准噶尔盆地车排子凸起沙湾组油藏输导体系研究

王 坤，任新成，马 奎，黄擎宇，石书缘，高建文.中国石油勘探开发研究院，北京0008；.中国石化胜利油田分公司西部新区研究中心，东营57000；.西安石油大学地球科学与工程学院，西安70065



准噶尔盆地车排子凸起沙湾组油藏输导体系研究

王 坤1，任新成2，马 奎1，黄擎宇1，石书缘1，高建文3
1.中国石油勘探开发研究院，北京100083；
2.中国石化胜利油田分公司西部新区研究中心，东营257000；
3.西安石油大学地球科学与工程学院，西安710065

摘要：新近系沙湾组是准噶尔盆地车排子凸重要的油气富集层位。在对沙湾组油藏分布、油性进行分析的基础上，结合前人研究成果，将沙湾组油气的成藏过程分为两个阶段：古油藏阶段和次生调整阶段，并分别论述各阶段的输导体系及其时空组合关系。古油藏阶段主要发育白垩系底部不整合面和红车断裂带同生逆断层组成的输导体系，研究区北部的白垩系底面不整合有效输导厚度大，向西逐渐减薄为0；同生逆断裂是控制红车断裂带发育演化的主干断裂，形成时间早，断距大。次生调整阶段则发育有沙湾组一段底部砂体、红车断裂带后生正断层、艾卡断裂带、凸起之上新近系张性断裂组成的输导体系，沙一段砂体在凸起之上分布广泛，沉积连续而稳定，呈“毯状”自南向北逐渐减薄，做为最底部的砂体层，是该阶段主要的横向输导体系；新近纪末期红车断裂带发育了一期正断裂，断裂活动强度大且规模较大，凸起之上则发育一期与红车断裂带后生正断层同期形成的新近系正断层，凸起南部四棵树凹陷的艾卡断裂活动期长、断距大、延伸远，这些断层构成了次生调整阶段的纵向输导体系。利用运移通道指数（MPI）及颗粒荧光定量分析（QGF）分别预测了白垩系底不整合面及沙一段毯状砂体的优势运移区。平面上将运移通道指数在0.3以上的区域作为不整合输导层的优势运移区，将QGF指数值大于3.8的区域作为沙一段毯状砂体的优势运移区。通过分析多套输导体系在油气成藏的不同阶段的空间组合以及油气分布与输导体系的关系，明确了输导体系对油气成藏的控制作用，预测609井区具备油气输导的有利条件，可作为下步勘探目标区。

关键词：车排子凸起；输导体系；优势运移区；油气成藏

First author：WANG Kun，Ph.D.Candidate；E-mail:wangkuntoby@163.com

图1 准噶尔盆地车排子凸起油气勘探形势图Fig.1 Map of hydrocarbon exploration in the Chepaizi salient，Junggar Basin

车排子凸起位于准噶尔盆地西缘，是盆地西部的次一级构造单元，凸起面积大且长期继承性隆升，为西部隆起的主体（图1）。该凸起北邻扎伊尔山，南靠四棵树凹陷，东以红车断裂带与昌吉凹陷相接。在北部扎伊尔山前隆起最高，向东南角至奎屯—安集海一带隐伏消失（金鑫等，2007；邢凤存等，2008）。车排子凸起晚海西期发育形成，现今为一宽缓的斜坡。基底为石炭系，自下而上发育侏罗系、白垩系、古近系、新近系和第四系，缺失二叠系和三叠系。各时代地层沉积厚度较薄，向西北尖灭。车排子凸起自2002年排2井在新近系沙湾组获高产油流以来，已在该层系探明石油地质储量一亿吨。

