雷德文，瞿建華，安志淵，尤新才，吳　濤

（中國石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆克拉瑪依834000）

瑪湖凹陷百口泉組低滲砂礫巖油氣藏成藏條件及富集規(guī)律

雷德文，瞿建華，安志淵，尤新才，吳濤

（中國石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆克拉瑪依834000）

低滲砂礫巖油氣藏是準噶爾盆地油氣勘探的主要領(lǐng)域，目前瑪湖凹陷西斜坡已發(fā)現(xiàn)并落實5個下三疊統(tǒng)百口泉組油藏。綜合分析認為，瑪湖凹陷西斜坡具備油氣成藏的4大有利條件：二疊系多套高質(zhì)量烴源巖持續(xù)供烴；低滲背景下發(fā)育儲集層“甜點區(qū)”；深大斷裂與不整合面構(gòu)成高效輸導(dǎo)體系；區(qū)域性蓋層發(fā)育?，敽枷菸餍逼掳倏谌M發(fā)育扇三角洲前緣有利相帶，儲集層物性較好，存在多期烴類充注，晚期高成熟油氣保存條件較好，油質(zhì)較輕并含氣是油氣富集的主要原因。

富集規(guī)律；瑪湖凹陷；西斜坡；百口泉組；低滲砂礫巖；成藏條件

lation condition

砂礫巖儲集體主要發(fā)育在沖積扇、近岸水下扇、扇三角洲、濁積扇等相帶內(nèi)，具有近源、快速堆積的特征。由于是多期次扇體堆積而成，縱向上沉積厚度變化大，巖性變化迅速，儲集層非均質(zhì)性強，因而直接影響砂礫巖油氣藏，尤其是低滲砂礫巖油氣藏的勘探與開發(fā)效果［1，2］。

20世紀90年代，準噶爾盆地發(fā)現(xiàn)了瑪北油田，由于低滲儲集層改造工藝的制約未能有效開發(fā)。2012年以來，已在瑪湖凹陷西斜坡下三疊統(tǒng)百口泉組已落實了兩個探明儲量約5 000×104t的區(qū)塊（圖1）［3-5］。該區(qū)百口泉組扇三角洲砂礫巖普遍埋深大于3 000 m，屬典型的低孔低滲砂礫巖儲集層［6］。前人開展了瑪湖凹陷西斜坡孔隙度橫向預(yù)測、溶蝕作用特征、沉積相演化與展布，以及烴源巖特征、古地貌等方面的研究［3，6-9］，但針對斜坡區(qū)低滲砂礫巖油氣成藏條件與富集規(guī)律等方面的研究還有待深入。本文綜合利用地質(zhì)、地球物理、分析化驗等資料，詳細研究了瑪湖凹陷西斜坡三疊系百口泉組油氣成藏特征，明確了低滲砂礫巖油藏形成條件與富集規(guī)律，為瑪湖凹陷斜坡區(qū)油氣勘探提供了科學(xué)依據(jù)。

1　地質(zhì)概況

瑪湖凹陷位于準噶爾盆地中央坳陷北部（圖1），是準噶爾盆地油氣勘探的熱點地區(qū)之一，毗鄰的西北緣斷裂帶已累計探明石油地質(zhì)儲量近20×108t［4］?，敽枷菸餍逼伦允考o之后，自下而上主要發(fā)育二疊系佳木河組（P1j）、風城組（P1f）、夏子街組（P2x）、下烏爾禾組（P2w）、上烏爾禾組（P3w）和三疊系百口泉組（T1b）、克拉瑪依組（T2k）、白堿灘組（T3b）（圖2）。研究區(qū)百口泉組自下而上依次劃分為百口泉組一段（T1b1）、百口泉組二段（T1b2）和百口泉組三段（T1b3）。百口泉組為平緩斜坡背景下的淺水扇三角洲沉積，儲集層巖性以灰色砂礫巖為主。

圖1　準噶爾盆地瑪湖凹陷西斜坡構(gòu)造位置及百口泉組沉積期沉積相分布

圖2　準噶爾盆地瑪湖凹陷西斜坡地層綜合剖面

瑪湖凹陷西斜坡主要存在北東向和北西（北西西）向兩組斷裂（圖1）。北東向斷裂控制了山前沖斷帶、瑪納斯背斜等構(gòu)造的發(fā)育，主要發(fā)育2期：一期在三疊紀前形成，被三疊系不整合覆蓋，后期活動微弱；另一期在侏羅紀前形成或前期斷裂再活動，主要表現(xiàn)為一組由山前向瑪湖凹陷的逆沖推覆。北西（北西西）向斷裂具有調(diào)節(jié)斷裂的性質(zhì)，為走滑斷裂，多為三疊系不整合覆蓋，后期活動微弱［10］。

