玛湖凹陷百口泉组准连续型高效油藏的发现与成藏机制

支东明



·油气勘探·

玛湖凹陷百口泉组准连续型高效油藏的发现与成藏机制

支东明

（中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依834000）

准噶尔盆地玛湖富烃凹陷近5年在下三叠统百口泉组中持续取得突破，发现了中国首个亿吨级源上准连续型高效油藏群。这一勘探重大发现得益于勘探思路从构造型油气藏向岩性地层油气藏，向连续型油气藏的转变。成藏机制综合分析认为，玛湖富烃凹陷石炭系—二叠系优质烃源岩发育，有利于原油生成；百口泉组发育扇三角洲前缘优质储集层与构造岩性圈闭群，断裂沟通了烃源岩与储集层，有利于原油成藏；百口泉组构造平缓，顶、底板条件好，有利于原油富集；百口泉组存在异常高压与裂缝，原油性质好，储集层甜点发育，有利于原油高产。因此，玛湖凹陷百口泉组亿吨级准连续型高效油藏群整体含油、局部富集，受鼻状构造带、前缘有利相带和断裂联合控制，能规模成藏，潜力巨大，是对全球连续型油气藏勘探与研究的重要补充。当前勘探程度较低的黄羊泉扇、玛东扇和夏盐扇展布区值得重点考虑。关键词：准噶尔盆地；玛湖凹陷；百口泉组；准连续型油气藏；岩性地层油气藏；源外成藏；扇三角洲

连续型油气藏是当前全球油气勘探与地质研究的热点，其概念由美国地质调查局（USGS）于1995年最先提出，通常认为具备2个基本特征：①储集体系大范围连片，没有明显的圈闭边界，油气呈大范围分布；②油气运移受水浮力影响较小［1］。据此认为，过去按构造高点找油的传统思路而不受重视的富烃凹陷低部位可以大面积含油，开辟了新的勘探领域，此后的勘探的确不断取得突破，印证了这一构想［2-5］。中国的油气勘探和地质研究工作者们在2000年后也逐渐开始关注这类油气藏，勘探取得了不少成果，如鄂尔多斯盆地古生界致密气藏和三叠系致密油藏、四川盆地须家河组致密气藏、松辽盆地深层扶杨组致密油藏等［6-8］。总体而言，连续型油气藏目前已成为全球油气资源增储上产的重要新领域［9-11］。

准噶尔盆地是中国西北地区的一个典型的大型叠合含油气盆地［12］，2010年后在连续型油气勘探领域取得重大突破，在准噶尔盆地西北缘玛湖凹陷下三叠统百口泉组中发现了中国首个亿吨级源上准连续型高效油藏群［13-14］，油藏特征与经典的连续型油气藏有同有异，因此定义为准连续型油藏，对全球连续型油气藏的勘探和研究是一个重要的补充，分析准连续型油藏的成藏机制具有重要典范意义，既可指导区域油气勘探，亦可供国内外同类油气藏研究类比参考。

1　玛湖凹陷百口泉组源上连续型油藏勘探发现

玛湖富烃凹陷位于准噶尔盆地西北缘，是准噶尔盆地油气勘探历史上迄今最为成功的富烃凹陷，在西北缘的红车、克百、乌夏3大断裂带上已形成了国内外著名的百里油区［15］（图1）。区域油气勘探最初一直是围绕断裂带以寻找构造油气藏为主，自1955年发现新中国第一个大油田——克拉玛依油田，截至2005年的50年间共发现了8个油田，累计探明石油储量超过10×108t.2005年，考虑到研究区勘探程度逐渐增高，围绕断裂带富烃区开始了精细勘探战略，此后3年累计探明储量近2×108t，控制储量近2×108t，有效推动了老油区的勘探。

