高明 胡婷婷 陈国军

摘   要：针对中拐凸起石炭系南、北油藏高度差异大，试油普遍见水，油水关系复杂，油水过渡带大，油藏类型及主控因素认识不清的现状，对其构造特征、断裂组合关系、储盖组合特征及地层水特征等控藏因素进行了分析。研究认为：中拐凸起石炭系发育两类油藏，古隆主体地震反射杂乱，为受构造、断裂控制的块状油藏，周缘围斜区为层状反射特征，油藏为受不整合面或岩性遮挡的层状油藏。南部古隆形态完整，保存条件好，油藏高度大;北部地层剥蚀严重，古隆更高，分布范围缩小，充注程度不足，油藏高度不大;发育两级断裂，一级走滑断裂疏通油源，二级断裂控制油藏展布特征。南部主要发育火山角砾岩，储层物性好，有利于油气的聚集;北部则以火山熔岩为主，储层物性较南部略差;且南部盖层条件优于北部，对下伏石炭系油藏起到更好的封盖作用。研究区地层水为氯化钙水型，南部热液改造作用不明显，矿化度较低;北部沿断裂热液改造作用明显，矿化度较高;古隆主体热液改造作用弱，矿化度较周缘围斜区低。

关键词：中拐凸起;石炭系;储盖组合特征;地层水特征;成藏模式

中拐凸起长期处于玛湖凹陷、沙湾凹陷以及盆1井西凹陷等三大生油凹陷的油气运移指向区，是准噶尔盆地西北缘近几年最重要的勘探评价区块之一，具有多层系含油、多期成藏的特点[1-4]。石炭系在JL10井获得突破后，经过多年的勘探表明，石炭系普遍成藏，油藏储量规模大。尤其在JL22井获得高产后，中拐凸起周缘围斜区的油气勘探获得重大突破，成为寻找高效规模储量的有利接替区。

前期研究认为，石炭系油藏类型为受断裂控制的、带底水的块状油藏;古构造控制了成藏有利区，油藏主要受断裂控制，局部受岩性或地层控制，储层的优劣、油藏的保存条件决定了油气的富集程度、油藏规模及油气水分布的差异。但随着勘探步伐的不断深入，暴露出众多问题：南、北油藏高度差异大，试油普遍见水，油水关系复杂，油水过渡带宽;古隆主体油藏高度大，周缘围斜区多为油（气）水同出;周缘围斜区在前期认识的油水界面之外获得高产，油藏类型及主控因素认识不清。本文从石炭系构造、断裂组合特征、储层及地层水特征分析着手，探讨该区石炭系油气成藏特征及控藏因素，以期对下一步勘探部署有所裨益。

1  油藏地质特征

中拐凸起虽已普遍成藏，但南与北、古隆主体与周缘围斜区油藏高度差异大，分析发现其构造特征、断裂组合关系、储盖组合及地层水特征存在差异性。

1.1  断裂组合特征

从古构造上看，中拐凸起为一自石炭系至侏罗系的继承性古隆起构造。海西期准噶尔板块与哈萨克板块的碰撞过程中，区域性的压扭应力场作用于中拐地区并造成红3井东侧断裂、598井断裂和五区南断裂强烈活动，形成了中拐两隆一凹的构造格局（南部JL10井区古隆带、中部JL12井区次凹带及北部JL22井区古隆带），红3井东侧断裂的活动对南部古隆带的形成具有重要的作用，五区南断裂和598井东断裂的活动对北部古隆带的形成具有重要的作用。南部古隆带形态完整，保存条件好，油藏高度大;北部地层剥蚀严重，古隆更高，形态不完整，分布范围缩小，围斜区直井钻遇油层厚度薄，充注程度不足，油藏高度不大。

从断裂发育特征看，中拐凸起经过多期剧烈的断裂活动，主要发育两级断裂（图1）：一级断裂为三条大型走滑断裂——红3井东侧断裂、598井断裂和五区南断裂，该组断裂为石炭—二叠纪形成的大型区域性深大断裂，规模大，延伸远，主要为NW向，控制地层分布和构造格局，对沙湾凹陷的烃源和石炭系的储层起着沟通作用，石炭系的油气藏顺着走滑断裂呈条带式分布。二级断裂为次一级断裂，主要形成于晚二叠世—早三叠世，主要发育两组断裂体系，一组为与红3井东侧断裂伴生的近EW向断裂体系，主要起疏导油气的作用;一组为与红车断裂平行的近NS向断裂体系，主要控制油气聚集。两组断裂交错，形成了一系列断块和断鼻圈闭，不同的断块油藏具有不同的油水界面。

