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麦盖提空间设计公司哪家好（麦盖提简介）
发布时间：2023-05-08 14:15:25
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大家好！今天让创意岭的小编来大家介绍下关于麦盖提空间设计公司哪家好的问题，以下是小编对此问题的归纳整理，让我们一起来看看吧。
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层序格架中生储盖空间分布特征及时空配置规律
在对盆地沉积体系研究基础上，系统总结了各沉积微相与生储盖之间的关系。表明储层主要发育于前滨、砂坪、砂坝和潮道微相中，盖层为泥坪沉积，烃源岩相发育于相对深水的陆棚沉积体系。
以穿越盆地的地震大剖面地震相解释成果为基础，结合钻井的沉积体系标定，在盆地层序格架中沉积体系充填特征研究基础上，对盆地内层序格架中烃源岩、储集岩和盖层的发育特征、分布规律及时空配置关系进行了详细研究。
（一）康1井—皮1井东西向生储盖空间分布特征及时空配置规律
根据康1井—皮1井东西向剖面沉积体系充填及空间分布特征，对该区烃源岩、储集岩及盖层的分布规律及特征分述如下（图5-32）。
1.烃源岩
该区域主力烃源岩来自下伏寒武系和奥陶系深海相泥页岩，通过断裂和层序不整合面垂向和横向运移至志留系砂岩中聚集成藏。详细的沉积体系研究表明，志留系自身烃源岩，有利的烃源岩形成环境为陆棚环境。平面上主要位于满加尔坳陷、麦盖提斜坡和巴楚隆起，这些区域均处于较深水的陆棚沉积环境。在垂向上，满加尔坳陷SQ3～SQ7一直发育于深水的陆棚环境，为有利的烃源岩发育期。麦盖提斜坡在志留纪沉积演化过程中，一直处于较深水的陆棚环境，为烃源岩最发育时期，但受后期构造隆升剥蚀影响，保存较差。巴楚隆起区主力烃源岩发育于SQ3～SQ4和SQ9～SQ11中，主体为内陆棚和外陆棚沉积；SQ9～SQ11中发育的烃源岩亦受后期剥蚀，平面分布差异性明显。
图5-31 塔里木盆地志留系塘参1井—英买11井层序格架中沉积体系充填特征
图5-32 塔里木盆地志留系康1井—皮1井层序格架中生储盖时空格架图
2.储层
有利的储集岩在时空上主要发育四套：①为SQ6沉积期发育于卡塔克隆起的潮坪砂岩，储集岩以潮下砂坪砂岩为特征，它是在海侵过程中沿古隆起，在不整合面上形成的一套海侵潮坪砂岩，该剖面上形成了两套沿古隆起海侵潮坪砂岩，其一为中1井—塔中10井—塔中12井一线，其二为顺1井—塔中54井—塔中12井一线。另外，于巴楚隆起区发育的前滨和临滨砂岩亦为重要的储集岩，该套储集岩主要位于高位期。②为SQ7层序于卡塔克隆起区中发育的潮下砂坪、潮道和潮汐砂坝砂岩组成，该套储集岩亦形成于海侵期；该层序高位期于满加尔坳陷区发育前滨和临滨砂岩储集岩。③SQ8层序的卡塔克隆起区，储集岩类型与前期一致，主要为潮下砂坪、潮道和潮汐砂坝砂岩，横向连通性好，与满加尔坳陷区的前滨和临滨砂岩储集岩连为一片。④为SQ10层序沉积期发育于卡塔克隆起的潮下砂坪、潮道和潮汐砂坝砂岩，沉积范围受后期构造隆升侵蚀，平面分布差异性较大。同时该套储集岩由于受海平面快速频繁升降影响，砂岩层增多，但厚度较前期更薄。
3.盖层
在该层序格架中发育有三套较好的盖层，分别为：①SQ6层序高位期发育的混合坪和泥坪泥岩与粉砂质泥岩盖层，具有较好的封盖性。②SQ7层序高位期发育的泥坪泥岩盖层。③SQ9高位期与SQ10层序发育的泥坪泥岩和陆棚相泥岩为全区的重要盖层。
（二）塘参1井—英买11井东西向生储盖空间分布特征及时空配置规律
根据塘参1井—英买11井东西向剖面沉积体系充填及空间分布特征，对该区烃源岩、储集岩及盖层的分布规律及特征进行了详细研究（图5-33）。
