準噶爾盆地瑪湖凹陷礫巖大油區超壓成因及其油氣成藏效應

李軍，唐勇，吳濤，趙靖舟，吳和源，吳偉濤，白玉彬

（1.西安石油大學地球科學與工程學院，西安710065；2.陜西省油氣成藏地質學重點實驗室，西安710065；3.中國石油新疆油田公司勘探開發研究院，新疆克拉瑪依834000）

0 引言

準噶爾盆地西北緣瑪湖凹陷是中國陸上油氣勘探熱點之一，已建成全球最大的礫巖大油區，主要產層為下三疊統百口泉組和二疊系上、下烏爾禾組?？碧綄嵺`表明，瑪湖凹陷礫巖大油區具有儲集層物性較差、油藏大面積穩定分布、超壓廣泛發育[1-10]等特征，總體為低滲透—致密礫巖大油區。與常見的源儲鄰近一體型致密油氣不同，瑪湖凹陷礫巖大油區在垂向上源儲分離，含油氣層系百口泉組和烏爾禾組與主力烴源巖下二疊統風城組相距1 000～4 000 m。對于低滲透—致密油氣成藏，如此長距離的油氣垂向跨層運移比較罕見，其動力學機制成為成藏過程及富集規律研究亟待解決的問題之一。

隨著勘探和研究程度的加深，發現源上礫巖大油區的油氣分布與超壓關系密切[2-4,6-7]，暗示超壓可能是油氣長距離跨層運移的動力學機制，但目前關于超壓的成因及其成藏效應還不清楚，具體表現為：①超壓成因判識主要采用傳統方法，測井曲線組合分析法[11-15]、鮑爾斯法（加載-卸載曲線法）[16]、聲波速度-密度交會圖法[17-20]、孔隙度對比法[14,21]、壓力計算反推法[22]等國際上近年廣泛應用并使得超壓成因認識取得重要進展[14,20,22-30]的實證判識方法未見應用；②不同壓實模式背景下超壓成因實證判識方法存在差異，線性兩段式壓實模式及其背景下的超壓成因判識未見分析；③就超壓形成機制而言，僅個別學者應用聲波時差曲線、盆地模擬法等進行了分析，限于資料等原因認為超壓主要由不均衡壓實作用引起，生烴增壓作用貢獻小，斷裂活動對凹陷邊緣斷裂帶附近超壓的形成具有重要貢獻[2]；④目前認為超壓是油氣富集與高產的主控因素之一[2-4,6-7]，但超壓形成演化及其在油氣成藏過程中的作用機制和耦合關系未見深入分析。

不同成因的超壓其形成演化過程與油氣藏形成及調整改造過程的耦合關系不同，對于油氣藏形成與分布的作用不同，油氣藏成藏模式及富集規律亦存在差異[11,25,28,30-33]。本文通過深入研究瑪湖凹陷超壓成因及其油氣成藏效應，不僅為下步勘探部署提供地質依據，也為同類地質背景地區超壓和油氣成藏研究提供參考。

1 地質背景

準噶爾盆地瑪湖凹陷礫巖大油區位于盆地西北緣斷裂帶東南側，整體呈北東—南西向展布，面積約6 800 km2，是準噶爾盆地最富油氣的凹陷之一[1,4-7]（見圖1）?，敽枷莸[巖大油區主力儲集層為下三疊統百口泉組（T1b）砂礫巖，以及中二疊統下烏爾禾組（P2w）和上二疊統上烏爾禾組（P3w）砂礫巖，物性差，非均質性強，為典型的低滲透—致密儲集層。蓋層為中三疊統克拉瑪依組（T2k）和上三疊統白堿灘組（T3b）厚層泥質巖。

瑪湖凹陷發育4套可能的烴源巖，分別位于石炭系、下二疊統佳木河組和風城組、中二疊統下烏爾禾組，但油源對比研究表明，源上礫巖大油區油氣主要來源于風城組烴源巖[3-4,6-7]。風城組烴源巖是迄今為止發現的全球最古老的堿湖烴源巖，厚約50 m，富含細菌、藻類母質，有機質豐度高、以Ⅱ1型為主、生烴能力強且持續時間長[7,34]。海西期以來形成的逆斷層、走滑斷層有效溝通烴源巖和儲集層，尤其是凹陷內廣泛發育的走滑斷層是油氣垂向運移的重要通道[1,3-7]。

