吐哈盆地臺北凹陷西緣油氣成藏過程主控因素及成藏模式

肖冬生，楊占龍

(中國石油勘探開發研究院 西北分院，甘肅 蘭州，730020)

圖1 研究區平面位置圖Fig.1 Location of study area

吐哈盆地臺北凹陷西緣位于喀拉烏成山和博格達山西段交匯部位的南側，西部緊鄰布爾加凸起，東接勝北生油洼陷，北到北部山前帶，南至托克遜凹陷的北部，可劃分為北部山前帶、中央凹陷帶和南部斜坡帶3個構造區帶[1]，面積約1 800 km2(見圖1)。研究區油氣主要來自勝北洼陷中下侏羅統水西溝群煤系烴源巖和湖相泥巖烴源巖，油氣主要分布在侏羅系三間房組、七克臺組、西山窯組上部、白堊系和第三系鄯善群[2-3]，目前在臺北凹陷西緣已經發現了勝南-雁木西、神泉、葡萄溝、葡北、七泉湖、玉果等油氣田。然而，經過20多年的勘探開發，現今臺北凹陷西緣油氣勘探開發面臨2方面難題：一是剩余探明儲量動用困難；二是空白區油氣勘探進展緩慢。其原因主要是儲層橫向變化快、非均質性強、油水關系復雜、構造型油氣藏勘探程度較高，導致對該區油氣成藏主控因素及成藏模式認識不夠，嚴重制約了下步勘探與開發。陳鳳來等[4-7]對研究區油氣成藏條件及成藏模式進行研究和探討，取得了豐富成果，但大多討論的是某一地質條件對油氣成藏的控制作用，而對各種成藏要素及其配置關系對油氣成藏過程的控制作用的綜合研究較少。因此，本文作者對臺北凹陷西緣多元地質條件及其配置關系進行綜合分析，確定油氣成藏過程主控因素，并以此為基礎總結了該區油氣成藏模式，這對指導該區下步勘探和開發、豐富陸相盆地油氣成藏理論具有一定的理論和生產意義。

1 油氣成藏過程主控因素

臺北凹陷西緣油氣主要來自勝北洼陷中下侏羅統水西溝群，而油氣分布于中侏羅統七克臺組、三間房組及白堊系和第三系鄯善群，且在遠離生油洼陷區聚集成藏[8]。這種烴源巖和油氣藏的分布特征必然伴隨著油氣的垂向、側向運移過程，因此，下面從油氣垂向、側向運移和聚集3個方面討論油氣成藏過程的主要控制因素。

1.1 油氣垂向運移過程控制因素——區域蓋層與斷裂共同控制油氣垂向運移的距離及層位

臺北凹陷水西溝群發育烴源巖，上覆三間房組、七克臺組及白堊系和第三系為主要油氣藏發育層段，表明必然存在油氣垂向運移過程。區域蓋層及斷裂或斷裂組合對“垂向運移”過程具有重要控制作用。

臺北凹陷西緣主要發育 6套區域蓋層和局部蓋層。其中白堊系中上部、鄯善群中上部、七克臺組二段及齊古組為分布穩定的區域蓋層，西山窯組中上部煤系泥巖、三工河組中上部泥巖和八道灣組中上部煤系地層為局部蓋層。七克臺組二段及齊古組發育了累計厚度600 m左右的泥巖蓋層，南北向主要分布在火焰山斷裂上盤到北部山前帶，東西向主要分布在葡萄溝—葡北構造帶及以東地區。當油源斷裂未斷穿該區域蓋層時，油氣通過斷裂垂向運移至七克臺組一段以后，受該套蓋層遮擋在七克臺組一段聚集成藏；白堊系及第三系鄯善群中上部區域蓋層全區分布，主要控制西緣淺層白堊系及第三系鄯善群油氣垂向運移；局部蓋層厚度薄、連續性差，對油氣垂向運移控制作用不大。

