瑪湖凹陷斜坡區(qū)KE89—MAh9古鼻凸的發(fā)現(xiàn)及油氣勘探意義

孟祥超 王小軍 陳 揚(yáng) 齊洪巖 竇 洋 王愛霞

(①中國石油杭州地質(zhì)研究院，浙江杭州 310023；②新疆油田公司勘探開發(fā)研究院，新疆克拉瑪依 834000)

0 引言

近五年來，在“跳出斷裂帶，走向斜坡區(qū)”思路指導(dǎo)下，準(zhǔn)噶爾盆地西北緣瑪湖凹陷繼高部位發(fā)現(xiàn)構(gòu)造油藏群之后，在斜坡區(qū)發(fā)現(xiàn)了西部、東部兩個(gè)百里油區(qū)，迎來第二次儲(chǔ)量突破(環(huán)瑪湖凹陷斜坡區(qū)累計(jì)提交三級(jí)儲(chǔ)量油近6億噸)。上述突破得益于源外扇控大面積成藏模式的指導(dǎo)，該模式的主要內(nèi)涵是： ①瑪湖凹陷斜坡區(qū)三疊系百口泉組(T1b)為典型的湖侵沉積。平面上，環(huán)凹陷東—北—西方向分別發(fā)育達(dá)巴松、夏鹽、瑪東、夏子街、黃羊泉、克拉瑪依和中拐扇七個(gè)扇體；縱向上，自下而上，百口泉組一、二、三段，即T1b1、T1b2、T1b3尖滅線向老山方向依次后退，且大致平行[1-4]；②在油源斷層(溝通二疊系風(fēng)城組烴源巖與三疊系百口泉組儲(chǔ)層)、頂板封蓋層(T1b3泥質(zhì)巖、T2k泥包砂沉積層)、底板封擋層(P2-3w頂部泥巖)等條件下，通過扇三角洲平原相富泥砂礫巖致密層、扇間泥質(zhì)巖分別在上傾部位、側(cè)翼部位形成的封擋，油氣在扇三角洲前緣亞相水下分流河道砂體內(nèi)聚集成藏[1]，發(fā)育巖性油藏。

隨著油氣勘探的進(jìn)一步深入，發(fā)現(xiàn)上述成藏模式之外，還可能存在兩個(gè)有利的成藏領(lǐng)域: ①T1b1沉積受晚二疊世凹凸相間古地貌影響，有可能在斜坡趨勢(shì)下存在局部古地貌高，其周邊可為有利的油氣富集區(qū)；②目前，斜坡區(qū)發(fā)現(xiàn)的油氣主要集中于凹陷周緣七大主扇所限定的扇三角洲前緣相帶，但主扇之間的低勘探程度區(qū)亦存在較多的出油氣井點(diǎn)，該區(qū)帶的油氣勘探潛力及相應(yīng)的成藏模式有待進(jìn)一步探索。

為了探索上述兩個(gè)方面的成藏領(lǐng)域，本文選擇在黃羊泉扇、克拉瑪依扇兩大主扇之間的低勘探程度區(qū)，利用鉆井、測(cè)井和地震資料新發(fā)現(xiàn)KE89—MAh9二疊紀(jì)古鼻凸(下文簡(jiǎn)稱“古鼻凸”)；參考露頭剖面，利用斷層生長指數(shù)、地震時(shí)間切片、AE法聲發(fā)射最大古應(yīng)力值測(cè)定和FMI測(cè)井最大古應(yīng)力方向測(cè)定等多種地球物理手段，綜合分析古鼻凸的成因及演化過程；明確古鼻凸對(duì)T1b1沉積及成藏的控制作用；以期在古鼻凸下傾部位發(fā)現(xiàn)“超覆線—迎烴面—通油源斷層”配置條件良好的潛在油氣富集區(qū)，揭示瑪湖凹陷斜坡區(qū)地層超覆圈閉勘探新領(lǐng)域。