2 壓力分布特征與超壓成因

2.1 壓力分布特征

目前鉆探結果表明，瑪湖凹陷礫巖大油區超壓分布十分廣泛且規律顯著?？v向上，超壓多發育于3 000 m以深的地層，主要包括百口泉組以及上、下烏爾禾組，壓力系數以1.20～1.60為主，最高可達1.93（見圖2），白堿灘組是由正常壓力向超壓過渡的壓力轉換帶。平面上，上、下烏爾禾組目前勘探成果主要集中在瑪湖凹陷西南部，受勘探范圍的影響，目前超壓的分布亦主要以西南部為主；百口泉組在靠近準噶爾盆地西北緣斷裂帶一側的瑪湖凹陷邊緣地區主要為常壓，向瑪湖凹陷西斜坡及中心地區逐漸轉變為超壓，東部達巴松凸起、夏鹽凸起局部壓力系數超過1.8，總體上以超壓為主（見圖1）。

2.2 瑪湖凹陷泥頁巖正常壓實模式

超壓點是否落在正常壓實趨勢是應用各種方法判識超壓成因的重要依據[11-16]。因此，就某一地區的超壓成因判識而言，必須首先厘清研究區的正常壓實趨勢及壓實模式，再據此選擇相應壓實模式下的超壓成因判識方法。通過對瑪湖凹陷100余口探井測井曲線特征分析和20余口重點探井泥頁巖壓實剖面圖的編制，總結出指數式和線性兩段式兩種正常壓實模式。

2.2.1 夏鹽凸起和達巴松凸起指數壓實模式

泥頁巖指數壓實模式是最常見的正常壓實模式，即正常壓實情況下，隨著埋深的增加，泥頁巖孔隙度呈指數降低。夏鹽凸起和達巴松凸起泥頁巖壓實特征符合典型的指數壓實模式。泥頁巖壓實剖面顯示，從地表至埋深約3 500 m的八道灣組中部，隨著埋深的增加泥頁巖孔隙度、聲波時差呈指數降低，密度呈指數增加，電阻率亦增加；白堿灘組、克拉瑪依組、百口泉組及上、下烏爾禾組等隨著埋深的增加，聲波時差、電阻率和密度測井曲線表現為不同程度偏離正常壓實曲線趨勢而出現反轉的現象，并伴隨著超壓的發育（見圖3）。

圖1 研究區基本概況

2.2.2 西斜坡及中心區線性兩段式壓實模式

與東部地區不同，瑪湖凹陷西斜坡及凹陷中心區泥頁巖壓實呈現兩段式特征。第1段主要分布在埋深為2 000～2 500 m的八道灣組中下部以上地層，隨著埋深的增加，泥頁巖孔隙度、聲波時差呈線性降低，密度呈線性增加，電阻率正常增加；第2段主要分布在埋深為2 000～2 500 m的八道灣組中下部至下烏爾禾組，隨著埋深的增加，泥頁巖孔隙度、聲波時差、密度基本不變或保持恒定。超壓多發育于3 000 m以深的克拉瑪依組、百口泉組以及上、下烏爾禾組（見圖4），超壓頂界面通常低于泥頁巖第2壓實階段頂界面500～1 000 m。

