0 引言
随着勘探开发技术的进步和地质认识的不断深化，全球范围内对超深层的油气勘探取得了重要进展，截至2018年底超深层（埋深超过6 000 m）发现187个油气藏，其中68个油气藏深度超过8 000 m，全球油气勘探向超深层拓展，将成为全球油气产量增长重要领域[1⇓-3]。目前全球范围内超深层碎屑岩领域已发现规模油气藏主要以气藏为主，典型油藏较少，主要分布于3套层系并具有以下特征：①含油气层系为奥陶系—侏罗系海相地层，6 000 m以深仍发育原生粒间孔和次生溶孔，如美国阿纳达科盆地和英国北海中部盆地[4]；②含油气层系为白垩系，埋深为6 000~8 000 m，储集空间以粒间溶蚀扩大孔为主，物性以（特）低孔渗为主，如塔里木盆地库车坳陷[5-6]；③含油气层系为新近系，埋深为6 000~7 132 m，储集空间为原生粒间孔，发育中高孔渗储层，如墨西哥湾盆地[7]。而真正在古近系超深层碎屑岩领域发育原生孔隙且具有较好储集空间的规模油藏的发现鲜有报道。河套盆地临河坳陷洼槽区古近系超深层深埋时间晚（距今5.3 Ma以来快速沉降），埋藏时间短，储层压实作用弱，成岩演化相对滞后，保留了大量原生孔隙，储层物性较好，热演化程度较低，主要发育油藏。
河套盆地临河坳陷超深层主要分布在淖西洼槽带，勘探面积近2 000 km2，发育古近系临河组优质烃源岩及大型岩性-构造圈闭，勘探潜力大。2021年以来先后在临河坳陷北部光明构造部署风险探井河探1井[8]和预探井河探101井并获勘探突破，尤其是河探101井在6 500 m以深的古近系临河组超深层获油1 084.8 t/d、气1.07×104 m3/d的特高产油气流，实现了河套盆地超深层碎屑岩油气勘探重大突破，创下了中国超深层碎屑岩领域日产油最高记录，展现了临河坳陷超深层碎屑岩领域巨大的勘探潜力。超深层油气成藏控制因素多样，但是对于断陷盆地超深层碎屑岩油藏成因研究较少，尤其是特高产的超深层碎屑岩油气成藏研究更是鲜有报道。因此，笔者基于钻井、录井、测井、地质实验和埋藏演化史等资料，对河套盆地临河坳陷超深层碎屑岩油气地质特征、富集高产主控因素开展研究，以期完善超深层碎屑岩油气成藏理论认识，并为下步超深层碎屑岩油气勘探提供技术支撑。
1 地质概况
临河坳陷位于河套盆地西部，是在太古宇—元古宇变质岩系基底上继承性发育的不对称双断坳陷，总体北东走向（见图1a 、图1b ）。北邻色尔腾山，东南邻伊盟隆起、桌子山、贺兰山，西到狼山和巴彦乌拉山，长约230 km，宽70 km，坳陷面积约2.24×104 km2[9-10]。根据最新二维和三维地震资料，重新厘定盆地结构和断裂展布特征，明确临河坳陷具有南北分区、东西分带的结构特征，以吉兰泰构造带—磴口低凸起为界，分为南部吉兰泰凹陷和北部巴彦淖尔凹陷；巴彦淖尔凹陷西部为淖西洼槽带，中部为乌兰布和走滑构造带、纳林湖断裂潜山带、兴隆断裂构造带等主要构造带，东部为黄河断槽带、五原斜坡带；吉兰泰凹陷西部为吉兰泰构造带、吉西洼槽、沙布构造带，东部为吉东斜坡（见图1b ），其中淖西洼槽带古近系目的层埋深超6 000 m，为本次研究重点区带。
盆地基底为太古宇乌拉山群变质岩系，自下而上发育下白垩统固阳组、古近系始新统乌拉特组、渐新统临河组、新近系中新统五原组、上新统乌兰图克组和第四系河套群（见图1c ）。其中始新统乌拉特组和渐新统临河组发育咸湖相优质烃源岩，油气主要分布在古近系临河组、乌拉特组、太古宇3套层系；其中五原组以红色泥岩为主，为区域性盖层，形成了以自生自储、旁生侧储、新生古储为主的成藏组合。
