李 軍，肖立新，王玉林，王振奇

(1. 長江大學 油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點實驗室，湖北 武漢 430100； 2. 中國石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院地球物理研究所，新疆 烏魯木齊 830000)

新疆準噶爾盆地南緣中段霍爾果斯背斜“源—蓋”匹配關(guān)系研究

李 軍1，肖立新2，王玉林1，王振奇1

(1. 長江大學 油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點實驗室，湖北 武漢 430100； 2. 中國石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院地球物理研究所，新疆 烏魯木齊 830000)

采用重建烴源巖生烴史(“源”)和泥質(zhì)蓋層排替壓力演化史(“蓋”)的方法，研究“源—蓋”動態(tài)匹配關(guān)系，以確定泥質(zhì)蓋層封閉動態(tài)有效性。針對新疆準噶爾盆地南緣中段霍爾果斯背斜霍001井泥質(zhì)蓋層封閉性的研究結(jié)果表明:霍爾果斯背斜上白堊統(tǒng)東溝組泥質(zhì)蓋層最大排替壓力達到3.76 MPa，具備封蓋油的能力，但“源—蓋”匹配關(guān)系不理想，東溝組泥質(zhì)蓋層在古近系中期開始具備封蓋油的能力(排替壓力達到1 MPa以上)，但中下侏羅統(tǒng)烴源巖在白堊系末期已經(jīng)開始生烴，東溝組泥質(zhì)蓋層只具備對下伏下白堊統(tǒng)吐谷魯群組烴源巖的封蓋能力。

泥質(zhì)蓋層；生烴史；排替壓力演化史；“源—蓋”匹配關(guān)系

新疆準噶爾盆地南緣中段霍爾果斯背斜中上組合的油氣勘探已經(jīng)取得了階段性的成果，下組合的勘探逐漸提上日程，下白堊統(tǒng)吐谷魯群組和侏羅系烴源巖的生烴潛能巨大，但迄今為止，下組合的勘探仍未取得突破，因此對上白堊統(tǒng)東溝組泥巖蓋層的封閉能力和“源—蓋”匹配關(guān)系的研究成為下組合油氣勘探的突出問題。如何從動態(tài)演化的角度定量評價泥質(zhì)蓋層建造階段的封閉有效性是本文要嘗試解決的問題。

蓋層建造階段封閉有效性指蓋層封閉性的形成時間早于(至少不晚于)下覆烴源巖的生排烴時間[1]。采用盆地模擬的方法模擬盆地的熱演化史、烴源巖生烴史；利用泥巖孔隙度和排替壓力實測數(shù)據(jù)資料，求取孔隙度與排替壓力之間的相關(guān)關(guān)系，通過埋藏史恢復(fù)，計算泥質(zhì)蓋層的孔隙度演化史，進而計算蓋層的排替壓力演化史[2]；分析下伏烴源巖的生烴史與上覆泥質(zhì)蓋層的排替壓力演化史的時間匹配關(guān)系，即“源—蓋”匹配關(guān)系，確定蓋層的動態(tài)封蓋能力[3]。

值得說明的是，本文對泥質(zhì)巖蓋層封閉能力動態(tài)演化的研究只是初步解決了泥質(zhì)巖蓋層在建造階段的封閉能力的演化，后期改造階段的壓溶作用和構(gòu)造作用對蓋層封閉能力是一個更為復(fù)雜的問題，尚未有一個有效的定量評價方法，因此本文蓋層在改造階段的封閉能力演化沒有涉及。

1 烴源巖與蓋層發(fā)育特征

霍爾果斯背斜霍001井自上而下鉆遇了沙灣組、安集海河組、紫泥泉子組、東溝組、下白堊吐谷魯群組(未穿)，揭示了下白堊統(tǒng)吐谷魯群組和中下侏羅統(tǒng)兩套烴源巖。下白堊統(tǒng)吐谷魯群組烴源巖為一套湖相烴源巖，有機質(zhì)豐度中等，烴源巖熱演化已進入生油階段，Ro為0.5%～0.7%；中下侏羅統(tǒng)烴源巖為一套湖沼相煤系沉積，有機質(zhì)豐度較好，熱演化程度較高，Ro為1.0%～1.4%。

