准噶尔盆地西北部玛湖凹陷近年的勘探工作主要聚焦于斜坡区^[1]，自2012年玛湖凹陷斜坡区三叠系百口泉组勘探首获突破后^[2]，在“扇控”大面积成藏理论的指导下，目前已相继在玛湖东、西斜坡发现了五大油藏群^[3-4]，累计上交三级地质储量近6亿t，形成东、西两大百里新油区；从目前已发现的油气藏位置及出油气层位可以得出，玛湖凹陷及其周缘石炭系—白垩系均有油气发现，反映了玛湖凹陷油气成藏的复杂性^[5-6]。随着勘探的深入，勘探部署逐渐从斜坡区转向玛湖凹陷中心区（玛中地区），重点领域为凹陷中心的深大构造。玛中地区整体勘探程度极低，为玛湖四大扇体前缘有利相带的交汇区，且位于主力烃源岩二叠系风城组生烃中心，具备良好的油气勘探潜力。2014年，为了证实玛湖凹陷百口泉组整体含油特征，也为了探索玛中地区广泛发育的低位扇的含油气性，在玛中地区玛纳斯湖附近钻探了第一口预探井玛中1井，但未获重大油气发现，后勘探家们依据玛中地区及周缘已钻井的录井、测井数据、岩心分析化验及试油资料等，结合构造精细解释、有利相带预测等成果，相继在玛中地区周缘部署上钻了2口风险探井，分别为达探1井和盐探1井。达探1井多层系见良好油气显示，其中百口泉组储层岩性主要为含砾细砂岩，测井解释孔隙度为9.7%~12.1%，平均为10.8%，从而首次在百口泉组发现油层，且该井在二叠系夏子街组、风城组合并试油，日产油12.3 t，在下乌尔禾组试油，日产油2.4 t。盐探1井在二叠系下乌尔禾组试油，日产油10.0 t，日产气1 190 m³，下乌尔禾组储集体岩性主要为砂砾岩，百口泉组储层岩性主要为含砾中—细砂岩，下乌尔禾组孔隙度为7.3%~18.2%，平均孔隙度为11.9%，渗透率为0.02~6.74 mD，平均为0.15 mD。上述2口风险井的钻探为玛中地区及其周缘深大构造的油气勘探拉开了序幕，证实了研究区二叠系—三叠系发育扇三角洲前缘亚相相对优质储层。

学者们在玛中地区已开展了精细构造解释、沉积相演化与展布特征、烃源岩特征及古地貌恢复等方面的研究工作^[7-8]，明确了研究区位于湖盆沉积中心，物源体系主要来自玛湖凹陷西北和东部，构造平缓，主力烃源岩为二叠系风城组，古地貌恢复结果显示，研究区周缘深层发育继承性鼻状隆起，是油气运聚的有利指向区，但针对这些有利构造深层低渗砂砾岩储层的油气成藏特征及富集规律等方面的研究还不够深入。笔者在详细剖析最新钻井岩心分析资料和试油资料的基础上，将玛中地区优选出的2套相对优质储集岩进行精细描述，并综合分析其油气地质条件，总结其立体成藏模式，以期为玛中地区油气勘探领域扩展提供地质依据。

