石油勘探与开发 >

2023 , Vol. 50 >Issue 3: 491 - 503

DOI: https://doi.org/10.11698/PED.20220818

油气勘探

准噶尔盆地东部吉南凹陷二叠系油气地质条件与源下成藏特征

  • 李建忠 , 1 ,
  • 陈旋 1 ,
  • 杨润泽 , 2 ,
  • 林潼 2 ,
  • 杨帆 1, 2 ,
  • 马强 1 ,
  • 苟红光 1 ,
  • 卫延召 2 ,
  • 林霖 1
展开
  • 1 中国石油吐哈油田公司，新疆哈密 839009
  • 2 中国石油勘探开发研究院，北京 100083
杨润泽（1992-），男，安徽无为人，博士，中国石油勘探开发研究院在站博士后，主要从事油气成藏综合研究。地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院石油天然气地质研究所，邮政编码：100083。E-mail：

李建忠（1968-），男，河南辉县人，博士，中国石油吐哈油田公司教授级高级工程师，主要从事石油地质综合研究及勘探评价工作。地址：新疆哈密市吐哈石油基地，中国石油吐哈油田公司，邮政编码：839009。E-mail：

Copy editor: 谷江锐

收稿日期: 2023-01-12

  修回日期: 2023-03-15

  网络出版日期: 2023-05-25

基金资助

中国石油油气与新能源分公司前期项目“重点盆地油气综合地质研究与勘探潜力评价”(2022KT0405)

中国石油前瞻性与基础性重大科技项目“不同类型大气田（区）成藏主控因素及领域评价”(2021DJ0605)

中国石油科技管理部基础性、前瞻性科技攻关项目“岩性油气藏群富集规律及有利区带评价技术研究”(2021DJ0404)

收起

Petroleum geology and sub-source hydrocarbon accumulation of Permian reservoirs in Jinan Sag, eastern Junggar Basin, NW China

  • LI Jianzhong , 1 ,
  • CHEN Xuan 1 ,
  • YANG Runze , 2 ,
  • LIN Tong 2 ,
  • YANG Fan 1, 2 ,
  • MA Qiang 1 ,
  • GOU Hongguang 1 ,
  • WEI Yanzhao 2 ,
  • LIN Lin 1
Expand
  • 1 PetroChina Tuha Oilfield Company, Hami 839009, China
  • 2 PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Beijing 100083, China

Received date: 2023-01-12

  Revised date: 2023-03-15

  Online published: 2023-05-25

Fold

摘要

基于最新钻井资料，结合埋藏史、成烃史、成藏史剖析，明确源下成藏特征，构建准噶尔盆地吉南凹陷二叠系成藏模式。研究表明：①吉南凹陷二叠系芦草沟组厚层咸化湖盆相优质烃源岩主体达到成熟阶段，资源基础雄厚；井井子沟组、梧桐沟组和芦草沟组均发育规模储集体，且纵向上存在多套良好的区域盖层，生-储-盖配置良好，存在源下、源内、源上3种成藏组合。②溶蚀作用、烃类充注保孔作用及绿泥石膜的存在，有效增加了源下储集空间，原油先充注、储集层后致密的特征提高了成藏的有效性。③浮力和源-储压差共同构成源下成藏的充注动力，地层内部微小错断使其具有“源-储侧向对接”的优势，微裂缝在各成藏期均可成为原油高效渗流和持续充注的重要通道。④井井子沟组经历中晚二叠世、中晚侏罗世和新近纪晚期共3期成藏，具有“早期远距离运聚成藏-中期原油混注成藏-晚期近距离充注高点成藏”的特征。吉南凹陷二叠系油藏的勘探发现与理论认识揭示了冲断带具备形成大油田的优越条件，具有良好勘探前景。研究成果对该区及地质条件类似地区的油气勘探具有启示和借鉴意义。

关键词： 准噶尔盆地; 阜康断裂带; 吉南凹陷; 二叠系井井子沟组; 成藏条件; 源下成藏

本文引用格式

李建忠 , 陈旋 , 杨润泽 , 林潼 , 杨帆 , 马强 , 苟红光 , 卫延召 , 林霖 . 准噶尔盆地东部吉南凹陷二叠系油气地质条件与源下成藏特征[J]. 石油勘探与开发, 2023 , 50(3) : 491 -503 . DOI: 10.11698/PED.20220818

