準(zhǔn)噶爾盆地莫北油氣藏主控因素再認(rèn)識(shí)

王京紅，靳久強(qiáng)，匡立春

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083；2.中國石油新疆油田公司，新疆克拉瑪依834000）

準(zhǔn)噶爾盆地莫北油氣藏主控因素再認(rèn)識(shí)

王京紅1，靳久強(qiáng)1，匡立春2

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083；2.中國石油新疆油田公司，新疆克拉瑪依834000）

摘要：針對(duì)制約莫北油氣藏油氣儲(chǔ)量擴(kuò)展主控因素的關(guān)鍵問題開展研究，發(fā)現(xiàn)早期勘探中沒有認(rèn)識(shí)到低孔滲、強(qiáng)敏感性儲(chǔ)層特點(diǎn)，未采取有效的油氣層保護(hù)措施，低孔滲和高粘土礦物含量導(dǎo)致測(cè)井評(píng)價(jià)不準(zhǔn)確，是漏失油氣層的主要原因。在消除影響油氣層測(cè)井評(píng)價(jià)的巖性、物性等因素后，建立了能夠正確評(píng)價(jià)油氣層的圖版，新發(fā)現(xiàn)26井36層漏失油氣層；提出燕山期弧形斷裂對(duì)侏羅系三工河組二段砂泥互層中的油氣起側(cè)向封堵作用；前期采集的大面元地震資料不能滿足較小斷層的識(shí)別和精細(xì)刻畫，采用新采集的高分辨率三維地震資料，通過疊前深度偏移、儲(chǔ)層預(yù)測(cè)、等時(shí)格架下的變速成圖等技術(shù)，搞清了砂體和弧形斷裂分布，從測(cè)井重新評(píng)價(jià)發(fā)現(xiàn)的漏失油氣層出發(fā)，指出在油氣運(yùn)聚方向上的弧形斷裂和有利沉積微相帶耦合形成油氣聚集有利區(qū)，通過老井重新試油和新鉆井實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)量擴(kuò)展?？碧阶C實(shí)該方法可行、成效明顯，使莫北油氣藏儲(chǔ)量擴(kuò)展了近3倍。該方法對(duì)類似地區(qū)的精細(xì)勘探和油氣儲(chǔ)量擴(kuò)展有一定的借鑒作用。

關(guān)鍵詞：弧形斷裂；油氣藏類型；主控因素；莫北油氣藏；準(zhǔn)噶爾盆地

近幾年，老油氣區(qū)精細(xì)勘探已成為新增油氣探明儲(chǔ)量的主要領(lǐng)域之一，勘探潛力很大，油氣藏控制因素重新認(rèn)識(shí)和勘探技術(shù)是提高老油氣區(qū)精細(xì)勘探突破的關(guān)鍵［1－6］。準(zhǔn)噶爾盆地腹部侏羅系在“梁聚論”［7］指導(dǎo)下，發(fā)現(xiàn)了莫索灣、莫北、石南、石西等油氣田。但有些油氣藏的主控因素、分布規(guī)律尚未完全清楚［8－9］，隨著油氣勘探的深入，對(duì)油氣藏控制因素認(rèn)識(shí)越來越清楚，油氣探明儲(chǔ)量不斷擴(kuò)展，莫北油氣田就是其中之一。莫北油氣藏位于準(zhǔn)噶爾盆地腹部莫北地區(qū)，主要含油氣層系為侏羅系三工河組二段（J1s2），1998年7月Mb2井J1s23 935.0～3 958.6m層段用7.94mm油嘴試產(chǎn)獲原油51.57 t/d、天然氣6 7376m3/d。由于目的層粘土含量高，儲(chǔ)層敏感性強(qiáng)，有利沉積和儲(chǔ)層相帶沒搞清楚，導(dǎo)致多口外甩井失利，同時(shí)受當(dāng)時(shí)地震資料限制，斷裂識(shí)別較難，制約了油氣擴(kuò)展。1999年在Mb2，M005兩個(gè)斷塊按斷層－構(gòu)造油氣藏探明含油氣面積為17.6×104km2，石油地質(zhì)儲(chǔ)量為1382×104t，天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量為53.27×108m3。通過地震資料重新處理和斷裂刻畫、沉積微相和有利儲(chǔ)層等重新認(rèn)識(shí)，搞清了油氣藏主控因素，使得M8、M9、M11、M109、Mb2等井區(qū)含油氣面積不斷擴(kuò)展，2009年探明地質(zhì)儲(chǔ)量的石油儲(chǔ)量為4 340.66×104t，天然氣儲(chǔ)量為131.77×108m3，油氣儲(chǔ)量較1999年擴(kuò)展了近3倍。

