0 引言
输导体系作为油气成藏过程中连接烃源岩与圈闭之间的“桥梁与纽带”，其有效性在一定程度上决定着含油气盆地内各种圈闭最终能否成藏，而且还决定着油气在地下的运移方向、距离、输导样式、油气聚集量等，控制着油气藏的类型和成藏位置[1,2,3,4,5]。根据油气运移主通道的性质, 输导体系可分为断层型、输导层（有的称储集层）型、裂隙型及不整合型等4种类型[6,7]。断层型输导体系以纵向输导为主，油气运移距离较短[8,9,10]，输导层型和不整合型以横向输导为主，油气运移距离较长[11,12,13,14]，而裂隙型输导体系可以成为油气初次运移的重要通道[15]。在某一特定地区，输导体系并非单一类型，而是多种类型的组合[6,7,16,17]，近距离的运移大多以单一输导体系为主，而较长距离的运移必然经过多种输导体系[7]。输导体系具有级次性、时空性和复杂性[6,7,14]。准确把握输导体系的性质和输导能力需综合考虑断层、砂体、不整合等要素的三维空间展布及其组合关系以及它们在时空上的演化[6,18]。近年来，得益于输导体系和成藏综合研究，阿尔金山前带天然气勘探不断取得新的突破。通过对断裂、不整合输导体系精细刻画，分析断裂、不整合等输导要素及其组合样式对油气运聚的控制作用，确定优势运移通道和路径，为该区的油气勘探部署提供地质依据。
1 地质概况
阿尔金山前东段位于柴达木盆地西北缘，整体为一南倾的大型构造斜坡，勘探面积约为6 500 km2。综合地层展布、隆凹格局及主控断层分布、油气成藏条件等因素，将研究区划分为6个构造单元，即：牛北隆起、东坪鼻隆、牛东鼻隆、尖北斜坡、牛中斜坡及冷北斜坡，鼻隆与斜坡带相间排列，鼻隆带延伸较远，斜坡带相对宽缓（图1）。研究区主要经历了3 个大的构造演化阶段，分别为燕山早期断陷阶段—中生代（侏罗纪）的伸展断陷阶段；喜马拉雅早期断坳阶段—路乐河组—下干柴沟组上段的拉分断陷阶段，该阶段研究区在断裂的控制下，具有了古斜坡背景；喜马拉雅中晚期挤压反转阶段—上干柴沟组—下油砂山组的坳陷阶段，此时研究区形成古隆起，并形成了现今的构造形态。研究区沉积地层以古近系—新近系为主，自下而上依次为：路乐河组（E1+2）、下干柴沟组（E3）、上干柴沟组（N1）、下油砂山组（N2 1）。
油气源分析表明油气来源于南侧的侏罗系生烃凹陷[19]，而储层以山前隆起和斜坡区的古近系碎屑岩和前中生界基岩为主，具有典型的源外成藏特征。该区新生界主要发育扇三角洲沉积体系，砂体分布比较局限，横向变化快。断裂和不整合是该区主要的输导体系，对油气成藏具有控制作用。
2 输导体系表征
2.1 断层输导体系
2.1.1 断层发育特征
受区域构造挤压背景控制，研究区断层均为逆断层，平面上主要发育3组断裂：近EW向、近SN向、NW向。根据断裂对构造、沉积的控制及演化史，可以分成3个级别：一级断裂、二级断裂、三级—四级断裂（图1）。一级断裂（牛北断裂），控制盆地沉积，断穿基底，上下盘断距大（1 000~2 500 m），平面上延伸距离大；二级断裂，控制构造带，是构造带的分界线，断距比较大（500~2 000 m），平面延伸距离较远，如坪东断裂、牛东断裂、鄂东断裂、潜北断裂等；三级、四级断裂，控制局部构造和圈闭，如形成鼻状构造的两翼断层，剖面上断距相对小（<500 m），平面上延伸较短，如牛中F1、F2等断裂。根据断层与侏罗系生烃灶的配置关系，近SN向和NW向2组断层是该区最重要的油源断层，这2组油源断层的输导能力是控制山前带油气成藏的重要因素。
构造演化研究表明，该区断层形成期次较多，按发育期次可分为3类：①早期断裂，在古近纪发育，后期停止活动，如：坪西、牛中F1、鄂西断层；②继承性断裂，这类断层自中生代以来长期继承性发育，一直持续到第四纪前，在剖面上具有生长断层特点，如：坪东、牛东、鄂东断层等；③晚期滑脱断层，形成于第四纪中晚期，断层面一般比较缓，向下消失在E3地层中，如鄂西浅断层（图2）。不难看出①、②类断层向下断至基岩、断穿侏罗系，纵向上沟通了源岩和储层，其输导性对油气成藏起控制作用。而③类断层由于形成时期晚（晚于主要成藏期），且数量少、纵向上未断至侏罗系烃源层，对油气成藏影响有限，因此，下面重点讨论①、②类断层。
2.1.2 断层输导性
大量研究已经证实，断层活动时期的“地震泵”效应使断层带在垂向上具有很好的输导性[20]。但是这种活动性断层在输导油气的同时，也可能导致油气沿断裂带向地表逸散，除非在垂向上有较厚的塑性地层（如膏岩、泥岩等）的存在。由于该区纵向上不发育区域性的塑性地层，因此活动时期的断层输导性对该区油气成藏可能不起决定性作用。另一方面，虽然①、②类断层尤其是②类断层活动持续时间长，但由于断层活动是幕式的，即使是长期发育的继承性断层，相对于静止期，其活动期的时间总和也是非常小的。因此认为静止时期的断层输导性可能是该区油气成藏的关键因素。所以，这里讨论的断层输导性主要是指其静止时期的输导性。
