沈 華，劉 震，史原鵬，徐澤陽，李擁軍，陳樹光，王會(huì)來，王志成，王 標(biāo)，劉 暢

(1.中國石油華北油田公司 勘探事業(yè)部，河北 任丘 062550；2.中國石油大學(xué)(北京) 油氣資源與探測(cè)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249；3.中國石油大學(xué)(北京)地球科學(xué)學(xué)院，北京 102249；4.中國石油華北油田公司 巴彥勘探開發(fā)分公司，內(nèi)蒙古 巴彥淖爾 015000；5.中國石油華北油田公司 勘探開發(fā)研究院，河北 任丘 062550)

0 引 言

河套盆地油氣勘探工作始于20世紀(jì)70年代末[1]，石油地質(zhì)研究取得了一系列進(jìn)展。前人關(guān)于工區(qū)油氣來源[2-4]、成藏動(dòng)力[5-6]及運(yùn)移通道[7-8]等方面取得了一定認(rèn)識(shí)，整體石油地質(zhì)特征已相對(duì)清晰[9-10]。然而，目前的研究多偏向?qū)τ筒丶捌湫纬蓷l件的靜態(tài)描述，缺少動(dòng)態(tài)過程分析，油氣富集機(jī)制尚不清晰，勘探方向亦不明確。借鑒國內(nèi)外復(fù)雜含油氣盆地勘探經(jīng)驗(yàn)，靜態(tài)成藏要素與動(dòng)態(tài)成藏過程在時(shí)空上的匹配關(guān)系是決定油氣能否成藏的關(guān)鍵[11]。油藏動(dòng)態(tài)解剖規(guī)避了單時(shí)間點(diǎn)靜態(tài)油藏特征分析所帶來的勘探風(fēng)險(xiǎn)，能夠系統(tǒng)化、定量化地描述油氣成藏過程，為勘探方向優(yōu)選提供依據(jù)[12～14]。

本文結(jié)合新老地質(zhì)資料，在石油地質(zhì)綜合分析的基礎(chǔ)上，結(jié)合油藏“九史”動(dòng)態(tài)分析方法，對(duì)工區(qū)典型油藏靜態(tài)成藏組合及動(dòng)態(tài)成藏過程進(jìn)行了剖析，進(jìn)一步優(yōu)選出臨河坳陷油氣有利聚集區(qū)帶。

1 工區(qū)地質(zhì)概況

河套盆地呈弧形分布于鄂爾多斯盆地伊盟隆起以北，是在前寒武系花崗巖、石英巖及變質(zhì)巖基底之上發(fā)育的中新生代盆地[15-19]。工區(qū)臨河坳陷屬于河套盆地中段一級(jí)構(gòu)造單元，東西長約300 km，南北寬30～90 km，沉積蓋層主要由中生界白堊系、新生界古近系、新近系及第四系組成，沉積厚度為3 000～12 000 m。受燕山運(yùn)動(dòng)及喜山運(yùn)動(dòng)控制，工區(qū)經(jīng)歷多期構(gòu)造演化階段[20-22]，現(xiàn)今整體具有“南北分段、東西分帶”的特征，其內(nèi)部受吉北變換帶控制，可分為北部巴彥淖爾凹陷、中部吉西凸起、磴南低凸起及南部吉蘭泰凹陷4個(gè)二級(jí)構(gòu)造單元；杭五斷裂、松5西斷裂、松探1井西斷裂等二級(jí)斷裂又將工區(qū)分為西部洼陷區(qū)、中央斷壘區(qū)及東部斜坡區(qū)3個(gè)帶，形成“一洼一壘一斜坡”的構(gòu)造格局(圖1)。

圖1 河套盆地臨河坳陷構(gòu)造單元?jiǎng)澐謭DFig.1 Structural unit division of Linhe depression in the Hetao basin

2 油藏形成過程解剖

臨河坳陷古近系、白堊系及太古宇多層系含油，變質(zhì)巖領(lǐng)域及碎屑巖領(lǐng)域皆有重大勘探突破，表現(xiàn)出可觀的勘探前景。本文以吉西凸起帶變質(zhì)巖潛山油藏、吉華2X砂礫巖斷鼻油藏、松5井砂巖斷塊油藏及臨深3井砂巖斷塊油藏4個(gè)典型油藏(圖2)為研究基礎(chǔ)，分析了吉西凸起帶和中央斷壘帶兩處重要構(gòu)造單元的油藏基本特征，并著重探討了工區(qū)的油氣成藏過程。

