吳顏雄,薛建勤,施 奇,楊 蕓,劉君林,馬鳳春,李 翔,王艷清

1.青海省高原咸化湖盆油氣地質(zhì)重點實驗室,甘肅 敦煌 736202;2.中國石油 青海油田分公司,甘肅 敦煌 736202;3.中國石油 勘探開發(fā)研究院 西北分院,蘭州 730020;4.中國石油 杭州地質(zhì)研究院,杭州 310023

巖性油氣藏是指由于沉積或成巖作用,使地層巖性、物性發(fā)生變化,形成巖性圈閉并聚集油氣形成的油氣藏[1-2]。由于亞歐大陸特殊的構(gòu)造背景,中國具有形成巖性油氣藏的優(yōu)質(zhì)地質(zhì)條件,尤其是陸相盆地碎屑巖沉積體系,已經(jīng)成為我國很多盆地增儲上產(chǎn)的主要領(lǐng)域[3],在松遼、渤海灣、二連、鄂爾多斯、塔里木、準噶爾等多個盆地[4-8]陸續(xù)發(fā)現(xiàn)了一大批大中型陸相巖性油氣藏。通過大量勘探實踐,也形成了豐富的巖性油氣藏勘探地質(zhì)理論、勘探技術(shù)和方法[9-13]。

柴達木盆地的巖性油氣藏勘探起步較晚,始于2000年左右[14-15],石亞軍等[16]、曹正林等[17]針對七個泉、烏南、紅柳泉斜坡巖性油氣藏開展了系統(tǒng)研究,但受限于地震資料品質(zhì)和工程技術(shù)等諸多原因,未能取得勘探重大突破。隨著采集和壓裂技術(shù)的快速進步,直至2011年在扎哈泉凹陷上干柴溝組發(fā)現(xiàn)了濱淺湖灘壩巖性油氣藏[18],正式拉開了柴西南區(qū)巖性油氣藏勘探的序幕。隨后,扎7、扎9、扎11、扎401、切探2等井區(qū)的接連突破證實了柴達木盆地也具備陸相巖性油氣藏勘探的重大潛力[19-20],已成為增儲上產(chǎn)的有效接替領(lǐng)域。多年的勘探實踐和基礎(chǔ)研究證實,咸化湖盆沉積背景下形成的巖性油氣藏與其他淡水湖盆相比有很大的差異性[21],其巖相組合、成巖作用、成藏條件和富集規(guī)律均具有特殊性。因此,本文對柴達木盆地西南區(qū)典型巖性油氣藏開展了精細解剖,揭示其成藏機理和控制因素,研究認識可為同類型咸化背景下巖性油氣藏勘探提供借鑒,同時也是對陸相巖性勘探理論的重要補充。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

圖1 柴西南區(qū)地理位置(a)及其新生界地層綜合柱狀圖(b)

2 巖性油氣藏成藏地質(zhì)條件

2.1 烴源巖

柴西南區(qū)發(fā)育紅獅和扎哈泉兩個生烴中心(圖2),優(yōu)質(zhì)烴源巖厚度在400～1 000 m,分布面積達3 000 km2。主力生油層段為下干柴溝組上段,其次是上干柴溝組(圖1b),源巖類型主要為暗色富有機質(zhì)泥巖以及深灰色灰質(zhì)泥巖,是一套典型的咸化湖相生油巖。三大斜坡區(qū)距離生烴灶近,加之油源斷裂發(fā)育,有利于油氣的垂向和側(cè)向運移,為巖性油氣藏形成提供了堅實的物質(zhì)基礎(chǔ)。

