塔里木盆地西南坳陷烴源巖特征及有利儲蓋組合

塔里木盆地西南坳陷烴源巖特征及有利儲蓋組合

塔里木盆地西南沉降（以下簡稱塔西南凹陷）始于1952年?，F(xiàn)在，該地區(qū)的石油和天然氣勘探程度很低，不包括石油和天然氣勘探的前沿（傳統(tǒng)油氣資源20.70億t）。塔西南坳陷具有資源量豐富、油氣顯示多、勘探程度低的特點(diǎn),但由于受山前逆沖帶影響,前陸區(qū)構(gòu)造變形強(qiáng)烈,坳陷內(nèi)部目的層位埋藏較深,存在地質(zhì)條件復(fù)雜、認(rèn)識程度低、油氣富集規(guī)律不清、工業(yè)突破難的特點(diǎn)。通過4年對塔西南坳陷油氣資源戰(zhàn)略選區(qū)調(diào)查與評價工作,對該區(qū)油氣成藏條件和成藏模式有了進(jìn)一步整體認(rèn)識,本文對該區(qū)烴源巖、儲層、生儲蓋組合、輸導(dǎo)體系的最新認(rèn)識和提出的5種成藏模式對加快塔西南坳陷的油氣勘探具有重要的指導(dǎo)意義和現(xiàn)實(shí)意義。1構(gòu)造-沉積演化階段塔西南坳陷為盆地一級構(gòu)造單元,面積約12×104km2,位于盆地西南部,東北以色力布亞—瑪扎塔克斷裂為界,與中央隆起區(qū)分開,北臨天山褶皺帶以南天山山前大斷裂——柯坪塔格斷裂為界,西南與昆侖山構(gòu)造帶北緣鐵克里克隆起相連接(圖1)。塔西南坳陷是一個經(jīng)長期發(fā)展形成的復(fù)合型前陸坳陷,發(fā)展演化受不同時期板塊構(gòu)造背景控制,具有明顯東西分帶和南北分段性,不同凹陷表現(xiàn)為不同的構(gòu)造特征(圖2)。山前沖斷帶分布于周緣造山帶山前,大致沿造山帶的走向展布,發(fā)育大量向盆地逆沖的斷層及斷層相關(guān)褶皺,形成逆沖推覆構(gòu)造、雙重構(gòu)造、疊瓦沖斷構(gòu)造、堆垛式背斜、三角帶構(gòu)造等。斷裂疊加程度和構(gòu)造變形強(qiáng)度自山前向凹陷內(nèi)逐步減弱,山前多為沖斷層,中部多為疊瓦狀斷裂,斷塊的相互疊置構(gòu)成堆垛構(gòu)造并引起上覆新生界層序褶皺形成被動頂板雙重構(gòu)造,山前沖斷帶前緣因構(gòu)造變形程度相對較弱,只發(fā)育斷面低緩的延伸距離較短的滑脫斷裂及與之相伴生的小面積低幅度的斷層轉(zhuǎn)折褶皺。盆地凹陷帶主要是新生代形成的前陸盆地構(gòu)造凹陷,斷裂不發(fā)育,基底的最大構(gòu)造埋深為16500m(喀什凹陷)。盆內(nèi)斜坡帶也是新生代前陸盆地形成的前緣斜坡,局部發(fā)育斷裂構(gòu)造。除了這3大構(gòu)造帶外,局部還可以帶內(nèi)分亞帶,根據(jù)其構(gòu)造的分帶分段性將塔西南坳陷總體從山前向盆地依次劃分為山前逆沖推覆構(gòu)造帶(Ⅰ)、和田—喀什凹陷帶(Ⅱ)、麥蓋提斜坡帶(Ⅲ)和于田凸起(Ⅳ)4個二級構(gòu)造單元,可以繼續(xù)劃分12個亞二級構(gòu)造單元和若干三級構(gòu)造帶(圖1)。塔里木盆地西南部地層發(fā)育較為齊全,從古元古界—第四系均有發(fā)育,從下至上依次為滹沱系、長城系、薊縣系、青白口系、寒武—奧陶系、志留系、泥盆系、石炭系、二疊系、三疊系、侏羅系、白堊系、古近系、新近系、第四系;巖石類型復(fù)雜多樣,經(jīng)歷了多期構(gòu)造變形和變質(zhì)作用的疊加、置換和改造。