准噶尔盆地滴南凸起白垩系低阻油气层成藏主控因素

【摘要】为明确准噶尔盆地滴南凸起白垩系低阻油气藏的成藏主控因素，通过开展储层预测和目标识别研究，应用STRATA反演软件对研究区进行了波阻抗反演。沉积相和储层研究结果表明呼图壁河组砂体地震响应特征明显，储层宏观上受岩性控制，微观上受储层孔喉半径的控制，来自生烃区的油气沿着断裂向上运移至白垩系呼图壁河组岩性圈闭成藏，形成“一砂一藏”的构造背景下的岩性油气藏。沉积相和岩性是低阻油气层成藏的主控因素，断层起到疏导作用。

【关键词】滴南凸起；低阻油气层；地震响应特征；储层特征；主控因素

在准噶尔盆地滴南凸起白垩系呼图壁河组分布着大量的低阻油气层，其油气层与水层电阻率比小于2小于2或3。解宏伟[1]、框立春[2]等对准噶尔盆地低阻油气层的成因和识别方法进行了探讨。杨有星[3]认为研究区辫状高能水道是控制白垩系呼图壁河组储层质量的主要因素之一，高炎[4]根据压汞曲线特征将呼图壁河组储层分为七种类型。本文通过开展滴南凸起呼图壁河组储层预测和目标识别研究，对研究区砂体的地震响应特征、沉积相、储层特征进及其对低阻油气层的影响进行了研究，提出了低阻油气层成藏模式。

1、构造概况

滴南凸起位于准噶尔盆地陆梁隆起东南部，是陆梁隆起上的一个二级构造单元，呈近东西向展布，面积约2270km2（图1）。滴南凸起形成于石炭纪末期，受克拉美丽山隆升的影响，呈东高西低展布，至早、中二叠世一直处于剥蚀夷平阶段。晚三叠世，印支末期的构造运动使得全区有所抬升而遭受剥蚀，滴南凸起受到一定的挤压、压扭应力场作用，产生了明显的冲断、褶皱活动。侏罗纪中晚期在燕山构造运动强烈的挤压作用下形成了向西南倾的单斜，在此背景上发育了一系列低幅度背斜和断鼻，形成了滴西构造带[5]，侏罗纪末期在该区发育的一些正断层延伸至白垩系下部，同时喜马拉雅期区域性南倾对早白垩世形成的圈闭和油藏仍有一定的影响。

2、沉积相特征

在滴南凸起白垩系呼图壁河组k1h2砂体波形分类图上，滴西202井区与周围存在一个明显的分割带，分属于不同的砂体（图2）。应用STRATA反演软件进行了全区的波阻抗反演，大致反映目的层段在纵、横向上的岩性展布特征[6]。从该区阻抗与岩性关系上可以看出，呼图壁河组砂体，粒度越粗，阻抗值越大，而泥层的阻抗值较低，两者存在明显差异。其沉积相为三角洲前缘与滨浅湖沉积，且以三角洲前缘沉积为主，发育多个旋回的水下分支河道、河口坝、河道间及席状砂等微相。其地震响应特征为中强振幅、低频强短轴反射，砂体横向变化快，与围岩有明显的突变接触关系。三角洲前缘为偏砂相，而紧邻滨浅湖相带上部则为偏泥相，岩性的展布与相带的控制密不可分，预测砂体呈南东方向展布，其趋势与该区物源方向一致（图3）。

3、储层特征

滴南凸起白垩系呼图壁河组整体为一个向上变粗的沉积序列，以稳定分布的泥岩作为标志层，将呼图壁河组砂层组划分为呼一、呼二段，厚度在810～830m之间，以砂泥薄互层为主，呼一段分为8个砂层组，呼二段分为6个砂层组（图4）。在呼二段、呼一段上部，砂层较薄，横向变化大；呼一段底部以偏细的泥质沉积为主，主要含气，砂层及油层主要分布在上部，砂层横向展布范围小，测井曲线呈现变化幅度较小的锯齿形特征，这就决定了储层圈闭高度不大，容易形成低阻油气层[1]。

4、成藏主控因素

4.1成藏主控因素

(1) 沉积相控制

沉积相控制了储集体的发育程度和叠置样式，而储集体的发育程度与油气藏形成关系密切，叠置样式和相模式决定了油气的储集部位。研究区储层主要为三角洲砂体，与滨浅湖砂坪、泥坪间互沉积，有利的储集相带为沉积时水动力较强的水下分支河道、河口砂坝等微相，对储层物性控制明显[3]。由于不断向前前积叠置的三角洲前缘砂体间存在叠置连通关系，导致储集层横向变化较快，砂体分布分散，含油气丰度差别大，宏观上受岩性控制，微观上受储层孔喉半径的控制，各个透镜体油气藏形成独立的多油气水系统[7]。同时不同的沉积微相类型具有不同的水动力特征，所形成的砂体在岩相组成、厚度、内部非均质性以及砂岩成分组成、泥质含量、颗粒的粒度、分选等多方面各不相同，造成不同沉积相所形成的砂体间具有不同的原始孔隙度和渗透率，在研究区形成了形成广泛分布的低阻油气层。

