王京紅，靳久強，匡立春

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083；2.中國石油新疆油田公司，新疆克拉瑪依834000）

準噶爾盆地莫北油氣藏主控因素再認識

王京紅1，靳久強1，匡立春2

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083；2.中國石油新疆油田公司，新疆克拉瑪依834000）

摘要：針對制約莫北油氣藏油氣儲量擴展主控因素的關鍵問題開展研究，發(fā)現(xiàn)早期勘探中沒有認識到低孔滲、強敏感性儲層特點，未采取有效的油氣層保護措施，低孔滲和高粘土礦物含量導致測井評價不準確，是漏失油氣層的主要原因。在消除影響油氣層測井評價的巖性、物性等因素后，建立了能夠正確評價油氣層的圖版，新發(fā)現(xiàn)26井36層漏失油氣層；提出燕山期弧形斷裂對侏羅系三工河組二段砂泥互層中的油氣起側向封堵作用；前期采集的大面元地震資料不能滿足較小斷層的識別和精細刻畫，采用新采集的高分辨率三維地震資料，通過疊前深度偏移、儲層預測、等時格架下的變速成圖等技術，搞清了砂體和弧形斷裂分布，從測井重新評價發(fā)現(xiàn)的漏失油氣層出發(fā)，指出在油氣運聚方向上的弧形斷裂和有利沉積微相帶耦合形成油氣聚集有利區(qū)，通過老井重新試油和新鉆井實現(xiàn)儲量擴展?？碧阶C實該方法可行、成效明顯，使莫北油氣藏儲量擴展了近3倍。該方法對類似地區(qū)的精細勘探和油氣儲量擴展有一定的借鑒作用。

關鍵詞：弧形斷裂；油氣藏類型；主控因素；莫北油氣藏；準噶爾盆地

近幾年，老油氣區(qū)精細勘探已成為新增油氣探明儲量的主要領域之一，勘探潛力很大，油氣藏控制因素重新認識和勘探技術是提高老油氣區(qū)精細勘探突破的關鍵［1－6］。準噶爾盆地腹部侏羅系在“梁聚論”［7］指導下，發(fā)現(xiàn)了莫索灣、莫北、石南、石西等油氣田。但有些油氣藏的主控因素、分布規(guī)律尚未完全清楚［8－9］，隨著油氣勘探的深入，對油氣藏控制因素認識越來越清楚，油氣探明儲量不斷擴展，莫北油氣田就是其中之一。莫北油氣藏位于準噶爾盆地腹部莫北地區(qū)，主要含油氣層系為侏羅系三工河組二段（J1s2），1998年7月Mb2井J1s23 935.0～3 958.6m層段用7.94mm油嘴試產獲原油51.57 t/d、天然氣6 7376m3/d。由于目的層粘土含量高，儲層敏感性強，有利沉積和儲層相帶沒搞清楚，導致多口外甩井失利，同時受當時地震資料限制，斷裂識別較難，制約了油氣擴展。1999年在Mb2，M005兩個斷塊按斷層－構造油氣藏探明含油氣面積為17.6×104km2，石油地質儲量為1382×104t，天然氣地質儲量為53.27×108m3。通過地震資料重新處理和斷裂刻畫、沉積微相和有利儲層等重新認識，搞清了油氣藏主控因素，使得M8、M9、M11、M109、Mb2等井區(qū)含油氣面積不斷擴展，2009年探明地質儲量的石油儲量為4 340.66×104t，天然氣儲量為131.77×108m3，油氣儲量較1999年擴展了近3倍。

1　地質概況

莫北油氣田位于準噶爾盆地腹部莫北鼻狀凸起之上（圖1），其北與陸梁南緣的陸南凸起以斷裂為界，南端與馬橋凸起以斷裂相接，東西兩側分別過渡為東道海子北凹陷和盆1井西凹陷。該區(qū)現(xiàn)今構造背景為向南西傾沒單斜，被北東向和近北西向斷裂切割所形成的斷塊群。

