高明 胡婷婷 陳國軍

摘 ? 要：針對中拐凸起石炭系南、北油藏高度差異大，試油普遍見水，油水關系復雜，油水過渡帶大，油藏類型及主控因素認識不清的現(xiàn)狀，對其構造特征、斷裂組合關系、儲蓋組合特征及地層水特征等控藏因素進行了分析。研究認為：中拐凸起石炭系發(fā)育兩類油藏，古隆主體地震反射雜亂，為受構造、斷裂控制的塊狀油藏，周緣圍斜區(qū)為層狀反射特征，油藏為受不整合面或巖性遮擋的層狀油藏。南部古隆形態(tài)完整，保存條件好，油藏高度大;北部地層剝蝕嚴重，古隆更高，分布范圍縮小，充注程度不足，油藏高度不大;發(fā)育兩級斷裂，一級走滑斷裂疏通油源，二級斷裂控制油藏展布特征。南部主要發(fā)育火山角礫巖，儲層物性好，有利于油氣的聚集;北部則以火山熔巖為主，儲層物性較南部略差;且南部蓋層條件優(yōu)于北部，對下伏石炭系油藏起到更好的封蓋作用。研究區(qū)地層水為氯化鈣水型，南部熱液改造作用不明顯，礦化度較低;北部沿斷裂熱液改造作用明顯，礦化度較高;古隆主體熱液改造作用弱，礦化度較周緣圍斜區(qū)低。

關鍵詞：中拐凸起;石炭系;儲蓋組合特征;地層水特征;成藏模式

中拐凸起長期處于瑪湖凹陷、沙灣凹陷以及盆1井西凹陷等三大生油凹陷的油氣運移指向區(qū)，是準噶爾盆地西北緣近幾年最重要的勘探評價區(qū)塊之一，具有多層系含油、多期成藏的特點[1-4]。石炭系在JL10井獲得突破后，經過多年的勘探表明，石炭系普遍成藏，油藏儲量規(guī)模大。尤其在JL22井獲得高產后，中拐凸起周緣圍斜區(qū)的油氣勘探獲得重大突破，成為尋找高效規(guī)模儲量的有利接替區(qū)。

前期研究認為，石炭系油藏類型為受斷裂控制的、帶底水的塊狀油藏;古構造控制了成藏有利區(qū)，油藏主要受斷裂控制，局部受巖性或地層控制，儲層的優(yōu)劣、油藏的保存條件決定了油氣的富集程度、油藏規(guī)模及油氣水分布的差異。但隨著勘探步伐的不斷深入，暴露出眾多問題：南、北油藏高度差異大，試油普遍見水，油水關系復雜，油水過渡帶寬;古隆主體油藏高度大，周緣圍斜區(qū)多為油（氣）水同出;周緣圍斜區(qū)在前期認識的油水界面之外獲得高產，油藏類型及主控因素認識不清。本文從石炭系構造、斷裂組合特征、儲層及地層水特征分析著手，探討該區(qū)石炭系油氣成藏特征及控藏因素，以期對下一步勘探部署有所裨益。

1 ?油藏地質特征

中拐凸起雖已普遍成藏，但南與北、古隆主體與周緣圍斜區(qū)油藏高度差異大，分析發(fā)現(xiàn)其構造特征、斷裂組合關系、儲蓋組合及地層水特征存在差異性。

1.1 ?斷裂組合特征

從古構造上看，中拐凸起為一自石炭系至侏羅系的繼承性古隆起構造。海西期準噶爾板塊與哈薩克板塊的碰撞過程中，區(qū)域性的壓扭應力場作用于中拐地區(qū)并造成紅3井東側斷裂、598井斷裂和五區(qū)南斷裂強烈活動，形成了中拐兩隆一凹的構造格局（南部JL10井區(qū)古隆帶、中部JL12井區(qū)次凹帶及北部JL22井區(qū)古隆帶），紅3井東側斷裂的活動對南部古隆帶的形成具有重要的作用，五區(qū)南斷裂和598井東斷裂的活動對北部古隆帶的形成具有重要的作用。南部古隆帶形態(tài)完整，保存條件好，油藏高度大;北部地層剝蝕嚴重，古隆更高，形態(tài)不完整，分布范圍縮小，圍斜區(qū)直井鉆遇油層厚度薄，充注程度不足，油藏高度不大。

