0 引言
准噶尔盆地腹部地区油气勘探始于斜坡外的凸起带，20世纪90年代以来，在“源外、沿梁、断控、阶状成藏”等经典构造勘探模式的指导下［1-2］，腹部地区陆续发现了石西油田（1992年）、石南油气田（1996年）、莫北油气田（1998年）、陆梁油田（2000年）和莫索湾油气田（2001年），为新疆油田建成我国西部首个千万吨大油田奠定了重要基础。侏罗系三工河组是准噶尔盆地腹部地区高效勘探的重要层系和规模建产的主力产层。随着勘探程度的不断提高，腹部地区油气勘探面临剩余可采储量不足，后备勘探领域难以接替的严峻形势。自2000年开始，在“跳出凸起带，走向凹陷区”勘探新思路的指导下，腹部地区勘探领域由凸起带逐渐转向富烃凹陷区。
盆1井西凹陷位于准噶尔盆地中央坳陷，是盆地主要富烃凹陷之一，其东斜坡紧邻石西油田、莫北油气田和莫索湾油气田，处于生烃灶范围之内，位于油气运移路径之上，是腹部地区“下凹”勘探的重点领域。近20年来，对盆1井西凹陷东斜坡侏罗系三工河组的含油气性一直持续探索，却鲜有发现。2020年，针对东斜坡砂质碎屑流领域部署的前哨2井、前哨4井在三工河组二段均获高产工业油气流，上交天然气控制地质储量102.67×108 m3，是腹部地区由富烃凹陷周缘凸起带走向凹陷区岩性勘探领域取得的重大突破，盆1井西凹陷东斜坡有望成为准噶尔盆地天然气高效开发的重要接替区。然而，同期部署的前哨3井、前哨8井等井却未获得突破，表明该区三工河组的勘探仍存在控藏关键因素不清，有利勘探目标不明确等问题。前人针对盆1井西凹陷周缘正向构造单元侏罗系开展了油气源［3-5］、沉积体系［6-9］、储层特征［10-12］和成藏体系［13-16］等方面的研究，并取得了一系列的成果和认识；近年来，针对凹陷区的研究仅在沉积体系方面有了新的认识［17-20］，其他专项研究却很少。本文研究综合运用录井、测井、分析化验及地震等资料，结合区域构造背景与沉积环境，对斜坡区油气成藏控制因素进行分析，明确油气富集规律，以期对该区侏罗系三工河组油气勘探部署提供理论依据。
1 区域地质概况
盆1井西凹陷东斜坡位于准噶尔盆地中央坳陷盆1井西凹陷东部，北部与石西凸起相接，南邻莫索湾凸起西端，东部为莫北凸起（图1）。该区构造较为简单，表现为向南倾的单斜，局部发育低幅度凸起，其中，前哨低凸带与莫北凸起平行，为北东向南西倾的继承性低幅度鼻状构造，倾末端与莫索湾凸起衔接，是东斜坡油气运移的有利指向区。研究表明，东斜坡侏罗系发育北西—南东向和北东—南西向2组正断层，断距10~30 m，其中北东走向的断裂延伸较长，是该区的主要断裂。研究区侏罗系与三叠系、白垩系为区域不整合接触，自下而上发育八道湾组（J1 b）、三工河组（J1 s）、西山窑组（J2 x）和头屯河组（J2 t），缺失齐古组（J3 q）和喀拉扎组（J3 k）。主勘探目的层三工河组厚度为250~500 m，根据岩性和电性特征，自下而上可划分为一段（J1 s 1）、二段（J1 s 2）和三段（J1 s 3）（图1）。
三工河组一段岩性主要为灰色、浅灰色细砂岩、泥质粉砂岩与灰色、深灰色泥岩不等厚互层，电性特征为块状、微齿状、平缓波状中阻及槽状中—高阻，以浅湖相和三角洲前缘河口砂坝与水下分流河道沉积为主；三工河组二段以灰色、浅灰色砂岩为主，其间夹少量泥岩、砂质泥岩，部分含细砾沉积，电性特征为块状微齿状、平缓波状中阻及槽状中—高阻，主要为三角洲前缘水下分流河道沉积，是该区最主要的一套含油气层系，进一步可划分为2个砂组（J1 s 2 1、J1 s 2 2）；三工河组三段为一套湖泛时期沉积的滨浅湖相泥岩夹少量细粒砂质成分，岩性以深灰色泥岩为主，夹灰色泥质粉砂岩，电性特征为微齿状、平缓波状中阻，为区域性盖层。
2 油气藏特征
2.1 油气藏类型
