准噶尔盆地达巴松凸起沙窝地斜坡成藏控制因素分析

封小花

摘要：S12井构造上位于准噶尔盆地中拐凸起东斜坡断块构造较高部位。目前区块内大部分探井的主要目的层为三工河组二段，完钻层位大多为三工河组，在中部1区块已发现油气主要位于侏罗系三工河和八道湾组，对下部地层成藏控制因素所做的工作较少。本文通过S12井实钻情况，结合区域资料，对准噶尔盆地中拐凸起东斜坡成藏控制因素进行分析，以期对下步勘探井位部署提供依据。

关键词：达巴松凸起;油源;储盖组合;控制因素;成藏

0引言

目前区块内已完钻预探井20口，开发评价井6口主要分布在莫西庄、沙窝地和征沙村地区。大部分探井的主要目的层为三工河组二段，完钻层位大多为三工河组;其中Z2井完钻井深最大，揭示层位最多，完钻层位为二叠系上乌尔禾组;其次为S1井，完钻层位为三叠系克拉玛依组;S11井也钻穿三工河组钻达三叠系白碱滩组。在中部1区块已发现油气主要位于侏羅系三工河和八道湾组。通过本井钻探将进一步了解S12井区三叠系百口泉组、二叠系上乌尔禾组含油气情况。前人对该区达巴松凸起侏罗系下部地层成藏控制因素所做的工作较少，本文所涉及研究工作对本区勘探意义较大。

1 地层概况

S12井构造上位于准噶尔盆地中拐凸起东斜坡断块构造较高部位。依据实钻资料、地球物理测井资料，结合邻井及区域资料综合分析认为，本井自上而下钻遇地层依次为新生界新近系独山子组～沙湾组、古近系紫泥泉子组;中生界白垩系东沟组、吐谷鲁群;侏罗系西山窑组、三工河组、八道湾组;中生界三叠系白碱滩组、克拉玛依组、百口泉组;上古生界二叠系上乌尔禾组（未穿）。

2 钻探情况

从实钻情况看，本井的油气显示主要集中在侏罗系的三工河、八道湾组及目的层百口泉组。

全井地质录井过程中共发现油斑级显示17.15米/6层，荧光级显示62.45米/25层。综合解释差油层4.8米/2层，含油水层78.10米/6层。

3 成藏控制因素分析

3.1 油源条件

3.1.1 烃源岩评价

本井自三叠系白碱滩组（自井深4260.00m）到二叠系上乌尔禾组，通过烃源岩对地层生油条件进行评价。

根据原始D（降解潜率）、ST（产油潜量）和原始氢指数IH，综合划分有机质类型，HI（氢指数）与Tmax关系图版、参考HI（氢指数）与Tmax划分烃源岩有机质类型图版和原始D（降解潜率）与Tmax划分有机质类型图版来综合划分有机质类型。依据以上标准对本井烃源岩进行详细评价，三叠系白碱滩组～百口泉组泥岩评价为好～差烃源岩、成熟的Ⅱ1～Ⅲ类烃源岩，反应了该区块生油岩成熟度、生油能力多样性。

3.1.2 油源分析

尽管本井未做原油或生油岩的饱和烃色谱分析、生物生物标志物分析，但从邻井S1井三叠系与准南大龙口露头P2w烃源岩甾、萜烷色谱图的对比来看，S1井三叠系的油与二叠系下乌尔禾组烃源岩具有较好的相关性。表现为规则甾烷（m/z=217）依次上升，三环萜烷（m/z=191）呈现“山峰型”分布。

另外，通过S1井各储层原油色质谱参数地层对比图：垂向深度的上、下部地层上各个储层砂岩原油色质谱参数具有明显的类比性，即说明沙窝地地区油气来源的同一性，说明该区油源主要来自深部的二叠系地层。

通过分析表明，S12井的油源不是来自于侏罗系具陆相生物输入特征的烃源岩，而是来自于下伏二叠系具菌藻类生物输入的优质生油岩，这与P5井及莫北油田的油源是相同。因此，二叠系烃源岩能为本井区提供油气，在三工河、八道湾、百口泉组见到不同程度的显示，分析认为油源不是本井区成藏的主要控制因素。