圖2 柴西地區(qū)古近系烴源巖總有機碳含量分布

提取烴源巖有機碎屑體進行鏡下觀察,發(fā)現(xiàn)源巖樣品中富含藻類體化石,其中以富油的葡萄藻為主[23]。烴源巖總有機碳含量為0.4%～4.8%,平均為0.78%。咸化湖源巖雖然總有機碳含量低,但有機質(zhì)富氫,烴源巖單位有機質(zhì)的生烴潛力高于淡水源巖[24]。干酪根類型以Ⅱ1型為主,生烴熱模擬實驗表明具有雙峰式生烴模式(圖3),Ro在0.3%～0.8%為可溶有機質(zhì)生油階段,生成低熟油,Ro在0.8%～1.3%為干酪根大量生油階段,生成成熟—高熟油,因此,咸化烴源巖具有生烴早、排烴長、轉(zhuǎn)化率高的特點[25],有利于油氣持續(xù)充注。

圖3 咸化湖相烴源巖生烴模式據(jù)參考文獻[25]修改。

2.2 古構(gòu)造背景

自古近紀以來,隨著昆侖山的不斷隆升和阿爾金山的走滑,柴西地區(qū)整體呈西南高、東北低的特征(圖4),柴西南區(qū)自西向東發(fā)育了七個泉—紅柳泉、砂西—躍進、扎哈泉—烏南三大古斜坡。該構(gòu)造背景為巖性油氣藏的形成起到兩方面的有利作用:一是穩(wěn)定的斜坡—凹陷區(qū)有利于大面積的湖相沉積,湖平面多期震蕩,水體頻繁變遷,有利于砂體和烴源巖的廣泛接觸,形成較好的源儲配置;二是在寬緩穩(wěn)定的構(gòu)造背景下,有利于暗色泥巖沉積,形成良好的烴源巖。

圖4 柴西地區(qū)早上新世時期下漸新統(tǒng)古構(gòu)造

2.3 沉積特征

柴西南區(qū)主要受阿拉爾和鐵木里克兩大物源的影響[26],自古新世以來發(fā)育沖積扇、辮狀河三角洲/扇三角洲以及湖泊等多類型沉積體系。其中阿爾金山前古近系沉積前,古地貌相對較陡,沉積期山前構(gòu)造活動劇烈,短而坡度大的陸源碎屑從附近的物源區(qū)流出,攜帶大量的粗粒沉積物在湖盆邊緣快速堆積,大部分直接入湖,形成相帶窄、變化快的扇三角洲沉積體系,巖性粒度粗,以七個泉斜坡為代表。昆侖山前古地貌相對較緩,主要發(fā)育辮狀河三角洲相,以長物源、寬相帶為特征,逐漸向湖泊相沉積體系過渡。下干柴溝組下段物源供給最充足,在三大斜坡以辮狀河三角洲平原和前緣沉積為主,有利相帶主要為水下分流河道和河口壩(圖5a)。下干柴溝組上段沉積于柴西的最大湖泛期,是主要的生油層段,同時沉積了大面積的碳酸鹽巖[27],在斜坡區(qū)以濱淺湖為主,發(fā)育顆粒灘和藻席,凹陷區(qū)為半深湖—深湖相,以灰云坪為主(圖5b)。上干柴溝組—下油砂山組物源逐漸開始發(fā)育,斜坡區(qū)發(fā)育辮狀河三角洲前緣和濱淺湖沉積,受古季風控制,沿北西—南東向發(fā)育了一系列灘壩群(圖5c,d)。除此,柴西南區(qū)還發(fā)育一系列受同沉積斷層控制的重力流沉積,形成濁積砂。

圖5 柴西地區(qū)各層段沉積相平面分布

近年來,通過系統(tǒng)的大型水槽模擬對比實驗,明確相對淡水湖盆,咸化水體密度更大,砂質(zhì)碎屑受浮力頂托作用增強[28],向湖盆搬運距離更寬、更遠(圖6),有利于細粒碎屑巖在湖盆廣覆式分布。通過勘探證實,鐵木里克物源控制的辮狀河三角洲前緣及濱淺湖灘壩砂受咸化水體的底托作用,分布面積較前期認識增加了500 km2,新發(fā)現(xiàn)了扎哈泉、切克、烏東等多個巖性油氣藏,進一步證實了咸化背景下碎屑巖巖性油藏的特殊性。

