吐哈盆地胜北洼陷七克台组二段致密油成藏条件

冯 越，黄志龙，李天军，张 华，李宏伟，周亚东

（1.中国石油大学（北京）地球科学学院，北京 102249；2.油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249；3.中国石油吐哈油田分公司勘探开发研究院，新疆哈密 839009）

0 引言

致密油是指储集在覆压基质渗透率≤0.1 mD（空气渗透率<1.0 mD）的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集层中的石油［1-2］。中国陆相致密油广泛分布在中、新生界，其中四川盆地侏罗系、酒泉盆地白垩系和辽河盆地雷家地区沙河街组等均具备致密油富集的地质条件，致密油已逐步成为中国最具现实开发意义的非常规石油资源［2-6］。关于致密油的形成和富集条件，国内外学者已进行了大量研究，认为广泛分布的致密储层、优质烃源岩以及良好的源储配置条件均是致密油富集成藏的关键要素，在优质源储的叠合区更容易形成致密油“甜点”［7-9］。

吐哈盆地胜北洼陷常规油气藏勘探已取得显著成效［10-11］，而非常规油气藏勘探才刚刚起步，早期勘探实践虽然注意到七克台组源内油气显示丰富，但由于开发技术的限制一直未得到充分重视，直到连砂1 井、胜北6 井及胜北10 井相继获得低产油流，才对这套油藏进行了重新认识［12］。随着胜北洼陷致密油勘探程度的深化，认为七克台组二段具有大面积分布的致密混积岩储层，其下发育广覆式厚层半深湖泥岩，为源内致密油藏［12-13］。截至2020 年初，胜北洼陷已有23 口井在七克台组源内的致密储层见荧光-油迹级别的油气显示，其中5 口试油井获低产油气流。在一定程度上说明该区致密油资源潜力较大，具备深入勘探的潜力。前人对胜北洼陷七克台组二段致密油的研究主要集中在沉积特征、储层特征等方面［12-14］，对于七克台组二段致密油成藏条件、成藏特征尚未开展系统的研究。因此，围绕致密油成藏控制因素，系统分析胜北洼陷七克台组二段致密油发育的烃源岩条件、储层条件、原油富集规律及成藏要素对下一步的致密油效益勘探开发具有重要意义。针对上述问题，通过岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜观察、高压压汞等手段，结合有机地球化学实验分析，重点分析七克台组二段烃源岩和致密储层发育特征，梳理致密油成藏主控因素，以期为胜北洼陷致密油下一步的勘探开发提供科学依据。

1 地质概况

吐哈盆地是中国西北地区重要的含油气盆地之一，总面积5.35 万km2。胜北洼陷位于吐鲁番坳陷台北凹陷西部，面积约为3 000 km2，是台北凹陷重要的富油气洼陷，油气成藏条件良好［15-16］（图1）。

图1 吐哈盆地构造分区图及侏罗系地层柱状图Fig.1 Structural zoning map and Jurassic stratigraphic column of Turpan-Hami Basin

吐哈盆地沉积地层自下而上发育石炭系—第四系，其中侏罗系是主要勘探目的层，厚度>4 000 m。中侏罗统七克台组以湖泊相沉积为主，水体深度变化较快，沉积中后期水体逐渐加深［15］。七克台组东西向地层厚度相对稳定，由南向北地层厚度逐渐增大，为110～496 m。根据岩性，七克台组自下而上可划分为一段和二段，一段底部为厚度近70 m 的含双壳类灰白色砂岩，向上砂岩与薄层暗色泥岩、炭质泥岩和煤层互层。七克台组二段（本次研究的目的层）底部为湖侵期沉积的厚层暗色泥岩，紧邻其上发育了一套连续分布的致密混积岩储层，厚度为30～130 m［12-13］。烃源岩与储层纵向上紧密接触，有利于烃源岩的高效排烃［8］。顶部氧化色泥岩与上覆齐古组区域性盖层对致密油成藏起到封闭和保存作用，源内生成的油气向上运移难度大，主要在七克台组二段内部富集成藏。因而，该区具备致密油的成藏条件。