目前，在盆1井西凹陷东斜坡三工河组二段已发现的油气藏主要分布在莫17井区和前哨井区，油气藏类型均为低幅度背景下的构造岩性油气藏，其中，位于北部的前哨井区气藏为断层岩性凝析气藏，砂体向南、东、北3个方向尖灭，西部边界受断裂遮挡；位于南部的莫17井区油藏为构造背景下的断层岩性油藏，油藏东部边界受断裂遮挡，砂体向南、西、北3个方向尖灭（图2）。
2.2 储层特征
岩心观察及薄片资料分析表明（表1），莫17井区三工河组二段储层岩性主要为灰色细中粒长石岩屑砂岩和不等粒长石岩屑砂岩。砂岩中石英、长石和岩屑含量分别为35.2%、21.7%和43.1%，杂基和胶结物含量约占3.0%和2.5%。岩屑以凝灰岩为主，杂基主要为高岭石和泥质，胶结物主要为方解石和硅质。颗粒接触方式以线接触为主，胶结类型以孔隙—压嵌型和压嵌型为主。砂岩中碎屑颗粒磨圆主要为次棱角—次圆状，分选中等。砂岩成分成熟度较低、结构成熟度较高。储层孔隙度为5.0%~17.3%，平均为11.7%；渗透率为（0.022~265）×10-3 μm2，平均为3.74×10-3 μm2，属于中—低孔、低渗储层［图3（a），图3（b）］。储层孔隙类型以剩余粒间孔为主［图3（c）］，其次为原生粒间孔，偶见粒内溶孔。毛管压力曲线形态为略偏粗歪度，具有小孔隙和细喉道，排驱压力为0.29 MPa，饱和度中值压力为2.57 MPa，最大孔喉半径为12.21 µm，属于孔隙连通性较差的中等储集层［图3（d）］。
表1 三工河组二段储层砂体特征对比Table 1 Characteristic contrast table of reservoir sand body of the second Member of Sangonghe Formation |
| 区块 | 岩石学特征 | 结构特征 | 物性特征 | 微观特征 | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 粒度 | 岩性 | 岩屑 | 磨圆 | 分选 | 孔隙度/% | 渗透率 /（10-3 μm2） | 孔隙 类型 | 压汞特征 | 孔喉 类型 | |
| 莫17 井区 | 细中粒、 不等粒 | 长石岩屑砂岩 | 凝灰岩为主 | 次棱角— 次圆状 | 中等 | （5.0~17.3） /11.7 | （0.022~265） /3.74 | 剩余 粒间孔 | 排驱压力较低，进汞和退汞效率中等—好，具有明显平台 | 小孔隙、 细喉道 |
| 前哨 井区 | 细粒、 中粒 | 长石岩屑砂岩 | 凝灰岩为主 | 次圆状 | 中等—好 | （5.0~16.2） /12.7 | （0.014~205） /3.14 | 粒间孔 | 排驱压力较低，进汞和退汞效率中等—好，具有较明显平台 | 小孔隙、 细喉道 |
|
图3 盆1井西凹陷东斜坡三工河组二段储层特征（a）莫17井区样品孔隙度分布图；（b）莫17井区样品渗透率分布图；（c）样品镜下铸体薄片，莫17井，4 162.54 m，J1 s 2，中砂岩，粒间孔，×40；（d）莫17井压汞曲线，4 157.49 m；（e）前哨井区样品孔隙度分布图；（f）前哨井区样品渗透率分布图；（g）样品镜下铸体薄片，前哨2井，3 978.24 m，J1 s 2，中砂岩，粒间孔，×100；（h）前哨2井压汞曲线，3 978.24 m Fig. 3 Reservoir characteristics of the second Member of Sangonghe Formation in the east slope of Well Pen-1 Western Depression |
