吳俊，白雨，余興，任本兵

MH1井區(qū)位于瑪湖凹陷南斜坡，緊鄰大侏羅溝走滑斷裂體系，成藏條件優(yōu)越[1-5]，MH1井在下三疊統(tǒng)百口泉組獲高產(chǎn)工業(yè)油流，隨后依據(jù)構(gòu)造-巖性油藏模式，在MH1井地層上傾方向上鉆MH2井，但MH2井在百口泉組試油結(jié)論為含油水層。構(gòu)造低部位為油氣層，高部位為含油水層，油水關(guān)系倒置，說明MH1井區(qū)油水分布和成藏規(guī)律復(fù)雜。文獻［6］利用物探手段對MH1井區(qū)油水關(guān)系與油藏類型進行了研究，認為MH1井區(qū)為構(gòu)造背景下的巖性油藏，MH1井和MH2井分別鉆遇不同的斷塊和砂體，MH1井位于所在砂體構(gòu)造高部位，而MH2井位于所在砂體構(gòu)造低部位，處于油水邊界區(qū)域，在一定程度上解釋了MH1井區(qū)油水分布倒置的問題，但未對該井區(qū)油氣成藏模式和富集規(guī)律做進一步研究。

本文在鉆井資料分析的基礎(chǔ)上，依托高密度三維地震資料，利用基于精細古地貌研究的相帶刻畫技術(shù)和疊前彈性參數(shù)反演技術(shù)，落實了MH1井區(qū)扇體河道主槽、相帶邊界和前緣亞相分布范圍，精細刻畫砂體疊置關(guān)系和優(yōu)質(zhì)儲集層展布，建立了MH1井區(qū)百口泉組“一砂一藏”油藏模式，旨在指導(dǎo)該井區(qū)的油氣勘探。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

MH1井區(qū)構(gòu)造上位于準噶爾盆地中央坳陷瑪湖凹陷南斜坡（以下簡稱瑪南斜坡），靠近瑪湖凹陷與中拐凸起的結(jié)合部位（圖1）。瑪南斜坡整體為一東南傾的大型單斜構(gòu)造，地層傾角3°～5°，局部發(fā)育低幅度鼻凸，該區(qū)發(fā)育2期斷裂，即印支運動晚期形成的南北向逆斷裂以及燕山運動晚期形成的東西向走滑斷裂，斷面較陡直，斷距較大，斷裂平行展布。同時發(fā)育與走滑斷裂相伴生的羽狀斷裂，平面上與走滑斷裂呈銳角交切關(guān)系，規(guī)模較小。

圖1 瑪南斜坡構(gòu)造位置

瑪南斜坡地層發(fā)育齊全，自下而上為二疊系佳木河組（P1j）、風(fēng)城組（P1f）、夏子街組（P2x）、下烏爾禾組（P2w）和上烏爾禾組（P3w），三疊系百口泉組（T1b）、克拉瑪依組（T2k）和白堿灘組（T3b），侏羅系八道灣組（J1b）、三工河組（J1s）、西山窯組（J2x）和頭屯河組（J2t），白堊系吐谷魯群（K1tg）。其中，白堊系與侏羅系、侏羅系與三疊系、三疊系與二疊系間均為角度不整合接觸。下三疊統(tǒng)百口泉組為油氣富集的主力層系，自下而上可分為百口泉組一段（T1b1）、百口泉組二段（T1b2）和百口泉組三段（T1b3）。其中，百口泉組一段以褐色砂礫巖和泥巖為主，在MH1井區(qū)北部未沉積；百口泉組二段以灰色、灰褐色砂質(zhì)細礫巖、中粗砂巖為主，夾薄層深灰色泥巖，儲集層主要分布在該段；百口泉組三段以深灰色、灰褐色泥巖為主，夾薄層灰色泥質(zhì)粉砂巖，可作為局部蓋層。

瑪南斜坡處于盆地邊緣與中心的過渡帶，既接受了大量的邊緣粗碎屑沉積，同時也接受了大量湖相泥巖沉積。二疊紀—白堊紀沉積演化過程中，由二疊系的沖積扇和扇三角洲近湖泊沉積，到三疊系的扇三角洲、辮狀河、三角洲和湖泊沉積，以及侏羅系的扇三角洲、三角洲和湖泊沉積，最終到白堊系的三角洲和湖泊細碎屑、泥巖沉積。幾經(jīng)水進水退，在斜坡區(qū)形成了豐富的砂巖與砂礫巖儲集砂體和多種儲蓋組合，為油氣成藏奠定了基礎(chǔ)。

