文章编号:1001-6112(2007)03-0224-07
塔河油田油气运移与聚集规律
顾 忆1,邵志兵1,陈强路1,黄继文1,丁 勇2,陈正辅1,陈江汉3,徐思煌3
(1.中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所,江苏无锡 214151;2.中国石化西北分公司勘探开发研究院,乌鲁木齐 830011;3.中国地质大学资源学院,武汉 430074)
摘要:通过对塔河油田油气地球化学特征、流体包裹体特征、储层沥青、储层自生粘土矿物、今古水动力场和今古流体势的分析以及油气输导条件等与油气运移与聚集关系的研究,认为塔河油田油气总体存在着/三期五次0油气充注期,即海西晚期(第一次)、印支)燕山期(第二次)和喜马拉雅期(第三、四、五次),其主成藏期为海西晚期和喜马拉雅晚期。海西晚期油气运移方向总体为由南向北,喜马拉雅期油气运移方向总体为由南向北、由东向西。研究认为,规模巨大的寒武)奥陶系主力烃源岩,为多期供烃、多期成藏提供了可靠的资源保障;处于古隆起、古斜坡有利区域构造位置,是油气长期运移的指向区;大型不整合面、岩溶输导网络、断裂带是塔河油田油气成藏的重要输导条件;多套储层、多套储盖组合、多种圈闭类型以及大型碳酸盐岩岩溶)缝洞型储集体发育是形成塔河大型复式油气田的重要条件;/早期成藏改造、晚期充注调整0是塔河油田奥陶系油藏重要的成藏机制,成藏封闭条件的形成与演化是塔河油气成藏的重要控制因素。
关键词:油气地球化学;古流体场;油气运移;油气成藏;塔河油田;塔里木盆地中图分类号:T E122.3 文献标识码:A
OIL MIGRATIO N AND ACCUMULATION
PATTERN IN THE TAHE OILFIELD
Gu Yi 1
,Shao Zhibing 1
,Chen Qianglu 1
,H uang Jiw en 1
,Ding Yong 2
,Chen Zheng fu 1
,Chen Jianghan 3
,Xu Sihuang
3
(1.W ux i Resear ch I ns titute of Petr oleum Geo logy ,Resear ch I nstitute of Petroleum E x p lor ation and P rod uction,SI N OPEC,W ux i ,J iangsu 214151,China;2.Resear ch I nstitute of Ex p l oration and Pr oduction ,N or thw es t Br anch Comp any ,S I N O PEC,Ur umq i,X inj iang 830011,China;3.S chool of Resour ces ,China Univ er sity of Geosciences ,Wuhan ,H ubei 430074,China)
Abstract:Based on study of geochem ical characteristics,fluid inclusion characteristics,r eser voir bitu -m en,reservoir autog enetic clay minerals,ancient and present tidal current fields,ancient and present fluid po tentials,petroleum conduction co ndition related to petro leum m ig ratio n and accum ulation,petro -leum charging process in the Tahe Oilfield can be divided into 3stag es and 5tim es:late H ercy nian (the 1st tim e),Indosinian-Yanshanian (the 2nd time),and H imalayan (the 3r d,4th and 5th tim e).T he main accumulatio n stag es ar e late H ercynian and H im alay an.During late H ercynian,petroleum migr ates fro m south to no rth.During H imalayan,petr oleum m igrates fro m south to north and east to w est.H ug e Cam br ian and Ordovician so urce rocks pr ovide for m ultistag e hydrocarbo n char ging and accum ula -tion.Favor able tectonic locations on ancient uplifts and slopes are the target fo r petroleum mig https://www.doczj.com/doc/1d4105443.html,rg e -scale unconfor mities,karst passage netwo rks and fractures are channels for petro leum m ig ratio n and accumulation.Sets of reservoirs,sets of reservoir and seal associations,types of traps and the genera -tion o f large -scale carbonate rock karst -fracture reser voirs are the key fo r the g eneration of larg e -scale com po site oi-l and -gas field.Ordovician reservoir in the Tahe Oilfield is characterized by early accum ula -tion tr ansform ation and late charg ing adjustm ent.Generation and ev olutio n of sealing co ndition control
hy dro carbon accum ula -tion in the T ahe Oilfield.
