准噶尔盆地东部吉南凹陷二叠系油藏形成条件、成藏特征与勘探方向

康积伦, 杨润泽, 马强, 林潼, 杨帆,, 卫延召, 苟红光, 李新宁, 林霖

(1.中国石油吐哈油田公司, 哈密 839009; 2.中国石油勘探开发研究院, 北京 100083)

吉南凹陷是位于准噶尔盆地东部的富烃凹陷,位于阜康断裂带东段下盘。阜康断裂带为典型前陆褶皱冲断带,其巨大的资源潜力使其成为勘探家们关注的热点地区。

自20世纪50年代起,阜康断裂带经历了60余年的勘探,仅发现三台、甘河等小型油气田。近年来勘探领域持续扩大,准噶尔盆地东部(以下简称准东)南缘阜康断裂带东段下盘吉南凹陷二叠系油气勘探取得突破,首次在井井子沟组中获得日产26.3 m3高产油流[1],还分别在梧桐沟组和芦草沟组获得工业油流和良好的油气显示。吉南凹陷西部石炭系火山岩风化壳潜山油藏中获得工业油流。以上勘探成果不仅揭示了二叠系油气多层系富集的特征,还首次在烃源岩之下(简称源下)的井井子沟组获得高产油流,说明阜康断裂带源下也可形成规模性油气聚集,勘探意义重大。然而,吉南凹陷是近年新发现的含油气区,其勘探程度和研究程度均低。当前多数研究集中于与其相邻的阜康凹陷和吉木萨尔凹陷,其中吉木萨尔凹陷源下井井子沟组发育“新生古储”型油藏,生烃超压驱动油气沿垂向断裂向下运聚成藏,主要形成构造-岩性油藏。博格达山前冲断带芦草沟组以致密油和页岩油藏为主,油藏通常呈现连续大面积分布的特征[2-3]。但由于海西、燕山、喜马拉雅等多期构造运动的叠加改造使得地层破碎[4],不仅使吉南凹陷油藏形成条件苛刻,也使油藏特征变复杂。吉南凹陷不同区域的源-储对接方式、油藏形成特征、油藏类型等存在较大差异。现立足团队最新研究成果,在分析吉南凹陷二叠系油藏形成条件的基础上,以吉阜1区块、萨2区块、萨探1区块和萨4 区块典型油藏为实例进行解剖,阐述吉南凹陷二叠系油藏形成特征,探讨未来石油勘探的有利方向,以期推动准东二叠系油气勘探。

1 地质概况与勘探发现

阜康断裂带位于准噶尔盆地东部的南缘,由一系列近东西走向的断裂组成,断裂沿博格达山北缘呈北凸弧形展布。阜康断裂带分为3段,博格达山北缘弧顶部位为中段,两翼分别为西段和东段[4]。燕山-喜山期构造活动使阜康断裂带东段在南北方向上形成上盘冲断带和下盘逆掩带[1],吉南凹陷是位于下盘逆掩带的小型凹陷,其东接古西凸起,西部和北部为吉南凸起,南临阜康断裂带东段上盘,勘探面积约600 km2(图1)。

图1 阜康断裂带东段及吉木萨尔凹陷构造单元Fig.2 Structure units of the Eastern Fukang Fault Zone and Jimsar Sag

准东地区在二叠纪整体处于伸展构造体制,博格达山前构造沉降幅度大,向北沉降幅度减小,此时期吉南凹陷所在区域处于构造高部位[5]。在此背景下,除了早二叠世末期的天山隆升运动使二叠系金沟组被剥蚀殆尽,其余二叠系保存较完整[6]。印支末期-燕山期准东构造挤压活动频繁,上三叠统、上侏罗统及上白垩统均被强烈剥蚀[7-8],如图2所示。喜山期,在强大的南北向挤压应力下,博格达山强烈隆升。阜康断裂带上盘发育逆冲推覆构造,并伴随一系列南倾的逆冲断层,将中、新生界卷入且变形,而下盘逆掩带的吉南凸起未发生明显变化[9]。吉南凹陷二叠系自下而上分别为井井子沟组、芦草沟组、红雁池组和梧桐沟组,井井子沟组主要为三角洲相砂岩,为良好储集层;芦草沟组主要为连续厚层烃源岩;梧桐沟组下部发育扇三角洲相砂岩储集体,梧桐沟组上部发育致密平原相泥岩,为良好盖层[1]。

