准噶尔盆地玛湖凹陷下三叠统百口泉组发现了中国首个亿吨级源上扇控大面积成藏岩性油藏群^[1-3]，已探明储量10×10⁸ t，百口泉组的成功勘探带来了深层勘探地质认识的转变：在高角度断裂体系可实现油气垂向跨层运移，砾岩优质储层埋深拓展到5 000 m，缓坡沉积背景下平原相致密砂砾岩侧向遮挡控制油气富集^[4-6]。然而，位于玛湖凹陷南部且同属于西部坳陷的沙湾凹陷百口泉组勘探程度低，2018年以来，沙湾凹陷在风险勘探的引领和玛湖凹陷勘探经验指导下，从断裂带转向凹陷区勘探，在二叠系多层系均获突破^[7-9]，展示了凹陷区勘探潜力大，而处于源上的三叠系百口泉组钻揭厚砂层，但含油性较差，始终未获油气突破，ST1等5口井百口泉组测试结果均为日产油1~3 t的含油水层。2022年2口风险探井在三叠系百口泉组均获高产油流，揭示了沙湾凹陷百口泉组也同样具备较大的勘探潜力^[10]，其中Z10井在百口泉组埋深6 700 m处未经压裂获日产油78 m³，储层岩性为粉—细砂岩，孔隙度为17%，渗透率为1.76 mD；SW1井在沙湾凹陷斜坡区百口泉组试油获工业油流，储层岩性为砂砾岩，孔隙度为15%，证实沙湾凹陷百口泉组深层条件下具备优质的储层和高产条件。以往对沙湾凹陷三叠系百口泉组的研究主要集中于沉积^[11-13]、储层^[14-16]和油源^{[10, 17]}方面，在石油成藏条件^[18]和富集规律方面研究甚少，对其是否具备规模成藏条件与勘探潜力方面研究认识不足。

基于地震资料、钻井、录井、试油等地质及分析化验资料，结合前期的失利井原因分析，对沙湾凹陷烃源岩、储-盖组合、沉积储层等成藏条件和成藏主控因素进行分析，提出有利勘探区，以期为该区的油气勘探规模突破提供支撑。

沙湾凹陷属于准噶尔盆地西部坳陷的一个次级凹陷，构造上位于准噶尔盆地西南部，北部与中拐凸起和盆1井西凹陷相接，西部为红车断裂带—车排子凸起，南部与南缘冲断带相邻，东部为莫索湾凸起和莫南凸起（图 1a）。盆地西部凸起区地层残缺剥蚀严重，斜坡及凹陷区地层发育较为完整，沉积基底为较厚的石炭系（C）火山熔岩与火山碎屑岩，自下而上依次发育二叠系佳木河组（P₁j）、风城组（P₁f）、夏子街组（P₁j）、下乌尔禾组（P₂w）、上乌尔禾组（P₃w），三叠系百口泉组（T₁b）、克拉玛依组（T₂k）、白碱滩组（T₃b）以及侏罗系（J）、白垩系（K）、古近系（E）、新近系（N）和第四系（Q），沉积大于1×10⁴ m厚的地层。其中三叠系自下而上发育百口泉组、克拉玛依组和白碱滩组（图 1b）。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 准噶尔盆地西部构造位置（a）及沙湾凹陷岩性地层综合柱状图（b） Fig. 1 Structural location of west part(a)and stratigraphic column of Shawan Sag(b), Junggar Basin

沙湾凹陷三叠系百口泉组沉积期处于盆地坳陷期构造阶段^[19-21]，沉积演化和物源均具有继承性，基本承续了二叠系的物源方向，但盆地沉降速度与物源的供应速率存在一定的差异^[22]，古地貌和重矿物表明，沙湾凹陷发育中拐、柳树沟、沙门子三大物源体系^[12]。根据层序内部不整合和沉积水体变化，可将百口泉组划分为3个短期层序，对应百口泉组3个层段，自下而上为百一段、百二段和百三段，整体表现为水进砂退的特征，发育缓坡浅水退积式扇三角洲沉积，呈“下粗上细”的正旋回特征（图 2）。百一段、百二段和百三段逐层超覆沉积于下伏二叠系上乌尔禾组，百一段沉积时期为低位体系域，湖盆范围小，湖平面处于一级坡折附近（图 3），发育河流-扇三角洲沉积体系，目前，研究区内仅SW1井、Z10井和ZS101井钻遇百一段，SW1井百一段呈下粗上细的二元结构（图 2）。百二段沉积期为湖侵体系域，湖平面上升至二级坡折处，可容纳空间增加速率略快于沉积物供给速率，发育水进型扇三角洲沉积体系，扇体规模大于百一段，形成大于100 m厚的砂砾岩，沉积中心粒度更小。百三段沉积时期湖平面相对较高，以湖相沉积为主，发育围绕湖岸线分布的滩坝砂体（图 3）。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 准噶尔盆地沙湾凹陷三叠系百口泉组地层综合柱状图 Fig. 2 Stratigraphic column of Triassic Baikouquan Formation of Shawan Sag in Junggar Basin

