漆立新，丁 勇

中國石化 西北油田分公司，烏魯木齊 830011

順北地區(qū)位于塔里木盆地順托果勒低隆區(qū)，夾于塔北和塔中2大古隆起之間，奧陶系碳酸鹽巖埋深超過7 300 m，基于油源和儲層問題，該區(qū)長期被勘探家視為勘探“禁區(qū)”。聚焦“烴源、儲層、成藏”3個關鍵地質(zhì)問題認識，2015年在順北1號斷裂帶部署了順北1井和順北1-1井，取得了振奮人心的重大新發(fā)現(xiàn)——順北1-1井獲得高產(chǎn)工業(yè)油氣流，發(fā)現(xiàn)了順北油田。順北油田是中國石化西北油田分公司在構造低部位發(fā)現(xiàn)的一種新的油氣藏類型——“斷溶體油氣藏”[1]。在明確了走滑斷裂具有“控儲、控圈、控運、控藏、控富”特征基礎上[2]，順北走滑斷裂帶近年來已成為快速增儲上產(chǎn)的主要陣地，逐步探明了順北1號帶、4號帶和8號帶等(圖1)，但這些斷裂帶表現(xiàn)為北油南氣、東氣西油、緊鄰滿加爾生烴坳陷油氣富集的特點?；陧槺睎|、西部油源系統(tǒng)(滿加爾烴源灶、阿瓦提烴源灶)存在差異以及所處的構造位置，以位于順托果勒低隆起鞍部的順北5號斷裂作為分界(圖1)，順北5號斷裂帶以東為順北東部，其緊鄰滿加爾坳陷。近年來勘探實踐表明，順北東、西部在成藏特征、油氣富集等方面差異明顯。位于順北西部順北7號、11號斷裂帶的順北7井、順北11井等鉆探結果不理想，表現(xiàn)為早期成藏為主，且油氣成藏規(guī)模不大。本文通過烴源層分布條件與生烴演化史、成藏期及成藏模式等研究，總結順北東、西部油氣成藏富集主控因素的差異性，為明確順北西部勘探方向和勘探潛力評價提供依據(jù)。

圖1 塔里木盆地研究區(qū)位置及順北東、西部劃分示意Fig.1 Tectonic units of Tarim Basin and division between eastern and western parts of Shunbei area

1 順北東部海相油氣分布特征

從滿加爾坳陷西緣油氣藏類型及分布看，最為富集的部位是沙雅隆起，其次是順北東北部及塔中隆起區(qū)(圖2)。前期在塔河勘探實踐中，建立了沙雅“古隆起—古斜坡巖溶縫洞型復式成藏模式”，形成了多層系、多領域立體含油的勘探局面[3-5]。北部沙雅隆起含油層系主要分布在奧陶系鷹山組、一間房組，以油藏為主，除在沙雅隆起東部輪古東地區(qū)、塔河9區(qū)等發(fā)現(xiàn)奧陶系氣藏外，其他地區(qū)均為油藏，且基本呈現(xiàn)奧陶系油藏南輕北重的油氣分布特征；奧陶系油藏之上主要有石炭系、三疊系、白堊系中質(zhì)—輕質(zhì)油氣藏及泥盆系、志留系中質(zhì)—重質(zhì)油氣藏分布，表現(xiàn)為多層位立體成藏、多期成藏的特點。

