準噶爾盆地東部吉南凹陷二疊系油藏形成條件、成藏特征與勘探方向

康積倫, 楊潤澤, 馬強, 林潼, 楊帆,, 衛延召, 茍紅光, 李新寧, 林霖

(1.中國石油吐哈油田公司, 哈密 839009; 2.中國石油勘探開發研究院, 北京 100083)

吉南凹陷是位于準噶爾盆地東部的富烴凹陷,位于阜康斷裂帶東段下盤。阜康斷裂帶為典型前陸褶皺沖斷帶,其巨大的資源潛力使其成為勘探家們關注的熱點地區。

自20世紀50年代起,阜康斷裂帶經歷了60余年的勘探,僅發現三臺、甘河等小型油氣田。近年來勘探領域持續擴大,準噶爾盆地東部(以下簡稱準東)南緣阜康斷裂帶東段下盤吉南凹陷二疊系油氣勘探取得突破,首次在井井子溝組中獲得日產26.3 m3高產油流[1],還分別在梧桐溝組和蘆草溝組獲得工業油流和良好的油氣顯示。吉南凹陷西部石炭系火山巖風化殼潛山油藏中獲得工業油流。以上勘探成果不僅揭示了二疊系油氣多層系富集的特征,還首次在烴源巖之下(簡稱源下)的井井子溝組獲得高產油流,說明阜康斷裂帶源下也可形成規模性油氣聚集,勘探意義重大。然而,吉南凹陷是近年新發現的含油氣區,其勘探程度和研究程度均低。當前多數研究集中于與其相鄰的阜康凹陷和吉木薩爾凹陷,其中吉木薩爾凹陷源下井井子溝組發育“新生古儲”型油藏,生烴超壓驅動油氣沿垂向斷裂向下運聚成藏,主要形成構造-巖性油藏。博格達山前沖斷帶蘆草溝組以致密油和頁巖油藏為主,油藏通常呈現連續大面積分布的特征[2-3]。但由于海西、燕山、喜馬拉雅等多期構造運動的疊加改造使得地層破碎[4],不僅使吉南凹陷油藏形成條件苛刻,也使油藏特征變復雜。吉南凹陷不同區域的源-儲對接方式、油藏形成特征、油藏類型等存在較大差異。現立足團隊最新研究成果,在分析吉南凹陷二疊系油藏形成條件的基礎上,以吉阜1區塊、薩2區塊、薩探1區塊和薩4 區塊典型油藏為實例進行解剖,闡述吉南凹陷二疊系油藏形成特征,探討未來石油勘探的有利方向,以期推動準東二疊系油氣勘探。

1 地質概況與勘探發現

阜康斷裂帶位于準噶爾盆地東部的南緣,由一系列近東西走向的斷裂組成,斷裂沿博格達山北緣呈北凸弧形展布。阜康斷裂帶分為3段,博格達山北緣弧頂部位為中段,兩翼分別為西段和東段[4]。燕山-喜山期構造活動使阜康斷裂帶東段在南北方向上形成上盤沖斷帶和下盤逆掩帶[1],吉南凹陷是位于下盤逆掩帶的小型凹陷,其東接古西凸起,西部和北部為吉南凸起,南臨阜康斷裂帶東段上盤,勘探面積約600 km2(圖1)。

圖1 阜康斷裂帶東段及吉木薩爾凹陷構造單元Fig.2 Structure units of the Eastern Fukang Fault Zone and Jimsar Sag

準東地區在二疊紀整體處于伸展構造體制,博格達山前構造沉降幅度大,向北沉降幅度減小,此時期吉南凹陷所在區域處于構造高部位[5]。在此背景下,除了早二疊世末期的天山隆升運動使二疊系金溝組被剝蝕殆盡,其余二疊系保存較完整[6]。印支末期-燕山期準東構造擠壓活動頻繁,上三疊統、上侏羅統及上白堊統均被強烈剝蝕[7-8],如圖2所示。喜山期,在強大的南北向擠壓應力下,博格達山強烈隆升。阜康斷裂帶上盤發育逆沖推覆構造,并伴隨一系列南傾的逆沖斷層,將中、新生界卷入且變形,而下盤逆掩帶的吉南凸起未發生明顯變化[9]。吉南凹陷二疊系自下而上分別為井井子溝組、蘆草溝組、紅雁池組和梧桐溝組,井井子溝組主要為三角洲相砂巖,為良好儲集層;蘆草溝組主要為連續厚層烴源巖;梧桐溝組下部發育扇三角洲相砂巖儲集體,梧桐溝組上部發育致密平原相泥巖,為良好蓋層[1]。

