玛湖凹陷风城组全油气系统勘探启示

何文军，钱永新，赵毅，李娜，赵辛楣，刘国良，苗刚

（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）

准噶尔盆地是中国西部典型的叠合含油气盆地，在西北缘玛湖富烃凹陷，经过多年持续勘探，已先后在断裂带和凹陷斜坡区发现了克乌及玛湖两大百里油区，形成了多个亿吨级储量区，发现了多种类型油气藏，包括克拉玛依洪积砾岩油田、玛湖砾岩油田、风城浅层超稠油油田、玛页1 井区古老碱湖页岩油藏、玛南亿吨级致密油藏、乌尔禾油砂矿等。这些规模油藏主要源自于玛湖凹陷下二叠统风城组碱湖相优质烃源岩[1-2]。风城组是一套陆源碎屑沉积、内源化学沉积以及火山活动共同作用下的细粒混积岩建造，形成了源储一体的页岩油藏[3-4]、源储相邻的致密油藏[5-7]以及源储分离的砂砾岩常规油藏[8]，构成了典型的烃源岩层系内常规—非常规油气有序共生的全油气系统[9-10]。对于该源内系统的探索早在1965 年已开始，先后落实常规油藏和致密油藏三级储量共4.28×108t，近期又发现凹陷区页岩油藏，形成了2 500 km2勘探新领域。纵观风城组油气勘探历程，是全油气系统理论发展的一个缩影，也是勘探技术不断创新并引领勘探领域不断突破的实证。

本文在全面回顾玛湖凹陷风城组勘探历程和总结勘探成果的基础上，梳理不同阶段的指导思想、目标类型、地质认识、技术工艺等，总结勘探理论和技术的进步以及勘探经验与启示，以期指导准噶尔盆地其他富烃凹陷的一体化综合勘探，并进一步丰富和发展陆相叠合盆地富烃凹陷石油地质理论。

1 地质概况

玛湖凹陷位于准噶尔盆地中央坳陷西部，面积为4 258 km2，整体呈北东—南西向展布（图1a），是在晚石炭世—早二叠世准噶尔地块与哈萨克斯坦板块的碰撞作用背景下形成的前陆坳陷（图1b）[11]。地层发育相对完整，自下而上依次为石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系及新生界。早二叠世为前陆坳陷主体发育期，具有干旱炎热、深水高盐和火山活动的古碱湖沉积环境[12-14]，沉积了佳木河组和风城组，尤其风城组沉积期是西部前陆盆地系统发育期，咸化的水体环境发育了丰富的菌藻类沉积，形成了优质烃源岩[1]，也是寻找大规模“源岩”油气的重要领域。

受古气候由温暖到干旱炎热，蒸发量由低到高，外源输入量由低到高影响，纵向上形成下部淡水、微咸水的含灰质（白云质）泥页岩沉积，中—下部咸水白云质泥页岩和白云岩沉积，中部咸化（碱性）蒸发岩或盐岩与白云质岩类互层沉积，上部咸化减弱的白云质泥页岩夹白云质粉砂岩沉积。平面上，受西缘造山带冲断作用影响，地层抬升剥蚀近源沉积，在前渊坳陷及斜坡区形成了粗碎屑的扇三角洲沉积体系，凹陷边缘区发育了巨厚的砂—砾岩体，向着湖盆区逐渐过渡为泥页岩细粒沉积，形成砾岩—粗砂岩—白云质中细砂岩—白云质粉细砂岩—白云质泥页岩—盐岩的岩相有序变化，总体上，粗碎屑与白云质含量此消彼长。基于此，发现了常规油藏—致密油藏—页岩油藏的有序共生组合[9]。此外，受盆缘造山运动的影响，在玛北和玛南局部地区还发育一套火山活动残余的熔结角砾凝灰岩储集层[15]，形成火山岩油气藏。

2 勘探历程

玛湖凹陷风城组油气勘探可追溯到20世纪60年代，前期研究认为凹陷区为风城组烃源岩发育区，主要为细粒泥质岩，储集层不发育，油气勘探按照“源控”[16]、“断控”[17]，由源到圈的含油气系统找油理念，仅围绕凹陷周缘断裂带的近物源区寻找粗碎屑沉积体，或者围绕生烃灶寻找构造活跃、裂缝较发育的构造目标开展部署，落实了诸如检乌3 井、白251 井、585 井等砾岩油藏以及风3 井、风5 井、风城1 井等白云质泥岩裂缝型油藏（图1a），此外，围绕火山岩也有小的发现，例如夏72 井油藏。这些油藏规模均较小，累计三级石油地质储量仅2.08×108t。后期随着非常规油气勘探理念的引入[18-20]，“源岩”油气勘探思路让勘探工作者重新认识风城组，以常规—非常规油气有序共生的全油气系统综合勘探思路，部署了玛页1 井、玛湖28井、玛49井等多口探井[9]，相继取得突破，5 500 m 以浅有利勘探面积超2 500 km2。钻井揭示玛湖凹陷风城组整体含油，局部富集，大面积连续分布，无明显圈闭界限，仅玛湖28 井区含油面积达238 km2，落实致密油储量2.2×108t。纵观风城组油气勘探，按照勘探战略理念、目标类型、理论认识以及技术工艺大体可以划分为断裂带源边常规油气藏勘探阶段（1965—2006 年）、斜坡区源边多类型风险勘探阶段（2007—2016 年）、凹陷区源内全油气系统勘探阶段[10]（2017年至今）。

