准噶尔盆地车排子周缘新近系沙湾组砂体油气输导特征

吴康军^{1, 2} ，刘洛夫^{1, 2}，曾丽媛^{1, 2}，高小跃^{1, 2}，徐正建^{1, 2}，周长啸^{1, 2}

(1. 中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室，北京，102249；

2. 中国石油大学(北京) 盆地与油藏研究中心，北京，102249)

摘要：准噶尔盆地车排子周缘新近系沙湾组具有较大的油气勘探潜力。运用地质分析、流体势分析和地球化学分析的方法，对沙湾组砂体的油气输导特征进行研究。最后，综合分析各种因素，建立新近系沙湾组砂体的油气输导模式。研究结果表明：沙一段、沙二段发育水进序列的扇三角洲分流河道砂体，在顺物源的南北方向上具有很好的连续性，在垂直物源的东西方向上受到河道间泥岩的阻隔而连续性变差。全区大面积砂地厚度比在0.5~0.9之间，砂体以泥质、钙—泥质胶结为主，原生孔隙占总孔隙空间的72%，最大喉道半径均值为33.82 μm，总体评价为中高孔、特高渗并具有粗喉型喉道的特征，连通性好，为沙湾组的油气输导层。沙三段发育大套泥岩，不具备油气输导条件，为区域盖层。油气在沙湾组的深部具有较高的流体势能，油势从凹陷向凸起方向逐渐降低。来自邻近凹陷深部的油气沿断裂和不整合面运移至浅层后，经沙湾组的连通砂体由凸起的东南向西北方向运移而聚集成藏。

关键词：砂体；油气输导；地化示踪；沙湾组；车排子凸起

中图分类号：TE122          文献标志码：A         文章编号：1672-7207(2014)12-4258-09

Hydrocarbon migration in sand layers of neogene shawan formation in Chepaizi and its surrounding areas, Junggar Basin

WU Kangjun^{1, 2}, LIU Luofu^{1, 2}, ZENG Liyuan^{1, 2}, GAO Xiaoyue^{1, 2}, XU Zhengjian^{1, 2}, ZHOU Changxiao^{1, 2}

(1. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting,

China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China;

2. Basin and Reservoir Research Center, China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China)

Abstract: The Shawan formation of Neocene around the Chepaizi uplift has great potential in oil exploration. The characteristics of hydrocarbon migration of Shawan formation were studied by means of geology, fluid potential analysis, and geochemistry. Hydrocarbon migration pattern in the Neocene sand bodies of Shawan formation was set up by comprehensive analysis on various factors. The results show that transgressive channel sand bodies of fan delta front developed in ShaⅠand ShaⅡ members has good continuity in the north-south direction which is the direction along the sediments transportation. While, the channels are separated by the inter-channel mudstones, so that they are less continuous in the perpendicular direction to the provenance. The sandstone rate is between 0.5 and 0.9 in most areas. Sandstone’s cementation matter is mainly mud and mud-calcite. The primary pores account for 72%, with the average largest throat radius being 33.82 μm. Therefore, the sand bodies are classified as meso-high porosity and high permeability type or coarse throat type. The pores are linked well with each other, and they could be the migration pathway. Large sets of mudstones developed in Sha Ⅲ member, which couldn’t migrate any hydrocarbon, and could be the regional seal. The fluid potential in the deep layer is higher, and it decreases from the sag to the uplift. As a result, the hydrocarbon in the deep sag migrates upwards along faults and uncomformities firstly, and then keeps moving through the connected sand bodies towards the north-west direction, to be accumulated in the shallow layers.

Key words: sand layer; hydrocarbon migration; geochemical trace; Shawan formation; Chepaizi uplift

车排子周缘位于准噶尔盆地西北缘南部，包括车排子凸起、沙湾凹陷的西部和四棵树凹陷的东北部(图1)，构造区划上属于前陆盆地造山带的前缘隆起斜坡带，经历了多期构造活动的叠加改造，形成了不同性质的断裂和多期不整合面以及多成因类型砂体组合而成的复杂油气输导体系。