玛湖凹陷位于准噶尔盆地西北部^[9]，是盆地一级构造单元中央坳陷内的次级构造单元，凹陷及其周缘是盆地最有利的油气成藏区。玛湖斜坡区西部为克—百断裂带（玛西），北部为乌—夏断裂带（玛北），南部为中拐凸起（玛南），东部为达巴松凸起与夏盐凸起（玛东），整体表现为一大型平缓的单斜构造，呈北东—南西向展布，地层倾角为3°~5°。玛湖凹陷是目前盆地已发现油气田中富集程度最高的生烃凹陷^[10]，其中玛中地区位于玛湖凹陷中部，整体为向南东倾的单斜（图 1）。玛中地区自下而上分别沉积了石炭系、二叠系（佳木河组、风城组、夏子街组、下乌尔禾组、上乌尔禾组）、三叠系（百口泉组、克拉玛依组、白碱滩组）、侏罗系（八道湾组、三工河组、西山窑组、头屯河组）以及白垩系（吐谷鲁群），其中二叠系与三叠系、三叠系与侏罗系、侏罗系与白垩系的接触关系均为角度不整合，本次研究目的层系为中二叠统下乌尔禾组—下三叠统百口泉组，沉积厚度较稳定，横向变化不大，分布范围广，油气显示活跃，为研究区主要含油层系。下乌尔禾组顶部为厚层红褐色泥岩，中上部为灰绿色、褐色砂砾岩和含砾细砂岩，中下部为泥质粉砂岩与含砾中—细砂岩互层；百口泉组上部发育褐色块状泥岩夹泥质砂岩，中下部为灰色细砾岩、含砾粗砂岩等。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 玛中地区构造位置（a）及地层综合柱状图（b） Fig. 1 Structural location(a)and stratigraphic column(b)of central Mahu Sag

玛中地区主体靠近夏盐凸起—达巴松凸起。夏盐—达巴松凸起在石炭纪末期开始隆升，早二叠世早期遭受剥蚀，下二叠统与下伏地层存在明显的角度不整合。早二叠世中晚期，夏盐—达巴松凸起又开始隆升，形成了近东西向展布的鼻状凸起带，基本形成现今的构造格局。晚二叠世—三叠纪，该区逐渐沉降，至侏罗纪，夏盐地区全部进入凹陷阶段，夏盐—达巴松凸起及周边凹陷均发生相对稳定的沉积。侏罗纪晚期，受燕山运动的影响，凸起高部位（侏罗系顶部）遭到剥蚀，白垩系与侏罗系顶部为角度不整合接触，白垩系发育巨厚且分布稳定的沉积岩。白垩纪晚期—古近纪，研究区整体被抬升，形成了现今的单斜构造。

准噶尔盆地玛中地区位于生烃灶中心，且发育相对优质储层，为玛湖地区潜力最大的接替领域。玛中地区位于周缘四大扇体的交汇处，二叠系—三叠系发育退覆式扇三角洲沉积，湖侵背景下的扇三角洲前缘砂砾岩体由湖盆中心向物源方向多期叠置连片，玛中地区是寻找低位砂砾岩体的重要领域。百口泉组沉积期发生了3次较大的湖平面变化，湖平面的大幅度频繁摆动造成了垂向上各期砂砾岩体的层层叠置，在平面上使得扇三角洲前缘砂体形成若干环带状砂砾岩复合体。

邻区达巴松凸起的试油成功进一步证实了玛湖凹陷百口泉组是一个整体含油层系^[11-12]，在此认识指导下部署的玛中2井在百口泉组一段试油，获日产油10.2 t，在百口泉组二段试油，获日产油10.1 t。上述勘探实践表明，玛中地区百口泉组油藏为断层-岩性油藏，纵向上的顶板和底板受百口泉组一段底部致密砂砾岩及百口泉组三段湖相泥岩控制，侧向受断裂遮挡，上倾方向受扇三角洲平原亚相泥岩遮挡。主力油层位于百口泉组二段和一段，剖面上呈层状分布，平面上油层呈叠置连片展布（图 2）。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 玛中地区三叠系百口泉组油藏剖面（剖面位置见图 1中的AA'） Fig. 2 Reservoir profile of Triassic Baikouquan Formation in central Mahu Sag

下乌尔禾组沉积时期，研究区湖平面范围广且水体深，受夏盐—达巴松扇的控制，在湖侵背景下主要发育4期砂体，玛中地区接受大量沉积，物源供给充足，沉积砂体厚度大，且泥质含量低，物性相对较好，自下而上可划分为4段，其中下乌尔禾组一段向构造高部位逐渐超覆尖灭，主力油层位于下乌尔禾组二段和下乌尔禾组三段，厚度较大且横向分布稳定，为优质储集体，下乌尔禾组四段中上部岩性主要为泥岩，可作为有效盖层，上倾方向受扇三角洲平原亚相致密带遮挡，易于形成岩性油气藏（图 3）。研究区风险探井盐探1井在下乌尔禾组（埋深大于4 800 m）未压裂即获工业油流，是目前准噶尔盆地碎屑岩勘探领域获工业油流最深的井，证实了深部仍发育扇三角洲前缘亚相相对优质储层，孔隙度为10.1%~12.0%。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 玛中地区二叠系下乌尔禾组油藏剖面（剖面位置见图 1中的BB'） Fig. 3 Reservoir profile of Permian lower Urho Formation in central Mahu Sag