图1 研究区构造位置及地质结构剖面Fig.1.Structural location map and geological profile of the study area

2.1 断裂带源边常规油气藏勘探阶段（1965—2006年）

（1）玛南断裂带砂砾岩获突破（1965—2000 年）1965 年，为支援大庆、江汉、陕甘宁等石油会战，新疆石油公司的勘探队伍和设备成批成建制地调出。在人员大幅度减少、资金和器材缺乏的条件下，为控制油田原油产量下滑的局面，主要是围绕已发现的克拉玛依油区进行精细勘探[21]。因此，在玛南克拉玛依油田八区部署了检乌1 井，一方面提升油区井控程度，另一方面为探查二叠系乌尔禾群（对应现今地层：下部为风城组，上部为下乌尔禾组，夏子街组缺失）含油情况。检乌1井在风城组裸眼中途测试日产气2 000 m3，后完井试油，获得日产15 m3的工业油流。随后，为进一步探明检乌1 井区二叠系含油气情况，落实储量面积，取全取准第一手地质资料，在逐步确定地层特点和油层特征的基础上，形成一个开发试验区，部署检乌2井、检乌3井、检乌4井和检乌8井，相继获得工业突破，发现了风城组受断裂控制的八区砾岩油藏（图2），进而打开了风城组的勘探局面。但受到勘探力量的严重不足状况影响，直到1979 年才投入开发，同年申报含油面积43.6 km2，地质储量8 457×104t。但后续外甩探井多油水同出，认为八区油藏为一个带边底水的构造-岩性油藏（图2），原因为远离烃源灶，油气充注程度不高，往斜坡区方向不具备勘探价值，应向玛北（图3）风城组生烃中心探索。直至1995年，通过二维地震资料解释，发现八区南部风城组存在异常岩性体，为兼顾探索二叠系上乌尔禾组岩性、物性及含油气性，部署了克80井，风城组钻遇一套火山岩，压裂后7.5 mm 油嘴试产，日产油67.172 t，日产水51.87 m3，日产气9 602 m3。后续相继部署克81井、克201井等，于1997 年落实探明储量为986×104t 的火山岩油藏。克81井的发现直接推动了2块三维地震部署，为后期勘探部署提供了更加充足证据。此外，在检乌3井区发现后，在滚动勘探以及评价兼顾拓展的部署思路下，又相继在其东部530 井以及446 井风城组落实2 个构造油藏，规模与检乌3井油藏相当（图2），但后期评价效果不佳，导致玛南地区的勘探工作整体停滞。

图2 玛南地区风城组油气勘探成果图Fig.2.Oil and gas exploration results from Fengcheng formation in the southern Mahu area