2 沉积特征

吐哈盆地胜北洼陷七克台组沉积时期，古气候由温湿逐渐向干热演化，湖盆水体深度变化比较快［15］。七克台组一段沉积期水体较浅，主要发育滨浅湖—辫状河三角洲沉积体系，岩性组合为砂泥岩互层夹薄煤层［15-17］。七克台组二段沉积期，胜北洼陷整体表现为南高北低的构造格局，湖盆水体北深南浅。沉积期研究区的古构造、水深和距离物源区的远近对于陆源碎屑和碳酸盐矿物含量及分布均具有重要影响［18］。虽然部分陆源碎屑能够向湖盆中心搬运，但陆源碎屑含量整体表现为南高北低的特征。七克台组二段沉积初期，湖盆扩张，沉积水体加深，胜北洼陷主体为半深湖沉积，岩性以暗色泥岩为主，具有良好的生油能力。随后气候逐渐干热，湖盆水体变浅，碳酸盐矿物含量增多，在二段中部表现出混合沉积的特征，发育平行层理、块状层理和波状层理等沉积构造，见双壳类等浅水生物。混积岩也有一定的生烃能力，同时也具备储集油气的条件，具有源储一体的特征。在岩心相和沉积相标志分析的基础上，结合镜下薄片鉴定、全岩矿物分析等资料，认为靠近物源一侧发育滩坝微相，靠近洼陷中心一侧发育灰泥坪、颗粒滩、湖湾微相［13］。至七克台组沉积末期，气候以半干旱为主，主要为滨湖沉积，厚度超过20 m 的氧化色泥岩以沉积盖层形式出现（图2）。

3 烃源岩特征

3.1 地层特征

通过对吐哈盆地胜北洼陷七克台组二段10 口取心井160 块烃源岩样品进行岩心观察、薄片鉴定及全岩分析，发现七克台组二段烃源岩岩性主要包括灰（云）质泥岩和暗色泥岩，可见藻类、生物碎屑及球粒状黄铁矿，普遍发育构造缝和纹层缝。七克台组二段烃源岩具有面积大、广覆式的分布特征，面积可达1 100 km2，厚度主要为40～130 m。七克台组二段沉积早期大面积的湖侵，使区域上广泛发育富有机质暗色泥岩，厚度可超过60 m，中部的富有机质烃源岩纵向上厚度较薄，与储层交互分布，厚度一般不超过30 m（参见图2）。

3.2 沉积环境

沉积环境直接决定烃源岩的质量［19］。研究区七克台组二段烃源岩的w（Pr）/w（nC17）为0.62～2.38，w（Ph）/w（nC18）为0.45～2.35，w（Pr）/w（Ph）为0.57～1.26，平均值为0.89，表明该套烃源岩沉积期整体为中等分层的弱还原环境，生油母质以藻类为主［20］。烃源岩的伽马蜡烷指数为0.12～0.23，表明烃源岩形成于微咸水沉积环境。高的生产力条件有利于形成生油母质，且易形成有利于有机质保存的还原环境［21］。当古生产力较高时，藻类光合作用会优先吸收12C，促使13C 相对富集。可通过计算原地有机质生产指数（API）来判断湖盆原始有机质生产能力。烃源岩的API 为0.58～0.88，平均值为0.70，指示沉积期原始有机质生产能力较高［22］。

式中：δ13C实测值为样品δ13C 的实测值，‰；δ13Cmax，δ13Cmin分别为测量样品δ13C 的最大值和最小值，‰。

上述指标表明七克台组二段烃源岩形成于微咸水的还原湖相沉积环境，生油母质以藻类为主，有机质类型好，水体具中—高值的初始古生产力，有利于富有机质烃源岩的形成。

3.3 有机质丰度

胜北洼陷七克台组二段烃源岩TOC 质量分数为0.16%～9.46%，平均值为1.78%，其中TOC 质量分数>2.0%的烃源岩占样品总数的38.9%。S1+S2为0.51～74.76 mg/g，平均值为9.55 mg/g。根据烃源岩S1+S2与TOC 含量对烃源岩质量进行了判别，七克台组二段烃源岩样品具有高的有机质丰度和生烃潜力，仅个别样品为差烃源岩。由此可见，胜北洼陷七克台组二段烃源岩整体属于一套中等—好烃源岩（图3）。