Key words:petroleum geochem istry;palaeo flow field;petroleum mig ration;hydrocarbo n accumulation;the T ahe Oilfield;the T arim Basin
收稿日期:2007-01-31;修订日期:2007-04-17。
作者简介:顾 忆(1962)),男(汉族),江苏常熟人,教授级高级工程师,主要从事石油地质方面的研究工作。基金项目:中国石化科技部项目(P00038)。
第29卷第3期2007年6月 石 油 实 验 地 质PETROLEUM GEOLOGY &EXPERIMENT
Vo l.29,N o.3
Jun.,2007
油气运移贯穿于整个油气地质历史,是连接生、排、运、聚、散各个环节的纽带。近年来,对塔河及其邻区的沉积、构造、油气生成演化、烃源岩、奥陶系碳酸盐岩储层及圈闭特征、油气藏成藏机制等研究都已取得了丰硕的成果[1~4],对加速塔河油田的进一步勘探开发起到了重要的作用。本文对塔河油田油气地球化学特征、流体包裹体特征、储层沥青、储层粘土矿物、今古水动力场、今古流体势及油气输导条件等方面进行研究,旨在全面解析塔河油田油气运移与聚集规律。
1油气地球化学总体特征
油气地球化学特征是油气运移研究的基础。塔河油田奥陶系不同区块原油的物理性质差别很大,从凝析油)轻质油)正常油)重质油均有分布,但原油饱和烃组成、生物标志化合物特征、轻烃分布特征及碳同位素分布等均表明其来源于同一套海相寒武系)中下奥陶统烃源岩。
塔河油田奥陶系原油地球化学类型表明,塔河4,6区奥陶系原油以芳香)沥青型为主,主体为经过强烈氧化降解的重质油。原油既有相对完整的正构烷烃分布,又有表征经历过严重生物降解的生物标记化合物25-降藿烷的存在,反映本区奥陶系油藏至少存在两期成藏过程[1]。
塔河油田奥陶系天然气主体以高熟凝析气为主,在油田东部有过熟裂解气的存在。天然气碳同位素分布表明,塔河油田天然气均为以腐泥型为母质的油型气,主要来源于寒武系)中下奥陶统烃源岩。根据天然气组分、天然气单体烃碳同位素分析,塔河油田天然气以干酪根裂解气为主[1]。
2油气物理性质与油气运移
油气物理性质是油气生成、演化、运移、聚集、保存、破坏、调整直至最终成藏,经历一系列地质作用(包括化学、物理作用)最终结果的表现。由于大多数储集层油气都是由一侧注入的,随烃源岩的成熟度不断增加,沿充注路径,原油成分相应发生梯度性变化,石油到达的时间越晚,其成熟度越高,越靠近有效烃源岩[5]。宏观上原油密度越轻,其成熟度越高。
塔河油田奥陶系产层原油密度从东往西、从南往北逐渐增大,排除原油降解变重的因素,已有研究认为奥陶系主力油藏原油降解主要发生在海西晚期,是由于当时石炭系泥岩封盖条件不佳而致。因此,至少可以认为最后一期原油充注的方向应该是由东向西、由南向北进行的。同样地,塔河油田奥陶系天然气干燥系数的分布,清楚地表明天然气主要的充注方向为由南向北、由东向西[6]。
3油气地球化学特征与油气运移原油的轻烃部分基本上能代表后期充注的原油,从而有效减少早期降解原油的影响。塔河油田原油轻烃指纹参数等的对比表明,塔河4,6区奥陶系原油的成熟度要低于塔河2,3,9区奥陶系原油。塔河油田由轻烃部分反映的原油较轻质部分的油气运移方向为塔河9区→3区→4,6区,塔河7区→4,6区,即油气后期充注方向大致是由南向北、由东向西[6]。
由于塔河原油大都经过氧化降解,生物降解对由生物标记化合物表征的原油成熟度影响较大。因此在指标的选择上,根据适用于较宽的成熟度范围和具有很强抗生物降解能力的原则,筛选出三环萜烷/17A(H)-藿烷、Ts/(T s+Tm)和重排甾烷/规则甾烷3个指标作为研究塔河油田油气运移的指标。研究表明,中下奥陶统原油存在2个充注方向,早期主要是由南向北,由塔河7区S86井、T704井向其北部的塔河4,6区运移,油气成熟度相对较低,成藏较早;晚期则以由东向西的油气运移方向为主,原油成熟度较高,成藏较晚[6,7]。
