准噶尔盆地玛湖凹陷砾岩大油区超压成因及其油气成藏效应

李军，唐勇，吴涛，赵靖舟，吴和源，吴伟涛，白玉彬

（1.西安石油大学地球科学与工程学院，西安710065；2.陕西省油气成藏地质学重点实验室，西安710065；3.中国石油新疆油田公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依834000）

0 引言

准噶尔盆地西北缘玛湖凹陷是中国陆上油气勘探热点之一，已建成全球最大的砾岩大油区，主要产层为下三叠统百口泉组和二叠系上、下乌尔禾组。勘探实践表明，玛湖凹陷砾岩大油区具有储集层物性较差、油藏大面积稳定分布、超压广泛发育[1-10]等特征，总体为低渗透—致密砾岩大油区。与常见的源储邻近一体型致密油气不同，玛湖凹陷砾岩大油区在垂向上源储分离，含油气层系百口泉组和乌尔禾组与主力烃源岩下二叠统风城组相距1 000～4 000 m。对于低渗透—致密油气成藏，如此长距离的油气垂向跨层运移比较罕见，其动力学机制成为成藏过程及富集规律研究亟待解决的问题之一。

随着勘探和研究程度的加深，发现源上砾岩大油区的油气分布与超压关系密切[2-4,6-7]，暗示超压可能是油气长距离跨层运移的动力学机制，但目前关于超压的成因及其成藏效应还不清楚，具体表现为：①超压成因判识主要采用传统方法，测井曲线组合分析法[11-15]、鲍尔斯法（加载-卸载曲线法）[16]、声波速度-密度交会图法[17-20]、孔隙度对比法[14,21]、压力计算反推法[22]等国际上近年广泛应用并使得超压成因认识取得重要进展[14,20,22-30]的实证判识方法未见应用；②不同压实模式背景下超压成因实证判识方法存在差异，线性两段式压实模式及其背景下的超压成因判识未见分析；③就超压形成机制而言，仅个别学者应用声波时差曲线、盆地模拟法等进行了分析，限于资料等原因认为超压主要由不均衡压实作用引起，生烃增压作用贡献小，断裂活动对凹陷边缘断裂带附近超压的形成具有重要贡献[2]；④目前认为超压是油气富集与高产的主控因素之一[2-4,6-7]，但超压形成演化及其在油气成藏过程中的作用机制和耦合关系未见深入分析。

不同成因的超压其形成演化过程与油气藏形成及调整改造过程的耦合关系不同，对于油气藏形成与分布的作用不同，油气藏成藏模式及富集规律亦存在差异[11,25,28,30-33]。本文通过深入研究玛湖凹陷超压成因及其油气成藏效应，不仅为下步勘探部署提供地质依据，也为同类地质背景地区超压和油气成藏研究提供参考。

1 地质背景

准噶尔盆地玛湖凹陷砾岩大油区位于盆地西北缘断裂带东南侧，整体呈北东—南西向展布，面积约6 800 km2，是准噶尔盆地最富油气的凹陷之一[1,4-7]（见图1）。玛湖凹陷砾岩大油区主力储集层为下三叠统百口泉组（T1b）砂砾岩，以及中二叠统下乌尔禾组（P2w）和上二叠统上乌尔禾组（P3w）砂砾岩，物性差，非均质性强，为典型的低渗透—致密储集层。盖层为中三叠统克拉玛依组（T2k）和上三叠统白碱滩组（T3b）厚层泥质岩。

玛湖凹陷发育4套可能的烃源岩，分别位于石炭系、下二叠统佳木河组和风城组、中二叠统下乌尔禾组，但油源对比研究表明，源上砾岩大油区油气主要来源于风城组烃源岩[3-4,6-7]。风城组烃源岩是迄今为止发现的全球最古老的碱湖烃源岩，厚约50 m，富含细菌、藻类母质，有机质丰度高、以Ⅱ1型为主、生烃能力强且持续时间长[7,34]。海西期以来形成的逆断层、走滑断层有效沟通烃源岩和储集层，尤其是凹陷内广泛发育的走滑断层是油气垂向运移的重要通道[1,3-7]。

