河套盆地临河坳陷油气成藏过程解剖及勘探潜力分析

2021-07-14史原鹏徐泽阳李拥军陈树光王会来王志成

现代地质 2021年3期

沈华，刘震，史原鹏，徐泽阳，李拥军，陈树光，王会来，王志成，王标，刘畅

(1.中国石油华北油田公司勘探事业部，河北任丘 062550；2.中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249；3.中国石油大学(北京)地球科学学院，北京 102249；4.中国石油华北油田公司巴彦勘探开发分公司，内蒙古巴彦淖尔 015000；5.中国石油华北油田公司勘探开发研究院，河北任丘 062550)

0 引言

河套盆地油气勘探工作始于20世纪70年代末[1]，石油地质研究取得了一系列进展。前人关于工区油气来源[2-4]、成藏动力[5-6]及运移通道[7-8]等方面取得了一定认识，整体石油地质特征已相对清晰[9-10]。然而，目前的研究多偏向对油藏及其形成条件的静态描述，缺少动态过程分析，油气富集机制尚不清晰，勘探方向亦不明确。借鉴国内外复杂含油气盆地勘探经验，静态成藏要素与动态成藏过程在时空上的匹配关系是决定油气能否成藏的关键[11]。油藏动态解剖规避了单时间点静态油藏特征分析所带来的勘探风险，能够系统化、定量化地描述油气成藏过程，为勘探方向优选提供依据[12～14]。

本文结合新老地质资料，在石油地质综合分析的基础上，结合油藏“九史”动态分析方法，对工区典型油藏静态成藏组合及动态成藏过程进行了剖析，进一步优选出临河坳陷油气有利聚集区带。

1 工区地质概况

河套盆地呈弧形分布于鄂尔多斯盆地伊盟隆起以北，是在前寒武系花岗岩、石英岩及变质岩基底之上发育的中新生代盆地[15-19]。工区临河坳陷属于河套盆地中段一级构造单元，东西长约300 km，南北宽30～90 km，沉积盖层主要由中生界白垩系、新生界古近系、新近系及第四系组成，沉积厚度为3 000～12 000 m。受燕山运动及喜山运动控制，工区经历多期构造演化阶段[20-22]，现今整体具有“南北分段、东西分带”的特征，其内部受吉北变换带控制，可分为北部巴彦淖尔凹陷、中部吉西凸起、磴南低凸起及南部吉兰泰凹陷4个二级构造单元；杭五断裂、松5西断裂、松探1井西断裂等二级断裂又将工区分为西部洼陷区、中央断垒区及东部斜坡区3个带，形成“一洼一垒一斜坡”的构造格局(图1)。

图1 河套盆地临河坳陷构造单元划分图Fig.1 Structural unit division of Linhe depression in the Hetao basin

2 油藏形成过程解剖

临河坳陷古近系、白垩系及太古宇多层系含油，变质岩领域及碎屑岩领域皆有重大勘探突破，表现出可观的勘探前景。本文以吉西凸起带变质岩潜山油藏、吉华2X砂砾岩断鼻油藏、松5井砂岩断块油藏及临深3井砂岩断块油藏4个典型油藏(图2)为研究基础，分析了吉西凸起带和中央断垒带两处重要构造单元的油藏基本特征，并着重探讨了工区的油气成藏过程。

2.1 油藏基本特征

2.1.1 吉西凸起带油藏特征

吉西凸起带位于吉兰泰凹陷与巴彦淖尔凹陷交界处西侧，具有基底构造位置相对较高、晚期断裂活动性强、边缘相发育等特征。该构造带目前主要发现两个油藏，分别为西侧高部位吉西凸起带太古宇变质岩潜山油藏(后文简称吉西潜山油藏)及狼山分支断裂下降盘吉华2X砂砾岩断鼻油藏(后文简称吉华2X油藏)。空间上两油藏间相互毗邻，成藏条件具有一定的相似性。

