天山南地區碳酸鹽巖成藏因素分析

方澤昕

天山南地區碳酸鹽巖成藏因素分析

方澤昕1，2

（1. 西安石油大學，陜西 西安 710065； 2. 陜西省油氣成藏地質學重點實驗室，陜西 西安 710065）

天山南地區油氣資源豐富、南北供烴、兩相烴源，油氣資源以凝析氣和氣層氣為主，后為常規油。該地區分為海相、陸相兩種油源，油氣主要由該區北部的庫車前陸變形帶三疊-侏羅系泥巖烴源巖區、南部滿加爾坳陷的寒武-奧陶系下統的碳酸鹽巖烴源巖區產出。以天山南地區中兩大類烴源巖儲層中的碳酸鹽巖儲層為主要研究對象，以確定碳酸鹽巖成藏條件為目標。綜合運用地質，測井等方面的數據資料，以石油地質學、油氣成藏地質學、構造地質學、測井方法等理論為指導方向，對天山南地區碳酸鹽巖成藏條件進行系統的分析。

碳酸鹽巖；油氣成藏；天山南地區；塔里木盆地

目前，天山南地區已有大量學者以及油氣技術人員進行了科學研究工作，研究包括該地區的儲層特征、成藏條件、成藏模式以及成藏勘測等方向。本論文主要對該地區烴源巖條件、儲層特征、區域構造進行分析，通過對典型油氣藏剖析，進而完成該地區碳酸鹽巖的油氣成藏條件分析。

1 區域概況

1.1 天山南區地質概況

該地區位居塔盆沙雅隆起的北緣，北鄰庫車前陸變形帶（庫車坳陷），西接沙西低凸起，南鄰阿克庫勒凸起，南北雙側海陸相油氣以該地區作為運移方向目的區域，是塔北部最主要的油氣富集區之一[1]（如圖1）。

該地區發育中新生界構造層和古生界構造層，分界為中生界侵蝕面[2]。歷經若干構造運動，古生代地層大量缺失，中、新生代地層健全。

圖1 天山南地區構造位置圖

1.2 區域構造背景

研究區處于塔北沙雅隆起與庫車前陸盆地區域結合處。塔里木盆地板塊內部變形受到古亞洲構造和特提斯構造的影響，地區之間地層變形差異大[3-5]（如圖2）。整套地層經歷了上升被剝蝕后向下埋藏沉兩個階段：

①第一階段為加里東—海西期，前中生界隆升形成古潛山，潛山頂部表面遭受強烈的風化剝蝕。

②第二階段為印支期—喜山期，前中生界形成的古潛山向下埋藏，中新生界發育披覆構造[2]。

圖2 天山南地區構造演化階段示意圖

1.3 烴源巖條件

天山南地區明顯存在兩種不同性質的油源，海相油源來自天山南區南部寒武-奧陶系的阿瓦提-滿加爾坳陷，陸相油源來自天山南區北部庫車坳陷的三疊-侏羅系[7]。本文主要研究以碳酸鹽巖為主的海相烴源巖。

2 成藏因素

2.1 碳酸鹽巖儲層發育影響因素

目前在該地區震旦系、寒武系以及奧陶系發現碳酸鹽巖發育，其中白云巖占主體，在雅克拉地區、大澇壩地區及沙西北部分布[2]。其發育影響因素為：1）天山南地區從晚震旦世奇格布拉克期到早奧陶世早期處于淺海臺地環境，利于準同生白云巖沉積，是白云巖儲層的發育基礎；2）成巖后生變化是孔隙型白云巖儲層發育的重要條件；3）構造運動是裂縫型白云巖儲層發育的主要控制因素；4）風化溶蝕作用進一步影響了白云巖的儲集能力[6]。

2.1 前中生界碳酸鹽巖油氣成藏的主控因素

前中生界大型不整合面之下的碳酸鹽巖油氣藏的形成因素為：與古隆起有關的不整合面上的潛山及不整合面之下的內幕背斜是前中生界油氣聚集的主要場所，油氣藏規模由不整合面以下的縫洞型儲集體發育程度控制，不整合面上的直接蓋層是否有效是油氣藏形成的關鍵[2]。

