万传治，王　鹏，薛建勤，苏雪迎，周　刚，苟迎春

（1.中国石油勘探开发研究院西北分院，兰州730020；2.中国石油青海油田分公司勘探开发研究院，甘肃敦煌736202；3.中国石油大学（北京）地球科学学院，北京102200）

柴达木盆地柴西地区古近系—新近系致密油勘探潜力分析

万传治1，王鹏2，薛建勤2，苏雪迎3，周刚2，苟迎春1

（1.中国石油勘探开发研究院西北分院，兰州730020；2.中国石油青海油田分公司勘探开发研究院，甘肃敦煌736202；3.中国石油大学（北京）地球科学学院，北京102200）

柴达木盆地柴西地区古近系下干柴沟组与新近系上干柴沟组地层均具备致密油形成的基本地质条件。柴西地区下干柴沟组上段有效烃源岩有机碳质量分数为0.8%～2.0%，有机质类型以Ⅰ—Ⅱ1型为主；上干柴沟组有效烃源岩有机碳质量分数为0.6%～1.5%，有机质类型以Ⅰ—Ⅱ1型为主。热模拟实验表明，柴西地区古近系—新近系在烃源岩镜质体反射率（Ro）为0.47%～1.30%时为主要生油阶段，Ro为0.75%时达到最大液态烃产率，具有烃源岩在低成熟阶段即可大量生烃并迅速排烃的特点。沉积相研究认为，古近系下干柴沟组和新近系上干柴沟组广泛发育的半深湖—深湖相烃源岩和与其互层沉积的滨浅湖相砂体或碳酸盐岩，构成了对致密油形成非常有利的源储共生关系，而古构造斜坡区和生油凹陷中心是致密油富集分布区。优选柴西地区新近系扎哈泉凹陷—乌南斜坡区上干柴沟组、南翼山—小梁山区带上干柴沟组—下油砂山组、七个泉—跃进斜坡区下干柴沟组上段为致密油三大有利勘探区带。

致密油；资源潜力；古近系；新近系；柴达木盆地

0　引言

致密油气是指未经过大规模长距离运移而形成的，夹于或紧邻优质烃源岩层系的致密油气聚集，一般无自然产能，需通过大规模压裂技术才能形成工业产能［1］。致密油气在美国、加拿大及澳大利亚等国家都已得到商业性开发，而在中国，致密油气的勘探开发还处于起步和探索阶段［1-4］。长庆油田通过攻克低渗透及超低渗透难题，已连续10年每年新增探明储量1～3亿t，截止2012年已累计提交探明储量30.75亿t［5］。准噶尔盆地和四川盆地在致密碳酸盐岩储层中也找到了数量可观的致密油资源［6］。

近年来，随着水平井技术和压裂改造技术的进步及规模化应用，青海油田有针对性地对柴达木盆地柴西地区红柳泉—跃进斜坡区下干柴沟组上段、阿尔金山前茫崖—扎哈泉凹陷上干柴沟组、柴西北地区下油砂山组致密油藏领域均开展了勘探工作，并在扎哈泉凹陷下干柴沟组中下部获得试油突破，有利勘探面积近1 000 km2，是未来亿吨级石油储量目标区。总体来看，柴达木盆地致密油勘探依然存在地质认识程度低、资源量不清楚、勘探领域不明确等诸多难题。笔者在对柴西地区新生界致密油形成的地质条件及勘探潜力进行研究的基础上，预测有利区带，以期为加快致密油的勘探奠定地质基础。

1　致密油形成的地质条件

柴达木盆地位于青藏高原北麓，为祁连山、昆仑山和阿尔金山三山环抱的菱形山间高原盆地，面积为12.1万km2，其中沉积岩面积约9万km2。柴达木盆地是在前侏罗系地块基础上发育起来的中—新生代陆内沉积盆地。杨超等［7］根据盆地主控断裂、基底性质及基底构造格局并结合中—新生界石油地质条件，将柴达木盆地划分为6个一级构造单元，即昆北逆冲带、一里坪坳陷、祁南逆冲代、三湖坳陷、德令哈坳陷以及欧龙布鲁克隆起（图1）。勘探实践表明，柴西地区下干柴沟组上段和柴西北地区上干柴沟组这2套地层既是主要的烃源岩，也是致密油的主要产层。

