准噶尔盆地玛湖凹陷砾岩成岩圈闭油气藏特征与评价技术体系构建

准噶尔盆地玛湖凹陷砾岩成岩圈闭油气藏特征与评价技术体系构建一、引言1.1研究背景与意义随着全球经济的快速发展，能源需求持续增长，油气资源作为重要的能源支柱，其勘探与开发对于保障国家能源安全和促进经济发展具有至关重要的作用。玛湖凹陷位于准噶尔盆地，是中国重要的含油气凹陷之一，其砾岩成岩圈闭油气藏的研究具有重要的现实意义和科学价值。玛湖凹陷经历了多期构造运动，形成了复杂的地质构造背景，为油气的生成、运移和聚集提供了有利条件。自20世纪以来，国内外众多石油地质学家对该地区进行了大量的勘探和研究工作，取得了一系列重要成果。2012年，新疆油田在玛湖凹陷发现了源上10亿吨砾岩大油区，这一发现成为中石油近10年来的重大石油发现之一，也使得玛湖凹陷成为全球瞩目的油气勘探热点区域。砾岩成岩圈闭油气藏作为一种特殊的油气藏类型，其形成机制、分布规律和勘探评价技术与常规油气藏存在显著差异。深入研究玛湖凹陷砾岩成岩圈闭油气藏，有助于揭示其独特的成藏机理，丰富和完善油气成藏理论，为类似地区的油气勘探提供理论指导。同时，通过对玛湖凹陷砾岩成岩圈闭油气藏的勘探和开发，可以增加油气储量和产量，缓解国内能源供需矛盾，保障国家能源安全。从经济角度来看，玛湖凹陷油气资源的开发将带动当地相关产业的发展，促进区域经济增长，对于推动新疆地区的社会稳定和长治久安也具有重要意义。1.2国内外研究现状在国外，砾岩油气藏的研究始于20世纪中叶，早期主要集中在对砾岩储层的沉积特征和岩石学研究。随着勘探技术的不断进步，逐渐深入到成藏机理和圈闭识别等方面。美国、英国等国家在北海盆地、库克湾盆地等地区的砾岩油气藏勘探开发中取得了一定成果，建立了相应的成藏模式和勘探技术体系。但由于不同地区地质条件的差异，这些成果在玛湖凹陷的应用存在一定局限性。国内对砾岩油气藏的研究起步相对较晚，但发展迅速。准噶尔盆地西北缘的克拉玛依油田是我国最早发现的砾岩油田，经过多年的勘探开发，积累了丰富的经验。近年来，随着玛湖凹陷砾岩大油区的发现，国内学者对该地区的研究日益深入，在沉积模式、成藏机理、储层特征等方面取得了一系列重要成果。有学者建立了凹陷区大型退覆式浅水扇三角洲砾岩沉积新模式，突破了传统的扇体砾岩沿盆缘及断裂带局部分布模式的认识；还有学者创建了碱湖烃源岩两段式高效生油模式，重新评价了玛湖凹陷的石油资源量。然而，当前研究仍存在一些不足和空白。在成岩圈闭的精细识别和定量评价方面，现有的技术和方法还不够完善，难以准确预测油气藏的分布范围和储量规模；对于砾岩储层在成岩过程中的演化规律及其对油气成藏的影响，研究还不够深入；不同类型成岩圈闭的形成机制和主控因素尚需进一步明确。此外，针对玛湖凹陷复杂地质条件下的砾岩成岩圈闭油气藏，缺乏一套系统、全面的勘探评价技术体系。1.3研究内容与方法本文针对玛湖凹陷砾岩成岩圈闭油气藏展开深入研究，主要内容包括：剖析玛湖凹陷的区域地质背景，涵盖地层发育特征、构造演化历史以及沉积环境变迁等方面，明确油气成藏的基础地质条件；深入探究砾岩成岩圈闭的形成机制，从成岩作用类型、成岩阶段划分、成岩圈闭的形成过程等角度进行分析，揭示其形成的内在机理；系统研究砾岩成岩圈闭油气藏的成藏条件，包括烃源岩特征、储层特征、盖层特征以及油气运移和聚集条件等，明确油气成藏的关键要素；建立适用于玛湖凹陷砾岩成岩圈闭油气藏的评价技术体系，涵盖地球物理勘探技术、地球化学分析技术、测井技术等，为油气藏的勘探和开发提供技术支持；基于上述研究，对玛湖凹陷砾岩成岩圈闭油气藏的分布规律和勘探潜力进行综合评价，预测有利勘探区域，为后续的勘探工作提供指导。在研究方法上，综合运用多种手段。地质分析法，通过对岩心、露头、测井等资料的详细分析，研究地层、构造、沉积和油气显示等特征，揭示地质演化规律；地球物理勘探法，利用地震、重力、磁力等地球物理方法，获取地下地质结构和物性信息，识别潜在的成岩圈闭和油气藏；地球化学分析法，对烃源岩、原油和天然气进行地球化学分析，确定其来源、演化程度和运移路径；实验测试法，通过岩石物理实验、压汞实验、扫描电镜分析等手段，研究砾岩储层的物性、孔隙结构和微观特征；数值模拟法，运用盆地模拟、油气运移模拟等软件，对油气的生成、运移和聚集过程进行数值模拟，定量分析成藏条件和过程。通过多种研究方法的相互印证和补充，力求全面、深入地揭示玛湖凹陷砾岩成岩圈闭油气藏的奥秘。二、玛湖凹陷地质背景剖析2.1区域地质概况准噶尔盆地是中国新疆境内的大型含油气盆地，介于天山山脉与阿尔泰山脉之间，西侧为准噶尔西部山地，东至北塔山麓，东西长850多千米，南北宽350多千米，面积约38万平方千米，整体地形态势向西倾斜，北高南低。它具有前石炭系的双重基底，经历了自海西期至喜马拉雅期的多期构造运动，构造演化历史复杂。在地质历史时期，盆地内沉积了从二叠系到第四系的陆源碎屑岩地层，在克拉美丽山前还沉积有石炭系滨海相地层。多期的构造运动和复杂的沉积环境，使得准噶尔盆地发育了石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系和白垩系五套烃源岩，具备了良好的油气生成物质基础。玛湖凹陷位于准噶尔盆地中央坳陷西北部，勘探面积约1×10⁴km²。