准噶尔盆地东道海子凹陷上乌尔禾组油气勘探思路及发现

李艳平，邹红亮，李雷，付基友，夏雨，谢俊阳

（1.中国石油 新疆油田分公司 勘探开发研究院，乌鲁木齐 830013；2.中国石油集团 西部钻探工程有限公司 地质研究院，新疆 克拉玛依 834000）

准噶尔盆地是中国西部典型的含油气叠合盆地，在中央坳陷东道海子凹陷周缘的白家海凸起和滴南凸起，经过多年的持续勘探，发现了彩南油田、滴水泉油田、滴西12 井油藏和陆南1 井油藏4 个中—浅层中生界高效油田（藏），原油主要源自东道海子凹陷中二叠统平地泉组半咸水优质烃源岩，混有东道海子凹陷侏罗系煤系烃源岩的贡献[1-11]。东道海子凹陷以平地泉组为源的油气勘探始于20 世纪90 年代，至2013 年滴南8 井才首次获得工业油流，含油层系为二叠系上乌尔禾组，2019 年滴南15 井在上乌尔禾组再获高产突破。有必要梳理不同阶段油气勘探的指导思想、地质认识和目标类型，总结经验，以利于后续油气勘探。

1 地质概况

东道海子凹陷位于准噶尔盆地中央坳陷东北部，面积5 113 km2，北连滴南凸起，西接莫北凸起和莫索湾凸起，东南与白家海凸起相邻，东与五彩湾凹陷相通（图1）。地层发育相对完整，自下而上依次为石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系及新生界，其中二叠系发育将军庙组、平地泉组和上乌尔禾组[12]。早—中二叠世为凹陷填平补齐沉积阶段，将军庙组为厚层红棕色泥岩及中—厚层灰色粉砂岩；平地泉组为半咸水环境下细粒沉积，暗色泥岩中含有丰富的藻体，形成了东道海子凹陷近源油气藏的优质烃源岩。上乌尔禾组发育大型退覆式扇三角洲沉积，乌一段厚层砂岩、乌二段薄层砂岩与乌三段泥岩构成了良好的储盖组合。

2 勘探阶段

东道海子凹陷以二叠系为目的层的油气勘探始于20 世纪90 年代。按照勘探理念、目标类型以及重点井，将东道海子凹陷二叠系勘探划分为源边断块勘探、下凹断块勘探及源上岩性勘探3个阶段。

2.1 源边断块勘探阶段（1993—2000年）

20 世纪50 年代，克拉美丽山前地面地质调查发现平地泉组为潜在生油层；1981 年，五彩湾凹陷彩参1 井平地泉组钻揭成熟烃源岩；1984 年，发现平地泉组自生自储的火烧山油田，平地泉组作为盆地东部主力烃源层的地位得以确立。

20 世纪90 年代初，根据二维地震地质解释成果，认为五彩湾凹陷和东道海子凹陷平地泉组厚度大，凹陷边缘凸起带和断阶带具有良好的油气勘探前景。1993 年，按照“源控论”由烃源岩到圈闭的找油理念，选择位于东道海子凹陷与五彩湾凹陷之间的滴南断块，部署了滴南1 井和滴南2 井，探索二叠系含油气性。滴南1 井显示较好，在上乌尔禾组砂砾岩，平地泉组灰岩、中砂岩、细砂岩和粉砂岩储集层中，普遍见荧光显示，获油浸或油斑级岩心，岩心裂缝面见原油外渗，测井解释油层8 层，总厚度为33.8 m，试油5 层，获含油水层1层和水层4层。

随着1993 年白家海凸起侏罗系彩南油田的发现，勘探重点转向浅层的侏罗系—白垩系[13]。2000年，利用三维地震资料及重新处理的二维资料，重新落实滴南断块的构造形态。鉴于断块低部位滴南1井和滴南2 井在二叠系获得良好油气显示，进而在上倾部位部署了滴南3井。由于滴南3井二叠系整体油气显示较差，源边断块型勘探工作停滞。

2.2 下凹断块勘探阶段（2012—2015年）

随着准噶尔盆地近源油气勘探[14-15]的兴起，鉴于滴南凸起滴南7 井在二叠系上乌尔禾组获得油气显示且储集层规模较大，2012 年，按照“源控”和“断控”的找油理论，重新认识了东道海子凹陷油气近源成藏的条件。