油源方面，该构造带两个油藏范围内未见暗色泥岩，但在其东侧松探1井、吉华14X井及临华参1井中普遍揭露下白垩统固阳组烃源岩，其中松探1井固阳组烃源岩样品TOC为1.42%，氯仿沥青“A”为1.3153%，Ro为0.55%，生油模拟实验产油率峰值可达857 kg/t TOC，具有较强的供烃潜力。正构烷烃分布、甾烷及萜烷等地球化学特征显示，两油藏原油样品与渐新统临河组烃源岩存在较大差异[3]，但与邻近固阳组烃源岩存在很高的相似性[4]，故认为下白垩统固阳组为该构造带油气的主要来源，且具有近源侧向供烃的特征。

储集层方面，吉西凸起带在变质岩领域及碎屑岩领域皆具有重大勘探突破，其中狼山分支断裂以西巨厚下白垩统李三沟组红色泥岩之下发育太古宇变质岩储集层，而断裂东侧发育下白垩统固阳组及渐新统临河组多套扇三角洲前缘亚相砂砾岩储集层。前者储集层表现为孔-缝双重介质，其储集空间包括裂缝、原生孔隙及次生孔隙，裂缝发育井段多见油气显示，反映了构造活动造缝对油藏的建设作用；后者受咸化水体影响，成岩早期胶结程度强，故而溶蚀作用下形成的粒间孔及构造破碎形成的粒内破碎孔是该类储层的主要储集空间，实测孔隙度为3%～8%。

输导方面，该构造带侧向运移通道为下白垩统砂体及其底部不整合面，垂向运移通道为狼山分支断裂及其伴生花状构造。剖面上扇三角洲前缘砂砾岩储集体与附近半深湖相烃源岩对接，构成了典型的“旁生侧储型”成藏组合，油气初次运移后主要沿陡坡带砂砾岩侧向运移。潜山带与生烃层系间对接窗口大[1]，高角度狼山分支断裂垂向输导使得高部位潜山带成为油气运聚的有利指向区；而晚期走滑运动形成的花状构造又使一部分油气向浅层古近系非烃源岩层段聚集。另外，潜山顶部不整合面裂缝发育，是高部位油气侧向运移的主要通道。

2.1.2 中央断垒带油藏特征

中央断垒带位于临河坳陷中部，南起松探2井北至五原地区，该构造带南北皆有油气显示，且于磴南凸起以北松5井临河组及兴隆地区临深3井固阳组发现两处断块油藏。

油源方面，该构造带发育下白垩统固阳组及渐新统临河组两套烃源岩，松5井、吉华14X井、临深3井、临深4井、临探1井及隆1井钻遇110～240 m厚的暗色泥岩，其中固阳组烃源岩TOC含量为0.46%～1.64%，临河组烃源岩TOC含量为0.88%～5.1%。纵向上，两套烃源岩对油藏形成都有贡献。一方面，松5井原油甾烷组成与其钻遇临河组烃源岩对比关系好[4]；另一方面，该井临河组烃源岩中未见原油所含的萜烷组成[10]，说明其下部固阳组烃源岩对该构造带成藏同样具有贡献作用。

储集层方面，中央断垒带整体上大致位于盆地中心，该地区主要发育前缘席状砂及滨浅湖亚相。地震上常见弱振幅连续平行相逐渐向盆地内部推进后转为空白相的现象，反映了薄层砂体入湖并大范围铺开的特征。总体上，中央断垒带砂体铺开面积大，但单层厚度相对较薄。固阳组储层砂岩与泥岩成韵律性互层，单层厚度为2.5～7 m，最大单层13.6 m，岩性为中细粒长石砂岩、岩屑石英砂岩及长石石英砂岩，孔隙类型主要为残余粒间孔及少量次生溶孔，孔隙度为3.2%～18.8%，平均7.63%，渗透率0.1×10-3～88.3×10-3μm2，平均15.5×10-3μm2；临河组储层岩性为粉细砂岩互层，夹泥质粉砂岩和薄层灰色泥岩，砂岩累计厚度为200～300 m，最大单层厚度10～22 m，孔隙度为12%～25%，渗透率多>1×10-3μm2，具有良好的储渗性能。