線性兩段式壓實模式也是沉積盆地泥頁巖正常壓實的一種重要模式[35-37]，即泥頁巖的壓實分為深部和淺部兩個埋藏階段：淺部埋藏階段，隨著埋深的增加，泥頁巖孔隙度以及聲波速度、密度呈線性遞減；深部埋藏階段，泥頁巖孔隙度以及聲波速度、密度保持不變。20世紀30年代就已經發現這種壓實模式，20世紀90年代Hunt等[36-37]詳細討論了美國灣岸地區泥頁巖的線性兩段式壓實模式，并認為其發育主要與頁巖石英含量高有關。數百個頁巖樣品的X衍射和元素分析表明，粒徑小于4 μm的黏土級礦物中石英含量占74%、黏土礦物含量占26%，其中含有內表面積小的細粒石英和碳酸鹽礦物的頁巖在孔隙度3%左右時停止壓實作用，而含有內表面積大的如蒙脫石和伊利石的頁巖在孔隙度10%左右停止壓實。部分學者認為中國瓊東南盆地泥頁巖孔隙度以及聲波速度、密度恒定段的出現與黏土礦物轉化及組合有關[38]。

圖2 瑪湖凹陷礫巖大油區壓力系統特征

按照傳統的指數壓實模式，線性兩段式壓實模式的第2階段（孔隙度恒定段）很容易被誤認為不均衡壓實作用發生的表現，繼而認為不均衡壓實超壓的存在。事實上，線性兩段式壓實模式第2階段同樣屬于正常壓實階段，是機械壓實作用停止的體現，代表了化學壓實占主導的階段，與超壓形成無關[11,37]，不能簡單將其作為不均衡壓實超壓發育的依據。

瑪湖凹陷西斜坡及中心區泥頁巖壓實特征符合線性兩段式壓實模式，地表至埋深2 000～2 500 m為第1階段孔隙度線性遞減階段，埋深2 000～2 500 m以深為第2階段孔隙度恒定階段（見圖4）。該區與夏鹽凸起和達巴松凸起區壓實模式的差異可能與兩個地區的沉積物源差異有關?，敽枷菸餍逼录爸行膮^沉積物主要來自西部物源，而夏鹽凸起和達巴松凸起則來自東部物源，以百口泉組為例，東部夏鹽凸起和達巴松凸起相對西部斜坡及凹陷中心區粒度更細，分選更好，泥質含量更高[39-40]。

鑒于瑪湖凹陷西斜坡及中心區與夏鹽凸起、達巴松凸起存在不同的正常壓實模式，超壓成因實證判識方法存在差異，因此本文應用多種方法分別討論兩個地區超壓成因，西斜坡及凹陷中心區以MH2井和M18井為例，夏鹽凸起、達巴松凸起以D9井和YB2井為例。

2.3 夏鹽凸起和達巴松凸起超壓成因

2.3.1 測井曲線組合分析

測井曲線組合分析是沉積盆地超壓成因判識的基本且較為可靠的方法，至少需應用聲波時差、電阻率、密度3條測井曲線的組合特征[11-15]：①若超壓段聲波時差、電阻率、密度測井發生同步大幅度反轉，則超壓屬不均衡壓實成因；②反之三者反轉不同步或者密度不變/略有減小，則代表生烴增壓等流體膨脹成因或者壓力傳導成因；③三者均不發生反轉則超壓可能為構造擠壓成因。

夏鹽凸起和達巴松凸起超壓段測井曲線表現出明顯的反轉不同步的特征，密度曲線反轉深度滯后于聲波時差和電阻率曲線。如D9井聲波時差和電阻率曲線的反轉深度在3 800 m，密度曲線的反轉深度則在4 100 m；YB2井聲波時差和電阻率曲線的反轉深度在3 300 m，密度曲線反轉深度則在3 800 m（見圖3）。

據此可判斷瑪湖凹陷礫巖大油區百口泉組及上、下烏爾禾組為主的儲集層中的超壓應屬流體膨脹或者壓力傳導成因。

2.3.2 鮑爾斯法和聲波速度-密度交會圖分析

鮑爾斯認為超壓段聲波速度和垂向有效應力的變化規律圖版（即加載-卸載曲線圖版）可以用來判識超壓的成因[16]。該圖版被廣泛應用于超壓成因研究，并且取得了良好的應用效果，獲得了普遍認同[16,41-50]。為了有效判識超壓的成因，在應用鮑爾斯法時，需結合聲波速度-密度交會圖版和有效應力-密度關系圖版[17-20,24,43,47]。目前國內只有少數學者使用該方法對松遼盆地青山口組超壓[11]和鄂爾多斯盆地上古生界古超壓[40]成因進行研究并取得了較好的效果。