图1　准噶尔盆地环玛湖凹陷勘探成果示意

2007年后，随着断裂带油气勘探程度的进一步提高，勘探家们逐渐认识到需要开辟新的勘探领域，通过对环玛湖凹陷的整体系统研究，结合国内外油气勘探理论研究动向，提出玛湖凹陷特别是西斜坡地区，包括玛北斜坡、玛西斜坡和玛南斜坡（图1），是石油预探的重大战略领域，依据主要有3点：①2002年后中国石油集团公司在岩性地层油气藏的勘探中突破不断，根据在松辽、鄂尔多斯和四川等盆地的成功勘探经验，提出针对陆相沉积盆地中烃源岩质量好、规模大、热演化适度与生烃/聚集量都位居前列的富烃凹陷，油气勘探可跳出二级构造带范围，实现满凹勘探，准噶尔盆地西北缘玛湖凹陷正属于这种富烃凹陷；②准噶尔盆地玛湖凹陷的勘探揭示出二叠系—三叠系沉积厚度大，贴近石炭系—二叠系烃源岩，加之斜坡区地层超覆和削截成带分布，所以具备形成规模油气藏的地质条件；③准噶尔盆地玛湖凹陷西斜坡相对东斜坡更靠近大型油气聚集带（图1），勘探更为现实。据此，提出准噶尔盆地玛湖凹陷西斜坡是实现准噶尔盆地勘探重大突破的现实领域。

早在20世纪80年代末，对环玛湖凹陷的油气勘探就曾提出过“跳出断裂带，走向斜坡区”的勘探思路。1993年5月开始勘探，发现了玛北油田，由于当时低渗透砂砾岩储集层改造技术限制，勘探一直未取得实质性突破。2010年后，随储集层改造技术的进步，处于同一有利构造带（夏子街—玛湖中央构造带，图1）、埋藏更浅的夏子街扇（图1）时隔20年之后再次得到关注，上钻玛13井和玛131井，均获工业油流，其中玛131井采用二级加砂压裂新工艺，增产效果明显，打开了玛北斜坡（图1）这一新的勘探领域。

玛北斜坡岩性地层油气勘探取得初步成功后，在全球连续型油气藏勘探的背景下，开始探索连续型油气藏的勘探，发现玛北斜坡构造平缓、储集层低渗、边底水不活跃，且发育沟通储集层（下三叠统百口泉组）和烃源层（石炭系—二叠系）的断裂，因此可能大面积成藏。据此，重新厘定百口泉组油层标准，开展老井复查，多井恢复试油获得工业油流，并且新部署井目的层均钻遇良好油气显示，逐步验证了百口泉组连续型油气大面积成藏新构想。按这一模式，加快勘探节奏，采用直井控面、水平井提产的思路对玛北斜坡百口泉组展开了整体勘探，2012—2013年十几口井获得工业油层，逐步证实玛北斜坡大面积整体含油特征，整装亿吨级油藏落实。

2013年后，在玛西斜坡又取得重大突破，发现并落实了玛18井—艾湖1井区亿吨级整装高效优质储量区块（图1）。2014年4月，在玛19井百口泉组试油获得工业油流，进一步证实玛西斜坡百口泉组具有大面积成藏潜力。2014年8月，玛南斜坡玛湖4井百口泉组获工业油流。玛北斜坡夏子街扇东翼新钻井玛21井和玛22井在百口泉组钻遇油层。同时，玛东斜坡的甩开探井达10井、玛中1井等井在百口泉组也见到良好油气显示。截至目前，玛湖凹陷西斜坡百里油区基本形成，展现出准噶尔盆地一个新的大油（气）区，是今后准噶尔盆地油气储量与产量的新基地。

2016年，玛湖凹陷东斜坡（玛东斜坡，图1）的勘探也取得重要进展，达13井百口泉组试油获高产工业油流，这是玛东斜坡百口泉组勘探首次获得重大突破，证实了这一地区为优质、高效、规模储量区块，预示着玛湖凹陷东斜坡是玛湖凹陷继西斜坡百里新油区发现后，下一个寻找效益规模储量区的现实勘探领域。

综合上述，玛湖凹陷源上连续型油藏的勘探重大发现得益于勘探思路从构造油气藏向岩性地层油气藏和连续型油气藏的转变，勘探理念指导了油气发现。

2　玛湖凹陷百口泉组连续型油藏基本特征

2.1构造平缓、储集层低渗、边底水不活跃，连续型油藏特征明显

玛湖凹陷三叠系百口泉组现今埋深3000～4000m，处于玛湖生烃凹陷中心区，构造较为简单，基本表现为东南倾的平缓单斜，地层倾角约4.3°，在整体为大单斜的背景下局部发育低幅度平台、背斜或鼻状构造，断裂发育（图2）。这些都是连续型油气藏成藏的基本特征［16］。

