瑪湖凹陷斜坡區(qū)淺層油氣地質條件及勘探潛力

胡 瀟，曲永強，胡素云，潘建國，尹 路，許多年，滕團余，王 斌

（1.長江大學地球科學學院，武漢 430100；2.中國石油勘探開發(fā)研究院西北分院，蘭州 730020；3.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

0 引言

準噶爾盆地瑪湖凹陷的油氣勘探始于斜坡外高部位的斷裂帶。20 世紀90 年代，勘探家們提出了“跳出斷裂帶，走向斜坡區(qū)”的整體勘探思路，至此，斜坡區(qū)成為了油氣勘探重點之一［1-2］。2012 年以來，瑪湖凹陷中深層三疊系百口泉組和二疊系上烏爾禾組的油氣勘探接連獲得重大突破，陸續(xù)發(fā)現(xiàn)了多個大型礫巖油藏，最終形成了現(xiàn)今“十億噸級”的瑪湖特大型礫巖油田［3-5］，但斜坡區(qū)的淺層勘探進展較慢，本次研究所涉及的“淺層”為位于主力規(guī)模產油層上烏爾禾組和百口泉組之上的幾個埋藏相對較淺的層系，包括三疊系的克拉瑪依組（T2k）和白堿灘組（T3b），侏羅系的八道灣組（J1b）和三工河組（J1s），平均埋藏深度小于2 500 m，儲層物性好，也是瑪湖地區(qū)重要的高產層系。20 世紀90 年代初，斷裂帶附近的三疊系白堿灘組在446 井區(qū)、B21井區(qū)和七中東區(qū)等發(fā)現(xiàn)了3 個油藏，累計探明儲量超過千萬噸，但之后數(shù)十年沒有新的發(fā)現(xiàn)?？死斠澜M的勘探起步也較早，1994 年鉆探的M4 井和1995 年鉆探的M006 井均未獲成功。侏羅系勘探始于2003 年，先后部署上鉆的M8，M10，M12 和M14 等探井見到不同程度的油氣顯示，但均未獲得重大突破；之后針對中拐凸起侏羅系鉆探的G8 井發(fā)現(xiàn)了G8，G201 等油藏，但后期儲量升級困難［6］。至此，淺層勘探被定性為“有點無面、不宜專探、適合多層系兼探”，隨后淺層勘探陷入沉寂期。

2014 年以來淺層油氣資源開始受到重視，同時FN401 井和M27 井的克拉瑪依組、MZ4 井和MH401 井的白堿灘組、AH12 井和M612 井的八道灣組、M26 井和MH041 井的三工河組均獲高產工業(yè)油氣流［7］。2018 年11 月，MH015 井在八道灣組獲得日產原油405.6 t、日產氣3.6 萬m3，創(chuàng)新疆油田公司單井產量歷史新高，展現(xiàn)了淺層高效開發(fā)的良好前景，然而后續(xù)相繼部署鉆探的AH15，M622，M623，M30，M261 等專層探井均未獲得發(fā)現(xiàn)［8］，預示著該區(qū)淺層油藏勘探難度大、非均質性較強。本次研究從斜坡區(qū)淺層基本石油地質條件入手，依據(jù)錄井、測井、三維地震、巖心分析化驗資料，開展斜坡區(qū)淺層的儲層特征、儲蓋組合、輸導條件和成圈條件研究，刻畫其成藏模式和有利區(qū)分布規(guī)律，以期指導瑪湖地區(qū)淺層的油氣勘探。

1 區(qū)域背景

瑪湖地區(qū)位于準噶爾盆地西北部（圖1），晚二疊世之前研究區(qū)處于持續(xù)推覆擠壓階段，之后由于盆地的整體抬升，研究區(qū)部分地層遭受剝蝕［9-12］，三疊系百口泉組處于斷坳轉換階段［13］，主要發(fā)育扇三角洲沉積［13-17］，其后瑪湖地區(qū)進入了沉降-抬升的震蕩發(fā)展階段，淺層地層形成于該時期。

圖1 準噶爾盆地瑪湖凹陷斜坡區(qū)三工河組沉積相圖Fig.1 Sedimentary facies of Sangonghe Formation in the slope area of Mahu Sag，Junggar Basin