其西北部与克—百断裂带相邻，北部为乌—夏断裂带，东南部为达巴松—夏盐凸起。玛湖凹陷处于准噶尔盆地的关键构造位置，是盆地内油气运移和聚集的重要区域。凹陷内地表主要为戈壁、荒漠，发育有玛纳斯湖、盐沼及现代冲积扇。从构造演化角度来看，早二叠世，盆地周缘海槽褶皱成山并向盆地冲断推覆，在西北缘形成前陆盆地，玛湖凹陷也随之开始发育；至晚二叠世，西北缘持续推覆挤压，之后盆地整体抬升，地层遭受剥蚀，玛湖凹陷缺失早三叠世地层；随后进入沉降抬升的振荡发展阶段；晚侏罗世—早白垩世，西北缘推覆体停止活动并下沉掩埋，之后的沉积超覆于推覆体之上，燕山运动之后，西北缘前陆冲断带基本形成，喜马拉雅运动使西北缘地区成为碰撞隆起带及与隆起带相邻的碰撞前陆型沉积凹陷。这种复杂的构造演化历史，对玛湖凹陷的地层发育、沉积环境和油气成藏都产生了深远的影响。自石炭纪—二叠纪以来，玛湖凹陷发育了多套地层，包括二叠系的佳木河组（P₁j）、风城组（P₁f）、夏子街组（P₂x）、下乌尔禾组（P₂w）、上乌尔禾组（P₃w），三叠系的百口泉组（T₁b）、克拉玛依组（T₂k）、白碱滩组（T₃k），侏罗系的八道湾组（J₁b）、三工河组（J₁s）、西山窑组（J₂x）、头屯河组（J₂t），以及少量的白垩系、古近系、新近系和第四系。其中，风城组、佳木河组、石炭系发育了三套成熟烃源岩，为油气的生成提供了充足的物质来源。油气通过断裂及不整合面向上运聚，在二叠系、三叠系的断裂带及斜坡区均发现了规模油藏，呈现出满凹含油的态势。2.2玛湖凹陷沉积特征玛湖凹陷在不同地质时期经历了多种沉积环境的变迁，沉积相类型丰富多样且具有独特的演化规律。在早二叠世佳木河组沉积时期，受区域构造运动影响，盆地边缘山体隆升，物源供给充足，以近源的洪积扇和扇三角洲沉积为主。洪积扇主要分布在盆地边缘靠近物源区，沉积物粒度粗，分选差，以砾岩、砂砾岩为主，常见杂乱堆积的砾石，反映了快速堆积的沉积特征；扇三角洲则发育在盆缘与水体的过渡地带，其前缘部分可延伸至湖盆中，沉积相带较窄，砂体以中粗砂岩和砾岩为主，具有明显的正粒序特征。下二叠统风城组沉积期，玛湖凹陷为一大型碱湖盆地，这一时期气候半干旱，水体盐度、碱度较高，与世界上典型碱湖特征基本相近。自生矿物、沉积组合与演化过程大致相同，含碱层段一般为浅水环境成因，是碳酸盐型湖水蒸发浓缩的产物，与碱层互层的暗色细粒岩石不全为深水沉积产物。沉积相主要包括碱湖相、滨湖相和浅湖相。碱湖相中发育大量的碱类矿物，如天然碱、碳酸钠钙石和硅硼钠石等，这些矿物的形成与高盐度、高碱度的湖水化学条件密切相关；滨湖相以泥质、粉砂质沉积为主，常含有丰富的生物碎屑；浅湖相则以细粒的泥岩、粉砂岩沉积为主，水平层理发育，反映了相对稳定的水体环境。到晚二叠世夏子街组和下乌尔禾组沉积时期，构造活动相对稳定，湖盆范围扩大，水体加深，沉积环境转变为以湖泊相和三角洲相为主。湖泊相沉积以泥岩、粉砂岩为主，具有细腻的纹理和丰富的生物化石，反映了水体较为安静的沉积环境；三角洲相在盆地边缘广泛发育，其前缘砂体向湖盆中心延伸，砂体粒度较细，分选较好，具有典型的反粒序特征，常发育水下分流河道、河口坝等微相。三叠系百口泉组沉积时期，玛湖凹陷西斜坡发育了世界上罕见的大型扇三角洲。该扇三角洲延伸距离可大于40km，相带包括扇三角洲平原、扇三角洲前缘及前扇三角洲三个亚相，以及泥石流、扇面河道、碎屑流、水下分流河道、河口砂坝及前扇三角洲泥等九个微相。扇三角洲富含砾质，总体上以重力流沉积（泥石流和碎屑流微相）的砾岩与牵引流沉积（扇面河道和水下分流河道微相）的砾岩、含砾砂岩交替叠置为特点。前缘环境的水下分流河道延伸近二十千米，且一直保持以砾质为主。纵向上，自百一段到百三段，该扇三角洲表现为典型的连续退积式，沉积演化规律十分清楚，其中，百一段沉积时期，该扇三角洲以扇三角洲平原占据主导地位，至百三段沉积时期，该扇三角洲则演化为以扇三角洲前缘为主。在侏罗系沉积时期，环玛湖地区八道湾组在北部、东北部、西北部发育五大物源，形成克拉玛依、黄羊泉、夏子街、红旗坝和达巴松五大扇体。这一时期沉积环境较为复杂，包括河流相、湖泊相和三角洲相。河流相以河道砂体沉积为主，沉积物粒度较粗，具明显的底冲刷构造和交错层理；湖泊相沉积范围较广，可进一步分为浅湖、半深湖和深湖亚相，沉积特征与二叠系和三叠系时期的湖泊相类似；三角洲相在物源充足的地区广泛发育，其沉积特征与百口泉组时期的扇三角洲有一定相似性，但规模和沉积相带的展布有所不同。2.3玛湖凹陷构造演化玛湖凹陷的构造演化历程漫长且复杂，经历了多期构造运动，这些构造运动对凹陷的地层结构、沉积特征以及油气藏的形成和分布产生了至关重要的影响。在石炭纪—二叠纪时期，准噶尔盆地处于板块碰撞和拼接的构造背景下，玛湖凹陷所在区域受到强烈的挤压作用，地壳发生变形和隆升，形成了一系列的褶皱和断裂构造。早二叠世，盆地周缘海槽褶皱成山，向盆地冲断推覆，在西北缘形成前陆盆地，玛湖凹陷作为前陆盆地的一部分开始接受沉积。此时，凹陷内的构造活动较为强烈，断裂活动频繁，控制了沉积物的堆积和分布，同时也为深部热液的运移提供了通道，对烃源岩的演化和油气的生成具有重要影响。晚二叠世，西北缘处于持续推覆挤压阶段，使得玛湖凹陷的构造格局进一步复杂化。