准噶尔盆地腹部超压顶面附近油气成藏机制

杨 智，王京红，林森虎，吴松涛，刘 烨，李奇艳，张培智

(1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083;2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊 065007;3.中国石化胜利油田河口采油厂采油五矿，山东东营 257200)

准噶尔盆地腹部超压顶面附近油气成藏机制

杨 智1，王京红1，林森虎1，吴松涛1，刘 烨2，李奇艳1，张培智3

(1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083;2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊 065007;3.中国石化胜利油田河口采油厂采油五矿，山东东营 257200)

依据地化、储层、钻探、地球物理等资料，对准噶尔盆地腹部超压顶面附近油气藏的成藏机制进行研究。结果表明：准噶尔盆地腹部为成岩后生烃型强超压盆地，超压顶面本身既是一个岩性、物性封堵面，也是油气运移的平衡面;烃源岩的生烃热演化、输导格架的空间构成、超压能量场的演化、超压顶封层的性质以及超压顶面附近有利圈闭的类型和分布，共同控制着超压顶面附近油气成藏过程和现今油气富集区分布;与超压演化过程密切联系，准噶尔盆地腹部超压顶面附近侏罗系圈闭经历了早晚两期油气成藏，而晚期经历了两次大的油气充注;准噶尔盆地腹部超压顶面附近有利勘探目标应为超压流体集中排放点附近的有利圈闭和超压仓内近超压顶面的有利圈闭。

成藏机制;超压顶面;强超压盆地;准噶尔盆地

近20 a来，超压对油气分布的控制作用受到广泛重视，很多盆地超压与油气分布表现出一定的规律性，如在墨西哥湾地区、北海地区、泰国湾地区、苏格兰陆架以及一些中国盆地［1-9］，这些地区超压顶面附近(上下300 m范围)富集了大多数油气，超压顶面与油气藏的分布有较 好的对应关系［1，4，10-11］。Leach［4］根据墨西哥湾岸地区25 204口深度为0.6～6.0 km已钻井的资料进行统计分析发现，该区第三系储集油气集中分布于超压顶面上下300 m附近，其中弱到中等压力带油气最为富集，而正常压力带与强超压带油气田分布均相对较少，油的富集区偏上，位于超压顶面之上，而气的富集区偏下，靠近超压顶面。这些盆地中油气倾向于在超压顶面附近富集，一方面反映了相对低势区有利于油气聚集，另一方面与超压引起的地层破裂、流体穿层运移有关［10］。因此，为进一步总结超压顶面附近油气成藏规律，笔者以准噶尔盆地腹部超压顶面附近油气藏为研究对象，对强超压生烃型盆地超压顶面附近油气成藏机制进行研究。

1 地质概况

准噶尔盆地位于新疆北部，夹持于北天山、扎伊尔山、青格里底山和克拉美丽山之间，大致呈三角形，面积约为13.6×104km2，为一大型叠合含油气盆地。目前准噶尔盆地的油气勘探总体上仍处于勘探早—中期阶段，而勘探潜力巨大的盆地腹部的勘探程度更是远低于盆地平均水平［12-16］，油气资源丰富。腹部地区深部普遍发育成岩后强超压系统［9，12-13］，压力系数为1.24 ～2.07，揭示的超压层位主要为侏罗系，部分为白垩系和三叠系，超压发育的深度为4.0～7.0 km，该深层超压系统可能主要与晚期侏罗煤系源岩层生烃作用、厚层泥岩及成岩致密封闭层有关。目前已发现的绝大多数油气储量也集中分布在超压顶面附近(超压顶界面之上300 m至之下100 m范围内，图1)的有利油气聚集区内。各含油层主要分布于超压顶面之上6～408 m的压力过渡带或静水压力带，约占75%，其次分布于异常超压顶面下部12～81 m，约占25%。随着油气勘探工作的深入，越来越多的证据显示油气运移聚集与超压系统的形成、演化和分布密切相关，超压对油气成藏的影响受到了广泛的关注。

