准噶尔盆地莫北油气藏主控因素再认识

王京红，靳久强，匡立春

（1.中国石油勘探开发研究院，北京100083；2.中国石油新疆油田公司，新疆克拉玛依834000）

准噶尔盆地莫北油气藏主控因素再认识

王京红1，靳久强1，匡立春2

（1.中国石油勘探开发研究院，北京100083；2.中国石油新疆油田公司，新疆克拉玛依834000）

摘要：针对制约莫北油气藏油气储量扩展主控因素的关键问题开展研究，发现早期勘探中没有认识到低孔渗、强敏感性储层特点，未采取有效的油气层保护措施，低孔渗和高粘土矿物含量导致测井评价不准确，是漏失油气层的主要原因。在消除影响油气层测井评价的岩性、物性等因素后，建立了能够正确评价油气层的图版，新发现26井36层漏失油气层；提出燕山期弧形断裂对侏罗系三工河组二段砂泥互层中的油气起侧向封堵作用；前期采集的大面元地震资料不能满足较小断层的识别和精细刻画，采用新采集的高分辨率三维地震资料，通过叠前深度偏移、储层预测、等时格架下的变速成图等技术，搞清了砂体和弧形断裂分布，从测井重新评价发现的漏失油气层出发，指出在油气运聚方向上的弧形断裂和有利沉积微相带耦合形成油气聚集有利区，通过老井重新试油和新钻井实现储量扩展。勘探证实该方法可行、成效明显，使莫北油气藏储量扩展了近3倍。该方法对类似地区的精细勘探和油气储量扩展有一定的借鉴作用。

关键词：弧形断裂；油气藏类型；主控因素；莫北油气藏；准噶尔盆地

近几年，老油气区精细勘探已成为新增油气探明储量的主要领域之一，勘探潜力很大，油气藏控制因素重新认识和勘探技术是提高老油气区精细勘探突破的关键［1－6］。准噶尔盆地腹部侏罗系在“梁聚论”［7］指导下，发现了莫索湾、莫北、石南、石西等油气田。但有些油气藏的主控因素、分布规律尚未完全清楚［8－9］，随着油气勘探的深入，对油气藏控制因素认识越来越清楚，油气探明储量不断扩展，莫北油气田就是其中之一。莫北油气藏位于准噶尔盆地腹部莫北地区，主要含油气层系为侏罗系三工河组二段（J1s2），1998年7月Mb2井J1s23 935.0～3 958.6m层段用7.94mm油嘴试产获原油51.57 t/d、天然气6 7376m3/d。由于目的层粘土含量高，储层敏感性强，有利沉积和储层相带没搞清楚，导致多口外甩井失利，同时受当时地震资料限制，断裂识别较难，制约了油气扩展。1999年在Mb2，M005两个断块按断层－构造油气藏探明含油气面积为17.6×104km2，石油地质储量为1382×104t，天然气地质储量为53.27×108m3。通过地震资料重新处理和断裂刻画、沉积微相和有利储层等重新认识，搞清了油气藏主控因素，使得M8、M9、M11、M109、Mb2等井区含油气面积不断扩展，2009年探明地质储量的石油储量为4 340.66×104t，天然气储量为131.77×108m3，油气储量较1999年扩展了近3倍。

1　地质概况

莫北油气田位于准噶尔盆地腹部莫北鼻状凸起之上（图1），其北与陆梁南缘的陆南凸起以断裂为界，南端与马桥凸起以断裂相接，东西两侧分别过渡为东道海子北凹陷和盆1井西凹陷。该区现今构造背景为向南西倾没单斜，被北东向和近北西向断裂切割所形成的断块群。

图1　准噶尔盆地莫北油气田构造位置

莫北凸起在海西晚期即已存在，凸起高点在现今Mb1井附近。中生代早期，三叠系由东、南、西3个方向向高点超覆；早、中侏罗世时，凸起相对稳定，侏罗系三工河组和西山窑组沉积厚度变化较小；J1s时期沉积环境稳定，发育大面积三角洲沉积体系，受水进水退控制，发育多套砂泥岩互层，形成了多套储盖组合，侏罗系三工河组二段主要以三角洲前缘沉积体系为主。侏罗纪末莫北凸起经历了强烈构造运动，盆地腹部抬升产生的张应力在莫北凸起上形成若干近南北向的张性断裂，由于地应力场略具右旋特征，导致正断裂大多具有向东呈弧形弯曲的特点。并且正断层断面基本都是西倾的，进而导致莫北凸起向南西倾斜程度加大，断裂发育控制了油气运移和聚集成藏，这对油气向东北方向高部位运移是有利的。准噶尔盆地腹部侏罗系烃源岩不成熟，不具备油气生成条件，油气主要来源于二叠系烃源岩，燕山期断裂与海西期断裂组成了油源匹配断裂，控制油气纵向运移，侏罗系断裂在后期停止活动，一般具有封堵性特征，在油气运移方向上起遮挡作用。