研究区的油气藏类型多样且具有深源浅聚、远源成藏的特征，车排子凸起上新近系沙湾组的油气主要来自沙湾凹陷深部的侏罗系烃源岩^[1-2]。新近系沙湾组分别在车89-车95井区、车峰13-车峰15井区、车501井区等获得工业油流，显示本区浅层油气的巨大勘探潜力。油气经深大断裂和不整合面从邻近的凹陷深部向浅层长距离运移后，再通过沙湾组发育的砂体运移至浅层聚集成藏^[3-4]。目前，很多学者对研究区不整合面和断裂的油气输导特征进行了研究，但对沙湾组砂体的输导特征和油气运移方向仍未见系统研究^[5-7]。本文作者综合分析沙湾组的砂体连通性和流体势变化特征，并结合地球化学示踪参数研究油气运移方向，明确该区沙湾组砂体的油气输导作用，最终建立砂体的油气输导模式，研究成果对于本区浅层油气藏勘探具有重要的现实意义。

1  地质背景

车排子凸起为晚海西期形成的继承性古隆起，从晚古生代至第四纪经历了海西、印支、燕山和喜马拉雅等多期构造活动的改造^[8]，其演化可分为3个阶段：晚石炭纪至侏罗纪时期的强烈隆升阶段，形成了红车断裂带以及一系列低角度大型逆冲断层，车排子凸起上沉积的地层从东南向西北方向剥蚀程度变大，直至出露石炭系；早白垩世至古近纪时期为缓慢沉降阶段，构造活动趋于平缓，湖平面不断上升，白垩系和古近系依次从凹陷方向超覆于车排子凸起之上。新近纪以后为快速沉降阶段，车排子凸起接受沉积的范围和幅度均有扩大，在沉积了厚度较大的沙湾组之后，又形成了塔西河组、独山子组及第四系厚层沉积(图2)^[9-10]。

2  砂体的连通性

油气经过初次运移后，将首先进入到具有最低排驱压力的最佳渗透层，并以波阵面的方式向前推进并最终充注油藏^[11]。作为渗透层的砂体，油气的主要运移通道是连通孔隙，而具有连通性的砂体需要在纵向上、平面上有一定的厚度和规模，且分布稳定，多个单砂体之间相互叠置，砂体内部的孔隙发育并相互连通。以下主要通过砂体的宏观展布规律和微观特征对其连通性进行研究。

图1  准噶尔盆地车排子周缘构造单元示意图

Fig. 1  Sketch of the tectonic units in Chepaizi and its surrounding areas of Junggar Basin

图2  准噶尔盆地车排子周缘地层综合柱状图

Fig. 2  Comprehensive stratigraphic column of Chepaizi and its surrounding areas of Junggar Basin

2.1  砂体宏观展布特征

具有高孔渗性能的河道砂体或三角洲骨架砂体是沉积盆地内良好的油气输导层。骨架砂体的厚度、发育规模和展布特征，又受物源条件、沉积环境、沉积过程等因素的制约^[12]。新近系沙湾组沉积时期，构造活动相对平缓，车排子周缘地区总体为西北高、东南低的古地貌特征，物源主要来自西北部的扎伊尔山山脉，从早期的西北部逐渐向东北部迁移；在早期西北物源为主的沙一段和沙二段沉积时期，沙湾组沉积体系以扇三角洲为主；沙三段沉积时期，随着主体物源向东部迁移以及古地貌坡度减小，主要发育辫状河三角洲和滩坝沉积体系^[13-15]。

结合上述新近系沙湾组物源和沉积体系以及各单井的测井响应特征，对89口井的沙湾组岩性特征进行对比划分。新近系沙湾组从下至上可分为3段：下部的沙一段，中部的沙二段和顶部的沙三段。地层总厚度150~500 m，上部沉积物粒度小，岩性以厚层棕红色泥岩、粉砂质泥岩夹薄层粉砂岩为主；下部沉积物粒度相对较粗，为灰色砾状砂岩、灰绿色砂砾岩含薄层粉砂质泥岩。

2.1.1  砂体剖面特征

结合沙湾组物源和沉积体系的特征，在研究区89口井的测、录井资料基础上进行了精细的小层对比，并分别选取南北向的车88井—车97井—车89井—车95井—车峰13井—车510井以及东西向的红光6井—车浅5井—车84井—车峰13井2条剖面对沙湾组砂体的连通性进行研究(剖面井位如图1所示)。在近南北的顺物源方向上(图3)，沙一段和沙二段分流河道砂体发育，单层厚度大，延伸距离远，横向连续性较好且规模较大，但在纵向上受到泥岩的阻隔连续性变差；沙三段以滩坝沉积为主，砂体规模小，厚度薄，发育厚层泥岩。在近东西的垂直物源方向(图4)，沙一段、沙二段砂体较发育，厚度大，但由于河道间大量发育的泥岩阻隔，砂体在东西方向上不能长距离连片，远不如南北方向砂体的连续性好。由于物源的多方向供给，沙三段在研究区西部发育小规模的河道砂体。