2 油气勘探突破
2020年在临河坳陷北部兴隆构造带中浅层和中深层先后部署风险探井临华1X井和重点预探井兴华1井，分别在3 374~3 379 m和4 370~4 378 m试油获日产305 m3和274 m3高产工业油流（见表1 ），揭示了临河坳陷北部古近系临河组发育自生自储型油藏，具有晚期成藏、近源富集的成藏特点。
表1 临河坳陷古近系临河组不同区带探井试油产量及原油物性特征 |
| 构造带 | 构造 位置 | 井名 | 深度/m | 试油产量 | 原油性质 | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 油/ (m3∙d−1) | 气/ （104 m3∙d−1） | 密度/ (g∙cm−3) | 黏度/ (mPa∙s) | 凝固点/ ℃ | 蜡含量/ % | 硫含量/ % | （胶质+沥青质） 含量/% | ||||
| 兴隆断裂构造带 | 外带 | 临华1X | 3 374.0~3 379.2 | 305.00 | 0.877 0 | 24.310 | 50 | 19.10 | 0.88 | 28.50 | |
| 中带 | 兴华1 | 4 370.4~4 378.6 | 274.00 | 0.869 0 | 23.720 | 39 | 18.30 | 0.43 | 20.93 | ||
| 内带 | 河探1 | 6 112.4~6 120.2 | 302.40 | 0.871 6 | 19.470 | 46 | 21.85 | 0.36 | 15.05 | ||
| 河探101 | 6 557.0~6 566.2 | 1 285.77 | 1.07 | 0.841 2 | 6.894 | 42 | 22.10 | 0.17 | 9.55 | ||
2021年风险勘探洼槽区超深层领域，在临洼光明构造高部位逆牵引构造背斜处部署风险探井河探1井，在古近系临河组一段Ⅱ砂组6 112.4~6 120.2 m井段试油，射开地层7.0 m/2层，储层岩性为细砂岩，测井解释孔隙度为12.2%~20.2%，渗透率为（1.11~47.32）× 10−3 μm2，定产油嘴8 mm，油压3.730~3.809 MPa，获自喷日产油302.4 m3的高产油流，地层压力系数为1.57，原油密度为0.871 6 g/cm3（20 ℃），黏度为19.47 mPa·s（50 ℃），凝固点46 ℃，蜡含量为21.85%，硫含量为0.36%，沥青质和胶质含量为15.05%（见表1 ），原油性质为低硫高蜡中质原油。
为持续探索洼槽区超深层勘探潜力，落实油气资源规模，2023年在兴隆构造带光明构造下洼部位部署钻探河探101井，在古近系临河组一段Ⅲ砂组6 557.0~6 566.2 m井段试油测试，射开地层9.2 m/1层，储层岩性为细砂岩，测井解释孔隙度为15.7%，渗透率为182.5×10−3 μm2，10 mm油嘴放喷求产，求产过程中油压从10.52 MPa逐渐升至12.66 MPa，自喷求产获日产油1 285.77 m3，折合1 084.8 t，日产气1.07×104 m3高产油气流，实现了碎屑岩领域超深层千吨油井的重大突破，产油层段原始地层压力为104.2 MPa，压力系数为1.62。原油密度为0.841 2 g/cm3（20 ℃），黏度为6.894 mPa·s（50 ℃），凝固点为42 ℃，蜡含量为22.10%，硫含量为0.17%，胶质和沥青质含量为9.55%（见表1 ），原油性质为低硫高蜡轻质原油。
