“T/C-P 不整合双地层结构”的压实—离心流渗滤作用与油气富集——以准噶尔盆地玛东斜坡区三叠系百口泉组为例

孟祥超，齐洪岩，陈扬，窦洋，郭华军，彭博

（1.中国石油勘探开发研究院杭州地质研究院，浙江杭州 310023；2.中国石油新疆油田公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依 834000）

0 引言

不整合面是具有沉积间断的新、老地层接触的界面，一般老地层发生侵蚀作用，具风化淋滤特征。以往学者们主要关注不整合面所指示的沉积间断特征，大气淡水对不整合面下伏地层的风化淋滤效应［1-4］，不整合面上覆底砾岩单元的渗流性能对油气输导/封堵效果的影响［5-9］。而大气淡水能否进入不整合面上覆地层，其渗滤作用对上覆地层油气分布的影响罕见报道。

目前有关压实—离心流的论述主要关注点是在压实作用下，沉积水和泥岩成岩演化水自盆地中心向边缘或自深部向浅部作离心状流动［10-16］，而与不整合面有关的大气淡水压实—离心流作用在目前文献中尚未见报道。

准噶尔盆地玛东斜坡区东翼近物源部位发育三叠系/石炭系（T/C）不整合面，西侧斜坡区—近湖盆中心部位发育三叠系/二叠系（T/P）不整合面，T/P、T/C 两个不整合面在玛东斜坡区东翼地层尖灭点处搭接、连通，构成“T/C-P 不整合双地层结构”。玛东斜坡区三叠系百口泉组（T1b）油藏位于“T/C-P 不整合双地层结构”体系中，东翼以T/C 不整合面为界，底部紧邻T/P 不整合面，该油藏在不同构造部位的地层水化学特征、原油性质、油藏初期含水特征等均存在明显差异。

以近湖盆中心的达15 油藏与近物源区的盐北4油藏为例，二者共性是：垂向上地层水化学特征变化较大，自T1b 底部不整合面向上，脱硫系数先增后降，碳酸氢根离子浓度先增后降，矿化度先降后增，油气主要富集于T1b 顶部。二者不同之处是：①原油物性（密度、黏度、族组分）与储层物性（孔隙度、渗透率）的匹配关系不一致，在达15 油藏呈正相关，而在盐北4油藏呈负相关；②试油初期含水特征不一致，达15 油藏以油水同层为主，而盐北4 油藏以纯油层为主。目前对上述现象和成因尚未给出合理的解释，这严重制约着该区的勘探决策及建产的进度。

玛东斜坡区T1b 油藏属“下生上储”型油藏，油气自深部二叠系风城组（P1f）烃源灶沿着断裂—不整合面—砂体构成的疏导体系，以源、储之间的流体势能差为动力，以沉积水、成岩演化水为运移载体，通过压实—离心流方式自下而上运移至T/C 不整合面上覆的T1b圈闭中汇聚成藏。油气充注期及充注期后的油水分异调整（二次运移）期均受到“T/C-P 不整合双地层结构”及伴生的大气淡水的影响。为此，本文结合不整合结构、储层物性、油—水等流体地球化学参数及试油、试采数据等综合分析，探讨玛东斜坡区“T/CP不整合双地层结构”的压实—离心流渗滤作用特征、成因及其对不整合面上覆T1b物性、地层封闭性、油气保存条件的影响，定量预测压实—离心流的纵向及横向波及范围；构建T1b 压实—离心流渗滤作用及油气差异富集模式，进而结合钻井—测井—地震等资料预测油气富集区，以期为与不整合面相关的油气勘探提供指导。

1 压实—离心流特征及成因

沉积盆地地下水动力主要包括重力作用下的向心流（简称重力—向心流）和压实作用下的离心流（简称压实—离心流）。对于“下生上储”型油藏而言，压实—离心流是油气自下部烃源灶经由初次运移、二次运移进入上部圈闭而汇聚成藏的主要动力来源，并且影响着油和水在圈闭内的分异、调整程度［12-14］。

