0 引言
玛湖斜坡区侏罗系八道湾组一段（J1 b 1）为紧邻侏罗系/三叠系（J/T）不整合面之上的一套砂（砾）岩沉积。近年勘探实践表明，八道湾组一段（J1 b 1）内部油水关系比较复杂，下部的厚层砂砾岩段含油饱和度较低，试油试采主要表现为油水同出特征，上部的薄层砂岩段含油饱和度较高，试油试采以高产纯油气层为主。近期通过与烃类包裹体伴生的盐水包裹体均一温度、盐度、激光拉曼光谱特征对比揭示：下部的厚层砂砾岩段与上部的薄层砂岩段在油气来源、烃类组分特征、油气保存条件等方面存在较明显差异。靠近J/T不整合面的厚层砂砾岩内气烃包裹体中除了主成分CH4气体外，出现CO2、N2等氧化性气体，且气泡体壁周边富含黑色沥青质，激光拉曼谱曲线的基值线呈明显的荧光宽缓拉曼峰形态。此外，玛湖斜坡区侏罗系八道湾组一段（J1 b 1）油藏与下伏三叠系百口泉组（T1 b）油藏垂向具有良好的空间匹配性。由此引出以下2个方面问题：①油气来源方面，八道湾组一段（J1 b 1）油气主要来源于下伏二叠系风城组（P1 f）烃源岩［1-3］，但是否有来自下伏百口泉组（T1 b）油藏的油源有待进一步落实；2种来源的油气在垂向上分布的规律性有待进一步阐明。②不整合面渗滤效应方面，靠近J/T不整合面的厚层砂砾岩内气烃包裹体中出现的CO2、N2等氧化性气体、气泡体壁周边的黑色沥青质、荧光宽缓拉曼峰是否与大气淡水的氧化降解有关需进一步核实；前期研究主要关注大气淡水在重力—向心流作用下对不整合面下伏地层的风化渗滤效应［4-7］。而大气淡水能否进入不整合面上覆地层，大气淡水对不整合面上覆地层的渗滤机制［8-9］需进一步探讨。因此，笔者基于与烃类包裹体伴生的盐水包裹体均一温度、盐度、激光拉曼光谱特征分析，结合埋藏史—热史—孔隙演化史、烃源岩—储层剩余压力差等数据，综合分析八道湾组一段（J1 b 1）油气充注史，探讨J/T不整合面之上大气淡水压实—离心流氧化降解作用，及其对油气垂向差异性富集［10-11］的影响，建立八道湾组一段（J1 b 1）轻质油气富集区综合预测原则，以期为类似盆地与不整合面有关的碎屑岩有效储层评价及勘探部署提供理论依据及思路。
1 区域构造及地层特征
自二叠纪始，盆地构造演化依次经历了前陆断陷期［下二叠统（P1 j—P1 f），以靠近逆冲推覆带下盘地层厚、近湖盆区地层薄为典型特征］、断陷—坳陷转换期［中二叠统（P2 x—P2 w），以近断裂带处地层薄、近湖盆区地层增厚趋势渐强为典型特征］、坳陷初期填平补齐期［上二叠统（P3 w）—下三叠统（T1 b），以近湖盆区地层厚，近物源区地层薄为典型特征］、坳陷期［中三叠统（T2 k）—侏罗系（J）—白垩系（K），以凹陷范围内地层大致等厚为典型特征］（图2）。研究区玛湖斜坡区位于克百断裂—乌夏断裂带下盘［图1（a）］，地层发育较齐全，自下而上发育石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系及白垩系，各层系间呈区域性平行不整合或角度不整合接触［14-17］。
2 实验原理简述及样品测试方法
流体包裹体组合FIA（Fluid Inclusion Assemblage）代表了同时捕获的一组流体包裹体，指示“岩相学上能够分得最细的有关联的一组包裹体”或“通过岩相学方法能够分辨出来的、代表最细分的包裹体捕获事件的一组包裹体”，满足Roedders三原则（均一体系、等容体系、封闭体系）［18-19］。FIA是比原生、次生流体包裹体划分精度更细的一种岩相学划分标准［18-19］，本文研究中，每一个有效FIA的识别界定，以岩相学证据为首要标准，首先从岩相学产状方面强调捕获的同时性。同时参考以下3条辅助标准：①内部包裹体个数至少3~4个；②各包裹体内部的气相、液相等相比例基本一致；③各包裹体的均一温度变化范围小于15 ℃。依据上述标准，共识别出3个有效的FIA［图3（a）］。
