准噶尔盆地腹部阜康深凹带侏罗系成藏规律

石好果

(中国石化 胜利油田分公司 勘探开发研究院 西部分院，山东 东营 257000)

准噶尔盆地腹部阜康深凹带侏罗系成藏规律

石好果

(中国石化 胜利油田分公司 勘探开发研究院 西部分院，山东 东营 257000)

准噶尔盆地腹部阜康深凹带地层埋藏较深，断层不易识别，圈闭隐蔽，与凸起带以大型构造圈闭为主的油气藏在成藏规律上存在显著差异。在对阜康深凹带油气来源、运移通道、运移动力及成藏时间等成藏过程研究的基础上，分析油气运聚过程和成藏主控因素。首先应用地质与地球化学的分析方法，发现阜康深凹带的油气主要来自于八道湾组淡水环境下形成的煤系烃源岩；然后结合异常压力、运移输导特征及油气成藏期次的分析，认为油气从八道湾组排出之后，在八道湾组和三工河组砂体中发生过长距离侧向运移，之后通过走滑断层，垂向运移至上部的头屯河组圈闭中聚集成藏。通过对阜康深凹带成藏主控因素的分析，认为头屯河组油气藏的形成主要受超压、断裂、圈闭及三者良好匹配的控制，并在此基础上，建立了该区的油气成藏模式。

异常超压；走滑断层；成藏模式；侏罗系；阜康深凹带；准噶尔盆地

阜康深凹位于准噶尔盆地腹部，在“源控论”和“梁聚论”等油气勘探理论的指导下[1-4]，盆地腹部发现了石西、石南和莫北等油气田，多分布在盆地腹部凸起及其边缘之上，具有“沿梁富集”的特点(图1)。但随着盆地油气勘探的发展，凸起部位有利地带减少，在深凹带内部寻找隐蔽油气藏逐渐成为腹部地带油气勘探的重要方向。阜康深凹内中4区块就是在这样的勘探背景下发现的油气田，它远离腹部凸起和斜坡地带，是腹部地带发现的位于深凹带内部的为数不多的油气田之一。目前在阜康深凹带中4区块内完钻探井8口，其中董1和董701井在侏罗系头屯河组中获得高产工业油流，其他钻井也均见较好的油气显示[5-6]，说明该区油气资源丰富，勘探潜力巨大。由于深凹带所处的构造位置与凸起带存在一定的差异性，其油气成藏规律必然与凸起带存在明显不同，因此深入研究中4区块侏罗系油气成藏规律，对准噶尔盆地腹部无凸起地带油气勘探具有重要的借鉴意义。

图1 准噶尔盆地构造单元区划及已发现油气田分布

1 研究区石油地质特征

准噶尔盆地是我国西部含油气大型叠合盆地，其构造沉积演化具有多旋回多阶段的特点[9]，总体上可以分为4个阶段，即晚石炭世—早二叠世的海相或残留海相裂陷盆地阶段、中—晚二叠世的陆相前陆盆地阶段、三叠纪—白垩纪的陆内坳陷阶段、古近纪—第四纪的类前陆盆地阶段。相对应于盆地的多旋回多阶段的演化特征[10-12]，准噶尔盆地油气分布也就具有多层系含油、油气藏类型多样的特点。阜康凹陷是准噶尔盆地内一个持续沉降的凹陷，沉积地层厚度过万米。在深凹带内，现钻穿地层主要为侏罗系及以上地层，侏罗系油气显示层位主要为三工河组和头屯河组，产工业油流的地层为头屯河组。侏罗系又可进一步划分为下侏罗统八道湾组(J1b)、三工河组(J1s)和中上侏罗统西山窑组(J2x)、头屯河组(J2t)、齐古组(J3q)。齐古组在深凹带北部被剥蚀，仅在南部存在。八道湾组沉积期，沉积水体相对较深，沉积了一套分布广泛的含煤地层，暗色泥岩发育，分布较稳定，为该区较好的烃源岩层。三工河组沉积期，主要发育辫状河三角洲和滨浅湖沉积，砂体发育，为该区较好的储层(图2)。西山窑组沉积期，沉积范围变小，水体变浅，主要发育滨浅湖和沼泽相的细碎屑岩夹煤层沉积。头屯河组沉积期，气候趋于干燥，下部为三角洲前缘沉积，上部为三角洲平原及曲流河沉积，该沉积期发育的沉积砂体为该区较好的油气储层。而侏罗系以下三叠系、二叠系及石炭系在凹陷边部凸起地带揭露/钻遇较多，在二叠系及三叠系中产工业油流。

阜康深凹的中4区块整体为一个向西南倾斜的单斜，单斜上断层发育，断层性质主要为走滑断层，见少量的孤立分布的逆断层，断层主要沿北西西向、南北向展布，少数断层沿北东向展布。区内断层绝大部分只断至侏罗系顶部(图3)，仅在董8井附近见少数断层断至白垩系底，白垩系及以上地层中断层不发育。

