柴窝堡盆地

Question

如题所述

Answer 1

一、前言

柴窝堡盆地位于新疆乌鲁木齐市东南，地处东经87°35'～89°00'，北纬43°20'～43°40'。其北为博格达山，南为天格尔山，两山向东汇合将盆地封闭，西以芨芨槽子石炭系基岩凸起为界与准噶尔盆地相隔，面积约2620km²。

截至2004年底，柴窝堡盆地已完成1∶20万重、磁力和电测深普查，面积化探2425km²，二维地震4714km，三维地震72km²，全区地震测网密度达2km×2km～2km×4km，重点构造的地震测网密度已达1km×1km～1km×2km。区内共钻探井8口，总进尺23058m，其中柴参1井(地)和达1井为低产油气流井。勘探研究发现、落实了12个(其中10个为勘探目的层上二叠统红雁池组的)圈闭构造;2002年和2003年分别对柴窝堡构造凝析气藏柴参1井区和达1井区的天然气地质储量作了初步计算，共提交凝析气预测储量347×10⁸m³，可采储量173.5×10⁸m³，原油预测储量566.3×10⁴t，可采储量166.9×10⁴t。

全国新一轮油气资源评价中柴窝堡盆地资源评价工作由中国石化西部新区勘探指挥部和中国石化石油勘探开发研究院西部分院共同完成。柴窝堡盆地是一个低勘探程度盆地。迄今为止，仅发现一个含油气构造，尚无探明储量。因此，柴窝堡盆地的油气资源评价方法主要采用成因法。鉴于柴窝堡盆地面积小、构造单一的特点，以柴窝堡盆地整体作为一个评价单元进行油气资源预测和评价。

二、油气地质条件

(一)地质概况

柴窝堡盆地为位于北天山的一个小型山间盆地，现今的构造格局呈现南北分带、东西分块的特点。依据重力、磁力、地震及地面地质资料所反映的基底和盖层的构造特征，将盆地分为四个一级构造单元，即博南断褶区、芨芨槽子凸起、柴南断陷和达北凹陷(表8-10-1，图8-10-1)。盆地地势北高南低，北部为下二叠统出露区，面积约720km²，地面海拔高1600～2800m，地形复杂，无勘探前景;南部为中、新生界分布区，面积约1900km²，是盆地油气勘探的主要地区。区内地形较为平坦，地面海拔1044～1800m，主要有戈壁、湖沼、丘陵、冲沟、阶地等地貌。

表8-10-1 柴窝堡盆地构造单元划分表

图8-10-1 柴窝堡盆地构造单元划分图

(二)烃源岩

柴窝堡盆地晚二叠世中期—侏罗纪坳陷期是盆地最主要的烃源岩发育时期。该盆地主要发育有上二叠统芦草沟组、红雁池组和中上三叠统小泉沟群三套烃源岩。其中芦草沟组和红雁池组由于有效烃源岩厚度大、分布广、有机质丰度和成熟度高，是盆地最主要的烃源岩。侏罗系虽然也有暗色泥岩发育，但普遍低于生油门限，为未成熟烃源岩。

1.上二叠统芦草沟组烃源岩

上二叠统芦草沟组以灰色粉砂质泥岩、泥页岩为主，夹细砂岩和粉砂岩。烃源岩厚度达214m，有机碳含量为1.26%～4.60%，平均为2.52%，氯仿沥青“A”含量平均为0.133%，生烃潜量平均为8.4mg/g，达到好烃源岩标准。上二叠统芦草沟组柴参1井(地)—柴2井、柴3井—柴参1井(石)一线以北为好烃源岩分布区，不仅有机质丰度高，而且烃源岩厚度大，最厚可达400m左右。往南烃源岩厚度变薄，而且有机质丰度逐渐降低，变为非烃源岩。

