王林生，趙曉東，李亮，周伯玉，徐倩茹，趙文蘋，紀雪冰

（1.中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000；2.中國石油大學（北京）克拉瑪依校區(qū)石油學院，新疆 克拉瑪依 834000；3.中國石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000）

0 引言

準噶爾盆地西北緣的瑪湖凹陷是中國陸上油氣勘探熱點之一［1-2］。 2015 年以來，在瑪湖凹陷中深層烏爾禾組—百口泉組發(fā)現(xiàn)了三級儲量高達12.4×108t 的礫巖大油區(qū)［3-4］，遠超儲量為2.68×108m3的巴西卡莫普利斯礫巖油田和2.07×108m3的美國赫姆洛克礫巖油田，已建成全球最大的礫巖大油區(qū)［5］。 為了進一步擴大勘探成果， 近年來將研究目標上升至中淺層侏羅系八道灣組，該層段較中深層烏爾禾組—百口泉組相比，具有埋藏淺、物性好、勘探難度小等特征，同時具有效益勘探的地質條件［6-7］。 但過路井顯示中淺層侏羅系八道灣組油氣顯示弱， 巖心油氣顯示級別以熒光和無顯示為主，氣測全烴質量分數(shù)低，部分井甚至氣測組分不全。2018 年，優(yōu)選艾湖5 井中淺層八道灣組2 836～2 848 m井段碎屑巖儲層開展老井恢復試油， 壓裂后獲日產油11.18 t 的高產工業(yè)油流，但含水率高，日產水10.7 m3，發(fā)現(xiàn)了中淺層八道灣組低含油飽和度油藏。

低含油飽和度油藏存在明顯可動水， 其初始狀態(tài)共存水飽和度遠大于儲層束縛水飽和度［8-10］。低含油飽和度油藏在國內外的含油氣盆地中廣泛存在， 例如我國的鄂爾多斯盆地郝家坪西區(qū)和平涼北地區(qū)、 松遼盆地的古龍凹陷、渤海灣盆地的歧口凹陷、吐哈盆地的臺北凹陷以及美國的Arbuckle 地區(qū)等均發(fā)現(xiàn)了低含油飽和度油藏［11-17］，展現(xiàn)出良好的開發(fā)前景。

本文重點研究了低含油飽和度油藏的儲層特征，明確儲層對低含油飽和度油氣成藏的影響。 該研究對瑪湖凹陷立體勘探和拓展油氣勘探空間、 持續(xù)穩(wěn)產具有重要現(xiàn)實意義。

1 區(qū)域地質概況

準噶爾盆地共劃分出6 個次一級構造單元［18-19］，其中瑪湖凹陷位于準噶爾盆地中央坳陷的西北部，其西部—西北部緊鄰克百斷裂帶和烏夏斷裂帶， 南部為中拐凸起，東部—東南部為夏鹽凸起和達巴松凸起，面積近0.5×104km2。 瑪湖凹陷是一個地層發(fā)育較齊全的疊合埋藏型凹陷［4，20］（見圖1a），是準噶爾盆地重要的生烴區(qū)之一［21-22］。 研究區(qū)瑪西斜坡位于瑪湖凹陷的西部，自下而上依次發(fā)育石炭系、二疊系、三疊系、侏羅系、白堊系以及新生界地層，其中二疊系與三疊系、三疊系與侏羅系、侏羅系與白堊系為區(qū)域性不整合［23］（見圖1b）。 研究的目的層為中淺層侏羅系八道灣組，根據(jù)巖性和電性特征，將侏羅系八道灣組分為三段，自下而上依次為八道灣組一段（J1b1）、八道灣組二段（J1b2）、八道灣組三段（J1b3）。

圖1 準噶爾盆地瑪西斜坡構造位置及地層綜合柱狀圖Fig.1 Structural location and comprehensive stratigraphic column in Maxi slope of Junggar Basin

低含油飽和度油藏主要分布在八道灣組一段（簡稱八一段，下同），該段巖性主要為灰色砂礫巖、含礫砂巖、中—細砂巖，夾薄層煤層，沉積物粒度較粗，結構成熟度較差，電性特征表現(xiàn)為塊狀和指狀中高阻，為辮狀河三角洲的辮狀分流河道沉積［24］。 瑪西斜坡為東南傾的單斜，具有北西高、南東低的特點，北西方向坡度相對較陡，向南東方向坡度逐漸變緩。研究區(qū)內發(fā)育海西期以來形成的多條逆斷層和走滑斷層［25-26］，有效溝通風城組烴源巖和八道灣組儲層。