克拉瑪依組分為上亞組和下亞組，為扇三角洲相沉積，上部主要為灰色、綠灰色泥質粉砂巖、含礫泥質粉砂巖、砂礫巖，與深灰色泥巖、砂質泥巖呈不等厚互層狀，下部以灰色砂礫巖、含礫泥質粉砂巖為主，夾灰褐色、褐色泥巖［18］。白堿灘組分上、中、下共3 段，主要為灰色、深灰色泥巖、泥質粉砂巖，夾灰色、灰綠色砂礫巖、中—粗砂巖，儲層主要為辮狀河沉積，僅局部發(fā)育三角洲沉積［19］。八道灣組以辮狀河三角洲沉積為主［20-23］，主力含油砂體為八道灣組一段的一砂組，單砂體厚度一般為4～20 m，巖性以灰色含礫細—中砂巖為主，電性特征為塊狀和指狀中高阻［8］。三工河組自下而上亦分為3 段，為辮狀河三角洲沉積，第三段為主要目的層，厚度約為140 m，主要為灰色泥巖、灰色砂礫巖及少量細砂巖，夾灰色泥質粉砂巖［24-25］（圖2）。

圖2 瑪湖凹陷淺層綜合柱狀圖Fig.2 Comprehensive stratigraphic column of shallow layer in Mahu Sag

2 油氣地質條件

2.1 儲層特征

瑪湖凹陷西斜坡淺層儲層巖性主要為中—細砂巖、砂礫巖［圖3（a）—（b）］，埋深為1 500～3 000 m，孔隙類型主要為殘余粒間孔，其次為粒間溶蝕孔［圖3（c）—（d）］。根據(jù)AH12，M26，M30，AH15，MH015 等21 口井的巖心觀察和物性分析，可以得出儲層厚度為2～8 m，孔隙度為17.2%～21.8%，平均為18.5%，滲透率為0.01～546.00 mD，平均為9.33 mD，屬于中孔-低滲儲層。儲層砂體主要為水下分流河道沉積，湖平面上升晚期，湖岸線繼續(xù)向岸遷移，牽引流作用減弱，以濱淺湖亞相的泥巖沉積為主，受陣發(fā)性構造活動的影響，辮狀河三角洲前緣的水下分流河道砂體在垂向上與濱淺湖亞相的泥巖構成了“泥包砂”結構［22，26］。湖侵晚期這幾套“泥包砂”型水下分流河道砂體厚度較小，橫向變化快，彼此不連通，且“泥包砂”型水下分流河道砂體具有良好的頂板和底板條件，為最有利的儲集體。

圖3 瑪湖凹陷淺層儲層巖心及微觀特征

利用瑪湖斜坡23 塊三維地震資料和100 余口鉆井資料開展了4 套目的層段的河道砂體預測，以三工河組三段的一砂組為例，通過精細地震解釋，恢復了瑪湖凹陷斜坡區(qū)三工河組三段一砂組的古地貌圖［圖4（a）］，結合9 口井的地層傾角測井資料和11 口井的重礦物數(shù)據(jù)，解譯了水流平面展布。此外，疊前反演結果［圖4（b）］對水下分流河道砂體的分布進行了佐證，其與古地貌解譯成果在平面上吻合度高，進一步增加了砂體預測的可靠性。預測4 套河道砂體面積總計7 143.5 k m2，其中三工河組一段一砂組水下分流河道砂體面積約為1 988 km2，八道灣組一段一砂組水下分流河道砂體面積約為2 024.8 km2，白堿灘組三段水下分流河道砂體面積約為1 243.5 km2，克拉瑪依上亞組二段水下分流河道砂體面積約為1 887.2 km2?？傮w上，淺層4 套目的層儲層規(guī)模大、埋藏淺、物性好，具備形成集群式分布的巖性油氣藏的儲層條件。

2.2 蓋層特征

圖4 瑪湖凹陷斜坡區(qū)三工河組三段一砂組古地貌圖（a）及疊前反演平面圖（b）Fig.4 Palaeogeomorphological map（a）and prestack inversion（b）of sand group 1 of the third member of Sangonghe Formation in the slope area of Mahu Sag

