6-3准噶尔含油气盆地油气聚集规律

准噶尔盆地典型油气藏地质特征及油气分布规律讲述内容一、典型油气藏地质特征二、盆地含油气系统特征与演化三、油气成藏特点与油气富集规律四、油气勘探的主要方向（一）准噶尔盆地南缘油气藏地质特征一、典型油气藏地质特征（1）地震勘探：共完成二维地震18845.26km；完成三维地震421km2（（截止2000年底）。（2）钻井程度：完成探井总数236口,进尺41.11×104m。（3）已发现油田：独山子油田、齐古油田、呼图壁气田、卡因迪克油田、甘河油田、三台油田、马庄气田共7个油气田。探明石油储量4971万吨、天然气183亿方；1.勘探现状发现七个油气田，并见丰富的油气显示。1）盆地南缘发育5套烃源岩烃源岩可靠性源岩类型及成熟度储集层及岩性分布范围存在依据上二叠统油气系统可靠过成熟Ⅰ－Ⅱ型砂岩砾岩昌吉凹陷及其斜坡,山前推举带,帐北断褶带西南部等地区地面油页岩,钻揭烃原岩,北三台,三台,齐古油田深层及车排子油田等油气上三叠统油气系统较可靠Ⅱ－Ⅲ型成熟-过成熟J－N砂岩昌吉凹陷及其斜坡,山前推举带目前还未发现与其相关的油气田或油苗中下侏罗统油气系统可靠Ⅱ－Ⅲ型成熟-过成熟N－EK—J砂岩中央凸起带以南的广大凹陷内艾卡断裂带、西湖、侏罗系原油,古牧地原油,马桥凸起,独山子,齐古,呼图壁油气田油气,托斯台油气苗下白垩统油气系统较可靠Ⅱ－Ⅲ型低熟K－N砂岩昌吉凹陷西南部及山前推举带四参1井钻揭,红沟及买依布拉克油安集海河组油气系统可靠Ⅱ型低熟E－N砂岩四棵树凹陷独子--沙湾地区多井钻遇,独山子油田部分原油,霍尔果斯油苗2.油气地质条件齐古三叠系油藏油气来源2）目前找到的油气主要来自于三套已知烃源岩2.油气地质条件南缘成藏组合有三个，以中下成藏组合为主上部的成藏组合：(上第三系以上）A、为次生油气藏，浅层油气藏多为深部油气藏破坏的产物，大多数保存条件差，喜山期断层加速了油气藏形成；B、油气藏充满度低，油气藏规模小，勘探价值较低。独山子油田，西湖背斜西参2井工业油流。中部的成藏组合：（上白垩统—下第三系）A、以次生油气藏为主；B.油气藏多属晚期成藏，深部断裂起油气运移通道作用；C.油气主要聚集在异常高压带下伏砂层的异常高孔隙带。例如呼图壁气田下部的成藏组合：（以下白垩统----侏罗系为主）A、燕山期形成的构造经过喜山期改造后定型的构造；B、油气具有二叠系与侏罗系自身双重油源供给；C、主要是构造—岩性油气藏。齐古、卡因迪克油田。2.油气地质条件•1.烃源条件：南缘存在三套主要烃源岩，P2l、J1-2、E2-3a；有效的烃源层为P2l、J1-2煤系地层（生油岩）。•2.储集条件：受喜马拉雅运动影响，盆地南缘中新生界储层多存在埋藏—深埋—抬升的过程，以第一排背斜带表现尤为突出.实作用很强，储集层以次生孔隙发育为主，裂缝改善及异常高压对储层保存至观重要（储集层）。•盆地南缘所钻揭的第三排背斜带N—K地层主要划分为5类大相：冲积扇相、扇三角洲相、湖泊相、河流相和三角洲相。呼2井紫泥泉子组中上部出气段储集层为三角洲前缘亚相河口砂坝、分流河道微相沉积,砂体沉积稳定，延展性好。南缘生、储、盖组合特征准南地区下第三系—白垩系砂岩百分含量分布直方图21.0654.6660.9836.98010203040506070安集海河组紫泥泉子组东沟组吐谷鲁群砂岩百分含量(%)砂体纵向分布特征在准南地区下第三系—白垩系中，紫泥泉子组和东沟组砂岩百分含量较高，达50%以上，是该区的主要储集层位。