吐哈盆地勝北洼陷七克臺組二段致密油成藏條件

馮 越，黃志龍，李天軍，張 華，李宏偉，周亞東

（1.中國石油大學（北京）地球科學學院，北京 102249；2.油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249；3.中國石油吐哈油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆哈密 839009）

0 引言

致密油是指儲集在覆壓基質(zhì)滲透率≤0.1 mD（空氣滲透率<1.0 mD）的致密砂巖、致密碳酸鹽巖等儲集層中的石油［1-2］。中國陸相致密油廣泛分布在中、新生界，其中四川盆地侏羅系、酒泉盆地白堊系和遼河盆地雷家地區(qū)沙河街組等均具備致密油富集的地質(zhì)條件，致密油已逐步成為中國最具現(xiàn)實開發(fā)意義的非常規(guī)石油資源［2-6］。關于致密油的形成和富集條件，國內(nèi)外學者已進行了大量研究，認為廣泛分布的致密儲層、優(yōu)質(zhì)烴源巖以及良好的源儲配置條件均是致密油富集成藏的關鍵要素，在優(yōu)質(zhì)源儲的疊合區(qū)更容易形成致密油“甜點”［7-9］。

吐哈盆地勝北洼陷常規(guī)油氣藏勘探已取得顯著成效［10-11］，而非常規(guī)油氣藏勘探才剛剛起步，早期勘探實踐雖然注意到七克臺組源內(nèi)油氣顯示豐富，但由于開發(fā)技術的限制一直未得到充分重視，直到連砂1 井、勝北6 井及勝北10 井相繼獲得低產(chǎn)油流，才對這套油藏進行了重新認識［12］。隨著勝北洼陷致密油勘探程度的深化，認為七克臺組二段具有大面積分布的致密混積巖儲層，其下發(fā)育廣覆式厚層半深湖泥巖，為源內(nèi)致密油藏［12-13］。截至2020 年初，勝北洼陷已有23 口井在七克臺組源內(nèi)的致密儲層見熒光-油跡級別的油氣顯示，其中5 口試油井獲低產(chǎn)油氣流。在一定程度上說明該區(qū)致密油資源潛力較大，具備深入勘探的潛力。前人對勝北洼陷七克臺組二段致密油的研究主要集中在沉積特征、儲層特征等方面［12-14］，對于七克臺組二段致密油成藏條件、成藏特征尚未開展系統(tǒng)的研究。因此，圍繞致密油成藏控制因素，系統(tǒng)分析勝北洼陷七克臺組二段致密油發(fā)育的烴源巖條件、儲層條件、原油富集規(guī)律及成藏要素對下一步的致密油效益勘探開發(fā)具有重要意義。針對上述問題，通過巖心觀察、薄片鑒定、掃描電鏡觀察、高壓壓汞等手段，結合有機地球化學實驗分析，重點分析七克臺組二段烴源巖和致密儲層發(fā)育特征，梳理致密油成藏主控因素，以期為勝北洼陷致密油下一步的勘探開發(fā)提供科學依據(jù)。

1 地質(zhì)概況

吐哈盆地是中國西北地區(qū)重要的含油氣盆地之一，總面積5.35 萬km2。勝北洼陷位于吐魯番坳陷臺北凹陷西部，面積約為3 000 km2，是臺北凹陷重要的富油氣洼陷，油氣成藏條件良好［15-16］（圖1）。

圖1 吐哈盆地構造分區(qū)圖及侏羅系地層柱狀圖Fig.1 Structural zoning map and Jurassic stratigraphic column of Turpan-Hami Basin

吐哈盆地沉積地層自下而上發(fā)育石炭系—第四系，其中侏羅系是主要勘探目的層，厚度>4 000 m。中侏羅統(tǒng)七克臺組以湖泊相沉積為主，水體深度變化較快，沉積中后期水體逐漸加深［15］。七克臺組東西向地層厚度相對穩(wěn)定，由南向北地層厚度逐漸增大，為110～496 m。根據(jù)巖性，七克臺組自下而上可劃分為一段和二段，一段底部為厚度近70 m 的含雙殼類灰白色砂巖，向上砂巖與薄層暗色泥巖、炭質(zhì)泥巖和煤層互層。七克臺組二段（本次研究的目的層）底部為湖侵期沉積的厚層暗色泥巖，緊鄰其上發(fā)育了一套連續(xù)分布的致密混積巖儲層，厚度為30～130 m［12-13］。烴源巖與儲層縱向上緊密接觸，有利于烴源巖的高效排烴［8］。頂部氧化色泥巖與上覆齊古組區(qū)域性蓋層對致密油成藏起到封閉和保存作用，源內(nèi)生成的油氣向上運移難度大，主要在七克臺組二段內(nèi)部富集成藏。因而，該區(qū)具備致密油的成藏條件。