圖2 阜康斷裂帶東段及吉木薩爾凹陷地層概況(改自文獻[1])Fig.2 Stratigraphic profiles of the Eastern Fukang Fault Zone and Jimsar Sag (modified from ref.[1])

阜康斷裂帶東段勘探程度低,中國地調局從2017年開始在上盤部署的新吉參1井獲得油氣顯示[10]。2019年吐哈油田公司在下盤吉南凹陷鉆探薩探1風險井,在二疊系井井子溝組獲日產26.3 m3高產工業油流,開辟了吉南凹陷二疊系油氣勘探新領域。同時在二疊系蘆草溝組和梧桐溝組取得良好的油氣顯示,使垂向勘探層系得到拓展。

2 油氣地質條件

2.1 二疊系原油來源

吉南凹陷與吉木薩爾凹陷二疊系原油生標特征相似,其Pr/Ph值略大于1,β-胡蘿卜烷含量較低(表1),反映母質形成于弱氧化湖盆環境。原油中γ-蠟烷含量高,且幾乎不含4-甲基甾烷[圖3(a)、圖3(b)],而4-甲基甾烷主要源于淡水中繁生的溝鞭藻中4-甲基甾醇,指示生烴母質沉積于咸水環境[11]。研究區二疊系原油和烴源巖中C21和C22正構烷烴對C28和C29正構烷烴具有明顯優勢,且含有一定量的三環萜烷(圖3),認為生烴母質中富含脂類,同時與藻類生源關系密切。原油和烴源巖的C30藿烷含量高,C34和C35藿烷含量低,C27-C28-C29規則甾烷呈“上升型”分布(圖3),表明研究區二疊系生油巖與中國西部大型湖泊相頁巖的一般特征一致[12]。吉南凹陷西部吉阜1區塊雖然缺失蘆草溝組烴源巖,但吉阜1和吉阜101H井二疊系梧桐溝組和石炭系巴山組儲層原油的Pr/Ph值也略大于1(表1),與準東地區煤系烴源巖高Pr/Ph值的特征不符[13],并且該區塊側向上與相鄰區塊的蘆草溝組烴源巖具有斷裂連接關系,因此認為該區塊原油來自蘆草溝組烴源巖。

表1 吉南-吉木薩爾凹陷原油及烴源巖地化參數Table 1 Geochemical parameters of crude oil and source rocks in Jinan-Jimsar Sag

Pr為姥鮫烷,Ph為植烷;nC17等表示正構烷烴,其中“17”為正構烷烴的碳數,以此類推;m/z為質譜分析中質子數與電子數的比值,其中某一類型的化合物具有相同的質荷比;Tm為17α(H)-22、29、30三降霍烷;Ts為18α(H)-22、29、30三降霍烷;C27 、C28、C29分別為碳數為27、28和29的規則甾烷

準東地區上古生界發育兩種不同類型的烴源巖,分別為石炭系煤系烴源巖和中二疊統蘆草溝組咸化湖盆相烴源巖。原油碳同位素測試結果表明,吉南凹陷井井子溝組、蘆草溝組和梧桐溝組原油碳同位素偏輕,主要分布于-30.8‰～-32.6‰(表1)。而阜康斷裂帶及其周緣石炭系原油的碳同位素值多重于-28.1‰[14],二者具有明顯差異。以上參數均指示吉南凹陷二疊系原油來源于中二疊統蘆草溝組咸化湖相烴源巖。

