二连盆地白北凹陷油气成藏条件研究及有利区带预测

高怡文，陈治军，于 珺，刘护创，王小多

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075)

二连盆地白北凹陷油气成藏条件研究及有利区带预测

高怡文，陈治军，于 珺，刘护创，王小多

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075)

白北凹陷是二连盆地西缘川井坳陷的一个次级构造单元，勘探程度低，勘探效果不理想。综合分析其油源、储集层、盖层、圈闭等成藏条件，结果表明：下白垩统各层均有湖相泥岩烃源岩发育，烃源岩有机质含量和有机质类型均较好，但成熟度普遍较低，有效烃源岩只分布在阿尔善组，平面上分布在东、西2个洼槽中心带；下白垩统储集层主要为扇三角洲、冲积扇、水下扇和深湖相浊积扇发育的砂体；盖层条件整体较好，靠近洼漕中心更为优越；圈闭较为发育，主要有构造圈闭、岩性圈闭、地层圈闭及复合型圈闭。油气显示指示阿尔善组为白北凹陷主要目的层，有利区带主要分布在东、西2个洼漕的北部陡坡带，叠合面积为13.05 km2。

二连盆地；白北凹陷；成藏条件；成藏模式；有利勘探区带

1 地质概况

白北凹陷位于二连盆地西缘，是川井坳陷东部的一个次级构造单元(图1)。凹陷西部为白音查干凹陷，南部为桑干达来凹陷、白彦花凸起，北部以断层与巴音宝力格隆起相邻，平面形态上呈狭长条状，长轴方向为近东西向，凹陷面积约为1 080 km2；是发育在海西褶皱基底之上的中生代沉积盆地，地层自下而上划分为下白垩统阿尔善组、腾格尔组、都红木组、赛汉塔拉组及上白垩统二连达布苏组[1-2]。

图1 二连盆地白北凹陷构造位置

白北凹陷目前已有探井6口，只有2口井在阿尔善组泥岩段和少量的砂岩段获得荧光级别的油气显示，目前还未突破油流关，勘探效果不理想。白北凹陷与白音查干凹陷同处于川井坳陷，它们具有相同的发育史、相似的石油地质特征，白音查干凹陷已经在腾格尔组和阿尔善组获得油流，并探明石油地质储量1 000×104t以上，预示着白北凹陷也应具有一定的勘探潜力[3-4]。白北凹陷的勘探程度低，针对该区的研究很少，系统研究该区油气成藏条件、预测有利勘探区带，以期寻求该区的勘探突破。

2 成藏条件

2.1 烃源岩条件

下白垩统巴彦花群是二连盆地裂陷期发育的一套以湖相为主的碎屑岩生油建造[5]，潜在烃源岩主要为半深湖-深湖相灰色、深灰色泥岩，其次为粉砂质泥岩、碳质泥岩、灰质泥岩和煤系地层烃源岩等，主要分布于赛汉塔拉组、都红木组、腾格尔组、阿尔善组。

对白北凹陷烃源岩地球化学评价的资料主要来源于探区的SC1井。

赛汉塔拉组：12块烃源岩岩心样品有机碳含量(TOC)分布范围1.81%～3.28%，平均值2.11%；生烃潜量(S1+S2)为0.3～14.73mg/g，平均值7.90mg/g；氯仿沥青“A”含量为0.0081%～0.0398%，平均值0.0251%；总烃含量为(141～192)×10-6，平均值为167×10-6；考虑到成熟度低的影响因素，赛汉塔拉组有机质丰度综合评价为好-极好烃源岩的级别。干酪根显微组分、岩石热解、族组成等类型分析结果显示，Ⅱ1型干酪根含量达100%，烃源岩干酪根以Ⅱ1型为主。烃源岩岩心样品所测的镜质体反射率(Ro)为0.419%～0.448%，未达到生油门限，属于未成熟烃源岩。

都红木组：29块样品TOC为0.24%～8.48%，平均值为2.6%；S1+S2为1.69～47.12 mg/g，平均值10.33mg/g；氯仿沥青“A”含量0.0222%～0.2504%，平均值0.11%；总烃含量(99～971)×10-6，平均值321×10-6；有机质丰度综合评价为好-极好烃源岩的级别。Ⅱ1型+Ⅱ2型干酪根含量达64%以上，烃源岩以Ⅱ型为主。Ro为0.431%～0.586%，中下部已达到了生油门限，进入了低熟期，而上部现处于未熟期。

