塔里木盆地玉北地區奧陶系鷹山組油藏成藏特征及主控因素

譚廣輝，邱華標，余騰孝，劉少杰，郝建龍

(中國石化 西北油田分公司 勘探開發研究院，新疆，烏魯木齊 830011)

塔里木盆地玉北地區奧陶系鷹山組油藏成藏特征及主控因素

譚廣輝，邱華標，余騰孝，劉少杰，郝建龍

(中國石化 西北油田分公司 勘探開發研究院，新疆，烏魯木齊 830011)

油氣成藏主控因素不明是目前制約玉北地區油氣勘探的主要原因。玉北1斷裂帶成藏特征研究表明，玉北1井區奧陶系鷹山組油藏為受不整合控制的、與碳酸鹽巖古巖溶有關的巖溶-縫洞型油氣藏。鷹山組碳酸鹽巖發育孔隙、孔洞、裂縫3類儲集空間，從而形成裂縫-溶蝕孔洞型、裂縫型、孔洞型3類儲層，其中裂縫-溶蝕孔洞型儲層是該區最重要的儲層類型。油藏范圍主要受分布不均一的巖溶縫洞儲集體控制，儲層非均質性極強，具有大面積疊置連片和不均勻含油特點。鷹山組油藏經歷多期成藏，海西晚期為主成藏期。油氣成藏主控因素研究表明，玉北地區油氣聚集成藏主要受油源、儲層、輸導體系和蓋層的綜合控制。油源是該區油氣成藏的基礎；斷裂、不整合面構成的立體輸導網絡，為油氣運移提供了優質的運移通道；儲層發育程度控制了油氣藏的形成及規模；巴楚組下泥巖段、中泥巖段等區域性蓋層為油氣保存提供了保障。在成藏特征和成藏主控因素分析的基礎上建立了“斷裂通源，網狀輸導，儲層控富，海西晚期成藏，后期調整”的玉北地區奧陶系鷹山組油氣成藏模式。

成藏特征；成藏因素；奧陶系；玉北地區；塔里木盆地

目前，玉北地區是塔里木盆地麥蓋提斜坡的一個熱點勘探地區，其主要勘探目的層系為奧陶系鷹山組。近年來，中石化西北油田分公司在麥蓋提斜坡玉北地區奧陶系鷹山組海相碳酸鹽巖勘探取得了重大突破。前人從構造、沉積儲層和油氣成藏等方面對麥蓋提斜坡做過大量研究工作[1-9]，但針對麥蓋提斜坡東部的玉北地區而言，研究成果相對較少，而實際該區構造運動、碳酸鹽巖儲層發育特征以及油氣成藏過程均十分復雜。本文從解剖玉北1井區鷹山組油氣藏著手，分析玉北地區奧陶系鷹山組油藏油氣成藏特征及成藏主控因素，探討油氣成藏過程，以期為該區下一步油氣勘探提供參考依據。

1 區域地質概況

麥蓋提斜坡是塔里木盆地西南坳陷東北部的一個次級構造單元，玉北地區構造位置處于麥蓋提斜坡東部，主要為中石化登記的麥蓋提1，2，3區塊，總面積約1.3×104km2，已發現的玉北1井區鷹山組油氣藏位于麥蓋提1區塊玉北1斷裂帶。玉北地區北側是瑪扎塔格構造帶，目前中石油已在該構造探明和田河氣藏(C1b，O1-2y)和鳥山氣藏(O1-2y)，南側為塔西南坳陷的葉城-和田凹陷，東以瑪東斷裂帶為界，與塘古孜巴斯凹陷相鄰。地理位置上大部位于新疆維吾爾自治區和田地區，地跨葉城、皮山、墨玉、和田、洛浦、策勒等縣市，西北角跨喀什地區麥蓋提縣(圖1)。

玉北地區整體為一個北高南低向南傾斜的斜坡，處于不同應力變形交匯部位，由于各構造帶形成期次不同及構造帶構造變形的差異，平面上可分為3部分，分別是西部斜坡區、中部平臺區和東部斷壘區。東部斷壘區發育多排北東向沖斷褶皺帶，上部為低角度斷層沿中寒

武統膏鹽層滑脫逆沖，下部斷層卷入基底，以直立斷層和正花狀構造為主；中部平臺區與西部斜坡區構造變形較弱，發育斷距較小、活動期較晚的北東向及北西向逆沖斷裂。玉北地區整體自下而上發育震旦系、寒武系、奧陶系、石炭系、二疊系、古近系、新近系和第四系，志留系、泥盆系僅在西部皮山北2井區發育，缺失中生界。目前中西部地區鉆井較少，東部斷壘區鉆井資料較豐富，其中，玉北1斷裂帶已鉆井10口(圖1)。