样品分析测试在东北石油大学非常规油气研究院完成，仪器为Linkam THMS600型冷热台及配套德国蔡司 Zeiss Axio Image Z1 偏光显微镜、法国HORIBA SAS LabRAM HR Evolution 显微激光拉曼光谱仪。测温范围为196~600 ℃，测量精度为±0.1 ℃，实验室温度为27 ℃，湿度为40%。分析测试流程如下：在玛湖凹陷斜坡区分别针对侏罗系八道湾组一段顶部薄层砂岩（以玛625井为代表）、底部厚层砂砾岩（以艾湖501井为代表）采集含油岩心柱塞样品共计12块/6井；将磨制好的包裹体薄片（双面抛光、树脂黏结、无盖玻片）在普通透射光下进行岩相学特征观察，包括包裹体的形态、含量、分布、大小、相态、颜色及相互关系等，依据文献［18-19］确定FIA；在此基础上，利用冷热台开展与烃类包裹体伴生的盐水包裹体均一温度、冷冻温度（盐度）分析，利用显微激光拉曼光谱仪进行包裹体成分分析。流体包裹体均一温度、冷冻温度（盐度）分析测试依据为中华人民共和国石油天然气行业标准《沉积盆地流体包裹体显微测温方法》（SY/T 6010—2011），流体包裹体成分分析测试依据为中华人民共和国石油天然气行业标准《天然气的组成分析——激光拉曼光谱法》（SY/T 7433—2018）。
3 油气充注史分析
侏罗纪（J）末较大幅度构造抬升期（距今约150~146 Ma），对应八道湾组一段（J1 b 1）第Ⅰ期油气充注（距今约149.8~147.6 Ma，石英加大边及其微裂隙中与烃类包裹体伴生的盐水包裹体均一温度为90~95 ℃，盐度为9.68%~14.56%），此时期三叠系百口泉组（T1 b）油藏仅完成了早成藏期油气充注，且以风城组（P1 f）烃源岩排出的中—低熟液态烃为主［图3（b）］，油气充注程度较低，尚不具备向上覆八道湾组一段（J1 b 1）调整供烃的地质条件，八道湾组一段（J1 b 1）油藏以下伏二叠系风城组烃源岩原生油气充注为主（图3）。此时期风城组（P1 f）烃源岩层的剩余压力差（为地层压力与同深度静水压力之差）高达30~35 MPa［图4（a）］，源（P1 f）—储（J1 b 1）剩余压力差高达22~26 MPa［25］，储集层（J1 b 1）剩余古孔隙度可达12%~14%［图3（b）］，油气充注动力强。下伏风城组（P1 f）烃源岩的油气在较强源（P1 f）—储（J1 b 1）剩余压力差作用下，经由断穿二叠系（P）—三叠系（T）—侏罗系（J）底部的海西期—印支期—燕山期断裂输导系统向上运移至八道湾组一段（J1 b 1）成藏（图5）。
图4 八道湾组关键成藏期油气源层剩余压力分布Fig.4 Residual pressure distribution of source reservoir in key accumulation period of J1 b formation |
图6 八道湾组煤层对邻近砂砾岩储层孔隙度、渗透率抑制作用定量评价（据参考文献［11］，修改）（a）对孔隙度抑制作用的垂向辐射规模；（b）对渗透率抑制作用的垂向辐射规模。数据来源据艾湖501井、玛602井等62样点/7井八道湾组一段物性数据。注：限定条件：相同沉积相带（辫状河三角洲前缘水下分流河道）、大致相同岩性（含砾粗砂岩—砂质细砾岩） Fig.6 Quantitative evaluation map of inhibition effect of coal seam in J1 b formation on porosity and permeability of adjacent conglomerate reservoirs （modified according to Ref.［11］） |
