玛湖凹陷MH1井区上乌尔禾组扇控大面积成藏条件与成藏模式

卢红刚，罗焕宏，骆飞飞，毛登周

(中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000)

0 引言

近年来，随着全球油气勘探逐渐深入，非常规油气藏勘探理论和实践的蓬勃发展带动油气勘探从源外常规圈闭逐渐走向近源及源内油藏勘探，并取得了巨大成果［1－4］，已成为指导富油气凹陷深化勘探的重要理论。玛湖凹陷位于准噶尔盆地西北部，是准噶尔盆地重要的富油气凹陷。2010年在玛湖凹陷三叠系百口泉组中发现了中国首个亿吨级连续型油藏群［5］，随着滚动勘探的不断深入，勘探重心从百口泉组转移至上乌尔禾组，并在玛湖凹陷南部、西部陆续发现多个上乌尔禾组油藏，上乌尔禾组逐渐成为玛湖凹陷增储上产的主力层系。前人针对环玛湖凹陷和上乌尔禾组开展了储层特征分析［6－7］、沉积相组合［8］、砂砾岩岩相分类［9］及扇三角洲沉积模式及富集条件［10－14］等方面的研究，并取得了一系列的成果与认识，对推动玛湖凹陷上乌尔禾组油气藏勘探开发研究发挥了重要支撑作用，但针对斜坡区上乌尔禾组砂砾岩油气藏成藏条件与成藏模式等方面的研究还有待进一步深入。综合运用地质、地球物理以及分析化验等资料，结合区域构造背景与沉积环境，从油源供给、储盖组合、运移通道及保存条件等多个方面，对油气成藏条件进行分析，并对成藏特征及成藏模式进行探讨，摸清了油气富集的控制因素，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西北缘，隶属于中央坳陷的次一级负向构造单元，北邻乌夏断裂带，西靠克百断裂带，南接中拐凸起和达巴松凸起，东临夏盐凸起，呈北东南西走向。研究区二叠系上乌尔禾组构造形态整体表现为向东南倾的单斜，地层向西、向北超覆尖灭，地层发育较为平缓，平均地层倾角为3～5°，局部发育低幅度鼻凸。上乌尔禾组整体为浅水退积型扇三角洲沉积，超覆沉积于下伏的下乌尔禾组地层之上，后期高部位遭受局部剥蚀，与上覆的三叠系百口泉组和下伏二叠系下乌尔禾组均为不整合接触。该套地层在研究区内厚度为10～245 m，整体上从南到北、从东到西地层逐渐减薄(图1)。

图1 玛湖凹陷MH1井区二叠系上乌尔禾组构造纲要Fig.1 The structure outline of Upper Wuerhe Formation of Permian System in MH1 Well Zone of Mahu

根据岩性、电性特征上乌尔禾组自下而上分为乌一段、乌二段和乌三段3个亚段。其中，乌一段岩性主要为灰色、灰褐色厚层块状砂砾岩，乌二段岩性主要为灰色砂砾岩以及含砾砂岩，乌三段主要以红褐色泥岩为主。

2 有利成藏条件

研究区位于准噶尔盆地玛湖凹陷南斜坡，紧邻大侏罗沟走滑断裂体系。构造演化分析表明，上乌尔禾组沉积于中、下二叠统大型超削不整合面之上，为前陆—坳陷转换期填平的补齐式沉积，超覆沉积于下伏不整合面之上，具备形成大型地层圈闭的背景。上乌尔禾组发育大型退覆式扇三角洲，源储匹配，协同封盖，成藏条件优越，具备形成大油区的地质条件［14］。

2.1 优质高效的烃源条件

玛湖凹陷是准噶尔盆地重要的生烃凹陷之一［6］，研究区整体位于玛湖富烃凹陷中心区，发育有二叠系佳木河组、风城组、下乌尔禾组及石炭系4套潜在有效烃源岩。其中，风城组为最优质高效的烃源岩［15－16］。二叠系风城组沉积时期为前陆盆地，沉积中心位于玛湖凹陷西斜坡，烃源岩厚度大，最大厚度超过200 m，分布面积约为5 000 km2，为发育于碱湖环境下的一套特殊的白云质、凝灰质混合岩［17］。

根据岩石有机碳热解和热模拟数据，风城组烃源岩有机质类型以Ⅰ—Ⅱ1型为主，镜质体反射率为0.85%～1.16%，处于成熟—高成熟阶段。有机质丰度大部分达到了中等烃源岩标准，属中等—优质烃源岩［18］。

基于烃源岩自然演化、热模拟实验结果认为，风城组烃源岩具有成熟—高成熟(Ro为0.80%～1.30%)的双峰式生油模式，显示出多期烃类充注的特征。不同于传统的湖相烃源岩单峰式生油模式，风城组在镜质体反射率为1.30%时，仍处于生油高峰期［18］，特别是第2期高成熟油气，总有机碳产烃率几乎近2倍于传统湖相优质烃源岩。因此，玛湖凹陷风城组为成熟—高成熟烃源岩，有机质丰度高，生烃潜量大，双峰式生油，为MH1井区上乌尔禾组油藏提供了优质高效的烃源条件。