2　储层特征及油气层重新评价

复杂油气层的含油性受储层物性、岩性和泥质含量等因素控制，可导致不同含油性的测井响应特征存在较大差别。通过对含油性与物性、岩性、泥质含量等因素相关性研究，在消除岩性、物性影响基础上，对油气层进行重新评价，发现新油气层。

2.1储层特征

侏罗系三工河组二段（J1s2）储层主要为不等粒和细－中粒岩屑砂岩，碎屑成分以凝灰岩为主，占44.9％，其次为石英和长石，分别占31.2％、23.4％；颗粒多为次圆－次棱角状，分选中－好，胶结类型主要为压嵌式、孔隙－压嵌式。通过对116块压汞资料分析表明，J1s2储层孔隙喉道以中低孔渗、细喉为主，毛管压力曲线形态为偏细歪度，平均排驱压力为0.66mPa，平均饱和度中值压力为7.47mPa，平均最大孔喉半径为1.76μm，平均毛管半径为0.53μm，平均退汞效率为37％。储层孔隙类型以粒间孔为主，占95％（图2），孔隙度为2.30％～19.40％，平均为11.93％，渗透率为0.03×10－3～58.20×10－3μm2，平均为1.82× 10－3μm2；油层孔隙度下限为11.2％，渗透率下限为1.3×10－3μm2。沉积微相和岩性是影响储层物性的主要因素，中－粗砂岩储层物性最好，中细砂岩、不等粒砂岩次之，砂砾岩、粉砂岩较差，含钙质砂岩最差；水下分流河道微相储层物性较好，而水下分流浅河道、水下分流浅滩微相储层物性较差；水下分流间湾泥质微相为非储层。

储层填隙物中胶结物成分以方解石（6.5％）、硅质为主，杂基成分主要为高岭石和泥质（5.5％），胶结程度中等－致密。粘土矿物以绿泥石（35.2％）和高岭石（29.3％）为主，其次为伊/蒙混层（19.1％）、伊利石（16.4％）。粘土矿物以分散状分布于孔喉内和颗粒表面（图3）。储层表现为中—强水敏性，平均渗透率损失率为64.27％，强盐敏性，平均渗透率损失率为86.7％，中等体敏性，平均渗透率损失率为31％～69％，中等速度敏感性，平均渗透率损失率为60％（表1）。由于早期勘探时没有采取储层保护措施，钻井泥浆与地层不配伍，导致中－强敏感性储层的一些油层试油不出。低渗透储层具有比中、高渗透储层更强的渗透率应力敏感性，而孔隙度的应力敏感性较弱，在挤压应力作用下，J1s2中细砂岩低渗储层更易发生应力敏感性，导致储层渗透率降低，也是一些油层试油不出的原因之一。

图2　准噶尔盆地莫北凸起J1s2孔隙结构显微照片

图3　准噶尔盆地莫北凸起J1s2粘土矿物扫描电镜照片

表1　准噶尔盆地莫北凸起J1s2储层水敏性评价Table 1　Water sensitivity evaluation of the 2ndmember of the Lower Jurassic Sangonghe Formation in them obei Salient，Junggar Basin

2.2油气层重新评价

J1s2储层以原生孔隙为主，中孔细喉，粘土含量较高，其渗流能力受孔隙度和粘土含量影响较大，储层的这些特征对测井响应影响较大，也是造成早期勘探中测井评价误差较大，漏失油气层的主要原因。不同岩性储层的泥质含量对孔隙度影响程度不同（图4a），砂砾岩储层泥质含量一般小于3％，孔隙度一般小于10％；粗砂岩储层泥质含量一般小于3％，孔隙度一般大于10％；中砂岩储层泥质含量一般为3％～8％；细砂岩储层泥质含量一般为8％～15％；粉砂岩储层泥质含量一般为15％～30％。