侏罗纪（J）末第Ⅰ期油气充注期，J1 b 1储层成岩演化阶段已达中成岩A期［图3（b）］，准同生期—早成岩期的煤系腐殖酸溶塌减孔作用［11］导致J1 b 1内部储层的剩余古孔隙度在垂向上出现较明显差异：下部厚层砂砾岩毗邻煤层，位于煤层对邻近砂/砾岩储层质量抑制效应的垂向辐射厚度（10~30 m，图6）内。以埋藏史曲线所指示的12%~14%近似作为J1 b 1受煤层影响较弱的中上部薄层砂岩的剩余古孔隙度，推测此时期毗邻煤层的下部厚层砂砾岩的剩余古孔隙度约为8.25%~10.25%（以煤层辐射带砂/砾岩孔隙度减少范围2.3%~5.2%的均值为3.75%计算）。此时期厚层砂砾岩渗流性能尚佳，因横向连通性较好，油气侧向封堵能力差，难以圈闭成藏［12］。油气更趋向于沿着断裂向上运移，在源（P1 f）—储（J1 b 1）剩余压力差更大、储集能力相对更优、油气充注有效动力更强的J1 b 1中上部的薄层砂岩内［图1（b），中上部薄层砂岩、下部厚层砂砾岩的现今孔隙度均值分别为13.6%、7.6%；现今渗透率均值分别为3.87×10-3 μm2、0.41×10-3 μm2，进一步间接印证两者在第Ⅰ期油气充注期储集能力的相对优劣］优先富集成藏。
八道湾组一段（J1 b 1）第Ⅱ期、第Ⅲ期油气充注的油气来源值得重点探讨。与烃类包裹体伴生的盐水包裹体均一温度、盐度数据表明，八道湾组一段（J1 b 1）第Ⅱ期油气充注温度（125~132 ℃）、第Ⅲ期油气充注温度（142~150 ℃）已超过八道湾组一段（J1 b 1）的最大埋藏温度［105~110 ℃，图3（b）］。而与研究区三叠系百口泉组主成藏期［早白垩纪（K1）、成藏温度115~135 ℃］［26-27］比较接近。准噶尔盆地为典型的“古热今冷”型盆地［28-31］，早三叠世（T1 b）—早白垩世（J1 b）地温梯度仍较高［3.2~3.8 ℃/100 m，平均为3.4 ℃/100 m，图3（c）］。J1 b 1底部油藏（油藏中深约2 650 m）与T1 b油藏（油藏中深约3 680 m）之间埋深差值约为1 000 m，据平均地温梯度3.4 ℃/100 m计算，J1 b 1底部油藏与T1 b油藏的温度差值约为34 ℃［图3（c）］。对比可知，J1 b 1第Ⅱ期油气充注温度均值为128.5 ℃、第Ⅲ期油气充注温度均值146 ℃较J1 b 1最大埋藏温度均值107.5 ℃分别高出约21 ℃、38.5 ℃。综合考虑第Ⅱ期油气充注期构造抬升对地温梯度增加的延缓效应，及第Ⅲ期油气充注缓慢埋藏对地温梯度增加的促进效应，J1 b 1第Ⅱ期、第Ⅲ期充注的油气主要来源于下伏T1 b油藏中油气的向上调整。
据此，对J1 b 1第Ⅱ期、第Ⅲ期油气充注过程推测如下：白垩纪（K）末构造抬升期（距今时限约为86.1~66.3 Ma）、古近纪+新近纪（E+N）初缓慢埋藏早期（距今时限约为66.3~56.8 Ma），分别对应第Ⅱ期油气充注、第Ⅲ期油气充注［图3（b）］，该时期风城组（P1 f）烃源岩已过生排烃高峰。以下伏三叠系百口泉组（T1 b）油藏油气向八道湾组一段（J1 b 1）调整充注为主。百口泉组（T1 b）油气沿着断穿三叠系（T）—侏罗系（J）底部的印支期通源断裂随本层成岩流体近距离快速运移至八道湾组一段（J1 b 1）聚集成藏。所不同的是，八道湾组一段（J1 b 1）第Ⅱ期油气充注期（白垩纪末，距今约74.8~71.3 Ma），距离百口泉组（T1 b）油藏主成藏期（早白垩纪，距今约110~130 Ma）时间较短，约为39~55 Ma，且一定程度的构造抬升延缓了百口泉组（T1 b）油藏温度的增加效应，导致八道湾组一段（J1 b 1）第Ⅱ期油气充注期与烃类包裹体伴生的盐水包裹体均一温度（125~132 ℃）与百口泉组（T1 b）油藏主成藏期温度（110~130 ℃）大致相同。