根據斷裂與烴源巖接觸關系，研究區控制油氣“垂向運移”的斷裂可分為2類：一類是在有效烴源巖范圍內直接與烴源巖接觸的斷裂或斷裂組合；另一類是烴源巖范圍以外，與不整合面或含油砂體相接觸的斷裂或斷裂組合。這些斷裂或斷裂組合控制著油氣“垂向運移”的距離。

有效烴源巖范圍內控制油氣“垂向運移”的斷裂主要包括火焰山斷裂及其伴生斷裂和葡北構造帶七克臺組、三間房組與水西溝群烴源巖連通的層間斷裂。其中，火焰山斷裂及其主要伴生斷裂斷穿了侏羅系、白堊系及第三系，直接控制著火焰山構造帶油氣縱向分布，緊鄰火焰山斷裂的神泉油田和葡萄溝油田從中侏羅統三間房組到第三系鄯善群均為含油層系，為復式油氣田，含油層系明顯多于遠離火焰山斷裂的勝南、葡北等油田；另外，葡北構造帶七克臺組、三間房組油氣藏多依附于層間斷裂分布，這些層間斷裂與下伏水西溝群烴源巖連通，層間斷裂向上斷穿距離控制著油氣垂向運移距離，進而控制著葡北構造帶含油層系(見圖 2)。

有效烴源巖范圍以外，與不整合面或含油砂體相接觸的斷裂或斷裂組合主要包括神泉及勝南-雁木西構造帶連通白堊系頂底不整合面與中侏羅統、白堊系或第三系鄯善群砂、礫巖層的斷裂。神泉地區油氣在中侏羅統連通砂體內部側向運移的同時，沿這些斷裂或斷裂組合發生垂向運移；雁木西構造帶油氣沿溝通白堊系頂底的垂向斷裂向上運移，在第三系鄯善群形成油氣藏(圖2)。

1.2 油氣側向運移過程控制因素

水西溝群烴源巖生成的油氣垂向向上運移進入儲層之后，在浮力作用下沿被斷裂溝通的儲層砂體和不整合面發生側向運移，并在有利的圈閉條件下聚集成藏[9]。從已發現油氣田的分布狀況看，在有效烴源巖范圍之外有大量油氣分布(圖1)，證實了油氣側向運移過程的存在，而在這一地質過程中古構造背景、不整合面與儲層砂體配置關系起到了重要的控制作用。

1.2.1 古構造背景控制著油氣側向運移的方向

勘探實踐表明，區域構造演化控制了油氣的二次運移，古構造是誘導油氣運聚的有利場所，油氣運移期的古構造形態對油氣運聚成藏具有重要的控制作用[10]。對臺北凹陷西緣而言，來自中下侏羅統水西溝群的油氣通過油源斷裂進入上覆三間房組、七克臺組或白堊系和鄯善群儲層以后，在浮力作用下將由構造低部位向構造高部位發生側向運移，而油氣運移時期古構造背景控制著油氣側向運移的方向。生排烴史研究表明，研究區主要含油層系侏羅系主成藏期為第三紀早期[11]。本文以“體積平衡”理論為指導[12]，以壓實、剝蝕恢復等方法為手段，恢復了主要成藏期對油氣運、聚有重要控制作用的七克臺組及三間房組頂面古構造形態。油氣運移、成藏期，七克臺及三間房組頂面古構造特征總體一致：古構造深陷區與生排烴中心基本重合，油氣側向運移的主要方向為生排烴中心西部及南部構造高部位。另外，在深陷區西南方向的神泉、勝南-雁木西地區具有鼻隆構造背景，這成為神泉、勝南-雁木西構造帶遠源成藏的主控因素之一。具體側向運移方向取決于生排烴中心與相應構造之間的相對位置，即受控于油氣運移期古構造背景(見圖3)。