2.上二叠统红雁池组烃源岩

上二叠统红雁池组为黄灰绿色砂岩、砂砾岩与灰黑色泥岩互层的岩性组合，暗色泥岩仅厚45m，有机碳含量、氯仿沥青“A”含量和生烃潜量分别为1.19%、0.027%和1.06mg/g，为中等—差烃源岩。红雁池组烃源岩与芦草沟组烃源岩的分布规律极为相似。盆地南部地区有机质丰度低，为较差烃源岩—非烃源岩分布区。盆地中北部地区有机质丰度高，为较好—好烃源岩分布区，而且烃源岩厚度往北逐渐增大，最厚可达350m。

3.中—上三叠统小泉沟群烃源岩

中—上三叠统小泉沟群黄山街组上部为褐灰、灰黑、浅灰色泥岩夹砂岩、泥质细砂岩和黑色炭质泥岩;下部为褐灰色泥岩、砂砾岩与细砂岩互层，夹灰黑色泥岩。盆地西部柴参1井小泉沟群暗色泥岩累计厚度达151m，有机碳含量、氯仿沥青“A”含量和总烃分别为0.61%、0.0141%和90ppm，生烃量为0.76mg/g，属较差—非烃源岩。柴2井小泉沟群暗色泥岩累厚270m，为较好—中等烃源岩。

中—上三叠统小泉沟群的沉积中心在盆地中部，盆地边缘烃源岩的有机质丰度低，为较差—非烃源岩。向盆地中心部位烃源岩厚度逐渐增大，最厚可达400m，而且有机质丰度亦逐渐增高，为中等—较好烃源岩。

柴窝堡盆地上二叠统芦草沟组烃源岩的有机质类型相对较好(表8-10-2)，但变化大。盆地南部柴参1井(石)以南主要为Ⅲ型干酪根，盆地北部为Ⅲ型和Ⅱ_b型干酪根，盆地东部小平槽沟一带主要为Ⅱ_b型和Ⅲ型干酪根，少量为Ⅱ_a型干酪根。红雁池组烃源岩的有机质类型比芦草沟组稍差，只有盆地北部凹陷中心部位有少量Ⅱ_b干酪根，其他地区均为Ⅲ型干酪根。中—上三叠统小泉沟群烃源岩基本上均为Ⅲ型干酪根(表8-10-3)。

实验分析结果表明，柴窝堡盆地上二叠统芦草沟组烃源岩的镜质体反射率Ro为0.64%～1.91%，平均为1.57%，OEP值为1.0左右，裂解峰温T_max平均为478℃，以产凝析气和轻质油为主，综合解释结果应为高成熟烃源岩;上二叠统红雁池组烃源岩的镜质体反射率Ro为0.62%～1.69%，平均为1.51%，OEP值为1.0左右，裂解峰温T_max为407℃～511℃;以产凝析气和轻质油为主，综合解释结果应为高成熟烃源岩;中—上三叠统小泉沟群T_2－3xq烃源岩的镜质体反射率Ro为0.5%～0.6%，平均为0.55%;OEP值大部为1.2，裂解峰温T_max为435℃～437℃，未见油气显示，综合解释结果应为低成熟烃源岩。

柴窝堡盆地上二叠统芦草沟组和红雁池组烃源岩的有效面积分别为942.43km²和828.94km²，厚度分别为213.2m和197m，有机碳含量分别为1.789%和1.68%，氯仿沥青“A”含量分别为0.084%和0.099%，有机质成熟度Ro分别为1.57%和1.51%，均为中等丰度、高成熟度烃源岩。中—上三叠统小泉沟群烃源岩有效面积为221.12km²，有机质成熟度Ro为0.55%，有机质丰度指标也低于上二叠统烃源岩，为中等丰度、低成熟烃源岩。由此证明，上二叠统烃源岩是盆地的主要烃源岩，中—上三叠统烃源岩是次要烃源岩。

