准噶尔盆地西缘春光油田地层-岩性油气藏特征

陈 祥，王 敏，王 勇，丁洁荧，翟京天

(1.中国石化 河南油田分公司，河南 南阳 473132； 2.中山大学 地球科学与地质工程学院，广东 广州 510275)

准噶尔盆地西缘春光油田地层-岩性油气藏特征

陈 祥1，王 敏1，王 勇1，丁洁荧2，翟京天1

(1.中国石化 河南油田分公司，河南 南阳 473132； 2.中山大学 地球科学与地质工程学院，广东 广州 510275)

春光油田位于车排子凸起斜坡带上，构造较为简单，油气成藏类型以地层-岩性油气藏为主，属于源外成藏。新近系沙湾组、古近系和白垩系是主要的勘探层系。通过沉积特征研究，认为新近系沙湾组主要发育冲积扇、辫状河沉积，古近系、白垩系主要发育辫状河三角洲沉积。在明确该区地层沉积特征的基础上，开展了春光油田地层-岩性油气藏成藏条件研究。首先通过油源对比分析，认为东部昌吉凹陷和南部四棵树凹陷均具有供烃能力，二叠系和侏罗系是主要的供烃层系。输导条件是春光油田油气成藏的主控因素。对不整合面、厚砂体和断层这3种输导要素进行了深入研究，认为春光油田存在一套高效的复式输导体系，并建立了该区的油气输导模式。分别对新近系沙湾组岩性油气藏和白垩系、古近系地层油气藏特征开展了研究，确定了各个层系油气成藏主控因素，并最终建立了春光油田油气成藏模式，有效的指导了春光油田地层-岩性油气藏勘探。

油-源对比； 输导体系； 成藏模式；地层-岩性油藏；春光油田；准噶尔盆地

1 地质概况

春光油田构造上隶属于准噶尔盆地西部隆起车排子凸起，车排子凸起是准噶尔盆地西部隆起的次一级构造单元，其西面和北面临近扎伊尔山，南面为四棵树凹陷和伊林黑比尔根山，向东以红车断阶带与昌吉凹陷相接(图1)。车排子凸起现今整体上看为一三角形凸起，其主体走向为北西-南东至东西向。

春光油田地层由老至新分别为石炭系、侏罗系、白垩系、古近系、新近系和第四系，石炭系以上地层连片分布，并层层超覆于下伏地层之上，其中新近系沙湾组、古近系和白垩系是主要的勘探层位。春光油田构造较为简单，总体表现为东南倾的单斜，构造圈闭不发育[1-2]，所以寻找岩性-地层油气藏是主要的勘探方向。

图1 车排子地区构造特征

2 油气成藏条件

2.1 油源条件

通过生烃条件研究，认为准西缘昌吉凹陷和四棵树凹陷主要发育有二叠系风城组、下乌尔禾组，中下侏罗统、白垩系吐谷鲁群和古近系安集海河组5套烃源岩层系，其中二叠系烃源岩仅发育于昌吉凹陷[3-5]，古近系烃源岩目前还处于未成熟阶段。侏罗系烃源岩C19—C21三环萜分布呈下降型，姥植比较高，多大于2，伽马蜡烷指数多小于0.2； C29规则甾烷丰度较高，C27—C29规则甾烷分布呈“V”型或“反L”型(图2a，b)。油源对比分析认为沙湾组轻质原油油源主要来自侏罗系烃源岩，但C19—C21三环萜丰度较侏罗系烃源岩低，伽马蜡烷、C27规则甾烷相对含量比侏罗系烃源岩高，分析认为有白垩系源岩侵染(图2c,d)。结合两者的排烃史,认为早期(古近纪之前)油气来自昌吉凹陷二叠系(单向供烃)，晚期(古近纪之后)油气分别来自四棵凹陷和昌吉凹陷侏罗系(双向供烃)。

2.2 沉积体系

春光油田主要发育冲积扇-河流和三角洲两套沉积体系。白垩系沉积时期，碎屑供给物较少，主要发育小型扇三角洲沉积，湖泊古隆起区发育滨浅湖滩坝沉积[6-8]；古近系沉积时期，湖泊扩张，主要发育辫状河三角洲和湖泊沉积；新近系沙湾组沉积时期，湖泊萎缩，主要发育冲积扇和辫状河沉积。其中辫状河河道、辫状河三角洲和扇三角洲前缘水下分流河道、滩坝沉积是形成岩性地层油藏的主要有利沉积相带，砂体发育并且储层物性较好。沙湾组辫状河储层平均孔隙度为34%，渗透率为2 000×10-3μm2，属于特高孔、特高渗储层；白垩系和古近系三角洲前缘水下分流河道和滩坝砂体储层平均孔隙度为29.5%，渗透率为 1 070×10-3μm2，属于高孔、高渗储层。

