阜东斜坡带头屯河组二段成藏条件及控制因素研究

靳军，叶勇，文华国，连丽霞，于景维，祁利祺，徐文礼

（1.新疆油田实验地质中心，新疆 克拉玛依 834000；2.新疆油田公司勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000；3.成都理工大学“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室，四川 成都 610059）

阜东斜坡带头屯河组二段成藏条件及控制因素研究

靳军1，叶勇2，文华国3，连丽霞1，于景维3，祁利祺1，徐文礼3

（1.新疆油田实验地质中心，新疆 克拉玛依 834000；2.新疆油田公司勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000；3.成都理工大学“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室，四川 成都 610059）

据钻测井、地震及分析化验等资料，对准东阜东斜坡带中侏罗统头屯河组进行成藏条件分析。认为头屯河组二段具形成大规模油气藏的有效条件，该区油气藏主要控制因素为沉积体系、异常压力和断裂构造。头屯河组二段为该区最有利勘探层系。

阜东斜坡区；中侏罗统；头屯河组二段；成藏条件；主控因素

准东地区油气勘探始于20世纪50年代，经多年勘探，相继发现8个油气田（火烧山、北三台、三台、甘河、彩南、五彩湾、沙南、沙北）及诸多含油气构造和出油气井（点）。近年来，准东地区阜康凹陷油气勘探获得突破性进展，阜东斜坡带内阜东5井获高产工业油气流，附近多口井试油均获良好结果，展示良好的勘探局面。经多年研究，该区油气勘探取得一定成果[1-12]，于景维、柳妮、靳军等对头屯河组层序地层、沉积相、物源、储层非均质性及控制因素进行详细研究，认为头屯河组NE向为研究区主要物源方向，区内主要发育辫状河三角洲沉积，水下分流河道砂体有利于储集层发育，为勘探重点区域；李云等对头屯河组储集层敏感性进行了分析；季敏和陈彬滔等对研究区头屯河组沉积和储层特征进行了对比。由于油气地质条件存在的复杂性和特殊性导致油气勘探效率较低，特别是对中侏罗统头屯河组油气成藏条件及油气藏主控因素认识不清，缺乏对油气藏整体研究，阻碍了阜东斜坡区有利区带的评价与优选。因此，本次研究采用最新资料，对该区头屯河组二段成藏条件及控制因素进行研究，为下一步油藏精细描述提供帮助。

1 区域地质概况

研究区北邻白家海凸起，东北接奇台凸起，东靠北三台凸起，向南收敛于阜康断裂带（图1），宽20~ 40 km，面积约800 km2，整体为一简单的低缓鼻状构造。受后期构造运动影响，中部和南部发育大量断裂，北部断裂较少。中侏罗统头屯河组自下而上可划分为头一段、头二段和头三段。近期勘探和研究成果表明，头屯河组发育辫状河三角洲沉积体系[3-4]。研究区物源主要来源于北部奇台凸起（卡拉麦里山）和南部博格达山，东部北三台凸起为少量物源[10]。区内以发育辫状河三角洲前缘亚相沉积为主，油藏类型主要为受水下分流河道砂体控制的地层-岩性复合油藏[13-17]，地层埋深2 100~3 000 m。头屯河组二段储集层中含有大量油气，本文重点对头二段油气藏进行研究。

2 成藏条件

2.1 烃源岩条件

研究区发育3套烃源岩，二叠系平地泉组，二叠—三叠系小泉沟群及中下侏罗统，具较强生烃能力。平地泉组烃源岩有机碳含量平均为2.39%，以大于0.7%的为主，氯仿沥青“A”为0.032%，生烃潜力为3.84 mg/g，具好的有机质丰度，有机质类型主要为Ⅱ2-Ⅲ型，镜质体反射率反映烃源岩处于高成熟阶段［17］。小泉沟群源岩有机碳平均含量2.48%，热解生烃潜力为6.89 mg/g，氯仿沥青“A”为0.12%，有机质类型在Ⅰ-Ⅲ型都有分布，总体上属好生烃能力源岩［17］。中下侏罗统烃源岩平均有机碳含量为1.91%，热解生烃潜量为3.06 mg/g，氯仿沥青“A”为0.12%，有机质类型主要为Ⅱ2-Ⅲ型，镜质体反射率反映烃源岩处于低熟-成熟阶段，中下侏罗统中碳质泥岩和煤层展示良好的生烃潜力［17］。

图1 准噶尔盆地构造单元及研究区位置图Fig.1 Tectonic unit and study area position in Junggar basin 1.井号；2.断层；3.分界线；4.构造等高线；5.尖灭线