前人对该区石油地质条件开展了较多研究，明确了沙湾组油气为远源成藏（沈扬和李茂榕，2008；沈扬等，2010；李政等，2011）。稠油主要来自于昌吉凹陷二叠系烃源岩，稀油主要来自于昌吉凹陷与四棵树凹陷侏罗系烃源岩（沈扬和李茂榕，2008；王振奇等，2008）。沙湾组底部砂体与红车断裂带、艾卡断裂带为重要的输导层（靖辉等，2007；于宝利等，2008）。该区沙湾组油藏作为受多期构造控制的次生调整油气藏，油气运聚的阶段不同，输导体系及其空间组合特征也不同。目前对于沙湾组油藏输导体系的研究多以现今油气藏为对象，以定性描述为主。导致车排子凸起沙湾组的油气勘探工作多侧重于油气运聚大背景指导下的圈闭描述，缺少对于油气富集区的研究，难以有效指导该区的下步勘探方向。本文以该区多期成藏的认识为基础，通过系统研究沙湾组油气成藏不同阶段的输导体系及其空间组合，预测了可能的油气富集区，指出下步有利勘探方向，也为该区开拓新的勘探层系提供了理论支撑。

1 沙湾组油藏特征

新近系沙湾组为碎屑岩沉积，受天山隆起的影响，早期物源主要来自于车排子凸起西南部的天山北侧。沉积晚期，在喜山运动的作用下，车排子地区逐渐演变成一个南倾的斜坡，沙湾组的物源方向转换为北部隆起区（苏朝光和仲维苹，2010；赵晓东等，2010）。根据岩电及沉积特征，沙湾组可划分为三段。其中沙湾组一段、二段为主要的油气富集层位。

车排子凸起内部构造平缓，沙湾组以岩性、断层-岩性油藏为主。砂体的分布对沙湾组油藏有明显的控制作用，如排6油藏为沙一段近南北向水下分流河道砂体侧向尖灭与断层遮挡形成的断层-岩性油藏。排2油藏为沙二段南部物源砂体上倾尖灭所控制的岩性油藏，具有圈闭溢出点控藏的特征。

车排子地区具有较复杂的油性分布特征。平面上由南向北，层位上由下到上，原油粘度依次增加，油品变差。沙二段油藏主要分布于研究区南部，油质稀，原油密度最低仅为0.81 g/cm3（20℃），粘度1.91mPa·s（50℃）；北部沙一段油藏油质偏稠，原油密度可达0.97 g/cm3（20℃），粘度可达6000 mPa·s（50℃）以上。层位上的油性分布特征可表现为油质随着埋藏深度的增加由稠变稀。前人研究表明车排子凸起上的稠油油藏主要为中生界古油藏调整而来（罗劲等，2008；徐兴友，2008；沈杨等，2010）。晚侏罗世至白垩纪，昌吉凹陷二叠系原油在红车断裂带及车排子凸起之上形成了侏罗系及白垩系古油藏（罗劲等，2008；徐兴友，2008；沈杨等，2010）。新近纪的喜山运动使车排子凸起周围的红车断裂、艾卡断裂重新活动并在凸起之上形成一系列正断层。中生界古油藏在该时期通过油源断裂及凸起之上的正断层向沙一段地层中调整。同时昌吉凹陷与四棵树凹陷的侏罗系烃源岩已达生烃高峰，向沙湾组一段及二段地层中充注油气，使沙湾组一段稠油油藏具有明显的混源特征。而沙二段主要为侏罗系稀油，无稠油注入。

2 输导体系发育特征

中生界古油藏的次生调整是现今沙湾组油藏形成的前提，古油藏的输导体系也是沙湾组油藏输导体系的组成部分。本文将沙湾组油藏的形成划分为古油藏阶段和次生调整阶段，分别论述各阶段的输导体系及其时空组合关系。

2.1 古油藏阶段

2.1.1 横向输导体系

车排子凸起之上的中生界古油藏与现今沙湾组油藏类似，同为源外成藏。该区侏罗系分布较局限，表现为残余沟谷沉积，沉积颗粒粗，分选差。白垩系主要分布在凸起东部，为滨浅湖沉积，发育规模不大的滩坝砂体，与下覆侏罗系（或石炭系）呈不整合接触。白垩系与侏罗系之间的不整合面主要分布在侏罗系充填的沟谷地区，白垩系与石炭系之间的不整合面主要分布在未受到下切和冲蚀的石炭系基底。笔者认为白垩系底不整合面是中生界古油藏重要一套输导层，依据主要包括：①侏罗系、白垩系地层储集性能整体一般，砂体连通性差，不具备油气输导能力，②实钻表明凸起上大多数白垩系及侏罗系的油气显示集中在白垩系底部不整合面附近的砂岩中。