中4区块从上往下在侏罗系共钻遇头屯河组、三工河组及八道湾组3套储层，三工河组和八道湾组储集砂体主要为辫状河三角洲前缘分支流河道砂体，稳定性和连续性较好。头屯河组下部储集砂体主要为三角洲分支流河道砂体，上部储集砂体演变为曲流河边滩砂体，曲流河砂体侧向稳定性和连续性较差，容易形成岩性圈闭，是深凹带内最主要的储油圈闭。在储集物性方面，具有随埋藏深度增加物性变差的特点，三工河组储层孔隙度介于4.2%～10.7%之间，平均值为7.3%，渗透率为(0.04～6.05)×10-3μm2，平均为0.45×10-3μm2，为低孔、低渗储层。头屯河组储层由于储集砂体类型的差别，非均质性较强，孔隙度介于2.5%～18.1%之间，平均值为11.1%，渗透率为(0.02～466)×10-3μm2，相对来看头屯河组储层物性较好，更利于油气的储集。

图2 准噶尔盆地中4区块侏罗系沉积及地层发育柱状图

图3 准噶尔盆地中4区块断层分布及典型地震剖面

阜康深凹带远离凸起地带，没有明显的正向构造圈闭，具有地层埋藏较深、断层不易识别、缺少大型构造圈闭、圈闭隐蔽等特点[13-15]。区内主要发育4类隐蔽圈闭，即断层封堵型、断块型、上倾尖灭型及孤立型。从实际勘探结果来看，在4类圈闭类型之中，上倾尖灭型和断块型圈闭是深凹带有效的圈闭。

2 油气来源

通过对阜康深凹带三工河组和头屯河组油样和油砂样品所做的饱和烃色质谱及全油碳同位素分析，发现2个层位样品的姥植比多大于2(表1)，三环萜烷含量相对较低，以C19三环萜烷为主，伽马蜡烷指数较低，降霍烷含量较高，升霍烷含量较低，大部分样品甾烷多以C29规则甾烷为主(图4，图5a)，且2个层位样品所测的成熟度相近，甾烷C29ββ/(ββ+αα)比值主要介于0.50～0.66之间(图5b)，甲基菲指数(MPI1)介于0.42～0.84之间，成熟度对应于Ro在0.75%～0.9%之间，这些都说明三工河组和头屯河组原油为同一类型的原油，为典型的淡水环境下煤系烃源岩形成的原油。

2个层位样品的全油碳同位素均主要介于-26‰～-28‰之间(表1)，而二叠系湖相原油的全油碳同位素值通常小于-29‰[16-19]，与二叠系湖相原油碳同位素相比，其总体偏重，这是与二叠系湖相原油最典型区别之处；再者腹部二叠系原油具有较低的姥植比并富含C21和C23三环萜烷[20-21]，这与该区的原油特征不符(图4)，而该区的原油特征与侏罗系原油特征相近[5]，所以认为该区原油不是来自二叠系，而是来源于侏罗系。另外，在三工河组内所采集的油砂样品分布在三工河组的底部，与西山窑组之间存在一套200多m砂泥互层沉积，结合三工河组油砂样品的产出地质背景，综合考虑不同层位烃源岩热演化史(图6)、全油碳同位素、有机质来源类型等方面的分析结果，认为研究区内三工河组和头屯河组原油不是来自西山窑组，而是主要来自于侏罗系八道湾组。

表1 准噶尔盆地中4区块部分原油样品分析测试结果统计

图4 准噶尔盆地中4区块典型油样生物标志化合物谱图

图5 准噶尔盆地中4区块烃源岩和原油样品生物标志化合物参数对比

从生烃潜力上来看，八道湾组烃源岩为较好烃源岩(表2)。八道湾组烃源岩在研究区及西南侧发育较厚，分布稳定，暗色泥岩残留有机碳分布在0.21%～5.1%之间，平均值为1.83%，生烃潜量平均值2.66 mg/g，有机质类型多为Ⅱ-Ⅲ型；碳质泥岩和煤的残留有机碳及生烃潜量较暗色泥岩的高，有机质类型多为Ⅱ型；在成熟度上，八道湾组烃源岩均已达到成熟阶段。

图6 准噶尔盆地中4区块头屯河组流体包裹体均一温度及董701井热史和埋藏史模拟

表2 准噶尔盆地中4区块侏罗系八道湾组烃源岩残留有机碳及热解参数

Table 2 TOC and pyrolysis parameters of source rocks in Badaowan Formation of block 4 in Junggar Basin

