中国西部含油气盆地多为挤压型盆地^[1-2]，地温梯度较小，古生代以来，多期构造运动导致西部盆地成烃演化过程漫长，储集层的岩石类型和圈闭形成和改造过程复杂，形成的油气藏类型包括自生自储型的源内油气藏、通过断裂等输导体系运移而聚集的源外次生油气藏，次生油气藏的埋深相对较小、储层质量较好，目前已成为准噶尔盆地这类大型陆相叠合盆地油气勘探的重要领域^[3]。陆上构造型油气藏曾经为我国主要勘探目标，随着勘探程度的不断加深，“下坡找油”和开辟岩性地层油气藏新领域的思路逐渐为地质学家们所接受，与此相关的油气成藏理论和配套开发技术的不断成熟，助推了中国石油近10年来油气储量的大规模增长，其中岩性油气藏储量在总储量中的占比逐年提高。玛湖凹陷位于准噶尔盆地西北缘，属中央坳陷带的次级构造单元，经历了海西、印支、燕山和喜马拉雅4期构造运动改造，从而形成了现今的构造格局^[4]，整体构造形态为东南向单斜、北东向展布的近椭圆形，面积约6 800 km^2[5]。玛湖凹陷斜坡区自2012年在三叠系百口泉组砂砾岩中取得突破后^[6-8]，持续在玛湖东、西斜坡发现了五大油藏群，在“扇控”储集层中累计发现近10×10⁸ t的地质储量。随着勘探认识程度的不断深入，探井部署逐渐从斜坡区转向凹陷中心区，凹陷中心为玛湖四大扇三角洲前缘的交汇区，所形成的优质储集层叠置于主力烃源岩二叠系风城组生烃中心之上，具备良好的油气勘探潜力。

通过系统解剖玛湖凹陷三叠系百口泉组储层特征、烃源岩充注过程，刻画其动态成藏过程，解剖典型油气藏差异聚集规律，分析源储与输导体系、圈闭的时空配置，总结其油气成藏模式，以期为复杂叠合盆地富烃凹陷的源外岩性油气藏勘探提供借鉴。

准噶尔盆地西北部的玛湖凹陷为克拉玛依逆掩断裂带的山前凹陷，其长轴呈北东—南西向展布^[9-12]。凹陷西侧山前主要发育乌夏断褶带和克百断褶带；凹陷东侧为英西凸起、夏盐凸起和达巴松凸起（图 1a）。玛湖凹陷地层发育较全，从石炭系—白垩系地层均有分布，包括石炭系（C）、二叠系佳木河组（P₁j）、风城组（P₁f）、夏子街组（P₂x）、下乌尔禾组（P₂w）、上乌尔禾组（P₃w）、三叠系百口泉组（T₁b）、克拉玛依组（T₂k）、白碱滩组（T₃b）、侏罗系八道湾组（J₁b）、三工河组（J₁s）、头屯河组（J₂t）、西山窑组（J₂x），白垩系吐谷鲁群（K₁tg），其中石炭系与二叠系、二叠系风城组与夏子街组、二叠系上乌尔禾组与三叠系百口泉组、三叠系白碱滩组与侏罗系八道湾组以及侏罗系头屯河组与白垩系吐谷鲁群等为区域性角度不整合。烃源岩主要发育于二叠系佳木河组、风城组和下乌尔禾组，其中以风城组为主力烃源岩；烃源岩上部的二叠系上乌尔禾组、三叠系百口泉组是斜坡带最重要的含油层系，主要发育浅水扇三角洲沉积，多期扇体在空间上纵向叠置、横向连片分布，是有利的储集岩相（图 1b），总体上储层物性较差，非均质性强，为低渗透储集层。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 准噶尔盆地玛湖凹陷构造位置（a）和二叠系—三叠系岩性地层综合柱状图（b） Fig. 1 Structural location(a)and stratigraphic column of Permian-Triassic(b)in Mahu Sag, Junggar Basin