强烈的挤压作用导致地层发生褶皱和逆冲断裂，形成了一系列的背斜和向斜构造，这些构造形态对后期油气的聚集和圈闭的形成起到了关键作用。同时，挤压作用还使得凹陷内的地层发生抬升和剥蚀，缺失了早三叠世地层，这一沉积间断对油气成藏条件产生了显著影响，不整合面的存在为油气的运移和聚集提供了重要的通道和场所。三叠纪—侏罗纪时期，盆地整体进入相对稳定的沉降阶段，玛湖凹陷也随之持续接受沉积。在这一时期，构造活动相对较弱，但仍存在一些局部的构造运动，如断裂的重新活动和小型褶皱的形成。这些构造运动虽然规模较小，但对沉积相的分布和砂体的展布具有一定的控制作用，进而影响了油气储层的发育和分布。例如，一些断裂的活动可以改变地下水的流动方向，影响储层的成岩作用和物性特征；小型褶皱的存在可以形成局部的构造高点，有利于油气的聚集。晚侏罗世—早白垩世，西北缘推覆体停止活动、下沉掩埋，之后的沉积超覆于推覆体之上。燕山运动对玛湖凹陷的构造演化产生了重要影响，使得凹陷内的构造格局进一步调整和定型。在燕山运动的作用下，早期形成的褶皱和断裂构造进一步改造和强化，同时也产生了一些新的构造形迹。这些构造变化对油气的运移和聚集产生了深远影响，油气在构造应力的作用下，沿着断裂和不整合面进行二次运移，重新分配和聚集在有利的构造圈闭和岩性圈闭中。喜马拉雅运动是玛湖凹陷构造演化的最后一个重要阶段，该运动使得西北缘地区成为碰撞隆起带及与隆起带相邻的碰撞前陆型沉积凹陷。强烈的构造挤压作用导致地层发生强烈变形，形成了一系列高陡的褶皱和逆冲断裂构造，进一步改变了凹陷内的构造格局和应力场分布。这些构造变化对油气藏的保存和改造具有重要影响，一些早期形成的油气藏可能受到构造破坏而发生逸散，而另一些则可能在新的构造条件下重新调整和富集，形成新的油气藏。三、砾岩成岩圈闭油气藏特征解析3.1砾岩储层特征3.1.1岩石学特征玛湖凹陷砾岩储层的岩石组成较为复杂，主要由砾石、砂粒和填隙物构成。砾石成分多样，常见的有火山岩岩屑、变质岩岩屑、沉积岩岩屑以及少量的石英、长石等矿物碎屑。其中，火山岩岩屑在砾石中占比较高，这与玛湖凹陷周边的火山活动密切相关，在早二叠世佳木河组沉积时期，盆地边缘火山喷发频繁，大量火山岩物质被搬运至沉积区，成为砾岩的重要组成部分。砂粒主要为石英、长石和岩屑，其分选性和磨圆度因沉积环境的不同而有所差异。在扇三角洲前缘等水动力较强的沉积环境中，砂粒分选较好，磨圆度较高；而在近源的洪积扇等沉积环境中，砂粒分选差，磨圆度低。填隙物包括杂基和胶结物，杂基主要为泥质，含量一般在5%-20%之间，其含量的高低对储层物性有显著影响。当杂基含量较高时，会堵塞孔隙和喉道，降低储层的渗透性；胶结物主要有碳酸盐类、硅质、沸石类等，其中碳酸盐胶结物较为常见，多以方解石、白云石的形式存在。在成岩过程中，胶结物的沉淀会使砾石之间的孔隙减小，降低储层的孔隙度和渗透率。玛湖凹陷砾岩储层的结构特征也较为独特，砾石粒径变化较大，从几毫米到几十厘米不等，根据砾石粒径大小，可分为巨砾岩、粗砾岩、中砾岩和细砾岩。在垂向上，砾岩储层常呈现出正粒序或反粒序特征。正粒序是指从下往上砾石粒径逐渐变小，反映了水动力逐渐减弱的沉积过程，常见于扇三角洲前缘的水下分流河道沉积；反粒序则相反，砾石粒径从下往上逐渐增大，通常是由于浊流等事件性沉积作用形成。在构造方面，玛湖凹陷砾岩储层发育多种沉积构造，如交错层理、平行层理、递变层理等。交错层理在扇三角洲前缘和滨浅湖等沉积环境中较为常见，反映了水流方向的频繁变化；平行层理多发育在水动力较强、水流稳定的环境中，如河流相的河道沉积；递变层理则是浊流沉积的典型标志，其特点是从底部到顶部沉积物粒度逐渐变细。这些沉积构造不仅记录了沉积时的水动力条件和沉积环境，还对储层的物性和非均质性产生重要影响。例如，交错层理可以增加储层的渗透性，而递变层理可能导致储层在垂向上的物性差异较大。3.1.2储集空间类型与特征玛湖凹陷砾岩储层的储集空间类型丰富多样，主要包括孔隙和裂缝两大类型，不同类型的储集空间具有各自独特的特征。孔隙是玛湖凹陷砾岩储层最主要的储集空间类型，可进一步细分为原生孔隙和次生孔隙。原生孔隙主要为剩余粒间孔，是在沉积过程中砾石之间未被完全充填而保留下来的孔隙。剩余粒间孔的孔径相对较大，一般在几十微米到几百微米之间，孔隙形状多为不规则的多边形，连通性较好，对储层的渗透性贡献较大。在扇三角洲前缘水下河道沉积的砾岩中，由于沉积物分选较好，原生粒间孔较为发育。次生孔隙是在成岩过程中通过溶解、交代等作用形成的，主要包括粒内溶孔、粒间溶孔和晶间孔。粒内溶孔是指砾石或砂粒内部的矿物被溶解后形成的孔隙，常见于长石、火山岩岩屑等易溶矿物中。长石的粒内溶孔多沿解理缝发育，呈不规则的长条状或网格状，孔径一般在几微米到几十微米之间。粒间溶孔是由于碎屑颗粒和填隙物的溶解而形成的，可进一步扩大原生粒间孔的空间，其形状和大小较为复杂，连通性差异较大。晶间孔则是在自生矿物晶体之间形成的孔隙，如高岭石、伊利石等黏土矿物集合体之间的孔隙，晶间孔孔径较小，一般在几纳米到几十纳米之间，对储层的储集性能贡献相对较小，但在一些致密储层中，晶间孔也可能成为重要的储集空间。裂缝也是玛湖凹陷砾岩储层的重要储集空间和渗流通道，可分为构造缝和非构造缝。构造缝是在构造运动作用下形成的，其走向和分布受区域构造应力场控制。