马海-大红沟凸起油气成藏主控因素研究

2014-03-26王晓丰翟肖峰

石油地质与工程 2014年4期

王晓丰，翟肖峰

(山东正元建设工程有限责任公司，山东济南 250101)

1 地质概况

马海―大红沟地区位于柴达木盆地北缘块断带(简称柴北缘)中段，属于柴北缘一级构造单元内的一个亚一级构造单元[1]。马海―大红沟凸起北部是赛什腾和鱼卡断陷，东为红山断陷，西南邻伊克雅吾汝凹陷，东南为三湖凹陷；勘探面积5 200 km2，是前中生界古隆起，由马仙、陵间、绿南及黄泥滩四条区域大断裂所包围，呈菱形状，分为绿南山前构造带，中部的马海-北极星-大红沟构造带以及西南侧的南八仙-北陵丘-东陵丘构造带，由于受马仙和无东两条左行走滑断裂的影响，这些构造带均呈反“S”型北西向展布。马海-大红沟地区地面出露地层以第三系为主，其次为第四系及白垩系地层，受沉积、剥蚀及断层等因素影响，各构造地面出露地层层系有一定差异。该地区主要发育的地层有小媒沟组(J1、J2)、红水沟组(J3)、路乐河组(E1+2)、下干柴沟组下段(E31)、下干柴沟组上段(E32)、上干柴沟组(N1)、下油砂山组(N21)、上油砂山组(N22)、狮子沟组(N23)、七个泉组(Q1+2)。马海-大红沟凸起区油气勘探始于20世纪50年代，先后发现南八仙油气田和马北气田。

2 油气成藏主控因素

2.1 烃源岩特征

2.1.1 烃源岩生烃能力

柴北缘第三系基本不具备生油条件,侏罗系是其主要烃源层,可以分为2 个大的含油气系统(图1) ,即:冷湖-南八仙一线及其以南为J1烃源岩控制的含油气系统,冷湖-南八仙以北为J2烃源岩控制的含油气系统。前者烃源岩以含薄煤层的湖相暗色泥岩为主,主要发育在昆特依、伊北、鄂博梁I 和鄂博梁Ⅱ号4个凹陷,面积约7 200 km2,有机质丰度高,成熟度高,综合评价为一套较好的烃源岩；后者烃源岩以湖沼相煤系泥岩为主,发育在赛什腾、鱼卡和红山凹陷,面积约5 600 km2,有机质丰度较高,成熟度较低,综合评价为一套较差-好烃源岩。中侏罗世坳陷湖盆较早侏罗世稳定,使得该地区的烃源岩除J21- J26以沼泽相为主的含煤系地层外,还有J27以泥岩、页岩和油页岩为主的湖相地层。该套烃源岩厚度为50～200 m ,分布稳定,有机质丰度高,母质类型好,生烃强度大,有机碳含量平均为11%(26 块岩样) ,氯仿沥青“A”为0.197% (11 块岩样) ,值得引起足够重视[2]。凸起区被多个侏罗系生烃凹陷所包围,北有赛什腾J2生油凹陷(最大厚度达800 m) 和鱼卡J2生油凹陷(最大厚度达950 m) ,南有伊北J1生油凹陷(最大厚度达2 000 m) ,自身有尕丘J2次凹(最大厚度达600 m)和陵南J1次凹(最大厚度达900 m) 。

2.1.2 油、气藏分布严格受生烃凹陷控制

马海―大红沟凸起区的油气来源于周边尕丘凹陷、赛什腾凹陷和伊北凹陷的侏罗系烃源岩[3]。三个凹陷侏罗系烃源岩的成熟演化和排聚作用控制了马海―大红沟凸起区油气的分布。

图1 柴达木盆地北缘中、下侏罗统(J1 + 2) 残余厚度

南八仙构造油气藏的油气来源于伊北凹陷和赛什腾凹陷；马海构造上早期生物降解原油和后期高成熟原油的主要油源区为赛什腾凹陷(马海尕秀)，马海构造上成熟原油的主力油源区为东部的尕丘凹陷。

马海―大红沟凸起区邻近生油气中心的有效圈闭，油气源充足，是石油、天然气聚集的有利场所。如南八仙油气田，深层(E31)两期充注，油源充足；浅层一期充注，为次生油气藏。马北地区马北1号、2号处于凸起高部位，距离赛什腾凹陷较近，曾有多期原油充注，并获得了赛什腾凹陷和尕丘凹陷的双源供油，马北3号仅有尕丘凹陷单源一次充注。

