方泽昕

天山南地区碳酸盐岩成藏因素分析

方泽昕1，2

（1. 西安石油大学，陕西 西安 710065； 2. 陕西省油气成藏地质学重点实验室，陕西 西安 710065）

天山南地区油气资源丰富、南北供烃、两相烃源，油气资源以凝析气和气层气为主，后为常规油。该地区分为海相、陆相两种油源，油气主要由该区北部的库车前陆变形带三叠-侏罗系泥岩烃源岩区、南部满加尔坳陷的寒武-奥陶系下统的碳酸盐岩烃源岩区产出。以天山南地区中两大类烃源岩储层中的碳酸盐岩储层为主要研究对象，以确定碳酸盐岩成藏条件为目标。综合运用地质，测井等方面的数据资料，以石油地质学、油气成藏地质学、构造地质学、测井方法等理论为指导方向，对天山南地区碳酸盐岩成藏条件进行系统的分析。

碳酸盐岩；油气成藏；天山南地区；塔里木盆地

目前，天山南地区已有大量学者以及油气技术人员进行了科学研究工作，研究包括该地区的储层特征、成藏条件、成藏模式以及成藏勘测等方向。本论文主要对该地区烃源岩条件、储层特征、区域构造进行分析，通过对典型油气藏剖析，进而完成该地区碳酸盐岩的油气成藏条件分析。

1 区域概况

1.1 天山南区地质概况

该地区位居塔盆沙雅隆起的北缘，北邻库车前陆变形带（库车坳陷），西接沙西低凸起，南邻阿克库勒凸起，南北双侧海陆相油气以该地区作为运移方向目的区域，是塔北部最主要的油气富集区之一[1]（如图1）。

该地区发育中新生界构造层和古生界构造层，分界为中生界侵蚀面[2]。历经若干构造运动，古生代地层大量缺失，中、新生代地层健全。

图1 天山南地区构造位置图

1.2 区域构造背景

研究区处于塔北沙雅隆起与库车前陆盆地区域结合处。塔里木盆地板块内部变形受到古亚洲构造和特提斯构造的影响，地区之间地层变形差异大[3-5]（如图2）。整套地层经历了上升被剥蚀后向下埋藏沉两个阶段：

①第一阶段为加里东—海西期，前中生界隆升形成古潜山，潜山顶部表面遭受强烈的风化剥蚀。

②第二阶段为印支期—喜山期，前中生界形成的古潜山向下埋藏，中新生界发育披覆构造[2]。

图2 天山南地区构造演化阶段示意图

1.3 烃源岩条件

天山南地区明显存在两种不同性质的油源，海相油源来自天山南区南部寒武-奥陶系的阿瓦提-满加尔坳陷，陆相油源来自天山南区北部库车坳陷的三叠-侏罗系[7]。本文主要研究以碳酸盐岩为主的海相烃源岩。

2 成藏因素

2.1 碳酸盐岩储层发育影响因素

目前在该地区震旦系、寒武系以及奥陶系发现碳酸盐岩发育，其中白云岩占主体，在雅克拉地区、大涝坝地区及沙西北部分布[2]。其发育影响因素为：1）天山南地区从晚震旦世奇格布拉克期到早奥陶世早期处于浅海台地环境，利于准同生白云岩沉积，是白云岩储层的发育基础；2）成岩后生变化是孔隙型白云岩储层发育的重要条件；3）构造运动是裂缝型白云岩储层发育的主要控制因素；4）风化溶蚀作用进一步影响了白云岩的储集能力[6]。

2.1 前中生界碳酸盐岩油气成藏的主控因素

前中生界大型不整合面之下的碳酸盐岩油气藏的形成因素为：与古隆起有关的不整合面上的潜山及不整合面之下的内幕背斜是前中生界油气聚集的主要场所，油气藏规模由不整合面以下的缝洞型储集体发育程度控制，不整合面上的直接盖层是否有效是油气藏形成的关键[2]。