Abstract

According to the latest drilling and the analysis of the burial history, source rock evolution history and hydrocarbon accumulation history, the sub-source hydrocarbon accumulation characteristics of the Permian reservoirs in the Jinan Sag, eastern Junggar Basin, are clarified, and the hydrocarbon accumulation model of these reservoirs is established. The results are obtained in four aspects. First, the main body of the thick salified lake basin source rocks in the Lucaogou Formation has reached the mature stage with abundant resource base. Large-scale reservoirs are developed in the Jingjingzigou, Wutonggou and Lucaogou formations. Vertically, there are multiple sets of good regional seals, the source-reservoir-caprock assemblage is good, and there are three reservoir-forming assemblages: sub-source, intra-source and above-source. Second, dissolution, hydrocarbon charging and pore-preserving effect, and presence of chlorite film effectively increase the sub-source pore space. Oil charging is earlier than the time when the reservoir becomes densified, which improves the efficiency of hydrocarbon accumulation. Third, buoyancy and source-reservoir pressure difference together constitute the driving force of oil charging, and the micro-faults within the formation give the advantage of “source-reservoir lateral docking” under the source rock. Microfractures can be critical channels for efficient seepage and continuous charging of oil in different periods. Fourth, the Jingjingzigou Formation experienced three periods of oil accumulation in the Middle-Late Permian, Middle-Late Jurassic and Late Neogene, with the characteristics of long-distance migration and accumulation in early stage, mixed charging and accumulation in middle stage and short-distance migration and high-position accumulation in late stage. The discovery and theoretical understanding of the Permian reservoirs in the Jinan Sag reveal that the thrust belt has good conditions for forming large reservoirs, and it is promising for exploration. The study results are of guidance and reference significance for oil and gas exploration in the Jinan Sag and other geologically similar areas.

Key words： Junggar Basin; Fukang fault zone; Jinan Sag; Permian Jingjingzigou Formation; hydrocarbon accumulation conditions; sub-source hydrocarbon accumulation

0 引言

阜康断裂带为准噶尔盆地南缘东部的前陆冲断带[1]，广泛发育中二叠统芦草沟组厚层优质烃源岩，油气资源潜力巨大[2]。阜康断裂带早在20世纪50年代就开始了油气勘探，在断裂带西段发现了三台、甘河等中小型油气田。近年来加强综合地质研究和油气勘探力度，不仅在阜康断裂带东段下盘新发现了1个二叠系生烃凹陷——吉南凹陷，而且首次在中二叠统井井子沟组油气勘探取得突破，2021年萨探1风险井试油获得日产26.3 m3高产油流[3]。之前该区分别在石炭系、上二叠统梧桐沟组、三叠系和侏罗系获得低产油流或油气显示，而在芦草沟组烃源岩之下的井井子沟组获得高产油流尚属首次，说明烃源岩之下（简称源下）不仅能够成藏，而且能够形成规模性油气聚集，具有重要勘探意义。
然而，吉南凹陷作为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[4-5]。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[5]。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[6]。值得注意的是，由于吉南凹陷经历了海西、印支、燕山、喜马拉雅等多期构造运动的叠加改造[7]，使得地层更为破碎，构造变形较强烈，导致对该区油藏地质特征和成藏机理认识更加困难。另外，吉南凹陷不同区域的源-储对接方式、油藏形成条件、油藏类型等具有较大差异，油气分布规律尚不完全清楚。本文立足最新勘探进展和团队研究成果，在分析吉南凹陷二叠系油气地质条件的基础上，以典型油藏实例解剖为依据，重点阐述二叠系源下油气成藏特征和成藏模式，探讨勘探启示意义，以期推动该区以及地质条件类似地区的油气勘探。

1 地质勘探简况

准噶尔盆地南缘东部的阜康断裂带分为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[7]。燕山—喜马拉雅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[3]，吉南凹陷是位于下盘逆掩带的小型沉积凹陷，其东接古西凸起，西邻三台凸起，北部以吉南凸起为界与吉木萨尔凹陷相望，南临阜康断裂带东段上盘，勘探面积约600 km2。与断裂带上盘相比，吉南凹陷构造较为稳定，地层保存较完整，主要发育北西—南东向逆冲、北东—南西向走滑两组断裂。北西—南东向逆冲断裂将吉南凹陷分割为南部掩伏鼻隆带和北部洼陷—斜坡带，北东—南西向走滑断裂将北部洼陷—斜坡带进一步分割为多个断块（见图1a、图1b）。
图1 阜康断裂带东段构造单元划分及地层概况

（a）研究区在准噶尔盆地的位置；（b）研究区平面构造图；（c）阜康断裂带东段南北向剖面图；（d）研究区地层综合柱状图；N—新近系；E—古近系；J—侏罗系；T—三叠系；P3wt—上二叠统梧桐沟组；P2h—中二叠统红雁池组；P2l—中二叠统芦草沟组；P2jj—中二叠统井井子沟组

准噶尔盆地东部（简称准东）地区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，向北沉降幅度逐渐减小[8]，此时期吉南凹陷位于主沉降区，二叠系沉积厚度大。在此背景下，除了下二叠统部分地层被剥蚀外，其余二叠系保存较完整[9]。印支期—燕山期，准东地区整体处于大型坳陷盆地中，期间经历多期构造挤压活动，上三叠统、上侏罗统及上白垩统均遭受强烈剥蚀[2,10]（见图1c）。喜马拉雅期，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，并发育一系列南倾的逆冲断层，将中、新生界卷入且强烈变形，而下盘逆掩带未发生明显变化[11]。钻井揭示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灰黑色泥页岩，为优质烃源岩；梧桐沟组下部发育扇三角洲相砂岩储集体，梧桐沟组上部发育厚层泥岩，为良好盖层[3]；红雁池组局部分布，下部为不等厚玄武岩夹凝灰岩，上部为褐色泥岩夹粉砂岩（见图1d）。
阜康断裂带东段勘探程度低，过去勘探集中于三台凸起、吉南凸起周围，未揭示梧桐沟组以下地层。2017年中国地质调查局在上盘钻探新吉参1井，于芦草沟组获油气显示[12]。2021年吐哈油田在吉南凹陷钻探萨探1井，在井井子沟组获日产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。近两年对该区实施集中勘探，展现出亿吨级勘探场面，为增储上产重点地区。