本文應用Tingay等[48]上覆地層壓力計算方法和Terzaghi方程對瑪湖凹陷重點探井的垂向有效應力進行計算，并編制了聲波速度-有效應力、聲波速度-密度交會圖版和有效應力-密度關系圖版。在垂向有效應力-聲波速度（鮑爾斯法）和垂向有效應力-密度交會圖中，夏鹽凸起和達巴松凸起區超壓點均落在了卸載曲線上（見圖5），表明超壓為流體膨脹/壓力傳導成因。

圖3 達巴松凸起D9井（a）和夏鹽凸起YB2井（b）泥頁巖壓實特征及地層壓力剖面對比

在密度-聲波速度交會圖中，研究區超壓點落在加載曲線之外的流體膨脹/壓力傳導等非不均衡壓實成因超壓區域（見圖5）。在聲波速度-密度圖版中，非不均衡壓實作用成因超壓均會偏離加載曲線，但不同成因的非不均衡壓實成因超壓的分布有差異：①流體膨脹/壓力傳導成因超壓表現為隨著超壓強度的增加，聲波速度小幅降低，密度保持恒定或微弱減小[43]；②蒙脫石伊利石化等黏土礦物轉化成因超壓表現為隨著超壓強度的增加，密度增加，聲波速度保持恒定或微弱減小[19,24]；③負荷轉移成因超壓以及復合成因超壓表現為隨著超壓強度增加，聲波速度減小而密度增大[11]。綜合分析認為，夏鹽凸起和達巴松凸起超壓為傳導型超壓。

2.3.3 孔隙度對比分析

Bowers和Katsube[49]研究表明，不均衡壓實作用通常會使大量原生孔隙得到保存而導致巖石的體積屬性發生顯著改變，流體膨脹/傳導型超壓層位有效應力的減小一般只可導致反映連通屬性的孔隙變寬。鑒于此，可應用超壓層位連通型孔隙和儲集型孔隙的變化差異（孔隙度對比法）判識超壓成因。

圖5 夏鹽凸起YB2井和達巴松凸起D9井鮑爾斯法和聲波速度-密度交會圖法超壓成因判識圖

泥頁巖的實測孔隙資料較少。Hermanrud等[14]、Bowers[17]、Bowers和Katsube[49]研究認為中子和密度測井反映的是體積屬性，而聲波速度與電阻率測井則反映的是巖石的傳導屬性。因此可以應用測井資料計算超壓段不同類型孔隙的大小，并通過對比分析確定超壓成因。前人使用該方法取得很好的應用效果[14,21-22,47]。

本文應用Tingay等[22]方法分別計算了反映巖石傳導屬性的聲波孔隙度和體積屬性的密度孔隙度，并編制了其隨深度變化圖版。夏鹽凸起和達巴松凸起超壓段泥頁巖密度計算孔隙度基本符合正常壓實趨勢，表明超壓未顯著改變巖石的體積屬性；聲波速度計算孔隙度偏離正常壓實趨勢（見圖6），可能由于壓力系數較高（D9井百口泉組壓力系數大于1.8），較大的剩余壓力導致喉道及微裂縫等連通孔隙寬度顯著增加，導致小幅的擴容效應。據此認為研究區超壓應為流體膨脹/壓力傳導成因。

圖6 D9井孔隙度對比法超壓成因判識圖

2.4 西斜坡及中心區超壓成因

2.4.1 測井曲線組合分析

與夏鹽凸起和達巴松凸起不同，西斜坡及中心區泥頁巖符合線性兩段式壓實模式。應用測井曲線組合法分析這種模式的超壓成因，目前國內外均少有報道。

2.4.1.1 線性兩段式壓實模式下不同成因超壓測井曲線組合特征

根據不同成因超壓形成機制和已有文獻[36-37]，結合泥頁巖指數壓實模式下不同成因超壓測井曲線組合特征及判識方法[11-15,40]，建立泥頁巖線性兩段式壓實模式下不同成因超壓的測井曲線組合判識圖版（見圖7），以完善超壓成因判識方法體系，并指導研究區超壓成因判識。