2 压力分布特征与超压成因

2.1 压力分布特征

目前钻探结果表明，玛湖凹陷砾岩大油区超压分布十分广泛且规律显著。纵向上，超压多发育于3 000 m以深的地层，主要包括百口泉组以及上、下乌尔禾组，压力系数以1.20～1.60为主，最高可达1.93（见图2），白碱滩组是由正常压力向超压过渡的压力转换带。平面上，上、下乌尔禾组目前勘探成果主要集中在玛湖凹陷西南部，受勘探范围的影响，目前超压的分布亦主要以西南部为主；百口泉组在靠近准噶尔盆地西北缘断裂带一侧的玛湖凹陷边缘地区主要为常压，向玛湖凹陷西斜坡及中心地区逐渐转变为超压，东部达巴松凸起、夏盐凸起局部压力系数超过1.8，总体上以超压为主（见图1）。

2.2 玛湖凹陷泥页岩正常压实模式

超压点是否落在正常压实趋势是应用各种方法判识超压成因的重要依据[11-16]。因此，就某一地区的超压成因判识而言，必须首先厘清研究区的正常压实趋势及压实模式，再据此选择相应压实模式下的超压成因判识方法。通过对玛湖凹陷100余口探井测井曲线特征分析和20余口重点探井泥页岩压实剖面图的编制，总结出指数式和线性两段式两种正常压实模式。

2.2.1 夏盐凸起和达巴松凸起指数压实模式

泥页岩指数压实模式是最常见的正常压实模式，即正常压实情况下，随着埋深的增加，泥页岩孔隙度呈指数降低。夏盐凸起和达巴松凸起泥页岩压实特征符合典型的指数压实模式。泥页岩压实剖面显示，从地表至埋深约3 500 m的八道湾组中部，随着埋深的增加泥页岩孔隙度、声波时差呈指数降低，密度呈指数增加，电阻率亦增加；白碱滩组、克拉玛依组、百口泉组及上、下乌尔禾组等随着埋深的增加，声波时差、电阻率和密度测井曲线表现为不同程度偏离正常压实曲线趋势而出现反转的现象，并伴随着超压的发育（见图3）。

图1 研究区基本概况

2.2.2 西斜坡及中心区线性两段式压实模式

与东部地区不同，玛湖凹陷西斜坡及凹陷中心区泥页岩压实呈现两段式特征。第1段主要分布在埋深为2 000～2 500 m的八道湾组中下部以上地层，随着埋深的增加，泥页岩孔隙度、声波时差呈线性降低，密度呈线性增加，电阻率正常增加；第2段主要分布在埋深为2 000～2 500 m的八道湾组中下部至下乌尔禾组，随着埋深的增加，泥页岩孔隙度、声波时差、密度基本不变或保持恒定。超压多发育于3 000 m以深的克拉玛依组、百口泉组以及上、下乌尔禾组（见图4），超压顶界面通常低于泥页岩第2压实阶段顶界面500～1 000 m。

线性两段式压实模式也是沉积盆地泥页岩正常压实的一种重要模式[35-37]，即泥页岩的压实分为深部和浅部两个埋藏阶段：浅部埋藏阶段，随着埋深的增加，泥页岩孔隙度以及声波速度、密度呈线性递减；深部埋藏阶段，泥页岩孔隙度以及声波速度、密度保持不变。20世纪30年代就已经发现这种压实模式，20世纪90年代Hunt等[36-37]详细讨论了美国湾岸地区泥页岩的线性两段式压实模式，并认为其发育主要与页岩石英含量高有关。数百个页岩样品的X衍射和元素分析表明，粒径小于4 μm的黏土级矿物中石英含量占74%、黏土矿物含量占26%，其中含有内表面积小的细粒石英和碳酸盐矿物的页岩在孔隙度3%左右时停止压实作用，而含有内表面积大的如蒙脱石和伊利石的页岩在孔隙度10%左右停止压实。部分学者认为中国琼东南盆地泥页岩孔隙度以及声波速度、密度恒定段的出现与黏土矿物转化及组合有关[38]。

图2 玛湖凹陷砾岩大油区压力系统特征

按照传统的指数压实模式，线性两段式压实模式的第2阶段（孔隙度恒定段）很容易被误认为不均衡压实作用发生的表现，继而认为不均衡压实超压的存在。事实上，线性两段式压实模式第2阶段同样属于正常压实阶段，是机械压实作用停止的体现，代表了化学压实占主导的阶段，与超压形成无关[11,37]，不能简单将其作为不均衡压实超压发育的依据。