1　地質(zhì)概況

莫北油氣田位于準(zhǔn)噶爾盆地腹部莫北鼻狀凸起之上（圖1），其北與陸梁南緣的陸南凸起以斷裂為界，南端與馬橋凸起以斷裂相接，東西兩側(cè)分別過渡為東道海子北凹陷和盆1井西凹陷。該區(qū)現(xiàn)今構(gòu)造背景為向南西傾沒單斜，被北東向和近北西向斷裂切割所形成的斷塊群。

圖1　準(zhǔn)噶爾盆地莫北油氣田構(gòu)造位置

莫北凸起在海西晚期即已存在，凸起高點(diǎn)在現(xiàn)今Mb1井附近。中生代早期，三疊系由東、南、西3個(gè)方向向高點(diǎn)超覆；早、中侏羅世時(shí)，凸起相對(duì)穩(wěn)定，侏羅系三工河組和西山窯組沉積厚度變化較小；J1s時(shí)期沉積環(huán)境穩(wěn)定，發(fā)育大面積三角洲沉積體系，受水進(jìn)水退控制，發(fā)育多套砂泥巖互層，形成了多套儲(chǔ)蓋組合，侏羅系三工河組二段主要以三角洲前緣沉積體系為主。侏羅紀(jì)末莫北凸起經(jīng)歷了強(qiáng)烈構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，盆地腹部抬升產(chǎn)生的張應(yīng)力在莫北凸起上形成若干近南北向的張性斷裂，由于地應(yīng)力場(chǎng)略具右旋特征，導(dǎo)致正斷裂大多具有向東呈弧形彎曲的特點(diǎn)。并且正斷層斷面基本都是西傾的，進(jìn)而導(dǎo)致莫北凸起向南西傾斜程度加大，斷裂發(fā)育控制了油氣運(yùn)移和聚集成藏，這對(duì)油氣向東北方向高部位運(yùn)移是有利的。準(zhǔn)噶爾盆地腹部侏羅系烴源巖不成熟，不具備油氣生成條件，油氣主要來源于二疊系烴源巖，燕山期斷裂與海西期斷裂組成了油源匹配斷裂，控制油氣縱向運(yùn)移，侏羅系斷裂在后期停止活動(dòng)，一般具有封堵性特征，在油氣運(yùn)移方向上起遮擋作用。

2　儲(chǔ)層特征及油氣層重新評(píng)價(jià)

復(fù)雜油氣層的含油性受儲(chǔ)層物性、巖性和泥質(zhì)含量等因素控制，可導(dǎo)致不同含油性的測(cè)井響應(yīng)特征存在較大差別。通過對(duì)含油性與物性、巖性、泥質(zhì)含量等因素相關(guān)性研究，在消除巖性、物性影響基礎(chǔ)上，對(duì)油氣層進(jìn)行重新評(píng)價(jià)，發(fā)現(xiàn)新油氣層。