（2）玛北背斜构造带找油（1980—2006 年）受到二叠系油气勘探的启发，针对三叠系的物探工作于1980 年以后也转向了二叠系，在玛北地区实现二维地震测网密度达1 km×1 km，重点构造目标区测网密度更高。基于这些物探工作，落实了玛北地区存在风城背斜构造带（现在称之为风南鼻凸或乌尔禾鼻隆）（图1a、图3）。按照“源控背斜”找油理论，在玛南八区之下外甩勘探失利后，于1981年7月在风城背斜构造部署了风3井，以二叠系为主要目的层。风3井在风城组7 mm油嘴试油，日产油72.6 m3，日产气6 874 m3；之后，为落实储量规模以及拓展勘探领域，相继部署了风2井、风5井、乌50井等10余口探井，其中，风5井在二叠系风城组试油，压裂后5 mm 油嘴日产油6.7 t，日产气958 m3，发现了风5 井风城组油藏。1984 年，按照“快速突破、快速落实、快速建产”的思路，又部署了一批开发试验井，落实了该区地质储量896×104t。风3 井首次钻揭风城组细粒白云质岩超低孔超低渗储集层，明确了风城组细粒致密储集层裂缝是储集层的主要渗流通道，裂缝的存在和发育程度对能否获得工业油流至关重要。同时，类比风城背斜构造带，利用二维地震资料在夏子街地区发现了鼻凸构造带（图1a），并发现了夏40井背斜。1985年上钻夏40井，在深层二叠系风城组4 810.0—4 886.0 m井段发现4段油气侵层，但中途测试无成效，后完井常规试油3 层，其中4 831.0—4 886.0 m 井段获日产油3.65 t，日产水1.48 m3，效果不理想。为持续探索背斜构造含油气性，在风城背斜东翼风南鼻凸上（图1a），于1991 年部署了风南1 井，该井风城组油气显示活跃，但试油效果不佳，中途测试以及气举试油均低产。风南1 井取到较丰富的岩心资料，岩性以白云质泥岩和泥质白云岩为主，取心具有较好代表性，岩心见裂缝外渗褐色中质油，分析物性极差，属于极差—差储集层；但烃源岩评价整体为好的烃源岩。通过几口风城组探井的部署，认识到风城组储集层基质物性差，常规试油不理想，需寻找构造活跃区微裂缝发育带寻求突破。因此，围绕乌夏断裂带风城组在1995年部署了夏69井，该井纵向穿过4 个断块，多条断裂，风城组白云质岩类裂缝及溶蚀孔较发育，经压裂改造，获日产气15.35×104m3、日产油9.94 t 的突破，随后在风城组中试油3层，相继获工业油气流，发现了夏69井油气藏，但后续勘探多口井出水。2002 年，在夏40 井区部署了三维地震，重新落实构造形态，在夏40 井背斜核部上钻了夏72 井，该井在风城组底部钻遇一套凝灰岩，孔洞非常发育，压裂后3.5 mm 油嘴试油，日产油42.79 t，日产气3 230 m3；之后又上钻了夏201 井和夏202井落实含油面积，夏201井试油效果不理想，最终落实含油面积14.6 km2，石油地质储量1 549.00×104t，该油藏后续开发效果不佳，陷入停滞。后续按风3 井找油思路，相继又部署了多口探井，常规试油效果也均不佳。

图3 玛湖地区风城组地层结构地震地质解释剖面（剖面位置见图1）Fig.3.Seismic-geological interpretation section of Fengcheng formation in Mahu area (section location is shown in Fig.1)

2.2 斜坡区源边多类型风险勘探阶段（2007—2016年）

经过风3 井、风5 井等油藏发现以及对风城组的探索，认识到一个共同特点，风城组储集层岩性均为白云质岩类，纵向均见显示，油层厚度大，常规试油效果不理想，但裂缝发育带产量高。根据2000—2003年准噶尔盆地第三次油气资源评价[22]，玛北地区风城组油气资源量为1.5×108t，白云质岩油藏探明储量为1 577×104t，探明程度低，勘探潜力很大，是该区落实储量最现实区层。结合资源评价结果，认为玛北地区佳木河组靠近生烃灶，是勘探空白区，属风险勘探领域，同时可兼顾风城组白云质岩领域，拓展乌尔禾组勘探成果，提升夏子街组油藏井控程度，故于2007 年在乌尔禾鼻隆带实施了风险探井风城1 井。2008年，风城1 井在风城组白云质粉砂岩（4 193—4 272 m）中途测试，获高产油气流，折算日产油132.96 m3，日产气33 197 m3，同年申报石油地质预测储量6 675×104t。预测储量上交后，风城1井完井后在风一段再试油2层，均获得了工业油流。风城1 井获得突破后，为了加快白云质岩勘探步伐，加强了对盆地西北缘二叠系整体勘探研究力度，相继部署风城011井、风南4井（断鼻）、风南5 井（断块）、风南7 井（断块）、风南8 井（断鼻）等一批探井，多口井油气显示活跃，并获高产工业油流。特别是风南5井，于2010年6月11日在风城组一段中途测试，5 mm油嘴试产，折算日产油236 m3，从而发现了风南5 井区风城组油藏，同年风南5 井区上交风城组石油地质控制储量3 346×104t。

风城1 井突破后，为了整体推进西北缘风城组的油气勘探，按照“风险探索，预探甩开”的原则，针对风城组地层、构造、沉积、储集层、成藏等方面开展综合研究，认为风城组油层厚度大，产量高，普遍含气，为西北缘重要高产层系之一，其油气藏是西北缘重要高效开发区块；风城组发育白云质岩、火山岩和砂砾岩3 类相对优质储集体，白云质岩类储集层主要为白云质粉砂岩和泥质白云岩，为双重孔隙介质型储集层，溶孔与裂缝的发育程度和配置关系决定了产能。油气沿鼻隆带富集，受构造和岩相的控制，油藏类型多样（图4）；百口泉鼻隆和风南鼻凸对称分布，勘探程度低，潜力巨大，是白云质岩类风险勘探的首选目标区。因此，按照构造-岩性的目标于2009 年部署上钻了百泉1井。

