准噶尔盆地玛湖凹陷勘探始于斜坡外高部位的断裂带，1955年发现克拉玛依油田，20世纪90年代开始勘探逐渐走向斜坡区，并在扇控大面积成藏模式的指导下，玛北、玛南、西斜坡、东斜坡二叠系、三叠系岩性勘探取得重要进展，形成东、西两大“百里油区”勘探场面。近几年，勘探领域向凹陷中心平台区延伸，二叠系、三叠系也取得良好效果，满凹含油的格局逐渐显现，为中国西部大开发建设提供了能源保障^[1-14]。然而位于凹陷斜坡区中浅层的侏罗系油藏一直未引起重视，自2003年以来先后上钻多口专层探井均未获成功，之后针对中拐凸起侏罗系钻探拐8井等探井，发现拐8、拐201等油藏，后期由于油藏复杂、储量升级动用困难，被贴上斜坡区侏罗系勘探“有点无面”“不宜专探、适合兼探”的标签，导致仅仅开展一些简单的构造沉积研究，并未开展类似二叠系、三叠系的综合精细地质研究。2014年以来，油价持续低迷，勘探强调突出效益，开始重视中浅层油气资源，斜坡区侏罗系勘探见良好苗头，艾湖12井侏罗系八道湾组获高产工业油流，玛26井侏罗系三工河组获工业气流，开辟了准噶尔盆地浅层高效勘探新领域，有望成为该盆地增储上产的有效补充领域^[15-18]，但玛湖凹陷侏罗系的勘探仍存在控藏关键要素不清、有利勘探方向不明等问题。本文从侏罗系油藏成藏特征入手，依据大量岩性、铸体薄片、分析化验资料，开展控藏要素研究，摸清侏罗系成藏有利区分布规律，以便有效指导油气勘探。

玛湖凹陷位于准噶尔盆地中央坳陷西北部（图 1），勘探面积约1×10⁴km²，西北部与克—百断裂带相邻，北部为乌—夏断裂带，东南部为达巴松—夏盐凸起^[19-20]。多个油田（玛北等）的发现证实玛湖凹陷是准噶尔盆地最重要的富油气凹陷。早二叠世，盆地周缘海槽褶皱成山，向盆地冲断推覆，在西北缘形成前陆盆地；至晚二叠世，西北缘处于持续推覆挤压阶段，之后由于盆地的整体抬升地层遭受剥蚀，玛湖凹陷也缺失早三叠世地层，随后玛湖凹陷进入了沉降抬升的振荡发展阶段；晚侏罗世—早白垩世，西北缘推覆体停止活动、下沉掩埋，之后的沉积超覆于推覆体之上，燕山运动之后，西北缘前陆冲断带基本形成，之后的喜马拉雅运动使西北缘地区成为碰撞隆起带及与隆起带相邻的碰撞前陆型沉积凹陷。玛湖凹陷自石炭纪—二叠纪以来，发育二叠系的佳木河组（P₁j）、风城组（P₁f）、夏子街组（P₂x）、下乌尔禾组（P₂w）、上乌尔禾组（P₃w），三叠系的百口泉组（T₁b）、克拉玛依组（T₂k）、白碱滩组（T₃k），侏罗系的八道湾组（J₁b）、三工河组（J₁s）、西山窑组（J₂x）、头屯河组（J₂t），以及少量的白垩系、古近系、新近系和第四系^[21]。其中风城组、佳木河组、石炭系发育3套成熟烃源岩，油气通过断裂及不整合面向上运聚，二叠系、三叠系在断裂带及斜坡区均发现规模油藏，呈现满凹含油的态势；而侏罗系勘探尚处于起步阶段，目前多井获工业油气流，老井复查发现一批井侏罗系见良好显示，初步展现侏罗系浅层勘探潜力。但是，目前对于侏罗系油藏特征、勘探潜力及有利区等问题的研究尚不能满足勘探开发的需要，因此，开展凹陷侏罗系油气藏特征及勘探潜力分析，对于玛湖凹陷油气增储上产具有重要的意义。

图 1

图 1 准噶尔盆地玛湖凹陷区域位置示意图 Fig. 1 Schematic regional location of Mahu sag in the Junggar Basin