3.4 有机质类型

胜北洼陷七克台组二段烃源岩氢指数为112.38～777.91 mg/g，干酪根H/C 原子比为1.03～1.46，O/C原子比为0.03～0.16，以Ⅰ型和Ⅱ1型有机质为主。此外，干酪根显微组分统计结果表明，七克台组二段有机质显微组分以腐泥组为主，含壳质组（孢子体），相对体积分数平均为88.06%，含少量镜质组（相对体积分数平均为11.49%）和微量惰质组（主要为丝质体和惰屑体，相对体积分数仅为0.45%）。

图3 胜北洼陷七克台组二段烃源岩有机质丰度评价Fig.3 Organic matter concentration chart of the second member of Qiketai Formation in Shengbei sub-sag

3.5 有机质成熟度

镜质体反射率（Ro）、干酪根最大热解峰温（Tmax）都是判断烃源岩有机质热演化程度的有效参数。胜北洼陷七克台组二段烃源岩Ro值主要为0.53%～0.81%，Tmax为431～445 ℃。此外，烃源岩C29甾烷异构化比值w（C29ββ）/［w（C29αα）+w（C29ββ）］和w（C29ααα20 R）/［w（C29ααα20 S）+w（C29ααα20 R）］均为0.2～0.4，表明烃源岩整体处于低熟—成熟演化阶段。

4 致密储层特征

4.1 岩石学特征

吐哈盆地胜北洼陷七克台组二段储层的陆源碎屑、黏土矿物与碳酸盐矿物含量相近，具有混合沉积的特征。根据矿物相对含量和岩石组构将混积岩划分为砂屑灰（云）岩［图4（a）］、含粉砂泥质灰（云）岩［图4（b）］、含泥粉砂质灰（云）岩［图4（c）］、含粉砂灰（云）质泥岩［图4（d）］、含灰（云）粉砂质泥岩［图4（e）］和含灰泥质粉砂岩［图4（f）］。

图4 胜北洼陷七克台组二段混积岩储层岩性特征（a）连北6 井，3 489.61 m，含泥粉砂质砂屑灰岩，单偏光；（b）连北1 井，3 258.70 m，含粉砂泥质灰岩，单偏光；（c）连北5 井，3 645.43 m，含泥粉砂质灰岩，单偏光；（d）连北6 井，3 523.72 m，含粉砂灰质泥岩，单偏光；（e）连北6 井，3 533.05 m，含灰粉砂质泥岩，单偏光；（f）连北5 井，3 672.10 m，含灰泥质粉砂岩，单偏光Fig.4 Lithologic characteristics of mixed rocks of the second member of Qiketai Formation in Shengbei sub-sag

4.2 储层物性

胜北洼陷七克台组二段储层的孔隙度、渗透率统计结果显示，孔隙度主要为2.6%～7.8%，渗透率普遍<1 mD。参照致密油储层物性分类标准，研究区以Ⅱ类和Ⅲ类致密储层为主（图5）［23］。

图5 胜北洼陷七克台组二段孔渗关系图［23］Fig.5 Relationship between permeability and porosity of the second member of Qiketai Formation in Shengbei sub-sag

4.3 含油性

胜北洼陷七克台组二段储层含油饱和度为7.9%～79.9%，平均值为36.2%，储层含油性中等偏低。为了不遗漏岩石中不连通封闭孔隙中的烃类，本次采用油饱和指数（OSI）来评价低成熟-混积岩储层的含油性特征［24］。采用校正后的油饱和指数进行计算，OSI 为0.97～161.0 mg/g，含油性整体中等偏低，以含灰泥质粉砂岩最高，含油饱和度平均值为39.1%，其次为含泥粉砂质砂屑灰岩，含油饱和度平均值为37.2%。