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 准噶尔盆地沙湾凹陷三叠系百口泉组沉积演化模式图 Fig. 3 Sedimentary evolution model of Triassic Baikouquan Formation in Shawan Sag, Junggar Basin

百口泉组的沉积演化过程分析表明，湖盆范围向盆缘逐渐扩大，扇三角洲前缘亚相和滨浅湖沿岸砂坝微相逐渐向高部位移动，沉积相带对优质储层的发育具有控制作用；有利砂体可分为2种类型，一类是扇三角洲前缘砂体，退积过程中多期次水下分流河道沉积，砂体呈纵向叠置、横向连片，单砂体厚度为3~45 m，砂地比为0.48~0.72；另一类为位于扇三角洲前缘亚相前端的滨浅湖沿岸砂坝砂体，水平面频繁升降使砂体反复淘洗，形成的砂体岩性纯、分选性和磨圆度均较好，为油气富集提供了优质的储存空间。

受构造运动和古气候的共同控制，沙湾凹陷经历了多个沉积旋回，形成多套烃源岩^[23-24]。结合西部坳陷的3个次级凹陷（玛湖凹陷、盆1井西凹陷与沙湾凹陷）烃源岩分析化验数据和油气来源，认为沙湾凹陷可能发育石炭系，二叠系佳木河组、风城组和下乌尔禾组多套烃源岩。其中，下二叠统风城组和下乌尔禾组为最重要的2套烃源岩。

准噶尔盆地石炭系烃源岩被认为主要发育于盆地东部^[25-26]，而西北缘研究相对较少，沙湾凹陷以西的红车断裂带5口井钻遇石炭系凝灰质泥岩，厚度为20~90 m，总有机碳（TOC）平均值为1.63%（表 1）；车排子凸起CT2井天然气来自石炭系，乙烷碳同位素为-22.47‰，与盆地东部石炭系生成气特征相似（图 4a），表明西部石炭系为一套有效烃源岩，但其分布和生烃潜力较为局限，在研究区是否发育仍不明确。佳木河组沉积期是盆-山运动剧烈的前陆期，发育较厚的磨拉石建造，盆地边缘地层厚度大、中心厚度小，因此在沉积构造背景上烃源岩的发育条件并不优越^[27]，目前钻遇佳木河组烃源岩的3口井处于红车断裂带，埋深小于3 000 m，但部分最高热解峰温（T_max）为440~550 ℃，表明可能先深埋后经构造运动抬升至浅部，达到较高成熟度；岩性以凝灰质泥岩与泥质凝灰岩为主，干酪根主要为Ⅲ型，丰度低，其分布和生烃规模较为局限。

表 1(Table 1)

表 1 准噶尔盆地西部坳陷主要烃源岩地球化学特征 Table 1 Geochemical characteristics of main source rocks in western depression of Junggar Basin 层位 TOC/% Ro/% S1+S2/（mg·g-1） 氯仿沥青“A”/% 氢指数/（mg·g-1） 有机质类型 综合评价 C （0.03~19.80）/1.63 0.70~2.20 （0.02~19.97）/0.84 （0.001~0.352）/0.031 （1.63~365.06）/52.45 Ⅲ 差 P1j （0.17~2.51）/1.08 1.38~1.90 （0.06~1.91）/0.56 （0.001~0.282）/0.042 （2.00~354.00）/55.85 Ⅲ 差 P1f （0.07~6.10）/1.01 0.85~1.74 （0.01~59.84）/4.66 （0.002~1.540）/0.243 （3.33~1 872.37）/75.00 Ⅰ，Ⅱ2型 中等—优质 P2x （0.43~5.53）/1.36 0.76~1.68 （0.03~46.53）/3.12 — （3.47~580.00）/397.00 Ⅱ2，Ⅲ 中等—好 P2w （0.09~4.55）/1.49 0.50~1.70 （0.01~23.21）/2.15 （0.001~0.098）/0.021 （1.20~950.00）/42.00 Ⅱ2，Ⅲ 中等—好 注：（最小值~最大值）/平均值。

下载CSV 表 1 准噶尔盆地西部坳陷主要烃源岩地球化学特征 Table 1 Geochemical characteristics of main source rocks in western depression of Junggar Basin

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 准噶尔盆地沙湾凹陷原油与天然气地球化学指标 注：Ph. 植烷；Pr. 姥鲛烷；C19TT. C19三环萜烷；C23TT. C23三环萜烷；C24TeT. C24四环萜烷。 Fig. 4 Geochemical index of crude oil and natural gas of Shawan Sag, Junggar Basin