输导方面，中央断垒带西侧发育多条顺向断层，与砂体构成了阶梯式的断-砂组合样式。从油藏剖面可以看出，砂体整体向西北倾斜且倾角较缓。相比于吉兰泰油田，中央断垒带西侧油源与储集层之间具有较小的势差[6]。尤其在剥去第四系厚度之后，成藏期断垒带周围地层更加平缓，这对侧向运移相对不利。故横向上油气整体沿砂体向东南运移，但推测运移距离不会太远。另一方面，中央断垒带西侧多条顺向断层直通两套有效烃源岩，盆地晚期走滑伸展使断裂开启并向断垒带输导油气。

2.1.3 匹配关系

上述两处油藏皆紧邻主力烃源岩，大规模发育优质储集体，同时具有良好的输导条件，具备了形成油气藏的必要条件，但成藏条件具一定差异。油源方面，不同构造带烃源岩有机质丰度差异不大，其主要区别在于源岩叠合关系；储层方面，大部分油藏以砂岩为储集体，残余粒间孔、粒内破碎孔及次生溶蚀孔等作为主要的储集空间，两构造带储集空间类型存在一定差异；输导方面，断裂作为主要的油气运移通道，发育规模及断-砂组合样式差别较大，推测其受控于断层活动特征。临河坳陷古近纪以来属于断陷型盆地，其结构上的不对称性决定了不同构造带间沉降过程的差异，进而影响到成藏条件动态演化过程及其结果，故有必要对成藏过程做进一步分析。

2.2 油藏形成过程分析

工区地温梯度较低(<2.7 ℃/100 m)，烃源岩晚期(新近纪以来)快速深埋，油气成藏时间较晚。

2.2.1 源岩晚期生烃

饱和烃气相色谱显示各油藏热演化程度低，其中吉西凸起带吉华4X井固阳组砂岩中原油样品主峰碳为C22，OEP为0.85，Pr/nC17=0.71，Ph/nC18=1.80，具有明显的偶奇优势及植烷优势，表明烃类来自热演化程度较低、处于排烃早期的烃源岩；中央断垒带松5井临河组油砂Ph/C18较高，且为后峰型，同样反映烃源岩晚期生烃。

选取隆1井临河组及固阳盆地固阳组烃源岩样品进行了实验室热模拟分析(图3(a))。生烃方面，临河组生烃高峰所对应的成熟度相对较低，因此虽然工区热演化程度低，但该套烃源岩仍具有较强的供烃能力。排烃方面，低成熟—成熟阶段，固阳组烃源岩排烃率随热演化过程大幅变化，指示埋藏过程对该套烃源岩排烃影响较大。

烃源岩热演化计算机模拟显示工区烃源岩晚期生排烃，固阳组成熟时间相对较早(距今25～20 Ma)，且生排烃强度随之持续快速增加；临河组烃源成熟时间较晚(距今6 Ma)，晚期产油率及排烃量相对较低(图3(b))。

图3 临河坳陷主力烃源岩热演化模拟Fig.3 Thermal evolution simulation of main hydrocarbon source rocks in the Linhe depression

2.2.2 断裂晚期活动

工区断裂活动具有明显的周期性，活动期与静止期交互出现，表现出旋回性特征。对比吉兰泰油田以及中央断垒带松5井附近油源断裂活动特征，可划分出两类断裂旋回叠加模式，即狼山分支断裂E-N活动两期断裂旋回叠加模式(图4(a))以及松5西断裂N活动单期断裂旋回(图4(b))。

图4 临河坳陷典型油藏油源断裂活动性分析Fig.4 Activity analysis of typical oil-source faults in the Linhe depression

吉兰泰油田东侧狼山分支断裂为主要的油源断裂，古近纪断裂活动使得圈闭形成时间早于烃源岩大量生排烃期；新近纪第二期断裂活动正好与烃源岩生排烃期吻合，开启的断裂面有利于沟通油源并提供高效运移通道。

松5西断裂为中央断垒带主要的油源断裂之一，强烈活动期主要集中于新近纪，该断裂控制的断块圈闭形成时间较晚，故松5井油藏具有边生烃边圈闭的特点。

两条油源断裂第四纪活动性弱，反映晚期保存条件对成藏的影响；同时断裂活动对圈闭形成影响较大，其中两期断裂旋回所控制的圈闭形成时间早，是吉西凸起带富油的关键原因之一。