1.2.2 不整合面、輸導斷裂與儲層砂體的有效配置構成油氣側向運移的良好通道

油氣從勝北洼陷向臺北凹陷西緣運移，運移通道主要有3種類型：不整合面、輸導斷裂和砂體[13]。

臺北凹陷西緣對油氣側向運移貢獻最大的不整合面為侏羅系與白堊系間不整合及白堊系與第三系間不整合，分別受燕山II和III幕區域構造運動影響，在凹陷西緣廣泛發育，尤其勝南—雁木西構造帶，不整合面缺失風化黏土層，其輸導能力更佳[14]。

圖2 臺北凹陷西緣油氣運移、聚集過程示意圖Fig.2 Sketch map of migration and accumulation of oil-gas in western Taibei Sag

圖3 主要成藏期含油層系頂面古構造圖Fig.3 Palaeostructure of oil-bearing series'top in main accumulation periods

輸導斷裂主要包括火焰山、七泉湖—玉果及吐魯番等較大規模斷裂。火焰山斷裂形成于第四紀中后期[14]，說明在侏羅系油氣藏成藏期，白堊紀末—早第三紀火焰山構造尚未形成，因此既不存在火焰山構造阻礙油氣向西緣運移，也不存在火焰山斷裂作為油源通道向西輸送油氣的過程，但火焰山斷裂對白堊系和第三系鄯善群油氣藏形成具有重要控制作用。這些油氣藏成藏期為早第三紀末—第四紀[15]，該時期火焰山斷裂與不整合面銜接起來，共同作為良好的油氣運移通道。七泉湖—玉果斷裂對北部山前帶油氣運聚具有重要控制作用，作為油源斷裂直接控制著七泉湖—玉果構造帶的油氣運移和聚集[5]。吐魯番斷裂形成于早燕山期，大規模活動于中燕山期，是神泉—勝南構造帶油氣運移的主要通道。

雁木西地區鄯善群在不整合面之上發育了分布較為穩定的砂、礫巖，而油氣顯示及成藏位于砂礫巖上部，下部含油氣性較差，說明該區以連通砂體的側向運移為主；另外，神泉—勝南地區侏羅系七克臺組底部發育砂泥巖頻繁互層的湖相灘砂，單層砂巖厚度一般在10 m以下，但連續性較好，且有斷裂溝通，是油氣從神泉運移至勝南的主要通道[14]。

1.2.3 古構造背景、不整合面、輸導斷裂與儲層砂體的配置關系控制著油氣側向運移方向、通道和距離

古構造背景決定了油氣側向運移的方向，不整合面、輸導斷裂和砂體的有效配置構成了油氣側向運移的良好通道，因此，古構造背景(即油氣側向運移方向)、不整合面分布、輸導斷裂走向與儲層砂體展布方向的配置關系必然控制著油氣側向運移距離。當油氣側向運移方向、輸導斷裂走向與儲層砂體展布方向三者一致且發育不整合面時，具有良好的空間配置關系，最有利于油氣的側向運移，其運移距離可達幾十km；當不整合面發育，油氣側向運移方向與輸導斷裂走向或儲層砂體展布方向中的某一項一致，而與另一項垂直或斜交時，具有較好的空間配置關系，但由于受到一方因素的阻擋，油氣側向運移距離稍小；而當油氣側向運移方向與輸導斷裂走向和砂體的展布方向均垂直，且不整合面不發育時，側向運移受阻，以原地生儲特征為主。

圖4所示為臺北凹陷西緣沉積相與斷裂疊合圖。由圖3和4可知：七泉湖—玉果及葡萄溝—葡北構造帶油氣側向運移方向、輸導斷裂走向與儲層砂體展布在空間具有良好的配置關系，因此在七克臺組及三間房組油氣富集。勝南—雁木西—神泉構造帶不整合面之上砂、礫巖主要發育在神泉和雁木西地區，不整合面之下砂巖主要發育在勝南地區，儲層砂體與不整合面的有效配置形成側向運移的良好通道[14]，而油氣側向運移方向、輸導斷裂走向與儲層砂體展布的有效配置決定了該構造帶遠源成藏特征。