2 沉積特征

吐哈盆地勝北洼陷七克臺組沉積時期，古氣候由溫濕逐漸向干熱演化，湖盆水體深度變化比較快［15］。七克臺組一段沉積期水體較淺，主要發(fā)育濱淺湖—辮狀河三角洲沉積體系，巖性組合為砂泥巖互層夾薄煤層［15-17］。七克臺組二段沉積期，勝北洼陷整體表現(xiàn)為南高北低的構造格局，湖盆水體北深南淺。沉積期研究區(qū)的古構造、水深和距離物源區(qū)的遠近對于陸源碎屑和碳酸鹽礦物含量及分布均具有重要影響［18］。雖然部分陸源碎屑能夠向湖盆中心搬運，但陸源碎屑含量整體表現(xiàn)為南高北低的特征。七克臺組二段沉積初期，湖盆擴張，沉積水體加深，勝北洼陷主體為半深湖沉積，巖性以暗色泥巖為主，具有良好的生油能力。隨后氣候逐漸干熱，湖盆水體變淺，碳酸鹽礦物含量增多，在二段中部表現(xiàn)出混合沉積的特征，發(fā)育平行層理、塊狀層理和波狀層理等沉積構造，見雙殼類等淺水生物。混積巖也有一定的生烴能力，同時也具備儲集油氣的條件，具有源儲一體的特征。在巖心相和沉積相標志分析的基礎上，結合鏡下薄片鑒定、全巖礦物分析等資料，認為靠近物源一側發(fā)育灘壩微相，靠近洼陷中心一側發(fā)育灰泥坪、顆粒灘、湖灣微相［13］。至七克臺組沉積末期，氣候以半干旱為主，主要為濱湖沉積，厚度超過20 m 的氧化色泥巖以沉積蓋層形式出現(xiàn)（圖2）。

3 烴源巖特征

3.1 地層特征

通過對吐哈盆地勝北洼陷七克臺組二段10 口取心井160 塊烴源巖樣品進行巖心觀察、薄片鑒定及全巖分析，發(fā)現(xiàn)七克臺組二段烴源巖巖性主要包括灰（云）質(zhì)泥巖和暗色泥巖，可見藻類、生物碎屑及球粒狀黃鐵礦，普遍發(fā)育構造縫和紋層縫。七克臺組二段烴源巖具有面積大、廣覆式的分布特征，面積可達1 100 km2，厚度主要為40～130 m。七克臺組二段沉積早期大面積的湖侵，使區(qū)域上廣泛發(fā)育富有機質(zhì)暗色泥巖，厚度可超過60 m，中部的富有機質(zhì)烴源巖縱向上厚度較薄，與儲層交互分布，厚度一般不超過30 m（參見圖2）。

3.2 沉積環(huán)境

沉積環(huán)境直接決定烴源巖的質(zhì)量［19］。研究區(qū)七克臺組二段烴源巖的w（Pr）/w（nC17）為0.62～2.38，w（Ph）/w（nC18）為0.45～2.35，w（Pr）/w（Ph）為0.57～1.26，平均值為0.89，表明該套烴源巖沉積期整體為中等分層的弱還原環(huán)境，生油母質(zhì)以藻類為主［20］。烴源巖的伽馬蠟烷指數(shù)為0.12～0.23，表明烴源巖形成于微咸水沉積環(huán)境。高的生產(chǎn)力條件有利于形成生油母質(zhì)，且易形成有利于有機質(zhì)保存的還原環(huán)境［21］。當古生產(chǎn)力較高時，藻類光合作用會優(yōu)先吸收12C，促使13C 相對富集。可通過計算原地有機質(zhì)生產(chǎn)指數(shù)（API）來判斷湖盆原始有機質(zhì)生產(chǎn)能力。烴源巖的API 為0.58～0.88，平均值為0.70，指示沉積期原始有機質(zhì)生產(chǎn)能力較高［22］。

