准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组是盆内最优质的湖相烃源岩层系,有机质丰度高[总有机碳(total organic carbon,TOC)均值1.8%~3.2%]、生烃潜力巨大(生烃强度>800×10
4 t/km
2),为全油气系统提供了雄厚物质基础
[1-2]。目前盆地内已发现克百断裂带与玛湖大油区两大富集带,累计探明石油地质储量占全盆地的85.8%,建成中国最大超深层油气生产基地,构成新疆油田增储上产核心区域
[3-4]。2019年以来,勘探战略转向“全油气系统”理论指导下的立体勘探,从传统源边常规砂砾岩油气藏向烃源灶中心及周缘细粒非常规储层拓展,在风城组致密油和页岩油领域取得重大突破,形成1.5亿t三级地质储量规模接替区
[5]。
玛湖凹陷南斜坡(简称“玛南斜坡”)属凹陷内油气高富集带,具备规模有效储层发育(P
1f3孔隙度6%~12%)、油气显示活跃(试油井成功率78%)、埋深相对较浅(主力层埋深2 800~3 200 m)等优势成藏条件
[6]。其中,常规-非常规过渡带源储配置优越(烃源岩与储层垂向叠置<50 m),储层条件良好,已成为寻找规模优质可动用储量的现实领域,但受复杂流体分异影响(压力系数为0.9~1.8),油水关系复杂,历史勘探程度较低
[2,7]。同时,该区滚动勘探面临显著地质与工程难题:一是受晚期构造强烈削蚀及三维地震资料多次波干扰,二叠系超剥带地层格架建立困难,地层划分方案长期存在争议,严重影响构造-沉积演化过程与成藏规律的整体认识;二是过渡带内油水分布复杂,油气藏类型及主控因素不明,制约了有利目标优选与钻探部署。
基于此,以玛湖126井区为研究对象,通过高精度层序地层划分与对比、构造精细解释、沉积微相分析等综合研究,系统阐明常规-非常规过渡带内风城组的地层格架结构、油藏地质特征及富集规律,为该区下一步勘探部署及同类区域勘探提供参考。
1 研究区区域地质概况
1.1 构造位置与沉积背景
玛湖126井区位于准噶尔盆地西北缘玛湖凹陷南斜坡,构造上处于中拐凸起与玛湖凹陷过渡带(
图1)。研究区内发育完整的地层序列,自下而上出露石炭系至新生界,整体呈东南倾单斜构造,地层倾角5°~8°
[8-9]。目的层为下二叠统风城组(P
1f),形成于准噶尔地块与哈萨克斯坦板块碰撞导致的前陆拗陷环境
[8]。早二叠世气候由温暖向干旱转变,强蒸发作用促使冲积扇-扇三角洲砂砾岩与白云质混积岩在研究区互层发育,为油气聚集提供了基础地质条件
[10-13]。
1.2 地层格架重构
玛湖126井区早期二叠系地层划分方案借鉴了盆地稳定区成熟方案,其基于有限钻井与低品质地震资料建立
[14-15]。早期普遍认为该区二叠系地层沉积连续,整体为一套以粗碎屑沉积为主的冲积扇相沉积,缺失中二叠统夏子街组(P
2x)与风城组(
P1f)
[14-15]。该传统方案虽建立了井区基本地层格架,对佳木河组火山岩与乌尔禾组碎屑岩的宏观岩性识别基本准确,为初期勘探提供了参考,但存在显著的局限性:一是受当时三维地震资料品质限制(多次波干扰严重,深部信噪比低),未能识别超剥带特殊构造背景;二是研究区处于超覆尖灭带关键构造位置,存在强烈的顶部削蚀与底部超覆现象,传统方案未考虑该特征,导致对地层接触关系误判,影响了后续油气勘探工作的开展[
图2(a)]。
通过分析储层结构、油气显示特征、碎屑矿物类型及成岩矿物组合,结合风城组储层岩石特征及成因分析,确定玛湖123井、克88井于P
3w之下钻遇的大套厚层灰色荧光砂砾岩属P
1f3[16-18]。在此基础上,对玛湖057连片三维(面元25 m×12.5 m,面积357 km
