邱爭(zhēng)科 吳讓彬 李武

摘 ?要：近年來(lái)瑪湖凹陷勘探研究多集中在深層，淺層油氣藏勘探尚屬空白。侏羅系三工河組儲(chǔ)層薄，分布面積廣，物性好，在實(shí)施探井恢復(fù)試油過(guò)程中，三工河組獲得重大突破。據(jù)地震、鉆井、巖心觀察及分析化驗(yàn)等測(cè)試資料，對(duì)油藏特征分析認(rèn)為：凹陷發(fā)育NE向、NW向兩大物源體系，有利相帶為辮狀河三角洲前緣;儲(chǔ)集層主要為灰色細(xì)砂巖，儲(chǔ)集空間以剩余粒間孔為主;油源為瑪湖生烴凹陷二疊系風(fēng)城組烴源巖，該烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度及成熟度高，排烴期為三疊紀(jì)和中晚侏羅紀(jì)—白堊紀(jì)，該區(qū)三工河組成藏屬于后者。區(qū)內(nèi)大侏羅溝走滑斷裂及伴生斷裂有助于油氣的縱向疏導(dǎo)及調(diào)整，滲透性薄砂體與斷裂配置形成整個(gè)三工河組油氣運(yùn)聚的立體網(wǎng)絡(luò)。因此，區(qū)內(nèi)三工河組為斷層-巖性油藏。

關(guān)鍵詞：準(zhǔn)噶爾盆地;西北緣;瑪湖凹陷;侏羅系三工河組;油藏特征

準(zhǔn)噶爾盆地西北緣紅車、克百、烏夏斷階帶已形成國(guó)內(nèi)外著名的百里油區(qū)[1]，勘探開發(fā)近60余年，西北緣斷裂帶勘探程度極高，急需新的儲(chǔ)量資源接替。早在20世紀(jì)80年代勘探家們就提出“跳出斷裂帶、走向斜坡區(qū)”的勘探思路[2]。近年來(lái)，新疆油田在瑪湖凹陷深層部署多口探井并取得突破，發(fā)現(xiàn)整裝二疊系上烏爾禾組、三疊系百口泉組油藏群[3]，但淺層研究尚屬空白。2016—2017年老井復(fù)查發(fā)現(xiàn)淺層砂體雖厚度小，但物性好，錄井和氣測(cè)均具一定響應(yīng)。實(shí)施的多口井在三工河組獲得高產(chǎn)，具巨大勘探潛力。目前，W16井區(qū)、W12井區(qū)、W21井區(qū)侏羅系三工河組油藏已進(jìn)入滾動(dòng)開發(fā)階段。但瑪湖凹陷侏羅系勘探仍存在儲(chǔ)層特征、成藏規(guī)律及油藏控制因素等關(guān)鍵要素不清、有利勘探方向不明等問(wèn)題。本文通過(guò)專層評(píng)價(jià)井、過(guò)路井鉆井取心、錄、測(cè)井資料進(jìn)行總結(jié)，運(yùn)用地震、鉆井、巖心化驗(yàn)、掃描電鏡等資料，解剖三工河組油藏特征及成藏機(jī)理，指導(dǎo)三工河組進(jìn)一步油氣勘探。

1 ?區(qū)域地質(zhì)概況

瑪湖凹陷位于準(zhǔn)噶爾盆地西北緣，西北部與克百斷裂帶相鄰，北部為烏夏斷裂帶，東南部為達(dá)巴松夏鹽凸起（圖 1）[4-5]。早二疊世盆地周緣海槽褶皺成山，并向盆地沖斷推覆，在西北緣形成前陸盆地。之后由于盆地整體抬升地層遭受剝蝕，瑪湖凹陷缺失早三疊世地層。晚侏羅世—早白堊世盆地下沉掩埋。喜山期瑪湖凹陷在逆沖推覆作用下形成前陸型沉積凹陷[6]。研究區(qū)自二疊系、三疊系至侏羅系發(fā)育繼承性鼻狀構(gòu)造，在斜向擠壓構(gòu)造背景下，發(fā)育高角度NW向橫向走滑斷裂，縱向上起到油氣輸導(dǎo)作用。