图2　玛湖凹陷过玛6井—玛006井—夏72井—夏9井地震地质解释剖面（剖面位置见图1）

连续型油气藏的另一个重要特征是储集层致密，因而油气才会大范围分布，总体不易流动，边底水也不活跃［6，11，17］，这在玛湖凹陷百口泉组油藏中也有发现。研究表明，玛湖凹陷百口泉组储集层岩性以岩屑砂岩、砂质砾岩和砂砾岩为主，砾石多呈次圆状，分选差。岩石中碎屑颗粒间接触较紧密，为线接触，胶结类型为压嵌式。储集层孔隙度1.17%～16.40%，平均7.52%，渗透率0.02～693.92 mD，平均0.63 mD，属于低孔低渗储集层，这跟国内外其他典型的连续型油藏特征差异不大。因此，正是由于构造平缓、储集层低渗，故原油在聚集后才不易流动，大面积成藏，且边底水不活跃，试油出水很少（图3）。由图3可见，研究区油藏大范围分布没有明显的圈闭边界，无统一油水界面和压力系统，反映油气成藏受水浮力影响较小，这些特点都符合经典的连续型油藏特征［1，6］。

图3　玛湖凹陷百口泉组过玛17井—玛133井—玛134井—玛15井—X7202井—夏91_H井油藏剖面（剖面位置见图1）

2.2源外成藏，与经典的连续型油藏有差异

在经典的连续型油气藏定义中，源储一体或近源成藏是一个重要特征［18］，但准噶尔盆地玛湖凹陷的百口泉组油藏却不符合这个特征。勘探发现，三叠系虽然整体为砂泥岩夹层，但其高有机质丰度的泥岩分布相对较为局限，迄今为止只在西斜坡的玛18井中见到了一些高有机质丰度的样品。更重要的是，三叠系（潜在）烃源岩样品由于埋藏相对较浅（3 000～4 000 m），整体尚未进入成熟演化阶段，显然难以形成大规模的原油贡献，因此，玛湖凹陷百口泉组油藏不是自生自储式或源储一体的。

实际上，从已获原油和储集层油砂抽提物的地球化学特征看，原油来自于深层石炭系—二叠系烃源岩的特征明显，典型生物标志物地球化学特征包括正构烷烃出峰完整，且主峰靠前，胡萝卜烷系列检出，三环萜烷丰度高，C20三环萜烷、C21三环萜烷和C23三环萜烷呈下降型分布（图4）。从地震剖面和油藏地质剖面上看（图2，图3），切穿石炭系—二叠系烃源层的深大断裂可提供良好的油气运移通道，这是研究区百口泉组能够源外大规模成藏的关键。

综上所述，准噶尔盆地玛湖凹陷百口泉组平均埋深3 000～4 000 m，储集层整体为低孔低渗，大面积成藏，表现出连续型油藏特征，但又与经典的连续型油藏有差异，主要是纵向上与下伏主力烃源层石炭系—二叠系相隔1 000～2 000 m，源外成藏，因此可以将准噶尔盆地玛湖凹陷发现的百口泉组大面积油藏称为准连续型油藏或源上连续型油藏，这是国内外迄今为止发现的凹陷区古生新储型大面积连片成藏实例。

图4　玛湖凹陷百口泉组原油（a）与储集层抽提物（b）典型生物标志物组成

3　玛湖凹陷百口泉组源上连续型油藏成藏有利条件与机制

3.1位于富烃凹陷中心区，优质烃源岩发育，利于原油生成

玛湖凹陷石炭系—二叠系优质烃源岩发育，利于原油生成［19］。研究发现，玛湖凹陷发育石炭系、下二叠统佳木河组、下二叠统风城组和中二叠统下乌尔禾组4套潜在烃源岩，有机质丰度中等—高，以下二叠统风城组烃源岩质量最为优质，虽然其有机碳含量并不是最高，但生烃潜量却总体表现为最高，反映其有机质类型较好，干酪根碳同位素相对最轻，而氢指数相对最高（图5）。从有机质的热演化程度来看，4套烃源岩整体处于成熟，接近高成熟演化阶段，因此以形成高熟轻质原油为主，这为原油生成奠定了良好基础。

