柴達木盆地北緣馬海東地區基巖油藏成藏條件分析

李軍亮

中國石化勝利油田分公司 勘探開發研究院 山東 東營 257015

基巖潛山油氣藏是世界油氣勘探開發的一個重要領域，同時也是中國油氣儲量增長的重要組成部分[1-3]，在我國油氣勘探開發中的作用和地位越發明顯[4]。近年來，國內遼河、準噶爾以及柴達木盆地基巖潛山油氣藏的規模發現，展示了基巖油氣藏良好的勘探前景。尤其是柴達木盆地阿爾金山前帶新近發現了東坪、尖北、冷北等多個大中型基巖塊狀整裝氣藏[5-8]，取得重大油氣勘探發現，成為柴達木盆地新的增儲領域。除此之外，位于柴北緣馬北凸起東段（以下簡稱馬海東地區）的元古界基巖油藏勘探也取得了較大進展，相繼發現了馬北3、山古1、山3等多個潛山油藏和含油氣構造，成為該區除古近系之外另一有利的勘探領域。通過開展柴北緣馬海東地區基巖油藏成藏條件分析，在對基巖巖性、儲蓋特征、成藏關鍵要素研究的基礎上，明確了馬海東地區基巖具備形成規模油藏的有利條件，以期為研究區基巖油藏勘探和目標優選提供地質理論依據。

1 地質背景

馬北凸起位于柴北緣東段，構造上屬于盆內二級構造單元馬海-大紅溝凸起的北端，北鄰尕西-魚卡侏羅系生烴凹陷。馬北凸起是中生代以來繼承性發育的低凸起區[9-10]，北部以馬仙斷裂為界與尕西凹陷相接，東部以綠南斷裂為界與綠梁山相接，是尕西凹陷侏羅系成熟油氣的有利運聚區，已發現了以古近系為主要含油層段的馬海、馬北等多個油氣田[10-13]。馬海東地區位于馬北凸起的東翼，屬綠梁山前帶；受近南北向和北東-南西雙向擠壓應力作用，發育馬仙和綠南兩大斷裂體系（圖1）。

圖1 馬北地區構造單元劃分圖

2 基巖油藏基本特征

2.1 巖石學特征

由馬海東地區鉆井巖心、野外露頭樣品薄片鑒定、X射線衍射全巖礦物分析及統計結果可知，研究區基巖巖性種類較多，主要包括片巖、片麻巖、云母片巖三大類，石英片巖、長石片巖、云母片巖、長石片麻巖、花崗片麻巖、榴輝巖、角閃巖、變質砂巖等9種巖性。

2.2 儲集空間

儲集空間類型及發育程度是影響基巖儲層儲集性能的重要因素［15-17］，基巖長期的風化淋濾和后期的改造作用所形成的溶蝕孔縫、構造裂縫等對油氣儲集起著決定性作用[5-6、18]。巖心觀察、鑄體薄片及成像測井解釋結果表明，研究區基巖儲集空間包括裂縫和溶蝕孔隙兩大類共9種類型（圖2）。裂縫包括構造縫和溶蝕縫2種，構造縫產狀多樣，包括水平裂縫、斜交裂縫、低角度縫、高角度裂縫以及高角度裂縫切割低角度平行縫形成的網狀裂縫，以高角度縫為主（圖2a、2b、2c）。溶蝕孔大都與裂縫共存的形式出現，裂縫的發育為溶孔的形成提供了前提條件，裂縫對于改善基巖儲層的滲濾性能起著重要的作用（圖2d、2e）；溶孔及發育段溶孔連成串狀、片狀（圖2f）。

圖2 馬海東地區基巖儲層儲集空間類型

2.3 儲層物性及含油性

基巖為裂縫和溶蝕孔雙重介質儲層，研究區巖心物性分析與測井解釋結果表明，孔隙度主要范圍在2.5%～11%之間，最大可達20.34%，平均為7.0%；滲透率分布在0.1～9.6mD之間，最高為33.68mD，總體上屬低孔-低滲儲層。從孔滲相關性來看（圖3），馬北地區基巖儲層相關性一般，說明滲透率受孔隙度的影響較小，主要受裂縫發育程度的影響。