3 油气地质特征
3.1 烃源岩特征
河套盆地临河坳陷北部钻井揭示古近系临河组和下白垩统固阳组两套主力烃源岩[11⇓-13]，其中临河组发育一套咸湖相优质烃源岩，有机质丰度较高（平均约1%），有机质类型以Ⅰ—Ⅱ1型为主，主要分布在临河坳陷中北部，面积达5 000 km2，纵向上集中发育在临二段中上部和临一段，北部洼槽区厚度为100~450 m，埋藏深度为6 000~10 000 m，热演化程度高，资源潜力大。构造沉积演化分析表明，临河组沉积中心具有向北迁移特征，其中杭五断层以北尤其兴隆断层附近发育膏盐岩，为盐湖相沉积，杭五断层以南为咸湖相沉积；古环境研究认为古近系临河组沉积期主要为半干旱、蒸发环境[14]，在沉积中心发育膏盐岩，形成咸/盐湖相沉积，为有机质富集保存并形成超强生烃能力（生烃强度达400×104 t/km2）提供了重要保障。
早期研究认为河套盆地临河组烃源岩具有高含硫、富含浮游藻类的特点[11,15]，而烃源岩孢粉最新研究揭示临河组烃源岩孢粉中裸子植物孢粉含量最多，其中松科属的含量高达88%[16]。进一步开展干酪根显微组分分析，在来自高等植物的壳质组中分离出大量树脂体和孢子体。热解分析表明，在已发现的富氢生烃组分（树脂体、孢子体、藻类体和基质镜质体）中，树脂体生烃潜量（94.35 mg/g）和氢指数（508.33 mg/g）最高，活化能（223~235 kJ/mol）最低，累计生烃量大，生烃总量占比达40%，仅次于藻类体，而生烃高峰期镜质体反射率（Ro）仅为0.61%，导致该烃源岩生烃高峰期综合Ro值为0.68%。因此，烃源岩组分中富含树脂体是形成河套盆地临河组早熟早排高效生排烃优质烃源岩的最重要因素[17]，也是洼槽区烃源岩早生烃且持续生排烃、资源转化率高、资源潜力大的重要因素。同时，以上研究表明该地区临河组烃源岩有机质成分中既包含了水生藻类体，同时也混合了陆源树脂体和孢子体，既解释了由于高等植物的贡献导致色质谱图中甾烷C29>C27（见图2 ）的原因，同时也很好诠释了该地区临河组原油组分中高含蜡（18%~22%）、高凝固点（39~50 ℃）的成因。与国内外咸湖相烃源岩相比，研究区有机质具有早熟、早生烃高峰、早排且高效生烃的特点，该研究成果对晚期快速沉降、晚生烃、晚成藏的中低热演化盆地资源潜力评价与油气勘探具有重要借鉴意义。
气相色谱图分析表明，随着原油/烃源岩成熟度的增加，其中的重质组分逐渐降低，轻质组分逐渐增加。因此，成熟原油/烃源岩气相色谱图表现为单峰和前峰型，如扎格1井；而未成熟—低成熟原油/烃源岩气相色谱图中因重质组分含量高、轻质组分含量低表现为双峰型或后峰型，比如临华1X井原油和兴华4井烃源岩。值得注意的是，处于洼槽区超深层的河探101井，其原油成熟度高于扎格1井，埋藏深度也远大于扎格1井，但气相色谱图中明显重质组分含量比扎格1井相对更高。究其原因，河探101井处于临河坳陷北部光明构造，形成超深层超高压油气藏，含油气系统较为封闭，油气来自近源洼槽区早期低成熟油充注和随热演化程度升高持续充注成熟—高成熟油气的混合体；扎格1井处于纳林湖断裂潜山带扎格构造，埋藏较深，形成深层常压油藏，相对远离油源，油气主要来自洼槽区晚期生成的成熟—高成熟原油。
