温宿凸起位于塔里木盆地西北部, 面积约4 500 km², 三面环凹^{[1, 2, 3]}, 整体位于库车坳陷（乌什、拜城和阳霞凹陷）以南和阿瓦提凹陷以北。库车坳陷已被证实拥有丰富的油气资源, 随着山地地震、高陡构造地震成像和巨厚膏岩层钻探等技术的突破, 自1998年发现的克拉2大气田至2017年7月已累计生产天然气1 000× 10⁸ m³, 保证了“ 西气东输” 工程的实施^{[4, 5, 6]}。阿瓦提凹陷勘探成果表明, 其下寒武统玉尔吐斯组和上奥陶统印干和萨尔干组均是很好的烃源岩^{[7, 8, 9]}。因此, 学界曾普遍认为紧邻烃源凹陷的温宿古凸起有可能长期捕获油气而形成规模工业油气藏, 然而直至2017年初该区一直未获勘探突破。前人着重分析了温宿凸起区的宏观构造格局与断裂特征^[7], 并结合其与生烃凹陷的接触关系探索了深层碳酸盐岩类目标^[6], 对浅层新近系没有引起足够重视, 进而制约了浅层油气勘探。实际上, 尽管浅层的盖层条件可能不及深层油气藏, 但通常具备好的储集条件, 若拥有充足的烃源、良好的圈闭、通畅的运移通道等成藏要素, 浅层同样可以形成规模油气藏^[6]。例如美国中部辛辛那提隆起区的特伦顿潜山油气藏^[10]、中国渤海湾盆地的埕岛油田新近系油气藏（埋深约400~2300 m）^{[11, 12]}、准噶尔盆地车排子凸起新近系沙湾组油气藏（埋深约225~700 m）^[13]。2017年温宿凸起新钻探的新温地1井、新温地2井两口井均获高产工业油流, 实现了该区勘探50多年来首次重大突破, 通过对两口井钻井、试油、地球化学及测井资料研究, 以及研究区野外剖面实测、二维地震资料处理与精细解释、沉积与成藏史分析等综合研究, 明确了温宿凸起区烃源条件与运移通道、储盖条件与圈闭类型, 建立了温宿凸起区的成藏模式。

温宿凸起位于塔里木盆地西北部的南天山山前, 属于乌什凹陷南部斜坡带, 西邻柯坪断隆区, 东部通过喀拉玉尔滚断裂与秋里塔格构造带相隔, 北以古木别兹断裂与乌什凹陷相接, 南以沙井子断裂为界与阿瓦提凹陷分开^{[14, 15, 16, 17, 18, 19, 20]}。整体上被乌什、拜城和阿瓦提等生烃凹陷所围, 呈北东向展布（见图1）。

图1

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	图1 温宿凸起构造位置图

依据野外露头和实际钻井资料（见图2）, 温宿凸起自上而下地层依次为新生界第四系（Q）, 新近系上新统库车组（N₂k）、中— 上新统康村组（N_{1— 2}k）和中新统吉迪克组（N₁j）、震旦系（Z）和中元古界阿克苏群（Pt₂ak）。其中, 康村组以湖相沉积为主, 发育厚层泥岩, 为一套区域性盖层; 康村组之上库车组为冲积扇沉积, 岩性以粉砂— 中砂岩夹泥岩为主, 整体为向上变细的正旋回; 康村组之下吉迪克组为浅湖— 三角洲沉积, 以粉细砂岩、泥岩为主, 呈向上变粗的反旋回。震旦系上部为厚层— 中厚层状浅灰色泥质云岩、含灰云岩, 下部为薄层— 中厚层状紫红色灰质泥岩、泥岩、云质泥岩。中元古界阿克苏群为巨厚层状灰绿色绿泥片岩和灰色石英片岩。

图2

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	图2 温宿凸起温参1井地层综合柱状图（2005年实钻） GR— 自然伽马; Rt— 电阻率; Δ t— 声波时差

本区油气勘探始于1965年, 截至2016年, 石油企业先后在该地区部署实施二维地震测线若干, 探井4口（阿1井、温参1井、温宿1井、阿苏2井）, 取得了一定地质认识, 但勘探一直未取得突破, 并退出油气探矿权。笔者认为, 温宿凸起长期未获油气突破的主要原因是没有将新近系作为重点层系加以研究, 更没有弄清两个关键地质问题：①虽然温宿凸起本身不发育烃源岩, 但邻区生油凹陷能否为其提供油源条件?②本区主要发育什么类型圈闭、有利圈闭如何分布?