2.2 不整合输导体系
柴达木盆地发育多个区域不整合，其中TR反射层不整合在侏罗系地层分布区直接与烃源层接触，且分布范围大，是本区最重要的区域角度不整合，控制油气远距离运移。
根据不整合面上、下地层接触关系，TR不整合可划分为2种类型：①基岩（顶）不整合：在缺失侏罗系的隆起区，古近系与基岩直接接触，不整合面上、下分别为古近系和基岩，该区的尖北、东坪、牛中及牛北等大部分地区均属此类；②侏罗系（顶）不整合：在侏罗系地层发育区，不整合面上、下分别为古近系和侏罗系（J1），主要分布在牛东地区。
2.2.1 不整合结构
2.2.2 不整合输导性
由于岩性组成、内部结构及其演化历史的差异，导致不同类型不整合以及不同结构层的输导性存在明显差异。
（1）底砾岩层。
古近系沉积前，柴达木盆地经历了长期的抬升剥蚀和强烈的构造运动的改造，导致地形高低起伏较大。研究区古近系底砾岩具有“填平补齐”的沉积特征，平面厚度变化大，本区底砾岩厚度为10~70 m，呈条带状展布。据钻井岩心资料揭示，该区底砾岩为砂、砾、泥混杂堆积，杂基支撑，一般物性较差，因此其输导性普遍较差。
（2）风化残积层。
受古地貌的控制，围绕盆地边缘老山呈条带状展布，平面厚度变化较大，本区厚度为5~30 m不等。对于基岩不整合来说，风化残积层（相当于风化淋滤带）是基岩经过风化、淋滤、溶蚀等改造作用后形成的原地或准原地产物。风化残积层储集空间较发育，岩石具有孔隙、裂缝双重孔隙结构，孔隙以溶蚀孔+网状缝（解理缝+低角度缝+部分充填的高角度缝）为主，在扫描电镜下还可见超微观的基质微孔（图6），物性较好，孔隙度为1.8%~11.6%，平均为4.3%。因此该结构层具有良好的输导性能。而对于侏罗系不整合来讲，由于风化淋滤的时间短，加上不整合面之下为沉积岩，且以泥质岩为主，构造裂缝不发育，淋滤、溶蚀作用不明显，其物性普遍比较差，因此，其风化残积层输导性差。
（3）半风化层。
对基岩不整合来说，半风化层受基底岩性和古构造控制，其厚度变化大，从数十米到数百米不等，一般大于100 m，分布广泛。岩石孔隙以高角度缝+溶蚀缝为主，发育少量的溶蚀孔隙，物性较好。据钻井资料统计，东坪地区半风化层孔隙度在1.1%~5.0%之间，平均为2.4%，具有较好的输导性能。对侏罗系不整合，半风化层厚度较小，甚至不发育，其物性及输导性主要受岩性的控制，风化作用基本不影响该层段的物性。在该区砂岩和砾岩物性较好，具有一定的输导性，而泥质岩物性差，不能作为有效的输导层。
3 输导体系对油气成藏的控制作用
3.1 油源断层输导性对成藏的控制作用
由于研究区独特的源储关系，断层垂向沟通是油气成藏的必要前提，因此断层的输导性对该区成藏至关重要。这可以从东坪、牛东地区油气成藏期次的差异上得到佐证。
表1 东坪、牛东气田天然气碳同位素与成藏期次Table 1 Carbon isotope and accumulation period of natural gas in Dongping and Niudong gas field |
| 井名 | 样品深度/m | 层位 | δ13C1/‰ | δ13C2/‰ | δ13C3/‰ | 生烃凹陷 | 计算R O/% | 成藏期 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 东坪1 | 3 164~3 182 | 基岩 | -25.00 | -27.40 | -23.60 | 坪东 | 2.74 | N2 2 |
| 3 159~3 164 | 基岩 | -25.6 | — | 2.57 | ||||
| 东坪103 | 3 243~3 270 | 基岩 | -25.6 | -22.15 | 2.57 | |||
| 3 198~3 202 | 基岩 | -25.1 | -20.54 | 2.71 | ||||
| 东坪3 | 612~616 | E3 2 | -31.10 | -23.00 | 1.46 | N1 | ||
| 616~622 | E3 2 | -30.90 | -21.50 | 1.49 | ||||
| 658~661 | E3 2 | -28.50 | -22.20 | 1.91 | N2 1 | |||