從斷裂發(fā)育特征看，中拐凸起經過多期劇烈的斷裂活動，主要發(fā)育兩級斷裂（圖1）：一級斷裂為三條大型走滑斷裂——紅3井東側斷裂、598井斷裂和五區(qū)南斷裂，該組斷裂為石炭—二疊紀形成的大型區(qū)域性深大斷裂，規(guī)模大，延伸遠，主要為NW向，控制地層分布和構造格局，對沙灣凹陷的烴源和石炭系的儲層起著溝通作用，石炭系的油氣藏順著走滑斷裂呈條帶式分布。二級斷裂為次一級斷裂，主要形成于晚二疊世—早三疊世，主要發(fā)育兩組斷裂體系，一組為與紅3井東側斷裂伴生的近EW向斷裂體系，主要起疏導油氣的作用;一組為與紅車斷裂平行的近NS向斷裂體系，主要控制油氣聚集。兩組斷裂交錯，形成了一系列斷塊和斷鼻圈閉，不同的斷塊油藏具有不同的油水界面。

1.2 ?儲蓋組合特征

從儲層特征看，該區(qū)石炭系火山巖具有多期噴發(fā)和多系列的特點。從古隆到周緣圍斜區(qū)，地層由老變新，并且呈現(xiàn)為兩個由中基性到酸性的演化序列。地震上，古隆主體表現(xiàn)為塊狀雜亂反射特征，周緣圍斜區(qū)表現(xiàn)為層狀反射特征。儲層巖性較為復雜，發(fā)育有火山碎屑巖、熔巖和沉火山巖三大巖類。發(fā)育的火山巖相有爆發(fā)相、溢流相及火山沉積相，沿NE向呈條帶狀分布。古隆主體以爆發(fā)相的火山角礫巖為主，周緣圍斜區(qū)多為溢流相的火山熔巖，局部發(fā)育凝灰?guī)r、沉凝灰?guī)r、凝灰質砂巖及凝灰質砂礫巖等火山沉積相。南部主要發(fā)育火山角礫巖，儲層物性好，有利于油氣的聚集;北部則以火山熔巖為主，儲層物性較南部略差。

從蓋層條件看，中拐凸起北部蓋層較南部JL10井區(qū)略有不同。南部烏爾禾組發(fā)育厚度約60 m穩(wěn)定的湖相泥巖，作為南部的區(qū)域性蓋層，直接覆蓋在石炭系火山巖之上，形成良好的儲蓋組合，有利油氣藏的形成和保存。而北部石炭系上覆地層自西向東為三疊系克拉瑪依下亞組、二疊系上烏爾禾組、二疊系下烏爾禾組和佳木河組，蓋層以砂泥巖互層為主。南部蓋層條件優(yōu)于北部，對下伏石炭系油藏起到更好的封蓋作用。

1.3 ?地層水特征

中拐凸起石炭系地層水為氯化鈣水型，水動力環(huán)境有差異，南部熱液改造作用不明顯，礦化度較低;北部沿斷裂熱液改造作用明顯，礦化度較高;古隆主體熱液改造作用弱，礦化度較周緣圍斜區(qū)低。另外，雖然整個中拐凸起普遍見水，地層水特征非常復雜，但其試采曲線分析主要呈現(xiàn)兩種特征：一種是底水特征——產水量隨油嘴增大而增大;一種是層間水或束縛水特征：產液量不變或逐漸降 ? ? ? 低[7-9]。古隆主體和周緣圍斜區(qū)地層水特征如下：