霍001井東溝組泥質(zhì)巖含量高、厚度大，東溝組泥巖單層最大厚度28 m，泥巖累計厚度465 m，為霍爾果斯背斜的區(qū)域性蓋層。

2 熱史及生烴史

喜山運動之前，隨著埋深的增加，地層溫度隨之升高，喜山運動期間，地層遭受擠壓并抬升發(fā)生剝蝕作用，地層溫度降低，吐谷魯群烴源巖最大埋深約為6 000 m，地層溫度155℃；而后抬升遭受剝蝕，地層溫度隨之下降，現(xiàn)今約為130℃[4]。中、下侏羅統(tǒng)烴源巖最大埋深約為8 500 m，地層溫度180℃；遭受剝蝕抬升后，地層溫度隨之下降，現(xiàn)今約為160℃(見圖1)。

圖1 霍爾果斯背斜熱史—埋藏史

本文取Ro=0.5～1.3為生油期，Ro=0.55～0.7為生油早期，Ro=0.7～1.0為生油高峰，Ro=1.0～1.3為晚期生油，Ro=1.3～4.0為生氣期[5]。白堊紀末期，侏羅系的烴源巖已經(jīng)成熟并開始生排烴，由于侏羅系為一套有機質(zhì)含量豐富的煤系地層，主要以生氣為主，生成的原油較少。新近紀獨山子組沉積時期，下白堊統(tǒng)烴源巖達到生油門限進入大量生排烴階段，生成的油氣主要為中低熟原油(見圖2)。

圖2 霍爾果斯背斜Ro-埋藏史

3 泥質(zhì)蓋層排替壓力史

排替壓力史重建是基于孔隙度史重建之基礎(chǔ)上的。本文利用盆地模擬軟件PetroMod在埋藏史的基礎(chǔ)上模擬了霍001井的東溝組孔隙度演化史(圖3)。

圖3 霍001井東溝組孔隙度演化史

地層孔隙度與排替壓力之間存在明顯的相關(guān)性。總孔隙度越小，壓實程度越高，最大孔吼半徑半徑越小，泥巖孔隙毛細管力越大，滲透率越低，排替壓力越大。本文采用已發(fā)表文獻中孔隙度與排替壓力的關(guān)系式:

P=24.799×φ-0.8189

式中，P為排替壓力，MPa；φ為地層總孔隙度，%。

在埋藏史的基礎(chǔ)上得到地層孔隙度演化史，根據(jù)上面的孔隙度—排替壓力模型公式計算地層排替壓力演化史(圖4)。白堊系東溝組泥巖蓋層排替壓力在古近系中期達到1 MPa以上，在古近系末期達到3 MPa以上，新近系至今逐漸升高到3.7 MPa。

圖4 霍001井東溝組排替壓力演化史

4 源蓋匹配關(guān)系

目前排替壓力是國內(nèi)外蓋層封閉能力評價主要評價參數(shù)，但目前尚無統(tǒng)一的分級標準。有研究者認為，當泥質(zhì)蓋層滲透率低于10-5μm2，即大致相當于排替壓力大于1 MPa時，泥巖初具封閉油的能力；還有的認為，當排替壓力為1～5 MPa時，只能封住低壓油氣藏，當排替壓力為5～10 MPa時，能封住常壓氣藏，當排替壓力為10～15 MPa時，能封住高壓氣藏，當排替壓力大于15 MPa時，泥質(zhì)蓋層能封住超高壓氣藏[6]。據(jù)此，本文取排替壓力1 MPa即地層總孔隙度30%作為封閉油的下限值，排替壓力5 MPa及地層總孔隙度7%作為封閉氣的下限值。

白堊系東溝組泥巖蓋層對下伏烴源巖生成油氣的封蓋作用不夠理想。盡管東溝組泥巖蓋層在古近系中期開始具有封蓋油的能力，但侏羅系烴源巖在白堊系末期已經(jīng)開始大量的生排烴，而同時期東溝組才剛剛沉積完成，不具備封蓋侏羅系油氣的能力，只具備封蓋下白堊原油的能力。