2)、玛南地区连片三维地震资料(面元25 m×12.5 m,面积1 052 km
2)开展构造解释,通过层位模型约束的多次波压制、卡尔曼滤波去噪处理,以井震结合方式重新厘定了研究区地层格架[
图2(b)]。
新划分方案将研究区二叠系自上而下划分为:上统上乌尔禾组(P3w)、中统下乌尔禾组(P2w)、中统夏子街组(P2x)、下统风城组(P1f)、下统佳木河组(P1j)。地震剖面上清晰显示风城组地层由凹陷中心向西部隆起区逐渐减薄并最终尖灭的超覆现象,削蚀尖灭特征明显,波组特征清晰可辨;测井曲线上,新方案划分的风城组表现出典型的高伽马、中低电阻率特征,与区域风城组测井响应模式一致;岩性组合上,该段以深灰色云质泥岩、凝灰岩为主,见黄铁矿斑晶,与区域风城组岩石组合特征相符。新方案的构建不仅深化了对研究区地层展布规律的认识,更为储集层精细划分与预测奠定了坚实基础。
2 油藏地质特征
2.1 构造特征
采用时间切片、地层倾角、方位角检测、沿层相干及蚂蚁体等多属性分析方法,并结合平面与剖面联合解释,精细刻画了区域断裂系统,初步明确了区域油藏分布特征。玛湖126区块P1f${}_{3}^{2}$构造整体呈东南倾单斜,倾向东南,北西高、南东低,地层展布稳定,平均倾角为5°~8°,西部构造高部位P1f3因地层削蚀作用发生尖灭。研究区地层受两组断裂切割,形成前陆挤压背景下的构造-岩性圈闭。
研究区断裂特征分为两组,一组为近东西向展布的大侏罗沟断裂,它属于区域性走滑断裂。该断裂形成于印支期,燕山期经历强烈活动
[8,19-20],断开二叠系至白垩系,延伸长度大于7.67 km,断距5~35 m,断距呈现上大下小特征,断层面近直立
[21]。它作为油气垂向运移通道,有效沟通深部烃源岩与浅部储层。另外一组为近北西-南东向展布的白811井东断裂、克821井南断裂等次级断裂,属于逆断层,形成于海西晚期,断开二叠系下统至三叠系下统,断距同样具有下大上小特征
[22],断裂延伸长度3.68~6.34 km。此外,局部发育多条近北西-南东向短延伸小断裂,断裂特征清晰,对局部构造形态具控制作用(
图3)。根据当前勘探成果推测,研究区风三段油气藏主要沿一级断裂大侏罗沟断裂展布,次级断裂起到平面运移调整的作用。在物性控制下,两组断裂切割、交接形成多个成藏单元,控制了区域油气分布。
2.2 储层特征
2.2.1 岩性特征
通过统计玛湖126区块P
1f3岩心长度,发现砂砾岩岩心长度为113.01 m,占岩心总长的98.74%;含砾砂岩岩心长度仅1.44 m,仅占比1.26%。据此推测,研究区P
1f3储层岩性以砂砾岩为主,夹少量含砾砂岩。薄片鉴定显示,储层粒间填隙物含量整体较低,储层粒间填隙物以泥质杂基(1.9%)为主,次为方解石(1.4%)、片沸石(1.3%)、浊沸石(0.5%)和硅质(0.1%)等胶结物。黏土矿物类型以绿蒙混层(相对含量44.8%)为主,次为绿泥石(相对含量24.5%)、伊蒙混层(相对含量19.6%)、伊利石(相对含量10.3%)和高岭石(相对含量0.8%)[
图4(a)~
图4(d)]。
研究区P1f3储层岩石学特征呈现“三低一强”特点。即结构成熟度低、成分成熟度低、填隙物含量低,且压实作用强。砾石粒径分布不均,分选差;颗粒磨圆度中等至差,以次圆状~次棱角状为主。颗粒间接触关系以点-线接触为主,胶结类型主要为孔隙-压嵌式,胶结程度中等至致密。
2.2.2 物性特征