2.2.3 烃类晚期充注

包裹体均一温度测试结果显示油气充注期为第四纪，距今2.1～0.6 Ma(图5)。工区主要存在两类埋藏过程，其对油气充注具有较大影响。持续深埋型埋藏过程有利于烃源岩持续生烃，仅存在一期充注，主要对应生烃高峰期(图3(b)、图5(a))。晚期抬升型埋藏过程能够形成较大的源储势差，有利于促进油气运移，该类埋藏过程表现出两期充注，第一期充注对应晚期快速沉降阶段的生烃高峰期，第二期则与反转抬升过程相对应(图5(b)、 (c))。

2.2.4 油气晚期成藏

受低勘探盆地资料限制，同时考虑到各油藏之间在烃源岩热演化、断裂活动及油气输导充注等关键成藏过程方面的相似性，本文以吉华2X油藏为代表，对工区油藏进行了“九史”分析(图6)。热演化方面，工区烃源岩晚期深埋，成熟度低，生烃时间晚。储层演化方面，早期砂砾岩储集体胶结作用强，孔隙度快速减小的同时压实作用受到了抑制，后期溶蚀窗口(70～90 ℃)出现时间较晚，存在晚期增孔的特征；“九史”分析虽未涉及变质岩储集体相关演化过程，但在录井中多见该类储集体发育高角度裂缝，其与晚期强烈的区域性伸展活动相关，储集性能改善阶段同样较晚。输导方面，生烃增压作为油气运移的主要动力，其形成时间相对较晚；而多数油源断裂主要在新近纪末强烈活动，使得垂向运移通道晚期开启，因此油气运移及充注时间整体较晚。综上，油藏形成过程主要表现为“三晚”，即晚期生烃、晚期断裂活动及晚期充注，故成藏期总体较晚，距今3～0.5 Ma。

3 油气成藏主控因素与分布规律

临河坳陷已发现油藏表现出“一富集、两见产、多显示”的分布特征，即南部发现吉兰泰亿吨级大油田，北部松5井及临深3井见产，兴隆地区及松探1井一带多口井见油气显示，储量及规模方面吉西凸起带与中央断垒带间差异较大。综合分析各油藏形成条件(表1)，认为油气分布主要受烃源岩展布及晚期构造活动的控制。

3.1 紧邻优质烃源岩是形成油藏的必要条件

烃源岩对油气分布的控制主要体现在源储配置、烃源岩咸化特征及其热演化程度三个方面。

纵向上工区发育下白垩统固阳组及渐新统临河组两套主力烃源岩，横向上两者差异叠合(图7)。

图7 临河坳陷白垩系及古近系烃源岩层段暗色泥岩等厚图Fig.7 Dark mudstone isopach map of Cretaceous and Paleogene source rock sequence in the Linhe depression

表1 临河坳陷主要油藏特征对比表

前者广覆式分布于整个工区，后者集中于淖西洼陷并靠近狼山断裂展布。已发现油藏烃源岩与储集层直接对接或相互叠置(图8)，具近源成藏特征。

图8 临河坳陷北东-南西向油藏分布模式(位置见图1)Fig.8 NE-SW-trending reservoir distribution pattern in the Linhe depression (location in Fig.1)

另一方面，两套烃源岩存在明显的咸化现象，录井上暗色泥岩中多见黄铁矿纹层、石膏及白云岩条带等咸水产物。从原油饱和烃气相色谱来看，中南部松5井临河组油砂、吉华4X固阳组原油以及JHZK4井太古宇原油Pr/Ph介于0.2～0.8之间，而北部临深3井固阳组油砂Pr/Ph为1.5，反映烃源岩形成环境具有固阳组“南咸北淡”及临河组整体咸化的特征。注意到，已发现油藏多集中于工区南部，说明咸化型烃源岩分布区域有利于油气成藏。

受构造格局影响，烃源岩成熟度表现为“北高南低、西高东低”的特征。目前所采集的烃源岩样本多位于构造高部位，其中固阳组烃源岩成熟度稍高，Ro为0.5%～1.1%，临河组烃源岩Ro为0.5%～1.0%。工区油气发现主要围绕北部深洼陷呈“反L形”展布，反映出烃源岩热演化程度对油气分布的控制。