2017年中国地质调查局油气资源调查中心在温宿凸起1号构造部署了两口探井, 其中, 新温地1井完钻井深1 058.00 m, 完钻层位中元古界阿克苏群; 新温地2井完钻井深998.77 m, 完钻层位新近系吉迪克组。新温地1井钻揭地层自上而下依次为新生界第四系、新近系上新统库车组、中— 上新统康村组、中新统吉迪克组以及中元古界阿克苏群。主力产层段新近系吉迪克组取心见饱含油、富含油等不同级别显示7.72 m（见图3）, 砂体孔隙度为22%~31%, 渗透率为（60~322）× 10^-3 μ m², 属中高孔中渗储集层。新温地1井测井综合解释含油层21.3 m/13层, 其中油层3.8 m/3层、差油层3.8 m/3层、油水同层3.4 m/1层、含油水层10.3 m/6层（见图4）。选取新温地1井833.5~835.0 m段吉迪克组油层, 用73 mm油管抽吸试油获日产油42.74 m³。此外, 新温地1井在中元古界阿克苏群基岩风化壳997.4~1 017.0 m井段岩心中见3.85 m油斑和油迹显示, 气测全烃峰值为2.88%, 基岩裂缝段油气显示活跃, 综合测井解释储集层厚度为14.3 m。对新温地1井939.44~1058.00 m裸眼段下73 mm油管抽吸试油, 累计产油2.19 m³。

图3

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	图3 新温地1井吉迪克组含油岩心照片

图4

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	图4 新温地1井含油气层段四性关系图

新温地2井钻揭地层自上而下依次为新生界第四系, 新近系上新统库车组、中— 上新统康村组和中新统吉迪克组。主力产层段新近系吉迪克组取心见饱含油、富含油等不同级别显示7.72 m, 砂体孔隙度为20%~27%, 渗透率为（59~280）× 10^-3 μ m², 属中高孔中渗储集层。新温地2井测井综合解释含油层9.7 m/12层, 其中油层7 m/8层、差油层1.7 m/3层、油水同层1 m/1层, 选取吉迪克组842.0~859.0 m和872.0~884.8 m深度段油层, 用73 mm油管抽吸试油获日产油22.26 m³, 累计产油51.7 m³。

新温地1井、新温地2井两口井均获得高产工业油流, 两口井新近系吉迪克组原油品质基本相同。新温地1井原油密度为0.913 7 g/cm³, 黏度为70.73 mPa· s（50 ℃）, 含蜡量为5.67%, 凝固点为-30.00 ℃; 新温地2井原油密度为0.907 6 g/cm³, 黏度为42.69 mPa· s（50 ℃）, 含蜡量为4.48%, 凝固点为-30.01 ℃; 两口井油质为常规稀油（中质油）, 具有低黏、低蜡、低凝固点的特点（见表1）。

表1

表1

表1 新温地1井、新温地2井吉迪克组原油样品分析表 井号 深度/m 密度/ (g• cm-3) 50 ℃下黏度/ (mPa• s) 含蜡量/ % 凝固点/ ℃ 新温地1 833.50~835.00 0.913 7 70.73 5.67 -30.00 新温地2 842.00~859.00 0.907 6 42.69 4.48 -30.01

表1 新温地1井、新温地2井吉迪克组原油样品分析表

新温地1井、新温地2井吉迪克组原油族组分以饱和烃为主（57.1%~58.3%）, 其次是芳烃（20.9%~21.8%）和非烃（15.8%~15.9%）, 沥青质含量相对较低（5.1%~5.3%）, 具有低饱/芳比（2.6~2.8）、较高非/沥比（3.0~3.1）特征, 相邻的却勒— 玉东构造带陆相原油饱/芳比为12.31~38.13, 非/沥比一般小于1.0。原油饱和烃色谱/质谱总离子流图显示（见图5）, 新温地1井、新温地2井原油链烷烃消失殆尽、基峰呈明显鼓包, 指示原油遭受中等程度生物降解和水洗作用, 系油气藏处于构造高部位保存条件相对较差所致。新温地1井、新温地2井具有一定的姥鲛烷优势, Pr/Ph值为1.68~2.04, 高于塔北海相成因原油（一般小于1.2）、低于乌什凹陷乌参1井陆相原油（3.2~3.3）, 指示母源岩弱氧化-弱还原的原始沉积环境。