2 奧陶系油藏成藏特征

2.1 油藏特征

2.1.1 儲層特征

玉北1井區鷹山組碳酸鹽巖儲層巖性多樣，包括泥晶灰巖(含泥質泥晶灰巖、砂屑泥晶灰巖、礫屑灰巖)、白云巖(泥晶/細晶白云巖、灰質粗晶白云巖、粉-中粗晶云巖)、砂屑灰巖(亮晶粉-砂礫屑灰巖、泥-亮晶砂屑含云灰巖)等三大類。其中，泥晶灰巖分布最廣，所占比例最大，為78.7%；其次為白云巖，占12.8%；砂屑灰巖所占比例最小，占8.5%。

通過巖心統計、鉆井放空、漏失和成像測井分析，按照儲集體儲集空間的幾何形態、大小和成因，可將玉北1斷裂帶奧陶系鷹山組儲層儲集空間劃分為3種類型：孔隙型、孔洞型和裂縫型。

孔隙型包括粒間孔與粒間溶孔、鑄模孔、粒內溶孔、晶間孔與晶間溶孔(圖2a，b)等多種類型。孔徑一般為數微米至幾百微米，是普遍分布的儲集空間類型之一。

圖1 塔里木盆地玉北地區玉北1井區奧陶系油藏位置Fig.1 Distribution map of the Ordovician reservoirs in Yubei-1 wellblock in Yubei area,Tarim BasinA.玉北1斷裂帶；B.玉北7斷裂帶；C.玉東1斷裂帶；D.玉東2斷裂帶；E.玉東3斷裂帶；F.玉東4斷裂帶；G.皮山北2南斷裂帶

圖2 玉北地區奧陶系鷹山組儲集空間類型Fig.2 Reservoir space types of the Ordovician reservoir in Yubei area,Tarim Basina.玉北1-2井，微裂縫，呈浸染狀，縫寬0.06～0.18 mm，面孔率<1%，藍色鑄體；b.玉北1-2井，晶間孔、晶間溶孔，面孔率3%，藍色鑄體；c.玉北1井，溶孔呈串珠狀沿裂縫發育，裂縫中充填原油；d.玉北1井，裂縫發育，溶孔沿裂縫發育

孔洞型可分為溶蝕孔洞和大型溶蝕洞穴兩類。溶蝕孔洞在取心井段可以觀察到，一般在5～100 mm，該區玉北1、玉北1-1X、玉北1-2等多口井取心井段見溶蝕孔洞，多為方解石、泥質充填，部分被原油充填(圖2c)。溶蝕孔洞是奧陶系重要油氣儲集空間，并直接影響碳酸鹽巖的儲集性能。大型洞穴指大于100 mm的溶洞，它在巖心上不能完整地觀察，但往往可通過成像測井、洞穴角礫巖、地下暗河沉積物、巨晶方解石充填、鉆井放空、泥漿漏失、鉆時明顯降低等標志顯現出來。例如玉北1-2井在5 283.28～5 284.93 m井段(鷹山組頂面之下175.78～177.43 m)發生放空，累計放空1.65 m，成像測井顯示溶洞發育。

裂縫包括構造縫、溶蝕縫和成巖縫等三大類，是研究區內鷹山組儲層發育規模最大、巖心中最為常見的儲集空間類型。巖心觀察表明，玉北1、玉北1-1X、玉北1-2等井構造縫、溶蝕縫在玉北1井區鷹山組儲層中較為發育(圖2d)，裂縫以中-小裂縫為主，早期形成的各種裂縫，多數已被方解石、泥質或瀝青質不同程度的充填或半充填，后期裂縫為主要的儲集空間類型，它對溝通孔隙型、孔洞型儲層，改善儲層儲滲性能起到了較大的作用。成巖作用形成的成巖縫在玉北1井等井中大量見到，對儲層的貢獻作用不明顯。