勘探证实玛湖凹陷为典型富油气凹陷，断裂带油气（克拉玛依油田）均源自玛湖凹陷风城组。目前已在风城组发现天然碱、碳酸钠钙石和硅硼钠石等典型碱类矿物，证实了风城组为碱湖沉积环境，藻菌类母质发育（图 2），高含油脂，高丰度藻菌类层状大厚度沉积。从盆地演化角度看（图 3），与塔里木、鄂尔多斯盆地相比，准噶尔盆地从石炭纪—二叠纪的“热盆”演变为后期的“冷盆”，早期的“热”为烃源岩早期生烃提供了良好的条件，后期的“冷”又延长了烃源岩寿命，生油窗拉长，使二叠系烃源岩目前仍处于高成熟演化阶段，持续生烃、排烃。充足的油源为侏罗系油气规模成藏提供了物质基础。

图 2

图 2 风南8井岩心（左）及镜下（右）照片 Fig. 2 Core (left) and SEM (right) pictures of Well Fengnan 8

图 3

图 3 准噶尔、塔里木、鄂尔多斯三大盆地地温梯度演化对比图 Fig. 3 Comparison of geothermal gradient evolution between the Junggar Basin, the Tarim Basin and the Ordos Basin

环玛湖地区侏罗系八道湾组在北部、东北部、西北部发育五大物源（图 4），形成克拉玛依、黄羊泉、夏子街、红旗坝和达巴松五大扇体，充足的物源为油气提供了有利储集条件。不同方向母源类型存在差异，夏子街主体物源来自东北方向，母岩特征反映整体近源搬运，黄羊泉主体物源来自西北方向，母岩特征反映搬运距离较长，艾湖12井区为夏子街扇与黄羊泉扇物源交会区。

图 4

图 4 玛湖凹陷侏罗系沉积相图 Fig. 4 Sedimentary facies of Jurassic in Mahu sag

从物性角度看，对89块样品进行孔隙度分析、88块样品进行渗透率分析，分析结果表明，玛湖凹陷八道湾组储层储集空间主要为残余粒间孔，少量为粒间溶孔和长石溶孔；孔隙度为8%~18%，平均为13.4%，渗透率为0.08~608mD, 平均为4.71mD，属于中低孔、中低渗透储层，埋深和粒级控制储层质量；压汞曲线显示，储层分选较好，排驱压力多在0.5MPa以下，孔隙结构总体较优（图 5）。

图 5

图 5 玛湖凹陷八道湾组储层情况 Fig. 5 Reservoir characteristics of Badaowan Formation in Mahu sag

玛湖斜坡区侏罗系油气藏为岩性、构造型油气藏^[22-25]，发育原生与次生两种类型，以断块、断层—岩性型次生油藏为主，油藏为远源聚集成藏，与百口泉组油气同源，均来自高成熟的二叠系风城组烃源岩。环玛湖地区发育四大鼻凸带，为油气的主要运聚区（图 6）。油藏以次生为主、原生为辅，仅玛湖1鼻凸受大侏罗沟断层沟通，形成原生油藏，黄羊泉、夏子街、达巴松等鼻凸带侏罗系均发育次生油气藏。

图 6

图 6 环玛湖地区侏罗系油气成藏模式与主控因素 Fig. 6 Hydrocarbon accumulation patterns and main control factors of Jurassic oil and gas reservoirs in the area around Mahu

统计环玛湖地区钻揭侏罗系20余口探井数据，分析结果表明（表 1）：侏罗系油藏埋藏浅、厚度适中，四大鼻凸油藏有效厚度为4~12m，平均为8m，油藏埋深普遍小于3000m，达巴松鼻凸略深。侏罗系原油为常规油，原生油藏（玛湖1鼻凸）原油密度为0.81t/m³，黏度为59mPa·s，地层水总矿化度为11490mg/L；次生油藏（黄羊泉鼻凸、夏子街鼻凸、达巴松鼻凸）原油密度平均为0.84t/m³，黏度平均为10.9mPa·s，地层水总矿化度平均为14836mg/L。