前哨井区三工河组二段储层岩性主要为灰色细粒、中粒长石岩屑砂岩。砂岩中石英、长石和岩屑含量分别为28.5%、21.1%和50.4%，杂基和胶结物含量约占1.8%和3.2%。岩屑以凝灰岩为主，杂基主要为高岭石和泥质，胶结物主要为方解石和硅质。颗粒接触方式以点—线接触和线接触为主，胶结类型以孔隙—压嵌型和压嵌型为主。砂岩中碎屑颗粒磨圆主要为次圆状，其次为次圆—次棱角状，分选中等—好。砂岩成分成熟度较低、结构成熟度较高。储层孔隙度为5.0%~16.2%，平均为12.7%；渗透率为（0.014~205）×10-3 μm2，平均为3.14×10-3 μm2，属于中—低孔、低渗储层［图3（e），图3（f）］。储层孔隙类型以粒间孔为主［图3（g）］，少量粒内溶孔，荧光薄片反映油气主要赋存于粒间孔和粒内溶孔内。毛管压力曲线形态为略偏粗歪度，具有小孔隙和细喉道，排驱压力为0.72 MPa，饱和度中值压力为3.41 MPa，最大孔喉半径为6.22 µm，属于孔隙连通性较差的中等储集层［图3（h）］。
系统对比分析表明，莫17井区油藏和前哨井区气藏储层砂体基本特征相似。
2.3 流体特征
莫17井区油藏和前哨井区气藏中部地层压力为38.81~40.58 MPa，压力系数为0.98~1.00，平均为0.99，中部温度为100.17~104.07 ℃，为常温、正常压力系统的油气藏。莫17井区构造位置比前哨井区低约200 m，油藏中部埋深在4 190~4 215 m之间，平均为4 202 m。20 ℃原油密度为0.860 8 g/cm3，50 ℃原油黏度为15.45 mPa·s，为常规稀油，地层水矿化度为21 720 mg/L，水型为NaHCO3型。前哨井区气藏中部埋深4 012 m，20 ℃原油密度为0.771 2 g/cm3，50 ℃原油黏度为0.91 mPa·s，为轻质低黏度凝析油，地层水矿化度为18 785 mg/L，水型为NaHCO3型（表2）。对前哨井区前哨2井、前哨4井三工河组二段一砂组气层根据井口气油比、井流物摩尔组分配置了合格的相态分析样品，进行相态分析。以前哨4井为例，在地层温度下露点压力38.64 MPa，地露压差0.36 MPa，表明该气藏在地层条件下为单相气态，随压力降低，有液态烃析出，符合凝析气的相态特征（图4），为凝析气藏。
表2 盆1井西凹陷东斜坡三工河组二段油气藏特征及流体性质对比Table 2 Contrast table of reservoir characteristics and fluid property of the second Member of Sangonghe Formation in the east slope of Well Pen-1 Western Depression |
| 区块 | 中部埋深 /m | 压力 系数 | 油气藏中部压力 /MPa | 油气藏中部温度/℃ | 原油密度 /（g/cm3） | 原油黏度（50 ℃） /（mPa·s） | 天然气相对密度 | 甲烷含量 /% | 地层水 矿化度 /（mg/L） | 水型 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 莫17井区 | 4 202 | 0.99 | 40.58 | 104.07 | 0.860 8 | 15.45 | 0.641 2 | 87.74 | 21 720 | NaHCO3 |
| 前哨井区 | 4 012 | 0.99 | 38.81 | 100.17 | 0.771 2 | 0.91 | 0.632 2 | 89.24 | 18 785 | NaHCO3 |
3 油气成藏条件及控制因素
在油气藏类型及特征认识的基础上，对盆1井西凹陷东斜坡侏罗系三工河组二段油气藏成藏条件及控制因素进行分析，该区油气藏具有“坡折控带、凹槽控砂、断裂—砂体控藏”的成藏特征。
3.1 油气成藏条件
3.1.1 盆1井西凹陷二叠系烃源岩条件优越
