玛南斜坡风城组油气成藏条件及主控因素

卞保力 ，刘海磊，蒋中发，王学勇，丁修建

1.中国石油新疆油田公司勘探开发研究院，新疆 克拉玛依834000

2.中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东 青岛266580

引言

玛湖凹陷为准噶尔盆地西北缘富烃凹陷，近年来，在二叠系下乌尔禾组和上乌尔禾组，三叠系百口泉组及侏罗系三工河组和八道湾组均取得了突破，呈现出满凹含油、多层系立体成藏的场面，是新疆油田和中国石油增储上产最为现实的热门勘探区域[1-9]。

下二叠统风城组是在咸化环境形成的烃源岩，早期在近物源区发现了一系列平原相砂砾岩油藏，在扩边过程中下倾方向探井试油结果均为水层，凹陷区内风城组存在“水区”的顾虑。2018 年在扩边井的下倾部位钻探了MH26 井，试油获纯油层，证实了玛湖凹陷风城组的勘探潜力。随后，预探及评价工作快速铺开，在玛湖凹陷南斜坡（玛南斜坡）钻探了二十余口探井，多数获工业油流，标志着玛湖凹陷又一个十亿吨级规模勘探层系的突破。2019年，玛湖凹陷北部区域MY1 井风城组页岩油的突破之后，玛湖凹陷风城组由高部位到低部位常规油--致密油--页岩油藏模式得以构建，开始指导其余富烃凹陷勘探[10-12]。同时，近年探井钻后，玛南斜坡原有烃源岩展布、储集岩性认识存在一定的偏差，风城组油气成藏条件需要重新认识；另外，在玛南斜坡岩性油藏区域，同时出现纯油井和油水同出井，决定探井获纯油层的关键性因素需进一步分析。本文对玛南斜坡风城组烃源岩、储盖组合及油藏类型进行系统解剖，进一步认清玛南斜坡油气成藏条件，查明岩性油藏带探井获纯油层的主控因素，优选出了勘探有利区。

1 研究区地质概况

玛南斜坡位于准噶尔盆地西北缘中拐凸起、克百断裂带和玛湖凹陷的结合部（图1a），发育近东西走向的走滑断裂系统，具有“一期超覆、两期削蚀”的特征。研究区钻井从浅到深钻遇白垩系--二叠系，其中，白垩系包括东沟组（K2d）与吐谷鲁群（K1tg），侏罗系包括齐古组（J3q）、头屯河组（J2t）、西山窑组（J2x）、三工河组（J1s）及八道湾组（J1b），三叠系发育白碱滩组（T3b）、克拉玛依组（T2k）及百口泉组（T1b），二叠系发育上乌尔禾组（P3w）、夏子街组（P2x）、风城组（P1f）及佳木河组（P1j）。

研究区二叠系风城组整体呈西高东低形态，为东南倾单斜。以K81 井风城组为例，其岩性整体较粗，风一段主要为砂砾岩、砂质小砾岩及凝灰岩，风二段顶部为一套安山岩，其余层段以凝灰质砂砾岩及砂砾岩为主，风三段以砂砾岩为主（图1b）。

在早期，研究区风城组共发现3 个油藏，分别为JW1 井所处八区油藏、B25 井所处B25 井区油藏及K89 井所处K89 井区油藏，以块状砂砾岩为主。近年来，在斜坡区发现了K81 井所处的K81 井区断层-岩性油藏，主要受3 条断裂的夹持。

2 烃源岩条件

玛湖凹陷生排烃中心在以往认识当中位于北部玛西1 井周缘，玛南斜坡优质烃源岩欠发育[13-15]。而近年探井录测资料及地球化学分析测试结果表明玛南斜坡同样发育风城组烃源槽。

