玛湖凹陷南斜坡MH1井区百口泉组岩性油气藏成藏模式

吴俊，白雨，余兴，任本兵

MH1井区位于玛湖凹陷南斜坡，紧邻大侏罗沟走滑断裂体系，成藏条件优越[1-5]，MH1井在下三叠统百口泉组获高产工业油流，随后依据构造-岩性油藏模式，在MH1井地层上倾方向上钻MH2井，但MH2井在百口泉组试油结论为含油水层。构造低部位为油气层，高部位为含油水层，油水关系倒置，说明MH1井区油水分布和成藏规律复杂。文献［6］利用物探手段对MH1井区油水关系与油藏类型进行了研究，认为MH1井区为构造背景下的岩性油藏，MH1井和MH2井分别钻遇不同的断块和砂体，MH1井位于所在砂体构造高部位，而MH2井位于所在砂体构造低部位，处于油水边界区域，在一定程度上解释了MH1井区油水分布倒置的问题，但未对该井区油气成藏模式和富集规律做进一步研究。

本文在钻井资料分析的基础上，依托高密度三维地震资料，利用基于精细古地貌研究的相带刻画技术和叠前弹性参数反演技术，落实了MH1井区扇体河道主槽、相带边界和前缘亚相分布范围，精细刻画砂体叠置关系和优质储集层展布，建立了MH1井区百口泉组“一砂一藏”油藏模式，旨在指导该井区的油气勘探。

1 区域地质概况

MH1井区构造上位于准噶尔盆地中央坳陷玛湖凹陷南斜坡（以下简称玛南斜坡），靠近玛湖凹陷与中拐凸起的结合部位（图1）。玛南斜坡整体为一东南倾的大型单斜构造，地层倾角3°～5°，局部发育低幅度鼻凸，该区发育2期断裂，即印支运动晚期形成的南北向逆断裂以及燕山运动晚期形成的东西向走滑断裂，断面较陡直，断距较大，断裂平行展布。同时发育与走滑断裂相伴生的羽状断裂，平面上与走滑断裂呈锐角交切关系，规模较小。

图1 玛南斜坡构造位置

玛南斜坡地层发育齐全，自下而上为二叠系佳木河组（P1j）、风城组（P1f）、夏子街组（P2x）、下乌尔禾组（P2w）和上乌尔禾组（P3w），三叠系百口泉组（T1b）、克拉玛依组（T2k）和白碱滩组（T3b），侏罗系八道湾组（J1b）、三工河组（J1s）、西山窑组（J2x）和头屯河组（J2t），白垩系吐谷鲁群（K1tg）。其中，白垩系与侏罗系、侏罗系与三叠系、三叠系与二叠系间均为角度不整合接触。下三叠统百口泉组为油气富集的主力层系，自下而上可分为百口泉组一段（T1b1）、百口泉组二段（T1b2）和百口泉组三段（T1b3）。其中，百口泉组一段以褐色砂砾岩和泥岩为主，在MH1井区北部未沉积；百口泉组二段以灰色、灰褐色砂质细砾岩、中粗砂岩为主，夹薄层深灰色泥岩，储集层主要分布在该段；百口泉组三段以深灰色、灰褐色泥岩为主，夹薄层灰色泥质粉砂岩，可作为局部盖层。

玛南斜坡处于盆地边缘与中心的过渡带，既接受了大量的边缘粗碎屑沉积，同时也接受了大量湖相泥岩沉积。二叠纪—白垩纪沉积演化过程中，由二叠系的冲积扇和扇三角洲近湖泊沉积，到三叠系的扇三角洲、辫状河、三角洲和湖泊沉积，以及侏罗系的扇三角洲、三角洲和湖泊沉积，最终到白垩系的三角洲和湖泊细碎屑、泥岩沉积。几经水进水退，在斜坡区形成了丰富的砂岩与砂砾岩储集砂体和多种储盖组合，为油气成藏奠定了基础。