就天然气聚集而言，研究区生气中心主要有伊北凹陷、赛什腾凹陷等。生气中心对气田的分布有明显的控制作用。南八仙气田、马北构造、马西构造和马海气田天然气都主要来自伊北次凹和赛什腾凹陷，由于南八仙气田紧邻伊北次凹和赛什腾凹陷生气中心，气源条件好，从而形成大中型气田，而马海气田离伊北次凹和赛什腾凹陷生气中心较远，仅形成了小型的马海气田。当然，形成气田的大小还与圈闭形成早晚有关，早期形成的圈闭更有利。因此，处于生气中心或邻近生气中心的有效圈闭气源充足，是天然气聚集的有利场所(图2)。

另外，就圆丘1井和尕丘1井的钻探结果而言，没有取得突破，除了圈闭落实程度的原因，一个重要的原因可能是尕丘凹陷或其周边侏罗系烃源岩的供烃能力有限。

2.2 断裂展布及输导体系

从马海―大红沟凸起区目前的油气分布特征看，油气藏分布与断裂展布密切相关，除马海深层地层超覆气藏外，其它几个油气藏的分布严格沿断裂展布，表明断裂是控制该区油气分布的主要因素。

图2 马海―大红沟凸起区生烃凹陷对油气藏分布的控制作用

2.2.1 基底大断裂控制着烃源岩的展布。

马海―大红沟凸起区周边生烃凹陷中的中下侏罗统烃源岩受基底大断裂的控制，与基底大断裂的展布极为一致。

基底岩性特征：研究区钻达基岩的井主要有仙3井等10余口井，岩性主要为下元古生界达肯大阪群的深变质岩系。

基底形态特征：从二维地震解释的T6层(基岩顶面)构造图(图3)可以看出，研究区基底形态总体可概括为“两凹夹一隆”。两凹是指东北部的尕丘凹陷和西南部的陵间断裂上盘、南八仙与东陵丘构造之间的一个半向斜。研究区中部是由马海构造-北极星-大红沟构造组成的中部隆起带。北部尕丘凹陷位于绿梁山前，绿南断裂下盘，呈椭圆形，走向北西-南东，基底最大埋藏深度4 000多米，向四周逐渐抬升，沉积充填主要为第三系、白垩系和中、上侏罗统。中部隆起区基底隆起幅度较大，主体部位埋深在2 000 m以内，马海地区基底大多在1 000 m左右，北极星构造高部位基底埋深仅400 m，向东南沉积加厚、基底有加深的趋势。西南地区总体表现为一向西南倾斜的斜坡，在斜坡的背景上，南北两端发育有东陵丘构造和南八仙构造，在两个构造的中间(即北陵丘构造以西)发育一个受控于陵间断裂的凹陷。凹陷主体埋深达到8 000 m，而南八仙构造基底埋藏深度在4 000 m以内，东陵丘构造的基底大致在3 000 m左右，西南部的基底呈北西-南东两头高，中间低的特征。马海─大红沟凸起区在中生界沉积前基岩就是一个古隆起。

2.2.2 构造圈闭的形成与分布受断裂控制

柴达木盆地构造样式主要受喜山期昆仑山和祁连山的挤压以及阿尔金断裂的挤压走滑作用控制，以褶皱和逆冲断层为主要特征[4]。燕山晚期的挤压作用也发育压缩构造。在燕山早期的伸展环境和喜山期挤压环境下的局部伸展环境中，发育有伸展构造样式。在挤压环境下某些断裂具有明显的走滑活动，形成了走滑构造样式。

图3 马海-大红沟凸起地震解释T6层(基岩顶面)构造

研究区构造圈闭展布规律十分明显，由南向北成排成带呈弧形、反“S”形展布，其形成演化受断裂控制。绿南山前构造带受绿南断裂及其次级断裂控制，马海及马海北构造受马仙断裂及其次级断裂控制。南八仙-北陵丘-东陵丘构造受深层基底断裂及浅层滑脱断裂的控制。马海-大红沟凸起区构造样式的发育特征与凸起区构造单元有密切关系，绿南山前构造带主要以断展褶皱和冲断构造为主；马海-大红沟构造带主要以断鼻构造、叠瓦扇冲断组合、花状构造和Y字构造为主；南八仙-北陵丘构造带则主要以顶板反冲双重构造为主。

马海-大红沟凸起区的构造样式基本上包括以下几种类型：①冲断构造样式及叠瓦扇冲断组合；②背冲背斜；③断展褶皱；④断鼻构造；⑤顶板反冲双重构造；⑥花状构造；⑦Y字构造。

2.2.3 断裂是油气运移聚集的最重要通道

研究区油气主要储集在第三系储层中，而中、下侏罗统烃源岩生排出的油气要进入第三系，尤其是要进入凸起区下干柴沟组及其以上地层，断裂则是油气运移聚集的重要通道。研究区的输导体系包括断层、砂岩输导层、不整合面以及裂缝。断层和不整合面是油气运移的主干通道。研究区储层与烃源岩的沟通主要靠断层和不整合面[5-7]。