滴南凸起和白家海凸起二叠系来源的原油αααC29 甾烷20S/（20S+20R）为0.40～0.51，滴南1 井平地泉组烃源岩抽提物αααC29 甾烷20S/（20S+20R）为0.30～0.39，原油成熟度明显高于滴南1 井烃源岩抽提物，推测东道海子凹陷内随平地泉组埋深的加大，烃源岩已进入生油高峰期。平地泉组分布于滴水泉断裂下盘，生排烃高峰期在晚侏罗世之后，而滴水泉断裂在三叠纪之后基本不再活动，油气运移受制于滴水泉断裂，造成断裂上盘滴南凸起油气显示较差，推测断裂下盘油气更富集。周缘凸起区的滴南1 井、滴南7 井、石莫1 井等在上二叠统上乌尔禾组钻遇砂砾岩储集层，厚度可达150 m，储集空间主要为粒间孔，平均有效孔隙度为12.4%。根据冲积扇和扇三角洲沉积模式，在凹陷区储集层仍然发育。同时，地震及重磁资料表明，东道海子凹陷东斜坡存在控圈断裂，断块目标较为可靠。故而下凹探索近源断块油气藏的勘探思路逐渐清晰，选择滴南1 井西断块部署滴南8 井。

滴南8 井上乌尔禾组有7 层共36 m 见荧光显示，气测异常4 层共13 m，总烃含量最高为92.92%，发生气侵4次，取心4.80 m，获荧光级岩心3.18 m。在上乌尔禾组二段顶部砂砾岩储集层中试产，日产油25.37 t，日产气2 610 m3。下凹勘探首获成功，证实了凹陷内上乌尔禾组的含油气性。随后部署东道海子凹陷首块三维地震——滴南8 井区高密度三维地震，资料品质较二维有了显著提升。

断块控藏勘探在滴南8 井获得成功，随后勘探部署主要精力集中在断块圈闭的刻画上。受卡拉麦里走滑断裂的影响，东道海子凹陷发育与卡拉麦里走滑断裂近垂直的派生断裂[16-17]，断裂规模大，延伸远，断开石炭系、二叠系和三叠系，控制地层分布和构造格局。同时，在北东—南西向主走滑断裂平面位移作用下，形成次级雁列式断裂，与走滑断裂斜交，形成了一系列断块和断鼻圈闭。

按照构造油气藏部署理念，选择不同的断块部署滴南10 井、滴南12 井等5 口井，仅获得低产油流及油气显示，勘探再度陷入低谷。

2.3 源上岩性勘探阶段（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 井储集层物性明显控制含油气性，沉积体系及储集层控制因素研究成为寻求油气发现的关键。

2018 年，根据岩心观察分析、沉积序列研究和重矿物分析，结合古地貌恢复，确定该区发育退覆式扇三角洲沉积。上乌尔禾组沉积期地貌控制砂体富集程度。利用地震资料，落实了上乌尔禾组残余厚度分布，明确了研究区发育3 个凹槽，按照“沟槽富砂”理念，识别有利砂体20 个，总面积为114.2 km2。优选位于②号和③号凹槽的有利砂体，部署了滴南15 井和滴南14井（图2）。

滴南14井和滴南15井乌二段均钻遇砂砾岩储集层，单砂层厚度为2～7 m。滴南14井储集层平均孔隙度7.1%，获日产10.31 t 工业油流。滴南15 井储集层平均孔隙度7.5%，且裂缝较发育，在乌二段顶底分别获得最高日产超百方的高产工业油流。源上岩性油气藏勘探带来新的突破，东道海子凹陷上乌尔禾组油气勘探取得实质性进展。

随后对滴南14 井乌二段顶部录井荧光显示较弱，气测有异常的砂层及滴南8 井底部气测异常不明显、录井有荧光显示的砂层恢复试油，均获得工业油流。乌二段具薄砂层叠置连片成藏特征，油藏具低饱和度油藏的特点。

2019—2021 年，滴南15 井区和滴南14 井区完钻预探井、评价井和开发控制井12 口，全部获得良好油气显示，其中获工业油流5 井，待试井7 井。2020 年滴南15 井区和滴南14 井区提交石油预测储量，于2021年优先升级滴南15井区，提交石油控制储量。

在乌二段储量升级的同时，积极探索乌一段砂体含油气性，试油3 井/3 层，获工业油流3 井/3 层；下倾方向道探1 井和成6 井乌一段均钻遇砂砾岩，成6 井砂体厚120 m，砂地比78%，试获天然气。