瑪湖凹陷淺層沉積時發(fā)育3 期規(guī)模較大的湖侵［27-28］，形成了3 套區(qū)域性泥巖層，分別為白堿灘組一段泥巖、八道灣組二段泥巖和三工河組三段泥巖，可作為優(yōu)質蓋層。根據(jù)垂向上巖性分布規(guī)律，結合油氣顯示情況，3 套區(qū)域性泥巖與其下伏的初始湖泛期形成的砂體組成了3 套有利的儲蓋組合（圖5）。第1 套儲蓋組合主要特征為：以克拉瑪依組扇三角洲前緣水下分流河道砂體為主要儲層，自下而上含有多套沉積旋回，對應多套河道砂體，其上覆白堿灘組一段為巨厚的區(qū)域性湖相泥巖，可作為優(yōu)質蓋層。第2 套儲蓋組合主要特征為：儲層段為白堿灘組二段扇三角洲前緣水下分流河道砂體和八道灣組一段辮狀河三角洲水下分流河道砂體，水下分流水道砂體粒度較粗，淘洗充分，儲集物性好，目前研究區(qū)已發(fā)現(xiàn)油氣大多儲集于水下分流河道砂體中；八道灣組二段主要發(fā)育一套泥巖，局部夾有泥質粉砂巖和煤層，為前三角洲和泛濫平原沉積，具有良好的封蓋性能；白堿灘組二段最下部的河道沉積和八道灣組一段最上部緊鄰湖泛面的一套河道砂體均為優(yōu)質儲集層。第3 套儲蓋組合主要特征為：以三工河組辮狀河三角洲水下分流河道砂體為主要儲集體，其上覆地層為前三角洲湖相泥巖，為區(qū)域性蓋層；最上部緊鄰湖泛面的河道沉積為三工河組三段一砂組，也是優(yōu)質儲集層。

由于淺層斷裂的斷距較小，一般為5～10 m［7-8］，導致油氣大部分集中分布于上述3 套儲蓋組合上部的薄層儲層中，厚度較大的儲層往往不易成藏，且3 套儲蓋組合縱向上相互疊置，往往一口鉆井就能在多個儲蓋組合內獲得油氣，例如近期鉆探的AH12 井，在第1 套和第2 套儲蓋組合中均獲得了油氣，M26 井是在第1 套和第3 套儲蓋組合中均獲得了油氣。3 套儲蓋組合縱向上相互疊置，平面上連片分布。

2.3 輸導條件

準噶爾盆地瑪湖凹陷主要發(fā)育下二疊統(tǒng)佳木河組和風城組2 套烴源巖層［29-31］，而斷裂是油氣垂向運移的通道，控制了油氣運移的方向和油藏分布，按照斷裂在成藏過程中的作用，可劃分為深部油源斷裂和淺部油藏斷裂［7］。瑪湖凹陷斜坡區(qū)主要經(jīng)歷了3 期構造運動，形成了3 期斷裂［7，32-35］。海西期形成了近北東—南西走向的逆斷層，斷距較大，在斜坡區(qū)斷開層位為二疊系—下三疊統(tǒng)，這一期的斷裂控制鼻隆的形成，并有效溝通了烴源巖。印支期形成了一組與南北向擠壓應力共軛的近北西—南東向走滑斷層，斷距較小，主要分布在構造轉換帶，平面上形成了4 個走滑斷裂帶，斷開的層位是二疊系—下侏羅統(tǒng)，控制油氣垂向輸導。燕山運動早期—中期形成了近北東—南西向正斷層，斷距較小，分布在背斜的頂部和斜坡區(qū)，斷開的層位是三疊系—侏羅系，控制淺層圈閉的形成和油氣調整。

瑪湖凹陷斜坡區(qū)淺層主要發(fā)育印支期和燕山期的2 期斷裂，形成了2 種縱向輸導類型：一種是印支期走滑斷裂，直接與生油巖連通的輸導類型；另一種是燕山期正斷層，與深層逆斷層共同構成的“接力”輸導類型（圖6）。