圖6 水槽實驗?zāi)M不同鹽度條件陸源碎屑搬運距離

2.4 儲層特征

柴西南區(qū)由于高頻的物源供給和波浪改造作用,巖性油氣藏儲層類型多樣,根據(jù)巖石礦物組分、物性差異可劃分為三類,每一類儲層具有其優(yōu)勢與劣勢,需要因地制宜采取相應(yīng)的評價和勘探策略。

2.4.1 優(yōu)質(zhì)碎屑巖

主要為辮狀河三角洲前緣水下分流河道砂(圖7a,b)和濱淺湖壩砂(圖7c),特點是厚度大,單層厚度5～10 m,長英質(zhì)含量超過70%,填隙物少,膠結(jié)弱,原生粒間孔發(fā)育,在后期的成巖過程中可能受溶蝕作用改造形成溶蝕擴大孔,使整個孔隙連通性更好,孔隙度一般大于15%,滲透率在(10～100)×10-3μm2。該類儲層形成的油層一般在常規(guī)射孔條件下即可獲得工業(yè)油流。

圖7 柴西南區(qū)巖性油氣藏儲層儲集空間類型

2.4.2 致密碎屑巖

以濱淺湖灘壩砂為主(圖7d),部分辮狀河三角洲前緣水下分流河道砂(圖7e)、席狀砂,厚度較薄,單層厚度2～5 m,長英質(zhì)含量中等—高(50%～70%),后期一方面受壓實作用原生粒間孔減少,另一方面在埋藏后受碳酸鹽和硬石膏膠結(jié)減孔,現(xiàn)今以殘余粒間孔為主(圖7f),孔隙度在6%～15%,滲透率在(0.1～10)×10-3μm2。該類儲層形成的油層一般需經(jīng)過壓裂改造才能獲得工業(yè)油流。

2.4.3 碳酸鹽巖

以淺湖—半深湖相藻席、灰云坪沉積為主,主要發(fā)育于盆緣及盆內(nèi)的局部隆起。儲層類型較復(fù)雜,巖石組分中以碳酸鹽巖為主,局部混有陸源碎屑,非均質(zhì)性強。其中藻灰?guī)r儲層一般溶蝕作用強(圖7g),物性好,孔隙度可超過20%,滲透率大于100×10-3μm2;而灰云巖原始沉積組分復(fù)雜,儲集空間類型以晶間孔為主(圖7h、i),基質(zhì)孔隙度在4%～12%,滲透率在(0.1～2)×10-3μm2。碳酸鹽巖儲層控制因素多,后期在構(gòu)造或溶蝕作用改造下可形成大量裂縫和孔洞,形成優(yōu)質(zhì)、高效儲層。

3 柴西南巖性圈閉類型

巖性圈閉的形成受古構(gòu)造、沉積、成巖和構(gòu)造作用的綜合控制[29],柴西南區(qū)在古近紀—新近紀沉積了各類砂體,還發(fā)育碳酸鹽巖,因此,形成了多種類型的巖性圈閉類型。

3.1 砂體上傾尖滅型圈閉

主要發(fā)育在辮狀河三角洲前緣(圖8a)。存在兩種形式,一是辮狀河三角洲朵葉體在延伸或側(cè)向遷移的過程中,水下分流河道砂沿物源方向形成尖滅,空間連續(xù)的砂體被分流間灣或三角洲平原泥巖所替代,形成上傾尖滅,以躍進斜坡下干柴溝組下段為代表;二是辮狀河三角洲前緣沉積向湖盆內(nèi)部下傾方向形成水下分流河道砂體,后期因構(gòu)造抬升形成上傾尖滅,以七個泉下干柴溝組下段為代表。水下分流河道砂體規(guī)模較大,延伸范圍廣,形成的巖性圈閉規(guī)模較大。