图5　玛湖凹陷石炭系—二叠系4套烃源岩有机地球化学特征

3.2发育扇三角洲前缘储集层与构造岩性圈闭群，断裂沟通烃源岩和储集层，利于原油成藏

在原油具有良好生成物质基础，即具备油源条件的背景下，有利的储集层和圈闭是油藏得以大规模形成的必要条件，而对于玛湖凹陷百口泉组这样的源上连续型油藏形成，还必须有沟通烃源岩和储集层的输导通道。

（1）发育扇三角洲前缘优质砂砾岩储集层研究区百口泉组发育扇三角洲前缘优质砂砾岩储集层，厚度50～100 m（油层厚度10～50 m），储集空间类型主要为剩余粒间孔和溶孔（长石），其次是黏土收缩孔和微裂缝（图6），孔隙度主要为5%～12%.下伏二叠系烃源岩生烃过程中产生的含烃酸性流体沿裂缝、不整合面向上持续溶蚀是次生孔隙发育的主要因素，与残余的原生孔隙以及裂缝等一起构成了复合的储集空间。

（2）发育构造-岩性圈闭群玛湖凹陷百口泉组鼻状隆起带普遍发育，具体而言，玛北斜坡向南发育鼻状隆起，玛西斜坡发育近东西走向鼻状隆起，玛东斜坡发育北东—南西向的鼻状隆起，总面积达到4 400 km2.其中，夏子街和黄羊泉鼻状构造带（扇）规模最大，这也是勘探最先取得突破的地区。鼻状隆起的发育具有继承性，自石炭纪—二叠纪开始具有雏形，三叠纪特征明显，发育大型古背斜与鼻隆，至现今构造宽缓，具备了形成大型油气聚集区的有利构造条件。在此有利构造背景下，玛湖凹陷斜坡区地层超覆、削截成带分布，因此，可以发育构造-岩性圈闭群。

（3）断裂输导，沟通烃源岩和储集岩系玛湖凹陷百口泉组为海西构造运动期形成的大型逆冲断裂断开的最顶端层位（图2，图3），根据构造演化模式，早石炭世—二叠纪前陆隆起时期，盆地受挤压应力影响，形成了一系列沟通烃源岩层的大型逆断裂，逆断裂持续发育至早中三叠世停止。地震剖面显示逆断裂在压扭的构造环境中，普遍切割二叠系烃源岩，并一直持续活动到白垩纪后，形成了油气由深层石炭系—二叠系烃源岩向浅层百口泉组储集层运移的良好通道。

图6　玛湖凹陷百口泉组扇三角洲前缘储集砂体综合特征

3.3构造平缓，顶、底板条件好，利于原油富集

连续型油藏能够大规模成藏与富集的一个关键是构造平缓，顶、底板等保存条件好，因此原油不易运移或调整逸散。如前所述，玛湖凹陷百口泉组在湖区整体地层平缓，倾角2°～4°（图2），因此满足原油富集的地层构造背景［20-21］。

对于连续型油藏形成的顶、底板条件，以玛北斜坡为例，从平面上看，北侧以断裂遮挡，东侧以致密砂砾岩遮挡，西侧以泥岩分割带遮挡，因此总体顶、底板条件优良，储集层致密、底水不活跃，利于油气富集。从垂向上看，百口泉组顶部发育克拉玛依组泥岩顶板，底部发育下乌尔禾组泥岩底板与百口泉组致密砂砾岩底板，侧向在构造高部位邻近物源区，发育扇三角洲平原相致密砂砾岩遮挡，因此3面具备遮挡条件（图7）。加之下部断裂发育，构成良好的油气输导体系，大面积供油，在良好顶板的封盖下大面积成藏，受3面遮挡控制表现为连续型油气聚集。

3.4存在异常高压与裂缝，原油性质好，储集层甜点发育，利于原油高产

对于连续型油藏，因主体处于凹陷区，所以储集层相对较为致密，故而原油的可流动性与开采是勘探开发的一个重要问题［22］。通常认为，异常高压与裂缝的存在利于储集层打开，形成高产，再若原油性质好，储集层存在甜点，则会有利于油气高产［22］，这些有利条件均在玛湖凹陷百口泉组发现。

