玛湖凹陷百口泉组低渗砂砾岩油气藏成藏条件及富集规律

雷德文，瞿建华，安志渊，尤新才，吴　涛

（中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依834000）

玛湖凹陷百口泉组低渗砂砾岩油气藏成藏条件及富集规律

雷德文，瞿建华，安志渊，尤新才，吴涛

（中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依834000）

低渗砂砾岩油气藏是准噶尔盆地油气勘探的主要领域，目前玛湖凹陷西斜坡已发现并落实5个下三叠统百口泉组油藏。综合分析认为，玛湖凹陷西斜坡具备油气成藏的4大有利条件：二叠系多套高质量烃源岩持续供烃；低渗背景下发育储集层“甜点区”；深大断裂与不整合面构成高效输导体系；区域性盖层发育。玛湖凹陷西斜坡百口泉组发育扇三角洲前缘有利相带，储集层物性较好，存在多期烃类充注，晚期高成熟油气保存条件较好，油质较轻并含气是油气富集的主要原因。

富集规律；玛湖凹陷；西斜坡；百口泉组；低渗砂砾岩；成藏条件

lation condition

砂砾岩储集体主要发育在冲积扇、近岸水下扇、扇三角洲、浊积扇等相带内，具有近源、快速堆积的特征。由于是多期次扇体堆积而成，纵向上沉积厚度变化大，岩性变化迅速，储集层非均质性强，因而直接影响砂砾岩油气藏，尤其是低渗砂砾岩油气藏的勘探与开发效果［1，2］。

20世纪90年代，准噶尔盆地发现了玛北油田，由于低渗储集层改造工艺的制约未能有效开发。2012年以来，已在玛湖凹陷西斜坡下三叠统百口泉组已落实了两个探明储量约5 000×104t的区块（图1）［3-5］。该区百口泉组扇三角洲砂砾岩普遍埋深大于3 000 m，属典型的低孔低渗砂砾岩储集层［6］。前人开展了玛湖凹陷西斜坡孔隙度横向预测、溶蚀作用特征、沉积相演化与展布，以及烃源岩特征、古地貌等方面的研究［3，6-9］，但针对斜坡区低渗砂砾岩油气成藏条件与富集规律等方面的研究还有待深入。本文综合利用地质、地球物理、分析化验等资料，详细研究了玛湖凹陷西斜坡三叠系百口泉组油气成藏特征，明确了低渗砂砾岩油藏形成条件与富集规律，为玛湖凹陷斜坡区油气勘探提供了科学依据。

1　地质概况

玛湖凹陷位于准噶尔盆地中央坳陷北部（图1），是准噶尔盆地油气勘探的热点地区之一，毗邻的西北缘断裂带已累计探明石油地质储量近20×108t［4］。玛湖凹陷西斜坡自石炭纪之后，自下而上主要发育二叠系佳木河组（P1j）、风城组（P1f）、夏子街组（P2x）、下乌尔禾组（P2w）、上乌尔禾组（P3w）和三叠系百口泉组（T1b）、克拉玛依组（T2k）、白碱滩组（T3b）（图2）。研究区百口泉组自下而上依次划分为百口泉组一段（T1b1）、百口泉组二段（T1b2）和百口泉组三段（T1b3）。百口泉组为平缓斜坡背景下的浅水扇三角洲沉积，储集层岩性以灰色砂砾岩为主。

图1　准噶尔盆地玛湖凹陷西斜坡构造位置及百口泉组沉积期沉积相分布

图2　准噶尔盆地玛湖凹陷西斜坡地层综合剖面

玛湖凹陷西斜坡主要存在北东向和北西（北西西）向两组断裂（图1）。北东向断裂控制了山前冲断带、玛纳斯背斜等构造的发育，主要发育2期：一期在三叠纪前形成，被三叠系不整合覆盖，后期活动微弱；另一期在侏罗纪前形成或前期断裂再活动，主要表现为一组由山前向玛湖凹陷的逆冲推覆。北西（北西西）向断裂具有调节断裂的性质，为走滑断裂，多为三叠系不整合覆盖，后期活动微弱［10］。

2　有利成藏条件

传统低渗储集层油气聚集的前提条件主要包括高效烃源岩持续供烃、与储集层直接接触、构造平缓且非均质性强等［5］。玛湖凹陷西斜坡构造较简单，主体呈向玛纳斯湖方向倾斜的平缓单斜构造，扇三角洲平原相带致密砂砾岩和湖相泥岩能够形成有效遮挡层［1，3］，这些均是低渗砂砾岩油气成藏的必要条件。然而，研究区低渗砂砾岩储集体并未与二叠系烃源岩直接接触，因此，油气藏具有“它源”的特点。