圖1　準噶爾盆地莫北油氣田構造位置

莫北凸起在海西晚期即已存在，凸起高點在現(xiàn)今Mb1井附近。中生代早期，三疊系由東、南、西3個方向向高點超覆；早、中侏羅世時，凸起相對穩(wěn)定，侏羅系三工河組和西山窯組沉積厚度變化較小；J1s時期沉積環(huán)境穩(wěn)定，發(fā)育大面積三角洲沉積體系，受水進水退控制，發(fā)育多套砂泥巖互層，形成了多套儲蓋組合，侏羅系三工河組二段主要以三角洲前緣沉積體系為主。侏羅紀末莫北凸起經歷了強烈構造運動，盆地腹部抬升產生的張應力在莫北凸起上形成若干近南北向的張性斷裂，由于地應力場略具右旋特征，導致正斷裂大多具有向東呈弧形彎曲的特點。并且正斷層斷面基本都是西傾的，進而導致莫北凸起向南西傾斜程度加大，斷裂發(fā)育控制了油氣運移和聚集成藏，這對油氣向東北方向高部位運移是有利的。準噶爾盆地腹部侏羅系烴源巖不成熟，不具備油氣生成條件，油氣主要來源于二疊系烴源巖，燕山期斷裂與海西期斷裂組成了油源匹配斷裂，控制油氣縱向運移，侏羅系斷裂在后期停止活動，一般具有封堵性特征，在油氣運移方向上起遮擋作用。

2　儲層特征及油氣層重新評價

復雜油氣層的含油性受儲層物性、巖性和泥質含量等因素控制，可導致不同含油性的測井響應特征存在較大差別。通過對含油性與物性、巖性、泥質含量等因素相關性研究，在消除巖性、物性影響基礎上，對油氣層進行重新評價，發(fā)現(xiàn)新油氣層。

2.1儲層特征

侏羅系三工河組二段（J1s2）儲層主要為不等粒和細－中粒巖屑砂巖，碎屑成分以凝灰?guī)r為主，占44.9％，其次為石英和長石，分別占31.2％、23.4％；顆粒多為次圓－次棱角狀，分選中－好，膠結類型主要為壓嵌式、孔隙－壓嵌式。通過對116塊壓汞資料分析表明，J1s2儲層孔隙喉道以中低孔滲、細喉為主，毛管壓力曲線形態(tài)為偏細歪度，平均排驅壓力為0.66mPa，平均飽和度中值壓力為7.47mPa，平均最大孔喉半徑為1.76μm，平均毛管半徑為0.53μm，平均退汞效率為37％。儲層孔隙類型以粒間孔為主，占95％（圖2），孔隙度為2.30％～19.40％，平均為11.93％，滲透率為0.03×10－3～58.20×10－3μm2，平均為1.82× 10－3μm2；油層孔隙度下限為11.2％，滲透率下限為1.3×10－3μm2。沉積微相和巖性是影響儲層物性的主要因素，中－粗砂巖儲層物性最好，中細砂巖、不等粒砂巖次之，砂礫巖、粉砂巖較差，含鈣質砂巖最差；水下分流河道微相儲層物性較好，而水下分流淺河道、水下分流淺灘微相儲層物性較差；水下分流間灣泥質微相為非儲層。

儲層填隙物中膠結物成分以方解石（6.5％）、硅質為主，雜基成分主要為高嶺石和泥質（5.5％），膠結程度中等－致密。粘土礦物以綠泥石（35.2％）和高嶺石（29.3％）為主，其次為伊/蒙混層（19.1％）、伊利石（16.4％）。粘土礦物以分散狀分布于孔喉內和顆粒表面（圖3）。儲層表現(xiàn)為中—強水敏性，平均滲透率損失率為64.27％，強鹽敏性，平均滲透率損失率為86.7％，中等體敏性，平均滲透率損失率為31％～69％，中等速度敏感性，平均滲透率損失率為60％（表1）。由于早期勘探時沒有采取儲層保護措施，鉆井泥漿與地層不配伍，導致中－強敏感性儲層的一些油層試油不出。低滲透儲層具有比中、高滲透儲層更強的滲透率應力敏感性，而孔隙度的應力敏感性較弱，在擠壓應力作用下，J1s2中細砂巖低滲儲層更易發(fā)生應力敏感性，導致儲層滲透率降低，也是一些油層試油不出的原因之一。

