二连盆地洼槽分类及其油气勘探意义

曹兰柱，吴 飘，侯读杰，魏秀丽，郑荣华

(1.中国石油华北油田公司 勘探开发研究院，河北 任丘 062550；2.中国地质大学(北京) 能源学院，北京 100083；3.青岛海洋地质研究所，山东 青岛 266071)

0 引 言

“洼槽”是指陆相断陷盆地中除去正向构造带以外的洼陷区及斜坡带的中低部位[1]。二连盆地洼槽区油气资源丰富，但并非每一个洼槽都具有生烃条件和勘探潜力[2]。多年来，许多学者尝试以洼槽或凹陷为单元综合评价其地质类型与油气富集的关系。张文朝等[3]认为洼槽的沉积、构造属性控制了油气生成和油气藏的分布，断槽继承型大洼槽成藏条件最好；祝玉衡等[4]认为沉积层序中的凝缩段和较深湖相的分布决定了湖盆生油条件的好坏，层序全、面积大、沉积中心继承性好、沉积地层厚、凝缩段分布广的继承型凹陷的勘探成效最好；谭洪等[5]认为凹陷的大小、深浅、结构类型、构造发育程度等条件控制了资源的丰富程度，凹陷面积>1 000 km2、基底埋深>3 000 m、堑垒联合型结构、构造带发育的宽阔型凹陷是最有利的凹陷。这些认识在前期地质研究和战略选区上发挥了重要作用，但随着油气勘探向洼槽区逐渐深入[6]，其不足之处逐渐凸显。例如，洼槽继承性分类的标准不统一[3-4]，洼槽类型不能明确体现生烃潜力、不能指导致密油等非常规资源的勘探等。此外，湖盆咸化是陆相富烃凹陷形成研究的重要内容[7]，但二连盆地断陷湖盆的咸化特征在以往的地质研究和油气勘探中未被充分认识和重视。本文根据二连盆地洼槽控油的地质特征[6]，利用近年来含油凹陷资源评价和地球化学分析的大量基础数据，提出利用洼槽大小、基底埋深和下白垩统裂陷期的水体咸淡进行综合分类，并结合洼槽生烃潜力评价，分析洼槽地质类型与生烃潜力的相关关系。本研究为分析洼槽地质特征与油气分布关系提供了新思路，对二连盆地及东北亚地区被动裂谷盆地群优选勘探靶区、提高勘探成效具有一定参考意义。

1 地质背景及洼槽分布

二连盆地位于我国内蒙古自治区中北部，面积约10×104km2，是在内蒙古-大兴安岭海西期褶皱基底上发育的中生代断陷湖盆群[8-10]。盆地可划分为马尼特、乌尼特、乌兰察布、川井、腾格尔5个坳陷和巴音宝力格、东乌珠穆沁、苏尼特、温都尔庙4个隆起(图1)，并可细分成56个凹陷和21个凸起[10]。每一个凹陷都是一个相对独立的构造-沉积单元[10-11]，经历了古生代挤压隆升、侏罗纪-早白垩世拉张断陷、晚白垩世抬升萎缩三期构造演化[12]，形成了裂谷期前(Pz)、同裂谷期(J—K1bt2)和裂谷期后(K1bs—Q+E)3套构造层[13]。其中，侏罗纪是盆地初始裂陷期，发育有中下侏罗统阿拉坦合力群含煤碎屑岩建造和上侏罗统大兴安岭群火山岩建造，该套地层属于残留型地层，在各凹陷内不均匀分布且厚度变化大；主要勘探目的层为强烈裂陷期及裂后坳陷期沉积的下白垩统巴彦花群，自下而上依次发育阿尔善组(K1ba)、腾一段(K1bt1)、腾二段(K1bt2)和赛汉塔拉组(K1bs)4套河湖相含煤粗碎屑岩地层，腾格尔时期是成湖高潮期，阿尔善组和腾一段是主力烃源岩[14-15]和主力含油层系[16]。