2 油水性質及含油特征

2.1 油水性質

瑪西斜坡中淺層八道灣組低含油飽和度油藏表現(xiàn)為低密度、低黏度、低蠟質量分數(shù)、低凝固點的輕質原油特征（見表1），地層水的水型為NaHCO3。

表1 瑪西斜坡侏羅系八一段低含油飽和度油藏油水性質統(tǒng)計Table 1 Oil and water properties statistics of low oil saturation reservoir of Jurassic Bayi section in Maxi slope

2.2 含油特征

瑪西斜坡中淺層八道灣組含油顯示級別較低，以熒光為主。 巖心斷面直照熒光5%～30%，淡黃色，弱發(fā)光，噴照熒光10%～40%，系列對比7～9 級，滴水速滲。氣測顯示弱，部分井甚至氣測組分不全。以生產效果較好的艾湖501 井為例，其氣測全烴質量分數(shù)由0.270%升至0.651%，數(shù)值較低，這與常規(guī)油層有較大的差別。由于研究區(qū)無密閉取心分析資料， 原始含油飽和度無法精確計算，但通過試油試采井生產數(shù)據(jù)，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)所有試油層均表現(xiàn)為油水同出的特征。 試油階段平均含水率為56.8%，試采階段平均含水率為82.2%，原始油藏呈現(xiàn)低含油、高含水的特征。

3 低含油飽和度油藏儲層特征

3.1 巖石學特征

利用研究區(qū)艾湖501、百65、瑪606、瑪625 等4口取心井的巖心、巖石薄片、鑄體薄片、掃描電鏡等分析化驗資料，開展了儲層特征研究。瑪西斜坡八一段碎屑巖儲層以礫巖、砂礫巖、含砂礫巖和中砂巖等粗巖性為主，粗巖性占比84.2%，其次為細砂巖、不等粒砂巖等。 巖心中普遍含礫，一般礫徑在5～15 mm，最大礫徑為50 mm（見圖2a），砂體厚度為50～160 m，砂地比高達90%。 儲層巖石類型為長石質巖屑砂巖，總體巖屑質量分數(shù)高，平均為58.4%，以中酸性巖屑為主，同時伴有少量沉積巖及變質巖巖屑（見圖2b—2e）。 儲層的分選性差（見圖2b），磨圓度呈次圓—次棱角狀（見圖2c），點-線接觸關系（見圖2d），泥質膠結（見圖2e）。儲層的結構成熟度、成分成熟度均較低，主要是因為研究區(qū)距離物源區(qū)較近，搬運距離短。

3.2 孔隙結構特征

瑪西斜坡八道灣組一段主要發(fā)育原生孔隙、 次生孔隙和微裂隙等3 種類型。原生孔隙主要為剩余粒間孔和原生粒間孔， 其中剩余粒間孔占總孔隙體積的15.7%， 而原生粒間孔僅占3%，原生孔隙一般以規(guī)則的三角形和多邊形出現(xiàn)，孔隙邊緣清晰（見圖2f，2g）；次生孔隙主要發(fā)育粒間溶孔、粒內溶孔和晶間孔，分別占總孔隙體積的12.1%，42.4%，14.6%，次生孔隙邊緣模糊，常呈不規(guī)則狀（見圖2h）。 儲層中粒內溶孔體積分數(shù)高主要是因為含有體積分數(shù)高的長石和易溶巖屑顆粒。另外，儲層中含有較高體積分數(shù)的晶間孔，主要為高嶺石晶間孔、泥質雜基中微孔（見圖2i）。 研究區(qū)微裂縫主要包括受到構造作用發(fā)生破裂而形成的構造縫（見圖2j）、成巖過程中石英等剛性顆粒受到壓實作用發(fā)生破裂的壓裂縫以及長石顆粒的溶解縫（見圖2k）等。 研究區(qū)裂縫較為發(fā)育，微裂縫占總孔隙體積的12.1%，極大地改善了儲層物性。在掃描電鏡觀察下，巖石中黏土礦物主要見書頁狀高嶺石、蠕蟲狀高嶺石，其次為彎曲片狀伊利石。 自生礦物主要見粒間充填的石英、 碳酸鹽類礦物和沸石類礦物，長石具溶蝕現(xiàn)象（見圖2l，2m），易形成次生孔隙，樣品孔隙總體發(fā)育差，連通性差。