圖2　準噶爾盆地莫北凸起J1s2孔隙結構顯微照片

圖3　準噶爾盆地莫北凸起J1s2粘土礦物掃描電鏡照片

表1　準噶爾盆地莫北凸起J1s2儲層水敏性評價Table 1　Water sensitivity evaluation of the 2ndmember of the Lower Jurassic Sangonghe Formation in them obei Salient，Junggar Basin

2.2油氣層重新評價

J1s2儲層以原生孔隙為主，中孔細喉，粘土含量較高，其滲流能力受孔隙度和粘土含量影響較大，儲層的這些特征對測井響應影響較大，也是造成早期勘探中測井評價誤差較大，漏失油氣層的主要原因。不同巖性儲層的泥質含量對孔隙度影響程度不同（圖4a），砂礫巖儲層泥質含量一般小于3％，孔隙度一般小于10％；粗砂巖儲層泥質含量一般小于3％，孔隙度一般大于10％；中砂巖儲層泥質含量一般為3％～8％；細砂巖儲層泥質含量一般為8％～15％；粉砂巖儲層泥質含量一般為15％～30％。

J1s2儲層中粘土礦物較高、水敏性較強，對測井識別含油性影響較大。高含油氣飽和度層電性特征明顯，但含油氣較差或受巖性、物性影響較大的儲層，由于巖性、物性變化都對電阻率有較大影響，而儲層流體只是影響電阻率變化的一個主要因素，只根據電性變化來分析儲層含油性難度較大。該區(qū)早期勘探時主要根據電性特征進行油氣層識別（圖4b，c），導致油氣層識別率不高，漏失了部分油氣層。通過對該區(qū)含油性與巖性、物性、電性特征的綜合研究，在消除巖性、物性影響基礎上，對老井重新評價，在已探明含油氣面積之外發(fā)現(xiàn)了Mb6等26口井38層油氣層，試油后36層獲得工業(yè)油氣流，為儲量擴展提供了線索。

在自然伽馬和電阻率關系圖版上（圖4b），不同含油性的區(qū)分度不高，當數(shù)據點在黑線之上時，即GR＞Y1時，巖性是造成電阻率變化的主控因素；當數(shù)據點在黑線之下時，即GR＜Y1時，巖性變化對電阻率影響不大，對巖性校正可消除巖性對含油性的影響。

式中：RT為電阻率，Ω·m；GR為自然伽馬，API。

在密度和電阻率圖版上（圖4c），不同含油性的區(qū)分度也不高，當數(shù)據點在黑線之上時（式2），即ρb＞Y2時，物性是造成電阻率變化的主控因素；當數(shù)據點在黑線之下時，即ρb＜Y2時，物性變化對電阻率的影響不大，對物性校正可消除物性對含油性的影響。

式中：RT為電阻率，Ω·m；ρb為密度，g/cm3。

在消除泥質含量影響后，得到較準確的孔隙度；在消除巖性、物性對電阻率影響后，電阻率主要受含油性影響，建立了含油飽和度評價模型，確定了模型參數(shù)，較準確計算了含油飽和度，在油氣層識別圖版上能夠很好識別油氣層（圖4d）。

圖4　準噶爾盆地莫北凸起J1s2油氣層識別圖版

如Mb2105井3 689～3 700m深度段，利用未消除巖性、物性的解釋圖版得到的結論為非油氣層，這與原來的測井評價結論一致（圖4b）。消除巖性、物性影響后，通過電阻率與自然伽馬、補償密度疊合可認為具備含油性，同莫北油田發(fā)現(xiàn)井Mb2井含油特征相似。測井孔隙度為14％～18％，滲透率為20×10－3～200×10－3μm2，含油飽和度為42％～52％，巖性物性較好，其在3 691.5m電阻率為20.5Ω·m，密度為2.41g/cm3，在飽和度和孔隙度圖版上為油氣層（圖4d），重新評價為油層，對重新評價為油層的4層射孔試油，獲油34.8 t/d。