前人研究及现有地球化学资料表明，盆1井西凹陷东斜坡已发现油气藏的油气与莫索湾油气田、莫北油气田、石西油田和石南31井区油藏的油气相似，主要来源于盆1井西凹陷二叠系下乌尔禾组烃源岩，但不排除风城组的贡献［21］。盆1井西凹陷是准噶尔盆地重要的生烃凹陷之一，发育二叠系、三叠系、侏罗系和白垩系烃源岩，其中，下二叠统风城组（P1 f）和中二叠统下乌尔禾组（P2 w）是最主要的烃源岩发育层系［22-23］。风城组烃源岩丰度高、类型好，生烃母质以腐泥型为主，有机质类型多为Ⅰ—Ⅱ型，镜质体反射率为0.59%~1.14%，处于成熟—高成熟演化阶段，其排油高峰期为晚二叠世—早白垩世，排气高峰期为早侏罗世至今；下乌尔禾组烃源岩生烃母质以腐泥腐殖型—腐殖型为主，有机质类型多为Ⅱ—Ⅲ型，镜质体反射率为0.54%~1.70%，处于成熟—高成熟演化阶段，其排油高峰期为早侏罗世—早白垩世，排气高峰期为早白垩世至今［24-25］。盆1井西凹陷二叠系烃源岩条件优越，油气源充足，为侏罗系三工河组油气成藏提供了物质基础。
莫17井区和前哨井区三工河组二段油气藏中天然气甲烷含量较高，为85.6%~90.4%，干燥系数为0.88~0.93，接近干气；乙烷和丙烷碳同位素值偏高，分别为-27.05‰~-26.84‰和-26.33‰~-25.44‰，反映偏腐殖型母质来源特征；C7轻烃组成表现为混合型母质来源特征（表3）；原油β胡萝卜烷含量甚微，Pr/Ph值为1.36~1.61；γ蜡烷含量较低；三环萜烷丰度总体较高，一般呈山峰型或弱上升型；原油碳同位素值比较接近，为-29.96‰~-29.16‰，相对较低；甾烷成熟度指数C29αα20S/（20S+20R）和C29αβ/ΣC29分别为0.51~0.52和0.55~0.57，为成熟—高成熟（表4）。具有中二叠统下乌尔禾组烃源岩典型特征，成藏期为早白垩世至古近纪末［26-28］。
表3 盆1井西凹陷东斜坡三工河组二段天然气地球化学特征统计Table 3 Statistics of geochemical characteristics of natural gas of the second Member of Sangonghe Formation in the east slope of Well Pen-1 Western Depression |
| 区块 | 天然气组成 | C7轻烃组成/% | 天然气碳同位素/‰ | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| N2/% | CH4/% | 干燥系数 | 正庚烷 | 甲基环己烷 | 二甲基环戊烷 | CH4 | C2H6 | C3H8 | |
| 莫17井区 | 1.93 | 85.61 | 0.88 | 43.22 | 44.78 | 12.00 | -36.73 | -26.84 | -25.44 |
| 前哨井区 | 1.54 | 90.37 | 0.93 | 41.01 | 44.21 | 14.78 | -37.08 | -27.05 | -26.33 |
表4 盆1井西凹陷东斜坡三工河组二段原油地球化学特征统计Table 4 Statistics of geochemical characteristics of crude oil of the second Member of Sangonghe Formation in the east slope of Well Pen-1 Western Depression |