实钻表明车排子地区白垩系底不整合主要为两层结构，不整合之上岩石以及不整合之下的半风化岩石，风化粘土层不发育。在测井曲线上，不整合之上岩石表现为自然电位曲线和自然伽马曲线明显降低，中子孔隙度曲线及声波时差值增大和深浅侧向电阻率曲线差值变小。当半风化岩石为碎屑岩时，表现为中子孔隙度曲线及声波时差减小和深浅侧向电阻率曲线差值变大。石炭系凝灰岩地层中不发育半风化岩石。以此为依据，本文对区内27口井的白垩系底部不整合面发育情况进行了统计（表1）。

表1 车排子凸起白垩系底不整合面岩性及厚度统计Table 1 Lithology and thickness of the unconformity at the base of Cretaceous strata in Chepaizi salient

不整合面上下的岩性及其对接关系是控制其输导性能的重要因素（尹薇等，2006）。区内不整合之上岩石主要为砂岩，其次是粉砂岩泥岩互层，泥岩及砂泥岩分布较少。半风化岩石主要为砾岩或角砾岩，其次为凝灰岩。当不整合之上岩石为砂岩、砂泥互层和粉砂岩泥岩互层时，孔渗性相对较好，可作为油气横向运移的有利运载层。而泥岩不具输导性能。砾岩或角砾岩作为半风化岩石，与凝灰岩相比受到风化改造作用更强，可以作为油气运移的通道。由此可确定不整合面的有效输导厚度，即不整合面上下可输导岩石的厚度之和（表1），其分布特征如图2所示。整体上研究区北部的白垩系底面不整合有效输导厚度大，排603-车浅1-8-排606井区有效输导厚度较大，向西地层尖灭处厚度逐渐减薄为0。排2井以南除排27井周围外，有效输导厚度普遍小于15 m。

2.1.2 纵向输导体系

图2 车排子凸起白垩系底不整合面有效输导厚度等值线图Fig.2 Contour map of the effective passage thickness of the unconformity at the base of the Cretaceous strata in the Chepaizi salient

红车断裂带是古油藏阶段油气纵向输导的主要通道。该断裂带位于车排子凸起以东，是一条经印支期运动改造的海西中晚期岩浆断裂带，全长约80 km，宽约10～20 km，近南北走向。从三叠纪开始至今，断裂的发育可分为两个阶段：白垩纪之前受挤压作用影响，车排子凸起逐渐形成，自凸起之上向东以多个大型同生逆断裂与昌吉凹陷相接，形成了适合油气运移的古构造背景；白垩纪至今则在拉张作用下发育不同活动强度的后生正断裂。同生逆断裂是控制红车断裂带发育演化的主干断裂，断距较大。后生正断裂倾角大，主要发育在侏罗系-新近系，走向有北东或北西向，断层以垂向位移为主，水平断距普遍较小（邢翔等，2009）。前人对红车断裂的两侧流体地球化学研究表明（张义杰，2003；曹剑等，2005；张义杰，2010）：①离断裂越近，有机包裹体丰度越高；②断裂上盘记录的含油气流体的次数和丰度明以及包裹体均一化温度、盐度变化范围显大于下盘。以上特征结合古油藏阶段的地质构造背景表明昌吉凹陷的油气通过红车断裂带对上盘储层进行了大规模充注。由于古油藏的成藏期在晚侏罗世到白垩纪，起输导作用的应为同生逆断裂。