玛湖地区井下钻揭风城组烃源岩岩性为黑灰色泥岩、白云质泥岩，具有碎屑岩与碳酸盐岩混积特征^[28-30]，有机质类型以Ⅱ类为主，TOC平均值为1.01%，抽提物氯仿沥青“A”为0.243%，生烃潜量（S₁+S₂）为4.66 mg/g，氢指数为375.00 mg/g，干酪根镜质组反射率（R_o）为0.85%~1.56%，达到成熟阶段以上（表 1）。沙湾凹陷2口风险探井ZS101井、TT1井钻遇风城组烃源岩，TOC为0.57%~2.90%，平均为2.04%，S₁+S₂为6.77 mg/g，其中ZS101井在8 750 m深度处的岩心实测T_max达到600 ℃，R_o为2.07%，证实了沙湾凹陷风城组烃源岩丰度高且已达到过成熟阶段。沙湾凹陷风城组来源气甲烷碳同位素低于-36.0‰，乙烷碳同位素低于-28.8‰，C₇轻烃中正庚烷质量分数大于50.0%，具有腐泥型母质特征（图 4a，4b）；风城组来源油富含姥鲛烷和植烷、低姥植比、Pr/nC₁₇与Ph/nC₁₈值较高，富含β-胡萝卜烷、三环萜烷及伽马蜡烷（图 4c—4f），其典型谱图特征（图 5a）与风城组烃源岩主要特征（图 5b）相似。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 准噶尔盆地沙湾凹陷二叠系风城组与中二叠统烃源岩及其原油色谱—质谱图 注：C20TT. C20三环萜烷；C21TT. C21三环萜烷；Ts. 18α（H）-22，29，30-三降藿烷；Tm. 17α（H）-22，29，30-三降藿烷；αααC27. C27-20R-ααα-胆甾烷；αααC28. C28-20R-24-甲基-ααα-胆甾烷；αααC29. C29-20R-24-乙基-ααα-胆甾烷。 Fig. 5 Chromatogram-mass spectra of source rocks and crude oil of Permian Fengcheng Formation and Middle Permian in Shawan Sag, Junggar Basin

准噶尔盆地下乌尔禾组烃源岩为淡水湖盆环境沉积的一套烃源岩，岩性为灰色泥岩、粉砂质泥岩^[31-32]，在玛湖凹陷中发育的下乌尔禾组烃源岩TOC平均值为1.49%，S₁+S₂平均值为2.15 mg/g，有机质丰度低，有机质类型为Ⅱ₂，Ⅲ型，达成熟阶段以上（表 1）。沙湾凹陷Z10井和ZS101井下乌尔禾组烃源岩的TOC值为1.20%~2.10%，平均为1.75%；S₁+S₂值为3.63~16.60 mg/g，平均为11.20 mg/g，为一套优质烃源岩。盆地内中二叠统夏子街组普遍不被认为发育烃源岩，然而，近几年在沙湾凹陷新钻的ZS101井、JT₁井和边缘相带JL48等井的岩性剖面中发现暗色泥岩占比大，岩性主要是炭质泥岩、深色泥岩，TOC值为0.43%~5.53%，平均为1.36%，S₁+S₂平均值为3.12 mg/g，氢指数平均值可达397.00 mg/g（表 1）。在烃源岩地球化学特征上，夏子街组烃源岩和下乌尔禾组TIC峰形相似，均为后峰型；β-胡萝卜烷与伽马蜡烷的丰度均较低（图 5c，5d），反映下乌尔禾组和夏子街组的沉积环境相似，以上证据表明夏子街组为一套烃源岩的可能性很高。沙湾凹陷下乌尔禾组来源气甲烷碳同位素、乙烷碳同位素均偏重，C7轻烃中正庚烷含量中等（图 4a，4b），反映混合型母质；原油具有姥鲛烷和植烷相对丰度低、高姥植比、低Pr/nC₁₇和Ph/nC₁₈，微含β-胡萝卜烷、三环萜烷和伽马蜡烷的特征（图 4c—4f），其典型谱图特征（图 5e）与下乌尔禾组烃源岩主要特征（图 5c）相似。

根据研究区百口泉组11口井取心资料分析，百一段、百二段储层岩性以杂色中—细砾岩为主，分选性差、砾砂泥混杂，砾石排列定向性较差，大小悬殊，多呈棱角—次圆状，粒径较百三段更大，为2~150 mm，砾石成分较为复杂，以安山岩、凝灰岩、花岗岩为主；砂泥质填隙物充满砾石颗粒之间，泥质质量分数为5%~18%。块状层理发育，偶见交错层理，储层成分成熟度、结构成熟度均低。百三段储层岩性较细，主要为含砾长石岩屑砂岩和长石岩屑砂岩，砾石的粒径较为均一，底部呈定向排列特征，岩屑含量较高且成分复杂；颗粒磨圆度较好，多呈次棱状—次圆状，分选性中等；颗粒之间填隙物含量较少，质量分数一般小于5%，以绿泥石和高岭石胶结物为主，其次为方解石胶结，偶见沸石胶结。