2 油藏關(guān)系與成藏模式

MH1井區(qū)構(gòu)造高部位的MH2井百口泉組試油結(jié)論為含油水層，低部位的MH1井為油層，油水關(guān)系倒置，成藏規(guī)律復(fù)雜。通過對2口井巖電組合特征、壓力系數(shù)、原油性質(zhì)和生物標志化合物特征對比發(fā)現(xiàn)，MH1井百口泉組為厚層塊狀砂體，地層具有異常高壓，壓力系數(shù)為1.53，原油密度為0.853 g/cm3，含氣不含水；MH2井百口泉組為厚層砂巖夾薄層泥巖，地層壓力較低，壓力系數(shù)為1.36，原油密度為0.861 g/cm3，含水不含氣。原油全烴色譜顯示，MH1井輕重?zé)N組分分布完整，MH2井nC10前輕組分已散失，油質(zhì)較MH1井重。原油生物標志化合物分析表明，MH1井原油姥植比為1.12，伽馬蠟烷/C30藿烷為0.26，αββC29/∑C29為0.56，C20三環(huán)萜烷，C21三環(huán)萜烷和C23三環(huán)萜烷以山峰型分布，為高成熟原油；MH2井原油姥植比為1.00，伽馬蠟烷/C30藿烷為0.36，αββC29/∑C29為0.46，C20三環(huán)萜烷，C21三環(huán)萜烷和C23三環(huán)萜烷以上升型分布，為中等成熟原油。綜合分析認為，MH1井與MH2井百口泉組砂體不連通，分屬不同油藏。

依托MH1井區(qū)新部署的高密度三維地震資料，可以更加精細表征砂體橫向變化特征。從過MH2井—MH1井地震剖面（圖2）來看，百口泉組地震響應(yīng)特征為一套低頻、強振幅反射同相軸，橫向連續(xù)性較差，呈“疊瓦狀”特征，井震結(jié)合表明，MH2井與MH1井鉆遇不同期次砂體，砂體疊置特征明顯。綜合以上分析，推測MH1井區(qū)百口泉組為多期砂體疊置、獨立成藏的巖性油氣藏。

圖2 研究區(qū)過MH2井—MH1井地震剖面（剖面位置見圖1）

3 有利成藏條件

3.1 扇三角洲前緣砂體儲集層發(fā)育

瑪湖凹陷下三疊統(tǒng)百口泉組發(fā)育大型緩坡淺水扇三角洲沉積體系[7-8]，瑪南斜坡百口泉組物源為克拉瑪依扇、中拐扇和白堿灘次扇。文獻［9］和文獻［10］研究了瑪湖凹陷三疊紀古地貌對沉積的控制作用，認為山口、溝槽及古凸起控制扇體與扇間平原亞相泥巖分布，平臺區(qū)控制前緣亞相展布，平臺區(qū)次級溝谷及坡折控制前緣亞相朵葉體分布。百口泉組二段沉積期古地貌如圖3a所示，發(fā)育2大主槽和1個次級主槽，控制了各扇體平原亞相的分布范圍，其中克拉瑪依扇主槽位于B24井—MH3井一帶，中拐扇主槽在K75井—MH8井一帶，白堿灘次扇次級主槽在B08井—MH7井一帶；發(fā)育兩級坡折，一級坡折沿K89井—B02井—JL8井一帶展布，二級坡折沿MH3井—JL9井一帶展布。MH1井區(qū)位于克拉瑪依扇和白堿灘次扇側(cè)翼區(qū)以及兩級坡折帶之間的平臺區(qū)，是砂體卸載的優(yōu)勢區(qū)和前緣亞相發(fā)育的有利區(qū)（圖3b）。

圖3 瑪南斜坡百口泉組二段地層厚度（a）和沉積相分布（b）

勘探實踐證實，瑪湖凹陷百口泉組儲集層主要發(fā)育在扇三角洲前緣亞相砂體中，扇三角洲前緣亞相砂體物性好于扇三角洲平原亞相[11]。MH1井區(qū)百口泉組儲集層巖性以砂質(zhì)細礫巖和含礫中—粗砂巖為主，含少量粉—細砂巖和中礫巖，其中，砂質(zhì)細礫巖和含礫中—粗砂巖物性相對較好，表明巖石粒徑對儲集層滲透率影響較大，粒徑適中的儲集層物性較好。

MH1井區(qū)百口泉組儲集層孔隙度3.50%～14.70%，平均8.73%，滲透率0.02～84.41 mD，平均1.92 mD，為低孔特低滲儲集層。儲集空間以粒內(nèi)溶孔為主，含少量溶蝕縫和粒間溶孔。MH1井區(qū)百口泉組砂礫巖儲集層的層內(nèi)非均質(zhì)性較強，在孔隙度相差不大的情況下，滲透率相差2～3個數(shù)量級，鏡下觀察微細裂縫發(fā)育，在低滲背景下發(fā)育“甜點”儲集層。