2.2 烴源巖條件

中二疊世,博格達山未隆起,準東地區為統一的沉積凹陷,發育廣泛分布的蘆草溝組烴源巖[10]。地球化學測試結果顯示,吉南凹陷蘆草溝組烴源巖有機質豐度(TOC)主要介于1.93%～6.8%,生烴潛力指數(S1+S2)為37.6～45.7 mg/g,氯仿瀝青A質量分數為0.06%～0.6%,氫指數為341～379 mg/g,有機質類型以II1型為主,綜合評價烴源巖為優質烴源巖。與吉木薩爾凹陷相比,吉南凹陷烴源巖厚度、TOC、生烴潛力指數(S1+S2)等相對較高(表2),認為吉南凹陷蘆草溝組烴源巖規模和品質優于吉木薩爾凹陷,后者是公認資源潛力巨大的優質烴源巖[15]。然而,吉南凹陷烴源巖整體處于低熟-成熟階段,凹陷西部和南部埋藏深度相對較大,因而成熟度高于東部和北部。吉南凹陷南部準頁2井實測烴源巖鏡質體反射率(Ro)為0.65%～0.9%,二工河剖面暗色泥巖巖石熱解峰溫(Tmax)值為447～449 ℃,整體處于成熟階段。而北部薩探1區塊的Tmax為436～445 ℃,Ro為0.45%～0.75%,整體處于低熟-成熟階段(表2)。吉南凹陷蘆草溝組烴源巖厚度大于200 m的面積達370 km2[1],雖然整體成熟度低于吉木薩爾凹陷,但大部分已達到生油門限,資源基礎雄厚。

表2 準東南緣蘆草溝組烴源巖地球化學參數Table 2 Geochemical parameters of source rocks of Lucaogou Formation in southern margin of eastern Junggar Basin

2.3 生儲蓋組合及儲層特征

按照源-儲空間配置將二疊系劃分為源下、源內和源上三套生儲蓋組合,三套組合內均獲得良好油氣顯示。源上組合主要以梧桐溝組辮狀河道相或扇三角洲前緣相層狀砂體為儲集層,以梧桐溝組上部分布廣泛且巖性致密的湖相及平原相泥巖為蓋層;源內油藏與吉木薩爾凹陷類似,為典型“自生自儲”型頁巖油藏;源下組合主要以井井子溝組三角洲前緣相砂體為儲層,上覆蘆草溝組暗色泥巖既為良好供烴層,也是優質的區域蓋層。此外,吉南凹陷東北部紅雁池組普遍發育火山巖,其厚度為64～222 m,平均厚度可達134 m,也可作為源下油藏的良好區域蓋層(圖4)。

博格達山未大幅隆升前,博格達山至吉木薩爾地區具有相似沉積背景[16]。與阜康坳陷梧桐溝組下部連續大面積分布的砂礫巖儲層類似[17],吉南凹陷梧桐溝組下部也發育單層厚度9～36 m的砂層,以中-細粒巖屑砂巖為主。儲層孔隙空間主要為粒間孔和粒內溶孔,孔隙分布不均,孔隙連通性較差[圖5(a)]。鏡下常見構造縫[圖5(b)],微裂縫的發育能明顯改善儲層物性。儲層孔隙度為4%～22.3%,平均為15.8%[1],滲透率為0.25～17 mD,平均為3.02 mD,屬中孔低滲儲層。中二疊世,博格達山至吉木薩爾凹陷所在區域為統一湖盆,吉南凹陷源內蘆草溝組油藏與吉木薩爾凹陷類似,為典型“自生自儲”型頁巖油藏。蘆草溝組儲層以紋層狀含灰粉砂巖、云質粉砂巖為主(圖4),鏡下常見微裂縫[圖5(c)]。儲層可動孔隙度為3.1%～5.7%,滲透率為0.003 1～6.14 mD,為低孔低滲儲層。

圖5 吉南凹陷二疊系儲層鏡下特征Fig.5 Microscopic characteristics of Permian reservoirs in Jinan Sag

井井子溝組是二疊系的主要產油層,鄰近上覆烴源巖的儲層頂部含油飽和度最高,向下逐漸變低。儲層以長石巖屑砂巖、巖屑砂巖為主,巖屑成分主要為火山碎屑[圖5(d)]。統計結果表明,儲層孔隙度大于8%的占66.5%,滲透率大于1 mD的樣品僅占7%,為低孔低滲儲層。儲集空間以次生溶孔為主,溶孔多見于長石、巖屑和沸石膠結物等,含少量殘余粒間孔[圖5(e)],但孔隙多被綠泥石等黏土礦物充填[圖5(e)、圖5(f)]。核磁共振測試結果表明,井井子溝組儲層T2譜常表現為雙峰式分布,粒度粗、分選好的儲層往往具有孔喉分布范圍廣、幅度差小等特征,揭示儲層中具有明顯大孔,連通性較好[1]。