图1　柴达木盆地构造单元划分［7］Fig.1　The tectonic units of Qaidam Basin

1.1烃源岩条件

晚喜马拉雅运动以来，受构造活动影响，柴达木盆地沉积中心不断迁移，在纵向上叠加了2套优质烃源岩，分别为柴西地区下干柴沟组和上干柴沟组烃源岩（图2）。这2套烃源岩是致密油形成的资源基础［7］，都主要分布于红狮凹陷、扎哈泉凹陷和茫崖凹陷3个主力生烃凹陷，但上干柴沟组烃源岩发育具一定继承性，且分布相对局限。

图2　柴达木盆地柴西地区地层综合柱状图Fig.2　Comprehensive stratigraphic column of western Qaidam Basin

柴达木盆地柴西地区下干柴沟组上段烃源岩埋藏深度为2 500～4 000 m，岩性以暗色泥岩和泥晶灰岩为主，厚度为60～250 m，面积为6 000 km2，有效烃源岩有机碳质量分数为0.8%～2.0%，有机质类型以Ⅰ—Ⅱ1型为主，Ro为0.7%～1.2%；上干柴沟组烃源岩埋藏深度为2 500～3 600 m，岩性以暗色泥岩、泥晶灰岩和云质灰岩为主，厚度一般为30～100 m，面积为3 300 km2，有效烃源岩有机碳质量分数为0.6%～1.5%，有机质类型以Ⅰ—Ⅱ1型为主。

柴达木盆地柴西地区古近系—新近系烃源岩虽然Ro低，但在特殊的咸化湖盆沉积背景下，烃源岩具有独特的生烃与排烃机理。生烃动力学热模拟实验表明，红狮凹陷狮32井下干柴沟组上段烃源岩在Ro为0.75%时达到最大液态烃产率，Ro为0.47%～1.30%时为主要生油阶段，即烃源岩在低成熟阶段即可大量生烃并迅速排烃（图3）。该热模拟实验还表明，红狮凹陷下干柴沟组上段烃源岩液态烃产率高达700 mg/g，有机质烃转化率高，这为致密油的勘探突破提供了资源基础。

图3　柴达木盆地柴西地区下干柴沟组上段烃源岩生烃模式（狮32井）Fig.3　Hydrocarbon generation pattern of source rocks of Lower Ganchaigou Formation in western Qaidam Basin

1.2储层特征

受构造运动及沉积相带的控制作用，柴达木盆地致密油储层具有岩性多样及储层空间复杂的特征。柴西地区下干柴沟组上段沉积期为湖盆稳定沉降并迅速发展的阶段，也是古近纪以来的最大湖泛期。阿尔金山前主要发育近岸水下扇碎屑岩沉积体，七个泉—跃进斜坡区以滨浅湖灰坪和藻滩为主，乌南斜坡及其以东地区则以滩坝砂体为主。柴西地区上干柴沟组上段致密油储层主要为粉砂岩和碳酸盐岩，横向分布广泛，岩性变化大，纵向隔夹层较多，非均质性强。其中，粉砂岩等碎屑岩储集空间以原生孔为主（图版Ⅰ-1～Ⅰ-2），其次为溶蚀孔，局部裂缝较发育；碳酸盐岩储层以溶蚀孔为主，储层之间裂缝大量发育（图版Ⅰ-3），对渗透性有一定贡献，为典型的双孔介质储层。由于受咸化水体的影响，柴西地区上干柴沟组上段致密油储层多被硬石膏和天青石胶结（图版Ⅰ-4～Ⅰ-5），孔隙度一般为5%～10%，渗透率为0.05～1.00 mD，为典型的致密储层。柴西地区上干柴沟组沉积期由于祁漫塔格山的抬升，湖盆开始由西向东、由南向北迁移。受物源及古地貌的影响，该时期以滩坝砂及藻灰滩沉积为主，致密油储层以灰质粉砂岩、泥晶灰岩及生物灰岩为主，储集空间以粒间孔、溶蚀孔及微裂缝为主（图版Ⅰ-6），孔隙度一般为6%～8%，渗透率为0.4～0.8 mD，属于低孔、低渗—特低渗致密储层。碳酸盐胶结作用是导致柴西地区储层致密的主要原因。

1.3古构造背景

古构造恢复研究表面，柴西地区古近系—新近系古凹陷—古斜坡构造背景较发育。持续发育的七个泉—红柳泉—砂西斜坡区、跃进斜坡区以及乌南斜坡区三大古斜坡区紧邻生烃凹陷（图4）。斜坡部位是油气运移的长期有利指向区，在湖盆演化期，因受构造及气候的影响，湖盆发生了频繁的水进、水退及持续的咸化过程，导致三角洲前缘砂体、滨浅湖滩坝砂体、碳酸盐岩、膏岩以及盐岩等在横向上穿插、纵向上叠置，为致密油的储集提供了有利条件［8-10］。现今构造继承性好，相对稳定，有利于致密油原地聚集与保存。