2.2 次生调整阶段

2.2.1 横向输导体系

在次生调整阶段，喜山运动造使中生界油藏遭受破坏，油气向上部层系调整成藏。同时，凹陷中的侏罗系原油也通过输导体系向沙湾组岩性圈闭内充注。沙湾组一段沉积期，基准面上升，可容空间增大，物源供给充足（苏朝光和仲维苹，2010），其底部发育了一套辫状河三角洲前缘相沉积，岩性主要为厚层状砂砾岩、砂岩夹泥质岩等粗碎屑岩。沙二段沉积期水体进一步加深，古地势高差变小，物源量减小，砂岩分布范围及厚度逐步受到压缩。沙三段沉积期物源供给再次增加，发育新一期辫状河三角洲平原沉积，粒粗、分选磨圆较差（杨少春等，2011）。相比沙二段、沙三段，沙一段砂体在研究区大部均有分布，沉积连续而稳定，自南向北逐渐减薄，呈“毯状”（姜素华等，2004；张善文等，2008）不整合在下伏地层之上，自南向北减薄的趋势与油气调整期的古构造背景相匹配。另外，沙一段砂体为最底部的输导层，具有“近水楼台先得月”的优势。因此沙一段底部砂体是该阶段主要的横向输导层。沙一段沉积时间晚，地层埋藏浅，现今大部分地区沙一段的埋深小于1000 m，压实作用对储层的改造十分有限，成岩作用弱，原生孔隙得以较好保存。辫状河三角洲沉积中，不同的沉积亚相具有不同的砂岩类型及组合，形成不同的孔隙特征，因此控制其输导性能的因素主要为沉积相。从沙一段毯状砂体孔隙度平面等值线图（图3）可以看出，优质砂体呈近南北向分布，这与辫状河道砂体近南北展布（杨少春等，2011）相吻合，砂体孔隙度普遍大于20%，北部、东部和南部孔隙度较高，西部孔隙度有所降低。排2、排20、排27、排6井附近为孔隙度高值区，局部地区孔隙度可达25%以上，沙一段毯状砂体在较大范围内具有良好的输导性能。

图3 车排子凸起沙湾组一段砂岩孔隙度等值线图Fig.3 Porosity contour map of the first member of Shawan formation in the Chepaizi salient

2.2.2 纵向输导体系

在次生调整阶段，共有四种不同来源的油气向沙湾组储层进行了充注。分别是红车断裂带内的中生界古油藏、昌吉凹陷侏罗系烃源岩、车排子凸起之上的中生界古油藏以及四棵树凹陷侏罗系烃源岩。前两种油气源的油气通过红车断裂带纵向输导，第三种油气源通过凸起之上新近系正断层纵向输导，第四种油气源通过艾卡断裂带纵向输导。现对三种输导通道分布进行论述。

红车断裂带的后生正断层是断裂带内古油藏和侏罗系稀油主要的纵向运移通道。新近纪末期红车断裂带发生了一次较强烈的拉张作用，在此拉张作用下，发育了一期近东西向后生正断裂，断裂活动强度大且规模较大。如红车主断裂以西发育一伴生大断裂（亦称红车西断裂）（靖辉等，2007），为张扭性的高角度断裂，最浅断至地表，是一条主力沟源断层。

凸起之上新近系正断层与红车断裂带的后生正断层同期形成（何登发，2008）。这些断层多成北西、南北向分布，断开层位侏罗系-新近系，断距10～40 m，是凸起之上的古油藏纵向调整以及侏罗系稀油通过沙一段毯砂向沙二段岩性圈闭内运移的主要通道。本文利用断面压应力（P）和断裂带充填物泥质含量（Rm）分别定量评价了断层的输导性能（吕延防等，1996；吕延防和付广，2002；王离迟等，2008）。

断层两盘地层埋藏深度越大，断层面的产状越缓，断层面所受到的上覆地层压力P也就越大，越对断层封闭有利。断面压应力P的计算公式为：

式中H为上覆地层厚度，ρr为上覆地层平均密度（该区取2.5），ρw地层水密度（该区取1），θ为断层倾角（吕延防等，1996）。

断裂带充填物中泥质含量越高，孔渗性越差，形成封闭性的可能性越大，Rm的计算公式为：

式中，Rm为断裂带充填物泥质含量，%；h为断层两盘相当断点之间的泥岩累积平均厚度，统计时可取断层两盘不同井泥岩累积厚度的平均值，m；H为断层两盘相当断点之间的滑距，m；hi和hj分别为断层两盘第i，j层泥岩的厚度，m；N，M分别为断层两盘相当断点之间被错断的泥岩层数。根据本区勘探实践，一般Rm大于75%表示断层封闭，输导性差，50%～75%为断层较封闭，输导性较差，25%～50%为输导性一般，小于25%表示输导性好。