圖3 馬北地區基巖風化殼儲層物性特征

2.4 油藏類型

柴達木盆地已發現的基巖油氣藏多為風化殼型構造（斷塊）油氣藏[4-5、7]，如東坪、尖北基巖氣藏等。除此之外，還發育構造-巖性復合油氣藏，如切6井區基巖構造油藏。研究區已發現的馬北3、山古1井區基巖油藏為風化殼斷塊油藏，受基巖內部早期斷裂控制，各斷塊獨立成藏，不具有統一的油水系統。

3 油氣成藏要素分析

3.1 緊鄰尕西侏羅系生烴凹陷

馬北凸起緊鄰尕西侏羅系生烴凹陷，油氣源條件非常有利。尕西凹陷具有烴源巖厚度大、有機質豐度高、演化程度適中、生烴潛力大的有利條件，是柴北緣主力生烴凹陷之一。油氣源對比分析表明，馬海、馬北油氣田、綠梁山基巖古油藏等油氣分別來自尕西凹陷中侏羅統湖相和煤系成熟烴源巖[12-13]。

尕西凹陷發育中侏羅統大煤溝組七段（J2d7）深湖、半深湖相頁巖、泥巖和五段（J2d5）湖沼相煤系暗色泥巖、碳質泥巖、煤等兩大類烴源巖。J2d7湖相烴源巖有機碳（TOC）含量為2.23%～8.73%，平均值為5.8%；生烴潛量（S1+S2）為2.73～46.69mg/g，平均為24.23mg/g，屬于好烴源巖。有機質以腐泥組為主，變化范圍10.7%～96.3%，平均值60.38%；其次為鏡質組，變化范圍3.7%～83.7%，平均值35.88%；殼質組和惰質組含量較低，平均值分別為1.95%、1.84%；有機質類型以Ⅰ-Ⅱ1型為主，是一套優質的生油巖。J2d5煤系烴源巖TOC含量為9.4%～15.06%，平均值為12.79%；S1+S2為16.7mg/g～27.7mg/g，平均為20.5mg/g，屬于中等-好烴源巖。有機質以鏡質組和腐泥組為主，鏡質組分含量為3.7%～94.3%，平均值56.27%。

3.2 良好的儲蓋組合

馬北凸起基巖經長期風化淋濾、溶蝕作用以及多期次強烈運動的改造，形成了大量的溶蝕孔隙和裂縫，在基巖頂部形成了良好的風化殼儲層。受風化淋濾程度及古地形的影響[19]，風化殼頂部早期形成的裂縫和溶蝕孔縫被不同程度的充填，根據風化殼充填和上覆蓋層發育及組合的差異，將基巖儲蓋組合劃分為2種類型。

第一類是以位于繼承性高部位的馬北1—馬北3井區為代表，風化殼裂縫和溶蝕孔隙較發育，且基本未被充填，進入基巖即為良好儲集層。儲層上部直接覆蓋古近系下干柴溝組下段的辮狀河沉積體系，在地層的中上部發育一套泥地比75%～80%、單層泥巖厚3～10m、累計度140～180m，且橫向分布穩定的區域性蓋層，與下伏基巖風化殼形成良好儲蓋組合，目前已發現的馬海、馬北、馬海東等油氣藏均位于該套蓋層之下。

第二類是以位于凸起斜坡區和低部位的山古1、山3井區等為代表，該類風化殼儲層裂縫較為發育，但基本被后期的泥質、方解石、石英等礦物充填，在風化殼頂部形成一層厚10～22m的致密層。

3.3 有效的網狀輸導體系

馬北地區古近系油氣藏勘探結果表明，油氣主要由馬仙斷裂、下干柴溝組下段骨架砂體構成的復合輸導體系進行運移[13]。由于該區古近系為常壓油氣藏，油氣運移至凸起區后發生倒灌進入下覆基巖中聚集成藏的可能性較??；因此與油源斷裂溝通的基巖內部斷裂是油氣運移的主要通道，也是基巖能否成藏的關鍵。