2 油气地质基本条件

2.1 烃源岩

博格达山及周缘发育厚度巨大、广泛分布的芦草沟组烃源岩[2,12]。博格达山前的阜康断裂带上盘和吉南凹陷烃源岩厚度明显大于吉木萨尔凹陷（见表1）。吉南凹陷烃源岩TOC值主要为1.93%~6.80%，生烃潜量（S1与S2之和）为37.6~45.7 mg/g，氯仿沥青“A”质量分数为0.06%~0.60%，HI值为341~379 mg/g，有机质类型以Ⅱ1型为主，综合评价为优质烃源岩。吉南凹陷烃源岩厚度、TOC、生烃潜量、HI等值相对较高（见表1），烃源岩规模和品质均优于吉木萨尔凹陷，后者是公认资源潜力巨大的优质烃源岩[13]。基于烃源岩成熟度，将阜康断裂带东段划分为3个生烃区，分别为断裂带上盘、吉南凹陷西—南部和吉南凹陷东—北部。其中上盘为高熟烃源岩区，吉南凹陷烃源岩整体处于低成熟—成熟阶段，凹陷西部和南部埋藏深度相对较大，其成熟度高于东部和北部。凹陷南部准页2井实测烃源岩Ro值为0.65%~0.90%，二工河剖面暗色泥岩Tmax值为447~449 ℃，处于成熟阶段。而北部萨探1井泥岩Tmax值为436~445 ℃，Ro值为0.60%~0.75%（见表1）。吉南凹陷芦草沟组烃源岩厚度大于200 m的面积达370 km2[3]，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，资源基础较好。
表1 准东南缘二叠系芦草沟组烃源岩地球化学参数
构造带 井名/露头 厚度 TOC/% (S1+S2)/(mg·g−1) 氯仿沥青“A”/‰ HI/(mg·g−1) 类型 Tmax/℃ Ro/%
阜康断裂带
上盘		 新吉参1 410~650* 1.93* 28.00* 0.06* 463.0* Ⅰ、Ⅱ1
（Ⅱ1型为主）		 460~480 1.71
准页4 0.94
大龙口 17.83 113.50 463.0 440 0.60~0.70
三台凸起 二工河 11.17 94.50 840.0 447~449
吉南凹陷 准页2 170~478 1.93* 0.06* 0.65~0.90*
博参1 432~452*
萨探1 5.20 37.60 0.60 379.0 Ⅱ1 436~445 0.60~0.75
萨101 6.80 45.70 341.0 Ⅱ1
吉木萨尔
凹陷		 吉3301 150~330 3.82 20.00 1.15 391.0 Ⅱ1 418~447 0.91
吉35 2.03 7.10 7.10 287.0 Ⅱ2 428~454
吉174 6.11 15.23 0.16 313.7 Ⅱ1 436~460 0.87

注：*数据据文献[14]

2.2 储集层

吉南凹陷发育两类储集层，第1类是受三角洲沉积控制的碎屑岩储集层，包括井井子沟和梧桐沟组储集层，第2类是芦草沟组页岩储集层。井井子沟组储集层以长石岩屑砂岩、岩屑砂岩为主，岩屑成分主要为火山碎屑（见图2a），孔隙度为2.7%~15.5%，平均值为9.9%，大于8%的样品占66.5%；渗透率为（0.01~1.69）×10−3 μm2，平均值为0.30×10−3 μm2，大于1.00×10−3 μm2的样品仅占7%，整体为中—低孔渗储集层。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，但孔隙多被绿泥石等黏土矿物充填（见图2b、图2c）。储集层中具有明显大孔，连通性较好[3]。值得注意的是，井井子沟组在接近3 500 m的深部仍发育有效储集层。压实作用和胶结作用使储集层物性变差，导致颗粒间主要以点—线接触为主，大部分原生孔隙未能保留（见图2d）。储集层孔隙多被铁方解石胶结物填充而变得致密，且铁方解石胶结物未被溶蚀，认为此类方解石胶结时间较晚（见图2e）。然而，储集层中长石、沸石、岩屑等成分遭受强烈溶蚀，其溶蚀孔为主要储集空间。另外，储集层中常见孔隙中充填原油（见图2f），烃类充注进孔隙后会抑制石英的次生加大[15-16]，有利于孔隙保存。绿泥石膜可将地层水溶液与矿物颗粒分隔，能有效抑制石英、长石等矿物的次生加大[17]。与此对应，研究区二叠系储集层中绿泥石膜发育程度高的区域，矿物的次生加大现象显著减少（见图2c）。不仅如此，在晚期铁方解石胶结作用使储集层变致密前，烃类已经充注进入储集层，更利于原油有效成藏。
图2 吉南凹陷二叠系储集层铸体薄片镜下特征