2.1 油藏基本特征

2.1.1 吉西凸起帶油藏特征

吉西凸起帶位于吉蘭泰凹陷與巴彥淖爾凹陷交界處西側(cè)，具有基底構(gòu)造位置相對(duì)較高、晚期斷裂活動(dòng)性強(qiáng)、邊緣相發(fā)育等特征。該構(gòu)造帶目前主要發(fā)現(xiàn)兩個(gè)油藏，分別為西側(cè)高部位吉西凸起帶太古宇變質(zhì)巖潛山油藏(后文簡稱吉西潛山油藏)及狼山分支斷裂下降盤吉華2X砂礫巖斷鼻油藏(后文簡稱吉華2X油藏)。空間上兩油藏間相互毗鄰，成藏條件具有一定的相似性。

油源方面，該構(gòu)造帶兩個(gè)油藏范圍內(nèi)未見暗色泥巖，但在其東側(cè)松探1井、吉華14X井及臨華參1井中普遍揭露下白堊統(tǒng)固陽組烴源巖，其中松探1井固陽組烴源巖樣品TOC為1.42%，氯仿瀝青“A”為1.3153%，Ro為0.55%，生油模擬實(shí)驗(yàn)產(chǎn)油率峰值可達(dá)857 kg/t TOC，具有較強(qiáng)的供烴潛力。正構(gòu)烷烴分布、甾烷及萜烷等地球化學(xué)特征顯示，兩油藏原油樣品與漸新統(tǒng)臨河組烴源巖存在較大差異[3]，但與鄰近固陽組烴源巖存在很高的相似性[4]，故認(rèn)為下白堊統(tǒng)固陽組為該構(gòu)造帶油氣的主要來源，且具有近源側(cè)向供烴的特征。

儲(chǔ)集層方面，吉西凸起帶在變質(zhì)巖領(lǐng)域及碎屑巖領(lǐng)域皆具有重大勘探突破，其中狼山分支斷裂以西巨厚下白堊統(tǒng)李三溝組紅色泥巖之下發(fā)育太古宇變質(zhì)巖儲(chǔ)集層，而斷裂東側(cè)發(fā)育下白堊統(tǒng)固陽組及漸新統(tǒng)臨河組多套扇三角洲前緣亞相砂礫巖儲(chǔ)集層。前者儲(chǔ)集層表現(xiàn)為孔-縫雙重介質(zhì)，其儲(chǔ)集空間包括裂縫、原生孔隙及次生孔隙，裂縫發(fā)育井段多見油氣顯示，反映了構(gòu)造活動(dòng)造縫對(duì)油藏的建設(shè)作用；后者受咸化水體影響，成巖早期膠結(jié)程度強(qiáng)，故而溶蝕作用下形成的粒間孔及構(gòu)造破碎形成的粒內(nèi)破碎孔是該類儲(chǔ)層的主要儲(chǔ)集空間，實(shí)測(cè)孔隙度為3%～8%。

輸導(dǎo)方面，該構(gòu)造帶側(cè)向運(yùn)移通道為下白堊統(tǒng)砂體及其底部不整合面，垂向運(yùn)移通道為狼山分支斷裂及其伴生花狀構(gòu)造。剖面上扇三角洲前緣砂礫巖儲(chǔ)集體與附近半深湖相烴源巖對(duì)接，構(gòu)成了典型的“旁生側(cè)儲(chǔ)型”成藏組合，油氣初次運(yùn)移后主要沿陡坡帶砂礫巖側(cè)向運(yùn)移。潛山帶與生烴層系間對(duì)接窗口大[1]，高角度狼山分支斷裂垂向輸導(dǎo)使得高部位潛山帶成為油氣運(yùn)聚的有利指向區(qū)；而晚期走滑運(yùn)動(dòng)形成的花狀構(gòu)造又使一部分油氣向淺層古近系非烴源巖層段聚集。另外，潛山頂部不整合面裂縫發(fā)育，是高部位油氣側(cè)向運(yùn)移的主要通道。

2.1.2 中央斷壘帶油藏特征

中央斷壘帶位于臨河坳陷中部，南起松探2井北至五原地區(qū)，該構(gòu)造帶南北皆有油氣顯示，且于磴南凸起以北松5井臨河組及興隆地區(qū)臨深3井固陽組發(fā)現(xiàn)兩處斷塊油藏。