玛湖凹陷西斜坡及中心区泥页岩压实特征符合线性两段式压实模式，地表至埋深2 000～2 500 m为第1阶段孔隙度线性递减阶段，埋深2 000～2 500 m以深为第2阶段孔隙度恒定阶段（见图4）。该区与夏盐凸起和达巴松凸起区压实模式的差异可能与两个地区的沉积物源差异有关。玛湖凹陷西斜坡及中心区沉积物主要来自西部物源，而夏盐凸起和达巴松凸起则来自东部物源，以百口泉组为例，东部夏盐凸起和达巴松凸起相对西部斜坡及凹陷中心区粒度更细，分选更好，泥质含量更高[39-40]。

鉴于玛湖凹陷西斜坡及中心区与夏盐凸起、达巴松凸起存在不同的正常压实模式，超压成因实证判识方法存在差异，因此本文应用多种方法分别讨论两个地区超压成因，西斜坡及凹陷中心区以MH2井和M18井为例，夏盐凸起、达巴松凸起以D9井和YB2井为例。

2.3 夏盐凸起和达巴松凸起超压成因

2.3.1 测井曲线组合分析

测井曲线组合分析是沉积盆地超压成因判识的基本且较为可靠的方法，至少需应用声波时差、电阻率、密度3条测井曲线的组合特征[11-15]：①若超压段声波时差、电阻率、密度测井发生同步大幅度反转，则超压属不均衡压实成因；②反之三者反转不同步或者密度不变/略有减小，则代表生烃增压等流体膨胀成因或者压力传导成因；③三者均不发生反转则超压可能为构造挤压成因。

夏盐凸起和达巴松凸起超压段测井曲线表现出明显的反转不同步的特征，密度曲线反转深度滞后于声波时差和电阻率曲线。如D9井声波时差和电阻率曲线的反转深度在3 800 m，密度曲线的反转深度则在4 100 m；YB2井声波时差和电阻率曲线的反转深度在3 300 m，密度曲线反转深度则在3 800 m（见图3）。

据此可判断玛湖凹陷砾岩大油区百口泉组及上、下乌尔禾组为主的储集层中的超压应属流体膨胀或者压力传导成因。

2.3.2 鲍尔斯法和声波速度-密度交会图分析

鲍尔斯认为超压段声波速度和垂向有效应力的变化规律图版（即加载-卸载曲线图版）可以用来判识超压的成因[16]。该图版被广泛应用于超压成因研究，并且取得了良好的应用效果，获得了普遍认同[16,41-50]。为了有效判识超压的成因，在应用鲍尔斯法时，需结合声波速度-密度交会图版和有效应力-密度关系图版[17-20,24,43,47]。目前国内只有少数学者使用该方法对松辽盆地青山口组超压[11]和鄂尔多斯盆地上古生界古超压[40]成因进行研究并取得了较好的效果。

本文应用Tingay等[48]上覆地层压力计算方法和Terzaghi方程对玛湖凹陷重点探井的垂向有效应力进行计算，并编制了声波速度-有效应力、声波速度-密度交会图版和有效应力-密度关系图版。在垂向有效应力-声波速度（鲍尔斯法）和垂向有效应力-密度交会图中，夏盐凸起和达巴松凸起区超压点均落在了卸载曲线上（见图5），表明超压为流体膨胀/压力传导成因。

图3 达巴松凸起D9井（a）和夏盐凸起YB2井（b）泥页岩压实特征及地层压力剖面对比

在密度-声波速度交会图中，研究区超压点落在加载曲线之外的流体膨胀/压力传导等非不均衡压实成因超压区域（见图5）。在声波速度-密度图版中，非不均衡压实作用成因超压均会偏离加载曲线，但不同成因的非不均衡压实成因超压的分布有差异：①流体膨胀/压力传导成因超压表现为随着超压强度的增加，声波速度小幅降低，密度保持恒定或微弱减小[43]；②蒙脱石伊利石化等黏土矿物转化成因超压表现为随着超压强度的增加，密度增加，声波速度保持恒定或微弱减小[19,24]；③负荷转移成因超压以及复合成因超压表现为随着超压强度增加，声波速度减小而密度增大[11]。综合分析认为，夏盐凸起和达巴松凸起超压为传导型超压。