3.2 盖层及储盖组合

从录井情况看，本井区主要发育四套区域性盖层，其中目的层百口泉组做储层，上部白碱滩组及底部上乌尔禾组顶的泥岩做盖层和隔层形成的储盖组合。

3.3 油气运移

该凸起西斜坡存在北东向和北西向两组断裂，均向下切穿二叠系风城组和佳木河组烃源岩，向上与三叠系内的不整合面沟通，为源外跨层运移主力通道。同时，三叠系百口泉组与下伏二叠系呈角度不整合接触，构造高部位百口泉组向上超覆于二叠系之上，而不整合面一下的乌尔禾组长期经受风化侵蚀，非常有利于油气运移。

从钻探情况看，无论是古生界生成的油气还是中生界生成的油气，分析认为：①不整合面都是它们的主要运移通道，它们是通过油源断层沟通油源的主要通道;②本井的岩心常规分析中存在因裂缝使储层渗透性大幅提高的现象，而这一现象在邻井S1井、Z1井也有存在，表明裂缝可改善储层的油气输导能力;③从多井的显示层对比情况看，大多数井间同层显示对应的位置基本相当，证明储层的横向连通对油气的运移起到很大作用。

3.4 百口泉组控藏因素分析

（1）深大断裂体系

该区断层发育，这些断裂体系向下断至石炭系，向上断至三叠系，多期次向上沿断裂及不整合面运移，在背斜与鼻状构造带聚集成藏，沙窝地区正好处于这些断裂体系之中，成藏条件十分有利，加上二叠纪末期强烈的构造抬升运动造成的大型角度不整合在区内广泛分布，为油气运移提供有利的条件。

（2）沉积相带

扇体的发育受古地貌控制，山口及沟谷控制着主槽及平原相带的分布。该区百口泉组以扇三角洲沉积为主，陆源碎屑提供充足，砂体推进至湖盆中心，尤其是早期低位沉积的百口泉组，砂砾岩分布广，厚度大，物性相对较好。岩性主要为灰色砂砾岩、砾岩、含砾粗砂岩、主要为特低孔-超低渗储层。从邻井对比看，平原相的大套河道沉积储层里未见油气，仅在K80井百口泉顶部的扇三角洲平原支流间湾沉积的细砂岩中钻遇最高油迹级的显示。

根据不同相带物性分析，扇三角洲平原储层分选差，虽然孔隙度中等，但渗透率低，而扇三角洲前缘储层孔隙度及渗透率均较好，储集条件中等-较差。但通过实钻证实，本井百口泉组以扇三角洲前缘和平原交互的沉积环境，以平原相大套砂砾岩体发育，为特低孔-超低渗储层。综合分析，百口泉组沉积相带的平面展布规律对优质储层分布具有明显的控制作用。

（3）多期烃类充注及地层压力

通过对比玛湖凹陷三叠系荧光显微镜下观察，研究区极有可能存在3期烃类充注：早期低熟油气，以固态沥青的形态存在;第2期以橙黄色荧光的液态高熟烃类为主，对应于成熟油气;第3期充注烃类在荧光显微镜下发蓝白色光，为较晚期形成的高熟轻质油气。从多期油气充注来看，晚期高熟油气的相对含量直接影响了油气能否形成有效聚集和高产。

从本井的压力检测情况及评价情况看：本井从4968.00-5450.00为超压实地层，不利于高熟油气充注后的保存。通过本井的超压实情况可以推断，S12井百口泉组地层断层封堵性较差，从而推断压力相对较小于未成藏的主要原因超压实地层不利于高熟油气的成藏。

4.结论

三叠系百口泉组成藏主要受沉积相带的平面展布、多期烃类充注及地层压力几个方面控制，本井该段地层下部储层受粘土矿物影响渗透率低的差储层，上部局部发育较好储层，根据地层超压力这一特点，判断断层的侧向封堵差是造成本井百口泉组地层未能成藏的主要原因。