2　有利成藏條件

傳統(tǒng)低滲儲集層油氣聚集的前提條件主要包括高效烴源巖持續(xù)供烴、與儲集層直接接觸、構(gòu)造平緩且非均質(zhì)性強等［5］?，敽枷菸餍逼聵?gòu)造較簡單，主體呈向瑪納斯湖方向傾斜的平緩單斜構(gòu)造，扇三角洲平原相帶致密砂礫巖和湖相泥巖能夠形成有效遮擋層［1，3］，這些均是低滲砂礫巖油氣成藏的必要條件。然而，研究區(qū)低滲砂礫巖儲集體并未與二疊系烴源巖直接接觸，因此，油氣藏具有“它源”的特點。

2.1多套烴源巖供烴

勘探成果表明，準噶爾盆地西北緣二疊系主要發(fā)育下二疊統(tǒng)佳木河組（P1j）、風城組（P1f）和中二疊統(tǒng)下烏爾禾組（P2w）三套烴源巖［5，11］。佳木河組（P1j）烴源巖平均厚度為100 m，干酪根以Ⅱ型和Ⅲ型為主，生油強度（60 t/km2）和生氣強度（30×108m3/km2）均偏低，鏡質(zhì)體反射率為1.38%～1.90%，平均為1.60%，屬高成熟烴源巖；風城組（P1f）烴源巖平均厚度可達150 m，總有機碳含量為0.14%～32.40%，平均為2.90%，干酪根以Ⅰ型和Ⅱ1型為主，生油強度為150 t/km2，生氣強度為200×108m3/km2，平均鏡質(zhì)體反射率為1.40%，大部分達到高成熟烴源巖標準，少部分為中等成熟烴源巖；下烏爾禾組（P2w）烴源巖平均厚度為125 m，干酪根以Ⅱ型為主，生油強度（200 t/km2）和生氣強度（200×108m3/km2）均較高，平均鏡質(zhì)體反射率為1.12%，為低熟烴源巖（表1）。

表1　瑪湖凹陷不同層位烴源巖特征

2.2儲集層非均質(zhì)性強，“甜點區(qū)”發(fā)育

根據(jù)巖心以及單井沉積序列，結(jié)合地震和測井相識別，瑪湖凹陷西斜坡百口泉組沉積相類型主要為扇三角洲相和湖泊相（圖1）［12-14］，其中扇三角洲前緣水下分流河道微相是研究區(qū)最主要、最有利的沉積相帶［3，5，11，13］；水下分流河道間微相的巖性較細，以灰色砂礫巖、含礫砂巖和細砂巖為主；扇三角洲平原亞相的河道沉積了褐色細礫巖、砂礫巖和含礫砂巖，雜基含量非常高，而河道間沉積則為褐色不等厚泥巖，偶爾在泥巖中也見礫巖或砂巖夾層；湖泊相巖性以泥巖為主，夾泥質(zhì)細砂巖、粉砂巖，層理構(gòu)造不發(fā)育，多呈塊狀（圖3）。

根據(jù)瑪湖凹陷西斜坡百口泉組1 228塊樣品統(tǒng)計，結(jié)合測井解釋成果，對不同地區(qū)的儲集層物性特征進行了詳細研究和分析。其中砂礫巖和砂巖儲集層的有效孔隙度為0.7%～21.8%，均值和中值分別為7.8%和7.7%，屬低孔儲集層；滲透率為0.01～834.00 mD，均值為10.20 mD，中值約為1.10 mD（圖4），屬低滲儲集層［15］。因此，瑪湖凹陷西斜坡百口泉組儲集層為低孔低滲儲集層。

瑪湖凹陷西斜坡百口泉組儲集層深度與孔隙度和滲透率關(guān)系表明，孔隙度和滲透率并不一定是隨著深度的增加而減小，說明研究區(qū)儲集層物性的控制因素并不唯一。同一深度段內(nèi)儲集層孔隙度和滲透率的差值非常明顯，孔隙度最小值與最大值相差10%左右，而滲透率最小值和最大值相差幾個數(shù)量級（圖4）。因此，瑪湖凹陷百口泉組砂礫巖和砂巖儲集層的層內(nèi)非均質(zhì)性非常強，在低滲背景下發(fā)育“甜點區(qū)”。