根據儲集空間類型及其組合方式，玉北1斷裂帶發育的儲層類型有裂縫-溶蝕孔洞型、裂縫型、孔洞型3類，其中，裂縫-溶蝕孔洞型儲層是玉北1斷裂帶最重要的儲層類型。

2.1.2 流體性質

玉北1井區鷹山組油氣藏中原油具有高密度、低凝固點、高初餾點、高粘度、高含蠟、中含硫的特征。地下原油密度平均約為0.924 g/cm3，為重質原油；原油粘度為57.17～369.28 mPa·s，平均值為157.64 mPa·s，流動性差；原油含硫量為0.57%～0.84%，平均為0.73%；原油含蠟量為0.82%～21.79%，平均值為12.88%，總體上屬于高蠟原油；凝固點均小于-22.0 ℃，屬于低凝油；原油初餾點數值上下波動較大，分布在71.5～187.4 ℃，平均值為114.2 ℃，屬高初餾點。

玉北1井區鷹山組油氣藏中僅含少量氣體或不含氣體，表現為油藏伴生氣的特征。地面天然氣相對密度為0.830～0.860 g/cm3，平均0.848 g/cm3；地面天然氣甲烷含量在55.73%～57.94%，平均56.98 %；氮氣含量為16.14～16.73%，平均16.39%；二氧化碳含量為11.95～15.61%，平均13.46%。

玉北1井區鷹山組油氣藏中普遍存在地層水，水型為CaCl2型，地層水平均密度為1.118 05 g/cm3，總礦化度介于13.28×104～16.41×104mg/L，氯離子含量為89 549 mg/L。

2.1.3 溫壓特征

玉北1井區鷹山組油氣藏屬于常溫、常壓油氣藏。以玉北1-2井為例，在5 145 m深度點測得的原始地層壓力為54.03 MPa，換算得到的地層壓力系數為1.07，表現為常壓的特征；測得的地層溫度為134 ℃，屬于正常溫度特征。

2.1.4 油藏類型

根據高壓物性資料分析可知，玉北1-2井飽和壓力為8.21 MPa，氣油比為21，地層原油體積系數為1.104 8，地層原油密度為0.853 9 g/cm3，氣體溶解系數為2.557 9 m3/m3/Mpa。地飽壓差為45.82 MPa，屬未飽和油藏。因此，結合油氣藏溫壓特征，玉北1井區油藏屬于常溫常壓未飽和重質油藏。

2.2 油氣分布特征

通過對玉北1井區8口已完鉆井的油水縱向分布特征分析，在奧陶系鷹山組頂面之下10.68～357.68 m的深度范圍鉆井均獲得了不同程度的油氣顯示或完井試油獲油氣(圖3)。玉北1井奧陶系油氣顯示段累計厚度46.06 m，頂底跨度132.32 m，構造解釋玉北1井潛山型構造圈閉幅度僅為15 m；斷裂帶北部構造高點上的玉北1-2井奧陶系油氣顯示累計厚度26.43 m，頂底跨度152 m，構造解釋玉北1-

2井區潛山型圈閉幅度最大僅為25 m；構造帶低部位的玉北1-1X井油氣顯示累計厚度45.62 m，頂底跨度328.72 m。玉北1-2井和玉北1-1X井油氣顯示海拔高差1 100余米，遠遠大于構造幅度。由此可見，玉北1井區奧陶系鷹山組油氣藏規模不受構造控制，油藏范圍主要受分布不均一的巖溶縫洞儲集體控制，有效儲集空間主要為構造裂縫及溶蝕孔洞，儲層非均質性極強，油氣富集受非均質性極強的巖溶縫洞儲集體控制，儲層具有大面積疊置連片和不均勻含油特點，與塔河油田油藏類型及特征相似[10-15]。

2.3 油氣成藏期

玉北地區主要表現為3期成藏的特征，分別為加里東晚期—海西早期、海西晚期和喜馬拉雅期。其中，海西晚期為主成藏期，喜馬拉雅期為油氣藏的調整期。

玉北1井和玉北1-1井奧陶系鷹山組油包裹體分析顯示，有發棕黃色、黃色和藍白色熒光等3種類型油包裹體，這些油包裹體主要賦存于結晶方解石的裂紋中。單從油包裹體的發熒光性可確定至少有兩期油包裹體形成期，一期形成發棕黃色、黃色熒光油包裹體形成時間早，另一期是發藍白色熒光油包裹體形成時間晚。此外，取心溶孔、溶洞和裂縫見大量瀝青，表明早期充注原油遭受了生物降解破壞，結合玉北地區構造演化分析，認為殘留瀝青為加里東晚期-海西早期充注原油降解而成。