塔中地區(qū)勘探實踐表明，奧陶系油、氣藏均有分布，主要為輕質(zhì)油藏和凝析氣藏，且整體具有西油東氣的分布特征。

2016年通過研究建立的順北“超深斷溶體復式成藏模式”[6]，擴大發(fā)現(xiàn)了順北奧陶系油氣田。目前，順托果勒低隆起除順南發(fā)現(xiàn)大規(guī)模干氣藏外，順北、順托果勒地區(qū)幾乎全為輕質(zhì)—揮發(fā)性油藏，其中順南地區(qū)和古城墟地區(qū)含油層系分別分布在奧陶系鷹山組上、下段，順北地區(qū)主要分布在中下奧陶統(tǒng)，順托果勒地區(qū)則主要分布在中奧陶統(tǒng)一間房組。順北地區(qū)油氣差異富集明顯，北東段走滑斷裂帶發(fā)育規(guī)模和樣式控制了儲層發(fā)育規(guī)模、油氣富集程度，斷裂帶之間、斷裂段之間、斷裂縱向上存在顯著非均質(zhì)性；“構造轉(zhuǎn)換帶(傾角大)”油氣相對富集(垂向輸導+側向匯聚富集)[6]。總體表現(xiàn)為：順北北東段緊鄰滿加爾生烴坳陷，多套烴源側向供烴影響范圍內(nèi)油氣富集、成藏期多、晚期成藏強度大；而順北西段緊鄰阿瓦提坳陷，油氣有成藏，但不富集、不連片(圖2)。

圖2 塔里木盆地阿瓦提坳陷東緣—滿加爾坳陷西緣油氣分布示意Fig.2 Oil and gas distribution from eastern margin of Awati Depression to western margin of Manjiaer Depression, Tarim Basin

從順北奧陶系油氣富集分布(圖3)來看，從西部的順北7號斷裂帶到東部的順北1號斷裂帶，奧陶系原油從輕質(zhì)油、中質(zhì)油到揮發(fā)性油，原油密度降低，顏色變淺，反映出晚期供烴強度存在差異，即晚期供烴強度大的地區(qū)油氣相對富集。

圖3 塔里木盆地順北地區(qū)不同斷裂帶上的油氣性質(zhì)變化Fig.3 Changes of oil and gas properties in different fault zones, Shunbei area, Tarim Basin

2 順北西部海相油氣分布特點

從阿瓦提坳陷油氣顯示與油氣藏分布統(tǒng)計結果來看(圖2)，油氣顯示層位多局限在寒武系、奧陶系及志留系，海相油氣分布以古生界為主，且主要分布在阿瓦提坳陷東北角南區(qū)。其中寒武系、志留系以瀝青和稠油油斑為主，可動油發(fā)現(xiàn)少。露頭奧陶系灰?guī)r內(nèi)有油苗，早期縫面上見可動油，現(xiàn)今主要是干瀝青，可動油少見。

順北西部已有油氣藏成藏期分析表明[7-8]，寒武系、志留系及奧陶系瀝青和中質(zhì)—重質(zhì)油的主成藏期為海西晚期—印支期(圖4)。

圖4 塔里木盆地順北西部奧陶系油氣成藏史Fig.4 History of hydrocarbon accumulation in Ordovician, western Shunbei area, Tarim Basin

柯坪建化廠奧陶系大灣溝組油苗瀝青脈的包裹體分析表明，存在一期烴類包裹體，均一溫度80～90 ℃，表明成藏期較早；英買2井奧陶系碳酸鹽巖儲層中只檢測到一期包裹體，均一化溫度為70～90 ℃，現(xiàn)今地層溫度為124～131 ℃，油氣注入的時間為海西晚期；喬1井志留系瀝青砂巖及含油砂巖中自生伊利石K/Ar年齡測定結果為382～416 Ma[9]，相當于志留紀末—泥盆紀早期第一期油氣充注，油源只可能來自寒武系。

總結順北西部環(huán)阿瓦提坳陷油氣成藏，有以下特點：(1)阿瓦提海相油氣主要分布在東北緣(南區(qū))和西北緣(油苗和瀝青)；(2)海相油氣喜馬拉雅期成藏條件差；(3)阿瓦提東北緣(北區(qū))主要是喜馬拉雅期成藏的陸相油氣；(4)英買力北區(qū)海相油氣主要分布在三疊系及以下層系(圖5)；(5)英買力地區(qū)南部油氣來自海相(圖6)。

圖5 塔里木盆地英買力北區(qū)油氣分布剖面Fig.5 Profile showing oil and gas distribution in northern Yingmaili area, Tarim Basin