圖7 泥頁巖線性兩段式壓實模式下不同成因超壓測井曲線組合特征及成因判識模式圖版（A—孔隙度線性遞減段與恒定段轉換點；B—不同成因超壓開始發育深度；B′—非不均衡壓實成因超壓密度反轉滯后深度；C—正常壓實/常壓點；D—不均衡壓實等效深度）

對于不均衡壓實成因超壓而言，由于大量孔隙度得到保存，即超壓段孔隙度應明顯大于正常壓實段，超壓段應表現為聲波時差顯著增加或聲波速度、電阻率、密度顯著降低。

對于非不均衡壓實成因超壓而言，由于流體膨脹（生烴增壓）/壓力傳導成因超壓主要改變巖石的孔隙連通屬性（如喉道等變寬），而對體積屬性無影響或者影響很小，因此可能導致聲波時差增加，而密度略有降低或不變、或其降低深度明顯滯后于聲波時差增大的深度（即二者不同步反轉）；構造擠壓發生時，壓實作用多已停止，側向加載造成的壓實效應弱或者無，因此構造擠壓成因超壓表現為聲波時差、電阻率和密度曲線符合正常壓實趨勢或者相對正常壓實略強的壓實趨勢；蒙脫石-伊利石轉化成因超壓則表現為聲波時差增大或速度降低，密度增大。

2.4.1.2 西斜坡及中心區超壓段測井曲線組合特征及超壓成因判識

西斜坡及凹陷中心區超壓主要發育于第2正常壓實階段（埋深3 000 m以下）的克拉瑪依組至下烏爾禾組，超壓段除了電阻率曲線存在小幅降低之外，聲波時差和密度測井曲線基本保持不變或者略偏離正常壓實趨勢（見圖4）。此種測井曲線組合特征與上文分析的流體膨脹/傳導型超壓特征相似，而與不均衡壓實成因超壓明顯不符。

2.4.2 鮑爾斯法和聲波速度-密度交會圖分析

對不同成因超壓形成機制[15-16,19-20,24,43]的差異對比分析表明，線性兩段式壓實模式下的加載曲線由兩段組成，第1段與指數壓實模式相似，隨著聲波速度的增加，垂向有效應力、密度增加；第2段表現為隨著垂向有效應力的增加，聲波速度保持恒定，出現了一個“平臺”，在聲波速度-密度交會圖版中則表現為聲波速度、密度停滯在線性遞減段與恒定段的轉換點及其附近（見圖8）。

圖8 泥頁巖線性兩段式壓實模式下加載-卸載曲線特征及超壓成因判識圖版（A—孔隙度線性遞減段與恒定段轉換點；B—不同成因超壓開始發育深度；C—正常壓實/常壓點；D—不均衡壓實等效深度）

由于不均衡壓實作用會導致地層孔隙大量保存、聲波速度顯著降低，因此盡管不均衡壓實成因超壓出現在第2階段，但其垂向有效應力-聲波速度、密度-聲波速度交會點會位于加載曲線的第1階段而不會位于第2階段。流體膨脹/傳導型等成因超壓仍然位于卸載曲線上，需要注意的是，在正常壓實的第2階段卸載曲線與加載曲線往往十分接近，甚至完全重合，很容易將位于第2階段卸載曲線上的非不均衡壓實成因超壓誤判為不均衡壓實成因（見圖8）。流體膨脹/傳導型等非不均衡壓實成因超壓在卸載曲線上的位置取決于超壓的強度，當剩余壓力與AC段靜水柱壓力之和小于AC段產生的地層負荷壓力時，超壓點便會落在正常壓實的第2階段。在聲波速度-密度交會圖版中，流體膨脹/傳導型等非不均衡壓實成因超壓與指數壓實模式相似，密度基本保持恒定，聲波速度視超壓成因不同而發生不同程度的降低（見圖8）。