2.3.3 孔隙度对比分析

Bowers和Katsube[49]研究表明，不均衡压实作用通常会使大量原生孔隙得到保存而导致岩石的体积属性发生显著改变，流体膨胀/传导型超压层位有效应力的减小一般只可导致反映连通属性的孔隙变宽。鉴于此，可应用超压层位连通型孔隙和储集型孔隙的变化差异（孔隙度对比法）判识超压成因。

图5 夏盐凸起YB2井和达巴松凸起D9井鲍尔斯法和声波速度-密度交会图法超压成因判识图

泥页岩的实测孔隙资料较少。Hermanrud等[14]、Bowers[17]、Bowers和Katsube[49]研究认为中子和密度测井反映的是体积属性，而声波速度与电阻率测井则反映的是岩石的传导属性。因此可以应用测井资料计算超压段不同类型孔隙的大小，并通过对比分析确定超压成因。前人使用该方法取得很好的应用效果[14,21-22,47]。

本文应用Tingay等[22]方法分别计算了反映岩石传导属性的声波孔隙度和体积属性的密度孔隙度，并编制了其随深度变化图版。夏盐凸起和达巴松凸起超压段泥页岩密度计算孔隙度基本符合正常压实趋势，表明超压未显著改变岩石的体积属性；声波速度计算孔隙度偏离正常压实趋势（见图6），可能由于压力系数较高（D9井百口泉组压力系数大于1.8），较大的剩余压力导致喉道及微裂缝等连通孔隙宽度显著增加，导致小幅的扩容效应。据此认为研究区超压应为流体膨胀/压力传导成因。

图6 D9井孔隙度对比法超压成因判识图

2.4 西斜坡及中心区超压成因

2.4.1 测井曲线组合分析

与夏盐凸起和达巴松凸起不同，西斜坡及中心区泥页岩符合线性两段式压实模式。应用测井曲线组合法分析这种模式的超压成因，目前国内外均少有报道。

2.4.1.1 线性两段式压实模式下不同成因超压测井曲线组合特征

根据不同成因超压形成机制和已有文献[36-37]，结合泥页岩指数压实模式下不同成因超压测井曲线组合特征及判识方法[11-15,40]，建立泥页岩线性两段式压实模式下不同成因超压的测井曲线组合判识图版（见图7），以完善超压成因判识方法体系，并指导研究区超压成因判识。

图7 泥页岩线性两段式压实模式下不同成因超压测井曲线组合特征及成因判识模式图版（A—孔隙度线性递减段与恒定段转换点；B—不同成因超压开始发育深度；B′—非不均衡压实成因超压密度反转滞后深度；C—正常压实/常压点；D—不均衡压实等效深度）

对于不均衡压实成因超压而言，由于大量孔隙度得到保存，即超压段孔隙度应明显大于正常压实段，超压段应表现为声波时差显著增加或声波速度、电阻率、密度显著降低。

对于非不均衡压实成因超压而言，由于流体膨胀（生烃增压）/压力传导成因超压主要改变岩石的孔隙连通属性（如喉道等变宽），而对体积属性无影响或者影响很小，因此可能导致声波时差增加，而密度略有降低或不变、或其降低深度明显滞后于声波时差增大的深度（即二者不同步反转）；构造挤压发生时，压实作用多已停止，侧向加载造成的压实效应弱或者无，因此构造挤压成因超压表现为声波时差、电阻率和密度曲线符合正常压实趋势或者相对正常压实略强的压实趋势；蒙脱石-伊利石转化成因超压则表现为声波时差增大或速度降低，密度增大。

2.4.1.2 西斜坡及中心区超压段测井曲线组合特征及超压成因判识

西斜坡及凹陷中心区超压主要发育于第2正常压实阶段（埋深3 000 m以下）的克拉玛依组至下乌尔禾组，超压段除了电阻率曲线存在小幅降低之外，声波时差和密度测井曲线基本保持不变或者略偏离正常压实趋势（见图4）。此种测井曲线组合特征与上文分析的流体膨胀/传导型超压特征相似，而与不均衡压实成因超压明显不符。

