准噶尔盆地玛湖凹陷及周缘是盆地内油气藏最富集、储量规模最大的地区，具有多层系含油特征。该区已发现克百断裂带和玛湖凹陷两大亿吨级油区^[1-3]，累计探明石油储量逾20×10⁸ t，占盆地总探明储量的70%。2019年以来，受“全油气系统”和“非常规油气勘探”理论启发^[4-6]，勘探方向从西北缘断裂带及斜坡区转向凹陷区烃源灶内非常规油气领域，相继在致密油和页岩油勘探中取得重大突破^[7-8]，形成了约十亿吨级的非常规油气储量规模，成为盆地重要的储量接替领域。相较于丰富的石油发现，玛湖凹陷及周缘天然气勘探成效有限，发现气藏数量少且规模小，源自二叠系风城组烃源岩的天然气藏尤为稀少，仅在夏子街断裂带三叠系发现2个储量约5×10⁸ m³的小型气藏。风城组是该凹陷主力烃源岩，为碱水湖相混积岩，生油量巨大，为该凹陷及其周缘油藏提供了大量石油资源^[9-11]。玛湖凹陷深层风城组发现了2个出气点，一个是凹陷西部的FY1井风城组一段测试获得低产天然气；另一个在凹陷南部JS1井风城组二段测试获得低产天然气，中产轻质油，试油结论为油层，相态实验定为凝析气藏。近年来，有学者和勘探者们认为凹陷中部风城组已进入高—过成熟阶段，可提供充足气源^[12-13]。位于凹陷中部的玛中构造带(主体由玛湖背斜和玛北背斜组成)因此被视为寻找规模性天然气藏的有利目标区。2024年初，在玛湖背斜部署了以风城组为主要目的层的天然气风险探井—ST1井，2025年3月完钻，目的层油气显示弱于玛北地区，目前尚未进行测试。该背斜面积为174 km²，风城组主体埋深大于6 000 m，是一个大型超深层构造。以往对风城组烃源岩开展了较多研究，主流观点认为其咸化湖相烃源岩生烃特征显著区别于传统优质湖相烃源岩，表现为“连续生烃、多期生烃高峰、生油窗范围宽、生油为主、生气为辅”^[10-11]；亦有学者认为其生气潜力优于侏罗系和石炭系烃源岩^[12-13]，具备良好气源岩条件。目前，新疆油田公司勘探者们对玛中构造带风城组烃源岩是否具备大规模生气能力存争议，此外，该区储层发育特征尚不明确，ST1井的钻探资料为厘清上述关键问题提供了重要依据。

聚焦玛中构造带天然气勘探潜力，重点开展3个方面工作，一是评价风城组烃源岩生气潜力及原油裂解气生成的可能性；二是源-储时空匹配关系分析，以玛湖背斜为重点解剖对象，精细刻画风城组生烃史及与背斜构造形成演化史的时空配置关系，评价玛湖、玛北背斜的气源充足性；三是分析储层特征，明确其岩性特征及储集性能，以期为玛中构造带风城组的天然气勘探提供地质依据。

玛湖凹陷位于准噶尔盆地西北缘，其西界为加依尔山—哈拉阿拉特山向东逆冲形成的克百断裂带和乌夏断裂带，东接陆梁古隆起，南邻中拐凸起与达巴松凸起，总面积约5 300 km²。该凹陷及其西北缘地区经历了海西期、印支期、燕山期和喜马拉雅期多期构造运动的叠加改造^[14]，最终形成现今的凹陷结构及西部断裂-隆起构造格局(图 1a)。石炭纪末至二叠纪期间，西北缘—玛湖凹陷区进入前陆盆地演化阶段，受西侧扎伊尔山持续东西向挤压作用，前渊基底持续隆升，形成石炭—二叠系继承性古隆起，即玛中构造带。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 玛湖凹陷玛中构造带位置(a)及二叠系风城组岩性地层综合柱状图(b) Fig. 1 Location of Mazhong structural belt(a)and comprehensive stratigraphic column of Permian Fengcheng Formation(b)in Mahu Sag