图4　柴达木盆地下干柴沟组上段—下油砂山组古构造Fig.4　The paleotectonic map of the upper segment of Lower Ganchaigou Formation and Lower Youshashan Formation in Qaidam Basin

2　源储组合特征

古近纪—新近纪以来，柴达木盆地构造活动强烈，气候干旱，导致湖盆多期扩展、收缩及湖水持续咸化［11］，进而导致烃源岩和源内储集层在较大范围内具有间互沉积、广覆式接触、源储一体的特征，且源储配置条件优越。柴西地区集中发育了下干柴沟组上段碳酸盐岩致密油源储组合与上干柴沟组碎屑岩致密油源储组合。其中前者主要分布于柴西南地区，储层厚度为2～11 m，多数为3～6 m，纵向上储层层数较多，横向上分布较稳定；后者在柴西地区分布较广，储层厚度为2～4 m，横向上延伸较远。

根据源储配置关系，柴西地区古近系—新近系致密油主要存在2种类型的成藏组合。一种属源内包裹式成藏组合（图5下干柴沟组上段油藏），储层与源岩互层式接触，油气在源储压差作用下克服毛管压力，以渗流扩散的方式直接注入储集体的纳米级孔隙中，并将地层水驱替或部分驱替出储层而成藏，或者滞留在源岩中形成致密油，如跃进斜坡区、南翼山下干柴沟组上段等油藏；另一种属上覆式成藏组合（图5上干柴沟组油藏），烃源岩生成的油气经短距离垂向运移至上覆致密藻灰岩、泥灰岩及砂岩等储层中成藏，如扎哈泉凹陷及乌南斜坡区上干柴沟组油藏。

图5　柴达木盆地七个泉—跃进斜坡区—乌南斜坡区致密油成藏模式Fig.5　The accumulation pattern of tight oil from Qigequan area，Yuejin ramp to Wunan ramp in Qaidam Basin

3　资源潜力分析

致密油的资源潜力分析以烃源岩评价为基础，以沉积体相带研究、储层空间测试以及砂体预测为条件。笔者在研究致密油成藏条件及成藏机理的基础上，系统分析致密油的分布规律，从而落实圈闭面积、储层厚度及含油饱和度等资源评价关键参数，然后结合录井油气显示，采用体积法对柴西地区古近系—新近系致密油储量进行计算。上干柴沟组—下油砂山组和下干柴沟组上段致密油勘探领域估计总资源量约8.86～10.86亿t。古近纪柴达木盆地湖盆中心主要位于柴西南地区，下干柴沟组上段优质烃源岩源内或源上砂岩和碳酸盐岩储层组成古近系致密油藏，勘探面积为1.26万km2，资源量为5.04～6.30亿t。受湖盆迁移影响，柴达木盆地上干柴沟组—下油砂山组湖盆中心主要位于柴西北地区，新近系广覆式烃源岩和与其互层或位于其上的致密砂岩以及碳酸盐岩储层形成新近系致密油藏，勘探面积为1.04万km2，资源量为3.12～4.16亿t。

笔者在计算资源潜力的基础上，结合储层规模、油藏埋深、勘探现状等因素，优选了柴达木盆地古近系—新近系致密油的三大有利区带，即扎哈泉凹陷—乌南斜坡区上干柴沟组、南翼山—小梁山区带上干柴沟组—下油砂山组及七个泉—跃进斜坡区下干柴沟组上段（图6）。

图6　柴达木盆地柴西地区古近系—新近系致密油有利区分布①扎哈泉凹陷—乌南斜坡区；②南翼山—小梁山区带；③七个泉—跃进斜坡区Fig.6　Favorable distribution area of the Paleogene and Neogene tight oil in western Qaidam Basin

（1）扎哈泉凹陷—乌南斜坡区上干柴沟组致密油勘探区带。该区带北起扎哈泉凹陷，南到乌南斜坡区，致密油主要目的层为上干柴沟组湖相地层，勘探面积为800 km2，致密油资源量为0.7～0.9亿t，油藏埋深为2 000～3 000 m。目前已有扎201井、扎2井及扎3井获得高产油流，绿2井和绿3井等多口井获低产油流，勘探潜力大。