腾格尔组：10块岩心样品的TOC含量0.21%～3.6%，平均值1.37%；S1+S2为0.08～17.5mg/g，平均值4.28mg/g；氯仿“A”含量0.001%～0.0341%，平均值0.0172%；属中等-好烃源岩类型。烃源岩干酪根Ⅱ1型+Ⅱ2型含量达50%以上，主体以Ⅱ型干酪根为主。烃源岩Ro为0.503%～0.656%，达到了生油门限，已进入低熟生油期。

阿尔善组：14块样品有机碳含量0.22%～2.12%，平均值1.42%；S1+S2为0.04～9.86 mg/g，平均值5.40 mg/g；氯仿“A”含量为0.0012%～0.3563%，平均值0.0834%；总烃含量(155～1 923)×10-6，平均值693×10-6；综合评价烃源岩丰度属中等-好级别。阿尔善组主要为Ⅰ型-Ⅱ1型，Ⅰ型+Ⅱ1型干酪根含量达67%以上。烃源岩Ro为0.667%～0.752%，已达到了成熟生油期，属于成熟烃源岩。

根据SC1井资料，赛汉塔拉组、都红木组、腾格尔组、阿尔善组4段烃源岩有机质丰度好，均达到中等以上的级别，绝大多数为好-极好烃源岩；有机质类型好，均以Ⅰ型和Ⅱ型为主，Ⅲ型有机质含量较少。烃源岩热演化程度总体很低，只有阿尔善组达到成熟热演化程度，其余为未成熟和低成熟烃源岩。

SC1井位于白北凹陷西部洼漕的沉积中心，凹陷的边缘和斜坡带的烃源岩有机质丰度和类型应该差于SC1井烃源岩，有机质成熟度也更低(由于烃源岩埋深浅)。如凹陷斜坡带的YM5井，阿尔善组5个烃源岩样品测得的TOC为0.28%～0.55%，平均为0.44%，最大热解峰温(Tmax)平均为424 ℃，有机质丰度和成熟度均小于凹陷中心的SC1井的阿尔善组烃源岩。

考虑到烃源岩成熟度因素，有效烃源岩只分布在阿尔善组。阿尔善组烃源岩整体上分布广、累计厚度较大，为白北凹陷潜在的主力烃源岩层段(图2)。同时，处于东、西2个洼槽深部位的YM4井和SC1井，阿尔善组的砂砾岩和暗色泥岩段有油迹、荧光等级别的油气显示，而处于斜坡或凹陷边缘的其余的井，由于成熟度低所致，均无油气显示，这一现象指示着白北凹陷的找油目的层应为阿尔善组，平面上靠近东、西2个洼槽中心更为有利。

图2 白北凹陷阿尔善组暗色泥岩厚度等值线

2.2 储集层条件

根据白北凹陷测井、录井资料，分析其单井相，结合地震反射特征，绘制了白北凹陷阿尔善组沉积相平面分布图(图3)，阿尔善组主要发育扇三角洲相、湖泊相、水下扇(或冲积扇、浊积扇)、泛滥平原相等四大沉积相类型。白北凹陷构造特征对沉积特征有一定的控制作用，凹陷东部和西部地质结构明显不同，东部为典型的箕状单断结构，北部受西伯边界大断裂控制，地层呈现北断南超、北厚南薄的特点；西部为“坳陷型”结构，地层表现为向南、向北超覆变薄的特点(图3，图4)。凹陷东部(东洼漕)南区断层活动较弱，主要为扇三角洲沉积分布区，由于湖区偏北分布，北区以水下扇和冲积扇沉积为主；凹陷西部(西洼漕)为坳陷型结构，南北两端断层活动均较弱，在湖盆边缘主要为扇三角洲沉积(图3)。

