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[摘 要]吐哈盆地台北凹陷小草湖洼陷东部背斜构造，形态简单，邻区构造带均发现油气藏。本区油源充足，储层发育，通过钻探SF1井了解小草湖洼陷东部F1井北构造圈闭侏罗系含油气情况。本文通过SF1井实钻情况，结合区域资料，对该区控藏因素进行总结分析，以期对下步勘探提供可循经验。
[关键词]小草湖洼陷；侏罗系；控藏因素
中图分类号：C61 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）46-0109-01
引言
吐哈盆地台北凹陷小草湖洼陷东部在构造划分上，所属十三间房区块横跨吐鲁番坳陷、了墩隆起两个一级构造单元，西北部位于吐鲁番坳陷东端，二级构造单元属于台北凹陷，次级构造单元属于小草湖洼陷，东南部属于了墩隆起[1，2]。十三间房区块内断裂较为发育，在近南北向为主的挤压应力作用下，主要发育近东西走向和北东东走向的逆断层，大多数断裂深部断至下二叠统；除北部山前断裂、七克台断裂之外，其余大多数断裂向上都未切穿古近系，一般终止于白垩系，部分断裂终止于三间房组，甚至西山窑组。根据断裂形成机制、构造变形样式等，自北向南，十三间房区块依次划分为山前带、挤压皱褶背斜带、前缘逆冲带、前隆斜坡带，与邻区台北凹陷可对比，邻区发现的油气田主要集中在山前带及挤压褶皱背斜带。
SF1井位于吐哈盆地台北凹陷小草湖洼陷东部。所属的吐哈盆地位于新疆东部，现今为天山山脉所环绕的山间内陆盆地。在构造划分上，十三间房区块横跨吐鲁番坳陷、了墩隆起两个一级构造单元，西北部位于吐鲁番坳陷东端，二级构造单元属于台北凹陷，次级构造单元属于小草湖洼陷，东南部属于了墩隆起。SF1井位于挤压褶皱背斜带，此带为博格达山-巴里坤逆冲—褶皱系统的第二条带。在博格达山-巴里坤山由北向南逆冲的作用下，小草湖-十三间房地区以南北向挤压应力为主。白垩纪末，挤压作用加强，随着地层向南推挤、挠曲褶皱，在凹陷中部，形成一系列挤压构造，以背斜、断背斜、断鼻为主。
1 地层展布特征
依据实钻资料、地球物理测井资料，结合邻井及区域资料综合分析认为，该区块自上而下钻遇地层依次为新生界第四系-新近系、古近系，中生界侏罗系上统齐古组，中统七克台组、三间房组、西山窑组，下统三工河组、八道湾组。
由于地层抬升，SF1井齐古组地层遭受剥蚀，厚度明显减薄。向东北方向，七克台组、三间房组、西山窑组、八道湾组地层增厚，三工河组略有减薄。
2 油源条件
由烃源岩评价可知，SF1井以Ⅲ型成熟差烃源岩为主，部分Ⅱ2型成熟中等烃源岩，可以为本井提供部分油源，但供油能力有限。
前人研究成果表明SF1井处于十三间房区块北部J1+2源岩有利生烃区内，大多生烃深度2700m以上（对应Ro为0.7%）。F1北部J1b有利生烃面积940km2，J2x有利生烃面积650km2，区域上烃源岩条件非常有利，可以为本井提供充足油源。
十三间房地区圈闭主要形成期为K末，与中下侏罗统主生排烃期（K-N）具有良好的匹配关系。
3 储集条件
本井目的层段储层物性都非常差。八道湾组、三工河组、西山窑组主要为超低孔超低渗储层，三间房组物性稍好，主要为特低孔超低渗储层，侏罗系目的层储集层综合评价为较差～差储集层。
4 储盖组合
通过实钻可知，本井自上而下形成多套储盖组合：
（1）齐古组、七克台组辫状河河漫相紫色、紫红色泥岩发育，可以作为下部储层的区域性盖层；
（2）三间房组滨湖相紫红色泥岩、滨湖沼泽相暗色泥岩，厚度大，可以作为下部储层的区域性盖层；
（3）西山窑组滨湖沼泽相、辫状河三角洲平原相暗色泥岩发育，可以作为下部储层的区域性盖层；
（4）八道湾组滨湖沼泽相、辫状河三角洲平原相暗色泥岩发育，可作为自身储层及下部储层的盖层。
5 控藏因素分析
（1） 儲层物性决定油气能否聚集成藏
SF1井目的层段八道湾组、三工河组、西山窑组测井孔隙度平均值为2.921%～4.054%，渗透率平均值为0.063mD～0.093mD，评价为差储集层。三间房组测井孔隙度平均值为6.383%，渗透率平均值为0.559mD，评价为较差储集层。总体上看，SF1井侏罗系储层物性非常差。