图5

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	图5 温宿凸起及周缘部分原油饱和烃总离子流图

新温地1井、新温地2井原油规则甾烷呈“ V” 字型分布, 重排甾烷极为发育, 低分子量的孕甾烷、三环萜烷系列相对丰度不高, C₁₉— C₂₂三环萜烷相对丰度依次呈降低趋势, 不同于沙南1井等阿瓦提凹陷海相原油的正态型分布（见图6）; 伽马蜡烷不太发育, 但C₂₉降新藿烷和C₃₀重排藿烷较为发育（见图6）。温宿凸起原油的以上特征与相邻的却勒— 玉东、乌什凹陷（见图6）陆相原油特征总体相似, 指示温宿凸起原油为陆相成因。新温地1井、新温地2井原油C₂₉甾烷α α α 20S/(S+R)、C₂₉甾烷α β β (α α α +α β β )甾烷值分别为0.45、0.42~0.43, 为正常成熟度原油。综合生物标志物与碳同位素组成分析, 认为新温地1井、新温地2井原油主要由东北拜城凹陷烃源岩运移而来。

图6

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	图6 温宿凸起及邻区部分原油饱和烃m/z 217、m/z 191质子色谱图

目前温宿凸起的地质综合研究和勘探程度整体较低, 钻井资料稀少。工区仅有若干二维地震资料, 且年代差别较大, 品质不一, 成像效果较差, 难以刻画地下地层、断裂等特征。基于连片静校正、组合去噪、叠前深度偏移等技术, 2017年重新处理的地震资料品质有了很大提升。据此, 结合温宿凸起区及邻区17口钻井资料, 以及野外剖面实测数据, 着重对温宿凸起区烃源条件、油气运移通道、储盖条件、圈闭类型和分布、成藏模式等开展研究, 在此基础上提出有利钻探目标, 指导油气勘探。

4.1 烃源条件与油气运移

综合利用钻井、地震和野外露头资料, 结合前人研究成果^{[14, 15, 16, 17]}, 开展了井震联合标定, 对基底、新近系吉迪克组等主要构造层进行了地震追踪解释, 建立了该区地质结构和层序分布剖面。温宿凸起整体为夹持在乌什凹陷和阿瓦提凹陷中间的一个古隆起, 为西高东低的鼻状隆起构造（见图7）。构造演化主要经历了4个发展阶段, 其中吉迪克组沉积时期凸起停止隆升并接受沉积, 库车组沉积时期温宿凸起西部局部抬升、向东遭受剥蚀^[18]。

图7

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	图7 研究区典型地震剖面特征（剖面位置见图1所示, N1j1为吉迪克组上段）

钻井和野外露头资料证实, 温宿凸起不发育可以作为烃源岩的层系, 但其北缘库车坳陷陆相油气系统和南缘阿瓦提凹陷海相油气系统均证实有烃源岩层发育^{[4, 5, 6, 7, 8, 9]}。

南部阿瓦提凹陷寒武系— 奥陶系的海相烃源岩已有沙南1井、沙南2井、青松采石场和乌鲁桥油苗证实, 野外肖尔布拉克、什艾日克等剖面也有观测^{[7, 8, 9]}, 但寒武系— 奥陶系烃源岩的主排烃期可能早于温宿凸起区新近系圈闭形成期。北部拜城凹陷侏罗系恰克马克组主力烃源岩生排烃时间为距今2~5 Ma, 在新近纪达到生油、生气高峰^{[21, 22, 23]}, 排油期与温宿凸起圈闭形成时间耦合性较好, 因此能够沿着北部喀拉玉尔滚等断裂在温宿地区聚集成藏^{[20, 24, 25]}。