1.烃源岩
通过详细的沉积体系研究表明，塔里木盆地志留系为一套海相碎屑岩型沉积，有利的烃源岩形成环境为陆棚环境。在该剖面陆棚相区发育于SQ6～SQ12沉积期的满加尔坳陷，受海平面频繁升降控制，以近滨-浅海陆棚的旋回沉积发育为特征，以灰色粉砂质泥岩和泥质粉砂岩沉积为特征。该区域烃源岩来源，可通过断裂和层序不整合面的垂向和横向运移，将下伏寒武系和奥陶系深海相泥页岩烃源岩运移至志留系砂岩中聚集成藏。
图5-33 塔里木盆地志留系塘参1井—英买11井层序格架中生储盖时空格架图
2.储层
通过其生储盖时空演化特征研究，表明储层在时空上主要集中在塔塔埃尔塔格组（下砂岩段）和依木干他乌组（上砂岩段）。
在时空上主要发育四套有利储集岩：①为SQ6沉积期发育于卡塔克隆起的潮坪砂岩，储集岩以潮下砂坪砂岩为特征，是在海侵过程中沿古隆起，在不整合面上形成的一套海侵潮坪砂岩。另外，于沙西隆起区发育的前滨和临滨砂岩亦为重要的储集岩，该套储集岩主要位于高位期。②为SQ7层序中发育的潮下砂坪、潮道和潮汐砂坝砂岩组成，该套储集岩亦形成于海侵期；另外，在该层序高位期的沙西隆起区发育前滨和临滨砂岩储集岩。③发育于SQ10的卡塔克隆起区，储集岩类型与前期一致，主要为潮下砂坪、潮道和潮汐砂坝砂岩，但储集岩分布范围较前期更局限。④为SQ11和SQ12层序沉积期发育于卡塔克隆起的潮下砂坪、潮道和潮汐砂坝砂岩。但该期发育的储集岩受后期构造隆升剥蚀影响，平面分布差异性较大。
3.盖层
在该层序格架中发育有三套较好的盖层：①SQ6层序高位期发育的混合坪和泥坪泥岩与粉砂质泥岩沉积，具有较好的封盖性。②SQ7层序高位期发育的泥坪泥岩盖层。③SQ9和SQ10层序中发育的泥坪泥岩和陆棚相泥岩为全区的重要盖层。
塔里木盆地古生代海相油气勘探重大进展
康玉柱
（中国石化新星石油公司西北石油局，新疆乌鲁木齐 830011）
【摘要】 1984年9月西北石油局在塔北设计的沙参2井实现了我国古生代海相油气田首次重大突破后，开创了油气勘探的新领域。特别“九五”以来，塔河油田的发现和探明，加大了古生界的勘探和研究力度，并取得了重大进展：油气的重大突破、奥陶系古岩溶和储集体研究取得新进展、初查了塔河大油田特征及勘探技术方面的进步等。
【关键词】 盆地；古生代；油田
1965年著名石油地质学家朱夏就指出：“中国油气勘探实践说明，盆地发展存在两个重要差异，从印支运动前后可以划分出古生代盆地和中新生代盆地”，并多次提出古生代有较好的油气前景。我们从60年代末，就开始研究塔里木盆地古生代成油条件。特别是1984年9月在塔里木盆地北部我们设计的沙参2井实现古生代海相油气首次重大突破后，开创了塔里木盆地古生代勘探新领域。经过攻关研究计算的塔里木盆地油气资源量为206×108t，其中古生界海相地层油气资源量为160×108t，约占全盆地油气资源总量的4/5；目前已发现26个油气田（其中以古生界海相为油源的油气田15个），其中大、中型油气田12个，已获探明油气地质储量达10×108t；1999年原油产量529×104t、天然气3.9×108m3，其中古生代海相油约300×104t。
特别已探明塔河大油田（储量1.07×108t），表明古生代海相油气的巨大潜力。
1 油气的重大突破
1.1 发现和探明多个油气田
自1995年以来，我局加强了古生界油气勘探工作，1996年首先在沙雅隆起艾协克地区开展大面积三维地震。于1997年西北石油局在艾协克地区（塔河3～4号）沙46、沙48井于奥陶系获高产油气流后，又迎来了新一轮勘探古生界的高潮。近年来主要成果有如下几个方面[2]。
