准噶尔盆地莫西庄地区侏罗系三工河组含油气特征及成因机制

Hydrocarbon Characteristics and Genetic Mechanisms of the Jurassic Sangonghe Formation in the Moxizhuang Area， Junggar Basin

摘要

准噶尔盆地腹部莫西庄地区侏罗系三工河组砂体油水分布复杂，投产即高含水，下步勘探开发方向不明确。通过紧邻油砂、水砂铸体薄片、高压压汞对比实验，结合油气成藏规律，明晰了砂体条带含油的成因，探讨了油气成藏主控因素。研究认为：（1）莫西庄地区三工河组砂体具有“普遍条带含油、含油砂体与不含油砂体互层接触”的含油特征；（2）不同岩性、炭屑含量、泥质含量都会对含油性产生影响，中砂岩含油性最好，油斑以上显示厚度占比达52%；（3）结合构造演化与成藏历史，得出了条带含油的形成机制，即白垩纪末充注分选，喜山期调整改造，粗砂岩油气散失成水层，中砂岩保留为主力油层，细砂岩未充注为干层，形成条带含油。通过本次研究，揭示了“早期充注分选、后期调整改造”的双重控藏机制，明确了中砂岩作为主力储层的核心地位，厘清了高物性粗砂岩“含油性差”的本质是后期水洗散失而非原生不含油。这一认识不仅为该区复杂油水分布提供了合理解释，也为下一步勘探部署指明了方向。

Abstract

The sand bodies of the Jurassic Sangonghe Formation in the Moxizhuang area， central Junggar Basin， display heterogeneous oil-water saturation patterns. This area is characterized by early high water cut upon production， and the optimal direction for subsequent exploration and development remains uncertain.This study clarifies the origin of oil-bearing sand strips and investigates the primary controlling factors of hydrocarbon accumulation by integrating thin-section analyses of adjacent oil- and water-bearing sands， high-pressure mercury intrusion experiments， and established hydrocarbon accumulation principles. This study indicates that： （1） the sand bodies of the Sangonghe Formation in the Moxizhuang area are characterized by “widespread oil-bearing strips， with oil-bearing and non-oil-bearing sand bodies interbedded in contact”. （2） Different lithologies， carbonaceous content， and clay content all influence the oil-bearing properties， with medium sandstone exhibiting the best oil-bearing potential， and the thickness of oil stains above this horizon accounting for 52%. （3） By integrating tectonic evolution and accumulation history， the formation mechanism of oil-bearing strips was determined. This indicates that during the Late Cretaceous， oil and gas were injected and sorted， with the Himalayan orogeny resulting in structural adjustments and transformations. Coarse sandstone layers experienced oil and gas depletion， forming water-bearing strata， while medium sandstone layers remained as the main oil reservoir. Fine sandstone layers， which were not charged， became non-productive layers， resulting in the formation of oil-bearing strips. This study reveals a dual control mechanism of “early-stage injection and sorting， followed by later-stage adjustment and transformation”， clarifies the central role of medium sandstone as the primary reservoir， and elucidates that the poor oil-bearing properties of high-permeability coarse sandstone are due to later-stage water washing and depletion， rather than a primary lack of oil. This understanding not only provides a rational explanation for the complex oil-water distribution in the region， but also directs the next steps in exploration planning.

Graphical abstract

关键词

条带含油 / 低含油饱和度 / 侏罗系 / 莫西庄地区 / 准噶尔盆地

Key words

oil-bearing belt / low oil saturation / Jurassic / Moxizhuang area / Junggar Basin

0 引 言

作为中国中西部四大含油气盆地之一，准噶尔盆地蕴藏着极为丰富的油气资源。近年来，中国石油在该盆地开展了多领域、多类型的油气勘探工作，并取得了一系列重大发现，进一步证实了该区域具有良好的勘探前景。截至2023年底，中国石油已在准噶尔盆地勘探证实了29个油田和5个气田的存在，累计探明的石油地质储量超过33亿吨^{［1 - 4］}。自2000年以来，中国石化在准噶尔盆地先后发现了莫西庄、永进、春光等6个油气田，累计提交三级石油地质储量达6.97×10⁸ t，取得了巨大的勘探成果^［5］。