结合研究区扇三角洲沉积展布及构造背景,风城组储层物性自西向东呈显著递减的规律:西部构造高部位(白260井-克88井区,物源近端辫状河道中心)孔隙度均值11.2%(9.5%~14.1%),渗透率均值0.21 mD(0.08~25.11 mD),为优质储层集中发育区;中部主体区(玛湖126井-玛湖125井区,辫状河道主体)孔隙度均值10.1%(8.2%~13.3%),渗透率均值0.13 mD(0.05~1.87 mD),为油藏主力含油区;东部边缘区(玛湖130井-玛湖057井区,辫状河道边缘-溢岸)孔隙度均值8.9%(4.3%~11.5%),渗透率均值0.08 mD(0.02~0.35 mD),物性变差,局部因溶蚀作用形成弱甜点区。这种横向差异主要受沉积微相控制,自西向东颗粒粒度逐渐变细(砾石含量从65%降至32%)、泥质杂基含量增加(从1.2%升至2.8%),且东部成岩压实作用更强(压实率较西部高8%~12%),共同导致储层物性“西优东劣”的分布格局。
据铸体薄片及荧光薄片分析,研究区P
1f3储集空间类型以粒内溶孔(52.3%)为主,其次为浊沸石溶孔(27.1%)和片沸石溶孔(12.1%),含少量构造缝/溶蚀缝(5.1%)和剩余粒间孔(3.4%),油气主要赋存于粒内溶孔[
图4(f)~
图4(i)]。
根据统计归纳,储层整体呈低孔低渗致密特征,孔隙度范围为4.30%~14.10%,均值9.69%,中值9.63%(
图5);渗透率分布范围为0.02~25.11 mD,均值0.13 mD,中值0.06 mD,明确玛湖126井区P
1f${}_{3}^{2}$为低孔低渗致密砂砾岩储层(
图6)。
2.2.3 孔喉结构特征
根据研究区压汞曲线分析可得,研究区储层孔喉结构呈现显著的井间差异性与成因关联性。玛湖126井3 086.34 m与3 098.7 m井段毛管压力曲线以“陡斜段占比高、平缓段窄”为特征,汞饱和度50%~80%区间曲线斜率达2.1~2.5 MPa/%,反映孔喉分布相对集中,对应排驱压力2.71~3.73 MPa、最大连通孔喉半径0.20~0.27 μm,分选系数1.27~1.32(中等分选),细歪度特征显著,同一井区不同深度因溶蚀作用差异导致孔喉发育程度略有波动,但整体保持“细喉、高排驱压力”的核心特征。玛湖125井3 581.43 m井段曲线形态更平缓,陡斜段(汞饱和度40%~75%)斜率降至1.8 MPa/%,排驱压力1.94 MPa(最大连通孔喉半径0.34 μm),分选系数1.41(中等-差分选),孔喉以0.128~0.512 μm细喉为主,0.512~1.024 μm中喉占比约12%,孔喉级配略优于玛湖126井。玛湖130井3 130.39 m井段曲线陡斜段进一步平缓(汞饱和度30%~70%斜率1.5 MPa/%),排驱压力1.87 MPa(最大连通孔喉半径0.37 μm,为3口井段中最大),分选系数1.31(中等分选),但孔喉分布集中于0.064~0.256 μm细喉(汞饱和度增量占比超65%),0.512 μm以上中喉占比不足8%,微孔(<0.032 μm)占比达22%,孔喉连通性显著降低(
图7)。
结合区域地质背景分析,研究区孔喉结构呈现“中部主体区孔喉分布集中、东部边缘区微孔占比高”的横向规律,且与储层物性及成岩作用强度密切相关。从横向分布来看,中部主体区向东部边缘区过渡时,排驱压力由2.71~3.73 MPa降至1.87 MPa,最大连通孔喉半径由0.20~0.34 μm增至0.37 μm,呈现“东粗西细”的孔喉尺寸变化特征,但东部玛湖130井微孔占比较中部玛湖126井提升7个百分点,中喉占比不足中部的1/2,孔喉连通性持续变差,这一现象与东部靠近凹陷中心、压实作用更强(压实率较西部高8%~12%)、溶蚀改造较弱的地质条件直接相关。孔喉结构对储层渗流能力的控制作用显著:中部玛湖126井虽孔喉半径偏小,但孔喉分布集中、连通性好,对应渗透率均值0.13 mD;东部玛湖130井虽最大孔喉半径更大,但微孔占比高、连通性差,对应渗透率均值仅0.08 mD,符合“西优东劣”的物性规律,证实孔喉连通性与级配特征是影响研究区储层渗流能力的核心微观因素。