（a）萨101井，3 043.6 m，井井子沟组，长石岩屑砂岩，单偏光下（下同）可见岩屑成分主要为火山碎屑；（b）萨4井，2 399.6 m，井井子沟组，长石、岩屑和沸石胶结物次生溶孔；（c）萨4井，2 399.6 m，井井子沟组，绿泥石充填于溶蚀孔隙；（d）萨104井，3 432.7 m，井井子沟组，颗粒间以点—线接触为主；（e）萨104井，3 435.7 m，井井子沟组，铁方解石胶结物充填于孔隙中；（f）萨103井，3 356.2 m，井井子沟组，原油浸染绿泥石及岩屑溶孔；（g）台701井，3 090.4 m，梧桐沟组，以砂砾岩和中细粒岩屑砂岩为主，发育粒间孔和粒内溶孔；（h）台701井，3 090.4 m，梧桐沟组，构造缝；（i）萨3井，3 326.3 m，芦草沟组，构造缝

吉南凹陷梧桐沟组下段储集层单层厚度为9~36 m，以砂砾岩和中细粒岩屑砂岩为主。孔隙空间主要为粒间孔和粒内溶孔，孔隙分布不均，连通性较差（见图2g）。构造缝的发育能明显改善储集层物性（见图2h）。储集层孔隙度为4.0%~22.3%，平均值为15.8%[3]，渗透率为（0.25~17.00）×10−3 μm2，平均值为3.02×10−3 μm2，属中孔—低渗储集层。
吉南凹陷源内芦草沟组油藏为典型“自生自储”型页岩油藏。芦草沟组储集层以纹层状含灰粉砂岩、白云质粉砂岩为主（见图1d），孔隙度为3%~6%，裂缝发育区储集层物性明显提升。萨3井所在区域发育典型源内裂缝型粉砂岩储集层（见图2i），平均孔隙度可达13.6%，其含油饱和度平均值为50.2%。

2.3 盖层

芦草沟组泥岩广泛分布，其厚度为170~478 m，大部分区域的厚度超过200 m。芦草沟组盖层以泥岩和粉砂质泥岩为主，渗透率多低于0.05×10−3 μm2。此外，钻井、测井结果显示芦草沟组普遍存在超压，其剩余压力为5~20 MPa，可显著提高盖层的排替压力，增强其封盖能力[18]。梧桐沟组上段湖侵泥岩同样广泛分布，累计厚度大于150 m，渗透率多低于0.5×10−3 μm2，岩性致密，可作为有效的区域盖层。红雁池组火山岩主要分布于吉南凹陷东北部，其下部玄武岩夹火山岩直接覆盖于芦草沟组之上（见图3），累计厚度为64~222 m，平均厚度可达134 m。前人研究表明火山岩盖层对天然气藏都具有一定的封盖能力[19]，其与芦草沟组泥岩的协同封堵是萨探1区块源下油藏得以保存和富集的重要因素之一。
图3 萨探1井井井子沟组原油和芦草沟组烃源岩色谱-质谱图

2.4 生储盖组合

按照源-储-盖空间配置将二叠系划分为源下、源内和源上3套生储盖组合，3套组合内均获得良好油气显示（见图1d）。源上组合主要以梧桐沟组辫状河道相或扇三角洲前缘层状砂体为储集层，以梧桐沟组上段分布广泛的湖相及平原相致密泥岩为盖层；源内组合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集层，上覆芦草沟组暗色泥岩既是良好烃源岩，也是优质的区域盖层。

3 源下成藏特征

3.1 油气来源

准东地区上古生界发育两种不同类型的烃源岩，其中石炭系发育于海陆过渡相沉积环境[20]，而中二叠统芦草沟组发育于陆相咸化湖盆[12]。原油碳同位素组成测试结果表明，吉南凹陷井井子沟组原油碳同位素组成偏轻，主要为−32.60‰~−32.36‰（见表2）。而阜康断裂带及其周缘石炭系原油的碳同位素组成值多重于−28.10‰[21]，二者具有明显差异。吉南凹陷井井子沟组原油Pr/Ph值略大于1，β-胡萝卜烷含量较低（见表2），反映母质形成于弱氧化湖盆环境。原油γ-蜡烷含量高，且几乎不含4-甲基甾烷（见图4a），而4-甲基甾烷主要源于淡水中繁生的沟鞭藻中的4-甲基甾醇，指示了生烃母质源于咸水环境[22]。另外，吉南凹陷井井子沟组原油和烃源岩C21和C22正构烷烃对C28和C29正构烷烃具有明显优势（见表2），且含有一定量的三环萜烷（见图4），认为生烃母质中富含脂类，与藻类关系密切。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（见图4），其生油岩生标特征与中国西部大型盆地湖泊相页岩一致[23]。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。
表2 吉南凹陷凹陷原油及烃源岩地球化学参数
井名 层位 样品类型 δ13C/‰ Pr/Ph (C21+C22)/
(C28+C29)
萨探1 P2jj 原油 −32.36 1.26 2.55
萨101 P2jj 油浸细砂岩 −32.60 1.31 4.02
萨探1 P2l 灰黑色泥岩 −29.80 1.02 2.86
图4 吉南凹陷二叠系油包裹体主峰波长与红绿熵关系图

