叠合型不整合结构与油气分布样式：以塔中石炭系东河砂岩为例

王 涛,徐怀民,邓西里,董少群,江同文,周新平,黄 娅

(1.中国地质科学院,北京 100037；2.中国地质科学院 深部探测中心,北京 100037;3.中国石油大学(北京) 地球科学学院,北京 102249； 4.中国石油勘探开发研究院,北京 100083； 5.中国石油 塔里木油田公司,新疆 库尔勒 841000；6.中国石油 长庆油田公司,陕西 西安 710018)

0 引 言

不整合受其特殊的地质成因机理，在油气运移与聚集过程中起着重要的作用[1-2]。早在20世纪40年代，莱复生就提出不整合面附近存在大量的油气藏。国内外大量油气藏富集层位与不整合的研究已经证实,不整合不仅控制着成藏关键时刻油气运移的趋势和方向，同时不整合往往与优质储层及多种有效圈闭样式伴生，对于指导油气勘探具有十分重要的意义[3-7]。

由于不整合自身的类型以及相应的内部结构要素不同，各个结构要素在三维空间中不同对接关系使得油气在沿不整合运聚进一步复杂，油气的分布最终受不整合的内部结构发育程度及对应的岩性配置关系的控制[4,7-10]。一个完整的不整合结构包括不整合面上覆层、不整合面附近风化黏土层、不整合面下伏半风化岩石层。根据不整合结构发育的完整程度，不整合的纵向结构可分为双运移通道型、单运移通道型和封堵型3大类，而在风化黏土层薄弱环节油气容易突破，进行窜层运移[3,4,6-8,11-13]。

目前对于不整合与成藏关系的研究主要针对区域型不整合，但对于单个三级层序，顶底伴生的不整合结构及其叠合关系对油气运聚的影响并未进行系统研究。当多期构造运动和海平面升降变化造成多期不整合在空间上叠合时，如果不整合结构内部具备良好的储盖组合，便可沿不整合形成一系列不同样式的油藏组合。

塔里木盆地的塔中、塔北地区石炭系巴楚组东河砂岩发现的油气藏大多分布在不整合附近。在盆内隆起、斜坡等部位形成了多个区域性、局部性不整合，多期不整合在时空上的相互叠置形成了大型的地层型区带，油气运移过程及富集与不整合密切相关。目前滚动勘探开发实践经验也已证实，沿东河砂岩不整合附近油气藏的类型和组合也各不相同，分属不同的开发层系。本文以东河砂岩为例，对叠合型不整合结构进行描述，通过剖析不整合油气组合样式，进一步提出了东河砂岩区带规模上叠合型不整合结构内部油气分布样式。

1 区域地质概况

塔中低凸起是塔里木盆地中央隆起带上的一个次级构造单元，位于中央隆起带中部，为一继承性复式背斜构造，南北受断裂限制整体呈北西走向，北接满加尔凹陷，南临塘古凹陷，东西两侧分别为中央隆起带东段的塔东低隆及西段的巴楚断隆，呈不规则多边形，面积约275×104km2(图1(a))。

图1 塔中地区区域位置及东河砂岩层序地层划分Fig.1 Regional map showing the location of the Tazhong area and stratigraphic classification of the Donghe sandstone

东河砂岩为超覆在区域性不整合面之上的自西南向东北填平补齐沉积背景下的河流—三角洲沉积体系、滨岸沉积体系砂体[14-16]。塔中地区的东河砂岩包括 “东河砂岩段”和 “含砾砂岩段”2个亚段(图1(b))。东河砂岩段为一完整的三级层序，发育3个岩性段，自下而上为下交互段、均质段及上交互段，分别对应3个准层序组，共包含9个准层序。下交互段主要为区域不整合面之上的底砾岩；均质段为厚度大、分布稳定的块状细砂岩；上交互段以砂泥岩交互沉积为特征，为剥蚀残余。含砾砂岩段对应于一个准层序组，又可进一步划分为3个准层序，岩性为含砾细砂岩、细砂岩及泥岩，与下伏东河砂岩段上交互段的岩性差异明显，为局部不整合面上覆的滞留沉积。