2.1 岩性及厚度

玛南斜坡风城组为一套扇三角洲沉积体系，在高部位广泛发育砂砾岩层，在斜坡区为扇三角洲前缘沉积。在K81—MH28—MH39 井风城组连井剖面中，K81 井主要表现为绿灰色--棕褐色砂砾岩、砂质小砾岩、凝灰质砂岩及沉凝灰岩，总体为一套半氧化色的水下分流河道粗粒沉积，524 m 地层中凝灰质泥岩、泥岩累计厚度仅32 m（图2a）。MH28 井钻至风二段，在276 m 中累计钻遇86 m 暗色泥岩、粉砂质泥岩、沉凝灰岩，风三段厚度为94 m，钻遇62 m 厚层暗色泥岩（图2b）。MH39 井风三段157 m中110 m 为暗色烃源岩，呈厚层发育特征，风二段200 m 当中烃源岩厚度达76 m，呈泥砂互层特征。上述连井剖面表明研究区风城组在斜坡区发育可观的厚层暗色烃源岩（图2c）。

图2 玛南斜坡K81--MH28--MH39 井风城组综合岩性对比Fig.2 Fengcheng Formation lithologic correlation profile of wells K81–MH28–MH39 in the south slope of Mahu Sag

2.2 有机质丰度

在烃源岩有机质丰度评价指标中，总有机碳含量与热解生烃潜量使用最为广泛，该文采用陆相烃源岩地球化学评价方法。

研究区风城组烃源岩总有机碳含量为0.48%∼3.07%，平均在1.23%，生烃潜量为1.84∼7.64 mg/g，平均在4.81 mg/g，大部分为好烃源岩，少数为中等烃源岩、最好烃源岩，MH39 井相较于MH28 井更靠近凹陷，有机质丰度较高，预示凹陷深部可能发育更好的烃源岩（表1，图3）。

表1 玛南斜坡风城组烃源岩岩石热解参数Tab.1 Rock pyrolysis parameters of source rocks of Fengcheng Formation in the south slope of Mahu Sag

图3 玛南斜坡风城组烃源岩有机质丰度评价Fig.3 Organic matter abundance evaluation of Fengcheng Formation source rocks in the south slope of Mahu Sag

玛湖凹陷北部风南地区风城组烃源岩总有机碳含量主要分布于0.6%∼2.0%，而模拟生烃数据表明，该地区烃源岩的生烃能力为标准湖相烃源岩的两倍，造成总有机碳含量测试结果偏低的原因可能是高盐度环境下形成烃源岩在碳酸盐中吸附的有机质在处理过程当中流失，研究区风城组烃源岩与风南地区在同一时期发育，其真实有机质丰度可能同样要好于图版中的评价结果[16]。

2.3 有机质类型

在最高热解峰温与氢指数交会图版中，研究区风城组烃源岩最高热解峰温在430∼456◦C，热演化总体处于成熟阶段。氢指数为121.82∼390.86 mg/g，在图版中主要位于II 型烃源岩区间，指示该烃源岩与风南地区风城组烃源岩同为II 型烃源岩，具有良好的生油生气能力（图4）。

图4 玛南斜坡风城组烃源岩有机质类型评价[17]Fig.4 Organic matter type evaluation of Fengcheng Formation source rocks in the south slope of Mahu Sag

2.4 有机质成熟度

研究区烃源岩C29规则甾烷ββ/（ββ+αα）分布于0.49∼0.56，20S/（20S+20R）分布于0.48∼0.55，由C29规则甾烷20S/（20S+20R）推测镜质体反射率在0.8%附近，表明热演化总体处于成熟阶段（图5）。

图5 玛南斜坡风城组烃源岩有机质成熟度评价[18]Fig.5 Organic thermal maturity evaluation of Fengcheng Formation source rocks in the south slope of Mahu Sag

综合上述参数，研究区新发现的风城组烃源岩为一套在斜坡区厚层发育的高有机质丰度的成熟II型烃源岩，具有良好生烃潜力。

3 储盖条件

3.1 盖层条件

从过B25 井区至K81 井区沉积相连井图上看，B251 井和K88 井风城组处于扇三角洲平原相带，主要发育厚层砂砾岩，与上乌尔禾组呈角度不整合接触，上覆上乌尔禾组砂泥岩充当其盖层（图6）。K81井位于扇三角洲内前缘相带，风城组以云质砂岩、云质砂砾岩为主，泥岩盖层较薄。JL51 井、MH28 井和MH39 井位于扇三角洲外前缘相带，风三段以分流河道间湾沉积为主，发育厚层泥岩盖层；风二段则为水下分流河道微相以及分流河道间湾微相频繁变化特征，薄层盖层与砂体频繁互层。