3　油氣藏控制因素與儲量擴展

沉積微相確定有利儲層分布，控藏斷裂和構造確定有利區(qū)帶，在油氣運移路徑上的有利儲層與有利成藏區(qū)疊合確定目標區(qū)，通過鉆探實現(xiàn)油氣儲量擴展。

3.1沉積微相及砂體平面展布

準噶爾盆地J1s2發(fā)育三角洲沉積體系，存在西北、東、北和南部四大物源，幾個物源體系在腹部交匯，沉積物來源及方向多變，主要有來源于西北部和東、西部物源共同提供沉積物的兩種認識，腹部主要發(fā)育水下分流水道、河口壩和滑塌沉積［10－12］。通過巖心、測井、分析化驗、地震儲層預測等綜合研究，提出研究區(qū)J1s2沉積物主要來源于東部和北部物源，以三角洲前緣亞相的分流河道沉積為主。J1s鉆揭地層厚度為140～320m，平均為237m，自上而下分為J1s3，J1s2，J1s13段。其中，J1s3分布穩(wěn)定，厚度為85～125m，平均為105m，主要為一套湖相泥巖，為區(qū)域性蓋層；J1s2為大套灰色砂巖夾少量泥巖，厚度為100～140m，平均為120m，又可分為J1s2（1），J1s2（2）兩個砂層組。目的層J1s2（1）自上而下又分為J1s2（1－1）和J1s2（1－2）兩個小層，其中J1s2（1－2）砂體分布穩(wěn)定，厚度為10～25m，為主要含油層；J1s1為泥巖夾砂巖，厚度約100m，主要為淺湖相泥巖和三角洲前緣的河口砂壩與水道砂沉積。研究區(qū)主要發(fā)育水下分流主河道、水下分流淺河道、水下分流淺灘、水下分流間灣泥質四種微相類型，其中水下分流主河道微相儲層物性最好。在原探明油氣面積西側、北側、南側均發(fā)育良好儲層的水下分流主河道微相砂體（圖5），搞清了砂體的展布規(guī)律為油氣擴展指明了方向。

3.2油氣成藏主控因素

莫北地區(qū)油氣成藏受二疊系烴源巖主生烴期和車莫古隆起形成與演化控制［13－15］，成藏期的古隆起控制著油氣運聚，調整期的古隆起影響油氣再分配，定位期的古隆起決定著油氣最終賦存部位，受多套烴源巖不同生排烴期，油氣運聚條件控制，具有多期幕式成藏特點［16］。莫北地區(qū)緊鄰二疊系風城組和烏爾禾組的盆1井西生烴凹陷，在其油氣系統(tǒng)內，侏羅系三工河組儲層優(yōu)于八道灣組和三疊系儲層，油氣沿斷裂縱向運移時，首先在頂部優(yōu)質儲層中聚集成藏。其烴源巖有3個主要排烴期，最早排烴在晚侏羅世—早白堊世，此時風城組烴源巖正處于生油階段高峰期，在構造運動作用下，沿深切入生油巖的大斷裂或油源匹配斷裂垂向運移至構造高部位，在燕山Ⅰ－Ⅱ幕形成車莫古隆起內的莫北侏羅系儲層中形成古油藏。而此后盆地整體由南向北發(fā)生傾斜，油氣向上傾方向調整，在高部位有利帶上重新聚集成藏。晚白堊世，烏爾禾組烴源巖開始大量排烴，高成熟油通過不整合面和“Y”字型斷裂組合運移、聚集至J1s2圈閉中，形成高成熟油藏；新近紀后烏爾禾組高成熟烴源巖開始排氣，高成熟氣繼續(xù)沿斷裂、不整合面進入圈閉，油氣藏主要分布于凸起軸部及凹陷向凸起過渡的斜坡帶上。