图2 阜康断裂带东段及吉木萨尔凹陷地层概况(改自文献[1])Fig.2 Stratigraphic profiles of the Eastern Fukang Fault Zone and Jimsar Sag (modified from ref.[1])

阜康断裂带东段勘探程度低,中国地调局从2017年开始在上盘部署的新吉参1井获得油气显示[10]。2019年吐哈油田公司在下盘吉南凹陷钻探萨探1风险井,在二叠系井井子沟组获日产26.3 m3高产工业油流,开辟了吉南凹陷二叠系油气勘探新领域。同时在二叠系芦草沟组和梧桐沟组取得良好的油气显示,使垂向勘探层系得到拓展。

2 油气地质条件

2.1 二叠系原油来源

吉南凹陷与吉木萨尔凹陷二叠系原油生标特征相似,其Pr/Ph值略大于1,β-胡萝卜烷含量较低(表1),反映母质形成于弱氧化湖盆环境。原油中γ-蜡烷含量高,且几乎不含4-甲基甾烷[图3(a)、图3(b)],而4-甲基甾烷主要源于淡水中繁生的沟鞭藻中4-甲基甾醇,指示生烃母质沉积于咸水环境[11]。研究区二叠系原油和烃源岩中C21和C22正构烷烃对C28和C29正构烷烃具有明显优势,且含有一定量的三环萜烷(图3),认为生烃母质中富含脂类,同时与藻类生源关系密切。原油和烃源岩的C30藿烷含量高,C34和C35藿烷含量低,C27-C28-C29规则甾烷呈“上升型”分布(图3),表明研究区二叠系生油岩与中国西部大型湖泊相页岩的一般特征一致[12]。吉南凹陷西部吉阜1区块虽然缺失芦草沟组烃源岩,但吉阜1和吉阜101H井二叠系梧桐沟组和石炭系巴山组储层原油的Pr/Ph值也略大于1(表1),与准东地区煤系烃源岩高Pr/Ph值的特征不符[13],并且该区块侧向上与相邻区块的芦草沟组烃源岩具有断裂连接关系,因此认为该区块原油来自芦草沟组烃源岩。

表1 吉南-吉木萨尔凹陷原油及烃源岩地化参数Table 1 Geochemical parameters of crude oil and source rocks in Jinan-Jimsar Sag

Pr为姥鲛烷,Ph为植烷;nC17等表示正构烷烃,其中“17”为正构烷烃的碳数,以此类推;m/z为质谱分析中质子数与电子数的比值,其中某一类型的化合物具有相同的质荷比;Tm为17α(H)-22、29、30三降霍烷;Ts为18α(H)-22、29、30三降霍烷;C27 、C28、C29分别为碳数为27、28和29的规则甾烷

准东地区上古生界发育两种不同类型的烃源岩,分别为石炭系煤系烃源岩和中二叠统芦草沟组咸化湖盆相烃源岩。原油碳同位素测试结果表明,吉南凹陷井井子沟组、芦草沟组和梧桐沟组原油碳同位素偏轻,主要分布于-30.8‰～-32.6‰(表1)。而阜康断裂带及其周缘石炭系原油的碳同位素值多重于-28.1‰[14],二者具有明显差异。以上参数均指示吉南凹陷二叠系原油来源于中二叠统芦草沟组咸化湖相烃源岩。