3.2 晚期构造活动决定油气富集程度

新近纪以来喜山运动对工区高低构造格局及油气运聚条件具有重要影响[6-7]，尤其是第四纪主成藏期走滑活动强烈[16]，其对油气分布的控制主要体现在负花状构造发育程度及反转抬升特征两个方面。

对比吉西凸起带至磴南凸起带各油藏，其规模随负花状构造发育程度增加而减小(图8)。吉西潜山油藏与吉华2X油藏一带负花状构造发育程度低，两油藏分布范围大，多口井持续稳产，资源潜力大；松5井油藏西侧负花状构造规模较大，导致该油藏横向连续性差，南侧吉华14X成藏条件与之相同但未见油层；洼中脊临华参1井一带负花状构造非常发育，平面上断层分布复杂，虽然该地区烃源岩厚度大且成熟度高，但并未发现油藏。

另一方面，第四纪吉西凸起带及磴南凸起带等局部地区存在较为强烈的反转抬升运动，剥蚀量最高可达1 200 m。注意到，单井产量与反转强度存在明显的正相关关系，其中剥蚀量大于500 m地区单井产油量较高，剥蚀量在400 m左右的地区常见油气显示，而剥蚀量较小或无剥蚀的地区鲜有油气发现(图9)。

图9 典型井产油量与剥蚀厚度关系图Fig.9 Relations between typical well oil production and denudation thickness

结合前文成藏过程分析，认为上述两方面现象主要与成藏动力相关。工区烃源岩热演化程度低，生烃增压总量也相对较低。第四纪以来，生烃活动基本停止，负花状构造附近多条伸展断裂开启致使烃源岩层段压力发生明显散失，因此该类构造样式发育程度愈高，成藏动力愈显不足。另一方面，吉北变换带这类构造单元交汇处受挤压应力控制，多发生反转抬升，区域性差异反转形成的流体势差，弥补了油气运移动力的不足。因此，负花状构造发育程度低且反转抬升强烈的地区，对油气聚集最为有利。

4 有利勘探方向优选

临河坳陷烃源岩分布广、储集层发育、输导条件好且已发现规模性油田，勘探潜力巨大。综合考虑工区烃源岩展布、差异反转特征及油气分布规律，优选出两个有利勘探区带(图10)。

图10 临河坳陷有利勘探区带预测图Fig.10 Prediction map of favorable exploration zones in the Linhe Depression

4.1 西南部凸起油气富集带

吉西凸起带成藏条件好，其紧邻下白垩统固阳组优质烃源岩，盆地边缘相碎屑岩储集层及潜山带变质岩储集层发育，具有对接砂体、边界断裂及区域性不整合面等多类运移通道，是油气聚集的有利指向区。该带负花状构造发育程度相对较低，烃源岩层段压力的散失量也相对较小；同时该带与吉北变换带毗邻，第四纪经历了较强的反转抬升过程，区域上构造位置相对较高，能够形成较大的源储流体势差，成藏动力充足。目前该带已发现亿吨级吉兰泰大油田，反映了其巨大的勘探潜力，故优选吉西凸起带及其以南地区为Ⅰ类油气富集带。

4.2 中央断垒油气富集带

中央断垒带由北部隆1井一直延伸至南部松探2井，其位于主力生烃灶范围内，大面积分布辫状河三角洲入湖砂体，断块圈闭发育，具有较好的成藏条件。该带相对位置较高，加之磴南凸起带等局部地区晚期经历一定程度的反转抬升，成藏期存在较大的流体势差，成藏动力条件较好。该带松5井及临深3井已经见产，多口井具油气显示，反映了良好的勘探前景，故将其划为另一有利勘探区带。

然而相比西南部凸起油气富集带，该带成藏条件表现出一定程度的复杂性。首先，烃源岩类型变化大，固阳组烃源岩存在“南咸北淡”的特征；第二，储集层砂体厚度薄，横向连续性稍差；第三，运移通道以断层和砂体为主，且成藏期地层产状平缓，侧向运移相对较弱。另一方面，该带附近负花状构造发育，且不同地区反转抬升程度存在明显差异，成藏动力分布特征也相对复杂。上述因素加大了该带的勘探难度，故将其作为Ⅱ类油气富集带。