莫北地區(qū)地應力演化模擬結果表明，垂向應力大于水平應力，最大水平主應力方向為北北東向，屬于張扭性質，形成多組西傾由南北向西北過渡的弧形斷裂，斷裂封堵性好，對油氣保存起到主控作用。油氣藏與圈閉幅度大小、正斷層封閉性有聯(lián)系，平面上油氣藏分布與正斷層旋轉方向有關，北段正斷層右旋油氣藏位于其上盤，南段正斷層左旋油氣藏位于其下盤；平面上自西往東形成油藏—油氣藏—氣藏或直接是油藏－氣藏的分布序列。莫北油氣田的主要控藏斷裂為Mb2井東斷裂（圖6中②號斷裂）和Mb2井西斷裂（圖6中①號斷裂），斷裂延伸長度約14km，最大斷距約130m，封閉性好，控制了Mb2井區(qū)和M005井區(qū)油氣分布。

3.3斷裂對油氣藏的控制

斷裂展布分為近南北向、北東向及北東東向3組，其中近南北向與北東東向的斷裂延伸長、斷距大，對構造起到了明顯的控制作用；而北東向斷層則相對規(guī)模較小，是前兩組斷層的補償斷層，對構造的控制作用不明顯。按斷層斷距的大小和延伸距離，將本區(qū)的斷層分為兩個級別：一級為控制結構斷層，主要是近南北向與北東東向斷層，這兩組斷層呈倒“Y”字形，由南向北向兩側畫弧—弧形斷裂，延伸長度較大，一般大于6km；斷距較大，一般大于30m，基本上決定了本區(qū)構造格局，并且可以作為油氣運移通道，對油氣成藏有明顯的控制作用。二級斷層受一級斷層影響，伴隨一級斷層發(fā)育，與其相交可形成多個斷塊構造。

圖5　準噶爾盆地莫北凸起J1s2（1）沉積微相分布

擠壓應力作用下的逆沖推覆是弧形斷裂的主要形成機制［17］。研究區(qū)受燕山Ⅰ－Ⅱ幕發(fā)育的右旋擠壓應力控制，具備形成弧形斷裂的條件?；⌒螖嗔褍啥顺０殡S一定走滑，走滑斷裂活動后常常為封閉性，同時，準噶爾盆地腹部J1s之下的J1b存在異常壓力系統(tǒng)［18－19］，形成于該時期的斷裂在地應力作用下塑性巖石的流動進入到斷層中，形成泥質涂抹層，對斷層側向封閉性起重要作用。從構造演化來看，斷裂活動于白堊系沉積以前，只有近南北向與北東東向的兩組大斷層在局部穿入白堊系清水河組，為油氣后期保存提供了條件。

早期勘探時受地震資料品質限制，斷裂在地震剖面上顯示不清楚，在進行斷層解釋時，主要根據地震波組的抖動來確定斷裂位置，斷距較小的斷裂在地震剖面上一般沒有顯示，如1997年采集的40m×40m三維地震資料（圖7a），很難刻畫斷距較小的斷裂。在新采集和特殊處理后的三維地震資料上，斷裂顯示較清楚，如2007年采集的12.5m×12.5m三維地震資料（圖7b）。利用相干體分析等技術，確定斷裂解釋方案，對研究區(qū)斷裂進行重新解釋，圖6b中①號Mb2井西2號斷裂、②號Mb2井東斷裂西段在早期地震資料中也無法識別，可見不同時期地震資料解釋的斷裂差別很大。

圖6　準噶爾盆地莫北油氣藏不同時期刻畫的斷裂、構造及含油面積對比

受地面沙漠條件、構造復雜、地震速度橫向變化大等因素影響，準噶爾盆地腹部存在時間域與構造域高低幅度差異大的問題，常規(guī)疊后時間偏移不能使反射波正確歸位，非等時格架下的構造成圖限制了構造精度。采用三維疊前深度偏移、等時格架下的變速成圖技術實現(xiàn)了復雜目標區(qū)的高精度成像，解決了該地區(qū)構造深度與地震雙程時間不一致的矛盾，實現(xiàn)了與地下情況吻合的構造精細成圖，與常規(guī)地震處理和成圖技術所成的構造圖差別較大。