表8-10-2 柴窝堡盆地烃源岩有机质丰度评价表

表8-10-3 柴窝堡盆地主要烃源岩干酪根类型综合分析结果表

表8-10-4 柴窝堡盆地烃源岩综合评价表

(三)其他成藏条件

1.储层条件

柴窝堡盆地二叠系、三叠系、侏罗系均有储集岩发育，其中以上二叠统和三叠系为主要储集岩。除上二叠统芦草沟组(P₂l)外，其他上二叠统和三叠系储集岩厚度均占地层厚度的50%以上。

中三叠统克拉玛依组(T₂k)储集岩达到Ⅰ、Ⅱ级储集岩标准;下三叠统上仓房沟群储集岩达到Ⅱ级储集岩标准;上二叠统下仓房沟群(P₂cf)储集岩达到Ⅱ级储集岩标准;上二叠统红雁池组(P₂h)储集岩达到Ⅲ级储集岩标准(表8-10-5)。上二叠统芦草沟组(P₂l)储集岩亦达到Ⅲ级储集岩标准。钻探结果证实，上二叠统红雁池组(P₂h)和芦草沟组(P₂l)储集岩是柴窝堡构造凝析气藏的主要油气储层。这两套储集岩主要分布在盆地南部和中部偏南地区，并以扇三角洲砂岩和砂砾岩为主。其中，红雁池组沉积时湖盆由鼎盛逐渐开始萎缩，水体变浅，储集岩比芦草沟组更为发育。

2.盖层条件

柴窝堡盆地上二叠统、三叠系、侏罗系为坳陷期湖盆河流相沉积，具有砂、泥岩互层的特点，泥岩盖层较为发育。盆地钻井泥岩厚度的统计分析表明，柴3井上三叠统黄山街组(T₃hs)、郝家沟组(T₃hj)、中、下侏罗统八道湾组(J₁b)、三工河组(J₁s)、西山窑组(J₂x)(包括中侏罗统头屯河组J₂t)应为好的区域盖层(表8-10-6)。中—下三叠统克拉玛依组(T₂k)、上仓房沟群(T₁cf)和上二叠统下仓房沟群(P₂cf)、红雁池组(P₂h)泥岩发育较上三叠统和中—下侏罗统(包括芦草沟组P₂l)稍差，应为良好的直接盖层。

(四)油气成藏有利条件

柴窝堡含油气构造是迄今为止发现的唯一含油气构造，它位于盆地中西部，是一个以上二叠统红雁池组和芦草沟组为目的层的背斜—岩性复合圈闭。从油气成藏条件分析，该含油气构造有以下有利成藏因素:

柴窝堡构造从二叠纪末就开始形成单斜，直到侏罗纪末圈闭形成，此时正值上二叠统烃源岩进入生排烃高峰，对油气运移聚集有利;距离盆地北部生油凹陷较近，且长期处于油气运移指向区;盆地中部是盖层发育的有利地区，保存条件较好;在燕山晚期至喜山期的后期改造中，盆地中部受挤压应力的作用相对较弱，对油气藏的影响较小;盆地的物源来自南部，构造所在部位在上二叠统沉积时处于扇三角洲前缘相带，对储层发育有利。

表8-10-5 柴窝堡盆地钻井岩芯储层物性统计表

表8-10-6 柴窝堡盆地钻井泥岩盖层统计表

从上述分析可知，盆地中、西部是油气成藏的有利地区和油气藏的主要分布区，也是油气勘探前景最好的地区。盆地北部虽然位于生油凹陷中心部位，油气源充足，但储层不发育，而且受后期改造作用较为强烈，对油气藏保存不利。盆地南部虽然储层较发育，但距离生油凹陷较远，油气供给条件较差，加上受后期改造作用较强，保存条件不太好，对油气成藏也不利。

三、资源评价方法与参数体系

由于柴窝堡盆地的勘探程度较低，钻井和地质资料较少，难以满足盆地模拟需要，所以本次资评主要采用成因法中的氯仿沥青“A”法、有机碳(降解率)法和有机碳(烃产率)法进行油气远景资源量预测。