2 ?三工河組沉積相特征

三工河組沉積厚350 m左右，自下而上可分為J1s1、J1s2、J1s3等3個(gè)小層，巖性以灰色泥巖、泥質(zhì)砂巖、細(xì)砂巖和含礫細(xì)砂巖為主（圖2）。該區(qū)主要發(fā)育NE向和NW向兩大物源供給體系。NE向物源體系為緩坡、長(zhǎng)軸遠(yuǎn)物源、緩慢沉積，巖性為細(xì)砂巖、粉砂巖;NW向物源體系為陡坡、短軸近物源、快速沉積，巖性為含礫細(xì)砂巖。

通過(guò)對(duì)取心井段巖心描述和測(cè)井曲線標(biāo)定，識(shí)別沉積微相。三工河組沉積相類型以辮狀河三角洲相為主，可進(jìn)一步劃分出前緣和前三角洲亞相。前緣亞相巖性為灰色含礫砂巖、砂巖及粉砂巖，多發(fā)育槽狀交錯(cuò)層理和波狀層理。前緣亞相主要分布于J1s1下部和J1s2，為三工河組主要儲(chǔ)集層（圖2）。前三角洲亞相以泥巖和泥質(zhì)粉砂巖為主，主要分布于J1s1上部和J1s3，為區(qū)域性蓋層。

3 ?三工河組油藏特征

3.1 ?儲(chǔ)層特征

辮狀河三角洲前緣水動(dòng)力較強(qiáng)，砂體分選性好、儲(chǔ)層物性好。據(jù)三工河組J1s24中91塊巖石薄片分析，儲(chǔ)層巖性主要為灰色細(xì)砂巖、含礫細(xì)砂巖。據(jù)三工河組J1s2中71塊巖心樣品分析，W16井區(qū)油層平均孔隙度21.5%，平均滲透率86.5×10-3 μm2，W21井區(qū)油層平均孔隙度20.3%，平均滲透率23.1×10-3 μm2，儲(chǔ)層物性較好（表1）。砂巖中石英含量最高，平均體積含量72%;長(zhǎng)石次之，平均19%。砂巖為泥質(zhì)膠結(jié)，膠結(jié)類型為孔隙型;據(jù)12塊鑄體薄片、X衍射、掃描電鏡等資料分析，儲(chǔ)集空間類型以剩余粒間孔為主，次為粒內(nèi)溶孔;孔隙物類型以粘土礦物和方解石為主，含少量石英及菱鐵礦（圖3）。粘土礦物以高嶺石為主，次為伊-蒙混層（表2）?？紫督Y(jié)構(gòu)主要以粗喉為主，排驅(qū)壓力小，中值半徑大。從W16井區(qū)至W21井區(qū)泥質(zhì)含量增加，儲(chǔ)層物性變差，儲(chǔ)層類型由I類變?yōu)镮I類（表3）， 油層主要分布于I、II類儲(chǔ)集層中。

瑪湖凹陷三工河組粘土礦物主要為高嶺石、伊-蒙混層，次為伊利石，反映了儲(chǔ)層處于早成巖期。壓實(shí)作用伴隨著整個(gè)成巖過(guò)程，早成巖期壓實(shí)作用較弱，儲(chǔ)層物性好，且以原生孔為主。