在玛湖凹陷，受多期构造运动影响，构造缝发育较为普遍，以高角度缝和垂直缝为主，缝宽一般在几微米到几毫米之间，延伸长度可达数米甚至数十米。构造缝的存在极大地改善了储层的渗透性，使油气能够在储层中更有效地运移和聚集。非构造缝主要包括成岩缝和溶蚀缝，成岩缝是在成岩过程中由于岩石的收缩、膨胀等作用形成的，规模相对较小；溶蚀缝则是由于地下水对岩石的溶蚀作用而形成的，通常与溶蚀孔隙相伴生，对储层的储集性能也有一定的改善作用。3.1.3储层物性特征及影响因素玛湖凹陷砾岩储层的物性特征对油气的储存和开采具有关键影响，其物性参数主要包括孔隙度、渗透率和饱和度等，这些参数受到多种因素的综合控制。从孔隙度来看，玛湖凹陷砾岩储层孔隙度变化范围较大，一般在5%-25%之间，整体上属于中低孔隙度储层。不同沉积相带的砾岩储层孔隙度存在明显差异，扇三角洲前缘水下河道沉积的砾岩，由于其成分成熟度和结构成熟度较高，原生孔隙和次生孔隙均较为发育，孔隙度相对较高，可达到15%-25%；而在扇三角洲平原或近源的洪积扇沉积中，砾岩的分选性和磨圆度较差，杂基含量较高，孔隙度较低，一般在5%-15%之间。渗透率方面，玛湖凹陷砾岩储层渗透率较低，多在0.1×10⁻³μm²-10×10⁻³μm²之间，属于低渗透-特低渗透储层。储层渗透率不仅与孔隙度密切相关，还受到孔隙结构和喉道大小的影响。孔隙连通性好、喉道半径大的储层，渗透率相对较高；反之，渗透率则较低。在一些孔隙度较高但喉道较细的储层中，渗透率仍然较低，这表明喉道大小对储层渗透率的控制作用更为显著。饱和度是指储层孔隙中油气、水等流体的含量，玛湖凹陷砾岩储层的含油饱和度一般在40%-70%之间，水饱和度在30%-60%之间。饱和度的高低与储层的孔隙结构、油气充注程度以及后期的构造运动等因素有关。在孔隙结构较好、油气充注充足的区域，含油饱和度较高；而在构造运动较为活跃的地区，油气可能发生重新运移和调整，导致饱和度分布不均。影响玛湖凹陷砾岩储层物性的因素主要包括沉积作用、成岩作用和构造作用。沉积作用是控制储层物性的基础因素，不同的沉积环境和沉积相带决定了砾岩的岩石组成、结构和构造，从而影响储层的原生物性。如前文所述，扇三角洲前缘水下河道沉积的砾岩，其分选性好、杂基含量低，有利于原生孔隙的保存和发育，为良好储层的形成奠定了基础。成岩作用对储层物性的改造作用十分显著，在成岩过程中，压实作用、胶结作用和溶解作用等对储层孔隙度和渗透率产生重要影响。压实作用使砾石之间的接触更加紧密，孔隙体积减小，是导致储层物性变差的主要因素之一。随着埋藏深度的增加，上覆地层压力增大，砾石发生变形和位移，孔隙度和渗透率逐渐降低。胶结作用通过胶结物的沉淀进一步充填孔隙和喉道，降低储层的渗透性。而溶解作用则是改善储层物性的重要因素，在酸性流体的作用下，长石、岩屑等易溶矿物发生溶解，形成次生孔隙，增加储层的孔隙度和渗透率。构造作用对储层物性的影响主要体现在两个方面，一是构造运动产生的裂缝可以改善储层的渗流能力，使储层的渗透率大幅提高；二是构造运动导致地层的抬升、沉降和褶皱，影响储层的埋藏史和热演化史，进而影响成岩作用的进程和储层物性的变化。在玛湖凹陷，一些受构造运动影响强烈的区域，裂缝发育，储层物性明显优于周边地区。3.2成岩作用与成岩圈闭形成机制3.2.1成岩作用类型及特征玛湖凹陷砾岩经历了多种复杂的成岩作用，这些成岩作用对砾岩的岩石结构、储集空间以及物性特征产生了深远影响，识别和研究这些成岩作用类型及其特征是理解成岩圈闭形成机制的关键。压实作用是玛湖凹陷砾岩成岩过程中最早发生且持续时间较长的一种重要成岩作用。随着埋藏深度的增加，上覆地层压力不断增大，砾石之间的接触关系逐渐从点接触向线接触、凹凸接触甚至缝合接触转变。在压实作用下，砾石发生变形、位移和重新排列，孔隙体积不断减小，原生粒间孔遭到破坏，储层的孔隙度和渗透率降低。对于分选较差、杂基含量较高的砾岩，压实作用的影响更为显著，杂基会进一步充填孔隙，加剧储层物性的恶化。胶结作用是另一种重要的成岩作用，它通过胶结物在砾石颗粒之间的沉淀，使砾石胶结在一起，进一步改变了砾岩的岩石结构和储层物性。玛湖凹陷砾岩中的胶结物类型丰富，主要有碳酸盐类、硅质、沸石类和黏土矿物等。碳酸盐胶结物以方解石和白云石最为常见，其沉淀通常与地下水的化学性质和温度、压力条件有关。在成岩早期，当孔隙水中富含Ca²⁺、Mg²⁺等离子时，在适宜的条件下会形成方解石或白云石胶结物，充填于孔隙和喉道中，降低储层的孔隙度和渗透率。硅质胶结物主要以石英次生加大边的形式出现，是由溶解的二氧化硅在颗粒表面沉淀形成的。硅质胶结作用一般发生在成岩中晚期，其形成与地层水的酸碱度和二氧化硅的来源密切相关。沸石类胶结物在玛湖凹陷砾岩中也有一定分布，常见的有片沸石、方沸石等，它们通常在碱性环境下由火山物质与地层水反应形成。黏土矿物胶结物主要包括高岭石、伊利石和蒙脱石等，其形成与长石等矿物的风化、水解作用有关。黏土矿物的存在不仅会充填孔隙，还可能导致储层的敏感性增强，对油气开采产生不利影响。溶解作用是改善玛湖凹陷砾岩储层物性的重要成岩作用。在成岩过程中，地层水的成分和性质会发生变化，当孔隙水呈酸性时，会对砾石中的易溶矿物产生溶解作用，形成次生孔隙，增加储层的孔隙度和渗透率。研究表明，有机酸是导致溶解作用发生的重要酸性物质来源，其主要来源于烃源岩的热演化过程。