3 成藏特征與成藏模式

2019—2021年,吐哈油田和中國地調局在吉南凹陷實施了3口風險井,并于石炭系、二疊系、三疊系等多個層系獲得油氣發現,其中二疊系預測石油儲量10 338萬t。受多期構造活動影響,二疊系油藏破碎且類型多樣,不同區塊石油運聚成藏特征也存在較大差異。據此,分別對吉南凹陷的吉阜1區塊、薩2區塊、薩探1區塊和薩4 區塊進行論述。

3.1 成藏特征

3.1.1 吉阜1區塊

吉阜1區塊在二疊系梧桐溝組和石炭系巴山組分別獲得日產油量1.56 m3和4.16 m3的工業油流,油藏深度為3 160～3 350 m,20 ℃原油密度為0.9 g/cm3。石炭系油藏為典型的火山巖風化殼潛山油藏,圈閉形態完整,主要為背斜或斷背斜圈閉(圖6)。該區塊蘆草溝組被剝蝕殆盡,但斷裂可將其與相鄰區塊蘆草溝組烴源巖連接,供烴窗口較大,是油藏形成的必要條件。另外,吉阜1區塊原油CPI值和OEP值分別為1.19和1.10,處于成熟階段。與此對應的是,該區塊附近野外露頭二工河剖面所揭示的烴源巖已達成熟階段(表2),鄰區臺701井實測烴源巖Ro為0.82%,表明該區塊周緣烴源巖可對其側向供烴。該區塊缺失中-下二疊統,下部石炭系火山巖經歷較長時間風化而發育火山巖風化殼,極大地提升了火山巖儲層的儲集性,是石油在此富集的重要因素。

圖6 吉阜1區塊油藏剖面圖Fig.6 Reservoir profile of Jifu 1 block

3.1.2 薩探1區塊

薩探1區塊是目前吉南凹陷二疊系原油最富集的區域,在梧桐溝組、蘆草溝組和井井子溝組均見油氣顯示,油藏類型以構造-巖性油藏為主。源下井井子溝組獲得穩定高產油流,薩101井20 ℃原油密度為0.87 g/cm3。該區塊源-儲間存在小型供烴窗口,且蘆草溝組烴源巖一般具有高壓[18],在高壓驅動下,蘆草溝組原油得以通過小型供烴窗口向下充注于井井子溝組儲層(圖7)。井井子溝組儲層包裹體測試結果表明(表3),儲層中鹽水包裹體捕獲溫度大致分為50.1～71.9、76.0～86.8、89.9～98.7 ℃區間,與3個溫度區間鹽水包裹體伴生的油包裹體平均捕獲壓力分別為12.4、29.2、32.6 MPa,所對應的鹽度也具有明顯差別,指示了油藏三期充注的現象。值得注意的是,儲層中存在大量藍綠色-藍色熒光油包裹體[圖8(a)～圖8(c)],代表成熟-高熟原油充注。也常見大量黃色熒光油包裹體[圖8(d)～圖8(f)],代表低熟-成熟原油充注[19]。然而,地層埋藏-熱演化史(圖9)和蘆草溝組儲層油包裹體測試結果顯示,吉南凹陷蘆草溝組烴源巖未演化至高熟階段且儲層中未捕獲到高熟油包裹體,表明高熟原油并非來自吉南凹陷本地烴源巖。另外,研究區儲層中成熟-高熟油包裹體伴生的鹽水包裹體均一溫度[圖8(b)]一般低于低熟-成熟油包裹體伴生鹽水包裹體[圖8(e)]綜合分析認為,薩探1區塊在早期成藏過程中經歷了非本地來源的高熟原油充注,晚期充注以低熟-成熟原油為主。吉南凹陷蘆草溝組烴源巖成熟度低于吉木薩爾凹陷(表2),但吉南凹陷井井子溝組產出原油的密度(0.87 g/cm3)小于吉木薩爾凹陷蘆草溝組原油(0.89～0.91 g/cm3),認為高熟原油的混入使得原油更輕質。

表3 吉南凹陷井井子溝組油包裹體捕獲壓力及伴生鹽水包裹體均一溫度、鹽度Table 3 Capture pressure of oil inclusions and homogenization temperature and salinity of associated aqueous inclusions in Jingjingzigou Formation, Jinan Sag