玛中构造带呈近南西—北东走向的正向构造单元，面积约600 km²，由南向北逐渐抬升，构造带内发育多条、多期活动规模不等的逆冲断裂，断距普遍较小。发育玛湖和玛北2个较大的背斜构造，圈闭总面积逾200 km²，其西、东、南三翼以断裂或洼陷与东、西斜坡过渡，北部以断裂与风南鼻凸相连。西准噶尔山自晚海西运动以来不断隆升致使凹陷西部地层随之持续抬升，导致风城组及上下地层形成倾角较大的斜坡带，倾角为7°~9°，东斜坡地层倾角一般为2°~3°(图 1a)。

玛湖凹陷自下而上发育的地层包括石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系至白垩系，大部分地区缺失上白垩统及以上地层。下二叠统以风城组为主，局部发育佳木河组；中二叠统发育夏子街组和下乌尔禾组，局部发育上二叠统上乌尔禾组。除石炭系和下二叠统外，凹陷内其他地层基本为连续沉积的河流—三角洲—湖泊体系，各层系均发育多套储盖组合。研究区经历了多期构造运动，凹陷边缘发育晚海西—印支期断裂，致使各主要层系间多为角度不整合接触。

风城组沉积于前陆凹陷环境，地层具有西厚东薄的特征，凹陷中部地层厚度中等，该组沉积时期，古气候由温暖向干旱炎热转变，蒸发量经历了由低到高再降低的变化过程，晚期趋于正常，该组为碱性湖泊环境下形成的陆源碎屑、内源化学沉积物、蒸发岩及火山喷发物三端元混合沉积，发育多种类型储集岩和烃源岩。除边缘相外，整体以细粒混积岩为主^[15-16]。风城组自下而上划分为风一段(P₁f₁)、风二段(P₁f₂)和风三段(P₁f₃)(图 1b)。各段厚度及岩性在空间上变化较大，ST1井风城组岩性特征与湖盆区基本一致(图 2)，该区风一段厚度多为150~250 m，岩性以云质泥岩、灰质(云质)砂砾岩和凝灰岩为主，发育少量烃源岩；风二段厚度最大，一般为350~800 m，是烃源岩最发育的层段，岩性主要为含多种碱性矿物的云质泥岩、灰质泥岩；其次为泥质白云岩、白云岩及硅质岩等。非烃源岩岩性主要包括含陆屑泥质碱岩、含泥粉晶云岩、泥质含盐粉砂岩、硅质粉晶云岩、灰质泥岩、云质粉砂岩和灰质粉砂岩等。沉积中心区风二段碱性矿物和碱岩极为发育，其中碱岩最大厚度达360 m，沉积水体碱度达到峰值^[16]；风三段厚度多为200~350 m，沉积中后期水体逐渐淡化，其下部岩性主要为灰质(云质)泥岩、云质泥质粉砂岩等，发育少量烃源岩；中上部则主要为淡水湖相泥岩、泥质粉砂岩夹细粉砂岩。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 玛湖背斜ST1井二叠系风城组生储盖组合及沉积相划分综合柱状图 Fig. 2 Source-reservoir-cap assemblage and sedimentary facies division of Permian Fengcheng Formation in well ST1 of Mahu anticline

由玛中构造带所处构造位置可判断，烃源岩主要来自研究区及附近低部位小面积分布的风城组，气源是否充足是该区形成天然气藏的关键因素。玛湖背斜风城组埋深最大，大部分处于高—过成熟阶段，可能有2类气源，一类为风城组烃源岩干酪根降解气；另一类为风城组滞留液态烃裂解气，这类气可细分为烃源岩中呈分散状态的液态烃裂解气和储层中原油裂解气。

风城组沉积体系为扇三角洲(西北缘断裂带) 和浅湖—半深湖沉积体系(玛湖凹陷区)，以浅湖—半深湖为主，水体呈碱性，还原性较强。ST1井风城组为浅湖—半深湖相，埋深6 005~6 850 m，地层厚度为845 m，烃源岩发育，岩性主要为含碱性矿物的灰质泥岩、云质泥岩和粉砂质泥岩；其次为泥质白云岩等。综合岩屑、岩心、气测录井、常规测井及核磁测井资料分析，该井烃源岩总厚度约为280 m(图 2)。