原油含氮化合物是研究油气运移的有效方法。从塔河原油含氮化合物浓度分布可以看出,塔河4区、塔河6区东部及塔河7区东部是塔河油田奥陶系重要的早期油气运移聚集区带[6,8]。无论是咔唑类化合物的绝对浓度分布,还是各类比值等原油运移参数分布,无一例外地反映塔河油田油气运移主方向是自南向北,油气主要来自南部及东部烃源区。
4储层油气运移示踪物
4.1流体包裹体
流体包裹体是一个等容、等化学体系的/密闭容器0,能保留被捕获时期的特征。因此,根据流体包裹体的各种信息及空间分布可以判别区域油气运移方向和可能的运移路径;同时结合构造、成岩作用和地球化学特征对裂缝和岩溶期次划分,综合分析油气成藏期次。
采集本区17口钻井121块样品测定了1715个测点,通过油包裹体显微测温和荧光观察,综合认为:本区主要见到火红色、黄色、橙色、蓝白色4类油包裹体,分别代表了4次油气运移与充注。虽
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第3期顾忆等.塔河油田油气运移与聚集规律
然以天然气为主的运聚无荧光显示,但从激光拉曼探针分析及含烃盐水包裹体冰点(大于零)检测得到,塔河油田第五次也是最后一次的油气运聚。
第一次油包裹体平均均一温度(T h)为58.2~ 79.0e,荧光特征呈火红色;第二次油包裹体平均均一温度为78.1~103.0e,荧光特征呈黄色;第三次油包裹体平均均一温度为100.3~120.8e,荧光特征呈橙色;第四次油包裹体平均均一温度为133.5~143.7e,荧光特征呈蓝白色;第五次可能主要为天然气充注,其含烃盐水包裹体平均均一温度为143.5~187.2e(图1)。
荧光特征反映塔河油田油气充注无论在层位上还是空间上有其不均一性,多期次充注主要出现于中下奥陶统,S77,S87等井发现有4次充注,S64, S67,T205,S72,S61等井有3次,S72井上奥陶统、T205井下石炭统也发现有3次充注,其它则为2次或1次充注,有的甚至未发现油包裹体。在空间上多期次充注主要发现于油田东部、南部,即塔河1,2, 3区,油田西部多期次充注相对少见,表明区域油气运移方向存在自东向西、自南向北的总趋势。
4.2储层沥青反射率
固体沥青反射率反映的是流体烃类转变为固体沥青后所经历的热历史。塔河油田中下奥陶统储层固体沥青测定的沥青反射率明显可分为2组:一组为0.68%~0.87%,对应的镜质体反射率为0.81%~0.94%;另一组为0.35%~0.62%,对应的镜质体反射率为0.56%~0.77%。另外,对哈1井沥青砂岩用氯仿浸泡后残留的沥青进行反射率测定,低者0.70%,高者达1.58%,表明有更早的油气成藏过程,而沥青砂岩上覆储集性能良好的石炭系中却未见沥青显示,表明其形成于海西早期。
因此认为,塔河油田进油期至少有三期,即海西早期、海西晚期及燕山)喜马拉雅早期,其中海西早期以破坏为主,海西晚期以后则以成藏为主。
4.3储层自生伊利石测龄
塔河6区S67井卡拉沙依组(C1kl)油砂自生伊利石测龄分析表明,0.3~0.5L m及0.15~0.3 L m粒径自生伊利石地质年龄分别为245.33M a 和236.96M a,最细的伊利石分离物的K-Ar法年龄也就是伊利石停止形成与油气最早注入的时间,对多期次成藏的油气藏,则是成藏期的最大地质年龄。因此,海西晚期是该储层的最早进油期。而塔河油田北邻轮南油田LN2井三叠系、东邻东达里亚气田三叠系砂岩储层自生伊利石K-Ar法年龄分别为14~17M a和44.3~49.2M a,分别代表了上新世以来及始新世油气的注入[9]。因此,自生伊利石测龄反映的油气注入期相当于流体包裹体划分的第1,3,4,5期次油气的注入,进一步证明了塔河及邻区多期成藏的特点。