2.1.1 沙雅隆起頂部區域控制油氣藏的區域分布

1）沙雅隆起的頂部隆起一直是油氣運移、調整的指向區；

天山南地區的沙雅隆起，是加里東-印支期形成的古隆起，燕山-喜山期作為庫車坳陷北傾的斜坡，是緊鄰生油洼陷的隆起和斜坡地帶[7]。隆起自身或兩側油源區的油氣向隆起頂部運移，可以作為油氣運移的長期指向區[8]，控制著豐富的油氣資源量。

2）沙雅隆起的發展控制著斷裂帶的發育；

沙雅隆起和庫車坳陷南斜坡是構造應力相對集中的部位，亦是變形比較強烈的地區，斷裂發育。現有資料表明，沙雅隆起兩翼主要發育了加里東晚期至海西期形成的壓性或壓扭性斷裂主要為壓性逆沖斷層，如亞南斷裂和輪臺斷裂，具有長期繼承性發展的性質；稍晚一些形成的張性或扭張性斷層，包括了一組近南北向的張性正斷層，主要發育在沙雅隆起西段的沙西凸起區；在雅克拉斷凸軸部發育了低序次二次縱張斷裂等三組斷裂體系。另外，在沙雅隆起北翼斜坡的三道橋西北還發育了規模較大的沖斷-推覆-滑脫斷層、小型壓性沖斷層、壓扭性剪切斷層、海西期斷裂復活切過T30面的、近于直立的張性正斷層等。斷裂的活動形成各類圈閉，是油氣聚集和保存的重要條件。

3）沙雅隆起的發展有利于前中生界碳酸鹽巖儲層的發育；

沙雅隆起的長期發展，為隆起區淺海臺地相的下古生界碳酸鹽巖儲層發育創造了條件。由于隆起區長期處在較高的部位，經歷暴露地表遭受剝蝕和沉沒水下接受沉積，在風化淋濾作用下改善了儲層的物性條件，形成孔、洞、縫發育的儲集體[9]；為油氣聚集成藏準備了宏大的空間。

4）沙雅隆起為非構造圈閉的形成創造條件。

沙雅隆起的長期發展，一是使高部位地層被剝蝕，上覆地層覆蓋后可形成地層不整合型圈閉[10]。二是在加里東早期抬升剝蝕后，從中晚奧陶世至志留紀的沉積，分別由南北兩邊向隆起高部位超覆；東河砂巖呈超覆狀態進行填平補齊式的沉積；三疊紀-侏羅紀的沉積也由南北兩側向沙雅隆起高部位超覆，使隆起的兩翼可形成大量的地層超覆不整合油氣藏和巖性尖滅油氣藏[11]。

2.1.2 儲集體的發育程度控制油氣藏的規模

該區前中生界不整合面以下的碳酸鹽巖是主要儲集層。現今的有效儲集空間是由后生變化形成的孔、洞、縫，是受巖溶和構造控制的、儲集性極不均一的、形態極不規則的縫洞型儲集體。故在油氣分布區域內，油氣僅在縫洞發育的部位集中，最后形成大中型高產油氣田，縫洞不發育的部位不含油氣。

2.1.3 直接蓋層的有效性是油氣藏形成的關鍵

天山南地區前中生界長期處于隆起部位，是南部（或者北部）海相烴源與北部（或南部）陸相烴源的共同指相區。前中生界碳酸鹽巖普遍具有儲集性不均一的縫洞型儲層，甚至前震旦系變質巖也可具有形成工業油氣流的儲集空間。因此，區內前中生界油氣勘探既不存在油源問題，也沒有缺乏區域性儲層的風險，而對具有足夠儲集空間的構造來說，是否存在有效的直接蓋層則是油氣藏形成的關鍵。對于天山南地區前中生界不整合面之下的儲層來說，中新生界巨厚的泥質巖、膏質巖類是優質的區域性蓋層。直接蓋層則具有多種類型，由多種類型的直接蓋層形成了多種類型的油氣藏，包括：