2.1儲(chǔ)層特征

侏羅系三工河組二段（J1s2）儲(chǔ)層主要為不等粒和細(xì)－中粒巖屑砂巖，碎屑成分以凝灰?guī)r為主，占44.9％，其次為石英和長石，分別占31.2％、23.4％；顆粒多為次圓－次棱角狀，分選中－好，膠結(jié)類型主要為壓嵌式、孔隙－壓嵌式。通過對(duì)116塊壓汞資料分析表明，J1s2儲(chǔ)層孔隙喉道以中低孔滲、細(xì)喉為主，毛管壓力曲線形態(tài)為偏細(xì)歪度，平均排驅(qū)壓力為0.66mPa，平均飽和度中值壓力為7.47mPa，平均最大孔喉半徑為1.76μm，平均毛管半徑為0.53μm，平均退汞效率為37％。儲(chǔ)層孔隙類型以粒間孔為主，占95％（圖2），孔隙度為2.30％～19.40％，平均為11.93％，滲透率為0.03×10－3～58.20×10－3μm2，平均為1.82× 10－3μm2；油層孔隙度下限為11.2％，滲透率下限為1.3×10－3μm2。沉積微相和巖性是影響儲(chǔ)層物性的主要因素，中－粗砂巖儲(chǔ)層物性最好，中細(xì)砂巖、不等粒砂巖次之，砂礫巖、粉砂巖較差，含鈣質(zhì)砂巖最差；水下分流河道微相儲(chǔ)層物性較好，而水下分流淺河道、水下分流淺灘微相儲(chǔ)層物性較差；水下分流間灣泥質(zhì)微相為非儲(chǔ)層。

儲(chǔ)層填隙物中膠結(jié)物成分以方解石（6.5％）、硅質(zhì)為主，雜基成分主要為高嶺石和泥質(zhì)（5.5％），膠結(jié)程度中等－致密。粘土礦物以綠泥石（35.2％）和高嶺石（29.3％）為主，其次為伊/蒙混層（19.1％）、伊利石（16.4％）。粘土礦物以分散狀分布于孔喉內(nèi)和顆粒表面（圖3）。儲(chǔ)層表現(xiàn)為中—強(qiáng)水敏性，平均滲透率損失率為64.27％，強(qiáng)鹽敏性，平均滲透率損失率為86.7％，中等體敏性，平均滲透率損失率為31％～69％，中等速度敏感性，平均滲透率損失率為60％（表1）。由于早期勘探時(shí)沒有采取儲(chǔ)層保護(hù)措施，鉆井泥漿與地層不配伍，導(dǎo)致中－強(qiáng)敏感性儲(chǔ)層的一些油層試油不出。低滲透儲(chǔ)層具有比中、高滲透儲(chǔ)層更強(qiáng)的滲透率應(yīng)力敏感性，而孔隙度的應(yīng)力敏感性較弱，在擠壓應(yīng)力作用下，J1s2中細(xì)砂巖低滲儲(chǔ)層更易發(fā)生應(yīng)力敏感性，導(dǎo)致儲(chǔ)層滲透率降低，也是一些油層試油不出的原因之一。

圖2　準(zhǔn)噶爾盆地莫北凸起J1s2孔隙結(jié)構(gòu)顯微照片

圖3　準(zhǔn)噶爾盆地莫北凸起J1s2粘土礦物掃描電鏡照片

表1　準(zhǔn)噶爾盆地莫北凸起J1s2儲(chǔ)層水敏性評(píng)價(jià)Table 1　Water sensitivity evaluation of the 2ndmember of the Lower Jurassic Sangonghe Formation in them obei Salient，Junggar Basin

2.2油氣層重新評(píng)價(jià)