圖8 柴西南區(qū)巖性圈閉類型

3.2 砂巖透鏡體圈閉

主要發(fā)育在濱淺湖灘壩砂儲集體中。柴西南區(qū)在古近紀末期形成了沿岸展布的灘壩群,隨著湖岸線變化發(fā)生有規(guī)律的側(cè)向遷移。灘壩砂受波浪控制,四周均被湖相泥巖所包圍,自身側(cè)向尖滅,形成砂巖透鏡體(圖8b)。以扎哈泉為例,單期壩體的面積4～9 km2,受波浪淘洗改造儲層物性好,形成了一批小而肥的巖性油氣藏,以扎7、扎401、扎11、切探2等油氣藏為代表。除此,局部發(fā)育受同沉積斷層控制的濁積巖型透鏡體圈閉。濁積砂多發(fā)于深水區(qū),與源巖鄰近,利于形成透鏡狀巖性油氣藏,七東地區(qū)即發(fā)育此類油氣藏。

3.3 物性封堵型圈閉

不同砂體沉積后,各種微相類型均被很好地保存下來,砂體橫向連片發(fā)育,但內(nèi)部儲層非均質(zhì)性強,由于各微相的物性差異,油氣首先充注物性好的砂體,形成物性尖滅。還有一種類型是原始沉積的砂體在后期成巖過程中,膠結(jié)、壓實程度不同,造成儲層質(zhì)量出現(xiàn)差異,以紅柳泉下干柴溝組下段為例,辮狀河三角洲前緣砂體在靠近物源方向發(fā)育硬石膏膠結(jié)帶,進而封堵了油氣向上運移(圖8c)。

3.4 白云石化成巖圈閉

主要發(fā)育在下干柴溝組上段—上干柴溝組藻席和灰云坪沉積相帶(圖8d)。碳酸鹽巖在準同生作用下白云石化程度差異較大,白云石化程度高可形成大量的晶間孔,儲層物性好,相反則物性差。晶間孔發(fā)育區(qū)常常油氣富集,以紅柳泉—砂西—尕斯下干柴溝組上段為代表。

4 巖性油氣藏控制因素分析

4.1 古構(gòu)造控制巖性圈閉形成

柴西南區(qū)受斷層控制坡折帶較發(fā)育,在緩坡帶地形相對比較平坦(圖4),河道發(fā)育且規(guī)模較大,這些河道縱向上相互疊置,利于發(fā)育大面積的巖性尖滅型圈閉。同時,在緩坡帶前方受湖岸線波浪的控制,局部古隆起區(qū)可發(fā)育灘壩砂巖性透鏡體圈閉。陡坡帶主要發(fā)育在阿爾金山前帶,沉積邊緣相帶比較窄,扇體規(guī)模小,因而陡坡帶以扇三角洲前緣小型河道型圈閉為主。古洼陷帶可形成大量的藻灰?guī)r和灰云巖,源儲條件優(yōu)越,是頁巖油、致密油勘探的有利區(qū)帶?？梢?古地貌決定了巖性圈閉的橫向分布,而緩坡帶是尋找大面積巖性圈閉的主要區(qū)域。

4.2 有效儲層控制油氣藏規(guī)模

柴西南區(qū)有效儲層非均質(zhì)性較強,碎屑巖儲層物性主要受沉積微相、埋藏壓實和膠結(jié)作用的影響較大,碳酸鹽巖受白云石化、暴露溶蝕、埋藏溶蝕及構(gòu)造多因素控制。通過對不同類型的油氣藏解剖發(fā)現(xiàn),儲層物性對巖性油氣藏起關(guān)鍵控制作用。一般情況下,儲層孔隙度較大、滲透率較高的區(qū)域,油氣充注程度也較高。統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)[30],三角洲前緣水下分流河道和濱淺湖灘壩的壩中是最好的儲集體,也是形成高產(chǎn)的主要圈閉類型。