2.2 规模有效的储盖组合

研究区上乌尔禾组处于大型缓坡古地貌环境，为湖泊背景下粗粒的扇三角洲沉积体系，物源主要来自西北缘的老山，西部物源在古沟槽与古凸起的控制、引导下形成了由黄羊泉扇体、白碱滩扇体和克拉玛依扇体3个不同前进方向和规模的扇体组成的扇群(图2a)。3个扇体均由北西向南东延伸至凹陷中心，共同覆盖了MH1井区。油藏位于坡折之下的扇体平台区，为沉积物的卸载提供了巨大的容纳空间和场所，物源搬运距离适中，是优质砂体沉积卸载的有利场所，发育大范围展布的砂砾岩储集体。

上乌尔禾组是一个持续水进的沉积过程，发育有多个扇体，平面上稳定发育，纵向上叠置连片，扇体交汇处呈现明显前积叠置现象。扇三角洲前缘亚相为最有利的储集相带，乌一段厚度为0～130 m，乌二段厚度为0～80 m，最大储层厚度超过200 m，巨大的储集空间为油气的运聚提供了良好场 所，为油气大面积成藏创造了条件。乌三段发育一套稳定、平均厚度大于50 m的滨浅湖泥岩，构成良好顶板条件(图2b)，这种退积型扇体下砂上泥式沉积模式在纵向上形成规模有效的储盖组合［19］。在下部砂砾岩中，由于粗碎屑储层存在非均质性的特点，形成了“一砂一藏”的模式，油藏具有纵、横向上叠置连片的大面积成藏特征(图3)。

图2 MH1井区二叠系上乌尔禾组沉积相平面图和综合柱状图Fig.2 The sedimentary facies and bottom of Upper Wuerhe Formation of Permian System in MH1 Well Zone

图3 MH1井区二叠系上乌尔禾组沉积模式Fig.3 The sedimentary model of Upper Wuerhe Formation of Permian System in MH1 Well Zone

由岩心观察、薄片鉴定及分析化验结果(图4)可知:MH1井区上乌尔禾组储层岩性主要为灰色砂砾岩和含砾粗砂岩(图4a、b)，储层岩石学特征表现为低结构成熟度、低成分成熟度的特征，分选较差，颗粒磨圆为中—差，以次棱状为主(图4c—e)。颗粒间以线接触、压嵌式胶结为主，胶结中等—致密;上乌尔禾组孔隙度为6.80%～16.40%，中值为7.93%;渗透率为0.06～171.00 mD，中值为1.46 mD，属于特低孔、特低渗储层(图4f、g);储集空间以剩余粒间孔(75.00%)为主，其次为长石、岩屑颗粒粒内溶孔(图4h—j);孔喉结构整体表现为微孔、细喉特征，渗流条件整体偏差。

图4 MH1井区上乌尔禾组扇三角洲前缘储集砂体综合特征Fig.4 The integrated characteristics of reservoir sand body of fan delta in Upper Wuerhe Formation of MH1 Well Zone

2.3 立体沟通的输导网络

MH1井区发育有立体沟通的油气输导网络，包括断裂、不整合和渗透性砂体的三元复合体系，为油气运聚成藏提供了立体组合复式输导网络。

研究区在海西—印支期逆冲推覆作用影响下，纵向上发育了3期断裂体系，断裂组合样式及其展布规律控制了油气的纵向调整运移及聚集。其中，早期海西—印支期断裂切穿风城组烃源岩层，向上与上乌尔禾组内不整合面沟通，成为油气垂向运移的良好通道(图5)。印支—早燕山期走滑断裂形成时间相对较晚，其活动时间与风城组烃源岩生烃高峰匹配关系好，具有良好的输导作用。

图5 玛湖凹陷多期断裂体系纵向解释剖面Fig.5 The longitudinal interpretation section of multistage fault system of Mahu Sag

研究区发育巨厚扇三角洲前缘砂砾岩，平面上稳定发育、纵向上互相叠置。风城组烃源岩在早三叠世已成熟排烃，早侏罗世达到生烃高峰，此时研究区上乌尔禾组埋深整体小于500 m，该区厚层砂砾岩遭受压实作用较弱，具有较好的渗透性，可以作为储集空间也可作为油气横向运移的输导通道［20－21］。风城组优质烃源岩生成的油气可直接进入砂砾岩，并通过砂砾岩横向疏导，运移至上乌尔禾组与中下二叠统之间的不整合面，再由不整合面横向运移并在有效圈闭聚集成藏。

研究区存在多套不整合，包括三叠系与二叠系以及二叠系内部不整合，目的层上乌尔禾组与上下地层皆为不整合接触，而上乌尔禾组顶底不整合面长期经受风化剥蚀，非常有利于油气运移聚集，油气可沿不整合面进行网毯式运移［22－23］。