2.2 储集条件

2.2.1 储集层岩性特征

阜东斜坡区头屯河组二段储集岩主要为含砾中-粗砂岩、细砂岩、粉砂岩及互层组合。按刘宝珺砂岩分类方案，岩石类型以细粒岩屑砂岩为主，次为细-中粒长石岩屑砂岩，石英含量低，长石和岩屑含量分别为较高和很高。稳定组分与不稳定组分之比为0.254，其中不稳定组分岩屑类型以火山碎屑岩（凝灰岩）为主，次为泥岩、粉砂岩、千枚岩、安山岩等，岩屑和云母等矿物碎屑，具成分成熟度低特点[2-3]。碎屑以次棱角状为主，少量为棱角状和次圆状，粒度0.10~0.5 mm，平均0.18 mm，分选系数平均2.56，分选性中等-好，杂基含量较低，总体具结构成熟度中等偏高特点。表明物源区距离很近，母岩为含有花岗岩和花岗片麻岩组合的杂岩体，沉积速率较高。碎屑颗粒以点接触为主，局部为点-线接触，孔隙式胶结，反映砂岩在成岩过程中经较弱压实作用。胶结物含量也较低，主要为灰质和硅质矿物等。石英和长石碎屑次生加大现象不明显，局部被长石碎屑溶蚀。异常高压带的出现抑制了上覆地层压溶作用和石英的增生，因此，砂岩孔隙保存好，以原生粒间孔为主，次为剩余粒间孔和粒间溶孔组合，极有利于孔隙型储层发育。

2.2.2 储集层物性特征

孔隙度和渗透率反映储层物性的基本参数，储层物性是储集性能直接的影响因素［18］。阜东斜坡带33口井119个样品统计显示，头屯河组二段孔隙度平均为14.98%，主要为2.69%~ 28.88%，渗透率平均26.08×10-3μm2，主要为0.01×10-3~790×10-3μm2，具中孔中低渗储层特征。毛细管压力曲线反映头二段储层总体具分选性一般、中等偏粗-细喉、略粗歪度特征。通过200余个样品统计其孔隙体积比高，平均孔喉半径较低，反映储层中孔隙连通性一般，渗透率较低。据头屯河组储层岩石镜质体反射率、粘土矿物含量及压实作用强度等，判断储层处于早成岩B期，成岩强度不高。因此，头二段储层大部分原生孔隙得到保存。据铸体薄片统计，阜东斜坡带头二段原生粒间孔占孔隙总量的67.62%，粒内溶孔占8.1%，粒间溶孔占1.79%，表明阜东斜坡带头屯河组二段储层以原生粒间孔为主，次生溶孔所占比例很低。

2.3 盖层条件

研究区头屯河组二段沉积发育褐色、褐灰色、灰色及灰绿色泥岩，同褐色、灰色泥质粉砂岩、砂岩和砂砾岩等厚或不等厚互层，分流间洼地、分流间湾及前三角洲泥岩为研究区局部盖层，对下倾方向河道及河口坝砂体起良好的封盖作用，形成较好的储盖组合。头二段地层中存在异常超压带，超压带边缘砂体受地层压力影响颗粒间排列紧密，对油气形成封堵。同时，下白垩统湖泊相泥岩也为侏罗系砂体提供区域性盖层。

2.4 圈闭条件

研究区内圈闭发育，通过地球物理手段，发现圈闭至少13个，圈闭面积约260 km2，单个圈闭面积大于15 km2。圈闭类型为构造圈闭和非构造圈闭，以非构造圈闭为主。构造圈闭包括断鼻和断块圈闭，非构造圈闭包括岩性圈闭、地层圈闭及岩性-地层复合圈闭，圈闭发育一般受二三级断裂控制及影响。

2.5 运移条件

据油气成藏成果分析，认为研究区运移条件主要包括不整合、后期断裂及砂体叠置关系，它们共同构成有效的复式疏导体系［19］。其中不整合在整个研究区起连接油源及运输作用，后期断裂起对先前油气藏的改变及控制油气再次运移作用，砂体叠置关系影响油气的平面分布及最终成藏（图2）。2.5.1不整合运移

图2 研究区W井-J井油气藏疏导体系示意图Fig.2 Schematic diagram of Reservoir drainage system between well W to J in study area1.不整合面；2.局部冲断面；3.油气运移方向；4.断裂；5.烃源岩