2.2 烃源岩条件

中二叠世,博格达山未隆起,准东地区为统一的沉积凹陷,发育广泛分布的芦草沟组烃源岩[10]。地球化学测试结果显示,吉南凹陷芦草沟组烃源岩有机质丰度(TOC)主要介于1.93%～6.8%,生烃潜力指数(S1+S2)为37.6～45.7 mg/g,氯仿沥青A质量分数为0.06%～0.6%,氢指数为341～379 mg/g,有机质类型以II1型为主,综合评价烃源岩为优质烃源岩。与吉木萨尔凹陷相比,吉南凹陷烃源岩厚度、TOC、生烃潜力指数(S1+S2)等相对较高(表2),认为吉南凹陷芦草沟组烃源岩规模和品质优于吉木萨尔凹陷,后者是公认资源潜力巨大的优质烃源岩[15]。然而,吉南凹陷烃源岩整体处于低熟-成熟阶段,凹陷西部和南部埋藏深度相对较大,因而成熟度高于东部和北部。吉南凹陷南部准页2井实测烃源岩镜质体反射率(Ro)为0.65%～0.9%,二工河剖面暗色泥岩岩石热解峰温(Tmax)值为447～449 ℃,整体处于成熟阶段。而北部萨探1区块的Tmax为436～445 ℃,Ro为0.45%～0.75%,整体处于低熟-成熟阶段(表2)。吉南凹陷芦草沟组烃源岩厚度大于200 m的面积达370 km2[1],虽然整体成熟度低于吉木萨尔凹陷,但大部分已达到生油门限,资源基础雄厚。

表2 准东南缘芦草沟组烃源岩地球化学参数Table 2 Geochemical parameters of source rocks of Lucaogou Formation in southern margin of eastern Junggar Basin

2.3 生储盖组合及储层特征

按照源-储空间配置将二叠系划分为源下、源内和源上三套生储盖组合,三套组合内均获得良好油气显示。源上组合主要以梧桐沟组辫状河道相或扇三角洲前缘相层状砂体为储集层,以梧桐沟组上部分布广泛且岩性致密的湖相及平原相泥岩为盖层;源内油藏与吉木萨尔凹陷类似,为典型“自生自储”型页岩油藏;源下组合主要以井井子沟组三角洲前缘相砂体为储层,上覆芦草沟组暗色泥岩既为良好供烃层,也是优质的区域盖层。此外,吉南凹陷东北部红雁池组普遍发育火山岩,其厚度为64～222 m,平均厚度可达134 m,也可作为源下油藏的良好区域盖层(图4)。

博格达山未大幅隆升前,博格达山至吉木萨尔地区具有相似沉积背景[16]。与阜康坳陷梧桐沟组下部连续大面积分布的砂砾岩储层类似[17],吉南凹陷梧桐沟组下部也发育单层厚度9～36 m的砂层,以中-细粒岩屑砂岩为主。储层孔隙空间主要为粒间孔和粒内溶孔,孔隙分布不均,孔隙连通性较差[图5(a)]。镜下常见构造缝[图5(b)],微裂缝的发育能明显改善储层物性。储层孔隙度为4%～22.3%,平均为15.8%[1],渗透率为0.25～17 mD,平均为3.02 mD,属中孔低渗储层。中二叠世,博格达山至吉木萨尔凹陷所在区域为统一湖盆,吉南凹陷源内芦草沟组油藏与吉木萨尔凹陷类似,为典型“自生自储”型页岩油藏。芦草沟组储层以纹层状含灰粉砂岩、云质粉砂岩为主(图4),镜下常见微裂缝[图5(c)]。储层可动孔隙度为3.1%～5.7%,渗透率为0.003 1～6.14 mD,为低孔低渗储层。

图5 吉南凹陷二叠系储层镜下特征Fig.5 Microscopic characteristics of Permian reservoirs in Jinan Sag

井井子沟组是二叠系的主要产油层,邻近上覆烃源岩的储层顶部含油饱和度最高,向下逐渐变低。储层以长石岩屑砂岩、岩屑砂岩为主,岩屑成分主要为火山碎屑[图5(d)]。统计结果表明,储层孔隙度大于8%的占66.5%,渗透率大于1 mD的样品仅占7%,为低孔低渗储层。储集空间以次生溶孔为主,溶孔多见于长石、岩屑和沸石胶结物等,含少量残余粒间孔[图5(e)],但孔隙多被绿泥石等黏土矿物充填[图5(e)、图5(f)]。核磁共振测试结果表明,井井子沟组储层T2谱常表现为双峰式分布,粒度粗、分选好的储层往往具有孔喉分布范围广、幅度差小等特征,揭示储层中具有明显大孔,连通性较好[1]。