3.2 ?烴源巖特征

烴源巖是油氣藏形成的物質(zhì)基礎(chǔ)，烴源的性質(zhì)決定了油氣類型和性質(zhì)，烴源質(zhì)量和數(shù)量決定油氣資源的豐富程度，烴源發(fā)育位置控制著油氣分布?，敽枷轃N源巖主要有3套：下二疊統(tǒng)佳木河組、風(fēng)城組和中二疊統(tǒng)下烏爾禾組，其中風(fēng)城組烴源巖最發(fā)育?，敽枷荻B系風(fēng)城組為海陸過(guò)渡環(huán)境殘留海-瀉湖相沉積，下二疊統(tǒng)風(fēng)城組發(fā)現(xiàn)天然堿、碳酸鈉鈣石和硅硼鈉石等典型堿類礦物，證實(shí)風(fēng)城組為堿湖沉積環(huán)境[7-8]，巖性為黑灰色泥巖、白云質(zhì)泥巖、凝灰質(zhì)泥巖、凝灰質(zhì)碳酸鹽巖與沉凝灰?guī)r。據(jù)風(fēng)城組烴源巖有機(jī)碳含量、生烴潛量和氯仿瀝青“A”含量分析（表4），該烴源巖屬中等-優(yōu)質(zhì)烴源巖，其中風(fēng)城組二段為最優(yōu)。風(fēng)二段總有機(jī)碳含量為0.28%～3.58%，平均1.03%;生烴潛量0.06 ～24.58 mg/g，平均5.43 mg/g;氯仿瀝青“A”含量0.06‰～11.088‰，平均2.017‰。風(fēng)城組烴源巖處于成熟-高成熟階段（圖4），生油期為晚二疊世至晚三疊世，高峰期在晚三疊世。生氣量從晚三疊世到早白堊世均較大，高峰期在早白堊世。三疊世至早白堊世為風(fēng)城組烴源巖的重要排烴期。

通過(guò)埋藏史和熱史模擬研究，結(jié)合多口井包裹體特征認(rèn)為，該區(qū)存在2個(gè)成藏期次，分別為晚三疊世和中晚侏羅世。晚三疊世為排烴早期，油氣在風(fēng)城組儲(chǔ)層聚集成藏;中晚侏羅世至白堊系為排烴晚期，油氣在風(fēng)城組、下烏爾禾組和三工河組儲(chǔ)層中聚集成藏。

3.3 ?儲(chǔ)蓋組合特征

三工河組為辮狀河三角洲沉積，J1s3為前三角洲沉積亞相，為大套泥巖沉積，可作為良好的區(qū)域蓋層。J1s2發(fā)育厚層三角洲前緣水下分流河道砂體，油層主要分布于J1s24砂體中，該砂層具厚度薄、物性好、沿伸短、一砂一藏特征，J1s24頂被J1s3前三角洲湖相泥巖覆蓋，可作為區(qū)域良好的蓋層，底部發(fā)育一套穩(wěn)定泥巖隔層，頂?shù)装灏l(fā)育，儲(chǔ)蓋組合良好，利于成藏。試油出水井W15井J1s24底部泥巖隔層不發(fā)育，未形成有效封堵，與J1s23水層連通，試油出水。

4 ?成藏主控因素與規(guī)律

4.1 ?成藏主控因素

研究區(qū)侏羅系三工河組為北西高南東低的單斜構(gòu)造，發(fā)育3組大斷裂：克烏斷裂、大侏羅溝走滑斷裂和W30井走滑斷裂，并伴生次級(jí)斷裂。在擠壓應(yīng)力作用下，發(fā)育W3-W16井區(qū)和W10-W12井區(qū)兩大寬緩鼻狀構(gòu)造（圖5）。寬緩微幅鼻狀構(gòu)造背景下，油氣通過(guò)深淺斷裂及不整合面溝通，長(zhǎng)期向微幅鼻狀構(gòu)造區(qū)帶聚集。瑪湖凹陷三工河組油藏研究表明，垂直軸向鼻狀構(gòu)造幅度與油氣富集具正相關(guān)性，沿構(gòu)造軸線部署的井產(chǎn)量高，不含水。