J1s2儲(chǔ)層以原生孔隙為主，中孔細(xì)喉，粘土含量較高，其滲流能力受孔隙度和粘土含量影響較大，儲(chǔ)層的這些特征對(duì)測(cè)井響應(yīng)影響較大，也是造成早期勘探中測(cè)井評(píng)價(jià)誤差較大，漏失油氣層的主要原因。不同巖性儲(chǔ)層的泥質(zhì)含量對(duì)孔隙度影響程度不同（圖4a），砂礫巖儲(chǔ)層泥質(zhì)含量一般小于3％，孔隙度一般小于10％；粗砂巖儲(chǔ)層泥質(zhì)含量一般小于3％，孔隙度一般大于10％；中砂巖儲(chǔ)層泥質(zhì)含量一般為3％～8％；細(xì)砂巖儲(chǔ)層泥質(zhì)含量一般為8％～15％；粉砂巖儲(chǔ)層泥質(zhì)含量一般為15％～30％。

J1s2儲(chǔ)層中粘土礦物較高、水敏性較強(qiáng)，對(duì)測(cè)井識(shí)別含油性影響較大。高含油氣飽和度層電性特征明顯，但含油氣較差或受巖性、物性影響較大的儲(chǔ)層，由于巖性、物性變化都對(duì)電阻率有較大影響，而儲(chǔ)層流體只是影響電阻率變化的一個(gè)主要因素，只根據(jù)電性變化來分析儲(chǔ)層含油性難度較大。該區(qū)早期勘探時(shí)主要根據(jù)電性特征進(jìn)行油氣層識(shí)別（圖4b，c），導(dǎo)致油氣層識(shí)別率不高，漏失了部分油氣層。通過對(duì)該區(qū)含油性與巖性、物性、電性特征的綜合研究，在消除巖性、物性影響基礎(chǔ)上，對(duì)老井重新評(píng)價(jià)，在已探明含油氣面積之外發(fā)現(xiàn)了Mb6等26口井38層油氣層，試油后36層獲得工業(yè)油氣流，為儲(chǔ)量擴(kuò)展提供了線索。

在自然伽馬和電阻率關(guān)系圖版上（圖4b），不同含油性的區(qū)分度不高，當(dāng)數(shù)據(jù)點(diǎn)在黑線之上時(shí)，即GR＞Y1時(shí)，巖性是造成電阻率變化的主控因素；當(dāng)數(shù)據(jù)點(diǎn)在黑線之下時(shí)，即GR＜Y1時(shí)，巖性變化對(duì)電阻率影響不大，對(duì)巖性校正可消除巖性對(duì)含油性的影響。

式中：RT為電阻率，Ω·m；GR為自然伽馬，API。

在密度和電阻率圖版上（圖4c），不同含油性的區(qū)分度也不高，當(dāng)數(shù)據(jù)點(diǎn)在黑線之上時(shí)（式2），即ρb＞Y2時(shí)，物性是造成電阻率變化的主控因素；當(dāng)數(shù)據(jù)點(diǎn)在黑線之下時(shí)，即ρb＜Y2時(shí)，物性變化對(duì)電阻率的影響不大，對(duì)物性校正可消除物性對(duì)含油性的影響。

式中：RT為電阻率，Ω·m；ρb為密度，g/cm3。

在消除泥質(zhì)含量影響后，得到較準(zhǔn)確的孔隙度；在消除巖性、物性對(duì)電阻率影響后，電阻率主要受含油性影響，建立了含油飽和度評(píng)價(jià)模型，確定了模型參數(shù)，較準(zhǔn)確計(jì)算了含油飽和度，在油氣層識(shí)別圖版上能夠很好識(shí)別油氣層（圖4d）。

圖4　準(zhǔn)噶爾盆地莫北凸起J1s2油氣層識(shí)別圖版

如Mb2105井3 689～3 700m深度段，利用未消除巖性、物性的解釋圖版得到的結(jié)論為非油氣層，這與原來的測(cè)井評(píng)價(jià)結(jié)論一致（圖4b）。消除巖性、物性影響后，通過電阻率與自然伽馬、補(bǔ)償密度疊合可認(rèn)為具備含油性，同莫北油田發(fā)現(xiàn)井Mb2井含油特征相似。測(cè)井孔隙度為14％～18％，滲透率為20×10－3～200×10－3μm2，含油飽和度為42％～52％，巖性物性較好，其在3 691.5m電阻率為20.5Ω·m，密度為2.41g/cm3，在飽和度和孔隙度圖版上為油氣層（圖4d），重新評(píng)價(jià)為油層，對(duì)重新評(píng)價(jià)為油層的4層射孔試油，獲油34.8 t/d。