2.3深大斷裂與不整合面輸導(dǎo)體系

瑪湖凹陷西斜坡存在北東向和北西（北西西）向兩組斷裂，均向下切穿二疊系風城組和佳木河組烴源巖，向上與三疊系內(nèi)不整合面溝通［10］，為源外跨層運聚主力通道。同時，三疊系百口泉組與下伏二疊系呈角度不整合接觸，構(gòu)造高部位百口泉組向上超覆于二疊系之上，而不整合面以下的烏爾禾組長期經(jīng)受風化侵蝕，非常有利于油氣運移。

2.4區(qū)域性蓋層發(fā)育

瑪湖凹陷西斜坡百口泉組之上的克拉瑪依組和白堿灘組以細粒泥質(zhì)沉積為主［5］，為良好的區(qū)域性蓋層（圖5）。在百口泉組內(nèi)部，百口泉組三段發(fā)育的湖相泥巖也可以形成區(qū)域蓋層。因此，溝通源儲之間的深大斷裂、不整合輸導(dǎo)層與區(qū)域性蓋層之間的合理匹配，保證了二疊系高效烴源巖所形成的油氣能夠地向三疊系儲集層中運移和聚集。

3　油氣富集規(guī)律

沉積相、斷裂和坡折帶等因素控制了瑪湖凹陷西斜坡油氣分布，沉積相與物源的遠近控制了油氣的富集和高產(chǎn)［3，5］。瑪湖凹陷西斜坡百口泉組油氣分布在一定程度上受扇三角洲前緣優(yōu)質(zhì)儲集層的影響，能否形成高效油氣藏與烴類充注的期次及規(guī)模大小有關(guān)。研究區(qū)含油低滲砂礫巖在地質(zhì)歷史時期普遍經(jīng)歷了多期次的烴類充注，而油氣高產(chǎn)的主要控制因素為晚期高成熟烴類的含量。

3.1扇三角洲前緣相帶發(fā)育

扇體的發(fā)育受古地貌控制，山口及溝谷控制著主槽及平原相帶的分布?，敽枷菸餍逼掳倏谌M以扇三角洲沉積為主，陸源碎屑供給充足，沉積時坡度較緩，扇三角洲前緣相帶發(fā)育，砂體推進至湖盆中心，尤其是早期低位沉積的百口泉組一段和百口泉組二段，砂礫巖分布廣、厚度大、物性相對較好。其中，百口泉組一段扇三角洲前緣相帶面積為3 570 km2.百口泉組二段扇三角洲前緣相帶面積為4 740 km2，巖性主要為灰色砂礫巖、礫巖、含礫粗砂，雜基含量少，物性好，有效孔隙度7.1%～10.2%，為主力油層段。

3.2多期烴類充注

根據(jù)瑪湖凹陷三疊系烴類包裹體特征和熒光顯微鏡下觀察，以液態(tài)相為主的有機包裹體發(fā)橙黃色熒光，以氣態(tài)和液態(tài)混合的有機包裹體發(fā)藍白色熒光（圖6），其均一溫度峰值分別對應(yīng)于50～70℃和90～110℃，說明三疊系儲集層最少經(jīng)歷過兩期油氣充注［16］。

通過大量的巖心及熒光顯微鏡下觀察，瑪湖凹陷西斜坡百口泉組儲集層內(nèi)還含有早期低熟油氣降解而形成的固態(tài)瀝青，其形成時間早于發(fā)橙黃色熒光的液態(tài)烴類。因此，研究區(qū)極有可能存在3期烴類充注：第1期為二疊系佳木河組和風城組烴源巖早期所形成的低熟油氣，以固態(tài)瀝青的形式存在；第2期以發(fā)橙黃色熒光的液態(tài)高熟烴類為主，對應(yīng)于成熟油氣；第3期充注烴類在熒光顯微鏡下發(fā)藍白色光，為較晚期形成的高熟輕質(zhì)油氣。由此可見，瑪湖凹陷西斜坡百口泉組儲集層存在多期油氣充注，固態(tài)瀝青、成熟油氣和高熟輕質(zhì)油氣分別代表不同期次烴類的充注。

圖3　MA131井三疊系百口泉組沉積相劃分

3.3高熟油氣高效聚集

通過對比研究，發(fā)藍白熒光的烴類為烴源巖高熟演化階段的產(chǎn)物，其油質(zhì)較輕，往往還含有部分的天然氣，而且保存較好，基本未受降解破壞。而相對晚期烴類充注時，瑪湖凹陷西斜坡百口泉組埋深已達2 500 m左右，儲集層的滲透性變差，非均質(zhì)性越來越明顯，排水不暢極易形成局部的異常高壓［3，5］。因此，高熟油氣一方面具有較好的保存條件，另一方面又能導(dǎo)致地層傳遞性異常高壓［16］，這些均是形成高效油氣聚集的重要原因。

