柴達木盆地柴西地區古近系—新近系致密油勘探潛力分析

萬傳治，王　鵬，薛建勤，蘇雪迎，周　剛，茍迎春

（1.中國石油勘探開發研究院西北分院，蘭州730020；2.中國石油青海油田分公司勘探開發研究院，甘肅敦煌736202；3.中國石油大學（北京）地球科學學院，北京102200）

柴達木盆地柴西地區古近系—新近系致密油勘探潛力分析

萬傳治1，王鵬2，薛建勤2，蘇雪迎3，周剛2，茍迎春1

（1.中國石油勘探開發研究院西北分院，蘭州730020；2.中國石油青海油田分公司勘探開發研究院，甘肅敦煌736202；3.中國石油大學（北京）地球科學學院，北京102200）

柴達木盆地柴西地區古近系下干柴溝組與新近系上干柴溝組地層均具備致密油形成的基本地質條件。柴西地區下干柴溝組上段有效烴源巖有機碳質量分數為0.8%～2.0%，有機質類型以Ⅰ—Ⅱ1型為主；上干柴溝組有效烴源巖有機碳質量分數為0.6%～1.5%，有機質類型以Ⅰ—Ⅱ1型為主。熱模擬實驗表明，柴西地區古近系—新近系在烴源巖鏡質體反射率（Ro）為0.47%～1.30%時為主要生油階段，Ro為0.75%時達到最大液態烴產率，具有烴源巖在低成熟階段即可大量生烴并迅速排烴的特點。沉積相研究認為，古近系下干柴溝組和新近系上干柴溝組廣泛發育的半深湖—深湖相烴源巖和與其互層沉積的濱淺湖相砂體或碳酸鹽巖，構成了對致密油形成非常有利的源儲共生關系，而古構造斜坡區和生油凹陷中心是致密油富集分布區。優選柴西地區新近系扎哈泉凹陷—烏南斜坡區上干柴溝組、南翼山—小梁山區帶上干柴溝組—下油砂山組、七個泉—躍進斜坡區下干柴溝組上段為致密油三大有利勘探區帶。

致密油；資源潛力；古近系；新近系；柴達木盆地

0　引言

致密油氣是指未經過大規模長距離運移而形成的，夾于或緊鄰優質烴源巖層系的致密油氣聚集，一般無自然產能，需通過大規模壓裂技術才能形成工業產能［1］。致密油氣在美國、加拿大及澳大利亞等國家都已得到商業性開發，而在中國，致密油氣的勘探開發還處于起步和探索階段［1-4］。長慶油田通過攻克低滲透及超低滲透難題，已連續10年每年新增探明儲量1～3億t，截止2012年已累計提交探明儲量30.75億t［5］。準噶爾盆地和四川盆地在致密碳酸鹽巖儲層中也找到了數量可觀的致密油資源［6］。

近年來，隨著水平井技術和壓裂改造技術的進步及規模化應用，青海油田有針對性地對柴達木盆地柴西地區紅柳泉—躍進斜坡區下干柴溝組上段、阿爾金山前茫崖—扎哈泉凹陷上干柴溝組、柴西北地區下油砂山組致密油藏領域均開展了勘探工作，并在扎哈泉凹陷下干柴溝組中下部獲得試油突破，有利勘探面積近1 000 km2，是未來億噸級石油儲量目標區。總體來看，柴達木盆地致密油勘探依然存在地質認識程度低、資源量不清楚、勘探領域不明確等諸多難題。筆者在對柴西地區新生界致密油形成的地質條件及勘探潛力進行研究的基礎上，預測有利區帶，以期為加快致密油的勘探奠定地質基礎。

1　致密油形成的地質條件

柴達木盆地位于青藏高原北麓，為祁連山、昆侖山和阿爾金山三山環抱的菱形山間高原盆地，面積為12.1萬km2，其中沉積巖面積約9萬km2。柴達木盆地是在前侏羅系地塊基礎上發育起來的中—新生代陸內沉積盆地。楊超等［7］根據盆地主控斷裂、基底性質及基底構造格局并結合中—新生界石油地質條件，將柴達木盆地劃分為6個一級構造單元，即昆北逆沖帶、一里坪坳陷、祁南逆沖代、三湖坳陷、德令哈坳陷以及歐龍布魯克隆起（圖1）?？碧綄嵺`表明，柴西地區下干柴溝組上段和柴西北地區上干柴溝組這2套地層既是主要的烴源巖，也是致密油的主要產層。