作为塔里木盆地主要含油层位，东河砂岩油藏形成经历了复杂的过程，具有多套油源、多期成藏、多种圈闭、多次调整的特点。晚二叠世至早三叠世为油气成藏的主要成藏期，白垩纪至今为石炭系油气藏的调整改造期[17]。塔中主垒带形成较晚，此后一直处于整个塔中隆起的最高部位。晚加里东、早海西期发生强烈构造运动，奥陶系、志留系地层严重剥蚀，造成早期寒武纪、奥陶纪形成的油气藏破坏，油气沿断裂垂向运移到东河砂岩内，之后在浮力的作用下沿着东河砂岩向古隆起一侧发生侧向运移。在这一成藏背景下，东河砂岩自身的不整合结构对油气的分布具有较强的控制作用。

2 东河砂岩叠合型不整合结构

2.1 东河砂岩叠合不整合结构

东河砂岩段底部不整合为区域型不整合。前人通过地球化学、地球物理资料及野外露头特征发现塔中地区含砾砂岩和东河砂岩段之间存在突变界面，进一步证明含砾砂岩段底部存在不整合[18-20]。在此基础上，本文进一步讨论了塔中地区东河砂岩叠合型不整合结构的形成模式(图2)。

东河砂岩沉积之前，暴露地表的早期地层广泛遭受风化作用的影响。由于古地貌的巨大差异，虽然靠近古隆起一侧地层遭受风化较为强烈，但一方面受到的剥蚀作用也更为强烈，风化产物不易保留，另一方面相对剧烈的构造环境也不利于在此发生稳定的成土作用。因此风化黏土及半风化岩石基本不发育。伴随着海平面的上升，可容纳空间增大，东河砂岩底部不整合之上的底砾岩层开始发育。先前受到风化剥蚀的古隆起为砾石提供了来源。源自古隆起的深切型河流则是砾质沉积物的主要载体。由于砾石无法远距离搬运，底砾岩体主要在靠近古隆起一侧发育，向盆地内部演变为滨岸相砂岩。随着海侵的继续，在底砾岩之上发育以均质段为代表的水进砂体。尽管东河砂岩的填平补齐作用以及古隆受风化削蚀作用的共同影响使得地貌的高差有降低的趋势，但这一时期古隆还在持续继承性地隆升，使得整体地貌依旧延续早期格局样式。

东河砂岩段沉积之后，海水迅速地退去，使得东河砂岩段地层出露地表遭受风化剥蚀。相对于底部不整合，顶部不整合形成的时间较短，厚度及规模都相对较小，对保存条件更为敏感，仅在靠近盆地一侧有保存。在顶部不整合面之上的含砾砂岩作为上部不整合结构中水进早期的底砾岩，主要出现在辫状河三角洲沉积体系中[15],多期河道的迁移及叠置造成了含砾砂岩在塔中地区的广泛发育。

图2 塔中地区东河砂岩叠合型不整合结构形成模式Fig.2 Formation model of the unconformity above the Donghe sandstone in the Tazhong area

2.2 东河砂岩不整合成藏结构单元

从油气运聚角度出发，结合露头及岩心分析，将东河砂岩不整合结构进一步划分为6类成藏结构单元，并以东河砂岩段顶部不整合面为界将其划分为两套成藏结构。底部成藏结构包括东河砂岩段底部不整合上覆层(底砾岩)、原状输导层(均质砂岩)、风化残余层(上交互段)和风化黏土层等4类成藏结构单元；顶部成藏结构包括顶部不整合上覆层(含砾砂岩)和区域盖层两类成藏结构单元(图3)。

顶底不整合上覆层发育的底砾岩层同时起着油气输导和聚集成藏两种作用。作为海侵早期的产物，塔中地区的底砾岩主要来自砾质河流-三角洲体系[14-15]，为接近原地沉积的一套穿时底砾岩,形成于构造作用强烈、古地形高差大、气候较干旱、暴露时间适中的斜坡环境[21]。底部不整合上覆层仅发育在东南斜坡附近位置，向盆地方向减薄。由于早期东河砂岩段的填平补齐造成地貌差异减小，砾石在地势平缓的条件下发生了一定距离的搬运堆积，顶部不整合上覆层在塔中地区广泛发育且向西北方向增厚。不整合上覆层整体物性较差，主要岩性是含砾砂岩、中砂岩、细砂岩、粉砂岩和泥岩，孔隙度主值区间为4%～22%，渗透率无明显的峰值区间，平均渗透率为18×10-3～260×10-3μm2。其中中砂岩和细砂岩的储层孔渗较大，但中砂岩的储层厚度要远小于细砂岩。反演剖面上为一中高组抗体，内部隔挡层的存在使得内部阻抗差异较大。内部非均质性较强，属于效率较差的“喉道型”油气运移通道[4,22]。泥质隔挡层发育，油气在其内部可进行一定距离的侧向运移，当存在遮挡条件时可发生聚集。