在油气运移过程中，有机酸随着油气一起进入砾岩储层，与长石、火山岩岩屑等矿物发生反应，使其溶解形成粒内溶孔和粒间溶孔。此外，大气淡水的淋滤作用也可能导致溶解作用的发生，尤其是在不整合面附近，大气淡水能够渗入地层，对岩石进行溶蚀，改善储层物性。交代作用是指一种矿物被另一种矿物所替代的过程，在玛湖凹陷砾岩中也有一定程度的表现。常见的交代作用有白云石交代方解石、黏土矿物交代长石等。交代作用的发生与地层水的化学成分和矿物的溶解度差异有关，它不仅会改变矿物的组成和结构，还可能影响储层的孔隙结构和物性。例如，白云石交代方解石时，由于白云石的晶体结构和溶解度与方解石不同，可能会导致孔隙的扩大或缩小，进而影响储层的储集性能。3.2.2成岩圈闭形成过程与模式玛湖凹陷砾岩成岩圈闭的形成是一个复杂的地质过程，涉及多种成岩作用的相互作用以及沉积相带的空间分布，其形成过程与模式对理解油气的聚集和分布具有重要意义。在沉积期，玛湖凹陷发育了多种沉积相带，其中扇三角洲沉积体系在砾岩成岩圈闭的形成中起到了关键作用。在扇三角洲前缘，由于水动力条件较强，沉积物分选较好，形成了以砂砾岩为主的储集层，这些储集层具有较好的原生孔隙度和渗透率。而在扇三角洲平原，沉积物粒度较粗，分选较差，杂基含量较高，储层物性相对较差。随着埋藏深度的增加，成岩作用逐渐开始并对储层产生改造。早期，压实作用使砾岩储层的孔隙度和渗透率降低，尤其是在扇三角洲平原地区，由于沉积物的原始物性较差，压实作用的影响更为显著，使得该区域的储层逐渐致密化。与此同时，胶结作用也在进行，碳酸盐、硅质等胶结物在孔隙和喉道中沉淀，进一步降低了储层的渗透性。在扇三角洲前缘储层中，虽然也受到压实和胶结作用的影响，但由于其原始物性较好，仍保留了一定的孔隙度和渗透率。在成岩过程中，溶解作用对成岩圈闭的形成起到了关键的建设性作用。当烃源岩进入生烃期后，会产生大量的有机酸，这些有机酸随着油气一起沿断裂、不整合面等通道运移至砾岩储层中。在扇三角洲前缘储层中，有机酸与长石、火山岩岩屑等易溶矿物发生反应，形成大量的次生溶蚀孔隙，使储层的孔隙度和渗透率得到显著改善。而在扇三角洲平原地区，由于压实和胶结作用较强，孔隙度和渗透率较低，有机酸难以进入，溶解作用不发育，储层仍然保持致密状态。这样，在扇三角洲前缘形成了具有良好储集性能的次生孔隙储层，而在其上方和侧向，扇三角洲平原的致密砂砾岩则形成了有效的遮挡层，从而形成了成岩圈闭。在平面上，成岩圈闭主要分布在由通源断裂和古鼻状构造构成的有机酸优势运移通道上，这些通道为有机酸的运移提供了有利条件，使得次生孔隙储层得以发育。在垂直方向上，成岩圈闭表现为多层叠置的特征，不同层位的储层和遮挡层相互组合，形成了复杂的成岩圈闭体系。综上所述，玛湖凹陷砾岩成岩圈闭的形成模式可以概括为：在沉积期，扇三角洲沉积体系奠定了储层和遮挡层的分布基础；在成岩期，压实作用和胶结作用使扇三角洲平原砂砾岩致密化，形成遮挡层；而溶解作用则在扇三角洲前缘储层中形成次生孔隙，成为储集层，最终在通源断裂和古鼻状构造的控制下，形成了具有工业价值的成岩圈闭油气藏。这种成岩圈闭形成模式的建立，为玛湖凹陷砾岩油气藏的勘探和开发提供了重要的理论依据。3.3油气藏分布规律3.3.1平面分布特征玛湖凹陷砾岩成岩圈闭油气藏在平面上的分布呈现出一定的规律性，与地质构造和沉积相密切相关，深入研究其平面分布特征对于油气勘探具有重要的指导意义。从地质构造角度来看，玛湖凹陷位于准噶尔盆地西北缘，受多期构造运动影响，形成了复杂的断裂和褶皱构造格局。油气藏主要分布在断裂带附近和构造高部位，断裂在油气成藏过程中起到了至关重要的作用，它不仅是油气运移的通道，还控制了储层的分布和物性。在玛湖凹陷，一些大型走滑断裂和逆冲断裂沟通了深部烃源岩与浅部储层，为油气的垂向运移提供了通道。油气在浮力和构造应力的作用下，沿着断裂向上运移，在合适的圈闭中聚集形成油气藏。构造高部位，如鼻状构造、背斜构造等，由于其处于油气运移的指向区，是油气聚集的有利场所。在这些构造高部位，储层的物性相对较好，且具备良好的盖层条件，有利于油气的保存。沉积相也是控制玛湖凹陷砾岩成岩圈闭油气藏平面分布的重要因素。如前文所述，玛湖凹陷发育了多种沉积相类型，其中扇三角洲沉积体系与油气藏的分布关系最为密切。在扇三角洲前缘，由于其沉积环境有利于形成良好的储层，是油气藏的主要分布区域。扇三角洲前缘水下河道微相，水动力条件较强，沉积物分选好，粒度适中，以砂砾岩为主，原生孔隙和次生孔隙均较为发育，为油气的储存提供了良好的空间。此外，河口坝微相也是油气聚集的有利部位，其砂体较为集中，物性较好，且常与泥质沉积互层，形成良好的储盖组合。而在扇三角洲四、砾岩成岩圈闭油气藏评价技术体系4.1地质评价技术4.1.1烃源岩评价玛湖凹陷发育多套烃源岩，其中二叠系风城组、佳木河组和石炭系是主要的烃源岩层系。烃源岩的有机质丰度是衡量其生烃潜力的重要指标之一，风城组烃源岩有机质丰度较高，有机碳含量（TOC）一般在1.0%-5.0%之间，部分优质烃源岩TOC含量可达8.0%以上。佳木河组和石炭系烃源岩有机质丰度相对较低，TOC含量多在0.5%-2.0%之间。通过对烃源岩样品的有机碳分析、氯仿沥青“A”含量测定以及总烃含量分析等实验手段，可以准确获取有机质丰度数据。