2 油藏关系与成藏模式

MH1井区构造高部位的MH2井百口泉组试油结论为含油水层，低部位的MH1井为油层，油水关系倒置，成藏规律复杂。通过对2口井岩电组合特征、压力系数、原油性质和生物标志化合物特征对比发现，MH1井百口泉组为厚层块状砂体，地层具有异常高压，压力系数为1.53，原油密度为0.853 g/cm3，含气不含水；MH2井百口泉组为厚层砂岩夹薄层泥岩，地层压力较低，压力系数为1.36，原油密度为0.861 g/cm3，含水不含气。原油全烃色谱显示，MH1井轻重烃组分分布完整，MH2井nC10前轻组分已散失，油质较MH1井重。原油生物标志化合物分析表明，MH1井原油姥植比为1.12，伽马蜡烷/C30藿烷为0.26，αββC29/∑C29为0.56，C20三环萜烷，C21三环萜烷和C23三环萜烷以山峰型分布，为高成熟原油；MH2井原油姥植比为1.00，伽马蜡烷/C30藿烷为0.36，αββC29/∑C29为0.46，C20三环萜烷，C21三环萜烷和C23三环萜烷以上升型分布，为中等成熟原油。综合分析认为，MH1井与MH2井百口泉组砂体不连通，分属不同油藏。

依托MH1井区新部署的高密度三维地震资料，可以更加精细表征砂体横向变化特征。从过MH2井—MH1井地震剖面（图2）来看，百口泉组地震响应特征为一套低频、强振幅反射同相轴，横向连续性较差，呈“叠瓦状”特征，井震结合表明，MH2井与MH1井钻遇不同期次砂体，砂体叠置特征明显。综合以上分析，推测MH1井区百口泉组为多期砂体叠置、独立成藏的岩性油气藏。

图2 研究区过MH2井—MH1井地震剖面（剖面位置见图1）

3 有利成藏条件

3.1 扇三角洲前缘砂体储集层发育

玛湖凹陷下三叠统百口泉组发育大型缓坡浅水扇三角洲沉积体系[7-8]，玛南斜坡百口泉组物源为克拉玛依扇、中拐扇和白碱滩次扇。文献［9］和文献［10］研究了玛湖凹陷三叠纪古地貌对沉积的控制作用，认为山口、沟槽及古凸起控制扇体与扇间平原亚相泥岩分布，平台区控制前缘亚相展布，平台区次级沟谷及坡折控制前缘亚相朵叶体分布。百口泉组二段沉积期古地貌如图3a所示，发育2大主槽和1个次级主槽，控制了各扇体平原亚相的分布范围，其中克拉玛依扇主槽位于B24井—MH3井一带，中拐扇主槽在K75井—MH8井一带，白碱滩次扇次级主槽在B08井—MH7井一带；发育两级坡折，一级坡折沿K89井—B02井—JL8井一带展布，二级坡折沿MH3井—JL9井一带展布。MH1井区位于克拉玛依扇和白碱滩次扇侧翼区以及两级坡折带之间的平台区，是砂体卸载的优势区和前缘亚相发育的有利区（图3b）。

图3 玛南斜坡百口泉组二段地层厚度（a）和沉积相分布（b）

勘探实践证实，玛湖凹陷百口泉组储集层主要发育在扇三角洲前缘亚相砂体中，扇三角洲前缘亚相砂体物性好于扇三角洲平原亚相[11]。MH1井区百口泉组储集层岩性以砂质细砾岩和含砾中—粗砂岩为主，含少量粉—细砂岩和中砾岩，其中，砂质细砾岩和含砾中—粗砂岩物性相对较好，表明岩石粒径对储集层渗透率影响较大，粒径适中的储集层物性较好。

MH1井区百口泉组储集层孔隙度3.50%～14.70%，平均8.73%，渗透率0.02～84.41 mD，平均1.92 mD，为低孔特低渗储集层。储集空间以粒内溶孔为主，含少量溶蚀缝和粒间溶孔。MH1井区百口泉组砂砾岩储集层的层内非均质性较强，在孔隙度相差不大的情况下，渗透率相差2～3个数量级，镜下观察微细裂缝发育，在低渗背景下发育“甜点”储集层。