至八道湾组一段（J1 b 1）第Ⅲ期油气充注期（古近纪+新近纪初，距今约61.7~58.2 Ma），随时间推移及埋深缓慢增加，百口泉组（T1 b）油藏温度有所上升，导致八道湾组一段（J1 b 1）第Ⅲ期油气充注期与烃类包裹体伴生的盐水包裹体均一温度（142~150 ℃）略高于百口泉组（T1 b）油藏主成藏期温度（110~130 ℃）。
从油气充注总动力机制考虑，八道湾组一段（J1 b 1）第Ⅱ期、第Ⅲ期油气充注期，三叠系百口泉组（T1 b）油藏已完成了早成藏期、主成藏期2期油气充注［图3（b）］，T1 b层的剩余压力达到10~14 MPa［图4（b）］，源（T1 b）—储（J1 b 1）剩余压力差约6~9 MPa［20］，三叠系百口泉组（T1 b）油藏具备了向上部八道湾组一段（J1 b 1）调整供烃的地质条件。但由于含煤岩系较强的压实减孔效应，此时期储集层（J1 b 1）剩余古孔隙度已降至10%以下，主体孔隙度仅为6%~8%（［图3（b）］。相对较低的源（T1 b）—储（J1 b 1）剩余压力差及相对较低的储集层（J1 b 1）剩余古孔隙度，导致下伏百口泉组（T1 b）油藏的油气继续向上调整运移及在储集层（J1 b 1）内充注的有效动力减弱，难以支撑油气进行长距离运移及充注，此时期充注的油气主要经由断穿三叠系（T）—侏罗系（J）底部的印支期通源断裂（图5）就近运聚至J1 b 1底部的厚层砂砾岩内成藏。
上述3期油气充注在油气运移路径上，发生了明显的烃类物质组分分异（地质色层效应），并在流体包裹体指示的烃类相态、均一温度、盐度、荧光颜色等方面存在明显差异，详述如下：
八道湾组一段（J1 b 1）油藏第Ⅰ期油气充注以下伏二叠系风城组烃源岩原生油气充注为主，二叠系风城组（P1 f）烃源岩排出的油气自下而上运移至侏罗系八道湾组一段（J1 b 1）储层过程中，油气经历了长距离的运移，油气运移路径上产生较明显的地质色层效应［22，24］，极性化合物被滞留在运移通道中，而运移前方不断富集轻质组分。自下而上，天然气组分中轻烃C1（CH4）含量均值、轻烃/重烃比值 均值分别由下部二叠系风城组（P1 f）的72.64%、5.26向上渐增至侏罗系八道湾组一段（J1 b 1）的92.37%、19.28［图7（a）］。同时，在途经的上二叠统/中二叠统（P3 w/P2 w）不整合面、三叠系/二叠系（T1 b/P3 w）不整合面、侏罗系/三叠系（J1 b/T3 b）不整合面附近，携带细菌和结合氧的地表水经由高部位断裂—不整合面疏导系统进入斜坡区，对毗邻不整合面的下伏地层及上覆地层分别以重力—向心流方式、压实—离心流方式进行氧化降解［28］。氧化降解主要发育在不整合面附近，并导致局部地质色层效应趋势异常（C1含量及 值异常减小），饱和烃气相色谱以低碳数正构烷烃含量明显减少、色谱基值线尾部大幅上扬，Pr/Ph值相对较高，及原油密度、黏度较大为典型特征。远离不整合面方向，氧化降解效应逐渐减弱，地质色层效应趋势逐渐回归正常［图7（a）—图7（c），以J1 b/T3 b不整合面及上覆的J1 b 1油藏原油饱和烃气相色谱差异为例。压实—离心流对不整合面上覆地层的氧化降解机制详见后述］。第Ⅰ期油气充注以液态烃为主，呈黄褐色荧光，指示成熟度较低［图8（a）］；流体介质盐度较高，指示地层封闭性和油气保存条件较佳［图3（a）］。