4.4主成藏期的确定
以各期油包裹体均一温度作为其捕获时的最小古温度,就可以运用流体包裹体方法间接确定各期烃类的成藏时期。研究表明,塔河油田不同产层(三叠系、下石炭统、上奥陶统、中下奥陶统)
存在
图1塔河油田油气成藏期次划分
Fig.1Divisio n o f pet roleum accumulatio n episodes in t he T ahe O ilf ield
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#石油实验地质第29卷
/三期五次0油气充注(四次油和一次天然气充注),代表了海西晚期(第一次)、印支)燕山期(第二次)、喜马拉雅期(包括喜马拉雅早、中、晚期的第三、第四和第五次)的油气运移(图1)。
从各期油包裹体出现的频率(图2,3)来看,塔河油田中下奥陶统油包裹体中,平均均一温度小于80e 的占42%,80~100e 的占30%(其中以80~90e 为主,占22%),100~120e 占25%,130~140e 的仅占3%,表明塔河油田中下奥陶统油的注入主要是第一次海西晚期及第二次相当于印支期的注入,两者合计注入比例60%以上,喜马拉雅晚期占3%仅发现个别油包裹体。显然,塔河油田主成油期为海西晚期。从反映不同期次油包裹体及反映以天然气为主的不同期次含烃盐水包裹体的出现频率看,第一次油包裹体的检测概率达到47%,第二次为29%,第三次为18%,第四次仅6%,第一、二次占近80%;相反含烃盐水包裹体第三、四、五次占70%,第一、二次占30%。这都说明塔河油田早期(主要是海西晚期,包括部分印支期)为油的主成藏期,而晚期以天然气包括轻质、凝析油气的注入为主,两者在时间、空间上的不同程度的复合,也就是塔河油田油气面貌复杂多变的根本
原因。
图2 塔河油田O 1-2油包裹体平均均一温度
F ig.2 A ver age homo geneous
temperature o f O 1-2o il inclusio
ns
图3 塔河油田O 1-2不同期次油及含烃盐水包体概率F ig.3 Fr equency o f oil and hydro ca rbon -bear ing
salt w ater inclusions in differ ent stag es
of O 1-2in t he T ahe O ilf ield
储层自生粘土矿物测龄也反映石炭系油藏最早进油期为海西晚期,而三叠系储层的进油期主要
为上新世及始新世。
5 塔河油田古流体场特征
阿克库勒及邻区水动力场特征研究表明,塔河油田奥陶系油藏是在一个长期相对稳定的有利区域水动力背景下形成、演化的。海西早期的水文地质环境造就了中下奥陶统古岩溶储集空间,形成了规模巨大的碳酸盐岩岩溶-缝洞型储集体;海西期以来满加尔、草湖烃源区沉积压实水流向是油气运移的强大动力背景;塔河油田长期处于油、气、水的相对低势区,地层水压力系数明显偏低,水动力强度偏弱,同样为塔河油田油气聚集、保存提供了良好的水动力条件。
海西晚期古流体势研究表明,海西期沿奥陶系顶面(T 4
7)大规模的油气运移自南向北,区域变化规律非常清楚(图4),在塔河油田3,4,6区存在的相对低势区则表明早期油气聚集成藏的区域势场条件及形成原生油藏的有利位置。
通过地层流体压力系数,反映出现今沿T 4
7,T 0
7,T 0
5,T 6
4几个不整合面流体动力场的强弱及其变化。
T 47,T 07,T 05,T 6
4几个不整合面及区域测线的流体压力表明,T 0