1 區(qū)域概況

準(zhǔn)噶爾盆地是在海西運(yùn)動(dòng)后期開始形成的多期次疊合盆地，周緣為古生代褶皺縫合帶[5]。自石炭紀(jì)至今，盆地依次經(jīng)歷了海西晚期、印支期、燕山期和喜山期等構(gòu)造運(yùn)動(dòng)。石炭紀(jì)末期，準(zhǔn)噶爾南緣的北天山—準(zhǔn)噶爾洋開始閉合，并在局部發(fā)生陸塊碰撞(即天山中期運(yùn)動(dòng))。受其影響，西北緣早期褶皺造山帶強(qiáng)烈隆升，并向盆地逆沖，形成疊瓦式前陸推覆構(gòu)造。二疊紀(jì)早期，準(zhǔn)噶爾地塊在西北緣持續(xù)逆沖推覆作用下，受垂直載荷影響，巖石圈發(fā)生撓曲變形，西北緣周緣前陸盆地開始形成。三疊紀(jì)中—晚期，準(zhǔn)噶爾地塊和西準(zhǔn)噶爾地塊相對(duì)于成吉斯弧發(fā)生逆時(shí)針旋轉(zhuǎn)，導(dǎo)致陸內(nèi)變形顯著[6-7]，在準(zhǔn)噶爾盆地西北緣形成克百—烏夏右旋走滑逆沖帶(圖1)。

研究區(qū)位于克百斷層下盤，地層發(fā)育有石炭、二疊、三疊、侏羅及白堊系，各層系之間呈區(qū)域性平行不整合或角度不整合接觸關(guān)系[8-9]。目的層百口泉組為一套近物源的粗碎屑(砂礫巖)沉積[10-11]。

圖1 區(qū)域構(gòu)造位置(粉紅色框?yàn)檠芯繀^(qū)范圍)

2 古鼻凸特征

古鼻凸位于瑪湖凹陷西斜坡克百斷層下盤，屬于斜坡背景上的低幅度鼻狀凸起，面積約為55km2。古鼻凸頂面為T/P(三疊系/二疊系)區(qū)域不整合面，上覆地層為T1b2，下伏地層為P3w。T1b1地層厚度自南翼、東翼、北翼向古鼻凸周緣逐漸減薄，在BAI53—MA14—BAI65—AIc1—MAh9井一線附近超覆尖滅于古鼻凸側(cè)翼，古鼻凸部位缺失T1b1地層(圖2、圖3)。地震剖面上可見下(P3w)削上(T1b1)超反射特征(圖3a、圖3c)。

古鼻凸邊界為T1b1尖滅線，T1b1從南、東、北超覆其上。百口泉組為湖侵沉積，自下而上，T1b1、T1b2、T1b3尖滅線向西部古地貌高方向逐層推進(jìn)。T1b2、 T1b3尖滅線走向與近南北走向的克百斷裂帶大致平行，而T1b1尖滅線走向在KE89—MAh9—BAI65井一線向東凹進(jìn)，使古鼻凸產(chǎn)狀呈向東(凹陷中心)收斂、向西部古地貌高方向敞開的“類喇叭口”狀(圖 2)。

古鼻凸主要控制T1b1沉積。T1b2沉積于古鼻凸、填平補(bǔ)齊之后，T1b3沉積厚度穩(wěn)定(圖3c、圖3d)。據(jù)古鼻凸邊界和T1b1厚度，推算KE89—MAh9古鼻凸高度約為55m，寬度約為6.5km,古鼻凸周緣的T1b1以砂礫巖夾泥巖沉積為主，泥巖夾層厚度(2～5m)穩(wěn)定。測(cè)井曲線(圖3b、圖3d)以漏斗形、底漸變接觸的反旋回為主。地震反射特征為低頻—弱振幅—較弱連續(xù)(圖3a、圖3c)。

圖2 T1b1殘余地層厚度圖

圖3 古鼻凸邊界地震反射、巖性及測(cè)井特征(地震剖面位置見圖2)

古鼻凸上覆的T1b2發(fā)育穩(wěn)定的砂礫巖夾少量泥巖沉積。T1b2覆蓋古鼻凸及其周緣，與古鼻凸沒有成因聯(lián)系。

古鼻凸下伏的上烏爾禾組(P3w)在MAh9井、BAI65井區(qū)以厚層塊狀砂礫巖沉積為主，中上部發(fā)育厚度不等的泥巖隔層，頂部發(fā)育約8～15m致密古風(fēng)化殼層。測(cè)井曲線以鐘形、底突變接觸的正旋回為主(圖3b、圖3d)。地震反射特征為中低頻—中強(qiáng)振幅—較高連續(xù)(圖3a、圖3c)。其巖性、測(cè)井及地震反射特征與南部MAh1井區(qū)大致相同。