自2007年提出玛湖凹陷斜坡区三叠系百口泉组是石油预探的重大战略领域以来，玛西斜坡陆续取得突破，2010年发现了玛18井—艾湖1井区亿吨级整装大油气田，2014年玛南斜坡玛湖4井百口泉组也获工业油流，2016年玛东斜坡玛13井百口泉组试油获高产工业油流，证实了这一地区为优质、高效、规模储量区块，截至目前，玛湖凹陷西斜坡“百里油区”基本形成^[13-16]。

玛湖凹陷斜坡区三叠系百口泉组主要发育扇三角洲沉积^[17]，岩性普遍较粗，相对优质的储集层主要分布于扇三角洲前缘水下分流河道微相及少量河口砂坝微相中，其成分以长石岩屑砂砾岩为主，其次为岩屑砂砾岩，含少量岩屑长石砂砾岩和长石砂砾岩（图 2）。砂砾岩颜色以灰色等偏暗色为主，砾石分选较差，大小不一，粒径为2~40 mm，个别带尖锐棱角的颗粒最大长度可达50 mm，磨圆中等—差^[18-19]，以次棱角—次圆状为主（图 3）。岩屑成分较复杂，包括流纹岩、凝灰岩、安山岩、花岗岩、石英岩、硅质岩和霏细岩。沉积岩岩屑的颗粒磨圆度相对较好，多呈次圆状，分选中等。填隙物含量较少，以高岭石胶结物为主，其次为方解石胶结物，偶见硅质和沸石类矿物。扇三角洲平原亚相的辫状河道微相也发育粗碎屑岩，岩性主要为褐色砾岩和含砂砾岩，分选差，磨圆中等—差，杂基含量较多，储集性相对较差，岩石较致密。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 玛湖凹陷斜坡区三叠系百口泉组岩石成分三角图 Fig. 2 Triangular diagram showing rock composition of Triassic Baikouquan Formation in slope area of Mahu Sag

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 玛湖凹陷斜坡区三叠系百口泉组岩石组分特征 （a）灰色和灰绿色，砾石呈次棱角-次圆状，分选较差，玛131井，3 184.49 m；（b）砾石间充填长石、石英和岩屑组成的砂级颗粒，杂基含量低，玛131井，3 189.75 m；（c）褐色砂砾岩，扇三角洲平原辫状河道微相，砾石呈次棱角状，夏92井，2 504.71 m；（d）杂基含量高，分选差，压实作用强烈，岩石致密，夏92井，2 508.39 m。 Fig. 3 Characteristics of rock components of Triassic Baikouquan Formation in slope area of Mahu Sag

玛湖凹陷100余口钻井的三叠系百口泉组物性统计资料显示，实测岩心孔隙度为3.17%~23.40%，平均为9.04%，渗透率为0.01~934.00 mD，平均为0.73 mD，属低孔特低渗型储集层（图 4）。岩石普通薄片、铸体薄片和扫描电镜分析结果显示，研究区百口泉组储集空间类型以次生溶孔为主^[20-21]，部分溶蚀作用发生于粒内，还有部分溶蚀作用发生于粒间，可见粒间缝和其他微裂缝（图 5）。所形成的溶孔通常不规则，矿物的形貌和易溶程度决定了孔隙形貌，通常发生于长石和岩屑的易溶组分中，孔径为0.01~1.00 mm，部分发生强烈溶蚀作用的长石甚至形成了铸模孔。通过面孔率的统计，可以得出次生孔隙总体上具有“粒内溶孔＞粒间溶孔＞基质溶孔＞微裂缝”的特征。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 玛湖凹陷斜坡区三叠系百口泉组储层物性直方图 Fig. 4 Histogram of reservoir properties of Triassic Baikouquan Formation in slope area of Mahu Sag