莫西庄地区侏罗系具有良好的成藏潜力，何登发等对车排子—莫索湾古隆起的形成演化及成因机制研究^［6］，以及张枝焕等对车莫古隆起南北两侧含油构造油源及烃源灶研究，成藏潜力大^［7］。目前业界对莫西庄地区三工河组油藏具有低含油饱和度且油水关系复杂的特征认识是统一的^［8］，但对其成因存在较大的分歧。第一种观点认为油水关系受复杂断层控制，每个零散的断块油藏都具有独立的油水界面，因此有“一井一藏”的认识^［9］，这种观点以现场派为主，目前文献较少；第二种观点认为夹层及储层物性遮挡是形成其低含油饱和度且油水关系复杂的主要因素^{［10 - 11］}，储层物性主要受软岩屑含量及成岩作用影响^{［12 - 17］}，第二种观点文献较多；第三种观点认为莫西庄地区在喜马拉雅期经历了构造掀斜运动^［9，18］，导致原始油藏的油气发生了再次调整，且目前油气还处于再次调整期，原始油藏遭受破坏导致其含油饱和度降低，油水关系复杂^{［18 - 20］}。综上，由于不明确侏罗系三工河组砂体低含油饱和度、复杂油水关系的形成机制，导致下步勘探开发方向不清楚。

鉴于此，本文通过19口井岩心详细观察，针对纵向上紧邻的含油砂体与不含油砂同时取样，开展铸体薄片、高压压汞、核磁共振等对比实验，分析砂体含油性与物性之间的对应性，结合油气成藏规律及前期学者研究的一些认识，系统分析了莫西庄地区三工河组砂体条带含油特征的成因，建立了其形成机制，并提出了下步勘探开发方向，为准噶尔盆地腹部侏罗系其他地区的油气藏勘探开发提供一定借鉴。

1 区域地质概况

准噶尔盆地地处中亚腹地，隶属于新疆维吾尔自治区，在构造位置上被西伯利亚板块、哈萨克斯坦板块和塔里木板块所夹持，总体形状为三角形，东西长、南北窄，在经历裂陷、坳陷和收缩三个阶段后形成大型叠合盆地^［21］。准噶尔盆地腹部莫西庄地区位于莫索湾凸起北翼^{［21 - 23］}（图1a），呈北高南低的地质构造格局，在二叠系隆起与凹陷的交界处，发育较小规模的背斜圈闭群，圈闭幅度较小（图2）。莫西庄地区地层发育齐全，二叠系和侏罗系是莫西庄地区主要的含油气层系，其中侏罗系是本文研究的目的层，自下而上包括八道湾组、三工河组、西山窑组、头屯河组和齐古组，其中三工河组主要以灰色、深灰色泥岩、泥质粉砂岩及泥灰岩为主，与砂岩互层（图１b）^{［21，24 - 27］}。

2 砂体条带含油特征

通过对19口井、共695 m岩心的详细观察描述，莫西庄地区三工河组砂体纵向上含油性变化快，含油砂体与不含油砂体紧密互层接触是普遍现象，含油砂体与不含油砂体之间不存在泥质夹层，但含油砂体与不含油砂体的粒度存在一定差异。莫西庄地区三工河组砂体含油性整体表现为“普遍呈条带含油产状、含油与不含油砂体薄互层紧密接触”的特征（图3）。含油砂体的单层厚度一般在0.1 ~ 1.2 m，平均0.3 m。不含油砂体的单层厚度在0.1 ~ 3.5 m，平均0.7 m。砂砾岩、含炭屑砂岩、泥质砂岩含油性差，中砂岩、粗砂岩粒度分选较好，储层物性适中，含油性好，粗砂岩中存在一些油气散逸的水洗特征（图3）。根据庄1-3井密闭取心，发现砂体含油性与砂岩粒度旋回存在较好的吻合性，砂体自下而上依次发育粗砂岩→中砂岩→细砂岩→泥质砂岩或粉砂岩的粒度正旋回，含油性自下而上依次发育具水洗特征的油斑→油浸→油斑→油迹或不含油。受砂体纵向多期叠置影响，含油性表现出了较强的条带特征。

