中拐地区侏罗系油气成藏条件分析论文

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1、中拐地区侏罗系油气成藏条件分析论文贾春明支东明邢成智党玉芳摘要：对油源条件、储层特征、储盖组合、运聚特征等进行了综合分析，准噶尔盆地中拐地区侏罗系系油气成藏的主控因素是断裂，并在此基础上进行了有利储层和有利层位的综合评价。关键词：准噶尔盆地；火山岩；储集层；特征；评价准噶尔盆地西北缘中拐地区，包括中拐隆起区以及围斜区。按照二级构造单元划分计算，中拐凸起的面积约为1500多平方千米。其中，中拐凸起主体部分南以红3井东侧断裂、中拐南断裂与小拐新光断凹相分，西以红车断裂和红山嘴东侧断裂为界；北以玛湖凹陷南斜坡过渡；东、南方向分别与达巴松凸起、盆1井西凹陷、沙湾凹陷接

2、壤。该区侏罗系主要发育八道湾组、三工河组、西山窑组和头屯河组。侏罗系的底界与下伏三叠系白碱滩组以微角度区域不整合接触,与上覆白垩系呈区域角度不整合接触,侏罗系上部严重剥蚀。油气勘探表明：侏罗系三工河组(J1s)和八道湾组(J1b)是油气富集的主要场所，也是构造——岩性油藏发育的有利层位。1油源条件准噶尔盆地从石炭系到古近系的每个层系都有烃源岩存在.freel3）、粘度低，为0.67mPas（50℃）；拐3井原油的密度比拐4井要低，为0.84g/cm3，而粘度比拐4井要高，为7.3mPas（50℃）；拐5的密度最轻（0.83g/cm3），粘度高于拐4井而低于

3、拐3井。该类原油的含蜡量在7.4%～11.51%。拐16井由于遭受生物降解的作用导致原油的密度、粘度增大，含蜡量降低，密度为0.9345g/cm3、粘度为513.93mPas（50℃）、含蜡量为0.77%。1.2来源于风城组烃源岩与乌尔禾组烃源岩混源的原油地化特征从出油井分布来看，该类原油主要分布于拐16（P2）、拐147（P1j，3357～3404m）、拐5（P1j，3334～3364m）等井。原油的密度均在0.83g/cm3左右，粘度在5.0～8.0mPas（50℃）之间，含蜡量为8.4%～13.8%。1.3来源于二叠系乌尔禾组烃源岩的原油地化特征从出

4、油井分布来看，该类原油主要分布于拐201（J1b,3134～3127m）、拐10（P2）、拐105（P2）等井。原油的密度在0.85g/cm3左右，粘度大多在5.88～7.5mPas（50℃）之间，拐10井相对较高，为51.62mPas（50℃）。该类原油含蜡量为6.33%～12.3%。2储层分析中拐地区侏罗系三工河组储层物性相对较好。拐4井三工河组上部J1s2砂层组孔隙度变化范围为8.25～21.67%，平均为19.14%，渗透率变化范围为（0.11～874.77）×10-3μm2，平均33.07×10-3μm2；拐202井J1s2砂层组在2610～263

5、8米取样21块，为灰色细砂岩，有效孔隙度变化范围为14.9～25.1%，平均为21%，渗透率变化范围为（16.8～960）×10-3μm2，平均313×10-3μm2；拐17井J1s2砂层组在2779～2785m取样15块，为灰色中——细砂岩，有效孔隙度变化范围为16.4～19.4%，渗透率变化范围为（6.8～86.8）×10-3μm2；拐19井J1s2砂层组出油段压汞分析孔隙度23.3%～24.3%，渗透率（90.8～132）×10-3μm2；据拐20井区块2口井J1s21-2岩心物性分析，孔隙度4.7～20.3%，平均16.3%，渗透率（0.03～603.

6、00）×10-3μm2，平均8.0×10-3μm2；油层孔隙度15.0～20.3%，平均17.1%，渗透率（0.5～603.0）×10-3μm2，平均12.9×10-3μm2。拐204井三工河组J1s22岩心物性分析，孔隙度10%～20%，平均16%，渗透率平均10.2×10-3μm2；拐23井三工河组J1s21-3岩心物性分析，孔隙度平均15.6%，渗透率平均8.6×10-3μm2。中拐凸起侏罗系八道湾组J1b3段以浅湖——滨浅湖相沉积为主，仅在拐17-拐8井区发育滩坝砂，在新光1-拐201-拐13井区发育一期来自于西偏南物源的三角洲平原——三角洲前

7、缘相沉积，其间发育的分支河道和河口坝砂体分布范围大，物性好。井间岩、电性对比表明该砂层组平均厚25m左右，砂层组纵向上物性变化较大，非均质性强。新光1井在J1b32砂层组上部物性最好的3021.90～3039.15m井段取心，分析有效孔隙度平均15.4%，水平渗透率平均29.9×10-3μm2。3储盖组合中拐地区白垩系吐谷鲁群的巨厚泥岩可作为侏罗系储层的区域性盖层，而下侏罗统内部发育有三套直接的储盖组合，由上至下依次为：三工河组顶部J1s3的泥岩与J1s2各砂层，J1b31的泥岩、碳质泥岩和煤层与J1b32的砂层，J1b2的泥岩与J1b1的砂层