4.4 微观特征

胜北洼陷七克台组二段储层储集空间包括粒间孔、溶蚀孔等微米—纳米级孔隙和微裂缝（图6）。粒间孔分布在碳酸盐矿物、陆源碎屑颗粒间，孔隙呈不规则状，孔径为0.05～9.70 μm。溶蚀孔在各类岩石中均有发育，通常发育在有机质附近，呈多溶孔密集分布特征，孔径为0.01～6.70 μm。不同尺度裂缝与基质孔隙的连通程度控制了储层中流体的渗流，有气测显示的储集层大部分发育微裂缝，并以未充填的高角度构造缝为主，岩心和荧光薄片下可见裂缝含油。以台参2 井为例，深度为3 851.98 m，渗透率为36.40 mD 的样品由于构造缝的发育，其渗透率明显高于相同深度段的另一样品（深度3 851.82 m，渗透率仅为0.01 mD），储层中微裂缝的发育是促使渗透率显著增高的直接原因。因此，裂缝不仅是七克台组二段储层的重要储集空间，更是提高致密储层渗透率的主要因素。

图6 胜北洼陷七克台组二段储集空间类型（a）连北6 井，3 484.60 m，发育晶间孔，氩离子抛光-扫描电镜；（b）连北6 井，3 484.60 m，粒间孔发育，氩离子抛光-扫描电镜；（c）胜北7 井，3 504.35m，石英颗粒间见粒间孔，氩离子抛光-扫描电镜；（d）连北5 井，3 671.20 m，粒间孔发育，氩离子抛光-扫描电镜；（e）连北6 井，3 524.23 m，发育溶蚀孔，氩离子抛光-扫描电镜；（f）连北6 井，3 524.63 m，白云石溶蚀，氩离子抛光-扫描电镜；（g）连北5 井，3 671.25 m，发育微裂缝，未被充填，单偏光；（h）连北5 井，3 645.60 m，单偏光；（i）连北6 井，3 521.94 m，微裂缝发育，氩离子抛光-扫描电镜Fig.6 Reservoir space types of the second member of Qiketai Formation in Shengbei sub-sag

胜北洼陷七克台组二段储层以细粒混合沉积为主，在持续的成岩作用和压实作用下，储层孔隙度持续下降，并于早白垩世致密化（孔隙度<10%）［14，25］。烃源岩从晚白垩世开始进入排烃门限，即油气开始充注时储层已经致密。对于此类“先致密，后成藏”的致密储层来讲，储层以小孔细喉为主，排驱压力较大，只有致密储层的流体可动性较强，才能成为油气富集的有效储层［26］。为此，通过比表面法来判断流动孔喉下限。流动孔喉下限对应于比表面积开始快速增大的拐点所对应的孔喉下限［27］。通过此方法确定胜北洼陷七克台组二段储层流动孔喉下限为15～50 nm，泥质混积岩和泥晶碳酸盐岩的流动孔喉下限值更高，这是由于黏土矿物具有更大的比表面积，油气流动需要更大的孔隙喉道，这与Li 等［14］通过离心核磁计算得到的结果相近［图7（a）］。根据压汞核磁联测以及扫描电镜统计，粉砂岩孔喉半径>50 nm 的样品占比为69.1%，砂屑灰（云）岩孔喉半径>50 nm的样品占比为45.9%，泥晶碳酸盐岩和泥质混积岩孔喉半径>50 nm 的样品占比仅为23.5%［图7（b）］。根据流动孔喉下限与孔隙度的对应关系，确定七克台组二段流体流动的孔隙度下限为2.6%，即当孔隙度≥2.6%时，混积岩孔隙中的原油为可动油，当孔隙度<2.6%时，混积岩孔隙中为束缚油，难以进行有效开采［14，27］。

图7 胜北洼陷七克台组二段储层流动孔喉下限及孔喉分布特征Fig.7 Cut-off pore-throat values and distribution characteristics of pore-throat of the second member of Qiketai Formation in Shengbei sub-sag