3.3 儲層物性特征

通過對研究區(qū)188 個碎屑巖樣品的物性測試統(tǒng)計出，儲層孔隙度分布在3.1%～16.3%，平均值為9.02%，孔隙度集中分布在6%～10%（見圖3a）。 滲透率分布在0.014×10-3～33.800×10-3μm2， 平均值為3.11×10-3μm2，滲透率集中分布在0.320×10-3～5.000×10-3μm2（見圖3b）。八一段儲層屬于低孔低滲儲層。研究區(qū)孔隙度、滲透率相關性差，決定系數(shù)為0.57（見圖3c），表明八一段儲層孔隙結構較差，儲層的非均質性較強。 選取孔隙度、滲透率、滲透率變異系數(shù)、突進系數(shù)、泥質含量等5 項參數(shù)， 利用數(shù)據(jù)包絡分析法求取了砂礫巖儲層的非均質性指數(shù)，綜合評價儲層非均質性。該方法計算的非均質指數(shù)越大，非均質性越弱［27］。研究區(qū)儲層非均質性綜合指數(shù)計算結果主要介于0.621～0.782，屬于較強—中等非均質性。 通過建立儲層非均質性與試油結果的關系， 發(fā)現(xiàn)試油出油層段儲層非均質性綜合指數(shù)在0.621～0.673，為較強非均質性儲層；試油未或少出油層段儲層非均質性綜合指數(shù)在0.674～0.782，為中等非均質性儲層（見圖3c）。 評價結果顯示，較強非均質性儲層段試油效果好于中等非均質性儲層段， 表明低含油飽和度油藏主要富集在較強非均質性儲層中。

圖3 瑪西斜坡中淺層侏羅系八一段儲層物性特征及非均質性評價Fig.3 Reservoir physical property characteristics and evaluation of heterogeneity of middle-shallow Jurassic Bayi section in Maxi slope

4 低含油飽和度油氣成藏模式

4.1 成藏期次

準噶爾盆地主要經歷了早期擠壓坳陷期和晚期南部天山隆升導致的盆地北部構造掀斜期， 形成現(xiàn)今南低北高的構造格局［28-29］。 八道灣組油氣來自二疊系風城組［30-32］，而根據(jù)風城組烴源巖的生排烴史分析，風城組源巖主力排烴期為白堊紀， 至新近紀排烴能力已經基本喪失［3］。 那么八道灣組只經歷了白堊紀一次成藏期嗎？ 為此，采集了瑪西斜坡侏羅系八一段20 余個樣品并制作了包裹體薄片， 對包裹體的巖相學特征及顯微測溫特征進行了分析，探討其成藏期次。透射光和熒光薄片顯微觀察表明， 研究區(qū)儲層流體包裹體并不是很發(fā)育， 僅在有限的薄片中觀測到少量依附在石英顆粒上的包裹體 （見圖4a）。 包裹體直徑一般為3～12 μm，形狀有條形、近圓形和不規(guī)則形等，以石英顆粒表面的散布狀、線狀及石英顆粒內裂紋包裹體為主（見圖4b，4c），穿石英顆粒不發(fā)育包裹體（見圖4e）。

圖4 瑪西斜坡侏羅系八一段烴類包裹體鏡下特征Fig.4 Microscopic characteristics of hydrocarbon inclusions of Jurassic Bayi section in Maxi slope

包裹體以油相為主， 在熒光下主要呈黃綠色和藍綠色（見圖4d，4f）。通過對包裹體的巖相學特征分析發(fā)現(xiàn)， 目的層普遍發(fā)育石英顆粒表面和石英顆粒內裂紋分布的2 期油相包裹體。

均一溫度代表了流體包裹體形成時所經歷的溫度，通過測定包裹體的均一溫度，結合區(qū)域埋藏史-熱史分析，可以確定油氣充注時間［33］。本次研究對所觀測到的包裹體進行了均一溫度測試。結果表明，包裹體的均一溫度分布在74～149 ℃，分布頻率呈現(xiàn)雙峰2 期特征： 第1 期包裹體均一溫度分布在74～94 ℃， 峰值在84～89 ℃； 第2 期包裹體均一溫度分布在99～124 ℃，峰值在104～114 ℃（見圖5）。

圖5 瑪西斜坡侏羅系八一段包裹體均一溫度分布Fig.5 Homogenization temperature distribution of inclusions of Jurassic Bayi section in Maxi slope

流體包裹體的鹽度反映了成藏流體的物理化學性質和流體來源。 根據(jù)鹽水包裹體測定的冰點溫度可以計算出鹽度。計算結果表明，八道灣組儲層伴生鹽水包裹體鹽度變化范圍較大，主要分布在3%～14%，存在高鹽度和低鹽度共存的現(xiàn)象，說明了流體充注的復雜性。其中：第1 期伴生鹽水包裹體鹽度較低，分布在1%～12%；第2 期伴生鹽水包裹體鹽度分布在6%～18%。 包裹體巖相學特征和均一溫度、鹽度結果表明，侏羅系八道灣組存在2 個主要的油氣成藏期， 結合前人對研究區(qū)的埋藏史-熱史分析，明確八道灣組儲層主要經歷了早期充注與晚期調整的油氣成藏過程。