1.统计分布型参数

统计分布型参数包括:烃源岩厚度H、有机质丰度(氯仿沥青“A”含量A、有机碳含量C、原始有机碳含量C_原始)和烃产率(产油率E_油、产气率E_气)。

2.定值型参数

定值型参数包括:烃源岩面积S、烃源岩密度r、干酪根降解率D、生油(气)比I_油(气)、油(气)排聚系数K_1油(气)和排油(气)系数K_2油(气)。其中烃源岩面积应是有效烃源岩范围的面积，它通过设置有机碳含量下限值(C=0.8%)和有机质成熟度下限值(Ro=0.5%)来圈定。同时有效烃源岩范围又是确定网格范围的依据。

3.烃产率图版和原始有机碳恢复系数公式

柴窝堡盆地晚三叠世以前应属准噶尔盆地南缘的一个凹陷，两者具有相同的盆地演化过程和沉积特征。所以，本次资评中用到的烃产率图版、原始有机碳恢复系数公式，以及排烃系数和排聚系数等计算参数，主要采用准噶尔盆地相同层位的三次资评结果。表8-10-7列出的是与柴窝堡盆地烃源岩有关的Ⅲ型和Ⅱ_b型有机质的产油率、产气率和有机碳恢复系数数据。

表8-10-7 准噶尔盆地油气产率表

说明:表中第二列为P₂w泥岩的有机碳恢复系数

4.排烃系数和排聚系数

本次资评用到的上二叠统芦草沟组、红雁池组和中—上三叠统小泉沟群三套烃源岩的排油(气)系数和油(气)排聚系数，是根据准噶尔盆地相应层位三次资评得到的生油(气)量、排油(气)量、油(气)聚集量的统计结果给出，上二叠统芦草沟组(P₂l)和红雁池组(P₂h)的排油系数为64.53%，排气系数为68.779%，油排聚系数为3.916%，气排聚系数为0.96%;中—上三叠统小泉沟(T_2－3xq)的排油系数为49.373%，排气系数为56.802%，油排聚系数为1.301%，气排聚系数为0.327%。

5.资源转化率

柴窝堡盆地是一个低勘探程度盆地，它的资源转化率根据已知含油气盆地的油气资源统计结果得到。塔里木盆地、准噶尔盆地、鄂尔多斯盆地的资源转化率为40%～50%，焉耆盆地为35%，河西走廊和其他中小盆为30%，鉴于柴窝堡盆地为晚古生代—中新生代小盆地，故资源转化率取30%。

7.可采系数

柴窝堡盆地各个评价层系的石油、天然气可采系数计算结果见表8-10-8。根据评价得分，对照石油、天然气可采系数取值标准，即可求出相应的可采系数。上二叠统芦草沟组(P₂l)的石油可采系数为24.2%，天然气可采系数为46.4%;上二叠统红雁池组(P₂h)的石油可采系数为24.72%，天然气可采系数为47.2%;中—上三叠统小泉沟群(T_2－3xq)的石油可采系数为25.4%，天然气可采系数为56%。

表8-10-8 柴窝堡盆地石油、天然气资源可采系数计算表

四、资源评价结果

(一)油气资源评价结果

1.远景资源量

盆地远景资源量是通过改进的氯仿沥青“A”法、改进的有机碳(降解率)法、有机碳(烃产率)法三种方法的预测结果通过特尔菲加权平均得到，权系数主要根据三种方法的预测效果给出。其中有机碳(烃产率)法预测的效果好，权系数为0.5;有机碳(降解率)法预测的效果较好，权系数为0.3;氯仿沥青“A”法预测的效果一般，权系数为0.2。由表8-10-9可知，上二叠统芦草沟组(P₂l)的石油远景资源量(期望值，下同)为0.0663×10⁸t，天然气远景资源量为298.6×10⁸m³;上二叠统红雁池组(P₂h)的石油远景资源量为0.1001×10⁸t，天然气远景资源量为191.8×10⁸m³;中—上三叠统小泉沟群(T_2－3xq)的石油远景资源量为0.0192×10⁸t，天然气远景资源量为18.4×10⁸m³;累加后得到盆地的石油远景资源量为0.1856×10⁸t，天然气远景资源量为508.8×10⁸m³，油气总远景资源量为0.6944×10⁸t油当量。