图4 玛湖凹陷风城组油藏类型模式（剖面位置见图1）Fig.4.Reservoir type models of Fengcheng formation in Mahu sag(section location is shown in Fig.1)

百泉1 井为落实风一段白云质岩类展布范围和油气勘探潜力及风三段扇三角前缘有利储集相带叠置区勘探潜力，钻揭风城组厚度1 757 m，油气纵向显示厚度900 m。其底部风一段为白云质粉砂岩与白云质泥岩互层，中部风二段为白云质砂砾岩，顶部风三段为巨厚致密砾岩，纵向呈现反旋回沉积特征。在风一段试油2 层，小规模压裂改造获油流，风二段白云质砂砾岩未经压裂，射孔即见油，但试油效果不理想，井口反出物显示原油乳化严重，分析认为风城组储集层致密，孔隙度普遍小于5%，渗透率普遍小于0.05 mD，并且微裂缝欠发育；储集层含碱性（碳酸钠钙石等）矿物，常规胍胶压裂液进入地层后破胶不彻底，原油乳化阻塞井筒，产量提升困难。但该井的钻探推动了风城组沉积体系的研究，明确了需要寻找风城组白云质粉砂岩与微裂缝发育带的叠合区，以寻求更大的油气勘探突破。基于此认识，于2010 年，优选风南鼻凸与夏子街鼻凸结合部位部署了艾克1 井（图1a）。该部位被2 条断裂夹持，形成宽缓平台区，受构造影响，地震预测为微裂缝发育带，同时处于白云质岩储集层发育带。艾克1 井是跳出鼻凸构造带走向斜坡区的第一口井，并且钻达4 500 m 以深的深层领域。但由于过于靠近深大断裂，该井风城组试油为水层（见油），导致该区大规模的勘探拓展工作受限，勘探主要工作量转向了玛湖凹陷百口泉组砾岩大油区[23]。2011 年以后，风城组以滚动扩边及兼探为主，通过精细的构造解释以及油藏的再认识，通过区域老井摸排，围绕剩余出油气井点部署了多口评价井，于2015 年落实白251 井区油藏，提交探明储量1 312×104t。同时，发现了早期部署的克81 井风城组除了火山岩储集层外，存在油气显示较好的砂砾岩储集层，前期未引起重视。该井风城组获油斑级岩心1.94 m，油迹级岩心1.03 m，荧光级岩心5.01 m，含气岩心2.16 m，岩屑录井见荧光显示共108.00 m，测井重新解释油层13 层27.55 m，对3 927—3 995 m 井段恢复试油，采用二级加砂压裂后，3 mm 油嘴日产油10.15 t，试油过程未见水，获得纯油层，一举打破八区油藏之下是水带的认识（图5）。

图5 玛湖凹陷风城组油藏模式（剖面位置见图1）Fig.5.Reservoir patterns in Fengcheng formation in Mahu sag(section location is shown in Fig.1)

2.3 凹陷区源内全油气系统综合勘探阶段（2017年至今）

随着克81 井风城组砂砾岩获得突破，结合前期勘探成果，重新认识风城组沉积体系。风城组发育进积型反旋回沉积序列，碎屑岩与白云质岩在时空上表现为“消长互补，有序共生”特点，断裂带为冲积扇—扇三角洲内前缘厚层砂砾岩，斜坡区为扇三角洲前缘—湖相块状白云质砂岩夹薄层泥岩，凹陷区广泛发育滨浅湖相—深湖相厚层白云质泥页岩。同时，受非常规油气勘探热潮的影响[18-19，24]以及油气有序共生[24-25]的全油气系统概念的启发，认识到风城组受相序的影响，应该存在常规油藏—致密油藏—页岩油藏有序共生的成藏模式，存在源内全油气系统的可能性。因此，2017 年开始，在风城组按照“源储耦合，有序聚集”的全油气系统成藏模式开展综合勘探部署工作。

（1）玛南斜坡区致密油勘探 2017 年在玛南斜坡区克81井下倾方向部署了金龙35井。在含白云砂砾岩段4 506—4 532 m采用分层套管压裂，5 mm油嘴自喷试产，获日产油15.67 t，日产气8 450 m3，落实了水带之下非浮力成藏的连续型致密油藏[26]的存在，之后沿着该带又相继部署了多口探井，均获油流。为了进一步扩大勘探成果，2018 年向凹陷区部署玛湖26井和玛湖28 井，钻揭风城组为厚层块状白云质砂岩夹薄层白云质泥岩互层，源储一体，储源比超过70%，储集层厚度超过300 m，均见油气显示，风二段试油2层获高产。