3 古鼻凸成因

KE89—MAh9古鼻凸的成因與同沉積逆沖斷層密切相關(guān)[7-8]。

二疊紀(jì)—三疊紀(jì)期間，研究區(qū)處于晚海西運(yùn)動(dòng)—印支運(yùn)動(dòng)擠壓構(gòu)造背景下，氣候干旱少雨，風(fēng)化作用(尤其是物理風(fēng)化破碎作用)強(qiáng)烈。擠壓推覆作用和風(fēng)化作用的雙重效應(yīng)導(dǎo)致逆沖斷層上升盤地層抬升的同時(shí)，亦遭受較強(qiáng)烈的風(fēng)化破碎、剝離作用。

該時(shí)期逆沖斷層具同沉積性質(zhì)，與同沉積正斷層相比，二者差異主要在兩個(gè)方面： ①沉積物處于沉積期或準(zhǔn)同生期，尚未固結(jié)成巖，塑性較強(qiáng)，斷層上、下盤相對(duì)運(yùn)動(dòng)形成的拖曳效應(yīng)常在近斷裂帶處形成拖曳涂抹帶。其中，同沉積正斷層拖曳涂抹帶傾向與斷層傾向相同，同沉積逆沖斷層則相反；②對(duì)于同沉積正斷層而言，下降盤的引張下落導(dǎo)致上升盤的相對(duì)上升，上升盤不會(huì)形成對(duì)下降盤的垂向負(fù)荷；而同沉積逆沖斷層的上升盤多垂直或傾斜上覆于下降盤之上，形成了對(duì)下降盤的垂向負(fù)荷(圖4)。同沉積逆沖斷層多發(fā)育于強(qiáng)烈擠壓構(gòu)造應(yīng)力背景下，上升盤地層抬升，遭受強(qiáng)烈剝蝕，剝蝕下來的物質(zhì)堆積于斷崖底部的下降盤，導(dǎo)致下降盤近斷裂帶區(qū)因上覆壓力增大而發(fā)生撓曲沉降。而上升盤地層在區(qū)域構(gòu)造擠壓應(yīng)力作用下，直接逆沖推覆至下降盤之上，進(jìn)一步增加了下降盤的上覆地層壓力，進(jìn)而導(dǎo)致下降盤相對(duì)于上升盤的撓曲沉降程度進(jìn)一步加大。由此推知，在區(qū)域母巖類型、地層巖性及厚度、構(gòu)造應(yīng)力等背景條件大致相同條件下，同沉積逆沖斷層上盤及下盤的相對(duì)構(gòu)造高差要明顯大于同沉積正斷層(圖4)。

圖4 同沉積逆沖斷層及同沉積正斷層野外露頭剖面對(duì)比

晚海西期，塔里木板塊與西伯利亞板塊碰撞擠壓，克百地區(qū)靠近擠壓中心區(qū)，以近東西向逆沖推覆作用為主，逆沖楔狀體沿二疊系地層內(nèi)部的塑性滑脫面自西向東逆沖推覆。受F1、F2兩條同沉積逆沖斷層夾持控制，近東西向逆沖推覆作用在斷層上、下盤產(chǎn)生相對(duì)構(gòu)造高差，形成古鼻凸；早印支期轉(zhuǎn)變?yōu)榻媳毕驍D壓應(yīng)力，發(fā)生右行走滑，對(duì)古鼻凸進(jìn)行改造，最終定型(圖5)。

利用砂礫巖樣品點(diǎn)AE法聲發(fā)射古應(yīng)力值測(cè)試[12-13]得出的最大古應(yīng)力值變化曲線可知，古鼻凸經(jīng)歷了三個(gè)由強(qiáng)漸弱的幕式構(gòu)造旋回，分別對(duì)應(yīng)古鼻凸的形成、發(fā)展、定型三個(gè)演化時(shí)期(圖5)。

圖5 古鼻凸演化綜合分析圖(剖面位置見圖6b)

3.1 古鼻凸形成期(構(gòu)造旋回Ⅰ)