3.2 岩性圈闭群发育

玛湖凹陷百口泉组沉积时期为浅水环境，是一个水体深度逐渐加深的湖侵过程[8]。玛南斜坡百口泉组沉积初期，砂体首先在靠近湖盆中心的二级坡折平台上沉积。随着水体加深，发生退积沉积，沉积物不能都到达湖盆中心，而是在一级坡折平台上沉积形成砂体，湖侵持续使得沉积物逐渐由湖盆中心向边缘退积，从而使得湖盆中心早期的砂体得以保存，形成纵向上多期砂体发育，平面上砂体叠置连片的特征。

叠前地震反演可以获得泊松比、纵横波速度比等多种弹性参数，能有效预测储集层岩性和含油气性，目前已被广泛应用于复杂油气藏的储集层和油气预测[12]。在岩石物理建模和横波预测的基础上，对MH1井区百口泉组储集层叠前敏感参数进行分析，发现纵横波速度比能很好地区分岩性和表征储集层含油气性，泥岩纵横波速度比高，砂砾岩纵横波速度比低，且物性和含油气性越好，纵横波速度比越低。在此基础上，结合含水饱和度与纵波波阻抗，建立MH1井区纵横波速度比、纵波波阻抗和含水饱和度关系图版（图4），确定有效储集层纵横波速度比小于1.78，随纵波波阻抗和纵横波速度比减小，含水饱和度越小，含油气性越好。优质储集层为低纵横波速度比和低纵波波阻抗区域。

图4 MH1井区百口泉组纵横波速度比、纵波波阻抗和含水饱和度关系图版

基于以上敏感参数的分析，利用纵横波速度比对MH1井区百口泉组储集层进行了叠前弹性参数反演。从沿物源方向过MH2井—MH1井—MH4井反演剖面（图5）来看，MH1井区百口泉组发育5期储集砂体，其中Ⅰ期砂体发育在百口泉组一段，主力油层发育在Ⅱ期—Ⅴ期砂体，各期砂体关系表现为水进退积叠置的特征。MH2井钻遇Ⅴ期砂体，MH1井和MH4井钻遇Ⅳ期砂体，根据目前钻探资料，不同期次砂体之间虽然叠置连片，但泥岩隔层发育，砂体横向连通性差，形成多个相对孤立的透镜状岩性圈闭群。

图5 MH1井区过MH2井—MH1井—MH4井纵横波速度比反演剖面

3.3 通源断裂与不整合面输导体系发育

玛湖凹陷斜坡区的油气主要源于主力烃源岩下二叠统风城组[2-3，13]，玛南斜坡百口泉组储集层与下伏主力烃源岩层相隔1～2 km，且百口泉组前缘亚相储集砂体虽多期叠置连片，但横向连通性差，原油能够跨层远距离运移成藏，断裂沟通源储的作用不可或缺。

玛湖凹陷主力烃源岩的排烃期主要集中在二叠纪末期—白垩纪。玛南斜坡发育2期断裂：印支运动晚期形成的南北向逆断裂以及燕山运动晚期形成的东西向走滑断裂[14]。南北向逆断裂断开二叠系—三叠系，具有高角度（60°～80°）、大断距（20～30 m）的特点（图6），从下向上切穿二叠系佳木河组、风城组烃源岩和三叠系百口泉组储集层，而印支运动晚期也是二叠系主力烃源岩的生烃期，能够构成油气垂向运移的良好通道。断层停止活动后，在断面应力、泥质充填和涂抹作用下，逐渐封堵，为油气成藏提供遮挡条件。燕山运动晚期形成的走滑断裂，断距较小，断面陡，数量多，与主断裂相伴生，大部分从侏罗系断至二叠系，为油气二次运移的主要通道。另外，百口泉组底部与下伏二叠系上乌尔禾组呈角度不整合接触，现今主要表现为顶超底削，顶部百口泉组向上超覆于二叠系之上，上乌尔禾组长期遭受风化与侵蚀，形成区域性不整合面，有利于油气的侧向运移。