圖6 瑪湖凹陷淺層2 種輸導類型組合特征（AA′）Fig.6 Combination of two types of shallow transport in Mahu Sag

2.4 成圈條件

瑪湖地區(qū)淺層砂體展布與斷裂匹配關系較好，能夠形成斷塊圈閉或斷層-巖性圈閉（圖7）。以三工河組三段一砂組為例，淺層河道砂體整體呈北東—南西和北西—南東向展布，被淺層與之正交的2 期斷裂切割，從而形成斷塊和斷層-巖性圈閉群（圖8）。其中印支期北西—南東向的走滑斷裂、燕山期北東—南西向的正斷裂均與北東—南西向展布砂體相交，形成了一系列的斷層-巖性圈閉；在斜坡區(qū)西端斷裂帶附近的2 個不同方向的斷裂相交，則形成了斷塊圈閉群。三工河組三段2 類圈閉群總面積可達1 132 km2。其他目的層也具有同樣的圈閉形成條件和特征。因此，瑪湖富烴凹陷斜坡區(qū)淺層斷塊或斷層-巖性圈閉均具有集群式分布的特征，且縱向上疊置、平面上連片分布。通過這一解剖，可有效指導井位部署和多層位射孔的油氣開采。

圖7 瑪湖凹陷三工河組三段地震剖面（剖面位置BB′）Fig.7 Seismic interpretation section of the third member of Sangonghe Formation in Mahu Sag

圖8 瑪湖凹陷三工河組三段斷裂與砂體疊合圖Fig.8 Superposition of faults and sand bodies of the third member of Sangonghe Formation in Mahu Sag

3 勘探潛力分析

3.1 富集區(qū)帶的繼承性

準噶爾盆地瑪湖凹陷主要發(fā)育下二疊統(tǒng)佳木河組和風城組2 套烴源巖層［29-31］，其中風城組為主力烴源巖。油氣源對比分析結果表明，淺層油氣與百口泉組油氣的地球化學指標相似（圖9），具有同源特征，并且淺層油氣普遍較百口泉組油氣偏輕質，具有明顯的運移效應，表明二疊系生成的油氣沿海西期逆斷層運聚至百口泉組圈閉成藏，然后繼續(xù)沿印支期走滑斷層和燕山期正斷層向上運移，充注至淺層圈閉成藏。因此，瑪湖富烴凹陷斜坡區(qū)百口泉組與淺層表現(xiàn)為“接力成藏”特征（圖10），淺層的富集區(qū)與百口泉組的富集區(qū)具有一定的繼承性。這是目前在西斜坡百口泉組富集區(qū)帶淺層勘探成功率相對較高的重要原因。

百口泉組的油氣分布受源儲配置控制，可分為強充注帶、中等充注帶和弱充注帶等3 個區(qū)帶，其富集程度逐漸降低，淺層也表現(xiàn)出同樣的特征，瑪湖凹陷東斜坡淺層以產水為主，M26 和AH12 等高產油氣井均位于百口泉組強充注帶范圍內，且深層百口泉組和上烏爾禾組已發(fā)現(xiàn)特大型礫巖油田，總資源量超過10 億t。因此，具有繼承性油氣分布特征的淺層勘探潛力巨大。

3.2 斷裂與砂體的匹配關系

通過開展AH12 井區(qū)八道灣組油藏精細解剖發(fā)現(xiàn)，AH12 井區(qū)八道灣組一段按斷裂和砂體匹配關系可分為13 個藏（圖11），斷距較大的斷裂能夠斷開薄砂體，進而形成有效斷層-巖性圈閉，如AH12井、M606 井、M612 井揭示的油氣藏均是如此。早期按照斷塊的思路在距離AH12 井約2 km 的區(qū)域部署了專探八道灣組一段的AH15 井，產水。通過本次油藏精細解剖發(fā)現(xiàn)，AH15 井與AH12 井不屬于同一個油藏，AH12 井依靠北西—南東向的斷裂切割北東—南西向展布的砂體，形成了斷層-巖性油氣藏，而AH15 井所鉆遇的砂體成北西—南東向展布，被北東—南西向斷裂封堵而形成了斷層-巖性圈閉，AH15井位于圈閉低部位，因此，在AH12井高部位鉆探的AH15 井失利，表明斷裂與砂體匹配也是油氣成藏的關鍵因素。