此時(shí)期形成古鼻凸的雛形，古鼻凸主要靠近F2斷層一側(cè)。進(jìn)一步可細(xì)分為活動(dòng)期Ⅰ、間歇期Ⅰ兩個(gè)階段。

活動(dòng)期Ⅰ(變形代表層位為層1、層2)：構(gòu)造擠壓作用最為強(qiáng)烈(測(cè)算區(qū)域最大古應(yīng)力達(dá)237.3MPa)，F(xiàn)1斷層由于距克百—烏夏逆沖帶較近，在擠壓逆沖推覆的主構(gòu)造背景下，疊加了造山后的伸展松弛作用，存在逆沖擠壓(逆沖斷層，層1)—伸展(正斷層，層2)的構(gòu)造反轉(zhuǎn)。F1斷層在斷層傾向(上、下盤相對(duì)位置)保持不變的前提下，早期的同沉積逆沖作用(層1: 下盤厚度大于上盤厚度)及后期的同沉積伸展作用(層2: 下盤厚度小于上盤厚度)的疊合效應(yīng)，弱化了F1斷層的整體逆沖效應(yīng)。此外，f1斷層釋放了作用于F1斷層的部分應(yīng)力。上述作用的綜合效應(yīng)，導(dǎo)致 F1、F2斷層夾持區(qū)在靠近F1斷層一側(cè)抬升幅度較小。F2斷層因距離克百—烏夏逆沖帶稍遠(yuǎn)，造山后的伸展松弛作用影響甚微，整體以逆沖推覆作用為主。由于沖斷作用持續(xù)發(fā)生，上、下盤地形相差懸殊，自沖斷席上剝蝕下來的碎屑物堆積于斷崖根部，斷層的同沉積作用非常明顯(F2斷層在層1處的生長指數(shù)為1.40，層2處的生長指數(shù)為2.73)。此外，與F2斷層呈“Y”字形交叉的f3斷層(調(diào)節(jié)斷層)的逆沖作用，進(jìn)一步強(qiáng)化了F2斷層上下盤的高差。因而在F1、F2斷層夾持區(qū)靠近F2斷層一側(cè)形成古鼻凸的雛形。

間歇期Ⅰ(變形代表層位為層3)：主控?cái)鄬覨1、F2及上、下盤斷距、厚度、產(chǎn)狀均無明顯差異(F1、F2斷層生長指數(shù)分別為1.13、1.02)，次級(jí)斷層f1及f2(F1斷層上盤的調(diào)節(jié)斷層)等小斷層局部調(diào)節(jié)，釋放部分應(yīng)力/形變(f1、f2斷層上、下盤地層厚度及產(chǎn)狀變化較明顯)，并以強(qiáng)烈逆沖擠壓后的輕微伸展松弛(F1斷層上盤開始發(fā)育傾向相反的調(diào)節(jié)正斷層f2，且F1、f2斷層夾持部位的構(gòu)造形態(tài)平直，分析認(rèn)為該斷層應(yīng)為強(qiáng)烈逆沖擠壓后的輕微伸展松弛所致)為構(gòu)造旋回I結(jié)束標(biāo)志。

3.2 古鼻凸發(fā)展期(構(gòu)造旋回Ⅱ)

此時(shí)期，古鼻凸范圍已擴(kuò)展至F1、F2斷層夾持區(qū)域。該時(shí)期也可細(xì)分為活動(dòng)期Ⅱ、間歇期Ⅱ兩個(gè)階段。

活動(dòng)期Ⅱ(變形代表層位為層4、層5)：主控?cái)鄬覨1、F2斷距及上、下盤厚度差異較之于活動(dòng)期Ⅰ明顯減小，F(xiàn)2斷層的逆沖推覆強(qiáng)度仍然大于F1 斷層(以層4變形為代表，對(duì)應(yīng)的F1、F2斷層的生長指數(shù)分別為1.06、1.10)。斷層在地震剖面上主要表現(xiàn)為同相軸的輕微撓曲。該時(shí)期的應(yīng)力/形變主要通過次級(jí)斷層f1及調(diào)節(jié)斷層f2來實(shí)現(xiàn)(以f2斷層為代表，f2斷層在層4的生長指數(shù)為1.19)。