根據與烴類包裹體伴生的含烴鹽水包裹體均一溫度-埋藏史法確定油氣成藏期是當前應用較快捷、簡便的方法[16-19]。通過玉北1斷裂帶烴類包裹體和鹽水包裹體的均一化溫度，結合埋藏地熱史分析，認為玉北地區的主成藏期為海西晚期。玉北1井方解石中的含烴鹽水包裹體，主要集中在80～90 ℃，形成于海西晚期；較晚一期的含烴鹽水包裹體集中在100～110 ℃，形成于喜馬拉雅期(圖4)。

圖3 玉北1斷裂帶奧陶系油藏油水分布與海拔關系Fig.3 Relationship between oil/water distribution and altitude in Yubei-1 fault belt

圖4 塔里木盆地玉北地區奧陶系油藏埋藏-熱演化史與油氣成藏期Fig.4 Burial and thermal history and oil charging time of the Ordovician reservoir in Yubei area

3 油氣成藏主控因素及成藏模式

3.1 烴源巖條件

近年來的勘探實踐與研究表明，塔里木盆地臺盆區塔西南、巴楚-麥蓋提地區主要發育下古生界寒武系-奧陶系、上古生界石炭烴源巖[6,9]。油源對比結果表明，玉北1井、玉北1-2井原油與寒武系烴源巖有親緣關系，油氣來源于寒武系源巖層*余騰孝.玉北地區立體勘探項目2012年綜合研究報告.中國石化西北油田分公司，2012.，與前人對塔河油田大量的烴源研究一致[11,20]。

3.2 儲層條件

玉北地區奧陶系碳酸鹽巖儲層主要為受和田古隆起演化背景控制的、與不整合有關的巖溶縫洞型儲層，其范圍受控于非均質性極強的巖溶縫洞儲集體，有效儲集空間主要為溶蝕孔洞及構造裂縫。

玉北地區玉北1斷裂帶鷹山組經歷了加里東中期Ⅰ幕和海西早期兩期巖溶。多期巖溶儲層，為油氣聚集成藏提供了良好的儲集空間，古地貌和斷裂控制儲層發育程度和規模，玉北1斷裂帶的勘探實踐表明，儲層相對發育區是油氣運移優勢通道和富集有利部位，是該區油氣成藏的重要控制因素之一。

3.3 輸導體系

油氣運移過程中經歷的所有路徑網絡構成其輸導體系。油氣運移優先選擇滲透性最好、阻力最小的路徑，主干通道可以是開啟斷裂、不整合面、孔滲性較好的連通性輸導層及其組合[21-22]。玉北地區奧陶系油藏油氣輸導體系可分為斷裂型、不整合面型和復合型等3類：①斷裂型，溝通深部烴源巖斷裂對油氣大規模運移、特別是縱向運移起著重要作用，小斷層或微裂縫在巖溶縫洞體內部起連通作用并溝通不同的巖溶縫洞體；②不整合面型，加里東中期Ⅰ幕構造運動造成的不整合面具備一定的滲透性，可作為油氣大規模運移的有效通道；③復合型，斷裂和不整合面相互交叉、疊置和連通，構成立體輸導網絡，即為復合型輸導體系，它使得油氣藏在空間上連片疊置、油水分布復雜。

3.4 保存條件

玉北地區發育多套泥質巖類等區域蓋層，為油氣聚集和保存提供了保障。加里東中期-海西早期，玉北地區所處的和田古隆起經歷剝蝕形成巖溶儲層，并經歷第一期油氣充注，該時期和田古隆起奧陶系巖溶型圈閉由于沒有有效的封蓋層，形成的油氣藏主要是以遭受破壞和油氣散失為主，保存條件差。海西晚期，玉北地區經歷第二次大規模油氣充注，石炭系廣泛沉積的巴楚組下泥巖段、中泥巖段和卡拉沙依組上泥巖段成為區域性蓋層，特別是巴楚組“中-下泥巖段”的厚層泥巖直接封蓋在中下奧陶統頂部風化殼上，有利于油氣的保存，玉北1斷裂帶的鉆探證實其對油氣封蓋的有效性。喜馬拉雅期油氣藏發生調整，除早期形成的石炭系-二疊系巨厚的蓋層外，古近系底部發育的優質膏泥巖蓋層，對油氣具有很好的保存作用。

圖5 塔里木盆地玉北地區油氣成藏模式Fig.5 Hydrocarbon accumulation pattern of Yubei area,Tarim Basin