准噶尔盆地玛中地区二叠系—三叠系油气源对比结果显示，油气主要来自风城组烃源岩，烃源岩厚度大（50~300 m）、分布范围广、有机质丰度高（残余总有机碳质量分数为0.6%~1.9%）、有机质类型以Ⅱ型为主，油气资源量巨大^[13-15]。风城组烃源岩主要形成于碱湖相沉积环境，为高盐度的还原—强还原条件，母质类型以藻类-细菌为主，还原环境为有机质的保存提供了便利条件，生烃潜力较高。研究区风城组烃源岩的总有机碳质量分数、生烃潜量以及氯仿沥青A平均值分别为1.0%、4.5 mg/g和1 167×10^-6，氢指数（HI）平均值为279 mg/g，为质量较好的烃源岩。风城组自下而上可划分为风城组一段（P₁f₁）、风城组二段（P₁f₂）和风城组三段（P₁f₃），其中风城组二段烃源岩有机质丰度最高，生烃潜量平均为5.4 mg/g、氯仿沥青A平均为2 239×10^-6，HI平均值为322 mg/g，反映了该段生油能力强（图 4）。风城组烃源岩镜质体反射率R_o值为0.59%~1.14%，且与深度具有较好的相关性。由于目前玛中地区勘探程度较低，上述镜质体反射率的样品均来自玛湖凹陷边缘隆起带，由于这些区域在晚二叠世末因海西运动发生了隆升，因此凹陷周缘烃源岩被抬升至浅层，其演化程度比凹陷中心的烃源岩低，但可根据上述数据和深度推测凹陷中心的风城组烃源岩R_o值约为2.20%，达到了过成熟演化阶段，可大量生成高熟油和天然气。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 玛湖凹陷及其周缘风城组烃源岩岩性及典型地球化学特征剖面 Fig. 4 Lithology and typical geochemical characteristics of source rocks of Fengcheng Formation in Mahu Sag and its surrounding areas

玛中地区物源体系主要来自玛湖凹陷西北和东部，物源方向和供给量控制了砂体的展布，进而决定了砂体进入湖盆后沉积的范围和厚度。研究区下乌尔禾组和百口泉组都发育厚层含砾砂岩和砂砾岩储集体，下乌尔禾组岩性主要为灰色、绿灰色块状砂砾岩、含砾砂岩等；百口泉组岩性主要为灰色砾岩、含砾粗—细砂岩等。整体自下而上，粒度由粗变细，砂砾岩含量逐渐减少，反映出湖侵退积的沉积序列特征^[16-19]。从沉积范围来看，下乌尔禾组分布范围比百口泉组分布范围略小。

玛湖凹陷目前已发现的油气高产区基本都位于扇三角洲前缘相带^[20-23]，储集空间包括孔隙和裂缝^[24-25]，沉积相带对储层质量具有明显的控制作用。扇三角洲前缘相带较发育为玛中地区相对优质储层的形成奠定了基础，其碎屑颗粒淘洗较充分，且具有较高的结构成熟度，物性测试结果显示其具有相对较高的孔隙度和渗透率。通过对研究区不同沉积微相砂体的孔隙度和渗透率进行相关关系投点可以发现，扇三角洲前缘相带的物性明显好于扇三角洲平原相带，其中水下近岸河道砂体和河口坝砂体的物性较好，其次为扇三角洲前缘与扇三角洲平原过渡带的远岸河道，而扇三角洲平原辫状河道和扇三角洲前缘砂质碎屑流的物性较差（图 5）。由于烃源岩供烃过程中有机酸的溶蚀作用与自生矿物生长被早期占位的烃类所抑制^[26]，扇三角洲前缘亚相砂岩具有随深度增加而物性反而变好的趋势段，该趋势段中的溶蚀孔、残余的原生粒间孔和裂缝共同构成了储集空间^[27]。扇三角洲前缘亚相砂体分布稳定，如下乌尔禾组砂体厚度为56~188 m，孔隙度为4.7%~18.2%；百口泉组砂体厚度为70~ 106 m，孔隙度为5.4%~15.8%，有利区叠合总面积近1 600 km²，为玛中地区勘探的重点领域。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 玛湖凹陷百口泉组不同微相砂砾岩孔渗交会图 Fig. 5 Cross plot of permeability and porosity of glutenite of different microfacies of Baikouquan Formation in Mahu Sag