4.3 優(yōu)質(zhì)源巖控制油氣藏分布

從目前巖性油氣藏的分布來看,主要是環(huán)生烴中心分布(圖2)。如紅柳泉、七個泉、尕斯發(fā)現(xiàn)的油氣均緊鄰紅獅凹陷,扎哈泉、烏南發(fā)現(xiàn)的油氣鄰近扎哈泉凹陷,供烴半徑不超過20 km?？碧綄嵺`表明,遠離生烴中心,由于缺乏疏導(dǎo)體系,無法將油氣運移過去。如前期鉆探的H35、Y82、Y84等井,鉆井揭示儲層發(fā)育,但油氣顯示差,失利主要原因是距離生烴中心遠,油氣未運聚至此。因此,下一步勘探目標主要還是圍繞生烴中心開展搜尋。

根據(jù)源巖、儲層和疏導(dǎo)體系的配置關(guān)系,存在3種巖性油氣藏成藏模式(圖9)。(1)下生上儲型:源巖以下干柴溝組上段和上干柴溝組為主,儲層發(fā)育在上干柴溝組—下油山組,油氣沿疏油斷層垂向運移,運移過程中在優(yōu)質(zhì)砂體中聚集成藏。(2)旁生側(cè)儲型:源巖發(fā)育在凹陷區(qū)下干柴溝組上段,儲層發(fā)育在斜坡區(qū)下干柴溝組下段或上干柴溝組,緊臨生烴中心,儲層與源巖以斷層側(cè)接,油氣以側(cè)向運移為主。(3)自生自儲型:主要發(fā)育在凹陷區(qū)的上干柴溝組和下干柴溝組上段,灰云坪或灘壩砂與優(yōu)質(zhì)源巖成互層接觸,源儲一體,油氣短距離運聚成藏。

圖9 柴西南區(qū)巖性圈閉及巖性油氣藏分布模式

4.4 輸導(dǎo)體系控制成藏模式

油氣藏解剖發(fā)現(xiàn),柴西南區(qū)巖性油氣藏一般在縱向上發(fā)育多套油層,呈階梯式或接力式成藏的特征。以七個泉下干柴溝組下段油氣藏為例(圖10),下干柴溝組上段生成的油氣沿著疏油斷裂首先在第一套上傾尖滅的優(yōu)質(zhì)砂體內(nèi)部(Ⅵ-19號層)運移和運聚,形成1號圈閉。后期在構(gòu)造活動中頂部發(fā)育微小斷裂,油氣沿著縱向疏導(dǎo)體系二次運移,遇到Ⅵ-11號層優(yōu)質(zhì)砂體又開始聚集,形成2號圈閉,同理在Ⅵ-2號層砂體內(nèi)聚集,形成3號圈閉,在現(xiàn)今構(gòu)造的斜坡區(qū)和高部位均發(fā)育油層。

圖10 柴西地區(qū)七個泉下漸新統(tǒng)巖性油氣藏接力式分布模式

5 有利勘探區(qū)帶評價與預(yù)測

通過以上成藏地質(zhì)條件和主控因素分析,認為柴西南巖性圈閉主要發(fā)育在以下幾個有利區(qū)域:①優(yōu)質(zhì)相帶分布區(qū)。辮狀河三角洲前緣相帶、濱淺湖灘壩砂發(fā)育區(qū)是碎屑巖巖性圈閉的有利形成區(qū),濱淺湖的白云巖發(fā)育區(qū)是碳酸鹽巖成巖圈閉的有利區(qū)。②斜坡背景及凹陷區(qū)。持續(xù)穩(wěn)定的斜坡背景利于砂體的發(fā)育,可形成良好的上傾尖滅巖性圈閉;深凹區(qū)則可發(fā)育透鏡體巖性圈閉。③物性尖滅線與構(gòu)造抬升的耦合區(qū)。物性與構(gòu)造背景配置良好,利于物性封堵型圈閉的形成,因此,二者耦合區(qū)成為巖性勘探的一個主要領(lǐng)域。