根据11口取心井187组物性资料，研究区百口泉组整体上表现为特低孔—低孔、特低渗—低渗储层，岩心孔隙度为2.7%~15.5%，平均为7.8%，其中孔隙度大于10.0% 的样品占比22%，孔隙度为8.0%~10.0% 的样品占比26%，而孔隙度小于8.0% 的样品占比52%；渗透率为0.01~56.00 mD，平均为2.38 mD，小于1.00 mD的样品占比37%。百口泉组储层由下至上储层物性变好，百三段储层物性最好，孔隙度为3.8%~15.5%，平均为12.5%，渗透率为0.44~13.90 mD，平均为4.88 mD，孔隙度和渗透率呈较好的正线性关系，孔隙类型以原生粒间孔隙为主、见少量的溶蚀孔隙（图 6）；百二段储层物性较百三段差，而百一段储层物性差、整体致密，二者的孔隙度分别为3.6%~13.6%（平均为9.2%）和2.7%~10.1%（平均为5.9%），渗透率分别为0.02~56.00 mD（平均为3.54 mD）和0.01~9.50 mD（平均为1.55 mD）。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 准噶尔盆地沙湾凹陷三叠系百口泉组储层铸体薄片照片 （a）粉细砂岩，原生粒间孔，Z10井，6 706.5 m，百三段；（b）砂砾岩，粒间溶孔，ST1井，4 963.0 m，百二段；（c）砂砾岩，粒间孔隙，ST2井，4 666.4 m，百二段；（d）含砾细砂岩，粒间溶孔，ST002井，4 548.3 m，百三段；（e）含砾细砂岩，粒内孔隙，ST1井，4 936.7 m，百三段；（f）砂砾岩，粒间溶孔，ST002井，4817.5 m，百三段。 Fig. 6 Casting thin section photos of reserviors in Triassic Baikouquan Formation of Shawan Sag, Junggar Basin

储层物性受沉积相控制作用较明显，扇三角洲平原亚相、扇三角洲前缘亚相和滨浅湖亚相沿岸砂坝储层的物性差异较大，平原亚相物性较差，储层孔隙度一般小于10.0%，渗透率一般小于1.87 mD；扇三角洲前缘亚相储层物性更好，孔隙度为5.0%~17.2%，渗透率1.47~4.24mD。滨浅湖亚相沿岸砂坝储层主要发育于百三段，物性最好。扇三角洲前缘亚相水下分流河道微相与滨浅湖亚相沿岸砂坝微相中储层主要为细—微细喉道，孔隙-喉道连通性中等—较好，孔喉结构优，排驱压力中等，孔隙分选相对较好，偏粗歪度，最大孔喉半径为0.61~25.79 μm，平均为4.84 μm。

研究区三叠系百口泉组发育扇三角洲相，百口泉组3个层段依次超覆，在大型地层超覆背景下发育多套砂体，呈纵向叠置、横向连片的展布特征。百口泉组顶部发育一套湖泛褐色泥岩和泥质粉砂岩沉积，厚度为20~50 m，在全区稳定分布；上覆克拉玛依组和白碱滩组发育大套细粒沉积物，泥岩厚度占比70% 以上，厚度达500 m，分布非常稳定，可作为百口泉组储层的盖层。上倾方向扇三角洲平原亚相致密富含泥质的砂砾岩物性很差，平均孔隙度小于3.5%，渗透率小于0.08 mD，可作为有效的横向遮挡。此外，三叠系为异常高压层，预测压力系数在1.30以上，在研究区甚至可达2.10以上，异常高压的发育对泥质盖层的封闭具有促进作用，整体而言，百口泉组储层的盖层条件十分有利。

依据储层和盖层的沉积类型、厚度关系将百口泉组储-盖组合分为3种类型（图 7）：第1种为薄互层型，主要发育于百三段，盖层主要为滨浅湖泥岩，厚度为10 m；储层主要为滨浅湖砂坝和漫流席状砂，物性好，孔隙度一般大于10.0%，储层厚度和盖层厚度相当，盖储比约等于1.0，这种类型储-盖组合分布稳定，油气显示好，为优质储-盖组合。第2种为砂包泥型，主要发育于百二段，其特征为泥岩薄而储层厚，盖储比小于0.5，泥岩盖层分布欠稳定，储层厚度大，这一类型储-盖组合含油性较差，油气充注程度低。第3种为二元结构型，主要发育于百一段，表现为上部盖层厚度和下部储层厚度均较大，盖储比约等于1.0，盖层分布较为稳定，盖层主要为扇三角洲平原亚相漫滩沼泽泥岩，储层岩性为辫状分流水道砂砾岩，已钻井资料表明这种储-盖组合类型含油气性较差。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 准噶尔盆地沙湾凹陷三叠系百口泉组储-盖组合类型 Fig. 7 Reservoir-cap assemblage types of Triassic Baikouquan Formation in Shawan Sag, Junggar Basin