3.2 巖性圈閉群發(fā)育

瑪湖凹陷百口泉組沉積時期為淺水環(huán)境，是一個水體深度逐漸加深的湖侵過程[8]?，斈闲逼掳倏谌M沉積初期，砂體首先在靠近湖盆中心的二級坡折平臺上沉積。隨著水體加深，發(fā)生退積沉積，沉積物不能都到達湖盆中心，而是在一級坡折平臺上沉積形成砂體，湖侵持續(xù)使得沉積物逐漸由湖盆中心向邊緣退積，從而使得湖盆中心早期的砂體得以保存，形成縱向上多期砂體發(fā)育，平面上砂體疊置連片的特征。

疊前地震反演可以獲得泊松比、縱橫波速度比等多種彈性參數(shù)，能有效預(yù)測儲集層巖性和含油氣性，目前已被廣泛應(yīng)用于復(fù)雜油氣藏的儲集層和油氣預(yù)測[12]。在巖石物理建模和橫波預(yù)測的基礎(chǔ)上，對MH1井區(qū)百口泉組儲集層疊前敏感參數(shù)進行分析，發(fā)現(xiàn)縱橫波速度比能很好地區(qū)分巖性和表征儲集層含油氣性，泥巖縱橫波速度比高，砂礫巖縱橫波速度比低，且物性和含油氣性越好，縱橫波速度比越低。在此基礎(chǔ)上，結(jié)合含水飽和度與縱波波阻抗，建立MH1井區(qū)縱橫波速度比、縱波波阻抗和含水飽和度關(guān)系圖版（圖4），確定有效儲集層縱橫波速度比小于1.78，隨縱波波阻抗和縱橫波速度比減小，含水飽和度越小，含油氣性越好。優(yōu)質(zhì)儲集層為低縱橫波速度比和低縱波波阻抗區(qū)域。

圖4 MH1井區(qū)百口泉組縱橫波速度比、縱波波阻抗和含水飽和度關(guān)系圖版

基于以上敏感參數(shù)的分析，利用縱橫波速度比對MH1井區(qū)百口泉組儲集層進行了疊前彈性參數(shù)反演。從沿物源方向過MH2井—MH1井—MH4井反演剖面（圖5）來看，MH1井區(qū)百口泉組發(fā)育5期儲集砂體，其中Ⅰ期砂體發(fā)育在百口泉組一段，主力油層發(fā)育在Ⅱ期—Ⅴ期砂體，各期砂體關(guān)系表現(xiàn)為水進退積疊置的特征。MH2井鉆遇Ⅴ期砂體，MH1井和MH4井鉆遇Ⅳ期砂體，根據(jù)目前鉆探資料，不同期次砂體之間雖然疊置連片，但泥巖隔層發(fā)育，砂體橫向連通性差，形成多個相對孤立的透鏡狀巖性圈閉群。

圖5 MH1井區(qū)過MH2井—MH1井—MH4井縱橫波速度比反演剖面

3.3 通源斷裂與不整合面輸導(dǎo)體系發(fā)育

瑪湖凹陷斜坡區(qū)的油氣主要源于主力烴源巖下二疊統(tǒng)風(fēng)城組[2-3，13]，瑪南斜坡百口泉組儲集層與下伏主力烴源巖層相隔1～2 km，且百口泉組前緣亞相儲集砂體雖多期疊置連片，但橫向連通性差，原油能夠跨層遠距離運移成藏，斷裂溝通源儲的作用不可或缺。

瑪湖凹陷主力烴源巖的排烴期主要集中在二疊紀末期—白堊紀?，斈闲逼掳l(fā)育2期斷裂：印支運動晚期形成的南北向逆斷裂以及燕山運動晚期形成的東西向走滑斷裂[14]。南北向逆斷裂斷開二疊系—三疊系，具有高角度（60°～80°）、大斷距（20～30 m）的特點（圖6），從下向上切穿二疊系佳木河組、風(fēng)城組烴源巖和三疊系百口泉組儲集層，而印支運動晚期也是二疊系主力烴源巖的生烴期，能夠構(gòu)成油氣垂向運移的良好通道。斷層停止活動后，在斷面應(yīng)力、泥質(zhì)充填和涂抹作用下，逐漸封堵，為油氣成藏提供遮擋條件。燕山運動晚期形成的走滑斷裂，斷距較小，斷面陡，數(shù)量多，與主斷裂相伴生，大部分從侏羅系斷至二疊系，為油氣二次運移的主要通道。另外，百口泉組底部與下伏二疊系上烏爾禾組呈角度不整合接觸，現(xiàn)今主要表現(xiàn)為頂超底削，頂部百口泉組向上超覆于二疊系之上，上烏爾禾組長期遭受風(fēng)化與侵蝕，形成區(qū)域性不整合面，有利于油氣的側(cè)向運移。