2.3 油藏基本特征与勘探成果
2.3.1 油藏类型与圈闭特征
构造-岩性复合油藏的形成与富集受构造背景(如断裂系统、鼻状隆起)与储层岩性变化(如尖灭带、致密遮挡层)的双重控制,其本质是构造圈闭与岩性圈闭的复合体
[22-24]。该类油藏的形成依赖于构造单元与优质储集岩相的空间匹配,典型分布于构造斜坡带(如玛湖南斜坡),其油气分布呈现复杂流体分异特征(压力系数0.9~1.8),无统一油水界面,高产区块集中于构造高部位与高孔渗储层叠合区
[25-27]。
研究区风城组油藏为典型构造-岩性复合油藏,圈闭西界为高部位岩性尖灭线,北界受808井南断裂、白811井东断裂及区域性大侏罗沟断裂联合遮挡,东、南两侧以岩性边界为限,边界条件清晰。通过地震速度建场与变速成图技术,结合新三维地震解释成果及已钻井资料,精细落实P
1f${}_{3}^{2}$顶界构造,克81井验证结果显示,构造图绝对误差一般小于5 m,相对误差小于3‰,最终确定构造-岩性复合圈闭面积达60.22 km
2(
图8)。
2.3.2 含油面积与成藏单元划分
基于研究区构造断裂格局
[28]、储层非均质性及流体分布特征,玛湖126区块P
1f3在平面展布上被划分为2个成藏单元:一是受大侏罗沟主断裂与白811井东断裂围限的主体单元,该单元断裂连通性好、储层横向连续稳定(厚度8~15 m),油藏超压特征明显(压力系数1.26);二是东侧次级断裂控制的边缘单元,该单元储层厚度减薄(3~8 m)、物性略差(孔隙度均值9.2%),流体分异受岩性边界限制更显著。
结合含油面积圈定原则
[29-30][①构造边界控制原则,以断裂遮挡边界、岩性尖灭线为含油面积外边界;②储层物性下限原则,以油层有效孔隙度≥7.5%、渗透率≥0.07 mD为储层有效性判据;③试油成果验证原则,工业油流井(日产油≥4 t)控制范围内外推,无试油井区域参考相邻井含油性及地震反演流体响应特征;④流体性质边界原则,以压力系数1.1~1.3的超压区间为流体分布边界,区分含油区与含水区],最终确定含油面积为14.25 km
2(
图9)。这些勘探成果显示了玛湖126区块P
1f3油藏的非均质含油特征,为后续储量估算及开发部署提供了可靠地质依据。
2.3.3 试油试采效果
玛湖凹陷南斜坡风城组三段二砂组(P
1f${}_{3}^{2}$)油藏的勘探发现,是近年来准噶尔盆地常规-非常规过渡带岩性油气勘探领域取得的标志性重要突破,为盆地同类超剥带、过渡带油气勘探突破提供了关键实践参考。依托玛湖057连片三维、玛南地区连片三维高精度地震资料,结合多井联合反演等核心技术,对研究区开展构造-地层格架精细建立、优质储层精准预测及油气流体综合检测等系统性研究工作,精准锁定有利勘探目标区,据此针对性地制定并分步实施了科学化、系统化的试油试采部署方案,为该区规模地质储量有效落实及后续效益开发筑牢了坚实的地质与工程基础。在高精度储层预测与油气流体检测结果的精准指导下
[31],研究区针对双参数反演识别的优质储层发育区,科学选取勘探井位,累计对7口探井的8个目的层段开展试油作业,试油层段均精准钻遇P
1f${}_{3}^{2}$致密砂砾岩储层,其中7口井的7个层段成功获得工业油流,工业油流井段日产油量区间为4.40~27.49 t,平均日产油达14.54 t,试油成功率与单井初始产能均达到预期目标,充分表明玛湖126井区P