式中：δ13C實測值為樣品δ13C 的實測值，‰；δ13Cmax，δ13Cmin分別為測量樣品δ13C 的最大值和最小值，‰。

上述指標表明七克臺組二段烴源巖形成于微咸水的還原湖相沉積環(huán)境，生油母質(zhì)以藻類為主，有機質(zhì)類型好，水體具中—高值的初始古生產(chǎn)力，有利于富有機質(zhì)烴源巖的形成。

3.3 有機質(zhì)豐度

勝北洼陷七克臺組二段烴源巖TOC 質(zhì)量分數(shù)為0.16%～9.46%，平均值為1.78%，其中TOC 質(zhì)量分數(shù)>2.0%的烴源巖占樣品總數(shù)的38.9%。S1+S2為0.51～74.76 mg/g，平均值為9.55 mg/g。根據(jù)烴源巖S1+S2與TOC 含量對烴源巖質(zhì)量進行了判別，七克臺組二段烴源巖樣品具有高的有機質(zhì)豐度和生烴潛力，僅個別樣品為差烴源巖。由此可見，勝北洼陷七克臺組二段烴源巖整體屬于一套中等—好烴源巖（圖3）。

3.4 有機質(zhì)類型

勝北洼陷七克臺組二段烴源巖氫指數(shù)為112.38～777.91 mg/g，干酪根H/C 原子比為1.03～1.46，O/C原子比為0.03～0.16，以Ⅰ型和Ⅱ1型有機質(zhì)為主。此外，干酪根顯微組分統(tǒng)計結果表明，七克臺組二段有機質(zhì)顯微組分以腐泥組為主，含殼質(zhì)組（孢子體），相對體積分數(shù)平均為88.06%，含少量鏡質(zhì)組（相對體積分數(shù)平均為11.49%）和微量惰質(zhì)組（主要為絲質(zhì)體和惰屑體，相對體積分數(shù)僅為0.45%）。

圖3 勝北洼陷七克臺組二段烴源巖有機質(zhì)豐度評價Fig.3 Organic matter concentration chart of the second member of Qiketai Formation in Shengbei sub-sag

3.5 有機質(zhì)成熟度

鏡質(zhì)體反射率（Ro）、干酪根最大熱解峰溫（Tmax）都是判斷烴源巖有機質(zhì)熱演化程度的有效參數(shù)。勝北洼陷七克臺組二段烴源巖Ro值主要為0.53%～0.81%，Tmax為431～445 ℃。此外，烴源巖C29甾烷異構化比值w（C29ββ）/［w（C29αα）+w（C29ββ）］和w（C29ααα20 R）/［w（C29ααα20 S）+w（C29ααα20 R）］均為0.2～0.4，表明烴源巖整體處于低熟—成熟演化階段。

4 致密儲層特征

4.1 巖石學特征

吐哈盆地勝北洼陷七克臺組二段儲層的陸源碎屑、黏土礦物與碳酸鹽礦物含量相近，具有混合沉積的特征。根據(jù)礦物相對含量和巖石組構將混積巖劃分為砂屑灰（云）巖［圖4（a）］、含粉砂泥質(zhì)灰（云）巖［圖4（b）］、含泥粉砂質(zhì)灰（云）巖［圖4（c）］、含粉砂灰（云）質(zhì)泥巖［圖4（d）］、含灰（云）粉砂質(zhì)泥巖［圖4（e）］和含灰泥質(zhì)粉砂巖［圖4（f）］。

圖4 勝北洼陷七克臺組二段混積巖儲層巖性特征（a）連北6 井，3 489.61 m，含泥粉砂質(zhì)砂屑灰?guī)r，單偏光；（b）連北1 井，3 258.70 m，含粉砂泥質(zhì)灰?guī)r，單偏光；（c）連北5 井，3 645.43 m，含泥粉砂質(zhì)灰?guī)r，單偏光；（d）連北6 井，3 523.72 m，含粉砂灰質(zhì)泥巖，單偏光；（e）連北6 井，3 533.05 m，含灰粉砂質(zhì)泥巖，單偏光；（f）連北5 井，3 672.10 m，含灰泥質(zhì)粉砂巖，單偏光Fig.4 Lithologic characteristics of mixed rocks of the second member of Qiketai Formation in Shengbei sub-sag