研究区头屯河组二段不整合类型主要分为两类，一类是头二段同下伏头一段地层超覆不整合和削截不整合，另一类是头二段沉积时期，水下分流河道砂体对分流间湾或河口坝的冲刷不整合。前者为沟通中下侏罗统源岩做出贡献，后者之上的分流河道砂体被一定厚度泥岩封盖，该套砂体为油气运移有效通道。

2.5.2 断裂运移

受燕山运动和喜山运动影响，研究区后期发育大量断裂 ，这些断层倾向和走向不一致，级别较低，多为三级断裂，平面上呈直线、曲线及弧形分布。有的断裂断距较大，沟通早期源岩（二叠系平地泉组，二叠—三叠系小泉沟群），使得研究区存在混源油气藏。研究区大部分断裂规模较小，断层两盘多呈“面”状接触，断裂侧向封闭性取决于上、下两盘地层压力差，封闭机理主要为岩性并置封闭［21］，一定程度上破坏了原先形成的油气藏，控制油气重新运移，形成断裂-岩性（地层）复合油气藏。

2.5.3 砂体叠置运移

研究区头屯河组二段砂体相对于头一段和头三段砂体连续性较好[2-3]，保证了油气的横向运输。同时，砂体边缘被泥岩分隔开，泥岩厚度较大，防止油气的溢散，可直接形成岩性油气藏。由于研究区物源较多，头二段不同物源砂体垂向上相互叠置，平面上相互连接，粒度较细、分选较好的砂体经后期压实作用可形成致密隔层，防止油气漏失。

上述描述只提供油气可能的运移途径，对具体油藏中油气有效运移路径的确定，还需结合已确定的油源方向，通过地化指标确定的油气宏观运移方向共同判断［22-23］。

2.6 保存条件

据研究区探井综合柱状图及连井对比资料，头屯河组二段和头三段沉积时期发育的大套泥岩为头屯河组二段储集层的有效盖层，特别是对后期受断裂影响较小区域，多套分流间湾及前三角洲泥岩为头二段油气藏的保存提供条件。

后期受构造运动影响，研究区大部分区域发育断裂，由于断距不大，原先形成的油气藏中油气重新移动至新的圈闭中成藏。原头三段甚至二叠—三叠时期形成的油气藏可能被断裂破坏，在头二段重新成藏。具体需考虑断裂的封闭性条件。

总之，通过对“生、储、盖、圈、运、保”条件分析，认为研究区头二段具发育大规模油气藏有利因素，油气藏包括“下生上储”和“自生自储”，分布范围大多受控于断裂发育，多数岩性油气藏发育于研究区北部断裂影响较小区域。

3 成藏控制因素

3.1 有利沉积体系控制油气藏分布

研究区目前发现的油气藏中，储集砂体多为三角洲前缘粒度粗、分选好的水下分流河道砂。河口坝砂体储层规模不大，呈透镜状。本区微相主要划分为水下分流河道、水下天然堤、河口坝、水下决口河道及前缘席状砂，通过5种微相与储层物性关系，反映出水下分流河道及河口坝的物性最好（图3）。同时结合古地貌特征和物源方向，对储层物性进行平面上划分，将储层级别进行定量刻画（图3），利用剥蚀线（图中蓝色线段）及不同层厚平面分布边界（图中黑色线段），将储集物性在平面上划分，物性由黄色到蓝色逐渐变差。

图3 阜东斜坡带头二段储层物性平面展布图（左）及沉积微相与物性关系图（右）Fig.3 Plane distributive map of reservoir physical property(left)and relation graph of sedimentary microfacies and physical property(right)of secondary member of Toutunhe Formation in Fudong slope area

垂向上基准面的升降对沉积旋回具控制作用，进而控制砂体的叠置与展布。研究表明，头二段沉积湖水呈加深状态［24-25］，揭示基准面上升过程。受物源影响，基准面上升早中期会产生由底冲刷面-厚层块状砂岩-溢堤薄层粉砂岩-分流间湾泥组成的向上变细的层序，与多套砂体叠置相比，此类层序更有利于储集层发育[3]。湖泛面时期形成的泥岩不稳定且具一定厚度，可作为圈闭形成有效条件。

3.2 异常压力带控制油气藏形成与保存

前人对准噶尔盆地东部异常压力进行研究［26-27］，认为阜康断裂带附近斜坡区由于欠压实和博格达山逆冲附加地应力造成普遍异常高压。通过对研究区多口井声波时差曲线分析，认为头二段声波时差出现普遍的异常高值，最大值可达112 μm/s。据测试资料及前人研究成果［27］，头二段普遍存在异常高压带，地层压力系数达1.6（图4）。