1f${}_{3}^{2}$油藏具备良好的初始产能潜力,证实了前期储层预测与圈闭识别成果的可靠性。试油取得突破后,研究区择优选取5口井转入试采阶段开发(其中直井3口、水平井2口),不同井型试采效果呈现显著差异:直井试采过程中平均单井日产油11.13 t,累计产油量1 738.67 t;水平井因精准钻遇横向连续分布的优质储层,产能表现显著优于直井,平均单井日产油达20.50 t,累计产油量6 932.50 t。截至目前,玛湖126井区全区P
1f${}_{3}^{2}$油藏已实现累计产油2.08×10
4 t,持续稳定的产油成效充分凸显出该油藏良好的规模开发前景。 通过对试采井开展全周期开发动态跟踪与综合分析可知,直井因受储层低孔低渗非均质性及常规开采方式的双重限制,单井产能偏低、累计产油量有限,开发经济效益相对有限,难以实现该致密砂砾岩油藏的有效动用;而水平井结合体积压裂改造技术,有效扩大了储层泄油面积,充分发挥了优质储层的产能潜力,在试采过程中展现出显著的开发优势。以MHHW17615水平井为例,该井水平段设计长度2 002 m,储层钻遇率高达95%,完全匹配前期标定的优质储层双参数阈值,其生产过程中经历短期排液期后产量快速趋于稳定,当前采用6.0 mm油嘴定压生产,套压稳定在16.3 MPa,日产油保持22.6 t,累计产油量已达8 746.6 t(
图10)。该井的实际生产动态数据充分表明,在水平段长度约2 000 m的工程条件下,玛湖126井区P
1f${}_{3}^{2}$油藏水平井单井日产油能力可稳定在23 t/d左右,具备规模效益开发的资源条件。后续通过进一步优化注采井网部署、精细调控注采参数,同时配套完善动态监测技术体系,将持续提升储层动用程度与单井开发效益,为该油藏实现规模化、效益化开发提供坚实的资源基础与技术支撑。
3 新技术应用及未来勘探前景
3.1 “双参数叠前反演”技术
双参数叠前反演技术以叠前地震数据的振幅随偏移距变化(amplitude variation with offset,AVO)特征为基础,通过联立求解纵波阻抗-泊松比、横波阻抗-纵波速度比(
Vp/
Vs)等双弹性参数组合,结合Zoeppritz方程优化形式等改进的反射系数近似方程及贝叶斯反演框架,实现储层岩性与流体性质的高精度预测
[32]。其核心优势在于利用叠前多角度地震数据,通过弹性参数间的物理关联抑制单参数反演的多解性,并引入测井数据先验约束及自适应变步长优化算法,提升反演分辨率与稳定性。该方法通过双参数同步求解,可有效区分岩性差异与流体响应
[33-34]。
3.1.1 地震资料分析
叠前反演采用分角度叠加策略构建输入数据集,将偏移距按角度范围划分为6°~17°(中心角12.5°)、9°~20°(中心角14.5°)及12°~23°(中心角17.5°)3组,形成3个独立的分角度叠加数据体。质量分析表明,各角度叠加剖面信噪比满足叠前反演要求,近、中、远道集频率呈自然衰减特征,且相位一致性良好,为后续反演提供了可靠基础。
在火山岩标志层约束下,通过统计算法提取初始统计子波,经部分叠加道集初步标定后,以该子波为约束,采用最优算法估算3个分角度叠加数据体的子波。为保障反演稳定性,对其形态及相位进行严格约束以避免异常偏差,最终采用0相位地震统计子波完成研究区50口井的叠前合成记录标定。标定过程引入动态时间规整算法优化匹配,结果显示合成地震记录与实际地震道匹配度高,反演井相关系数均大于0.8,表明子波标定结果可靠,为弹性参数提取及储层预测奠定了坚实基础。
为明确P
1f3储层弹性参数特征及优质储层识别标准,基于区内12口取芯井的测井与岩心分析数据(经环境校正、曲线标准化预处理保障可靠性),提取纵波阻抗(PIMP=