图7 玛湖斜坡区风城组烃源岩油气运移路径的地质色层效应及典型饱和烃气相色谱特征Fig.7 Geological stratification effect and gas chromatographic characteristics of typical saturated hydrocarbon in source rock of P1 f formation in Mahu slope area |
八道湾组一段（J1 b 1）油藏第Ⅱ期、第Ⅲ期油气充注均以下伏三叠系百口泉组（T1 b）油藏油气向八道湾组一段（J1 b 1）调整充注为主。如前述，由于源（T1 b）—储（J1 b 1）剩余压力差及储集层（J1 b 1）剩余古孔隙度均较低，油气向上调整运移及在储集层（J1 b 1）内充注的有效动力减弱，百口泉组（T1 b）油气就近运聚至J1 b 1底部的厚层砂砾岩内成藏。第Ⅱ期、第Ⅲ期油气充注的差异主要体现在以下2个方面：
4 油气垂向差异性富集及成因
玛湖斜坡区侏罗系八道湾组一段（J1 b 1）底部大气淡水压实—离心流的成因与“燕山期正断裂—J/T不整合面—富泥砂砾岩（泥质含量≥8%）［32］组合”及伴生的润湿水相的毛细管自吸作用［33］密切相关。J1 b 1底部主要发育一套低位体系域富泥砂砾岩［图9（a）］，以中—高GR、高RT、高DEN、箱形测井响应为典型特征。较高的泥质含量将孔喉分隔为若干更细小的纳米级喉道，毛管半径减小，毛管力增大，进一步加剧了润湿水相的毛细管自吸效应（研究区储层岩石亲水，毛管力对润湿水相运移是动力，水相可自发渗入微细喉道，且喉道越细，水相自发渗入的深度越大），富泥砂砾岩内部润湿水相的毛细管自吸效应直接影响着大气淡水压实—离心流在J1 b 1内部的渗滤范围，并对临近储层内的油气性质产生影响： J1 b 1沉积后，多期—幕式大气淡水沿K/J不整合面—燕山期正断裂渗入J/T不整合面［图9（b）］，不整合面下伏T3 b风化壳顶部的致密古土壤层［早期沉积间断期间，重力—向心流大气淡水风化渗滤作用形成，泥钙质致密胶结，以高GR、中等RT、高DEN测井响应为典型特征，图9（a）］抑制了后期大气淡水的向下渗滤。受毛细管自吸作用控制，大气淡水（不排除部分离心流携带的成岩压实水）主要沿着J/T不整合面之上富泥砂砾岩内部的微细孔喉向上渗滤，形成自下而上流动的压实—离心流。大气淡水压实—离心流主要影响J1 b 1中下部地层，其垂向影响深度主要受控于J/T不整合面之上富泥砂砾岩厚度，并对富泥砂砾岩内及富泥砂砾岩附近的含泥砂砾岩（8%>泥质含量>3%）—贫泥砂砾岩（泥质含量≤3%）［32］储层的油气性质产生影响，导致大气淡水压实—离心流影响带内油气性质因氧化降解作用［29-30］（来自地表的大气淡水携带细菌和结合氧）而发生稠化［图9（a），夏003井富泥砂砾岩附近的含泥—贫泥砂砾岩储层内油气发生轻—中度稠化：原油密度为0.879 2 g/cm3，原油黏度为47.62 mPa·s；图10（a），百77井富泥砂砾岩内部油气发生重度稠化：原油密度为0.953 8 g/cm3，原油黏度为3 187 mPa·s］。据研究区数据统计，J1 b 1底部大气淡水压实—离心流氧化降解带的垂向波及深度可达0~60 m。
图9 “燕山期正断裂—J/T不整合面—富泥砂砾岩组合”压实—离心流成因示意（图（a），图（b）剖面位置分别见图1，P—P′，B—B′）Fig.9 Schematic diagram of genesis of compaction-centrifugal flow in Yanshan normal fault-J/T unconformity - mud-rich conglomerate combination（section position of （a），（b） is shown respectively in Fig.1，P-P '，B-B '） |