圖9 瑪湖凹陷AH12 井原油地球化學參數(shù)對比Fig.9 Comparison of crude oil geochemical parameters of well AH12 in Mahu Sag

圖10 瑪湖凹陷淺層接力成藏模式Fig.10 Shallow relay reservoir-forming model in Mahu Sag

圖11 瑪湖凹陷AH12 井區(qū)八道灣組一段油藏分布特征Fig.11 Reservoir distribution of the first member of Badaowan Formation in AH12 well block of Mahu Sag

3.3 資源量估算

利用源儲配置、斷裂分布和砂體展布等三大因素開展瑪湖西斜坡淺層4 套目的層的綜合評價，劃分出2 類有利區(qū)帶，分別為Ⅰ類和Ⅱ類，其中Ⅰ類區(qū)帶的主要特征為：源儲配置較好，位于強充注帶，斷裂和砂體匹配好；Ⅱ類區(qū)帶的主要特征為：源儲配置較好，位于強充注帶，斷裂和砂體匹配差。評價結果顯示，Ⅰ類有利成藏區(qū)圈閉面積約為4 939 km2，Ⅱ類有利成藏區(qū)圈閉面積約為955 km2。參考AH12 井區(qū)八道灣組控制儲量區(qū)塊的油藏參數(shù)，圈閉資源量采用容積法進行估算，其計算公式為

式中：NZ為圈閉石油資源量，萬t；Ao為含油面積，km2；h為有效厚度，m；φ為有效孔隙度，%；Soi為原始含油飽和度，%；ρo為原油密度，g/cm3；Boi為原始原油體積系數(shù)。

Ⅰ類有利成藏區(qū)圈閉面積計算的總資源量約為5.3 億t，同時考慮到淺層圈閉成藏的復雜性，圈閉資源量的估算可以用鉆井成功率進行校正，從而獲得較為可靠的數(shù)據(jù)。因此，選取鉆井較多的AH12 井區(qū)八道灣組一段以及M26 井區(qū)三工河組三段、M30 井區(qū)克拉瑪依上亞組和MH401 井區(qū)白堿灘組三段，4 套目的層系的圈閉鉆井成功率為50%，55.6%，62.5% 和52.5%，用該數(shù)據(jù)乘以對應4套目的層系的圈閉資源量，從而初步估算本區(qū)圈閉資源量約為2.8 億t，展現(xiàn)了瑪湖淺層巨大的勘探潛力。

4 結論

（1）準噶爾盆地瑪湖凹陷斜坡區(qū)淺層4 套目的層儲層規(guī)模大、埋藏淺、物性好，具備形成集群式分布的巖性油氣藏的儲層條件；淺層3 套區(qū)域性泥巖與其下伏的初始湖泛期形成的砂體共同組成了3套有利的儲蓋組合，縱向上相互疊置，平面上連片分布；3 期斷裂及其有效組合為瑪湖西斜坡淺層提供了良好的油氣運移通道，且淺層砂體展布與斷裂匹配較好，能夠形成斷塊圈閉群或斷層-巖性圈閉群，2 種類型圈閉均具有集群式分布的特征，成圈條件優(yōu)越。

（2）準噶爾盆地瑪湖凹陷斜坡區(qū)淺層油氣與深層同源，表現(xiàn)為“接力成藏”特征，二疊系生成的油氣沿海西期逆斷層運聚至百口泉組圈閉成藏，部分繼續(xù)沿印支期走滑斷層和燕山期正斷層向上運移，充注至淺層圈閉而再成藏，淺層的富集區(qū)帶與深層的富集區(qū)帶具有一定繼承性，且深層百口泉組和上烏爾禾組已發(fā)現(xiàn)特大型礫巖油田，總資源量超過10億t。具有繼承性發(fā)育特征的淺層，初步估算圈閉資源量可達2.8 億t，展現(xiàn)了瑪湖淺層巨大的勘探潛力，勘探前景廣闊。