J1s2储层中粘土矿物较高、水敏性较强，对测井识别含油性影响较大。高含油气饱和度层电性特征明显，但含油气较差或受岩性、物性影响较大的储层，由于岩性、物性变化都对电阻率有较大影响，而储层流体只是影响电阻率变化的一个主要因素，只根据电性变化来分析储层含油性难度较大。该区早期勘探时主要根据电性特征进行油气层识别（图4b，c），导致油气层识别率不高，漏失了部分油气层。通过对该区含油性与岩性、物性、电性特征的综合研究，在消除岩性、物性影响基础上，对老井重新评价，在已探明含油气面积之外发现了Mb6等26口井38层油气层，试油后36层获得工业油气流，为储量扩展提供了线索。

在自然伽马和电阻率关系图版上（图4b），不同含油性的区分度不高，当数据点在黑线之上时，即GR＞Y1时，岩性是造成电阻率变化的主控因素；当数据点在黑线之下时，即GR＜Y1时，岩性变化对电阻率影响不大，对岩性校正可消除岩性对含油性的影响。

式中：RT为电阻率，Ω·m；GR为自然伽马，API。

在密度和电阻率图版上（图4c），不同含油性的区分度也不高，当数据点在黑线之上时（式2），即ρb＞Y2时，物性是造成电阻率变化的主控因素；当数据点在黑线之下时，即ρb＜Y2时，物性变化对电阻率的影响不大，对物性校正可消除物性对含油性的影响。

式中：RT为电阻率，Ω·m；ρb为密度，g/cm3。

在消除泥质含量影响后，得到较准确的孔隙度；在消除岩性、物性对电阻率影响后，电阻率主要受含油性影响，建立了含油饱和度评价模型，确定了模型参数，较准确计算了含油饱和度，在油气层识别图版上能够很好识别油气层（图4d）。

图4　准噶尔盆地莫北凸起J1s2油气层识别图版

如Mb2105井3 689～3 700m深度段，利用未消除岩性、物性的解释图版得到的结论为非油气层，这与原来的测井评价结论一致（图4b）。消除岩性、物性影响后，通过电阻率与自然伽马、补偿密度叠合可认为具备含油性，同莫北油田发现井Mb2井含油特征相似。测井孔隙度为14％～18％，渗透率为20×10－3～200×10－3μm2，含油饱和度为42％～52％，岩性物性较好，其在3 691.5m电阻率为20.5Ω·m，密度为2.41g/cm3，在饱和度和孔隙度图版上为油气层（图4d），重新评价为油层，对重新评价为油层的4层射孔试油，获油34.8 t/d。

3　油气藏控制因素与储量扩展

沉积微相确定有利储层分布，控藏断裂和构造确定有利区带，在油气运移路径上的有利储层与有利成藏区叠合确定目标区，通过钻探实现油气储量扩展。

3.1沉积微相及砂体平面展布

准噶尔盆地J1s2发育三角洲沉积体系，存在西北、东、北和南部四大物源，几个物源体系在腹部交汇，沉积物来源及方向多变，主要有来源于西北部和东、西部物源共同提供沉积物的两种认识，腹部主要发育水下分流水道、河口坝和滑塌沉积［10－12］。通过岩心、测井、分析化验、地震储层预测等综合研究，提出研究区J1s2沉积物主要来源于东部和北部物源，以三角洲前缘亚相的分流河道沉积为主。J1s钻揭地层厚度为140～320m，平均为237m，自上而下分为J1s3，J1s2，J1s13段。其中，J1s3分布稳定，厚度为85～125m，平均为105m，主要为一套湖相泥岩，为区域性盖层；J1s2为大套灰色砂岩夹少量泥岩，厚度为100～140m，平均为120m，又可分为J1s2（1），J1s2（2）两个砂层组。目的层J1s2（1）自上而下又分为J1s2（1－1）和J1s2（1－2）两个小层，其中J1s2（1－2）砂体分布稳定，厚度为10～25m，为主要含油层；J1s1为泥岩夹砂岩，厚度约100m，主要为浅湖相泥岩和三角洲前缘的河口砂坝与水道砂沉积。研究区主要发育水下分流主河道、水下分流浅河道、水下分流浅滩、水下分流间湾泥质四种微相类型，其中水下分流主河道微相储层物性最好。在原探明油气面积西侧、北侧、南侧均发育良好储层的水下分流主河道微相砂体（图5），搞清了砂体的展布规律为油气扩展指明了方向。

