超浅层油藏成岩特征及对油气成藏的影响——以准噶尔盆地春风油田为例

宋 璠，杨少春，苏妮娜，张瑞香，向 奎

(1.中国石油大学(华东) 地球科学与技术学院， 山东 青岛 266580；2.胜利油田 新疆勘探项目管理部， 山东 东营 257017)

超浅层油藏成岩特征及对油气成藏的影响
——以准噶尔盆地春风油田为例

宋 璠1，杨少春1，苏妮娜1，张瑞香1，向 奎2

(1.中国石油大学(华东) 地球科学与技术学院， 山东 青岛 266580；2.胜利油田 新疆勘探项目管理部， 山东 东营 257017)

春风油田位于准噶尔盆地车排子凸起东北部，其主力产层埋深平均500 m，属于典型的超浅层油藏。通过岩心描述与薄片观察，认为该油藏自下而上可分为底砾岩、粗砂岩—含砾砂岩、顶部细砂岩3套结构层。碳酸盐胶结为最典型的成岩现象，压实、溶解作用均较弱，胶结物主要在沉积初期形成，导致碎屑颗粒常呈漂浮状或点接触。3套结构层中的顶、底层分别由于强胶结和差分选导致储油能力差；中部有利结构单元内油水分布特征复杂，全区油水倒置现象严重。通过对该油藏进行成藏要素的解剖，认为沙湾组底部不整合、红车断裂带以及全区分布的厚砂层为油气成藏提供了良好的运移通道。但由于古构造、油气充注等因素的影响，北部、西北部以及西部地区早期发生了大规模碳酸钙沉淀，对后期运移的油气形成遮挡，造成了该区大规模油水倒置现象。研究区特殊的成岩现象及油藏分布特征充分说明，浅埋藏地区并非仅发育地层油藏和岩性油藏，受胶结作用影响也可形成一定规模的成岩圈闭油气藏，此类圈闭明显有别于常规的深层溶解型成岩圈闭。

超浅层油藏；成岩作用；碳酸盐胶结；油气成藏；春风油田；准噶尔盆地

1 储层岩性及成岩特征

通过对春风油田25口取心井进行岩心描述，结合薄片、粒度分析等实验手段，对该区主力油层开展岩石学特征研究。

1.1 岩性特征

春风油田沙湾组一段1砂层组储层岩性主要为粗砂岩、含砾砂岩，其次为细砂岩和砾岩，偶夹薄层粉砂岩。薄片鉴定表明砂岩主要为岩屑质长石砂岩(图2)。碎屑组分中石英含量为25%～45%，成分成熟度较低，以单晶石英为主；长石以钾长石为主，岩屑主要为凝灰质，其次为变质岩岩屑。重矿物含量为1%～3%，填隙物含量较低，以黏土为主。岩石结构成熟度中等—较差，分选性较差，磨圆度中等，多呈次棱角—次圆状。

通过岩心精细描述，可将该地层自下而上分为3套结构层，各层在岩性、结构以及含油性方面存在明显差异。

1.1.1 底部底砾岩层

底砾岩层位于沙湾组的底部，与下伏白垩系呈超覆不整合接触。砾石平均粒径为2～3 cm，最大粒径可达8 cm，大小混杂，分选差，磨圆较好，大多属次棱角—次圆状，表明沉积时水动力强且经过较长距离的搬运。底砾岩被填充其间的中—粗砂岩以及泥质砂岩胶结，岩石疏松，岩心大多为分散状砾石(图3a)。该结构层含油性较差。

图1 准噶尔盆地春风油田构造位置

图2 准噶尔盆地春风地区沙湾组一段1砂组岩石组分三角图

1.1.2 中部粗砂岩、含砾砂岩层

该层位于底砾岩上部，岩心含油级别高，是产油的主要来源。砂岩颗粒粒径为0.6～1 mm，分选、磨圆均较好，大多属次圆状。由于该结构层含油性好，导致岩心松软，部分岩心呈散砂状(图3b)。从含油性中等岩心上可发现该层钙质胶结强，泥质胶结较弱，砂岩颗粒之间主要为点接触。该层段还包括部分含砾砂岩，不同地区砾石含量不同，平均约占15%(图3c)。砾石相对较小，平均粒径为5～10 mm，个别砾石直径可达2 cm，具有一定的定向排列，分选、磨圆均较好。

1.1.3 顶部细砂岩、泥质粉砂岩层

该层位于沙湾组一段1砂组顶部，岩石颗粒细小，砂岩粒径平均约为0.2 mm，分选好，磨圆度高，常夹有泥质条带。钙质胶结作用强烈导致该结构层致密坚硬，滴酸强烈反应，对下部油层段起一定封堵作用(图3d)。该结构层基本不含油。