玛湖凹陷风城组烃源岩厚度一般为40~200 m，最厚可达200~300 m，主要分布于凹陷中北部MY2—FN14—ST1井一带，呈环带状展布，向北延伸至哈拉阿拉特山；向南发育2个次级洼陷，厚度为150~200 m(图 3)。凹陷边缘烃源岩逐渐减薄至尖灭。扎伊尔山前风城组发育巨厚冲积扇和扇三角洲砂砾岩沉积，烃源岩几乎不发育，向湖盆中心方向，烃源岩厚度逐渐增大。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 玛湖凹陷二叠系风城组烃源岩厚度分布 Fig. 3 Distribution of source rock thickness of Permian Fengcheng Formation in Mahu Sag

玛湖凹陷北部22口探井及ST1井风城组928块烃源岩岩心样品分析数据显示，有机碳含量(TOC)多为0.5%~2.5%，最高达3.6%，平均值为1.2%；生烃潜量(S₁+ S₂)多为2.0~20.0 mg/g，平均值为5.6 mg/g。依据石油天然气行业标准SY/T 5735—2019^[17]评价，风城组主要发育一般—好烃源岩，最好烃源岩占比比较少(图 4)。原始有机质主要来源于多种藻类^[10]，氢指数(HI)多为260~780 mg/g，平均值为380 mg/g，类型主要为Ⅰ型、Ⅱ₁型、Ⅱ₂型、Ⅲ型较少(图 5)。烃源岩成熟度随埋深增加，由低成熟演化至高成熟(图 6a)，在5 300 m以下进入高成熟阶段。ST1井6 618.73~6 624.95 m井段烃源岩镜质体反射率(R_o)平均值为1.90%(3块样品)，表明已进入生气阶段。综上所述，风城组是以腐泥型有机质为主、成熟—高成熟的一般—最好烃源岩。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 玛湖凹陷北部二叠系风城组TOC与S1+S2评价 Fig. 4 Evaluation of TOC and hydrocarbon generation potential S1+S2 of Permian Fengcheng Formation in northern Mahu Sag

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 玛湖凹陷北部二叠系风城组HI与最高热解峰温(Tmax)关系图 Fig. 5 Relationship of hydrogen index and maximum pyrolysis peak temperature of Permian Fengcheng Formation in northern Mahu Sag

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 玛湖凹陷二叠系风城组烃源岩演化剖面 Fig. 6 Evolution profiles of Permian Fengcheng Formation source rock in Mahu Sag

玛湖凹陷风城组烃源岩演化趋势(图 6)表明，其有机质丰度、S₁+S₂、氢指数(HI)、烃指数(S₁/TOC) 随深度(成熟度)增加到5 500 m以下都已大大降低(图 5)，反映大量有机质已转化成烃，埋深至6 300 m以下，有机碳质量百分数已降至0.5% 左右(图 6d)，对应R_o约为1.65%。生油窗深度为4 000~5 300 m，对应R_o值为0.8%~1.2%(图 6b)。当烃源岩埋深超过6 000 m时，Ro大于1.60%，TOC普遍降至0.5% 左右，S₁+ S₂普遍低于2 mg/g，残余S₂小于0.5 mg/g，HI为30~50 mg/g，已接近或低于差烃源岩标准。ST1井在约6 620 m处，S₂、HI和S₁ + S₂值更低，反映烃源岩生气能力很低。同时，这些特征也表明有机质烃转化率高，烃转化率(T_R)可通过氢指数计算获得^[18]，用以表征有机质生烃转化程度：

式中：T_R为烃转化率，%；HI_o为原始氢指数，mg/g；HI_x为实测(样品)氢指数，mg/g。

风城组烃源岩埋深达6 000 m时，根据上述公式计算T_R约为90%。利用TOC，S₁+ S₂和S₂计算埋深6 000 m处的烃转化率，其结果分别为87%，85% 和80%，表明风城组有机质转化程度极高，残余生气潜力很低。因此，当烃源岩埋深大于6 000 m时，干酪根降解气对天然气成藏贡献可忽略不计。

