0 引言
库车前陆盆地南部斜坡带（后文简称库车南部斜坡带）中—新生界分布着源自于库车坳陷三叠系—侏罗系烃源岩生成的油气，横向运移距离最大超过100 km，为典型的源外远源油气勘探区带［7］。区内油气资源丰富，资源评价中—新生界资源量油气当量为11.8×108 t，前期已经在斜坡带西部的中—新生界发现多个油气藏（群），提交三级储量油气当量1.29×108 t，显示巨大勘探潜力［3］。针对区内油气藏研究，前人做了大量工作，总体认为库车南部斜坡带中—新生界整体属于库车陆相油气系统，油气主要来源于库车坳陷三叠系和侏罗系烃源岩生成烃类的横向运移，2期成藏［15-20］，油气主要富集于局部低幅度构造、岩性尖灭带、断层遮挡带［3］，鲜有对整个中—新生界油气成藏分布和油气如何从拜城凹陷到达南部斜坡带的整体认识。因此，本文在明确油气时空分布基础上，研究骨架砂体、断层和不整合面等多种输导要素类型及其组合特征，设计实体模型开展2D成藏模拟实验，探讨油气运移输导机理，为区内下步勘探部署提供参考依据，并为其他类似地区油气勘探提供借鉴。
1 地质背景
库车南部斜坡带位于库车坳陷西南部，与秋里塔格构造带、阿瓦提凹陷、满加尔凹陷接壤，平面呈东西向展布的长条形，勘探面积为1.5×104 km2［图1（a）］。在印支期和海西期的逆冲推覆下，形成了研究区“北高南低”的古构造格局，在燕山—喜马拉雅期南天山的逆冲挤压作用下形成“北低南高”的倒转单斜［图1（b）］［21］。中生界沉积前研究区内发育近NE—SW向的３个继承性呈北陡南缓的条带状古隆起［5］，中生界超覆沉积在古隆起之上，直至白垩纪晚期塔北隆起逐渐衰亡［3］。区内已钻遇地层自下而上有奥陶系（O）、志留系（S）、二叠系（P）、三叠系（T）、白垩系（K）、古近系（E）、新近系（N）和第四系（Q）［5］，其中白垩系主要以角度不整合披覆沉积于不同的古老地层之上，而古近系则平行不整合于白垩系巴什基奇克组上［22］。白垩系以灰色、褐灰色厚层细砂岩和厚层泥岩互层特征，不含暗色泥岩，指示当时处于干旱—半干旱的古气候环境。古近系库姆格列木群下部为薄—中厚层状灰色细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩与褐色泥岩互层夹薄—中厚层状石膏及白云岩为特征，指示了弱氧化—弱还原的半干旱古气候环境［23］。
2 油气时空分布
2.1 油气横向分布
2.2 油气纵向分布
3 油气运移输导体系
3.1 油气运移输导介质
3.1.1 断层
活动断层是油气实现输导运移关键通道，其中油源断层是油气二次运移的首要条件，中浅层调节断层则是油气成藏的关键因素。库车南部斜坡带分布着不同性质和规模各异的断层体系，具体可以分为以下2种类型。
3.1.1.1 油源断层
库车南部斜坡带北缘的秋里塔格构造内发育隆升过程中形成的高陡深大断层（图2绿色线），这些断层受喜马拉雅后期构造活动的影响，处于间歇性活动状态，沟通下伏烃源岩，是南部斜坡带主要的油源断层。断层走向基本平行，延伸长度和规模大小不等，秋里塔格构造带与南部斜坡带的边界断层规模较大，延伸长约110 km，分为3个次级，呈NE走向并雁列式展布，并与早期古隆起走向一致，断面向北倾，垂直断距为60~300 m，断开层位主要为古生界、中生界，向上消失于古近系膏盐层内。其他断层则规模相对较小，平面延伸一般在十几公里左右，断距在50~200 m之间，断层特征、性质与活动期次与南部边界断层相似，均呈现为油源断层作用。
3.1.1.2 中浅层调节正断层