研究表明，玛湖凹陷百口泉组发育异常高压（压力系数大于1.3），而高压分布区往往是油气成藏的有利区，利于原油成藏和高产，以位于玛南斜坡的玛湖1井、玛湖2井和玛湖3井为例（图1），测井曲线综合分析表明，这3口井百口泉组压力系数分别为1.53，1.35和1.19，压力系数较高的玛湖1井和玛湖2井都有过油气充注，而常压的玛湖3井油气显示差。进一步通过钻井液密度计算的地层压力系数发现，异常高压分布在垂向上受上三叠统白碱滩组区域盖层控制，其上为常压地层，其下为异常高压地层；而在平面上，压力系数由凹陷中心向边缘变小，由此可见，玛湖凹陷总体而言处于异常高压，其百口泉组具备高产条件。此外，研究区岩心观测中也发现了不少裂缝，裂缝通常发育在脆性地层，这些裂缝可改善储集层，为高产创造条件。

原油性质分析发现，玛湖凹陷百口泉组原油品质好，密度0.82～0.86 g/cm3，表现出轻质油的特征，且原油密度有随深度加大而逐渐变小的趋势，因此原油高熟轻质，利于油气高产。实际上，从原油的有机地球化学特征上也可以看出原油高熟轻质，典型表现为正构烷烃出峰完整，且主峰靠前，而在萜烷分布中，三环萜烷相对五环三萜烷的丰度要高很多（图4）。

玛湖凹陷百口泉组储集层甜点发育，主要控制因素为沉积相（扇三角洲前缘水下分流河道）、成岩相（浊沸石粒间溶孔发育型成岩相）和早期原油充注。如前所述，玛湖凹陷百口泉组发育扇三角洲沉积体系，并可进一步划分出扇三角洲平原亚相、扇三角洲前缘亚相和前扇三角洲（滨浅湖）亚相，其中，出油井分布于扇三角洲前缘亚相，以水下分流河道砂体为主，由于水动力条件较强，岩石颜色通常为灰色，具有碎屑颗粒淘洗较充分，渗流杂基不发育，结构成熟度较高等特点，因此，此类微相砂砾岩物性明显好于其他类型沉积微相（图6）。另外，早期原油的充注有利于粒间孔的改造及保存和后期溶蚀。

4　油气成藏控制因素与富集规律

准噶尔盆地玛湖凹陷百口泉组已展现出亿吨级的准连续型高效油藏规模，油气分布表现出整体含油、局部富集的特征，受鼻状构造带、扇三角洲前缘有利相带、断裂联合控制，成藏潜力巨大。

4.1沉积相带的控制作用

玛湖凹陷百口泉组主要接受夏子街扇、黄羊泉扇和玛东—夏盐扇的沉积（图1，图8），扇体及其控制下的沉积相带影响了油气分布与成藏富集。

（1）扇体控制了油气分布以玛北斜坡的夏子街扇群为例（图1，图8），夏子街扇群主要有夏子街扇和风南扇，其中夏子街扇规模最大，影响整个玛北斜坡，风南扇影响范围较小，主要在风南4井一线，整体位于夏子街扇的西侧，这2个扇体都是目前油气聚集的主要区带，中间由坡折带分隔。夏子街扇内的夏9井扇与玛2井扇都发现了工业油流，玛2井—玛002井区扇即为玛北油田。中间的夏94井区、玛15井区、玛131井区3个扇体是最近油气发现的主要区域，形成夏子街扇西侧扇三角洲前缘砂体中油气连片的特征。相比而言，风南扇的规模要小一些，扇体主槽位于夏21井—夏90井一线，并向南西方向延伸，目前已在扇三角洲前缘亚相的风南4井中见良好油气显示，试油获得工业油流，风南扇目前勘探钻井相对较少，是下一步勘探的有利领域。