为定量评价风城组烃源岩在高—过成熟阶段生气能力，选取FC3井风城组代表性烃源岩样品1块(井深2 590.94 m，岩性为白云质泥岩，TOC = 1.90%，S₁ + S₂ = 13.84 mg/g，R_o = 0.60%)做热模拟实验，利用中国科学院广州地球化学所研制设备完成。在高压釜半开放连续升温体系中样品所处压力加到40 MPa，设置源-储压差为5 MPa时开始排烃。每小时升温2 ℃，从350 ℃分段升温至468 ℃，EasyR_o从0.72% 升至2.30%。加热结束后取出高压釜，计量样品生成的气体、轻烃和重烃组分。实验结果显示：最大阶段产气率为11.1 mL/g，对应R_o为1.21%(成熟阶段)；累计产气率最高为40.4 mL/g，对应R_o为2.29%(图 7)；当R_o达到1.68% 时(高—过成熟阶段)，阶段产气率仅为3.16 mL/g，低于成熟阶段；R_o达到1.21% 以后累计产油率为828.8 mg/g，表明这一阶段风城组烃源岩以生油为主，生气量仅占总生烃量的4.3%，生气能力有限。该实验结果与封闭体系热模拟结果存在一定差异^[19]，而与塔里木盆地寒武系烃源岩产气率相近，其原始有机质类型为Ⅰ型，应用岩石热解法计算寒武系烃源岩在高成熟阶段残余生气潜力小于14 m³/t，过成熟阶段小于7 m³/t，所生成气量仅占总生烃量的2.5%~5.6%^[20]。综合判定风城组烃源岩干酪根在R_o大于1.6% 以后生气能力低，这一结论与文献[21]报道基本一致，即Ⅰ型干酪根在R_o值为1.0%~1.8% 时，大量生成降解气，主体生气在R_o值小于1.6% 时已结束。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 玛湖凹陷FC3井二叠系风城组烃源岩半开放体系热模拟产烃率曲线 Fig. 7 Thermal simulation hydrocarbon production rate curve of semi-open system of Permian Fengcheng Formation source rock in well FC3 of Mahu Sag

为明确玛湖背斜风城组烃源岩生气潜力，对ST1井区烃源岩生气强度进行估算，计算公式如下：

式中：Eg为生气强度，10⁸ m³/km²；S为单位面积，km²；H为烃源岩厚度，m；ρ为烃源岩密度，t/m³；Gi为累计产气率，m³/t。

能为玛湖背斜提供烃源的主要为研究区风城组烃源岩；其次是附近构造位置相对低的区域，面积较小，总供烃面积约300 km²。玛北地区烃源岩占地层厚度的25%~35%，ST1井风城组烃源岩厚度估算为280 m，该区有机质丰度、母质类型应与玛北地区相似，有机碳质量分数取平均值为1.2%，对应R_o为1.85% 时，累计产气率为38.9 m³/t。基于上述参数，计算得到该井区烃源岩生气强度为3.32×10⁸ m³/km²。中国大中型气田主要分布在生气强度大于20×10⁸ m³/km²的气源灶内或附近^[22]，对于深层—超深层致密气储层，近期研究表明^[23]，生气强度大于10×10⁸ m³/km²就可形成大气田，风城组生气强度与之相比还有明显差距。

原油裂解气是指烃源岩中分散状赋存的液态烃及古油藏中原油，随埋深增加、热应力持续增强而裂解生成的天然气。原油性质、压力、地层水及围岩矿物等因素对原油裂解门限温度均有一定影响。实验模拟表明，轻质油大量裂解生气的温度明显高于正常油或重质油，最大差值可达50 ℃；当压力大于40 MPa时，压力对裂解表现为抑制作用^[24]。

烃源岩中分散状态液态烃大量裂解气在R_o值大于1.6% 后，晚于干酪根降解气的生成，生气量大约是干酪根降解气生成量的4倍^[21]，这表明在高—过成熟阶段，原油裂解气是天然气成藏的重要贡献者。储层中原油裂解需要更高温度，温度是决定其能否裂解成气的关键因素。目前普遍认为，原油裂解的门限温度约为150 ℃，大量裂解生气的温度需大于180 ℃^[25-26]，液态烃消亡温度要高于200 ℃，有的达到210 ℃^[27]。由此，可判定玛湖凹陷原油大量裂解气的温度应高于180 ℃。

滞留于烃源岩层系中的液态烃裂解是天然气主要来源，其量决定着后期接力生气量，而滞留烃丰度又取决于排烃效率。烃源岩排烃效率受多种因素控制，有机质丰度越高、类型越好、热演化程度越高的烃源岩排烃效率越高^[28]。此外，地层超压会抑制排烃，超压程度越高，滞留在烃源岩层系中的油气越多；厚层烃源岩相较于源-储互层结构更不利于排烃。烃源岩层系排烃效率越低，滞留石油烃数量就越大，页岩油气的资源潜力就越大^[29]，在后续高—过成熟阶段裂解产气的潜力也越强。腐泥型烃源岩在生油窗阶段的排烃效率主要为30%~60%，到高成熟阶段为60%~80%，过成熟阶段排烃效率到80% 以上^[28]，可见成熟度对排烃效率起着关键作用。压力对原油裂解作用影响较为复杂，在慢速升温条件下，压力对原油裂解生气有抑制作用。