5 成藏特征与主控因素

5.1 致密油来源

吐哈盆地胜北洼陷七克台组二段原油的w（Pr）/w（Ph）≈1.0，伽马蜡烷指数（伽马蜡烷/C30藿烷）偏高，平均值为0.17，规则甾烷αααRC27-C28-C29分布为不对称“V”型，Tm 略高于Ts，w（C29ββ）/［w（C29αα）+w（C29ββ）］和w（C29ααα20 R）/［w（C29ααα20 S）+w（C29ααα20 R）］均为0.2～0.4，整体特征与七克台组二段烃源岩相似，但伽马蜡烷指数和β-胡萝卜烷含量较七克台组二段底部厚层暗色泥岩稍高，因此中上部烃源岩自身也存在一定的贡献，而胜北洼陷七克台组一段与三间房组烃源岩w（Pr）/w（Ph）>1.0，伽马蜡烷含量低，伽马蜡烷指数较小，虽然C27-C28-C29规则甾烷分布也呈不对称“V”型和反“L”型，但结合Pr/nC17和Ph/nC18，其生油母质主要来自于陆源高等植物，且Tm 远高于Ts，w（Ts）/w（Tm）为0.03～0.17，具有煤系烃源岩的特征。此外，七克台组一段烃源岩与三间房组烃源岩的C29甾烷异构化参数普遍高于0.4（图8）。

从七克台组二段烃源岩与原油的碳同位素特征来看，烃源岩干酪根与原油的δ13C 平均值均为-30.1‰，族组分碳同位素平稳下降，这代表了藻类等Ⅰ型有机质来源的特征［28］，而七克台组一段、三间房组烃源岩干酪根δ13C 平均值为-24.1‰，反映其有机质类型较差。因此，致密油来自于七克台组二段的源内烃源岩，属于近源成藏，与下部烃源岩没有直接关系。

图8 胜北洼陷烃源岩与七克台组二段原油生物标志化合物特征对比Fig.8 Biomarker characteristic comparison between source rocks and crude oil of the second member of Qiketai Formation in Shengbei sub-sag

5.2 致密油的源储关系

油源对比分析结果表明，胜北洼陷七克台组二段混积岩致密储层中的原油主要来源于其底部的优质烃源岩，结合该区块构造发育特征，认为存在2种源储关系，即断裂作为运移通道的下生上储型和自生自储型。喜山期形成的走滑断裂断穿七克台组二段，能够作为沟通源储的油源断裂。烃源岩于晚白垩世排烃，与断裂活动期匹配良好，裂缝面上存在的过油痕迹表明底部烃源岩生成的原油垂向运移至致密储层中成藏［图9（a）—（b）］。同时，七克台组二段中部的混积岩自身具备一定的生油能力，对致密油的富集亦有贡献［图9（c）—（d）］。

图9 胜北洼陷七克台组二段含油岩心观察（a）胜北26 井，4 255.91 m，含泥粉砂质云岩，裂缝渗油；（b）胜北26 井，4 356.31 m，灰褐色云质泥岩，缝面含油；（c）连北6 井，3 530.12 m，含粉砂泥质灰岩，抽提后TOC 质量分数为6.50%；（d）连北6 井，3 489.51 m，含泥粉砂质砂屑灰岩，抽提后TOC 质量分数为2.23%Fig.9 Oil-bearing core observation of the second member of Qiketai Formation in Shengbei sub-sag