3 成藏特征与成藏模式

2019—2021年,吐哈油田和中国地调局在吉南凹陷实施了3口风险井,并于石炭系、二叠系、三叠系等多个层系获得油气发现,其中二叠系预测石油储量10 338万t。受多期构造活动影响,二叠系油藏破碎且类型多样,不同区块石油运聚成藏特征也存在较大差异。据此,分别对吉南凹陷的吉阜1区块、萨2区块、萨探1区块和萨4 区块进行论述。

3.1 成藏特征

3.1.1 吉阜1区块

吉阜1区块在二叠系梧桐沟组和石炭系巴山组分别获得日产油量1.56 m3和4.16 m3的工业油流,油藏深度为3 160～3 350 m,20 ℃原油密度为0.9 g/cm3。石炭系油藏为典型的火山岩风化壳潜山油藏,圈闭形态完整,主要为背斜或断背斜圈闭(图6)。该区块芦草沟组被剥蚀殆尽,但断裂可将其与相邻区块芦草沟组烃源岩连接,供烃窗口较大,是油藏形成的必要条件。另外,吉阜1区块原油CPI值和OEP值分别为1.19和1.10,处于成熟阶段。与此对应的是,该区块附近野外露头二工河剖面所揭示的烃源岩已达成熟阶段(表2),邻区台701井实测烃源岩Ro为0.82%,表明该区块周缘烃源岩可对其侧向供烃。该区块缺失中-下二叠统,下部石炭系火山岩经历较长时间风化而发育火山岩风化壳,极大地提升了火山岩储层的储集性,是石油在此富集的重要因素。

图6 吉阜1区块油藏剖面图Fig.6 Reservoir profile of Jifu 1 block

3.1.2 萨探1区块

萨探1区块是目前吉南凹陷二叠系原油最富集的区域,在梧桐沟组、芦草沟组和井井子沟组均见油气显示,油藏类型以构造-岩性油藏为主。源下井井子沟组获得稳定高产油流,萨101井20 ℃原油密度为0.87 g/cm3。该区块源-储间存在小型供烃窗口,且芦草沟组烃源岩一般具有高压[18],在高压驱动下,芦草沟组原油得以通过小型供烃窗口向下充注于井井子沟组储层(图7)。井井子沟组储层包裹体测试结果表明(表3),储层中盐水包裹体捕获温度大致分为50.1～71.9、76.0～86.8、89.9～98.7 ℃区间,与3个温度区间盐水包裹体伴生的油包裹体平均捕获压力分别为12.4、29.2、32.6 MPa,所对应的盐度也具有明显差别,指示了油藏三期充注的现象。值得注意的是,储层中存在大量蓝绿色-蓝色荧光油包裹体[图8(a)～图8(c)],代表成熟-高熟原油充注。也常见大量黄色荧光油包裹体[图8(d)～图8(f)],代表低熟-成熟原油充注[19]。然而,地层埋藏-热演化史(图9)和芦草沟组储层油包裹体测试结果显示,吉南凹陷芦草沟组烃源岩未演化至高熟阶段且储层中未捕获到高熟油包裹体,表明高熟原油并非来自吉南凹陷本地烃源岩。另外,研究区储层中成熟-高熟油包裹体伴生的盐水包裹体均一温度[图8(b)]一般低于低熟-成熟油包裹体伴生盐水包裹体[图8(e)]综合分析认为,萨探1区块在早期成藏过程中经历了非本地来源的高熟原油充注,晚期充注以低熟-成熟原油为主。吉南凹陷芦草沟组烃源岩成熟度低于吉木萨尔凹陷(表2),但吉南凹陷井井子沟组产出原油的密度(0.87 g/cm3)小于吉木萨尔凹陷芦草沟组原油(0.89～0.91 g/cm3),认为高熟原油的混入使得原油更轻质。

表3 吉南凹陷井井子沟组油包裹体捕获压力及伴生盐水包裹体均一温度、盐度Table 3 Capture pressure of oil inclusions and homogenization temperature and salinity of associated aqueous inclusions in Jingjingzigou Formation, Jinan Sag