圖1　柴達木盆地構造單元劃分［7］Fig.1　The tectonic units of Qaidam Basin

1.1烴源巖條件

晚喜馬拉雅運動以來，受構造活動影響，柴達木盆地沉積中心不斷遷移，在縱向上疊加了2套優質烴源巖，分別為柴西地區下干柴溝組和上干柴溝組烴源巖（圖2）。這2套烴源巖是致密油形成的資源基礎［7］，都主要分布于紅獅凹陷、扎哈泉凹陷和茫崖凹陷3個主力生烴凹陷，但上干柴溝組烴源巖發育具一定繼承性，且分布相對局限。

圖2　柴達木盆地柴西地區地層綜合柱狀圖Fig.2　Comprehensive stratigraphic column of western Qaidam Basin

柴達木盆地柴西地區下干柴溝組上段烴源巖埋藏深度為2 500～4 000 m，巖性以暗色泥巖和泥晶灰巖為主，厚度為60～250 m，面積為6 000 km2，有效烴源巖有機碳質量分數為0.8%～2.0%，有機質類型以Ⅰ—Ⅱ1型為主，Ro為0.7%～1.2%；上干柴溝組烴源巖埋藏深度為2 500～3 600 m，巖性以暗色泥巖、泥晶灰巖和云質灰巖為主，厚度一般為30～100 m，面積為3 300 km2，有效烴源巖有機碳質量分數為0.6%～1.5%，有機質類型以Ⅰ—Ⅱ1型為主。

柴達木盆地柴西地區古近系—新近系烴源巖雖然Ro低，但在特殊的咸化湖盆沉積背景下，烴源巖具有獨特的生烴與排烴機理。生烴動力學熱模擬實驗表明，紅獅凹陷獅32井下干柴溝組上段烴源巖在Ro為0.75%時達到最大液態烴產率，Ro為0.47%～1.30%時為主要生油階段，即烴源巖在低成熟階段即可大量生烴并迅速排烴（圖3）。該熱模擬實驗還表明，紅獅凹陷下干柴溝組上段烴源巖液態烴產率高達700 mg/g，有機質烴轉化率高，這為致密油的勘探突破提供了資源基礎。

圖3　柴達木盆地柴西地區下干柴溝組上段烴源巖生烴模式（獅32井）Fig.3　Hydrocarbon generation pattern of source rocks of Lower Ganchaigou Formation in western Qaidam Basin

1.2儲層特征

受構造運動及沉積相帶的控制作用，柴達木盆地致密油儲層具有巖性多樣及儲層空間復雜的特征。柴西地區下干柴溝組上段沉積期為湖盆穩定沉降并迅速發展的階段，也是古近紀以來的最大湖泛期。阿爾金山前主要發育近岸水下扇碎屑巖沉積體，七個泉—躍進斜坡區以濱淺湖灰坪和藻灘為主，烏南斜坡及其以東地區則以灘壩砂體為主。柴西地區上干柴溝組上段致密油儲層主要為粉砂巖和碳酸鹽巖，橫向分布廣泛，巖性變化大，縱向隔夾層較多，非均質性強。其中，粉砂巖等碎屑巖儲集空間以原生孔為主（圖版Ⅰ-1～Ⅰ-2），其次為溶蝕孔，局部裂縫較發育；碳酸鹽巖儲層以溶蝕孔為主，儲層之間裂縫大量發育（圖版Ⅰ-3），對滲透性有一定貢獻，為典型的雙孔介質儲層。由于受咸化水體的影響，柴西地區上干柴溝組上段致密油儲層多被硬石膏和天青石膠結（圖版Ⅰ-4～Ⅰ-5），孔隙度一般為5%～10%，滲透率為0.05～1.00 mD，為典型的致密儲層。柴西地區上干柴溝組沉積期由于祁漫塔格山的抬升，湖盆開始由西向東、由南向北遷移。受物源及古地貌的影響，該時期以灘壩砂及藻灰灘沉積為主，致密油儲層以灰質粉砂巖、泥晶灰巖及生物灰巖為主，儲集空間以粒間孔、溶蝕孔及微裂縫為主（圖版Ⅰ-6），孔隙度一般為6%～8%，滲透率為0.4～0.8 mD，屬于低孔、低滲—特低滲致密儲層。碳酸鹽膠結作用是導致柴西地區儲層致密的主要原因。

1.3古構造背景

古構造恢復研究表面，柴西地區古近系—新近系古凹陷—古斜坡構造背景較發育。持續發育的七個泉—紅柳泉—砂西斜坡區、躍進斜坡區以及烏南斜坡區三大古斜坡區緊鄰生烴凹陷（圖4）。斜坡部位是油氣運移的長期有利指向區，在湖盆演化期，因受構造及氣候的影響，湖盆發生了頻繁的水進、水退及持續的咸化過程，導致三角洲前緣砂體、濱淺湖灘壩砂體、碳酸鹽巖、膏巖以及鹽巖等在橫向上穿插、縱向上疊置，為致密油的儲集提供了有利條件［8-10］。現今構造繼承性好，相對穩定，有利于致密油原地聚集與保存。

