李艷平，鄒紅亮，李雷，付基友，夏雨，謝俊陽

（1.中國石油 新疆油田分公司 勘探開發(fā)研究院，烏魯木齊 830013；2.中國石油集團(tuán) 西部鉆探工程有限公司 地質(zhì)研究院，新疆 克拉瑪依 834000）

準(zhǔn)噶爾盆地是中國西部典型的含油氣疊合盆地，在中央坳陷東道海子凹陷周緣的白家海凸起和滴南凸起，經(jīng)過多年的持續(xù)勘探，發(fā)現(xiàn)了彩南油田、滴水泉油田、滴西12 井油藏和陸南1 井油藏4 個(gè)中—淺層中生界高效油田（藏），原油主要源自東道海子凹陷中二疊統(tǒng)平地泉組半咸水優(yōu)質(zhì)烴源巖，混有東道海子凹陷侏羅系煤系烴源巖的貢獻(xiàn)[1-11]。東道海子凹陷以平地泉組為源的油氣勘探始于20 世紀(jì)90 年代，至2013 年滴南8 井才首次獲得工業(yè)油流，含油層系為二疊系上烏爾禾組，2019 年滴南15 井在上烏爾禾組再獲高產(chǎn)突破。有必要梳理不同階段油氣勘探的指導(dǎo)思想、地質(zhì)認(rèn)識(shí)和目標(biāo)類型，總結(jié)經(jīng)驗(yàn)，以利于后續(xù)油氣勘探。

1 地質(zhì)概況

東道海子凹陷位于準(zhǔn)噶爾盆地中央坳陷東北部，面積5 113 km2，北連滴南凸起，西接莫北凸起和莫索灣凸起，東南與白家海凸起相鄰，東與五彩灣凹陷相通（圖1）。地層發(fā)育相對(duì)完整，自下而上依次為石炭系、二疊系、三疊系、侏羅系、白堊系及新生界，其中二疊系發(fā)育將軍廟組、平地泉組和上烏爾禾組[12]。早—中二疊世為凹陷填平補(bǔ)齊沉積階段，將軍廟組為厚層紅棕色泥巖及中—厚層灰色粉砂巖；平地泉組為半咸水環(huán)境下細(xì)粒沉積，暗色泥巖中含有豐富的藻體，形成了東道海子凹陷近源油氣藏的優(yōu)質(zhì)烴源巖。上烏爾禾組發(fā)育大型退覆式扇三角洲沉積，烏一段厚層砂巖、烏二段薄層砂巖與烏三段泥巖構(gòu)成了良好的儲(chǔ)蓋組合。

2 勘探階段

東道海子凹陷以二疊系為目的層的油氣勘探始于20 世紀(jì)90 年代。按照勘探理念、目標(biāo)類型以及重點(diǎn)井，將東道海子凹陷二疊系勘探劃分為源邊斷塊勘探、下凹斷塊勘探及源上巖性勘探3個(gè)階段。

2.1 源邊斷塊勘探階段（1993—2000年）

20 世紀(jì)50 年代，克拉美麗山前地面地質(zhì)調(diào)查發(fā)現(xiàn)平地泉組為潛在生油層；1981 年，五彩灣凹陷彩參1 井平地泉組鉆揭成熟烴源巖；1984 年，發(fā)現(xiàn)平地泉組自生自儲(chǔ)的火燒山油田，平地泉組作為盆地東部主力烴源層的地位得以確立。

20 世紀(jì)90 年代初，根據(jù)二維地震地質(zhì)解釋成果，認(rèn)為五彩灣凹陷和東道海子凹陷平地泉組厚度大，凹陷邊緣凸起帶和斷階帶具有良好的油氣勘探前景。1993 年，按照“源控論”由烴源巖到圈閉的找油理念，選擇位于東道海子凹陷與五彩灣凹陷之間的滴南斷塊，部署了滴南1 井和滴南2 井，探索二疊系含油氣性。滴南1 井顯示較好，在上烏爾禾組砂礫巖，平地泉組灰?guī)r、中砂巖、細(xì)砂巖和粉砂巖儲(chǔ)集層中，普遍見熒光顯示，獲油浸或油斑級(jí)巖心，巖心裂縫面見原油外滲，測井解釋油層8 層，總厚度為33.8 m，試油5 層，獲含油水層1層和水層4層。