3.2 沉积特征
临河坳陷临河组沉积期，盆地整体为拗断转换期[18]，盆内地层产状平缓，断裂欠发育，沉积中心位于淖西洼槽带中北部，其沉积演化主要受构造与古环境控制。古近纪，受南部贺兰山、桌子山中生代以来隆升影响，盆地沉降中心由南向北逐渐迁移，南部盆缘贺兰山及桌子山构造转换处控制形成大型物源体系，由于古近纪为弱伸展断拗期，地层产状较为平缓，由南向北发育大型辫状河三角洲沉积，受远物源、长距离搬运影响，砂体进入洼槽区，入湖后受半咸水—咸水湖浮力沉积环境影响，沉积砂体依然可以向湖中心推进，砂体成分、结构成熟度高，已钻井揭示临一段洼槽区砂体石英含量高达75%，砂地比为20%~30%，单砂体厚度为1~10 m，源储互层，整体表现为下粗上细的沉积特点；临二段上亚段主要发育盐湖相沉积，根据已钻井及区域沉积旋回演化特征，推测洼槽区临二段下亚段（暂无钻井揭示）砂体较为发育。临河坳陷北部临二段沉积期古环境表现为半干旱—干旱、半咸水—咸水、弱氧化弱还原—强还原[14]环境，岩性主要为中细砂岩、粉砂岩和泥岩，颜色为棕红色、棕褐色—灰色、深灰色，整体表现为水体变深的演化旋回特征；临一段沉积期，研究区表现为半湿润—干旱的气候特征，岩性由粗到细，受沉积中心整体向北向东迁移的影响，研究区逐渐远离沉积中心，沉积岩颜色由灰色变为棕褐色，水体变浅，咸度、还原性逐渐减弱。因此，整体上研究区沉积体系的发育演化受到古构造和古环境的控制，在半湿润气候条件下，外部物源供给较为充沛，沉积砂体较为发育，并形成广覆式分布，使得洼槽区依然发育有利沉积相带；在干旱气候环境下，随着降水与河流减少，沉积砂体欠发育，加上蒸发作用增强，使得洼槽区膏盐岩较为发育，水体咸度增加，形成咸湖—盐湖相沉积（见图3 ）。
3.3 储层特征
临河坳陷临河组储集空间以原生粒间孔为主，局部发育少量次生溶孔，整体储层物性较好[11]，超深层优质储集体岩心实测与测井解释孔隙度为14.4%~18.2%、渗透率（23.0~182.5）×10−3 μm2，其中河探101井6 557.0~6 566.2 m井段测井解释孔隙度15.7%，试油测试流动渗透率达226×10−3 μm2，储层物性好是形成该井特高产的重要基础。针对超深层碎屑岩优质储层成因，很多学者已做过大量研究分析，其中原生孔隙主导型优质储层成因主要包含3种类型：①中—浅层流体超压、中—浅层油气充注主控的原生孔隙主导型[19]；②浅层绿泥石包壳主控、中—浅/深层油气充注的原生孔隙主导型[20]；③早期长期浅埋—晚期快速深埋超压主控、中—深层油气充注的原生孔隙主导型[21]。而河套盆地独特的埋藏、热演化史以及油气充注史[22]，使该地区超深层优质储层形成既有共性也有其自身独特性。
3.3.1 高刚性颗粒含量和弱压实热动力场
临河坳陷北部发育大型浅水辫状河三角洲沉积，周缘物源区普遍以花岗片麻岩和石英片岩优质母岩类型为主，砂岩中石英、长石和硅质岩屑3种刚性颗粒总量超过85%，其中石英含量54%~76%，成分、结构成熟度高，抗压实能力强。另外，河套盆地地温梯度低，为（2.3~2.6）℃/100 m，砂岩压实速率随地温梯度降低而快速减小，利于原生孔保存。临河组长期浅埋，距今5.3 Ma以来开始快速深埋，压实作用时间短[22]，因此，压实强度较弱，为原生孔大量保存提供了重要物质基础和先天条件。
3.3.2 低填隙物（胶结物）含量与油气早充注