3 砂体条带含油控制因素

通过岩心观察岩性是控制含油性的根本因素，系统统计取心井不同岩性、不同炭屑含量及不同泥质含量的含油性差异（图4）。发现中砂岩含油性最好，油斑以上显示厚度占全部取心井总细砂岩厚度的52%，粒度变细或变粗含油性都变差。砂体含油性随着炭屑含量及泥质含量的增加变差，泥质及炭屑一般大量发育在粉砂岩中，在细砂岩的局部也有发育，炭屑及泥质的增加导致砂岩中的软岩屑含量高，压实作用强，物性变差，导致含油性变差。

根据19口取心井560块常规物性分析化验，对比不同岩性物性与含油性的关系（图4）发现：自粉砂岩→粉-细砂岩→细砂岩→中砂岩储层物性不断变好，含油性也随之逐渐变好，两者呈明显的正相关关系；自中砂岩→粗砂岩储层物性进一步变好，但含油性却出现变差的现象，两者呈负相关关系；粗砂岩→砂砾岩物性变差，含油性变差，两者呈正相关关系。综上，储层物性对含油性影响较大，表现出含油性首先随着粒度变粗，储层物性变好而变好，到中砂岩储层渗透率平均50.7×10^-3 μm²，含油性最好，然后含油性随着粒度的进一步变粗，储层物性变好含油性变差，粗砂岩储层渗透率平均120.2×10^-3 μm²，含油性比中砂岩及细砂岩的含油性差，最后随着粒度的进一步变粗，粒度分选变差，储层物性变差，含油性变差，砂砾岩储层渗透率平均17.8×10^-3 μm²，含油性好于粉砂岩，差于粉-细砂岩。

为了进一步分析储层物性对含油性的影响，对上下紧邻的含油砂体与不含油砂体进行了取样，系统开展了常规物性、铸体薄片、高压压汞和核磁共振的对比实验（表1）。针对实验结果，本文暂定义渗透率大于100×10^-3 μm²为高物性储层，介于10×10^-3 μm²与100×10^-3 μm²之间为中物性储层，介于0.5×10^-3 μm²与10×10^-3 μm²之间为低物性储层，小于0.5×10^-3 μm²为致密储层。

庄5井油斑中砂岩比不含油的细砂岩面孔率高，压汞曲线平台段的压力低，孔隙度和渗透率高，可动流体饱和度高。油斑中砂岩可动流体饱和度63.2%，渗透率23.9×10^-3 μm²，孔隙内流体具有较好的流动性，为中物性油层。不含油细砂岩可动流体饱和度53.6%，渗透率6.94×10^-3 μm²，孔隙内流体具有一定的流动性，为低物性水层。

庄109井油斑中砂岩比不含油的细砂岩面孔率高，压汞曲线平台段的压力低，孔隙度、渗透率高，可动流体饱和度高。油斑中砂岩可动流体饱和度67.4%，渗透率98.5×10^-3 μm²，孔隙内流体具有较好的流动性，为中物性油层。不含油细砂岩可动流体饱和度17.1%，渗透率0.07×10^-3 μm²，孔隙内流体流动性差，为致密干层。

庄110井油浸中砂岩比不含油的中砂岩面孔率略高，压汞曲线平台段的压力略低，孔隙度、渗透率略高，可动流体饱和度略高。油浸中砂岩可动流体饱和度59.4%，渗透率8.2×10^-3 μm²，孔隙内流体的流动性一般，为低物性油层。不含油中砂岩可动流体饱和度46.2%，渗透率2.04×10^-3 μm²，孔隙内流体流动性差，为致密干层或低物性水层。

庄106井油斑粗砂岩比不含油的粗砂岩面孔率低，压汞曲线平台段的压力高，孔隙度、渗透率低，可动流体饱和度低。油斑粗砂岩可动流体饱和度65%，渗透率34.5×10^-3 μm²，孔隙内流体的流动性较好，为中物性油层。不含油粗砂岩可动流体饱和度70.9%，渗透率428×10^-3 μm²，孔隙内流体流动性非常好，为高物性含油水层。

通过以上对比可得出如下认识：（1）储层物性对含油性具有明显的控制作用，含油性先随物性变好而变好，再随物性好而变差；（2）含油砂体主要发育在低物性和中物性储层中，岩性主要为细砂岩、中砂岩及粗砂岩，高物性储层以含油水层为主；（3）不含油砂体主要发育3类，储层物性极差的致密干层，岩性主要为泥质粉砂岩、泥质细砂岩、粉砂岩；低物性水层，岩性主要为细砂岩、中砂岩、砂砾岩；高物性水层，岩性主要为粗砂岩及少量中砂岩。