ρVp)与纵横波速度比(
Vp/
Vs)参数,构建纵波阻抗-
Vp/
Vs交汇图版(
图11),并结合岩心标定、统计分析及岩石物理实验完成参数阈值的选取与验证。图版聚类特征显示,研究区P
1f3储层整体呈现低
Vp/
Vs、低纵波阻抗特征,优质砂砾岩(孔隙度>12%、含油饱和度>60%的储层)集中分布于
Vp/
Vs=1.6~1.7、纵波阻抗4 000~11 000 (g/cm
3)·(m/s)区间,且随含油饱和度增加,
Vp/
Vs进一步降低,反映油气填充使岩石纵波速度降低、横波速度变化较小的弹性响应特征,为储层含油性识别提供了关键依据;致密砂砾岩分布于纵波阻抗11 000~14 000、
Vp/
Vs1.6~1.9区间,呈现高纵波阻抗、中高
Vp/
Vs特征,对应低孔隙度、高胶结程度的岩石物理属性;泥岩则表现为高
Vp/
Vs(1.8~2.8)、宽纵波阻抗范围[4 000~12 000(g/cm
3)·(m/s)]特征,且随泥质含量增加
Vp/
Vs呈明显升高趋势,反映泥质含量对岩石弹性参数的显著影响。
通过岩心标定、统计分析及敏感性验证的多流程验证,确定优质储层双参数阈值为Vp/Vs<1.7+纵波阻抗<11 000 (g/cm3)·(m/s):结合5口取心井岩心描述明确优质储层对应的弹性参数范围,经全区28口井弹性参数频率统计发现,Vp/Vs=1.7处、纵波阻抗在11 000 (g/cm3)·(m/s)处均出现储层与非储层的分界特征,交叉验证显示92%的优质砂砾岩样品落在此阈值内,而致密砂砾岩和泥岩样品仅15%和8%落入该区间;岩石物理实验进一步验证,含油饱和度升高会使Vp/Vs显著降低、纵波阻抗略有下降,泥质含量增加则导致Vp/Vs升高、纵波阻抗波动增大,支撑了该双参数组合的合理性。该阈值不仅能有效区分优质砂砾岩与致密砂砾岩、泥岩,还可间接反映储层含油性,为后续叠前反演储层预测提供了可靠的弹性参数约束,有效提升了研究区优质储层的预测精度。
3.1.2 反演模型建立
基于构造解释成果和地层框架模型(
图12),构建研究区三维实体模型,作为反演所需的低频模型(
图13)。然后依次进行叠后反演与叠前反演。同时结合测井曲线敏感性分析结果,对叠前
Vp/
Vs反演结果与叠后纵波阻抗反演结果进行联合运算,获取低纵波阻抗-低
Vp/
Vs双参数反演结果。结合本次叠前反演结果与纵波阻抗-
Vp/
Vs交汇图版的统计分析(
图11),在纵波阻抗<11 000 (g/cm
3)·(m/s)的低阻抗范围内,
Vp/
Vs<1.7的弹性特征可有效指示优质砂砾岩发育区;这一认识得到了岩心标定(92%的优质储层样品落在此双参数区间)及岩石物理实验的双重验证,表明该弹性参数组合对研究区优质砂砾岩具有较高的识别精度。
3.1.3 反演效果分析
沿玛湖126井区主力储层P
1f${}_{3}^{2}$展布方向部署的连井反演剖面(
图14),清晰揭示了风城组三段纵横向地质结构与地球物理响应的耦合关系。其中,上部P
1f31地层表现为高
Vp/
Vs(1.8~2.0)、高纵波阻抗[11 000~14 000 (g/cm
3)·(m/s)]的地球物理特征,对应剖面中蓝绿色强反射响应,该响应与该层段致密砂砾岩的强压实作用、高胶结物含量(方解石+片沸石总含量>3.5%)及泥质杂基富集(平均含量2.8%)密切相关,测井解释显示其孔隙度普遍低于7.5%,渗透率<0.05 mD,为典型非有效储层,可作为P
1${\mathit{f}}_{3}^{2}$储层的区域性顶板隔层。