在層組的命名上,分為喀什小區(qū)、麥蓋提小區(qū)、葉城—和田小區(qū),在山前帶與盆地內(nèi)層組劃分和對比上尚存爭議。2原油儲存條件2.1下地層及巖石學(xué)特征塔西南坳陷面積大,沉積巖厚度大,坳陷內(nèi)主要發(fā)育寒武—奧陶系、石炭系、二疊系及中下侏羅統(tǒng)烴源巖[12,13,14,15,16,17,18,19],但一直以來盆地內(nèi)因缺乏鉆井資料致使研究不夠深入。本次研究通過露頭樣品采集和收集最新鉆井資料,評價了上述烴源巖特征(表1,圖3)。寒武—奧陶系烴源巖形成于海相局限臺地環(huán)境,西南緣為斜坡相沉積,主要分布在麥蓋提斜坡東北部和巴楚隆起上,是坳陷東北部及麥蓋提斜坡地區(qū)的重要油源層系;西南緣采到的樣品有機(jī)質(zhì)豐度低,有機(jī)碳含量最高為0.287%,為非烴源巖,根據(jù)坳陷、麥蓋提斜坡、巴楚隆起等資料,推測葉城地區(qū)烴源巖條件較好,厚度為150~200m。石炭系烴源巖在塔西南坳陷全區(qū)廣泛發(fā)育,為淺?；旆e陸棚沉積,最厚達(dá)400m,一般為100~200m,巖性為灰?guī)r和泥巖互層,有機(jī)碳豐度(TOC)為0.04%~5.98%,平均為1.02%,有機(jī)質(zhì)類型為Ⅱ型,干酪根最大裂解溫度(Tmax)平均為520℃,處于過成熟階段,以生氣為主。二疊系烴源巖在全區(qū)分布廣泛,一般厚度為50~400m,以暗色泥巖為主,在葉城—和田凹陷尤為發(fā)育,陽1井最厚達(dá)467m,整體具有南厚北薄、西厚東薄的分布特征;TOC在南部昆侖山山前帶較高,達(dá)1.5%以上;有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅱ型,為中等偏好烴源巖;烴源巖熱演化程度高,現(xiàn)今處于成熟—高成熟晚期階段,以生氣為主。侏羅系烴源巖受沉積環(huán)境控制,為湖相和沼澤相沉積,主要分布在坳陷西南邊緣山前凹陷中,呈帶狀分布,蘇2井以西老山侏羅系廣泛出露。該套烴源巖在喀什凹陷北部為湖相暗色泥巖沉積,有機(jī)質(zhì)類型為Ⅱ型,為中等—好烴源巖;向葉城方向,侏羅系逐漸向以河流相為主的沉積環(huán)境過渡,有機(jī)質(zhì)類型逐漸變差,以Ⅲ型有機(jī)質(zhì)為主。庫山河剖面的侏羅系楊葉組、康蘇組巖性主要為泥巖和頁巖,TOC值為0.03%~5.36%,平均為1.71%,Tmax主要為440~460℃,相當(dāng)于Ro值為0.7%~1.2%,烴源巖處于成熟階段,以生輕質(zhì)油為主。2.2寒武—油氣來源研究區(qū)地質(zhì)、地球化學(xué)條件復(fù)雜,油源問題一直是爭論的焦點(diǎn),但隨著該區(qū)不同油氣層的繼續(xù)發(fā)現(xiàn)和科技手段的不斷進(jìn)步,多名學(xué)者開展了油源對比工作(表2)[12,14,16,19,20,21,22,23,24,25,26,27,28,29,30,31],結(jié)論的多樣性是不可避免的,但認(rèn)識逐步清晰,歸納起來主要有寒武—奧陶系、石炭系、二疊系和侏羅系4套地層。