根据断层形成类型及特征，区内发育大小规模相似的2组正断层（图2红色线）。第一组为近东西向正断层，该组断层受海西期活动的逆冲断层影响，早期逆冲断层控制了构造带的形成，后期构造应力场由挤压变为拉张，受逆冲断层后期活动影响，在燕山—喜马拉雅期演化为小型正断层，这些小型正断层平面延伸短，整体延伸一般小于3 km，断层倾角陡，表现为近乎直立的特征，向下断至中生界，向上断至古近系膏盐岩内，断距较小，一般为10~20 m。第二组为受二叠系火成岩侵入喷发形成的活动正断层，该组断层主要发育在火山喷发地区，走向复杂、断距小，向上断至白垩系，向下消失于火成岩内。整体上，这些中浅层调节正断层向南发育程度降低，至玉东7井区白垩系就很少见，仅在其西部的玉东2井区及周缘主要发育2组断层体系，一组为东西向断层，该组断层受海西期活动的逆冲断层和走滑断层的影响，为继承性的多条逆冲断层，断层延伸约4 km；另外一组为玉东2井区发育的近南北走向的走滑断层，该组断层为圈闭形成期的伴生断层，切割玉东2背斜，由于断距小，对油藏没有破坏作用，并在切割期间调整了油气运移分布格局。
3.1.2 不整合
3.1.2.1 不整合类型与展布
长期遭受风化剥蚀的地层不整合面不但可以改造储集条件，还可以形成地层圈闭，是油气长距离运移的有利通道［24］。库车南部斜坡带中—新生界主要发育白垩系/前白垩系、古近系/白垩系两大区域性不整合面（图3）。受印支运动和二叠纪地幔热柱拱张等多因素影响，白垩系沉积前库车南斜坡带为继承性古隆起，白垩系不整合超覆于不同地层之上，形成区域性的不整合。通过不整合面结构及其上、下地层接触关系分析，将白垩系/前白垩系不整合划分为削超不整合、平超不整合、削平不整合和平行不整合4种类型，不同地区差异明显。白垩纪末期，受燕山运动的影响整个塔里木北部上白垩统剥蚀殆尽，总体残留了下白垩统，古近系平行不整合于白垩系之上，鉴于白垩系巴什基奇克组在区内整体表现为高孔高渗，使得区内的古近系/白垩系不整合面成为重要的油气运移通道，全区分布。
3.1.2.2 不整合结构特征
不整合面结构特征决定了其输导能力，一个完整的不整合面发育3层结构，即不整合面之上的岩石、不整合面之下的风化黏土层以及半风化岩层［25］。但由于剥蚀时间长短、气候、地形、构造活动等原因，二级和三级不整合的黏土层往往不发育。因前白垩系地层差异大，使得区内的白垩系/前白垩系不整合结构较为复杂，不同地区有明显差异，不整合面之上主要是白垩系舒善河组（局部为亚格列木组）底部薄砂岩或泥岩，不整合面之下则有砂岩、泥岩、灰岩和火山岩等。古近系沉积前白垩系全区填平补齐，且白垩系晚期存在大规模的剥蚀，使得古近系/白垩系不整合面上下地层存在电阻率、测井孔隙度、自然伽马曲线的明显台阶，综合库车山前野外露头区和钻井不整合结构特征，区内古近系/白垩系不整合面纵向为风化黏土层不发育的二层结构，不整合的岩石类型相对简单，不整合面之上岩石主要为古近系库姆格列木群底部薄层砂岩、泥岩，砂岩孔隙度平均12%左右，下部的半风化岩层以巴什基奇克组砂岩为主，孔隙度平均15%以上，为高渗透性岩层。
3.1.3 砂体
3.1.3.1 砂体类型与分布
库车南部斜坡带中—新生界发育扇三角洲或辫状河三角洲—湖泊相沉积体系，有三角洲水下分流河道、滨湖砂坝和滩坝砂体等多种储集砂体类型［22-23，26］。舒善河组沉积期，区内为一个连通开放的陆相湖盆，物源主要来自南部，早期总体表现为填平补齐超覆沉积；晚期则随着水体对古隆起的淹没而在水下低隆上发育了滩坝砂体和滨湖砂坝，这些砂体垂向多期叠置［3］，横向块状连片，周缘受泥岩封隔，其中英买力地区的砂体累计厚度为10~30 m。巴西改组属于继承性沉积，主要发育辫状河三角洲前缘河道砂体和滨湖砂坝，砂体累计厚度一般在5~10 m之间。白垩系巴什基奇克组是区内巨厚砂岩层，普遍厚度为200~300 m。古近系底砂岩段主要发育温宿物源控制的扇三角洲和东南物源控制的辫状河三角洲砂体，砂体累计厚度一般在10~20 m左右（图4）。
3.1.3.2 砂体物性
储层连通孔隙运移通道是最普遍和最重要的二次运移通道，具有较高孔隙度和较好渗透率的储层是优势运移通道［24］。库车南部斜坡带白垩系—古近系储层砂体岩石类型主要为中—细粒长石岩屑砂岩、岩屑砂岩和少量岩屑石英砂岩。颗粒分选中等，磨圆度次棱角—次圆，点接触为主。孔隙类型以粒间孔为主，占面孔率的80%以上；其次是粒间黏土以及部分颗粒内部的微孔隙，占面孔率的10%左右；薄片下构造裂缝发育较少，从微观薄片来看微裂缝占面孔率的0.1%。岩心实测孔隙度一般在6%以上，其中舒善河组和巴西改组储层岩心孔隙度一般在15%~25%之间，平均为18.1%；渗透率一般在（1~300）×10-3 μm2之间、平均为49.3×10-3 μm2。古近系底砂岩段岩心孔隙度一般在6%~20%之间，平均为13.6%；渗透率一般在（1~200）×10-3 μm2之间，平均为36.7×10-3 μm2 ［26］，储集层整体物性好，属于孔隙型储层，表现为中高孔中高渗储层特点［3］。