5以上水动力条件明显强于T 0
5以下,总体北高南低,这与晚期地层反转有关,也是成藏油气晚期重新分配的动力源。阿克库勒凸起东部较强的水动力强度是油气由东部草湖烃源区向塔河油田运移的区域动力背景。塔河油田及其南部地区奥陶系相对稳定的弱水动力条件,有利于油气的聚集、成藏及保存。
T 47,T 07,T 05,T 6
4等不整合面油气势场是流体能量的反映。区域上油势的高势及相对高势区集中出现于塔河油田东部,相对低势区出现于塔河油田及其南部广大地区。南部没有见到油,气高势区与远离主力烃源区有关,这表明塔河油田及其南部是油气运移聚集成藏的有利地区。另外,研究区北部于奇地区及南部石炭系盐下亦在奥陶系见到大片的相对油气低势区,说明同样具有晚期油气充注、成藏的势能条件。T 6
4气势低势区东移至塔河1,2区则揭示了塔河油田西油东气特点的内在规律。
6 油气运移输导条件和聚集规律
6.1 油气运移输导条件
塔河油田不整合面、奥陶系岩溶孔洞缝、断层
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227# 第3期 顾 忆等.塔河油田油气运移与聚集规律
图4塔河油田海西期沿T4
7
面油势分布
1.钻井;
2.油势等值线/m;
3.断层;
4.尖灭线
Fig.4F luid po tent ial distr ibution alo ng profile T4
7
during Her cynian in the T ahe O ilfield
及构造裂隙、连通砂体4类油气输导系统,控制了不同时代、不同储层油气的运移聚集,制约了不同区块、不同类型油气藏的形成与演化,输导条件的多样化与复杂程度也是塔河油田一个重要的成藏地质特点。
6.1.1不整合面及岩溶系统
经受加里东期)海西早期长期暴露风化剥蚀的中下奥陶统风化壳(T47)广泛发育,分布稳定,储渗条件较好的地表残积物及风化裂隙角砾岩,与其下主要由缝合线、裂隙沟通的溶蚀孔、洞、缝构成岩溶网络,组成了塔河油田最重要的输导体系。由于塔河油田主体T47,T07,T06几大不整合叠合且长期南倾,该输导体系也就成了塔河油田及南部烃源岩区油气大规模侧向运移的巨型输导体系与储集体,尤其是海西晚期烃源区的大规模供油及塔河地区尚不完全封闭的盖层条件,整合成现今发现的数亿吨早期重质油储量特定的运移、成藏、演化等各种成藏条件,进一步显示不整合及岩溶系统输导体系(层)对塔河油田形成的重要贡献。
6.1.2区域性大型通源断裂
自加里东中晚期以来,塔河地区经多期构造变形的叠加改造,主要形成了北东向、近东西向及近北西向3组断裂裂缝系统。研究表明,海西早期前形成的构造裂隙中尚未发现油气显示及烃类包裹体,海西早期及其以后形成的构造裂隙中则多见油气显示及烃类包裹体,表明后者已成为区域油气多期次运移的重要通道。塔河地区奥陶系/构造0轴部(阿克库木断裂构造带在本区的延伸部位),S86-S67-S65-T401井及T402-S78井沿北东方向构造裂隙相对发育,形成自塔河7区-6区-4区中下奥陶统油气运移富集带。塔河东部S47-S70-S60-S69井沿东西方向也是中下奥陶统构造裂隙相对发育带,构成了自塔河9区向3区的油气运移聚集带。显然,这些不同期次的运移聚集带都与断层、构造裂隙的输导条件有关。至于石炭系、特别是三叠系沟通不整合面或已成藏油气,断裂更是不可缺失的运移输导条件。
6.1.3连通砂体及与断裂、不整合组成的网络
塔河地区T05不整合面以下的卡拉沙依组具有砂岩层数多、单层厚度薄、横向变化大的特点;三叠系砂体展布相对稳定,横向变化较小,它们本身既是储层又是输导层。重要的是必须有断裂及不整合面与烃源或已成藏油气的沟通,才能形成具有成藏意义的油气运移、输导网络。塔河1,2区三叠系油气藏为次生油气藏,也仅是其中一种成藏机制。如果断裂沟通T05以下的南倾不整合面,应同样可以在三叠系形成由砂体+断裂+不整合面的输导系统形成的原生油气藏。