图1 准噶尔盆地腹部超压顶面附近油气聚集示意图Fig.1 Sketch map of hydrocarbon accumulation near top overpressured surface in central Junggar Basin

2 油气成藏机制

2.1 油气成藏主控因素

在准噶尔盆地腹部这样的成岩后生烃型强超压盆地中，由于烃源岩位于超压仓内，超压顶面本身既是一个岩性物性封堵面，也是油气运移的平衡面，烃源岩的生烃热演化、输导格架的空间构成、超压能量场的演化、超压顶封层的性质以及超压顶面附近有利圈闭的类型和分布，共同控制着超压顶面附近油气成藏的过程和现今油气富集区的分布。

2.1.1 源岩的生烃热演化

准噶尔盆地腹部超压顶面附近的原油主要为来自二叠系湖相和侏罗系煤系烃源岩的原油以及二者的混源油，但各构造单元超压顶面上下油气来源有较明显的区别。从原油饱和烃－芳烃碳同位素值交会图(图2)上可以很明显地分为两类：一类为饱和烃δ13C值高于－28.5‰，芳烃δ13C值高于－27‰，主要为来源于二叠系风城组和下乌尔禾组的原油，原油的母质中水生生物所占比重较大，包括盆1井凹陷和昌吉凹陷西段;另一类为饱和烃δ13C值低于－29.5‰，芳烃δ13C值低于－28‰，主要为来源于侏罗煤系烃源岩的原油，原油母质中源于高等植物比例相对较大，包括昌吉凹陷西段南部、东道海子北凹陷和昌吉凹陷东段。介于其间的很可能是两者的混源油，包括昌吉凹陷西段南部。

准噶尔盆地腹部主要烃源岩的生烃热演化受盆地特殊的构造热演化过程控制。下二叠统烃源岩在早二叠世晚期进入生油门限，在晚二叠世进入生油高峰，并很快达到了生气阶段，为“快速增温阶段”的产物。中二叠统烃源岩的底界在中二叠世晚期进入生烃门限，晚三叠世达到生油高峰，早侏罗世开始进入生气阶段。相比下二叠统烃源岩，中二叠统烃源岩的生油区间更宽，从中二叠世晚期可以一直持续到晚白垩世，下乌尔禾组来源的原油在盆1井西凹陷主要分布在超压过渡带以及超压仓内，在昌吉凹陷西段北部主要分布在超压仓内，在昌吉凹陷西段南部超压顶面上下均有分布;侏罗系煤系烃源岩在侏罗世晚期开始进入生烃门限，但各构造单元现今热演化程度有差异，盆1井西凹陷目前仍未达到生油高峰，成熟度为0.7% ～1.0%，而昌吉凹陷和东道海子北凹陷已达到生油高峰，成熟度为0.8%～1.2%(图3)。

图2 原油及煤系烃源岩饱和烃－芳烃碳同位素值交会图Fig.2 Cross-plot of δ13C values between saturated hydrocarbon and aromatic hydrocarbon

图3 准噶尔盆地腹部主要烃源岩生烃史Fig.3 Hydrocarbon generation history of main source rocks in central Junggar Basin

2.1.2 输导格架的空间构成

油气二次运移的输导格架直接影响油气的运移指向、路径、效率和聚集部位，腹部缺乏规模较大的断裂系统，主要由层间的断裂、广泛分布的不整合、横向展布的砂岩输导层等共同构成输导格架［17-19］。