間歇期Ⅱ(變形代表層位為層6、層7)：可分解為早期、晚期兩個(gè)階段。早期(層6變形為代表)F1、F2、f1斷層不存在明顯的斷距，上、下盤厚度均無明顯差異(F1、F2斷層在層6處的生長指數(shù)分別為1.04、1.08)，說明F1斷層活動(dòng)基本停止，F(xiàn)2斷層繼續(xù)同沉積逆沖活動(dòng)，但強(qiáng)度明顯減弱。f1等小斷層局部調(diào)節(jié)、釋放部分應(yīng)力/形變。晚期(層7變形為代表) 除了F2斷層繼續(xù)同沉積逆沖活動(dòng)并略有增強(qiáng)(F2斷層生長指數(shù)為1.14)外，其他部位地層厚度均無明顯差異。

需要指出的是，古鼻凸發(fā)展期的晚期(層6末期—層7變形期)，各斷層傾角明顯變大，斷層上、下盤地層的產(chǎn)狀出現(xiàn)明顯差異。該變化源于早印支期南北向擠壓作用疊加到原海西期北北東走向斷層上，進(jìn)而在原海西期斷層上產(chǎn)生的右旋走滑作用所致。

3.3 古鼻凸定型期(構(gòu)造旋回Ⅲ—構(gòu)造旋回Ⅳ)

該時(shí)期海西期近北北東向古鼻凸經(jīng)早印支期右行走滑改造，最終定型為現(xiàn)今的近東西走向。

構(gòu)造旋回Ⅲ早—中期(變形代表層位為層8)：繼承了前期古應(yīng)力格局，斷層傾角進(jìn)一步加大至近90°，斷層上、下盤地層的產(chǎn)狀差異自F2、f1、F1方向逐漸增強(qiáng)的趨勢(shì)得以保持。除F2斷層繼續(xù)保持較強(qiáng)的同沉積逆沖擠壓態(tài)勢(shì)(F2斷層生長指數(shù)為1.16)外，F(xiàn)1、f1斷層的同沉積逆沖擠壓效應(yīng)進(jìn)一步減弱(F1斷層生長指數(shù)為1.03)。盡管各斷層的擠壓趨勢(shì)整體減弱，但該時(shí)期最大古應(yīng)力值(128.1MPa)仍然較大。綜合分析認(rèn)為，上述剩余應(yīng)力/形變主要由F2斷層的長期繼承性逆沖抬升以及由F1、f1斷層上盤伴生的調(diào)節(jié)性正斷層f4(生長指數(shù)為1.23)、f5(生長指數(shù)為1.14)消弭釋放。

構(gòu)造旋回Ⅲ晚期(變形代表層位為層9，即P3w)：海西運(yùn)動(dòng)末期褶皺回返，盆緣區(qū)中—下二疊統(tǒng)抬升，遭受強(qiáng)烈的剝蝕，形成了上二疊統(tǒng)(P3)/中—下二疊統(tǒng)(P1-2)之間的角度不整合接觸，上覆上烏爾禾組厚層塊狀砂礫巖。該期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)對(duì)研究區(qū)的影響主要體現(xiàn)在使長期繼承性活動(dòng)的F2斷層繼續(xù)同沉積逆沖(生長指數(shù)為1.18)，次級(jí)及調(diào)整斷層f1、f4、f5等已陸續(xù)停止活動(dòng)，F(xiàn)1斷層同沉積逆沖作用停止(生長指數(shù)為1.0)。

后期改造—定型期(構(gòu)造旋回Ⅳ)：三疊紀(jì)中—晚期，研究區(qū)處于印度板塊和歐亞板塊南北向擠壓碰撞(印支運(yùn)動(dòng))引發(fā)的遠(yuǎn)程效應(yīng)影響下，因處于構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的遠(yuǎn)程端，逆沖擠壓推覆作用強(qiáng)度較之于海西期明顯減弱，以近南北向擠壓應(yīng)力為主。該期在三疊系內(nèi)部產(chǎn)生新的具同沉積性質(zhì)的逆沖斷層，斷層發(fā)育部位與原海西期逆沖斷層發(fā)育部位繼承性較強(qiáng)。同時(shí)，原海西期近北北東向的F1、F2逆沖斷層疊加了本次近南北向擠壓應(yīng)力下右行走滑作用，影響范圍向下波及至層6末期—層7(自該位置向上，斷層傾角明顯變大，斷層上、下盤地層產(chǎn)狀出現(xiàn)明顯差異)。F1、F2兩條斷層夾持的古鼻凸由原海西期近北北東向最終定型為現(xiàn)今的近東西走向。

