新疆准噶尔盆地南缘中段霍尔果斯背斜“源—盖”匹配关系研究

李 军，肖立新，王玉林，王振奇

(1. 长江大学 油气资源与勘探技术教育部重点实验室，湖北 武汉 430100； 2. 中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院地球物理研究所，新疆 乌鲁木齐 830000)

新疆准噶尔盆地南缘中段霍尔果斯背斜“源—盖”匹配关系研究

李 军1，肖立新2，王玉林1，王振奇1

(1. 长江大学 油气资源与勘探技术教育部重点实验室，湖北 武汉 430100； 2. 中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院地球物理研究所，新疆 乌鲁木齐 830000)

采用重建烃源岩生烃史(“源”)和泥质盖层排替压力演化史(“盖”)的方法，研究“源—盖”动态匹配关系，以确定泥质盖层封闭动态有效性。针对新疆准噶尔盆地南缘中段霍尔果斯背斜霍001井泥质盖层封闭性的研究结果表明:霍尔果斯背斜上白垩统东沟组泥质盖层最大排替压力达到3.76 MPa，具备封盖油的能力，但“源—盖”匹配关系不理想，东沟组泥质盖层在古近系中期开始具备封盖油的能力(排替压力达到1 MPa以上)，但中下侏罗统烃源岩在白垩系末期已经开始生烃，东沟组泥质盖层只具备对下伏下白垩统吐谷鲁群组烃源岩的封盖能力。

泥质盖层；生烃史；排替压力演化史；“源—盖”匹配关系

新疆准噶尔盆地南缘中段霍尔果斯背斜中上组合的油气勘探已经取得了阶段性的成果，下组合的勘探逐渐提上日程，下白垩统吐谷鲁群组和侏罗系烃源岩的生烃潜能巨大，但迄今为止，下组合的勘探仍未取得突破，因此对上白垩统东沟组泥岩盖层的封闭能力和“源—盖”匹配关系的研究成为下组合油气勘探的突出问题。如何从动态演化的角度定量评价泥质盖层建造阶段的封闭有效性是本文要尝试解决的问题。

盖层建造阶段封闭有效性指盖层封闭性的形成时间早于(至少不晚于)下覆烃源岩的生排烃时间[1]。采用盆地模拟的方法模拟盆地的热演化史、烃源岩生烃史；利用泥岩孔隙度和排替压力实测数据资料，求取孔隙度与排替压力之间的相关关系，通过埋藏史恢复，计算泥质盖层的孔隙度演化史，进而计算盖层的排替压力演化史[2]；分析下伏烃源岩的生烃史与上覆泥质盖层的排替压力演化史的时间匹配关系，即“源—盖”匹配关系，确定盖层的动态封盖能力[3]。

值得说明的是，本文对泥质岩盖层封闭能力动态演化的研究只是初步解决了泥质岩盖层在建造阶段的封闭能力的演化，后期改造阶段的压溶作用和构造作用对盖层封闭能力是一个更为复杂的问题，尚未有一个有效的定量评价方法，因此本文盖层在改造阶段的封闭能力演化没有涉及。

1 烃源岩与盖层发育特征

霍尔果斯背斜霍001井自上而下钻遇了沙湾组、安集海河组、紫泥泉子组、东沟组、下白垩吐谷鲁群组(未穿)，揭示了下白垩统吐谷鲁群组和中下侏罗统两套烃源岩。下白垩统吐谷鲁群组烃源岩为一套湖相烃源岩，有机质丰度中等，烃源岩热演化已进入生油阶段，Ro为0.5%～0.7%；中下侏罗统烃源岩为一套湖沼相煤系沉积，有机质丰度较好，热演化程度较高，Ro为1.0%～1.4%。

霍001井东沟组泥质岩含量高、厚度大，东沟组泥岩单层最大厚度28 m，泥岩累计厚度465 m，为霍尔果斯背斜的区域性盖层。

2 热史及生烃史

喜山运动之前，随着埋深的增加，地层温度随之升高，喜山运动期间，地层遭受挤压并抬升发生剥蚀作用，地层温度降低，吐谷鲁群烃源岩最大埋深约为6 000 m，地层温度155℃；而后抬升遭受剥蚀，地层温度随之下降，现今约为130℃[4]。中、下侏罗统烃源岩最大埋深约为8 500 m，地层温度180℃；遭受剥蚀抬升后，地层温度随之下降，现今约为160℃(见图1)。

图1 霍尔果斯背斜热史—埋藏史

本文取Ro=0.5～1.3为生油期，Ro=0.55～0.7为生油早期，Ro=0.7～1.0为生油高峰，Ro=1.0～1.3为晚期生油，Ro=1.3～4.0为生气期[5]。白垩纪末期，侏罗系的烃源岩已经成熟并开始生排烃，由于侏罗系为一套有机质含量丰富的煤系地层，主要以生气为主，生成的原油较少。新近纪独山子组沉积时期，下白垩统烃源岩达到生油门限进入大量生排烃阶段，生成的油气主要为中低熟原油(见图2)。

图2 霍尔果斯背斜Ro-埋藏史

3 泥质盖层排替压力史

排替压力史重建是基于孔隙度史重建之基础上的。本文利用盆地模拟软件PetroMod在埋藏史的基础上模拟了霍001井的东沟组孔隙度演化史(图3)。

图3 霍001井东沟组孔隙度演化史

地层孔隙度与排替压力之间存在明显的相关性。总孔隙度越小，压实程度越高，最大孔吼半径半径越小，泥岩孔隙毛细管力越大，渗透率越低，排替压力越大。本文采用已发表文献中孔隙度与排替压力的关系式:

P=24.799×φ-0.8189

式中，P为排替压力，MPa；φ为地层总孔隙度，%。

在埋藏史的基础上得到地层孔隙度演化史，根据上面的孔隙度—排替压力模型公式计算地层排替压力演化史(图4)。白垩系东沟组泥岩盖层排替压力在古近系中期达到1 MPa以上，在古近系末期达到3 MPa以上，新近系至今逐渐升高到3.7 MPa。

图4 霍001井东沟组排替压力演化史

4 源盖匹配关系

目前排替压力是国内外盖层封闭能力评价主要评价参数，但目前尚无统一的分级标准。有研究者认为，当泥质盖层渗透率低于10-5μm2，即大致相当于排替压力大于1 MPa时，泥岩初具封闭油的能力；还有的认为，当排替压力为1～5 MPa时，只能封住低压油气藏，当排替压力为5～10 MPa时，能封住常压气藏，当排替压力为10～15 MPa时，能封住高压气藏，当排替压力大于15 MPa时，泥质盖层能封住超高压气藏[6]。据此，本文取排替压力1 MPa即地层总孔隙度30%作为封闭油的下限值，排替压力5 MPa及地层总孔隙度7%作为封闭气的下限值。

白垩系东沟组泥岩盖层对下伏烃源岩生成油气的封盖作用不够理想。尽管东沟组泥岩盖层在古近系中期开始具有封盖油的能力，但侏罗系烃源岩在白垩系末期已经开始大量的生排烃，而同时期东沟组才刚刚沉积完成，不具备封盖侏罗系油气的能力，只具备封盖下白垩原油的能力。

5 结 语

1) 受喜山运动影响，地层抬升剥蚀，下白垩地层温度由155℃降低到130℃，中下侏罗统地层温度由180℃降低到160℃。

2) 中下侏罗统烃源岩在白垩纪末期开始生烃，主要以生气为主，生成的原油较少，下白垩统吐谷鲁群组在新近系独山子沉积时期开始生烃，生成的油气主要为中低熟原油。

3) 准噶尔盆地南缘中段霍尔果斯背斜白垩系东沟组泥质盖层“源—盖”匹配关系不理想，动态有效封闭性有限，东沟组泥质盖层在古近系中期开始具备封盖油的能力，但中下侏罗统烃源岩在白垩系末期已经开始生烃，东沟组泥质盖层只具备对下伏下白垩统吐谷鲁群组烃源岩生成原油的封盖能力。

[1] 付广, 薛永超. 盖层与源岩的时空配置关系对油气运聚成藏的控制作用[J]. 矿物岩石, 2001, 21(2): 56-61.

[2] 袁玉松, 孙冬胜, 周雁, 等. 四川盆地川东南地区“源—盖”匹配关系研究[J]. 地质论评, 2010, 56(6): 831-837.

[3] 张仲培, 王毅, 李建交, 等. 塔里木盆地巴—麦地区古生界油气盖层动态演化评价[J]. 石油与天然气地质, 2014, 35(6): 839-851.

[4] 潘长春, 王绪龙. 准噶尔盆地热历史[J]. 地球化学, 1997, 26(6): 1-7.

[5] 王玉林, 王振奇, 杨见, 等. 准噶尔盆地南缘中段盆地模拟分析[J]. 中国锰业, 2016, 34(6):11-15.

[6] 吕延防, 付广, 于丹. 中国大中型气田盖层封盖能力综合评价及其对成藏的贡献[J]. 石油与天然气地质, 2005, 26(6): 742-745.

A “source-cover” Matching Study on Middle of Horgos Anticline in Southern Margin of Junggar Basin in Xinjiang Province

LI Jun1, XIAO Lixing2, WANG Yulin1, WANG Zhenqi1

(1.KeyLaboratoryofExplorationTechnologiesforOil-GasResourceofMinistryofEducation,YangtzeUniversity,Wuhan,Hubei430100,China; 2.ExplorationandDevelopmentResearchInstitute,PetroChinaXinjiangOilfieldCompanyInstituteofGeophysics,Urumqi,Xinjiang830000,China)

The method of rebuilding the source rock’s hydrocarbon generation history and mudstone cap-rock’s displacement in pressure history have been used for researching “source-cover” coupling and ensuring the mudstone cap-rock’s validity of closed dynamic. The research result of the mudstone cap-rock’s is close to class of Well 001 at Horgos anticline zone. The middle of the southern margin of Junggar Basin indicates that the maximum displacement pressure of the mudstone cap-rock of Horgos anticline Donggou group will achieve 3.76 Mpa. So, it has the ability to cover the oil, but the matched relationship of “source-cover” is not ideal. The mudstone cap-rock of Donggou group begins to have the ability to cover the oil at Mid-Paleogene(the displacement pressure is above 1 Mpa),but source rock of the Lower Jurassic will produce hydrocarbons at Late Cretaceous. The mudstone cap-rock of Donggou group can only cover the source rock of Lower Cretaceous Tugulu groups.

Mudstone cap-rock; Hydrocarbon generation history; Displacement pressure history; “Source-cover” coupling

2017-03-16

国家科技重大专项(2011ZX05030-003-001)

李军(1991-)，男，河南人，硕士研究生，研究方向：盖层评价，手机：15699114248，E-mail： 478304579@qq. com；通讯作者：王振奇(1963-)，男，湖北人，教授，研究方向：油气成藏动力学和油气储层综合评价，手机：18986726688，E-mail：wzq@ yangtzeu.edu.cn.

P618.13

B

10.14101/j.cnki.issn.1002-4336.2017.02.017