2.1多套烃源岩供烃

勘探成果表明，准噶尔盆地西北缘二叠系主要发育下二叠统佳木河组（P1j）、风城组（P1f）和中二叠统下乌尔禾组（P2w）三套烃源岩［5，11］。佳木河组（P1j）烃源岩平均厚度为100 m，干酪根以Ⅱ型和Ⅲ型为主，生油强度（60 t/km2）和生气强度（30×108m3/km2）均偏低，镜质体反射率为1.38%～1.90%，平均为1.60%，属高成熟烃源岩；风城组（P1f）烃源岩平均厚度可达150 m，总有机碳含量为0.14%～32.40%，平均为2.90%，干酪根以Ⅰ型和Ⅱ1型为主，生油强度为150 t/km2，生气强度为200×108m3/km2，平均镜质体反射率为1.40%，大部分达到高成熟烃源岩标准，少部分为中等成熟烃源岩；下乌尔禾组（P2w）烃源岩平均厚度为125 m，干酪根以Ⅱ型为主，生油强度（200 t/km2）和生气强度（200×108m3/km2）均较高，平均镜质体反射率为1.12%，为低熟烃源岩（表1）。

表1　玛湖凹陷不同层位烃源岩特征

2.2储集层非均质性强，“甜点区”发育

根据岩心以及单井沉积序列，结合地震和测井相识别，玛湖凹陷西斜坡百口泉组沉积相类型主要为扇三角洲相和湖泊相（图1）［12-14］，其中扇三角洲前缘水下分流河道微相是研究区最主要、最有利的沉积相带［3，5，11，13］；水下分流河道间微相的岩性较细，以灰色砂砾岩、含砾砂岩和细砂岩为主；扇三角洲平原亚相的河道沉积了褐色细砾岩、砂砾岩和含砾砂岩，杂基含量非常高，而河道间沉积则为褐色不等厚泥岩，偶尔在泥岩中也见砾岩或砂岩夹层；湖泊相岩性以泥岩为主，夹泥质细砂岩、粉砂岩，层理构造不发育，多呈块状（图3）。

根据玛湖凹陷西斜坡百口泉组1 228块样品统计，结合测井解释成果，对不同地区的储集层物性特征进行了详细研究和分析。其中砂砾岩和砂岩储集层的有效孔隙度为0.7%～21.8%，均值和中值分别为7.8%和7.7%，属低孔储集层；渗透率为0.01～834.00 mD，均值为10.20 mD，中值约为1.10 mD（图4），属低渗储集层［15］。因此，玛湖凹陷西斜坡百口泉组储集层为低孔低渗储集层。

玛湖凹陷西斜坡百口泉组储集层深度与孔隙度和渗透率关系表明，孔隙度和渗透率并不一定是随着深度的增加而减小，说明研究区储集层物性的控制因素并不唯一。同一深度段内储集层孔隙度和渗透率的差值非常明显，孔隙度最小值与最大值相差10%左右，而渗透率最小值和最大值相差几个数量级（图4）。因此，玛湖凹陷百口泉组砂砾岩和砂岩储集层的层内非均质性非常强，在低渗背景下发育“甜点区”。

2.3深大断裂与不整合面输导体系

玛湖凹陷西斜坡存在北东向和北西（北西西）向两组断裂，均向下切穿二叠系风城组和佳木河组烃源岩，向上与三叠系内不整合面沟通［10］，为源外跨层运聚主力通道。同时，三叠系百口泉组与下伏二叠系呈角度不整合接触，构造高部位百口泉组向上超覆于二叠系之上，而不整合面以下的乌尔禾组长期经受风化侵蚀，非常有利于油气运移。

2.4区域性盖层发育

玛湖凹陷西斜坡百口泉组之上的克拉玛依组和白碱滩组以细粒泥质沉积为主［5］，为良好的区域性盖层（图5）。在百口泉组内部，百口泉组三段发育的湖相泥岩也可以形成区域盖层。因此，沟通源储之间的深大断裂、不整合输导层与区域性盖层之间的合理匹配，保证了二叠系高效烃源岩所形成的油气能够地向三叠系储集层中运移和聚集。

3　油气富集规律

沉积相、断裂和坡折带等因素控制了玛湖凹陷西斜坡油气分布，沉积相与物源的远近控制了油气的富集和高产［3，5］。玛湖凹陷西斜坡百口泉组油气分布在一定程度上受扇三角洲前缘优质储集层的影响，能否形成高效油气藏与烃类充注的期次及规模大小有关。研究区含油低渗砂砾岩在地质历史时期普遍经历了多期次的烃类充注，而油气高产的主要控制因素为晚期高成熟烃类的含量。