图6 过B251 井--K88 井--K81 井--JL51 井--MH28 井--MH39 井风城组沉积相连井图Fig.6 Sedimentary section of Fengcheng Formation across wells B251–K88–K81–JL51–MH28–MH39

从岩性组合上看扇三角洲平原相、扇三角洲内前缘相带发育厚层储集岩，盖层条件较差，扇三角洲外前缘相带发育泥岩同砂岩互层体系，盖层条件良好。

3.2 储集空间

不同相带储集岩储集空间类型体现出一定的差异性，平原相带砂砾岩储集岩储集空间以方沸石溶孔和收缩孔为主，原生粒间孔欠发育，八区油藏平均孔隙度11.90%，平均渗透率0.61 mD，B25 井区油藏平均孔隙度11.57%，平均渗透率0.41 mD，为低孔渗、特低渗透率储集层。

扇三角洲前缘相带碎屑储集岩粒内溶孔、剩余粒间孔以及微裂缝发育，其中，风三段平均孔隙度5.23%，平均渗透率0.74 mD，风二段平均孔隙度4.95%，平均渗透率0.07 mD，属特低孔、特低渗储层。虽然风二段云质砂岩渗透率偏低，但其脆性较强，压裂过后同样可获高产油流。风二段顶部火山岩产油层主要为玄武岩，储集空间主要为半充填气孔，另外还发育微裂缝、溶孔，其平均孔隙度7.13%，平均渗透率2.73 mD（图7）。

图7 玛南斜坡风城组铸体薄片Fig.7 Microscope casting thin-section photos of Fengcheng Formation in the south slope of Mahu Sag

4 成藏主控因素

4.1 油藏类型

风城组油藏可划分为两类，第一类为块状油藏，位于扇三角洲平原相带，以砂砾岩为主，包括K89井区、八区以及B25 井区泥质夹层欠发育，连通性良好（图8a）。

图8 玛南斜坡B25 井区、K81 井区风城组油藏剖面图Fig.8 Reservoir profile of Wellblock B25 and Wellblock K81 of Fengcheng Formation in the south slope of Mahu Sag

第二类为断层-岩性油藏，位于扇三角洲前缘相带，发育砂砾岩、砂岩、泥质岩以及火山岩，含油层为层状岩性体，以K81 井区油藏为代表，NW--SE 方向受岩性尖灭控藏，东西方向受断层遮挡成藏，各油层被隔夹层隔开，相对独立（图8b）。

4.2 成藏带划分

玛南斜坡风城组为扇三角洲--湖泊体系，在靠近物源方向为扇三角洲平原相，发育块状砂砾岩，下倾方向为扇三角洲前缘亚相，主要为砂砾岩、砂岩及泥岩互层，同时，在风二段顶部发育一套火山岩，以玄武岩和安山岩为主，其中，扇三角洲内前缘相带以砂砾岩、砂岩为主，而扇三角洲外前缘相带则为砂泥互层。在玛湖凹陷内还发育湖泊沉积，尚无井钻遇，推测为烃源岩发育区（图9a）。

图9 玛南斜坡风城组沉积相及成藏带平面图Fig.9 Sedimentary and accumulation area plan of Fengcheng Formation in the south slope of Mahu Sag

根据油藏分布、沉积背景及试油结果，将研究区风城组分为4 个成藏带，扇三角洲平原油藏带位于构造高部位，主要为八区、B25 井区及K89 井区油藏分布区域，试油结果以油层、油水同层为主；扇三角洲平原油藏带下倾方向及风城组尖灭线附近为前面曾提到的“水带”，试油结果以水层和含油水层为主；“水带”下倾方向为扇三角洲内前缘成藏带，岩性组合以砂夹泥为主，试油结果以油层、油水同层为主；扇三角洲内前缘成藏带以下，为扇三角洲外前缘成藏带，该区域岩性组合泥夹砂为主，试油结果以油层为主。