表8-10-9 柴窝堡盆地油气远景资源量计算结果表

续表

2.地质资源量

由表8-10-10可知，上二叠统芦草沟组(P₂l)的石油地质资源量(期望值，下同)为0.01989×10⁸t，天然气地质资源量为89.58×10⁸m³;上二叠统红雁池组(P₂h)的石油地质资源量为0.03003×10⁸t，天然气地质资源量为57.54×10⁸m³;中—上三叠统小泉沟群(T_2－3xq)的石油地质资源量为0.00576×10⁸t，天然气地质资源量为5.52×10⁸m³;累加后得到全盆地的石油地质资源量为0.05568×10⁸t，天然气地质资源量为152.64×10⁸m³。

表8-10-10 柴窝堡盆地油气地质资源量计算结果表

3.可采资源量

柴窝堡盆地上二叠统芦草沟组(P₂l)的石油可采资源量(期望值，下同)为0.004909×10⁸t，天然气可采资源量为41.565×10⁸m³;上二叠统红雁池组(P₂h)的石油可采资源量为0.007556×10⁸t，天然气可采资源量为27.159×10⁸m³;中—上三叠统小泉沟群(T_2－3xq)的石油可采资源量为0.001463×10⁸t，天然气可采资源量为3.091×10⁸m³;累加后得到全盆地的石油可采资源量为0.01393×10⁸t，天然气可采资源量为71.815×10⁸m³(表8-10-11)。

表8-10-11 柴窝堡盆地油气可采资源量计算结果表

(二)油气资源分布

1.油气资源层系分布

柴窝堡盆地油气资源主要分布在上二叠统芦草沟组(P₂l)、红雁池组(P₂h)和中—上三叠统小泉沟群(T_2－3xq)(表8-10-12)。本次资源评价结果表明，柴窝堡盆地石油地质资源量(期望值，下同)为0.05568×10⁸t，可采资源量为0.01393×10⁸t，石油地质资源丰度为0.2932×10⁴t/km²(有效勘探面积1900km²);天然气地质资源量为152.64×10⁸m³，可采资源量为71.82×10⁸m³，天然气地质资源丰度为0.0803×10⁸m³/km²。

2.油气资源深度分布

钻井资料揭示，柴窝堡盆地的油气资源平面上主要分布在盆地西部。纵向上，油气资源主要分布在2000～3500m处，石油地质资源量为0.0499×10⁸t，天然气地质资源量为147.12×10⁸m³;2000m以浅的石油地质资源量为0.0058×10⁸t，天然气地质资源量为5.52×10⁸m³(表8-10-12)。

3.油气资源地理环境分布

柴窝堡盆地所处地理环境主要为戈壁，其次有丘陵、湖沼、冲沟、阶地等地貌单元，由于已发现的含油气构造和勘探前景较好的部位主要位于盆地的西部和中部，所以油气资源自然地理分布应以戈壁为主(表8-10-12)，并有少量冲沟和阶地等地貌单元。