研究区三叠系百口泉组的油源对比结果表明，油气主要来自二叠系烃源岩，区内Z10井和ZS101井直接钻遇风城组和下乌尔禾组成熟源岩，源岩和储层表现为高度圈、源分离的特征，故百口泉组油气成藏必须经过断裂的垂向运移。沙湾凹陷经历了多期的构造运动，其中对百口泉组内部格局和油气运聚具有重大控制作用的为海西期与印支期构造运动^[22]。海西期，受南西—北东向应力挤压，形成了中拐和车排子两大凸起，海西期同时派生北西—南东向60°以上近直立的高角度逆断层，断距为20~60 m，纵向延伸距离长，向下沟通下部二叠系风城组、上乌尔禾组等烃源层，向上断至百口泉组底部，海西期断裂为油气的纵向运移提供了高效的运移通道。印支期断裂以东西走向的正断裂为主，延伸距离较短、规模较小，断距为10~40 m，纵向上与海西期断裂搭接，将下部二叠系油气运移至百口泉组圈闭中；此外，在横向上一系列的印支期正断层对下倾方向起到遮挡封堵作用，使油气藏类型多样化，形成断背斜构造、断鼻构造，以及与百口泉组砂体形成不同的断-砂耦合体。这2期断裂构成了百口泉组油气运移最重要的运聚输导体系，凹陷生烃中心的油气沿深—浅断裂体系向三叠系运移成藏。

沙湾凹陷三叠系与下伏二叠系上乌尔禾组之间发育的平行不整合面为油气运移的次要通道，不整合面之下的上乌尔禾组顶部发育全区分布稳定、厚度为20~60 m的泥岩，不整合面之上的三叠系底部为砂砾岩沉积，测井资料显示这套砂砾岩较为致密，孔隙度多小于10.0%，上乌尔禾组泥岩可能经历风化淋滤作用，但并未形成可供流体高效运移的通道，其输导效率低于断裂体系。第3种高效运移通道为优质砂体，大面积水下分流河道砂体在纵向上叠合、横向上连通，高渗砂体和不整合面为百口泉组内部油气的横向运移提供通道；物性资料显示，百口泉组优质砂体发育于上部的百三段和百二段，孔隙度大于10.0%，钻井资料也证实百三段、百二段为沙湾凹陷油气富集层段，而百一段砂体物性更差，输导效率更低。

通过对沙湾凹陷及周缘百口泉组基本石油地质条件分析，认为具备形成规模油气藏的基础。然而，前期主探或者钻探“路过”百口泉组的井均失利，钻遇百口泉组井27口，20口井在钻井过程中油气显示差，岩屑荧光无显示或者显示级别低，气测录井显示无异常且气测组分不全。7口井显示较好并进行了试油，其中5口井为日产油0.5~4.0 t的含油水层，仅2口井（SW1井和Z10井）达工业标准，日产油15~78 m³。分析认为失利井未成藏的原因有3种：一是储层发育，但运聚条件差；二是具备运聚条件，但优质储层不发育；三是储层和运聚条件均不发育。第1种失利原因以ST1和ST002井为代表井，储层岩性均为砂质砾岩，试油产液量均较大，但含油率低，ST1井储层平均孔隙度为10.0%，平均渗透率为2.36 mD，压裂后日产油1.38 t、日产水13.42 m³；ST002井发育厚度为32 m的砂质砾岩储层，成像测井显示发育一定程度的天然裂缝，且储层平均孔隙度为12.3%，平均渗透率为6.04 mD，压裂后日产水73.5 m³；ST1和ST002井均距离海西期通源断裂较远，仅发育1~3条印支期小型正断裂，未形成断裂纵向搭接的运移通道，构造以单斜为主，即不具备优越的运移条件和圈闭条件，因此油气充注程度低，储层主要产水。第2种失利原因以SP2和S15井为典型井，2口井均处于小型鼻凸或者挠曲构造处，在海西期和印支期的2期断裂附近，具备良好的运移和圈闭条件，SP2井储层平均孔隙度为7.4%，平均渗透率为1.39 mD，压裂后日产油0.62 t、日产水6.65 m³；S15井储层孔隙度为3.3%~8.1%，平均为6.3%，渗透率为0.04~1.02 mD，2口井的储层物性差，导致未成藏。第3种失利原因则是钻遇扇三角洲平原亚相，距离物源近，储层缺乏分选且致密，试油基本为干层。

研究区SW1井与Z10井在百口泉组均获稳定高产，可以归结为深层形成优质储层和源-储配置关系紧密两大主要因素。Z10井百三段埋深6 700 m处细砂岩储层孔隙度为12.0%~17.0%，渗透率为1.40~8.90 mD，超埋深条件下仍可发育高孔优质储层；SW1井在百口泉组5 800 m处钻遇异常高孔发育砂砾岩储层，测井响应特征为低密度、高电阻率，核磁孔隙度为14.6%。深埋条件下形成高孔隙的成因机制可归结为以下4种：沉积相带的先决作用、绿泥石膜抑制作用、钠长石溶蚀增孔作用和烃类充注持续超压保孔。