6.1.4复式输导系统
区域性通源断裂、不整合面、岩溶缝洞系统、砂体输导层、裂隙等在空间上构成了油气运移的广泛通道,是大型复式油气藏成藏的必要条件。
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#石油实验地质第29卷
北东向、近南北向、北西向的区域性大断裂大多数均由寒武)奥陶系断至海西晚期形成的不整合面(T06)或更新的层位,是第一个油气运移系统,为奥陶系大型岩溶)缝洞型油气藏的形成提供了先决条件。海西晚期形成的断裂与T06不整合面连通,为油气的再次运移调整提供了保证,是第二个油气运移系统。印支)燕山期形成的断裂再与前二个油气运移系统、砂体输导层共同组成了塔河油田油气纵横向油气运移的复合系统。喜马拉雅期则基本上是在原来的油气运移系统上的再次充注、调整。
6.2油气聚集规律
塔河及邻区已发现众多油气藏,分布层位从中生界至古生界,由于多期构造运动叠加,多期成藏,呈现出不同性质、不同类型油气藏交叉叠置的复式油气藏特征。具体表现在:平面上油气藏主要沿断裂带分布;奥陶系油气分布不受现今构造高低控制,油气性质分带性强;不同层位油气藏类型多样,纵向上各种性质油气藏叠置;油气藏埋深大,油气储量分布集中;油气藏相态复杂,不同期成藏的油气并存。
通过对塔河油田与邻区油气运移及塔河油田油气藏分布特征的研究,结合多年来对塔河地区成藏地质条件的认识,认为塔河油田有以下油气运移与聚集规律。
6.2.1长期生烃、多期供烃
规模巨大的寒武)奥陶系主力烃源岩,长期生烃,多期供烃,为塔河油田油气大规模多期成藏提供了可靠的资源保障。
相对稳定的大型生油坳陷满加尔及其围斜地区的寒武系)中下奥陶统,早在加里东末期坳陷区就已进入生烃阶段,开始具备了大规模成藏的烃源条件;海西期时塔河油田邻近地区烃源岩先后进入生烃高峰期,具备了形成大型油气田群的烃源条件;海西期后直至喜马拉雅期,塔里木盆地长期处于低古地温背景,寒武系)中下奥陶统烃源岩多期生油,持续供油,为塔河油田多期成藏及成藏油气的叠加、复合改造提供了物质条件。因此,寒武系)中下奥陶统烃源岩大规模的油气形成及供油期为加里东晚期)海西早期、海西晚期、燕山)喜马拉雅期,先后提供了成熟、成熟)高成熟、高成熟、高)过成熟的规模巨大的油气源[10],这就使塔河地区具备了不同期次油气注入、成藏、形成大型油气田的强大物质基础。
6.2.2油气运移指向区
塔河油田处于古隆起、古斜坡有利区域构造位置,早期油气由南向北运移,晚期油气由南向北、由东向西运移,是油气长期运移指向区。
阿克库勒凸起是一个长期发育的古凸起,加里东中晚期形成凸起雏形,海西早期受区域性挤压抬升形成向西南倾伏的北东向展布的大型鼻凸。塔河油田位于阿克库勒凸起南斜坡,在南、东、西3个方向面对满加尔、草湖、哈拉哈塘等不同规模、不同成熟演化阶段的烃源区,始终都是古生界海相油气运移的必经之地,有利于捕集生油坳陷不同时期形成的油气。由于地处古隆起、古斜坡,发育多种类型的圈闭构造,尽管在喜马拉雅晚期发生区域北倾,但下古生界以下地层仍为南倾潜伏隆起,依然是晚期轻质油气的主要运移指向区,油气通过断裂、不整合面及输导层持续向本区运移,在圈闭等条件适合处聚集成藏。海西晚期及其以后的多期构造运动,为油气运移提供了良好的构造条件。6.2.3不整合及断裂对油气成藏的控制
不整合、断裂是控制油气成藏的重要因素。不整合面、岩溶输导网络、断裂带是塔河油田油气成藏的重要输导条件,不整合、断裂不仅对油气运移起控制作用,而且对储层的发育也有重要影响。