(1)断裂输导。准噶尔盆地腹部的大部分深层断裂只断开三叠系及其以下层位，侏罗系和白垩系大型断裂不发育，主要发育一些层间小断裂，与横向分布的具有一定输导条件的砂岩层共同构成油气运聚纵向网络。侏罗煤系和中下二叠统生成的油气通过断层(裂隙)－断层(裂隙)、断层(裂隙)－输导层之间各种组合路径运移。侏罗系上部断裂系统与二叠－三叠系下部通源深大断裂系统的“接力运移”是腹部油气藏的成藏关键。腹部挤压背景下发育的层间小断裂构造与超压分布特征密切相关。层间小断裂是最重要的垂向流体输导通道，其发育程度控制着超压流体的运移和聚集。一方面，由于断裂开启压力通常低于未变形地层的破裂压力，因此相同条件下断裂不发育的地区能承受的超压强度大于断裂较发育的地区，如东道海子北凹陷断裂极不发育，更加的耐超压，超压基本顺成熟侏罗煤系地层展布，没有穿层现象;另一方面，层间小断裂是最重要的超压流体优势排放通道，断层发育的地区更有利于深部的超压流体(包括油气)垂向运移并在压力过渡带或静水压力系统聚集。

(2)不整合面输导。燕山运动控制的几套不整合，尤其是白垩系底界与侏罗系之间的区域性不整合是油气输导的重要通道。如ZHG1井的含油砂体与不整合面直接沟通，具有捕集不整合面输导油气的优势，因此该井J2t、J1s21的油气较好。但是，不整合面自身的横向变化很大，油气成藏的差异性也较大。如车莫古隆起南翼隆起后期的调整和向南掀斜，向北尖灭的地层仍然保持着被不整合面遮挡的状态，早期和后期的充注形成的油气藏一直保持着良好的封闭条件。

(3)砂岩层输导。砂体纵向的叠置和横向的连片，具备了自身侧向输导的条件。比如在盆1井西凹陷南部地区的J1s22和盆1井西凹陷北部地区的J1s21辫状河三角洲前缘水下分流河道砂岩体的纵向叠置，是良好的储集体和侧向运移通道。

2.1.3 超压顶封闭层的性质

封闭层的形成是超压保存的前提。准噶尔盆地腹部超压顶面展布呈区域突变的特点，表现为超压顶面深度由构造高部位向低部位加深(图1)，由盆1井西凹陷向东道海子北凹陷和昌吉凹陷东段加深，向昌吉凹陷西段显著加深，盆1井西凹陷和昌吉凹陷内部为宽缓的平台，边缘为向南倾的斜坡，东道海子北凹陷则为由NE向SW倾斜的斜坡。这样一种展布特点就说明超压顶封层不仅仅是区域泥岩盖层，很多地方可能是在超压流体流动释放过程中形成的成岩致密岩层［20］。

若将碳酸盐胶结物含量大于10%、物性明显变差的砂岩储层带定义为碳酸盐胶结带，则准噶尔盆地腹部超压顶面附近普遍存在碳酸盐胶结带，胶结带纵向分布的范围很宽(图4)，不同区域的镜下薄片碳酸盐胶结物含量统计均显示，研究区碳酸盐胶结带从超压顶面之上600 m到超压顶面之下400 m的范围内均有分布。纵向上在超压顶面和超压顶面之上250 m之间的范围内存在一碳酸盐胶结物含量的高值区，有很多测点碳酸盐胶结物的含量大于15%，最高甚至可达45%，而超压仓内和超压顶面之上250 m以上的区域内，碳酸盐胶结物的含量相对较低，一般都在20%以内，大多数测点碳酸盐胶结物的含量不超过15%。

图4 准噶尔盆地腹部超压顶面附近碳酸盐胶结带纵向分布Fig.4 Vertical distribution of carbonate cemented zones near top overpressured surface in central Junggar Basin

概而论之，准噶尔盆地腹部超压顶面成岩致密岩层是一个厚约250 m、由多个高碳酸盐含量的矿化带组成的封隔层，该封隔层内，不仅砂岩层段由多个高碳酸盐胶结层和次生孔隙发育带组成，而且泥岩层段也具有相对更高的碳酸钙含量和伊利石含量，从而体现出更好的封隔性能。