本文以二连盆地10个含油凹陷的控洼边界断裂为陡坡带边界，以二级区带断裂或阿尔善组、腾一段地层尖灭或产状突变处为缓坡带边界，圈定了23个洼槽的分布范围，并在各洼槽腾一下段顶面构造图(T7)上以生烃门限深度(1 000～1 800 m)[17]为界圈定了深洼带的分布范围(图2)。23个洼槽形态接近但面积大小差异显著，在平面上以苏尼特隆起为界，呈现“东西分带”的特征，东部含油洼槽数量多，西部含油洼槽数量少(图1和图2)，反映出现今勘探程度具有“东高西低”的特征。

2 洼槽地质特征及综合分类

2.1 洼槽基底特征及分类

二连盆地基底为古生代的兴蒙造山带地层，其构造线方向、地壳组成和结构具有不均一性[18]。4个隆起位于古生界岩浆弧或复式背斜隆起带上，其基底构造属于弱变形带，5个坳陷位于复式向斜带、深大断裂带或地体缝合带上，其基底构造属于强变形带。隆起上的断陷一般数量少、规模较小且呈孤立分布，而坳陷内的断陷往往以不同方式组合成断陷群。不同走向的坳陷伸展变形机制存在差异。马尼特坳陷的走向(NE向)与区域引张作用方向(NW-SE向)基本垂直，其基底在正向裂陷作用下多形成深而狭长的断陷群。乌尼特坳陷(NEE向)、腾格尔坳陷(EW向)和川井坳陷(EW向)的走向与区域引张作用方向斜交，其基底在斜向裂陷作用下多形成浅而宽阔的断陷群。乌兰察布坳陷处于不同方向的基底强变形构造变换部位，既可视为正向裂陷作用也可视为斜向裂陷作用机制[10, 18]。因此，可按照基底类型将洼槽分为隆起带洼槽、正向裂陷带洼槽和斜向裂陷带洼槽。

对10个含油凹陷古生界顶面Tg构造层的最大埋深及其与下白垩统烃源岩干酪根镜质体反射率Ro的关系研究发现(图3)，乌里雅斯太、阿南阿北、阿尔、赛汉塔拉、额仁淖尔凹陷古生界顶面Tg构造层的最大埋深大于3 500 m，已钻遇的阿尔善组及腾一段两套烃源岩处于低熟-成熟阶段，最大埋深处烃源岩的Romax>1.3%；而乌兰花、巴音都兰、吉尔嘎郎图、洪浩尔舒特凹陷古生界顶面Tg构造层的最大埋深介于2 500～3 500 m，已钻遇的阿尔善组和腾一段两套烃源岩主要处于低熟阶段，最大埋深处烃源岩的Romax介于0.8%～1.3%之间。这一拟合结果在盆地烃源岩热演化模拟中也得到了证实[19]。因此，可根据各洼槽古生界顶面Tg构造图的最大埋深(表1)，以2 500 m和3 500 m作为下白垩统发育成熟和高熟烃源岩的深度界限，将23个洼槽按划分为低熟、成熟、高熟三类。

如图4(a)所示，洼槽古生界顶面最大埋深和阿尔善组及腾一段两套烃源岩最大总厚度明显存在两种正相关关系，正向裂陷带(阿南阿北、巴音都兰、额仁淖尔)洼槽的基底埋深普遍大于3 000 m，两套烃源岩总厚度普遍大于700 m，而斜向裂陷带(吉尔嘎郎图、赛汉塔拉、洪浩尔舒特)洼槽的基底埋深普遍小于3 000 m，两套烃源岩总厚度普遍小于700 m。这一特征与正向裂陷带凹陷的边界断层拆离滑脱深度大、断陷时期早，而斜向裂陷带凹陷的边界断层拆离滑脱深度小、断陷时期晚关系密切。因此，洼槽基底类型和最大埋深对两套烃源岩总厚度具有控制作用，基底埋深越大，两套烃源岩总厚度越大，相同埋深条件下，正向裂陷带洼槽的两套烃源岩总厚度更大。