隨著1993 年白家海凸起侏羅系彩南油田的發(fā)現(xiàn)，勘探重點(diǎn)轉(zhuǎn)向淺層的侏羅系—白堊系[13]。2000年，利用三維地震資料及重新處理的二維資料，重新落實(shí)滴南斷塊的構(gòu)造形態(tài)。鑒于斷塊低部位滴南1井和滴南2 井在二疊系獲得良好油氣顯示，進(jìn)而在上傾部位部署了滴南3井。由于滴南3井二疊系整體油氣顯示較差，源邊斷塊型勘探工作停滯。

2.2 下凹斷塊勘探階段（2012—2015年）

隨著準(zhǔn)噶爾盆地近源油氣勘探[14-15]的興起，鑒于滴南凸起滴南7 井在二疊系上烏爾禾組獲得油氣顯示且儲(chǔ)集層規(guī)模較大，2012 年，按照“源控”和“斷控”的找油理論，重新認(rèn)識(shí)了東道海子凹陷油氣近源成藏的條件。

滴南凸起和白家海凸起二疊系來源的原油αααC29 甾烷20S/（20S+20R）為0.40～0.51，滴南1 井平地泉組烴源巖抽提物αααC29 甾烷20S/（20S+20R）為0.30～0.39，原油成熟度明顯高于滴南1 井烴源巖抽提物，推測東道海子凹陷內(nèi)隨平地泉組埋深的加大，烴源巖已進(jìn)入生油高峰期。平地泉組分布于滴水泉斷裂下盤，生排烴高峰期在晚侏羅世之后，而滴水泉斷裂在三疊紀(jì)之后基本不再活動(dòng)，油氣運(yùn)移受制于滴水泉斷裂，造成斷裂上盤滴南凸起油氣顯示較差，推測斷裂下盤油氣更富集。周緣凸起區(qū)的滴南1 井、滴南7 井、石莫1 井等在上二疊統(tǒng)上烏爾禾組鉆遇砂礫巖儲(chǔ)集層，厚度可達(dá)150 m，儲(chǔ)集空間主要為粒間孔，平均有效孔隙度為12.4%。根據(jù)沖積扇和扇三角洲沉積模式，在凹陷區(qū)儲(chǔ)集層仍然發(fā)育。同時(shí)，地震及重磁資料表明，東道海子凹陷東斜坡存在控圈斷裂，斷塊目標(biāo)較為可靠。故而下凹探索近源斷塊油氣藏的勘探思路逐漸清晰，選擇滴南1 井西斷塊部署滴南8 井。

滴南8 井上烏爾禾組有7 層共36 m 見熒光顯示，氣測異常4 層共13 m，總烴含量最高為92.92%，發(fā)生氣侵4次，取心4.80 m，獲熒光級(jí)巖心3.18 m。在上烏爾禾組二段頂部砂礫巖儲(chǔ)集層中試產(chǎn)，日產(chǎn)油25.37 t，日產(chǎn)氣2 610 m3。下凹勘探首獲成功，證實(shí)了凹陷內(nèi)上烏爾禾組的含油氣性。隨后部署東道海子凹陷首塊三維地震——滴南8 井區(qū)高密度三維地震，資料品質(zhì)較二維有了顯著提升。

斷塊控藏勘探在滴南8 井獲得成功，隨后勘探部署主要精力集中在斷塊圈閉的刻畫上。受卡拉麥里走滑斷裂的影響，東道海子凹陷發(fā)育與卡拉麥里走滑斷裂近垂直的派生斷裂[16-17]，斷裂規(guī)模大，延伸遠(yuǎn)，斷開石炭系、二疊系和三疊系，控制地層分布和構(gòu)造格局。同時(shí)，在北東—南西向主走滑斷裂平面位移作用下，形成次級(jí)雁列式斷裂，與走滑斷裂斜交，形成了一系列斷塊和斷鼻圈閉。

按照構(gòu)造油氣藏部署理念，選擇不同的斷塊部署滴南10 井、滴南12 井等5 口井，僅獲得低產(chǎn)油流及油氣顯示，勘探再度陷入低谷。

2.3 源上巖性勘探階段（2018年至今）

滴南8 井、滴南081 井、滴南10 井、滴南11 井、滴南12 井和滴南13 井儲(chǔ)集層物性明顯控制含油氣性，沉積體系及儲(chǔ)集層控制因素研究成為尋求油氣發(fā)現(xiàn)的關(guān)鍵。

2018 年，根據(jù)巖心觀察分析、沉積序列研究和重礦物分析，結(jié)合古地貌恢復(fù)，確定該區(qū)發(fā)育退覆式扇三角洲沉積。上烏爾禾組沉積期地貌控制砂體富集程度。利用地震資料，落實(shí)了上烏爾禾組殘余厚度分布，明確了研究區(qū)發(fā)育3 個(gè)凹槽，按照“溝槽富砂”理念，識(shí)別有利砂體20 個(gè)，總面積為114.2 km2。優(yōu)選位于②號(hào)和③號(hào)凹槽的有利砂體，部署了滴南15 井和滴南14井（圖2）。