以位于西部斜坡區的MH2井和凹陷中心區的M18井為例，在垂向有效應力-聲波速度（鮑爾斯法）和垂向有效應力-密度交會圖中，超壓點落在與正常壓實的第2階段（孔隙度恒定段）加載曲線十分接近，甚至完全重合的卸載曲線段（見圖9）。根據前文論述的超壓判識依據，MH2井和M18井判識為流體膨脹/傳導成因超壓，而非不均衡壓實成因。在密度-聲波速度交會圖中，MH2井和M18井超壓點落在了加載曲線之外的流體膨脹/傳導成因超壓趨勢上（見圖9）。綜合分析認為西斜坡及凹陷中心區超壓為傳導型超壓。

圖9 西斜坡MH2井及中心區M18井鮑爾斯法和聲波速度-密度交會圖法超壓成因判識圖

2.4.3 孔隙度對比分析

分析結果表明，西斜坡及中心區超壓并未顯著改變所發育層位泥頁巖及儲集層的體積屬性，僅對傳導屬性進行了較明顯的改變，因此孔隙度對比法判識結果亦證實西斜坡及中心區超壓為流體膨脹/壓力傳導成因（見圖10）。

3 超壓成因、控制因素與油氣成藏效應

綜觀上述實證方法判識結果，瑪湖凹陷礫巖大油區主要含油氣層系超壓為壓力傳導成因。對于壓力傳導成因超壓而言，查明壓力傳導來源（生壓機制）十分重要[11,25,32]。前人研究表明，瑪湖凹陷所在的準噶爾盆地可能的超壓來源主要為不均衡壓實、構造擠壓和生烴作用[2,7,33]。本文從這3方面進一步分析超壓成因及其形成的控制因素，在此基礎上討論油氣成藏效應。

3.1 不均衡壓實與超壓關系

大量原生孔隙得到保存從而導致孔隙度異常是不均衡壓實作用存在的重要證據?，敽枷葜攸c探井泥頁巖壓實剖面分析結果顯示，超壓段密度測井曲線及其計算孔隙度均無明顯偏離正常壓實趨勢的特征（見圖3、圖4）。儲集層特征分析表明，百口泉組及上、下烏爾禾組儲集層物性差，為低滲透—致密儲集層，儲集空間中次生孔隙占較大比例[3-5,7]。因此瑪湖凹陷不存在不均衡壓實作用導致的高孔隙度異常證據。

圖10 M18井孔隙度對比法超壓成因判識圖

目前常用的平衡深度壓力預測法主要基于不均衡壓實理論建立。徐寶榮等[51]應用平衡深度法對瑪南斜坡區二疊系和三疊系超壓進行了預測，預測結果與實測壓力誤差大，尤其是在上三疊統白堿灘組以下主要超壓分布層系，預測壓力系數遠大于實測壓力系數。這一預測結果充分說明瑪湖凹陷超壓的形成與分布不符合不均衡壓實規律。

不均衡壓實成因超壓通常形成于沉積沉降快的中新生代細粒沉積物中?，敽枷莶痪鈮簩嵶饔卯a生的高沉積沉降速率條件也不充分。凹陷中心的MH3井沉積速率為50～170 m/Ma[2]，凹陷斜坡及邊緣沉積速率更低，明顯低于鶯歌海盆地[52]、渤海灣盆地[53]等典型不均衡壓實作用發育盆地的沉積速率。即使是在這些高沉積速率盆地，近年來的實證法分析結果也表明其超壓并非完全由不均衡壓實作用導致[44]。