2.3 输导条件

春光油田油气来源于两个供烃凹陷，其中昌吉凹陷供烃距离65～140 km，四棵树凹陷供烃距离40～70 km。因此油气运移至春光油田聚集成藏，不仅需要充足的运移动力，更需要良好的油气运移通道[9-13]。综合分析认为，不整合面、厚层砂岩、断层构成了该区油气长距离运移的复式输导体系。

图2 春光油田原油与侏罗系源岩甾、萜烷质谱

不整合面是该区油气长距离运移的重要输导要素。春光油田发育多个区域性不整合面，东部伸入昌吉凹陷，西南部伸入四棵树凹陷，为油气从凹陷向斜坡区长距离运移提供了必要条件。研究认为，只有石炭系顶部不整合普遍发育三层结构(不整合面之上的底砾岩、不整合面之下的半风化岩石、风化粘土层)是双运移通道[6]。露头和岩心观察表明，石炭系不整合面上下油气显示丰富，所以广泛发育的石炭系部顶不整合面为油气长距离运移提供了良好通道。而古近系底部不整合和白垩系底部不整合，双运移通道的三层结构分布较为局限，所以这两个不整合部只能作为油气短距离运移通道。

厚层砂岩是区内油气运移的重要输导要素。该区沙一段砂岩分布稳定、厚度大(10～100 m)，成岩作用弱，为一套高孔、高渗储集层，是油气横向运移的良好通道，并与其东侧的红车大断裂及西南侧艾卡大断裂组合，形成了该区优势的网状输导体系。

断裂是区内纵向油气运移成藏的主控因素。研究认为春光油田因红车西断裂和艾卡断裂伴生的小断裂是重要的油源断裂，是油气纵向运移的主要通道。春光油田发育众多的喜马拉雅期扭张性小型正断层，虽然断距和延伸都不大，不是区域性油源断层，但和其它要素组合构成了该区有效的运移通道系统。

不整合面、厚层砂岩和断层这3种输导要素均不是单独起作用，它们经过横向输导和纵向输导、区域输导和局部输导、远距离输导和近距离输导的有效配置和组合，形成春光油田的复式输导体系(表1)，是本区油气高效输导和有效成藏的主控因素。

3 油气藏类型

根据圈闭成因及其几何形态要素，将春光油田目前发现的地层-岩性油藏分为3大类6种类型，其中岩性油藏在各层系均有发育，地层油藏主要发育在白垩系(表2)。

3.1 岩性油藏

春光油田岩性油藏包括砂岩上倾尖灭油藏和砂岩透镜体油藏(图3)。砂岩上倾尖灭油藏主要发育在沙一段辫状河河道、沙二段辫状河三角洲平原分流河道、古近系辫状河三角洲前缘水下分流河道，油气主要通过厚层砂岩输导，在砂岩上倾尖灭处聚集；在部分地区，上倾尖灭砂体与断层配置易形成断层-岩性油藏。砂岩透镜体油藏主要发育在滩坝沉积，油气是通过断层从河道厚层砂体输导至目的层聚集成藏。

3.2 地层不整合油藏

地层不整合油藏主要发育在白垩系(图4)。白垩系分为5个砂组，1,2,3砂组层层超覆在下伏地层之上，4,5砂组部分被剥蚀，3砂组展布范围最大。1,2,3砂组易形成地层超覆油藏，或与断层配置形成断层-地层超覆油藏，4,5砂组易形成地层剥蚀油藏，或与断层配置形成断层-地层剥蚀油藏。白垩系地层类油藏横向运移通道主要为不整合面，纵向运移通道主要为断层。

表1 春光油田油气输导模式

表2 春光油田主要油气藏类型

图3 春光油田砂岩上倾尖灭油藏和砂岩透镜体油藏示意图

4 油气成藏特征及成藏模式

4.1 油气成藏特征

春光油田主要含油气层系分布在新近系沙一段、沙二段、古近系及白垩系，各层系具有不同的沉积特征和输导体系，其油气成藏特征也不尽相同[14-16]。

新近系沙一段、沙二段岩性油藏分布在各砂组尖灭线附近，所以砂组尖灭线控制了沙湾组岩性油藏分布，因此，新近系沙一段、沙二段岩性油藏在平面上呈“带状”分布特征。

古近系顶部紧邻沙湾组底部厚层砂岩，盖层较薄，而且越往北，盖层越薄，所以古近系岩性油藏主要发育在春光油田南部，因此，古近系顶部盖层厚薄及封盖条件是古近系油气成藏的关键因素，其顶部的盖层分布决定了古近系油气藏在平面上的分布特征。