| 区块 | 原油密度/（g/cm3） | Pr/Ph | δ13C/‰ | γ蜡烷/C30藿烷 | 萜烷峰型 | C29αα20S/（20S+20R） | C29αβ/∑C29 | 油源 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 莫17井区 | 0.860 8 | 1.36 | -29.96 | 0.18 | 弱上升 | 0.52 | 0.57 | P2 w |
| 前哨井区 | 0.771 2 | 1.61 | -29.16 | 0.15 | 山峰型 | 0.51 | 0.55 | P2 w |
3.1.2 侏罗系三工河组储盖组合配置良好
东斜坡三工河组二段物源主要来自于东北方向，沉积体系为缓坡浅水背景下的远源辫状河三角洲前缘和滨浅湖沉积，储层砂体主要为水下分流河道、砂质碎屑流和远砂坝砂体，发育2种类型优质储层：第一类是三工河组二段二砂组厚层块状砂体；第二类是一砂组薄层叠置砂体［20，26］。三工河组二段二砂组以低位体系域下的进积型三角洲前缘沉积为主，发育辫状河三角洲前缘水下分流河道和分流间湾微相，砂体厚度相对较大，一般为55~70 m，横向展布面积大，垂向多期相互切割叠置，顶部发育的5~15 m泥岩和内部局部发育的2~10 m泥岩可形成良好的盖层；一砂组为水进体系域下的三角洲前缘—滨浅湖沉积，发育砂质碎屑流、水下分流河道、远砂坝、席状砂和滨浅湖泥微相，砂体厚度为6~25 m，横向变化较快，垂向多期相互叠置，顶部发育一套稳定分布的泥岩，厚度为18~50 m，可形成良好的盖层（图5）。
莫17井区油藏主要位于三工河组二段一砂组底部和二砂组中上部，其中，一砂组底部储层岩性主要为灰色中细砂岩和中砂岩，砂体厚度为6~14 m，垂向上为2~3期砂体相互叠置，顶部泥岩厚度为18~50 m，下伏二砂组顶部泥岩厚度为6~16 m，储盖组合优越；二砂组中上部储层岩性主要为灰色中细砂岩、中砂岩、粗砂岩和砂砾岩，砂体厚度为15~30 m，垂向上为3~4期砂体相互叠置，其间发育2~5 m泥岩隔夹层，与二砂组顶部泥岩均可形成良好的盖层。
前哨井区气藏主要位于三工河组二段一砂组底部，储层岩性以灰色中细砂岩、中砂岩和细砂岩为主，砂体厚度为6~23 m，垂向上为2~4期砂体相互叠置，其间发育1~4套钙质砂岩层，顶部泥岩厚度为25~35 m，下伏二砂组顶部泥岩厚度为4~14 m，储盖组合优越。
3.2 油气成藏控制因素
3.2.1 古地貌控制相带和优质储层的展布
在钻井及地震资料基础上，采用残余厚度计算法、视厚度校正及真厚度恢复等技术，对盆1井西凹陷东斜坡三工河组二段沉积前古地貌进行精细刻画，三工河组二段沉积期存在多个坡折、沟槽和低凸，形成了隆凹相间的地貌形态［20］（图6）。该区发育两级坡折，第一级坡折为同沉积断裂活动形成的断裂坡折，第二级坡折为地形坡度变化形成的沉积坡折，分别控制着三角洲内前缘、过渡带和外前缘的分布［17，20］。一级坡折主要沿莫北2井—莫北6井一线，该线以西沿坡折方向发育北东—南西向沟槽，是三角洲前缘水下分流河道优质砂体沉积卸载的有利场所。二级坡折主要沿前哨2井—前哨8井—莫17井一线，该线以东地层相对较陡，在上倾方向可形成岩性致密过渡带，该线以西地层平缓，发育多个宽缓的沟槽，是三角洲前缘水下分流河道和砂质碎屑流优质砂体沉积卸载的有利场所（图7）。已钻井证实，莫北油气田主要位于一级坡折之下的沟槽区，储层孔隙度平均为11.7%，渗透率平均为4.11×10-3 μm2；位于两级坡折之间低凸起带上的莫14井，一砂组储层黏土矿物含量高，孔隙结构较差，地层测试渗透率为0.33×10-3 μm2，试油效果不理想，产量低；位于二级坡折之下的莫17井和前哨2井，为三角洲前缘水下分流河道和砂质碎屑流微相沉积，岩性为灰色荧光中砂岩、中细砂岩和细砂岩，储层孔隙度平均为10.3%和13.8%，渗透率平均为2.10×10-3 μm2和1.79×10-3 μm2，录井和测井显示较好，试油均获高产工业油气流，证实了古地貌对沉积相带和优质储层的控制作用。