滴南14井和滴南15井烏二段均鉆遇砂礫巖儲(chǔ)集層，單砂層厚度為2～7 m。滴南14井儲(chǔ)集層平均孔隙度7.1%，獲日產(chǎn)10.31 t 工業(yè)油流。滴南15 井儲(chǔ)集層平均孔隙度7.5%，且裂縫較發(fā)育，在烏二段頂?shù)追謩e獲得最高日產(chǎn)超百方的高產(chǎn)工業(yè)油流。源上巖性油氣藏勘探帶來新的突破，東道海子凹陷上烏爾禾組油氣勘探取得實(shí)質(zhì)性進(jìn)展。

隨后對(duì)滴南14 井烏二段頂部錄井熒光顯示較弱，氣測有異常的砂層及滴南8 井底部氣測異常不明顯、錄井有熒光顯示的砂層恢復(fù)試油，均獲得工業(yè)油流。烏二段具薄砂層疊置連片成藏特征，油藏具低飽和度油藏的特點(diǎn)。

2019—2021 年，滴南15 井區(qū)和滴南14 井區(qū)完鉆預(yù)探井、評(píng)價(jià)井和開發(fā)控制井12 口，全部獲得良好油氣顯示，其中獲工業(yè)油流5 井，待試井7 井。2020 年滴南15 井區(qū)和滴南14 井區(qū)提交石油預(yù)測儲(chǔ)量，于2021年優(yōu)先升級(jí)滴南15井區(qū)，提交石油控制儲(chǔ)量。

在烏二段儲(chǔ)量升級(jí)的同時(shí)，積極探索烏一段砂體含油氣性，試油3 井/3 層，獲工業(yè)油流3 井/3 層；下傾方向道探1 井和成6 井烏一段均鉆遇砂礫巖，成6 井砂體厚120 m，砂地比78%，試獲天然氣。

3 勘探認(rèn)識(shí)

縱觀東道海子凹陷二疊系油氣勘探，勘探目標(biāo)由源外構(gòu)造目標(biāo)轉(zhuǎn)向源上巖性目標(biāo)，勘探層系由周緣凸起區(qū)中—淺層侏羅系—白堊系轉(zhuǎn)向凹陷深層二疊系?？碧侥繕?biāo)及思路的轉(zhuǎn)換帶來了油氣發(fā)現(xiàn)。因此，總結(jié)東道海子凹陷東段取得油氣新發(fā)現(xiàn)的認(rèn)識(shí)，有利于指導(dǎo)凹陷下一步油氣勘探部署。

3.1 平地泉組烴源巖特征

滴南1 井平地泉組灰色泥巖埋深2 800～3 300 m，平均總有機(jī)碳含量為0.95%，鏡質(zhì)體反射率為0.68%，處于低成熟階段早期[18]。周緣凸起區(qū)僅發(fā)現(xiàn)二疊系來源貢獻(xiàn)的油藏規(guī)模為1×108t，平地泉組供烴能力不明確。

2013 年滴南8 井在上烏爾禾組獲得突破，原油密度?。?.816 9 g/cm3），正構(gòu)烷烴組分完整，輕烴組分含量高，五環(huán)萜烷含量低于三環(huán)萜烷，原油碳同位素較輕（-30.01‰），反映油源來自高演化階段的平地泉組烴源巖，證實(shí)了平地泉組生烴潛力，推動(dòng)了平地泉組烴源巖整體評(píng)價(jià)。

滴南19 井、道探1 井和成6 井的鉆探，證實(shí)了東道海子凹陷平地泉組存在高有機(jī)質(zhì)豐度和高成熟度湖相烴源巖，烴源巖厚度為110～340 m；總有機(jī)碳含量為0.16%～6.91%，平均為1.44%；干酪根碳同位素為-20.44‰～-29.31‰（表1）。烴源巖有機(jī)組分主要為藻類體，含鏡質(zhì)體和惰質(zhì)體，干酪根以Ⅰ型為主，含Ⅱ型和Ⅲ型。烴源巖主要集中在平地泉組中—下部。滴南19井平地泉組烴源巖埋深達(dá)4 200 m，鏡質(zhì)體反射率為1.10%，處于生油高峰期；道探1井埋深為5 550 m，鏡質(zhì)體反射率為1.41%；成6 井埋深為6 500 m，鏡質(zhì)體反射率為1.35%，已進(jìn)入生氣階段。