圖4　瑪湖凹陷西斜坡三疊系百口泉組深度與孔滲關(guān)系

以AH2井和MA18井為例，AH2井目的層段在熒光顯微鏡下可觀察到碳質(zhì)瀝青和發(fā)橙黃色光的液態(tài)高熟烴類，以早期低熟油氣和中期成熟油氣為主，無晚期高熟油氣充注，為正常地層壓力系統(tǒng)，試油層段的原油密度為0.84 g/cm3，30℃下原油黏度為7.1 mPa·s，壓裂后日產(chǎn)油5.24 t，不含天然氣；而MA18井目的層段為異常高壓，壓力系數(shù)1.553～1.724，原油密度約為0.81 g/cm3，30℃下原油黏度為4.9 mPa·s，輕于AH2井原油，壓裂后日產(chǎn)油33.23 t，日產(chǎn)氣6 900 m3，在熒光顯微鏡下觀察孔隙內(nèi)主要為發(fā)藍白熒光的高成熟烴類。

圖5　瑪湖凹陷西斜坡過KE81井—Q2井地震地質(zhì)解釋剖面

圖6　瑪湖凹陷西斜坡熒光顯微鏡下照片

瑪湖凹陷西斜坡百口泉組儲集層由于存在多期油氣充注，較早期形成的烴類在漫長的地質(zhì)歷史時期由于各種原因發(fā)生了不同程度降解，只有較晚期形成的發(fā)藍白熒光的高熟油氣油質(zhì)較輕，保存較好。而在晚期高熟油氣充注時，儲集層的非均質(zhì)性已經(jīng)較強烈，排水不暢形成局部的異常高壓。因此，晚期高熟油氣的相對含量直接影響了油氣能否形成有效聚集和高產(chǎn)。

4　結(jié)論

（1）瑪湖凹陷西斜坡三疊系百口泉組低滲砂礫巖油氣藏具有多套烴源巖供烴、低滲背景下發(fā)育“甜點區(qū)”、深大斷裂與不整合面輸導(dǎo)體系配置有效以及區(qū)域性蓋層發(fā)育等4大油氣成藏有利條件。

（2）百口泉組發(fā)育扇三角洲前緣有利相帶，儲集層物性較好。油藏存在至少3期烴類充注，其中相對晚期的高熟油氣保存較好，油質(zhì)較輕或含氣。高熟油氣充注時儲集層非均質(zhì)性非常明顯，排水不暢有利于形成局部異常高壓。晚期高熟油氣充注的規(guī)模大小是百口泉組低滲砂礫巖油氣能否富集的主要原因。

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Hydrocarbon Accumulation Conditions and Enrichment Regularity of Low-Permeability Glutenite Reservoirs of Baikouquan Formation in Mahu Sag，Junggar Basin

LEI Dewen，QU Jianhua，AN Zhiyuan，YOU Xincai，WU Tao
（Research Institute of Exploration and Development，XinjiangOilfield Company，PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，China）

Low-permeability glutenite reservoirs of Baikouquan formation are the major targets for petroleum exploration in Junggar basin. Five reservoirs of the Triassic Baikouquan formation have been found and proved in west slope zone of Mahu sag in the basin.The compre?hensive study suggests that the west slope zone is of four favorable conditions for hydrocarbon accumulation：several sets of high-quality source rocks of the Permian continuously provide hydrocarbon for the reservoir；dessert spots occur in the low permeability reservoirs；high efficient transport systems are shaped by deep faults and unconformities，and the regional cap rocks are developed here.Also，the fan delta frontal facies belts distributed in this area have better reservoir property，there exist multistage hydrocarbon charging and good preservation conditions for late highly matured hydrocarbons，and the oil is lighter and contains natural gas，all of which could be the main reasons for its hydrocarbon enrichment.

enrichment regularity；Mahu sag；west slope zone；Baikkouquan formation；low-permeability glutenite；hydrocarbon accumu?

TE112

A

1001-3873（2015）06-0642-06

10.7657/XJPG20150603

2015-11-03

2015-11-09

國家科技重大專項（2011ZX05003-005）；中國石油科技重大專項（2012E-34-01）

雷德文（1963-），四川威遠人，教授級高級工程師，博士，石油地質(zhì)，（Tel）0990-6886063（E-mail）leidw@petrochina.com.cn.