綜上所述，瑪湖凹陷礫巖大油區儲集層超壓由不均衡壓實增壓傳導而致的可能性很小。

3.2 構造擠壓與超壓關系

構造擠壓形成的側向加載也是一種重要的增壓機制[11,25-26,28,50]。綜合分析表明，盡管瑪湖凹陷所在的準噶爾盆地西北緣地區存在較強的構造擠壓，但瑪湖凹陷礫巖大油區百口泉組以及上、下烏爾禾組儲集層超壓由構造擠壓成因超壓傳導而致的可能性亦很小。首先，前文實證方法已經證實不存在構造擠壓型超壓；其次，實測壓力系數分布規律與構造擠壓強度分布規律相反。構造擠壓強度在西北緣斷裂帶最強，由西北緣斷裂帶向瑪湖凹陷邊緣、斜坡區逐漸減弱，凹陷中心構造擠壓最弱。主力產油層百口泉組壓力系數由西北緣斷裂帶及瑪湖凹陷邊緣向瑪湖凹陷中心逐漸增大，如斜坡邊緣MH2井壓力系數1.35，斜坡區MH1井壓力系數1.53，凹陷中部M18井壓力系數大于1.6。

3.3 生烴作用與超壓關系

3.3.1 超壓發育深度與烴源巖大量生排烴深度一致

風城組是瑪湖凹陷主力烴源巖，下烏爾禾組局部也具有一定生烴潛力[7,34]。風城組普遍比百口泉組深1 000 m，最深可達4 000 m，超壓頂界面與烴源巖大量生排烴深度一致。以瑪北斜坡為例，百口泉組超壓頂界面位于埋深3 000 m左右，對應的烴源巖埋深大于4 000 m。烴源巖成熟度剖面顯示，埋深4 000 m左右對應的Ro值為1.0%左右（見圖11），表明烴源巖已經處于大量生烴階段，反映超壓的發育可能與烴源巖的大量生烴過程有關。

圖11 瑪北斜坡超壓頂界面與烴源巖成熟度對比

3.3.2 超壓強度主要受烴源巖成熟度控制

對超壓分布與風城組主力烴源巖關系的深入分析表明，超壓強度主要受烴源巖厚度、成熟度等因素控制，尤以成熟度的控制作用最為明顯，即地層壓力系數隨著烴源巖成熟度的增加而增加。需要說明的是，瑪湖凹陷風城組烴源巖由于埋深大，目前大部分鉆井未鉆遇，無法獲得凹陷內部及中心區風城組烴源巖的實測成熟度資料。但是百口泉組氣油比、原油密度、黏度等成熟度參數（與烴源巖的分布和熱演化趨勢一致，次生改造較?。┡c超壓強度分布具有較好的一致性，東部及東南部凸起區烴源巖成熟度高，油質輕，壓力系數大[3,7]，反映超壓強度和烴源巖分布及熱演化程度密切相關。另一方面，盆地模擬結果顯示，從西部斜坡區向凹陷中心區和東部凸起區，烴源巖由成熟向高—過成熟轉變，百口泉組剩余壓力由小于20 MPa逐漸增加到50 MPa左右[2]。

3.3.3 超壓分布與主成藏期通源斷裂分布密切相關

瑪湖凹陷發育3期3種類型斷層，分別為海西期—印支期逆斷層、印支期—喜馬拉雅期走滑斷層、中燕山期正斷層[5,54]。海西期—印支期逆斷層主要控制古凸起和臺階展布，斷開層位為石炭系至三疊系，主要分布在盆地西北緣逆沖斷裂帶和夏鹽凸起、達巴松凸起。受盆緣山前海西期—喜馬拉雅期，尤其是印支期—喜馬拉雅期逆沖推覆作用的影響，瑪湖凹陷發育一系列具有調節性質，近東西向、北西—南東向的走滑斷層[5]，這些走滑斷層斷距不大，斷面陡傾，大多斷開二疊系—三疊系百口泉組；斷裂數量較多，平面上成排、成帶發育，與主斷裂相伴生，直接溝通下部烴源巖，是瑪湖凹陷風城組烴源巖生成油氣垂向運移進入上、下烏爾禾組、百口泉組儲集層的主要通道[4-7,55]。中燕山期形成的正斷層主要控制侏羅系油氣運移聚集，對二疊系—三疊系油氣藏形成與分布的影響較小。

