玛湖凹陷西北缘侏罗系三工河组油藏特征

邱争科 吴让彬 李武

摘  要：近年来玛湖凹陷勘探研究多集中在深层，浅层油气藏勘探尚属空白。侏罗系三工河组储层薄，分布面积广，物性好，在实施探井恢复试油过程中，三工河组获得重大突破。据地震、钻井、岩心观察及分析化验等测试资料，对油藏特征分析认为：凹陷发育NE向、NW向两大物源体系，有利相带为辫状河三角洲前缘;储集层主要为灰色细砂岩，储集空间以剩余粒间孔为主;油源为玛湖生烃凹陷二叠系风城组烃源岩，该烃源岩有机质丰度及成熟度高，排烃期为三叠纪和中晚侏罗纪—白垩纪，该区三工河组成藏属于后者。区内大侏罗沟走滑断裂及伴生断裂有助于油气的纵向疏导及调整，渗透性薄砂体与断裂配置形成整个三工河组油气运聚的立体网络。因此，区内三工河组为断层-岩性油藏。

关键词：准噶尔盆地;西北缘;玛湖凹陷;侏罗系三工河组;油藏特征

准噶尔盆地西北缘红车、克百、乌夏断阶带已形成国内外著名的百里油区[1]，勘探开发近60余年，西北缘断裂带勘探程度极高，急需新的储量资源接替。早在20世纪80年代勘探家们就提出“跳出断裂带、走向斜坡区”的勘探思路[2]。近年来，新疆油田在玛湖凹陷深层部署多口探井并取得突破，发现整装二叠系上乌尔禾组、三叠系百口泉组油藏群[3]，但浅层研究尚属空白。2016—2017年老井复查发现浅层砂体虽厚度小，但物性好，录井和气测均具一定响应。实施的多口井在三工河组获得高产，具巨大勘探潜力。目前，W16井区、W12井区、W21井区侏罗系三工河组油藏已进入滚动开发阶段。但玛湖凹陷侏罗系勘探仍存在储层特征、成藏规律及油藏控制因素等关键要素不清、有利勘探方向不明等问题。本文通过专层评价井、过路井钻井取心、录、测井资料进行总结，运用地震、钻井、岩心化验、扫描电镜等资料，解剖三工河组油藏特征及成藏机理，指导三工河组进一步油气勘探。

1  区域地质概况

玛湖凹陷位于准噶尔盆地西北缘，西北部与克百断裂带相邻，北部为乌夏断裂带，东南部为达巴松夏盐凸起（图 1）[4-5]。早二叠世盆地周缘海槽褶皱成山，并向盆地冲断推覆，在西北缘形成前陆盆地。之后由于盆地整体抬升地层遭受剥蚀，玛湖凹陷缺失早三叠世地层。晚侏罗世—早白垩世盆地下沉掩埋。喜山期玛湖凹陷在逆冲推覆作用下形成前陆型沉积凹陷[6]。研究区自二叠系、三叠系至侏罗系发育继承性鼻状构造，在斜向挤压构造背景下，发育高角度NW向横向走滑断裂，纵向上起到油气输导作用。

2  三工河组沉积相特征

三工河组沉积厚350 m左右，自下而上可分为J1s1、J1s2、J1s3等3个小层，岩性以灰色泥岩、泥质砂岩、细砂岩和含砾细砂岩为主（图2）。该区主要发育NE向和NW向两大物源供给体系。NE向物源体系为缓坡、长轴远物源、缓慢沉积，岩性为细砂岩、粉砂岩;NW向物源体系为陡坡、短轴近物源、快速沉积，岩性为含砾细砂岩。

通过对取心井段岩心描述和测井曲线标定，识别沉积微相。三工河组沉积相类型以辫状河三角洲相为主，可进一步划分出前缘和前三角洲亚相。前缘亚相岩性为灰色含砾砂岩、砂岩及粉砂岩，多发育槽状交错层理和波状层理。前缘亚相主要分布于J1s1下部和J1s2，为三工河组主要储集层（图2）。前三角洲亚相以泥岩和泥质粉砂岩为主，主要分布于J1s1上部和J1s3，为区域性盖层。

3  三工河组油藏特征

3.1  储层特征

辫状河三角洲前缘水动力较强，砂体分选性好、储层物性好。据三工河组J1s24中91块岩石薄片分析，储层岩性主要为灰色细砂岩、含砾细砂岩。据三工河组J1s2中71块岩心样品分析，W16井区油层平均孔隙度21.5%，平均渗透率86.5×10-3 μm2，W21井区油层平均孔隙度20.3%，平均渗透率23.1×10-3 μm2，储层物性较好（表1）。砂岩中石英含量最高，平均体积含量72%;长石次之，平均19%。砂岩为泥质胶结，胶结类型为孔隙型;据12块铸体薄片、X衍射、扫描电镜等资料分析，储集空间类型以剩余粒间孔为主，次为粒内溶孔;孔隙物类型以粘土矿物和方解石为主，含少量石英及菱铁矿（图3）。粘土矿物以高岭石为主，次为伊-蒙混层（表2）。孔隙结构主要以粗喉为主，排驱压力小，中值半径大。从W16井区至W21井区泥质含量增加，储层物性变差，储层类型由I类变为II类（表3）， 油层主要分布于I、II類储集层中。

玛湖凹陷三工河组粘土矿物主要为高岭石、伊-蒙混层，次为伊利石，反映了储层处于早成岩期。压实作用伴随着整个成岩过程，早成岩期压实作用较弱，储层物性好，且以原生孔为主。