除上述因素外，排烃效率还取决于烃源岩体系内部非均质性、裂缝发育程度、体系开放与封闭程度，尤其是顶底板封盖条件。风城组上覆夏子街组、下乌尔禾组与下伏地层石炭系都是致密地层，可起到良好的顶底板封闭作用，对其中滞留油气起到很好保存作用。构造及断裂发育程度对排烃效率有较大影响，玛湖凹陷西斜坡风城组排烃效率高于东斜坡，西斜坡地层倾角大，在浮力作用下油气容易沿着坡度更大的斜坡向上倾方向运移(图 8)，倾角大地层中原油获得的侧向运移动力大。同时，原油遇到断裂很容易向上覆地层垂向运移至下三叠统百口泉组、下乌尔禾组成藏。该凹陷西缘含油层系最多，储量最大，说明西斜坡烃源岩排烃效率高；东斜坡地层倾角小，侧向运移动力小，垂向运移为主，由于东斜坡断裂不发育和区域盖层遮挡，排烃效率较低，发现的油藏及储量较少，当然与烃源岩变薄有很大关系。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 玛湖背斜二叠系风城组烃源岩排烃效率和油气成藏剖面(剖面位置见图 1a) Fig. 8 Hydrocarbon expulsion efficiency and oil and gas accumulation profile of Permian Fengcheng Formation source rock in Mahu anticline

玛中构造带为北倾鼻状构造，其地层倾角介于玛湖与玛北构造之间，且断裂发育。除赋存于玛湖背斜和玛北背斜的油气外，风城组烃源岩生成的油气可沿储层及断裂向上倾方向及上覆地层运移成藏。该区已探明规模较大的下乌尔禾组油藏及百口泉组高熟油藏，说明这一区域风城组油气经过断裂垂向运移进行了排烃。烃源岩有机质类型好、成熟度高、排烃效率高，估计大于80%。无圈闭区域滞留烃含量最低。背斜圈闭油气保存条件最好，上覆地层是一套厚度约1 600 m的泥岩区域盖层，因此，烃源岩排烃效率会相对降低，影响排烃因素很多，成熟度是决定因素，但要定量排烃效率大小较难。

ST1井未钻遇背斜主体，位于其东北翼。钻探揭示风城组粗粒储层(细砂及以上粒级)不发育，岩性以细粒粉砂岩及泥页岩为主，该井油气显示相对较弱，烃源岩热演化程度高，滞留烃量少。ST1井风城组二段岩心滞留烃含量(S₁)绝大部分低于0.5 mg/g，平均值仅为0.4 mg/g(16块样)，其含油气性不足以代表整个背斜。

准噶尔盆地中央坳陷不同富烃凹陷现今地温与大地热流略有差异，现今地温梯度平均值为2.16 ℃/100 m，大地热流平均值为43.3 mW/m²。玛湖凹陷基于大量井温数据获得的现今地温梯度为2.20 ℃/100 m，与邻近凹陷基本一致。玛湖背斜风城组埋深为6 005~6 850 m，取地表温度为10 ℃，计算得现今地层温度为142~161 ℃，未达到原油裂解气所需温度。该背斜形成后，一直处于沉降状态，白垩纪及后期埋深持续增大，因此，现今地温应是油藏所经历的最高温度。玛湖背斜与JS1井所在构造均为背斜型圈闭，埋深相近，应形成轻质油藏或凝析气藏。