2.4.2 鲍尔斯法和声波速度-密度交会图分析

对不同成因超压形成机制[15-16,19-20,24,43]的差异对比分析表明，线性两段式压实模式下的加载曲线由两段组成，第1段与指数压实模式相似，随着声波速度的增加，垂向有效应力、密度增加；第2段表现为随着垂向有效应力的增加，声波速度保持恒定，出现了一个“平台”，在声波速度-密度交会图版中则表现为声波速度、密度停滞在线性递减段与恒定段的转换点及其附近（见图8）。

图8 泥页岩线性两段式压实模式下加载-卸载曲线特征及超压成因判识图版（A—孔隙度线性递减段与恒定段转换点；B—不同成因超压开始发育深度；C—正常压实/常压点；D—不均衡压实等效深度）

由于不均衡压实作用会导致地层孔隙大量保存、声波速度显著降低，因此尽管不均衡压实成因超压出现在第2阶段，但其垂向有效应力-声波速度、密度-声波速度交会点会位于加载曲线的第1阶段而不会位于第2阶段。流体膨胀/传导型等成因超压仍然位于卸载曲线上，需要注意的是，在正常压实的第2阶段卸载曲线与加载曲线往往十分接近，甚至完全重合，很容易将位于第2阶段卸载曲线上的非不均衡压实成因超压误判为不均衡压实成因（见图8）。流体膨胀/传导型等非不均衡压实成因超压在卸载曲线上的位置取决于超压的强度，当剩余压力与AC段静水柱压力之和小于AC段产生的地层负荷压力时，超压点便会落在正常压实的第2阶段。在声波速度-密度交会图版中，流体膨胀/传导型等非不均衡压实成因超压与指数压实模式相似，密度基本保持恒定，声波速度视超压成因不同而发生不同程度的降低（见图8）。

以位于西部斜坡区的MH2井和凹陷中心区的M18井为例，在垂向有效应力-声波速度（鲍尔斯法）和垂向有效应力-密度交会图中，超压点落在与正常压实的第2阶段（孔隙度恒定段）加载曲线十分接近，甚至完全重合的卸载曲线段（见图9）。根据前文论述的超压判识依据，MH2井和M18井判识为流体膨胀/传导成因超压，而非不均衡压实成因。在密度-声波速度交会图中，MH2井和M18井超压点落在了加载曲线之外的流体膨胀/传导成因超压趋势上（见图9）。综合分析认为西斜坡及凹陷中心区超压为传导型超压。

图9 西斜坡MH2井及中心区M18井鲍尔斯法和声波速度-密度交会图法超压成因判识图

2.4.3 孔隙度对比分析

分析结果表明，西斜坡及中心区超压并未显著改变所发育层位泥页岩及储集层的体积属性，仅对传导属性进行了较明显的改变，因此孔隙度对比法判识结果亦证实西斜坡及中心区超压为流体膨胀/压力传导成因（见图10）。

3 超压成因、控制因素与油气成藏效应

综观上述实证方法判识结果，玛湖凹陷砾岩大油区主要含油气层系超压为压力传导成因。对于压力传导成因超压而言，查明压力传导来源（生压机制）十分重要[11,25,32]。前人研究表明，玛湖凹陷所在的准噶尔盆地可能的超压来源主要为不均衡压实、构造挤压和生烃作用[2,7,33]。本文从这3方面进一步分析超压成因及其形成的控制因素，在此基础上讨论油气成藏效应。

3.1 不均衡压实与超压关系

大量原生孔隙得到保存从而导致孔隙度异常是不均衡压实作用存在的重要证据。玛湖凹陷重点探井泥页岩压实剖面分析结果显示，超压段密度测井曲线及其计算孔隙度均无明显偏离正常压实趋势的特征（见图3、图4）。储集层特征分析表明，百口泉组及上、下乌尔禾组储集层物性差，为低渗透—致密储集层，储集空间中次生孔隙占较大比例[3-5,7]。因此玛湖凹陷不存在不均衡压实作用导致的高孔隙度异常证据。

图10 M18井孔隙度对比法超压成因判识图

目前常用的平衡深度压力预测法主要基于不均衡压实理论建立。徐宝荣等[51]应用平衡深度法对玛南斜坡区二叠系和三叠系超压进行了预测，预测结果与实测压力误差大，尤其是在上三叠统白碱滩组以下主要超压分布层系，预测压力系数远大于实测压力系数。这一预测结果充分说明玛湖凹陷超压的形成与分布不符合不均衡压实规律。