3 勘探认识

纵观东道海子凹陷二叠系油气勘探，勘探目标由源外构造目标转向源上岩性目标，勘探层系由周缘凸起区中—浅层侏罗系—白垩系转向凹陷深层二叠系。勘探目标及思路的转换带来了油气发现。因此，总结东道海子凹陷东段取得油气新发现的认识，有利于指导凹陷下一步油气勘探部署。

3.1 平地泉组烃源岩特征

滴南1 井平地泉组灰色泥岩埋深2 800～3 300 m，平均总有机碳含量为0.95%，镜质体反射率为0.68%，处于低成熟阶段早期[18]。周缘凸起区仅发现二叠系来源贡献的油藏规模为1×108t，平地泉组供烃能力不明确。

2013 年滴南8 井在上乌尔禾组获得突破，原油密度小（0.816 9 g/cm3），正构烷烃组分完整，轻烃组分含量高，五环萜烷含量低于三环萜烷，原油碳同位素较轻（-30.01‰），反映油源来自高演化阶段的平地泉组烃源岩，证实了平地泉组生烃潜力，推动了平地泉组烃源岩整体评价。

滴南19 井、道探1 井和成6 井的钻探，证实了东道海子凹陷平地泉组存在高有机质丰度和高成熟度湖相烃源岩，烃源岩厚度为110～340 m；总有机碳含量为0.16%～6.91%，平均为1.44%；干酪根碳同位素为-20.44‰～-29.31‰（表1）。烃源岩有机组分主要为藻类体，含镜质体和惰质体，干酪根以Ⅰ型为主，含Ⅱ型和Ⅲ型。烃源岩主要集中在平地泉组中—下部。滴南19井平地泉组烃源岩埋深达4 200 m，镜质体反射率为1.10%，处于生油高峰期；道探1井埋深为5 550 m，镜质体反射率为1.41%；成6 井埋深为6 500 m，镜质体反射率为1.35%，已进入生气阶段。

表1 东道海子凹陷平地泉组烃源岩评价指标Table 1.Evaluation indexes of source rocks in Pingdiquan formation,Dongdaohaizi sag

东道海子凹陷平地泉组烃源岩主体埋深为5 000～7 500 m，主要源岩层段温度为140～200 ℃，已达到高成熟—过成熟阶段（图3）。根据成因法估算，主凹陷区排油强度为100×104～700×104t/km2，排气强度为5×108～25×108m3/km2，这是围绕平地泉组烃源灶油气近源成藏基础。

滴南8 井区—滴南15 井区上乌尔禾组以轻质油（原油密度为0.811 7～0.842 8 g/cm3）为主，含溶解气，成6 井上乌尔禾组试获天然气。平地泉组烃源岩轻质油气的生成对储集层物性条件要求大幅降低，有利于凹陷区形成轻质油气藏。

3.2 上乌尔禾组沉积特征

滴南8 井断块油气勘探获得突破后，注重了走滑断裂及断块圈闭的刻画，但对沉积体系的研究相对薄弱。多井钻探结果表明，储集层物性控制含油性，明确有利储集相带分布成为油气再突破的关键。

研究区上乌尔禾组纵向上为扇三角洲—湖泊沉积体系[19]，乌一段至乌三段为湖侵退积序列，乌一段为低位体系域，乌二段为水进体系域，乌三段为高位体系域（图4）。东道海子凹陷东斜坡上乌尔禾组沉积时期，物源为滴南凸起，发育东部物源体系，沉积规模较大，前缘相面积为1 550 km2，具有北部和东北部2 个分支（图5）。滴南8 井处于北部物源体系小分支河道上，故而乌一段砂体具块状特征，其余井位于主河道侧翼，砂体呈互层状。乌一段沉积时期，受制于滴水泉断裂和东道海子断裂，沉积范围较小，主河道携带大量砂体快速堆积，滴南21井、滴南18井和道探1 井钻遇主河道厚层块状砂体，储集层物性较差；河道侧翼砂体规模减小，物性变好，滴南19 井获工业油流。乌二段沉积时期，湖平面上升，沉积物供给不足，加之湖水能量较足，造成水下分流河道的频繁改道，平面上形成大范围叠置连片的薄层砂体。凹陷东斜坡已有钻井27 口，分布在800 km2范围内，均钻遇砂体，平均砂地比为35%。同时湖水的反复淘洗改善了储集层物性，这是乌二段整体油气显示较好的原因。乌三段沉积时期湖水进一步扩大，沉积物供给不足，为湖相泥岩发育段，厚度为70～110 m，延伸远，范围广，形成了较好的封盖层。