烃源岩的类型决定了其生烃的种类和效率，玛湖凹陷烃源岩的母质类型主要以Ⅱ型和Ⅲ型为主。风城组烃源岩母质类型以Ⅱ1型为主，富含藻类等低等水生生物，具有较高的生油潜力。佳木河组和石炭系烃源岩母质类型相对复杂，Ⅱ2型和Ⅲ型母质占有一定比例，生油和生气潜力相对均衡。利用干酪根元素分析、热解分析以及镜质体反射率测定等方法，可以确定烃源岩的母质类型。烃源岩的成熟度反映了其热演化程度，对油气的生成和排出具有关键影响。玛湖凹陷烃源岩成熟度在不同区域和层位存在差异，风城组烃源岩在凹陷中心部位成熟度较高，镜质体反射率（Ro）一般在1.0%-1.5%之间，处于生油高峰期；在凹陷边缘地区，成熟度相对较低，Ro值在0.8%-1.0%之间。佳木河组和石炭系烃源岩成熟度也呈现出类似的变化趋势。通过对烃源岩Ro值的测定，结合埋藏史和热史模拟，可以准确评价烃源岩的成熟度。综合有机质丰度、类型和成熟度等因素，玛湖凹陷风城组烃源岩生烃潜力最强，是玛湖凹陷砾岩成岩圈闭油气藏的主要烃源。其高丰度的有机质、优质的母质类型以及合适的成熟度，为大规模油气生成提供了充足的物质基础。佳木河组和石炭系烃源岩虽然生烃潜力相对较弱，但在局部地区也可能对油气成藏做出贡献。对烃源岩生烃潜力的准确评价，为玛湖凹陷油气勘探提供了重要的依据，有助于确定勘探目标和方向。4.1.2储层评价建立玛湖凹陷砾岩储层的评价标准和方法，对于准确评估储层质量和潜力至关重要。在储层评价中，孔隙度和渗透率是两个关键的物性参数。根据大量岩心分析数据和测井资料，玛湖凹陷砾岩储层孔隙度一般在5%-25%之间，渗透率多在0.1×10⁻³μm²-10×10⁻³μm²之间。按照孔隙度和渗透率的大小，可以将储层分为不同的级别。孔隙度大于15%、渗透率大于1×10⁻³μm²的储层为Ⅰ类优质储层，此类储层孔隙发育，渗透性好，有利于油气的储存和渗流，主要分布在扇三角洲前缘水下河道等沉积微相；孔隙度在10%-15%、渗透率在0.5×10⁻³μm²-1×10⁻³μm²之间的为Ⅱ类较好储层，其储集性能和渗流能力相对较好，在扇三角洲前缘河口坝等微相也有一定分布；孔隙度小于10%、渗透率小于0.5×10⁻³μm²的为Ⅲ类较差储层，储层物性较差，多分布在扇三角洲平原或近源的洪积扇等沉积微相。储层的孔隙结构对其储集性能和渗流能力也有重要影响，通过压汞实验、扫描电镜分析等手段，可以获取孔隙结构参数，如孔隙半径、喉道半径、孔隙连通性等。对于砾岩储层来说，孔隙半径和喉道半径较大、连通性好的储层，其渗透率较高，油气的渗流能力强。在玛湖凹陷，扇三角洲前缘水下河道沉积的砾岩储层，由于其分选性好，孔隙结构相对较好，喉道半径较大，有利于油气的运移和聚集；而扇三角洲平原沉积的砾岩储层，分选性差，杂基含量高，孔隙结构复杂，喉道半径小，渗透率较低，油气的储集和渗流条件相对较差。除了物性和孔隙结构，储层的非均质性也是储层评价的重要内容。玛湖凹陷砾岩储层非均质性较强，主要表现为层内非均质性、层间非均质性和平面非均质性。层内非均质性主要受沉积韵律和夹层的影响，在垂向上表现为物性的差异。例如，在扇三角洲前缘水下河道沉积中，由于水流能量的变化，可能会出现正韵律或反韵律沉积，导致储层物性在垂向上的不均匀分布。层间非均质性则是指不同储层之间的物性差异，受沉积相带变化和沉积间断等因素的影响。在玛湖凹陷，不同层位的砾岩储层，由于沉积环境的不同，其物性和孔隙结构存在明显差异。平面非均质性主要与沉积微相的平面展布有关，在平面上，不同沉积微相的储层物性和孔隙结构也存在较大差异。储层非均质性的存在，增加了油气勘探和开发的难度，需要在储层评价中予以充分考虑。4.1.3盖层评价盖层是油气藏形成和保存的重要条件之一，对玛湖凹陷盖层的研究和评价对于理解油气藏的稳定性和分布具有关键意义。玛湖凹陷的盖层主要为泥岩、页岩以及致密的碳酸盐岩等，其中泥岩是最为常见和重要的盖层类型。在二叠系和三叠系地层中，广泛发育着厚度较大的泥岩盖层，如二叠系风城组上部的泥岩、三叠系百口泉组顶部的泥岩等。这些泥岩盖层岩性致密，泥质含量高，具有良好的封闭性。通过对泥岩样品的岩石学分析和物理性质测试，可以发现其矿物组成以黏土矿物为主，如蒙脱石、伊利石和高岭石等，这些黏土矿物颗粒细小，排列紧密，形成了致密的结构，有效阻止了油气的逸散。盖层的厚度是影响其封闭性能的重要因素之一，一般来说，盖层厚度越大，其封闭能力越强。在玛湖凹陷，泥岩盖层的厚度变化较大，在凹陷中心部位，由于沉积环境相对稳定，泥岩盖层厚度较大，可达数百米；而在凹陷边缘地区，受沉积相带变化和构造运动的影响，泥岩盖层厚度相对较薄，一般在几十米到一百多米之间。通过地震资料解释和钻井资料分析，可以准确获取盖层的厚度信息。研究表明，当泥岩盖层厚度大于50米时，能够对油气起到有效的封盖作用；厚度大于100米时，封盖能力更强，有利于形成大型油气藏。盖层的封闭性是评价其质量的核心指标，主要包括毛细管封闭、压力封闭和烃浓度封闭三种机制。毛细管封闭是由于盖层岩石的孔隙喉道细小，其毛细管压力大于油气的浮力，从而阻止油气向上运移。泥岩盖层的孔隙喉道半径一般在纳米级，具有较高的毛细管压力。压力封闭是指盖层内存在异常高压，能够阻止油气的运移。在玛湖凹陷，部分泥岩盖层由于欠压实等原因，形成了异常高压，增强了其封闭能力。