图6 盆1井西凹陷东斜坡三工河组二段沉积前古地貌Fig.6 Palaeogeomorphology before sedimentation of the second Member of Sangonghe Formation in the east slope of Well Pen-1 Western Depression |
3.2.2 多期断裂构成油气向浅层运移的有效通道
断裂对油气成藏具有双重作用，不仅是油气运移的主要通道，还可以对油气形成有效的侧向遮挡，控制油气藏的展布。盆1井西凹陷东斜坡发育深、中、浅3期断裂，其组合样式和展布规律控制了油气的纵向调整运移及聚集成藏［29-30］，是侏罗系油气有效成藏的关键。深层海西期逆断裂控制大型隆起，断开层位从石炭系至二叠系，部分断至三叠系和侏罗系底部，断面上部较陡下部较缓，直接沟通二叠系烃源岩；中浅层早燕山期断裂继承性发育，断开层位从二叠系至侏罗系三工河组底部，部分向下切入石炭系，断面上部较陡下部较缓，既可以直接沟通二叠系烃源岩，又可以与深层海西期逆断裂接力沟通油气源；中燕山期断裂羽状成带分布，断开层位主要从侏罗系至白垩系底部不整合面之上，断面较陡，与早燕山期断裂接力沟通油气源。3期断裂垂向上呈“Y”字型组合，配置关系良好，构成高效的油气输导体系，沟通垂向距离3 000 m的二叠系烃源岩与侏罗系三工河组二段砂岩储层，为油气从深层向浅层运移提供良好的输导条件（图8）。
盆1井西凹陷东斜坡海西期自西向东发育2个北东—南西向大型断裂带，控制了侏罗系油气的平面分布，油气沿大型断裂带富集，形成盆5—前哨和莫北油气富集带。莫北油气田位于莫北油气富集带，莫西庄油田和莫索湾油气田位于盆5—前哨油气富集带，研究区位于盆5—前哨油气富集带，成藏条件有利（图9）。
4 成藏模式
盆1井西凹陷东斜坡紧邻盆1井西凹陷生烃中心，二叠系下乌尔禾组烃源岩生成的油气在浮力作用下，沿海西期和早、中燕山期断裂构成的“Y”字型高效接力输导体系运移至侏罗系，在三工河组有效圈闭内聚集成藏，纵向上具有多层系含油气的特征，油气藏类型以构造岩性和岩性型油气藏为主。
三工河组油气藏具有“烃源岩供烃、多期断裂接力输导、古地貌控带、凹槽控砂、断裂—砂体控藏”的成藏特点（图10），烃源岩—断裂—优质储层有效配置，控制着油气藏的分布。其中，多期断裂是二叠系烃源岩所生油气能够运移并聚集于三工河组有效圈闭的动力和遮挡条件；三工河组二段沉积期古低凸控制着泥岩带和致密带的分布，坡折之下的沟槽区控制着水下分流河道和砂质碎屑流优质砂体的平面展布，受上倾致密带与侧向泥岩带双重遮挡，沟槽区是油气聚集的有利区域，断裂与优质砂体的有效配置进一步控制着油气藏的分布。
5 结论
（1）准噶尔盆地盆1井西凹陷东斜坡侏罗系三工河组二段油气藏主要分布在莫17井区和前哨井区，油气藏类型为构造岩性和岩性型油气藏，油气层主要分布在三工河组二段一砂组底部及二砂组中上部，为常温、正常压力系统的油气藏，油质较轻。位于构造高部位的前哨井区为凝析气藏，单井产量较高，是准噶尔盆地腹部地区天然气勘探的高效领域。
（2）东斜坡三工河组油气主要来源于盆1井西凹陷二叠系下乌尔禾组烃源岩，受古地貌、沉积相带和断裂等因素共同控制，具有“烃源岩供烃、多期断裂接力输导、古地貌控带、凹槽控砂、断裂—砂体控藏”的成藏特征。其中，深、中、浅3期断裂有效配置，构成深层油气向三工河组运移和聚集的有效通道和遮挡条件；沉积期古低凸控制着泥岩带和致密带的分布，受上倾方向与侧向双重遮挡作用，水下分流河道和砂质碎屑流优质砂体在坡折之下沟槽区卸载沉积，断裂与优质储层的有效配置控制着油气藏的分布和规模。
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