| 1 101~1 108.8 | E3 1 | -21.93 | -23.35 | -24.20 | 3.75 | N2 3 | ||
| 1 686~1 692 | E1+2 | -20.95 | -24.2 | 4.15 | ||||
| 东坪305 | 1 810~1 820；1 850~1 870 | 基岩 | -20.61 | -22.66 | 4.29 | |||
| 牛1 | 2 142~2 149 | J | -36.4 | -24.470 0 | -23.180 0 | -22.700 0 | 0.85 | N1 |
| 牛1 | 1 506~1 516 | E3 1 | -35.3 | -24.100 0 | -22.300 0 | 0.95 | ||
| 牛1 | 2 224~2 236 | J | -31.59 | -28.51 | -26.80 | 1.39 | N2 1 | |
| 牛2 | 1 134~1 148；1 222~1 234 | E3 2 | -31.6 | -22.200 0 | 1.39 | |||
| 牛1-2-10 | 2 013.8~2 031；2 032~2 050 | J | -35.800 0 | -25.600 0 | 0.90 | N1 |
3.2 输导要素配置关系与控藏作用
不整合作为本区另一个重要的输导体系主要控制油气横向较远距离的油气运移，但必须与断层组合在一起才能有效输导油气，因此其控藏作用表现为不整合+断层组合对油气的控制。
3.2.1 输导要素配置关系
如前所述，阿尔金山前东段输导要素主要为近SN向油源断层、不整合结构层（主要为基岩风化残积层和半风化层）。断层倾角较大，断层面以近垂直的形式沿SN向延伸，不整合结构层呈面状向水平方向延伸展布被断层切割，在剖面上表现为“T”字型。根据不整合的类型和构造形态，不整合面与断层配置关系可分为2种组合类型3种组合样式。2种组合类型分别为：基岩不整合+断层组合、侏罗系不整合+断层组合。基岩不整合+断层组合主要发育在东坪、牛中、尖北等大部分地区；侏罗系不整合+断层组合主要发育在牛东地区。3种组合样式分别为：不整合鼻凸+断层、不整合斜坡+断层、不整合沟谷+断层（图7）。
3.2.2 输导要素组合对油气的控制作用
（1）断层和不整合组合类型控制成藏模式。
不同的断层和不整合组合类型具有不同的输导特征，控制不同的成藏模式。对于基岩不整合+断层组合，由于断层和基岩不整合都具有较好的输导性，其输导特征为断层垂向输导+不整合横向输导，具有复合输导特征，发育断层垂向沟通+基岩不整合横向输导的源外基岩成藏模式，其成藏特点是：不整合横向输导占主导、远距离运移、以基岩气藏为主[图8(a)]，东坪、尖北、牛中地区均属此类。
而对于侏罗系不整合+断层组合，由于不整合结构层输导性较差，以断层垂向输导为主，发育以断层垂向输导为主的多层系油气成藏模式。其成藏特点是：断层垂向输导占主导、近距离运移、多层系成藏、油气并存，该模式主要分布在牛东地区[图8(b)]。
（2）断层和不整合组合样式控制优势运移路径和油气富集。
根据流体势原理，构造脊是油气运移的指向，因此3种不整合与断层组合样式中，不整合鼻凸+断层组合样式是最有利的，控制了优势运移通道和路径，其次是不整合斜坡+断层组合样式，不整合沟谷+断层组合样式最差。据此，在阿尔金山前东段识别出4条优势运移路径，即东坪鼻凸+坪东断层优势运移通道、牛东鼻凸+鄂东断层优势运移通道、尖北鼻凸+尖北断层优势运移通道、牛中古鼻凸+牛中断层优势运移路径（图9）。在优势运移路径的控制下，油气主要富集于东坪、牛东、尖北等鼻状构造带和牛中斜坡。这一认识在该区近几年的勘探实践中得到了充分证实，东坪、牛东、尖北等地区持续取得勘探发现。
4 结论
（1）阿尔金山前带源储距离较远，输导体系控制了油气的运聚成藏。断裂、不整合是该区主要的输导体系：断层主要控制油气垂向运移、基岩顶面不整合控制油气横向运移。
（2）断层和不整合输导要素构成2种组合类型（基岩不整合+断层组合、侏罗系不整合+断层组合）和3种组合样式：不整合鼻凸+断层、不整合斜坡+断层、不整合沟谷+断层。
（3）断层+不整合组合类型控制成藏模式，组合样式控制优势通道和油气富集。基岩不整合+断层组合控制形成断层垂向沟通+基岩不整合横向输导为主的源外基岩成藏模式；侏罗系不整合+断层组合类型控制形成以断层垂向输导为主的多层系油气成藏模式。不整合鼻凸+断层组合样式控制4条优势运移路径，形成东坪、牛东、尖北、牛中等油气富集区。
甘公网安备 62010202000678号