位于玛湖凹陷南部JS1井风城组6 216~6 428 m井段进行测试，日产凝析油25.59 t，天然气1.68× 10⁴ m³，气油比仅为525 m³/m³，为临界凝析气藏(亦可定为轻质油藏)，原油密度为0.790 g/cm³。气藏中部埋深6 320 m，对应烃源岩R_o值约1.62%，已基本停止生烃，主要聚集了此前生成的凝析油气。根据文献^[30-31]提出的原油裂解气判识方法，JS1天然气主要为干酪根降解气，而非原油裂解气(图 9a)；其他井可能含少量原油裂解气，但仍以干酪根降解气为主(图 9b)。此外，该凝析油气藏中部温度为147 ℃，未达到原油裂解温度，应是该井气油比低的主要原因。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 玛湖凹陷二叠系风城组天然气成因类型 注：C1/C2为甲烷与乙烷摩尔分数的比值，C2/C3为乙烷与丙烷摩尔分数的比值。 Fig. 9 Genetic types of natural gas in Permian Fengcheng Formation of Mahu Sag

位于玛湖凹陷东斜坡的DT1井，于石炭系5 840~5 864 m测试获日产原油1.16 t，实测静温为138.04 ℃，原油密度为0.801 g/cm³，轻质油一般应有较高含量的溶解气，但该井未见气显示，该井风城组顶界埋深5 655 m，厚度54 m，不发育烃源岩，原油来自玛湖凹陷风城组高成熟烃源岩，显示其生气能力较差。

玛中构造带南部风城组多处于过成熟阶段，北部烃源岩成熟度低于南部，整体而言，干酪根降解气和原油裂解气都有限，所以该区天然气源不足。

依据风城组页岩油赋存岩石类型，将碱湖型页岩油分为混合型、内源控制型和陆源供给型3种类型，对应岩相分别为混合细粒页岩相、泥质白云质页岩相和白云质粉砂质页岩相(云质粉砂岩相)。混合型“甜点”含油气性最佳，储集空间以粒间孔、溶蚀孔及微裂缝为主^[32]。白云质粉砂岩、粉砂质页岩孔隙度大都为2.0%~5.0%，平均值为3.4%，渗透率大都小于0.010 mD^[33]。联合应用CO₂吸附、低温N₂吸附和高压压汞表征页岩孔径分布，结果显示风城组页岩孔径主要分布为30~800 nm，孔径下限约为10 nm。

玛中地区风城组沉积相与玛北地区较为一致，以细粒混合页岩相为主；其次为陆源型白云质粉砂质页岩相(含云质粉砂岩相)。玛北地区储层岩性以云质粉砂岩、云质粉砂质泥岩为主，储集空间主要为残余粒间孔、粒内溶孔、晶间孔及微裂缝等。X203井风一段(4 825~4 842 m)云质粉砂岩平均孔隙度为6.3%(18块样品)，平均渗透率为0.030 mD(15块样品)。JS1井风三段(6 276~6 284 m)砂屑云质细砂岩平均孔隙度为5.1%(20块样品)，平均渗透率为0.012 mD(15块样品)。ST1井储层岩性仍以含碱矿物的细粒岩为主，即粉砂级和泥级混积岩，碱矿物主要有碳钠钙石、少量硅硼钠石、碳氢钠石等，白云石以粉晶为主，硅质局部富集。风二段9个样品孔隙度为1.2%~4.2%，平均值为2.67%，平均渗透率为0.020 mD，绝大部分样品小于0.010 mD。核磁测井解释孔隙度相对较高井段的平均值为3.4%，均低于埋深小于5 000 m的储层孔隙度，表明埋深对储集性有着显著影响；其次为岩石粒度，相对粗粒储层的物性较好。

构造带风城组的区域盖层为其上覆夏子街组和下乌尔禾组，厚度大于1 600 m，岩性以厚层泥岩为主，其厚度占比约90%；其次夹有薄砂层，这套地层中从没有发现油气藏。综合录井资料与核磁测井解释孔隙度对ST1井进行了生、储、盖层划分，该井风三段中部发育厚度为150 m稳定的湖相白云质泥岩作为区域盖层；其次风二段含碱白云质泥页岩既是储层(甜点层)，又是烃源岩，即源-储一体，其上发育有泥页岩局部盖层，风城组可划分出多套储-盖组合(参见图 2)。石炭系主要为致密岩浆岩，局部发育裂缝，可见富集少量油气，整体上可作为风城组的底板遮挡层。风城组既有直接盖层，其上下又发育2套区域盖层，对页岩油与致密油的保存均起到了良好作用。远离断裂带的风城组排烃效率较低，滞留烃含量高，背斜圈闭保存条件应是最好的。