岩石薄片分析表明，厚度小于1 m砂体胶结物含量均值大于12%，厚度为1~3 m砂体胶结物含量均值为5%~12%，厚度大于3 m砂体胶结物含量普遍小于5%[22]。究其原因，一方面是受远物源、高成分和结构成熟度、石英含量高、单砂体厚度大的有利因素影响，临河组成岩早期胶结物含量非常低，胶结作用弱，同时也会受早期胶结保孔作用的影响，包括微尺度上储层中颗粒包壳和环边的直接保孔作用，宏观尺度上砂体边缘碳酸盐胶结壳对砂体内部储层的间接保孔作用等[19]，此为现今弱胶结的基础；另一方面，在储层埋藏成岩过程中，早期烃类充注后，油气占据大量孔喉空间，能够有效阻碍储层中孔隙水的流通和交换，造成孔隙水流动减缓和离子供给障碍，从而抑制甚至停止胶结作用，有效保存储层空间[23-24]。临河坳陷发育早熟早排优质烃源岩，在低演化阶段即开始大量生排烃，之后持续深埋热演化和高效生排烃，对河探101井临二段7 039.61 m深度含烃盐水包裹体均一温度与发荧光油包裹体分析，发现该流体包裹体既有低温高峰又有高温高峰特征，表现为油气早充注且持续充注特点，同样荧光下既有黄色又有蓝绿色表现为低熟早充注到高熟持续生油充注的特征，其中早充注成藏可以对超深层原生孔隙和渗透率保存发挥重要的积极作用。因此，尽管晚期快速深埋导致温度达到中成岩A期甚至B期，但是胶结作用并没有表现出相应强胶结的特征，是河套盆地储层胶结强度明显滞后于成岩演化的一种特殊现象。尤其临河坳陷北部兴隆构造带优质储层中胶结物含量整体较低，胶结物未占据太多原生孔隙空间，使原生孔隙得以大量保留。整体上，弱压实、早充注、弱胶结主导的成储机理控制超深层碎屑岩储层物性普遍好于同时期其他盆地。
3.3.3 超高压成因与保孔扩缝增渗
3.3.3.1 超高压成因
钻井揭示，临河坳陷北部光明构造发育超高压地层，河探1井高产层测试地层压力系数1.54，河探101井特高产层测试地层压力系数1.62，均属于异常高压地层压力系统。研究认为，超深层异常高压主要受到生烃增压、构造挤压和超压盖层封堵等3因素综合控制。
生烃增压：光明构造临河组烃源岩在新近系五原组沉积末期进入生烃门限，开始生成低熟的常规中质油，进入乌兰图克组沉积期，盆地进入快速沉降阶段，临河组烃源岩随埋深和热演化程度升高，快速进入生排烃高峰期，短时间内生成大量油气，源储压差陡然增大，高强度生排烃输导运聚，实现压力向储层传递，使储层由常压逐渐变为超高压。临河组早熟早排高产烃率优质烃源岩的发育为光明构造超深层形成异常高压提供了重要物质基础。
构造挤压：除生烃增压外，受新近纪乌兰图克组沉积期强伸展快速沉降重力作用以及临河组二段膏盐岩塑性地层影响，临河坳陷北部兴隆断层发生大型滑脱作用，滑脱断层上陡下缓，滑脱断面位于临二段膏盐岩塑性层与下覆砂岩地层结合部，纵向滑脱断距可达1.5 km，横向滑脱距离达3 km；滑脱过程受上覆地层重力作用影响，一部分分量作用于平行断面，在断面之上形成滚动背斜，变形压缩使得滑脱断层根部地层增厚明显，地层可容空间受到压缩，压力增加，助推了异常高压的形成。
超压盖层封堵：钻井表明，洼槽区光明构造处在湖盆沉积中心，远离物源，整体砂地比较低（小于21%），泥岩（烃源岩）较为发育，而受强生烃作用影响，烃源岩盖层受一次运移作用影响，形成超高压地层，为优质储集体封盖提供了有利条件。同时，受晚期快沉降作用影响，上覆巨厚新近系五原组泥岩（泥地比大于90%）盖层受到欠压实作用影响，形成超高压地层，由此，临河组储层受到自身以及新近系超高压地层封盖作用，保存条件优越。