压实—离心流是指沉积水和成岩水在压实作用下被挤出而产生的离心状流动［15-16］，流动方向为自盆地中心向边缘或自地层深部向浅部。该定义没有考虑沉积间断或不整合面对流体介质类型的影响。玛东斜坡区T1b 处于“T/C-P 不整合双地层结构”体系中，高部位与多期次的大气淡水水压头连通，不整合面内部流体介质类型以大气淡水为主，混杂少量沉积水和成岩水。本文重点探讨与不整合面有关的压实—离心流渗滤作用，为方便论述，下文中流体介质统一简称为“大气淡水”。

玛东斜坡区二叠系—下三叠统T1b 自西向东逐层超覆、尖灭于石炭系基底古斜坡之上（图1）。T1b存在两种大气淡水渗滤方式：①斜坡区及近湖盆中心地带，主要发育T/P 不整合面，以平行不整合面为主，大气淡水沿T/P 不整合面以压实—离心流方式对上覆T1b进行垂向渗滤；②东翼地层尖灭带附近，主要发育T/C 不整合面，以角度不整合面为主，大气淡水沿着T/C 不整合面以重力—向心流方式对近地层尖灭点附近的T1b进行横向渗滤（图1）。

图1 玛东斜坡区不整合面结构及压实—离心流、重力—向心流分布特征

T/P、T/C 不整合面在玛东斜坡区东翼地层尖灭点处搭接、连通，确保了沿T/P 不整合面的大气淡水渗滤作用呈现幕式特征（多期构造运动导致），而不仅仅局限于二叠纪末沉积间断期。在T/P 不整合面上、下分别形成压实—离心流渗滤带和重力—向心流渗滤带（图2）。

图2 玛东斜坡区T/P 不整合面渗滤带特征

（1）重力—向心流渗滤带（P2w4～P2w3上部）。属于正常的风化渗滤成因，自上而下分为风化古土壤带、大气淡水渗滤带、原状地层带。流动方向为自上而下，因高处水压头和重力的作用，重力—向心流体的水动力较强，能淘洗储层粒间泥质填隙物，改善储层物性（图2，孔隙度平均值为14.2%，最高达17.5%；渗透率平均值为8.5 mD，最高达20.8 mD）。地层水以较高脱硫系数、钠氯系数、碳酸氢根浓度、较低矿化度为典型特征，指示该带为半氧化开放环境。垂向渗滤深度较大，约为250 m。

（2）压实—离心流渗滤带（T1b 中下部）。相较于重力—向心流渗滤带，压实—离心流渗滤带的流体势方向与重力势方向相反，其成因与T1b 底部富泥砂砾岩及其伴生的润湿水相自下而上的毛细管自吸作用［17-19］密切相关。多期幕式大气淡水沿地层尖灭处的T/C 不整合面渗入至T/P不整合面，T/P不整合面下伏P2w 风化壳顶部的致密古土壤层（早期沉积间断期间，重力—向心流大气淡水渗滤作用形成，泥钙质胶结，致密）抑制了后期大气淡水的向下渗滤。受毛细管自吸作用的影响，大气淡水（不排除部分离心流携带的成岩压实水）主要沿着T/P 不整合面之上富泥砂砾岩内部的微细孔喉向上渗滤，形成自下而上、逆重力势方向流动的压实—离心流。因此，压实—离心流渗滤带水动力相对较弱，对储层物性的改善作用不明显 （图2，孔隙度平均值为8.6%，最高约为13.8%；渗透率平均值为0.9 mD，最高约为2.6 mD）。压实—离心流渗滤作用主要影响T1b 中下部，垂向渗滤深度相对较小（约为45 m）。地层水化学特征表现为：自T1b底部不整合面向上，脱硫系数先增后降，碳酸氢根离子浓度先增后降，矿化度先降后增，这表明压实—离心流渗滤作用自下而上对T1b 的影响逐渐渐弱，地层封堵性/油气保存条件逐渐变好。