3.2 储集层流体包裹体特征与成藏期次

井井子沟组储集层中发育液态烃包裹体、气液两相包裹体、气包裹体、含烃盐水包裹体和盐水包裹体等，油包裹体丰度为0.4%~8.9%，平均值为5.9%；油包裹体主要呈零星状或群体状分布于石英成岩裂纹、石英颗粒表面、石英加大边及方解石胶结物内，在UV激发荧光下显示蓝色、蓝绿色、黄绿色和黄色，对应的主峰波长分别约为452，493，535，568 nm（见图4、图5）。随着成熟度的增加，烃类荧光颜色会按照红色→橙色→黄色→绿色→蓝色的规律变化，称之为蓝移现象[24]，储集层捕获多种荧光颜色油包裹体揭示了不同成熟度原油充注。另外，储集层中出现较多气包裹体，激光拉曼光谱测试结果显示极少出现甲烷特征峰，说明研究区以原油充注为主。
图5 吉南凹陷井井子沟组包裹体显微照片、均一温度及荧光光谱

（a）萨101井，3 255.9 m，荧光下可见蓝绿色群体包裹体；（b）萨4井，3 221.3 m，荧光下可见蓝色油包裹体；（c）萨4井，3 221.3 m，荧光下可见黄色油包裹体；（d）萨4井，3 221.3 m，荧光下可见黄绿色油包裹体；（e）萨101井，3 255.9 m，油包裹体均一温度为59.0 ℃，盐水包裹体均一温度为67.6 ℃；（f）萨4井，3 221.3 m，油包裹体均一温度为62.2 ℃，盐水包裹体均一温度分别为86.3 ℃和88.6 ℃；（g）萨4井，3 221.3 m，油包裹体均一温度为64.1 ℃，盐水包裹体均一温度分别为77.7 ℃和79.8 ℃；（h）萨4井，3 221.3 m，盐水包裹体均一温度分别为96.7 ℃和97.6 ℃；（i）萨101井，3 255.9 m，蓝绿色荧光油包裹体主峰波长为493 nm；（j）萨4井，3 221.3 m，蓝色荧光油包裹体主峰波长为452 nm；（k）萨4井，3 221.3 m，黄色荧光油包裹体主峰波长为568 nm；（l）萨4井，3 221.3 m，黄绿色荧光油包裹体主峰波长为535 nm

油包裹体伴生盐水包裹体显微测温结果显示，二叠系井井子沟组储集层中盐水包裹体捕获温度大致分为3个区间，分别为50.1~71.9 ℃、76.0~86.8 ℃和89.9~98.7 ℃，所对应的盐度也具有明显差别（见表3）。与蓝绿色荧光油包裹体伴生的盐水包裹体普遍均一温度较低，为50.1~71.9 ℃（见图5e）；与黄色和蓝色荧光油包裹体伴生的盐水包裹体均一温度为76.0~86.8 ℃（见图5f、图5g）；与黄绿色荧光油包裹体伴生的盐水包裹体均一温度最高，一般超过90 ℃（见图5h）。油包裹体古压力恢复结果显示，与温度为50.1~71.9 ℃盐水包裹体伴生的油包裹体平均捕获压力为12.4 MPa，与温度为76.0~86.8 ℃盐水包裹体伴生的油包裹体平均捕获压力为29.2 MPa，与超过90 ℃盐水包裹体伴生的油包裹体平均捕获压力为32.6 MPa（见表3）。以上结果均揭示了3期原油充注的现象，但储集层中至少捕获了4种不同成熟度原油。解释为：第Ⅰ期充注，地层温度约为50.1~71.9 ℃，储集层主要捕获了蓝绿色荧光油包裹体；第Ⅱ期充注，地层温度约为76.0~86.8 ℃，储集层主要捕获了蓝色和黄色荧光油包裹体；第Ⅲ期充注，地层温度超过90 ℃，储集层主要捕获了黄绿色荧光油包裹体。结合包裹体均一温度和地层埋藏-热史，认为第Ⅰ期石油充注发生于中晚二叠世，第Ⅱ期石油充注发生于中晚侏罗世，第Ⅲ期石油充注发生于新近纪晚期（见图6）。
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
井名 包裹体类型 宿主矿物 均一温度/℃ 冰点温度/℃ 盐度/% 捕获压力/MPa 期次
萨4、萨101、萨103、萨104 油包裹体伴生
盐水包裹体		 石英加大边和石英裂纹 50.1~71.9 −4.8 7.9 12.4 Ⅰ
−5.0 7.6
石英裂纹和方解石胶结物 76.0~86.8 −8.5 12.3 29.2 Ⅱ
−6.8 10.2
石英裂纹和方解石胶结物 89.9~98.7 −0.3 0.5 32.6 Ⅲ
图6 萨探1井和新吉参1井地层埋藏-热演化史及成藏期次