3.3.3.2 超高压保孔扩缝增渗
早期研究认为超高压将极大减缓储层的压实强度，抑制自生石英加大发育，同时可以促进长石溶蚀[25-26]，进而使储层物性得以有效保存。但随着准噶尔盆地南缘深层碎屑岩领域高探1井日产超1 000 m3油流的勘探突破[27]，地质人员开始对特高产原因深入研究，认为仅仅是超高压保孔作用（孔隙度18%）还不足以支撑日产原油超千方。因此利用露头区低成熟砂岩样品开展成岩物理模拟实验，重点结合盆内埋藏史和温度压力变化，模拟露头区低成熟砂岩随着埋深和超高压形成对储层物性的影响，发现受高孔隙压力（大于90 MPa）的作用储层发育大量的微细裂缝[28]，而有效微裂缝的渗透率是基质渗透率的10~1 000倍[29]，从而控制着优质储层的分布和油气的富集高产。而实验研究进一步发现微裂缝的发育与晚期的快速埋藏过程且形成超高压地层密切相关[30]。
河套盆地超深层碎屑岩埋藏史[22]表明，直到新近系乌兰图克组沉积时期（距今5.3 Ma以来）盆地开始快速沉降，深埋速率高达1 000 m/Ma，快速沉降深埋使新近系中浅层发生欠压实超压，古近系快速热演化爆发式生排烃形成超高压，而源储互生，高效排烃运移，压力及时传递到储层，且短期内持续充注传递，现今储层压力为96~120 MPa，压力系数为1.6~2.2，不仅形成超高压，根据破裂压力约为静岩压力70%~80%的实验结果，该压力系数同时达到了地层破裂压力门限，在该压力作用下地层可产生大量微裂缝。因此，超高压不仅具有保留原生粒间孔的重要作用，比如河探101井6 660 m井段孔隙度依然保留15.7%，同时晚期快速深埋形成了超高压和微裂缝，使储层的渗透性能得到了质的飞跃，河探101井试油层段测试流动渗透率达到226×10−3 μm2，而一般情况下测试计算的渗透率仅是岩心空气渗透率的十分之一，因此实际储层渗透率可能因微裂缝发育达到特高渗级别，这是该井在超深层碎屑岩领域实现千吨油井的最重要因素。而河套盆地作为伸展断陷盆地，之所以能在超高压中产生大量微裂缝，与西部盆地不同的典型特征是该区刚性颗粒和脆性矿物含量高（砂岩中石英含量大于70%），受超高压影响更易形成微裂缝，同时快速深埋前胶结作用弱，基质孔隙特别发育，3 000 m以浅储层原生孔隙最高大于25%，结合一些学者实验研究该类储层受晚期超高压形成微裂缝影响，渗透率可增加55%[28]。因此，晚期快速沉降深埋形成超高压地层对储层具有良好的保孔增渗作用，尤其是改善超深层储层渗透性为油气高产稳产提供了重要保障。
3.4 圈闭与成藏特征
光明构造整体为受大型顺向滑脱断层（兴隆断层）控制的面向洼槽区大型逆牵引断鼻构造，内部被一条次级断层分隔，形成高部位的河探1圈闭和面向洼槽区河探101圈闭（见图4 ）。在古近纪断拗期，兴隆断层控制早期沉积（沉降）中心展布，在临二段发育盐湖相膏盐岩沉积，临一段膏盐岩沉积范围沿兴隆断层向东北迁移；进入新近纪断陷期，沉降中心逐渐向狼山断层下降盘迁移，而兴隆断层下降盘逐渐由早期负向构造转变为正向构造，同时受新近纪晚期强伸展断陷和走滑作用影响，兴隆断层由早期正断层演变为沿临二段膏盐岩底顺层滑脱的大型滑脱断层，并形成逆牵引构造形态，在逆牵引核部发育大型负花状构造，并将大型断鼻构造分隔成2个构造圈闭。其中河探101圈闭除受兴隆断层形成的断鼻构造控制外，还受近东西走向杭五走滑断层西段控制，形成2条断层共同控制的断块圈闭。