玛湖和玛北背斜层位主要是石炭系与下二叠统风城组。晚石炭世开始形成，东、西两侧发育断距较大的断层，风城组沉积时石炭系继续隆升(图 10a)；晚二叠世末期，由于石炭系不断隆升风城组发褶皱变形成背斜(图 10b)，持续时间长；晚侏罗世末期基本定型(图 10c)，侏罗系变形幅度很小；白垩纪以后至第四纪，西准噶尔山仍一直隆升，使得玛中构造带西部斜坡不断被抬升，但玛湖背斜始终存在(图 10d，10e)，总之，风城组背斜主要形成于晚二叠世末期，此后构造幅度有一定程度加强。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 玛湖凹陷过FY1—ST1—DT1井构造演化、热演化及油气成藏地质剖面图(剖面位置见图 1a) Fig. 10 Geological section of structural evolution, thermal evolution and hydrocarbon accumulation across well FY1-ST1-DT1 in Mahu Sag

利用PetroMod软件模拟风城组热演化史结果表明，烃源岩在晚三叠世进入了生油窗，此时玛湖、玛北背斜已形成，烃源岩生成的原油经微短距离排烃，运移聚集到自身的储层开始成藏。早中侏罗世时，玛湖背斜烃源岩达到生油高峰期，此时背斜被原油充满(图 10)，但储层不发育、储集性差，有大部分会垂向运移至与其相邻上部储层成藏。白垩纪至现今处于高—过成熟阶段，以生成凝析油气和湿气为主，储层致密化程度达到最大，运移动力主要来自生烃增压、持续充注向致密储层和泥页岩储层，形成致密气和页岩气藏，储层中可能会保留一部分前期的高熟油气，但整体上含油气丰度不高。

风城组中早期成藏的大部分原油会被后期高成熟油气驱替出去，圈闭充满之后会外溢向顺着断裂向上运移至上覆地层聚集成藏(图 11)，烃源岩整体排烃效率较高，现今滞留烃很少。ST1井风三段与风一段发育粉砂岩储层，储集性很差，应聚集了较低丰度的轻质油和凝析气。玛湖和玛北背斜风城组烃源岩生气强度低，原油又没有大量裂解成气，所以气源不足，不具备形成大中型气藏的物质来源。

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 玛中构造带二叠系—三叠系油气成藏剖面(剖面位置见图 1a) Fig. 11 Hydrocarbon accumulation profiles of Permian-Triassic in Mazhong structural belt

玛北背斜风城组埋深为5 515~5 965 m，平均约5 640 m，较玛湖背斜浅约680 m，风城组R_o值为1.1%~1.5%，处于成熟—高成熟阶段，该背斜的区域盖层及直接盖层特征与玛湖背斜相似，地层有一定程度变形，自身具有封盖性，断裂在三叠纪以后就停止了活动性，对其成藏影响不大。玛北背斜主要富集轻质油，如果粗粒级储层不发育，则主要形成页岩油藏，背斜以外区域烃源岩生成油气会向上倾方向上覆地层运移成藏。XY1井以北区域风城组均处于生油高峰阶段，由于顶底板的封闭性较强，排烃效率不高，导致滞留烃含量较高，有的区域还产生了异常高压，形成了大面积的风城组页岩油藏，且高产井占比较高。

(1) 玛中构造带风城组烃源岩有机质丰度高，TOC平均为1.2%(928块)，S₁+ S₂平均为5.6 mg/g；HI 平均380 mg/g，类型以腐泥型(Ⅰ型)为主，生油能力强。生烃转化率高，最高生烃转化率约90%，累计产油率达829 mg/g，累计产气率为40 mL/g，生气量仅占总生烃量的4.3%。

(2) 玛湖与玛北背斜形成早于烃源岩大量生排烃期，三叠世末开始生成原油，此时细粒岩储层储集性较差，后期变得更为致密，油气充注量有限。当埋深超过6 000 m(R_o大于1.6%)时，风城组烃源岩生烃基本结束，生气潜力随之变得很低，同时，不具备原油裂解气生成条件，不能满足形成大中型气藏的需求。ST1井的钻探结果表明，玛湖背斜风城组含油气性较差，主要是因为储层不发育和油气源不足。

(3) 玛北背斜周缘烃源岩处于成熟—高成熟阶段，具有一定生烃能力，保存条件较好，含油气程度会相对较高，该背斜应形成轻质页岩油成藏。