百口泉组深埋优质储层具有“基因好”的特点——有利的沉积相带。沉积相是储层发育的先决条件，对储层的演化形成、品质及其展布形态具有宏观控制作用^[33-34]，而相带决定优质储层发育的优势岩性，进而影响储层的结构和物性。沙湾凹陷百口泉组发育扇三角洲平原、扇三角洲前缘以及滨浅湖亚相，其中扇三角洲平原亚相储层沉积水体筛选作用不充分，含大量的泥质，岩石致密，物性差。扇三角洲前缘亚相和滨浅湖亚相沿岸砂坝微相水动力强，砂泥筛选充分，分选好，泥质含量低，储层有利。以Z10井为例，该井百三段发育沿岸砂坝微相，储层岩性主要灰色砂岩，受湖平面振荡的影响，波浪反复淘洗改造，砂体分选和磨圆均较好，粒间孔隙发育程度高（参见图 6a），同时粒间泥质含量低，粒间孔隙的胶结和充填作用弱。

深埋优质储层具有“成长好”的特点——绿泥石膜抑制作用和钠长石溶蚀增孔作用为主要增孔机制。绿泥石膜的发育通过占据石英结晶核的位置，减弱石英的次生加大，在一定程度上对原生孔隙的保存具有建设性作用^[35-36]。在早成岩阶段储层，压实作用相对较弱，砂岩储层中原生孔隙发育，孔隙流体介质为碱性，自生绿泥石（图 8a）在铁、镁离子的参与下从孔隙流体中持续析出，呈薄膜状态覆盖于孔隙空间的颗粒表面（图 8b—8d），绿泥石包壳对储层物性具有明显的建设作用，一定程度上抑制石英次生加大、抑制碳酸盐岩矿物的胶结和增加矿物颗粒间抗压实强度。以Z10井为例，该井岩心中绿泥石膜含量与原生孔隙的含量呈较好的正相关性，证实了绿泥石的抑制作用（图 8e，8f）。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 准噶尔盆地沙湾凹陷三叠系百口泉组储层绿泥石包壳以及绿泥石含量-深度关系图 （a）孔隙颗粒边缘自生绿泥石，Z10井，6 706.5 m，百三段，扫描电镜；（b）—（d）绿泥石围绕孔隙颗粒边缘生长，形成绿泥石包壳，Z10井，6 706.5 m，百三段，偏光显微镜，铸体薄片；（e）深度与原生孔隙关系；（f）深度与绿泥石包壳含量关系。 Fig. 8 Chlorite claddings and content-depth of chlorite of Triassic Baikouquan Formation reservoirs in Shawan Sag, Junggar Basin

中成岩阶段，富含有机酸的烃类和地层水从烃源岩中排出，在氧化剂（Mn³⁺，Mn⁴⁺，Fe³⁺）参与下，发生烃类氧化作用，在地层中产生CO₂与H⁺，使储层流体环境为酸性，为钠长石溶解提供良好的酸性流体环境，使得在深埋条件下产生大量次生孔，为油气提供良好的运移及储集空间。显微照片显示，百三段储层中存在钠长石和方解石胶结物，溶蚀作用发生于钠长石颗粒内部，形成不规则状、港湾状溶蚀孔隙（图 9a，9b）；可观察到部分钠长石溶蚀后不同程度上被方解石胶结物充填（图 9c，9d）。百口泉组储层中较高含量的Mn²⁺，表明储层具备发生烃类反应的氧化剂，而方解石碳同位素主要为-55‰~-25‰，氧同位素主要为-15‰~-25‰，反映方解石碳主要为烃类碳源（图 10）。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 准噶尔盆地沙湾凹陷三叠系百口泉组三段储层中溶蚀孔特征 （a）—（b）细砂岩，钠长石颗粒被部分溶蚀，Z10井，6 722.4 m，偏光显微镜，铸体薄片；（c）—（d）细砂岩，溶蚀孔中被充填方解石，Z10井，6 716.9 m，偏光显微镜，铸体薄片。 Fig. 9 Characteristics of dissolved pores in the third member of Triassic Baikouquan Formation in Shawan Sag, Junggar Basin

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 准噶尔盆地沙湾凹陷三叠系百口泉组储层Mn2+含量及方解石碳同位素 （a）砂砾岩，储层中锰离子含量，SP2井，4 968.4 m，百一段，背散射图像；（b）方解石碳-氧同位素散点图；（c）深度与碳同位素关系图。 Fig. 10 Mn2+ content and calcite carbon isotope of Triassic Baikouquan Formation reserviors in Shawan Sag, Junggar Basin