（1）在盆地的4个隆起（沙雅隆起、卡塔克隆起、巴楚隆起及顺托果勒隆起）上有40多口探井获工业油气流。石炭系和奥陶系油气具有多层特点。共发现大型油气田2个，中型油气田8个（表1、2）。
（2）1999年探明塔河大油田，其储量为10746×104t，成为塔里木第一个超大型油田。
（3）1997年9月中国石油集团公司塔里木石油勘探指挥部（简称塔指）施工的玛4井于下奥陶统获高产气流后，改称和田河气田，探明天然气储量620×108m3。
（4）1997年12月后“塔指”又在轮南地区设计轮古1、轮古2井在奥陶系获高产油气
表1 塔里木盆地奥陶系油气田表 （据西北石油局和塔指资料）
表2 塔里木盆地石炭系油气田表 （据西北石油局及塔指资料）流，使该区古生界储量不断扩大。
（5）1998年“塔指”在顺托果勒隆起北部哈德地区哈1井于石炭系获工业油气流，经过评价哈德油田获探明储量1008×104～t。
1.2 地质储产量快速增长
（1）目前，在该盆地古生界获得的地质储量为5.25×108t，占全盆地总储量一半左右。
（2）1999年古生界石油产量增长到300×104t，为全盆地产量的3/5左右。
2 石油地质理论的重大进展
2.1 古生代海相成油理论的建立
1984年9月西北石油局在塔北地区高左的沙参2井于井深5391m奥陶系喜获高产油气流，日初产油1000m3、天然气200×104m3，成为我国古生界找油的重要里程碑。之后，又连续发现古生界油气田。经过“七五”、“八五”科技攻关研究总结了塔里木盆地和国内有代表性古生界油气田的成藏特征，于1992年首次建立了我国古生代海相成油理论（专著：塔里木盆地古生代海相油气田、中国古生代海相成油特征）。“九五”以来，又充实了这一理论。其主要内容如下[1]。
（1）多时代、多类型盆地叠加复合是形成巨大的海相沉积体，并造就形成丰厚油气资源的构造、沉积背景和良好环境的重要因素。
（2）多时代生油岩、多期生油。各盆地古生界生油岩有：上震旦统、寒武—奥陶系、志留系、石炭系—二叠系等。由于盆地长期处于多旋回条件，使生油岩具长期生油特征。因此，油气资源十分丰富。
（3）多时代、多类型的储集层系有：震旦系、寒武—奥陶系、志留—泥盆系及石炭—二叠系。
上覆的中新生界储集层，储集岩有：碎屑岩、碳酸盐岩及火山岩等。而碳酸盐岩储集空间为孔洞缝。大油气田形成的重要因素之一，是洞、缝、孔储集体发育。
（4）油气具有长距离运移的特征。实践表明，古生界生成的油气，可通过区域性不整合、断裂等作长距离运移，水平运距达几十至上百公里，垂直运距达几百米至上千米。这是有别于陆相找油的特征之一。
（5）多期成藏。由于该盆地具多期、长期生油之特点，造就了多期成藏。其主要成藏期有海西早期、海西晚期，印支-燕山期，喜马拉雅期，但以海西晚期和喜马拉雅期为主要成藏期。
（6）多油气藏类型及多成藏模式。盆内古生界油气藏类型丰富多彩，可划分为三大类（构造、地层、岩性）、14亚类。古生界成藏模式有古生古储（古生界生油岩生成的油气，又储集到古生界中）、后生古储（古生界晚期生成的油气，又储集到古生界中）、后生中储（古生界晚期生成的油气，储集到中生界中）和后生新储（古生界晚期生成的油气，储集到新生界中）。
（7）油气分布特征。古生界海相油气田主要分布在古隆起、古斜坡、断裂带和区域性不整合面附近。
根据上述理论的指导，我局自1992年后在沙雅隆起、中央隆起区上发现了油气田，如巴楚-麦盖提地区发现了巴什托、亚松迪油气田；1998年又探明了塔河超亿吨级大油田（探明储量1.07×108t）等，使塔里木盆地古生界油气勘探开发推向了新的热潮。
2.2 奥陶系古岩溶研究的新进展
多年来通过几十口深井的各种资料及物探资料的研究，对塔里木盆地奥陶系古岩溶有了新的认识。古岩溶形成的因素主要有下面几个。
（1）岩性
由于碳酸盐岩中各岩性的化学溶解度不同，故被溶蚀的程度也不同，直接影响了岩溶的发育。实践证明，灰岩、泥质灰岩易被溶蚀。