4.3 “水带”成因

过MH8--JL17--K202--K201 井风城组连井剖面如图10 所示。由图10 可以看出，MH8 井靠近风城组尖灭线，风城组与上覆上乌尔禾组不整合接触，试油为油水同层；下倾方向JL17 井、K202 井和K201 井虽位于K81 井风城组油藏当中，其风城组底部砂砾岩均为高产水层，JL17 井风二段细砂岩为油层，风三段为油水同层，K202 井风二段火山岩以及风三段砂砾岩均为油层，K201 井风二段火山岩为油层。

图10 过MH8—JL17—K202—K201 井风城组连井剖面Fig.10 Well connecting profile across wells MH8–JL17–K202–K201 of Fengcheng Formation

4 口井均见连续荧光显示，风城组储集层均发生了原油充注，风二段底部连通砂体物性良好，4 井试油含油量与充注量存在不对等情况，存在部分原油越过不整合面向上调整的现象。

过B251--B25--K821--K204 井二、三叠系连井剖面如图11 所示，B251 井、B25 井风城组均发育块状厚层砂砾岩，K821 井风城组底部发育厚层砂砾岩，K204 井发育风二段火山岩，风三段发育细砂岩，4 口井均在风城组获连续荧光显示。B251 井、B25 井风城组同上覆上乌尔禾组不整合接触，B251井上乌尔禾组获油水同层，风城组获油水同层，B25井上乌尔禾组顶部获油水同层，风城组试油结果为高产水层，K821 井百口泉组及上乌尔禾组均获纯油层，下乌尔禾组获油水同层，风城组试油结果为含油水层，K204 井百口泉组及上乌尔禾组获纯油层，风二段火山岩获纯油层，风三段砂岩获油水同层。

图11 过B251—B25—K821—K204井二、三叠系连井剖面Fig.11 Well connecting profile across wells B251–B25–K821–K204 of Permain and Triassic Formation

从盖层发育上看，克拉玛依组为一套区域盖层，在水带之下下乌尔禾组和夏子街组为区域盖层，从充注效果来看，由下至上均经历了油气充注，B251井风城组同B25 井、K821 井风城组连通性良好，最终保存原油量明显少于低部位风城组以及上覆层系，同样出现充注量同产油量不对等的现象，由此判断，B25 井区不整合之上盖层封盖能力较差，使得部分原油突破封堵后向上调整。

4.4 岩性油藏纯油井控制因素

勘探实践证实了研究区前缘相带呈现连片成藏、普遍成藏特征，从试油结果上看，外前缘同内前缘表现出较明显差异，内前缘带共获纯油层7 层，含水层10 层，试油累产油3 292 m3，累产水2 800 m3，而外前缘带共获纯油层10 层，含水层两层，累产油3 877 m3，累产水1 268 m3，外前缘带表现出明显的油多水少、纯油层多含水层少的特征。由此将研究区风城组扇三角洲前缘相带划分为外前缘相带及内前缘相带分析其原因。

过K207--MH16--MH7--K204--K811--K81井风城组连井剖面（图12）中6 口井普遍产水，仅有K207 井、K204 井及K811 井发育纯油层，3 口井油水产量平面及纵向变化大，说明其连通性较差，呈“一砂一藏”特征，利用地层水矿化度作为油藏保存条件评价参数，目前研究普遍认为矿化度越高代表其封闭性越好[19]。K207 井、MH16 井及MH7 井地层水矿化度较高，为同一系统，其中，MH16 井矿化度最高，获10.70 m3原油，K207 井风城组出水层地层水矿化度次之，在4 500 m 以及4 750 m 附近层段试油日产油分别为2.50 m3及5.19 m3，而MH7 井最低，仅获原油1.36 m3。矿化度同原油产量呈正相关性还可以在K204 井、K811 井及K81 井中得到印证。以上研究结果表明，内前缘系统中局部封盖条件控制油藏是否能够充满，封盖条件越好保留原油越多。

