準噶爾盆地達巴松凸起沙窩地斜坡成藏控制因素分析

封小花

摘要：S12井構造上位于準噶爾盆地中拐凸起東斜坡斷塊構造較高部位。目前區塊內大部分探井的主要目的層為三工河組二段，完鉆層位大多為三工河組，在中部1區塊已發現油氣主要位于侏羅系三工河和八道灣組，對下部地層成藏控制因素所做的工作較少。本文通過S12井實鉆情況，結合區域資料，對準噶爾盆地中拐凸起東斜坡成藏控制因素進行分析，以期對下步勘探井位部署提供依據。

關鍵詞：達巴松凸起;油源;儲蓋組合;控制因素;成藏

0引言

目前區塊內已完鉆預探井20口，開發評價井6口主要分布在莫西莊、沙窩地和征沙村地區。大部分探井的主要目的層為三工河組二段，完鉆層位大多為三工河組;其中Z2井完鉆井深最大，揭示層位最多，完鉆層位為二疊系上烏爾禾組;其次為S1井，完鉆層位為三疊系克拉瑪依組;S11井也鉆穿三工河組鉆達三疊系白堿灘組。在中部1區塊已發現油氣主要位于侏羅系三工河和八道灣組。通過本井鉆探將進一步了解S12井區三疊系百口泉組、二疊系上烏爾禾組含油氣情況。前人對該區達巴松凸起侏羅系下部地層成藏控制因素所做的工作較少，本文所涉及研究工作對本區勘探意義較大。

1 地層概況

S12井構造上位于準噶爾盆地中拐凸起東斜坡斷塊構造較高部位。依據實鉆資料、地球物理測井資料，結合鄰井及區域資料綜合分析認為，本井自上而下鉆遇地層依次為新生界新近系獨山子組～沙灣組、古近系紫泥泉子組;中生界白堊系東溝組、吐谷魯群;侏羅系西山窯組、三工河組、八道灣組;中生界三疊系白堿灘組、克拉瑪依組、百口泉組;上古生界二疊系上烏爾禾組（未穿）。

2 鉆探情況

從實鉆情況看，本井的油氣顯示主要集中在侏羅系的三工河、八道灣組及目的層百口泉組。

全井地質錄井過程中共發現油斑級顯示17.15米/6層，熒光級顯示62.45米/25層。綜合解釋差油層4.8米/2層，含油水層78.10米/6層。

3 成藏控制因素分析

3.1 油源條件

3.1.1 烴源巖評價

本井自三疊系白堿灘組（自井深4260.00m）到二疊系上烏爾禾組，通過烴源巖對地層生油條件進行評價。

根據原始D（降解潛率）、ST（產油潛量）和原始氫指數IH，綜合劃分有機質類型，HI（氫指數）與Tmax關系圖版、參考HI（氫指數）與Tmax劃分烴源巖有機質類型圖版和原始D（降解潛率）與Tmax劃分有機質類型圖版來綜合劃分有機質類型。依據以上標準對本井烴源巖進行詳細評價，三疊系白堿灘組～百口泉組泥巖評價為好～差烴源巖、成熟的Ⅱ1～Ⅲ類烴源巖，反應了該區塊生油巖成熟度、生油能力多樣性。

3.1.2 油源分析

盡管本井未做原油或生油巖的飽和烴色譜分析、生物生物標志物分析，但從鄰井S1井三疊系與準南大龍口露頭P2w烴源巖甾、萜烷色譜圖的對比來看，S1井三疊系的油與二疊系下烏爾禾組烴源巖具有較好的相關性。表現為規則甾烷（m/z=217）依次上升，三環萜烷（m/z=191）呈現“山峰型”分布。

另外，通過S1井各儲層原油色質譜參數地層對比圖：垂向深度的上、下部地層上各個儲層砂巖原油色質譜參數具有明顯的類比性，即說明沙窩地地區油氣來源的同一性，說明該區油源主要來自深部的二疊系地層。

通過分析表明，S12井的油源不是來自于侏羅系具陸相生物輸入特征的烴源巖，而是來自于下伏二疊系具菌藻類生物輸入的優質生油巖，這與P5井及莫北油田的油源是相同。因此，二疊系烴源巖能為本井區提供油氣，在三工河、八道灣、百口泉組見到不同程度的顯示，分析認為油源不是本井區成藏的主要控制因素。