3.4油-水界面重新認識和油氣儲量擴展

在搞清儲層控制因素和砂體分布規(guī)律的基礎上，通過測井資料重新評價，為油氣藏擴展提供了依據。在斷裂構造重新刻畫和油氣藏控制因素研究基礎上，提出油氣藏受斷裂、巖性等因素共同控制，指出有利勘探區(qū)。在1999年提交探明儲量含油氣面積之外重新勘探，使原來認識的油水界面為3 555m不斷下移至3 622m（圖8），1999年提交探明儲量時，因Mb2090井鉆探時油層保護不好，儲層物性相對較差，油層束縛水飽和度較高，試油油水同出，認為此井附近為油水界面，因此，將油水界面定為3 555m，當該井采油3～4個月，束縛水變?yōu)榭蓜铀糠植赏旰?，只產純油，因此，將評價井進一步外甩，新增含油面積不斷擴展，目前確定的油水界面為3 622m，尚未見到真正的油水界面，進一步勘探后含油面積可能會繼續(xù)擴大。由1999年提交探明儲量時的含油氣面積為17.6×104km2，擴展到現(xiàn)在的68.39×104km2；探明石油地質儲量由1999年的1382×104t，天然氣地質儲量53.27×108m3；擴展到目前的探明石油地質儲量4 340.66×104t，天然氣地質儲量131.77×108m3，勘探成效顯著。

圖7準噶爾盆地莫北三維新、老地震剖面對比

4　結論

莫北油氣藏是受構造、斷裂和巖性多因素控制的復合油氣藏，精細沉積微相和砂體展布、斷裂的有效刻畫是勘探擴展的關鍵，在斷裂刻畫中地震資料品質的提高是基礎。對強敏感性儲層，鉆井過程中油氣層保護至關重要，對沒有考慮油氣層保護老井的重新評價為該類油氣藏油氣儲量擴展提供了依據。

圖8　準噶爾盆地過Mb2206－M012井J1s2（1）試油海拔高程

老油氣區(qū)精細勘探是中國石油勘探和儲量擴展的重要領域之一，在每年的新增探明油氣地質儲量中占25％以上，但老油氣區(qū)地質條件和油氣藏控制因素不同，制約精細勘探的關鍵問題也有差別，總結油氣藏控制因素和精細勘探方法，為類似油氣田的精細勘探提供參考，有助于我國老油氣區(qū)精細勘探的儲量擴展。

參考文獻

［1］侯連華，鄒才能，匡立春，等.準噶爾盆地西北緣克－百斷裂帶石炭系油氣成藏控制因素新認識［J］.石油學報，2009，30（4）：513－518.

Hou Lianhua，Zou Caineng，Kuang Lichun，et al.Discussion on controlling factors for Carboniferous hydrocarbon accumulation in the Ke-Bai fractured zone of the northwesternmargin in Junggar Basin［J］.Acta Petrolei Sinica，2009，30（4）：513－518.

［2］侯連華，鄒才能，匡立春，等.老油氣區(qū)精細勘探潛力與方法技術［J］.石油與天然氣地質，2009，30（1）：108－115.

Hou Lianhua，Zou Caineng，Kuang Lichun，et al.Potential and technologies of refined exploration inmature oil and gas regions［J］.Oil＆Gas Geology，2009，30（1）：108－115.

［3］劉磊.準噶爾盆地車排子地區(qū)滾動勘探開發(fā)技術［J］.石油勘探與開發(fā)，2009，36（5）：569－574.

Liu Lei.Progressing exploration and development technique of Chepaizi area in Junggar Basin，NW China［J］.Petroleum Exploration and Development，2009，36（5）：569－574.

［4］張善文.“跳出框框”是老油區(qū)找油的關鍵［J］.石油勘探與開發(fā)，2004，31（1）：12－14.

Zhang Shanwen.A key idea for finding oils in an area of high developed［J］.Petroleum Exploration and Development，2004，31（1）：12－14.

［5］陳軒，張昌民，張尚鋒，等.準噶爾盆地紅車斷裂帶巖性地層油氣藏勘探新思路［J］.石油與天然氣地質，2010，31（4）：420－427.