图3 白北凹陷阿尔善组沉积相分布

白北凹陷的沉积、构造特征决定了它的砂体成因、储集性能，在下白垩统沉积过程中，由于多凸多凹的构造背景形成强烈分隔的小型断陷湖盆群，这些相对独立的断陷湖盆群均具有多物源、近物源、粗碎屑、窄相带和连通性能较差等沉积特点[6-7]。白北凹陷阿尔善组储集层主要为扇三角洲、冲积扇和近岸水下扇3种成因的砂砾岩体：扇三角洲相砂体是主要砂体类型，其中扇三角洲前缘水下河道和分支砂坝微相的储集条件和含油性能最好，扇三角洲前缘楔状砂体的储层条件和含油性居中，而扇三角洲平原辫状河道微相砂的储集性能和含油性较差；水下扇砂体走向与水下河道延伸方向一致，这类砂体的储集性能以扇中水道微相储层条件最好，扇中水道前缘微相的储层条件和含油性居中，而扇根和扇端亚相储层条件和含油性能较差；冲积扇相砂体的储集性能和含油条件相对于前述2种沉积相砂体要差，对于冲积扇相砂体，以冲积扇的扇中主水道微相储集性能和含油性最好，扇端楔状砂微相储层条件和含油性居中，而扇根亚相和扇端楔状微相砂体的储集性和含油性较差。

图4 过白北凹陷东、西部2条地震剖面

SC1井阿尔善组属于半深湖相沉积，储集层总体不发育，岩性主要为角砾岩及细砂岩，储层空隙主要以次生粒间孔隙、溶蚀孔隙为主，裂隙、微孔隙较少见，溶蚀孔隙主要为长石溶孔。储集层孔隙度最大为2.2%，一般为0.4%～0.7%，平均为0.85%；渗透率平均为0.0483×10-3μm2，最大为0.116×10-3μm2；为超低孔超低渗的孔渗性能。

运用地震资料进行储层反演表明，白北凹陷阿尔善组储层整体不发育，储层发育较好的区域主要在研究区周缘的区域，与图3中的扇三角洲相、水下扇、冲积扇、浊积扇的对应性较好，其次为发育于东部洼漕的浊流沉积砂体和发育西部洼漕的三角洲沉积的砂体。

2.3 盖层条件

腾格尔组泥岩形成于湖盆稳定下沉、湖水快速扩张的背景下，岩性细、单层厚度大、平面分布广、成层性好，能为阿尔善组储集层提供较好的区域盖层。研究表明，腾格尔组泥岩累计厚度一般53～473 m，占地层厚度的15 %～90 %，阿尔善组盖层条件较好。

阿尔善组顶部的湖相泥岩是一套较好的局部盖层，具有泥岩分布集中、单层厚度大的特点。据统计，泥岩累计厚度一般100～310 m，越靠近洼槽中心泥岩的单层厚度和累计厚度均越大，如西部洼漕中心的SC1井，阿尔善组顶部泥岩累计厚度达310 m，最厚的单层厚度为75 m。

综合分析，阿尔善组盖层条件整体上较好，同烃源岩特征一样，越靠近东、西两个洼漕中心的区域，盖层条件越好。

2.4 圈闭及油气运移条件

白北凹陷的断裂系统主要有西伯断裂系和斜坡断裂系组成，虽然也发育了众多的三、四级断层，但它们活动时间短、强度弱、断距小、平面延伸距离短，对地层和构造的控制作用比较弱，大部分属于主断层的配套断层或因差异压实作用而形成的小断层。断层平面展布主要有NEE、NNE及NNW三组方向，并以NEE向为主，断层在纵横向上相互交错切割，形成了现今复杂的断裂系统(图5)。复杂的断裂系统及地层沉积特征的多变性，决定了白北凹陷主要发育构造圈闭，其次为岩性圈闭、地层圈闭及复合型圈闭，构造圈闭中又以断块和断鼻圈闭为主。通过对阿尔善组顶面构造的刻画，在阿尔善组识别出构造圈闭7个，累计面积66.1 km2；预测出与岩性和地层有关的非构造圈闭13个，累计面积37.13 km2。这些圈闭是今后勘探的重点区域(图5)。

白北凹陷由于沉积面积比较小，沉积形成的砂岩体多而小，二次运移的距离也不会太长，都属于短距离运移，油气主要运移通道是断层和输导层[8，3]。阿尔善组为自生自储的储盖组合模式，由于油气为短距离运移，从运移条件看，油气分布的有利区为应为靠近洼漕中心。

图5 白北凹陷阿尔善组圈闭分布预测图

3 油气成藏模式及有利勘探区带预测

3.1 油气成藏模式

白北凹陷与白音查干凹陷同处于白音北-西伯断层下降盘，具有相似的地质结构、沉积发育特征和油气成藏条件。不同的是白北凹陷的规模更小，有效烃源岩分布更为局限，油藏类型及规模均较白音查干凹陷小[9]。