本次研究利用上述方法对三维区内具有代表性的6条张扭性正断层（图1）进行了输导性能的计算（表2）。根据研究区勘探实践和已发现油藏的实际情况分析，断面压应力（P）与断层是否封闭并无太大关联，断面压应力分布范围0.3～0.6 MPa的断层均有可能表现出封闭性或开放性。表明在整体较浅的埋藏条件下，断面压应力对输导性的影响较弱。这种影响在古油藏调整改造期的拉张背景下会更加微弱。基于上述考虑，本文对断层封闭性的评价以Rm为主。Rm的计算显示各断层在古近系-侏罗系（白垩系）均表现出垂向开启，是古油藏纵向调整的主要通道。另外南部断层在沙一段具有纵向输导性，断裂带充填物泥质含量（Rm）普遍小于50%，沟通了沙一段毯状砂体与沙二段砂体的油气联系，有利于侏罗系原油向毯上砂体运移，形成沙二段岩性油藏。由于沙二段原油未发现稠油充注，稠油仅见于沙一段毯砂内部，表明侏罗系原油充注发生在古油藏调整之后。

表2 车排子凸起新近纪正断层封闭性统计表Table 2 The Neogene normal faults sealing characters in the Chepaizi salient

艾卡断裂带中最具代表性的断裂是形成于燕山期，北西走向的艾卡断裂。是四棵树凹陷与北部斜坡区的分界断裂，该断裂具有活动期长、断距大和延伸远的特点，具有扭动走滑构造特征。艾卡断裂该断裂具有活动期长、断距大和延伸远的特点，白垩系以下层位被断层挫断，白垩系以上层位受其影响而发生挠曲（任培罡等，2010）。艾卡断裂带中，卡2井西等断裂活动期长，断至新近系沙湾组，并依靠此断裂形成了牵引背斜，即卡因迪克背斜，有效沟通了侏罗系烃源岩与沙湾组砂体，同样是车排子凸起沙湾组油藏在次生调整阶段重要的输导通道。

3 优势运移区预测

3.1 不整合输导层

该区白垩系岩心资料缺乏，且不整合上下岩性差异较大，采用平均孔隙度、渗透率等参数难以准确表征其输导性能。当油质较稠时，运移通道的岩石颗粒表面会吸附较多烃，形成丰富的油气显示（王照录等，2000）。基于上述认识，本文建立了油气运移通道指数（MPI）的概念，将其定义为有效输导厚度范围内不同级别油气显示的加权厚度与油气显示总厚度之比值。其计算公式为：

其中，h为输导层内某一显示级别的累积厚度（m），H为油气显示总厚度（m），c1、c2、c3、c4、c5为显示层段的权重系数。

该指数只对有油气显示的不整合层段进行评价，将没有参与输导的不整合层段剔除。既定量评价了输导性能，又避免了未参与输导的不整合层段对计算结果的影响。按照含油岩屑占该段总岩屑面积的百分比（吴元燕等，2005）并结合该区勘探生产实践，c1、c2、c3、c4、c5的取值分别为0.9、0.75、0.45、0.2、0.1。本文对研究区内27口井白垩系底不整合有效输导厚度范围内的油气显示进行了统计并计算了其运移通道指数（表3）。取排604井为标准井，该井在白垩系底不整合厚度范围内录井显示较丰富，油侵2 m/1层、油斑2 m/1层、荧光8 m/2层，MPI为0.27，有效输导厚度范围内测井解释油层3.1 m。从MPI等值线图（图4）上可以看出，该不整合面油气显示丰富，整体具有较强的输导性能。排2-排7-车浅1-8井区、排607-排103-排1井区具有较高的油气输导性能。对比排604井，将运移通道指数在0.3以上的区域作为优势运移区，区内油气运移更为普遍，有利于中生界古油藏的形成。