從圖6原油生物標志物顯示來看，三環(huán)萜烷以C23為主峰，長鏈三環(huán)萜烷系列豐度高；重排藿烷系列貧乏，伽馬蠟烷含量很低；低分子量的孕甾烷和升孕甾烷豐度高，重排甾烷含量中等，且14β(H),17β(H)-構型的相對豐度較14α(H),17α(H)-構型的高，C29R甾烷豐度略高于C27R甾烷，C28R甾烷含量很低，顯示出海相烴源巖來源的典型特征，說明英買1、2井區(qū)奧陶系油氣藏為海相成因。

圖6 塔里木盆地英買2井區(qū)奧陶系油氣甾、萜烷特征Fig.6 Characteristics of steroids and terpenes of Ordovician oil and gas in Yingmai 2 well zone, Tarim Basin

3 順北東西部海相油氣成藏差異對比

從圖7和圖8可以看出，順北東西部成藏具有以下差異：

圖7 塔里木盆地阿瓦提—滿加爾坳陷油氣系統(tǒng)及油氣充注示意Fig.7 Oil and gas system and charging in Awati and Manjiaer depressions, Tarim Basin

圖8 塔里木盆地順北地區(qū)東西向大剖面剖面位置見圖7。Fig.8 EW profile of Shunbei area, Tarim Basin

3.1 烴源系統(tǒng)差異

由于構造背景及烴源系統(tǒng)的差異，烴源條件不同，油氣資源及成藏期也不相同，特別是側向供烴條件存在明顯差異，即順北東部緊鄰滿加爾坳陷的3套優(yōu)質(zhì)烴源，而順北西部則緊鄰阿瓦提坳陷的2套烴源(圖7和圖8)。

正是因為側向供烴不同，油氣成藏模式及油氣資源規(guī)模存在較大差異。前期研究表明，滿加爾坳陷多套烴源具有多期生烴、供烴條件和多期成藏特征[10-11]。沙雅隆起及順北東北部存在多套烴源(本地的玉爾吐斯組以及滿加爾坳陷的西山布拉克組、西大山組、黑土凹組3套優(yōu)質(zhì)烴源巖)多期成藏，滿加爾坳陷烴源灶與順北東部地層坡度大，側向供烴條件好(滿加爾坳陷寒武系膏鹽巖不發(fā)育，隆起斜坡區(qū)巖溶發(fā)育)，這是該區(qū)域油氣富集的主要原因。而順北西部油源主要來自本地寒武系玉爾吐斯組烴源巖的早期成藏，以及側向阿瓦提坳陷分布局限的奧陶系烴源巖的晚期供烴。

3.2 優(yōu)質(zhì)烴源分布的差異

寒武系玉爾吐斯組烴源巖總體上由東往西有變薄變差的趨勢(圖9)。順北東部油源有4套優(yōu)質(zhì)烴源巖(垂向的本地玉爾吐斯組和側向的滿加爾坳陷的3套)，良好的通源條件溝通了側向3套厚度大的優(yōu)質(zhì)烴源巖生成的油氣；另外，本地的玉爾吐斯組優(yōu)質(zhì)烴源巖在本區(qū)分布穩(wěn)定?？碧綄嵺`表明，順北1號、4號、8號、12號斷裂帶位于“四源”供烴富集部位，長期具備“垂向輸導條件優(yōu)、多源匯聚指向區(qū)、頂蓋側封條件好、多期生烴強度大”的有利條件，油氣最為富集(圖8)。

圖9 塔里木盆地寒武系玉爾吐斯組烴源巖不同相帶發(fā)育對比示意Fig.9 Development of Cambrian Yurtus source rocks in different facies zones, Tarim Basin

順北西部油源只有3套略差的烴源巖(垂向的本地玉爾吐斯組和側向阿瓦提坳陷的寒武系、奧陶系)，其中，本地的玉爾吐斯組烴源巖總體發(fā)育較差，阿瓦提坳陷西部奧陶系薩爾干組烴源巖分布局限[12-13](圖10)，厚度薄、烴源巖豐度總體偏低。與順北東部的順北1、5井的油氣相比，順北西部的順北7井油氣不理想，這一方面反映出該區(qū)寒武系烴源條件變差，另一方面反映出可能有阿瓦提坳陷奧陶系差烴源巖的貢獻。