4.2 儲層物性

勝北洼陷七克臺組二段儲層的孔隙度、滲透率統(tǒng)計結果顯示，孔隙度主要為2.6%～7.8%，滲透率普遍<1 mD。參照致密油儲層物性分類標準，研究區(qū)以Ⅱ類和Ⅲ類致密儲層為主（圖5）［23］。

圖5 勝北洼陷七克臺組二段孔滲關系圖［23］Fig.5 Relationship between permeability and porosity of the second member of Qiketai Formation in Shengbei sub-sag

4.3 含油性

勝北洼陷七克臺組二段儲層含油飽和度為7.9%～79.9%，平均值為36.2%，儲層含油性中等偏低。為了不遺漏巖石中不連通封閉孔隙中的烴類，本次采用油飽和指數(shù)（OSI）來評價低成熟-混積巖儲層的含油性特征［24］。采用校正后的油飽和指數(shù)進行計算，OSI 為0.97～161.0 mg/g，含油性整體中等偏低，以含灰泥質(zhì)粉砂巖最高，含油飽和度平均值為39.1%，其次為含泥粉砂質(zhì)砂屑灰?guī)r，含油飽和度平均值為37.2%。

4.4 微觀特征

勝北洼陷七克臺組二段儲層儲集空間包括粒間孔、溶蝕孔等微米—納米級孔隙和微裂縫（圖6）。粒間孔分布在碳酸鹽礦物、陸源碎屑顆粒間，孔隙呈不規(guī)則狀，孔徑為0.05～9.70 μm。溶蝕孔在各類巖石中均有發(fā)育，通常發(fā)育在有機質(zhì)附近，呈多溶孔密集分布特征，孔徑為0.01～6.70 μm。不同尺度裂縫與基質(zhì)孔隙的連通程度控制了儲層中流體的滲流，有氣測顯示的儲集層大部分發(fā)育微裂縫，并以未充填的高角度構造縫為主，巖心和熒光薄片下可見裂縫含油。以臺參2 井為例，深度為3 851.98 m，滲透率為36.40 mD 的樣品由于構造縫的發(fā)育，其滲透率明顯高于相同深度段的另一樣品（深度3 851.82 m，滲透率僅為0.01 mD），儲層中微裂縫的發(fā)育是促使?jié)B透率顯著增高的直接原因。因此，裂縫不僅是七克臺組二段儲層的重要儲集空間，更是提高致密儲層滲透率的主要因素。

圖6 勝北洼陷七克臺組二段儲集空間類型（a）連北6 井，3 484.60 m，發(fā)育晶間孔，氬離子拋光-掃描電鏡；（b）連北6 井，3 484.60 m，粒間孔發(fā)育，氬離子拋光-掃描電鏡；（c）勝北7 井，3 504.35m，石英顆粒間見粒間孔，氬離子拋光-掃描電鏡；（d）連北5 井，3 671.20 m，粒間孔發(fā)育，氬離子拋光-掃描電鏡；（e）連北6 井，3 524.23 m，發(fā)育溶蝕孔，氬離子拋光-掃描電鏡；（f）連北6 井，3 524.63 m，白云石溶蝕，氬離子拋光-掃描電鏡；（g）連北5 井，3 671.25 m，發(fā)育微裂縫，未被充填，單偏光；（h）連北5 井，3 645.60 m，單偏光；（i）連北6 井，3 521.94 m，微裂縫發(fā)育，氬離子拋光-掃描電鏡Fig.6 Reservoir space types of the second member of Qiketai Formation in Shengbei sub-sag