表 1

表 1 环玛湖地区侏罗系油藏参数统计 Table 1 Parameter statistics of Jurassic oil reservoirs in the area around Mahu 鼻凸 埋深/m 厚度/m 孔隙度/% 渗透率/mD 原油密度/ (t·m-3） 原油黏度/（mPa·s） 含油饱和度/ % 地层水矿化度/ (mg·L-1) 黄羊泉 $\frac{2390-2490^{*}}{2427}$ $\frac{4.0 \sim 9.5}{6.5}$ $\frac{15.7 \sim 16.4}{16.0}$ 10.9 $\frac{0.81 \sim 0.82}{0.81}$ $\frac{2.6 \sim 3.9}{3.2}$ $\frac{55 \sim 59}{57}$ $\frac{11580 \sim 13672}{12648}$ 夏子街 $\frac{2264 \sim 2944}{2656}$ $\frac{7.6 \sim 10.5}{9.1}$ $\frac{13.0 \sim 17.0}{14.7}$ $\frac{27.0 \sim 58.0}{39.0}$ 0.86 $\frac{14.7 \sim 15.9}{14.8}$ $\frac{53 \sim 63}{58}$ $\frac{14239 \sim 22919}{18579}$ 达巴松 $\frac{3500 \sim 3814}{3650}$ $\frac{7.3 \sim 11.4}{10.0}$ $\frac{10.0 \sim 19.0}{15.0}$ $\frac{5.0 \sim 40.0}{7.0}$ $\frac{0.86 \sim 0.87}{0.86}$ $\frac{14.3 \sim 15.2}{14.8}$ $\frac{59 \sim 64}{62}$ $\frac{10979 \sim 15582}{13280}$ 玛湖1 $\frac{2350 \sim 2406}{2378}$ $\frac{6.5 \sim 12.0}{9.9}$ $\frac{7.8 \sim 24.6}{18.0}$ $\frac{27.0 \sim 56.0}{43.0}$ $\frac{0.81 \sim 0.82}{0.81}$ $\frac{43 \sim 59}{59}$ $\frac{43 \sim 59}{52}$ $\frac{10375 \sim 12554}{11490}$ *$\frac{{最小值 \sim 最大值}}{{平均值}}$。

表 1 环玛湖地区侏罗系油藏参数统计 Table 1 Parameter statistics of Jurassic oil reservoirs in the area around Mahu

环玛湖地区发育玛湖1、黄羊泉、夏子街、达巴松四大继承性鼻状构造，是油气长期运移聚集的有利指向区（图 7），目前已有油气发现的玛131井区、玛18井区、达13井区等均发育在鼻凸范围之内。

图 7

图 7 侏罗系八道湾组成藏期（燕山中期）古构造图 Fig. 7 Paleostructural map in the hydrocarbon accumulation period (Middle Yanshanian) of Jurassic Badaowan Formation

玛湖凹陷斜坡区发育的3期控藏断裂是侏罗系油气有效成藏的关键，其组合样式及展布规律控制了油气的纵向调整运移及聚集。海西—印支期逆断裂控制台阶的展布，发育于玛北、玛西斜坡区，平面上平行于边界断裂，沟通风城组油源，控制百口泉组成藏，已在风南4、玛13、玛134、玛19等井获得证实；印支—燕山期走滑断裂在玛湖1鼻凸形成正花状走滑断裂带，具有沟通油源的作用，控制侏罗系八道湾组成藏，玛湖2井的突破证实该正花状断裂直通油源的作用；燕山期正断裂对侏罗系油藏具有控圈的作用，对三工河组油藏起到沟通油源作用，金龙8井的突破，证实了周边克80走滑断裂带对侏罗系的控圈作用及对三工河组的控藏作用。

总之，斜坡区鼻凸构造与3期控藏断裂配置，其中海西—印支期逆断裂控制台阶的展布，印支—燕山期走滑断裂通源，燕山期正断裂控圈，多层系均发现油藏（图 8）。

图 8

图 8 过拐8井—艾湖12井—夏79井地震地质解释剖面 Fig. 8 Seismic and geological interpretation profile crossing Well Guai 8-Well Aihu 12-Well Xia79

3期控藏断裂与继承性鼻凸带宏观上共同控制侏罗系油气成藏，形成两种主要控藏类型：一是“接力型”，即海西—印支期逆断裂与燕山期正断裂接力，形成良好的油气纵向运移通道。根据原油地球化学实验分析，从β-胡萝卜烷、γ-蜡烷等生物标志化合物特征来看（图 9），八道湾组与百口泉组同源，百口泉组油气已证实来自二叠系风城组烃源岩，因此八道湾组油气也来自风城组烃源岩。二是“走滑断裂直接通源型”，即印支—燕山期走滑断裂断穿风城组烃源层，图 8中玛湖4井附近发育正花状走滑断裂，直通风城组烃源岩，具有沟通油气往浅层调整运移的作用。

图 9

图 9 艾湖12井原油地球化学参数对比 Fig. 9 Comparison of geochemical parameters of crude oil produced by Well Aihu 12

目前地震资料无法识别艾湖12井区井间岩性变化，仅能划分为3个断块型油藏，分别为艾湖12断块、玛606断块和玛612断块油藏（图 10）。受物源方向及河道展布影响，北东—南西向岩性变化快，百65井、玛622井以粉砂质泥岩为主，艾湖013井岩性变粗，北西—南东方向砂体相对稳定，油藏在该方向受断裂控制，断距大小决定圈闭可靠性^[26-27]。通过艾湖12井区勘探情况，艾湖12断块、玛606断块和玛612断块油藏油气富集，砂体与断裂有效配置控制油藏展布。