1.3 油氣聚集過程控制因素

烴源巖生成的油氣經過上述運移過程，在儲層砂體發育的有利構造聚集成藏；而儲層砂體發育程度在垂向上主要受控于基準面旋回及其伴隨的可容納空間變化所引起的沉積環境的變化，在平面上則體現為沉積微相類型的差異，因此基準面旋回、沉積微相類型與現今構造配置關系共同控制著油氣聚集規律。

1.3.1 基準面旋回控制著油氣的垂向聚集層位

基準面旋回及其伴隨的可容納空間變化的動力學系統控制著地層的結構與沉積特征，不同級次的基準面旋回對應著不同級次的地層旋回[16]。識別不同級次的基準面旋回有助于認清基準面旋回時期沉積地層的結構與沉積特征，進而準確把握儲層砂體在垂向上的分布規律。

在高分辨率層序地層學理論指導下，綜合鉆測井、二維和三維地震資料，建立了研究區高分辨率層序地層格架，將侏羅系、白堊系及第三系鄯善群劃分為 9個長期基準面旋回及14個中期基準面旋回(見圖5)。對基準面旋回及其伴隨的可容納空間變化所引起的沉積環境的變化分析可知：SC1～SC5期構造整體沉降、氣候溫濕、沉積地貌平緩，以準平原化沉積背景下的河泛平原及湖相沼澤沉積為主，為烴源巖發育期；SC6～SC8期構造擠壓、隆升強烈、物源供給充足、沉積地貌分異較大，以湖泊-辮狀河三角洲沉積為主，為儲層集中發育期；SC6～SC8旋回為油氣藏及油氣顯示最富集層段；SC9對應二級層序最大洪泛期，與SC1一起沉積了近600 m厚的泥巖，是較好的區域蓋層。

1.3.2沉積微相類型與現今構造配置關系控制著油氣聚集的平面分布

在油氣來源充足的條件下，油氣的平面分布規律主要取決于儲層砂體分布狀況及其與構造條件的有效配置；儲層砂體的分布則與沉積微相類型密切相關。七克臺組、三間房組及西山窯組上部沉積期研究區主要發育濱淺湖-辮狀河三角洲沉積體系；白堊系三十里大墩組和第三系鄯善群沉積期發育沖積扇-沖積平原沉積體系。前人研究表明：該時期臺北凹陷是一個極淺水的平坦洼地，呈“碟狀”構造背景[17]，具有“湖弱河強”的沉積特征，不發育席狀砂、河口壩，砂體主要為三角洲平原辮狀河道、前緣水下分流河道、湖相灘砂及沖積扇水道等微相沉積[18]。

在沉積微相劃分基礎上，統計了全區94口探井含油層系試油結論與沉積微相之間的關系(見圖6)。由圖6可知：油氣主要分布于辮狀河三角洲前緣水下分流河道及濱淺湖相灘砂微相砂體中，少數分布于沖積扇水道和辮狀河道微相砂體中，分流間灣和其他微相類型的砂體中幾乎不含油氣，這說明沉積微相類型對儲層有效砂體具有重要的控制作用。此外，從各含油層系已發現油氣分布范圍來看，油氣主要聚集在現今構造的有利部位，如火焰山大型鼻狀構造帶、葡北斷鼻帶及勝南—雁木西背斜帶等繼承性構造高部位。上述分析表明，沉積微相類型與現今構造格局配置關系共同控制著油氣聚集的平面分布規律。

圖4 臺北凹陷西緣沉積相與斷裂疊合圖Fig.4 Overlay of sedimentary facies and faults in western Taibei Sag

圖5 臺北凹陷西緣層序地層格架Fig.5 Sequence stratigraphy frame in western Taibei Sag

圖6 含油氣狀況與沉積微相關系圖Fig.6 Cartogram of relationship between oil-gas and microfacies

綜上所述，基準面旋回、沉積微相類型與現今構造格局的配置關系控制著油氣的垂向聚集層位及平面分布規律。

2 油氣成藏模式

油氣成藏模式是油氣藏形成和賦存狀態的高度概括[19]，也是對生、儲、蓋、運、圈、保多種地質要素綜合作用的系統總結。在上述油氣成藏過程主控因素分析的基礎上，結合構造發育史、油源條件及沉積微相研究成果，將研究區油氣成藏模式概括為以下4 種類型(圖 2)。