古隆主體地層水特征雖非常復雜，但研究發(fā)現(xiàn)，油水同出并不等于自由水界面，古隆主體還是具有統(tǒng)一的自由水界面，自由水界面以上為層間水，自由水界面以下為底水。像JL117井和JL20井、JL10井和JL102井，各自就具有統(tǒng)一的自由水界面，在自由水界面之上，JL117和JL102試采曲線均表現(xiàn)為束縛水或層間水的特征，JL117井試油段的巖心核磁分析譜也證實了該試油段油信號很強、束縛水特征明顯;而自由水界面之下的JL10井試采曲線則表現(xiàn)為底水的特征（圖2）。

周緣圍斜區(qū)同樣也是層間水（束縛水）、底水均有，但其底水具邊底水的特征。像JL16和JL114井，兩口井各試油兩層，試油結果均為油水同層，但兩口井上段試采曲線均表現(xiàn)為層間水（束縛水）特征，下段試采曲線則表現(xiàn)為底水特征（圖3）。地震剖面上，兩口井層狀油藏特征明顯，且為厚層狀。因此，認為周緣圍斜區(qū)的底水實際上為邊底水。

2 ?油藏特征及成藏模式

據上述儲蓋組合及地層水特征分析，結合構造及地震反射特征，認為中拐凸起石炭系火山巖油藏成藏模式有2種：塊狀模式和層狀模式。古隆主體為受構造、斷裂控制帶底水的塊狀油藏;周緣圍斜區(qū)為受不整合面或巖性遮擋的層狀油藏（圖4）[10-11]。

古隆主體是一個大型繼承型古鼻凸，南北被三條大型走滑斷裂夾持，三疊系克拉瑪依下亞組或二疊系上烏爾禾組直接超覆沉積在石炭系之上，其穩(wěn)定的泥巖作為良好的蓋層，三條走滑斷裂作為油源通道，油氣沿斷裂及不整合面向古凸運聚，成藏條件極為有利。石炭系油氣藏順著走滑斷裂呈條帶式分布，區(qū)內的其余斷裂，將石炭系分割成了多個斷塊，其中不同的油藏具有不同的油水界面。總的來說，走滑斷裂為古隆主體石炭系油氣藏提供油源通道，其余斷裂控制著油氣藏展布。另外，盡管火山巖非均質性強，但由于裂縫較為發(fā)育，且處于古鼻凸，長期暴露于地表，經過長期風化、淋濾改造，火山角礫巖及熔巖均可成為良好的火山巖儲集體。

周緣圍斜區(qū)，一方面油氣由斷裂運移至不整合面后，沿著不整合面向上運行，遇到孔縫發(fā)育的地層，充注其中形成油氣藏;另一方面，位于不整合面附近的火山巖地層，后期受到上覆地層壓實，水溶和泥質充填，孔縫特征遭受改造。水溶過程中一方面帶走火山巖內可溶礦物，增大孔縫，改善儲滲條件;同時某些孔隙內粘土礦物遇水膨脹，使巖石粘土化，使儲層空間減小，形成油氣藏的封蓋層。周緣圍斜區(qū)油氣富集受封堵條件的控制，位于圍斜區(qū)的JL22井在石炭系獲得高產。分析原因，一方面是因為儲層有利，為凝灰質砂礫巖，另外一方面是因為有良好的凝灰?guī)r作為底板封堵油氣。

新鉆遇的JL118、JL23井地震資料表明：JL118井石炭系上部鉆遇圍斜區(qū)，地層呈斜層披覆特征;下部鉆遇古隆起區(qū)，地震反射雜亂，與JL23井反射特征相同。同時，F(xiàn)MI成像資料證實JL118井石炭系上部和下部地層傾向相反，其下部地層和JL23井地層傾向一致，進一步說明了上述油氣成藏模式的可靠性。另外，通過流體性質分析發(fā)現(xiàn)，中拐凸起原油密度自西向東逐漸變大，上烏爾禾組一段尖滅線以東油質稠;而從石炭系不整合面上下地層巖性配置關系上看，整個中拐凸起石炭系上覆地層巖性有變化，自西向東依次為為三疊系克拉瑪依下亞組和二疊系上烏爾禾組泥巖層、二疊系下烏爾禾組砂礫巖層和佳木河組火山巖層。因此，石炭系不整合上下地層巖性配置關系控制了油藏流體性質：以上烏爾禾組一段尖滅線線為界線，與下烏爾禾組砂礫巖及佳木河組火山巖直接接觸的石炭系為稠油油藏，與克拉瑪依下亞組及上烏爾禾組泥巖直接接觸的石炭系為稀油油藏（圖4）。