图7 萨探1区块油藏剖面图Fig.7 Reservoir profile of Satan 1 block

Th(oil)为油包裹体的均一温度;λmax为主峰波长

图9 萨探1区块油藏形成期次综合判别图Fig.9 Comprehensive discriminant map of hydrocarbon accumulation periods in Satan 1 block

萨探1区块原油和烃源岩生标特征表明,芦草沟组烃源岩成熟度较低,其成熟度指标Ts/(Ts+Tm)为0.07,而下部井井子沟组原油的成熟度稍高,Ts/(Ts+Tm)为0.22(图7)。吉南凹陷西部和南部芦草沟组埋深更大,烃源岩成熟度更高(表2),且萨2区块二叠系原油的Ts/(Ts+Tm)为0.18～0.25,据此推测吉南凹陷西部和南部烃源岩生成的原油对萨探1块油藏形成具有一定贡献。

3.1.3 萨2区块

萨2区块在二叠系井井子沟组、芦草沟组和梧桐沟组均获得油气显示,20 ℃原油密度为0.89～0.91 g/cm3。受构造活动影响较大,萨2区块油藏沿断裂分布的特征明显,主要为构造油藏或构造-岩性油藏。该区块芦草沟组烃源岩实测Ro为0.82%,成熟度指标Ts/(Ts+Tm)为0.20(图10),为成熟烃源岩。与萨探1区块成藏特征不同的是,萨2区块二叠系梧桐沟组原油的Ts/(Ts+Tm)为0.18～0.25,与本区块芦草沟组烃源岩成熟度较为匹配。值得注意的是,该区块吉南1井梧桐沟组产出的原油为稠油,密度为0.91 g/cm3,梧桐沟组储层中未见到高熟油包裹体。与萨探1井井子沟组油藏特征相比[图8(a)],该区块梧桐沟组油藏缺少早期高熟原油的充注,原油相对较稠。研究认为,井井子沟组早期成藏过程中受到非本地高熟原油充注,但厚层致密芦草沟组泥岩阻隔了高熟原油向梧桐沟组运移,使得梧桐沟组储层仅充注了中-晚期的本地成熟原油。

图10 萨2区块油藏剖面图Fig.10 Reservoir profile of Satan 2 block

3.1.4 萨4区块

萨4井在二叠系井井子沟组和芦草沟组获得油气显示,但试油结果表明油气显示层均为含水层。然而,二叠系储层油包裹体丰富,部分样品的GOI值大于5%,认为萨4区块曾形成古油藏,其二叠系包裹体岩相学特征和均一温度与萨探1块相似(表3),同样揭示了多期原油充注的特征。值得注意的是,萨4井的井井子沟组下部岩心可见明显裂缝,裂缝面上分布沥青[图11(a)、图11(b)]。该层段原油的饱-芳比为1.03,明显低于二叠系正常原油(一般大于3)。同时,含油砂岩抽提原油的色谱图显示,原油正构烷烃明显被消耗[图11(c)],而类异戊二烯烷烃(姥鲛烷和植烷)得以较好保留,因为类异戊二烯烷烃是以C—C共价键连接,不易解体且在环境中相对稳定[20]。 以上证据揭示油藏遭受了一定程度的生物降解。受晚燕山期的构造活动影响[16],萨4区块侏罗系和白垩系被剥蚀殆尽,三叠系也遭受强烈剥蚀。该区块处于构造上倾部位,且断裂发育(图12),遭受断层破坏的古油藏原油沿断裂散失或调整至高部位,古油藏在被抬升至较浅部位后,原油会遭受一定程度的生物降解。

图11 萨4区块井井子沟组岩心照片及原油色谱图Fig.11 Photos of core and chromatographic diagram of crude oil in Jingzigou Formation, Sa 4 block