5 結(jié) 語

1) 受喜山運動影響，地層抬升剝蝕，下白堊地層溫度由155℃降低到130℃，中下侏羅統(tǒng)地層溫度由180℃降低到160℃。

2) 中下侏羅統(tǒng)烴源巖在白堊紀末期開始生烴，主要以生氣為主，生成的原油較少，下白堊統(tǒng)吐谷魯群組在新近系獨山子沉積時期開始生烴，生成的油氣主要為中低熟原油。

3) 準噶爾盆地南緣中段霍爾果斯背斜白堊系東溝組泥質(zhì)蓋層“源—蓋”匹配關(guān)系不理想，動態(tài)有效封閉性有限，東溝組泥質(zhì)蓋層在古近系中期開始具備封蓋油的能力，但中下侏羅統(tǒng)烴源巖在白堊系末期已經(jīng)開始生烴，東溝組泥質(zhì)蓋層只具備對下伏下白堊統(tǒng)吐谷魯群組烴源巖生成原油的封蓋能力。

[1] 付廣, 薛永超. 蓋層與源巖的時空配置關(guān)系對油氣運聚成藏的控制作用[J]. 礦物巖石, 2001, 21(2): 56-61.

[2] 袁玉松, 孫冬勝, 周雁, 等. 四川盆地川東南地區(qū)“源—蓋”匹配關(guān)系研究[J]. 地質(zhì)論評, 2010, 56(6): 831-837.

[3] 張仲培, 王毅, 李建交, 等. 塔里木盆地巴—麥地區(qū)古生界油氣蓋層動態(tài)演化評價[J]. 石油與天然氣地質(zhì), 2014, 35(6): 839-851.

[4] 潘長春, 王緒龍. 準噶爾盆地熱歷史[J]. 地球化學, 1997, 26(6): 1-7.

[5] 王玉林, 王振奇, 楊見, 等. 準噶爾盆地南緣中段盆地模擬分析[J]. 中國錳業(yè), 2016, 34(6):11-15.

[6] 呂延防, 付廣, 于丹. 中國大中型氣田蓋層封蓋能力綜合評價及其對成藏的貢獻[J]. 石油與天然氣地質(zhì), 2005, 26(6): 742-745.

A “source-cover” Matching Study on Middle of Horgos Anticline in Southern Margin of Junggar Basin in Xinjiang Province

LI Jun1, XIAO Lixing2, WANG Yulin1, WANG Zhenqi1

(1.KeyLaboratoryofExplorationTechnologiesforOil-GasResourceofMinistryofEducation,YangtzeUniversity,Wuhan,Hubei430100,China; 2.ExplorationandDevelopmentResearchInstitute,PetroChinaXinjiangOilfieldCompanyInstituteofGeophysics,Urumqi,Xinjiang830000,China)

The method of rebuilding the source rock’s hydrocarbon generation history and mudstone cap-rock’s displacement in pressure history have been used for researching “source-cover” coupling and ensuring the mudstone cap-rock’s validity of closed dynamic. The research result of the mudstone cap-rock’s is close to class of Well 001 at Horgos anticline zone. The middle of the southern margin of Junggar Basin indicates that the maximum displacement pressure of the mudstone cap-rock of Horgos anticline Donggou group will achieve 3.76 Mpa. So, it has the ability to cover the oil, but the matched relationship of “source-cover” is not ideal. The mudstone cap-rock of Donggou group begins to have the ability to cover the oil at Mid-Paleogene(the displacement pressure is above 1 Mpa),but source rock of the Lower Jurassic will produce hydrocarbons at Late Cretaceous. The mudstone cap-rock of Donggou group can only cover the source rock of Lower Cretaceous Tugulu groups.

Mudstone cap-rock; Hydrocarbon generation history; Displacement pressure history; “Source-cover” coupling

2017-03-16

國家科技重大專項(2011ZX05030-003-001)

李軍(1991-)，男，河南人，碩士研究生，研究方向：蓋層評價，手機：15699114248，E-mail： 478304579@qq. com；通訊作者：王振奇(1963-)，男，湖北人，教授，研究方向：油氣成藏動力學和油氣儲層綜合評價，手機：18986726688，E-mail：wzq@ yangtzeu.edu.cn.

P618.13

B

10.14101/j.cnki.issn.1002-4336.2017.02.017