拜城凹陷生成的油气, 主要沿基岩风化壳和新近系三角洲相骨架砂岩作横向运移, 沿成藏期活动的油源断层纵向调整, 主要证据有三：①野外露头基岩风化壳断裂和节理广泛发育, 且多见差异风化形成的孔洞, 新温地1井钻遇40 m厚的基岩裂缝发育带, 见油斑、油迹显示3.85 m（见图8）, 测井解释储集层14.3 m; ②吉迪克组三角洲相砂体发育, 物性好、规模大, 是一套高效的油气输导层, 新温地1井和新温地2井均在该套砂体中钻遇良好油气显示; ③新温地2井钻后油源对比分析证实, 其烃源岩为陆相, 主要来自东北拜城凹陷。另外, 成藏期温宿凸起快速隆升, 在凸起周边和主体部位产生多条不同级次的断裂, 为油气由凹陷向凸起运移和纵向调整提供了有利条件。

图8

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	图8 研究区阿克苏群典型露头与岩心照片 （a）阿克苏群与震旦系角度不整合面; （b）阿克苏群风成球形风化; （c）阿克苏群石英片岩发育大量节理缝; （d）新温地1井, 997.92 m, 灰绿色油斑绿泥片岩含油岩心照片

4.2 储盖条件与组合

库车坳陷在新近纪进入再生前陆盆地阶段, 古近纪形成的湖泊开始向南部萎缩, 湖水总体较浅, 湖岸线随气候和构造活动而频繁变化^{[5, 9]}。通过对温宿古木别兹背斜、阿瓦特、拜城西盐水沟等地区的新近系剖面进行野外地质调查, 结合库车坳陷沉积特征研究, 认为吉迪克组沉积期自北向南发育小型冲积扇、三角洲和滨浅湖滩坝相沉积（见图9）。其中, 神木井区主体位于三角洲平原亚相, 温参1井位于三角洲前缘亚相, 阿瓦提凹陷北部的沙南1井、沙南2井等井位于滨浅湖相（见图9）。康村组沉积期湖盆面积有所扩大, 水体变深, 岩性以厚层泥岩夹薄层砂岩为主。库车组沉积期本区湖泊逐渐变浅消失, 以河流、三角洲、冲积扇为主。

图9

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	图9 温宿地区吉迪克组沉积相平面图

受沉积演化影响, 温宿凸起区发育多套储盖组合, 其中最有利的组合有3套：①吉迪克组三段厚层状泥岩与阿克苏群基岩风化壳储盖组合（见图10a）。依据新温地1井段实钻资料, 基岩风化壳储集空间主要是裂缝, 推测其有效厚度约为距顶面30 m附近, 沿着不整合面附近大面积分布。吉迪克组下段的泥岩为盖层, 厚度为80~100 m。②吉迪克组中部砂泥岩互层形成的储盖组合（见图10b）。温宿凸起区吉迪克组二段广泛发育砂泥岩互层, 其砂泥比较低, 砂体分布面积大, 累计厚度为200~500 m, 单层砂岩厚度薄, 为0.5~10.0 m, 为新温地1、新温地2井揭示最好的油气产层。③康村组厚层状泥岩与吉迪克组一段砂岩储盖组合（见图10c）。吉迪克组一段发育多套砂体, 单层厚度较二段砂体更大, 厚1~15 m, 其上覆康村组厚层状泥岩盖层厚20~40 m。新温地1、新温地2井吉迪克组一段砂岩距离油气运移主体通道太远, 多为含油水层或水层。

图10

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	图10 温宿地区新温地1井最有利的3套储盖组合

整体而言, 中新统吉迪克组沉积期, 温宿凸起具有差异沉降、低幅隆升的构造演化特征, 控制形成了温宿地区低幅宽缓的古地貌（地震剖面显示吉迪克组内部为平行— 亚平行反射特征, 地层厚度变化不大, 见图7）, 形成了三角洲与滨浅湖滩坝同生共存、互为消长的沉积体系, 砂体分布范围广、叠合连片。受后期温宿凸起掀斜作用的影响, 物源来自北部的三角洲砂体可形成向南上倾尖灭型构造-岩性圈闭, 而在凸起主体部位发育的滩坝砂体可形成透镜体状岩性圈闭。基岩风化壳受多期构造和长期风化作用, 裂缝储集层发育, 上覆吉迪克组稳定分布的泥岩可作为区域盖层, 可形成区域分布的良好储盖组合。