走滑断层常形成复杂的断裂体系，且与油气富集之间的关系紧密^[28]，既能作为有效的运移通道，又能起到遮挡作用而使之形成圈闭^[29]。准噶尔盆地西北缘在近南北向挤压作用下，受达尔布特断裂控制，发育一系列走滑断层，并形成典型的雁列、花状等伴生构造^[30-31]，这些断层对玛中地区的构造格局与油气成藏具有重要影响。研究区二叠系—三叠系整体构造形态为向南东倾的单斜，因受不同方向应力作用影响，形成了大型走滑调节断裂，如大侏罗沟断裂体系及伴生的羽状次生断裂，该断裂为右旋走滑断裂，剖面上呈“花状”，平面上呈“马尾状”，形成于印支期^[32]，具压扭性质，封闭性强。

夏盐—达巴松凸起周缘断裂系统可分为3级：①一级断裂平行于断裂带、呈北东向展布的逆冲断裂；②二级断裂为近东西向的走滑断裂；③三级断裂为逆冲断裂和走滑断裂衍生出的小断裂。二级断裂是指在达尔布特走滑断裂错动过程中产生的次级应力场形成的一系列近东西向的走滑断裂，包括艾湖2井断裂、大侏罗沟断裂、玛湖13井断裂、克81井南断裂、克80井断裂和盐探1井断裂等（图 6）。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 准噶尔盆地西北缘走滑断裂体系 Fig. 6 Strike slip fault system in northwestern margin of Junggar Basin

断裂系统为油气运移提供了通道。玛湖地区及其周缘二叠系—三叠系储集体在垂直方向上没有与生油层直接相邻，但大侏罗沟断裂体系发挥了重要的运移通道作用，走滑断层具有较陡直的断面及较大的切割深度，在垂向上有利于沟通多层系的烃源岩和储集层，从而使得油气运移更加高效，走滑断裂的调节断层也对油气具有侧向再分配的作用，可为走滑断层间的圈闭提供油气供给。高效的断裂输导作用是研究区多层系叠合成藏的重要因素。

玛中地区走滑断裂发育深层和浅层2套断裂体系，深层断裂的断开层位为石炭系—白垩系，浅层断裂的断开层位为三叠系—侏罗系，为羽状次生断裂^[33-34]。深层断裂形成于印支期，对应于玛湖凹陷风城组烃源岩的生油高峰期，由于早期基底走滑位移量大，断层两盘相互错动形成的走滑裂缝直接与烃源岩接触，为油气运移提供了良好的通道，且走滑过程中的应力系统对生油岩中的油气向上运移具有一定的挤出效应。油气沿主断裂带向上运移至中上二叠统—三叠系，次生断裂又为走滑断层间圈闭提供了油气输导通道，在次生断裂的输导下，油气纵向调整聚集成藏^[35]。玛湖凹陷周缘深层发育8个继承性鼻状隆起带，其中6个鼻凸带（玛湖1井鼻凸带、玛中—玛北鼻凸带、玛东鼻凸带、夏盐鼻凸带、达巴松鼻凸带、玛南鼻凸带）继承性发育至侏罗系，是油气运聚的有利指向区。斜坡区的二叠系和三叠系内部也发育多期不整合面，为油气提供侧向运移通道，并最终汇聚于鼻凸构造带储集岩中，形成了多个纵向叠置的断层-岩性油气藏。