3.2 蓋層及儲蓋組合

從錄井情況看，本井區主要發育四套區域性蓋層，其中目的層百口泉組做儲層，上部白堿灘組及底部上烏爾禾組頂的泥巖做蓋層和隔層形成的儲蓋組合。

3.3 油氣運移

該凸起西斜坡存在北東向和北西向兩組斷裂，均向下切穿二疊系風城組和佳木河組烴源巖，向上與三疊系內的不整合面溝通，為源外跨層運移主力通道。同時，三疊系百口泉組與下伏二疊系呈角度不整合接觸，構造高部位百口泉組向上超覆于二疊系之上，而不整合面一下的烏爾禾組長期經受風化侵蝕，非常有利于油氣運移。

從鉆探情況看，無論是古生界生成的油氣還是中生界生成的油氣，分析認為：①不整合面都是它們的主要運移通道，它們是通過油源斷層溝通油源的主要通道;②本井的巖心常規分析中存在因裂縫使儲層滲透性大幅提高的現象，而這一現象在鄰井S1井、Z1井也有存在，表明裂縫可改善儲層的油氣輸導能力;③從多井的顯示層對比情況看，大多數井間同層顯示對應的位置基本相當，證明儲層的橫向連通對油氣的運移起到很大作用。

3.4 百口泉組控藏因素分析

（1）深大斷裂體系

該區斷層發育，這些斷裂體系向下斷至石炭系，向上斷至三疊系，多期次向上沿斷裂及不整合面運移，在背斜與鼻狀構造帶聚集成藏，沙窩地區正好處于這些斷裂體系之中，成藏條件十分有利，加上二疊紀末期強烈的構造抬升運動造成的大型角度不整合在區內廣泛分布，為油氣運移提供有利的條件。

（2）沉積相帶

扇體的發育受古地貌控制，山口及溝谷控制著主槽及平原相帶的分布。該區百口泉組以扇三角洲沉積為主，陸源碎屑提供充足，砂體推進至湖盆中心，尤其是早期低位沉積的百口泉組，砂礫巖分布廣，厚度大，物性相對較好。巖性主要為灰色砂礫巖、礫巖、含礫粗砂巖、主要為特低孔-超低滲儲層。從鄰井對比看，平原相的大套河道沉積儲層里未見油氣，僅在K80井百口泉頂部的扇三角洲平原支流間灣沉積的細砂巖中鉆遇最高油跡級的顯示。

根據不同相帶物性分析，扇三角洲平原儲層分選差，雖然孔隙度中等，但滲透率低，而扇三角洲前緣儲層孔隙度及滲透率均較好，儲集條件中等-較差。但通過實鉆證實，本井百口泉組以扇三角洲前緣和平原交互的沉積環境，以平原相大套砂礫巖體發育，為特低孔-超低滲儲層。綜合分析，百口泉組沉積相帶的平面展布規律對優質儲層分布具有明顯的控制作用。

（3）多期烴類充注及地層壓力

通過對比瑪湖凹陷三疊系熒光顯微鏡下觀察，研究區極有可能存在3期烴類充注：早期低熟油氣，以固態瀝青的形態存在;第2期以橙黃色熒光的液態高熟烴類為主，對應于成熟油氣;第3期充注烴類在熒光顯微鏡下發藍白色光，為較晚期形成的高熟輕質油氣。從多期油氣充注來看，晚期高熟油氣的相對含量直接影響了油氣能否形成有效聚集和高產。

從本井的壓力檢測情況及評價情況看：本井從4968.00-5450.00為超壓實地層，不利于高熟油氣充注后的保存。通過本井的超壓實情況可以推斷，S12井百口泉組地層斷層封堵性較差，從而推斷壓力相對較小于未成藏的主要原因超壓實地層不利于高熟油氣的成藏。

4.結論

三疊系百口泉組成藏主要受沉積相帶的平面展布、多期烴類充注及地層壓力幾個方面控制，本井該段地層下部儲層受粘土礦物影響滲透率低的差儲層，上部局部發育較好儲層，根據地層超壓力這一特點，判斷斷層的側向封堵差是造成本井百口泉組地層未能成藏的主要原因。