勝北洼陷七克臺組二段儲層以細粒混合沉積為主，在持續(xù)的成巖作用和壓實作用下，儲層孔隙度持續(xù)下降，并于早白堊世致密化（孔隙度<10%）［14，25］。烴源巖從晚白堊世開始進入排烴門限，即油氣開始充注時儲層已經(jīng)致密。對于此類“先致密，后成藏”的致密儲層來講，儲層以小孔細喉為主，排驅(qū)壓力較大，只有致密儲層的流體可動性較強，才能成為油氣富集的有效儲層［26］。為此，通過比表面法來判斷流動孔喉下限。流動孔喉下限對應于比表面積開始快速增大的拐點所對應的孔喉下限［27］。通過此方法確定勝北洼陷七克臺組二段儲層流動孔喉下限為15～50 nm，泥質(zhì)混積巖和泥晶碳酸鹽巖的流動孔喉下限值更高，這是由于黏土礦物具有更大的比表面積，油氣流動需要更大的孔隙喉道，這與Li 等［14］通過離心核磁計算得到的結果相近［圖7（a）］。根據(jù)壓汞核磁聯(lián)測以及掃描電鏡統(tǒng)計，粉砂巖孔喉半徑>50 nm 的樣品占比為69.1%，砂屑灰（云）巖孔喉半徑>50 nm的樣品占比為45.9%，泥晶碳酸鹽巖和泥質(zhì)混積巖孔喉半徑>50 nm 的樣品占比僅為23.5%［圖7（b）］。根據(jù)流動孔喉下限與孔隙度的對應關系，確定七克臺組二段流體流動的孔隙度下限為2.6%，即當孔隙度≥2.6%時，混積巖孔隙中的原油為可動油，當孔隙度<2.6%時，混積巖孔隙中為束縛油，難以進行有效開采［14，27］。

圖7 勝北洼陷七克臺組二段儲層流動孔喉下限及孔喉分布特征Fig.7 Cut-off pore-throat values and distribution characteristics of pore-throat of the second member of Qiketai Formation in Shengbei sub-sag

5 成藏特征與主控因素

5.1 致密油來源

吐哈盆地勝北洼陷七克臺組二段原油的w（Pr）/w（Ph）≈1.0，伽馬蠟烷指數(shù)（伽馬蠟烷/C30藿烷）偏高，平均值為0.17，規(guī)則甾烷αααRC27-C28-C29分布為不對稱“V”型，Tm 略高于Ts，w（C29ββ）/［w（C29αα）+w（C29ββ）］和w（C29ααα20 R）/［w（C29ααα20 S）+w（C29ααα20 R）］均為0.2～0.4，整體特征與七克臺組二段烴源巖相似，但伽馬蠟烷指數(shù)和β-胡蘿卜烷含量較七克臺組二段底部厚層暗色泥巖稍高，因此中上部烴源巖自身也存在一定的貢獻，而勝北洼陷七克臺組一段與三間房組烴源巖w（Pr）/w（Ph）>1.0，伽馬蠟烷含量低，伽馬蠟烷指數(shù)較小，雖然C27-C28-C29規(guī)則甾烷分布也呈不對稱“V”型和反“L”型，但結合Pr/nC17和Ph/nC18，其生油母質(zhì)主要來自于陸源高等植物，且Tm 遠高于Ts，w（Ts）/w（Tm）為0.03～0.17，具有煤系烴源巖的特征。此外，七克臺組一段烴源巖與三間房組烴源巖的C29甾烷異構化參數(shù)普遍高于0.4（圖8）。

從七克臺組二段烴源巖與原油的碳同位素特征來看，烴源巖干酪根與原油的δ13C 平均值均為-30.1‰，族組分碳同位素平穩(wěn)下降，這代表了藻類等Ⅰ型有機質(zhì)來源的特征［28］，而七克臺組一段、三間房組烴源巖干酪根δ13C 平均值為-24.1‰，反映其有機質(zhì)類型較差。因此，致密油來自于七克臺組二段的源內(nèi)烴源巖，屬于近源成藏，與下部烴源巖沒有直接關系。

圖8 勝北洼陷烴源巖與七克臺組二段原油生物標志化合物特征對比Fig.8 Biomarker characteristic comparison between source rocks and crude oil of the second member of Qiketai Formation in Shengbei sub-sag