图8　玛湖凹陷百口泉组扇三角洲沉积模式

（2）扇体内的扇三角洲前缘相带控制了油气的富集与含油气性玛湖凹陷百口泉组潜在储集层主要形成于扇三角洲前缘及扇三角洲平原沉积环境，发育扇三角洲平原亚相的褐色砂砾岩、褐色砾岩和扇三角洲前缘水下分流河道微相的灰色砂砾岩、灰色砾岩。研究表明，砂砾岩储集体的岩石类型、分选性及泥质杂基含量是影响储集层优劣的主要因素。其中，扇三角洲前缘水下分流河道、砂坝等微相中的灰色、灰绿色砂砾岩储集层，特别是处于主河道中的砂体，水动力条件较强，受到河水及湖水的淘洗作用，泥质含量较低，分选性较好，储集性能相对较好，孔隙结构相对较好（图6）。相比而言，发育于扇三角洲平原亚相的褐色砂砾岩、褐色泥质砾岩，分选相对较差，泥质杂基含量较高，砂、泥、砾石大小混杂堆积，储集性能相对较差，孔隙结构较差，因此玛湖凹陷百口泉组有效储集层主要为扇三角洲前缘水下分流河道微相的灰色砂砾岩、灰色砾岩，相比而言，扇三角洲平原亚相的褐色砂砾岩、砾岩为非储集层。

扇三角洲前缘亚相在垂向上也控制着油气的分布与富集。百口泉组自下而上可分为百一段、百二段和百三段，其中百二段自上而下又细分为和2个砂层组为扇三角洲前缘水下沉积，主要岩性为灰色砂砾岩、砾岩、含砾粗砂岩和泥岩，杂基含量少，物性好，为主力油层发育段，相比而言，T1b22为扇三角洲平原水上沉积，杂基含量高，主要为褐色砂砾岩，物性差，为非储集层段。此外，从平面上看，研究区目前原油在百一段、百二段和百三段皆有发现，并随湖盆自山前向凹陷逐渐扩大，扇体向老山退积，扇三角洲前缘有利相带逐步向老山方向退却，成藏层位逐步变新，这也反映了沉积相带对油气分布的控制作用。

4.2鼻状构造带和断裂的控制作用

鼻状构造带和断裂对油气成藏与富集的控制作用也很明显，目前玛湖凹陷百口泉组所发现的油气均位于具有鼻状构造背景的凸起带上，它们是油气运移有利的聚集目标，再考虑扇三角洲前缘有利相带的展布，即是平面上有利的油气富集区带。

对于断裂对油气成藏与富集的控制作用，如前所述，研究区百口泉组准连续型油藏的显著特征是源外成藏，因此，原油能够跨层远距离成藏，断裂的作用至关重要。由于受到盆地周缘老山海西运动期和印支运动期多期逆冲推覆作用影响，斜坡区发育一系列具有调节性质的近东西向走滑断裂，断面陡倾，断距不大，但多断开二叠系烃源岩层—三叠系百口泉组储集层，直接沟通下部烃源岩，断裂成为源外跨层运聚主力通道，为大面积成藏奠定良好输导条件（图2）。以玛北斜坡为例，百口泉组油藏被玛13井北断裂、夏9井北断裂、夏89井断裂和夏2井断裂分割，断裂对油藏具有明显控制作用（图3）。玛131井东断裂和玛15井东断裂分割开玛131井断块、玛15井断块、夏72井断块，这些断块处于不同的压力系统内，中间的玛15井断块压力系数及气油比明显高于玛131井断块及夏72井断块，可见玛131井东断裂和玛15井东断裂的封堵作用明显。此外，3个断块的油藏参数也明显不同，油藏高度、油藏饱和压力、饱和程度均不同，并且平面上3个断块原油性质也存在差异，中间的玛15井断块原油密度低于玛131井断块及夏72井断块，均说明断裂对油藏具有控制作用。

综合来看，玛湖凹陷三叠系百口泉组油气成藏与富集主要受控于鼻状构造带与相带，具体而言，优势相带是扇三角洲沉积体系，有效储集层的发育受控于扇三角洲前缘亚相及其微相的分布。在此基础与背景下，断裂对油气成藏与富集的控制效应也很明显，北东—南西向主断裂控制着扇体与主槽致密带的分布，侧翼东西向次级断裂控制着坡折带的分布，从而控制侧翼扇三角洲朵体分布，受北西—南东向断裂控制，形成多个断裂坡折带，控制前缘砂体的分布，从而控制油层的发育层位。此外，断裂对油气的垂向跨层运移与单个油藏的富集也具有明显控制作用。因此，玛湖凹陷百口泉组亿吨级准连续型油藏整体含油，局部富集，受鼻状构造带、扇三角洲前缘有利相带、断裂联合控制。据此，今后研究区的勘探应围绕这3个因素控制的有利地区进行，勘探程度较低的黄羊泉扇、玛东扇和夏盐扇展布区是重点。