Chen Xuan，Zhang Changmin，Zhang Shangfeng，et al.A new approach to the exploration of lithologic stratigraphic reservoirs in the Hong－Che fault belt，the Junggar Basin［J］.Oil＆Gas Geology，2010，31（4）：420－427.

［6］郭元嶺，蔣有錄，趙樂強，等.成熟探區(qū)油氣勘探資源接替戰(zhàn)略方法研究［J］.石油學報，2007，28（1）：20－26.

Guo Yuanling，Jiang Youlu，Zhao Leqiang，et al.Methods for petroleum exploration resource replacement strategy research inmature exploration area［J］.Acta Petrolei Sinica，2007，28 （1）：20－26.

［7］蔡希源，劉傳虎.準噶爾盆地腹部地區(qū)油氣成藏的主控因素［J］.石油學報，2005，26（5）：1－9.

Cai Xiyuan，Liu Chuanhu.Main factors for controlling formation of oil-gas reservoir in central part of Junggar Basin［J］.Acta Petrolei Sinica，2005，26（5）：1－9.

［8］宋傳春，彭勇民，喬玉雷，等.準噶爾盆地中國石化探區(qū)油氣勘探方向探討［J］.石油與天然氣地質，2008，29（4）：453－459.

Song Chuanchun，Peng Yongmin，Qiao Yulei，et al.Direction for future oil＆gas exploration in SINOPEC’Sexploration area in the Junggar Basin［J］.Oil＆Gas Geology，2008，29（4）：453－459.

［9］尹偉，鄭和榮，徐士林，等.準噶爾盆地中央坳陷帶油氣成藏過程分析［J］.石油與天然氣地質，2009，29（4）：444－451.

Yin Wei，Zheng Herong，Xu Shili，et al.An analysis on the process of hydrocarbon accumulation in the central depression belt of the Junggar Basin［J］.Oil＆Gas Geology，2008，29 （4）：444－451.

［10］彭勇民，宋傳春，歐方軍，等.準噶爾盆地腹部地區(qū)侏羅系沉積體系展布［J］.新疆石油地質，2008，26（3）：265－269.

Peng Yongmin，Song Chuanchun，Ou Fangjun，et al.Distrubtions of Jurassic depositionnal sysytems in the inland region of Junggar Basin［J］.Xinjiang Petroleum Geology，2008，26（3）：265－269.

［11］王居峰，鄧宏文，蔡希源.準噶爾盆地中部侏羅系層序地層格架［J］.石油勘探與開發(fā)，2005，32（1）：23－26.

Wang Jufeng，Deng Hongwen，Cai Xiyuan.Jurassic sequence stratigraphic frames in themiddle Juggar Basin［J］.Petroleum Exploration and Development，2005，32（1）：23－26.

［12］朱筱敏，張義娜，楊俊生，等.準噶爾盆地侏羅系辮狀河三角洲沉積特征［J］.石油與天然氣地質，2009，29（2）：244－251.

Zhu Xiaomin，Zhang Yina，Yang Junshen，et al.Sedimentary characteristics of the shallow Jurassic braided river delta，the Junggar Basin［J］.Oil＆Gas Geology，2008，29（2）：244－251.

［13］何登發(fā)，陳新發(fā)，況軍，等.準噶爾盆地車排子—莫索灣古隆起的形成演化與成因機制［J］.地學前緣，2008，15（4）：42－55.

He Dengfa，Chen Xinfa，Kuang Jun，et al.Development and geneticmechanism of Chepaizi-Mosuowan uplift in Junggar Basin［J］.Earth Science Frontiers，2008，15（4）：42－55.

［14］侯連華，王京紅，匡立春，等.準噶爾盆地車莫古隆起內物源沉積體系探討及勘探意義—以白堊系清水河組一段為例［J］.地學前緣，2009，16（6）：337－348.

Hou Lianhua，Wang Jinghong，Kuang Lichun，et al.Provenance sediments and its exploration significance-a case frommember 1of Qingshuihe Formation of Lower Cretaceous in Juggar Basin［J］.Earth Science Frontiers，2009，16（6）：337－348.

