新疆準噶爾盆地南緣中段霍爾果斯背斜“源—蓋”匹配關系研究

李 軍，肖立新，王玉林，王振奇

(1. 長江大學 油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室，湖北 武漢 430100； 2. 中國石油新疆油田分公司勘探開發研究院地球物理研究所，新疆 烏魯木齊 830000)

新疆準噶爾盆地南緣中段霍爾果斯背斜“源—蓋”匹配關系研究

李 軍1，肖立新2，王玉林1，王振奇1

(1. 長江大學 油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室，湖北 武漢 430100； 2. 中國石油新疆油田分公司勘探開發研究院地球物理研究所，新疆 烏魯木齊 830000)

采用重建烴源巖生烴史(“源”)和泥質蓋層排替壓力演化史(“蓋”)的方法，研究“源—蓋”動態匹配關系，以確定泥質蓋層封閉動態有效性。針對新疆準噶爾盆地南緣中段霍爾果斯背斜霍001井泥質蓋層封閉性的研究結果表明:霍爾果斯背斜上白堊統東溝組泥質蓋層最大排替壓力達到3.76 MPa，具備封蓋油的能力，但“源—蓋”匹配關系不理想，東溝組泥質蓋層在古近系中期開始具備封蓋油的能力(排替壓力達到1 MPa以上)，但中下侏羅統烴源巖在白堊系末期已經開始生烴，東溝組泥質蓋層只具備對下伏下白堊統吐谷魯群組烴源巖的封蓋能力。

泥質蓋層；生烴史；排替壓力演化史；“源—蓋”匹配關系

新疆準噶爾盆地南緣中段霍爾果斯背斜中上組合的油氣勘探已經取得了階段性的成果，下組合的勘探逐漸提上日程，下白堊統吐谷魯群組和侏羅系烴源巖的生烴潛能巨大，但迄今為止，下組合的勘探仍未取得突破，因此對上白堊統東溝組泥巖蓋層的封閉能力和“源—蓋”匹配關系的研究成為下組合油氣勘探的突出問題。如何從動態演化的角度定量評價泥質蓋層建造階段的封閉有效性是本文要嘗試解決的問題。

蓋層建造階段封閉有效性指蓋層封閉性的形成時間早于(至少不晚于)下覆烴源巖的生排烴時間[1]。采用盆地模擬的方法模擬盆地的熱演化史、烴源巖生烴史；利用泥巖孔隙度和排替壓力實測數據資料，求取孔隙度與排替壓力之間的相關關系，通過埋藏史恢復，計算泥質蓋層的孔隙度演化史，進而計算蓋層的排替壓力演化史[2]；分析下伏烴源巖的生烴史與上覆泥質蓋層的排替壓力演化史的時間匹配關系，即“源—蓋”匹配關系，確定蓋層的動態封蓋能力[3]。

值得說明的是，本文對泥質巖蓋層封閉能力動態演化的研究只是初步解決了泥質巖蓋層在建造階段的封閉能力的演化，后期改造階段的壓溶作用和構造作用對蓋層封閉能力是一個更為復雜的問題，尚未有一個有效的定量評價方法，因此本文蓋層在改造階段的封閉能力演化沒有涉及。

1 烴源巖與蓋層發育特征

霍爾果斯背斜霍001井自上而下鉆遇了沙灣組、安集海河組、紫泥泉子組、東溝組、下白堊吐谷魯群組(未穿)，揭示了下白堊統吐谷魯群組和中下侏羅統兩套烴源巖。下白堊統吐谷魯群組烴源巖為一套湖相烴源巖，有機質豐度中等，烴源巖熱演化已進入生油階段，Ro為0.5%～0.7%；中下侏羅統烴源巖為一套湖沼相煤系沉積，有機質豐度較好，熱演化程度較高，Ro為1.0%～1.4%。

霍001井東溝組泥質巖含量高、厚度大，東溝組泥巖單層最大厚度28 m，泥巖累計厚度465 m，為霍爾果斯背斜的區域性蓋層。

2 熱史及生烴史

喜山運動之前，隨著埋深的增加，地層溫度隨之升高，喜山運動期間，地層遭受擠壓并抬升發生剝蝕作用，地層溫度降低，吐谷魯群烴源巖最大埋深約為6 000 m，地層溫度155℃；而后抬升遭受剝蝕，地層溫度隨之下降，現今約為130℃[4]。中、下侏羅統烴源巖最大埋深約為8 500 m，地層溫度180℃；遭受剝蝕抬升后，地層溫度隨之下降，現今約為160℃(見圖1)。

圖1 霍爾果斯背斜熱史—埋藏史

本文取Ro=0.5～1.3為生油期，Ro=0.55～0.7為生油早期，Ro=0.7～1.0為生油高峰，Ro=1.0～1.3為晚期生油，Ro=1.3～4.0為生氣期[5]。白堊紀末期，侏羅系的烴源巖已經成熟并開始生排烴，由于侏羅系為一套有機質含量豐富的煤系地層，主要以生氣為主，生成的原油較少。新近紀獨山子組沉積時期，下白堊統烴源巖達到生油門限進入大量生排烴階段，生成的油氣主要為中低熟原油(見圖2)。