伊北凹陷生成的油气只有通过不整合面(T6和TR层面)或侏罗系内部输导体(砂岩输导层)等与陵间断裂沟通；自陵间断裂运移，再通过不整合面(T6和TR层面)或侏罗系内部输导体(砂岩输导层)等与仙南断裂沟通，进入南八仙构造，形成深部原生油气藏。后期的构造运动，使仙北断裂沟通深部原生油气藏，导致原生油气藏破坏，油气沿仙北断裂向上运移，形成次生油气藏(图4)。油气还可以沿输导体进一步向北。据自生伊利石K/Ar测年法与包裹体均一化温度法推算，南八仙油气运移主要有两期：E3-N1、N2(主要为N23)。

就南八仙油气藏而言，断层作为主要输导体，燕山晚期-喜山早期的构造运动形成的断层或使早期断层复活。它与伊北凹陷侏罗系烃源岩的生、排烃期(E1+2早期进入生油窗，主要生烃期为E3-N1中晚期)非常吻合，形成早期原生油气藏。喜山中、晚期的构造运动形成的断层或使早期断层复活，导致早期原生油气藏破坏，形成次生油气藏，同时也使早期原生油气藏再次充注，形成晚期原生油气藏。

赛什腾凹陷生成的油气只有通过不整合面(T6和TR层面)或上侏罗统(或白垩系)内部输导体(砂岩输导层)等与马仙断裂沟通；自马仙断裂运移，再通过不整合面(T6层面)、E1+2内部输导体(砂岩输导层)等断裂，进入马海构造，形成马海地区油气藏(图4)。

尕丘凹陷生成的油气只有通过不整合面(T6层面)及相关断层与砂岩输导层进入马海北及马海构造(图4)。

2.3 圈闭的形成时间和有效性

圈闭的形成时间：马海―大红沟凸起区主要为第三系沉积，圈闭均发育于古凸起上或其边缘。从图上分析可知(图5)，凸起区周边凹陷烃源岩的主要排烃期约在E32-N23，凸起区圈闭的形成期也在E32-N23。所以，形成越早的有效圈闭越有利于富集油气，如南八仙深层等。

研究区第三系沉积于古凸起上，凸起周边沉积存在超覆作用，而凸起上的沉积呈现顶薄翼厚的披覆特征，具备形成早期圈闭的条件。如南八仙深层。另外，像马西、马北1号和马北3号构造在凸起区形成也相对较早。

圈闭的有效性：圈闭形成较早，而且形态较完整，有利于油气聚集，如南八仙深层、马西、马北一号圈闭较完整，而马海、马北四号圈闭相对较差。因为后者构造主体部位有断层穿过。由于圈闭有效性的差异，马海气田气层主要分布在大段泥岩所夹的薄砂层中，而马西1、马北1井油气则分布在厚砂层中。马西1井钻至1 095.27 m发生井涌，试油该层10mm油嘴日产气16×104m3，压力系数高达1.50，与南八仙2 850～3 200 m E31压力系数1.45～1.8相当。而马海马8井压力系数不超过1.15，马北1井为1.13，说明马西圈闭的有效性优于马海、马北一号构造。就研究区而言，E31区域泥岩盖层在该区十分重要，它为基岩和地层超覆油气藏的形成创造了有利的条件。

图4 马海-大红沟地区输导体系类型示意

图5 马北地区含油气系统事件

2.4 油气藏的保存

不同的储、盖组合对油气保存起到很大作用[6-7]。凸起区有3套储、盖组合：①N和E23砂泥岩互层储、盖组合,反映次生油气藏的成藏特点,各组地层中的泥质岩可作为其下伏储层的直接或间接盖层。② 古近系 E13区域性储、盖组合，E13中上部有一套区域性泥岩盖层 ,厚度为 60～240 m，这套区域盖层西厚东薄，分布稳定，与凸起区的油气藏分布关系十分密切。③ 基岩裂缝、风化壳与其上不整合储、盖组合，在古凸起较高部位，侏罗系超覆或E13盖层直接覆盖于基岩之上。这3套储、盖组合形成的油气藏在凸起区都有发现。

喜山晚期构造运动使研究区整体抬升，地层大量剥失，形成晚期断裂或使早期断裂复活，凸起区高部位现今出露地层自西向东为N1、E3和K，可能对已形成的油气藏进行了调整和改造，并导致油气散失。

在实际的油气藏中，南八仙浅层油气藏为次生形成。平顶山、绿梁山前均存在油苗，反映油气曾直接通达地表。南八仙构造上的天然气重的碳同位素组成与小的甲乙烷碳同位素差值表明这些天然气具有高的成熟度和差的保存条件。