图3  准噶尔盆地车排子周缘新近系沙湾组砂体南北向连井剖面

Fig. 3  Well-connecting profile from north to south in Neocene Shawan formation of Chepaizi and its surrounding areas of Junggar Basin

图4  准噶尔盆地车排子周缘新近系沙湾组砂体东西向连井剖面

Fig. 4  Well-connecting profile from east to west in Neocene Shawan formation of Chepaizi and its surrounding areas of Junggar Basin

总体来看，沙一段厚度为35~140 m，为厚层砂砾岩及砂岩夹泥质粉砂岩的粗碎屑沉积；沙二段厚度20~120 m，为厚层砂砾岩和砂岩夹泥质粉砂岩和泥岩沉积；沙三段厚度为30~180 m，岩性为厚层泥岩或泥质粉砂岩夹薄层砂岩沉积。从沙一段到沙二段，为“水进退积”的沉积特征，从下到上，粒度变小，砂体厚度变薄，为典型的正旋回沉积，为滨浅湖到半深湖沉积环境；沙三段沉积时期，水体较深，以发育厚层的深湖泥岩为主，并见零星的滩坝砂体。地层总的变化趋势是由东南向西北、由东向西减薄，直至尖灭，与下伏的地层为不整合接触。

2.1.2  砂体的平面分布

新近系沙湾组的平面连通性通过砂地厚度比来表征(图4)。研究区沙湾组沙一段、沙二段和沙三段在平面上的输导性能差异较大。沙一段在北部地区靠近物源的东北方向砂体大面积发育(图5(a))，全区大部分砂地厚度比在0.5以上，在研究区的北部达到0.9，向南逐渐减小；沙二段西北方向砂地厚度比较高(图5(b))，此区域向东南方向延伸较远，砂地厚度比在0.5~0.7，东北部的砂地厚度比也有高值为0.7的分布区域，但在红车断裂带出现了分隔带，这与物源和沉积相的变化有关；沙三段的砂地厚度比仅在东北方向小范围出现0.75的高值(图5(c))，其他区域砂地厚度比集中在0.25~0.55。总体看来，沙一段和沙二段大部分地区砂地厚度比大于0.5，其砂体的连通性均较好，沙三段砂地厚度比较低，砂体连通性最差。沙湾组砂地厚度比是由物源和沉积相的展布特征来决定的，从三角洲的前缘亚相到湖盆中心的凹陷带，砂地厚度比逐渐减小。

综合以上对砂体剖面和平面的分析，认为沙一段、沙二段发育的分流河道砂体在平面上具有较高的砂地厚度比，顺物源的南北方向上具有很好的连通性，垂直物源的东西方向上受到河道间泥岩的阻隔连通性变差。而沙三段以深湖泥岩为主，为研究区良好的区域盖层。

图5  准噶尔盆地车排子周缘新近系沙湾组砂地厚度比等值线图

Fig. 5  Ratio contour maps of sand to strata in Neocene Shawan formation in Chepaizi and its surrounding areas of Junggar Basin

2.2  砂体连通性的微观特征

油气在输导层中总是优先沿着物性和润湿性最好的部分运移，作为油气输导层的砂体，其微观连通性除了受物源条件、沉积环境、沉积过程的影响之外，还受到后期成岩作用的影响^[16]。

研究区沙湾组沙一段、沙二段的成岩作用弱，以胶结作用为主。碳酸盐胶结和泥质胶结是本区最重要的2种胶结类型，碳酸盐胶结主要成分为方解石，其质量分数从1%~18%，平均为8.9%，泥质胶结物质量分数从1%~11%，平均为4.3%，略低于方解石胶结物(图6)。一般来说，胶结物含量越少，砂体具有的孔隙喉道越大，越有利于流体的流动，本区胶结物含量较低，且主要为泥质、钙-泥质胶结，岩石较疏松，其储层物性较好，连通性强；沙湾组地层埋深浅，最大埋深不超过3 km，压实作用弱。从孔隙类型上看，孔隙类型以原生粒间孔为主，占总孔隙空间的72%，其次是粒间溶孔，占总孔隙的25%(图7)，这2种孔隙是沙湾组砂体的主要储渗空间；孔喉埋径是决定砂体渗透能力的关键因素，直接决定了流体能否在连通孔隙中流动。本区砂体最大喉道半径范围从1.185~94.980 μm，均值为33.820 μm；中值半径范围从0.100~17.760 μm，均值为6.110 μm(图8)，具有粗喉型喉道的特征。综合孔隙类型、喉道特征和成岩作用，总体评价沙湾组砂体岩石疏松，具有中高孔、特高渗并具有粗喉型喉道的特征，连通性好，是油气运移的优势输导层。此外，储层内油气分布的非均质性证明，油气优先通过高孔隙度、高渗透率的储层部分，砂体的物性越好，则油气显示级别越高(图9)。