压实—离心流的逆重力势方向流动特征直接影响着油相和水相在T1b 中的分布，导致T1b 油气充注程度整体较低。玛东斜坡区T1b 岩石亲水，毛管力是润湿水相运移的动力，水相可自发渗入微细喉道，且喉道越细，水相自发渗入的深度越大。T1b 自下而上泥质含量逐渐降低，中、下部主要为富泥砂砾岩与不整合面接触，相较于上部的贫泥砂砾岩，富泥砂砾岩较高的泥质含量将孔喉分隔为若干更细小的纳米级喉道，毛管半径减小，毛管力增大，润湿水相的毛细管自吸效应增强。受毛管力自吸作用控制，润湿水相进一步进入富泥砂砾岩之上的含油储层中，将中、小孔喉内的油分隔为若干被地层水包裹的孤立油滴，降低了油水分异程度，导致油水过渡带的范围进一步增大，形成研究区整体油水同出格局。如达15 井区T1b油藏，储层含油饱和度为32%～54%，平均值为46%，没有无水采油期，试油初期1～3 个月内平均含水为10%～15%，一年期平均含水为25%～32%。

2 油气差异性富集模式

2.1 地层水化学特征

由图3可见，玛东斜坡区T1b以CaCl2型地层水为主，主要离子对矿化度贡献的顺序依次为Cl-＞ K++Na+＞ Ca2+＞ HCO3-。随埋深增大，盐北4 井区、达15 井区、玛中井区、达18 井区地层水矿化度平均值分别为7062、5861、10432、10887 mg/l。除达15 井区外，其他区块地层水演化特征符合蒸发、浓缩趋势。

图3 玛东斜坡区T1b 不同井区地层水化学特征对比

通过“脱硫系数—HCO3-浓度—矿化度”水化学参数组合分析，可见不同区块T1b地层封堵性/油气保存条件不同，大体可以归纳为以下四个水化学区带（图3）。

（1）强还原带。以玛中井区为代表，该区紧邻湖盆中心，地层水以高矿化度CaCl2水型为主，蒸发、浓缩及阳离子交换作用较强，以“极低脱硫系数—较高HCO3-浓度—高矿化度”地层水化学参数组合为典型特征，指示该区脱硫酸细菌对硫酸盐的还原作用较强［19-20］，地层封堵性及油气保存条件极好。

（2）较强还原带。以盐北4 井区、达18 井区为代表，靠近湖盆中心一侧地层水以中/高矿化度CaCl2水型为主。与强还原带类似，同样具有“极低脱硫系数—中/高HCO3-浓度—中/高矿化度”地层水化学参数组合特征及较强的脱硫酸细菌对硫酸盐的还原作用，指示地层封堵性及油气保存条件较好。

（3）弱氧化带。以达15 井区T1b 底部、构造低部位和达18 井区构造高部位为代表，以较低矿化度Na2HCO3型、Na2SO4型地层水为主，以“高脱硫系数—较高HCO3-浓度—低矿化度”地层水化学参数组合为典型特征，与强还原带大致呈镜像对称关系，指示地层封堵性及油气保存条件相对较差，外来氧化水介入程度较强。

达15 井区与地层尖灭带距离较近，弱氧化带分布于中、下部，主要由大气淡水沿地层尖灭带T/C不整合面、T/P 不整合面渗入，继而在T1b 底部富泥砂砾岩带中以压实—离心流的方式向上渗滤而形成。

达18 井区与地层尖灭带距离较远，沿玛东斜坡区东翼T/C 不整合面、T/P不整合面渗入的大气淡水量越来越少，压实—离心流对T1b 中下部富泥砂砾岩的渗滤作用相对有限。弱氧化带主要分布于构造高部位，它的形成可能与深大断裂导致的地层抬升及外来氧化流体的渗入有关。

（4）弱还原带。以盐北4 井区、达15 井区为代表，近物源一侧地层水以中等矿化度CaCl2水型为主，SO42-浓度、HCO3-浓度及脱硫系数相对较高，指示地层封堵性及油气保存条件相对较好，但局部存在外来氧化水介入。达15 井区的局部氧化环境可能与中下部压实—离心流渗滤作用的向上传递有关。盐北4井区靠近T1b 尖灭带，局部氧化环境多与地层尖灭带处大气淡水的横向渗入有关。该带的地层封堵性及油气保存条件相对较好。

