翟肖峰，彭立才，常象春，崔岩波，张爱玲

（1.山东科技大学地质科学与工程学院，山东青岛 266590；2.清华大学地震波勘探开发研究院；3.中国石油青海油田劳动服务公司）

1 地质概况

马海―大红沟地区位于柴达木盆地北缘块断带（简称柴北缘）中段，属于柴北缘一级构造单元内的一个亚一级构造单元。马海―大红沟凸起是前中生界古隆起，由马仙、陵间、绿南及黄泥滩四条区域大断裂所包围，呈菱形状［1］（图1）。马海―大红沟凸起北部是赛什腾和鱼卡断陷，东为红山断陷，西南邻伊克雅吾汝凹陷，内部东南为尕丘凹陷，四周以区域性大逆断层与相邻构造单元接触。马海―南八仙构造带是属于马海―大红沟地区的二级构造单元，该地区发育的地层有小媒沟组（J1）、红水沟组（J3）、路乐河组（E1＋2）、下干柴沟组下段（E31）、下干柴沟组（E32）、上干柴沟组（N1）、下油砂山组（N21）、上油砂山组（N22）、狮子沟组（N23）、七个泉组（Q1＋2）。

由于经历多期构造的改造，研究区形成多期断层体系、多个不整合面和多套不同相带砂体叠置，构成了运、聚、散的立体网状通道。马海―南八仙构造带上南八仙油气田和马海气田油气主要来源于伊北凹陷侏罗系烃源岩［2］，油气须依靠连通砂体、不整合面和断层等运移通道及其组成的空间输导体系进入圈闭［3］。

2 输导体系特征

马海―大红沟地区油气运移通道类型有连通砂体、不整合面和断层。连通砂体对油气主要起侧向运移作用，不整合面主要起斜侧向运移作用，断层对油气进行垂向和侧向运移，并形成与之相关的油气藏［4］。

图1 马海―大红沟地区位置

2.1 连通砂体

马海―南八仙地区物源来自其东南方向的绿梁山，物源充沛，沉积了一套中新生界地层，总体来看N22、N21、N1、E32、E31、E1＋2、J地层均有碎屑岩储层分布，其中以古近系和新近系砂体最为发育。平面上，砂体分布范围比较广泛，连通性比较好。例如E32地层，从绿梁山经马海、南八仙到伊北凹陷依次发育有冲积扇―辫状河―辫状河三角洲―湖泊沉积体系［5］，砂体比较发育，砂体厚度基本在200 m以上，其中南八仙地区孔隙度为平均约20.00%，渗透率平均约50.56×10－3μm2；马海地区孔隙度平均约34.70%，渗透率平均约为937.79×10－3μm2［6］。E31地层上部发育区域泥岩盖层，受沉积岩体薄厚程度的影响，南八仙地区E31地层平均孔隙度仅为6.04%，马海地区E31地层平均孔隙度仅为7.77%。总体上马海―南八仙古近系和新近系砂体孔渗性较好，孔隙度平均值6.04%～27.41%，渗透率平均值（7.77～937.79）×10－3μm2（表1），属中孔、中渗型砂体，是有利的储集层发育区和运移通道。

2.2 不整合面

表1 研究区古近系和新近系储层孔隙度、渗透率统计

不整合面的分布具有区域性、稳定性的特点，它能够横向连接相互独立的砂体构成有效的运移通道，时间上存在相对稳定性，所以它是油气长距离侧向运移的重要通道，并受控于其结构及上下岩性组合关系［4，7］。包括研究区在内的柴北缘中西部地区自三叠纪晚期以来主要经历了九次构造运动，形成了九个不整合面 （图2）。

图2 赛什腾凹陷内不整合面展示图

虽然发育多个不整合面，但对该区油气运移起主要作用的是与上伏地层呈区域不整合的TR不整合面和与下覆基岩之间的T6不整合面。侏罗系烃源岩上覆地层多为古近系路乐河组，岩性主要为棕褐、棕红色砾状砂岩、砾岩及砂质泥岩、泥质粉砂岩互层，与下伏地层呈不整合接触。路乐河组物性明显比侏罗系地层好，侏罗系生成的油气沿着TR不整合面向上或侧向运移。T6为基岩不整合面，基岩储层岩性较为复杂，主要有花岗片麻岩、绿泥石片岩等，易于风化、淋滤，基岩顶风化壳厚度达20～100 m，受构造运动影响，发育有大量低角度和高角度裂缝［8］。可见，TR不整合面和T6不整合面有利于油气的运移和储存。