3.2 毯状砂体输导层

颗粒荧光定量分析（QGF）使用短波长的紫外光对储层岩石颗粒进行照射激发，通过测量岩石颗粒表面及岩石内部包裹体中烃类流体发出的荧光强度来判断是否为油气运移通道（蒋宏等，2010；邢恩袁等，2012）。颗粒荧光指数（QGFIndex）是波长375～475 nm（原油荧光波长分布的主要范围）之间的荧光强度的平均值在波长300 nm处的归一化处理结果，因此反映的包裹烃数据更加客观。相比白垩系底不整合段，毯状砂体的取心资料丰富，应用该方法可以有效预测优势运移区。本文对16口42个井沙一段砂岩储集层样品进行了颗粒荧光定量分析（表4）。将工业油流井排612井作为标准井，其QGF指数值为3.76 pc（photometer counts）。

从各井QGF指数平均值等值线图（图5）中可以看出，研究区大部分地区的QGF指数＞3.8，北部排60井区QGF指数平均值达到5.0以上，中部排606井、车浅1-7井区为高值区，南部排8井一带指数平均值也达到5.0。参考排612井，将QGF指数值大于3.8的区域作为沙一段毯状砂体的优势运移区。

4 输导体系控藏作用分析

表3 车排子凸起白垩系底不整合输导层油气显示厚度统计及MPI值Taable 3 Thickness of hydrocarbon reservoirs statistics and MPI value of the unconformity passage layer at the base of Cretaceou strata in the Chepaizi salient

车排子凸起沙湾组油藏的多套输导体层在油气运移的不同阶段，具有不同的空间组合特征（图6）。在古油藏阶段，油气通过红车断裂带的大型同生逆断层向上覆地层输导，并同过白垩系底部的不整合面侧向运移，在红车断裂带及车排子凸起之上的形成中生界古油藏。在次生调整阶段，随着凸起之上正断层及红车断裂带后生正断层的发育，凸起之上及红车断裂带的古油藏向沙一段毯状砂体内调整运移并在毯内成藏，侏罗系原油通过相同的路径向沙一段、沙二段运聚。输导层的时空匹配是沙一段稠油油藏油气接力运移的关键。红车断裂带同生逆断层与白垩系底不整合构成油气输导的第一阶梯，凸起之上正断裂与沙一段毯砂构成油气输导的第二阶梯。油气的运移具有继承性和接替性。

图4 车排子凸起白垩系底不整合面运移通道指数等值线图Fig.4 Contour map of Cretaceous basal unconformity migration path index

图5 车排子凸起沙一段QGF指数平均值等值线图Fig.5 Contour map of the QGF Index average values of the first member of Shawan formation in the Chepaizi salient

表4 车排子凸起沙一段储层各样品QGF指数值Table 4 QGF index value of the samples in the reservoir of the first member of Shawan formation in the Chepaizi salient

目前车排子已发现的沙湾组油藏绝大部分分布在沙一段毯状砂体的优势运移区内（QGF指数＞3.8），研究区北部的稠油油藏更靠近白垩系底部不整合面的优势运移区（MPI＞0.3）（图7），油藏内部及周围正断层较发育。在单斜构造背景下，油藏多分布在断层附近的地层上倾方向，如排6油藏，排612油藏。以上表明不同阶段的输导体系都对油藏的形成与分布有控制作用。依据该认识，笔者认为排609井区沙一段毯砂与不整合面输导性能优越，同时位于断层的上倾方向，是有利的油气富集区，可作为下步的勘探靶区。而在断层不发育的白垩系不整合面优势运移区，如排1井区、排7井东北，由于缺乏纵向输导通道，中生界油藏得以较好保存，预测其为中生界的油气富集区。研究区南部的稀油油藏较为分散，但均分布在断层周围，断层的纵向调整是该类油藏的前提。由于沙二段砂体连通性差，油气的大范围运移受到抑制，油气多集中在断层附近的圈闭内。

图6 车排子凸起沙湾组油藏输导体系空间组合模式图Fig.6 Mode of the migration pathway of Shawan Formation reservoir in the Chepaizi salient

图7 车排子凸起沙湾组油藏输导体系优势运移区与油藏平面分布图Fig.7 Plane of the distribution Shawan Formation reservoir and its preferential migration zone in passage system

5 结论

沙湾组油气成藏可分为两个阶段，古油藏阶段和次生调整阶段。在古油藏阶段白垩系底不整合面是研究区最为有效的一套横向输导层，红车断裂带的同生逆断层将油源与不整合面沟通。使二叠系原油在红车断裂带内和车排子凸起之上形成中生界古油藏。在次生调整阶段，由凸起之上的新近纪正断裂、红车断裂带、艾卡断裂带以及沙一段毯状砂体组成了油气输导体系，控制了古油藏的次生调整和侏罗系原油的充注，形成了现今沙湾组油藏。