目的层P1f${}_{3}^{2}$储层在反演剖面上呈现显著的“低纵波阻抗[4 000~11 000 (g/cm3)·(m/s)]-低Vp/Vs(1.6~1.7)”响应特征(对应剖面中红黄色弱反射区),与优质砂砾岩储层的岩石物理属性高度匹配。该层段砂体在油藏主体区(玛湖126-玛湖125井区)厚度稳定介于8~15 m,横向连续延伸超5 km,颗粒分选中等、砾石含量60%~65%,为扇三角洲辫状河道主水道沉积产物;向东延伸至玛湖057-玛湖130井区时,因远离物源供给区、火山碎屑物质介入增多,逐步相变为火山质砂岩,砂体厚度减薄至3~8 m,纵波阻抗略有升高[9 000~12 000 (g/cm3)·(m/s)],Vp/Vs小幅上升(1.7~1.8),反映储层物性随相变逐渐变差。
根据玛湖126区块P
1f${}_{3}^{2}$顶界双参数叠前反演平面图(
图15),结合前期经岩心与测井数据标定的“低纵波阻抗-低
Vp/
Vs”阈值展开系统分析,清晰揭示了P
1f${}_{3}^{2}$储层的平面分带规律与空间展布特征。其中,油藏主体区因处于扇三角洲辫状河道主水道沉积环境,形成了横向连片性良好的优质储层,而向外围延伸时,受沉积相带自然过渡影响,逐步转变为河道边缘沉积主导的储层过渡带,至西部及东部边缘区域,由于远离物源供给或火山碎屑物质介入,储层则以致密砂砾岩或火山质砂岩为主,构成非有效储层。
通过研究区实钻井的测井解释数据与试油成果综合验证,反演得出的弹性参数与实钻井吻合度高,储层顶底界面预测误差控制在合理范围内,且不同储层分区的含油气性响应与试油结果高度契合,主体区探井均获工业油流,过渡带为低产含油层,边缘区无工业油流,同时储层厚度、孔隙度等关键参数的预测精度应满足评价要求。该反演结果既精准刻画了储层平面非均质性与含油气性分布规律,也充分证实了双参数叠前反演技术的可靠性,为后续研究工作提供了核心技术支撑。
综上所述,通过对反演结果的分析,进一步揭示了P1f${}_{3}^{2}$储层物性与含油气性的空间差异化特征,该油藏主体区储层物性最优,随向下倾方向延伸,受沉积相带变迁与成岩压实作用增强影响,物性逐渐变差。同时,双参数反演可有效捕捉区域尺度的含油气性差异,例如构造高部位的白260等井,储层孔隙度10.8%、渗透率0.18 mD,均满足优质储层物性标准,但因临近岩性尖灭线、圈闭顶板保存条件欠佳,油气显示微弱(无荧光响应);而向下倾方向的玛湖128井,受储层相变与流体分异影响,含油气性显著变差,印证了过渡带油气分布的复杂性。反演结果不仅精准刻画了优质储层的横向连续性与相变规律,还直观呈现了“构造高部位削蚀尖灭、主体区连续分布、边缘区逐步减薄”的空间展布特征,与钻井揭示的沉积演化过程及岩性展布规律高度契合,为储层有效厚度厘定、圈闭边界刻画及后续钻探目标优选提供了直接的地球物理依据。
3.2 未来勘探前景与方向
在玛湖126井区常规-非常规过渡带的勘探突破,核心源于地质认识革新,这也是同类复杂区域勘探成功的关键。传统方案认为研究区缺失风城组,而本次通过井震结合技术,对三维地震资料实施多次波压制、卡尔曼滤波去噪等预处理,结合岩性-测井响应标定,首次识别出中二叠统风城组完整层序,重构了合理的地层格架,明确了西部超剥带“顶部削蚀、底部超覆”的尖灭特征。这一认识更新不仅支撑了60.22 km2构造-岩性复合圈闭的识别,更印证了过渡带“构造控藏、岩性定界”的成藏模式,大侏罗沟区域性走滑断裂与次级逆断层构成的网络,有效沟通了深部优质烃源岩与浅部储层,而扇三角洲辫状河道砂砾岩的横向连续性则保障了油气聚集规模。这启示类似超剥带勘探需摒弃传统认知局限,通过多资料联合标定精准刻画地层与断裂-储层耦合关系,才能实现隐蔽圈闭有效识别。