（2）断裂
实践证明，断裂的破坏作用对岩溶的发育起着重要作用。但不同的岩性对其破坏作用程度也不同，总的物理破坏量白云岩最高，抗拉强度最低。因此，不同的物理破坏结果对后期岩溶发育程度的影响也是不同的。
断裂对岩溶的控制作用主要表现为：增加了岩石的渗透性，改善了岩溶水的循环系统，增大了可溶岩溶蚀面积。
（3）地貌
一般情况下，古地貌相对高的地区，地表及渗流岩溶带发育，并以供水为主，岩溶发育深度大，但充填严重；岩溶洼地，溶蚀程度高，充填和塌陷严重，但潜流岩溶带发育；岩溶缓坡，岩溶发育程度相对适中，有利储集空间发育，是油气勘探的最佳领域。塔河油田大部分地区均处于岩溶缓坡，是寻找大型油气田的最佳区域之一。
（4）古气候条件
古气候条件是影响岩溶发育程度的另一个重要因素。潮湿、温暖、降水量丰富的气候条件有利于岩溶发育；高温、干旱的气候虽然不利于岩溶发育，但可产生较强的物理风化作用，为后期的岩溶作用提供了有利条件。
（5）古水系
在岩溶区，古水系往往形成地下水系与地表水系两大类。地下水系受断裂系统和岩石性质的影响，多形成不同的地下水文网，控制着岩溶系统的分布。地下水文网供、排水系统完善的岩溶发育程度高，溶洞发育，充填也严重。地表水系沿地表岩溶冲沟、断裂带，形成塌陷的溶洞。沿地表水系主干流两侧异常发育侧向溶蚀洞穴、具层状的排水洞。
2.3 奥陶系碳酸盐岩储集体研究的进展
从多口井的实际资料研究认为，碳酸盐岩储层以孔、洞、缝作为储集的空间，形成双重或多重孔隙介质的特殊储层。碳酸盐岩基质孔隙度一般小于2%，对储层的好坏影响不大。储层的好坏主要看洞、缝的发育程度，即后期的构造及岩溶改造的程度。
受多期构造运动及岩溶作用的影响，阿克库勒凸起奥陶系碳酸盐岩中发育多期裂缝及溶蚀孔洞，它们构成了奥陶系灰岩的主要储集空间。但是裂缝和溶蚀孔洞的分布极不均一，从而储层在纵、横向上具有极强的非均质性，主要表现在洞缝发育的多少和大小、充填情况、洞缝空间组合类型的不同，从而造成储渗能力的千差万别。
阿克库勒凸起奥陶系灰岩储集层主要有4种储集类型，其一是裂缝—孔洞型，储渗空间以孔洞为主，裂缝次之，是最好的储集类型，如S48井等；其二是孔洞—裂缝型，孔洞及裂缝对储集均有贡献，如S47井等；三是裂缝型，裂缝是主要通道和储集空间，孔洞相对不发育，如S46井、S14井等；四是生物滩相孔隙型，以自生粒间孔、溶蚀孔为储集空间，如S76井、S60井、S68井等。
储集体分布规律从纵向上看有两个主要缝洞发育带：一是风化面附近的地表岩溶—渗流岩溶带上部；二是潜流岩溶带。主要缝洞发育带大多位于风化面以下200m范围内，受岩溶发育深度的明显控制。中上奥陶统与下奥陶统分界面附近也是一个岩溶发育的有利带，并获油气突破。
3 塔河大油田特征
塔河大油田位于塔里木盆地北部沙雅隆起阿克库勒凸起的西南部斜坡上，已控制面积约700km2（图1）。
3.1 地层特征
该油田地层发现较齐全，从震旦—第三系均有沉积，但其北部缺失志留—泥盆系及上奥陶统。
图1 塔河油田分布图
阿克库勒凸起从加里东中期开始隆起，北部缺失了中上奥陶统。海西早期快速抬升，所以北部缺失了志留—泥盆系地层。石炭纪又广泛海浸全面覆盖本区。但海西晚期再次抬升，使本区缺了上二叠统及下二叠统的部分地层。中新生代为浅坳盆地演化阶段，沉积了较齐全的中新生代地层。
3.2 生油岩
该油田的油源岩为寒武—奥陶系碳酸盐岩。从原油性质及包裹体分析，塔河油田成藏形成期以海西晚期和燕山-喜马拉雅期为主。
3.3 油田储层特征
下石炭统及三叠系为砂岩储层，其储集物性较好。奥陶系主要为微-细晶灰岩，以亮晶、砂屑灰岩为主。储集类型为裂缝型、裂缝-溶洞型及裂缝-孔（洞）型。它们的发育程度主要与岩溶地貌、断裂、古水流系统及岩石性质有关。