5　结论

（1）准噶尔盆地玛湖凹陷下三叠统百口泉组近5年来发现了中国首个亿吨级源上准连续型高效油藏，成藏潜力巨大，是对已有连续型油气藏勘探与研究的重要补充，提供了重要的研究对象。

（2）勘探思路的两次转变（构造油气藏—岩性地层油气藏—连续型油气藏）带来了突破，相较全球经典的连续型油藏，玛湖凹陷百口泉组油藏在平面上的大范围展布与储集层致密呈现出连续型特征，但不同于经典连续型油藏的是，油藏呈“源外”跨层运聚成藏的特点，因此谓之准连续型油藏。

（3）玛湖凹陷百口泉组得以高效成藏具有油气生成、成藏、富集、高产4方面的有利条件：研究区位于富烃凹陷中心区，优质烃源岩发育，利于原油生成；百口泉组发育扇三角洲前缘储集层与构造岩性圈闭群，断裂输导烃源岩，利于原油成藏；百口泉组构造平缓，顶、底板条件好，利于原油富集；百口泉组存在异常高压与裂缝，原油性质好，储集层甜点发育，利于原油高产。

（4）成藏控制因素和富集规律综合分析认为，玛湖凹陷百口泉组亿吨级准连续型油藏整体含油，局部富集，受鼻状构造带、扇三角洲前缘有利相带、断裂联合控制。当前勘探程度较低的黄羊泉扇、玛东扇和夏盐扇展布区值得重点考虑。

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（编辑杨新玲）

Discovery and Hydrocarbon Accumulation Mechanism of Quasi-Continuous High-Efficiency Reservoirs of Baikouquan Formation in Mahu Sag，Junggar Basin

ZHI Dongming
（Research Institute of Exploration and Development，Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，China）

In recent five years，great breakthroughs have been made successively in the Lower Triassic Baikouquan formation in hydrocarbon-rich Mahu sag in the northwestern margin of Junggar basin，and the above-source quasi-continuous oil reservoirs with the reserves over hundreds of millions of tons are firstly discovered，which should be attributed to the changes of thoughtway from structural reservoir exploration to lithological-stratigraphical reservoir and continuous reservoir exploration.Composite analysis on hydrocarbon accumulation mechanism shows that high-quality Carboniferous-Permian source rocks are developed in hydrocarbon-rich Mahu sag，which is favorable for oil generation；high-quality reservoirs and structural-lighological traps of fan-delta front facies are developed in Baikouquan formation，in which faults connect the source rock and the reservoir，which helps hydrocarbon accumulation；gentle structures with good top and bottom conditions in Baikouquan formation are in favor of hydrocarbon enrichment；abnormally high pressure and fractures occur in Baikouquan formation，and the oil here is of good quality and reservoir sweet spots are developed，which is good for high oil production.Therefore，quasicontinuous reservoirs with the reserves of hundreds of millions of tons in Baikouquan formation in Mahu sag are characterized by extensive oil distribution，local oil enrichment，jointly controlled by nose-like structural belts and favorable belts in delta front as well as faults，highefficiency accumulation and great prospecting potential，which can be an important supplement to continuous-reservoir exploration and research in the world.It is suggested that Huangyangquan fan，Madong fan and Xiayan fan with relatively low exploration degree should be focused on for further petroleum exploration at present.

Junggar basin；Mahu sag；Baikouquan formation；quasi-continuous reservoir；lithologic-stratigraphic reservoir；outside-source accumulation；fan-delta

TE112.4

A

1001-3873（2016）04-0373-10

10.7657/XJPG20160401

2016-05-13

2016-06-20

国家科技重大专项（2016ZX05001-005）

支东明（1971-），男，上海人，高级工程师，石油地质，（Tel）0990-6882729（E-mail）zhidm@petrochina.com.cn