5.3 致密油成藏条件及主控因素

胜北洼陷七克台组二段细粒混积岩储层普遍致密，孔隙连通性较差，油气长距离运移困难，烃源岩、油源断裂与优势相带等成藏要素的配置决定了致密油的空间分布。

5.3.1 优质烃源岩是源内致密油成藏的物质基础

胜北洼陷七克台组二段烃源岩有机质丰度高，有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ1型为主，整体处于低熟—成熟阶段早期，可为致密储层提供充足的油源。S1、氯仿沥青“A”与有机碳含量具正相关性，表明烃源岩有机质丰度对含油性具有一定的控制作用，有机碳质量分数>2.0%的样品，其S1和沥青“A”含量较高，含油性较好（图10）。本研究以w（TOC）=2.0%作为研究区优质烃源岩的下限标准，w（TOC）>2.0%为有利于致密油富集。勘探结果显示，优质烃源岩有利发育区（优质烃源岩厚度>40 m）的储层油气显示厚度可超30 m。优质烃源岩发育区（优质烃源岩厚度为20～40 m），如苏砂1井区的厚度为24 m，油气显示厚度最大仅为14 m。在优质烃源岩欠发育区（优质烃源岩厚度<20 m），储层油气显示厚度小，含油性差。生烃增压是致密油有效的运聚动力，有利于连续充注成藏［29-30］，地层压力数据统计表明，七克台组二段普遍发育超压，且地层压力系数与优质烃源岩厚度具有一定的正相关性，因而优质烃源岩有利区会具有更大的油气充注富集动力（表1）。对于具备一定生烃能力的混积岩储层，有机质脱羧形成的有机酸与CO2致使邻近有机质的溶蚀孔广泛发育，且有机质与矿物颗粒间形成了生烃成因的孔缝，有利于储油空间的形成。因此，优质烃源岩的分布一定程度上控制着研究区七克台组二段致密油的富集与分布。

图10胜北洼陷七克台组二段氯仿沥青“A”（a）和S（1b）与TOC关系图Fig.10 Relationship of TOC content with chloroform asphalt“A”（a）and S1（b）of the second member of Qiketai Formation in Shengbei sub-sag

表1 胜北洼陷七克台组二段优质烃源岩与储层含油性关系Table 1 Relationship between high-quality source rocks and oil-bearing properties of the second member of Qiketai Formation in Shengbei sub-sag

5.3.2 油源断裂是成藏的重要保证

胜北洼陷共发育2 组二级断裂系统。早期活动的北西—南东向逆冲断裂，受七克台组区域盖层的影响，早期逆冲断裂在塑性泥岩附近滑脱，而未断穿七克台组；晚期活动的北东—南西向走滑断裂形成于喜山期，基本断穿中侏罗统［11］。这种断裂性质的差异直接影响了油气运聚的差异。北东—南西向走滑断裂沟通烃源岩和中上部的致密储层，优质烃源岩生成的原油能够沿断层垂向运移至致密储层中汇聚成藏。试油数据对比表明，连北6 井虽发育厚层烃源岩且位于鼻状隆起高部位，但其北部发育的断裂并未断至储层，南部近源的断裂规模小（非晚期活动的走滑断裂）且距离连北6 井较远，12.35 MPa 的异常压力（生烃增压）不能达到孔喉半径为50 nm 的源储突破压力，仅靠中部的薄层烃源岩难以形成富集高产的致密油，连北6 井产出的原油与同层含粉砂泥质灰岩的生物标志化合物特征相似，其产量（约为2.4 m3/d）低于同一生油中心的连北5 井和连砂1 井。因此，晚期油源断裂的发育程度与致密油的富集密切相关（图11）。

5.3.3 有利沉积相带是致密油富集的关键

自胜北洼陷边缘向中心，七克台组二段不同沉积环境发育不同类型的混积岩，各类混积岩的物性、孔隙类型、孔隙结构表现出不同的特征，混积岩的岩性和岩性组合控制物性，物性控制含油性。目前试油结果和油气显示表明，七克台组二段连北5、连砂1 等出油井均分布在砂坝和颗粒滩微相内，砂坝（混合坝）含油性最好，含油饱和度均值可达40.2%，颗粒滩微相次之，湖湾和灰泥坪微相较差（图12）。这是因为砂坝（混合坝）微相的沉积水体较浅，水动力较强，形成的粉砂岩储层质量高，物性好。颗粒碳酸盐岩主要分布在水动力较强的颗粒滩，砂屑磨圆较好且早期的泥晶化作用会抑制压实作用，有利于孔隙的发育与保存，因而物性较好。灰泥坪及湖湾的水体较深，水动力弱，粉砂级陆源碎屑含量低，泥粉晶级碳酸盐矿物含量高，孔隙欠发育，含油性整体较差。

图11 胜北洼陷七克台组二段油源断裂与产量关系Fig.11 Relationship between oil-source faults and oil production of the second member of Qiketai Formation in Shengbei sub-sag

图12 胜北洼陷七克台组二段不同沉积环境含油饱和度分布特征Fig.12 Characteristics of oil saturation distribution of different sedimentary environments of the second member of Qiketai Formation in Shengbei sub-sag