不均衡压实成因超压通常形成于沉积沉降快的中新生代细粒沉积物中。玛湖凹陷不均衡压实作用产生的高沉积沉降速率条件也不充分。凹陷中心的MH3井沉积速率为50～170 m/Ma[2]，凹陷斜坡及边缘沉积速率更低，明显低于莺歌海盆地[52]、渤海湾盆地[53]等典型不均衡压实作用发育盆地的沉积速率。即使是在这些高沉积速率盆地，近年来的实证法分析结果也表明其超压并非完全由不均衡压实作用导致[44]。

综上所述，玛湖凹陷砾岩大油区储集层超压由不均衡压实增压传导而致的可能性很小。

3.2 构造挤压与超压关系

构造挤压形成的侧向加载也是一种重要的增压机制[11,25-26,28,50]。综合分析表明，尽管玛湖凹陷所在的准噶尔盆地西北缘地区存在较强的构造挤压，但玛湖凹陷砾岩大油区百口泉组以及上、下乌尔禾组储集层超压由构造挤压成因超压传导而致的可能性亦很小。首先，前文实证方法已经证实不存在构造挤压型超压；其次，实测压力系数分布规律与构造挤压强度分布规律相反。构造挤压强度在西北缘断裂带最强，由西北缘断裂带向玛湖凹陷边缘、斜坡区逐渐减弱，凹陷中心构造挤压最弱。主力产油层百口泉组压力系数由西北缘断裂带及玛湖凹陷边缘向玛湖凹陷中心逐渐增大，如斜坡边缘MH2井压力系数1.35，斜坡区MH1井压力系数1.53，凹陷中部M18井压力系数大于1.6。

3.3 生烃作用与超压关系

3.3.1 超压发育深度与烃源岩大量生排烃深度一致

风城组是玛湖凹陷主力烃源岩，下乌尔禾组局部也具有一定生烃潜力[7,34]。风城组普遍比百口泉组深1 000 m，最深可达4 000 m，超压顶界面与烃源岩大量生排烃深度一致。以玛北斜坡为例，百口泉组超压顶界面位于埋深3 000 m左右，对应的烃源岩埋深大于4 000 m。烃源岩成熟度剖面显示，埋深4 000 m左右对应的Ro值为1.0%左右（见图11），表明烃源岩已经处于大量生烃阶段，反映超压的发育可能与烃源岩的大量生烃过程有关。

图11 玛北斜坡超压顶界面与烃源岩成熟度对比

3.3.2 超压强度主要受烃源岩成熟度控制

对超压分布与风城组主力烃源岩关系的深入分析表明，超压强度主要受烃源岩厚度、成熟度等因素控制，尤以成熟度的控制作用最为明显，即地层压力系数随着烃源岩成熟度的增加而增加。需要说明的是，玛湖凹陷风城组烃源岩由于埋深大，目前大部分钻井未钻遇，无法获得凹陷内部及中心区风城组烃源岩的实测成熟度资料。但是百口泉组气油比、原油密度、黏度等成熟度参数（与烃源岩的分布和热演化趋势一致，次生改造较小）与超压强度分布具有较好的一致性，东部及东南部凸起区烃源岩成熟度高，油质轻，压力系数大[3,7]，反映超压强度和烃源岩分布及热演化程度密切相关。另一方面，盆地模拟结果显示，从西部斜坡区向凹陷中心区和东部凸起区，烃源岩由成熟向高—过成熟转变，百口泉组剩余压力由小于20 MPa逐渐增加到50 MPa左右[2]。

3.3.3 超压分布与主成藏期通源断裂分布密切相关

玛湖凹陷发育3期3种类型断层，分别为海西期—印支期逆断层、印支期—喜马拉雅期走滑断层、中燕山期正断层[5,54]。海西期—印支期逆断层主要控制古凸起和台阶展布，断开层位为石炭系至三叠系，主要分布在盆地西北缘逆冲断裂带和夏盐凸起、达巴松凸起。受盆缘山前海西期—喜马拉雅期，尤其是印支期—喜马拉雅期逆冲推覆作用的影响，玛湖凹陷发育一系列具有调节性质，近东西向、北西—南东向的走滑断层[5]，这些走滑断层断距不大，断面陡倾，大多断开二叠系—三叠系百口泉组；断裂数量较多，平面上成排、成带发育，与主断裂相伴生，直接沟通下部烃源岩，是玛湖凹陷风城组烃源岩生成油气垂向运移进入上、下乌尔禾组、百口泉组储集层的主要通道[4-7,55]。中燕山期形成的正断层主要控制侏罗系油气运移聚集，对二叠系—三叠系油气藏形成与分布的影响较小。