表1 東道海子凹陷平地泉組烴源巖評(píng)價(jià)指標(biāo)Table 1.Evaluation indexes of source rocks in Pingdiquan formation,Dongdaohaizi sag

東道海子凹陷平地泉組烴源巖主體埋深為5 000～7 500 m，主要源巖層段溫度為140～200 ℃，已達(dá)到高成熟—過成熟階段（圖3）。根據(jù)成因法估算，主凹陷區(qū)排油強(qiáng)度為100×104～700×104t/km2，排氣強(qiáng)度為5×108～25×108m3/km2，這是圍繞平地泉組烴源灶油氣近源成藏基礎(chǔ)。

滴南8 井區(qū)—滴南15 井區(qū)上烏爾禾組以輕質(zhì)油（原油密度為0.811 7～0.842 8 g/cm3）為主，含溶解氣，成6 井上烏爾禾組試獲天然氣。平地泉組烴源巖輕質(zhì)油氣的生成對(duì)儲(chǔ)集層物性條件要求大幅降低，有利于凹陷區(qū)形成輕質(zhì)油氣藏。

3.2 上烏爾禾組沉積特征

滴南8 井?dāng)鄩K油氣勘探獲得突破后，注重了走滑斷裂及斷塊圈閉的刻畫，但對(duì)沉積體系的研究相對(duì)薄弱。多井鉆探結(jié)果表明，儲(chǔ)集層物性控制含油性，明確有利儲(chǔ)集相帶分布成為油氣再突破的關(guān)鍵。

研究區(qū)上烏爾禾組縱向上為扇三角洲—湖泊沉積體系[19]，烏一段至烏三段為湖侵退積序列，烏一段為低位體系域，烏二段為水進(jìn)體系域，烏三段為高位體系域（圖4）。東道海子凹陷東斜坡上烏爾禾組沉積時(shí)期，物源為滴南凸起，發(fā)育東部物源體系，沉積規(guī)模較大，前緣相面積為1 550 km2，具有北部和東北部2 個(gè)分支（圖5）。滴南8 井處于北部物源體系小分支河道上，故而烏一段砂體具塊狀特征，其余井位于主河道側(cè)翼，砂體呈互層狀。烏一段沉積時(shí)期，受制于滴水泉斷裂和東道海子斷裂，沉積范圍較小，主河道攜帶大量砂體快速堆積，滴南21井、滴南18井和道探1 井鉆遇主河道厚層塊狀砂體，儲(chǔ)集層物性較差；河道側(cè)翼砂體規(guī)模減小，物性變好，滴南19 井獲工業(yè)油流。烏二段沉積時(shí)期，湖平面上升，沉積物供給不足，加之湖水能量較足，造成水下分流河道的頻繁改道，平面上形成大范圍疊置連片的薄層砂體。凹陷東斜坡已有鉆井27 口，分布在800 km2范圍內(nèi)，均鉆遇砂體，平均砂地比為35%。同時(shí)湖水的反復(fù)淘洗改善了儲(chǔ)集層物性，這是烏二段整體油氣顯示較好的原因。烏三段沉積時(shí)期湖水進(jìn)一步擴(kuò)大，沉積物供給不足，為湖相泥巖發(fā)育段，厚度為70～110 m，延伸遠(yuǎn)，范圍廣，形成了較好的封蓋層。

上烏爾禾組退覆式扇三角洲沉積體系的發(fā)育，為東道海子凹陷提供了廣泛分布的儲(chǔ)集體。除目前鉆井證實(shí)的東部物源體系外，東道海子凹陷上烏爾禾組還發(fā)育西部物源體系，有利相帶面積為1 800 km2，凹陷上烏爾禾組扇三角洲前緣有利儲(chǔ)集相帶整體面積為3 350 km2（圖6）。

3.3 上烏爾禾組油氣成藏特征

鉆探結(jié)果表明，東道海子凹陷上烏爾禾組受古地形控制，沿溝槽部署的滴南7 井—滴南21 井—滴南18井—道探1井沿線，烏一段單砂體最大厚度為24 m，砂地比為55%～78%；位于主溝槽側(cè)翼的滴南15井區(qū)，烏一段單砂體厚度為2～8 m，砂地比為26%～46%。上烏爾禾組具有溝槽富砂特征。