该油气藏储集体发育非均质性很强，纵、横向分布差异性较大。但其奥陶系油藏纵向分布有3层（图2），自上而下为：奥陶系顶部风化壳、渗流带及潜流带。油气主要分布在从奥陶系顶部风化面以下200m范围内。
图2 塔河油田3区油藏剖面示意图
3.4 油藏类型
下石炭统及三叠系油藏主要为背斜型。下石炭统还存在岩性尖灭型油气藏。奥陶系油藏有三大类，即构造型、地层岩性型及复合型（表3）。
表3 塔河油田奥陶系油藏类型表
3.5 油气水特征
3.5.1 原油特征
据现有资料分析，三叠系及下石炭统的油为轻质油或凝析油，且含气层。奥陶系的油为西北重东南轻，即：塔河6号、4号为重质油（4号区平均原油密度0.957g/cm3）；中部的塔河3号区以正常原油为主（原油密度平均0.82g/cm3）；东南部的塔河1号区为轻质原油。油内含硫量亦有类似的变化。
3.5.2 水的特征
奥陶系油藏总体为底水油藏。目前控制的700km2范围内底水多处在5690～5700m，但又不是统一的油水界面。塔河6号区西北角的沙81井底水在5750m附近，这是目前底水面最深的一口井。油区内底水面变化是北高南低，东高西低。
3.6 前景展望
2000年塔河油田勘探开发取得了重大进展：①扩大了奥陶系含油面，从200km2扩展到700km2左右，在潜丘、平台及低凹部位的探井均发现油气流，因此认为基本连片含油；②地质储量快速增长，去年已获探明储量1.07×108t，今年可增加探明储量4000×104t左右；③又在中上奥陶统灰岩中打出高产油气流，另在沙76井发现了生物滩含油，开拓了新领域；④进一步认识了奥陶系储集体的发育特点及分布特征，使提高钻井命中率有了新科学依据；⑤2000年西北石油局原油产量从1999年的109×104t可上升到190多万吨，原油产量增加的幅度相当可观；⑥据目前成果预测，塔河大油田探明＋控制＋预测储量达2.9×108t左右。笔者认为，2至3年内可拿到3×10～53×108t的超大型油气田。
4 古生界碳酸盐岩油气勘探开发技术进展
在“九五”期间，特别是从“十五”以来，以国家科技攻关项目为龙头的深入研究，初步形成了一套适应塔里木盆地古生界碳酸盐岩油气勘探开发的技术系列，主要包括以下几个方面。
4.1 区域评价选区技术
通过建立地层层序、地层对比，编制岩相古地理图，识别和确定生油岩，在搞清区域构造的基础上进行油气前景评价，优选靶区和突破点。
4.2 碳酸盐岩储层预测及油识别地球物理技术
通过二维、三维地震资料的深入研究和特殊处理，总结出了溶洞发育带具有低速度、弱振幅、低频率、层速度异常、弱相关性等特点，研制开发了储层精细成像处理、三维相干体处理、地震特殊参数提取分析、波阻抗反演技术、烃类直接检测、三维可视化等6大技术，初步形成了一套碳酸盐岩储层预测的物理方法技术系列，有效地指导了勘探开发，为塔河油田扩大含油面积、增储上产提供了科学依据。
4.3 深井碳酸盐岩欠平衡钻井技术
根据盆内碳酸盐岩储层的漏失特点和现有设备，采用了常规、万能、旋转防喷器、液体分离器等配套设备，选用无固相钻井液体系，细化压井和深井技术工艺，重建了井底正常压力状态和方法等，完井器口现场应用达到了欠平衡钻井的设计要求。
4.4 深井碳酸盐岩储层完井技术
由于碳酸盐岩裂缝带后效应较强，采用了胶溶性暂堵钻井完井液和酸化压裂改造等增产技术，提高了单层裸眼完井、中高产多层且无法套管射孔完成ECP完井、低产多层射孔完井、低产单层裸眼射孔完井等不同完井方式，为多油组的有效分隔和分层评价提供了有效完井技术。
4.5 深井碳酸盐岩储层预测技术 根据盆内碳酸盐岩储层高温、高压、深埋、油品粘度大等特点，采用了套管挂壁测试、裸眼支撑测试，裸眼挂壁测试、裸眼膨胀跨隔测试、裸眼PIP测试等技术。