不同类型断裂相关的油气藏压力系统分析结果显示，超压的分布与印支期—喜马拉雅期形成的近东西向、北西—南东向展布的走滑断裂的分布关系十分密切（见图12），反映这类断裂可能不仅是风城组油气垂向运移进入上、下乌尔禾组、百口泉组储集层的主要输导通道，还是风城组烃源岩生烃增压的垂向压力传导通道，亦是生烃增压作为油气垂向沿断裂运移的主要驱动力的重要体现。

图12 不同类型断裂相关油气藏压力系统特征

由此可知，玛湖凹陷砾岩大油区百口泉组以及上、下乌尔禾组储集层超压的形成最可能与生烃作用有关。

3.4 油气成藏效应与勘探意义

综上所述，玛湖凹陷砾岩大油区传导型超压的来源主要为烃源岩生烃增压。超压的形成是油气在烃源岩生烃增压驱动下向储集层运移并聚集成藏的地质响应，超压的发育与该地区油气充注成藏的关系十分密切，较大压力系数反映一个地区经历了较强的油气充注且聚集的油气得到了较好的保存。如玛南斜坡区百口泉组勘探实践显示，超压的MH1井测试日产油39.4 t、气2 500 m3，相邻的MH2井也存在油气充注成藏的证据，而常压的MH3井油气显示差，分析认为油气充注强度低甚至尚未充注是MH3井钻探失利的主要原因[3,55]。玛湖凹陷试油成果显示，随着压力系数的增加，油气藏水油比逐渐降低，地层压力系数大于1.4时，测试基本不产水（见图13），表明储集层含油气丰度随着超压及油气充注强度的增加而增加。

图13 玛湖凹陷砾岩大油区油藏压力系数与水油比关系图

本文研究成果将有助于突破以往致密油气“源储一体”大面积成藏模式认识，创建源上跨层大面积致密油气成藏模式，拓展致密油气勘探领域。多期发育的通源断裂是沟通深部烃源岩与源上储集层的高效运移通道，生烃成因超压是油气向上跨层运移的重要动力，因而来自二叠系主力烃源岩的油气在超压驱动下得以向源上跨层强力运移，并在源上广覆式分布的扇三角洲沉积储集层中大面积成藏。研究成果为在富烃凹陷通源断裂发育区源上寻找规模储量提供了依据，也使得烃源岩深埋凹陷区中浅层效益勘探成为可能。预计玛湖凹陷除下三叠统百口泉组与上二叠统上乌尔禾组等主力含油层外，中二叠统下乌尔禾组等其他源上层系也具有较大勘探潜力。研究成果也为准噶尔盆地其他富烃凹陷以及其他盆地源上油气成藏研究提供了借鉴；对于类似的源外油气成藏研究与勘探开发，查明超压成因及其分布规律可能是一个关键。

4 结论

准噶尔盆地玛湖凹陷砾岩大油区泥页岩正常压实特征在不同地区存在差异，至少可识别出两种正常压实模式。夏盐凸起和达巴松凸起符合常见的指数压实模式；西斜坡及凹陷中心区符合线性两段式压实模式。总结提出了线性两段式压实模式下不同成因超压的判识方法，包括测井曲线组合分析法、鲍尔斯法和声波速度-密度交会图法。

玛湖凹陷砾岩大油区储集层中发育的超压主要为压力传导成因，超压源为主力烃源岩二叠系风城组生烃膨胀形成的超压。超压的形成与分布主要受烃源岩厚度和成熟度以及印支期—喜马拉雅期通源走滑断裂控制。烃源岩生成的油气在生烃增压驱动下沿断裂等通道运移进入储集层聚集，从而形成三叠系和二叠系超压油气藏。

超压是玛湖凹陷砾岩大油区源储大跨度分离型油藏油气运移的主要动力，源上油气藏的形成与分布与超压发育密切相关。