图6  沙湾组砂体主要胶结物质量百分比

Fig. 6  Cement mass fraction in sand bodies of Shawan formation

图7  沙湾组砂体储集空间类型示意图

Fig. 7  Reservoir space of sand bodies in Shawan formation

图8  沙湾组砂体孔喉结构特征

Fig. 8  Characteristics of pore throats of sand bodies in Shawan formation

图9  沙湾组砂体非均质性与含油气性的关系

Fig. 9  Relationship between heterogeneity of sand bodies and indication of oil and gas

3  流体势分析

油气运移的方向受流体动力、砂体输导能力等多种因素的影响，通过对沙一段、沙二段的宏观和微观连通性分析，认为沙湾组砂体作为输导通道时具有很好的连通性，而流体动力主要通过流体势来表达。油气在地层中的流动受到多个力的作用，毛细管力一般为阻力，浮力及地层的剩余压力为油气运移的动力。通常来说，油气在输导层中总是从高势区向低势区运移，并最终在低势区非渗透层的圈闭中聚集成藏^{[12, 17]}。

油气在砂体中的势能主要与砂体距基准面的距离、地层的剩余压力和孔喉半径有关。综合已有流体势的定义，为分析沙湾组砂体的流体势与油气运移动力的关系，本文运用下式计算油势：

           (1)

其中：f为测点的油势，J/kg；ρ为油的密度，kg/m³；g为重力加速度，9.18 m/s²；z为测点距基准面的距离，m；p为测点地层剩余压力，Pa；σ为两相界面张力，N/m；θ为润湿角，(°)；r为毛细管半径，m。

新近系沙湾组沉积以来，构造活动平稳，埋深浅，可认为现今的油势近似等于成藏期的油势。深度相同的点，油势相等，等油势面是水平面；深度不同的点，油势不相等，油势从深处到浅处逐渐降低，在油势差的作用下，油气由高势向低势或相对低势区运聚而成藏。沙湾组油势分析结果表明随着沙湾组输导层的深度增加油气势能增加，油势沿着沙湾凹陷和四棵树凹陷向凸起方向逐渐降低(图10)。油气在势能的驱动下向凸起北部的低势能区运移，当遇到岩性突变或封闭断层的遮挡，则形成油气圈闭，如沙湾组车89—车95井的断层油气藏和车峰13井的岩性油气藏等。

4  地球化学示踪

前人通过原油物性、生物标志化合物等参数的研究表明：新近系沙湾组油气主要来自沙湾凹陷侏罗系烃源岩^[1,19]。在输导体系示踪的研究方面，有很多地球化学参数可供选择，但是每个参数有可能受到多种因素的影响，因此，应综合运用多个参数进行研究，增加可靠性。含氮化合物和生物标志化合物这2种参数是目前地化示踪最可靠的参数，受氧化和生物降解的影响因素最小。

图10  车排子周缘新近系沙湾组油势等值线图

Fig. 10  Ratio contour map of palaeo-oil potential in Neocene Shawan formation of Chepaizi and its surrounding areas

在油气运移过程中，随油气运移距离的增加，不同结构类型的含氮化合物组成将发生运移分馏效应，即原油中屏蔽型化合物含量相对富集，裸露型和部分屏蔽型化合物由于易被周围介质吸附，含量逐渐降低^[20]；同时，原油中含氮化合物的质量分数将会由于地层的吸附作用和地层水的溶解作用而不断降低^[21]。对研究区沙湾组油砂样品中的含氮化合物进行抽提分析，并选取了咔唑类化合物总量、烷基咔唑总量、C2-咔唑总量以及苯并咔唑总量等参数，对沙湾组砂体输导通道的有效性和油气运移方向进行了研究。沙湾组砂体4种含氮化合物参数由车89井—车峰19井—车509井逐渐降低，表明油气从车89井沿厚层河道砂体由南向北部的车509井运移(图11)。