4.6 深井碳酸盐岩储层改造技术
针对盆内碳酸盐岩储层非均质性严重的特点，采用大酸量、大排量封隔酸压作业，一批深井和开发井由不出油至产油量达标或高产，储量和产量增加效果明显。
4.7 碳酸盐岩油气田评价技术
该类油气田评价属世界性难题，据其油气藏特点，采用油气描述、油气藏建模等技术，进行油气藏评价及地质储量计算等。
4.8 深井碳酸盐岩油气试采和试验性开发技术
近几年来，通过对塔河油田和雅克拉凝析气田的试采和试验性开发工作，初步探索了油气田开发的技术及工艺。
参考文献
[1]康玉柱.中国古生代海相成油特征[M].乌鲁木齐：新疆科技卫生出版社，1995.
[2]康玉柱.塔里木盆地奥陶系形成大油气田地质条件[J].新疆地质，1999，17（2）.
[3]康玉柱.塔里木盆地塔河大油田特征[A].第四届天山地质矿产资源学术讨论会文集[C].2000.96～102.
巴楚—麦盖提斜坡成藏条件分析
詹伟
（华北石油局规划设计研究院，郑州 450000）
丁勇 周晓芬 李新民 杨宏
（西北石油局规划设计研究院，乌鲁木齐 830011）
摘要 通过对巴楚—麦盖提斜坡油气勘探结果的归纳分析，依据巴什托和亚松迪I号油气藏的研究成果，总结了已获油气突破构造的成藏条件，并对未获油气的探井进行了分析。研究表明，储层、构造形成期、沟通寒武—奥陶系烃源岩的油气运移通道和油气的有效封堵等几个方面是本区油气成藏的主要控制因素。
关键词 巴楚—麦盖提斜坡 成藏条件 断裂 储集空间 形成期
巴楚隆起西部—麦盖提斜坡北部油气勘探历时多载，已完成探井、评价井约20余口。前期勘探以石炭—二叠系为主要目的层，各石油勘探单位对区内发现的局部构造大部分都进行了上钻评价，甚至还开展了玉1井和塔参2井等非构造圈闭的探索。除了发现巴什托和亚松迪工号2个（中）小型油气田外，其他圈闭未能取得令人满意的收获。随着邻区山1井等在下古生界奥陶系古风化壳获工业油气的突破，寻找下古生界原生油气藏亦成为本区油气勘探的新思路。截止目前，先后已有伽1、巴5、康1、康2共4口井钻入了奥陶系或寒武系地层，但都没有取得油气突破，显现了本区油气勘探的艰巨性和复杂性。笔者综合多年来的勘探实践和研究成果，对本区油气成藏条件作一简要分析。
1 已获油气突破构造的成藏条件分析
根据已发现的巴什托、亚松迪Ⅰ号、山1井和玛4井等油气藏的勘探实践，特别是对巴什托油气田和亚松迪I号油气田（图1）的形成和演化研究，对本区油气成藏的主要条件进行简要分析。
亚松迪I号油气田是一个喜马拉雅期形成的，油气来源于异地的次生油气藏（图2）。
巴什托油气田成藏期主要为晚石炭世—二叠纪，即海西晚期。油气主要来源于深部的寒武—奥陶系生油岩。经喜马拉雅期油气运移调整改造，部分油气向东运移散失。巴什托油气田油气成藏模式见图3。
巴楚—麦盖提斜坡地区能获得油气突破的主要原因可概括为：
（1）具有断裂作为油源通道。油源对比及生油岩综合评价研究结果表明，本区油气藏的油气基本来源于寒武—奥陶系海相生油岩。石炭—二叠系烃源岩尚处于低熟—成熟阶段，生油期晚且未达到生油高峰。寒武-奥陶系生油岩的主生烃期在海西-燕山期，而断裂主要形成于海西期，喜马拉雅期时大多活动不强烈，因此，断裂为深部寒武-奥陶系烃源岩生成的油气或油气藏提供了向上部储层运移的最简便而有效的通道。上述4个构造中均有规模较大的断裂发育。
图1 亚松迪、巴什托油气田地理位置示意图 Fig.1 Location of Yasongdi,Bashituo oil-gas field
1—油气田
图2 亚松迪I号油气田的成藏模式图 Fig.2 Formation pattern of Yasongdi No.1 oil-gas field