图12 萨4区块油藏剖面图Fig.12 Reservoir profile of Sa 4 block

3.2 油藏形成模式与富集主控因素

构造活动的差异性导致吉南凹陷二叠系油藏自西向东具有明显不同的成藏特征,源-储匹配关系及输导方式的不同导致了源下、源内和源上油藏形成模式的差异。如图13所示,吉南凹陷西部缺失中-下二叠统,侧向的芦草沟组原油在浮力驱动下通过断裂向石炭系风化壳储层和二叠系梧桐沟组层状砂体中运移,最终聚集于构造高部位;吉南凹陷中部油藏的原油主要来源于本地成熟芦草沟组烃源岩。该区域源下成藏组合中,芦草沟组原油可通过“源-储侧接”和“上生下储”式运聚方式向下进入井井子沟组储层中。油藏形成具有“侧向运移为主,高点富集”的特征,即低部位更成熟原油侧向运移,最终在浮力的作用下富集于萨探1区块构造高部位。源内为典型“自生自储”型页岩油藏。源上成藏组合中,芦草沟组原油主要在浮力的作用下通过断裂向上进入梧桐沟组储层;吉南凹陷东部油藏的原油来源于中部成熟烃源岩及东部低熟-成熟烃源岩,油藏形成模式与中部类似。值得注意的是,燕山-喜山期剧烈的构造活动使吉南凹陷油藏被破坏或调整,特别是构造改造强烈、抬升幅度大的区域的油藏被破坏尤为严重(如萨4区块)。

TWT为双程旅行,表示地震波在发射之后到达反射界面再返回地面接收器的总时长,即一来一回的双程旅行时长

吉南凹陷西部石炭系、二叠系梧桐沟组和中-东部井井子沟组获得工业油流,油藏形成与富集受多重因素控制:①普遍达到生烃门限、累计厚度大、分布连续的优质芦草沟组烃源岩为油藏形成提供了雄厚的资源基础;②井井子沟组储层绿泥石膜抑制矿物的次生加大、易溶矿物的强烈溶蚀增加了孔隙空间,石炭系火山岩顶部风化作用有效提高了储集性;③井井子沟组原油充注时间早于储层晚期铁方解石胶结作用使储层变致密的时间,提高了油藏形成的有效性;④吉南凹陷西部二叠系梧桐沟组、石炭系储层与侧向芦草沟组储层良好的对接窗口使原油能沿断层向上运聚。吉南凹陷中-东部源-储压差大且源-储间存在小型地层错断,提高了芦草沟组原油向下部井井子沟组储层运聚的效率;⑤梧桐沟组和芦草沟组泥岩分布连续、累计厚度大、岩性致密(图4),可作为良好的区域盖层,是多期构造活动改造后油藏仍能保存的重要保障。

4 勘探潜力与方向

吉南凹陷二叠系含油气系统的油气勘探才刚刚起步,但3口大获成功的风险井揭示了其雄厚的资源潜力的勘探前景,其中吉阜1井在石炭系和二叠系梧桐沟组均获得工业油流(图6),博达1井在二叠系梧桐沟组获得工业油流,萨探1井在二叠系井井子沟组获得工业油流(图7)。综合油藏形成条件、特征及主控因素,对吉南凹陷二叠系含油气系统中不同层系、不同类型油藏的勘探潜力和方向进行分析。

4.1 源上油藏

吉南凹陷梧桐沟组储层与下部芦草沟组烃源岩可形成良好的源-储匹配,石油易在浮力作用下沿断裂进入梧桐沟组储层,因此梧桐沟组普遍可见油气显示。然而,燕山-喜山期构造活动强度大的区域梧桐沟组油藏往往被调整或破坏。其中,萨2区块构造强度相对较大、断裂众多(图10),使得原油富集程度较低。萨4区块,覆盖于梧桐沟组之上的三叠系被强烈剥蚀减薄(图12、图13),导致该区域油藏的破坏,而三叠系被认为是梧桐沟组油气藏的直接盖层[17]。综上可知,吉南凹陷中具备断裂输导条件、构造相对稳定、三叠系保存更完整的区域是梧桐沟组油藏的有利勘探方向。