图12 过K207—MH16—MH7—K204—K811—K81 风城组连井剖面Fig.12 Well connecting profile across wells K207–MH16–MH7–K204–K811–K81 of Fengcheng Formation

过MH26--MH16--MH025--K811--JL35--MH39 井风城组连井剖面中，MH26 井与MH025井位于扇三角洲内前缘油藏带，多层试油结果为纯油层，其油层之上均发育泥岩盖层，位于内前缘相带的MH16 井与K811 井试油层上覆岩层泥岩盖层欠发育，导致其侧向及上覆遮挡条件较差，试油普遍出水（图13）。结合保存条件对含水率的控制及泥岩盖层发育对纯油层的控制作用，风城组局部泥岩盖层的发育是良好保存条件的关键，扇三角洲外前缘相带泥岩盖层更为发育，获纯油层概率更高。

图13 过MH26—MH16—MH025—K811—JL51—MH39 井风城组连井剖面图Fig.13 Well connecting profile across wells MH26–MH16–MH025–K811–JL51–MH39 of Fengcheng Formation

4.5 成藏模式及有利区

研究区风城组油藏成藏模式如图14 所示，凹陷内风城组烃源岩生成原油沿连通砂体及微裂缝向上倾方向调整至断层-岩性及断层-地层圈闭成藏，其中，断层-地层位于风城组不整合面附近[20-21]。断层-地层油藏中风城组上覆盖层保存条件较差，运移至圈闭原油柱达临界高度后突破改成向上调整。预测在烃源槽内存在页岩油目标，在运移路径上发育岩性目标。

图14 玛南斜坡风城组油藏成藏模式图Fig.14 Reservoir accumulation model of Fengcheng Formation in the south slope of Mahu Sag

结合上述控藏因素分析，认为扇三角洲外前缘相带在勘探实践中获纯油层概率高，隔夹层发育良好，局部封盖条件好，离源更近，充注优先级高，考虑到尖灭线附近盖层封堵能力较差，最终在已发现油藏之外得出距尖灭线一定距离的289 km2勘探有利区（图15）。

在下一步研究中，应当重视准噶尔盆地范围内扇三角洲沉积体系中扇三角洲外前缘微相是否较内前缘更为有利，如果该假设成立，在新区新领域勘探过程中将探井位置定于扇三角洲外前缘将更容易取得突破。

5 结论

1）MH28 井、MH39 井的钻探揭示玛南斜坡风城组在扇三角洲外前缘带已发育具一定厚度的II型成熟好烃源岩，推测在凹陷深部湖泊相沉积中发育富有机质厚层烃源岩。

2）研究区风城组为扇三角洲—湖泊体系，北西南东方向依次发育扇三角洲平原相、扇三角洲前缘相与湖泊相沉积体系，其中，扇三角洲平原相带以砂砾岩为主，扇三角洲前缘相带自身发育隔夹层提供局部封堵。纵向发育3 套储集岩，平原相砂砾岩储集空间以方沸石溶孔、收缩孔为主，风二段火山岩以半充填气孔为主，风三段砂砾岩、砂岩以粒内溶孔、剩余粒间孔和微裂缝为主，均为特低孔、特低渗储集层。

3）将研究区划分为4 个成藏带，扇三角洲平原相油藏带油藏类型为具有统一油水界面的块状断层-地层油藏以及断块油藏，扇三角洲内前缘相带油藏类型为断层-岩性油藏，“水带”为上倾方向不整合盖层封堵不严形成，扇三角洲外前缘相带中泥岩局部盖层发育，原油保存条件更好，较内前缘相带更易获纯油层。

4）玛南斜坡风城组烃源岩生成原油沿连通砂体、微裂隙以及断裂向上调整至断层-岩性圈闭以及断层-地层圈闭成藏，其中，不整合与局部泥岩盖层欠发育相带封堵较差，按照纯油层分布规律优选289 km2扇三角洲外前缘有利相带作为下一步勘探有利区。