根据不同油气显示级别岩心的常规物性实验数据（图6），水洗油斑砂体的储层物性最好，渗透率一般大于100×10^-3 μm²，孔隙度一般在14%以上，证实了大量高物性水层的存在，也证实了部分粗砂岩物性好但含油性差的认识。高物性水层岩性主要为粗砂岩，位于砂体旋回的下部，高物性含油水层经庄106井等生产证实，投产即高含水，初期含水一般大于90%，且稳定。油层主要发育在储层渗透率大于3×10^-3 μm²，小于100×10^-3 μm²的区间内，以渗透率10×10^-3 μm²为界，可划分为低物性油层和中物性油层2类。渗透率介于0.5×10^-3 ~ 3.0×10^-3 μm²的主要以荧光、油迹显示为主，主要为低物性水层。渗透率小于0.5×10^-3 μm²的砂体以无显示为主，岩性主要为粉砂岩及泥质砂岩，位于砂体旋回的上部，为致密干层。

综上可知，影响砂体条带含油的主控因素可归纳为沉积/成岩作用的基础控制与后期构造-水动力作用的差异分选的双重机制。

沉积/成岩作用（决定原生基础）：这是含油性的根本。粒度、分选、泥质含量等决定了储层的原始孔渗条件。中砂岩因其适中的粒度和分选，形成了有利于油气聚集的原生孔隙结构，为后期成藏奠定了物质基础。而粉砂岩、泥质砂岩则因原生物性差，在早期充注阶段就难以成藏（形成致密干层或低物性水层）。

后期构造-水动力作用（决定最终命运）：这是含油性差异化的关键。喜山期构造掀斜导致早期古油藏调整。对高物性砂体（如粗砂岩），因其孔渗大、毛细管阻力小（如庄106井WS-4样品，渗透率428×10^-3 μm²），成为油气二次运移的优势通道。早期充注其中的油气大量向高部位散失，并被地层水冲刷，最终形成现今的“高物性含油水层”。其“含油性变差”并非“原生不含油”，而是“后期保存条件差”所致。对中物性砂体（如中砂岩）：因其孔渗适中、毛细管阻力较大（如庄106井YS-4样品，渗透率34.5×10^-3 μm²），油气在其中运移缓慢，散失量小，得以大量保存，成为现今的主力油层。其“含油性好”是“原生基础好”和“后期保存好”共同作用的结果。

这一认识厘清了“原始充注”与“后期散失”两个阶段对含油性的不同控制作用：低物性砂体主要受控于“原始充注不足”，而高物性砂体则主要受控于“后期调整散失”。渗透率100×10^-3 μm²可作为区分后期是否遭受强烈水洗的临界值，3×10^-3 μm²则反映了早期油气充注的物性下限。

4 砂体条带含油形成机制探讨

莫西庄地区三工河组砂体表现出明显的条带含油特征，存在低物性水层及高物性水层2类水层。油层的物性中等，砂体含油的韵律性与砂岩岩性的韵律性耦合很好。针对以上特征，结合砂体物性特征、油气成藏规律及构造演化对条带含油的形成机制进行了探讨（图6）。

大量学者研究认为莫西庄地区三工河组油藏的油气主要来自下伏的二叠系烃源岩，纵向上通过断层长距离疏导进入侏罗系三工河组砂体成藏^{［7，22，28 - 33］}。成藏期主要有3期，主成藏期为白垩纪末期^［18］，该时期莫西庄地区三工河组构造上具有宽缓背斜特征，到第三纪受喜山期构造运动影响，造成莫西庄地区侏罗系三工河组由背斜构造调整为北东高、南西低的单斜构造^［16］。