玛湖斜坡区J/T不整合面之上压实—离心流氧化降解作用，由“燕山期正断裂—J/T不整合面—富泥砂砾岩组合及伴生的润湿水相的毛细管自吸作用”三因素构成的大气淡水输导体系共同主导形成。压实—离心流氧化降解所需的大气淡水水压头系统主要位于盆地边缘部位，由控盆逆冲断裂——K/J、J/T两大不整合面构成［图9（a）］。其中，海西运动—印支运动期（C—P—T）形成，燕山运动期（J—K）、喜马拉雅运动期（E+N及以后）幕式复活，向上切穿侏罗系J，至白垩系K及以上层位；控盆逆冲断裂带在J—K地层中表现为比较明显的同沉积断裂性质（上盘薄下盘厚）］来源于盆地边缘水压头的大气淡水介质，经由上述“盆地边缘控盆逆冲断裂（切穿J、K及以上层位）+斜坡区燕山期正断裂”+“K/J、J/T两大不整合面”构成的输导体系，可以在整个燕山运动期（J—K）—喜马拉雅运动期（E+N及以后）持续不断地输送至斜坡区—湖盆中心部位［图9（a），图9（b）］。此外，准噶尔盆地为典型的“古热今冷”型盆地，上覆白垩系—古近系—新近系地层沉积期及之后，古地温梯度已明显降低［<2.8 ℃/100 m，图3（c）］，热压实减孔效应明显减弱［31］，保证了斜坡区—湖盆中心等埋深较大部位的J/T不整合面之上富泥砂砾岩［32-33］仍具备形成压实—离心流的渗流条件。
为证实上述推论，选取斜坡区靠近湖盆中心部位的艾湖501井、玛625井，分别针对靠近J/T不整合面的底部厚层砂砾岩，及远离J/T不整合面的上部薄层砂岩开展取样分析，对2类样品石英加大边中的气烃包裹体进行激光拉曼光谱特征对比［图10（b）］。结果表明，靠近J/T不整合面的底部厚层砂砾岩内的气烃包裹体气泡周边体壁富含黑色沥青质，激光拉曼谱曲线的基值线具明显的荧光宽缓拉曼峰形态，指示包裹体中含芳香环等极性发荧光组分；同时除了CH4主拉曼位移峰外，出现明显的氧化性气体CO2、N2等次级拉曼位移峰，指示该包裹体内烃类遭受了较强的氧化降解。远离J/T不整合面的上部薄层砂岩内的气烃包裹体气泡边缘较清晰，只发育CH4主拉曼位移峰，指示该包裹体内烃类保存条件较好，未遭受外来流体的氧化降解，轻烃组分含量高。由此可见，该类压实—离心流氧化降解作用垂向上主要发育在J/T不整合面之上的富泥砂砾岩附近，平面上由断裂带向下倾方向波及至整个斜坡区—湖盆中心部位。
由上述分析可知，J/T不整合面之上大气淡水压实—离心流氧化降解作用，导致靠近J/T不整合面的八道湾组一段（J1 b 1）底部厚层砂砾岩内油气发生不同程度的稠化。平面上，高部位断裂带以重度稠化为主，低部位斜坡区以轻—中度稠化为主；垂向上，紧邻J/T不整合面之上的富泥砂砾岩内部油气以重度稠化为主，富泥砂砾岩之上的含泥—贫泥砂砾岩内油气以轻—中度稠化为主。油田现场勘探实践证实，该类厚层砂砾岩的成藏对圈闭封堵条件，尤其是上倾方向油气封堵条件的要求比较苛刻［24］，试油试采结果主要表现为油水同层，含油饱和度较低［图10（a），以艾湖5井为代表，含油饱和度为51.6%］。而J1 b 1上部的薄层砂岩基本不受大气淡水压实—离心流氧化降解作用影响，在较高源（P1 f）—储（J1 b 1）剩余压力差，较高储集层（J1 b 1）剩余古孔隙度背景下，源于二叠系风城组（P1 f）烃源岩的油气在八道湾组一段（J1 b 1）上部薄层砂岩内充注的有效动力强，八道湾组一段（J1 b 1）第Ⅰ期油气充注期成藏流体盐度较高［图3（a）］，指示油气运移聚集过程中能保持较好的还原环境，油气中的烃类组分在还原性运移环境中极易产生地质色层效应［图7（a）］［22，24］，该效应进一步促进轻质烃类组分在J1 b 1上部薄层砂岩内的富集，且上覆J1 b 2段大套稳定泥岩盖层，储—盖条件优越［图10（a）］。试油试采结果主要表现为高产工业油层，含油饱和度高［图10（a），艾湖12井为代表，含油饱和度为68.3%］，油质轻，开发效果好。