由于五原组发育超千米厚层泥岩盖层（泥地比大于90%），断层泥涂抹作用显著，圈闭保存条件好。新近纪晚期，烃源岩开始生排烃，生成的油气向圈闭高部位运移聚集，形成早期油藏；随着上新世—第四纪快速沉降深埋与热演化程度不断升高，烃源岩快速生排烃，形成超高压并传递到储层，随着地层压力增大和压力系数升高，烃源岩和储集体开始在强压力作用下形成大量微裂缝，微裂缝发育既增加了储集空间又提高了渗透性能，同时促进了超深层过饱和油气藏的形成，这可能是河探101井试油层测井解释含油气饱和度高达88%，且日产量超千吨的重要原因。同时，受次级断层引起的断储盖组合关系影响，临河组一段Ⅲ砂组被分隔成两个独立的含油气系统，低部位河探101井Ⅲ砂组为特高产超高压油气层，而对应河探1井同一套砂体为水层，表明次级断层上下盘同一套砂体并未连通，高部位因洼槽区油气未能有效供给导致地层水未能排出。从两口井不同试油层原油性质的差异，表明随着埋深增加、烃源岩热演化程度和生排烃强度升高，地层压力系数持续增大，原油成熟度和含气量（原油伴生气）明显升高，而原油密度、黏度、沥青质、胶质以及含硫量明显降低，而含蜡量、凝固点均较高（见表1 ），反映油气藏具有近源富集成藏的特点。河探101圈闭具有面向洼槽区第1排大型构造圈闭的构造背景，结合东南沉积物源砂体向北西方向减薄尖灭并逐渐过渡到盐湖相沉积，因此，该圈闭具有构造、岩性双重控制的特点，构造-岩性圈闭面积达150 km2，形成大型超高压构造-岩性油气藏，展现较大的勘探潜力，有望成为国内超深层碎屑岩领域亿吨级高效高产油气藏区。
4 超深层碎屑岩油气富集高产主控因素与有利勘探方向
4.1 超深层碎屑岩油气富集高产主控因素
赵文智等[31]曾提出，油气藏的形成必须具备3大要素，即成藏地质要素、成藏作用过程以及能量场环境。地质要素是油气流体赋存的载体，成藏作用过程是油气从生成、运移、聚集、保存与改造的全过程，能量场环境是地质要素形成和作用过程发生的环境条件。而油气富集成藏要求3大要素具有良好的时空配置关系。通过对河套盆地超深层碎屑岩领域油气成藏特征和富集规律研究，认为充足的油源条件和强源动力供烃、良好的构造背景和近源圈闭条件、高石英含量砂体形成的优质储集体、良好的封盖条件和生储盖组合及以上要素良好的时空配置关系构成了河套盆地超深层碎屑岩富集高产的重要因素。
4.1.1 高产烃率烃源岩和强力供烃
发育高产烃率优质烃源岩和强源动力供烃是超深层碎屑岩油气富集高产的前提。临河坳陷洼槽区超深层位于临河组沉积中心，发育咸湖相早熟早排、高产烃率优质烃源岩，资源潜力大，伴随晚期快速沉降深埋热演化，形成爆发式生排烃，进而形成超高压地层，展现了强大源动力条件，为超深层碎屑岩油气富集提供了重要资源基础。
4.1.2 晚期构造活动背景和优势汇聚的圈闭条件
良好构造背景和圈闭条件形成优势汇聚体是超深层碎屑岩油气富集高产的基础。受晚期强伸展断陷期狼山断层强烈构造活动的影响，使临河坳陷成为西断东超具有较陡地层产状的结构特征，尤其是控洼大型兴隆断层在该时期发生强烈伸展滑脱作用，形成面向洼槽区大型鼻隆构造圈闭，为油气大量汇聚富集提供了良好构造背景，同时滑脱作用压缩洼槽区空间，有力助推了超高压地层形成，间接为油气强动力汇聚提供了有利条件。
4.1.3 弱成岩保孔和地层超压扩缝