對本次研究區(qū)開展了具體的巖性圈閉分布預(yù)測。①辮狀河三角洲前緣砂體是古近系下干柴溝組下段巖性油氣藏勘探的有利區(qū),主要發(fā)育河道充填形成的單砂體巖性、物性尖滅圈閉,已發(fā)現(xiàn)的砂西、尕斯、烏南向盆內(nèi)的傾末端具備進一步勘探的潛力(圖5a)。②白云石化成巖圈閉是古近系下干柴溝組上段巖性油氣藏勘探的有利區(qū),主要分布在環(huán)紅獅凹陷周緣,以砂西斜坡—躍進斜坡為主(圖5b)。③廣覆式分布的灘壩是新近系上干柴溝組、下油砂山組巖性油氣勘探的有利區(qū),以單砂體透鏡狀圈閉為主,具有沿岸線分布的特征,主要分布在英雄嶺、尕斯、扎哈泉、烏南等地區(qū)(圖5c,d)。④阿拉爾、七個泉、Ⅺ號斷層等同沉積斷裂下盤是濁積砂勘探的潛力區(qū)。

柴西南巖性勘探仍具有巨大的潛力,尤其是灘壩巖性油氣藏有著物性好、橫向遷移、縱向疊置等特點,是巖性油氣藏勘探的重要方向。在本次研究的指導(dǎo)下,切探2井、尕斯新層系勘探獲得了一系列重大突破。

6 結(jié)論

(1)柴西南區(qū)具備形成巖性油氣藏形成的四大有利條件。一是發(fā)育繼承性的七個泉—紅柳泉、砂西—躍進、扎哈泉—烏南三大穩(wěn)定的古斜坡,利于油氣聚集成藏;二是鄰近紅獅和扎哈泉兩個生烴中心,油源條件優(yōu)越;三是咸化湖盆發(fā)育大型辮狀河三角洲、廣覆式分布的濱淺湖灘壩及藻席—灰云坪沉積,形成碎屑巖和碳酸鹽巖兩種互補型的儲集體;四是發(fā)育多種疏導(dǎo)體系,縱向上可以形成多套含油層系。

(2)柴西南區(qū)發(fā)育4種類型巖性圈閉。受古構(gòu)造、沉積、成巖等因素控制,發(fā)育砂巖上傾尖滅、砂巖透鏡體、物性封堵和白云石化成巖圈閉4種類型巖性圈閉。

(3)柴西南巖性油氣藏受古構(gòu)造、優(yōu)質(zhì)源巖和有效儲層三因素控制。古構(gòu)造決定巖性圈閉的類型和油氣運移方向,優(yōu)質(zhì)烴源巖控制油氣藏的分布及規(guī)模,有效儲層控制油氣藏的富集。

(4)辮狀河三角洲前緣砂體是古近系下干柴溝組下段巖性油氣藏勘探的有利區(qū),主要分布在砂西、尕斯、烏南地區(qū)向盆內(nèi)的傾末端;白云石化成巖圈閉是古近系下干柴溝組上段巖性油氣藏勘探的有利區(qū),主要分布在環(huán)紅獅凹陷周緣;廣覆式分布的灘壩是新近系上干柴溝組、下油砂山組巖性油氣藏勘探的有利區(qū),主要分布在英雄嶺、尕斯、扎哈泉、烏南等地區(qū)。

利益沖突聲明/Conflict of Interests

所有作者聲明不存在利益沖突。

All authors disclose no relevant conflict of interests.

作者貢獻/Authors’Contributions

吳顏雄、施奇參與論文寫作和修改;薛建勤、王艷清提供修改意見;楊蕓、劉君林提供樣品和資料支持;馬鳳春、李翔參與文章設(shè)計及討論。所有作者均閱讀并同意最終稿件的提交。

WU Yanxiong and SHI Qi participated in the writing and revision of the article. XUE Jianqin and WANG Yanqing provided revision suggestions. YANG Yun and LIU Junlin provided samples and data support. MA Fengchun and LI Xiang participated in the design and discussion of the article. All authors have read the latest version of paper and consented for submission.