钻探证实玛南斜坡区风城组3 类岩性（砂砾岩、砂岩和火山岩）储集层纵向上整体成藏，平面上含油叠置连片。为加快资源转化，迅速开展玛南地区风城组储量升级工作，整体部署了29口井，其中，预探井6口，评价井22 口，开发水平井1 口，分步实施，循序推进。2019 年落实3 套含油层系，总面积181.2 km2，提交玛湖28井区预测储量13 132×104t；2020年储量升级，总计落实含油面积280.3 km2，石油地质储量21 963×104t。建成了盆地深层“进源”领域的第一个整装油藏（图1a）。

（2）玛北页岩油勘探 探索玛南斜坡区致密油的同时，积极探索风城1 井落实的玛北白云质泥岩与高孔熔结凝灰岩叠置区勘探潜力。前期针对该区的探索以“构造目标、裂缝发育带”为主线，钻探结果显示油水关系复杂，勘探进展缓慢；2016 年，吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油区的勘探阶段成功以后，按照页岩油的勘探思路重新认识风城组，其烃源岩热解游离烃含量（S1）为0.01～9.35 mg/g，平均为1.27 mg/g，证实其烃源岩内存在滞留烃；在3 200～6 000 m 深度的烃源岩烃指数（S1/TOC）普遍超过100 mg/g，表明存在页岩油的富集。按照页岩油勘探思路，寻找构造稳定区，优选夏子街鼻凸与风南鼻凸之间的向斜区，兼顾火山岩发育带，在埋深相对较小的部位部署了玛湖凹陷首口深层页岩油风险探井玛页1井。玛页1井在风城组与佳木河组录井见连续油气显示，获荧光级以上岩心28筒444.70 m，其中，油浸级6.12 m，油斑级183.73 m，油迹级175.59 m。岩性以厚层白云质泥页岩夹薄层白云质、泥质粉砂岩为主，底部风一段为含砾砂岩、砂砾岩夹火山岩。针对风一段含砾砂岩、砂砾岩夹火山岩油气显示活跃段试油1 层，射开厚度60 m，最高日产油23.76 m3。之后，针对风二段—风三段页岩油段试油，射开井段4 581—4 850 m，采用直井大段分层压裂工艺，分9段共19簇压裂后，3mm油嘴自喷试产，最高日产油50.60 m3，压降稳定，已稳产289 d，平均日产油21.67 m3。

玛页1 井获得突破后，加快了测井七性关系研究，建立了风城组第一口页岩油评价“铁柱子”（图6），明确了风城组虽然甜点分散，但纵向发育3 套优势甜点相对集中段。按照该认识，2020 年，按照“直井控面，落实资源；不同井型提产试验储备技术；逐个突破”的思路，重新复查区域老井，优选夏202 井和风南14 井恢复试油，均获高产工业油流。同时，深化该区沉积体系研究，认为玛北也存在由粗到细的沉积结构，玛页1 井和风南14 井为滨浅湖相白云质泥岩夹白云质粉砂岩，系夹层型页岩油；按照相序变化，应存在半深湖—深湖相厚层白云质泥岩夹纹层状白云质粉砂岩的纹层型页岩油领域和与玛湖28 井类似的扇三角洲外前缘相白云质砂岩致密油领域。围绕2 个新领域，2020 年分别部署了玛页2 井与玛49 井。玛页2 井钻探位置为风城组前陆坳陷中心区，钻遇1 300 m 白云质岩，均见油气显示，风城组钻进期间钻井现场发生2 次明显油层显示，钻遇油层基本落实，但该井钻遇碱湖中心，碱性矿物十分发育，提产工艺尚需攻关。而玛49 井致密油带风二段试油获得日产油20 m3的工业突破。至此，玛北1 250 km2的致密油—页岩油连续油藏带基本落实。2021 年，又相继部署玛页1H 水平井以及玛51X 大斜度井，以探索深层页岩油不同井型的动用方式，同时部署探井5 口，控制致密油与页岩油带356 km2，预计可落实预测储量规模超5×108t。

图6 玛湖凹陷玛页1井风城组“七性”综合评价“铁柱子”Fig.6.Map for comprehensively evaluating“seven properties”in Well Maye-1 in Fengcheng formation,Mahu sag