白垩系顶、底的不整合面既是本区油气横向运移的主要通道，又是白垩系地层油气藏成藏的主控因素。平面上白垩系油层沿超覆线(剥蚀线)成带状分布，纵向上白垩系油层叠合连片，因此，白垩系地层超覆线和剥蚀线控制了白垩系油藏平面上的分布。

4.2 油气成藏模式

综上所述，春光油田东部和西南部存在昌吉凹陷和四棵树凹陷2个生烃凹陷，二叠系和侏罗系的油气从东部和西南部2个方向进行充注。研究认为在燕山期和喜马拉雅期，春光油田受到2～3期油气充注，油气通过由不整合面、厚层砂岩和断层构成的复式输导体系运移至砂体尖灭带或地层尖灭带聚集成藏，并且形成多层系含油的成藏特征。其中春23沙湾组沟谷油藏的发现证明了石炭系顶部不整合面的长距离输导能力。春23井区沙湾组沉积时期为冲积扇沉积，与东部和南部辫状河河道砂体之间有泥岩带阻隔，油气不能通过厚层砂岩输导，仅能通过石炭系顶部不整合面从昌吉凹陷和四棵树凹陷侏罗系烃源岩运移至春23井区聚集成藏(图5)。

图4 春光油田过春2-200—春52—春56—春51井白垩系油藏剖面

图5 春光油田油气成藏模式

在明确春光油田油气成藏特征的基础上，建立了春光油田“双向供烃，多期充注，复式输导，岩性成藏，立体富集”的油气成藏模式(图5)。

5 结论

1) 春光油田具有双源供烃特征，早期(古近纪之前)油气来自昌吉凹陷二叠系(单向供烃)；后期(古近纪之后)油气分别来自四棵树凹陷侏罗系与昌吉凹陷侏罗系(双向供烃)。

2) 春光油田主要发育两大沉积体系，即沙湾组发育冲积扇-辫状河沉积体系，古近系、白垩系发育辫状河三角洲-湖泊沉积体系。

3) 不整合面、厚层砂岩和断层三者有效配置与组合，构成了春光油田油气长距离运移的“复式输导体系”。石炭系顶部不整合面是春光油田源外油气远距离横向运移的主要通道；板砂是本区沙湾组和西南部古近系油气横向运移的重要输导层；断层是白垩系、古近系和沙湾组的地层岩性油藏成藏的垂向运移通道。

4) 建立了春光油田油气成藏模式，具有“双向供烃、多期充注、复式输导、岩性成藏、立体富集”的成藏特征。

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(编辑 董 立)

Reservoir-forming characteristics of stratigraphic and lithologic reservoir in Chunguang oilfield,western margin of Junggar Basin

Chen Xiang1,Wang Ming1,Wang Yong1,Ding Jieying2,Zhai Jingtian1

(1.HenanOilfieldCompany,SINOPEC,Nanyang,Henan473132,China;2.SchoolofEarthScienceandGeologicalEngineering,SunYat-SenUniversity,Guangzhou,Guangdong510275,China)

The Chunguang oilfield is located in a simple structure named Chepaizi slope zone in western margin of Juggar Basin,northwestern China.The reservoirs are mainly stratigraphic and lithologic type of outside hydrocarbon source.The Neogene Shawan Formation,Paleogene,and Cretaceous,are all the exploration targets.Analyses of depositional characteristics show that the Shawan Formation developed mainly alluvial fan and braided river depositional system,the Paleogene and the Cretaceous grew braided river delta sedimentary system.A study based on semdimentary features of the area had been carried out to answer questions concerning on reservoiring conditions.Analyses of oil-source correlation show that the Changji sag in the east and Sikeshou sag in the south of the area had the potential to provide hydrocarbon and their Jurassic and Permian formaiotns were the major hydrocarbon-generating ‘factories’.Migration pathways for hydrocarbon were regarded as the major controlling factor for the reservoiring of oil in the area.Three relevent elements had been thoroughly studied(unconformity,sand sheet and fault).The result indicates the existence of a highly efficient pathway system.A hydrocarbon migration pattern was established for the area based on the study.Reserveroi features analyses of the area were used to determine the major controlling factors,establish of reservoring model and guide the exploration.

oil-source correlation,migration pathway system,reservoiring model,stratigraphic and lithologic reservoir,Chunguang oilfield,Juggar Basin

2014-06-05;

2015-05-15。

陈祥(1962—)，男，博士、教授级高级工程师，油气地质勘探。E-mail:cx.hnyt@sinopec.com。

中国石化重大科技攻关项目(P12020)。

0253-9985(2015)03-0356-06

10.11743/ogg20150302

TE121.1

A