4.2 源内油藏

吉南凹陷源内芦草沟组油藏与吉木萨尔凹陷类似,为典型“自生自储”型页岩油藏[1],且获得良好油气显示。前人研究已经证实,吉木萨尔凹陷具备页岩油高产地质条件,为准噶尔盆地陆相湖盆页岩油勘探的新领域[21]。吉南凹陷与吉木萨尔凹陷在中二叠世为统一湖盆[10],二者芦草沟组具有类似沉积特征和储层条件。前文已论证吉南凹陷芦草沟组烃源岩厚度更大、品质更优(表2),且所处区域较吉木萨尔凹陷更靠近构造活动带,储层裂缝普遍发育[图5(c)],使储层物性和含油性变好。实测萨3井芦草沟组裂缝型粉砂岩平均孔隙度可达13.6%,其含油饱和度平均为50.2%。前人研究认为,陆相页岩油有利层段的烃源岩Ro为0.8%～1.3%,相对稳定的构造条件更利于页岩油藏的保存[22]。虽然吉南凹陷芦草沟组烃源岩普遍成熟度不高,但凹陷西部和南部烃源岩埋深更大,实测Tmax一般高于440 ℃(表2),Ro高于0.8%(图10)。综上,认为吉南凹陷具有较大的页岩油勘探潜力,凹陷西部和南部构造相对稳定区是未来页岩油勘探的有利方向。

4.3 源下油藏

吉南凹陷源下井井子沟组取得勘探突破,仅萨探1区块的控制石油地质储量就达到4 135万t,其勘探潜力不言而喻。然而,此类“上生下储”型油气成藏条件相对苛刻[23],在已发现的油藏中也较为少见,其成藏特征的研究对准噶尔盆地乃至中国“上生下储”型油气藏研究和勘探具有重要的借鉴和指导意义。井井子沟组得以成藏的关键因素在于源-储压差足够大,且存在小型源-储对接窗口。同时,前文已论证油藏具有侧向运移、高点聚集的特征。此外,包裹体特征分析结果表明,井井子沟组存在古油藏,后期遭到严重破坏,构造稳定区的古油藏可能会得到较好的保存。综上,认为吉南凹陷源下油藏有利勘探区为源储压差大、构造相对稳定的构造高点。

4.4 潜山油藏

潜山油藏主要位于吉南凹陷西部,与国内典型潜山成藏有利条件相似[24-25],该区域潜山油藏具有以下有利条件:火山岩储层可通过断裂与侧向芦草沟组烃源岩有效连接,供烃窗口大;较长时间风化使得火山岩风化壳储层物性得到极大提升;以背斜圈闭为主且圈闭形态较完整;上覆梧桐沟组和三叠系盖层完整,保存条件好(图6)。火山岩油藏的发现证实了此类潜山油藏的勘探潜力,是未来重要的勘探领域。

5 结论

(1)吉南凹陷连续广泛分布的厚层优质芦草沟组咸化湖盆相烃源岩为油气规模成藏提供了雄厚资源基础。按照源-储空间位置将二叠系划分为源下、源内和源上三套成藏组合,源下、源内和源上均发育规模储集体,纵向上存在多套良好的区域盖层,生-储-盖配置良好。

(2)吉阜1区块以潜山油藏为主,侧向油源、断裂输导、较大的供烃窗口是油藏形成的关键;萨探1和萨4区块主要为构造-岩性油藏,原油多期充注特征明显,早期古油藏以高熟原油为主,但多被破坏或调整。现今油藏的主体由吉南凹陷西部、南部成熟原油和本区块低熟-成熟原油构成。萨4区块断裂发育且遭受过剧烈抬升,油藏被破坏殆尽;萨2区块以构造和构造-岩性油藏为主,原油来源于本区块成熟烃源岩。

(3)源上油藏的有利勘探方向为断裂输导条件好、构造相对稳定、三叠系保存更完整的区域;源内页岩油藏具有较大勘探潜力,吉南凹陷西部和南部构造相对稳定区是未来页岩油勘探的有利方向;源下油藏形成特征的研究对准噶尔盆地乃至国内“上生下储”型油气藏研究和勘探具有重要的借鉴和指导意义,其有利勘探方向为源储压差大、构造相对稳定的构造高点;吉南凹陷西部火山岩风化壳潜山油藏是勘探的重要领域。