井名井深/m岩性w(TOC)/%Tmax/℃S1/(mg·g-1)S2/(mg·g-1)(S1+S2)/(mg·g-1)IH/(mg·g-1)董25750～5755深灰色泥岩0.95460.000.040.480.5250.53董25730～5735深灰色泥岩1.35465.000.110.790.9058.52董25620～5625深灰色泥岩1.55455.000.281.481.7695.48董25540～5546深灰色泥岩1.72454.000.172.042.21118.60董25530～5538深灰色泥岩2.66450.000.342.993.33112.41董25469～5475深灰色泥岩3.16446.000.514.605.11145.57董25610～5616碳质泥岩7.04448.002.3115.8418.15225.00董25548～5554碳质泥岩9.88451.002.4626.9929.45273.18董25373.5煤62.02433.0018.50244.97263.47394.99

3 油气运聚过程

阜康深凹带三工河组和头屯河组原油类型相同，均是来自于侏罗系底部的八道湾组煤系烃源岩。原油从八道湾组烃源岩排出之后，在什么运移动力作用下进行运移，经过什么运移路径进行运移，以及运移动力与运移路径是怎么样匹配的，弄清这些问题，是弄清阜康深凹带头屯河组油气成藏过程的关键。

3.1 油气运移动力

阜康深凹带中4地区普遍存在异常超高压，从中4区块现今发现的油气层及油气显示来看，产工业油气流的层位均处于超压界面附近，说明异常高压的分布对油气的分布具有重要的控制作用。例如董1井产工业油气流层位位于超压界面以下，而董701井产工业油气流的层位位于超压界面以上的常压带内(图7)。中4区块异常压力在垂向上和顺层上倾方向具有压力梯度的特点，这种分布特点为油气的垂向和侧向运移提供运移动力。根据实测地层压力及测井和地震计算地层压力显示[22-25]，头屯河组底部及其以下地层普遍存在异常压力，且在八道湾组烃源岩中发育超高压带，具有顺层分布的特点；而八道湾组是该区的有效烃源岩，异常高压的存在有利于烃源岩生成的烃类排出并向储层中运移。另外，顺层从深部向浅部具有一定的压力梯度，这为油气在侧向上向上运移提供了动力。总体来看，头屯河组以下地层普遍存在的超压不仅对烃源岩初次排烃有利，而且也为油气在储集砂体内侧向运移和沿断层垂向运移提供了动力。

3.2 输导体系

研究区油气在从烃源岩中排出之后，在异常压力的作用下，在三工河组和八道湾组输导层中经历过长距离的侧向运移。研究区内三工河组和头屯河组原油及油砂样品的C29甾烷的αββ20R/ααα20R比值均在1.18以上，最高达到1.92(图7)，不仅远高于源岩的实测值，而且明显超过了该参数的异构化终点，这是油气侧向运移引起的色层效应造成的结果。另外，三工河组和八道湾组顶部砂体厚度较大且稳定性较好，分布范围广，是八道湾组下部有效烃源岩排烃充注的主要对象，也是油气发生侧向运移的优质输导层。而当油气充注之后，在异常压力和浮力作用下，油气沿砂体向浅部运移，从而形成现今的甾烷参数分布特征。

图7 准噶尔盆地中4区块异常压力及甾烷运移参数分布

有效性较好的断层是油气垂向运移的通道，也是头屯河组中形成油气藏的关键。中4区块内现今产工业油流的层位是头屯河组，而它与有效烃源岩之间隔了三工河组和西山窑组2套地层，八道湾组生成的油气要运移到头屯河组中储集，必然要经过断层的垂向输导才能实现[25]。该区断层多为高角度走滑断层(图7)，大倾角使作用在断层面上的正压力变小，使断层开启输导的有效性大大增加，从而使该区断层成为油气垂向运移的良好通道。一旦断层开启，三工河组和八道湾组中的高压流体就会沿断层向上运移，并在头屯河组有效圈闭中聚集成藏。

3.3 成藏时间

研究区油气藏具有圈闭定型时间早、充注时间晚的特点。该区断层绝大部分只断至侏罗系顶部，而未断至白垩系，这说明断层主要活动时间是白垩纪之前，因此侏罗系发育的构造岩性圈闭及孤立砂体圈闭在白垩纪之前均已形成。头屯河组储层流体包裹体荧光薄片分析显示头屯河组油气经历2期充注：第一期流体包裹体均一温度主要集中在80～90 ℃之间，第二期集中在100～115 ℃之间。结合该区的地层埋藏史及烃源岩热演化史(图6)，头屯河组油气充注主要发生在45～15 Ma和8 Ma至现今2个阶段，具有油气充注时间相对较晚的特点。

综上所述，阜康深凹带中4区块的油气从八道湾组排出之后，首先充注在八道湾组和三工河组砂体内，在异常压力及浮力作用下，沿辫状河三角洲砂体向浅部运移。当运移过程中遇到高角度走滑断层时，油气发生垂向运移，并运移至上部的头屯河组圈闭中进行聚集成藏，最终形成现今的油气分布格局。