5 轻质油气富集区综合优选
综合考虑八道湾组一段（J1 b 1）油藏3期油气充注程度的差异、近J1 b/T3 b不整合面氧化降解对油气的稠化作用，建立玛湖斜坡区八道湾组一段（J1 b 1）有效储层的限定标准：
（1）距离底部J/T不整合面氧化降解作用带较远（与J/T不整合面距离≥60 m）的砂体。
（2）高刚性颗粒含量（石英、石英质岩、花岗岩岩屑颗粒总含量>30%）砂体：抗压实保孔能力强。
依据上述限定因素，明确轻质油气富集区综合预测原则：
垂向上层位优选八道湾组一段（J1 b 1）上部薄层砂岩为主（油气充注有效动力强，油质轻、含油饱和度高）。
平面范围界定，综合考虑以下4项限定条件：
（1）中酸性火山岩母岩提供物源的扇体。该类扇体形成的储层刚性颗粒含量较高，抗压保孔性能佳。
（2）辫状河三角洲外前缘亚相水下分流河道、河口坝等沉积微相砂体。该沉积相带储层沉积分异程度及成分成熟度较高，且水动力强，储层渗流性能整体较优。
（3）通源断裂—调节断裂发育区。有利于“下源上储”油藏油气垂向运移及横向调整。
（4）八道湾组一段（J1 b 1）顶界构造图鼻凸发育区。有利于“下源上储”油藏油气沿高流体势运移路径聚集成藏。
上述4条限定条件叠合，综合优选轻质油气富集区4块共786 km2，其中A区块298 km2，B区块186 km2，C区块154 km2，D区块148 km2（图11）。区内西斜坡区艾湖12井（油层厚度4 m，产油28.31 t/d，日产气7 540 m3/d，原油密度为0.806 7 g/cm3，原油黏度为2.62 mPa·s）、玛湖015井（油层厚度为3 m，产油为330.48 t/d，日产气为36 180 m3/d，原油密度为0.805 4 g/cm3，原油黏度为2.86 mPa·s），以及东斜坡区盐探1井（油层厚度8 m，产油17.48 t/d，原油密度为0.813 2 g/cm3，原油黏度为2.93 mPa·s）等井均已在八道湾组一段（J1 b 1）上部薄层砂岩段获高产轻质工业油流，勘探前景良好。
6 结论
（1）准噶尔盆地玛湖斜坡区侏罗系八道湾组一段（J1 b 1）经历了3期油气充注。侏罗纪（J）末期构造抬升期对应第Ⅰ期油气充注，以下伏二叠系风城组（P1 f）烃源岩原生油气充注为主，油气充注的有效动力强，主要充注于J1 b 1中上部薄层砂岩内。白垩纪（K）末构造抬升期、古近纪+新近纪（E+N）初缓慢埋藏期分别对应第Ⅱ期、第Ⅲ期油气充注。以下伏三叠系百口泉组（T1 b）油藏油气向J1 b 1调整充注为主。油气充注的有效动力减弱，主要就近运聚至J1 b 1底部厚层砂砾岩内。
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（2）J/T不整合面之上大气淡水压实—离心流氧化降解作用导致靠近J/T不整合面的八道湾组一段（J1 b 1）底部厚层砂砾岩内油气性质稠化。八道湾组一段（J1 b 1）上部薄层砂岩领域受高油气充注有效动力、油气运移路径上烃类组分产生的地质色层效应影响，轻烃组分含量及含油饱和度总体较高。
（3）八道湾组一段（J1 b 1）轻质油气富集区优选原则：①垂向上层位优选上部薄层砂岩（油气充注有效动力强，油质轻、含油饱和度高）。②平面范围界定，综合考虑中酸性火山岩母岩、辫状河三角洲外前缘相带、通源断裂—调节断裂发育区、鼻凸构造发育区四大因素。上述诸因素叠合，优选油气富集区4块共786 km2。
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