2.2 原油性质/组分的平面变化特征

在T1b 成藏期，受近东西向、北东—南西向深大断裂控制，玛东斜坡区自南向北逆时针方向依次发育达18—盐北2、达15—盐北4、达15—玛37、玛中5—玛19 四个油气运移优势路径（图4a），原油密度（图4b）、原油黏度（图4c）平面特征与油气运移优势路径基本吻合。除了深大断裂因沟通T/P、P/C 等多期不整合面导致局部原油密度、黏度异常增大（图5，盐北1 井为例，密度达0.88 g/cm3，黏度达40.22 mPa·s）外，沿四大油气运移优势路径上倾方向，原油密度、黏度逐渐增大（图4、图5，密度、黏度分别由路径低部位的0.81 g/cm3、2.54 mPa·s增大至高部位的0.89 g/cm3、23.43 mPa·s），这主要是由于在不同地层封闭条件下，油气向上运移过程中油气组分发生差异性分异作用所致。

图4 玛东斜坡区T1b 成藏期古构造（a）、原油密度（b）、黏度（c）分布

图5 油气运移优势路径上原油性质变化趋势及深大断裂对原油性质的影响

沿着油气运移优势路径向上，原油性质的变化及油气重新聚集后形成的次生油藏的原油性质均受控于地层封堵性或氧化、还原条件，可分为两种类型：①以封闭性较好的强还原环境为主，油气输导系统主要为相互连通的砂砾岩体。油气在油水浮力差作用下，不断增加油柱高度，克服毛管阻力，通过连通的砂砾岩孔喉通道向上运移。大分子或半径较大的烃类多被砂砾岩体的孔喉毛管束缚力吸附［20］，难以长距离向上运移。因此，沿着向上方向，短链或轻烃组分相对富集。相较于地层下倾部位的经历调整、逸散的古油藏，在地层上倾部位圈闭中再聚集所形成的次生油藏的油质变轻、变好，气油比增高（以盐北4 井区远物源侧发育的II类油藏为代表，图6、表1）。②以封闭性较差的半氧化环境为主，油气输导系统多为不整合面—断裂—砂砾岩体组合。油气在向上运移及在高部位圈闭中再聚集成藏过程中，多遭受不同程度的氧化水洗改造，其中的轻烃组分作为细菌的养料多遭受生物降解破坏［20］，导致再聚集形成的次生油藏多以密度、黏度均较高的偏稠油油藏为主（以盐北4井区近物源侧发育的I类油藏为代表，图6、表1）。

表1 玛东斜坡区达15 与盐北4 油藏石油地质特征对比

图6 达15 井区与盐北4 井区T1b 储层物性、原油性质、原油族组分对比

同一优势运聚路径上的达15 油藏与盐北4 油藏原油赋存部位及原油性质的差异可以较好地反映原油性质/组分的平面变化特征。二者差异在于孔隙度、渗透率较高的贫泥砂砾岩储层中赋存油气的性质不同，前者以轻质原油为主，后者则以较重质原油为主（图6、表2），这与两油藏的构造位置及地层结构有关。

表2 玛东斜坡区达15 与盐北4 油藏天然气组分对比

与盐北4 井区相比，达15 井区距离T1b 超覆尖灭点（T1b/C 不整合面）较远，大气淡水沿尖灭带的横向渗滤作用较弱，以T/P 不整合面的压实—离心流垂向渗滤作用为主，导致T1b 中下部泥质含量渐高的富泥—含泥砂砾岩带地层水化学指标异常，地层封闭程度/油气保存条件变差（弱氧化/较差，图3），并对其上的贫泥砂砾岩地层的地层水化学指标及地层封闭程度/油气保存条件（弱还原/较好，图3）产生一定程度的影响。油气（尤其是轻质油气）主要赋存于T1b砂层组中上部物性较优的贫泥砂砾岩储层中，以原生油藏为主（表1）。