圖7 薩探1區塊油藏剖面圖Fig.7 Reservoir profile of Satan 1 block

Th(oil)為油包裹體的均一溫度;λmax為主峰波長

圖9 薩探1區塊油藏形成期次綜合判別圖Fig.9 Comprehensive discriminant map of hydrocarbon accumulation periods in Satan 1 block

薩探1區塊原油和烴源巖生標特征表明,蘆草溝組烴源巖成熟度較低,其成熟度指標Ts/(Ts+Tm)為0.07,而下部井井子溝組原油的成熟度稍高,Ts/(Ts+Tm)為0.22(圖7)。吉南凹陷西部和南部蘆草溝組埋深更大,烴源巖成熟度更高(表2),且薩2區塊二疊系原油的Ts/(Ts+Tm)為0.18～0.25,據此推測吉南凹陷西部和南部烴源巖生成的原油對薩探1塊油藏形成具有一定貢獻。

3.1.3 薩2區塊

薩2區塊在二疊系井井子溝組、蘆草溝組和梧桐溝組均獲得油氣顯示,20 ℃原油密度為0.89～0.91 g/cm3。受構造活動影響較大,薩2區塊油藏沿斷裂分布的特征明顯,主要為構造油藏或構造-巖性油藏。該區塊蘆草溝組烴源巖實測Ro為0.82%,成熟度指標Ts/(Ts+Tm)為0.20(圖10),為成熟烴源巖。與薩探1區塊成藏特征不同的是,薩2區塊二疊系梧桐溝組原油的Ts/(Ts+Tm)為0.18～0.25,與本區塊蘆草溝組烴源巖成熟度較為匹配。值得注意的是,該區塊吉南1井梧桐溝組產出的原油為稠油,密度為0.91 g/cm3,梧桐溝組儲層中未見到高熟油包裹體。與薩探1井井子溝組油藏特征相比[圖8(a)],該區塊梧桐溝組油藏缺少早期高熟原油的充注,原油相對較稠。研究認為,井井子溝組早期成藏過程中受到非本地高熟原油充注,但厚層致密蘆草溝組泥巖阻隔了高熟原油向梧桐溝組運移,使得梧桐溝組儲層僅充注了中-晚期的本地成熟原油。

圖10 薩2區塊油藏剖面圖Fig.10 Reservoir profile of Satan 2 block

3.1.4 薩4區塊

薩4井在二疊系井井子溝組和蘆草溝組獲得油氣顯示,但試油結果表明油氣顯示層均為含水層。然而,二疊系儲層油包裹體豐富,部分樣品的GOI值大于5%,認為薩4區塊曾形成古油藏,其二疊系包裹體巖相學特征和均一溫度與薩探1塊相似(表3),同樣揭示了多期原油充注的特征。值得注意的是,薩4井的井井子溝組下部巖心可見明顯裂縫,裂縫面上分布瀝青[圖11(a)、圖11(b)]。該層段原油的飽-芳比為1.03,明顯低于二疊系正常原油(一般大于3)。同時,含油砂巖抽提原油的色譜圖顯示,原油正構烷烴明顯被消耗[圖11(c)],而類異戊二烯烷烴(姥鮫烷和植烷)得以較好保留,因為類異戊二烯烷烴是以C—C共價鍵連接,不易解體且在環境中相對穩定[20]。 以上證據揭示油藏遭受了一定程度的生物降解。受晚燕山期的構造活動影響[16],薩4區塊侏羅系和白堊系被剝蝕殆盡,三疊系也遭受強烈剝蝕。該區塊處于構造上傾部位,且斷裂發育(圖12),遭受斷層破壞的古油藏原油沿斷裂散失或調整至高部位,古油藏在被抬升至較淺部位后,原油會遭受一定程度的生物降解。

圖11 薩4區塊井井子溝組巖心照片及原油色譜圖Fig.11 Photos of core and chromatographic diagram of crude oil in Jingzigou Formation, Sa 4 block