3　油氣藏控制因素與儲(chǔ)量擴(kuò)展

沉積微相確定有利儲(chǔ)層分布，控藏?cái)嗔押蜆?gòu)造確定有利區(qū)帶，在油氣運(yùn)移路徑上的有利儲(chǔ)層與有利成藏區(qū)疊合確定目標(biāo)區(qū)，通過鉆探實(shí)現(xiàn)油氣儲(chǔ)量擴(kuò)展。

3.1沉積微相及砂體平面展布

準(zhǔn)噶爾盆地J1s2發(fā)育三角洲沉積體系，存在西北、東、北和南部四大物源，幾個(gè)物源體系在腹部交匯，沉積物來源及方向多變，主要有來源于西北部和東、西部物源共同提供沉積物的兩種認(rèn)識(shí)，腹部主要發(fā)育水下分流水道、河口壩和滑塌沉積［10－12］。通過巖心、測(cè)井、分析化驗(yàn)、地震儲(chǔ)層預(yù)測(cè)等綜合研究，提出研究區(qū)J1s2沉積物主要來源于東部和北部物源，以三角洲前緣亞相的分流河道沉積為主。J1s鉆揭地層厚度為140～320m，平均為237m，自上而下分為J1s3，J1s2，J1s13段。其中，J1s3分布穩(wěn)定，厚度為85～125m，平均為105m，主要為一套湖相泥巖，為區(qū)域性蓋層；J1s2為大套灰色砂巖夾少量泥巖，厚度為100～140m，平均為120m，又可分為J1s2（1），J1s2（2）兩個(gè)砂層組。目的層J1s2（1）自上而下又分為J1s2（1－1）和J1s2（1－2）兩個(gè)小層，其中J1s2（1－2）砂體分布穩(wěn)定，厚度為10～25m，為主要含油層；J1s1為泥巖夾砂巖，厚度約100m，主要為淺湖相泥巖和三角洲前緣的河口砂壩與水道砂沉積。研究區(qū)主要發(fā)育水下分流主河道、水下分流淺河道、水下分流淺灘、水下分流間灣泥質(zhì)四種微相類型，其中水下分流主河道微相儲(chǔ)層物性最好。在原探明油氣面積西側(cè)、北側(cè)、南側(cè)均發(fā)育良好儲(chǔ)層的水下分流主河道微相砂體（圖5），搞清了砂體的展布規(guī)律為油氣擴(kuò)展指明了方向。

3.2油氣成藏主控因素

莫北地區(qū)油氣成藏受二疊系烴源巖主生烴期和車莫古隆起形成與演化控制［13－15］，成藏期的古隆起控制著油氣運(yùn)聚，調(diào)整期的古隆起影響油氣再分配，定位期的古隆起決定著油氣最終賦存部位，受多套烴源巖不同生排烴期，油氣運(yùn)聚條件控制，具有多期幕式成藏特點(diǎn)［16］。莫北地區(qū)緊鄰二疊系風(fēng)城組和烏爾禾組的盆1井西生烴凹陷，在其油氣系統(tǒng)內(nèi)，侏羅系三工河組儲(chǔ)層優(yōu)于八道灣組和三疊系儲(chǔ)層，油氣沿?cái)嗔芽v向運(yùn)移時(shí)，首先在頂部?jī)?yōu)質(zhì)儲(chǔ)層中聚集成藏。其烴源巖有3個(gè)主要排烴期，最早排烴在晚侏羅世—早白堊世，此時(shí)風(fēng)城組烴源巖正處于生油階段高峰期，在構(gòu)造運(yùn)動(dòng)作用下，沿深切入生油巖的大斷裂或油源匹配斷裂垂向運(yùn)移至構(gòu)造高部位，在燕山Ⅰ－Ⅱ幕形成車莫古隆起內(nèi)的莫北侏羅系儲(chǔ)層中形成古油藏。而此后盆地整體由南向北發(fā)生傾斜，油氣向上傾方向調(diào)整，在高部位有利帶上重新聚集成藏。晚白堊世，烏爾禾組烴源巖開始大量排烴，高成熟油通過不整合面和“Y”字型斷裂組合運(yùn)移、聚集至J1s2圈閉中，形成高成熟油藏；新近紀(jì)后烏爾禾組高成熟烴源巖開始排氣，高成熟氣繼續(xù)沿?cái)嗔?、不整合面進(jìn)入圈閉，油氣藏主要分布于凸起軸部及凹陷向凸起過渡的斜坡帶上。