1.2 超浅层成岩特征

对岩心系统取样磨制薄片100余张，进行储集空间及成岩作用研究，结果表明：春风油田沙湾组一段1砂层组储集空间类型主要为原生粒间孔(图4a)，其中大多数为剩余原生粒间孔(图4b)，基本未见溶蚀孔隙。碳酸盐胶结作用是该区最主要的成岩作用类型，胶结物主要为方解石，填隙物中钙质胶结物占90%以上，杂基含量一般小于5%。颗粒呈漂浮状或点接触，胶结类型以基底式和孔隙式为主(图4c，d)。除胶结作用外，其余成岩作用均较弱，压实程度低，颗粒及胶结物的溶解现象不明显。上述特征表明该区沙湾组沉积物尚处于准同生作用阶段时，就被大量碳酸盐胶结物固结成岩。由于埋藏较浅，压实、溶解作用均较弱，储层特征与深部早期胶结、晚期溶蚀型的储层相比[13-14]，有着明显区别。

图3 准噶尔盆地春风地区沙湾组一段1砂组岩心特征

图4 准噶尔盆地春风地区沙湾组一段1砂组孔隙类型及成岩特征

利用显微图像分析系统对碳酸盐胶结物含量进行定量计算，经与岩心实测物性数据对比(表1)，发现碳酸盐含量与孔隙度存在良好的反比关系(图5)，表明储层物性主要受碳酸盐胶结程度制约。从岩心的含油级别以及电测曲线特征来看，胶结作用同样制约着储层的含油性。储层内3套结构层的胶结作用有一定差别，岩性越细胶结程度越高。最顶部的细砂岩段CaCO3含量最大可达40%，该层段基本不含油；中部粗砂岩、含砾砂岩段总体胶结程度较弱，但不同井区情况有所不同，胶结越强，储层含油性越差；底部底砾岩段胶结作用较弱，但由于分选差导致有效储集空间很小，含油性也较差。

2 油气成藏控制因素

前人研究认为车排子地区新近系的油气主要来自昌吉凹陷侏罗系烃源岩[15]，而区域断裂、不整合以及厚砂层组成了源外成藏的输导体系[16-18]，其纵横向运移能力是其成藏和形成规模富集的关键。通过对春风油田沙湾组成藏要素的解剖，发现区域不整合以及断层封闭性是该区油气大规模富集的主控因素，但受岩石学特征影响形成的有效遮挡条件也是油气成藏的重要条件。所谓油气运聚成藏，“运”与“聚”2个因素必须有效匹配，才能形成有价值的油气藏。

表1 准噶尔盆地春风地区沙湾组一段1砂组岩石物性与胶结物含量

图5 准噶尔盆地春风地区沙湾组一段1砂组储层碳酸盐含量与孔隙度关系

2.1 运移条件

车排子地区沙湾组成藏期的构造背景与油源方向配置有利，控制了油气运移趋势。白垩系底部和新近系地层分别呈东偏南和南东方向倾斜，与昌吉凹陷油源配置良好。白垩系与新近系底部沙湾组之间的区域不整合是沟通油源区并进行区域性运移的重要通道[19]，而位于车排子凸起东部的红车断裂长期活动，为该区主要的油源断裂，是油气大规模向上运移的优势通道[20]。新近纪以来，红车断裂带附近的油气藏进一步调整改造，先通过新近纪以来形成的层间断层垂向运移，再沿沙湾组底部的不整合面运移至沙湾组底部厚砂层中。

春风油田范围内主要发育2条三级断层，即位于工区中部呈近南北向展布的排6断层和东南部呈北东—南西向展布的排7断层(图1)，其他四级断层对油气成藏不起控制作用。通过断层垂向、侧向封闭性研究，认为排6断层对该区沙湾组一段1砂组的油水分布起重要控制作用。该断层受两盘地层结构及断距的影响，致使垂向及侧向上的封闭性存在着差异。断层由北向南断距逐渐增大，垂向开启，但侧向封堵性较好，导致断层下降盘油气明显比上升盘更富集。

2.2 聚集成藏条件

表2 准噶尔盆地春风地区沙湾组一段1砂组地层水性质

通过对油水倒置区系统取样进行储层物性及岩矿特征实验，表明水层井样品的碳酸盐胶结作用明显强于油层井。胶结物在砂体沉积初期大量形成，致使颗粒多呈悬浮状孤立存在，颗粒间呈点接触甚至不接触，孔隙喉道被严重破坏，连通孔隙数量大大减少，储层孔隙度、渗透率明显受碳酸盐含量制约。车排子地区紧邻昌吉凹陷，凹陷内侏罗系的烃源岩在有机质热演化过程中产生有机酸，富含有机酸的地层水沿区域不整合以及红车断裂带等优势运移通道向西北方向运动。该过程中含有机酸的地层水会对储层中的一些组分进行溶解，常见的有铝硅酸盐及碳酸盐组分[26]。随着溶解作用不断进行，溶解物质的浓度不断增大，当介质物理化学条件发生变化时，这种高浓度地层水将会发生碳酸钙大量沉淀[27]。春风地区超浅层油藏中地层水型为CaCl2型(表2)，Ca2+含量明显较高，可作为碳酸钙沉淀的有力证据。碳酸钙沉淀还与储层孔隙结构有密切关系[28]，岩性越细、孔隙喉道越小、孔喉分选越好，越有利于胶结物的形成。因此，在沙湾组典型的3套结构层中，最下部的底砾岩层胶结作用最弱，顶部细砂岩层胶结程度最高，基本无储集能力。