从邻区红台2301井、本区F1井及SF1井西山窑组油气显示上看，红台2301井在2835.80m～3060.00m见到多层荧光显示，井段2846.00m～2854.00m压裂试油，初产日油58.5方，3个月后，日油30多方，累产3000多方。F1井在2074.10m～2082.04m见到油迹显示，SF1井未见显示。
从储层条件进行分析对比可知，SF1井西山窑组砂地比远低于F1井、红台2301井，储层不发育；储层岩性上，SF1井主要为泥质细砂岩、泥质粉砂岩，而F1井、红台2301井细砂岩发育。据前人研究成果认为本区产层物性下限为孔隙度8.0%，渗透率0.2mD，SF1井储层物性远未达到这一数值，未能成藏。通过上述综合分析认为，储层物性决定了油气能否聚集成藏。
（2）构造位置高低在一定程度上影响油气成藏
F1井北圈闭位于挤压褶皱背斜带，条件好、位置高，处于有效源岩范围内，具有良好的聚油背景，是油气运聚的优势方向。从实钻情况看，本井圈闭落实，但SF1井位于近东西向长轴圈闭的稍低部位，不是油气聚集的最有利位置，在一定程度上影响油气成藏。
结论
（1）本井区J1b为辫状河三角洲平原及滨湖相沉积，整体砂岩发育较差，局部较好，主要为岩屑砂岩，为超低孔超低渗储集层，综合评价为差储集层；J1s为辫状河三角洲前缘相沉积，砂岩发育好，主要为长石岩屑砂岩，为超低孔超低渗储集层，综合评价为差储集层；J2x为滨湖相及辫状河三角洲平原沉积，砂岩发育差，主要为长石岩屑砂岩，为超低孔超低渗储集层，综合评价为差储集层；J2s为滨湖相沉积，砂岩发育差，主要为岩屑砂岩，为特低孔超低渗储集层，综合评价为较差储集层。
（2）侏罗系三工河组烃源岩不发育，三间房组、西山窑组、八道湾组烃源岩较发育，但主要为Ⅲ型成熟差烃源岩，仅在八道湾组见少量Ⅱ2型成熟中等烃源岩。
（4）由于储层物性差，八道湾组未能形成有价值的油气藏，三工河组、西山窑组、三间房组未能成藏。本井位于圈闭的稍低部位，不是油气聚集的最有利位置，在一定程度上影响油气成藏。
参考文献
[1]杨占龙. 吐哈盆地台北凹陷天然气成藏条件与勘探方向[J]. 天然气地球科学，2006，17（5）：688-692.
[2]季卫华，焦立新，王仲杰，等.吐哈盆地小草湖次凹天然气成藏条件及勘探方向分析[J]. 天然气地球科学. 2004（03）：266-271.
[关键词]小草湖洼陷；侏罗系；控藏因素
中图分类号：C61 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）46-0109-01
引言
吐哈盆地台北凹陷小草湖洼陷东部在构造划分上，所属十三间房区块横跨吐鲁番坳陷、了墩隆起两个一级构造单元，西北部位于吐鲁番坳陷东端，二级构造单元属于台北凹陷，次级构造单元属于小草湖洼陷，东南部属于了墩隆起[1，2]。十三间房区块内断裂较为发育，在近南北向为主的挤压应力作用下，主要发育近东西走向和北东东走向的逆断层，大多数断裂深部断至下二叠统；除北部山前断裂、七克台断裂之外，其余大多数断裂向上都未切穿古近系，一般终止于白垩系，部分断裂终止于三间房组，甚至西山窑组。根据断裂形成机制、构造变形样式等，自北向南，十三间房区块依次划分为山前带、挤压皱褶背斜带、前缘逆冲带、前隆斜坡带，与邻区台北凹陷可对比，邻区发现的油气田主要集中在山前带及挤压褶皱背斜带。
SF1井位于吐哈盆地台北凹陷小草湖洼陷东部。所属的吐哈盆地位于新疆东部，现今为天山山脉所环绕的山间内陆盆地。在构造划分上，十三间房区块横跨吐鲁番坳陷、了墩隆起两个一级构造单元，西北部位于吐鲁番坳陷东端，二级构造单元属于台北凹陷，次级构造单元属于小草湖洼陷，东南部属于了墩隆起。SF1井位于挤压褶皱背斜带，此带为博格达山-巴里坤逆冲—褶皱系统的第二条带。在博格达山-巴里坤山由北向南逆冲的作用下，小草湖-十三间房地区以南北向挤压应力为主。白垩纪末，挤压作用加强，随着地层向南推挤、挠曲褶皱，在凹陷中部，形成一系列挤压构造，以背斜、断背斜、断鼻为主。
1 地层展布特征
依据实钻资料、地球物理测井资料，结合邻井及区域资料综合分析认为，该区块自上而下钻遇地层依次为新生界第四系-新近系、古近系，中生界侏罗系上统齐古组，中统七克台组、三间房组、西山窑组，下统三工河组、八道湾组。