烃浓度封闭则是由于盖层中含有一定量的烃类物质，降低了盖层与储层之间的烃浓度差，从而减少了油气的扩散。通过对盖层的毛细管压力测定、压力测试以及烃类含量分析等实验手段，可以综合评价盖层的封闭性。综合岩性、厚度和封闭性等因素，玛湖凹陷的盖层质量总体较好，尤其是二叠系风城组上部和三叠系百口泉组顶部的泥岩盖层，厚度大，封闭性强，为油气藏的形成和保存提供了良好的条件。这些优质盖层与下部的储层和烃源岩相互配合，构成了有利的储盖组合，使得玛湖凹陷成为油气聚集的有利区域。在油气勘探中，准确评价盖层的质量和有效性，对于确定油气藏的分布范围和勘探目标具有重要的指导作用。4.1.4圈闭评价建立玛湖凹陷砾岩成岩圈闭的评价标准和方法，对于准确评估圈闭的有效性和潜力，指导油气勘探工作具有重要意义。圈闭的有效性是指圈闭能够聚集和保存油气的能力，主要取决于圈闭的闭合高度、闭合面积和圈闭幅度等参数。闭合高度是指圈闭顶点到溢出点的垂直距离，它反映了圈闭能够容纳油气的高度范围。在玛湖凹陷，砾岩成岩圈闭的闭合高度一般在几十米到上百米之间，闭合高度越大，圈闭能够容纳的油气量越多。闭合面积是指圈闭在水平面上的投影面积，它决定了圈闭的规模大小。玛湖凹陷砾岩成岩圈闭的闭合面积变化较大，从几平方千米到几十平方千米不等，较大的闭合面积有利于形成大型油气藏。圈闭幅度是指圈闭顶点与最低点之间的高差，它反映了圈闭的封闭程度和油气聚集的稳定性。一般来说，圈闭幅度越大，圈闭的封闭性越好，油气越不容易逸散。圈闭的类型也是评价其潜力的重要因素，玛湖凹陷砾岩成岩圈闭主要包括构造圈闭、岩性圈闭和成岩圈闭等类型。构造圈闭是由于地层的褶皱、断裂等构造运动形成的，如背斜圈闭、断层圈闭等。在玛湖凹陷，受多期构造运动影响，发育了一系列的背斜和断层构造，形成了众多的构造圈闭。这些构造圈闭往往与烃源岩和储层沟通良好，有利于油气的运移和聚集。岩性圈闭是由于岩石的岩性变化而形成的，如砂岩透镜体圈闭、尖灭圈闭等。在玛湖凹陷的沉积过程中，不同沉积相带的岩石岩性差异较大，为岩性圈闭的形成提供了条件。成岩圈闭则是由于成岩作用导致储层物性的变化而形成的，如前文所述的玛湖凹陷砾岩成岩圈闭，其形成与压实作用、胶结作用和溶解作用等密切相关。不同类型的圈闭具有不同的形成机制和分布规律，在评价时需要根据其特点进行综合分析。圈闭的保存条件对其有效性和潜力也有重要影响，主要包括构造稳定性、盖层封闭性和水动力条件等。构造稳定性是指圈闭在地质历史时期中是否受到强烈的构造运动破坏。在玛湖凹陷，一些圈闭位于构造相对稳定的区域，没有受到后期构造运动的强烈改造，有利于油气的保存；而一些圈闭位于构造活动带，可能受到断裂活动、褶皱变形等影响，导致圈闭的完整性受到破坏，油气逸散。盖层封闭性如前所述，是圈闭保存油气的关键因素之一，良好的盖层能够有效阻止油气的逸散。水动力条件也会影响圈闭的保存，在水动力较强的区域，油气可能会被水动力冲走，不利于圈闭的保存；而在水动力较弱的区域，油气更容易在圈闭中聚集和保存。综合圈闭的有效性、类型和保存条件等因素，可以对玛湖凹陷砾岩成岩圈闭的潜力进行评价。对于闭合高度大、闭合面积广、圈闭幅度大且保存条件良好的圈闭，其潜力较大，是油气勘探的重点目标；而对于一些闭合高度小、保存条件较差的圈闭，其潜力相对较小，在勘探中需要谨慎对待。通过建立科学合理的圈闭评价标准和方法，可以提高油气勘探的成功率，降低勘探风险。4.2地球物理评价技术4.2.1地震勘探技术在圈闭识别中的应用地震勘探技术是识别玛湖凹陷砾岩成岩圈闭的重要手段之一，其原理基于不同岩石的物理性质差异，通过人工激发地震波，地震波在地下传播过程中遇到不同岩性界面时会发生反射、折射和透射等现象，接收这些反射波并进行处理和分析，就可以获取地下地质结构信息，从而识别潜在的成岩圈闭。在玛湖凹陷，地震勘探技术主要采用二维和三维地震勘探方法。二维地震勘探是沿着一条测线进行地震数据采集，通过对反射波的分析，可以得到地下地质构造在二维平面上的信息，如地层的起伏、断层的位置等。三维地震勘探则是在一个三维空间范围内进行地震数据采集，能够更全面、准确地反映地下地质构造的三维形态，对于识别复杂的成岩圈闭具有明显优势。在实际应用中，首先进行地震数据采集，需要合理选择采集参数，如激发方式、接收道数、道间距等，以确保采集到高质量的地震数据。在玛湖凹陷，由于地表条件复杂，多为戈壁、荒漠，对地震波的激发和接收都有一定影响，因此需要采用针对性的采集技术，如采用大功率震源提高地震波的激发能量，采用多道接收技术提高数据的分辨率。采集到的数据经过预处理，包括去噪、滤波、振幅补偿等，以消除干扰信号，提高数据的信噪比。然后进行地震资料解释，通过对地震反射波的特征分析，如反射波的振幅、频率、相位等，识别地层界面、断层和可能的圈闭构造。对于砾岩成岩圈闭，由于其形成与成岩作用相关，在地震剖面上可能表现出与周围地层不同的反射特征，如反射波的连续性、振幅异常等。通过对这些特征的分析和对比，可以初步确定圈闭的位置和范围。地震勘探技术在玛湖凹陷砾岩成岩圈闭识别中取得了较好的应用效果。通过三维地震勘探，成功识别出了多个大型砾岩成岩圈闭，为油气勘探提供了重要的目标。在某区块的勘探中，利用三维地震资料，清晰地识别出了一个背斜构造控制的成岩圈闭，该圈闭闭合面积较大，具有良好的油气聚集条件。