縱向上，地震時(shí)間切片對(duì)比可以更清晰地反映F1、F2斷層的“晚海西期逆沖擠壓推覆—早印支期走滑改造”演變特征及其對(duì)古鼻凸的控制作用(圖6)。F1、F2斷層位置與T1b1尖滅線(代表古鼻凸邊界)在各時(shí)間切片的投影位置大致吻合，且吻合程度由深至淺，即2900→2600→2300ms逐漸增強(qiáng)(2300ms時(shí)間切片對(duì)應(yīng)海西運(yùn)動(dòng)末期，此時(shí)期F1斷層同沉積逆沖作用停止)，說明古鼻凸的形成與F1、F2兩條斷層自下而上的逆沖推覆作用關(guān)系密切。大侏羅溝斷裂(圖6)為達(dá)爾布特走滑斷裂伴生的分支斷裂，斷裂兩側(cè)產(chǎn)狀差異(同相軸走滑扭曲)主要表現(xiàn)在近斷裂附近，而距離斷裂帶稍遠(yuǎn)的兩側(cè)地層產(chǎn)狀基本一致。F1、F2斷層附近地層產(chǎn)狀與大侏羅溝斷裂明顯不同，除了近斷裂帶處發(fā)生同相軸錯(cuò)斷外，兩側(cè)地層產(chǎn)狀差異在遠(yuǎn)離斷裂帶處表現(xiàn)的尤為明顯，分析認(rèn)為是逆沖推覆作用導(dǎo)致的斷裂兩側(cè)不同時(shí)代地層對(duì)接所致。

古鼻凸的現(xiàn)今走向與大侏羅溝走滑斷裂的走向大致平行，說明古鼻凸的形成經(jīng)歷了晚海西期近東西向擠壓逆沖推覆及早印支期右行走滑改造作用，最終定型為目前的近東西向。

圖6 古鼻凸演化時(shí)間切片

上述古鼻凸成因分析中，最關(guān)鍵的環(huán)節(jié)是晚海西期和早印支期的最大主應(yīng)力方向發(fā)生了變化(前者為近東西向，后者為近南北向)。最大主應(yīng)力方向的變化可通過FMI測(cè)井所反映的誘導(dǎo)縫走向及定向橢圓井眼長軸走向進(jìn)一步佐證。依據(jù)誘導(dǎo)縫走向與井壁崩落形成的定向橢圓井眼長軸走向識(shí)別古應(yīng)力方向[14-16]是目前常用的手段。從成因上講，誘導(dǎo)縫與井壁崩落形成的定向橢圓井眼均與古應(yīng)力場(chǎng)有關(guān)。誘導(dǎo)縫是地應(yīng)力作用下即時(shí)產(chǎn)生的裂縫，走向平行于最大古應(yīng)力(壓應(yīng)力)方向，以排列整齊、規(guī)律性強(qiáng)、縫面規(guī)則、開度較小為典型特征而區(qū)別于天然裂縫(成儲(chǔ)裂縫，與構(gòu)造運(yùn)動(dòng)和地層脆/塑性密切相關(guān)，發(fā)育過程中又遭受地下水溶蝕和沉淀作用改造，分布不規(guī)律，縫面不規(guī)則，裂縫開度變化大)。井壁崩落形成的定向橢圓井眼的成因與地下最大古應(yīng)力(壓應(yīng)力)方向有關(guān)。最大古應(yīng)力(壓應(yīng)力)作用方向上，井壁巖石徑向受力方向指向井筒，巖石向井筒內(nèi)垮塌，井壁沿該方向擴(kuò)徑，形成定向橢圓井眼。定向橢圓井眼的長軸方向指示最大古應(yīng)力方向。