3.4 儲蓋組合配置優(yōu)越

圖6 MH1井區(qū)過MH1井—JL9井地震剖面（剖面位置見圖1）

瑪南斜坡北部地勢較高，百口泉組一段未沉積，MH1井以南靠近湖盆中心沉積有百口泉組一段，主要為扇三角洲平原亞相致密砂礫巖沉積，百口泉組二段扇三角洲平原亞相致密砂巖主要分布在扇體主槽部位，而在扇體側(cè)翼和前端沉積了前緣亞相砂體，百口泉組三段主要為濱淺湖沉積，泥巖直接沉積在百口泉組二段前緣亞相砂體之上，可作為局部蓋層。因此，百口泉組一段及百口泉組二段主槽部位平原亞相致密砂礫巖和百口泉組三段濱淺湖相泥巖，可以對百口泉組二段前緣亞相儲集砂體形成底部、側(cè)向和頂部3面遮擋，在百口泉組內(nèi)部形成一套良好的儲蓋組合。此外，瑪湖凹陷斜坡區(qū)三疊系白堿灘組和克拉瑪依組主要為細粒沉積，可作為良好的區(qū)域蓋層；瑪南斜坡二疊系上烏爾禾組頂部泥巖及頂界不整合面下的風(fēng)化殼黏土層，對油氣運移起到局部遮擋作用，可作為良好底板條件。因此，瑪南斜坡百口泉組儲集層與蓋層匹配合理，再加上斷裂溝通烴源巖，有利于油氣的運移和成藏。

4 油氣成藏模式的建立與驗證

瑪南斜坡整體為一大型的單斜構(gòu)造，發(fā)育2期古坡折帶，局部發(fā)育低幅度鼻凸構(gòu)造，下三疊統(tǒng)百口泉組沉積環(huán)境為淺水扇三角洲沉積體系，受坡折帶和湖水進退控制，發(fā)育多期疊置砂體巖性圈閉，印支運動晚期形成的南北向逆斷裂，溝通了二疊系烴源巖和三疊系百口泉組儲集層，處于生烴期的烴源巖生成的油氣沿著斷裂運移到三疊系，再通過不整合面、砂體橫向運移，聚集在百口泉組巖性圈閉群中成藏，表現(xiàn)為一期砂體一個油藏的特征，即“一砂一藏，疊置連片”的油氣成藏規(guī)律，預(yù)測MH1井下傾方向發(fā)育多個巖性油氣藏，是下步勘探的有利區(qū)（圖7）。此外，部分油氣也通過斷裂和不整合面運移到二疊系下烏爾禾組和上烏爾禾組儲集層中聚集，形成多層系含油特征。

根據(jù)“一砂一藏”油氣成藏模式，分別在百口泉組Ⅲ期砂體和Ⅱ期砂體的構(gòu)造高部位部署評價井MH012井和MH013井（圖8，圖9），在百口泉組二段鉆遇2套砂體，油氣顯示活躍，通過井震結(jié)合，砂體疊置關(guān)系清楚。對MH012井和MH013井百口泉組二段儲集層試油，均獲工業(yè)油流，2口井試油井段壓力系數(shù)和原油性質(zhì)差異明顯（表1），且MH013井試油含氣，而MH012井不含氣，表明2口井不屬于同一油藏，進一步驗證了MH1井區(qū)百口泉組具有“一砂一藏”的成藏規(guī)律。

圖7 瑪南斜坡油氣成藏模式

圖8 研究區(qū)過MH2井—MH1井—MH012井—MH013井地震剖面（剖面位置見圖1）

表1 MH012井與MH013井百口泉組試油井段壓力系數(shù)與原油性質(zhì)對比

圖9 研究區(qū)過MH2井—MH1井—MH012井—MH013井百口泉組油藏模式

5 結(jié)論

（1）MH1井區(qū)下三疊統(tǒng)百口泉組發(fā)育5期砂體，坡折帶和湖水進退控制砂體的空間展布，具有縱向疊置、橫向連片的特征，砂體之間泥巖隔層發(fā)育，砂體橫向連通性差，形成多個孤立巖性圈閉。

（2）印支運動晚期南北向逆斷裂斷開二疊系烴源巖和下三疊統(tǒng)百口泉組儲集層，是MH1井區(qū)油氣初次運移的主要通道，二疊系與三疊系不整合面是油氣側(cè)向運移通道；燕山運動晚期形成的東西向走滑斷裂是油氣二次運移的通道。

（3）MH1井區(qū)百口泉組為受沉積相和斷裂控制的巖性油氣藏，具有“一砂一藏”的成藏特征，斷裂和巖性圈閉的有效配置是油氣成藏的必要條件。

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