圖4　柴達木盆地下干柴溝組上段—下油砂山組古構造Fig.4　The paleotectonic map of the upper segment of Lower Ganchaigou Formation and Lower Youshashan Formation in Qaidam Basin

2　源儲組合特征

古近紀—新近紀以來，柴達木盆地構造活動強烈，氣候干旱，導致湖盆多期擴展、收縮及湖水持續咸化［11］，進而導致烴源巖和源內儲集層在較大范圍內具有間互沉積、廣覆式接觸、源儲一體的特征，且源儲配置條件優越。柴西地區集中發育了下干柴溝組上段碳酸鹽巖致密油源儲組合與上干柴溝組碎屑巖致密油源儲組合。其中前者主要分布于柴西南地區，儲層厚度為2～11 m，多數為3～6 m，縱向上儲層層數較多，橫向上分布較穩定；后者在柴西地區分布較廣，儲層厚度為2～4 m，橫向上延伸較遠。

根據源儲配置關系，柴西地區古近系—新近系致密油主要存在2種類型的成藏組合。一種屬源內包裹式成藏組合（圖5下干柴溝組上段油藏），儲層與源巖互層式接觸，油氣在源儲壓差作用下克服毛管壓力，以滲流擴散的方式直接注入儲集體的納米級孔隙中，并將地層水驅替或部分驅替出儲層而成藏，或者滯留在源巖中形成致密油，如躍進斜坡區、南翼山下干柴溝組上段等油藏；另一種屬上覆式成藏組合（圖5上干柴溝組油藏），烴源巖生成的油氣經短距離垂向運移至上覆致密藻灰巖、泥灰巖及砂巖等儲層中成藏，如扎哈泉凹陷及烏南斜坡區上干柴溝組油藏。

圖5　柴達木盆地七個泉—躍進斜坡區—烏南斜坡區致密油成藏模式Fig.5　The accumulation pattern of tight oil from Qigequan area，Yuejin ramp to Wunan ramp in Qaidam Basin

3　資源潛力分析

致密油的資源潛力分析以烴源巖評價為基礎，以沉積體相帶研究、儲層空間測試以及砂體預測為條件。筆者在研究致密油成藏條件及成藏機理的基礎上，系統分析致密油的分布規律，從而落實圈閉面積、儲層厚度及含油飽和度等資源評價關鍵參數，然后結合錄井油氣顯示，采用體積法對柴西地區古近系—新近系致密油儲量進行計算。上干柴溝組—下油砂山組和下干柴溝組上段致密油勘探領域估計總資源量約8.86～10.86億t。古近紀柴達木盆地湖盆中心主要位于柴西南地區，下干柴溝組上段優質烴源巖源內或源上砂巖和碳酸鹽巖儲層組成古近系致密油藏，勘探面積為1.26萬km2，資源量為5.04～6.30億t。受湖盆遷移影響，柴達木盆地上干柴溝組—下油砂山組湖盆中心主要位于柴西北地區，新近系廣覆式烴源巖和與其互層或位于其上的致密砂巖以及碳酸鹽巖儲層形成新近系致密油藏，勘探面積為1.04萬km2，資源量為3.12～4.16億t。

筆者在計算資源潛力的基礎上，結合儲層規模、油藏埋深、勘探現狀等因素，優選了柴達木盆地古近系—新近系致密油的三大有利區帶，即扎哈泉凹陷—烏南斜坡區上干柴溝組、南翼山—小梁山區帶上干柴溝組—下油砂山組及七個泉—躍進斜坡區下干柴溝組上段（圖6）。

圖6　柴達木盆地柴西地區古近系—新近系致密油有利區分布①扎哈泉凹陷—烏南斜坡區；②南翼山—小梁山區帶；③七個泉—躍進斜坡區Fig.6　Favorable distribution area of the Paleogene and Neogene tight oil in western Qaidam Basin

（1）扎哈泉凹陷—烏南斜坡區上干柴溝組致密油勘探區帶。該區帶北起扎哈泉凹陷，南到烏南斜坡區，致密油主要目的層為上干柴溝組湖相地層，勘探面積為800 km2，致密油資源量為0.7～0.9億t，油藏埋深為2 000～3 000 m。目前已有扎201井、扎2井及扎3井獲得高產油流，綠2井和綠3井等多口井獲低產油流，勘探潛力大。