上乌尔禾组退覆式扇三角洲沉积体系的发育，为东道海子凹陷提供了广泛分布的储集体。除目前钻井证实的东部物源体系外，东道海子凹陷上乌尔禾组还发育西部物源体系，有利相带面积为1 800 km2，凹陷上乌尔禾组扇三角洲前缘有利储集相带整体面积为3 350 km2（图6）。

3.3 上乌尔禾组油气成藏特征

钻探结果表明，东道海子凹陷上乌尔禾组受古地形控制，沿沟槽部署的滴南7 井—滴南21 井—滴南18井—道探1井沿线，乌一段单砂体最大厚度为24 m，砂地比为55%～78%；位于主沟槽侧翼的滴南15井区，乌一段单砂体厚度为2～8 m，砂地比为26%～46%。上乌尔禾组具有沟槽富砂特征。

上乌尔禾组沉积体系平面上可划分为扇三角洲平原亚相和扇三角洲前缘亚相。扇三角洲平原砂体单层厚度大，具块状结构，储集层物性较差，含油性较差。如滴南121井，乌二段砂地比达65%，孔隙度为6.5%，试油为水层。扇三角洲平原相在上倾方向及侧翼对油气形成致密遮挡，有利于油气在扇三角洲前缘砂体成藏。扇三角洲前缘砂体单层厚度小，为2～8 m，砂地比为30%～44%，砂体叠置连片分布，储集层物性较好，含油性较好，滴南15井区和滴南14井区位于扇三角洲前缘有利相带（图7）。

储集层微观特征表明，储集层发育孔缝双重介质，孔隙类型主要为粒间孔和粒间溶孔[20-23]，裂缝为微裂缝。滴南15 井乌二段声波远探测显示其井旁裂缝非常发育，顶部砂层初期14 d 试油过程中，随着油嘴的加大，日产油量迅速从1.19 m3升至413.11 m3，套压从20.20 MPa 降至5.22 MPa，裂缝对初期高产贡献较大。经过长期试采，一年期平均日产油量为27.8 t，油压从18.90 MPa 下降到11.13 MPa，基质孔的贡献逐步显现。滴南15 井已稳产2 a，日产油量8.9～35.6 t，日平均产油量为21.4 t，平均含水率为22.6%，累计产油量为15 000 t，裂缝利于初期高产，基质孔利于长期稳产，孔缝双重介质控制了单井产能。

上乌尔禾组油藏整体具“沟槽富砂、相带控储、孔缝控产”的特征[24-25]（图7），滴南15井区和滴南14井区位于扇三角洲前缘有利相带和走滑断裂发育的区域。随着平地泉组烃源岩埋深的加大，其热演化程度提高，凹陷深处上乌尔禾组烃类以轻质油和天然气为主。

4 有利区预测

东斜坡乌二段薄层砂体已获突破；凹陷内乌一段钻遇了规模砂体，3 口井获得工业油流。东部物源体系面积为1 550 km2有利区内可持续开展预探评价一体化部署，扩大储量规模。

除东部体系外，凹陷西部发育的面积为1 800 km2的扇三角洲前缘有利相带尚未钻揭，凸起区石西16井和石莫1 井钻揭乌二段，显示出坡缓、远离物源区、岩石成分成熟度和结构成熟度高的特点，埋深4 700 m，平均孔隙度可达11.7%。判断西部物源体系储集层条件好于东部物源体系，可作为风险领域，寻求新突破。

5 结论

（1）准噶尔盆地东道海子凹陷上乌尔禾组经历了源边断块勘探、下凹断块勘探及源上岩性勘探3个阶段。

（2）平地泉组是优质烃源岩层，干酪根以Ⅰ型为主，含Ⅱ型和Ⅲ型；主体埋深为5 000～7 500 m，进入高成熟轻质油气生成阶段，是凹陷近源勘探的物质基础。

（3）上乌尔禾组油气藏具有“沟槽富砂、相带控储、孔缝控产”的特征，发育东部及西部2 大物源体系，东北部体系已获发现，西部体系无井钻揭，勘探程度低。按照风险预探评价一体化工作模式，凹陷西部面积为1 800 km2的有利区可作为风险领域探索，凹陷东部面积为1 550 km2的有利区预探评价可持续展开，进一步落实储量规模。