從該表可以看出,油源從東到西(從斜坡帶到逆沖推覆構(gòu)造帶)年代逐漸變新,麥蓋提斜坡的油源主要來自寒武-奧陶系,石炭系、二疊系也有一部分貢獻(xiàn),逆沖推覆構(gòu)造帶南部油氣源主要以石炭系、二疊系烴源巖為主,柯克亞油源主要以二疊系為主,北部齊姆根凸起-喀什凹陷氣源主要來自石炭系,油苗主要來自侏羅系烴源巖。油氣顯示層位也基本上保持了這一東老西新的規(guī)律,麥蓋提斜坡以奧陶系、泥盆系、石炭系為主,山前逆沖推覆構(gòu)造帶南部主要以古生界的石炭系、二疊系為主,柯克亞以中生界白堊系、新生界古近系、新近系為主,北部齊姆根凸起以新生界的古近系和中生界的白堊系、侏羅系為主,而在最北端的喀什凹陷則主要以中生界的侏羅系、白堊系和新生界新近系為主。2.3儲層特征2.3.1保障非線性破壞環(huán)境塔西南坳陷儲層條件非常優(yōu)越,儲集層巖石類型有碳酸鹽巖和碎屑巖2大類,碳酸鹽巖儲層主要有寒武系—奧陶系、石炭系巴楚組和小海子組、二疊系克孜里其曼組、古近系卡拉塔爾組和烏拉根組,巖性為白云巖、生屑灰?guī)r等,多形成于局限臺地、開闊臺地、臺內(nèi)淺灘環(huán)境;碎屑巖儲層主要有石炭系巴楚組、二疊系普司格組、侏羅系、白堊系克孜勒蘇群、新近系安居安組、克孜洛依組,巖性為石英砂巖、粉砂巖、礫巖等,多形成于沖積扇、扇三角洲、河流和河流三角洲沉積環(huán)境?？紫额愋投鄻?碎屑巖的儲集空間主要以次生孔隙、原生粒間孔和溶蝕孔隙為主,碳酸鹽巖的儲集空間主要有晶間孔、粒間孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔和裂縫等。碎屑巖儲集物性上,侏羅系及以下地層由于壓實(shí)作用和膠結(jié)作用影響,孔滲條件普遍較差,表現(xiàn)為低孔低滲,侏羅系以上地層孔滲條件相對較好,多為中—好儲層;已有鉆遇的碳酸鹽巖儲層表明,該區(qū)碳酸鹽巖儲層具有良好的儲集能力。2.3.2成瞳區(qū)域蓋層塔西南坳陷的蓋層因沉積環(huán)境不同而類型多樣,并且發(fā)育范圍廣,可形成多套良好的區(qū)域蓋層(表3)。蓋層類型有:泥質(zhì)巖類(泥巖、粉砂質(zhì)泥巖、炭質(zhì)泥巖)、碳酸鹽類、蒸發(fā)巖類(鹽巖、膏巖、泥膏巖)等類型,這些蓋層的存在為塔西南坳陷油氣運(yùn)聚成藏提供了良好的封蓋條件。2.3.3有利儲蓋組合自早古生界至新生界,都有油氣發(fā)現(xiàn)或油氣顯示,廣泛分布在海相碳酸鹽巖、碎屑巖儲層和陸相碎屑巖儲層中,按烴源巖層、儲層、蓋層形成的先后順序及其在空間上的組合關(guān)系,初步分析有7套有利儲蓋組合(圖4)。2.3.3.油氣藏組合類型該類型在塔西南坳陷最為普遍,主要表現(xiàn)為下古生界生油,上古生界或中、新生界儲油以及上古生界、中生界生油,新生界儲油。具體實(shí)例為:(1)寒武—奧陶系生油,石炭系儲油,石炭—二疊系致密碳酸鹽巖和泥質(zhì)巖為封蓋層,已發(fā)現(xiàn)巴什托普石炭系油氣藏為這種組合類型;(2)石炭系—下二疊統(tǒng)或侏羅系生油,古近系砂巖儲油,新近系膏鹽巖、泥質(zhì)巖為蓋層,柯克亞袖氣田屬此種類型。2.3.3.炭系和什拉語言內(nèi)的烴源巖系自生自儲式是區(qū)內(nèi)重要的組合方式之一,是指生油層、儲層、蓋層形成于同一地質(zhì)時期。