3.2油气成藏主控因素

莫北地区油气成藏受二叠系烃源岩主生烃期和车莫古隆起形成与演化控制［13－15］，成藏期的古隆起控制着油气运聚，调整期的古隆起影响油气再分配，定位期的古隆起决定着油气最终赋存部位，受多套烃源岩不同生排烃期，油气运聚条件控制，具有多期幕式成藏特点［16］。莫北地区紧邻二叠系风城组和乌尔禾组的盆1井西生烃凹陷，在其油气系统内，侏罗系三工河组储层优于八道湾组和三叠系储层，油气沿断裂纵向运移时，首先在顶部优质储层中聚集成藏。其烃源岩有3个主要排烃期，最早排烃在晚侏罗世—早白垩世，此时风城组烃源岩正处于生油阶段高峰期，在构造运动作用下，沿深切入生油岩的大断裂或油源匹配断裂垂向运移至构造高部位，在燕山Ⅰ－Ⅱ幕形成车莫古隆起内的莫北侏罗系储层中形成古油藏。而此后盆地整体由南向北发生倾斜，油气向上倾方向调整，在高部位有利带上重新聚集成藏。晚白垩世，乌尔禾组烃源岩开始大量排烃，高成熟油通过不整合面和“Y”字型断裂组合运移、聚集至J1s2圈闭中，形成高成熟油藏；新近纪后乌尔禾组高成熟烃源岩开始排气，高成熟气继续沿断裂、不整合面进入圈闭，油气藏主要分布于凸起轴部及凹陷向凸起过渡的斜坡带上。

莫北地区地应力演化模拟结果表明，垂向应力大于水平应力，最大水平主应力方向为北北东向，属于张扭性质，形成多组西倾由南北向西北过渡的弧形断裂，断裂封堵性好，对油气保存起到主控作用。油气藏与圈闭幅度大小、正断层封闭性有联系，平面上油气藏分布与正断层旋转方向有关，北段正断层右旋油气藏位于其上盘，南段正断层左旋油气藏位于其下盘；平面上自西往东形成油藏—油气藏—气藏或直接是油藏－气藏的分布序列。莫北油气田的主要控藏断裂为Mb2井东断裂（图6中②号断裂）和Mb2井西断裂（图6中①号断裂），断裂延伸长度约14km，最大断距约130m，封闭性好，控制了Mb2井区和M005井区油气分布。

3.3断裂对油气藏的控制

断裂展布分为近南北向、北东向及北东东向3组，其中近南北向与北东东向的断裂延伸长、断距大，对构造起到了明显的控制作用；而北东向断层则相对规模较小，是前两组断层的补偿断层，对构造的控制作用不明显。按断层断距的大小和延伸距离，将本区的断层分为两个级别：一级为控制结构断层，主要是近南北向与北东东向断层，这两组断层呈倒“Y”字形，由南向北向两侧画弧—弧形断裂，延伸长度较大，一般大于6km；断距较大，一般大于30m，基本上决定了本区构造格局，并且可以作为油气运移通道，对油气成藏有明显的控制作用。二级断层受一级断层影响，伴随一级断层发育，与其相交可形成多个断块构造。

图5　准噶尔盆地莫北凸起J1s2（1）沉积微相分布

挤压应力作用下的逆冲推覆是弧形断裂的主要形成机制［17］。研究区受燕山Ⅰ－Ⅱ幕发育的右旋挤压应力控制，具备形成弧形断裂的条件。弧形断裂两端常伴随一定走滑，走滑断裂活动后常常为封闭性，同时，准噶尔盆地腹部J1s之下的J1b存在异常压力系统［18－19］，形成于该时期的断裂在地应力作用下塑性岩石的流动进入到断层中，形成泥质涂抹层，对断层侧向封闭性起重要作用。从构造演化来看，断裂活动于白垩系沉积以前，只有近南北向与北东东向的两组大断层在局部穿入白垩系清水河组，为油气后期保存提供了条件。

早期勘探时受地震资料品质限制，断裂在地震剖面上显示不清楚，在进行断层解释时，主要根据地震波组的抖动来确定断裂位置，断距较小的断裂在地震剖面上一般没有显示，如1997年采集的40m×40m三维地震资料（图7a），很难刻画断距较小的断裂。在新采集和特殊处理后的三维地震资料上，断裂显示较清楚，如2007年采集的12.5m×12.5m三维地震资料（图7b）。利用相干体分析等技术，确定断裂解释方案，对研究区断裂进行重新解释，图6b中①号Mb2井西2号断裂、②号Mb2井东断裂西段在早期地震资料中也无法识别，可见不同时期地震资料解释的断裂差别很大。

图6　准噶尔盆地莫北油气藏不同时期刻画的断裂、构造及含油面积对比

受地面沙漠条件、构造复杂、地震速度横向变化大等因素影响，准噶尔盆地腹部存在时间域与构造域高低幅度差异大的问题，常规叠后时间偏移不能使反射波正确归位，非等时格架下的构造成图限制了构造精度。采用三维叠前深度偏移、等时格架下的变速成图技术实现了复杂目标区的高精度成像，解决了该地区构造深度与地震双程时间不一致的矛盾，实现了与地下情况吻合的构造精细成图，与常规地震处理和成图技术所成的构造图差别较大。