莫北地區(qū)地應(yīng)力演化模擬結(jié)果表明，垂向應(yīng)力大于水平應(yīng)力，最大水平主應(yīng)力方向?yàn)楸北睎|向，屬于張扭性質(zhì)，形成多組西傾由南北向西北過渡的弧形斷裂，斷裂封堵性好，對(duì)油氣保存起到主控作用。油氣藏與圈閉幅度大小、正斷層封閉性有聯(lián)系，平面上油氣藏分布與正斷層旋轉(zhuǎn)方向有關(guān)，北段正斷層右旋油氣藏位于其上盤，南段正斷層左旋油氣藏位于其下盤；平面上自西往東形成油藏—油氣藏—?dú)獠鼗蛑苯邮怯筒兀瓪獠氐姆植夹蛄?。莫北油氣田的主要控藏?cái)嗔褳镸b2井東斷裂（圖6中②號(hào)斷裂）和Mb2井西斷裂（圖6中①號(hào)斷裂），斷裂延伸長度約14km，最大斷距約130m，封閉性好，控制了Mb2井區(qū)和M005井區(qū)油氣分布。

3.3斷裂對(duì)油氣藏的控制

斷裂展布分為近南北向、北東向及北東東向3組，其中近南北向與北東東向的斷裂延伸長、斷距大，對(duì)構(gòu)造起到了明顯的控制作用；而北東向斷層則相對(duì)規(guī)模較小，是前兩組斷層的補(bǔ)償斷層，對(duì)構(gòu)造的控制作用不明顯。按斷層斷距的大小和延伸距離，將本區(qū)的斷層分為兩個(gè)級(jí)別：一級(jí)為控制結(jié)構(gòu)斷層，主要是近南北向與北東東向斷層，這兩組斷層呈倒“Y”字形，由南向北向兩側(cè)畫弧—弧形斷裂，延伸長度較大，一般大于6km；斷距較大，一般大于30m，基本上決定了本區(qū)構(gòu)造格局，并且可以作為油氣運(yùn)移通道，對(duì)油氣成藏有明顯的控制作用。二級(jí)斷層受一級(jí)斷層影響，伴隨一級(jí)斷層發(fā)育，與其相交可形成多個(gè)斷塊構(gòu)造。

圖5　準(zhǔn)噶爾盆地莫北凸起J1s2（1）沉積微相分布

擠壓應(yīng)力作用下的逆沖推覆是弧形斷裂的主要形成機(jī)制［17］。研究區(qū)受燕山Ⅰ－Ⅱ幕發(fā)育的右旋擠壓應(yīng)力控制，具備形成弧形斷裂的條件。弧形斷裂兩端常伴隨一定走滑，走滑斷裂活動(dòng)后常常為封閉性，同時(shí)，準(zhǔn)噶爾盆地腹部J1s之下的J1b存在異常壓力系統(tǒng)［18－19］，形成于該時(shí)期的斷裂在地應(yīng)力作用下塑性巖石的流動(dòng)進(jìn)入到斷層中，形成泥質(zhì)涂抹層，對(duì)斷層側(cè)向封閉性起重要作用。從構(gòu)造演化來看，斷裂活動(dòng)于白堊系沉積以前，只有近南北向與北東東向的兩組大斷層在局部穿入白堊系清水河組，為油氣后期保存提供了條件。