针对性技术组合的创新应用,是解决过渡带优质储层预测难题的核心。研究区储层低孔(平均9.69%)、致密(平均渗透率0.13 mD)且非均质性强,常规方法难以区分有效储层。本次构建的“地震预处理-双参数反演-实钻井验证”技术序列,采用“低纵波阻抗<11 000 (g/cm3)·(m/s)+低Vp/Vs<1.7”双参数叠前反演技术,有效规避了单参数反演多解性,岩性识别符合率达91%,储层预测误差控制在合理范围。在该技术指导下,9口直井10个层段均获工业油流,水平井试采日产油稳定超20 t,累计产油达2.08×104 t,充分证实了该技术对“甜点”储层的精准锁定能力,为同类复杂储层勘探提供了可靠技术支撑。
成藏主控因素的明确与科学部署策略,显著提升了勘探效益。研究揭示,超压条件(压力系数1.26)、储集空间类型(粒内溶孔占比52.3%)及孔喉连通性是储层渗流能力的关键控制因素,而流体分异边界与岩性尖灭线共同限定了14.25 km2的含油面积。基于此,研究区按构造与储层特征划分为主体与边缘两大成藏单元,实施“分区分层、优中选优”部署:构造高部位与断裂交汇区优先部署水平井,边缘过渡区以直井试探为主,有效降低了复杂油水关系带来的勘探风险,这一模式为同类过渡带勘探提供了借鉴的实践经验。
本次突破进一步拓展了玛湖全油气系统内涵,凸显了过渡带的战略接替价值。研究区主力层埋深2 800~3 200 m,处于常规与非常规油藏过渡区间,其成功勘探证实过渡带并非“勘探空白区”,而是规模优质可动用储量的重要接替领域。该区域发现的构造-岩性复合油藏,完善了“源岩-输导-圈闭”的成藏耦合关系,结合准噶尔盆地风城组已形成的1.5亿t三级地质储量规模,未来应将玛湖凹陷南斜坡中高部位风城组过渡带作为重点勘探领域。通过深化压力系统与流体分布研究,优化工程工艺,可实现常规与非常规油气的立体勘探与有序接替,为准噶尔盆地油气可持续发展提供坚实资源支撑。
4 结论
(1)重构了玛湖126井区二叠系地层格架,纠正了传统认为该区缺失中二叠统风城组的认知。通过井震结合技术对三维地震资料预处理并结合岩性-测井响应标定,首次识别出完整的风城组层序(P1f3),明确西部超剥带“顶部削蚀、底部超覆”的尖灭特征,建立了“上统上乌尔禾组-中统下乌尔禾组-中统夏子街组-中统风城组-下统佳木河组”的新划分方案,为后续研究与勘探部署奠定基础。
(2)研究明确了油藏核心地质特征与高效勘探技术,揭示了构造-岩性复合成藏规律。研究区P1f${}_{3}^{2}$呈东南倾单斜构造,发育多期断裂系统,形成面积60.22 km2的构造-岩性复合圈闭;储层为扇三角洲辫状河道沉积的低孔(平均9.69%)低渗(平均渗透率0.13 mD)致密砂砾岩,储集空间以粒内溶孔为主,物性呈“西优东劣”分布。创新应用“低纵波阻抗<11 000 (g/cm3)·(m/s)+低Vp/Vs<1.7”双参数叠前反演技术,岩性识别符合率达91%,指导9口直井10个层段获工业油流,水平井试采日产油稳定超20 t,累计产油达2.08×104 t,落实含油面积14.25 km2。
(3)本次研究凸显了常规-非常规过渡带的勘探价值,形成可推广的勘探模式。玛湖126井区的突破证实,埋深2 800~3 200 m的过渡带是规模优质可动用储量的重要接替领域,完善了玛湖全油气系统“源岩-输导-圈闭”的成藏耦合关系。建立的“地层格架重构-双参数储层预测-分区分层部署”技术体系,为同类超剥带、过渡带油气勘探提供了关键地质认识与实践借鉴,助力准噶尔盆地油气规模增储与效益开发。
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