准噶尔盆地玛湖凹陷风城组页岩油藏地质特征与成藏控制因素

支东明 唐 勇 郑孟林 徐 洋 曹 剑 丁 靖 赵长永

（ 1 中国石油新疆油田公司；2 中国石油新疆油田公司勘探开发研究院；3 中国石油杭州地质研究院；4 南京大学地球科学与工程学院；5 中国石油新疆油田公司勘探事业部 ）

0 引言

准噶尔盆地位于哈萨克斯坦板块的东部，周缘被北天山造山带、西准噶尔造山带、克拉美丽造山带所围限，面积约13×104km2，是一个大型的多期含油气叠合盆地[1]，油气资源丰富，目前已经在石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、古近系与新近系等发现了工业油气。其中下二叠统风城组的勘探历史悠久，自20世纪80年代以来，就有多口探井在盆地西北缘玛湖凹陷北部的风城组白云岩层系内获得工业油流，发现了风3井、风城1井、风南4井、艾克1井等油藏，在勘探实践中，认为油藏主要受到构造的控制，断裂发育程度和储层质量优劣是影响油气成藏的主要因素。2011年，随着非常规油气地质理论的发展，勘探从常规油气藏向致密油气藏拓展，以致密油的勘探思路部署风南7井，在风一段、风三段均获得油流，风三段通过压裂日产油10.96t，引起了勘探家对风城组勘探研究的重视，围绕风城组的形成环境、烃源岩及白云岩储层及主控因素等进行深入研究[2-9]。

近期，随着油气勘探的深入，特别是风南14井的突破，逐渐认识到了风城组沉积岩石的复杂性，岩层呈薄层、互层状，韵律性强，具有典型的页岩油成藏特征，展示出其是中国当前陆相页岩油勘探的重要接替领域，以常规油气藏形成的研究认识已不能满足勘探需求。有鉴于此，本文应用页岩油的勘探理念，依据地震、测井、钻井、录井、地球化学分析测试数据等资料，对玛湖凹陷风城组页岩油藏进行地质特征与成藏机制研究，一方面为下步勘探部署提供依据，另一方面也为中国陆相页岩油成藏理论提供新积累，可望具有重要的基础理论与实践应用研究意义。

1 地质背景

玛湖凹陷位于准噶尔盆地西北部，是盆地中央坳陷西北部的一个次级凹陷（图1），凹陷面积约为5000km2，现今地质结构具有由山前向盆地内倾伏的特点。

图1 准噶尔盆地玛湖凹陷位置图Fig.1 Location of Mahu sag in the Junggar Basin

玛湖凹陷自下而上沉积了石炭系—白垩系。石炭系是准噶尔盆地目前最下部的勘探层系，为滨浅海、海陆交互相泥岩、碳质泥岩和火山岩建造。二叠系自下而上发育下二叠统佳木河组（P1j）、风城组（P1f），中二叠统夏子街组（P2x）、下乌尔禾组（P2w）和上二叠统上乌尔禾组（P3w）。佳木河组主要出露在凹陷北部的乌尔禾地区，为一套灰黄色、灰绿色、灰色砾岩、砂岩、火山岩为主的建造。风城组厚0～1800m，向北增厚，向东、南、西南减薄，在北部、西部山前带主要为一套砾岩、砂质砾岩和含砾砂岩沉积;细粒泥页岩、碳酸盐岩和碱性蒸发岩主要沉积在玛湖凹陷的中北部，风城1—夏72井区勘探程度较高，是页岩油有利勘探区（图1）。中二叠统夏子街组厚500～600m，主要为一套砾岩、砂岩、砂质白云岩和白云质粉砂岩沉积，与下伏风城组为不整合接触。下乌尔禾组厚500～1600m，为一套砾岩、砂质泥岩互层及泥岩夹含砾砂岩。风城组和下乌尔禾组是玛湖凹陷已发现油气最主要的烃源岩[10-12]。

玛湖凹陷自风城组沉积后，经历了中二叠世、晚二叠世—三叠纪、侏罗纪、白垩纪和新生代等不同时期、不同方式的沉积、构造事件，整体被上覆上二叠统—新近系埋藏，主体部位埋藏深度大于5000m，埋藏深度小于4500m的区域主要在玛湖凹陷西部和北部斜坡区，面积为1370km2。

2 风城组页岩油藏地质特征

2.1 地层混积

玛湖凹陷风城组总体向凹陷内倾斜，为西北厚、东南薄的地层楔型地质体，自下而上分为3段（图2）。风一段（P1f1）厚0～412m，自西北向东南减薄，自上而下又分为2个层组。一层组（P1f11）主要为灰色、深灰色白云质页岩、泥质白云岩、页岩，夹薄层灰色、深灰色、灰黑色泥质粉砂岩、蒸发岩;二层组（Pf2）11在风城1—艾克1井区为灰色、深灰色页岩、粉砂质页岩、粉砂岩夹泥质粉砂岩，在凹陷西部百泉1井区为白云质粉砂岩、粉砂质页岩、泥质粉砂岩等，凹陷东北部夏72井区底部主要为玄武岩、火山角砾岩、安山岩、流纹岩等。