粗砂岩、含砾砂岩结构层与顶底结构层不同，其碳酸盐胶结程度在平面上具有明显的非均质性，北部、西北部以及西部排610井区碳酸钙含量明显高于其他地区，最高可达38%(图6)。研究认为，该特征主要由2方面因素造成：(1)该结构层岩性粗、孔隙结构好，利于富含碳酸钙的地层水在其中运移，但该区沙湾组由北西至西部属于古构造高部位，地层水运动至此能量大幅减弱，碳酸钙开始大量沉淀；(2)稍晚期的油气充注对胶结作用具有一定抑制作用[29]，直至油气到达已经致密胶结的地区，无法克服毛细管阻力继续运移，从而原地停留聚集成藏，因此造成了该区油水大规模倒置的现象(图6)。

图6 准噶尔盆地春风地区沙湾组一段1砂组碳酸盐含量及油水分布特征

综上所述，春风地区沙湾组具有良好的油气运移条件，但由于碳酸盐胶结程度的平面差异，在北部、西北部等地区形成了胶结遮挡条件，造成了该区油水倒置的现象。因此，该区并非沉积相变或砂体尖灭形成的岩性圈闭，而属于超浅层胶结遮挡型的成岩圈闭，胶结作用对于油气聚集成藏起着重要的控制作用。春风油田2011年滚动勘探过程中在排609井以北部署2口井均钻遇砂体，未见油气显示，取心表明碳酸盐胶结强烈，进一步证实了该区属成岩圈闭的观点。

3 结论

(1)超浅层油藏与深部以溶蚀次生孔隙为主要储集空间的储层有明显区别，其成岩遮挡条件对于油气成藏有重要影响。

(2)区域不整合、三级断裂以及厚砂层为该区油气成藏提供了良好的运移路径，但强烈的碳酸盐胶结作用导致油气无法进一步向北富集。古构造、油气充注是影响碳酸盐胶结物分布差异性的主要因素，造成了该区大规模油水倒置。因此，该区并非属于砂体尖灭形成的岩性圈闭，而是由胶结遮挡形成的超浅层成岩圈闭。

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(编辑 黄 娟)

Diagenetic characteristics of ultra-shallow reservoirs and influences on hydrocarbon accumulations:A case study of Chunfeng Oilfield, Junggar Basin

Song Fan1, Yang Shaochun1, Su Nina1, Zhang Ruixiang1, Xiang Kui2

(1.CollegeofGeosciencesandTechnology,ChinaUniversityofPetroleum,Qingdao,Shandong266580,China;2.DepartmentofXinjiangExplorationProjectManagement,SINOPECShengliOilfield,Dongying,Shandong257017,China)

Located in the northeast of the Chepaizi Uplift of the Junggar Basin, the Chunfeng Oilfield is regarded as a typical ultra-shallow reservoir since the main producing strata are about 500 m deep. Core and thin section observations show that the reservoir can be divided into three structural layers: basal conglomerates, gritstones and gravel sandstones in the middle, and fine sandstones on the top. Carbonate cementation is the most typical diagenetic effect, which took place mainly early during deposition, so that clastic grains are usually floating or have point contacting. Accordingly, compaction and dissolution are weak. The oil storage ability of the top and the bottom layers is poor due to strong cementation and poor sorting respectively. The oil and water distribution of the middle reservoir is complex that oil/water inversion phenomenon is a serious concern. The studies of hydrocarbon accumulation show that the unconformities at the bottom of the Shawan Formation, the Hongche Fault Zone and the thick sandstones widespread in the study area provide good pathways for hydrocarbon migration. Influenced by paleo tectonics and hydrocarbon filling, large-scale calcium carbonate deposition took place in the north, northwest and west of the Chunfeng area during the early stage, which blocked later oil migration and resulted in the oil/water inversion phenomenon. The special diage-nesis and reservoir distribution made it clear that there is not only stratigraphic or lithologic reservoirs developed in the shallow region, but also a certain size of diagenetic traps developed under the influence of carbonate cementation. This special trap, different from the conventional dissolution diagenetic traps, provides for useful exploration potential in the northwestern margin of the Junggar Basin.

ultra-shallow reservoir; diagenesis; carbonate cementation; hydrocarbon accumulation; Chunfeng Oilfield; Junggar Basin

1001-6112(2015)03-0307-07

10.11781/sysydz201503307

2014-02-09；

2015-03-20。

宋璠(1982—)，男，博士，讲师，从事沉积储层、油藏描述研究。E-mail: songfan0026@163.com。

国家科技重大专项(2011ZX05009)和高等学校博士学科点专项科研基金(20120133120013)联合资助。

TE122.2

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