区内发育有东西、北东、北西3组断层,主要形成于海西期和印支)燕山期。这些断层不仅是油气运移的良好通道,也控制着大部分构造圈闭的发育。多期的构造运动,形成了T47,T07,T06,T05等多个不整合面,特别是对于碳酸盐岩储层,多期次不整合长期风化剥蚀淋滤,形成古岩溶或古风化壳型储集层,并控制着潜山圈闭和岩性尖灭圈闭的发育。断裂对古岩溶的发育亦具重要作用。大型溶洞常发育在大断裂带附近,洞穴的走向常与断裂的走向及岩层的走向一致,二组及三组断裂的交汇处也容易形成大型洞穴。这是因为断裂带岩石破碎程度高,可溶蚀性强,沿断层水的渗流和交替作用增强等原因所致。同时,多期次断裂的活动产生的构造裂隙由于沟通了地下流体,使流体沿断裂面或裂隙溶蚀储层,形成孔)洞)缝系统,大大改善了其储集性能,形成了奥陶系碳酸盐岩岩溶)缝洞型储集体。
不整合面上、下有利于发育各种良好的不同类型的圈闭,特别是缝洞)岩溶型大型圈闭,为油气富集提供空间和场所;断层在一定程度可以改善储层的储集性能。同时不整合面、岩溶输导网络又是油气进行侧向运移的良好通道,因而油气在运移时,就近富集在不整合面附近的圈闭中。区内已发现的奥陶系油气藏大部分位于不整合面附近的上、
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第3期顾忆等.塔河油田油气运移与聚集规律
下地层中。而断裂则沟通了烃源岩、已成藏油气与上覆储层,是垂向运移的良好通道,塔河三叠系油气藏主要与此有关。
6.2.4塔河大型复式油气田的形成条件
多套储层、多套储盖组合、多种圈闭类型,大型碳酸盐岩缝洞)岩溶型储集体发育是形成塔河大型复式油气田的重要条件。
本区发育多套储盖组合,中下奥陶统碳酸盐岩岩溶)缝洞型储集体与上覆石炭系泥岩、上奥陶统泥灰岩、泥岩等储盖组合最为重要,下石炭)上泥盆统及三叠系储层主要与上覆泥岩层形成储盖组合。
塔河油田奥陶系圈闭主要为受阿克库勒凸起背景控制的大型岩溶)缝洞型。奥陶系碳酸盐岩受加里东中晚期、海西期构造运动的影响,强烈抬升,长期暴露遭受剥蚀,由于地貌、水文地质条件及岩石本身性质差异,造成差异性风化剥蚀形成残丘、洼地、平台等形态,被上覆非渗透层封盖形成圈闭。其构造背景为阿克库勒凸起下古生界大型褶皱)侵蚀型潜山,潜山向四周倾伏呈大型穹隆形态,塔河油田处在大型潜山向西南倾伏的缓斜坡区,地层产状与古地貌产状基本相近,圈闭形态不受岩溶残丘形态局限,受岩溶残丘形态和缝洞储集体展布范围的复合控制。有效储集空间主要为构造裂缝及溶蚀缝洞,构成岩溶)缝洞储集体,非均质性强。岩溶)缝洞型储集体的发育程度是控制油气富集成藏的重要因素。
6.2.5塔河油田成藏机制及控制因素
早期成藏改造、晚期充注调整是塔河油田重要的成藏机制,成藏封闭条件的形成与演化是塔河油气成藏的重要控制因素。
塔河油田油气具多期成藏特点,主成藏期为海西晚期和喜马拉雅期。海西早期形成的油气藏大都遭到破坏,奥陶系灰岩中普遍见到的硬沥青,即是该期成藏后遭受破坏的标志;海西晚期是本区最重要的成藏期,目前所见奥陶系重质油藏均为该期所形成。印支)燕山期以来较轻质油气的再次充注和已成藏油气的调整,形成了塔河油田丰富多彩的油气面貌。
塔河油田油气成藏封闭系统经历了多期的建立)破坏)重建,对应的成藏油气则经受了破坏、改造、叠合、调整等后生作用的影响。
加里东晚期)海西早期先封闭后开放系统形成,油气遭严重破坏,如哈1井志留系沥青砂岩、塔河奥陶系氧化型沥青的出现均是油气遭受破坏的证据。
海西晚期)燕山期早期半封闭)封闭系统形成,该期虽然是油气主要成藏阶段,但早期下石炭统盖层的半封闭性,使成藏油气遭受不同程度的改造,如S94井重质油藏、塔河奥陶系重质油藏即是该期形成。
燕山)喜马拉雅早期区域性封闭系统重建,为高成熟油气的聚集提供了条件,如塔河奥陶系油藏的再次充注,或已成藏油气的调整。