早期勘探時(shí)受地震資料品質(zhì)限制，斷裂在地震剖面上顯示不清楚，在進(jìn)行斷層解釋時(shí)，主要根據(jù)地震波組的抖動(dòng)來確定斷裂位置，斷距較小的斷裂在地震剖面上一般沒有顯示，如1997年采集的40m×40m三維地震資料（圖7a），很難刻畫斷距較小的斷裂。在新采集和特殊處理后的三維地震資料上，斷裂顯示較清楚，如2007年采集的12.5m×12.5m三維地震資料（圖7b）。利用相干體分析等技術(shù)，確定斷裂解釋方案，對(duì)研究區(qū)斷裂進(jìn)行重新解釋，圖6b中①號(hào)Mb2井西2號(hào)斷裂、②號(hào)Mb2井東斷裂西段在早期地震資料中也無法識(shí)別，可見不同時(shí)期地震資料解釋的斷裂差別很大。

圖6　準(zhǔn)噶爾盆地莫北油氣藏不同時(shí)期刻畫的斷裂、構(gòu)造及含油面積對(duì)比

受地面沙漠條件、構(gòu)造復(fù)雜、地震速度橫向變化大等因素影響，準(zhǔn)噶爾盆地腹部存在時(shí)間域與構(gòu)造域高低幅度差異大的問題，常規(guī)疊后時(shí)間偏移不能使反射波正確歸位，非等時(shí)格架下的構(gòu)造成圖限制了構(gòu)造精度。采用三維疊前深度偏移、等時(shí)格架下的變速成圖技術(shù)實(shí)現(xiàn)了復(fù)雜目標(biāo)區(qū)的高精度成像，解決了該地區(qū)構(gòu)造深度與地震雙程時(shí)間不一致的矛盾，實(shí)現(xiàn)了與地下情況吻合的構(gòu)造精細(xì)成圖，與常規(guī)地震處理和成圖技術(shù)所成的構(gòu)造圖差別較大。

3.4油-水界面重新認(rèn)識(shí)和油氣儲(chǔ)量擴(kuò)展

在搞清儲(chǔ)層控制因素和砂體分布規(guī)律的基礎(chǔ)上，通過測(cè)井資料重新評(píng)價(jià)，為油氣藏?cái)U(kuò)展提供了依據(jù)。在斷裂構(gòu)造重新刻畫和油氣藏控制因素研究基礎(chǔ)上，提出油氣藏受斷裂、巖性等因素共同控制，指出有利勘探區(qū)。在1999年提交探明儲(chǔ)量含油氣面積之外重新勘探，使原來認(rèn)識(shí)的油水界面為3 555m不斷下移至3 622m（圖8），1999年提交探明儲(chǔ)量時(shí)，因Mb2090井鉆探時(shí)油層保護(hù)不好，儲(chǔ)層物性相對(duì)較差，油層束縛水飽和度較高，試油油水同出，認(rèn)為此井附近為油水界面，因此，將油水界面定為3 555m，當(dāng)該井采油3～4個(gè)月，束縛水變?yōu)榭蓜?dòng)水部分采完后，只產(chǎn)純油，因此，將評(píng)價(jià)井進(jìn)一步外甩，新增含油面積不斷擴(kuò)展，目前確定的油水界面為3 622m，尚未見到真正的油水界面，進(jìn)一步勘探后含油面積可能會(huì)繼續(xù)擴(kuò)大。由1999年提交探明儲(chǔ)量時(shí)的含油氣面積為17.6×104km2，擴(kuò)展到現(xiàn)在的68.39×104km2；探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量由1999年的1382×104t，天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量53.27×108m3；擴(kuò)展到目前的探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量4 340.66×104t，天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量131.77×108m3，勘探成效顯著。