5.2 致密油的源儲關系

油源對比分析結果表明，勝北洼陷七克臺組二段混積巖致密儲層中的原油主要來源于其底部的優(yōu)質(zhì)烴源巖，結合該區(qū)塊構造發(fā)育特征，認為存在2種源儲關系，即斷裂作為運移通道的下生上儲型和自生自儲型。喜山期形成的走滑斷裂斷穿七克臺組二段，能夠作為溝通源儲的油源斷裂。烴源巖于晚白堊世排烴，與斷裂活動期匹配良好，裂縫面上存在的過油痕跡表明底部烴源巖生成的原油垂向運移至致密儲層中成藏［圖9（a）—（b）］。同時，七克臺組二段中部的混積巖自身具備一定的生油能力，對致密油的富集亦有貢獻［圖9（c）—（d）］。

圖9 勝北洼陷七克臺組二段含油巖心觀察（a）勝北26 井，4 255.91 m，含泥粉砂質(zhì)云巖，裂縫滲油；（b）勝北26 井，4 356.31 m，灰褐色云質(zhì)泥巖，縫面含油；（c）連北6 井，3 530.12 m，含粉砂泥質(zhì)灰?guī)r，抽提后TOC 質(zhì)量分數(shù)為6.50%；（d）連北6 井，3 489.51 m，含泥粉砂質(zhì)砂屑灰?guī)r，抽提后TOC 質(zhì)量分數(shù)為2.23%Fig.9 Oil-bearing core observation of the second member of Qiketai Formation in Shengbei sub-sag

5.3 致密油成藏條件及主控因素

勝北洼陷七克臺組二段細粒混積巖儲層普遍致密，孔隙連通性較差，油氣長距離運移困難，烴源巖、油源斷裂與優(yōu)勢相帶等成藏要素的配置決定了致密油的空間分布。

5.3.1 優(yōu)質(zhì)烴源巖是源內(nèi)致密油成藏的物質(zhì)基礎

勝北洼陷七克臺組二段烴源巖有機質(zhì)豐度高，有機質(zhì)類型以Ⅰ型和Ⅱ1型為主，整體處于低熟—成熟階段早期，可為致密儲層提供充足的油源。S1、氯仿瀝青“A”與有機碳含量具正相關性，表明烴源巖有機質(zhì)豐度對含油性具有一定的控制作用，有機碳質(zhì)量分數(shù)>2.0%的樣品，其S1和瀝青“A”含量較高，含油性較好（圖10）。本研究以w（TOC）=2.0%作為研究區(qū)優(yōu)質(zhì)烴源巖的下限標準，w（TOC）>2.0%為有利于致密油富集。勘探結果顯示，優(yōu)質(zhì)烴源巖有利發(fā)育區(qū)（優(yōu)質(zhì)烴源巖厚度>40 m）的儲層油氣顯示厚度可超30 m。優(yōu)質(zhì)烴源巖發(fā)育區(qū)（優(yōu)質(zhì)烴源巖厚度為20～40 m），如蘇砂1井區(qū)的厚度為24 m，油氣顯示厚度最大僅為14 m。在優(yōu)質(zhì)烴源巖欠發(fā)育區(qū)（優(yōu)質(zhì)烴源巖厚度<20 m），儲層油氣顯示厚度小，含油性差。生烴增壓是致密油有效的運聚動力，有利于連續(xù)充注成藏［29-30］，地層壓力數(shù)據(jù)統(tǒng)計表明，七克臺組二段普遍發(fā)育超壓，且地層壓力系數(shù)與優(yōu)質(zhì)烴源巖厚度具有一定的正相關性，因而優(yōu)質(zhì)烴源巖有利區(qū)會具有更大的油氣充注富集動力（表1）。對于具備一定生烴能力的混積巖儲層，有機質(zhì)脫羧形成的有機酸與CO2致使鄰近有機質(zhì)的溶蝕孔廣泛發(fā)育，且有機質(zhì)與礦物顆粒間形成了生烴成因的孔縫，有利于儲油空間的形成。因此，優(yōu)質(zhì)烴源巖的分布一定程度上控制著研究區(qū)七克臺組二段致密油的富集與分布。

圖10勝北洼陷七克臺組二段氯仿瀝青“A”（a）和S（1b）與TOC關系圖Fig.10 Relationship of TOC content with chloroform asphalt“A”（a）and S1（b）of the second member of Qiketai Formation in Shengbei sub-sag