2.2 洼槽面积特征及分类

如图2和图4(b)所示，二连盆地23个洼槽的面积分布为65～846 km2，洼槽深洼带面积分布在7.0～381.6 km2之间，深洼带和洼槽的面积比为1:3。按照二连盆地勘探新区的三级评价标准[20]，深洼带面积大于200 km2、洼槽面积大于500 km2可划分为大洼槽，深洼带面积小于100 km2、洼槽面积小于300 km2可划分为小洼槽，介于其间则划分为中洼槽。统计发现，裂陷带均发育有大洼槽，而隆起带只存在中小型洼槽(图2)。此外，同一凹陷内呈现“一大一小”或“一中一小”的特征，说明凹陷内存在主次洼槽的分别。各洼槽在NW-SE方向的最大长度为13～59 km，NE-SW方向的最大宽度为6～21.5 km，长宽比为0.9～3.3，主要呈狭长形。结合图1和图2可以看出，马尼特和乌兰察布凹陷内洼槽的控洼断裂主要呈NE走向，而川井坳陷、腾格尔和乌尼特坳陷内存在部分洼槽的控洼断裂呈NNE或NEE走向，说明正/斜向裂陷洼槽的裂陷应力方向存在差异。

2.3 洼槽阿尔善组及腾一段古水体盐度特征及分类

姥鲛烷/植烷(Pr/Ph)是判识有机质沉积环境的有效指标，Pr/Ph<0.5反应强还原膏盐沉积环境，Pr/Ph>3.0反映氧化条件下的陆源有机质输入[21]。伽马蜡烷是水体分层的标志，但在湖相环境中仍然具有指示水体盐度的意义[22]，目前国内湖相烃源岩[23-27]中常以伽马蜡烷/C30藿烷(γ/C30H)比值的0.2和0.4为界限划分淡水、半咸水、咸水环境。通过对23个洼槽阿尔善组及腾一段烃源岩抽提物的生物标志化合物分析，发现各洼槽烃源岩的γ/C30H和Pr/Ph指标差异显著，分别介于0～1.37和0.15～3.86，说明裂陷期各洼槽的古水体盐度差异显著。据此，本文以γ/C30H和Pr/Ph的盐度分级界限作为判识标准，按各洼槽烃源岩抽提物的γ/C30H和Pr/Ph参数的平均值分布(表1)，将23个洼槽阿尔善组及腾一段沉积时期的古水体盐度分为淡水、半咸水和咸水三类(图5)。同一洼槽内烃源岩的两项参数也存在明显的波动性，反映出洼槽古水体具有垂向盐度/温度分层或平面盐度/温度非均质性。

2.4 洼槽综合分类及平面分布规律

本文以洼槽基底埋深为主要参考，结合洼槽面积、古水体盐度分类将23个洼槽细分为3大类14小类(表2)。洼槽基底类型对基底埋深、洼槽面积和古水体盐度特征都具有一定控制作用。从图1可以看出，高熟型洼槽主要分布在正向裂陷带和东乌珠穆沁隆起，大型洼槽在裂陷带更发育(图1和图4(b))，半咸水-咸水洼槽主要分布在正向裂陷带和巴音宝利格隆起，而淡水洼槽集中在斜向裂陷带和东乌珠穆沁隆起，呈现出正向裂陷带高熟咸水洼槽更发育的特征。由于盆地在裂陷期属于内陆湖盆环境，不存在海侵，不发育石膏等蒸发岩[28]，且二连盆地古水体咸化与物源区岩性、火山物质蚀变等因素密切相关[29]。因此，咸水洼槽在正向裂陷带更发育的特征可能指示正向裂陷带洼槽在裂陷期火山物质供给更充分或物源区的盐岩含量更高。

表1 二连盆地含油气凹陷洼槽地质特征及生烃能力综合评价表

表2 二连盆地下白垩统含油气凹陷的洼槽综合分类表

3 洼槽生烃潜力评价

洼槽生烃潜力好坏控制着勘探潜力大小，目前常使用生烃量和生烃强度作为评价生烃能力的参数指标[30]。根据中国石油华北油田分公司第四次资源评价数据[31]，运用模糊数学评价方法[32-34]，对二连盆地23个洼槽的生烃潜力进行定量评价。在评价过程中，选取最大生油强度(X1)、生油量(X2)作为评价参数，利用线性函数作为评价参数的隶属函数，即μ(x)=x/M(为评价因素数值，M为评价因素中的最大值)。借鉴渤海湾盆地洼陷生烃能力评价方法中采用的权重系数[30]，即生烃量权重系数0.6，最大生烃强度权重系数0.4，采用加权平均模型计算23个洼槽的烃源岩综合评价指数(Y)，评价指数越接近1，生烃能力越强：