油源方面，該構(gòu)造帶發(fā)育下白堊統(tǒng)固陽組及漸新統(tǒng)臨河組兩套烴源巖，松5井、吉華14X井、臨深3井、臨深4井、臨探1井及隆1井鉆遇110～240 m厚的暗色泥巖，其中固陽組烴源巖TOC含量為0.46%～1.64%，臨河組烴源巖TOC含量為0.88%～5.1%?？v向上，兩套烴源巖對(duì)油藏形成都有貢獻(xiàn)。一方面，松5井原油甾烷組成與其鉆遇臨河組烴源巖對(duì)比關(guān)系好[4]；另一方面，該井臨河組烴源巖中未見原油所含的萜烷組成[10]，說明其下部固陽組烴源巖對(duì)該構(gòu)造帶成藏同樣具有貢獻(xiàn)作用。

儲(chǔ)集層方面，中央斷壘帶整體上大致位于盆地中心，該地區(qū)主要發(fā)育前緣席狀砂及濱淺湖亞相。地震上常見弱振幅連續(xù)平行相逐漸向盆地內(nèi)部推進(jìn)后轉(zhuǎn)為空白相的現(xiàn)象，反映了薄層砂體入湖并大范圍鋪開的特征?？傮w上，中央斷壘帶砂體鋪開面積大，但單層厚度相對(duì)較薄。固陽組儲(chǔ)層砂巖與泥巖成韻律性互層，單層厚度為2.5～7 m，最大單層13.6 m，巖性為中細(xì)粒長石砂巖、巖屑石英砂巖及長石石英砂巖，孔隙類型主要為殘余粒間孔及少量次生溶孔，孔隙度為3.2%～18.8%，平均7.63%，滲透率0.1×10-3～88.3×10-3μm2，平均15.5×10-3μm2；臨河組儲(chǔ)層巖性為粉細(xì)砂巖互層，夾泥質(zhì)粉砂巖和薄層灰色泥巖，砂巖累計(jì)厚度為200～300 m，最大單層厚度10～22 m，孔隙度為12%～25%，滲透率多>1×10-3μm2，具有良好的儲(chǔ)滲性能。

輸導(dǎo)方面，中央斷壘帶西側(cè)發(fā)育多條順向斷層，與砂體構(gòu)成了階梯式的斷-砂組合樣式。從油藏剖面可以看出，砂體整體向西北傾斜且傾角較緩。相比于吉蘭泰油田，中央斷壘帶西側(cè)油源與儲(chǔ)集層之間具有較小的勢(shì)差[6]。尤其在剝?nèi)サ谒南岛穸戎?，成藏期斷壘帶周圍地層更加平緩，這對(duì)側(cè)向運(yùn)移相對(duì)不利。故橫向上油氣整體沿砂體向東南運(yùn)移，但推測(cè)運(yùn)移距離不會(huì)太遠(yuǎn)。另一方面，中央斷壘帶西側(cè)多條順向斷層直通兩套有效烴源巖，盆地晚期走滑伸展使斷裂開啟并向斷壘帶輸導(dǎo)油氣。

2.1.3 匹配關(guān)系

上述兩處油藏皆緊鄰主力烴源巖，大規(guī)模發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集體，同時(shí)具有良好的輸導(dǎo)條件，具備了形成油氣藏的必要條件，但成藏條件具一定差異。油源方面，不同構(gòu)造帶烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度差異不大，其主要區(qū)別在于源巖疊合關(guān)系；儲(chǔ)層方面，大部分油藏以砂巖為儲(chǔ)集體，殘余粒間孔、粒內(nèi)破碎孔及次生溶蝕孔等作為主要的儲(chǔ)集空間，兩構(gòu)造帶儲(chǔ)集空間類型存在一定差異；輸導(dǎo)方面，斷裂作為主要的油氣運(yùn)移通道，發(fā)育規(guī)模及斷-砂組合樣式差別較大，推測(cè)其受控于斷層活動(dòng)特征。臨河坳陷古近紀(jì)以來屬于斷陷型盆地，其結(jié)構(gòu)上的不對(duì)稱性決定了不同構(gòu)造帶間沉降過程的差異，進(jìn)而影響到成藏條件動(dòng)態(tài)演化過程及其結(jié)果，故有必要對(duì)成藏過程做進(jìn)一步分析。