相对于常规油藏，优质烃源岩、致密储层“甜点区”及其耦合关系是致密油富集成藏的基本条件［7-9］，杨华等［30］、张凤奇等［31］还指出生烃增压、优势相带等条件对于致密油成藏同样重要。胜北洼陷七克台组二段致密油的富集除上述成藏要素外，源储之间的沟通条件对致密油富集也至关重要。油源断裂亦是三塘湖盆地条湖组优质致密油藏形成的必要条件［32］，但胜北洼陷七克台组二段原油密度小、黏度低，原油具有更高的可动性，更有利于致密油运聚成藏。

5.4 致密油成藏模式

胜北洼陷七克台组二段底部厚层烃源岩质量好，生烃潜力大，油源充足。中上部混积岩储层发育微米—纳米级基质孔隙和微裂缝，具备油气富集空间，且以颗粒滩和砂坝沉积的混积岩含油性最好。同时中上部发育的混积岩亦具备一定的生油能力，可以作为油源的补充。晚期发育的走滑断裂为油气的垂向输导提供了优质通道，同时断裂的发育促使脆性指数高的混积岩（岩石脆性指数平均为0.68）发育了大量构造缝，增强了油气的运移能力和可动性。因此，胜北洼陷七克台组二段具有自源供烃、断-缝输导、优势相带控藏的成藏特征。由于底部发育厚层优质烃源岩，钻井气测值高且油气显示丰富，认为胜北洼陷七克台组二段底部可能发育页岩油藏（图13）。

图13 胜北洼陷七克台组二段致密油成藏模式图Fig.13 Tight oil accumulation pattern of the second member of Qiketai Formation in Shengbei sub-sag

6 有利区优选

图14 胜北洼陷七克台组二段致密油有利区Fig.14 Favorable exploration areas for tight oil of the second member of Qiketai Formation in Shengbei sub-sag

在明确成藏主控因素与成藏模式基础上，通过叠合优质烃源岩厚度、油源断裂分布、有利沉积相带展布、烃源岩成熟度、可动油储层边界得到胜北洼陷七克台组二段综合评价图，并划分出2 个致密油勘探有利区，即胜北10 井区和胜北6 井区（图14）。Ⅰ类有利区主要分布在洼陷南坡成熟烃源岩范围内，油源断裂发育，发育灰泥坪背景下的砂质（混积）滩坝微相，储层类型以泥质粉砂岩为主，孔隙度及渗透率均整体较高，可动油饱和度高，为最有利的勘探区。Ⅱ类有利区主要位于洼陷中心，与烃源岩厚度中心匹配，具有断裂沟通条件，发育颗粒滩和湖湾微相，储层以含陆源碎屑碳酸盐岩为主，物性中等偏差，可动油饱和度较高。

7 结论

（1）吐哈盆地胜北洼陷七克台组二段烃源岩形成于微咸水还原环境，沉积水体古生产力水平中等—高，形成品质良好的富有机质烃源岩，有机质丰度较高，TOC 质量分数平均值为1.78%，有机质类型以Ⅰ型与Ⅱ1型为主，整体达到低成熟—成熟阶段，具有良好的生油能力。

（2）储层具有混合沉积的特征，以微米—纳米级孔隙和微裂缝为主，孔隙度主要为2.6%～7.8%，渗透率大都<1.0 mD，储层整体含油性中等偏低，为低孔—特低渗致密储层。储层的流动孔喉下限为15～50 nm，流动孔隙度下限为2.6%。

（3）油源对比结果显示，吐哈盆地胜北洼陷七克台组二段原油主要来自源内烃源岩，而与七克台组一段烃源岩和三间房组烃源岩在生物标志化合物及碳同位素组成上表现出明显不同的特征。该区七克台组二段存在2 种源储关系，即断裂作为运移通道的下生上储型和自生自储型。

（4）优质烃源岩分布、油源断裂、有利的沉积相带均是七克台组二段致密油成藏的主要控制因素。致密油油藏具有“自源供烃，断-缝输导，优势相带控藏”的发育特征。根据致密油成藏要素叠合划分了2 个有利勘探区，其中Ⅰ类有利区可作为下一步致密油勘探的首选区域。