4.油气资源品位分布

柴窝堡盆地油气资源主要为常规油和常规气(表8-10-12)，常规油地质资源量为0.0557×10⁸t，常规气地质资源量为152.64×10⁸m³。

五、勘探建议

本次资评的结果表明，柴窝堡盆地的石油地质资源量(期望值，下同)为0.05568×10⁸t，可采资源量为0.01393×10⁸t，天然气的地质资源量为152.64×10⁸m³，可采资源量为71.8152×10⁸m³，具有一定勘探价值。同时研究结果也表明，柴窝堡盆地西部和中部地区是成藏条件最好的地区，其中西部柴窝堡构造为扩大现有储量规模的有利勘探目标区，盆地中部地区为争取实现新突破或新发现的后备勘探目标区，盆地南部和北部博南断裂以南地区为加强研究与积极探索的勘探目标区。

表8-10-12 柴窝堡盆地资源评价结果表

柴窝堡盆地在燕山、喜山期曾受到强烈挤压和隆升剥蚀作用，盆地北部边缘因遭受大幅度抬升剥蚀，使下二叠统大面积出露，作为主要含油气层系的上二叠统基本被剥蚀殆尽，已无勘探前景。只有博南断裂以南地区仍在中、新生代地层覆盖之下，具有较好的油气勘探前景。

建议柴窝堡盆地近期的勘探重点应放在柴窝堡含油气构造上。目前在该构造上有4口探井———柴参1井(地)、达1井、柴参1侧1井和柴参1侧1×井。其中前2口为低产油气流井。下一步的工作重点是摸清该构造有效储层及其油气分布范围，以扩展现有含油气面积并查明油气储量为目的，选择有利构造部位再钻几口评价井。其次，对盆地中南部地区的白杨河3号构造和盆地北部博南断裂以南的西疙瘩构造做地震详查，摸清这两个构造的圈闭形态特征、封闭性能、储层特征和可能的含油气情况，将此作为可能的勘探靶区。同时，对盆地中部地区继续做好地震普查解释，力争发现有利的圈闭构造作为后备的勘探靶区。

六、小结

(1)根据生、储、盖叠置关系和油气运移方式，柴窝堡盆地可分为上二叠统和中—上三叠统二套生储盖组合，成藏模式以自生自储为主。勘探结果证实，上二叠统红雁池组和芦草沟组砂岩储层是盆地最主要的含油气层系，其中红雁池组扇三角洲前缘相砂体又是最有利的油气储层。

(2)本次资评采用改进的氯仿沥青“A”法、有机碳(降解率)法及有机碳(烃产率)法预测柴窝堡盆地油气资源量，其中上二叠统芦草沟组(P₂l)的石油远景资源量0.0663×10⁸t，地质资源量0.01989×10⁸t，可采资源量0.004909×10⁸t;天然气远景资源量298.6×10⁸m³，地质资源量89.58×10⁸m³，可采资源量41.565×10⁸m³。上二叠统红雁池组(P₂h)的石油远景资源量0.1001×10⁸t，地质资源量0.03003×10⁸t，可采资源量0.007556×10⁸t;天然气远景资源量为191.8×10⁸m³，地质资源量为57.54×10⁸m³，可采资源量为27.159×10⁸m³。中—上三叠统小泉沟群(T_2－3xq)的石油远景资源量0.0192×10⁸t，地质资源量为0.00576×10⁸t，可采资源量为0.001463×10⁸t;天然气远景资源量18.4×10⁸m³，地质资源量为5.52×10⁸m³，可采资源量为3.091×10⁸m³。全盆地的石油远景资源量为0.1856×10⁸t，地质资源量为0.05568×10⁸t，可采资源量为0.01393×10⁸t;天然气远景资源量为508.8×10⁸m³，地质资源量为152.64×10⁸m³，可采资源量为71.815×10⁸m³。

(3)柴窝堡盆地上二叠统生油凹陷位于盆地北部，扇三角洲前缘相砂体的有利发育部位在盆地的中南部，区域盖层的发育部位在盆地的中部，圈闭构造的发育部位在盆地的南部、北部和西部，中部有少量背斜构造发育。因此，盆地的中、西部是油气成藏条件最好、油气勘探前景最好的地区。

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