石炭系和什拉甫組、卡拉烏依組是主要的烴源巖系,同時其內(nèi)部及其側(cè)緣發(fā)育的砂體也是主要的儲集體,形成兩套主要含油層系。這種生儲蓋組合以形成自源型巖性油氣藏為特點(diǎn),巴什托普油田石炭系儲層、勝和1井石炭系阿孜干組原油有石炭系烴源巖成分,為此種類型。2.3.3.油氣藏向或雙向運(yùn)移上生下儲式組合是指儲集巖早于主要烴源巖而存在,上覆烴源巖與下伏儲層直接接觸,油氣側(cè)向或向下運(yùn)移,烴源巖既是油源層,又是蓋層,不整合面和斷層是重要的運(yùn)移通道。這種生儲蓋組合往往形成他源型地層油藏,如泥盆系東河砂巖的油氣可能來自石炭系,為此種類型;另外,在坳陷東南部,石炭系直接覆蓋在奧陶系之上,不整合面之下也有形成這種組合的可能。2.4滲流地層、滲透率地層塔西南坳陷的輸導(dǎo)體系主要為斷層、不整合面、滲透性地層3種(圖5),這三者并不是孤立的存在并起著輸導(dǎo)作用,它們往往在不同的地區(qū)形成不同的組合方式發(fā)揮著不同的輸導(dǎo)作用。2.4.1垂向穿層長絲環(huán)境因變及其縱向分如前所述,塔西南坳陷發(fā)育多套厚層的膏巖、泥巖蓋層,由于其具有較低的孔滲性質(zhì),排替壓力高,在特定的地質(zhì)條件下,其內(nèi)部還會存在異常高壓,致使在正常地質(zhì)條件下油氣是無法通過膏泥巖層進(jìn)行垂向滲濾運(yùn)移的。裂縫和斷裂的出現(xiàn)均可使那些致密、油氣無法通過的膏泥巖層出現(xiàn)薄弱處,形成裂縫型網(wǎng)絡(luò)通道,使其阻力明顯減小,油氣順利通過作垂向運(yùn)移。研究區(qū)尤其是山前斷裂十分發(fā)育,而古生界斷裂最為發(fā)育,在山前和斜坡都有發(fā)育,中生界—新生界斷裂活動較弱,在山前發(fā)育,這些斷裂溝通了深部的油氣與淺部的儲層,是油氣垂向穿層長距離運(yùn)移的高效通道,直接控制著油氣的縱向分布范圍?？驴藖啞Ｖ攴礇_斷層的前方(北側(cè)),在古近系底部膏巖層之下也發(fā)育疊瓦式逆沖推覆構(gòu)造或雙重逆沖構(gòu)造,底板逆沖斷層沿著寒武系底面發(fā)育,頂板逆沖斷層沿著古近系底部膏泥巖發(fā)育。這些斷層提供了很好的油氣運(yùn)移通道。2.4.2嚴(yán)重不整合面區(qū)域塔西南坳陷晚泥盆世的海西早期運(yùn)動和晚二疊世的海西晚期運(yùn)動使整個坳陷發(fā)生了隆升剝蝕,使之發(fā)育了石炭系與前石炭系和二疊系頂部2個區(qū)域不整合面。強(qiáng)烈隆升剝蝕區(qū)主體位于古隆起帶上,由古隆起向斜坡和坳陷區(qū)剝蝕量逐漸減小,早期的隆起區(qū)主要在東南部,晚期的隆起區(qū)主要在北部和西北部,長期的風(fēng)化剝蝕之后沉積的地層角度不整合于下伏地層之上,另外本區(qū)石炭—二疊系因短期暴露地表還存在小規(guī)模的不整合面。不整合面的存在促進(jìn)了裂縫和孔隙的發(fā)育,使得地層滲透率增大,為油氣的長距離運(yùn)移提供了條件。2.4.3碳酸鹽巖輸導(dǎo)層沉積相帶及儲集空間塔西南坳陷的滲透性地層主要為碎屑巖和碳酸鹽巖輸導(dǎo)層。