图3 巴什托油气田油气成藏模式图 Fig.3 Formation pattern of Bashituo oil-gas field
1—油气运移方向；2—已知油气数
（2）碳酸盐岩储层发育为油气提供了良好的储集空间。本区总体上储层不发育，碎屑岩普遍物性较差而不能成为有利储层，储集岩主要由碳酸盐岩组成。在已发现的上述4个含油气构造中，均有良好的碳酸盐岩储层发育，它们或为成岩过程中的白云岩化和溶蚀淋滤作用形成，或为后期构造作用改造形成。其他大多数非含油构造碳酸盐岩储层不发育，碳酸盐岩储层的发育与否是决定能否有油气的关键因素之一。
（3）具有良好的油气封盖条件。寒武—奥陶系生油岩生油早，成熟度高，多以晚期生成的高—过成熟天然气为主，对封盖条件要求较为严格。已发现的上述4个含油气构造均具良好的油气封盖条件。
2 探井未获油气原因分析
区内大多数探井未取得油气突破，主要原因有：
（1）构造形成期与油气生成高峰期不匹配。巴楚隆起上的局部构造大多形成于喜马拉雅期，而寒武—奥陶系主力烃源岩的生油高峰在海西期—燕山期，石炭—二叠系烃源岩在喜马拉雅期尚未进入生油高峰。巴楚隆起上局部构造形成期与油气生油期在时间上不匹配，是造成巴楚隆起上探井失利的主要原因。属于此类原因的有巴5井、康1井等（表1）。
表1 巴楚隆起西部—麦盖提斜坡北部失利钻井原因分析 Table1 Analyse of the abortive artesian well between the west of Bachu uplift and the north of Maigaiti slope
(2）储层物性差。根据钻井资料综合研究，该区石炭—二叠系储层以碳酸盐岩次生溶蚀孔隙型储层为主，其形成与原始沉积环境和成岩作用密切相关。目前，仅在巴什托及亚松迪等构造发现了该类储层，并都获得油气突破。其他地区这套储层的储集物性一般都较差，因此也未获得油气，如玉1井、伽2井、琼003、群4井等失利就与这套储层差有关。
本区4口钻入奥陶系地层但都失利的探井，都揭示出下奥陶统顶部风化壳不发育、一些溶蚀淋滤孔洞和构造裂缝多已被充填的特征。而下奥陶统发育有白云岩风化壳或裂缝发育带等类型储层的探井，如山1井或玛4井则获得了油气突破。因此储层物性较差，没有油气储集空间，是探井失利的又一重要原因。
（3）断裂不发育，没有油气运移通道。麦盖提斜坡北部的玉代里克构造带是与巴什托构造带平行排列的海西期构造带，在油气运移成藏演化上有很大的相似性。但玉代里克构造带的构造幅度低缓，缺乏勾通寒武—奥陶系生油岩与石炭—二叠系储层的大断裂，油气垂向运移通道不畅。位于该构造带的伽1井、伽2井和玉1井，油气显示普遍较差，仅伽2井在巴楚组底部东河砂岩和小海子组鲕粒灰岩中见到少量含油岩芯，测试均未获工业油气。玉代里克构造带虽然形成较早，但缺乏畅通的油气运移通道（断裂），油气充注不足是该构造带含油气性较差的主要原因。
巴什托构造南部的塔参2井钻探失利的主要原因也是没有断裂发育，油气无法垂向疏导至储层聚集，尽管下第三系中有孔渗物性较好的白云岩发育，但未见有任何油气显示。
（4）石炭—二叠系生油能力有限。油源综合研究结果表明，区内已知油气藏的油气源主要由寒武—奥陶系烃源岩供给，石炭—二叠系烃源岩居次要地位。如果没能捕获寒武—奥陶系生油岩生成的油气，而只能主要由石炭—二叠系生油岩提供，则失利的可能性较大，塔参2井的失利与此有关。
（5）色力布亚断裂的活动逸散了大量油气。色力布亚断裂可能在海西期或更早时就已存在，喜马拉雅运动以来一直处于强烈活动中。该断裂总体上表现出较强的开启性而不是遮挡性，断裂未起到封闭作用是导致在其下盘钻探的伽1井、麦参1井和曲2井均告失利的一个重要原因，尽管这3口井中均有小海子组白云岩储层发育并见到了油气显示。此外，亚松迪Ⅰ号构造中该断裂派生的次级断裂的开启性也是造成该油气藏成藏规模小、未能充满整个圈闭的主要影响因素。色力布亚断裂处于麦盖提斜坡和巴楚隆起的分界部位，现今构造位置较高，是油气运移汇聚的有利地带。麦盖提斜坡低部位运移而来的油气和深部寒武—奥陶系生成的油气汇聚于断裂带中后以垂向运移为主，其中，只有少量油气进入有储层发育的构造圈闭中聚集成藏，大部分油气沿断裂运移至地表而散失。