圖12 薩4區塊油藏剖面圖Fig.12 Reservoir profile of Sa 4 block

3.2 油藏形成模式與富集主控因素

構造活動的差異性導致吉南凹陷二疊系油藏自西向東具有明顯不同的成藏特征,源-儲匹配關系及輸導方式的不同導致了源下、源內和源上油藏形成模式的差異。如圖13所示,吉南凹陷西部缺失中-下二疊統,側向的蘆草溝組原油在浮力驅動下通過斷裂向石炭系風化殼儲層和二疊系梧桐溝組層狀砂體中運移,最終聚集于構造高部位;吉南凹陷中部油藏的原油主要來源于本地成熟蘆草溝組烴源巖。該區域源下成藏組合中,蘆草溝組原油可通過“源-儲側接”和“上生下儲”式運聚方式向下進入井井子溝組儲層中。油藏形成具有“側向運移為主,高點富集”的特征,即低部位更成熟原油側向運移,最終在浮力的作用下富集于薩探1區塊構造高部位。源內為典型“自生自儲”型頁巖油藏。源上成藏組合中,蘆草溝組原油主要在浮力的作用下通過斷裂向上進入梧桐溝組儲層;吉南凹陷東部油藏的原油來源于中部成熟烴源巖及東部低熟-成熟烴源巖,油藏形成模式與中部類似。值得注意的是,燕山-喜山期劇烈的構造活動使吉南凹陷油藏被破壞或調整,特別是構造改造強烈、抬升幅度大的區域的油藏被破壞尤為嚴重(如薩4區塊)。

TWT為雙程旅行,表示地震波在發射之后到達反射界面再返回地面接收器的總時長,即一來一回的雙程旅行時長

吉南凹陷西部石炭系、二疊系梧桐溝組和中-東部井井子溝組獲得工業油流,油藏形成與富集受多重因素控制:①普遍達到生烴門限、累計厚度大、分布連續的優質蘆草溝組烴源巖為油藏形成提供了雄厚的資源基礎;②井井子溝組儲層綠泥石膜抑制礦物的次生加大、易溶礦物的強烈溶蝕增加了孔隙空間,石炭系火山巖頂部風化作用有效提高了儲集性;③井井子溝組原油充注時間早于儲層晚期鐵方解石膠結作用使儲層變致密的時間,提高了油藏形成的有效性;④吉南凹陷西部二疊系梧桐溝組、石炭系儲層與側向蘆草溝組儲層良好的對接窗口使原油能沿斷層向上運聚。吉南凹陷中-東部源-儲壓差大且源-儲間存在小型地層錯斷,提高了蘆草溝組原油向下部井井子溝組儲層運聚的效率;⑤梧桐溝組和蘆草溝組泥巖分布連續、累計厚度大、巖性致密(圖4),可作為良好的區域蓋層,是多期構造活動改造后油藏仍能保存的重要保障。

4 勘探潛力與方向

吉南凹陷二疊系含油氣系統的油氣勘探才剛剛起步,但3口大獲成功的風險井揭示了其雄厚的資源潛力的勘探前景,其中吉阜1井在石炭系和二疊系梧桐溝組均獲得工業油流(圖6),博達1井在二疊系梧桐溝組獲得工業油流,薩探1井在二疊系井井子溝組獲得工業油流(圖7)。綜合油藏形成條件、特征及主控因素,對吉南凹陷二疊系含油氣系統中不同層系、不同類型油藏的勘探潛力和方向進行分析。

4.1 源上油藏

吉南凹陷梧桐溝組儲層與下部蘆草溝組烴源巖可形成良好的源-儲匹配,石油易在浮力作用下沿斷裂進入梧桐溝組儲層,因此梧桐溝組普遍可見油氣顯示。然而,燕山-喜山期構造活動強度大的區域梧桐溝組油藏往往被調整或破壞。其中,薩2區塊構造強度相對較大、斷裂眾多(圖10),使得原油富集程度較低。薩4區塊,覆蓋于梧桐溝組之上的三疊系被強烈剝蝕減薄(圖12、圖13),導致該區域油藏的破壞,而三疊系被認為是梧桐溝組油氣藏的直接蓋層[17]。綜上可知,吉南凹陷中具備斷裂輸導條件、構造相對穩定、三疊系保存更完整的區域是梧桐溝組油藏的有利勘探方向。