从白北凹陷S08-332地震剖面的油气成藏模式图可以看出(图3，图6)，该区油藏类型主要为岩性油藏和构造-岩性油藏，油藏主要分布在阿尔善组。成藏过程为：靠近洼漕中心达到成熟阶段的阿尔善组湖相泥岩烃源岩生成的油气，沿断层或者输导层运移到阿尔善组圈闭聚集成藏，圈闭类型主要为扇三角洲、水下扇和浊积扇透镜状砂体被泥岩封闭的岩性圈闭，以及受断层影响的构造-岩性圈闭。

图6 二连盆地白北凹陷东部油气成藏模式

3.2 有利勘探区带预测

通过叠合烃源岩、储集层、圈闭等成藏要素，预测白北凹陷阿尔善组勘探有利区：烃源岩发育特征指示着有效烃源岩分布在东、西2个洼漕的中心带，因为洼漕中心烃源岩不仅厚度大，成熟度也较高，通过烃源岩成熟门限深度研究，暂取烃源岩厚度大于250 m为有效烃源岩；该区储集层主要为扇三角洲、冲积扇、水下扇和深湖相浊积扇发育的砂体；通过阿尔善组顶面构造图可以刻画构造圈闭发育情况，通过砂体发育特征可以预测出与岩性、地层有关的非构造圈闭。通过对以上成藏要素的叠合，在白北凹陷共预测出有利勘探区带5个，累计面积为13.05 km2，主要分布在东、西2个洼漕的北部陡坡带(图7)。

图7 白北凹陷阿尔善组勘探有利区预测

4 结论

白北凹陷成藏条件表明：下白垩统赛汉塔拉组、都红木组、腾格尔组、阿尔善组均有湖相泥岩烃源岩发育，烃源岩有机质丰度绝大多数为好-极好烃源岩，有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ型为主，但成熟度普遍较低，考虑到烃源岩成熟度因素，有效烃源岩仅分布在阿尔善组，平面上分布在东、西2个洼槽中心带；下白垩统储集层主要为扇三角洲、冲积扇、水下扇和深湖相浊积扇发育的砂体；盖层条件整体较好，越靠近洼漕中心盖层条件越优越；圈闭较为发育，主要有构造圈闭、岩性圈闭、地层圈闭及复合型圈闭。

油气显示表明阿尔善组为白北凹陷主要目的层，通过叠合成藏要素，预测出了阿尔善组有利勘探区带，主要分布在东、西2个洼漕的北部陡坡带，累计面积为13.05 km2。

[1] 蒋飞虎, 刘晓丽, 杨静. 白音查干凹陷早白至世介形类组合特征与沉积环境[J].石油勘探与开发, 1996, 23(2): 34-42.

[2] 孙宜朴, 林壬子. 二连盆地白音查干凹陷达尔其油藏成藏历史分析[J].石油实验地质，2006，28(5):476-479.

[3] 谢利华, 周彤, 杨建成. 白音查干凹陷油气成藏及油气分布规律[J].石油地质与工程, 2008, 22(3): 16-20.

[4] 李媚, 王桂成. 白音查干凹陷油气成藏控制因素分析及认识[J].中国石油勘探，2005, (3): 35-37.

[5] 杜金虎. 二连盆地隐蔽油藏勘探[M]. 北京: 石油工业出版社, 2003.

[6] 胡望水, 雷秋艳, 李松泽, 等. 储层宏观非均质性及对剩余油分布的影响——以白音查干凹陷锡林好来地区腾格尔组为例[J].石油地质与工程, 2012, 26(6): 1-4.

[7] 张文朝. 二连盆地下白垩统沉积相及含油性[J].地质科学, 1998, 33(2): 204-213.

[8] 郝银全, 林卫东, 董伟宏, 等. 银额盆地与二连盆地成藏条件对比及有利勘探区带[J].新疆石油地质, 2006, 27(6): 664-666.

[9] 何方. 白音查干凹陷油气成藏作用研究[D]. 北京: 中国地质大学(北京), 2008.

编辑：吴官生

1673-8217(2015)04-0038-05

2015-02-25

高怡文，工程师，博士研究生，1982年生， 2010年毕业于西北大学，现从事油气田地质与采收率研究。

陕西延长石油(集团)有限责任公司科技攻关项目 (ycsy2011ky-B-78) 。

TE112.31

A