2.1.1 沙雅隆起顶部区域控制油气藏的区域分布

1）沙雅隆起的顶部隆起一直是油气运移、调整的指向区；

天山南地区的沙雅隆起，是加里东-印支期形成的古隆起，燕山-喜山期作为库车坳陷北倾的斜坡，是紧邻生油洼陷的隆起和斜坡地带[7]。隆起自身或两侧油源区的油气向隆起顶部运移，可以作为油气运移的长期指向区[8]，控制着丰富的油气资源量。

2）沙雅隆起的发展控制着断裂带的发育；

沙雅隆起和库车坳陷南斜坡是构造应力相对集中的部位，亦是变形比较强烈的地区，断裂发育。现有资料表明，沙雅隆起两翼主要发育了加里东晚期至海西期形成的压性或压扭性断裂主要为压性逆冲断层，如亚南断裂和轮台断裂，具有长期继承性发展的性质；稍晚一些形成的张性或扭张性断层，包括了一组近南北向的张性正断层，主要发育在沙雅隆起西段的沙西凸起区；在雅克拉断凸轴部发育了低序次二次纵张断裂等三组断裂体系。另外，在沙雅隆起北翼斜坡的三道桥西北还发育了规模较大的冲断-推覆-滑脱断层、小型压性冲断层、压扭性剪切断层、海西期断裂复活切过T30面的、近于直立的张性正断层等。断裂的活动形成各类圈闭，是油气聚集和保存的重要条件。

3）沙雅隆起的发展有利于前中生界碳酸盐岩储层的发育；

沙雅隆起的长期发展，为隆起区浅海台地相的下古生界碳酸盐岩储层发育创造了条件。由于隆起区长期处在较高的部位，经历暴露地表遭受剥蚀和沉没水下接受沉积，在风化淋滤作用下改善了储层的物性条件，形成孔、洞、缝发育的储集体[9]；为油气聚集成藏准备了宏大的空间。

4）沙雅隆起为非构造圈闭的形成创造条件。

沙雅隆起的长期发展，一是使高部位地层被剥蚀，上覆地层覆盖后可形成地层不整合型圈闭[10]。二是在加里东早期抬升剥蚀后，从中晚奥陶世至志留纪的沉积，分别由南北两边向隆起高部位超覆；东河砂岩呈超覆状态进行填平补齐式的沉积；三叠纪-侏罗纪的沉积也由南北两侧向沙雅隆起高部位超覆，使隆起的两翼可形成大量的地层超覆不整合油气藏和岩性尖灭油气藏[11]。

2.1.2 储集体的发育程度控制油气藏的规模

该区前中生界不整合面以下的碳酸盐岩是主要储集层。现今的有效储集空间是由后生变化形成的孔、洞、缝，是受岩溶和构造控制的、储集性极不均一的、形态极不规则的缝洞型储集体。故在油气分布区域内，油气仅在缝洞发育的部位集中，最后形成大中型高产油气田，缝洞不发育的部位不含油气。

2.1.3 直接盖层的有效性是油气藏形成的关键

天山南地区前中生界长期处于隆起部位，是南部（或者北部）海相烃源与北部（或南部）陆相烃源的共同指相区。前中生界碳酸盐岩普遍具有储集性不均一的缝洞型储层，甚至前震旦系变质岩也可具有形成工业油气流的储集空间。因此，区内前中生界油气勘探既不存在油源问题，也没有缺乏区域性储层的风险，而对具有足够储集空间的构造来说，是否存在有效的直接盖层则是油气藏形成的关键。对于天山南地区前中生界不整合面之下的储层来说，中新生界巨厚的泥质岩、膏质岩类是优质的区域性盖层。直接盖层则具有多种类型，由多种类型的直接盖层形成了多种类型的油气藏，包括：