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 玛湖凹陷斜坡区三叠系百口泉组储层次生孔隙类型 （a）长石粒内溶蚀孔隙，玛2井，3 344.68 m；（b）黏土收缩缝，含重油，百112井，1 171.78 m；（c）凝灰岩岩屑内发育微裂缝，夏盐2井，4 421.00 m；（d）长石栅状溶孔，克80井，3 748.24 m；（e）细砂质中粒岩屑砂岩，碎屑长石粒内溶孔，可见溶蚀残余结构，玛001，3 455.24 m；（f）砾质不等粒砂岩，碎屑长石粒内溶孔，可见溶蚀残余结构，夏22，1 687.50 m；（g）含泥砾质粗砂岩，碎屑长石及流纹岩内部长石溶孔，百65，3 385.69 m；（h）砾质粗砂岩，碎裂长石内部被溶蚀，百61，2 519.63 m。 Fig. 5 Secondary pore types of Triassic Baikouquan Formation in slope area of Mahu Sag

下二叠统风城组碱湖沉积的泥页岩为玛湖凹陷重要的烃源岩发育层段之一，沉积中心位于风城地区^[25-26]，其他地区如达南、莫西及前哨3个烃源槽^[22-24]也发育风城组烃源岩，最厚处超过400 m（图 6）。风城组为一套海陆过渡环境的残留海—潟湖相沉积，为还原环境，水体盐度较高，岩性以云质泥岩和泥质岩为主，颜色偏暗色。烃源岩干酪根类型以Ⅰ和Ⅱ₁型为主，总有机碳含量（TOC）多大于1.0%，生烃潜量（S₁+S₂）多大于6.0 mg/g，氯仿沥青“A”平均为0.2%，HI平均为322 mg/g，有机质演化处于成熟阶段，为中等—好烃源岩。风城组沉积期湖水为碱性，这类沉积环境对有机质具有一定的保护与抑制作用，从而使得现今实测样品的有机地球化学参数比沉积期的实际值偏低，在高盐度环境中，碳酸盐矿物大量存在时，其所吸附包裹的有机质可能在样品处理过程中有所流失。因此，风城组的真实生烃潜力可能远比现在从指标参数上看到的要好，具备大油气田形成的物质基础。浅湖—半深湖相沉积的下乌尔禾组也是研究区烃源岩发育层段之一，沉积水体为弱还原—弱氧化淡水环境，有机质类型以Ⅱ₂—Ⅲ型为主，有机质丰度相对较低，均处于成熟—高成熟演化阶段，为中等烃源岩。显微镜下观测结果显示，这类优质烃源岩中的微生物和层状藻类高度发育，层状藻类与无机矿物呈纹层状互层，与岩心手标本下观测到的纹层相对应^[27]。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 玛湖富烃凹陷二叠系风城组烃源岩厚度等值线图 Fig. 6 Thickness of source rocks of Permian Fengcheng Formation in Mahu Sag