4.2 源內油藏

吉南凹陷源內蘆草溝組油藏與吉木薩爾凹陷類似,為典型“自生自儲”型頁巖油藏[1],且獲得良好油氣顯示。前人研究已經證實,吉木薩爾凹陷具備頁巖油高產地質條件,為準噶爾盆地陸相湖盆頁巖油勘探的新領域[21]。吉南凹陷與吉木薩爾凹陷在中二疊世為統一湖盆[10],二者蘆草溝組具有類似沉積特征和儲層條件。前文已論證吉南凹陷蘆草溝組烴源巖厚度更大、品質更優(表2),且所處區域較吉木薩爾凹陷更靠近構造活動帶,儲層裂縫普遍發育[圖5(c)],使儲層物性和含油性變好。實測薩3井蘆草溝組裂縫型粉砂巖平均孔隙度可達13.6%,其含油飽和度平均為50.2%。前人研究認為,陸相頁巖油有利層段的烴源巖Ro為0.8%～1.3%,相對穩定的構造條件更利于頁巖油藏的保存[22]。雖然吉南凹陷蘆草溝組烴源巖普遍成熟度不高,但凹陷西部和南部烴源巖埋深更大,實測Tmax一般高于440 ℃(表2),Ro高于0.8%(圖10)。綜上,認為吉南凹陷具有較大的頁巖油勘探潛力,凹陷西部和南部構造相對穩定區是未來頁巖油勘探的有利方向。

4.3 源下油藏

吉南凹陷源下井井子溝組取得勘探突破,僅薩探1區塊的控制石油地質儲量就達到4 135萬t,其勘探潛力不言而喻。然而,此類“上生下儲”型油氣成藏條件相對苛刻[23],在已發現的油藏中也較為少見,其成藏特征的研究對準噶爾盆地乃至中國“上生下儲”型油氣藏研究和勘探具有重要的借鑒和指導意義。井井子溝組得以成藏的關鍵因素在于源-儲壓差足夠大,且存在小型源-儲對接窗口。同時,前文已論證油藏具有側向運移、高點聚集的特征。此外,包裹體特征分析結果表明,井井子溝組存在古油藏,后期遭到嚴重破壞,構造穩定區的古油藏可能會得到較好的保存。綜上,認為吉南凹陷源下油藏有利勘探區為源儲壓差大、構造相對穩定的構造高點。

4.4 潛山油藏

潛山油藏主要位于吉南凹陷西部,與國內典型潛山成藏有利條件相似[24-25],該區域潛山油藏具有以下有利條件:火山巖儲層可通過斷裂與側向蘆草溝組烴源巖有效連接,供烴窗口大;較長時間風化使得火山巖風化殼儲層物性得到極大提升;以背斜圈閉為主且圈閉形態較完整;上覆梧桐溝組和三疊系蓋層完整,保存條件好(圖6)。火山巖油藏的發現證實了此類潛山油藏的勘探潛力,是未來重要的勘探領域。

5 結論

(1)吉南凹陷連續廣泛分布的厚層優質蘆草溝組咸化湖盆相烴源巖為油氣規模成藏提供了雄厚資源基礎。按照源-儲空間位置將二疊系劃分為源下、源內和源上三套成藏組合,源下、源內和源上均發育規模儲集體,縱向上存在多套良好的區域蓋層,生-儲-蓋配置良好。

(2)吉阜1區塊以潛山油藏為主,側向油源、斷裂輸導、較大的供烴窗口是油藏形成的關鍵;薩探1和薩4區塊主要為構造-巖性油藏,原油多期充注特征明顯,早期古油藏以高熟原油為主,但多被破壞或調整。現今油藏的主體由吉南凹陷西部、南部成熟原油和本區塊低熟-成熟原油構成。薩4區塊斷裂發育且遭受過劇烈抬升,油藏被破壞殆盡;薩2區塊以構造和構造-巖性油藏為主,原油來源于本區塊成熟烴源巖。

(3)源上油藏的有利勘探方向為斷裂輸導條件好、構造相對穩定、三疊系保存更完整的區域;源內頁巖油藏具有較大勘探潛力,吉南凹陷西部和南部構造相對穩定區是未來頁巖油勘探的有利方向;源下油藏形成特征的研究對準噶爾盆地乃至國內“上生下儲”型油氣藏研究和勘探具有重要的借鑒和指導意義,其有利勘探方向為源儲壓差大、構造相對穩定的構造高點;吉南凹陷西部火山巖風化殼潛山油藏是勘探的重要領域。