至此，玛湖凹陷西侧风城组常规油藏—致密油藏—页岩油藏全突破，形成了国内外第一个全油气系统典型实例，也基于此领域的解剖，丰富和发展了油气系统论。

3 勘探启示

纵观玛湖凹陷风城组油气勘探，勘探目标由源外走进源内，由常规走向非常规，由单一圈闭走向连续地质体，由正向构造单元走向凹陷区，由中—浅层向深层发展。其勘探发展趋势可以说是各大盆地油气勘探发展变化的一个缩影，具有代表性，又有其特色的全油气系统特征。因此，总结风城组全油气系统勘探实践经验，对于准噶尔盆地其他富烃凹陷乃至国内外含油气盆地的勘探均有借鉴意义，尤其全油气系统内涵的确立与实践对于油气系统理论的丰富和发展意义重大。

3.1 风城组发育一套碱湖相优质烃源岩

风城组发育淡水—微咸水—碱湖背景下的泥岩、白云质泥岩和泥质白云岩全类型烃源岩，目前也已发现低成熟—成熟—高成熟全过程生排烃形成的油气聚集，具备形成超级富烃凹陷的资源基础[9]。玛湖凹陷是准噶尔盆地已经勘探证实的最富生烃凹陷[11]，钻井及油气源对比也已证实其油气主要来源于以生油为主的下二叠统风城组。文献［2］研究指出玛湖凹陷风城组烃源岩是全球迄今最古老的碱湖优质烃源岩，较之前人报道的古近纪同类实例早两亿多年。

分析反映烃源岩品质的参数（图7），风城组为一套含碳酸盐岩型烃源岩，主体为一套成熟—高成熟的有机质丰度高（总有机碳含量普遍大于0.6%）、类型好（以Ⅰ—Ⅱ1型为主）的烃源岩[1，27-28]。以玛页1 井为例，实测生烃潜量（S1+S2）高达15 mg/g，烃指数（S1/TOC）大于100 mg/g 的烃源岩占比超过36%，具有丰富的游离烃，反映为致密油或者页岩油的富集。文献［9］指出，风城组烃源岩具有全过程生烃特征，早期断裂带及浅层为风城组成熟阶段的中偏重质产物，凹陷区为中—高成熟热演化阶段的中偏轻质油。从生烃模拟的角度分析可知，风城组在生油高峰期产烃率可以达到800 mg/g，是常见湖相烃源岩的2 倍，生烃潜力巨大。此外，风城组烃源岩的优势还表现在碱湖背景下生烃母质的特殊性：以菌藻类为主，高等植物丰度较低。藻类种类多样，包括褶皱藻、沟鞭藻、宏观底栖藻类的红藻以及少量疑源类等，细菌主要为蓝细菌。这类独特的生烃母质是稀缺环烷基原油形成的物质基础。

图7 玛湖凹陷风城组烃源岩地球化学综合评价剖面（据文献［9］修改）Fig.7.Comprehensive geochemical evaluation section of the source rocks in Fengcheng formation in Mahu sag(modified from Reference[9])

3.2 风城组常规—非常规储集层空间上有序分布

前已述及，风城组沉积建造较复杂，从岩石组分构成来看，主要有陆源碎屑岩类、火山岩类、内源化学碳酸盐类和蒸发岩类[29-30]，形成全序列沉积。滨浅湖—半深湖细粒沉积岩类多是上述三端元岩类组分以不同比例混积而成。根据文献［24］关于致密油储集层评价标准，以空气渗透率1.00 mD，基质覆压渗透率0.10 mD，孔喉直径1 μm 为界，将风城组储集层分为常规和非常规2大类（图8）。常规储集层包括岩屑砾岩、岩屑砂岩和裂缝型白云岩，此外，还局限分布熔结凝灰岩和玄武岩；非常规储集层包括白云质砂岩、白云质粉砂岩、白云质泥岩、泥质白云岩等。

图8 玛湖凹陷风城组不同相带岩性及储集空间类型Fig.8.Lithologies and reservoir spaces of different facies belts in Fengcheng formation in Mahu sag

从分布来看（图9），碎屑岩储集层分布于湖盆边缘，埋深较浅（2 800～3 600 m）。砾岩储集层以冲积扇扇中和扇三角洲平原相为主，部分分布于扇三角洲前缘，主要包括小砾岩、细砾岩、砂砾岩和砂质砾岩，含少量中砾岩。灰绿色砾石的分选性和磨圆性相对较好，多形成于扇三角洲内前缘；而棕红色砾岩结构成熟较低，对应冲积扇和扇三角洲平原沉积。砾岩通常厚度较大，泥岩夹层不发育。砂岩类储集层在风城组所占比例并不高，主要分布于斜坡区扇三角洲外前缘环境，颜色通常为灰色和灰绿色，以中—粗砂岩为主，厚度较小，常含有砾石。根据薄片鉴定、X 射线衍射、电子探针等分析结果，三角洲外前缘沉积物中矿物主要有石英（34.32%）、斜长石（21.41%）、微斜长石（8.26%）、白云石（24.90%）和黄铁矿（4.89%），其次还常见方解石、硅硼钠石等。根据X 射线衍射分析数据，白云石含量变化较大，主要为5.00%～45.00%，含量超过50.00%的样品较少，大部分是含有白云石的白云化岩或白云质岩，主要的储集层岩性是白云质砂岩和白云质粉砂岩。凹陷区广泛分布着厚层白云质粉砂岩、白云质泥岩和白云岩。