储集条件——储集体主要发育的层位储层储集条件较优越773.450.05~138.001138.885.02~27.00河流细砂岩砂质砾岩J1b200.110.05~2.07225.945.14~9.28滨、浅湖细砾岩砂岩T2-3xq563.380.05~55.54657.245.21~16.20三角洲前缘细砂岩,砾岩含砾不等粒砂岩J1s2055.960.05~371.002527.615.04~16.28河流粉砂岩砂质砾岩含砾不等粒砂岩J2x12321.360.05~852.7517111.525.34~25.39河流不等粒砂岩细~中砂岩,砾岩J2t2114.710.14~43.964012.055.35~18.36河流不等粒砂岩细砂岩含砾砂岩K2d885.010.05~125.019810.395.00~16.87河道~滨浅湖不等粒砂岩粉~细砂岩E1-2z441.160.03~17.50509.142.70~24.73滨浅~半深湖粉砂岩细~中砂岩E2-3a8738.140.09~956.491209.555.18~27.93河流~湖泊不等粒砂岩细~中砂岩N1s52126.460.11~884.355417.915.79~29.30滨浅湖粉砂岩细~中砂岩N1t样品数均值区间样品数均值区间渗透率(10-3um2)孔隙度（%）相带岩性层位准南地区主要目的层属于中－低孔渗储层，平均一般4-14%，平均渗透率1-100×10-3μm2，其中紫泥泉子组渗透性最好，吐谷鲁群孔隙度最小，平均仅3.55%。范围均值范围均值E2-3a3.40-19.2012.810.37-241.001.11E1-2z7.80-27.9014.60.10-1300.00140.58K2d5.35-18.3612.050.14-43.9614.71K1tg2.05-5.673.550.01-5.911.52孔隙度（%）层位渗透率（×10-3μm2）准南主要目的层物性参数表准南新生界深度—孔隙度关系图压实作用是影响孔隙度的主要因素，其中在2500米以上(E2-3a以上的常压层段)，压实作用使孔隙度迅速降低，2500米以下压实作用对孔隙度的减少程度降低，可能是因为高压阻止了岩石的压实。因此，在5000米孔隙度仍然可以达到8%以上。5.0010.0020.0025.0030.001000.002000.003000.004000.005000.000.0015.00深度(m)孔隙度（%）影响储层物性的因素—压实作用影响储层物性的因素—胶结作用胶结物主要为粘土杂基，杂基含量的多少取决于水动力条件，在岩石学上反映为岩石的分选性，粉、细砂岩分选性好，粘土杂基含量较低，是该区的主要储层；而粒度较粗的中、粗砂岩或含粒砂岩杂基含量高，储层致密或为非储层。呼2井3615.92-3629.91mE1-2z长石细砂岩铸体×100φ18.05%；K48.8×10-3um2；粒间溶孔发育形成伸长孔隙四参1井3591.5mK1tg中粒长石岩屑砂岩偏光×120•3.主要盖层：盆地南缘第三系塔西河组(N1t)、沙湾组(N1s)、独山子组(N2d)为有效-低效封盖。以第三系安集海河组(E3a)、白垩系吐谷鲁群(K1tg)泥质岩有效封盖为主,盆地南缘泥岩盖层脆性弱，塑性强，具有较好的封闭能力。南缘生、储、盖组合特征3.准噶尔南缘圈闭条件南缘东西段共发现圈闭48个，其中地面显示构造20个，地下隐伏构造28个，圈闭类型以背斜为主，有36个，占总数的80%，断鼻有7个，占16%，断块有1个，占2%。•南缘构造主要受扭压机制控制，形成了盆地南缘三排背斜带，燕山期第一排背斜带形成其雏形，所有构造主要形成于喜马拉雅期。构造样式—古牧地型(1)齐古-古牧地背斜面积=9.7km2幅度=280m高点=-3360m-3360++面积=3.4km2幅度=110m高点=-3510m古牧地双重构造带１号背斜地震反射TJ3层构造图构造形成早；断层发育；沟通烃源，与油气聚集时空匹配。古牧地型构造形成以侏罗系自生自储的生储盖组合，盖层有侏罗系三工河组和八道湾组。