3.5 成藏主控因素及成藏模式

玉北1井區在加里東中期-海西早期形成的油藏以破壞、散失為主，但有部分殘余；海西晚期，既是寒武系油氣大規模的充注期，也是玉北地區主要圈閉(構造、巖性圈閉)的定型期，有效的儲蓋組合形成，保存條件優越，為該區油氣藏的主要成藏期；燕山期-喜馬拉雅期，區內斷裂活動弱，先期形成的油藏雖經調整但得以保存。綜合分析玉北1井區油氣成藏條件，油源是該區油氣成藏的基礎；斷裂、不整合面構成的立體輸導網絡，為油氣運移提供了優質的運移通道；儲層發育程度控制了油氣藏的形成及規模；巴楚組下泥巖段、中泥巖段等區域性蓋層為油氣保存提供了保障。通過對玉北1井區油氣成藏特征、成藏主控因素分析，建立了玉北地區奧陶系鷹山組“斷裂通源，網狀輸導，儲層控富，海西晚期成藏，后期調整”的成藏模式(圖5)。

4 結論

1) 玉北地區奧陶系鷹山組碳酸鹽巖油藏儲集空間類型包括孔隙、孔洞和裂縫3類，根據儲集空間類型及其組合方式，發育的儲層類型有裂縫-溶蝕孔洞型、裂縫型、孔洞型3類，其中，裂縫-溶蝕孔洞型儲層是玉北地區最重要的儲層類型。

2) 玉北1井區奧陶系鷹山組油藏為常溫常壓未飽和重質油藏，其分布范圍受與不整合控制的、與碳酸鹽巖古巖溶有關的巖溶縫洞型儲層控制，儲層具有大面積疊置連片和不均勻含油特點。

3) 玉北1井區奧陶系鷹山組油氣藏為多期成藏，主成藏期為海西晚期；該區油氣成藏主要受油源、儲層、輸導體系和蓋層的綜合控制。并以此建立了玉北地區奧陶系鷹山組“斷裂通源，網狀輸導，儲層控富，海西晚期成藏，后期調整”的油氣成藏模式。

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(編輯 張亞雄)

CharacteristicsandmaincontrollingfactorsofhydrocarbonaccumulationinOrdovicianYingshanFormationinYubeiarea,TarimBasin

Tan Guanghui,Qiu Huabiao,Yu Tengxiao,Liu Shaojie,Hao Jianlong

(ExplorationandDevelopmentResearchInstitute,NorthwestOilfieldBranch，SINOPEC，Urumqi，Xinjiang830011，China)

Poor understanding of the main factors controlling hydrocarbon accumulation is the major constraint of petroleum exploration in Yubei area of Tarim Basin at present.The characteristics of hydrocarbon accumulation in Yubei 1 fault belt were studied.Oil reservoirs in the Ordovician Yingshan Formation in Yubei-1 wellblock are of karst-fractured vuggy type controlled by unconformity and related with paleo-karst of carbonate rocks.The reservoir spaces of the Yingshan Formation carbonates consist of pores,vugs and fractures,and the reservoirs can be divided into 3 types,namely fractured-vuggy type,fractured type and vuggy type,of which the fractured-vuggy type is the most significant in this area.The reservoir distribution is mainly controlled by the karst of carbonate rocks.The reservoirs are characterized by strong heterogeneity,vertical superimposition and lateral connection in large area,as well as uneven oil-bearing property.The Yingshan Formation reservoirs experienced multiple phases of hydrocarbon accumulation,of which the Late Hercynian was the major one.Hydrocarbon accumulation in the study area was jointly controlled by oil sources,reservoir,carrier system and cap rock.The oil sources were the foundation of hydrocarbon accumulation.The three-dimensional carrier network consisting of faults and unconformities provided high quality pathway for hydrocarbon migration.The reservoir distribution controlled the formation of the pools and their scales.Mudstone intervals in the Lower and Middle Bachu Formation provided regional seals for the preservation of oil and gas.Based on the analysis of reservoir characteristics and controlling factors of hydrocarbon accumulation,we established a hydrocarbon accumulation pattern for the Yingshan Formation reservoirs in Yubei area.

characteristics of hydrocarbon accumulation,controlling factor of hydrocarbon accumulation,Ordovician,Yubei area,Tarim Basin

2013-10-20;

：2013-12-30。

譚廣輝(1983—)，男，碩士、助理工程師，石油地質。E-mail:7260149@qq.com。

中國石化科技部項目(P11084)。

0253-9985(2014)01-0026-07

10.11743/ogg20140104

TE122.3

：A