3 ?結論與認識

中拐凸起石炭系發(fā)育兩類油藏，古隆起主體為受構造、斷裂控制的塊狀油藏;周緣圍斜區(qū)為受不整合面或巖性遮擋的層狀油藏。石炭系不整合上下巖性配置關系控制油藏流體性質——與下烏爾禾組砂礫巖及佳木河組火山巖直接接觸的石炭系為稠油油藏，與克拉瑪依下亞組及上烏爾禾組泥巖層直接接觸的石炭系為稀油油藏。

參考文獻

[1] ? 王惠民，吳華，靳濤，等.準噶爾盆地西北緣油氣富集規(guī)律[J].新疆地質，2005，23（3）：278-282.

[2] ? 況軍.準噶爾盆地古隆起與油氣勘探方向[J].新疆石油地質，2005，26（5）：502-509.

[3] ? 何登發(fā)，張義杰，王緒龍，等.準噶爾盆地大油氣田的勘探方向[J].新疆石油地質，2004，25（2）：117-124.

[4] ? 邵雨，汪仁富，張越遷，等.準噶爾盆地西北緣走滑構造與油氣勘探[J].石油學報，2011，32（6）：976-984.

[5] ? 周坤，秦啟榮，梁則亮，等.準噶爾西北緣中拐凸起石炭系油氣地質特征及勘探潛力[J].科學技術與工程， 2013，13（32）：9655-9661.

[6] ? 姚衛(wèi)江，范存輝，黨玉芳，等.準噶爾盆地西北緣中拐凸起石炭系火山巖儲層特征及主控因素[J].石油天然氣學報，2011，9（33）：32-36.

[7] ? 李梅，金愛民，樓章華，等.準噶爾盆地地層流體特征與油氣運聚成藏[J].石油與天然氣地質，2012，33（4）：607-615.

[8] ? 任國選，侯讀杰，史玉玲，等.準噶爾盆地西北緣紅山嘴油田地層水特征與油氣藏聚集關系[J].石油與天然氣地質，2013，34（2）：179-184.

[9] ? 陳小蓉.準噶爾盆地中拐地區(qū)地層水特征與油氣藏的關系[D].新疆大學，2011：28-29.

[10] ?查明，張一偉，邱楠生.油氣成藏條件及主要控制因素[M].北京：石油工業(yè)出版社，2003：152-164.

[11] ?周霞，李海濤.斷裂系統(tǒng)與油氣成藏關系研究——以準噶爾盆地車排子地區(qū)沙灣組為例[J].石油物探，2011，50（4）：417-424.

Abstract：The height of the reservoir is different between the south and north in Carboniferous of Zhongguai uplift.Water is commonly seen in oil test，oil-water relationship is complex，transitional zone of oil-water is large，reservoir type and main control factors are not clear.Based on the analysis of reservoir-cap rock association and formation water characteristics of Carboniferous，it is believed that zhongguai uplft developped two types of reservoir：massive reservoir and layered reservior.The form of southern Paleouplift is integral，preserve condition is good，reservoir height is large，the erosion of northern strata is serious，and the distribution range is reduced，filling degree is insufficient.There are two stages of faults：strike-slip fault unchoke oil，the second-order fault controls the distribution features of reservoir.The soutern part maily develop ?volcanic breccia，in favor of hydrocarbon accumulation，the northern part is mainly volcanic lava，the reservoir property is slightly worse than that in the south，the conditions of caprock in the south are better than those in the north.The formation water in the study area is of calcium chloride type，Hydrothermal transformation is not obvious in the south，Hydrothermal transformation is weak in paleouplift，the salinity is lower than that of the peripheral periclinal area.

Key words：Zhongguai uplift;Carboniferous;Features of reservoir-cap rock association;Formation water characteris ? ?tics;Reservoir forming model