玛湖凹陷共发生过3期油气充注，分别发生于晚三叠世之前、早侏罗世和早—中白垩世^[28-30]。晚三叠世之前发生的第1期油气充注，由于封盖不严，储集层中的油气未能得到有效保存，仅可见残留沥青。现今岩石样品的包裹体中，黄色荧光烃类包裹体为早侏罗世发生的第2期油气充注结果，蓝白色荧光烃类包裹体为早—中白垩世的第3期油气充注结果（图 7）。研究区的盆地演化过程中，三叠纪未发生地层抬升剥蚀现象，现今储集层中固体沥青的存在表明，该期油气充注到百口泉组储集层后，由于盖层的缺乏或封盖不严，油气未能富集成藏，因此可以推断第1期油气充注应早于上三叠统白碱滩组厚层区域泥岩盖层沉积期。通过油源对比可以发现，第2期油气充注的黄色荧光包裹体和第3期油气充注的蓝色荧光包裹体均来自二叠系风城组烃源岩，主要证据如下：M133井和D9井甾烷和藿烷系列化合物相似，甾烷C₂₀、C₂₁和C₂₂均呈“/”型分布，但前者成熟度高于后者。上述2种烃类包裹体中，黄色荧光包裹体代表成熟油的充注，蓝色荧光包裹体代表高熟油的充注，包裹体的均一温度测定结果显示，与黄色荧光烃类包裹体相伴生的同期盐水包裹体的均一温度为70~90 ℃，与蓝色荧光烃类包裹体相伴生的同期盐水包裹体的均一温度为100~120 ℃，结合研究区埋藏史-地热史可以推断出这2类包裹体均一温度区间分别对应着早侏罗世和早—中白垩世（图 8）^[31-35]。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 玛湖凹陷三叠系百口泉组储层中烃类包裹体微观特征 （a）发黄色荧光烃包裹体，玛7井，3 437.33 m；（b）发橘色、褐色荧光的烃类与发黄色荧光的烃类共存，玛131井，3 186.00 m；（c）粒间缝中充填黄色荧光游离烃，百27井，3 216.25 m；（d）黄色荧光烃类包裹体发育在溶蚀长石表面，玛湖1井，3 736.00 m；（e）液烃包体分布于长石颗粒，发蓝白色荧光，达9井，4 724.03~4 732.03 m；（f）长石溶蚀表明发育蓝白色荧光包裹体，百202井，2 439.72 m；（g）石英表明发育蓝白色荧光包裹体，玛湖1井，3 736.00 m；（h）液烃包体分布于长石颗粒，发蓝白色荧光，夏盐2井，4 347.00~4 351.00 m。 Fig. 7 Microscopic characteristics of hydrocarbon inclusions in reservoirs of Triassic Baikouquan Formation in Mahu Sag

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 玛湖凹陷百口泉组储层原油充注同期盐水包裹体均一温度直方图 Fig. 8 Histogram showing homogenization temperature distribution of brine inclusions during crude oil filling of Baikouquan Formation in Mahu Sag

（1）晚三叠世油气充注过程。晚三叠世之前百口泉组埋藏浅，埋深均小于600 m，区域盖层上三叠统白碱滩组厚层泥岩尚未沉积，二叠系风城组的成熟油充注进入三叠系百口泉组储层后，由于缺乏有效的封盖层而发生大量油气散失，致使储层中的油气未能聚集成藏，但原生孔隙、微裂缝中残留大量固体沥青。该期油气充注对百口泉组成藏贡献极少。

（2）早侏罗世成熟油成藏过程。早侏罗世，玛湖地区百口泉组整体埋藏浅，多数埋深为500~1 200 m，处于早成岩阶段，储集空间主要包括原生粒间孔隙、粒间和粒内溶蚀孔，多期扇体储层叠置连片分布，储层孔隙度多为17%~26%，为凹陷斜坡区良好的油气输导层。二叠系风城组或下乌尔禾组原油成熟后运移至百口泉组，原油在百口泉组内部沿古鼻状构造形成的优势运移通道向高部位运聚，在玛北、玛东和玛西发育的古穹窿状背斜内形成了构造油藏（图 9）。该期充注的烃类包裹体发黄色荧光，广泛分布于玛东夏盐—达巴松扇体、玛北夏子街扇体、玛西黄羊泉扇体和玛南201扇体等储层中，其中玛北夏子街扇体包裹体丰度高，油气充注强度大。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 玛湖凹陷北部早侏罗世油气成藏剖面图 Fig. 9 Hydrocarbon accumulation profile of Early Jurassic in northern Mahu Sag

（3）早白垩世高熟油成藏过程。早白垩世，构造斜坡带百口泉组储层埋深多为2 100~3 700 m，处于中成岩演化阶段，这一期油气充注于斜坡区，形成大规模聚集，主要受控于以下2个方面因素：一是埋藏较浅的平原相受压实作用、胶结作用影响，储层致密化形成了上倾方向的遮挡，从而阻止油气继续向上倾方向运移；二是埋藏较深的部分前缘相砾岩受酸性流体溶蚀形成了有效储层，并与周围弱溶蚀致密砾岩、泥岩等岩性组合形成了呈集群式分布的成岩圈闭，为油气在斜坡区大面积聚集成藏提供了场所（图 10）。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 玛湖凹陷北部早白垩世油气成藏剖面 Fig. 10 Hydrocarbon accumulation profile of Early Cretaceous in northern Mahu Sag