Y=μ(X1)×0.4+μ(X2)×0.6

(1)

结合实际情况建立3类生烃洼槽的评价标准：A类为富生烃洼槽(Y≥0.4)；B类生烃洼槽(0.2

4 洼槽分类的油气勘探意义

4.1 高熟大中型和成熟大中型咸水洼槽控制富生烃洼槽发育

对比洼槽综合分类与生烃潜力评价结果发现(表1)，6个高熟型洼槽和3/10的成熟型咸/半咸水为A类洼槽，7/10的成熟型洼槽为B类洼槽，而低熟型洼槽全为C类洼槽(图1)，这说明洼槽内主力烃源岩的成熟度对生烃潜力具有主控作用，水体咸化能够补偿烃源岩成熟度偏低对生烃潜力的影响。此外，A类洼槽全为大中型洼槽，C类洼槽全为小型洼槽，说明深洼带面积大于100 km2是形成富生烃洼槽的必要条件。如图6所示，洼槽基底埋深、深洼带面积和生烃量均存在正相关性，高熟大型咸水洼槽是二连盆地最有利的富生烃洼槽。

勘探实践表明，9个A类洼槽的探明储量占据了全盆地的90%，地质资源量占据了全盆地的70%，其中，呼南洼槽尚无探明储量发现与该洼槽油气运输成本高、勘探程度低有关，而乌中洼槽仅见油气显示与该区探井进入针对构造圈闭找油的勘探误区有关。总的来说，二连小型断陷湖盆源控油气分布的特征表现得非常典型，在勘探实践中明确富生烃洼槽，选定优势聚油区带和优势类型圈闭，开展针对性勘探是找油的基本思路。

4.2 咸水洼槽有利于致密油勘探

水体盐度对湖水中的生物种类及数量具有控制作用。本文以氢指数作为有机质类型和生烃潜力的评价指标，对二连盆地各洼槽主力烃源岩评价显示(图7)，咸水洼槽烃源岩氢指数均值大于350 mg/g、有机质类型为II1型，而半咸水洼槽烃源岩的氢指数均值介于250～350 mg/g、有机质类型为II2型，淡水洼槽烃源岩氢指数均值小于250 mg/g、有机质类型为II2—III型。可见，咸水洼槽的有机质丰度和类型明显优于淡水洼槽。此外，湖盆咸化往往会形成碳酸盐岩等蒸发岩沉积序列，二连盆地咸水洼槽内湖相云质岩相对更发育[29]。研究表明，该套云质岩属于厌氧条件下的有机质/微生物白云化成因或埋藏白云化成因[28, 35-36]，其岩性组合中的泥岩和云灰质泥岩生烃潜力好、云质砂岩和砂质云岩储集性能优越，二者呈源储一体或源储互层式组合，稳定分布在深洼带或斜坡带，是目前二连盆地致密油勘探的主要目的层[37-38]。相反，淡水洼槽内的致密砂岩多为重力流沉积，储层物性较差、厚度小，分布零星，难以连片，致密油勘探效益不高[39]。

5 结 论

(1)二连盆地洼槽具有基底类型不均一，基底埋深、洼槽面积和阿尔善组及腾一段沉积古水体盐度差异悬殊的地质特征，可据此将其分为高熟、成熟和低熟型3大类14小类。高熟咸水洼槽主要分布在正向裂陷带，大型洼槽在裂陷带更发育，马尼特和乌兰察布坳陷内的洼槽是下一步勘探的有利洼槽。

(2)二连盆地洼槽综合分类对生烃潜力、油气分布具有一定控制作用。高熟大中型洼槽和成熟大中型咸水洼槽控制了富生烃洼槽的发育，咸水洼槽比淡水洼槽具有更优越的源储条件，更有利于开展致密油勘探。