不同類型斷裂相關的油氣藏壓力系統分析結果顯示，超壓的分布與印支期—喜馬拉雅期形成的近東西向、北西—南東向展布的走滑斷裂的分布關系十分密切（見圖12），反映這類斷裂可能不僅是風城組油氣垂向運移進入上、下烏爾禾組、百口泉組儲集層的主要輸導通道，還是風城組烴源巖生烴增壓的垂向壓力傳導通道，亦是生烴增壓作為油氣垂向沿斷裂運移的主要驅動力的重要體現。

圖12 不同類型斷裂相關油氣藏壓力系統特征

由此可知，瑪湖凹陷礫巖大油區百口泉組以及上、下烏爾禾組儲集層超壓的形成最可能與生烴作用有關。

3.4 油氣成藏效應與勘探意義

綜上所述，瑪湖凹陷礫巖大油區傳導型超壓的來源主要為烴源巖生烴增壓。超壓的形成是油氣在烴源巖生烴增壓驅動下向儲集層運移并聚集成藏的地質響應，超壓的發育與該地區油氣充注成藏的關系十分密切，較大壓力系數反映一個地區經歷了較強的油氣充注且聚集的油氣得到了較好的保存。如瑪南斜坡區百口泉組勘探實踐顯示，超壓的MH1井測試日產油39.4 t、氣2 500 m3，相鄰的MH2井也存在油氣充注成藏的證據，而常壓的MH3井油氣顯示差，分析認為油氣充注強度低甚至尚未充注是MH3井鉆探失利的主要原因[3,55]?，敽枷菰囉统晒@示，隨著壓力系數的增加，油氣藏水油比逐漸降低，地層壓力系數大于1.4時，測試基本不產水（見圖13），表明儲集層含油氣豐度隨著超壓及油氣充注強度的增加而增加。

圖13 瑪湖凹陷礫巖大油區油藏壓力系數與水油比關系圖

本文研究成果將有助于突破以往致密油氣“源儲一體”大面積成藏模式認識，創建源上跨層大面積致密油氣成藏模式，拓展致密油氣勘探領域。多期發育的通源斷裂是溝通深部烴源巖與源上儲集層的高效運移通道，生烴成因超壓是油氣向上跨層運移的重要動力，因而來自二疊系主力烴源巖的油氣在超壓驅動下得以向源上跨層強力運移，并在源上廣覆式分布的扇三角洲沉積儲集層中大面積成藏。研究成果為在富烴凹陷通源斷裂發育區源上尋找規模儲量提供了依據，也使得烴源巖深埋凹陷區中淺層效益勘探成為可能。預計瑪湖凹陷除下三疊統百口泉組與上二疊統上烏爾禾組等主力含油層外，中二疊統下烏爾禾組等其他源上層系也具有較大勘探潛力。研究成果也為準噶爾盆地其他富烴凹陷以及其他盆地源上油氣成藏研究提供了借鑒；對于類似的源外油氣成藏研究與勘探開發，查明超壓成因及其分布規律可能是一個關鍵。

4 結論

準噶爾盆地瑪湖凹陷礫巖大油區泥頁巖正常壓實特征在不同地區存在差異，至少可識別出兩種正常壓實模式。夏鹽凸起和達巴松凸起符合常見的指數壓實模式；西斜坡及凹陷中心區符合線性兩段式壓實模式?？偨Y提出了線性兩段式壓實模式下不同成因超壓的判識方法，包括測井曲線組合分析法、鮑爾斯法和聲波速度-密度交會圖法。

瑪湖凹陷礫巖大油區儲集層中發育的超壓主要為壓力傳導成因，超壓源為主力烴源巖二疊系風城組生烴膨脹形成的超壓。超壓的形成與分布主要受烴源巖厚度和成熟度以及印支期—喜馬拉雅期通源走滑斷裂控制。烴源巖生成的油氣在生烴增壓驅動下沿斷裂等通道運移進入儲集層聚集，從而形成三疊系和二疊系超壓油氣藏。

超壓是瑪湖凹陷礫巖大油區源儲大跨度分離型油藏油氣運移的主要動力，源上油氣藏的形成與分布與超壓發育密切相關。