图4 研究区阜东5井（左）和阜东7井（右）头二段异常高压带的表现形式Fig.4 Manifestation of overpressure belt of secondary member of Toutunhe Formation in well Fudong5(left)and well Fudong7(right)

异常高压带的出现明显抑制了上覆地层压溶作用和石英增生，使大量原生孔隙得以保存，同时流体活动性变差，限制了胶结作用，一定程度上减少了储层物性降低幅度，为原生孔隙创造良好保存条件。研究区多口井岩心中发现少量高角度及低角度裂缝，多为泥质充填、半充填或未充填状态，如后期构造活动产生裂缝，范围应较广。研究区50口井，仅有不超过10口井有裂缝，推测裂缝应为异常高压带产物。这些裂缝改善了研究区储层物性，为油气自烃源岩呈混相涌流排出的通道。异常高压是油气聚集和保存的重要条件，不仅对油水形成封闭，还可对扩散相天然气形成封闭。遭遇断裂时，异常压力带内塑性泥岩会向断裂带中流动，填充破碎岩产生的孔隙，提高封闭性，保护油气藏不被地下水、氧和细菌破坏［27］。

3.3 断裂控制油气藏再形成

研究区中部油气藏中油源多来自二叠系，古生新储特点决定断裂在油气藏再形成过程中具重要作用。它的存在开启了已有油气藏，为油气重新移动提供动力和通道。同时断裂静止时期，在断裂带下盘斜坡区，油气沿地层上倾方向运移,遇断层遮挡，油气便聚集重新成藏。构造背景对非构造油气藏平面分布也有影响，研究区非构造油气藏整体位于一个平缓的鼻状构造上，为一个古背斜或鼻状构造凸起部位，同油气运移方向匹配，为油气聚集提供较好背景，增加了非构造油气藏的形成概率［22］。

4 结论

（1）研究区头屯河组二段具规模成藏良好条件，二叠系平地泉组，二叠—三叠系小泉沟群及中下侏罗统，均具较强生烃能力。头二段储集砂体物性较好，储集性能强。大套泥岩同储集砂体构成“下生上储”和“自生自储”的良好储盖组合。有效的疏导体系，可在断裂发育部位形成构造-非构造复合油气藏，在断裂不发育地区发育非构造油气藏。

（2）本区油藏主要控制因素包括有利沉积体系、异常高压带及断裂。有利沉积体系为油藏形成提供基本条件，尤其有利于非构造油气藏发育；异常高压的存在为油气排出及运移提供必要动力，并为油气保存创造条件；后期断裂控制油源及油气藏再形成，为构造-非构造复合油气藏形成创造必要条件，同时对本区古构造背景与油源方向配置有利。总体认为头屯河组二段为该区最有利勘探层系。

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Reservoir Forming Conditions and Controlling Factors Analysis in the Second member of Toutunhe Formation in Fudong Slope

Jin Jun1,Ye Yong2,Wen Huaguo3,Lian Lixia1,Yu Jingwei3,Qi Liqi1,Xu Wenli3
(1.Experimental Geological Center,Karamay,Xinjiang,834000,China;2.Exploration and development research institution of Xinjaing Oilfield,Karamay,Xinjiang,834000,China;3.Chengdu University of Technology,Chengdu,Sichuan,610059,China)

It is important to acknowledge reservoir-forming conditions and accumulation model,which are helpful for selecting and evaluating favorable exploration areas.Based on the drilling,logging,seismic and analysis assay data,reservoir forming conditions in middle Jurassic Toutunhe formation of Fudong slope area in east of Junggar basin are researched,which shows the second member of Toutunhe formation has effective conditions to form large oil and gas reservoirs.Through detailed analyse of existing oil and gas reservoir,main controlling factors of oil and gas reservoirs in study area are sedimentary system,abnormal pressure,and Faults.Above all,the second member of Toutunhe formation is the most favorable stratigraphic for exploration.

Fudong slope area;Middle Jurassic;The second member of Toutunhe formation;Reservoir forming condition;Controlling factors

1000-8845(2016)02-257-06

P618.130.2

A

项目资助：国家重大专项“大型油气田及煤层气开发”（2011ZX05001-005-01）资助

2015-01-19;

2015-04-29;作者E-mail：jinjun@petrochina.com.cn

靳军（1970-），男，新疆乌鲁木齐人，博士，高级工程师，2009年毕业于中国石油大学（北京）矿物学、岩石学、矿床学专业，主要从事石油地质勘探开发工作

文华国（1979-），男，重庆人，博士后，成都理工大学沉积地质研究院，研究方向为储层沉积学E-mail：47110060@qq.com