1）不滲透或低滲透層作為直接蓋層可以將塊狀油藏分隔成油水界面不統一的幾個部分，形成有層狀性質的潛山型塊狀油氣藏；

2）不滲透或低滲透的碳酸鹽巖夾層與潛山面之上的直接蓋層一起，對潛山內幕背斜組成雙結構直接蓋層，形成潛山內幕背斜油氣藏，如英買7油藏（如圖3）。

圖3 英買7潛山內幕背斜油氣藏剖面圖

3）不整合面之下內幕的不滲透或低滲透夾層作為直接蓋層覆蓋在內幕背斜之上，形成內幕背斜油氣藏，如英買2油藏、英買1油藏（如圖4）。

圖4 英買1內幕背斜油氣藏剖面圖

4）三疊—侏羅系的底砂巖尖滅體，覆蓋在前中生界不滲透或低滲透的底板上，其上以其層內泥巖或白堊系卡普沙良群底泥巖作為直接蓋層，則可形成地層尖滅型油氣藏；

5）尖滅的底砂巖與下伏滲透層連通，其上以層內泥巖或卡普沙良群底泥巖作為直接蓋層，形成復式油氣藏，如雅克拉油氣藏不整合面的三疊系底砂巖與上震旦統奇格布拉克組碳酸鹽巖溶蝕孔洞型儲層組成的油氣藏等。是否有直接蓋層與多種類型的遮擋組成有效的直接蓋層，并與下伏碳酸鹽巖儲集體構成有效圈閉，是形成不同類型油氣藏的關鍵。

油氣勘探實踐表明，塔里木盆地天山南地區前中生界油氣成藏的主控因素是：沙雅隆起與沙雅斜坡控制前中生界油氣藏的區域分布，縫洞型儲集體的發育程度控制油氣藏的規模，直接蓋層的有效性是油氣藏形成的關鍵。油氣成藏模式為，南北供烴、兩相烴源、多期成藏、晚期為主。

3 結 論

1）天山南地區油氣富集、南北供烴、兩相烴源、多期成藏、晚期為主。產出以凝析氣和氣層氣為主，后為常規油。

2）天山南地區發育海相碳酸鹽巖儲層，存在多套套儲蓋組合。主要在前中生界震旦系、寒武系和奧陶系地層中，以白云巖為主。前中生界碳酸鹽巖儲層與其上覆泥巖組成了最有利的儲蓋組合。

3）天山南地區斷裂和不整合控制該地區的油氣成藏與分布。

4）前中生界潛山及內幕圈閉領域油氣成藏具有四大控制因素：①隆起頂部區域控制油氣藏的區域分布；②縫洞型儲集體的發育控制油氣藏的規模；③直接蓋層的有效性是古潛山深部的成藏的關鍵。

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Analysis on Carbonate Reservoir Formation Factors in Southern Tianshan Mountains

1,2

（1. Xi'an Shiyou University, Xi'an Shaanxi 710065, China;2. Key Laboratory of Shaanxi Province for Petroleum Accumulation Geology, Xi'an Shaanxi 710065, China）

The southern Tianshan area is rich in oil and gas resources, with two-phase hydrocarbon sources for north-south hydrocarbon supply. The oil and gas resources are mainly condensate gas and gas layer gas, followed by conventional oil. The area is divided into marine and continental oil sources. The oil and gas were mainly derived from the Triassic-Jurassic mudstone source rock area in the Kuqa foreland deformation belt in the north of the area, and the carbonate source rock area of the Lower system in the Cambrian-Ordovician in the Manjiaer Depression in the south. In this thesis, taking the carbonate reservoirs in the two major types of source rock reservoirs in the southern Tianshan area as the main research object, the carbonate reservoir forming conditions were determined. Through comprehensive use of geology, logging and other data, with petroleum geology, oil and gas reservoir forming geology, structural geology, logging methods and other theories as guiding directions, the carbonate reservoir forming conditions in the southern Tianshan area were systematically analyzed.

Carbonate rocks; Hydrocarbon accumulation; Southern Tianshan area; Tarim basin

2020-12-03

方澤昕（1996-），男，碩士研究生在讀，陜西西安人，研究方向：油氣地質與勘探。

TE122.2

A

1004-0935（2021）01-0100-04