研究區(qū)FMI成像測(cè)井(圖7)揭示的誘導(dǎo)縫走向清晰揭示出上述應(yīng)力變化特征，即中—下二疊統(tǒng)P1f、P2x、P2w受晚海西期近東西向(82.5°，262.5°)最大主應(yīng)力(壓應(yīng)力)控制，以近東西向擠壓作用為主(圖7a)；上二疊統(tǒng)P3w地層則在晚海西期近東西向(97.5°，277.5°)主壓應(yīng)力背景上，疊加了早印支期近南北向(172.5°，352.5°)主壓應(yīng)力(圖7b)。井壁崩落形成的定向橢圓井眼所揭示的主壓應(yīng)力方向(175.5°，355.5°)與印支期近南北向(172.5°，352.5°)主壓應(yīng)力方向高度吻合，表明定向橢圓井眼主要形成于印支期(圖7c)。而定向橢圓井眼垂向發(fā)育程度的差異及產(chǎn)狀特征進(jìn)一步印證了上述印支期發(fā)生的走滑作用。定向橢圓井眼僅在海西末期P3w發(fā)育，呈北北西(162.5°，342.5°)、北北東(188.5°，8.5°)走向兩組共軛縫的方式出現(xiàn)。共軛縫夾角(26.0°)較小。裂縫開度較前述誘導(dǎo)縫開度明顯增大，綜合分析認(rèn)為，上述窄夾角共軛橢圓井眼的成因與早印支期近南北向擠壓兼右行走滑反轉(zhuǎn)形成的壓剪作用有關(guān)，裂縫開度較大并最終形成井壁崩落則是壓剪作用長期疊加的結(jié)果。

圖7 FMI測(cè)井(誘導(dǎo)縫—定向橢圓井眼)反映的最大主應(yīng)力方向分析圖

4 油氣勘探意義

4.1 古鼻凸下傾部位T1b1段儲(chǔ)層質(zhì)量較優(yōu)

由前述分析可知,F1、F2兩條邊界斷層活動(dòng)性的差異導(dǎo)致古鼻凸南、北兩側(cè)的沉積及地層存在明顯的不同。

古鼻凸南側(cè)的MAh1井P3w頂部的泥巖地層保存較完整，而古鼻凸部位的MAh9井P3w上部的泥巖地層被剝蝕殆盡，為下傾部位的MAh6—MA9井區(qū)T1b1段沉積提供物源。母巖物質(zhì)經(jīng)歷了多次的再搬運(yùn)、再沉積過程，沉積物的重力分異程度及水動(dòng)力對(duì)粒間細(xì)粒填隙物的淘洗程度進(jìn)一步加強(qiáng)，進(jìn)而確保古鼻凸下傾部位T1b1段儲(chǔ)層具較高的成分成熟度及結(jié)構(gòu)成熟度，長石等易溶碎屑含量及石英、石英質(zhì)巖、花崗巖等剛性顆粒含量明顯增高，抗壓保孔性增強(qiáng)，剩余粒間孔及長石粒內(nèi)溶孔發(fā)育，儲(chǔ)層質(zhì)量較優(yōu)(圖8)。

4.2 發(fā)育上傾封堵致密層

在油源斷層、垂向儲(chǔ)—蓋組合等成藏條件具備的情況下，古鼻凸能否對(duì)下傾方向的地層超覆圈閉形成上傾封堵是油氣成藏的關(guān)鍵。

古鼻凸處于構(gòu)造高部位，長時(shí)期暴露地表，并且不整合面之下的P3w地層屬較易風(fēng)化的沉積巖地層，因而在近不整合面部位風(fēng)化、形成一套厚度穩(wěn)定的古風(fēng)化殼層。

以靠近古鼻凸邊界的AIc1井(圖9)為例,T1b2底礫巖層與不整合面之下古風(fēng)化殼層直接接觸。古風(fēng)化殼層以泥壤層為主，含少量砂壤層、礫壤層及淋濾層(泥質(zhì)/砂質(zhì))。表現(xiàn)為致密層特征(泥壤層密度均值為2.64g/cm3；砂/礫壤層密度均值為2.62g/cm3；淋濾層密度均值為2.57g/cm3；古風(fēng)化殼層密度均值為2.61g/cm3)，可以為下傾方向T1b1地層超覆圈閉提供有效的上傾封堵條件。

圖8 古鼻凸下傾部位儲(chǔ)層質(zhì)量

圖9 古風(fēng)化殼結(jié)構(gòu)圖(AIc1井，井點(diǎn)位置見圖11)

4.3 發(fā)育地層超覆圈閉

瑪湖凹陷斜坡區(qū)百口泉組近五年的油氣勘探遵循“扇控大面積成藏”勘探理念，油氣在扇三角洲前緣相帶(圖10中A區(qū))中成藏。古鼻凸的發(fā)現(xiàn)，揭示了地層超覆圈閉勘探新領(lǐng)域(圖10中B區(qū))。