图9 玛湖凹陷风城组岩相序列平面分布及岩相模式剖面Fig.9.Planar distribution of lithofacies sequence and section of lithofacies model of Fengcheng formation in Mahu sag

从储集性能分析（图8），砂砾岩储集层平均孔隙度6.3%，渗透率2.30 mD。储集空间类型有残余粒间孔、溶孔和裂缝，分选较好，杂基含量较低，原始物性好，是一套储集能力较强的常规储集层；而白云质砂岩、白云质泥岩和白云岩则属于非常规致密储集层范畴，孔隙度大于5.0%的样品占13.1%，平均孔隙度4.4%，平均渗透率0.09 mD；白云质砂岩和白云质粉砂岩物性相对较好。值得注意的是，虽然基质物性整体较差，但其孔隙类型多样，可分为孔（洞）和缝2 大类，孔又包含原生孔和次生溶孔；缝又包含构造缝和微裂缝。总体上，结合其纵向上反旋回沉积特征，构成了盆缘断裂带砂砾岩—斜坡区白云质砂岩—凹陷区白云质泥页岩的相序，形成了空间上常规—非常规储集层的有序分布特征。

3.3 风城组常规—非常规油藏有序共生

文献［31］提出常规油气供烃方向有非常规油气共生、非常规油气外围空间可能有常规油气伴生，常规与非常规油气协同发展，强调了常规—非常规油气有序聚集，源内存在着非常可观的油气资源[32]。在风城组沉积相带变化的控制下，不同类型储集体在空间上呈现出的有序分布，控制着常规油藏—致密油藏—页岩油藏的有序分布。

3.3.1 常规油藏源储分离，有明显圈闭界限及油水分异作用，油气富集于高部位

如前文所述，对于风城组的勘探，早期按照在源边断裂带寻找常规油藏开展探索，发现了八区油藏，但向油藏低部位扩展，外甩探井多见边底水。其储集层岩性主要以砂砾岩为主，虽然砂砾岩沉积体与泥质烃源岩系属同一时期的沉积体，但空间上两者是分离的，如图9 所示，湖相白云质（灰质）泥岩发育烃源岩，扇三角洲平原与内前缘相发育砂砾岩储集层。虽然同属一套地层，但两者分离，油气运移已发生二次运移，在浮力作用下发生短距离的横纵向输导，形成一个由“源”到“圈”的油气系统。同时，受到常规储集层大孔喉结构的影响，喉道形成的毛细管力往往较小，自封闭作用较弱[26]，由浮力作用主导，呈现出油气向上浮动聚集，在同一圈闭中驱替地层水向下，形成油水分异作用的成藏过程。此外，除了受到源储结构的控制，常规油气藏成藏过程中还需要静态要素的耦合控制。例如，八区油藏虽然是岩性体内油气聚集，但上倾方向上断裂封挡，顶部泥岩封盖，因此往往形成的是构造-岩性或者地层-岩性油气藏。

3.3.2 致密油藏与页岩油藏源储紧邻或者源储一体，为无圈闭界限的“连续型”油藏

非常规油气聚集与常规油气聚集不同，主要表现在：①源储关系，致密油藏与页岩油藏往往源储紧邻或者源储一体；②储集空间，储集层普遍致密，与常规油藏相互连通的大孔喉系统有区别，为孤立或者半连通的微纳米级微细喉道；③油气赋存状态，油气以游离态或者吸附态赋存其中，部分吸附油也赋存于有机质微孔隙中；④油气运移动力，受小孔喉系统控制，毛细管作用力强，浮力作用较弱，以生烃增压形成的幕式初次运移或微运移为主；⑤油水关系，受源储结构关系控制，超压驱动使得生成油气充满储集层的整个储集空间，形成连续性的高含油饱和度的油藏，地层水往往以束缚水态存在；⑥分布特征，油气往往受控于烃源岩呈大面积连续分布，无圈闭界限。基于这一认识，在八区油藏水带之下发现了大面积连续分布的致密油藏和页岩油藏，储量规模比常规油藏更大，油藏呈现连续大面积分布（图5）。此外，值得提出的是，风城组目前钻揭的烃源岩整体成熟度普遍小于1.0%，但按照现今的地温场开展的热史模拟显示，凹陷区大部分地区埋深超过5 500 m，成熟度普遍超过1.3%，处于大规模生气阶段。目前，斜坡区玛湖28井、玛湖49 井等风城组试油，多油气同出，气油比不高，但从天然气成因类型指标来看[33]，属于高成熟的油型气，来自于风城组的湿气，因此不能排除玛湖凹陷风城组致密气或者页岩气的存在。