3.2 油气运移输导体系配置
综合区内地层结构并结合油气藏解剖和失利井分析，库车南部斜坡带中—新生界总体存在以下2种复合油气输导体系类型：近源坳陷区油源断层—不整合垂向配置和远源斜坡区不整合—中浅层正断层—砂体横向配置。
3.2.1 近源坳陷区油源断层—不整合垂向配置
油源断层是库车南部斜坡带油气远距离从源（拜城凹陷）到藏（库车南部斜坡带）的主要通道，其中北部克拉苏构造逆冲断层和南部的深大断层作为油源断层起了关键性的作用，这些断层断开层系多且长期处于活动状态，与不整合面形成的断层—不整合面输导体系是一个高效的垂向输导网络，是油气排出烃源岩实现顺利运聚并成藏的重要条件，白垩系顶底面的不整合面与深部断层组成的输导体系沟通拜城凹陷三叠系—侏罗系油源向上部白垩系—古近系的砂体中运移，向南在构造和岩性圈闭中成藏，克拉苏构造带、秋里塔格构造带目前发现的气藏多属于此类油气运移输导体系配置。
3.2.2 远源斜坡区不整合—中浅层正断层—砂体横向配置
油气到达南部斜坡带后，白垩系顶底面的区域不整合面与中浅层正断层构成垂向输导并与白垩系和古近系骨架砂体运载层构成远源斜坡区不整合—中浅层正断层—砂体复合输导体系，并且在局部低幅度构造、岩性尖灭带、断层遮挡带聚集成藏。具体到各个油气分布区，根据岩性组合变化，主要有2种运移输导模式：一是古近系底部砂岩段表现为白垩系顶面不整合—中浅层断层—古近系骨架砂体输导模式，这类油气输导模式主要分布于却勒、羊塔、玉东等地区（图5）；二是白垩系卡普沙良群（由下自上分为舒善河组、巴西改组）表现为白垩系底部不整合面—中浅层断层—白垩系骨架砂体输导模式，这类输导体系主要分布于英买46井、英买105井、玉东7井等井区（图6）。
图5 库车南部斜坡带西部古近系油气输导体系Fig.5 The oil and gas transportation system of Paleogene in the western part of the southern slope of Kuqa foreland basin |
4 原油运聚模拟
成藏物理模拟是研究油气运移聚集规律的一种直观、可视化方法［27］。实验方法已从早期不含构造变形的静态地质模型油气充注实验发展到构造变形与烃类充注一体化实验［28-32］。根据以上2种类型的油气输导体系，结合地质背景，设计2D模型开展在相似基本地质参数条件下的运移聚集模拟，鉴于第一种复合输导体系主要是过程，而第二种复合输导体系则既有过程又有结果，因此主要针对第二种类型输导体系设计基于白垩系/前白垩系、古近系/白垩系2个实体模型开展2D运移物理模拟（图7），以探索油气在复合输导体系下的运移聚集过程，为区内勘探部署提供科学依据。从2个模型输导体系来看，本质上都是由不整合过来的油气在中浅层调节正断层的作用下进入骨架砂体运载层，差别是古近系底不整合面下具有巨厚的巴什基奇克组组砂岩运载层，而白垩系底不整合面下相对较为复杂，不但受不整合面下伏地层差异的影响，而且中浅层正断层如果直通白垩系巴什基奇克组砂岩会导致大量的油气进入厚层砂岩而导致油气大规模耗散。
4.1 白垩系顶面不整合面—中浅层调节断层—古近系骨架砂体模型
表1 古近系油气运聚概念模型输导体类型参数Table 1 Parameters of transmission conductor types in the Paleogene hydrocarbon migration and accumulation conceptual model |
| 编号 | 厚度/cm | 粒径/mm | 换算渗透率/（10-3 μm2） |
|---|---|---|---|