［15］何登發(fā)，李德生，童曉光，等.多期疊加盆地古隆起控油規(guī)律［J］.石油學報，2008，29（4）：475－488.

He Dengfa，Li Desheng，Tong Xiaoguang，et al.Accumulation and distribution of oiland gas controlled by paleo-uplift in polyhistory superimposed basin［J］，Acta Petrolei Sinica，2008，29 （4）：475－488.

［16］譚明友，張云銀，宋傳春，等.準噶爾盆地油氣幕式成藏規(guī)律探討［J］.石油勘探與開發(fā)，2004，31（1）：28－31.

Tanmingyou，Zhang Yunyin，Song Chuanchun，et al.Episodic reservoir-formation rules in the Jungar Basin，Northwest China［J］.Petroleum Exploration and Development，2004，31（1）：28－31.

［17］董云鵬，查顯峰，付明慶，等.秦嶺南緣大巴山褶皺一沖斷推覆構造的特征［J］，地質通報，2008，27（9）：1493－1508.

Dong Yunpeng，Zha Xianfeng，F(xiàn)umingqing，et al.Characteristics of the Dabashan fold-thrust nappe structure at the southernmargin of the Qinling，China［J］.Geological Bulletin of China，2008，27（9）：1493－1508.

［18］姜林，宋巖，查明，等.準噶爾盆地莫索灣地區(qū)地層水研究［J］.石油與天然氣地質，2009，29（1）：72－77.

Jiang Lin，Song Yan，Zhaming，et al.Study on formation water inmosuowan area of the Jungger Basin［J］.Oil＆Gas Geology，2009，29（1）：72－77.

［19］楊智，何生，何治亮，等.準噶爾盆地腹部超壓層分布與油氣成藏［J］.石油學報，2008，29（2）：199－212.

Yang Zhi，He Sheng，He Zhiliang，et al.Distribution of overpressure hydrocarbon accumulation in stratum and its relationship with the central part of Junggar Basin［J］.Acta Petrolei Sinica，2008，29（2）：199－212.

（編輯張亞雄）

中圖分類號：TE122.1

文獻標識碼：A

文章編號：0253－9985（2011）02－0165－10

收稿日期：2010－12－09。

第一作者簡介：王京紅（1970—），女，博士研究生，儲層地質與油氣地質綜合勘探。

基金項目：國家科技重大專項（2008ZX05001）。

Discussion on themain controlling factors ofm obei oil/gas reservoirs in the Junggar Basin

Wang Jinghong1，Jin Jiuqiang1，Kuang Lichun2
（1.Research Institute of Petroleum Exploration＆Development，PetroChina，Beijing 100083，China；
2.Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，China）

Abstract：This paper studies themain factors influencing reserve growth，of themobei oil/gas reservoir.Many oil/gas layers were not identified during the early exploration period due to several reasons.The first is that no effectivemeasures were applied to protect the oil/gas layerswith low permeability and porosity and strong sensitivity.The second is that the low permeability and porosity and high clay content lowered the accuracy of log interpretation.After eliminating the impacts of lithology，physical properties and other factors on logging evaluation of oil/gas reservoirs，we established board charts to evaluate the reservoir properly.Based on this，we found 36 new oil/gas layers being neglected before in well26.The Yanshan arc fault acts as the lateral seal for the interbeded sandstone and shale reservoirs in the 2ndmember of the Lower Jurassic Sangonghe Formation.As the large-bin seismic data acquired before cannotmeet the requirements of identification and fine description of small faults，the new high resolution 3D seismic datawere used to delineate the sandbodies and arc fault through prestack depthmigration，reservoir prediction and variable velocitymapping under an isochronous sequence framework.The coupling of favorable sedimentarymicrofacieswith the arc fault in the directions of hydrocarbonmigration and accumulation can result in the formation of favorable plays.Therefore，reserve growth can be realized through re-performing formation test in old wells and drilling new wells.The reserves ofmobei oil/gas re-servoir grow by near 3 fold after thismethod was applied.It also can be used in similar oil/gas fields.

Key words：arc fault，reservoir type，main controlling factor，Mobei oil/gas reservoir，Junggar Basin