3 巴楚—麦盖提斜坡油气勘探前景
根据上述对巴楚—麦盖提斜坡已获油气突破和失利探井原因的归纳，可以看出，巴楚隆起尽管存在诸多成藏条件不够理想之处，但并不能由此就否定该区油气勘探的前景。上述4个油气藏的发现本身就说明了本区存在多个时期、多种类型油气成藏经历，只是由于构造运动等的复杂性而加大了油气藏勘探发现的难度。
由于本区总体勘探程度尚不高，还有许多基础地质问题尚未研究清楚，如小海子组优质碳酸盐岩储层的展布范围，下古生界奥陶系顶部风化壳的发育机制及储层分布，麦盖提斜坡的非构造圈闭成藏等。如果加大勘探投入力度，并开展针对性的科研攻关，在麦盖提斜坡和巴楚隆起的外围实现新的油气突破，发现更多更好的油气藏是完全有可能的。
Analysis of conditions of reservoir formation in Bachu-Maigaiti slope
Zhan Wei
(Academy of planning and designing,Northern China Petroleum Bureau,Zhengzhou 450000)
Ding Yong Zhou Xiaofen Li Xinmin Yang Hong
(Academy of planning and designing,Northewest Bureau of Petroleum Geology,Uriimqi 830011)
Abstract:According to exploration for oil and gas in Bachu-Maigaiti slope and achievements of the No.1 oil and gas pools in Bashituo and Yasongdi,the authors summarized the conditions of reservoir formation of the structures where the breakthrough has been made in the exploration petroleum and analysed the prospect hole which didn't get hydrocarbon.The study shows that the reservoirs,the period of structural formation,the migration pathway of hydrocarbon between Cambrian and Ordovician system hydrocarbon source rocks and the effective plugging of petroleum,etc.are major controlling factor of the condition of reservoir formation of hydrocarbon in this area.
Key Words: Bachu-Maigaiti slope condition of reservoir formation rupture reservoir space formation period
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