笔者认为白垩纪末的主成藏期，莫西庄地区侏罗系三工河组具备宽缓背斜的构造背景，下伏二叠系油源生成的油气通过断层疏导进入三工河组背斜储层成藏。该时期三工河组砂体下部的粗砂岩物性最好，中部中砂岩物性中等，上部粉砂岩、泥质砂岩物性差。受油气远距离纵向运移及宽缓背斜影响，油气进入储层的充注动力有限，利用净浮力粗略估算成藏期的油气充注动力约3 MPa，结合不同物性岩心的压汞曲线（表1），渗透率小于3×10^-3 μm²的粉砂岩及泥质砂岩油气此时已难以充注成藏。因此该时期受充注动力及砂体物性影响，油气主要进入砂体下部的物性较好的粗砂岩及中部物性中等的中砂岩中，形成了砂体下部的高物性油层和砂体中部的中物性油层2类。砂体上部的粉砂岩、泥质砂岩由于物性差，油气未充注，为致密干层或低物性水层。受该充注期油气充注量有限的影响，构造底部位局部存在底水，形成高物性水层，受砂体切割叠置间泥岩影响，油层平面上具有一定的分割性（图7a）。

第三纪至今受喜山期构造运动影响，莫西庄地区三工河组发生构造掀斜，由宽缓背斜调整为北东高南西低的单斜构造。造成早期形成的古油藏发生了油气的再次调整运移。砂体下部粗砂岩物性好，毛细管阻力小，根据不同物性岩心的压汞曲线（表1），渗透率大于100×10^-3 μm²的主流毛管阻力（压汞曲线的平台段）只有0.1 MPa，因此高物性粗砂岩中充注的早期油气发生了快速的散失，形成了砂体下部的高物性水层，这也是从岩心中观察发现砂体下部粗砂岩多见水洗油斑显示的原因。砂体中部的中砂岩物性在几到几十个毫达西，压汞曲线平台段不明显（表1），毛细管阻力较大，其中的油气散逸速度及散逸量要比高物性粗砂岩少得多，因此现今油气主要分布在砂体中部物性中等的中砂岩中。受砂体纵向多期叠置影响，多期中砂岩形成了目前明显条带含油的特征。同时中砂岩中也存在油气的一定量散失，砂体的切割界面及断层等对其横向遮挡能力，造成中砂岩中也出现了大量的油水界面，形成了中物性水层（图7b）。

综上，白垩纪末主成藏期油气充注动力有限，形成了砂体顶部的粉砂岩、泥质砂岩低物性水层及致密干层，形成了砂体中部中砂岩的低物性油层及中物性油层，形成了砂体下部粗砂岩的高物性油层。喜山期构造掀斜，在单斜构造背景下，砂体下部粗砂岩高物性油层中的油气发生了快速大量散失，高物性油层转化为大量的高物性含油水层；砂体中部中砂岩的低物性油层及中物性油层，受毛管阻力较大影响，油气得以大部分保留，形成了现今的低物性油层及中物性油层；砂体顶部粉砂岩、泥质砂岩的低物性水层及致密干层仍然存在形成了目前的低物性水层及致密干层。最终导致了莫西庄地区三工河组砂体纵向上含油性变化快，含油砂体与不含油砂体紧密互层接触的普遍现象。这一过程清晰地展示了“早期充注分选”和“后期调整分选”的叠加效应：早期充注动力决定了油气能否进入低物性砂体，而后期构造调整则对高物性砂体中的油气进行了“清洗”和“再分配”。

5 结论

（1）莫西庄地区三工河组砂体含油性受岩性控制明显，含油砂体与不含油砂体在纵向上频繁互层，缺乏泥质隔层，显示沉积作用对含油分布的基础控制作用。中砂岩是主要的含油岩性，粒度适中、分选好，是油气富集的有利相带。

（2）砂体含油性受沉积/成岩作用与后期构造-水动力作用双重控制。沉积作用决定原生孔渗基础，后期构造掀斜导致高物性砂体中油气大量散失，形成含油水层；中物性砂体因毛细管阻力大，油气得以保存。渗透率100×10^-3 μm²可作为后期水洗的临界值，3×10^-3 μm²为早期充注的物性下限。

（3）条带含油特征是“早期充注分选”与“后期调整分选”叠加的结果。早期充注动力决定低物性砂体是否含油，后期构造调整决定高物性砂体中油气的保存与否。中砂岩因其适中的孔渗条件和较强的毛细管阻力，成为最有利的成藏岩性，形成纵向上含油与不含油砂体紧密互层的典型格局。

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基金资助

国家科技重大专项“渤海湾盆地济阳坳陷致密油开发示范工程”(2017ZX05072)