2.1.4 超压能量场的演化

准噶尔盆地腹部深部超压主要为古近纪晚期以来压实成岩后的晚期超压，与成烃有关的超压带相当规模的存在说明烃源岩的生烃活动仍然活跃。运用流体包裹体热动力学模拟技术恢复准噶尔盆地腹部侏罗系目的层段的地层古流体压力，所用数据来自于中石化西部新区勘探指挥部内部报告①陈红汉，何生，叶加仁，等.准噶尔盆地古流体压力恢复及流体动力系统演化.中石化西部新区勘探指挥部(内部报告)，2007.。各个区域包裹体模拟古流体压力演化历史的情况较为相似(图5)，以古近纪晚期为界，侏罗系的超压演化分为早晚两个阶段，早期超压是由于下伏岩层(二叠系或三叠系)超压仓内超压流体垂向传递到侏罗系而引发的超压，形成于晚侏罗世到早白垩世，之后压力逐渐减小，到古近纪晚期降到接近静水压力;而后由于侏罗系煤系烃源岩逐渐成熟(Ro超过0.5%，现今可达到1.0% ～1.3%)，油气大量生成，压力逐渐增加，压力系数可达到1.6～1.9。

图5 砂岩流体包裹体模拟古流体压力演化史Fig.5 Geofluid pressure evolution history calibrated by fluid inclusion modeling in sandstones

侏罗系超压系统的演化说明：

(1)中下二叠统烃源岩生成的油气对侏罗系的充注成藏主要发生在车莫古隆起形成之后到古近纪晚期，而这个时期是一个降压的过程，油气伴随着超压能量场的衰减和超压流体的释放由相对低部位圈闭向上部较浅的侏罗系圈闭调整运移聚集，表现在早期降解原油(车莫古隆起形成之前和形成过程中的油气聚集)的正构烷烃系列仍然分布完整的至少两期油气成藏特征。另外，张枝焕②张枝焕.准噶尔盆地有效烃源岩分布特征、演化历史和油源贡献.中石化西部新区勘探指挥部(内部报告)，2007.根据原油和烃类流体包裹体地化特征对比，并结合埋藏史分析得出盆1井西凹陷南部J1s油藏成藏期为早白垩世末期到古近纪中期，盆1井西凹陷北部侏罗系油藏主要成藏期为早白垩世末期到古近纪末期，而昌吉凹陷西段北部ZHG1井侏罗系油藏主要成藏期则为古近纪末期以来。前文已经论述，这3个地区的油气均主要来源于二叠系(尤其是下乌尔禾组)，盆1井西凹陷侏罗系油气成藏就在这个时间间隔内，而昌吉凹陷西段北部ZHG1井的侏罗系油藏则是在晚期车莫古隆起向南掀斜的过程中从昌吉凹陷运移而来形成的聚集，成藏期更晚。

(2)现今超压主要是古近纪晚期以来由于侏罗系煤系烃源岩成熟热演化形成的，是一个强超压系统(压力系数可达1.9～2.1)，呈一种突变型的压力结构，超压过渡带(超压顶封层)厚度一般为100～300 m，这样一种类型的超压系统，尤其是在断裂/裂隙等的配合下，当孔隙流体压力达到地层破裂压力时导致超压流体发生垂向运移，更趋向于在浅部超压过渡带和静水压力系统富集。

2.1.5 类型丰富的地层岩性圈闭

准噶尔盆地腹部发育多种类型的地层和岩性圈闭，由燕山Ⅰ、Ⅱ幕构造运动形成的古隆起的发育演化为地层圈闭的形成和油气运聚提供了聚集场所和成藏背景，三角洲河道砂体、滨浅湖砂坝砂体与湖泛期泥岩的良好配置为岩性圈闭的发育奠定了基础［17-19］。