受百口泉组一段、二段、三段水进沉积序列控制，扇三角州前缘河道砂体总体呈退积层序，具有纵向叠置、横向连片的分布特征。百一段成岩圈闭油藏主要发育于三叠系底与不整合面接触的圈闭内，百二段、百三段储集层成藏则需要百口泉组内部小断层向上输导才能形成油气聚集，总体上百口泉组在斜坡带形成了纵向叠置且大面积分布的成岩圈闭油藏。

从充注强度的角度分析，邻近生烃中心的区域油气充注强度大，易于油气富集成藏。玛湖凹陷百口泉组油藏的成藏演化史显示，油气充注时间主要为晚侏罗世—早白垩世，此时储层中的水岩作用已相对较弱，砂砾岩孔隙度降至10% 以下，可动水较少。静水环境中油气在浮力作用下克服毛细管阻力运移需要最小的连续气柱高度达68~148 m，油气呈连续相运移需要的临界油柱高度远大于砂砾岩的单层厚度，故生烃增压是百口泉组油气成藏的重要动力之一。生烃强度大的地区，可以源源不断地获得油气运移动力，维持油气运聚的动平衡，易于油气富集和大油气田的形成。现今勘探成果也有力地证实了这一观点，从玛湖凹陷二叠系风城组生烃强度与百口泉组油、水分布关系来看（图 11），出水井点主要分布在距离生烃中心较远的玛湖东斜坡，而玛湖凹陷西斜坡M18井区至M131井区主要以产油为主，表明距离生烃中心远的地区油气充注度强度弱，圈闭含油饱和度低；从区域含油饱和度的变化上来看，离生烃中心的距离越大，钻井含油饱和度越低。

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 玛湖凹陷二叠系风城组生烃强度与百口泉组勘探成果叠合图 Fig. 11 Superimposed diagram showing hydrocarbon generation intensity of Permian Fengcheng Formation and exploration results of Baikouquan Formation in Mahu Sag

不同的输导体系类型具有不同的输导效率和输导性能，断裂输导体系以纵向运移为主，不整合面输导体系在短距离侧向运移方面效率更高，易于油气富集。结合玛湖凹陷烃源岩、断裂、不整合面分布特征，从输导体系组合上看，玛湖凹陷斜坡区输导组合可分为2种类型，分别是以玛湖西斜坡为代表的断裂输导体系类型和以玛湖凹陷东斜坡为代表的断裂纵向输导+不整合面侧向输导的复合类型（图 12），这2种类型输导体系在油气输导性能上的差异导致了各区域油气富集程度的差异。玛湖凹陷西斜坡发育大型通源断裂，且平面位置邻近生烃中心，油气主要通过大型断裂纵向运移然后短距离侧向运移之后在低势区聚集成藏，油气富集程度高；玛湖东斜坡在平面地理位置上远离生烃中心，油气通过断裂系统纵向运移之后还需要经过较长距离的侧向运移才能聚集成藏，其运聚效率相较于西斜坡要低得多，因此其油气富集程度相对较低。综上所述，源储配置的紧密性是决定富烃凹陷斜坡区大面积油气聚集的关键，即储集层在平面上紧邻生烃中心，纵向上大型通源断裂等高效的输导体系沟通源储，在时空上缩短了源与储的距离，油气生成后能在较短的时间内高效地运移到储层中去。玛湖西斜坡百口泉组属于源储配置紧密型，而玛湖东斜坡的源储配置相对较差，储集层距离生烃中心的距离较远，其富集程度和含油饱和度均较低。

图 12

Fig. 12

下载原图 图 12 玛湖凹陷X9—M2—M6—XY2—MD2—MD3井油气成藏剖面图 Fig. 12 Hydrocarbon accumulation profile across wells X9-M2-M6-XY2-MD2-MD3 in Mahu Sag