风二段（P1f2）厚0～326m，自上而下分为3个层组。一层组（P1f21）岩性以灰色、深灰色、褐灰色泥质白云岩为主，其次为白云质页岩，夹泥质粉砂岩、碱性蒸发岩;二层组（P1f22）岩性以灰色、深灰色白云质页岩为主，其次为泥质白云岩，夹碱性蒸发岩、泥质粉砂岩;三层组（P1f23）岩性为灰色、深灰色页岩、白云质页岩。

风三段（P1f3）厚0～850m，自上而下分为3个层组。一层组（P1f31）岩性为灰色页岩、灰褐色含砾页岩，夹灰色、深灰色薄层含砾粉砂岩、含砂砾岩;二层组（P1f32）岩性为深灰色、灰色页岩、白云质页岩、泥质粉砂岩、白云质粉砂岩，夹泥质白云岩和碱性蒸发岩;三层组（P1f33）岩性为深灰色、灰色泥质白云岩与深灰色、灰色白云质页岩互层，夹碱性蒸发岩。

图2 玛湖凹陷风城组综合柱状图Fig.2 Comprehensive geological column of the Fengcheng Formation in Mahu sag

总体而言，风城组主要为一套沉积于碱湖环境，受机械、化学、生物、火山等沉积作用形成的砾岩、粉砂岩、页岩、碳酸盐岩、蒸发岩、生物岩、火山岩等建造，上述岩石类型以不同方式和比例混合沉积形成混积岩，岩石沉积韵律性强，呈纹层状与薄纹层状、薄互层状，规模一般在厘米级到毫米级。岩石粒度细、颜色深、富含黄铁矿，浅色含碱性矿物层与暗色层形成互层，具有矿物成分复杂、岩性纵向变化快等特征。玛湖凹陷的中北部普遍发育白云质页岩、泥质白云岩、白云质粉砂岩，夹碱性蒸发岩，岩心观测发现天然碱（风20井、风南5井）;显微观测发现典型的碱性矿物苏打石（风南5井）、氯化镁钠石（风城1井）、碳酸钠钙石（艾克1井）和硅硼钠石（艾克1井）。碱性矿物，特别是岩心中出现的苏打石和天然碱是指示碱湖沉积最为直接的证据。岩层中藻类发育，见季节性的纹层（风南1井）。

细粒岩石的岩矿分析数据表明，风城组混积岩成分大致可分为5类（图3）：①与陆源碎屑有关的矿物成分（图3a），主要为长石、石英和黏土矿物等，长石碎屑的含量远高于石英碎屑;②与火山沉积作用有关的矿物成分（图3b），主要为斜长石、钾长石及石英晶屑等，少部分为难以鉴定的微细火山颗粒，如火山尘等;③与生物作用相关的藻类和细菌类（图3c），风城组烃源岩生烃母质具有细菌发育、藻类丰度高、缺乏高等植物的特点，蓝细菌发育生长纹层和生物席，盐湖环境绿藻普遍发育;④与化学沉积相关的矿物（图3d、e），如碳氢钠石、碳酸钠钙石、硅硼钠石、苏打石、氯碳钠镁石等碱性矿物，方解石、白云石等碳酸盐类矿物;⑤成岩胶结或交代作用形成的相关矿物（图3f），包括（铁或含铁）方解石、（铁或含铁）白云石、沸石类（如方沸石、斜发沸石、浊沸石）及自生石英、黄铁矿、菱铁矿等。

图3 玛湖凹陷风城组岩石矿物特征Fig.3 Mineralogical characteristics of the Fengcheng Formation in Mahu sag

2.2 源储一体

玛湖凹陷北部发现的众多油气田的油源主要来自于风城组，风城组富含有机质和分散状黄铁矿，依据有机岩石学、有机地球化学、无机地球化学等资料，证实风城组碱湖烃源岩生烃母质具有细菌发育、藻类丰度高、缺乏高等植物的特点，发育纹层和生物席，烃源岩累计厚度最大超过200m[3]，分布稳定。以数据积累较多的风二段和风三段为例（图4a），风二段烃源岩有机碳含量一般在0.5%～2%，最高达3.5%以上;风三段烃源岩有机碳含量也一般为0.5%～2%，最高为2.8%。生烃潜量的变化趋势类似（图4b），风二段、风三段烃源岩的生烃潜量最高为26mg/g，并且风二段的相对更高。有机质类型主要为Ⅱ型（图4c）。根据Tmax数据，现有烃源岩样品似乎大多处于未成熟—成熟演化阶段（图4d），但需要注意的是，因为这套碱湖云质混积岩中滞留烃丰富，会造成Tmax数据偏低的“假象”，因此风城组烃源岩的实际热演化程度更高[3]。总之，风城组发育优质烃源岩，特别是处于成碱高峰期的风二段，优质烃源岩面积可达近1000km2，岩性为独特的云质混积岩，既有白云岩类，也有页岩类[13]。