经过后续的钻探验证，在该圈闭中发现了工业油气流。然而，地震勘探技术也存在一定的局限性，对于一些小型的、隐蔽性较强的成岩圈闭，由于地震分辨率的限制，可能难以准确识别。此外，地震资料的解释存在一定的多解性，需要结合地质、测井等其他资料进行综合分析，以提高圈闭识别的准确性。4.2.2测井技术在储层参数求取中的应用测井技术在求取玛湖凹陷砾岩储层参数方面发挥着关键作用，它通过测量井下岩石的各种物理性质，如电阻率、声波时差、自然伽马等，来推断储层的物性参数、含油性和孔隙结构等信息。在玛湖凹陷砾岩储层中，常用的测井方法包括电测井、声波测井、放射性测井等。电测井主要通过测量岩石的电阻率来判断储层的含油性和孔隙流体性质。在砾岩储层中，由于油气和水的电阻率差异较大，含油储层的电阻率通常较高，而含水储层的电阻率较低。通过电阻率测井曲线，可以划分出油层、水层和油水同层。同时，利用电阻率测井数据，结合其他测井资料，可以计算储层的含油饱和度。例如，采用阿尔奇公式，通过测量地层电阻率、孔隙度和地层水电阻率等参数，就可以计算出储层的含油饱和度。声波测井是通过测量声波在岩石中的传播速度来获取储层的孔隙度和岩石弹性参数等信息。在砾岩储层中，声波传播速度与岩石的孔隙度密切相关，孔隙度越大，声波传播速度越慢。根据声波时差与孔隙度之间的经验关系，可以利用声波测井数据计算储层的孔隙度。此外，声波测井还可以用于识别裂缝，由于裂缝的存在会导致声波传播速度的异常变化，通过分析声波测井曲线的特征，可以判断储层中裂缝的发育情况。放射性测井主要包括自然伽马测井和中子测井。自然伽马测井用于测量岩石中天然放射性元素的含量，不同岩性的岩石具有不同的自然伽马值，泥岩的自然伽马值较高，而砂岩、砾岩的自然伽马值相对较低。通过自然伽马测井曲线，可以划分地层岩性，识别泥质含量。中子测井则是通过测量中子与岩石中的原子核相互作用产生的次生伽马射线强度，来获取储层的孔隙度和含氢指数等信息。在砾岩储层中，中子测井对于确定孔隙度和识别含气储层具有重要作用。在实际应用中，将多种测井方法相结合，进行综合解释，可以更准确地求取储层参数。通过对电测井、声波测井和放射性测井等资料的综合分析，可以建立储层参数解释模型，如孔隙度模型、渗透率模型、含油饱和度模型等。利用这些模型，对测井五、案例分析5.1典型井分析选取玛湖凹陷的玛131井作为典型井进行深入分析，该井位于玛北斜坡区，完钻井深4200米，主要目的层为三叠系百口泉组。从地质特征来看，玛131井钻遇的百口泉组地层厚度较大，约300米，岩性主要为灰绿色砂砾岩、砾岩，分选差，发育交错层理，以水下分流河道沉积微相为主，反映了较强的水动力条件。砾岩储层的岩石组成中，砾石成分主要为火山岩岩屑，含量约占60%，砂粒以石英和长石为主，填隙物包括泥质杂基和碳酸盐胶结物，泥质杂基含量约15%，碳酸盐胶结物含量约8%。在油气显示方面，玛131井在百口泉组多个层段均见到良好的油气显示，岩心含油饱满，油迹清晰，荧光显示强烈。通过录井资料分析，全烃含量在多个层段明显升高，最高可达50%以上，表明该井段存在丰富的油气。测井解释结果显示，在3800-3900米井段，孔隙度约为18%，渗透率约为5×10⁻³μm²，含油饱和度约为60%，为较好的储油层段。该井在3850-3880米井段进行了试油测试，采用射孔完井方式，经压裂改造后，用4毫米油嘴求产，日产油35立方米，日产气3000立方米，取得了良好的试油效果。这一测试结果验证了该区域砾岩成岩圈闭油气藏的存在和开发潜力。通过对玛131井的分析，可以验证前文所述的评价技术的有效性。在地质评价方面，通过对烃源岩、储层、盖层和圈闭的评价，准确预测了该区域的油气成藏条件和潜力。在地球物理评价方面，地震勘探技术准确识别了该区域的构造特征和可能的圈闭位置，测井技术精确求取了储层参数，为油气藏的评价提供了可靠的数据支持。玛131井的成功勘探，表明本文建立的砾岩成岩圈闭油气藏评价技术体系在玛湖凹陷具有良好的应用效果，能够有效地指导油气勘探工作。5.2区块评价与勘探成果选取玛湖凹陷的玛湖1井区作为研究对象，对该区块进行综合评价。玛湖1井区位于玛湖凹陷斜坡区南部，勘探面积约300平方千米，主要含油层系为二叠系上乌尔禾组和三叠系百口泉组。通过地质评价技术，对该区块的烃源岩、储层、盖层和圈闭进行了详细分析。烃源岩方面，该区块主要烃源岩为二叠系风城组，有机质丰度高，TOC含量平均约为3.0%，母质类型以Ⅱ1型为主，成熟度适中，Ro值在1.2%左右，具备良好的生烃能力。储层方面，上乌尔禾组储层岩性主要为砂岩和砾岩，孔隙度一般在12%-20%之间，渗透率在1×10⁻³μm²-8×10⁻³μm²之间，属于中低孔隙度、低渗透储层；百口泉组储层以砾岩为主，孔隙度在8%-16%之间，渗透率在0.5×10⁻³μm²-5×10⁻³μm²之间，物性相对较差。储层的孔隙结构以原生粒间孔和次生溶蚀孔为主，孔隙连通性较好。盖层方面，该区块发育多套泥岩盖层，厚度较大，一般在50-150米之间，岩性致密，封闭性良好，能够有效阻止油气的逸散。圈闭方面，主要圈闭类型为构造-岩性圈闭和岩性圈闭，受构造运动和沉积相带控制，圈闭规模大小不一，闭合高度在30-100米之间，闭合面积在1-10平方