表1 勝北洼陷七克臺組二段優(yōu)質(zhì)烴源巖與儲層含油性關系Table 1 Relationship between high-quality source rocks and oil-bearing properties of the second member of Qiketai Formation in Shengbei sub-sag

5.3.2 油源斷裂是成藏的重要保證

勝北洼陷共發(fā)育2 組二級斷裂系統(tǒng)。早期活動的北西—南東向逆沖斷裂，受七克臺組區(qū)域蓋層的影響，早期逆沖斷裂在塑性泥巖附近滑脫，而未斷穿七克臺組；晚期活動的北東—南西向走滑斷裂形成于喜山期，基本斷穿中侏羅統(tǒng)［11］。這種斷裂性質(zhì)的差異直接影響了油氣運聚的差異。北東—南西向走滑斷裂溝通烴源巖和中上部的致密儲層，優(yōu)質(zhì)烴源巖生成的原油能夠沿斷層垂向運移至致密儲層中匯聚成藏。試油數(shù)據(jù)對比表明，連北6 井雖發(fā)育厚層烴源巖且位于鼻狀隆起高部位，但其北部發(fā)育的斷裂并未斷至儲層，南部近源的斷裂規(guī)模小（非晚期活動的走滑斷裂）且距離連北6 井較遠，12.35 MPa 的異常壓力（生烴增壓）不能達到孔喉半徑為50 nm 的源儲突破壓力，僅靠中部的薄層烴源巖難以形成富集高產(chǎn)的致密油，連北6 井產(chǎn)出的原油與同層含粉砂泥質(zhì)灰?guī)r的生物標志化合物特征相似，其產(chǎn)量（約為2.4 m3/d）低于同一生油中心的連北5 井和連砂1 井。因此，晚期油源斷裂的發(fā)育程度與致密油的富集密切相關（圖11）。

5.3.3 有利沉積相帶是致密油富集的關鍵

自勝北洼陷邊緣向中心，七克臺組二段不同沉積環(huán)境發(fā)育不同類型的混積巖，各類混積巖的物性、孔隙類型、孔隙結構表現(xiàn)出不同的特征，混積巖的巖性和巖性組合控制物性，物性控制含油性。目前試油結果和油氣顯示表明，七克臺組二段連北5、連砂1 等出油井均分布在砂壩和顆粒灘微相內(nèi)，砂壩（混合壩）含油性最好，含油飽和度均值可達40.2%，顆粒灘微相次之，湖灣和灰泥坪微相較差（圖12）。這是因為砂壩（混合壩）微相的沉積水體較淺，水動力較強，形成的粉砂巖儲層質(zhì)量高，物性好。顆粒碳酸鹽巖主要分布在水動力較強的顆粒灘，砂屑磨圓較好且早期的泥晶化作用會抑制壓實作用，有利于孔隙的發(fā)育與保存，因而物性較好。灰泥坪及湖灣的水體較深，水動力弱，粉砂級陸源碎屑含量低，泥粉晶級碳酸鹽礦物含量高，孔隙欠發(fā)育，含油性整體較差。

圖11 勝北洼陷七克臺組二段油源斷裂與產(chǎn)量關系Fig.11 Relationship between oil-source faults and oil production of the second member of Qiketai Formation in Shengbei sub-sag

圖12 勝北洼陷七克臺組二段不同沉積環(huán)境含油飽和度分布特征Fig.12 Characteristics of oil saturation distribution of different sedimentary environments of the second member of Qiketai Formation in Shengbei sub-sag

相對于常規(guī)油藏，優(yōu)質(zhì)烴源巖、致密儲層“甜點區(qū)”及其耦合關系是致密油富集成藏的基本條件［7-9］，楊華等［30］、張鳳奇等［31］還指出生烴增壓、優(yōu)勢相帶等條件對于致密油成藏同樣重要。勝北洼陷七克臺組二段致密油的富集除上述成藏要素外，源儲之間的溝通條件對致密油富集也至關重要。油源斷裂亦是三塘湖盆地條湖組優(yōu)質(zhì)致密油藏形成的必要條件［32］，但勝北洼陷七克臺組二段原油密度小、黏度低，原油具有更高的可動性，更有利于致密油運聚成藏。

