分流向構(gòu)造凸面脊匯聚，為最有利的斷-砂配置油氣輸導(dǎo)通道；而砂體構(gòu)造凸面脊或構(gòu)造凹面脊與斷層平整或發(fā)散部位相匹配時，油氣發(fā)散不利于油氣的運移和聚集。利用斷層解釋資料恢復(fù)研究區(qū)內(nèi)油源斷層的斷面形態(tài)（圖10），并將其與斷層輸導(dǎo)能力、砂體構(gòu)造凸面脊方向、砂體厚度與砂地比疊合得到各輸導(dǎo)要素在空間上的配置關(guān)系（圖11）。

董6井區(qū)油氣分布受油源斷層垂向輸導(dǎo)能力控制，董11井和董6井均位于連通砂體內(nèi)，董11井油氣顯示明顯優(yōu)于董6井，原因為董11井附近發(fā)育強(qiáng)輸導(dǎo)能力油源斷層，大于董6井附近油源斷層（圖10（a））。董2井區(qū)油氣分布受斷層垂向輸導(dǎo)能力和斷層面形態(tài)共同控制。董701井和董8井均處于中等輸導(dǎo)能力斷層附近，董701附近發(fā)現(xiàn)規(guī)模油氣而董8井僅見顯示未發(fā)現(xiàn)油氣藏。這是由于董7井附近斷層垂向輸導(dǎo)能力強(qiáng)，同時發(fā)育匯聚斷層面和砂體構(gòu)造凸面脊組成的斷-砂組合輸導(dǎo)體系，而董8井附近為發(fā)散型斷層面和砂體構(gòu)造凸面脊組成的輸導(dǎo)體系，不利于油氣的運聚（圖10（a））。董三井區(qū)內(nèi)董3井附近發(fā)育強(qiáng)輸導(dǎo)油源斷層且斷層面為匯聚型，油氣通過斷層運移至侏羅系儲層并沿砂體構(gòu)造凸面脊由南向北在構(gòu)造高部位聚集成藏（圖10（b））。

3.3 斷-砂輸導(dǎo)體系控制油氣成藏模式

準(zhǔn)中4區(qū)塊烴源巖層內(nèi)多期生成的油氣通過油源斷層垂向運移至上部三工河組儲層以及頭屯河組儲層，沿砂體構(gòu)造凸面脊側(cè)向運移最終在構(gòu)造高部位聚集，油氣藏具有混源的特征。綜合烴源巖生排烴史、輸導(dǎo)要素特征和輸導(dǎo)體系有效性，在對油氣動態(tài)成藏過程深入分析的基礎(chǔ)上，建立研究區(qū)侏羅系“混源供烴-兩期充注-斷砂復(fù)合輸導(dǎo)”的油氣成藏模式。

第1期油氣充注（早白堊世），烏爾禾組烴源巖進(jìn)入高熟階段，八道灣組烴源巖進(jìn)入生烴高峰期，此時頭屯河組和三工河組地層在經(jīng)歷抬升后又快速埋藏，構(gòu)造強(qiáng)度較低，斷裂活動性微弱。兩套烴源巖生成的油氣在超壓驅(qū)動下首先進(jìn)入到八道灣組頂部薄層砂體和三工河組連續(xù)性較好的砂體充注，三工河組砂體厚度大且分布穩(wěn)定，儲層物性條件較好，油氣能夠在三工河組砂體構(gòu)造凸面脊中進(jìn)行一定距離的側(cè)向運移，在巖性尖滅處或鼻凸帶形成巖性和構(gòu)造-巖性油氣藏，局部T型斷-砂組合發(fā)育部位充注至頭屯河組充注成藏（圖12（a））。

第2期油氣充注（中新世—現(xiàn)今），八道灣組烴源巖進(jìn)入高熟階段，頭屯河組和三工河組地層持續(xù)埋藏，砂巖儲層進(jìn)入晚期成巖作用階段，砂巖儲層孔隙度進(jìn)一步降低，儲層物性變差難以成為側(cè)向運移通道。受喜山期構(gòu)造活動和生烴超壓的影響，斷裂具備輸導(dǎo)能力，油氣在源儲壓差驅(qū)動下沿油源斷裂向上運移至多層系充注成藏，在該時期侏羅系發(fā)育的調(diào)節(jié)斷層將第1期在三工河組形成的油氣向上調(diào)整至頭屯河組河道砂體中成藏，為油氣藏的破壞和再調(diào)整過程（圖12（b））。

4 結(jié) 論

（1）準(zhǔn)中4區(qū)塊油氣通過油源斷裂和連通砂體垂向和橫向運移聚集成藏，其中斷層輸導(dǎo)有效性評價系數(shù)小于3.5且啟閉系數(shù)大于1的油源斷裂為垂向輸導(dǎo)通道，砂地比在30%～50%的部分連通砂體和砂地比大于50%的完全連通砂體為橫向輸導(dǎo)通道。

（2）斷層和砂體輸導(dǎo)要素中的強(qiáng)輸導(dǎo)油源斷層的匯聚型斷層面與連通砂體的構(gòu)造凸面脊構(gòu)成了優(yōu)勢輸導(dǎo)體系，控制研究區(qū)內(nèi)的油氣分布。

（3）研究區(qū)在白堊紀(jì)時，油氣沿油源斷裂向上運移至三工河組并在三工河組側(cè)向運移至構(gòu)造-巖性或巖性圈閉中成藏，局部運移至頭屯河組充注成藏；中新世—現(xiàn)今，八道灣組烴源巖大規(guī)模成熟生烴，三工河組致密，油氣沿油源斷裂垂向運移至頭屯河組斷塊圈閉中成藏，從而建立了混源供烴-兩期充注-斷砂復(fù)合輸導(dǎo)的油氣成藏模式。

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