中晚侏罗世，由于燕山早期Ⅰ、Ⅱ幕构造运动，盆地腹部曾发育一大型的NE-SW向的车莫古隆起，其形成发育是一个振荡抬升的过程，经历了初始发育阶段(J1s)、第一次强隆升阶段(J2x末期)、相对稳定沉积阶段(J2t沉积期)、第二次强隆升阶段(J2t末期)、隐伏埋藏阶段(K－E)、掀斜消亡阶段(NQ)的发育和演化阶段，深刻地控制了腹部多种类型地层 － 岩性圈闭的空间分布格局［17－19］。

单井岩性电性组合特征、古生物资料、黏土矿物资料、地层接触关系等方面的证据显示研究区存在头屯河组［19］。受车莫古隆起强烈抬升的影响，头屯河组在腹部核心地区呈较薄层平台式展布，而在两端则缺失。头屯河组的存在，意味着本区发育K/J2t和J2t/J2x两个不整合界面，头屯河组上下可能发育更为丰富的圈闭类型(图6)。J2t沉积期，受NE方向物源影响，车莫古隆起脊线及南翼主要为三角洲前缘，具有形成岩性圈闭的有利地质条件，如ZHG1井J2t岩性油藏;两期构造运动使该区J2t、J2x及J1s顶部受到剥蚀削截，不整合面之下易于形成地层削截圈闭，如Y1、Y6井形成的J2t单倾削截油藏;K/J2t不整合面上下形成上超下削的结构，不整合面之上可以形成Y1地层－岩性圈闭、Y6井的K1q底部地层油藏和Y6井K1q岩性油藏。

图6 过Y6-Y1-ZHG3-ZHG1井油藏剖面示意图Fig.6 Sketch map of reservoirs section via wells Y6-Y1-ZHG3-ZHG1

2.2 油气成藏过程分析

与超压演化过程密切联系，准噶尔盆地腹部超压顶面附近侏罗系圈闭又经历了早晚两期油气成藏，而晚期经历了两次大的油气充注(分别为晚A期和晚B期)。早期(J2－K1)下伏岩层(二叠系或三叠系)超压仓内超压流体垂向传递到侏罗系而引发超压。盆1井西凹陷佳木河组和风城组来源的原油聚集于J1b及以下有利圈闭，保存较好，而下乌尔禾组开始排烃;已聚集于较高部位的中上侏罗统储层中的昌吉凹陷西段风城组原油，由于燕山早期强烈构造运动被严重破坏，之后下乌尔禾组的原油充注也遭到了中等程度的生物降解。晚A期(K2-E)，侏罗系传递型成因的超压伴随着超压流体的释放逐渐衰变为常压系统：盆1井西凹陷J1b及以下佳木河组和风城组油藏向上部层位调整成藏，而下乌尔禾组原油聚集于J1b及以下有利圈闭;昌吉凹陷西段下乌尔禾组原油继续充注，向上和向北运移，车莫古隆起区大量的地层－岩性圈闭是有利的聚集场所，侏罗系煤系开始排烃生气，超压逐渐发育。晚B期(N—Q)，侏罗系煤系源岩逐渐成熟，开始大量生烃，超压逐渐发育，直到现今腹部普遍发育的侏罗系强超压系统存在：盆1井西凹陷原有油藏进一步向上部层位及向北调整;昌吉凹陷西段超压仓内下乌尔禾组原油在超压驱动下向上和向北运移，在昌吉凹陷西段北部地区充注成藏，侏罗系煤系继续生烃，近源聚集成藏;东道海子北凹陷和昌吉凹陷东段侏罗系煤系开始排烃生气，超压逐渐发育，近源或超压驱动远源聚集油气。