喜马拉雅中)晚期区域性封闭系统最终定型与区域性抬升,形成高)过成熟油气的聚集与油气藏的重新调整,如塔河1区三叠系凝析气藏、达里亚凝析气田。
因此,早期封闭系统的演化对形成重质海相原生油藏有重要意义;晚期封闭系统的重建,则是次生、原生轻质油气藏尤其是天然气藏形成的重要条件。
7结论
1)塔河奥陶系原油存在着早期由南向北、晚期由南向北、由东向西的油气运移充注方向。塔河奥陶系原油的轻烃、饱和烃的生物标志化合物及非烃类的含氮化合物代表了原油由轻至重组分运移特征。含氮化合物表征的油气运移方向主体是由南向北,代表了早期油气的充注方向;饱和烃和轻烃表征的油气运移方向有2个,即早期油气由南向北充注,晚期油气除由南向北充注外,由东向西也是一个重要的油气充注方向。奥陶系原油的密度分布也可以宏观地反映油气运移的方向。
2)根据古水动力条件背景、油气古、今势场及微观流体包裹体特征、储层沥青反射率、储层自生伊利石特征,结合油气地球化学指标,综合判别塔河油田油气总体存在着/三期五次0油气充注期,即海西晚期(第一次)、印支)燕山期(第二次)和喜马拉雅期(第三、四、五次),其主成藏期为海西晚期和喜马拉雅晚期。海西晚期油气运移方向总体为由南向北,喜马拉雅期油气运移方向总体为由南向北、由东向西。
3)塔河油田早期油气主要来自南部烃源区,这与南部满加尔坳陷及其围斜地区主力烃源岩寒武系)中下奥陶统油气生成、演化及供油期相一致;晚期油气除由南向北的运移聚集外,自东向西的油气运移聚集也与/七五0以来对塔河油田东部草湖烃源区的研究认识相一致[10,11]。草湖烃源区成熟度低于满加尔,海西期后是主要的供油气期,因此
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#石油实验地质第29卷
起带供烃,使之有充裕的烃源;2)发育大规模的砂砾岩体与火山岩储集体,构成油气侧向运移的汇聚系统,而发育在断陷中央的深大断裂与深部大型火山岩锥体,构成了深断陷内主力烃源岩系生成的油气充分向营城组与登娄库组泥页岩构成的储盖组合垂向运聚的有利汇聚系统,使深层的油气能充分向近源构造带运移。
4.3形成中型油气田的有利区带
其余的7个均为规模在(1000~2000)@104t 油当量的油气田,平均储量丰度为(30~100)@104t 油当量。近源的陡坡坡折带及缓坡坡折带是形成中型油气田的有利区带:1)由单个深断陷或由多个中深断陷供烃,或深断陷的边缘区带烃源岩较充裕,但烃源供给的规模小于中央断隆带;2)发育规模较大的继承性鼻状隆起构造带,发育构造型、构造)岩性型、构造)地层超覆尖灭型、构造)基岩型、构造)火山岩型以及其他复合型;3)发育大规模的砂砾岩体与火山岩储集体,构成油气侧向运移的汇聚系统,但垂向运聚主要依靠断裂系,深部大型火山岩锥不太发育,使深部油气运移不够充分。
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认为自东向西的油气聚集主要发生在海西期后,也就是晚期油气。
4)塔河油田早期大规模油气由南向北运移聚集,因此在勘探上,塔河6区西部、8区、10区、7区及西北部早期油的充注活跃,对勘探早期原生油藏有利,是奥陶系增储的主战场;塔河7区早、晚期油气充注均很活跃,应是奥陶系增储上产最有利油气富集区块;塔河9区及南部盐下领域,晚期充注活跃,油质较好,是正常)轻质油气重要的勘探领域。
致谢:本文得到中国石化西北分公司翟晓先副经理、陈惠超副总地质师和中国石化西北分公司勘探开发研究院黄太柱副院长、云露所长大力支持与帮助;文中参考了罗斌杰和傅家谟以及罗宏等的研究报告,在此一并致谢。
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