原状运聚层由研究区广泛分布的均质段组成，为夹在顶底不整合结构中间不受不整合结构影响的地层。主要为滨岸相砂质沉积，岩性以细砂岩为主，可以占到砂岩总量的58.24%。孔隙度主值区间为14%～22%，渗透率的主值区间为50×10-3～1 000×10-3μm2，具有中高孔中高渗的输导特性。在反演剖面上为一明显的中低阻抗体，层内阻抗无明显差异。内部泥岩及局部钙质条带一般较薄且发育规模较小，不具有遮挡性能，油气以垂向运移为主，在层内基本不发生规模聚集。原状运聚层内油气是否成藏取决于其上覆遮挡条件。

风化残余层是东河砂岩段顶部受剥蚀而残余在原地，经受风化改造的上交互段，为被风化作用改造的原状运聚层。多与风化黏土层共生。由于受风化作用改造，风化残余层的非均质性会增强。影响其内部渗透率主要特征是黏土矿物的含量，黏土矿物含量越高，渗透率越低[23,24]。对于东河砂岩均质段砂岩，由于其自身孔渗特性较好，风化作用形成的风化淋滤反而造成黏土物质渗入原状输导层，造成均质段物性变差。研究区风化残余层内部泥岩厚度可达层厚的20%，并且测井解释的渗流特性较差(图3)。

风化黏土层的发育直接决定着宏观油气运移的模式。由于受岩性、气候、暴露时间等多因素的影响,不同构造部位风化黏土层的发育程度不等,总体上由盆地边缘向盆地内斜坡增厚,在局部地区可有缺失现象,如隆起或凸起的顶部[21],隆起底部当在风化过程中黏土物质形成的速度要快于剥蚀的速度时，黏土层就得以保留。当存在风化黏土层时，油气沿着风化黏土层无法发生垂向运移。顶底两套成藏结构互不影响。风化黏土层本身作为一种的遮挡条件，单独或者与含砾砂岩段底部发育的致密岩层共同作为下伏层低幅圈闭的盖层。当不存在风化黏土层或者风化黏土层局部缺失的时候，沿着风化黏土层上下运移的油气就可能发生沟通，油气运聚样式发生变化，两套成藏结构就会连通一体成藏。

作为它源成藏体系，在东河砂岩下部存在提供油气的油源断裂网。通过断裂将烃源岩或早期形成的古油藏中的油气垂向运移输导到东河砂岩内聚集。同时，塔中、塔北东河砂岩上覆稳定发育的泥岩可作为不整合叠合体内大型油气藏良好的区域盖层。如有断层切穿盖层，油气经过东河砂岩内部的横向输导后可进行垂向输导，在上部地层寻找有利圈闭聚集成藏。

2.3 东河砂岩不整合成藏结构样式

以上成藏结构单元组成在不同区域存在差异，在塔中地区主要表现受控于古构造格局。古隆起一侧由于位于地势高部且一直处于抬升过程，持续剥蚀强度大，东河砂段顶部地层被剥蚀殆尽，不发育风化残余层和风化黏土层。另一方面，巨大的高差造成砾石快速近源堆积，底部不整合上覆层广泛发育。以上使得原状运聚层甚至底部不整合上覆层直接与顶部不整合上覆层接触。而在盆地一侧，剥蚀强度逐渐变弱，局部保留了风化残余层和风化黏土层(图4)。

利用塔中339口井资料结合地震反演资料展开的研究认为，不整合成藏结构具有明显的分区性。根据风化黏土层发育程度及不整合结构单元的完整程度，自斜坡一侧向古隆起一侧，将东河砂岩划分为I、Ⅱ型叠合不整合成藏结构样式。其中Ⅰ型基本不发育底砾岩，仅在塔中4井区局部发育；Ⅱ型临近古隆起，底砾岩广泛发育且厚度较大。

2.3.1 Ⅰ型叠合不整合成藏结构样式

图5 不整合叠合结构样式Fig.5 Superimposed unconformity structural types

塔中西北地区处于盆地位置，底部不整合上覆层不发育，相应的顶部剥蚀量也较小。在塔中35-塔中47井区局部保留风化残余层，形成I1类结构样式。在其东南方向，剥蚀强度加强，风化残余层不发育，形成I2类结构样式。塔中4井区沉积时处于地势低洼部位，同时离物源较近，短距离的高程变化造成了在其自下而上发育完整的不整合成藏结构单元，形成I3类结构(图5)。