| ①号砂体 | 1 | 0.15~0.20 | 2 266 |
| ②号砂体 | 1 | 0.15~0.20 | 2 266 |
| ③号砂体 | 15 | 0.20~0.25 | 3 746 |
| 不整合面 | 1 | 0.25~0.30 | 5 596 |
| 油源断层 | 1 | 0.30~0.35 | 7 816 |
运移模拟分为2个阶段进行。第一阶段研究不同位置砂体油气开始充注的序列：①将观察点a—f全部设置为出油口；②打开全部出口，开始充注；③记录原油开始进入各个测量点所在层位的时间作为初到时间；④记录原油到达第1个出油口的时间作为该层位形成稳定流的时间，之后关闭该出油口，继续充注；⑤记录原油到达第2个出油口的时间作为该层位形成稳定流的时间，之后关闭该出油口，重复以上步骤直到全部出油口出油，实验第一阶段结束。第二阶段研究不同位置砂体油气充注效率：①打开出口a—f，开始充注；②记录各个测量点出油量；③记录注入点的注油总量；④各个测量点的充注效率=出油量/出油总量；⑤实验结束。
实验过程如下：首先将a—f出油口全部打开，开始充注，充注速率设定为0.2 mL/min。油首先从注入点进入渗透率最高的油源断层，并沿油源断层向上运移，注油59 min后油进入观察点f所在的砂层，63 min后，油向上到达观察点c所在砂层，随后在继续沿油源断层向上运移至观察点e所在的不整合面。随后油一方面在浮力作用下继续向上运移，一方面充注e出口所在的不整合面，在97 min油到达a出口所在的砂层并开始充注，随后在113 min到达d出口所在的砂层，由于断层未断穿上覆盖层，受浮力影响，油优先充注上部砂层1，随后开始同步充注砂层2和3，最后形成稳定流。油初到顺序：f—c—e—b—a—d（图8），稳定流顺序：e—a—f—b—c—d。
在第一实验阶段当各个出口都出油并达到稳定出油状态后依次关闭各出口，此时各个出口所在的输导层已形成稳定的优势运移路径，通过计算在不同充注速率的条件下各个出口的出油量，进而得到不同充注速率条件下不同输导体系在稳定流状态下的油气充注效率（图9）。对于已达到稳定流状态的各砂层，其充注效率存在明显差异：①b出口充注效率最高，表明区域分布的不整合下伏巨厚砂岩层有利于油气长距离运移；②e出口充注效率次之，表明沿油源断层向上运移的油气优先沿着不整合面进行侧向运移，形成稳定流状态后，其运移效率显著高于上部渗透率相对较低的薄层砂体；③d和f出口的充注效率比较接近，表明距离调节断层较近的出口，在充注动力持续增大的情况下，其充注效率明显大于距离油源断层较远的a出口。而对于不整合面之下的厚砂层，油气则主要沿距离不整合面较近的砂层上部优势运移，这也是出口c充注效率最低的原因。
综上所述，起初油的运移以注油口为扩散中心，之后在厚层中在浮力作用下转变为向上的漏斗状扩散（图8），这表明初始运移动力是充注压力，当油柱达到一定高度后浮力成为主要运移动力，并在非渗层遮挡下形成漏斗状扩散，作为供油主体的调节断层到各个出油口的距离也影响着出口的初到时间，同时包含充注压力大小和运移距离长短两方面影响；高位出口具有浮力较大的动力优势，低位出口主要动力为充注压力，不整合面具有物性和动力双重优势，在长距离运移的条件下，浮力的影响作用更大，是最重要的原油运移影响因素。
4.2 白垩系底面不整合面—中浅层调节断层—白垩系骨架砂体模型
根据实验模型［图7（b）］，实验方案和实验过程与上述4.1节一致，其中各砂层和断层的粒径如下表所示，中浅层调节正断层断穿上覆厚层砂岩但未断穿上覆盖层，断层粒径为0.30~0.35 mm，折算渗透率为7 816×10-3 μm2，断层倾角为60°，不整合面粒径为0.25~0.30 mm，折算渗透率为5 596×10-3 μm2略低于调节断层，从模型左侧底部注油，注油速率为0.2 mL/min。