图 10

图 10 玛西斜坡八道湾组一段油层段沉积相断裂叠合图 Fig. 10 Superimposed map of the faults and sedimentary facies of oil layer in the first Member of Badaowan Formation in Maxi slope

玛湖凹陷斜坡区侏罗系老井复查发现，该凹陷下侏罗统分布稳定，油气显示主要集中在八道湾组一段及三工河组二段，环玛湖地区发育4个浅层继承性鼻凸，有利于油气富集，多期断裂体系有利于浅层油气运移，发育五大物源体系，广泛分布的砂体为浅层油气聚集提供了空间，两套区域盖层为浅层油气保存提供了有利条件，多套储盖组合是侏罗系独有的成藏条件（图 11）。

图 11

图 11 玛湖凹陷侏罗系油气成藏模式图 Fig. 11 Hydrocarbon accumulation pattern of Jurassic oil and gas reservoirs in Mahu sag

玛湖凹陷为富油气凹陷，烃源岩、储层发育，多期断裂沟通油源，侏罗系发育两套区域盖层，鼻凸为油气聚集方向，具备一定勘探潜力。针对侏罗系八道湾组、三工河组两套油层的成藏条件和控藏要素，对勘探有利区进行评价优选。从玛湖凹陷3期控藏断裂发育看（图 12），3期断裂在各大鼻凸发育广泛，均能实现通源、控藏、控圈作用，因此仅选用烃源岩、储层、盖层、鼻凸作为约束：选取八道湾组泥岩厚度大于10m范围（盖层）、鼻凸界线、二叠系总生烃强度大于200×10⁴t/km²范围（烃源岩条件）、八道湾组砂岩厚度大于10m范围（储层条件）四大要素叠合，优选出艾湖12、白832、玛26、达探1等4个井区为八道湾组油藏有利区分布范围，面积近3000km²（图 13）；以西山窑组盖层（煤岩+泥岩+碳质泥岩）厚度大于10m范围、鼻凸界线、二叠系总生烃强度大于200×10⁴t/km²范围、三工河组砂岩厚度大于10m范围四大要素叠合，优选出艾湖12、玛26、达探1、玛湖4等4个井区为三工河组油藏有利区分布范围，面积近1500km²（图 14）。

图 12

图 12 玛湖凹陷断裂叠合图 Fig. 12 Superimposed map of the faults in Mahu sag

图 13

图 13 玛湖凹陷八道湾组油藏有利区综合评价图 Fig. 13 Comprehensive evaluation on the favorable areas of Badaowan Formation oil reservoir in Mahu sag

图 14

图 14 玛湖凹陷三工河组油藏有利区综合评价图 Fig. 14 Comprehensive evaluation on the favorable areas of Sangonghe Formation oil reservoir in Mahu sag

根据中国石油天然气股份有限公司第四次资源评价，玛湖凹陷剩余资源主要集中在三叠系（5.7×10⁸t）、二叠系（3.4×10⁸t）、侏罗系（1.3×10⁸t），从资源角度看，二叠系、三叠系及侏罗系仍是未来勘探重点；从平面看，侏罗系有利区与二叠系、三叠系油藏分布区域相近，因此可作为兼探层系。三叠系为近年及今后几年的主攻层系，二叠系为重要的战略接替层系，侏罗系为中浅层高效勘探层系，立体勘探，将推动玛湖大油区砂砾岩油藏快速增储上产^[28]。

通过对环玛湖地区侏罗系油藏特征分析，认为风城组优质烃源岩可提供充足的油源，五大物源体系提供了有利储集空间，侏罗系两套规模泥岩提供良好的保存条件，受直通和接力断裂控制，侏罗系形成原生与次生两种类型油气藏。深入分析侏罗系油气藏控藏要素，认为继承性鼻凸为油气富集指向区，多期断裂体系为油气向浅层运移提供了通道，广泛分布的砂体为浅层油气聚集提供了空间，区域盖层为油气保存提供了有利条件。以控藏要素为切入点，用烃源岩、储层、盖层、鼻凸作为约束条件，通过各要素叠合，认为艾湖12、白832、玛26、达探1等4个井区为八道湾组油藏有利分布区，艾湖12、玛26、达探1、玛湖4等4个井区为三工河组油藏有利分布区。玛湖凹陷多层系叠合，从目前勘探进程和油气资源角度看，二叠系、三叠系仍是主要油气富集层系，但侏罗系为中浅层高效勘探层系，建议将侏罗系作为目的层之一，对玛湖凹陷开展立体勘探。