3.4油-水界面重新认识和油气储量扩展

在搞清储层控制因素和砂体分布规律的基础上，通过测井资料重新评价，为油气藏扩展提供了依据。在断裂构造重新刻画和油气藏控制因素研究基础上，提出油气藏受断裂、岩性等因素共同控制，指出有利勘探区。在1999年提交探明储量含油气面积之外重新勘探，使原来认识的油水界面为3 555m不断下移至3 622m（图8），1999年提交探明储量时，因Mb2090井钻探时油层保护不好，储层物性相对较差，油层束缚水饱和度较高，试油油水同出，认为此井附近为油水界面，因此，将油水界面定为3 555m，当该井采油3～4个月，束缚水变为可动水部分采完后，只产纯油，因此，将评价井进一步外甩，新增含油面积不断扩展，目前确定的油水界面为3 622m，尚未见到真正的油水界面，进一步勘探后含油面积可能会继续扩大。由1999年提交探明储量时的含油气面积为17.6×104km2，扩展到现在的68.39×104km2；探明石油地质储量由1999年的1382×104t，天然气地质储量53.27×108m3；扩展到目前的探明石油地质储量4 340.66×104t，天然气地质储量131.77×108m3，勘探成效显著。

图7准噶尔盆地莫北三维新、老地震剖面对比

4　结论

莫北油气藏是受构造、断裂和岩性多因素控制的复合油气藏，精细沉积微相和砂体展布、断裂的有效刻画是勘探扩展的关键，在断裂刻画中地震资料品质的提高是基础。对强敏感性储层，钻井过程中油气层保护至关重要，对没有考虑油气层保护老井的重新评价为该类油气藏油气储量扩展提供了依据。

图8　准噶尔盆地过Mb2206－M012井J1s2（1）试油海拔高程

老油气区精细勘探是中国石油勘探和储量扩展的重要领域之一，在每年的新增探明油气地质储量中占25％以上，但老油气区地质条件和油气藏控制因素不同，制约精细勘探的关键问题也有差别，总结油气藏控制因素和精细勘探方法，为类似油气田的精细勘探提供参考，有助于我国老油气区精细勘探的储量扩展。

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（编辑张亚雄）

中图分类号：TE122.1

文献标识码：A

文章编号：0253－9985（2011）02－0165－10

收稿日期：2010－12－09。

第一作者简介：王京红（1970—），女，博士研究生，储层地质与油气地质综合勘探。

基金项目：国家科技重大专项（2008ZX05001）。

Discussion on themain controlling factors ofm obei oil/gas reservoirs in the Junggar Basin

Wang Jinghong1，Jin Jiuqiang1，Kuang Lichun2
（1.Research Institute of Petroleum Exploration＆Development，PetroChina，Beijing 100083，China；
2.Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，China）

Abstract：This paper studies themain factors influencing reserve growth，of themobei oil/gas reservoir.Many oil/gas layers were not identified during the early exploration period due to several reasons.The first is that no effectivemeasures were applied to protect the oil/gas layerswith low permeability and porosity and strong sensitivity.The second is that the low permeability and porosity and high clay content lowered the accuracy of log interpretation.After eliminating the impacts of lithology，physical properties and other factors on logging evaluation of oil/gas reservoirs，we established board charts to evaluate the reservoir properly.Based on this，we found 36 new oil/gas layers being neglected before in well26.The Yanshan arc fault acts as the lateral seal for the interbeded sandstone and shale reservoirs in the 2ndmember of the Lower Jurassic Sangonghe Formation.As the large-bin seismic data acquired before cannotmeet the requirements of identification and fine description of small faults，the new high resolution 3D seismic datawere used to delineate the sandbodies and arc fault through prestack depthmigration，reservoir prediction and variable velocitymapping under an isochronous sequence framework.The coupling of favorable sedimentarymicrofacieswith the arc fault in the directions of hydrocarbonmigration and accumulation can result in the formation of favorable plays.Therefore，reserve growth can be realized through re-performing formation test in old wells and drilling new wells.The reserves ofmobei oil/gas re-servoir grow by near 3 fold after thismethod was applied.It also can be used in similar oil/gas fields.

Key words：arc fault，reservoir type，main controlling factor，Mobei oil/gas reservoir，Junggar Basin