3.1扇三角洲前缘相带发育

扇体的发育受古地貌控制，山口及沟谷控制着主槽及平原相带的分布。玛湖凹陷西斜坡百口泉组以扇三角洲沉积为主，陆源碎屑供给充足，沉积时坡度较缓，扇三角洲前缘相带发育，砂体推进至湖盆中心，尤其是早期低位沉积的百口泉组一段和百口泉组二段，砂砾岩分布广、厚度大、物性相对较好。其中，百口泉组一段扇三角洲前缘相带面积为3 570 km2.百口泉组二段扇三角洲前缘相带面积为4 740 km2，岩性主要为灰色砂砾岩、砾岩、含砾粗砂，杂基含量少，物性好，有效孔隙度7.1%～10.2%，为主力油层段。

3.2多期烃类充注

根据玛湖凹陷三叠系烃类包裹体特征和荧光显微镜下观察，以液态相为主的有机包裹体发橙黄色荧光，以气态和液态混合的有机包裹体发蓝白色荧光（图6），其均一温度峰值分别对应于50～70℃和90～110℃，说明三叠系储集层最少经历过两期油气充注［16］。

通过大量的岩心及荧光显微镜下观察，玛湖凹陷西斜坡百口泉组储集层内还含有早期低熟油气降解而形成的固态沥青，其形成时间早于发橙黄色荧光的液态烃类。因此，研究区极有可能存在3期烃类充注：第1期为二叠系佳木河组和风城组烃源岩早期所形成的低熟油气，以固态沥青的形式存在；第2期以发橙黄色荧光的液态高熟烃类为主，对应于成熟油气；第3期充注烃类在荧光显微镜下发蓝白色光，为较晚期形成的高熟轻质油气。由此可见，玛湖凹陷西斜坡百口泉组储集层存在多期油气充注，固态沥青、成熟油气和高熟轻质油气分别代表不同期次烃类的充注。

图3　MA131井三叠系百口泉组沉积相划分

3.3高熟油气高效聚集

通过对比研究，发蓝白荧光的烃类为烃源岩高熟演化阶段的产物，其油质较轻，往往还含有部分的天然气，而且保存较好，基本未受降解破坏。而相对晚期烃类充注时，玛湖凹陷西斜坡百口泉组埋深已达2 500 m左右，储集层的渗透性变差，非均质性越来越明显，排水不畅极易形成局部的异常高压［3，5］。因此，高熟油气一方面具有较好的保存条件，另一方面又能导致地层传递性异常高压［16］，这些均是形成高效油气聚集的重要原因。

图4　玛湖凹陷西斜坡三叠系百口泉组深度与孔渗关系

以AH2井和MA18井为例，AH2井目的层段在荧光显微镜下可观察到碳质沥青和发橙黄色光的液态高熟烃类，以早期低熟油气和中期成熟油气为主，无晚期高熟油气充注，为正常地层压力系统，试油层段的原油密度为0.84 g/cm3，30℃下原油黏度为7.1 mPa·s，压裂后日产油5.24 t，不含天然气；而MA18井目的层段为异常高压，压力系数1.553～1.724，原油密度约为0.81 g/cm3，30℃下原油黏度为4.9 mPa·s，轻于AH2井原油，压裂后日产油33.23 t，日产气6 900 m3，在荧光显微镜下观察孔隙内主要为发蓝白荧光的高成熟烃类。

图5　玛湖凹陷西斜坡过KE81井—Q2井地震地质解释剖面

图6　玛湖凹陷西斜坡荧光显微镜下照片

玛湖凹陷西斜坡百口泉组储集层由于存在多期油气充注，较早期形成的烃类在漫长的地质历史时期由于各种原因发生了不同程度降解，只有较晚期形成的发蓝白荧光的高熟油气油质较轻，保存较好。而在晚期高熟油气充注时，储集层的非均质性已经较强烈，排水不畅形成局部的异常高压。因此，晚期高熟油气的相对含量直接影响了油气能否形成有效聚集和高产。

4　结论

（1）玛湖凹陷西斜坡三叠系百口泉组低渗砂砾岩油气藏具有多套烃源岩供烃、低渗背景下发育“甜点区”、深大断裂与不整合面输导体系配置有效以及区域性盖层发育等4大油气成藏有利条件。

（2）百口泉组发育扇三角洲前缘有利相带，储集层物性较好。油藏存在至少3期烃类充注，其中相对晚期的高熟油气保存较好，油质较轻或含气。高熟油气充注时储集层非均质性非常明显，排水不畅有利于形成局部异常高压。晚期高熟油气充注的规模大小是百口泉组低渗砂砾岩油气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

国家科技重大专项（2011ZX05003-005）；中国石油科技重大专项（2012E-34-01）

雷德文（1963-），四川威远人，教授级高级工程师，博士，石油地质，（Tel）0990-6886063（E-mail）leidw@petrochina.com.cn.