2.3 断层

马海－南八仙构造带主要油源断层为仙南断层和仙北断层。晚侏罗世－白垩纪盆地处于挤压阶段，在周缘山系向盆地推覆过程中，柴北缘基底差异升降并逆冲，路乐河组（E1＋2）沉积前，仙南断层就已形成。古新世－中新世盆地处于伸展沉陷阶段，仙南断层继续活动，在下干柴沟组（E32）沉积时活动性减弱、定型。上新世盆地处于区域挤压坳陷阶段，上油砂山组沉积末，由于受喜山三幕的影响，北缘山系向南推覆，在南八仙地区形成仙北断层，并且顺下干柴沟组（E32）下段层内滑脱而发展为盖层滑脱型逆冲断层。上新世晚期－第四纪盆地处于挤压、推覆与局部走滑阶段，在喜马拉雅碰撞事件的远程效应作用下，东昆仑山、阿尔金山和祁连山快速隆升，向柴达木盆地内部强烈挤压并逆冲推覆，使早期构造进一步加强，仙北断层进一步滑脱逆冲，上盘挤压抬升，这一现象一直持续到第四纪。另外，在仙北断层形成和活动期，受构造运动的影响，促使仙南断层的复活。伊北凹陷烃源岩在E1＋2早期进入生油窗，E3开始大量生油，E3中期至N1中晚期为生油高峰期，N1后期，热裂解生气阶段，N2后，热变质生气阶段。2条主要油源断层具有不同的活动时期，与研究区内油气生成运移、聚集具有良好的匹配关系（表2）。

3 输导体系类型

油气运移是很复杂的地质过程，实际上是依靠连通砂体、不整合面、断层及其组合而成的输导体系进行运移，研究区主要输导体系类型为断层型、断层―不整合型和断层―砂体型（图3）。

表2 油源断层活动期与油气运移关系

图3 马海―南八仙地区油气运移图

3.1 断层型输导体系

断层这种输导层是由于断裂活动开启形成油气运移的通道，以断裂带中的裂缝系统为主，是油气进行二维垂向运移的最常见输导体系。经该类型输导体系运移形成的油气藏主要分布于控盆断层发育的构造有利部位，多为“古生新储”或“新生古储”型油气藏，断层多为产状陡、长期或多期活动的大断层，并且直接沟通烃源岩与圈闭［7］。仙南断层为燕山晚期－喜山中早期形成，断开J烃源岩―E32地层，此时伊北凹陷已进入大量生油阶段，油气经仙南断层运移至E31地层形成原生油气藏；仙北断层为喜山晚期形成，断开E32―N22地层，为表层滑脱型断裂，使得E31地层中形成的原生油气经断裂运移到N21、N22储层，形成浅层次生油气藏。同时，伊北凹陷处于生气阶段，可使天然气沿断层继续运移（图3，表2）。

3.2 断层―砂体型输导体系

断层―砂体组合这种输导体系的形式是油气在地质空间中既进行侧向运移又进行垂向运移的立体网络通道，通常是凹陷中生成的油气向侧向古隆起之上的各种圈闭（背斜、断块、构造―岩性和断层―岩性圈闭）进行运移的主要通道。这种组合形式的输导体系仅仅在断裂活动过程中对油气运移起作用［7］。马海、马西气田天然气属于伊北凹陷高熟一过熟早期高演化煤成气，伊北凹陷生油阶段，马海、马西有效圈闭没有形成，所以马海地区形成了气田［9］。侏罗系烃源岩生成的气体经仙南断裂、仙北断裂垂向运移进入E32地层砂体输导层侧向运移至马海圈闭，形成气田。另外，E31地层向构造高部位岩性变差，没有形成油气藏，气体沿N1、N21、N22砂体输导层侧向运移后没有遇到圈闭，散失后没有聚集成藏（图3，表2）。

3.3 不整合―断层型输导体系

不整合面―断层组合这种输导体系的形式也是油气在地质空间中既可以进行侧向运移又可以进行垂向运移的立体网络通道，通常是生油凹陷中生成的油气向古隆起斜侧向运移的主要通道。该类型油气藏主要分布于邻近生油凹陷的构造高部位，多为“新生古储”或“古生新储”型［7］。如新马深5井基岩气藏，为伊北凹陷生成天然气向马海圈闭运移过程天然气遇到泥岩的封堵形成的基岩气藏，其过程可描述为天然气经仙南断裂进入T6不整合面，经断层再进入TR不整合面，经断层进入T6不整合面，在E32地层上段泥岩层封堵下形成的基岩气藏。