3.3.1 油源斷裂

研究區發育馬仙、綠南兩大基底卷入式油源斷裂。由馬仙斷裂上、下盤地層厚度及接觸關系來看（圖4①），可以確定漸新世—上新世馬仙斷裂表現為同沉積斷裂特征，晚白堊世、古-始新世及第四紀為非同沉積斷裂階段。斷裂活動性分析也表明，馬仙斷裂自漸新世以來持續活動，活動速率分別為121 m/Ma、57 m/Ma和76 m/Ma，第四紀斷裂活動性最強，活動速率達866m/Ma，造成斷裂上盤馬北凸起新近系大范圍剝蝕。

圖4 馬北地區基巖斷裂發育特征

3.3.2 基巖內部網狀斷裂

馬北凸起西段、中段受馬仙斷裂左旋壓扭作用的影響，發育3組北西走向的派生壓扭斷裂[14]，派生斷裂向馬仙斷裂方向收斂，向東南方向散開，沿馬仙斷裂呈“帚狀”分布（圖1）。3組派生斷裂與派生的次一級斷裂組成平行、Y字、反Y字型斷裂組合樣式，構成馬北凸起中、西段基巖優勢輸導通道（圖4a）。尕西凹陷成熟油氣沿馬仙油源斷裂垂向運移，派生斷裂體系垂向—橫向運移至基巖風化殼中聚集成藏。

馬北凸起東段的馬海東地區受馬仙、綠南斷裂的雙重控制，經多期、雙向逆沖擠壓改造，在基巖中形成馬仙、綠南2組北西走向的派生斷裂體系（圖1）。在剖面上2組斷裂分別與馬仙、綠南斷裂平行，2組斷裂之間相互切割，形成網格狀斷裂組合樣式；其下部與馬仙油源斷裂直接溝通，上部直接溝通基巖內幕、風化殼和上覆古近系儲層，是油氣再次運移、分配的主要通道。來自尕西凹陷的油氣通過馬仙、綠南斷裂垂向運移，沿基巖內部網狀斷裂再次運移，依次充注基巖內幕、基巖風化殼和古近系圈閉，形成基巖內幕和風化殼斷塊油藏。

4 油氣成藏模式

柴達木盆地基巖油氣藏基本屬于源外成藏[19]，馬海東地區的基巖也具有相同特征，輸導條件在油氣成藏過程中起著至關重要的作用。尕西凹陷中侏羅統湖相源巖在中新世以來進入生排烴高峰期，現今仍處于成熟-高成熟演化階段。溝通油源的馬仙、綠南斷裂自漸新世以來持續活動，與尕西凹陷生排烴期具有良好的匹配關系，構成尕西凹陷成熟油氣向源外凸起區垂向運移的主要通道；由馬仙、綠南斷裂派生的2組斷裂體系多期活動、相互切割，在基巖內部形成的網狀斷裂體系及大量裂縫，是油氣二次運移、再分配進入基巖風化殼儲層中的直接通道；其縱橫向延伸及展布也決定著油氣在平面上的分布，形成沿斷裂分布的風化殼斷塊油藏，如馬北302、馬北3、山古1、山3井區基巖風化殼油藏等（圖5）。

圖5 馬北地區東段基巖成藏模式圖

5 結論

（1）馬北地區基巖主要發育片巖、片麻巖、云母片巖等3類9種巖性；儲集空間包括裂縫和溶蝕孔隙2類9種類型，以構造縫、溶蝕縫為主，其次為溶蝕孔；儲集物性以低孔低滲儲層為主，裂縫的發育不僅控制溶蝕孔縫的發育，更直接影響儲層的滲濾性能和產量。

（2）緊鄰富烴凹陷、良好的儲蓋組合、有效的網狀輸導體系構成馬海東地區優越的“源-斷-儲”配置，是研究區基巖成藏的關鍵要素。

（3）馬北凸起基巖油藏屬源外成藏，馬海東地區具備發育基巖風化殼、低位潛山、內幕斷塊等多種類型油藏的有利條件，是下步勘探的有利方向和目標類型之一。