1）不渗透或低渗透层作为直接盖层可以将块状油藏分隔成油水界面不统一的几个部分，形成有层状性质的潜山型块状油气藏；

2）不渗透或低渗透的碳酸盐岩夹层与潜山面之上的直接盖层一起，对潜山内幕背斜组成双结构直接盖层，形成潜山内幕背斜油气藏，如英买7油藏（如图3）。

图3 英买7潜山内幕背斜油气藏剖面图

3）不整合面之下内幕的不渗透或低渗透夹层作为直接盖层覆盖在内幕背斜之上，形成内幕背斜油气藏，如英买2油藏、英买1油藏（如图4）。

图4 英买1内幕背斜油气藏剖面图

4）三叠—侏罗系的底砂岩尖灭体，覆盖在前中生界不渗透或低渗透的底板上，其上以其层内泥岩或白垩系卡普沙良群底泥岩作为直接盖层，则可形成地层尖灭型油气藏；

5）尖灭的底砂岩与下伏渗透层连通，其上以层内泥岩或卡普沙良群底泥岩作为直接盖层，形成复式油气藏，如雅克拉油气藏不整合面的三叠系底砂岩与上震旦统奇格布拉克组碳酸盐岩溶蚀孔洞型储层组成的油气藏等。是否有直接盖层与多种类型的遮挡组成有效的直接盖层，并与下伏碳酸盐岩储集体构成有效圈闭，是形成不同类型油气藏的关键。

油气勘探实践表明，塔里木盆地天山南地区前中生界油气成藏的主控因素是：沙雅隆起与沙雅斜坡控制前中生界油气藏的区域分布，缝洞型储集体的发育程度控制油气藏的规模，直接盖层的有效性是油气藏形成的关键。油气成藏模式为，南北供烃、两相烃源、多期成藏、晚期为主。

3 结 论

1）天山南地区油气富集、南北供烃、两相烃源、多期成藏、晚期为主。产出以凝析气和气层气为主，后为常规油。

2）天山南地区发育海相碳酸盐岩储层，存在多套套储盖组合。主要在前中生界震旦系、寒武系和奥陶系地层中，以白云岩为主。前中生界碳酸盐岩储层与其上覆泥岩组成了最有利的储盖组合。

3）天山南地区断裂和不整合控制该地区的油气成藏与分布。

4）前中生界潜山及内幕圈闭领域油气成藏具有四大控制因素：①隆起顶部区域控制油气藏的区域分布；②缝洞型储集体的发育控制油气藏的规模；③直接盖层的有效性是古潜山深部的成藏的关键。

［1］于慧玲，马慧民，王蓉英. 天山南地区前中生界油气成藏条件与勘探前景[J].中国西部石油地质，2007，3（1）：21-23.

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Analysis on Carbonate Reservoir Formation Factors in Southern Tianshan Mountains

1,2

（1. Xi'an Shiyou University, Xi'an Shaanxi 710065, China;2. Key Laboratory of Shaanxi Province for Petroleum Accumulation Geology, Xi'an Shaanxi 710065, China）

The southern Tianshan area is rich in oil and gas resources, with two-phase hydrocarbon sources for north-south hydrocarbon supply. The oil and gas resources are mainly condensate gas and gas layer gas, followed by conventional oil. The area is divided into marine and continental oil sources. The oil and gas were mainly derived from the Triassic-Jurassic mudstone source rock area in the Kuqa foreland deformation belt in the north of the area, and the carbonate source rock area of the Lower system in the Cambrian-Ordovician in the Manjiaer Depression in the south. In this thesis, taking the carbonate reservoirs in the two major types of source rock reservoirs in the southern Tianshan area as the main research object, the carbonate reservoir forming conditions were determined. Through comprehensive use of geology, logging and other data, with petroleum geology, oil and gas reservoir forming geology, structural geology, logging methods and other theories as guiding directions, the carbonate reservoir forming conditions in the southern Tianshan area were systematically analyzed.

Carbonate rocks; Hydrocarbon accumulation; Southern Tianshan area; Tarim basin

2020-12-03

方泽昕（1996-），男，硕士研究生在读，陕西西安人，研究方向：油气地质与勘探。

TE122.2

A

1004-0935（2021）01-0100-04