1.2  储盖组合特征

从储层特征看，该区石炭系火山岩具有多期喷发和多系列的特点。从古隆到周缘围斜区，地层由老变新，并且呈现为两个由中基性到酸性的演化序列。地震上，古隆主体表现为块状杂乱反射特征，周缘围斜区表现为层状反射特征。储层岩性较为复杂，发育有火山碎屑岩、熔岩和沉火山岩三大岩类。发育的火山岩相有爆发相、溢流相及火山沉积相，沿NE向呈条带状分布。古隆主体以爆发相的火山角砾岩为主，周缘围斜区多为溢流相的火山熔岩，局部发育凝灰岩、沉凝灰岩、凝灰质砂岩及凝灰质砂砾岩等火山沉积相。南部主要发育火山角砾岩，储层物性好，有利于油气的聚集;北部则以火山熔岩为主，储层物性较南部略差。

从盖层条件看，中拐凸起北部盖层较南部JL10井区略有不同。南部乌尔禾组发育厚度约60 m稳定的湖相泥岩，作为南部的区域性盖层，直接覆盖在石炭系火山岩之上，形成良好的储盖组合，有利油气藏的形成和保存。而北部石炭系上覆地層自西向东为三叠系克拉玛依下亚组、二叠系上乌尔禾组、二叠系下乌尔禾组和佳木河组，盖层以砂泥岩互层为主。南部盖层条件优于北部，对下伏石炭系油藏起到更好的封盖作用。

1.3  地层水特征

中拐凸起石炭系地层水为氯化钙水型，水动力环境有差异，南部热液改造作用不明显，矿化度较低;北部沿断裂热液改造作用明显，矿化度较高;古隆主体热液改造作用弱，矿化度较周缘围斜区低。另外，虽然整个中拐凸起普遍见水，地层水特征非常复杂，但其试采曲线分析主要呈现两种特征：一种是底水特征——产水量随油嘴增大而增大;一种是层间水或束缚水特征：产液量不变或逐渐降       低[7-9]。古隆主体和周缘围斜区地层水特征如下：

古隆主体地层水特征虽非常复杂，但研究发现，油水同出并不等于自由水界面，古隆主体还是具有统一的自由水界面，自由水界面以上为层间水，自由水界面以下为底水。像JL117井和JL20井、JL10井和JL102井，各自就具有统一的自由水界面，在自由水界面之上，JL117和JL102试采曲线均表现为束缚水或层间水的特征，JL117井试油段的岩心核磁分析谱也证实了该试油段油信号很强、束缚水特征明显;而自由水界面之下的JL10井试采曲线则表现为底水的特征（图2）。

周緣围斜区同样也是层间水（束缚水）、底水均有，但其底水具边底水的特征。像JL16和JL114井，两口井各试油两层，试油结果均为油水同层，但两口井上段试采曲线均表现为层间水（束缚水）特征，下段试采曲线则表现为底水特征（图3）。地震剖面上，两口井层状油藏特征明显，且为厚层状。因此，认为周缘围斜区的底水实际上为边底水。

2  油藏特征及成藏模式

据上述储盖组合及地层水特征分析，结合构造及地震反射特征，认为中拐凸起石炭系火山岩油藏成藏模式有2种：块状模式和层状模式。古隆主体为受构造、断裂控制带底水的块状油藏;周缘围斜区为受不整合面或岩性遮挡的层状油藏（图4）[10-11]。