J1s—下侏罗统三工河组；J1b—下侏罗统八道湾组；T3—上三叠统；T2—中三叠统；T1—下三叠统；T1j—下三叠统韭菜园组

3.3 油气充注与运聚条件

3.3.1 关键成藏期石油运聚方向

吉南凹陷二叠系关键成藏期原油源于3个生烃灶，分别位于古博格达裂谷（今博格达山及周缘地区，包括阜康断裂带上盘）、吉南凹陷中西部和吉南凹陷东北部。古博格达裂谷生烃灶主要供烃时期为中晚二叠世和中晚侏罗世。中晚二叠世，吉南凹陷烃源岩未成熟（见图6a），而井井子沟组储集层捕获了主峰波长约为490 nm蓝绿色荧光油包裹体及其伴生的低温盐水包裹体（见图5a、图5e、图5i），揭示此时期已有原油充注，且原油已达到成熟阶段[25]。然而，阜康断裂带及其周边地区，仅古博格达裂谷地层埋深较大且芦草沟组烃源岩演化至成熟阶段（见图6b）。中晚侏罗世，井井子沟组储集层捕获的蓝色荧光油包裹体（主峰波长约450 nm）及伴生的盐水包裹体均一温度指示第Ⅱ期充注了高熟原油（见图5f）。此时期古博格达裂谷烃源岩演化至高熟阶段（见图6b），可成为高熟原油的供烃灶。此外，中晚二叠世和中晚侏罗世古博格达裂谷处于低部位，而吉南地区处于高部位[3]，具备原油运聚的地势条件。
吉南凹陷生烃灶供烃时间为中晚侏罗世和新近纪晚期，以吉南凹陷中西部生烃灶为主。中晚侏罗世，井井子沟组储集层中黄色（λmax约570 nm）和蓝色（λmax约450 nm）荧光油包裹体伴生的盐水包裹体温度相近（见图5f、图5g），为同期捕获。此时期吉南凹陷烃源岩演化至低熟阶段，古博格达裂谷烃源岩演化至高熟阶段（见图6），据此推断源自博格达裂谷的高熟原油和吉南地区的低熟原油混注于吉南凹陷井井子沟组储集层。新近纪晚期，断裂带上盘抬升导致生烃停滞，而吉南地区烃源岩继续生烃（见图6），此时期仅吉南地区烃源岩具备供烃条件。吉南凹陷源下储集层主要捕获了黄绿色荧光（λmax约530 nm）油包裹体，其伴生盐水包裹体温度为89.9~98.7 ℃（见图5d、图5h、图5l），为第Ⅲ期原油充注。然而，萨探1源下原油的成熟度与其上覆烃源岩成熟度不匹配，如表4所示，萨探1井芦草沟组泥岩Ro为0.60%~0.75%，Tmax平均值为436.00 ℃，其成熟度指标Ts/（Ts+Tm）值为0.07。而萨探1井源下的井井子沟组原油Ts/（Ts+Tm）值为0.22，成熟度高于上覆芦草沟组烃类。与此对应，吉南凹陷中西部烃源岩和原油成熟度均较高，西部二工河地区芦草沟组泥岩Tmax平均值为448.00 ℃，中部台701井实测烃源岩的Ro和Ts/（Ts+Tm）值分别为0.82%和0.20，吉南1和台701井二叠系原油的Ts/（Ts+Tm）值分别为0.25和0.18。据此推断吉南凹陷中西部更成熟生烃灶产出的原油在现今油藏中占据主导地位。
表4 吉南地区芦草沟组烃源岩与二叠系原油成熟度参数
区块 剖面/井名 源岩 原油Ts/(Ts+Tm)
Ro/% Tmax/℃ Ts/(Ts+Tm)
中西部 二工河剖面 447~449
吉南1 0.25
台701 0.82 442 0.20 0.18
东北部 萨探1 0.60~0.75 436 0.07 0.22

3.3.2 石油充注动力

吉南凹陷源下早期成藏主要依靠古博格达裂谷成熟—高成熟原油的远距离运聚，原油侧向运聚的动力主要为浮力。现今吉南凹陷源下储集层为中孔低渗储集层，浮力很难成为有效运移驱动力[26]。另外，这种“上源下储”式油气运移需要足够大的源-储压差作为驱动力[27]。按照浮力作用的最大可能条件，计算最大连续油柱高度。基于核磁含油饱和度测试和高压压汞实验，结果表明：萨探1区块井井子沟组上段深度为3 255.89 m处油藏样品的孔隙度和渗透率分别为10.5%和0.533× 10−3 μm2，对应的含油饱和度为64.5%，结合高压压汞实验结果，认为在此含油饱和度的情况下，需要突破的毛管半径为0.017 1 μm（见图7）。
图7 吉南凹陷井井子沟组储集层含油饱和度与毛管半径关系图
如（1）式[28]所示，当毛管半径为0.017 1 μm时，对应的原油充注压力为1.4 MPa，所需油柱高度为827.8 m。然而，萨探1区块井井子沟组油藏最多能达到的油柱高度约为600 m。说明井井子沟组整段含油的情况下，单凭浮力不足以形成当前油藏顶部的含油饱和度，认为存在其他油气成藏动力。
ρ g h = p = 2 δ cos θ r
利用声波时差法对芦草沟组和井井子沟组地层压力进行计算，并与实测地层压力进行对比。结果表明，研究区芦草沟组普遍存在超压，地层压力为3~45 MPa，剩余压力为5~20 MPa，压力系数为1.10~1.50，芦草沟组与井井子沟组压差为1~12 MPa。综合分析认为吉南区早期成藏动力主要为浮力，现今浮力和源-储压差共同构成了原油成藏动力。