4 油气成藏模式

通过对头屯河组油气藏特征的精细研究，发现中4区块头屯河组油气藏的形成主要受超压、断层及有效圈闭的综合控制。超压和断层良好匹配是头屯河组油气成藏的关键因素。侏罗系在垂向发育八道湾组和西山窑组2套比较稳定的泥岩，且二者均发育高压。在高压的驱动下八道湾组生成的油气首先充注在八道湾组和三工河组储集层中，在上覆西山窑组区域分隔层的封盖下，油气主要在储集砂体中顺超压降低方向进行侧向运移。只有当遇到沟通头屯河组圈闭的断层时，在超压的驱使下才向上运移，并充注到头屯河组圈闭中。

断层和储集砂体良好匹配形成的有效圈闭是头屯河组油气成藏的另一关键因素。中4区块发育的走滑断层绝大部分只断穿侏罗系及以下地层，因此深部油气顺断层只能运移至头屯河组，并充注到头屯河组河道砂体中进行聚集。另外由于中4区块是一个埋深向东北变浅的单斜，如果储集砂体连续性较好，油气将顺砂体向上运移，并充注在有效圈闭中成藏。

总体来看，在西山窑组封隔层之下侧向运移层面，超压是油气运移的主要动力之一；在油气经断层垂向运移层面，超压流体和断层的良好匹配是头屯河组油气来源的关键环节；在头屯河组油气充注聚集层面，与输油断层良好沟通的储集砂体是主要的充注对象。因此，阜康深凹带源—断—圈的有机耦合和超压的运移驱动是形成深凹带油气藏的关键，进而建立了该区的断—压控藏模式(图8)。

图8 准噶尔盆地中4区块油气断-压控藏模式

5 结论

(1)通过对阜康深凹带侏罗系原油和油砂碳同位素及生物标志化合物的分析，认为阜康深凹带中4区块油气藏的油气主要来自侏罗系八道湾组淡水环境下的煤系烃源岩。

(2)中4区块侏罗系普遍发育异常高压，并具有顺层分布和沿顺层上倾方向具有压力梯度的特点，这种特点是该区油气发生长距离侧向运移和垂向运移的主要动力。在输导体系方面，三工河组和八道湾组砂体侧向稳定性较好，是侧向运移的主要通道，而断层是油气进行垂向运移的主要通道。

(3)中4区块的油气在八道湾组和三工河组砂体内经过长距离侧向运移，然后在高压的驱动下顺高角度走滑断层运移至头屯河组圈闭中进行聚集成藏。

(4)头屯河组油气成藏主要受源—断—圈的有机耦合及超压驱使的控制，其中超压提供运移动力，断层提供输导路径，有效圈闭提供充注场所，并据此建立了断—压控藏模式。

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(编辑 徐文明)

Jurassic reservoir development in Fukang Deep Sag, Central Junggar Basin

Shi Haoguo

(WesternInstitute,ExplorationandDevelopmentInstitute,SINOPECShengliOilfieldCompany,Dongying,Shandong257000,China)

Jurassic reservoirs were deeply buried in the Fukang Deep Sag, where faults are difficult to identify, and traps are subtle, leading to significant differences in reservoir-forming controls where they are dominated by large structural traps in the uplift zone. The process of oil and gas migration and accumulation and the main factors controlling hydrocarbon accumulation were analyzed based on the study of oil and gas source, migration pathway, migration agent and timing of reservoir development. Geological and geochemical analyses showed that oil and gas in the Fukang Deep Sag mainly came from coal-measure source rocks which were deposited in a freshwater environment in the Badaowan Formation. Combined with the analyses of abnormal pressure, oil and gas migration characteristics and reservoir-forming stages, it was deduced that, after discharge from the Badaowan Formation, oil and gas laterally migrated for a long distance in sand bodies of the Badaowan and Sangonghe formations, and then, through strike slip faults, vertically to traps in the Toutunhe Formation. The analyses of the main factors controlling hydrocarbon accumulation in the Fukang Deep Sag indicated that the formation of oil and gas reservoirs in the Toutunhe Formation was controlled by overpressure, fault, trap and the good matching of them. A reservoir development model of the study area was established.

abnormal overpressure; strike-slip fault; hydrocarbon accumulation model; Jurassic; Fukang Deep Sag; Junggar Basin

2016-09-07；

2017-02-06。

石好果(1966—)，男，高级工程师，从事油气勘探综合研究。E-mail：shihaoguo.slyt@sinopec.com。

国家科技重大专项(2011ZX05022-002)和国家自然科学基金项目(41372129，41072096)联合资助。

1001-6112(2017)02-0238-09

10.11781/sysydz201702238

TE122.3

A