4 油气输导体系的成藏作用

研究区上述3种不同类型的输导体系确定了3种不同类型的油气成藏模式（图4），形成不同特点的油气藏，如南八仙油气田、马海气田和新马深5井基岩气田。

4.1 控制形成的油气藏类型

断层型输导体系控制的油气成藏模式主要可形成断块、背斜、构造―岩性、岩性尖灭、地层超覆和断层―岩性圈闭等油气藏，它们主要分布在盆地或凹陷中古隆起之上或斜坡上［4］，如南八仙油气田为断块型油气藏。

断层―砂体输导体系控制的油气成藏模式主要形成断块、背斜、构造―岩性、断层―岩性圈闭等油气藏，它们主要分布在盆地或凹陷中的古隆起之上或斜坡上［4］，如马海气田的马8井，属于背斜型气藏。

图4 不同输导体系成藏模式

断层―不整合型输导体系控制的油气成藏模式主要形成基岩风化壳油气藏，主要分布在盆地和凹陷中的古隆起上。凹陷中生成的油气沿不整合面与断层组成的输体系层斜侧向古隆起上的基岩风化壳圈闭中聚集，形成基岩风化壳气藏［4］，如新马深5井基岩气藏，属于基岩风化壳油气藏。

4.2 控制油气藏的成藏期次

南八仙油气藏为在断层输导体系控制下的两期成藏：油气来源于伊北和赛什腾凹陷（早期生物降解油），油气藏形成过程为：E3―N1下侏罗统烃源岩开始大量生烃，仙南等断裂的持续活动，使油气通过断层运移进入古近系地层中形成油气藏。狮子沟组沉积前，构造活动一方面导致仙南断层再次复活，促使下侏罗统烃源岩生成的高成熟油气再次向古近系储层注入；另一方面，这次构造运动导致仙北断层形成，仙北断层为表层滑脱型逆断层，断开下干柴沟组以上地层，没有直接与下侏罗系烃源岩沟通，侏罗系高成熟油气没有直接运达到新近系；但该断层对早期形成的古近系油气藏进行了调整改造，造成油气藏中的油气发生再运移，在新近系形成次生油气藏。

马海气田为在断层―砂体、断层―不整合输导体系控制下的一期成藏［10］：马海气田天然气属于伊北凹陷高熟―过熟早期高演化煤成气，早期赛什滕凹陷湖相油大规模运移以及伊北凹陷湿气运移时，马海、马西有效圈闭没有形成，只能在储层中残留少量痕迹，而无成藏过程。N22―Q时期，伊北凹陷自南八仙方向直接或间接沿不整合面和断裂向马西、马海构造充注，局部存在天然气散失，因此沿途的各类地层圈闭和局部高点都是天然气聚集的有利目标，如己发现的新马深5井基岩气藏。

4.3 控制油气运移距离

断层、砂体、不整合都可作为油气运移的通道。断层可起垂向和侧向运移作用，砂体、不整合主要起侧向运移作用，其中不整合是油气长距离运移的主要通道，因此不同的运移通道组合类型决定了油气运移距离［11］。断层控制下的南八仙油气藏，油气垂向运移达6 km以上，横向上意义不大；断层―砂体和断层―不整合控制的马海气田侧向运移距离较远，如马8井，侧向运移达50 km。

4.4 控制油气藏空间分布规律及生储盖组合形式

仙南断裂和仙北断裂沟通了侏罗系到第三系的地层，在第三系多个层位形成了“下生上储”油气藏，断层―砂体型输导体系控制下形成“下生上储”型背斜油气藏；断层―不整合型输导体系，将侏罗系生成天然气运移到基岩形成"上生下储"基岩型油气藏。可以看出，3种输导体系决定了马海―南八仙地区油气具有“多层系分布、油气藏类型多样”的空间分布特征。

5 结语

（1）马海―南八仙构造带主要发育有连通砂体、断层、不整合面3种运移通道，形成了断层单一型输导体系、断层―砂体复合型输导体系和断层―不整合复合型输导体系。

（2）不同输导体系类型对油气成藏的控制作用不同。断层单一型输导体系控制形成的南八仙油气藏具有两期成藏、垂向运移距离长、“下生上储”组合形式、断块油气藏等特点；马海气田受断层―砂体复合型输导体系和断层―不整合复合型输导体系的控制，具有一期成藏、横向运移距离远的特点，断层―砂体输导体系控制下形成了“下生上储”组合形式的背斜油气藏，断层―不整合输导体系控制下形成了“上生下储”组合形式的基岩油气藏。在3种输导体系控制下，马海―南八仙构造带油气藏具有“多层系分布、油气藏类型多样”的特点。

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