2.2 油藏形成過程分析

工區(qū)地溫梯度較低(<2.7 ℃/100 m)，烴源巖晚期(新近紀(jì)以來)快速深埋，油氣成藏時(shí)間較晚。

2.2.1 源巖晚期生烴

飽和烴氣相色譜顯示各油藏?zé)嵫莼潭鹊停渲屑魍蛊饚ЪA4X井固陽組砂巖中原油樣品主峰碳為C22，OEP為0.85，Pr/nC17=0.71，Ph/nC18=1.80，具有明顯的偶奇優(yōu)勢(shì)及植烷優(yōu)勢(shì)，表明烴類來自熱演化程度較低、處于排烴早期的烴源巖；中央斷壘帶松5井臨河組油砂Ph/C18較高，且為后峰型，同樣反映烴源巖晚期生烴。

選取隆1井臨河組及固陽盆地固陽組烴源巖樣品進(jìn)行了實(shí)驗(yàn)室熱模擬分析(圖3(a))。生烴方面，臨河組生烴高峰所對(duì)應(yīng)的成熟度相對(duì)較低，因此雖然工區(qū)熱演化程度低，但該套烴源巖仍具有較強(qiáng)的供烴能力。排烴方面，低成熟—成熟階段，固陽組烴源巖排烴率隨熱演化過程大幅變化，指示埋藏過程對(duì)該套烴源巖排烴影響較大。

烴源巖熱演化計(jì)算機(jī)模擬顯示工區(qū)烴源巖晚期生排烴，固陽組成熟時(shí)間相對(duì)較早(距今25～20 Ma)，且生排烴強(qiáng)度隨之持續(xù)快速增加；臨河組烴源成熟時(shí)間較晚(距今6 Ma)，晚期產(chǎn)油率及排烴量相對(duì)較低(圖3(b))。

圖3 臨河坳陷主力烴源巖熱演化模擬Fig.3 Thermal evolution simulation of main hydrocarbon source rocks in the Linhe depression

2.2.2 斷裂晚期活動(dòng)

工區(qū)斷裂活動(dòng)具有明顯的周期性，活動(dòng)期與靜止期交互出現(xiàn)，表現(xiàn)出旋回性特征。對(duì)比吉蘭泰油田以及中央斷壘帶松5井附近油源斷裂活動(dòng)特征，可劃分出兩類斷裂旋回疊加模式，即狼山分支斷裂E-N活動(dòng)兩期斷裂旋回疊加模式(圖4(a))以及松5西斷裂N活動(dòng)單期斷裂旋回(圖4(b))。

圖4 臨河坳陷典型油藏油源斷裂活動(dòng)性分析Fig.4 Activity analysis of typical oil-source faults in the Linhe depression

吉蘭泰油田東側(cè)狼山分支斷裂為主要的油源斷裂，古近紀(jì)斷裂活動(dòng)使得圈閉形成時(shí)間早于烴源巖大量生排烴期；新近紀(jì)第二期斷裂活動(dòng)正好與烴源巖生排烴期吻合，開啟的斷裂面有利于溝通油源并提供高效運(yùn)移通道。

松5西斷裂為中央斷壘帶主要的油源斷裂之一，強(qiáng)烈活動(dòng)期主要集中于新近紀(jì)，該斷裂控制的斷塊圈閉形成時(shí)間較晚，故松5井油藏具有邊生烴邊圈閉的特點(diǎn)。

兩條油源斷裂第四紀(jì)活動(dòng)性弱，反映晚期保存條件對(duì)成藏的影響；同時(shí)斷裂活動(dòng)對(duì)圈閉形成影響較大，其中兩期斷裂旋回所控制的圈閉形成時(shí)間早，是吉西凸起帶富油的關(guān)鍵原因之一。

2.2.3 烴類晚期充注

包裹體均一溫度測(cè)試結(jié)果顯示油氣充注期為第四紀(jì)，距今2.1～0.6 Ma(圖5)。工區(qū)主要存在兩類埋藏過程，其對(duì)油氣充注具有較大影響。持續(xù)深埋型埋藏過程有利于烴源巖持續(xù)生烴，僅存在一期充注，主要對(duì)應(yīng)生烴高峰期(圖3(b)、 圖5(a))。晚期抬升型埋藏過程能夠形成較大的源儲(chǔ)勢(shì)差，有利于促進(jìn)油氣運(yùn)移，該類埋藏過程表現(xiàn)出兩期充注，第一期充注對(duì)應(yīng)晚期快速沉降階段的生烴高峰期，第二期則與反轉(zhuǎn)抬升過程相對(duì)應(yīng)(圖5(b)、 (c))。