2.4 匹配良好的保存条件

研究区构造格局形成于白垩纪早期，构造较为简单，基本表现为南东倾的平缓单斜，局部发育低幅度背斜、鼻状构造和平台。整体来看，研究区二叠系上乌尔禾组整体为一大型地层圈闭，地层相对平缓(图6)，后期构造对其影响较小，多期油气持续运移聚集，相对平缓的构造背景使得原油不易运移、调整逸散，有利于形成大面积连续型油藏。

图6 MH1井区过MH026—MH22井三维地震标定剖面Fig.6 The 3D seismic calibration section of Wells MH026－MH22 in MH1 Well Zone

上乌尔禾组发育湖侵背景下的扇三角洲沉积体系。其中，前缘相带形成有效储集体，扇体主槽部位发育杂色、褐色致密砂砾岩带，在扇三角洲前缘相带两翼形成良好的遮挡条件;扇三角洲平原致密砂砾岩和扇间泥岩形成致密的侧翼遮挡，前扇三角洲湖相泥岩可作为良好的区域性盖层，形成良好的顶底板条件，共同形成了复合式多面遮挡体系(图2b)，为MH1井区扇三角洲前缘相带大面积连续成藏提供了匹配良好的保存条件。

3 油气成藏模式

二叠系上乌尔禾组储层主要为扇三角洲前缘相灰色砂砾岩，横向分布范围广，纵向叠置连片，从而形成了多种储盖组合类型。多套烃源岩为油气运聚提供充足来源，继承性鼻凸构造背景有利于油气富集，生储盖组合良好，在3期断裂为油气运移提供高效输导体系、广泛分布的砂体与断裂的有效配置控制油气在多期断裂垂向运移、不整合面横向输导条件下，形成源上砾岩大油区整体成藏。根据烃源条件、输导体系类型、储盖组合等特征，MH1井区上乌尔禾组整体表现为大型缓坡扇三角洲沉积控制下的大面积成藏特征(图7)。

图7 MH1井区二叠系上乌尔禾组油气成藏模式Fig.7 The oil and gas accumulation mode in Upper Wuerhe Formation of Permian System in MH1 Well Zone

由图7可知:MH1井区油气成藏过程中，风城组生成的油气沿不整合面、断裂和渗透性砂体向斜坡区运移，聚集至不整合面附近的上乌尔禾组扇三角洲前缘储层，在乌三段湖相泥岩和扇三角洲平原相致密砂砾岩遮挡下遇有利圈闭成藏，从凹陷中心至边部，存在完整的连续型油气聚集。

2016年以来转变思路，以大面积岩性成藏模式为指导，勘探目标由凸起带走向斜坡区，在玛湖凹陷、沙湾凹陷及滴南凸起相继获重大发现。根据“扇控大面积”成藏模式指导，按照“直井探边、水平井提产”的思路，预探、评价、产能一体化部署，分步实施，循序推进。2019年MH1井区预探、评价、开发一体化攻关取得阶段性成果，上乌尔禾组试油52口井87层，获工业油流47口井79层，水平井开发试验取得较好效果，MH1井区乌一段上交探明石油地质储量达1.2×108t，为玛湖油田增储上产打下了坚实基础。

4 结论

(1)MH1井区上乌尔禾组大面积连续成藏需要具备优质高效的烃源、规模有效的储盖组合、立体沟通的输导网络、匹配良好的保存条件4个有利条件。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向上乌尔禾组储集层中运移和聚集成藏。

(2)上乌尔禾组巨厚砂砾岩与切穿二叠系烃源岩的众多断裂构成了油气运移的主力通道，油气沿不整合面进行网毯式运移，断层、不整合面和渗透性砂体的三元复合体系共同形成了良好的立体输导网络。

(3)黄羊泉扇体、白碱滩扇体和克拉玛依扇体三大扇体提供了非常充足的物源，乌一段、乌二段厚层砂砾岩形成了巨大油气储集空间，乌三段滨浅湖泥岩为区域良好的盖层，上乌尔禾组自身具备完整的储盖组合;扇三角洲平原亚相致密带、湖相与扇间泥岩以及断裂相互配置，形成复合式多面遮挡，具有良好的顶底板及侧面封挡体系，为扇三角洲前缘大面积成藏提供了匹配良好的保存条件。

(4)成藏控制因素和富集规律综合分析认为，MH1井区上乌尔禾组亿吨级油藏整体含油，局部富集，受鼻凸、断裂、扇三角洲前缘有利砂体联合控制。鼻凸控聚，发育多个继承性鼻凸有利于油气富集;断裂控运，多期断裂有利于油气向上乌尔禾组运移;砂体控藏，广泛分布的砂体与断裂的有效配置控制油藏分布，整体表现为大型缓坡扇三角洲沉积控制下的大面积成藏特征。