图4 玛湖凹陷风城组烃源岩有机地球化学剖面[3]Fig.4 Organic geochemical profile of source rocks of the Fengcheng Formation in Mahu sag

风城组烃源岩最发育层段也是甜点发育层段，甜点层与烃源岩层呈互层或属于同层。以风二段为例，发育大量碱性蒸发岩，岩层厚度不等，从几毫米至数千毫米变化较大，一般层厚数厘米，与深灰色富含星点状黄铁矿的白云质页岩、白云质粉砂岩、粉砂质页岩等互层，呈韵律出现。碱性矿物层常与暗色页岩、暗色白云质页岩组成厚度不等的韵律，夹于碱性蒸发岩中的泥质白云岩是风二段的主要甜点层。根据近200个样品分析，风城组甜点层主要为低孔低渗透储层，白云质粉砂岩孔隙度为0.55%～6.04%，平均为2.66%;渗透率为0.08～1.7mD，平均为0.85mD。泥质白云岩孔隙度为0.36%～11.3%，平均为6.21%;渗透率为3.06～7.12mD，平均为5.09mD。

根据铸体薄片、电镜资料分析，风城组甜点表现为裂缝—孔隙双重介质特点。其中，基质孔隙主要表现为晶间孔、晶间溶孔及溶蚀孔;裂缝类型有斜交缝、网状缝和直劈缝，裂缝密度为3～10条/m，裂缝宽度一般为0.2～10mm，裂缝长度为5～120cm。根据岩心和FMI测井资料分析，越靠近断裂带，裂缝越发育。风城1井风一段甜点孔隙度为1.2%～27.3%，平均为5.98%;渗透率为0.011～171mD，平均为0.09mD，局部发育中高孔中渗透储层（孔隙度27.3%，渗透率171mD）。风城1井风三段甜点孔隙度为1%～14.76%，平均为5.26%;渗透率为0.014～111.29mD，平均为0.74mD。

2.3整体含油

玛湖凹陷风城组整体含油，存在3种类型的油气藏，第一类以凹陷东北部风一段火山岩和凹陷西南部斜坡区风三段火山岩为主形成的火山岩油气藏[14-15];第二类主要分布在凹陷北部和西部山前带的下盘，以砾岩油藏为主[16];第三类主要分布在凹陷北部风城1井—夏72井区（图1），为赋存在混积岩中的页岩油藏，具有横向准连续分布、纵向多层系含油的特征（图5）。

玛湖凹陷北部地区钻遇风城组的探井多数见连续的、不同程度的油气显示，纵向跨度为300～500m。以风南5井为例，岩屑荧光累计厚度为870m，气测解释油层8层厚111m、油气同层1层厚3m、含油水层1层厚3m、差油层1层厚9m，风一段泥质粉砂岩、泥质白云岩中途测试，5mm油嘴获油204t/d、气12540m3/d。

图5 玛湖凹陷风城组页岩油成藏剖面模式图Fig.5 Schematic profile of shale oil accumulation in the Fengcheng Formation of Mahu sag

风城组页岩油藏甜点岩性主要为粉砂岩和泥质白云岩。纵向上划分为上、中、下3个甜点体（图2）。上甜点体主要位于风三段的二、三层组，甜点体厚度大，一般为5～60m，被页岩隔层分隔为3～7个甜点层，单层厚度为3～15m，发育相对集中，一般存在1～4层油层。以风城1井为例，在风三段荧光显示厚度146m，发育6层油层，单层厚度为10～30m，中间被页岩分隔。风南7井在上甜点体试油获得10.96t/d的工业油流。

中甜点体厚度为30～60m，岩性主要为泥质白云岩，在风二段的3个层组分散发育，与碱性矿物层、富有机质泥页岩互层发育，单层厚度较薄，一般为1～10m，被泥页岩类分隔。风南2井在两层泥质白云岩中分别获得5.24t/d和6.63t/d的工业油流。

下甜点体在风一段的一、二层组均有发育，厚度为45～60m。风城1井风一段荧光显示厚度为474m，在二层组存在2层油层，厚20～50m，厚油层试油获得油109.8t/d、气33200m3/d的高产油流;一层组的泥质白云岩中存在6层油层，单层厚度为1～6m，试油获油10.47 t/d。风南14井风一段一层组分3层压裂，初期最高日产油41m3，194天累计产油2109m3。