实测地层压力资料显示，玛湖凹陷侏罗系及以上地层基本为正常压力，中上三叠统为过渡带，下三叠统及以下地层普遍发育异常高压。异常高压对油气勘探意义重大，包括扩大生烃窗范围，改善储集体物性和提高盖层封闭性等^[36]。玛湖凹陷百口泉组存在异常高压，且对单井日产量具有一定的控制作用，超压越发育的地区单井产量越高（图 7），随着压力系数逐渐升高，油质越来越轻且普遍含气。凹陷中心区百口泉组压力系数最大可达1.9，凹陷西北环带的百口泉组压力系数为1.3~1.6，整体上凹陷的东南向西北方向压力系数逐渐减小。研究区地层超压还具有“埋深越大超压越发育”的特征，超压使深部风城组烃源岩有足够动力将油气运移至浅部的储集体中，且构造凸起上的断层更容易开启，成为压力释放点，形成有效的垂向输导条件。油气在侧向运移的过程中，长条状的鼻状凸起顶部形成的构造脊可以产生“沟渠效应”，油气汇聚进入鼻状凸起，并沿着构造脊由低部位向高部位运移，在超压作用下快速充注到百口泉组储层中，形成了现今油藏“高压高产”的特征。超压区的压力封闭效应和致密层的封闭作用有效提高了盖层的封闭性，对油气藏的保存起到了关键作用^[37]。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 玛湖凹陷百口泉组压力系数与已知油藏叠合图 Fig. 7 Superimposition diagram of pressure coefficient and known reservoir of Baikouquan Formation in Mahu Sag

通过对准噶尔盆地玛中地区层序划分与沉积特征分析可以得出，在西部隆起、陆梁隆起夹持下，下乌尔禾组与百口泉组具有相似的沉积背景和成藏条件，二者均为浅水退覆式扇三角洲沉积，均具备大面积成藏的储集条件^[38-40]。扇三角洲前缘亚相砂砾岩储集体中泥质含量普遍较低，粒径中等，但不同沉积微相具有不同的油气富集程度和产量。下乌尔禾组和百口泉组湖泛泥岩和扇间泥岩均较发育，与砂砾岩储集体组成了较好的储盖组合，且侧向和上倾方向均发育扇三角洲平原亚相致密带，可形成侧向遮挡，具有良好的封闭性（图 8）

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 玛中地区油气成藏模式 Fig. 8 Hydrocarbon accumulation model in central Mahu Sag

玛中地区风城组优质烃源岩生成的油气通过高陡断裂发生纵向运移，部分通过二叠系和三叠系内部多期不整合面发生侧向运移，并最终汇聚于鼻凸构造的储集岩体中，形成了研究区特殊的多层系叠置的断层-岩性油气藏或岩性油气藏，其中相对优质储层的物性、异常高压决定了油气田的高产。通过该立体成藏模式的精细刻画，在玛中地区部署上钻的玛中4井、玛中2井均获工业油流，至此，玛中地区已成为下一个寻找大规模储量的热点勘探领域。

（1）准噶尔盆地玛中地区扇三角洲前缘亚相砂砾岩是二叠系下乌尔禾组和三叠系百口泉组油气的主要储集体，是在湖侵背景下由湖盆中心向物源方向进行多期叠置而成，其中水下分流河道微相储层最优质。

（2）准噶尔盆地玛中地区发育高角度走滑断层及一系列伴生构造，这些构造与断裂系统、不整合面、砂砾岩储层共同构成了立体“源-输-储”配置，深层断裂沟通源岩，浅层断裂调节油气藏规模和分布，形成了研究区特殊的多层系叠置的断层-岩性油气藏或岩性油气藏。

（3）准噶尔盆地玛中地区油气藏具有“断裂控运移、鼻凸控聚集、储层控规模、高压控产量”的特征，这种立体成藏模式的精细刻画对下一步勘探具有指导作用。