盐北4 井区位于达15 井区T1b 上倾方向，在远物源一侧的分支河道中，泥质含量较高的含泥砂砾岩储层（泥质含量为5%～9%）以发育原生油藏为主，因毛管阻力较大，油气充注程度较低。在近物源一侧的叠置主河道中，泥质含量较低的贫泥砂砾岩储层（泥质含量＜3%）以发育原生油藏和次生油藏为主。次生油藏主要由达15 井区的油气沿油气运移优势路径向T1b 上倾方向调整，在盐北4 井区渗流性能较优的贫泥砂砾岩储层（泥质含量＜3%）中重新聚集而成（图4）。盐北4 井区T1b 上倾部位近物源区的扇三角洲平原相富泥致密砂砾岩带（泥质含量＞10%，孔隙度＜5%，渗透率＜0.1 mD）对油气成藏的作用具有双重性。一方面，富泥致密砂砾岩带的强毛管阻力形成良好的上倾渗流障壁封堵，原生油气或次生调整而来的油气得以在其下倾部位聚集成藏；另一方面，大气淡水沿地层尖灭带的横向渗滤作用（亲水岩石的毛管力对油气运移是阻力，对水运移是动力）会对主河道贫泥砂砾岩中的油气造成一定程度的氧化降解，导致较重质原油占比相对较高（图6、表1、表2）。

T1b 中下部T/P 不整合面附近压实—离心流垂向渗滤作用的深度受控于渗流性能较差的富泥砂砾岩的厚度，在玛东斜坡区该深度可达45 m（图2）。其平面影响范围受控于大气淡水供给量，距离T1b 尖灭线 （大气淡水水压头）越远，压实—离心流垂向渗滤作用越弱。依据原油黏度等值线的平面变化趋势，并参考砂砾岩展布范围，以原油黏度7 mPa·s线为界，大致确定玛东斜坡区T/P 不整合面附近压实—离心流大气淡水渗滤带平面延伸距离可达28 km（图4c）。

2.3 油气差异富集模式

油气由近湖盆中心的高势区，沿着油气运移优势路径，沿着T1b中上部的扇三角洲前缘相带贫泥（局部含泥）砂砾岩高渗通道［21-23］（图7，以低GR、高RT、低DEN 为典型特征）—深大断裂组成的输导体系，大致呈阶梯状、逐级向构造高部位运聚，在扇三角洲平原致密岩相带封挡下，形成大面积岩性油藏富集区。原油密度、黏度和油藏压力系数等揭示，沿着油气运移优势路径上形成的各个油藏具有不同的压力系统、原油性质及油水界面，属于不同油藏，油气富集程度差异较大（图7）。

图7 玛东斜坡区油气差异富集模式

（1）油气运移优势路径的低部位，靠近生烃中心，具有优先捕集油气的有利成藏条件。但该区以距离物源区较远的扇三角洲前缘含泥砂砾岩为主，油气充注阻力较大，油藏的原始含油饱和度相对较低，且位于离心流携烃侧向运移的源头位置，油气的调整、逸散进一步降低了油藏的含油饱和度。以达18井为例，试油、试采特征为初期油水同出、后期含水率逐渐上升（目前含水率为82%），产油率明显下降（目前日产油1.26 t/d）。

（2）油气运移优势路径的中间部位，成藏条件中等—较差，油气聚集程度取决于圈闭幅度及储集性能。以达14井区为例，圈闭幅度及储层储集性能均中等偏差，整体油气产能较低。

（3）油气运移优势路径的高部位，如盐北2 井区，扇三角洲前缘贫泥砂砾岩体储集性能较好，且位于源于生烃凹陷中心的离心流携烃侧向运移作用及源于生烃凹陷边缘大气淡水水压头的向心流侧向渗滤作用的交汇区或“峰面”位置。随着大气淡水混入，离心流体温度降低，携带的烃类在离心流体中的溶解度下降，在适宜圈闭中聚集成藏，油气富集条件最为有利。盐北2 井长期试采结果进一步佐证了上述油气富集趋势，该井在T1b2上部4108～4124 m 井段（砂砾岩储层厚度为13.91 m）共获岩心油浸级为3.86m、油斑级为2.61 m、荧光级为0.49 m，含油岩心厚度/砂砾岩厚度占比约为50%。该井2013 年9月至11 月在T1b2的4106～4120 m 段试油，总用压裂液653.5 m3，加砂80 m3，日产油为4.48 t，日产水为9.64 m3，试油期间累产油为132.2 t，累产水为183.2 m3，含油约为40%。2017 年起，因供液不足，转入间歇性开井试采，截至2020 年底，累产油为4183.80 t，含油达80%，含油率明显上升。综合分析认为，构造上倾部位发育的次生油藏（不排除原生油气藏的贡献，可统称为原生—次生混合油藏）以原油密度、黏度适中，试油初期含水较高，长期试采含油率上升明显，总产油量较高为典型特征，具备油气规模开发效益。