5.4 致密油成藏模式

勝北洼陷七克臺組二段底部厚層烴源巖質(zhì)量好，生烴潛力大，油源充足。中上部混積巖儲層發(fā)育微米—納米級基質(zhì)孔隙和微裂縫，具備油氣富集空間，且以顆粒灘和砂壩沉積的混積巖含油性最好。同時中上部發(fā)育的混積巖亦具備一定的生油能力，可以作為油源的補充。晚期發(fā)育的走滑斷裂為油氣的垂向輸導提供了優(yōu)質(zhì)通道，同時斷裂的發(fā)育促使脆性指數(shù)高的混積巖（巖石脆性指數(shù)平均為0.68）發(fā)育了大量構造縫，增強了油氣的運移能力和可動性。因此，勝北洼陷七克臺組二段具有自源供烴、斷-縫輸導、優(yōu)勢相帶控藏的成藏特征。由于底部發(fā)育厚層優(yōu)質(zhì)烴源巖，鉆井氣測值高且油氣顯示豐富，認為勝北洼陷七克臺組二段底部可能發(fā)育頁巖油藏（圖13）。

圖13 勝北洼陷七克臺組二段致密油成藏模式圖Fig.13 Tight oil accumulation pattern of the second member of Qiketai Formation in Shengbei sub-sag

6 有利區(qū)優(yōu)選

圖14 勝北洼陷七克臺組二段致密油有利區(qū)Fig.14 Favorable exploration areas for tight oil of the second member of Qiketai Formation in Shengbei sub-sag

在明確成藏主控因素與成藏模式基礎上，通過疊合優(yōu)質(zhì)烴源巖厚度、油源斷裂分布、有利沉積相帶展布、烴源巖成熟度、可動油儲層邊界得到勝北洼陷七克臺組二段綜合評價圖，并劃分出2 個致密油勘探有利區(qū)，即勝北10 井區(qū)和勝北6 井區(qū)（圖14）。Ⅰ類有利區(qū)主要分布在洼陷南坡成熟烴源巖范圍內(nèi)，油源斷裂發(fā)育，發(fā)育灰泥坪背景下的砂質(zhì)（混積）灘壩微相，儲層類型以泥質(zhì)粉砂巖為主，孔隙度及滲透率均整體較高，可動油飽和度高，為最有利的勘探區(qū)。Ⅱ類有利區(qū)主要位于洼陷中心，與烴源巖厚度中心匹配，具有斷裂溝通條件，發(fā)育顆粒灘和湖灣微相，儲層以含陸源碎屑碳酸鹽巖為主，物性中等偏差，可動油飽和度較高。

7 結論

（1）吐哈盆地勝北洼陷七克臺組二段烴源巖形成于微咸水還原環(huán)境，沉積水體古生產(chǎn)力水平中等—高，形成品質(zhì)良好的富有機質(zhì)烴源巖，有機質(zhì)豐度較高，TOC 質(zhì)量分數(shù)平均值為1.78%，有機質(zhì)類型以Ⅰ型與Ⅱ1型為主，整體達到低成熟—成熟階段，具有良好的生油能力。

（2）儲層具有混合沉積的特征，以微米—納米級孔隙和微裂縫為主，孔隙度主要為2.6%～7.8%，滲透率大都<1.0 mD，儲層整體含油性中等偏低，為低孔—特低滲致密儲層。儲層的流動孔喉下限為15～50 nm，流動孔隙度下限為2.6%。

（3）油源對比結果顯示，吐哈盆地勝北洼陷七克臺組二段原油主要來自源內(nèi)烴源巖，而與七克臺組一段烴源巖和三間房組烴源巖在生物標志化合物及碳同位素組成上表現(xiàn)出明顯不同的特征。該區(qū)七克臺組二段存在2 種源儲關系，即斷裂作為運移通道的下生上儲型和自生自儲型。

（4）優(yōu)質(zhì)烴源巖分布、油源斷裂、有利的沉積相帶均是七克臺組二段致密油成藏的主要控制因素。致密油油藏具有“自源供烴，斷-縫輸導，優(yōu)勢相帶控藏”的發(fā)育特征。根據(jù)致密油成藏要素疊合劃分了2 個有利勘探區(qū)，其中Ⅰ類有利區(qū)可作為下一步致密油勘探的首選區(qū)域。