由于地层抬升，SF1井齐古组地层遭受剥蚀，厚度明显减薄。向东北方向，七克台组、三间房组、西山窑组、八道湾组地层增厚，三工河组略有减薄。
2 油源条件
由烃源岩评价可知，SF1井以Ⅲ型成熟差烃源岩为主，部分Ⅱ2型成熟中等烃源岩，可以为本井提供部分油源，但供油能力有限。
前人研究成果表明SF1井处于十三间房区块北部J1+2源岩有利生烃区内，大多生烃深度2700m以上（对应Ro为0.7%）。F1北部J1b有利生烃面积940km2，J2x有利生烃面积650km2，区域上烃源岩条件非常有利，可以为本井提供充足油源。
十三间房地区圈闭主要形成期为K末，与中下侏罗统主生排烃期（K-N）具有良好的匹配关系。
3 储集条件
本井目的层段储层物性都非常差。八道湾组、三工河组、西山窑组主要为超低孔超低渗储层，三间房组物性稍好，主要为特低孔超低渗储层，侏罗系目的层储集层综合评价为较差～差储集层。
4 储盖组合
通过实钻可知，本井自上而下形成多套储盖组合：
（1）齐古组、七克台组辫状河河漫相紫色、紫红色泥岩发育，可以作为下部储层的区域性盖层；
（2）三间房组滨湖相紫红色泥岩、滨湖沼泽相暗色泥岩，厚度大，可以作为下部储层的区域性盖层；
（3）西山窑组滨湖沼泽相、辫状河三角洲平原相暗色泥岩发育，可以作为下部储层的区域性盖层；
（4）八道湾组滨湖沼泽相、辫状河三角洲平原相暗色泥岩发育，可作为自身储层及下部储层的盖层。
5 控藏因素分析
（1） 儲层物性决定油气能否聚集成藏
SF1井目的层段八道湾组、三工河组、西山窑组测井孔隙度平均值为2.921%～4.054%，渗透率平均值为0.063mD～0.093mD，评价为差储集层。三间房组测井孔隙度平均值为6.383%，渗透率平均值为0.559mD，评价为较差储集层。总体上看，SF1井侏罗系储层物性非常差。
从邻区红台2301井、本区F1井及SF1井西山窑组油气显示上看，红台2301井在2835.80m～3060.00m见到多层荧光显示，井段2846.00m～2854.00m压裂试油，初产日油58.5方，3个月后，日油30多方，累产3000多方。F1井在2074.10m～2082.04m见到油迹显示，SF1井未见显示。
从储层条件进行分析对比可知，SF1井西山窑组砂地比远低于F1井、红台2301井，储层不发育；储层岩性上，SF1井主要为泥质细砂岩、泥质粉砂岩，而F1井、红台2301井细砂岩发育。据前人研究成果认为本区产层物性下限为孔隙度8.0%，渗透率0.2mD，SF1井储层物性远未达到这一数值，未能成藏。通过上述综合分析认为，储层物性决定了油气能否聚集成藏。
（2）构造位置高低在一定程度上影响油气成藏
F1井北圈闭位于挤压褶皱背斜带，条件好、位置高，处于有效源岩范围内，具有良好的聚油背景，是油气运聚的优势方向。从实钻情况看，本井圈闭落实，但SF1井位于近东西向长轴圈闭的稍低部位，不是油气聚集的最有利位置，在一定程度上影响油气成藏。
结论
（1）本井区J1b为辫状河三角洲平原及滨湖相沉积，整体砂岩发育较差，局部较好，主要为岩屑砂岩，为超低孔超低渗储集层，综合评价为差储集层；J1s为辫状河三角洲前缘相沉积，砂岩发育好，主要为长石岩屑砂岩，为超低孔超低渗储集层，综合评价为差储集层；J2x为滨湖相及辫状河三角洲平原沉积，砂岩发育差，主要为长石岩屑砂岩，为超低孔超低渗储集层，综合评价为差储集层；J2s为滨湖相沉积，砂岩发育差，主要为岩屑砂岩，为特低孔超低渗储集层，综合评价为较差储集层。
（2）侏罗系三工河组烃源岩不发育，三间房组、西山窑组、八道湾组烃源岩较发育，但主要为Ⅲ型成熟差烃源岩，仅在八道湾组见少量Ⅱ2型成熟中等烃源岩。
（4）由于储层物性差，八道湾组未能形成有价值的油气藏，三工河组、西山窑组、三间房组未能成藏。本井位于圈闭的稍低部位，不是油气聚集的最有利位置，在一定程度上影响油气成藏。
参考文献
[1]杨占龙. 吐哈盆地台北凹陷天然气成藏条件与勘探方向[J]. 天然气地球科学，2006，17（5）：688-692.
[2]季卫华，焦立新，王仲杰，等.吐哈盆地小草湖次凹天然气成藏条件及勘探方向分析[J]. 天然气地球科学. 2004（03）：266-271.