2.3.2 Ⅱ型叠合不整合成藏结构样式

塔中东南地区的长期处于隆起位置，底部不整合上覆层发育，不发育风化残余岩及风化黏土层。进一步分为4种类型:Ⅱ1类的顶部不发育风化残余岩及风化黏土层，之后沉积了作为上覆层的含砾砂岩，主要分布在西北一侧；Ⅱ2类发育在塔中16井区东南侧，海侵未达到该区域，故而缺失顶部不整合上覆层。Ⅱ3分布在塔中6-塔中1井区，为海侵时在顶、底不整合所沉积的底砾岩垂向上叠置在一起。Ⅱ4为最大海侵的砾石沉积，沿东部古潜山带呈环带分布。

3 叠合型不整合结构内油气藏组合

在识别叠合不整合结构的基础上，通过解剖塔中东河砂岩内部发育的油藏，总结了东河砂岩受不整合结构影响的成藏组合。油气分布样式主要取决于叠合不整合结构样式，具体表现在风化黏土层分布的连续性及连通性，从而形成不整合面遮挡型油气藏组合和不整合面连通型油气藏组合。

3.1 不整合面遮挡型油气藏组合

当风化黏土层稳定发育时，油气藏无法通过不整合面进行沟通，顶部、底部成藏结构独自进行运聚互不干扰。造成东河砂岩段、含砾砂岩段的油藏类型不同，构成两套开发层系，东河砂岩油藏并不具有统一的油水界面。这类油气藏组合与Ⅰ型叠合不整合结构样式伴生。包括上覆层背斜油气藏、上覆层岩性尖灭油气藏及下伏层低幅背斜油气藏三种类型(图6)。

3.1.1 不整合上覆层背斜油气藏

东河砂岩内的该类油气藏是勘探程度最高的一类。受构造挤压的影响，地层发生褶曲形成背斜油气藏。通常这种褶曲变形具区域性特征，在同一区域内形成多个背斜型油气藏(图6)。在以三角洲为主要沉积类型的东河砂岩顶部不整合上覆层内部[15]，泥砂频繁互层，泥岩分布具有区域规模，易形成油柱高度和含油气饱和度均较低的背斜油藏。随着油气聚集量的进一步增加，油柱高度越高，油柱产生的浮力也就越大，同时保存油气柱所需的油气盖层也就越厚、越致密，部分油气突破隔夹层继续向上运移直至遇到厚度更大毛管阻力更高的盖层，最终形成稳定的油气藏[25]。

图6 不整合面遮挡型油气藏组合Fig.6 Reservoir profile of unconformity blocked reservoirs group

3.1.2 不整合上覆层岩性油气藏

以浅水三角洲河道砂为典型代表的砂体具有局部尖灭的特性。由于河道多期的叠合，形成多层次的砂体尖灭为特征的储层发育模式。当被断裂及前期不整合沟通时，形成砂体尖灭岩性油气藏组合，广泛发育于塔中35、塔中47、塔中10井区。

3.1.3 风化残余层低幅背斜油气藏

风化黏土层发生形变，成为油气继续运移的遮挡条件，沿不整合面发育一系列的油气藏。不同油气藏可以沿风化残余层内非均质性较强的“高速通道”有效沟通。这类圈闭是风化黏土层与风化残余层复合形成的圈闭。遮挡条件是控制残余层段油气成藏的重要因素。因为东河砂岩体风化黏土层厚度一般不大且连续性比区域盖层差，封堵油气的能力有限，所以仅发育低幅背斜油气藏。塔中10、塔中40油田东河砂岩段顶部的油帽子就属于此类油气藏(图6)。

3.2 不整合面连通型油气藏组合

不整合面附近不存在稳定的风化黏土层，上下油气藏沿不整合面可以进行沟通，形成不整合叠合结构上下一体的油藏组合。这类组合主要与Ⅱ型叠合不整合结构样式伴生。从底部运移上来的、沿Ⅰ型不整合结构侧向运移的油气注入Ⅱ型不整合结构时，当充注量大于圈闭幅度时，分属顶部、底部成藏结构的各个单元所组成的储层逐渐被充填满，这时不整合自身的结构仅作为油藏的内部结构样式。一般以下泥岩段盖层作为垂向遮挡条件，易形成较大规模的油气藏。包括连通型地层超覆油气藏和连通型背斜油气藏两类(图7)。