实验过程如下：首先将a—f出油口全部打开，开始充注，充注速率设定为0.2 mL/min。油首先从注入点进入渗透率最高的正断层，并沿正断层向上运移，注油12 min后油进入观察点c和f 所在的不整合面，18.8 min后，油向上到达观察点b所在砂层2，随后在继续沿正断层向上运移至观察点e所在的砂层1，在97 min到达观察点a所在砂层3，油的初到时间顺序依次为：c—f—b—e—d—a。随着油沿着正断层垂向运移，在浮力作用下，观察点d首先在981 min开始出油，并停止出水，观察点d在993.4 min达到稳定出油，随后关闭观察点d。继续以0.2 mL/min的速率连续稳态注油，在1 153.25 min，观察点f达到稳定出油，随后关闭该出油口，重复以上操作，达到稳定流按时间顺序依次为：d—f—e—a—c—b（图10）。
结果表明，对于已达到稳定流状态的各砂层，其充注效率存在明显差异（图11）：b出口充注效率最高，与下部厚砂层相接触的不整合面有利于油气长距离运移；e出口充注效率次之，沿调节断层向上运移的油气优先沿着不整合面进行上倾方向的侧向运移，在稳定流状态下，其运移效率显著高于上部渗透率相对较低的薄层砂体。d和f出口的充注效率比较接近，说明距离调节断层较近的出口，在充注动力持续增大的情况下，其充注效率明显大于距离调节断层较远的a出口。而不整合面之下的厚砂层，油气则主要沿距离不整合面较近的上部砂层优势运移，这也是出口c充注效率最低的原因。
综上所述，横向上实验中底部地层靠近注油口，充注压力为主要运移动力，运移距离的长短更多决定了形成稳定流的时间先后；上部地层中浮力为主要动力，处在浮力方向上的断层上盘的原油能够更快的运移，能更早形成稳定流；纵向上，模式实验中断层的物性最好，油更易在断层中向上移动，到达断层中上部（厚层及以上地层）后，浮力优势与物性优势共同控制运移，而底部地层中则是充注压力和砂岩物性优势共同控制原油运移。
4.3 油气运聚影响因素
上述2个模型模拟发现，影响区内原油运聚效率的影响因素主要有以下3个方面：①原油的量—原油的体积决定了浮力的大小，运移输导的原油量越多，浮力越大，自然就提供了油气长距离运移的不竭动力来源，区内目前许多层段油气显示活跃，但是已经发现的白垩系油藏明显未饱和，表明充注到南部斜坡带的油气明显不足于北部的库车前陆冲断带；②调节正断层与圈闭的距离，圈闭调节断层越近，油气在自身充注压力和浮力的作用下优先运移并聚集，而相对较远的圈闭在油气充注不足或油气大量耗散条件下必然导致油气难以到达，这是目前区内再往南的胜利、鹿场等地区中—新生界油气显示较弱或者没有油气显示的主要原因；③不整合面结构—具有下伏巨厚砂岩的不整合面结构具有物性和动力双重优势，是油气运聚的核心区。这也就不难理解为何在古近系底砂岩段发现的油气藏明显多于白垩系的原因，同时古近系底部砂岩段上覆于白垩系上部，使得本来就量少的白垩系油气在部分调节断层的影响下调整补充到古近系圈闭中。白垩系/前白垩系、古近系/白垩系不整合面是该区油气顺利从源到藏的必要条件， 白垩系/前白垩系不整合面分布的非均质性是造成该区白垩系油气分布差异性重要因素，古近系/白垩系不整合面的广泛分布是区内古近系大面积成藏的关键。
5 结论
（1）库车南部斜坡带中—新生界发育断层、不整合与砂岩层等3类油气输导介质，3类油气输导介质组合配置了2类复合输导体系，近源坳陷区油源断层—不整合垂向配置和远源斜坡区不整合—中浅层正断层—砂体横向配置，其中远源斜坡区不整合—中浅层正断层—砂体横向配置是油气实现长距离运移的关键。近源坳陷区油源断层为主要的垂向油气运移通道，远源斜坡区白垩系/前白垩系、古近系/白垩系不整合面和广泛分布的白垩系—古近系砂岩层为侧向油气运移通道。
（2）2D运聚物理模拟实验表明油气实现长距离运聚成藏取决于3个因素：进入输导层的原油量、圈闭与调节正断层距离、不整合面结构，其中进入输导层的油气决定了油气运移动力—浮力的大小；圈闭与调节正断层距离决定了油气的优先充注序列，砂体上倾方向的岩性尖灭带或低幅度构造最具成藏优势；下伏巨厚高孔渗砂岩的不整合面结构具有物性和动力双重优势，是油气运聚的核心路径。
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