較之于扇控大面積成藏模式，本次發(fā)現(xiàn)的地層超覆圈閉除了具有與前者大致相同的頂板、底板封堵條件及油源斷層條件外，還具有更優(yōu)越的成藏條件配置(表1)，如更靠近烴源灶中心，油源充足；儲(chǔ)層條件優(yōu)越；圈閉側(cè)向封堵條件好等。

更重要的是，圍繞古鼻凸發(fā)現(xiàn)了一系列的地層超覆或巖性圈閉。T1b1累計(jì)厚度大于6m的砂體富集帶主要分布在被三條坡折帶所分隔的四個(gè)寬緩平臺(tái)內(nèi)(與T1b1尖滅線大致平行，圖11)，每個(gè)平臺(tái)內(nèi)的砂體富集區(qū)呈土豆?fàn)钫共?，與扇三角洲前緣水下分流主河道位置匹配良好[17-19]，為高效儲(chǔ)層發(fā)育帶。

地層超覆圈閉主要發(fā)育于古鼻凸的南翼，致密古風(fēng)化殼層與南翼的扇間泥質(zhì)巖帶(圖11，深藍(lán)色、淺藍(lán)色、綠色區(qū)域?yàn)樯乳g泥質(zhì)巖區(qū))共同構(gòu)成T1b1段地層超覆圈閉的上傾封堵帶。其中，緊鄰古鼻凸的一平臺(tái)的A、B、C、H圈閉上傾方向主要為致密古風(fēng)化殼層封堵；一平臺(tái)的I圈閉及二平臺(tái)、三平臺(tái)、四平臺(tái)(各平臺(tái)大致以坡折1、2、3為界限，圖11)的圈閉超覆于T1b1/P3w不整合面之上，上傾方向則以各坡折帶處的扇間泥質(zhì)巖帶封堵為主。

本次研究發(fā)現(xiàn)砂體累計(jì)厚度大于6m、單塊面積大于2km2、“超覆線—迎烴面—油源斷層[20-22]”配置條件較優(yōu)的潛在油氣富集區(qū)共63.4km2/12塊(圖11中的A～L塊)，揭示了瑪湖凹陷斜坡區(qū)存在地層超覆或巖性圈閉勘探新領(lǐng)域。

圖10 古鼻凸及兩種類型圈閉分布模式圖(剖面位置見圖11)

油藏類型烴源巖輸導(dǎo)—運(yùn)移主成藏期構(gòu)造背景儲(chǔ) 層圈閉—封擋母巖類型剛性顆粒含量/ 抗壓?？仔猿煞?結(jié)構(gòu)成熟度上傾方向其他方向扇控大面積巖性油藏(AIh2油藏)KE89—MAh9古鼻凸地層超覆油藏風(fēng)城組泥巖、云質(zhì)泥巖、沉凝灰?guī)r 通油源斷層—不整合面—砂體 均位于AIh2-MA9鼻凸,構(gòu)造背景優(yōu)中基性火山巖較低/較低較低/較低扇三角洲平原富泥砂礫巖沉積巖較高/較高較高/較高古鼻凸/致密古土壤;扇間泥質(zhì)巖扇間泥質(zhì)巖、 前三角洲/濱淺湖泥質(zhì)巖

圖11 T1b1段地層超覆圈閉分布圖

6 結(jié)論

(1)古鼻凸位于克百斷層下盤，面積約為55km2，頂面為T/P區(qū)域不整合面，上覆T1b2，下伏P3w。古鼻凸邊界為T1b1尖滅線，屬于斜坡背景上的低幅度鼻狀凸起，呈向東部凹陷中心收斂、向西部古高方向敞開的“類喇叭口”狀。

(2)古鼻凸由F1、F2兩條同沉積逆沖斷層夾持控制，晚海西期近東西向逆沖推覆作用在斷層上、下盤產(chǎn)生相對(duì)構(gòu)造高差，古鼻凸形成；早印支期近南北向擠壓應(yīng)力導(dǎo)致右行走滑改造，古鼻凸最終定型。

(3)在古鼻凸南翼下傾部位T1b1段新發(fā)現(xiàn)“超覆線—迎烴面—油源斷層”配置條件較優(yōu)的潛在油氣富集區(qū)63.4km2/12塊，揭示瑪湖凹陷斜坡存在地層超覆圈閉勘探新領(lǐng)域。