(2) 断层疏导

断层是多数陆相盆地油气纵向运移的主干通道，非主要生油岩层系油气藏形成，多数是因为油源断层的沟通。滴西南背斜带南部滴水泉南断裂上盘，主要发育侏罗系正断层，个别断开了上覆白垩系。如滴西9井白垩系成藏与该井之南发育的沟通三叠—白垩系的滴西2井2号断裂有密切的关系，该断裂为正断层，燕山中期形成，它沟通了下部异常高压流体动力系统，油气在沿深部高压流体动力系统侧向运移的通道上，遇到该断层后，顺断层垂向运移至白垩系后，遇到圈闭时才能聚集成藏。由于白垩系圈闭少，油气以散失为主，因此造成油气纵向分布跨度大。

4.2成藏模式

滴南凸起位于东道海子北凹陷和石南凹陷之间的隆起带，油气源充足，该区油气具有双源（C、P）特征。滴南凸起东段及滴西1井油气来源于东道海子北凹陷和石南凹陷二叠系平地泉组烃源岩，有机质丰度高、类型好，生烃潜力很高，其供烃区均为东道海子北凹陷和石南凹陷[8]。滴南凸起西段油气来源于东道海子北凹陷和石南凹陷石炭系烃源岩，有机质丰度中等-好、II-III型、高-过成熟、以生气为主，也有部分天然气来自东道海子北凹陷侏罗系地层[8]。滴南凸起早在海西中晚期就开始上隆，具长期继承性，处于东道海子北凹陷油气优势运移通道上，距离生油中心约10km，同时滴西地区成藏期与二叠系源岩生排烃高峰期有良好的匹配。

已有的钻探资料表明，研究区油气显示活跃，油气跨度在800m左右，油气垂向分布零散，显示层厚度一般小于5m，油气显示主要受单砂体控制，油水分异不充分，形成油水混存带。滴西12井东断裂和滴西2井北断裂两侧砂层有对接，来自生烃区的油气汇聚在滴西12井区，部分油气沿着断裂带向上运移，然后沿不整合面运移到圈闭中，形成“一砂一藏”的构造背景下的低阻岩性油气藏（图4）。滴南凸起岩性-地层油气藏勘探的主要方向是与辨状河道砂体有关的岩性圈闭和低幅度背斜圈闭。

5、结论

通过沉积相和储层研究结果表明呼图壁河组砂体在波形分类图上存在明显的分割带，沉积相以小型三角洲前缘与滨浅湖砂坪、泥坪间互沉积为主，储层总体上属于Ⅰ类储层，宏观上受岩性控制，微观上受储层孔喉半径的控制，高束缚水饱和度和低幅度圈闭是该区低阻油气层形成的主要因素。来自生烃区的油气沿着断裂向上运移至白垩系呼图壁河组岩性圈闭成藏，形成“一砂一藏”的构造背景下的岩性油气藏。沉积相和岩性是低阻油气层成藏的主控因素，断层起到疏导作用。

参考文献

[1]解宏伟,田世澄,等.准噶尔盆地低阻油气层成因及识别[J].新疆石油地质,2008,29(2):219-221

[2]匡立春,毛志强,孙中春等.准噶尔盆地白垩系低阻油气藏测井系列选择[J].新疆石油地质,2002.23（3）：211-213

[3]杨有星,金振奎.准噶尔盆地腹部呼图壁河组优质储层特征和主控因素[J].科技导报,2011，29（11）：21-26

[4]高炎,李维锋,饶勇等.准噶尔盆地滴西12井区呼图壁河组储层研究[J].断块油气田,2009，12（3）：27-29

[5]王仁冲,徐怀民,刘楼军.准噶尔盆地滴南凸起水西沟群层序地层特征[J].石油勘探与开发,2009,36（5）：601-608

[6]刘楼军,何辛,李天明.准噶尔盆地腹部石南地区侏罗系头屯河组河道砂体识别结果探讨及应用效果[C].2004.12:57～67,准噶尔油气勘探[J].石油工业出版社.

[7]马明福,管守锐,徐怀民等.准噶尔盆地陆东地区白垩系储层特征及其主控因素[J].石油天然气学报,2003(6):22-25.

[8]罗力崇,廖健德,程显胜等.准噶尔盆地滴西地区油气成因探讨[J].天然气勘探与开发,2005，28（2）:18-26