综上所述，玛湖凹陷北部页岩油有利勘探区风城组具有多层系含油、分层聚集、准连续分布特征（图5），风一段油气显示最好，风一段、风三段试油都见高产油气流，风二段甜点分散，油层薄，甜点层与烃源岩层、碱性矿物层互层分布。

3 页岩油成藏控制因素与机制

3.1 生烃中心控制着页岩油的发育区

玛湖凹陷页岩油藏原油主要来自风城组烃源岩，具有自生自储特征。风城组烃源岩层中碱性矿物普遍发育，碱湖水体生物贫乏，但菌藻类发育，以菌藻类为主的生油母质[5]，其生油潜力比咸水湖盆大[17-18]。风城组沉积时期玛湖凹陷北部为生烃中心，烃源岩厚度较大、分布广（图6）。玛湖凹陷北部风一段地层压力系数为1.71～1.74，地层温度为98～100℃，生烃增压是超压形成的重要因素，烃源岩生成的油气在超压环境中向相邻的甜点层运移聚集。

3.2 沉积微相及岩性控制了甜点物性与页岩油聚集层位

图6 玛湖凹陷北部风城组有效烃源岩厚度图Fig.6 Thickness of effective source rocks in the Fengcheng Formation in northern Mahu sag

图7 风南7井—夏72井沉积相连井剖面图Fig.7 Sedimentary section across Wells Fengnan 7 and Xia 72

风城组页岩油含油性主要取决于甜点体，甜点体又受沉积作用控制，与特定的沉积微相相关，在沉积旋回和沉积层序中具有特定的位置、面积和厚度，可细分成两种类型。① 受滨浅湖相沉积控制的甜点体。不同类型和不同级别湖退沉积作用控制的甜点体为各类浅滩、滩坝等沉积，岩石类型为泥质粉砂岩、粉砂岩、白云质粉砂岩。这类甜点主要发育在风三段的上甜点体，如风南1井4100m处上下，断续延伸至风南4井和风南7井（图7）。风一段的中下部及碱性矿物不甚发育地区的部分层段也有零星发育，如风南1井。与湖进沉积相关的浅湖沉积甜点体主要为干盐湖或碱湖环境形成的泥质白云岩和白云质页岩，以风二段为主，风一段上部和风三段下部也有发育，平面上分布于风南7井、风南5井、艾克1井西南地区的碱性蒸发岩发育区。云质岩类沉积段中的碱性矿物、长石、方解石、白云石易溶蚀，次生粒间孔或粒内溶孔及微纳米晶间孔是页岩油重要的储集空间[19]。②重力流沉积型甜点体。主要发育在半深湖环境，是浊流、碎屑流或滑塌沉积作用形成的甜点，规模一般相对较小，由于钻井数量有限，取心相对较少，大部分重力流沉积很难识别。艾克1井风三段可能存在重力流沉积，主要为含砾粉砂岩及含砂砾岩，岩石分选性较差，填隙物含量高、成岩压实强，岩石物性较差。

3.3 构造变形控制了甜点层裂缝发育

玛湖凹陷风城组物性总体较差，岩心观察表明，除裂缝发育的层段外，孔隙度小于5%的岩石含油性一般较差，以碎屑岩相对较好，渗透率一般很低，常压渗透率一般小于1mD。因此裂缝对页岩油的聚集非常关键。风城组有效的云质岩类储层包括白云质粉砂岩、白云质页岩、泥质白云岩等多种岩性，主要储集空间为裂缝，占总储集空间的54%[20-21]，裂缝能有效连通溶孔，改善储层储集性能，易于页岩油富集，如风城1井区。

风城组页岩油甜点储层中发育网状缝和高角度缝，其次为水平缝、直劈缝、微裂缝和不规则缝[22]。断裂构造活动是风城组裂缝发育的重要控制因素[23-24]。风城1井区地震资料显示，该区断裂构造发育（图8），这些断裂活动导致风城1井区风城组遭受了强烈改造，裂缝发育，这是风城1井风一段在4193～4272m试油获油109.8t/d的重要因素。

图8 玛湖凹陷北部地震地质解释剖面图[1]Fig.8 Seismic geological interpretation section of northern Mahu sag[1]

4 结论

准噶尔盆地玛湖凹陷风城组发育碱湖页岩油藏，风城组既是优质的生油层，也是储层。烃源岩有机质丰度高、类型好、成熟度适中，利于生油;发育粉砂岩类与云质岩类源储一体岩性组合，存在上、中、下3个甜点富集层段，具有多层系含油、准连续分布的成藏特征。

页岩油的成藏与富集受烃源岩、构造、沉积相的联合控制。风城组碱湖优质烃源岩分布控制着页岩油的分布范围，多期构造变形对甜点层段物性具有重要的改造作用，沉积微相和岩石物性控制了页岩油的富集层段。