2.1 源內——自生自儲式和下生上儲式

此類型成藏模式平面上位于水西溝群烴源巖范圍內，依據縱向上成藏層系與烴源巖的關系分為自生自儲式和下生上儲式，研究區該類型成藏模式主要分布在葡萄溝構造帶和葡北構造帶。自生自儲式如葡北油田西山窯組煤系地層內部砂巖油藏，煤系烴源巖既為生油層又為蓋層，在局部構造高部位聚集成藏，油藏類型以低幅背斜或斷鼻油藏為主；下生上儲式如葡北油田三間房組和七克臺組油藏，下伏水西溝群烴源巖生成油氣在浮力作用下沿斷裂垂向運移至三間房或七克臺組有利構造聚集成藏，油藏類型以斷塊和斷鼻型為主，或沿砂體短距離側向運移形成上傾尖滅型巖性油氣藏。

2.2 近源——短距離垂向—側向運移—斷層或局部構造成藏模式

此類型成藏模式平面上位于烴源巖范圍以外，距離烴源巖較近，以短距離側向運移和垂向運移為主，如玉果油田和葡萄溝油田三間房組和七克臺組油藏，下伏水西溝群烴源巖生成油氣在浮力作用下沿有利構造背景向上傾方向運移至輸導斷裂，沿輸導斷裂發生垂向運移進入儲層砂體，在斷塊或局部構造聚集成藏，油藏類型以斷塊和斷鼻型為主。

2.3 遠源——長距離側向運移-不整合面上下成藏模式

此類型成藏模式平面上位于烴源巖范圍以外，距離烴源巖較遠，以長距離側向運移為主，如吐魯番油田、勝南—雁木西油田白堊系和第三系鄯善群油氣藏。勝北洼陷水西溝群烴源巖生成油氣側向運移至輸導斷裂(主要是火焰山斷裂、吐魯番斷裂)后，沿輸導斷裂垂向運移，在不整合面或孔滲條件較好砂、礫巖層繼續向構造高部位側向運移，在不整合面上下有利構造圈閉聚集成藏，或沿局部斷裂再次垂向運移至有利構造聚集成藏。

2.4 油氣再次分配運聚成藏模式

早期構造由于與烴源巖的生排烴期匹配關系良好而捕獲油氣聚集并成藏，后期由于構造運動引起構造形態的劇烈變化，導致原生油氣藏遭受破壞，而在受破壞的早期油氣藏上方形成次生油氣藏。此類型油氣藏多發育于白堊系及第三系鄯善群地層中，具有晚期成藏的特征，如七泉湖地區油氣藏形成較晚，為晚喜山期玉果地區油氣藏遭到破壞、再次運移-分配而形成的次生油氣藏。從油氣成藏過程主控因素分析可知，除前述垂向、側向及聚集控制因素外，此類型成藏模式多與“早期開啟、晚期封閉”的大斷裂活動有關。

3 結論

(1) 多元地質條件及其配置關系控制著油氣成藏過程：區域蓋層與斷裂共同控制著油氣垂向運移的距離及層位；古構造背景、不整合面、輸導斷裂與儲層砂體的配置關系控制著油氣側向運移的方向、通道和距離；基準面旋回、沉積微相類型與現今構造配置關系控制著油氣的垂向聚集層位及平面分布規律。

(2) 臺北凹陷西緣主要存在 4種類型油氣成藏模式，即源內為自生自儲式和下生上儲式；近源為短距離垂向—側向運移—斷層或局部構造成藏模式；遠源為長距離側向運移-不整合面上下成藏模式；油氣再次分配運聚成藏模式。

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