深埋优质储层具有“保养好”的特点——烃类充注持续超压保孔以及高孔隙压力下易形成微裂缝^[37]。Z10井和SW1井超压成因具有欠压实和流体膨胀成因。沙湾凹陷在侏罗纪—新近纪油气先后大量充注，在储层内部形成烃类超压，超压在一定程度上可有效抑制上覆地层的压实作用，利于原生孔隙保存，当压力系数大于1.50，超压抗压实的效果比较明显；当压力系数达到2.00时，储层的原生孔隙度将不再减小^[38-39]，而Z10井百口泉组压力系数达到1.80（图 11a），对应的超压保孔量可以达到4.0%，抗压实作用效果明显。随着孔隙压力的增加，储层保孔量和渗透率增大，当孔隙压力达到临界值时，渗透率快速增大^[40]。此外，温度对成岩作用发生的进程具有重要的影响。准噶尔盆地为典型的“冷盆”，在低温梯度条件下，储层的成岩作用显著延缓^[41]，而西部（沙湾凹陷、盆1井西凹陷）低地温场-深埋期短的储层成岩作用和孔隙演化与东部（东道海子凹陷、东营凹陷）高地温场-深埋期长的储层成岩作用及孔隙演化具有不同的路径，通常在低地温场条件下，储层长期处于早成岩阶段，原生孔隙度下降更缓慢（图 11b），虽然后期成岩阶段为快速埋深阶段，但储层成岩环境利于次生孔隙产生，从而在深埋条件下形成优质储层^[42]，对超深埋条件下的油气成藏具有重要意义。

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 准噶尔盆地沙湾凹陷三叠系百口泉组压力系数分布（a）与温度-孔隙度-深度（b）关系图 Fig. 11 Pressure coefficient distribution(a)and temperature-porosity-depth(b)of Triassic Baikouquan Formation in Shawan Sag, Junggar Basin

沙湾凹陷百口泉组源-储配置的紧密性决定了油气的富集程度，源-储配置越紧密，油气的富集程度越高。总体而言，百口泉组源-储关系为源-储分离型，进一步可以分为源-储垂向配置和源-储侧向配置2种类型（图 12）。

图 12

Fig. 12

下载原图 图 12 准噶尔盆地沙湾凹陷三叠系百口泉组油气成藏模式图 Fig. 12 Hydrocarbon accumulation medel of Triassic Baikouquan Formation in Shawan Sag, Junggar Basin

（1）源-储垂向配置。以Z10井为代表，平面上储集层与生烃中心的分布位置重叠，圈闭直接位于二叠系成熟烃源岩发育区上方；纵向上，高效输导性的油源断裂直接连通储层和烃源岩层，在时空上形成源、储最紧密连接，油气生成后能在较短的时间、较短的运移距离之后高效地聚集在储层中。这种类型配置关系具有近源与高效输导两大优势，首先，近源决定了油气的充注程度更高，生烃中心区压力系数基本在2.00以上，烃类可源源不断地获得运移动力，形成的连续油柱高度大，油气对储层的供给充足，能在很大程度上驱替出储层孔隙中的自由水和毛细管水，使储层整体含油饱和度更高，更加利于油气成藏。其次，源-储垂向配置型具有效率高的输导体系，百口泉组储层与二叠系烃源岩虽并未直接接触，但区内断层主要为65°以上高角度断层，纵向上将海西期和印支期2期断裂搭接，为油气垂向运移提供了通道，且储层和源岩之间的运移距离一般小于5 km；百口泉组与上乌尔禾组呈平行不整合接触，不整合面是油气侧向运移的重要通道。

（2）源-储侧向配置型。以SW1井为代表，源、储的距离较远，圈闭位于烃源岩边缘区，油气的充注动力相对弱，源、储之间以断裂垂向和砂体搭配，油气输导效率较低，还需要通过10~20 km或更远距离的侧向运移。在长距离运移过程中，油气可能通过小型断裂向上部浅层侏罗系储层中逸散或者在运移路径中滞留一部分，从而造成输导效率的下降，油气富集的程度也随之降低。

这2类源-储的配置关系使油气富集程度呈差异性，SW1井与Z10井均发育优质的储集条件，储层孔隙度均大于10.0%，2口井均有较好的正向构造背景，但油气充注程度却不同。SW1井百口泉组顶部发育厚度为6 m的砂层，试油过程中无地层水产出，油气充注程度高，但中部发育厚度大于40 m的砂砾岩储层，试油结果含水率为85%，油气充注程度低，表现为“油层薄，水层厚”；Z10井百口泉组发育厚度为15 m的砂层，试油过程中无地层水产出，油气充注程度高。

对沙湾凹陷百口泉组的油气成藏条件及成藏主控因素分析表明，该区具有较大勘探潜力，未来勘探领域应当优先考虑源-储配置紧密，且具备构造的区域；有利区可分为构造有利区与岩性有利区两大区域，构造有利区为优先勘探领域。

沙湾凹陷百口泉组发育一系列鼻凸构造，目前这一领域的勘探程度较低（图 13），仅SW1井钻遇南部的一个鼻凸，其余鼻凸仍无井钻遇，勘探潜力较大，主要表现在以下4个方面。

图 13

Fig. 13

下载原图 图 13 准噶尔盆地沙湾凹陷南西—北东向地震地质解释剖面（剖面位置见图 1a） Fig. 13 Southwest-northeast direction seismic geological interpretation section of Shawan Sag, Junggar Basin