（2）南翼山—小梁山區帶上干柴溝組—下油砂山組致密油勘探區帶。該區帶緊鄰小梁山生烴凹陷，西起小梁山，東抵南翼山。主要目的層為上干柴溝組—下油砂山組層段，勘探面積為1 800 km2，致密油資源量為1.62～2.34億t，油藏埋深為1 500～2 500 m。由于受晚喜馬拉雅運動影響，該區帶構造隆升較晚，成排成帶的背斜構造形成于獅子溝組沉積期及以后，廣覆式上干柴溝組烴源巖普遍進入生烴高峰，有利于形成致密油氣。該區帶梁101井、梁5井、梁103井在上干柴溝組—下油砂山組層段試油均獲工業油流。

（3）七個泉—躍進斜坡區下干柴溝組上段致密油勘探區帶。該區帶西起七個泉，東到躍進斜坡區，主要目的層為下干柴溝組上段灰巖段，勘探面積為900 km2，致密油資源量為1.53～1.87億t，油藏埋深為2 500～4 500 m，緊鄰紅柳泉、尕斯庫勒油區。躍灰2井、躍灰101井及紅112井等多口井鉆井過程中見到良好的油氣顯示，其中躍灰1井、七東1井、紅20井及紅31井等多口井試油獲油流，致密油勘探潛力較大。

4　結論

（1）柴達木盆地柴西地區古近系—新近系致密油主要發育于柴西南地區下干柴溝組和柴西北地區上干柴溝組的半深湖—深湖相區。

（2）柴達木盆地柴西地區古近系—新近系縱向上疊加的2套優質烴源巖，具有有機質豐度較高、類型好、分布廣以及烴轉化率較高的特點，為致密油的形成提供了資源基礎。

（3）柴達木盆地柴西地區古近系—新近系致密油儲層具有巖性多樣和儲層空間復雜的特點，多種成因的砂體、鹽巖、碳酸鹽巖在橫向上相互穿插，縱向上疊置，為致密油的儲集和保存均提供了條件。

（4）柴達木盆地柴西地區古近系—新近系致密油發育的三大有利區帶為扎哈泉凹陷—烏南斜坡區上干柴溝組、南翼山—小梁山區帶上干柴溝組—下油砂山組及七個泉—躍進斜坡區下干柴溝組上段。

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圖版Ⅰ

（本文編輯：郭言青）

Exploration potential of tight oil of the Paleogene and Neogene in western Qaidam Basin

WAN Chuanzhi1，WANG Peng2，XUE Jianqin2，SU Xueying3，ZHOU Gang2，GOU Yingchun1
（1.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development-Northwest，Lanzhou 730020，China；2.Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Qinghai Oilfield Company，Dunhuang 736202，Gansu，China；3.College of Geosciences，China University of Petroleum（Beijing），Beijing 102200，China）

The Paleogene Lower Ganchaigou Formation and Neogene Upper Ganchaigou Formation in the western Qaidam Basin have the basic geological conditions to form tight oil.The organic carbon content of effective hydrocarbon source rocks in the upper segment of Lower Ganchaigou Formation is between 0.8%and 2.0%，and the type of organic matter is mainlyⅠ-Ⅱ1.The organic carbon content of effective hydrocarbon source rocks in Upper Ganchaigou Formation is between 0.6%and 1.5%，and the type of organic matter is mainlyⅠ-Ⅱ1.Thermal simulation experiment showsthat it isinthemainstageof hydrocarbongenerationof Paleogene-Neogene in western QaidamBasin when the Roof source rocks is between 0.47%and 1.30%，and liquid hydrocarbon yield reaches maximum when Rois 0.746%. Sedimentaryfaciesstudyindicatesthat extensivelydevelopedsemi deep-deeplakefaciessourcerocks of the Paleogene Lower Ganchaigou Formation and Neogene Upper Ganchaigou Formation has source-reservoir symbiotic relation withshore shallow lake facies sand bodies or carbonate rocks，which is beneficial to form tight oil，and ramp area of paleostructure and the center of source sag are favorable for tight oil enrichment.The Neogene Upper Ganchaigou Formation in Zhahaquan Sag-Wunan ramp area，Upper Ganchaigou Formation and Lower Youshashan Formation in Nanyishan-Xiaoliangshanarea and the upper segment of Lower Ganchaigou Formation in Qigequan-Yuejin ramp area are the three favorableexplorationzonesfortightoil.

tightoil；resourcespotential；Paleogene；Neogene；westernQaidamBasin

P618.13

A

1673-8926（2015）03-0026-06

2014-03-18；

2014-08-16

中國石油重大科技專項“柴達木盆地石油勘探領域評價與目標優選”（編號：2011E-0301）資助

萬傳治（1980-），男，高級工程師，主要從事石油天然氣地質綜合研究方面的工作。地址：（730020）甘肅省蘭州市城關區雁兒灣路535號。E-mail：wan_cz@petrochina.com.cn。