3.3.3 石油运移通道

吉南凹陷源下早期成藏方式主要为远距离侧向运聚，砂体在浅埋藏时物性较好，原油可沿断裂和砂体从高势区运移至低势区。现今地震剖面显示，连接烃源岩和井井子沟组储集层的方式有两种，分别是“源-储侧接”式和“上源下储”式。微小地层错断使得芦草沟组烃源岩可以和井井子沟组烃源岩发生侧向对接，供烃窗口可达数十米。另外，认为原油在巨大源-储压差的驱动下也可沿断裂向下运移。虽然源-储压差是另一种重要的成藏驱动力，考虑到油气克服浮力作用向下运移的难度[29]，本文认为源-储压差驱动原油向下运移的距离有限，更主要的是使原油高效的进入“源-储侧接”窗口，从而侧向运移并聚集于吉南凹陷井井子沟组构造高部位。
吉南凹陷井井子沟组储集层镜下可见众多微裂缝，穿石英裂缝中可观测到大量黄色荧光油包裹体，代表了低熟原油充注（见图8a、图8b）。同时，穿石英裂缝中也可观察到呈线性分布的蓝色荧光油包裹体，代表高熟原油充注（见图8c、图8d）。以上现象表明，微裂缝在不同成藏期均可成为原油高效渗流的重要通道，是油气成藏期内持续充注的重要路径。
图8 井井子沟组储集层微裂隙及其中捕获的石油包裹体

（a）萨104井，3 437.9 m，单偏光下可见穿石英裂隙；（b）萨104井，3 437.9 m，荧光下可见穿石英裂隙中捕获大量黄色油包裹体；（c）萨4井，2 399.6 m，单偏光下可见穿石英裂隙；（d）萨4井，2 399.6 m，荧光下可见穿石英裂隙中捕获大量蓝色油包裹体

3.4 成藏演化与成藏模式

3.4.1 成藏演化

3.4.1.1 早期远距离运聚成藏

中二叠世博格达山周缘为陆内裂谷环境，晚二叠世准东地区整体沉降[2]，古博格达裂谷沉降幅度大，芦草沟组烃源岩快速沉降并演化至成熟阶段（见图6b）；而此时期吉南地区沉降幅度小，烃源岩未进入生烃门限（见图6a）。来自博格达裂谷的成熟原油侧向远距离向吉南地区运移，形成吉南地区井井子沟组古油藏（见图9a）。另外，芦草沟组厚层泥岩既可作为优质供烃层，也可成为良好区域盖层，阻止了原油向上运移和逸散。
图9 吉南凹陷油气成藏演化示意图

3.4.1.2 中期原油混注成藏

在准东地区早中侏罗世的伸展构造背景下，博格达山周缘（现今阜康断裂带上盘）的烃源岩在此时期大幅度深埋并演化至高成熟阶段，吉南地区烃源岩演化至低成熟—成熟阶段（见图6）。侏罗纪晚期的早燕山运动发生前，博格达山还未大幅度隆升[18]，阜康断裂带上盘与吉南凹陷未被分隔开，高成熟原油仍可以侧向远距离向吉南地区运移。与此同时，吉南地区低成熟—成熟原油也逐渐充注和成藏（见图9b）。造成的结果是，吉南地区井井子沟组古油藏既包含高成熟原油（见图5b），也有低成熟原油（见图5c），“混注”特征明显。此外，源上梧桐沟组储集层中也发现均一温度为74.6~89.6 ℃的低熟油伴生盐水包裹体，为第Ⅱ期充注原油，印证了此时期吉南地区芦草沟组烃源岩已生烃并可向上运移。然而，经历了燕山和喜马拉雅运动的强烈改造，势必会使得古油藏被改造，原油逸散或调整形成次生油藏。

3.4.1.3 晚期近距离充注高点富集

博格达山在燕山期和喜马拉雅期经历的多次隆升使阜康断裂带上盘大幅抬升，烃源岩生烃停滞（见图6b）。吉南凹陷处于断裂带下盘掩伏带（见图1c），烃源岩在新生代仍继续深埋并演化至成熟阶段（见图6a）。阜康断裂带上盘芦草沟组在此时期已无法供烃，吉南凹陷井井子沟组流体包裹体证据也表明晚期已无高成熟原油充注。晚期成藏过程中，吉南凹陷烃源岩生成的原油向东部和北部高点汇聚（见图9c）。该期成藏时间较晚，未受剧烈构造活动改造，油藏未受强烈破坏。