（2）南翼山—小梁山区带上干柴沟组—下油砂山组致密油勘探区带。该区带紧邻小梁山生烃凹陷，西起小梁山，东抵南翼山。主要目的层为上干柴沟组—下油砂山组层段，勘探面积为1 800 km2，致密油资源量为1.62～2.34亿t，油藏埋深为1 500～2 500 m。由于受晚喜马拉雅运动影响，该区带构造隆升较晚，成排成带的背斜构造形成于狮子沟组沉积期及以后，广覆式上干柴沟组烃源岩普遍进入生烃高峰，有利于形成致密油气。该区带梁101井、梁5井、梁103井在上干柴沟组—下油砂山组层段试油均获工业油流。

（3）七个泉—跃进斜坡区下干柴沟组上段致密油勘探区带。该区带西起七个泉，东到跃进斜坡区，主要目的层为下干柴沟组上段灰岩段，勘探面积为900 km2，致密油资源量为1.53～1.87亿t，油藏埋深为2 500～4 500 m，紧邻红柳泉、尕斯库勒油区。跃灰2井、跃灰101井及红112井等多口井钻井过程中见到良好的油气显示，其中跃灰1井、七东1井、红20井及红31井等多口井试油获油流，致密油勘探潜力较大。

4　结论

（1）柴达木盆地柴西地区古近系—新近系致密油主要发育于柴西南地区下干柴沟组和柴西北地区上干柴沟组的半深湖—深湖相区。

（2）柴达木盆地柴西地区古近系—新近系纵向上叠加的2套优质烃源岩，具有有机质丰度较高、类型好、分布广以及烃转化率较高的特点，为致密油的形成提供了资源基础。

（3）柴达木盆地柴西地区古近系—新近系致密油储层具有岩性多样和储层空间复杂的特点，多种成因的砂体、盐岩、碳酸盐岩在横向上相互穿插，纵向上叠置，为致密油的储集和保存均提供了条件。

（4）柴达木盆地柴西地区古近系—新近系致密油发育的三大有利区带为扎哈泉凹陷—乌南斜坡区上干柴沟组、南翼山—小梁山区带上干柴沟组—下油砂山组及七个泉—跃进斜坡区下干柴沟组上段。

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图版Ⅰ

（本文编辑：郭言青）

Exploration potential of tight oil of the Paleogene and Neogene in western Qaidam Basin

WAN Chuanzhi1，WANG Peng2，XUE Jianqin2，SU Xueying3，ZHOU Gang2，GOU Yingchun1
（1.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development-Northwest，Lanzhou 730020，China；2.Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Qinghai Oilfield Company，Dunhuang 736202，Gansu，China；3.College of Geosciences，China University of Petroleum（Beijing），Beijing 102200，China）

The Paleogene Lower Ganchaigou Formation and Neogene Upper Ganchaigou Formation in the western Qaidam Basin have the basic geological conditions to form tight oil.The organic carbon content of effective hydrocarbon source rocks in the upper segment of Lower Ganchaigou Formation is between 0.8%and 2.0%，and the type of organic matter is mainlyⅠ-Ⅱ1.The organic carbon content of effective hydrocarbon source rocks in Upper Ganchaigou Formation is between 0.6%and 1.5%，and the type of organic matter is mainlyⅠ-Ⅱ1.Thermal simulation experiment showsthat it isinthemainstageof hydrocarbongenerationof Paleogene-Neogene in western QaidamBasin when the Roof source rocks is between 0.47%and 1.30%，and liquid hydrocarbon yield reaches maximum when Rois 0.746%. Sedimentaryfaciesstudyindicatesthat extensivelydevelopedsemi deep-deeplakefaciessourcerocks of the Paleogene Lower Ganchaigou Formation and Neogene Upper Ganchaigou Formation has source-reservoir symbiotic relation withshore shallow lake facies sand bodies or carbonate rocks，which is beneficial to form tight oil，and ramp area of paleostructure and the center of source sag are favorable for tight oil enrichment.The Neogene Upper Ganchaigou Formation in Zhahaquan Sag-Wunan ramp area，Upper Ganchaigou Formation and Lower Youshashan Formation in Nanyishan-Xiaoliangshanarea and the upper segment of Lower Ganchaigou Formation in Qigequan-Yuejin ramp area are the three favorableexplorationzonesfortightoil.

tightoil；resourcespotential；Paleogene；Neogene；westernQaidamBasin

P618.13

A

1673-8926（2015）03-0026-06

2014-03-18；

2014-08-16

中国石油重大科技专项“柴达木盆地石油勘探领域评价与目标优选”（编号：2011E-0301）资助

万传治（1980-），男，高级工程师，主要从事石油天然气地质综合研究方面的工作。地址：（730020）甘肃省兰州市城关区雁儿湾路535号。E-mail：wan_cz@petrochina.com.cn。