2.2.4 油氣晚期成藏

受低勘探盆地資料限制，同時(shí)考慮到各油藏之間在烴源巖熱演化、斷裂活動(dòng)及油氣輸導(dǎo)充注等關(guān)鍵成藏過程方面的相似性，本文以吉華2X油藏為代表，對(duì)工區(qū)油藏進(jìn)行了“九史”分析(圖6)。熱演化方面，工區(qū)烴源巖晚期深埋，成熟度低，生烴時(shí)間晚。儲(chǔ)層演化方面，早期砂礫巖儲(chǔ)集體膠結(jié)作用強(qiáng)，孔隙度快速減小的同時(shí)壓實(shí)作用受到了抑制，后期溶蝕窗口(70～90 ℃)出現(xiàn)時(shí)間較晚，存在晚期增孔的特征；“九史”分析雖未涉及變質(zhì)巖儲(chǔ)集體相關(guān)演化過程，但在錄井中多見該類儲(chǔ)集體發(fā)育高角度裂縫，其與晚期強(qiáng)烈的區(qū)域性伸展活動(dòng)相關(guān)，儲(chǔ)集性能改善階段同樣較晚。輸導(dǎo)方面，生烴增壓作為油氣運(yùn)移的主要?jiǎng)恿?，其形成時(shí)間相對(duì)較晚；而多數(shù)油源斷裂主要在新近紀(jì)末強(qiáng)烈活動(dòng)，使得垂向運(yùn)移通道晚期開啟，因此油氣運(yùn)移及充注時(shí)間整體較晚。綜上，油藏形成過程主要表現(xiàn)為“三晚”，即晚期生烴、晚期斷裂活動(dòng)及晚期充注，故成藏期總體較晚，距今3～0.5 Ma。

3 油氣成藏主控因素與分布規(guī)律

臨河坳陷已發(fā)現(xiàn)油藏表現(xiàn)出“一富集、兩見產(chǎn)、多顯示”的分布特征，即南部發(fā)現(xiàn)吉蘭泰億噸級(jí)大油田，北部松5井及臨深3井見產(chǎn)，興隆地區(qū)及松探1井一帶多口井見油氣顯示，儲(chǔ)量及規(guī)模方面吉西凸起帶與中央斷壘帶間差異較大。綜合分析各油藏形成條件(表1)，認(rèn)為油氣分布主要受烴源巖展布及晚期構(gòu)造活動(dòng)的控制。

3.1 緊鄰優(yōu)質(zhì)烴源巖是形成油藏的必要條件

烴源巖對(duì)油氣分布的控制主要體現(xiàn)在源儲(chǔ)配置、烴源巖咸化特征及其熱演化程度三個(gè)方面。

縱向上工區(qū)發(fā)育下白堊統(tǒng)固陽組及漸新統(tǒng)臨河組兩套主力烴源巖，橫向上兩者差異疊合(圖7)。

圖7 臨河坳陷白堊系及古近系烴源巖層段暗色泥巖等厚圖Fig.7 Dark mudstone isopach map of Cretaceous and Paleogene source rock sequence in the Linhe depression

表1 臨河坳陷主要油藏特征對(duì)比表

前者廣覆式分布于整個(gè)工區(qū)，后者集中于淖西洼陷并靠近狼山斷裂展布。已發(fā)現(xiàn)油藏?zé)N源巖與儲(chǔ)集層直接對(duì)接或相互疊置(圖8)，具近源成藏特征。

圖8 臨河坳陷北東-南西向油藏分布模式(位置見圖1)Fig.8 NE-SW-trending reservoir distribution pattern in the Linhe depression (location in Fig.1)

另一方面，兩套烴源巖存在明顯的咸化現(xiàn)象，錄井上暗色泥巖中多見黃鐵礦紋層、石膏及白云巖條帶等咸水產(chǎn)物。從原油飽和烴氣相色譜來看，中南部松5井臨河組油砂、吉華4X固陽組原油以及JHZK4井太古宇原油Pr/Ph介于0.2～0.8之間，而北部臨深3井固陽組油砂Pr/Ph為1.5，反映烴源巖形成環(huán)境具有固陽組“南咸北淡”及臨河組整體咸化的特征。注意到，已發(fā)現(xiàn)油藏多集中于工區(qū)南部，說明咸化型烴源巖分布區(qū)域有利于油氣成藏。