分布穩(wěn)定、連續(xù)的滲透性砂巖是油氣側(cè)向運(yùn)移的通道,砂體的分布范圍則決定了運(yùn)移的距離,沉積體系是決定其輸導(dǎo)能力的主要因素。碳酸鹽巖輸導(dǎo)層一般基質(zhì)孔隙不發(fā)育,儲集空間主要是與不整合、斷層有關(guān)的裂縫、各種成因的溶蝕裂縫及溶蝕孔、洞,有利的沉積相帶是碳酸鹽巖輸導(dǎo)層形成的基礎(chǔ),而后期的改造破壞是決定其疏導(dǎo)能力的主要因素。從油氣運(yùn)移距離上來說,滲透性地層疏導(dǎo)能力較斷裂和不整合面要弱,當(dāng)滲透性地層上傾方向被周圍相對低孔滲帶遮擋時,便可能形成巖性油氣藏。3不同成藏模式的確定油氣成藏模式是一組類似的控制油氣藏形成的基礎(chǔ)條件、動力介質(zhì)、形成機(jī)制、演化歷程等要素單一模型或者多要素復(fù)合模型的概括。成藏模式應(yīng)是基于全部要素的復(fù)合分析,但各類成藏模式的建立方法和適用范圍應(yīng)與不同的勘探程度和研究程度相適應(yīng)?！皹?gòu)造控藏”在塔西南坳陷表現(xiàn)得十分明顯,它控制了油氣的運(yùn)移、改造和保存,本文從主要從構(gòu)造條件入手,綜合考慮油氣來源、運(yùn)移方式、儲層特征等條件,對成藏模式進(jìn)行分析和歸類,將塔西南坳陷的油氣成藏模式劃分2大類5種模式,分別是近源垂向運(yùn)移山前逆沖推覆構(gòu)造帶成藏模式:外來推覆體型、楔狀體型、原生體型,遠(yuǎn)源側(cè)向運(yùn)移斜坡帶成藏模式:斷展褶皺型和古巖溶型(圖6)。3.1中生界—近源垂向運(yùn)移山前逆沖推覆構(gòu)造帶成藏模式塔西南坳陷的山前地帶,是石炭系、二疊系、侏羅系烴源巖發(fā)育最穩(wěn)定的地區(qū),從熱演化史和生烴史來看,喀什坳陷和葉城—和田坳陷的山前帶已達(dá)成熟—過成熟階段,至現(xiàn)今已生成大量天然氣,該地區(qū)因逆沖推覆構(gòu)造的存在,斷裂十分發(fā)育,并發(fā)育有中生界—新生界砂體,油氣通過斷層和滲透性地層向上垂向運(yùn)移,在與斷層聯(lián)通的背斜處或斷鼻處形成油氣藏。3.1.1背斜油氣藏成藏模式外來推覆體發(fā)育在山前第一排構(gòu)造帶,發(fā)育與昆侖山平行的高角度大斷層,距離生烴中心最近,構(gòu)造形成時間最早,眾多斷裂的存在為油氣垂向運(yùn)移提供了最有利的路徑,但同時不利于油氣的保存。該模式主要形成背斜油氣藏,相對來說,其成藏規(guī)模因油氣破壞和保存等方面的原因,只有處于構(gòu)造相對較弱位置才能形成一定規(guī)模油氣藏,所以在構(gòu)造破壞的地區(qū)尋找相對穩(wěn)定、保存較好的區(qū)帶成為關(guān)鍵?？碧侥康膶右蚰鏇_推覆發(fā)育廣泛,有石炭—二疊系、侏羅系、白堊系、古近系和新近系,甚至可能有奧陶系。3.1.2油氣大水面、細(xì)油帶楔狀體一般為山前的第二排構(gòu)造帶,距離生烴中心較近,逆沖斷層較發(fā)育,有利于油氣垂向和側(cè)向運(yùn)移,該構(gòu)造帶儲層發(fā)育、圈閉完整且保存好,有利于形成背斜油氣藏和斷層-背斜油氣藏,是山前最為有利的勘探領(lǐng)域,能形成大型油氣藏。主要勘探目的層為石炭-二疊系、白堊系和古近系。