4.2 成藏控制

早期成藏期發(fā)育百口泉組—八道灣組的繼承性古鼻狀構造帶， 是早期油氣充注的有利區(qū)域。 早期成藏期，風城組烴源巖生成的油氣沿走滑斷裂向上輸導，沿古鼻狀構造帶聚集形成大范圍分布的油藏， 此時百口泉組和八道灣組首次發(fā)生充注，儲層物性好，油氣沿油源斷裂運移至古鼻狀構造帶形成古構造油氣藏。 在晚期構造掀斜調整充注期， 由于準噶爾盆地發(fā)生了喜山期的構造掀斜運動，北部地層翹傾形成區(qū)域單斜構造，風城組烴源巖生排烴能力降至較低水平，百口泉組、八道灣組部分古油藏在構造掀斜背景下沿斷裂向上發(fā)生油氣逸散， 百口泉組油氣順斷裂輸導至八一段厚層砂礫巖中。 八一段砂礫巖儲層厚度大，砂地比高，連通性較好， 大部分古油藏由于構造掀斜發(fā)生調整而運移至高部位的山前斷裂帶。 但在非均質性較強的砂礫巖儲層中，油氣運聚受到非均質性的控制，調整充注的油氣在非均質性較強的儲層中與斷層匹配形成低含油飽和度油氣藏， 而在非均質性較弱的儲層中繼續(xù)向高部位發(fā)生油氣逸散。

瑪西斜坡中淺層八道灣組砂礫巖儲層非均質性較強， 厚層非均質性砂礫巖是控制低含油飽和度油氣成藏的關鍵因素。 結合瑪西斜坡試油成果與微觀儲集特征，可以進一步明確儲層如何對油藏進行控制。以艾湖501 井為例，該井在2 022～2 839 m 試油段取得了較好的試油效果，儲層巖性為砂礫巖，日產油15.96 t，含水率為45%。

從鏡下微觀儲集空間特征來看（見圖2b，2c），儲集空間整體不是很發(fā)育，以溶蝕孔、微裂縫為主，孔隙連通性一般，鏡下孔隙分布不均，分選性差，表現(xiàn)出較強的非均質性。相反，高部位的艾湖11 井，其原生粒間孔與溶蝕孔發(fā)育，孔隙連通性好，鏡下孔隙均勻，表現(xiàn)出較弱的非均質性，試油結論為水層。

結合油藏儲層特征及油氣成藏過程， 構建了瑪西斜坡中淺層侏羅系八道灣組“晚期構造掀斜調整充注+強儲層非均質性控藏”的低含油飽和度油氣成藏模式（見圖6）：1）沉積期，強水動力背景，多期河道頻繁沖刷疊置，泥質隔夾層分布不規(guī)律，連續(xù)性差，儲層物性好，油氣未發(fā)生充注；2）早期充注期，八道灣組埋深淺，物性好，儲層整體較均質，構造高部位聚集成藏；3）儲層致密化時期，隨埋深增大，壓實作用和膠結作用導致部分油氣逸散，地層發(fā)生致密化，油藏被破壞，油水界面開始出現(xiàn)了差異；4）晚期調整充注，構造掀斜，百口泉組油藏調整充注， 在低孔低滲條件下油氣運聚受到強非均質性控制，廣泛分布、不連片，形成低含油飽和度油藏。 低含油飽和度油藏的發(fā)現(xiàn)拓展了瑪湖凹陷的油氣勘探空間， 對準噶爾盆地同類油藏的油氣勘探具有重要意義和啟示， 同時增加了在厚層砂礫巖低滲儲層中尋找低含油飽和度油藏的勘探實例。

圖6 瑪西斜坡帶八一段低含油飽和度油氣成藏模式Fig.6 Hydrocarbon accumulation model of low oil saturation reservoir of Bayi section in Maxi slope

5 結論

1）瑪西斜坡八道灣組低含油飽和度油藏的原油為品質好的輕質原油，原始油藏呈現(xiàn)出低含油、高含水特征，油藏含油級別低，直照熒光弱發(fā)光，氣測顯示弱，氣測全烴質量分數(shù)低。

2）瑪西斜坡八道灣組儲層發(fā)育厚，砂地比高達90%，孔隙主要以次生溶蝕為主，并且晶間孔占比高，樣品孔隙總體發(fā)育差，連通性差，屬于低孔低滲儲層，儲層非均質性較強， 低含油飽和度油藏主要富集在較強非均質儲層中。

3）構建了瑪西斜坡中淺層八道灣組砂礫巖儲層低含油飽和度油藏“晚期構造掀斜調整充注+強儲層非均質性控藏”的油氣成藏模式：早期走滑斷裂輸導，八道灣組、百口泉組古油藏形成；晚期構造掀斜，古油藏遭受破壞， 大部分古油藏由于構造掀斜發(fā)生調整而運移至高部位的山前斷裂帶， 部分油氣在非均質性較強的儲層中形成低含油飽和度油氣藏。