受源储配置及输导体系差异性的影响，玛湖凹陷东斜坡和西斜坡油气聚集表现出明显的差异性。玛湖西斜坡二叠系高熟油通过通源断裂进入三叠系百口泉组储集层聚集成藏，由于储层物性差，浮力作为油气运移的动力已明显不足，油气主要在生排烃所产生的超压动力作用下，克服毛细管力、重力和地层水压力向上运移，驱替储集层中的地层水。当储集层距离烃源岩距离较近时，烃类供给充足，且运移动力强劲，油气沿通源断裂向上运移，可以很大程度上驱替出成岩圈闭内储层孔隙中的自由水和毛细管水，甚至可以驱替掉部分束缚水，从而使得储层整体含油饱和度高，压裂后产油往往具有高压油藏特征。玛湖凹陷西斜坡整体表现出大面积成藏、圈闭充满度高、不含边底水的成藏特征。玛东斜坡夏盐—达巴松地区三叠系百口泉组源储配置差，与玛湖西斜坡相比油气充注强度低，仅在优势侧向运移通道上富集程度相对较好，而且圈闭充注度低，构造低部位圈闭容易油水同出，目前产纯油的达13井区的构造形态是一宽缓平台，局部发育低幅度鼻凸，充注条件相对较好，是油气运聚的优势指向区。钻井出水以正常边底水（自由水）为主，在重力作用下可自由移动，通常发育在物性较好的扇三角洲前缘水下分流河道砂体成岩圈闭的构造低部位，储层压裂改造后一般油水同出，产水量一般大于10 t/d。玛湖凹陷东斜坡整体表现出局部富集、圈闭充满度低、易含边底水的成藏特征^[36-37]。

（1）玛湖凹陷斜坡区三叠系百口泉组主要发育扇三角洲沉积，岩性普遍较粗，相对优质的储集层主要分布于扇三角洲前缘水下分流河道微相及少量河口砂坝微相中，其成分以长石岩屑砂砾岩为主，其次为岩屑砂砾岩，含少量岩屑长石砂砾岩和长石砂砾岩。扇三角洲平原亚相的辫状河道微相也发育粗碎屑岩，岩性主要为褐色砾岩和含砂砾岩，储集性相对较差，岩石较致密。岩心孔隙度为3.17%~23.40%，平均为9.04%，渗透率为0.01~934.00 mD，平均为0.73 mD，属低孔特低渗型储集层。储集空间类型以次生溶孔为主，可见粒间缝和其他微裂缝。

（2）玛湖凹陷共发生过3期油气充注，分别发生于晚三叠世之前、早侏罗世和早—中白垩世。晚三叠世之前发生的第1期油气充注，由于封盖不严，储集层中的油气未能得到有效保存，仅可见残留沥青，第1期油气充注应早于上三叠统白碱滩组厚层区域泥岩盖层沉积期。第2期油气充注的黄色荧光包裹体和第3期油气充注的蓝色荧光包裹体均来自二叠系风城组烃源岩，结合研究区埋藏史-地热史可以推断出这2类包裹体均一温度区间分别对应着早侏罗世和早—中白垩世。

（3）玛湖凹陷东斜坡和西斜坡油气聚集表现出明显的差异性。玛湖西斜坡二叠系高熟油通过通源断裂进入三叠系百口泉组储集层聚集成藏，储集层离烃源岩距离较近，烃类供给充足，且运移动力强劲，油气沿通源断裂向上运移，可以很大程度上驱替出成岩圈闭内储层孔隙中的自由水和毛细管水，从而使得储层整体含油饱和度高，玛湖凹陷西斜坡整体表现出大面积成藏、圈闭充满度高、不含边底水的成藏特征。玛东斜坡油气充注强度低，仅在优势侧向运移通道上富集程度相对较好，而且圈闭充注度低，构造低部位圈闭容易油水同出，玛湖凹陷东斜坡整体表现出局部富集、圈闭充满度低、易含边底水的成藏特征。