古隆主体是一个大型继承型古鼻凸，南北被三条大型走滑断裂夹持，三叠系克拉玛依下亚组或二叠系上乌尔禾组直接超覆沉积在石炭系之上，其稳定的泥岩作为良好的盖层，三条走滑断裂作为油源通道，油气沿断裂及不整合面向古凸运聚，成藏条件极为有利。石炭系油气藏顺着走滑断裂呈条带式分布，区内的其余断裂，将石炭系分割成了多个断块，其中不同的油藏具有不同的油水界面。总的来说，走滑断裂为古隆主体石炭系油气藏提供油源通道，其余断裂控制着油气藏展布。另外，尽管火山岩非均质性强，但由于裂缝较为发育，且处于古鼻凸，长期暴露于地表，经过长期风化、淋滤改造，火山角砾岩及熔岩均可成为良好的火山岩储集体。

周缘围斜区，一方面油气由断裂运移至不整合面后，沿着不整合面向上运行，遇到孔缝发育的地层，充注其中形成油气藏;另一方面，位于不整合面附近的火山岩地层，后期受到上覆地层压实，水溶和泥质充填，孔缝特征遭受改造。水溶过程中一方面带走火山岩内可溶矿物，增大孔缝，改善储渗条件;同时某些孔隙内粘土矿物遇水膨胀，使岩石粘土化，使储层空间减小，形成油气藏的封盖层。周缘围斜区油气富集受封堵条件的控制，位于围斜区的JL22井在石炭系获得高产。分析原因，一方面是因为储层有利，为凝灰质砂砾岩，另外一方面是因为有良好的凝灰岩作为底板封堵油气。

新钻遇的JL118、JL23井地震资料表明：JL118井石炭系上部钻遇围斜区，地层呈斜层披覆特征;下部钻遇古隆起区，地震反射杂乱，与JL23井反射特征相同。同时，FMI成像资料证实JL118井石炭系上部和下部地层倾向相反，其下部地层和JL23井地层倾向一致，进一步说明了上述油气成藏模式的可靠性。另外，通过流体性质分析发现，中拐凸起原油密度自西向东逐渐变大，上乌尔禾组一段尖灭线以东油质稠;而从石炭系不整合面上下地层岩性配置关系上看，整个中拐凸起石炭系上覆地层岩性有变化，自西向东依次为为三叠系克拉玛依下亚组和二叠系上乌尔禾组泥岩层、二叠系下乌尔禾组砂砾岩层和佳木河组火山岩层。因此，石炭系不整合上下地层岩性配置关系控制了油藏流体性质：以上乌尔禾组一段尖灭线线为界线，与下乌尔禾组砂砾岩及佳木河组火山岩直接接触的石炭系为稠油油藏，与克拉玛依下亚组及上乌尔禾组泥岩直接接触的石炭系为稀油油藏（图4）。

3  结论与认识

中拐凸起石炭系发育两类油藏，古隆起主体为受构造、断裂控制的块状油藏;周缘围斜区为受不整合面或岩性遮挡的层状油藏。石炭系不整合上下岩性配置关系控制油藏流体性质——与下乌尔禾组砂砾岩及佳木河组火山岩直接接触的石炭系为稠油油藏，与克拉玛依下亚组及上乌尔禾组泥岩层直接接触的石炭系为稀油油藏。

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Abstract：The height of the reservoir is different between the south and north in Carboniferous of Zhongguai uplift.Water is commonly seen in oil test，oil-water relationship is complex，transitional zone of oil-water is large，reservoir type and main control factors are not clear.Based on the analysis of reservoir-cap rock association and formation water characteristics of Carboniferous，it is believed that zhongguai uplft developped two types of reservoir：massive reservoir and layered reservior.The form of southern Paleouplift is integral，preserve condition is good，reservoir height is large，the erosion of northern strata is serious，and the distribution range is reduced，filling degree is insufficient.There are two stages of faults：strike-slip fault unchoke oil，the second-order fault controls the distribution features of reservoir.The soutern part maily develop  volcanic breccia，in favor of hydrocarbon accumulation，the northern part is mainly volcanic lava，the reservoir property is slightly worse than that in the south，the conditions of caprock in the south are better than those in the north.The formation water in the study area is of calcium chloride type，Hydrothermal transformation is not obvious in the south，Hydrothermal transformation is weak in paleouplift，the salinity is lower than that of the peripheral periclinal area.

Key words：Zhongguai uplift;Carboniferous;Features of reservoir-cap rock association;Formation water characteris    tics;Reservoir forming model