受構(gòu)造格局影響，烴源巖成熟度表現(xiàn)為“北高南低、西高東低”的特征。目前所采集的烴源巖樣本多位于構(gòu)造高部位，其中固陽組烴源巖成熟度稍高，Ro為0.5%～1.1%，臨河組烴源巖Ro為0.5%～1.0%。工區(qū)油氣發(fā)現(xiàn)主要圍繞北部深洼陷呈“反L形”展布，反映出烴源巖熱演化程度對(duì)油氣分布的控制。

3.2 晚期構(gòu)造活動(dòng)決定油氣富集程度

新近紀(jì)以來喜山運(yùn)動(dòng)對(duì)工區(qū)高低構(gòu)造格局及油氣運(yùn)聚條件具有重要影響[6-7]，尤其是第四紀(jì)主成藏期走滑活動(dòng)強(qiáng)烈[16]，其對(duì)油氣分布的控制主要體現(xiàn)在負(fù)花狀構(gòu)造發(fā)育程度及反轉(zhuǎn)抬升特征兩個(gè)方面。

對(duì)比吉西凸起帶至磴南凸起帶各油藏，其規(guī)模隨負(fù)花狀構(gòu)造發(fā)育程度增加而減小(圖8)。吉西潛山油藏與吉華2X油藏一帶負(fù)花狀構(gòu)造發(fā)育程度低，兩油藏分布范圍大，多口井持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)，資源潛力大；松5井油藏西側(cè)負(fù)花狀構(gòu)造規(guī)模較大，導(dǎo)致該油藏橫向連續(xù)性差，南側(cè)吉華14X成藏條件與之相同但未見油層；洼中脊臨華參1井一帶負(fù)花狀構(gòu)造非常發(fā)育，平面上斷層分布復(fù)雜，雖然該地區(qū)烴源巖厚度大且成熟度高，但并未發(fā)現(xiàn)油藏。

另一方面，第四紀(jì)吉西凸起帶及磴南凸起帶等局部地區(qū)存在較為強(qiáng)烈的反轉(zhuǎn)抬升運(yùn)動(dòng)，剝蝕量最高可達(dá)1 200 m。注意到，單井產(chǎn)量與反轉(zhuǎn)強(qiáng)度存在明顯的正相關(guān)關(guān)系，其中剝蝕量大于500 m地區(qū)單井產(chǎn)油量較高，剝蝕量在400 m左右的地區(qū)常見油氣顯示，而剝蝕量較小或無剝蝕的地區(qū)鮮有油氣發(fā)現(xiàn)(圖9)。

圖9 典型井產(chǎn)油量與剝蝕厚度關(guān)系圖Fig.9 Relations between typical well oil production and denudation thickness

結(jié)合前文成藏過程分析，認(rèn)為上述兩方面現(xiàn)象主要與成藏動(dòng)力相關(guān)。工區(qū)烴源巖熱演化程度低，生烴增壓總量也相對(duì)較低。第四紀(jì)以來，生烴活動(dòng)基本停止，負(fù)花狀構(gòu)造附近多條伸展斷裂開啟致使烴源巖層段壓力發(fā)生明顯散失，因此該類構(gòu)造樣式發(fā)育程度愈高，成藏動(dòng)力愈顯不足。另一方面，吉北變換帶這類構(gòu)造單元交匯處受擠壓應(yīng)力控制，多發(fā)生反轉(zhuǎn)抬升，區(qū)域性差異反轉(zhuǎn)形成的流體勢(shì)差，彌補(bǔ)了油氣運(yùn)移動(dòng)力的不足。因此，負(fù)花狀構(gòu)造發(fā)育程度低且反轉(zhuǎn)抬升強(qiáng)烈的地區(qū)，對(duì)油氣聚集最為有利。

4 有利勘探方向優(yōu)選

臨河坳陷烴源巖分布廣、儲(chǔ)集層發(fā)育、輸導(dǎo)條件好且已發(fā)現(xiàn)規(guī)模性油田，勘探潛力巨大。綜合考慮工區(qū)烴源巖展布、差異反轉(zhuǎn)特征及油氣分布規(guī)律，優(yōu)選出兩個(gè)有利勘探區(qū)帶(圖10)。