Tk1Tj5Tj4Tj4Tj3Tj2Tj2Tj3Tj3CROSSLINE540古牧地号背斜Tk2Tj1Tj2Tj1Tj3Tj2Tj1古牧地号背斜古牧地背斜典型剖面（crossline540）F4F5F6F1F2Tk1Tj5Tj4Tj4Tj3Tj2Tj2Tj3Tj3CROSSLINE540古牧地号背斜Tk2Tj1Tj2Tj1Tj3Tj2Tj1古牧地号背斜古牧地背斜典型剖面（crossline540）F4F5F6F1F2古牧地2号背斜典型剖面（2）霍尔果斯背斜井号N1sE2-3aE1-2zK2dK1tg安62443327138784531/45784598吐谷18152357298137253950川玛11882325738674380断层发育：对浅部构造而言，断层通至地面；对深部构造而言，构造得到较好保存，构造相对完整。目的层埋深3000m--4500m。霍尔果斯背斜油藏剖面图构造油气藏霍8a井、吐谷2井获工业油气流吐谷鲁构造、霍尔果斯构造目的层储层为差-中等储层3.4~15.70.05~17.59.130.962.8~11.15.76吐谷1井层位孔隙度(%)K2d0.05~2.39E2~3a渗透率(?0-3μm2)细、粉砂岩岩性E1~2z细、粉砂岩细、粉砂岩6--19/13.4*吐谷鲁背斜孔隙度安集海河组9.13%,渗透率0.96mD，属于中等储层物性;紫泥泉子组孔隙度13.4%，属于中等储层，东沟组孔隙度5.7%,渗透率0.05mD,属于差储层。吐谷2井测井综合解释成果图(1505~1570米)1507.5-1515米，1559-1570米混层测试产气1000m3/日，产油38.4m3/日。(3)呼图壁背斜呼图壁气田紫泥泉子组气藏下部砂体含气面积图储层条件较好8.7~178.4~21.1411.3414.944.3~14.911.57孔隙度(%)渗透率(10-3μm2)呼2井安6井层位孔隙度(%)K2d0.263~57.7E2~3a7--20/13*渗透率(?0-3μm2)细、粉砂岩岩性1.1~113.32E1~2z细、粉砂岩13.02~57.11细、粉砂岩孔隙组合类型特征表孔隙组合类型粒间孔隙～粒间溶孔粒间溶孔～粒间孔隙粒间溶孔～粒内溶孔主要孔隙描述以粒间孔隙为主以粒间溶孔为主以粒间溶孔为主孔隙发育情况孔隙较发育孔隙较发育孔隙不发育孔隙连通情况孔隙连通性较好孔隙连通性中等连通性差平均孔隙直径(m)40～9372.2120～9763.79～29.518.84平均喉道宽度(m)6～2114.6412～1513.83～5.44.33配位数0～30～20～20～10～10面孔率(%)3.2～10.97.281～3.52.48一般小于1(%)13～24.519.7811～2115.189～17.912.17物性特征K(10-3m2)37.3～821304.143～113.335.270.4～6.12.19分布范围主要分布在细砂岩中主要分布在粉砂岩及部分细砂岩中主要分布在泥质粉砂岩及不等粒砂岩中紫泥泉子组上部储层分层呼2井呼001井呼002井备注Q上部成藏组合N2dN1tN1sE2-3a中部成藏组合E1-2zK2d下部成藏组合4634.1381038003594-36143561-35753584-3606呼图壁构造发现气田呼图壁背斜圈闭要素表层位圈闭面积（km2）闭合高度(m)高点埋深(m)TE2803003304Tgas1192753679TE1563003904高点TK2954004950TE220.271103510Tgas17.601003610西高点TE117.221154005呼图壁气藏类型呼图壁气田紫泥泉子组气藏为受构造控制为主，储层渗透性中偏高，正常压力系统，带边水的层状砂岩孔隙型气藏，驱动类型为选择性弱水侵方式。气藏高度110m，气藏中部深度3573m，中部海拔－3023m，气水界面－3060m。呼002压力剖面400800120016002000240028003200360040004400200400600压力/巴N2dN1tN1sE2-3aE1-2zQ深度/mK2d800呼002RFT测压海拔(m)-1500-3000-4500-6000-7500呼2井N1tN1sE2-3aE1-2zKJT+P呼图壁气田储层常压，盖层超压（有利）油气主要来自于深部的煤系地层，安集海河组高压封盖作用遮