（1）具备规模构造圈闭。海西期南西—北东向挤压作用下沙湾凹陷开始形成了多个轴向呈北西走向的鼻凸构造，在印支—燕山期，鼻凸构造继承性发育，在三叠系同样发育鼻凸构造。大型正向构造圈闭的形成时间早，而风城组烃源岩和下乌尔禾组烃源岩的生排烃时间为中—晚三叠世以后。因此，圈-源时间匹配关系良好，为有效圈闭。

（2）具备高效的运移条件。百口泉组储层和二叠系烃源岩为下生上储型，二者并非直接接触。鼻凸构造受控于海西期和印支期2期断裂，在纵向上海西期高角度断裂直接断穿二叠系烃源岩，伸向其内部。2期断裂接替运移，充足的二叠系油气来源具有高效直接的运移通道，三叠系鼻凸构造为油气长期运聚的有利指向区。

（3）具备立体勘探的潜力。鼻凸构造主探目的层多，自上而下形成立体勘探的态势。鼻凸构造在二叠系到三叠系的多个层系中继承性发育，部分鼻隆甚至到侏罗系都具有正向构造背景，自下而上圈闭的构造幅度减缓，但面积更大。下部二叠系风城组、夏子街组和上乌尔禾组都有砂岩—砾岩储层发育，而上部的侏罗系八道湾组、白垩系清水河组底部也有规模储层发育。二叠系、三叠系鼻凸带有利面积达3 200 km²，具备立体勘探的条件。

研究区百口泉组处于勘探初期，可借鉴玛湖凹陷三叠系百口泉组扇控大面积岩性油藏勘探实践经验^{[1-3, 23]}，其岩性油气藏勘探潜力（图 14）主要表现在以下几个方面。

图 14

Fig. 14

下载原图 图 14 准噶尔盆地沙湾凹陷北西—南东向地震地质解释剖面（剖面位置见图 1a） Fig. 14 Northwest-southeast seismic geological interpretation section of Shawan Sag, Junggar Basin

（1）具备优质砂体和形成岩性圈闭的良好条件。沙湾凹陷西斜坡百口泉组发育中拐、柳树沟和车排子三大扇体。在三大扇体充足的陆源碎屑供给下，百口泉组扇三角洲平原亚相和扇三角洲前缘亚相的分布范围均较大，二者的界线受到坡折的控制。坡折之下，百二段扇三角洲前缘亚相水下分流河道砂体与席状砂体发育，百三段主要发育滨浅湖沿岸砂坝，这些广泛分布的砂体为岩性圈闭的发育提供了良好的条件，均为岩性油气藏勘探的潜在目标。

（2）具备顶底板和侧向封堵条件。百口泉组储层在缓坡沉积背景下发育厚层的顶底板，顶板为三叠系白碱滩组厚层深灰色湖相泥岩区域盖层和克拉玛依组细粒沉积，底板为西部坳陷整体发育且稳定分布的、厚度为30~100 m的二叠系上乌尔禾组红色泥岩。从岩性油藏侧向封堵的条件来看，在沙湾凹陷百口泉组坡折之上发育扇三角洲平原亚相杂色致密砂砾岩，泥、砂、砾混杂、泥质填隙物质量分数为5.0%~15.0%，分选性极差，主要为泥石流沉积，为坡折下扇三角洲前缘亚相岩性砂体成藏提供了条件。

（3）位于超压带，具备高产潜力。沙湾凹陷随钻压力和测试压力数据表明，斜坡区自上而下发育3个大的压力系统，白垩系—侏罗系八道湾组为上部正常压力系统，压力系数一般为0.90~1.25；三叠系—二叠系风城组为中部异常高压系统，压力系数一般为1.25~2.20；二叠系佳木河组和石炭系为底部异常压力系统，压力系数为1.30~2.00，受岩性逐渐变为火山岩的影响，压力相比中部略有回落；压力系数极大值一般位于三叠系百口泉组和二叠系上乌尔禾组上部，SW1井百口泉组压力系数2.03为全井段最高值，百口泉组油藏往往具备充足的压力，对于油气的高产稳产非常有利。

（1）准噶尔盆地沙湾凹陷三叠系百口泉组具有有利的石油地质条件，多套烃源岩持续供烃、具备形成油气藏的物质基础，扇三角洲前缘砂体和滨浅湖相沿岸砂坝砂体分布广泛，具备3种类型的储-盖组合和以垂向运移为主导、侧向运移为辅的输导体系。

（2）沙湾凹陷百口泉组油气成藏是多因素耦合的结果，源-储配置关系与超深层形成优质储层是主控因素；深埋高孔隙的储层成因机制可归结为沉积相带的先决作用，绿泥石膜抑制作用，钠长石溶蚀增孔作用和烃类充注持续超压保孔4个方面；源-储配置关系可分为垂向配置型和侧向配置型，源-储配置的紧密性控制着油气差异富集程度。

（3）沙湾凹陷百口泉组具有较大勘探潜力，有利区可分为构造有利区带与岩性有利区，以构造有利区为主。