4.3 成藏模式

综上分析, 温宿凸起大规模分布的新近系三角洲与滩坝砂体及基岩风化壳提供了油气横向运移的通道（“ 两横” ）, 与持续活动的断裂（“ 一纵” ）共同构成了高效的油气输导体系（见图11）, 沟通了北部拜城凹陷陆相烃源岩灶。拜城凹陷陆相烃源岩生成的油气自北东向西南大范围、远距离输导, 进入温宿凸起后沿新近系底部的基岩风化壳与新近系中高孔渗（孔隙度为22%~31%, 渗透率为（60~322）× 10^{– 3} μ m²）的砂层横向运移, 沿垂向断裂向上调整运移至目标区形成油气藏, 形成“ 两横一纵” 的油气输导体系。而北部拜城凹陷侏罗系烃源岩厚度大（250~600 m）、有机质品质好（以Ⅱ 型干酪根为主, 总有机碳含量平均值为1.69%, 有机质成熟度为1.0%~3.0%）、生烃能力强、排烃动力足（压力系数普遍大于1.5, 最高达2.15）^{[22, 23]}, 且排烃期与温宿凸起圈闭形成时间耦合性较好^{[26, 27, 28, 29]},

图11

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	图11 温宿凸起油藏模式图

油气可以在温宿凸起广泛发育的圈闭里大规模聚集成藏。主要发育两种油藏类型：①构造-岩性类油藏（岩性控制为主）; ②潜山类油藏（碳酸盐岩风化壳+变质岩裂缝）（见图11）。

构造-岩性类油藏主要分布在新近系吉迪克组中上部砂泥岩互层段, 中高孔渗砂岩为储集层, 泥岩为盖层。来自北部拜城凹陷的陆相油气沿着基岩风化壳与新近系滩坝砂体横向运移, 并沿着持续活动的纵向断裂进一步沟通至砂岩储集层, 形成构造-岩性类油藏。油藏具有空间上分布有序、平面上叠合连片的特点, 为新温地1、新温地2井所揭示的主要油藏类型。

潜山类油藏主要分布在震旦系碳酸盐岩和基岩风化壳中, 其储集层分别为震旦系碳酸盐岩和基岩, 新近系吉迪克组底部泥岩为区域盖层。拜城凹陷的陆相油气沿着基岩风化壳和不整合面横向运移, 至有利碳酸盐岩和基岩裂缝储集层中聚集成藏。温宿凸起北斜坡的温参1井构造位置整体较低, 在震旦系白云岩储集层主要产水, 有少量天然气, 推测在高部位有更好的油气聚集。新温地1井揭示了基岩风化壳型潜山油藏。

温宿凸起油气勘探的突破, 为塔里木盆地油气勘探带来了以下重要启示：①塔里木盆地盆缘带等烃源岩和构造类圈闭不发育的地区, 同样可以形成规模油气区, 寻找高效的油气运移输导路径和地层-岩性等隐蔽型圈闭是有效的油气勘探途径及方向。②温宿凸起油气的运移、聚集主要发生在新近纪— 第四纪, 油气藏具有明显的晚期成藏特点, 因而晚期成藏应该是塔里木盆地山前带油气成藏的普遍特点, 具有较大勘探潜力。③新温参1井在震旦系碳酸盐岩储集层主要产水, 有少量天然气, 主要原因可能是其构造不利于成藏, 但温宿凸起斜坡区下古生界和震旦系碳酸盐岩可作为良好的储集层, 有吉迪克组下段较好的泥岩盖层条件, 且靠近油气运移的主通道, 其构造高部位油气勘探前景广阔。④新温地1井在中元古界阿克苏群基岩风化壳试油获低产, 主要原因是井眼小、裸眼测试, 不能代表其真实产能, 风化壳范围广, 面积大, 油气勘探前景广阔, 值得关注。

温宿凸起中新统吉迪克组沉积期具有差异沉降、低幅隆升的构造演化特征, 控制形成了温宿地区低幅宽缓的古地貌, 形成了新近系三角洲相与滨浅湖滩坝相同生共存、互为消长的沉积体系, 形成了大规模分布的岩性类圈闭。温宿凸起虽然不发育烃源岩, 但北部生烃凹陷可以为温宿凸起提供充足的油源, 大规模分布的基岩风化壳和三角洲砂体与持续活动的断裂共同构成了高效的油气输导体系。温宿凸起发育潜山类和构造-岩性类两种油藏类型, 初步评价温宿凸起1号圈闭新近系吉迪克组资源量达1.21× 10⁸ t, 具有广阔的油气勘探前景。