圖7準(zhǔn)噶爾盆地莫北三維新、老地震剖面對(duì)比

4　結(jié)論

莫北油氣藏是受構(gòu)造、斷裂和巖性多因素控制的復(fù)合油氣藏，精細(xì)沉積微相和砂體展布、斷裂的有效刻畫是勘探擴(kuò)展的關(guān)鍵，在斷裂刻畫中地震資料品質(zhì)的提高是基礎(chǔ)。對(duì)強(qiáng)敏感性儲(chǔ)層，鉆井過程中油氣層保護(hù)至關(guān)重要，對(duì)沒有考慮油氣層保護(hù)老井的重新評(píng)價(jià)為該類油氣藏油氣儲(chǔ)量擴(kuò)展提供了依據(jù)。

圖8　準(zhǔn)噶爾盆地過Mb2206－M012井J1s2（1）試油海拔高程

老油氣區(qū)精細(xì)勘探是中國石油勘探和儲(chǔ)量擴(kuò)展的重要領(lǐng)域之一，在每年的新增探明油氣地質(zhì)儲(chǔ)量中占25％以上，但老油氣區(qū)地質(zhì)條件和油氣藏控制因素不同，制約精細(xì)勘探的關(guān)鍵問題也有差別，總結(jié)油氣藏控制因素和精細(xì)勘探方法，為類似油氣田的精細(xì)勘探提供參考，有助于我國老油氣區(qū)精細(xì)勘探的儲(chǔ)量擴(kuò)展。

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（編輯張亞雄）

中圖分類號(hào)：TE122.1

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A

文章編號(hào)：0253－9985（2011）02－0165－10

收稿日期：2010－12－09。

第一作者簡(jiǎn)介：王京紅（1970—），女，博士研究生，儲(chǔ)層地質(zhì)與油氣地質(zhì)綜合勘探。

基金項(xiàng)目：國家科技重大專項(xiàng)（2008ZX05001）。

Discussion on themain controlling factors ofm obei oil/gas reservoirs in the Junggar Basin

Wang Jinghong1，Jin Jiuqiang1，Kuang Lichun2
（1.Research Institute of Petroleum Exploration＆Development，PetroChina，Beijing 100083，China；
2.Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，China）

Abstract：This paper studies themain factors influencing reserve growth，of themobei oil/gas reservoir.Many oil/gas layers were not identified during the early exploration period due to several reasons.The first is that no effectivemeasures were applied to protect the oil/gas layerswith low permeability and porosity and strong sensitivity.The second is that the low permeability and porosity and high clay content lowered the accuracy of log interpretation.After eliminating the impacts of lithology，physical properties and other factors on logging evaluation of oil/gas reservoirs，we established board charts to evaluate the reservoir properly.Based on this，we found 36 new oil/gas layers being neglected before in well26.The Yanshan arc fault acts as the lateral seal for the interbeded sandstone and shale reservoirs in the 2ndmember of the Lower Jurassic Sangonghe Formation.As the large-bin seismic data acquired before cannotmeet the requirements of identification and fine description of small faults，the new high resolution 3D seismic datawere used to delineate the sandbodies and arc fault through prestack depthmigration，reservoir prediction and variable velocitymapping under an isochronous sequence framework.The coupling of favorable sedimentarymicrofacieswith the arc fault in the directions of hydrocarbonmigration and accumulation can result in the formation of favorable plays.Therefore，reserve growth can be realized through re-performing formation test in old wells and drilling new wells.The reserves ofmobei oil/gas re-servoir grow by near 3 fold after thismethod was applied.It also can be used in similar oil/gas fields.

Key words：arc fault，reservoir type，main controlling factor，Mobei oil/gas reservoir，Junggar Basin