3 油气富集区预测

依据盐北4、达15、盐北2、达18 井等16 口井岩心、铸体薄片、测井及录井数据，对玛东斜坡区T1b 不同岩相、不同含油级别的砂砾岩、砂岩、泥岩等分类分析，建立RT—IMP（纵波波阻抗）联合约束岩性—含油性交汇图板（图8）。由图可见，未见油气显示的砂岩、富泥砂砾岩、中粗砾岩与（粉砂质）泥岩的IMP 分异特征明显，随着粒度增大，IMP 逐渐增大。粒度与RT 的正相关关系亦较明显。随着储层中油气充注程度的增加，烃类（不含导电离子，高RT）对储层中地层水（富含导电离子，低RT）驱替效应逐渐增强，自含油水层、油水同层至油层，RT 明显增加。物性与含油性正相关性较强，油气充注程度较高的油层主要位于物性较优（地层密度、速度、纵波波阻抗等地球物理参数低）的贫泥砂砾岩储层中。油层的典型测井响应特征为高RT、低IMP，据此确定油层测井定量识别标准为lgRT＞1.4 Ω·m（RT＞25 Ω·m）、IMP＜9000 g·cm-3·m·s-1。

图8 玛东斜坡区T1b RT-IMP 联合约束油层定量预测图板

根据T1b 的 RT- IMP 联合约束油层定量预测图板，预测夏子街扇东翼（面积为98 km2）、玛东盐北扇（面积为104 km2）两个油气富集区（图9）。两者均位于油气运移优势路径的高部位，油气汇聚条件均比较有利。不同之处在于：夏子街扇东翼油气富集区所处的油气运移优势路径指向偏西北方向，远离大气淡水水压头（位于工区西北方向的乌夏断裂带，距离该油气富集区约为30～35 km），位于图4c所示的压实—离心流大气淡水渗滤带平面波及距离（28 km）之外，且上倾部位扇三角洲平原致密岩相带发育，对油气的封堵条件较好，油气充注条件及保存条件较好。厚油层分布相对集中，现存油层厚度较大，约为6～12 m。玛东盐北扇油气富集区所处的油气运移优势路径指向偏东北方向，靠近T/C 不整合面大气淡水水压头（图7，距离该油气富集区约为3～5 km），位于压实—离心流大气淡水渗滤带平面波及距离（28 km）之内，且上倾部位扇三角洲平原致密岩相带发育程度较差，相较于夏子街扇东翼油气富集区，该区厚油层分布相对零散。自近湖盆中心部位向近物源区方向，油气富集区内部厚油层因油气上倾调整而形成阶梯状分布特征（图9）。

图9 玛东斜坡区T1b 油层预测厚度

4 结论

（1）玛东斜坡区T1b 发育“T/C-P 不整合双地层结构”体系，存在两种大气淡水渗滤方式，即在斜坡区及近湖盆中心地带，大气淡水沿T/P 不整合面，以压实—离心流方式对上覆T1b 进行垂向渗滤；在东翼地层尖灭带附近，大气淡水沿着T/C 不整合面，以重力—向心流方式对近地层尖灭点附近的T1b 进行横向渗滤。

（2）压实—离心流的形成与T1b 底部富泥砂砾岩岩相及伴生的润湿水相的毛细管自吸作用密切相关。大气淡水和成岩压实水主要沿着T/P 不整合面之上T1b 富泥砂砾岩内部的微细孔喉向上渗滤，形成自下而上流动的压实—离心流。与重力—向心流不同，压实—离心流流动方向与重力势方向相反，对储层物性的改善作用不明显。压实—离心流垂向渗滤深度约为45 m，平面延伸距离可达28 km。

（3）压实—离心流垂向渗滤作用及泥质含量均自下而上逐渐减小，共同导致玛东斜坡区T1b 油气主要富集于砂层组中上部物性较优的贫泥砂砾岩储层中。

（4）油层测井定量识别标准为lgRT＞1.4 Ω·m（RT＞25 Ω·m）、IMP＜9000 g·cm-3·m·s-1，据此预测夏子街扇东翼、玛东盐北扇两个油气富集区。