通过对准噶尔盆地腹部强超压系统分布特征、成因机制、演化过程的研究和超压顶面附近油气分布、油气地化特征、储集空间类型的刻画，综合超压发育史、古构造发育史、源岩成熟演化史、孔隙发育史及油气运聚史，可以得出准噶尔盆地腹部超压顶面附近有利勘探目标应为超压流体集中排放点附近的有利圈闭和超压仓内近超压顶面的有利圈闭。

3 结论

(1)准噶尔盆地腹部普遍发育深部成岩后生烃型强超压系统，已发现的绝大多数油气集中分布在超压顶面附近的有利油气聚集区内(超压顶界面之上300 m至之下100 m)。

(2)准噶尔盆地腹部超压顶面本身既是一个岩性物性封堵面，也是油气运移的平衡面，源岩的生烃热演化、输导格架的空间构成、超压能量场的演化、超压顶封层的性质以及超压顶面附近有利圈闭的类型和分布，共同控制着超压顶面附近油气成藏的过程和现今油气富集区的分布。

(3)与超压演化过程密切联系，准噶尔盆地腹部超压顶面附近侏罗系圈闭经历了早晚两期油气成藏，而晚期经历了两次大的油气充注。

(4)准噶尔盆地腹部超压顶面附近有利勘探目标应为超压流体集中排放点附近的有利圈闭和超压仓内近超压顶面的有利圈闭。

致谢 感谢原中石化石油勘探开发研究院西部分院何治亮院长、武恒志书记、王离迟副总地质师及原准噶尔室孟闲龙主任、洪太元博士、张福顺博士、朱允辉工程师、李洪泉工程师等在研究工作中的支持和帮助;感谢何生教授、陈红汉教授、赵彦超教授、叶加仁教授、王芙蓉博士等在研究工作中的帮助。

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Hydrocarbon accumulation mechanism near top overpressured surface in central Junggar Basin

YANG Zhi1，WANG Jing-hong1，LIN Sen-hu1，WU Song-tao1，LIU Ye2，LI Qi-yan1，ZHANG Pei-zhi3
(1.Research Institute of Petroleum Exploration ＆ Development，PetroChina，Beijing 100083，China;2.Langfang Branch，Research Institute of Petroleum Exploration ＆ Development，PetroChina，Langfang 065007，China;3.Hekou Oil Production Factory Oil Five Ore，Shengli Oilfield，SINOPEC，Dongying 257200，China)

Geochemistry，reservoir，drilling and geophysical features were investigated in the limited zones near the top overpressured surface in central Junggar basin，and the accumulation mechanism were analyzed.The results show that source rocks are in the overpressured compartment，thus the top overpressured surface is both tight-lithostatic and unpermeable seal surface and balance surface of hydrocarbon migration near the top overpressured surface in central Junggar Basin，probably a hydrocarbon-originated and post-diagenesis-stage overpressured basin.The thermal evolution of source rocks，the spatial composition of the transportation pathways，the evolution of the overpressure，the characteristics of the top overpressured seal，and the types and distributions of the advantageous traps and reservoirs，are all the controlling factors of the hydrocarbon accumulation processes and the hydrocarbon accumulation areas distribution near the top overpressured surface in central Junggar Basin.Closely related with the overpressure evolution，the Jurassic traps near the top overpressured surface in central Junggar Basin underwent two stages of hydrocarbon accumulation，and the late stage accumulation includes two main charging.As a result，the traps near the overpressured fluid focus releasing areas，and the advantageous traps in the overpressured compartment，are the advantageous exploration targets near the top overoressured surface in central Junggar Basin.

hydrocarbon accumulation mechanism;top overpressured surface;strong overpressured sedimentary clastic basin;Junggar Basin

TE 122.1

A

10.3969/j.issn.1673-5005.2011.03.004

1673-5005(2011)03-0019-07

2010－10－21

国家科技重大专项课题(2011ZX05001);国家自然科学基金项目(41072093)

杨智(1980－)，男(汉族)，内蒙古五原人，博士后，主要从事油气藏和油气地质综合研究。

(编辑 徐会永)