3.4.2 成藏模式

源自古博格达裂谷的成熟—高成熟芦草沟组原油和吉南凹陷低成熟原油共同形成了吉南凹陷早中期古油藏，成熟—高成熟原油主要在浮力作用下沿断裂或砂体输导通道远距离运移至吉南地区，吉南凹陷本地低成熟原油主要在生烃超压的驱动下向下运移。晚燕山期和喜马拉雅期构造运动使阜康断裂带地层破碎，虽然吉南凹陷位于下盘逆掩带，但强烈构造变动仍使其油藏发生一定程度的调整或散失。如图10所示，现今油藏主体来源于吉南凹陷中西部生烃灶，在源-储压差的驱动下，芦草沟组原油可沿断裂垂向或通过源-储侧接窗口侧向运移至井井子沟组储集层。此外，原油进入源下储集层后，在浮力作用下沿砂体或断层逐渐向构造高点运聚，无论是鼻隆带或洼陷—斜坡带，局部发育的小型正向构造都是成藏的优势区。断裂是吉南凹陷原油垂向运移的良好通道，吉南凹陷主要发育北西—南东向逆冲、北东—南西向走滑两组断裂（见图1b），逆冲断裂创造了良好的源-储侧接通道，数量众多的走滑断裂很好的连接了烃源岩和储集层。目前已发现的油藏主要集中于北部洼陷—斜坡带北东—南西向走滑断裂发育区（见图1b），认为断裂在一定程度改善了储集层物性，使油藏含油性变好。同时，梧桐沟组、芦草沟组厚层致密泥岩和红雁池组火山岩的联合封堵使得油藏保存条件好，源下油藏得以富集。总体而言，源下油藏主要为岩性油藏或构造-岩性油藏，储集层在洼陷—斜坡背景下也能普遍含油，且断裂在一定程度上控制了原油富集。
图10 吉南凹陷东西向源下成藏模式

4 勘探意义

在多期构造运动的叠加改造下，阜康断裂带发育大规模冲断构造，断裂带上盘地层多冲出地表，油气藏保存条件不佳。而吉南凹陷位于阜康断裂带下盘逆掩带（见图1c），其原始沉积凹陷未被破坏，生储盖组合保存完整。值得注意的是，以往研究通常认为冲断带以构造油气藏为主，吉南凹陷发育斜坡背景下大面积分布的岩性油藏，表明冲断带也能够形成大面积岩性油藏。
由于“上生下储”型油气成藏条件相对苛刻，在国内已发现的油藏中也较为少见，准东地区井井子沟组以往未作为主要勘探目的层。而吉南凹陷井井子沟组亿吨级规模储量的发现说明源下能够形成大油田，成藏与富集的关键因素在于：①厚层优质芦草沟组烃源岩提供了雄厚的资源基础；②早期侧向规模运聚形成的古油藏部分保存下来，是现今油藏的重要组成；③源-储侧向供烃窗口的存在为原油运聚提供了高效通道；④足够大的源-储压差是原油向下运移的重要动力；⑤油藏未遭受强烈断裂改造且上覆芦草沟组泥岩、红雁池组火山岩及梧桐沟组上段泥岩的协同封盖造就了良好的保存条件，是油藏形成的重要保障。
虽然冲断带整体保存条件不佳，但冲断弧侧翼构造变形往往较弱，保存条件相对较好。逆冲掩伏带烃源岩在获得一定埋深的同时，断裂还能将其与上下储集层连接。因此，需加强中国中西部低勘探程度的前陆冲断带的综合研究和重新认识。冲断弧侧翼弱变形区具备勘探突破潜力，源下油气藏是未来重要勘探方向之一。

5 结论

吉南凹陷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。井井子沟组、梧桐沟组和芦草沟组均发育规模储集体，其中井井子沟组为主力常规产层，溶蚀作用、烃类充注保孔作用及绿泥石膜的存在提高其储集性原油先充注后致密的特征提高了成藏有效性。井井子沟组、梧桐沟组厚层泥岩及是凹陷东北部红雁池组火山岩良好的区域盖层。生-储-盖配置良好，存在源下、源内、源上3种成藏组合。
浮力和源-储压差共同构成了井井子沟组成藏动力。地层错断使烃源岩与下部井井子沟组储集层发生侧向对接，在源-储压差的驱动下使原油高效运聚。微裂缝在不同成藏期均可成为原油高效渗流和持续充注的通道。
吉南凹陷井井子沟组油藏具有“早期远距离运聚成藏—中期原油混注成藏—晚期近距离充注高点成藏”的3期成藏特征。第Ⅰ期成藏发生于中晚二叠世，博格达山周缘原油远距离向吉南地区运聚；第Ⅱ期石油充注发生于中晚侏罗世，博格达山周缘高熟原油和吉南地区本地低熟原油发生“混注”；第Ⅲ期石油充注发生于新近纪晚期，吉南凹陷本地成熟原油由西部和南部向东部和北部高点汇聚。第Ⅱ期成藏后古油藏遭受破坏或调整，残留高成熟古油藏与第Ⅲ期低成熟—成熟油藏混合形成现今油藏，但油藏主体来源于第Ⅲ期充注。
吉南凹陷的勘探突破揭示了冲断带不仅能形成构造油气藏，也能形成大面积岩性油藏，同时说明了源下能够形成大油田。中国中西部冲断弧侧翼弱变形区具备勘探突破潜力，源下油气藏是未来重要勘探方向之一。
符号注释：
g——重力加速度，取值为9.8 m/s2；h——油柱高度，m；HI——氢指数，mg/g；p——充注压力，MPa；r——毛管半径，μm；Ro——镜质体反射率，%；S1——游离烃含量，mg/g；S2——热解烃含量，mg/g；Tmax——热解最高峰温度，℃；Th——盐水包裹体均一温度，℃；Tho——油包裹体均一温度，℃；TOC——总有机碳含量，%；θ——油水接触角，设定为0°；ρ——地层水密度，设定为1.01 g/cm3；λmax——油包裹体荧光光谱主峰波长，nm；δ——油水界面张力，埋深约3 000 m，地层温度约95 ℃条件下界面张力为0.012 N/m。

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DOI

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