上烏爾禾組沉積體系平面上可劃分為扇三角洲平原亞相和扇三角洲前緣亞相。扇三角洲平原砂體單層厚度大，具塊狀結(jié)構(gòu)，儲(chǔ)集層物性較差，含油性較差。如滴南121井，烏二段砂地比達(dá)65%，孔隙度為6.5%，試油為水層。扇三角洲平原相在上傾方向及側(cè)翼對(duì)油氣形成致密遮擋，有利于油氣在扇三角洲前緣砂體成藏。扇三角洲前緣砂體單層厚度小，為2～8 m，砂地比為30%～44%，砂體疊置連片分布，儲(chǔ)集層物性較好，含油性較好，滴南15井區(qū)和滴南14井區(qū)位于扇三角洲前緣有利相帶（圖7）。

儲(chǔ)集層微觀特征表明，儲(chǔ)集層發(fā)育孔縫雙重介質(zhì)，孔隙類型主要為粒間孔和粒間溶孔[20-23]，裂縫為微裂縫。滴南15 井烏二段聲波遠(yuǎn)探測顯示其井旁裂縫非常發(fā)育，頂部砂層初期14 d 試油過程中，隨著油嘴的加大，日產(chǎn)油量迅速從1.19 m3升至413.11 m3，套壓從20.20 MPa 降至5.22 MPa，裂縫對(duì)初期高產(chǎn)貢獻(xiàn)較大。經(jīng)過長期試采，一年期平均日產(chǎn)油量為27.8 t，油壓從18.90 MPa 下降到11.13 MPa，基質(zhì)孔的貢獻(xiàn)逐步顯現(xiàn)。滴南15 井已穩(wěn)產(chǎn)2 a，日產(chǎn)油量8.9～35.6 t，日平均產(chǎn)油量為21.4 t，平均含水率為22.6%，累計(jì)產(chǎn)油量為15 000 t，裂縫利于初期高產(chǎn)，基質(zhì)孔利于長期穩(wěn)產(chǎn)，孔縫雙重介質(zhì)控制了單井產(chǎn)能。

上烏爾禾組油藏整體具“溝槽富砂、相帶控儲(chǔ)、孔縫控產(chǎn)”的特征[24-25]（圖7），滴南15井區(qū)和滴南14井區(qū)位于扇三角洲前緣有利相帶和走滑斷裂發(fā)育的區(qū)域。隨著平地泉組烴源巖埋深的加大，其熱演化程度提高，凹陷深處上烏爾禾組烴類以輕質(zhì)油和天然氣為主。

4 有利區(qū)預(yù)測

東斜坡烏二段薄層砂體已獲突破；凹陷內(nèi)烏一段鉆遇了規(guī)模砂體，3 口井獲得工業(yè)油流。東部物源體系面積為1 550 km2有利區(qū)內(nèi)可持續(xù)開展預(yù)探評(píng)價(jià)一體化部署，擴(kuò)大儲(chǔ)量規(guī)模。

除東部體系外，凹陷西部發(fā)育的面積為1 800 km2的扇三角洲前緣有利相帶尚未鉆揭，凸起區(qū)石西16井和石莫1 井鉆揭烏二段，顯示出坡緩、遠(yuǎn)離物源區(qū)、巖石成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度高的特點(diǎn)，埋深4 700 m，平均孔隙度可達(dá)11.7%。判斷西部物源體系儲(chǔ)集層條件好于東部物源體系，可作為風(fēng)險(xiǎn)領(lǐng)域，尋求新突破。

5 結(jié)論

（1）準(zhǔn)噶爾盆地東道海子凹陷上烏爾禾組經(jīng)歷了源邊斷塊勘探、下凹斷塊勘探及源上巖性勘探3個(gè)階段。

（2）平地泉組是優(yōu)質(zhì)烴源巖層，干酪根以Ⅰ型為主，含Ⅱ型和Ⅲ型；主體埋深為5 000～7 500 m，進(jìn)入高成熟輕質(zhì)油氣生成階段，是凹陷近源勘探的物質(zhì)基礎(chǔ)。

（3）上烏爾禾組油氣藏具有“溝槽富砂、相帶控儲(chǔ)、孔縫控產(chǎn)”的特征，發(fā)育東部及西部2 大物源體系，東北部體系已獲發(fā)現(xiàn)，西部體系無井鉆揭，勘探程度低。按照風(fēng)險(xiǎn)預(yù)探評(píng)價(jià)一體化工作模式，凹陷西部面積為1 800 km2的有利區(qū)可作為風(fēng)險(xiǎn)領(lǐng)域探索，凹陷東部面積為1 550 km2的有利區(qū)預(yù)探評(píng)價(jià)可持續(xù)展開，進(jìn)一步落實(shí)儲(chǔ)量規(guī)模。