圖10 臨河坳陷有利勘探區(qū)帶預(yù)測(cè)圖Fig.10 Prediction map of favorable exploration zones in the Linhe Depression

4.1 西南部凸起油氣富集帶

吉西凸起帶成藏條件好，其緊鄰下白堊統(tǒng)固陽組優(yōu)質(zhì)烴源巖，盆地邊緣相碎屑巖儲(chǔ)集層及潛山帶變質(zhì)巖儲(chǔ)集層發(fā)育，具有對(duì)接砂體、邊界斷裂及區(qū)域性不整合面等多類運(yùn)移通道，是油氣聚集的有利指向區(qū)。該帶負(fù)花狀構(gòu)造發(fā)育程度相對(duì)較低，烴源巖層段壓力的散失量也相對(duì)較小；同時(shí)該帶與吉北變換帶毗鄰，第四紀(jì)經(jīng)歷了較強(qiáng)的反轉(zhuǎn)抬升過程，區(qū)域上構(gòu)造位置相對(duì)較高，能夠形成較大的源儲(chǔ)流體勢(shì)差，成藏動(dòng)力充足。目前該帶已發(fā)現(xiàn)億噸級(jí)吉蘭泰大油田，反映了其巨大的勘探潛力，故優(yōu)選吉西凸起帶及其以南地區(qū)為Ⅰ類油氣富集帶。

4.2 中央斷壘油氣富集帶

中央斷壘帶由北部隆1井一直延伸至南部松探2井，其位于主力生烴灶范圍內(nèi)，大面積分布辮狀河三角洲入湖砂體，斷塊圈閉發(fā)育，具有較好的成藏條件。該帶相對(duì)位置較高，加之磴南凸起帶等局部地區(qū)晚期經(jīng)歷一定程度的反轉(zhuǎn)抬升，成藏期存在較大的流體勢(shì)差，成藏動(dòng)力條件較好。該帶松5井及臨深3井已經(jīng)見產(chǎn)，多口井具油氣顯示，反映了良好的勘探前景，故將其劃為另一有利勘探區(qū)帶。

然而相比西南部凸起油氣富集帶，該帶成藏條件表現(xiàn)出一定程度的復(fù)雜性。首先，烴源巖類型變化大，固陽組烴源巖存在“南咸北淡”的特征；第二，儲(chǔ)集層砂體厚度薄，橫向連續(xù)性稍差；第三，運(yùn)移通道以斷層和砂體為主，且成藏期地層產(chǎn)狀平緩，側(cè)向運(yùn)移相對(duì)較弱。另一方面，該帶附近負(fù)花狀構(gòu)造發(fā)育，且不同地區(qū)反轉(zhuǎn)抬升程度存在明顯差異，成藏動(dòng)力分布特征也相對(duì)復(fù)雜。上述因素加大了該帶的勘探難度，故將其作為Ⅱ類油氣富集帶。

5 結(jié) 論

在典型油藏特征對(duì)比及工區(qū)整體成藏條件分析的基礎(chǔ)上，得出如下三點(diǎn)認(rèn)識(shí)。

(1)臨河坳陷油氣晚期成藏。兩套主力烴源巖熱演化程度低，成熟時(shí)間較晚；斷裂系統(tǒng)復(fù)雜，晚期普遍強(qiáng)烈活動(dòng)；油氣晚期充注、熱史模擬及流體包裹體均一溫度分析結(jié)果表明，主充注期為距今3～0.5 Ma。

(2)烴源巖發(fā)育及晚期構(gòu)造活動(dòng)控制油氣分布。緊鄰優(yōu)質(zhì)烴源巖是油藏形成的必要條件，現(xiàn)今油氣發(fā)現(xiàn)主要圍繞兩套烴源巖呈“反L型”分布；晚期構(gòu)造活動(dòng)決定了油氣的富集程度，負(fù)花狀構(gòu)造相對(duì)不發(fā)育且反轉(zhuǎn)抬升強(qiáng)烈的地區(qū)油氣相對(duì)富集。

(3)優(yōu)選兩個(gè)有利勘探區(qū)帶。參考生烴灶分布特征及高低構(gòu)造格局，劃分出西南部凸起帶和中央斷壘帶兩大油氣富集區(qū)帶。根據(jù)成藏條件及晚期構(gòu)造活動(dòng)特征，將前者定為Ⅰ類油氣富集帶，后者定為Ⅱ類油氣富集帶。