3.1.3油氣運(yùn)移通道原生體為原地地層,因逆沖推覆的傳播影響形成褶皺地層,缺少大型斷層溝通烴源巖與儲層,從生長地層的發(fā)育層位和區(qū)域可知,與前兩種成藏模式相比,形成時間最晚,油氣運(yùn)移通道關(guān)鍵靠斷層,滲透性地層也起一定的作用。主要形成背斜油氣藏,勘探目的層應(yīng)為古近系以上地層,下部白堊系也有可能形成較大規(guī)模油氣藏,但埋藏較深,不適合現(xiàn)有經(jīng)濟(jì)技術(shù)條件下的勘探。3.2油氣運(yùn)移規(guī)律麥蓋提斜坡帶北部,油氣源主要來自東北方向巴楚隆起的寒武—奧陶系,斜坡帶南部油氣源主要來自西南方向石炭—二疊系或可能的寒武—奧陶系,以及東北部的寒武—奧陶系,但都距離生烴中心較遠(yuǎn),從熱演化史和生烴史來看,現(xiàn)今生油氣范圍已達(dá)斜坡部位,生油凹陷中生成的油氣向斜坡帶側(cè)向運(yùn)移的主要通道是不整合面,在斜坡帶高構(gòu)造區(qū)形成油氣藏。3.2.1不整合面為向配置成藏模式斷展褶皺發(fā)育在麥蓋提斜坡上,是斷層擴(kuò)展過程中在斷層上盤巖層形成的一種褶皺構(gòu)造。油氣通過不整合面長距離側(cè)向運(yùn)移,向上通過逆斷層垂向運(yùn)移至背斜處聚集成藏,油氣來源和構(gòu)造高點(diǎn)是制約該種模式成藏的關(guān)鍵問題。主要形成背斜油氣藏和斷層-背斜油氣藏,勘探目的層主要為上古生界,如石炭—二疊系、泥盆系東河砂巖等。3.2.2碳酸鹽巖儲層的配置海西晚期是麥蓋提斜坡原油的主成藏期,此時奧陶系風(fēng)化殼之上已經(jīng)沉積了石炭—二疊系,且厚度較大,石炭系底部的下泥巖段已能夠?qū)N類形成有效的封堵,蓋層質(zhì)量較高,不整合面之下的碳酸鹽巖經(jīng)歷了長期的風(fēng)化淋濾形成了以縫、洞系統(tǒng)為主要儲集空間的碳酸鹽巖儲層。儲集空間主要為次生孔洞及裂縫,自上而下縫洞由較發(fā)育到不發(fā)育,橫向有一定連通性,在斷層、構(gòu)造裂縫和溶蝕作用下形成統(tǒng)一的儲集體,呈準(zhǔn)層狀展布。麥蓋提斜坡自身的寒武系烴源巖已經(jīng)進(jìn)入生油窗,成熟度普遍介于0.8%~1.2%,而此時下古生界古隆起依然存在,古隆起區(qū)發(fā)育的多期巖溶及不整合為油氣的運(yùn)移的聚集提供了條件。由于古隆起的構(gòu)造變遷,成藏經(jīng)歷了側(cè)向運(yùn)移的不斷調(diào)整?，F(xiàn)今勘探方向?yàn)槲唇?jīng)調(diào)整破壞的古油藏和晚期定型的構(gòu)造油藏,主要目的層位是奧陶系鷹山組頂面以下120m范圍內(nèi)的巖溶儲層。3.3石炭系、二疊紀(jì)烴源巖組構(gòu)造運(yùn)動和構(gòu)造影響以上5種模式具有多期成藏、多期調(diào)整、晚期定型的特點(diǎn),油氣成藏的關(guān)鍵是要有輸導(dǎo)體系直接或間接地將油源層和儲層聯(lián)系起來,以提供油氣藏形成所需的油氣來源。新近紀(jì)是形成圈閉最多的時期,此時的石炭系、二疊系烴源巖都已達(dá)到成熟或高—過成熟演化階段,通過輸導(dǎo)體系向有利圈閉運(yùn)移成藏,隨著后期構(gòu)造運(yùn)動的發(fā)展,油氣藏隨之破壞和調(diào)整,山前從