3.2  烃源岩特征

烃源岩是油气藏形成的物质基础，烃源的性质决定了油气类型和性质，烃源质量和数量决定油气资源的丰富程度，烃源发育位置控制着油气分布。玛湖凹陷烃源岩主要有3套：下二叠统佳木河组、风城组和中二叠统下乌尔禾组，其中风城组烃源岩最发育。玛湖凹陷二叠系风城组为海陆过渡环境残留海-泻湖相沉积，下二叠统风城组发现天然碱、碳酸钠钙石和硅硼钠石等典型碱类矿物，证实风城组为碱湖沉积环境[7-8]，岩性为黑灰色泥岩、白云质泥岩、凝灰质泥岩、凝灰质碳酸盐岩与沉凝灰岩。据风城组烃源岩有机碳含量、生烃潜量和氯仿沥青“A”含量分析（表4），该烃源岩属中等-优质烃源岩，其中风城组二段为最优。风二段总有机碳含量为0.28%～3.58%，平均1.03%;生烃潜量0.06 ～24.58 mg/g，平均5.43 mg/g;氯仿沥青“A”含量0.06‰～11.088‰，平均2.017‰。风城组烃源岩处于成熟-高成熟阶段（图4），生油期为晚二叠世至晚三叠世，高峰期在晚三叠世。生气量从晚三叠世到早白垩世均较大，高峰期在早白垩世。三叠世至早白垩世为风城组烃源岩的重要排烃期。

通过埋藏史和热史模拟研究，结合多口井包裹体特征认为，该区存在2个成藏期次，分别为晚三叠世和中晚侏罗世。晚三叠世为排烃早期，油气在风城组储层聚集成藏;中晚侏罗世至白垩系为排烃晚期，油气在风城组、下乌尔禾组和三工河组储层中聚集成藏。

3.3  儲盖组合特征

三工河组为辫状河三角洲沉积，J1s3为前三角洲沉积亚相，为大套泥岩沉积，可作为良好的区域盖层。J1s2发育厚层三角洲前缘水下分流河道砂体，油层主要分布于J1s24砂体中，该砂层具厚度薄、物性好、沿伸短、一砂一藏特征，J1s24顶被J1s3前三角洲湖相泥岩覆盖，可作为区域良好的盖层，底部发育一套稳定泥岩隔层，顶底板发育，储盖组合良好，利于成藏。试油出水井W15井J1s24底部泥岩隔层不发育，未形成有效封堵，与J1s23水层连通，试油出水。

4  成藏主控因素与规律

4.1  成藏主控因素

研究区侏罗系三工河组为北西高南东低的单斜构造，发育3组大断裂：克乌断裂、大侏罗沟走滑断裂和W30井走滑断裂，并伴生次级断裂。在挤压应力作用下，发育W3-W16井区和W10-W12井区两大宽缓鼻状构造（图5）。宽缓微幅鼻状构造背景下，油气通过深浅断裂及不整合面沟通，长期向微幅鼻状构造区带聚集。玛湖凹陷三工河组油藏研究表明，垂直轴向鼻状构造幅度与油气富集具正相关性，沿构造轴线部署的井产量高，不含水。

断裂为油气输导重要通道，在以岩性圈闭为主的玛湖凹陷尤为重要。钻探结果显示，没有断裂沟通的区域，油气显示差。区内发育中深层及浅层两套断裂系统，深层断裂主要形成于海西晚期，活动于印支期，具继承性发育特点，大多断穿二叠系与三叠系，部分延伸至侏罗系，断距下大上小。浅层断裂主要在压扭环境的燕山中晚期形成，喜山期活动基本停止，期间正是风城组排烃期。深层断裂将二叠系烃源岩生成的油气运移至三叠系及侏罗系，再通过横向输导通道与浅层断层连接，构成油气垂向运移的通道（图5）。

4.2  成藏规律

目前出油井点主要沿走滑断裂分布，三工河组渗透性薄砂体与断裂的有效配置是成藏的一般性规律。玛湖凹陷源储压差大，二叠系风城组烃源岩与三工河组油藏存在异常高压，压力系数为1.33～1.51。油气沿走滑断裂运移至浅层，充注动力强。大侏罗沟走滑断裂水平位移较大，横向上从山前延伸至玛湖斜坡区，纵向上从二叠系断至白垩系底，起沟通油源作用。其它伴生次级走滑断裂对砂体起切割作用，这些断裂规模较小，延伸短，对砂体成藏很难起到封堵作用。这些断裂与深层断裂有效搭配，有助于油气二次分配调整（图5）。J1s24渗透性薄砂体与断裂配置形成整个侏罗系油气运移的立体网络。据上述分析，三工河组油气成藏主控因素为低幅度鼻凸背景下渗透性薄砂体与走滑断裂有效配置形成的断层-岩性油藏（图5）。

5  结论

（1） 三工河组J1s2为辫状河三角洲前缘亚相，研究区发育NE向和NW向物源体系，前缘亚相储层为细砂岩，整体以原生孔为主，物性好。

（2） 三工河组位于玛湖生烃凹陷，油气主要来自二叠系风城组及下乌尔禾组高成熟烃源岩，排烃期为中晚侏罗纪至白垩纪。

（3） 源储压差大，油气充注动力强，大侏罗沟走滑断裂及伴生次级走滑断裂为油气运移的主要通道，渗透性薄砂体与断裂配置形成整个侏罗系油气运移的立体网络。

参考文献

[1]    刘刚，卫延召，罗鸿成，等.准噶尔盆地陆西地区石南13井区侏罗系三工河组砂体结构及控藏作用[J]：石油学报，2018，39（9）：1006-1018.

[2]    徐冠华，石好果，任新成，等.盆1井西凹陷斜坡带三工河组成藏条件及油气富集规律[J].科学技术与工程，2015，15（17）：23-28.

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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