圖10 塔里木盆地阿瓦提坳陷奧陶系烴源巖相帶Fig.10 Depositional facies for Ordovician source rocks in Awati Depression, Tarim Basin

3.3 成藏條件與成藏期的差異

從圖11寒武系玉爾吐斯組烴源巖不同期成熟演化可以看出，順北東、西部烴源巖演化差異明顯。西部在加里東晚期—海西早期進入生烴高峰期，海西晚期—燕山期除最西部有所繼續(xù)演化增高外，其余地區(qū)演化基本處于 “停滯”；喜馬拉雅期最西部熱演化繼續(xù)明顯增高，而其他大部分地區(qū)基本沒有生烴貢獻，因此西部多期成藏不明顯，主要表現(xiàn)為海西晚期一期成藏。東部4個時期在不同部位都有明顯熱演化程度增高，烴源有貢獻，特別是燕山—喜馬拉雅期熱演化成藏貢獻明顯，這也是能形成“順北油氣藏為晚期原生油氣藏，區(qū)別于塔河油田主體為殘留—改造油藏”的主要原因。

圖11 塔里木盆地寒武系玉爾吐斯組烴源巖不同期成熟演化Fig.11 Maturities of Cambrian Yurtus source rocks in different stages, Tarim Basin

順北東部表現(xiàn)為 “多源、多期成藏特征”，晚期成藏特征明顯；順北西部以海西晚期成藏為主，且成藏范圍有限(圖11)。受馬納巖體熱事件影響(圖1)，海西晚期順北西部新和1井區(qū)寒武系烴源巖快速演化，喜馬拉雅期演化有利區(qū)主要在新和1井區(qū)東部有限范圍。此外，順北東、西部本地烴源垂向供烴都需要斷層穿鹽(寒武系膏鹽巖)；但順北東部側向供烴不需要斷裂穿鹽(寒武系膏鹽巖缺失)，而順北西部側向供烴必須要有斷裂通源。順北西部主要油源來自本地寒武系玉爾吐斯組烴源巖及側向阿瓦提坳陷寒武系烴源巖的早期供烴，海西期烴源巖演化程度高，大多不具備晚期供烴條件；而阿瓦提坳陷奧陶系烴源巖分布局限，以晚期供烴為主，即順北西部表現(xiàn)為“單源單期成藏”特征。

4 順北西部勘探方向

基于順北東、西部油氣成藏富集差異可以看出，前期建立的順北“寒武供烴、垂向輸導、晚期成藏、斷裂控富”的成藏模式[2, 14-18]和晚期原生型油氣藏成藏理論，在順北東、西部應用時受油氣源是否充足、是否為油氣側向匯聚指向區(qū)、是否為多源多期成藏的影響，油源及油氣資源規(guī)模是造成油氣差異富集的根本原因。

順北西部以原地玉爾吐斯組源巖在海西晚期垂向供烴為主，通源斷裂活動與海西晚期成藏期耦合成藏。相比于順北東部“多源、多期充注”的成藏背景，西部走滑斷裂體系的通源性及充注規(guī)模和強度是制約油氣富集的主要因素。順北中西部近NE向單剪體系以持續(xù)張扭為主，多期活動，現(xiàn)今應力與斷裂走向一致；順北西部的西北區(qū)存在多期熱演化生烴過程(至少2期)，且靠近奧陶系烴源，寒武系烴源條件變好，因此該區(qū)應該是西部油氣最富集的區(qū)帶。

5 結論

油源是單源還是多源關系到油氣資源規(guī)模，多期成藏有利指向區(qū)還是單期成藏指向區(qū)涉及成藏模式與成藏富集油氣前景。因此勘探首先關注的是烴源灶及有效烴源巖油氣資源規(guī)模，特別是主成藏期有效供烴烴源的分布與成藏模式。順北東部多源、多期有效烴源供烴指向成藏區(qū)是勘探的首選目標區(qū)；順北西部單源有效烴源生排烴指向區(qū)也是優(yōu)選目標。