3.4 风城组具有全油气系统特征

综上所述，风城组具有全过程生烃、全类型储集层、全尺度孔喉系统、全类型油气藏的特征（图10）。通过“源储耦合分析”，风城组的油气聚集还表现出全过程成藏耦合的特征。具体而言，随着区域的构造演化，早期快速埋藏垂向压实作用导致沉积物孔隙缩小，并开始发生胶结作用，在成岩作用早期胶结物充填了大量原生粒间孔，加之压实作用，储集层逐渐转变为低孔低渗的致密储集层。后期随着构造抬升，早期胶结物受大气淡水淋滤，发生溶蚀作用，产生了大量的溶蚀孔，增大储集层孔隙度和渗透率，改善储集层物性，溶蚀孔构成此时期的主要储集空间，成为油气聚集的主要场所。断裂带临近凹陷早期的烃源灶先进入低成熟阶段，发生油气运移和聚集，溶蚀相储集层次生孔隙成为油气聚集的场所。随着盆地沉降，垂向压实及其他矿物胶结作用导致储集层孔隙度和渗透率进一步降低，储集层致密化，伴随烃源岩深埋，进入高成熟热演化阶段，受压实排烃作用，排出烃类经过输导体系的二次运移，形成常规油气藏；未排出的烃类滞留于烃源岩微纳米孔喉中，以吸附态或者游离态形成烃源岩油气。整体反映出生烃—排烃—储集层演化—构造演化—油气聚集全过程的耦合成藏，也形成了断裂带低熟—成熟常规油藏—斜坡区成熟—中高熟致密油藏—凹陷区中高成熟—高成熟页岩油藏的有序分布模式[9]。目前，风城组的成功勘探为全油气系统概念提供了实证（图11）。

图10 玛湖凹陷风城组全类型油气藏特征Fig.10.Characteristics of the all-type reservoir in Fengcheng formation in Mahu sag

图11 玛湖凹陷全油气系统岩相模式（a）和油藏模式（b）（剖面位置见图9）Fig.11.(a)Lithofacies model and(b)reservoir pattern of the total petroleum system in Mahu sag(section location is shown in Fig.9)

基于全油气系统找油思路，打破断裂带和斜坡带找油的限制，勘探领域由围绕富烃凹陷正向构造拓展至负向构造，由单一目标勘探向岩性领域拓展。目前，准噶尔盆地已经实现了其他富烃凹陷全油气系统的勘探突破，如阜康凹陷，早期沿北三台凸起寻找小规模构造-岩性油藏，按照全油气系统综合勘探思路，开展下凹进源内勘探，2020年康探1井取得源内芦草沟组以及源上上乌尔禾组的重大突破[34]；在盆1 井西凹陷以及沙湾凹陷，按照常规—非常规油气有序共生模式均取得了深层油气勘探重大突破，形成了重要的储量接替区。此外，目前针对风城组的勘探依然围绕现今构造的斜坡区开展工作，其烃源岩处于成熟—中高成熟热演化阶段，向凹陷区方向，风城组埋深进一步增大，烃源岩将进入高成熟—过成熟热演化阶段[9]，存在大规模生气的可能性，结合前述沉积特征，按照“源储耦合”的理念，向着凹陷中心区，可能存在大规模的致密气和页岩气，可作为风险战略领域开展部署，加快推动全油气系统的丰富和完善。

4 结论

（1）准噶尔盆地玛湖凹陷风城组勘探经历了源边断裂带常规油气勘探、源边斜坡区多类型风险勘探以及源内凹陷区全油气系统综合勘探3个主要阶段。

（2）风城组是优质烃源岩，同样也是重要的勘探层系。风城组受陆源碎屑、内源化学以及火山活动的共同作用，形成了砂砾岩—白云质砂岩—白云质泥岩、泥质白云岩有序分布以及空间上与火山岩、裂缝性储集层共生特征，构成了全类型储集层。

（3）风城组受相序控制，常规油藏—致密油藏—页岩油藏全类型油气藏有序共生，形成了国内外首个全油气系统勘探实例，是全油气系统概念的具象化，实现了理论向实际的转变，是推进油气系统理论发展的有力支撑。