圖2 霍爾果斯背斜Ro-埋藏史

3 泥質蓋層排替壓力史

排替壓力史重建是基于孔隙度史重建之基礎上的。本文利用盆地模擬軟件PetroMod在埋藏史的基礎上模擬了霍001井的東溝組孔隙度演化史(圖3)。

圖3 霍001井東溝組孔隙度演化史

地層孔隙度與排替壓力之間存在明顯的相關性。總孔隙度越小，壓實程度越高，最大孔吼半徑半徑越小，泥巖孔隙毛細管力越大，滲透率越低，排替壓力越大。本文采用已發表文獻中孔隙度與排替壓力的關系式:

P=24.799×φ-0.8189

式中，P為排替壓力，MPa；φ為地層總孔隙度，%。

在埋藏史的基礎上得到地層孔隙度演化史，根據上面的孔隙度—排替壓力模型公式計算地層排替壓力演化史(圖4)。白堊系東溝組泥巖蓋層排替壓力在古近系中期達到1 MPa以上，在古近系末期達到3 MPa以上，新近系至今逐漸升高到3.7 MPa。

圖4 霍001井東溝組排替壓力演化史

4 源蓋匹配關系

目前排替壓力是國內外蓋層封閉能力評價主要評價參數，但目前尚無統一的分級標準。有研究者認為，當泥質蓋層滲透率低于10-5μm2，即大致相當于排替壓力大于1 MPa時，泥巖初具封閉油的能力；還有的認為，當排替壓力為1～5 MPa時，只能封住低壓油氣藏，當排替壓力為5～10 MPa時，能封住常壓氣藏，當排替壓力為10～15 MPa時，能封住高壓氣藏，當排替壓力大于15 MPa時，泥質蓋層能封住超高壓氣藏[6]。據此，本文取排替壓力1 MPa即地層總孔隙度30%作為封閉油的下限值，排替壓力5 MPa及地層總孔隙度7%作為封閉氣的下限值。

白堊系東溝組泥巖蓋層對下伏烴源巖生成油氣的封蓋作用不夠理想。盡管東溝組泥巖蓋層在古近系中期開始具有封蓋油的能力，但侏羅系烴源巖在白堊系末期已經開始大量的生排烴，而同時期東溝組才剛剛沉積完成，不具備封蓋侏羅系油氣的能力，只具備封蓋下白堊原油的能力。

5 結 語

1) 受喜山運動影響，地層抬升剝蝕，下白堊地層溫度由155℃降低到130℃，中下侏羅統地層溫度由180℃降低到160℃。

2) 中下侏羅統烴源巖在白堊紀末期開始生烴，主要以生氣為主，生成的原油較少，下白堊統吐谷魯群組在新近系獨山子沉積時期開始生烴，生成的油氣主要為中低熟原油。

3) 準噶爾盆地南緣中段霍爾果斯背斜白堊系東溝組泥質蓋層“源—蓋”匹配關系不理想，動態有效封閉性有限，東溝組泥質蓋層在古近系中期開始具備封蓋油的能力，但中下侏羅統烴源巖在白堊系末期已經開始生烴，東溝組泥質蓋層只具備對下伏下白堊統吐谷魯群組烴源巖生成原油的封蓋能力。

[1] 付廣, 薛永超. 蓋層與源巖的時空配置關系對油氣運聚成藏的控制作用[J]. 礦物巖石, 2001, 21(2): 56-61.

[2] 袁玉松, 孫冬勝, 周雁, 等. 四川盆地川東南地區“源—蓋”匹配關系研究[J]. 地質論評, 2010, 56(6): 831-837.

[3] 張仲培, 王毅, 李建交, 等. 塔里木盆地巴—麥地區古生界油氣蓋層動態演化評價[J]. 石油與天然氣地質, 2014, 35(6): 839-851.

[4] 潘長春, 王緒龍. 準噶爾盆地熱歷史[J]. 地球化學, 1997, 26(6): 1-7.

[5] 王玉林, 王振奇, 楊見, 等. 準噶爾盆地南緣中段盆地模擬分析[J]. 中國錳業, 2016, 34(6):11-15.

[6] 呂延防, 付廣, 于丹. 中國大中型氣田蓋層封蓋能力綜合評價及其對成藏的貢獻[J]. 石油與天然氣地質, 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

國家科技重大專項(2011ZX05030-003-001)

李軍(1991-)，男，河南人，碩士研究生，研究方向：蓋層評價，手機：15699114248，E-mail： 478304579@qq. com；通訊作者：王振奇(1963-)，男，湖北人，教授，研究方向：油氣成藏動力學和油氣儲層綜合評價，手機：18986726688，E-mail：wzq@ yangtzeu.edu.cn.

P618.13

B

10.14101/j.cnki.issn.1002-4336.2017.02.017