3.2.1 连通型背斜油气藏

上覆层内背斜圈闭之间接到下伏层之上，沿着不整合或断裂运移的油气在此发生聚集。这种组合关系为大型油藏的形成提供有效的空间和遮挡条件。此类油气藏主要发育在东河砂岩顶部，与上部厚层盖层直接接触。封堵条件良好、圈闭空间大、构造位置高处是形成大型油气藏的最有利位置。塔中16油田CⅢ油气藏在局部位置含砾砂岩和东河砂岩2个层位发生连通，为一个被下泥岩段封堵的大型背斜圈闭中形成的油气藏。

3.2.2 连通型地层超覆油气藏

图7 不整合面连通型油气藏组合Fig.7 Reservoir profile of unconformity connected reservoirs group

东河砂岩整体向塔中低凸起逐层超覆，下伏不整合作为遮挡条件出现，当顶部存在有效的盖层时，地层超覆围绕古隆起的起伏展布，在垂向上形成一系列有成因联系的并且连通的地层油气藏。由于紧邻不整合面，从油气来源到进一步封闭成藏都具有优势。这类油藏圈闭幅度一般不大，但是含油面积可以很大，常因构造改造形成与背斜构造复合的圈闭，如塔中6、塔中16油田西南部发育此类油藏类型。

4 东河砂岩叠合不整合结构成藏模式

在塔中地区，自斜坡一侧向隆起一侧，东河砂岩不整合结构在纵向上相叠合，在横向上连接(图8)。不同地区油气成藏模式及油藏组合也不相同。

图8 塔中叠合型不整合结构成藏模式Fig.8 Hydrocarbon accumulation model of superimposed unconformity structure in the Tazhong area

在塔中西北部地区，油气成藏受I1型不整合叠合样式控制。下部油气由断裂沟通进入东河砂岩体内，由于东河砂岩段底部缺乏底砾岩段，油气沿垂向运移到顶部不整合。受到风化黏土层的封堵作用，油气沿着风化黏土层下伏地层向构造高部位运移，当遇到局部构造变形造成的低幅背斜圈闭时，油气可以优先对其进行充注。另一方面，在顶部不整合上覆层同时也会发生侧向运移，形成油气沿顶部不整合面输导的双层结构。在这一运移过程中油气会对途经的圈闭充注成藏，形成不整合面遮挡的油气成藏组合。受不整合面的分割影响，顶部不整合上覆层内部的圈闭整体幅度不大，可以形成大量的岩性尖灭油气藏。当充注量比较大时，上下油藏在垂向上叠合，类似一个整装的油藏，实质两者属于不同的成藏过程及成藏系统。

在塔中西北部地区靠近隆起一侧，油气成藏受I2型不整合叠合样式控制。油气在垂向上缺乏风化黏土层造成的封堵，同时不发育底砾岩，不整合结构对油气运移的影响较小，控制油气分布主要是顶部不整合上覆层内部的泥岩隔挡层以及顶部作为区域盖层的下泥岩段泥岩。东河砂岩体内油气沿断裂发生垂向运移，沿区域盖层底部发生侧向运移，为单通道运移类型。

在塔中东南部地区，油气成藏主要受到Ⅱ型不整合叠合样式控制。底部不整合上覆层中不稳定发育的泥岩作为局部遮挡发生短距离的侧向运移，而顶部不整合上覆层同样向东南方向古隆起位置发生运移，形成沿东河砂岩顶底的双层输导。输导的油气以古隆起和顶部下泥岩作为遮挡条件而聚集成藏。上述运移方式使得沿着两套地层的超覆界线位置分布的连通型背斜-超覆油气藏。

5 结 论

(1)东河砂岩不整合结构由底部不整合上覆层、原状输导层、风化残余层、风化黏土层、顶部不整合上覆层和区域盖层组成。成藏结构单元在塔中西北地区和塔中东南地区组成不同，构成两类7种不整合成藏结构样式，分别对应不整合面遮挡型油气藏组合与不整合面连通型油气藏组合。

(2)西北地区主要沿着东河砂岩段顶部不整合面及盖层底部发生运移，在有利位置发生聚集成藏。成藏过程主要受到运移路径上的岩性配置。东南地区油气则沿底部砾岩和盖层底部向隆起部位侧向输导，成藏过程主要受到不整合叠合类型和圈闭的位置，沿地层超覆线是形成地层圈闭的有利位置。