弱成岩保孔、超高压扩缝增渗成储是超深层碎屑岩油气富集高产的关键。洼槽区超深层古近系临河组沉积期发育远源浅水大型辫状河三角洲沉积，砂体成分、结构成熟度高、胶结物含量低、胶结作用弱、抗压实作用强，早期长期（距今5.3~30.0 Ma）浅埋，晚期短期（距今5.3 Ma以来）快速深埋，油气早充注和晚期超高压共同抑制成岩演化的胶结和压实作用，形成现今弱成岩特征，表现为深层（4 500~5 500 m）砂体仍然较为疏松，成岩作用弱；同时晚期深埋后优质烃源岩爆发式生排烃形成超高压地层和储层微裂缝，极大改善了储层渗透性。这一看法改变了超深层碎屑岩储层物性随埋深急剧降低的常规认识，极大拓展了超深层油气勘探空间，为超深层碎屑岩领域日产千吨原油的关键。
4.1.4 封存良好的生储盖组合配置
良好的生储盖组合和优质的封盖条件是超深层碎屑岩油气富集高产的重要保障。临河组沉积期，洼槽区超深层为源储互层沉积，砂地比相对较低（20%~25%），生储盖组合配置好。自身泥岩既是良好烃源岩也是良好盖层，受晚期快沉降深埋影响，自身形成超高压盖层条件，同时上覆新近系超千米厚泥岩盖层，既提供良好盖层条件，同时对大型顺向滑脱断层侧向封堵提供有利条件。因此，从不同区带钻井的色质谱图对比分析（见图3 ），可以发现河探101井油气有早期生成的低成熟油的贡献，表明洼槽区光明构造为一个自油气生成以来封闭性较好的独立的含油气系统，为超高压形成及超深层碎屑岩富集高产提供了重要保障。
4.2 超深层油气勘探有利方向
河套盆地临河坳陷超深层碎屑岩油气勘探的重大突破，不仅改变了关于断陷盆地超深层碎屑岩有效储层（尤其基质孔隙）下限的固有认识，而且回答了关于断陷盆地超深层碎屑岩油气能否高效勘探开发的问题。更为重要的是，千吨油井河探101井的重大发现展示了洼槽区超深层较大的勘探潜力，揭示了河套盆地下步油气勘探重要方向。临河坳陷超深层碎屑岩领域环洼有利勘探面积超1 000 km2，其中邻近临河组生烃中心、具有良好构造背景且构造圈闭发育的地区是目前最有利勘探方向，主要包括兴隆断裂构造带和纳林湖断裂潜山带超深层领域，而位于中南部洼槽区超深层的乌兰布和走滑构造带虽然远离临河组生烃中心，但邻近古近系乌拉特组咸湖相生烃中心，目前钻井较少，其超深层领域为潜在的有利勘探区。此外，超深层地处洼槽区，砂地比适中偏低，沉积物源主要来自东南部，沉积砂体展布方向（南东—北西）与主体构造方向（北东—南西）呈近垂直分布，为构造圈闭和构造-岩性圈闭的油气成藏提供有利条件。因此，洼槽区超深层领域可形成构造及构造-岩性多种油气藏类型，为临河坳陷超深层油气勘探有利方向。
5 结论
河套盆地临河坳陷古近系临河组发育富含优质烃源岩，具有早熟早排、高效成烃特征，为洼槽区超深层早期低熟油充注且随热演化程度升高持续充注成熟—高成熟油气形成超高压富集油气藏提供了重要资源基础。
提出了弱压实、弱胶结为核心的弱成岩保孔，超高压扩缝增渗的成储机理，在超深层6 500 m以深依然发育孔隙度超15%，渗透率达226×10−3 μm2的中孔中渗型优质储集体，极大拓展了油气勘探空间，是进军超深层碎屑岩油气勘探并获特高产油流的关键。
明确了临河坳陷临河组超深层碎屑岩领域油气富集高产机理：高产烃率优质烃源岩持续强源动力供烃是前提，良好的构造背景和优势汇聚体发育是基础，弱成岩保孔、超高压扩缝增渗是关键，优质的封盖条件和良好的生储盖组合是重要保障。
邻近临河组生烃中心、具有良好构造背景且构造圈闭发育的地区是最有利勘探方向，主要包括兴隆断裂构造带和纳林湖断裂潜山带超深层领域。