利用运移通道指数（MPI）以及颗粒荧光定量分析（QGF）对白垩系底不整合面、沙一段毯状砂体的横向输导性能进行了定量分析，预测其优势运移区。现今已发现稠油油藏靠近白垩系不整合面以及毯状砂体的优势运移区且断层较发育。表明两期的油气运移都对现今稠油的分布有控制作用。因此预测609井区具备油气输导的有利条件，可作为下步勘探目标区，排1井区、排7井东北中生界可能富油。稀油油藏较为分散，但均分布在断层周围，断层的纵向调整是该类油藏的前提。

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中图分类号：TE122.3

文献标识码：A

文章编号：1006-7493（2016）02-0350-10

DOI:10.16108/j.issn1006-7493.2015075

收稿日期：2015-04-13；修回日期：2015-05-08

基金项目：国家科技重大专项“准噶尔盆地碎屑岩层系大中型油气田形成规律与勘探方向”（2011ZX05002-002）资助

作者简介：王坤，男，1985年生，博士研究生，主要从事油气地质综合研究工作；E-mail:Wangkuntoby@163.com

Migration Pathway System of the Reservoir in Shawan Formation in Chepaizi Salient，Junggar Basin

WANG Kun1，REN Xincheng2，MA Kui1，HUANG Qingyu1，SHI Shuyuan1，GAO Jianwen3
1.Research Institute of Petroleum Exploration and Development，PetroChina，Beijing 100083，China；
2.Western New Prospect Research Center of Shengli oilfield，SINOPEC，Dongying 257000，China；
3.School of Earth Sciences and Engineering，Xi’an Shiyou University，Xi’an 710065，China

Abstract:The Neogene Shawan formation is one of the important hydrocarbon-rich strata in Chepaizi salient.Based on the analysis of reservoir distribution and oil nature，coupled with results of previous studies，the accumulation process of Shawan hydrocarbon is divided into two stages:paleoreservoir stage and secondary adjustment stage.The migration pathway systems and their spatial combinations are discussed.In the paleoreservoir stage，the Cretaceous basal unconformity and syngenetic reverse faults composed the migration pathway in the Hongche fault zone formed system.The effective thickness of migration zone in the unconformity is thicker inthe northern and estern part of the research area while pinching out toward the west；syngenetic reverse faults controlling the formation and development of Hongche fault zone have large fault displacements and beneficial for hydrocarbon migration.In the secondary adjustment stage，sandstone in the first member of Shawan Formation（N1s），epigenetic normal faults in Hongche fault zone，Aika fault zone and Neogene normal fault in Chepaizi salient formed the migration pathway system，the N1s sandstone salient with continuous and stable deposition distributes in the Chepaizi，blanket-like pinching out from the south to the north.As the lowest sandstone bed，the blanket-liked sandstone is the most important transverse migration bed in this stage.Large-scale normal faults in the Hongche fault zone were developed in the late Neogene；Normal faults in the Chepaizi salient were also developed in the same period；the Aika fault zone continued to be active in the Neogene，all of which formed the vertical migration pathway system in the secondary adjustment stage.The dominant migration zones of the Cretaceous unconformity and blanket-liked sandstone migration beds are predicted using migration pathway index（MPI）and Quantitative Grain Fluorescence（QGF）.In the plane，area with MPI greater than 0.3 is regarded as the dominant migration zone of unconformity migration bed and the area with QGF greater than 3.8 is regarded as the dominant migration zone of N1s blanket-like sandstone.Based on the analysis of spatial combination of migration pathway systems in different stages and the relationship between hydrocarbon distribution and migration pathway systems，the control action of migration pathway system on hydrocarbon accumulation is confirmed prospecting to have.The well P609 area is predicted to have advantages of hydrocarbon migration，which can be regard as the exploration target of further prospecting.

Key words:Chepaizi salient；migration pathway system；dominant migration zone；hydrocarbon accumulation