3.4 储盖组合配置优越

图6 MH1井区过MH1井—JL9井地震剖面（剖面位置见图1）

玛南斜坡北部地势较高，百口泉组一段未沉积，MH1井以南靠近湖盆中心沉积有百口泉组一段，主要为扇三角洲平原亚相致密砂砾岩沉积，百口泉组二段扇三角洲平原亚相致密砂岩主要分布在扇体主槽部位，而在扇体侧翼和前端沉积了前缘亚相砂体，百口泉组三段主要为滨浅湖沉积，泥岩直接沉积在百口泉组二段前缘亚相砂体之上，可作为局部盖层。因此，百口泉组一段及百口泉组二段主槽部位平原亚相致密砂砾岩和百口泉组三段滨浅湖相泥岩，可以对百口泉组二段前缘亚相储集砂体形成底部、侧向和顶部3面遮挡，在百口泉组内部形成一套良好的储盖组合。此外，玛湖凹陷斜坡区三叠系白碱滩组和克拉玛依组主要为细粒沉积，可作为良好的区域盖层；玛南斜坡二叠系上乌尔禾组顶部泥岩及顶界不整合面下的风化壳黏土层，对油气运移起到局部遮挡作用，可作为良好底板条件。因此，玛南斜坡百口泉组储集层与盖层匹配合理，再加上断裂沟通烃源岩，有利于油气的运移和成藏。

4 油气成藏模式的建立与验证

玛南斜坡整体为一大型的单斜构造，发育2期古坡折带，局部发育低幅度鼻凸构造，下三叠统百口泉组沉积环境为浅水扇三角洲沉积体系，受坡折带和湖水进退控制，发育多期叠置砂体岩性圈闭，印支运动晚期形成的南北向逆断裂，沟通了二叠系烃源岩和三叠系百口泉组储集层，处于生烃期的烃源岩生成的油气沿着断裂运移到三叠系，再通过不整合面、砂体横向运移，聚集在百口泉组岩性圈闭群中成藏，表现为一期砂体一个油藏的特征，即“一砂一藏，叠置连片”的油气成藏规律，预测MH1井下倾方向发育多个岩性油气藏，是下步勘探的有利区（图7）。此外，部分油气也通过断裂和不整合面运移到二叠系下乌尔禾组和上乌尔禾组储集层中聚集，形成多层系含油特征。

根据“一砂一藏”油气成藏模式，分别在百口泉组Ⅲ期砂体和Ⅱ期砂体的构造高部位部署评价井MH012井和MH013井（图8，图9），在百口泉组二段钻遇2套砂体，油气显示活跃，通过井震结合，砂体叠置关系清楚。对MH012井和MH013井百口泉组二段储集层试油，均获工业油流，2口井试油井段压力系数和原油性质差异明显（表1），且MH013井试油含气，而MH012井不含气，表明2口井不属于同一油藏，进一步验证了MH1井区百口泉组具有“一砂一藏”的成藏规律。

图7 玛南斜坡油气成藏模式

图8 研究区过MH2井—MH1井—MH012井—MH013井地震剖面（剖面位置见图1）

表1 MH012井与MH013井百口泉组试油井段压力系数与原油性质对比

图9 研究区过MH2井—MH1井—MH012井—MH013井百口泉组油藏模式

5 结论

（1）MH1井区下三叠统百口泉组发育5期砂体，坡折带和湖水进退控制砂体的空间展布，具有纵向叠置、横向连片的特征，砂体之间泥岩隔层发育，砂体横向连通性差，形成多个孤立岩性圈闭。

（2）印支运动晚期南北向逆断裂断开二叠系烃源岩和下三叠统百口泉组储集层，是MH1井区油气初次运移的主要通道，二叠系与三叠系不整合面是油气侧向运移通道；燕山运动晚期形成的东西向走滑断裂是油气二次运移的通道。

（3）MH1井区百口泉组为受沉积相和断裂控制的岩性油气藏，具有“一砂一藏”的成藏特征，断裂和岩性圈闭的有效配置是油气成藏的必要条件。

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