生物标志化合物参数例如烷基二苯并噻吩和烷基萘等表征成熟度的参数也可进行地球化学示踪^[22]。根据油气运移聚集的原理，原油成熟度最高的部位离烃源岩最近，随着运移距离的增加，原油成熟度逐渐降低^[23-24]。从沙二段油砂中表征原油成熟度的生物标志化合物参数比值C₂₉甾烷w(20S)/w(20S+20R)、C₂₉甾烷w(ββ)/w(αα+ββ)、w(重排甾烷)/w(重排甾烷+规则甾烷)、w(17α(H)21β(H)-藿烷)/w(藿烷)的分布特征表明，沙湾组原油成熟度从车89井—车95井—车801井逐渐降低，沙湾组中油气从车89井沿连通的砂体从南向北运移至车801井。含氮化合物和生物标志化合物的示踪结论一致，从而验证了结论的可靠性。

以上对沙湾组砂体的油气运移示踪研究表明：来自沙湾凹陷的油气经深层的输导格架运移至红车断裂带后，沿沙湾组发育的厚层连通砂体从研究区的东南向北部运移而在浅层聚集成藏。

5  砂体输导模式

沙湾组沉积时期，构造活动趋于平缓，盆地处于快速沉降阶段，大量来自北部的物源在河口处形成了扇三角洲沉积。由于湖平面的不断上升，形成正旋回的沙湾组沉积地层，沙一段和沙二段具有典型的水进砂体的特征，沙三段沉积时，本区处于半深湖-深湖环境，发育少量的薄层砂体。由于本区的成岩作用以泥质、钙-泥质胶结，且胶结物含量低，砂体具有中高孔、特高渗并具有粗喉型喉道的特征，连通性好，具有较好的输导条件，综合流体势分析和地球化学示踪结果以及砂体的剖面展布特征，建立了车排子周缘沙湾组砂体的油气输导模式(图12)。

沙一段和沙二段发育的分流河道砂体是油气运移的优势通道，来自凹陷深部的油气经多条深大断裂或各时期发育的不整合面运移至沙湾组后，在流体势的驱动下，沿着具有高孔渗带的分流河道向物源方向运移，当遇到岩性突变、断层封隔等遮挡层时，则聚集成藏。

图11  车排子周缘新近系沙湾组油气运移方向

Fig. 11  Oil Migration direction in Neocene Shawan formation of Chepaizi and its surrounding areas

图12  车排子周缘新近系沙湾组油气运移模式

Fig. 12  Hydrocarbon migration pattern in Neocene Shawan formation of Chepaizi and its surrounding areas

6  结论

1) 沙湾组砂体以水进序列的分流河道砂体为主，沙一段、沙二段发育的砂体厚度大，分布面积广，在顺物源的南北方向上具有很好的连续性，在东西方向上受到河道间泥岩的阻隔连续性变差。沙三段发育薄层的滩坝砂体和大套泥岩，为研究区良好的区域盖层。

2) 沙湾组沙一段、沙二段埋深浅，成岩作用弱，胶结物为泥质、钙-泥质胶结，从而使岩石较疏松。孔隙类型以原生粒间孔为主，最大喉道半径均值为33.820 μm，中值半径均值为17.760 μm，总体评价为中高孔、特高渗以及粗喉型喉道的特征，具有良好的连通性，是油气的优势运移通道。

3) 沙湾组砂体深部的油气具有较高的势能，油势从沙湾凹陷和四棵树凹陷向凸起方向逐渐降低，油气在势能的驱动下向凸起北部的低势能区运移。

4) 含氮化合物和指示成熟度的生物标志化合物参数对油气的示踪结果具有一致性，来自沙湾凹陷深部的侏罗系油气经深层输导格架运移至红车断裂带后，沿沙湾组发育的厚层连通砂体向物源方向运移，即从研究区的东南向北部运移而在浅层聚集成藏。

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(编辑  邓履翔)

收稿日期：2013-12-16；修回日期：2014-02-25

基金项目(Foundation item)：国家重大科技专项(2011ZX05003-001)(Project (2011ZX05003-001) supported by the National Key Project of Science and Technology, China)

通信作者：刘洛夫(1958-)，男，广东台山人，教授，从事石油地质及油气地球化学研究；电话：010-89731859；E-mail：liulf@cup.edu.cn