斷裂為油氣輸導(dǎo)重要通道，在以巖性圈閉為主的瑪湖凹陷尤為重要。鉆探結(jié)果顯示，沒(méi)有斷裂溝通的區(qū)域，油氣顯示差。區(qū)內(nèi)發(fā)育中深層及淺層兩套斷裂系統(tǒng)，深層斷裂主要形成于海西晚期，活動(dòng)于印支期，具繼承性發(fā)育特點(diǎn)，大多斷穿二疊系與三疊系，部分延伸至侏羅系，斷距下大上小。淺層斷裂主要在壓扭環(huán)境的燕山中晚期形成，喜山期活動(dòng)基本停止，期間正是風(fēng)城組排烴期。深層斷裂將二疊系烴源巖生成的油氣運(yùn)移至三疊系及侏羅系，再通過(guò)橫向輸導(dǎo)通道與淺層斷層連接，構(gòu)成油氣垂向運(yùn)移的通道（圖5）。

4.2 ?成藏規(guī)律

目前出油井點(diǎn)主要沿走滑斷裂分布，三工河組滲透性薄砂體與斷裂的有效配置是成藏的一般性規(guī)律?，敽枷菰磧?chǔ)壓差大，二疊系風(fēng)城組烴源巖與三工河組油藏存在異常高壓，壓力系數(shù)為1.33～1.51。油氣沿走滑斷裂運(yùn)移至淺層，充注動(dòng)力強(qiáng)。大侏羅溝走滑斷裂水平位移較大，橫向上從山前延伸至瑪湖斜坡區(qū)，縱向上從二疊系斷至白堊系底，起溝通油源作用。其它伴生次級(jí)走滑斷裂對(duì)砂體起切割作用，這些斷裂規(guī)模較小，延伸短，對(duì)砂體成藏很難起到封堵作用。這些斷裂與深層斷裂有效搭配，有助于油氣二次分配調(diào)整（圖5）。J1s24滲透性薄砂體與斷裂配置形成整個(gè)侏羅系油氣運(yùn)移的立體網(wǎng)絡(luò)。據(jù)上述分析，三工河組油氣成藏主控因素為低幅度鼻凸背景下滲透性薄砂體與走滑斷裂有效配置形成的斷層-巖性油藏（圖5）。

5 ?結(jié)論

（1） 三工河組J1s2為辮狀河三角洲前緣亞相，研究區(qū)發(fā)育NE向和NW向物源體系，前緣亞相儲(chǔ)層為細(xì)砂巖，整體以原生孔為主，物性好。

（2） 三工河組位于瑪湖生烴凹陷，油氣主要來(lái)自二疊系風(fēng)城組及下烏爾禾組高成熟烴源巖，排烴期為中晚侏羅紀(jì)至白堊紀(jì)。

（3） 源儲(chǔ)壓差大，油氣充注動(dòng)力強(qiáng)，大侏羅溝走滑斷裂及伴生次級(jí)走滑斷裂為油氣運(yùn)移的主要通道，滲透性薄砂體與斷裂配置形成整個(gè)侏羅系油氣運(yùn)移的立體網(wǎng)絡(luò)。

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Abstract： In recent years， the exploration of Mahu depression is concentrated in the deep layer， while the exploration of shallow oil and gas reservoir is still blank. The reservoir of Sangonghe Formation in Jurassic is thin， widely distributed and has good physical properties. In the process of recovery and oil testing， Sangonghe formation has made a significant breakthrough. According to the test data of earthquake， drilling， core observation and analysis， the reservoir characteristics are analyzed. It is considered that the sag develops two major source systems of NE and NW， and the favorable facies belt is the braided river delta front; the reservoir is mainly gray fine sandstone， and the reservoir space is mainly the residual intergranular pores; the oil source is the Permian Fengcheng Formation source rock of Mahu hydrocarbon generation sag， which is organic The hydrocarbon expulsion period is Triassic and middle Late Jurassic Cretaceous， and Sangonghe reservoir belongs to the latter. The large Jurassic channel strike slip fault and associated fault in the area are conducive to the vertical distribution and adjustment of oil and gas. The permeable thin sand body and fault configuration form a three-dimensional network of oil and gas migration and accumulation of the whole Sangonghe formation. Therefore， Sangonghe Formation in the area is a fault lithologic reservoir.

Key words： Junggar basin;Northwest margin;Mahu depression;Jurassic sangonghe formation;Reservoir characteristics