孫六一，蒲仁海，馬占榮，王 飛

(1.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西 西安 710018； 2.西北大學(xué) 地質(zhì)學(xué)系，陜西 西安 710069)

0 引 言

20世紀80年代，中國石油長慶油田分公司在河套盆地西南部吉蘭泰凹陷二維地震解釋的一個斷鼻構(gòu)造鉆探了吉參1井，雖在2 600 m附近揭示了下白堊統(tǒng)固一段累計厚度36 m的湖相暗色泥巖，但其鏡煤反射率只有0.4%～0.6%，屬于未熟—初熟演化階段[1]，加之沒有發(fā)現(xiàn)油氣顯示，對該區(qū)的勘探工作暫停了下來。2013年，冶金探礦系統(tǒng)在吉蘭泰凹陷西北緣露頭高航磁異常區(qū)鉆探淺井ZK230井、ZK240井和ZK500井，3口井均在埋深數(shù)百米的元古界變質(zhì)巖取芯裂縫中發(fā)現(xiàn)可流動原油和油珠。根據(jù)這一情況，2015年中國石油長慶油田分公司在吉蘭泰凹陷加密了二維地震勘探，并在一小型斷背斜構(gòu)造上部署了松探1井，該井鉆遇暗色泥巖累計厚度26 m，取芯獲4 m油浸砂巖，多處見油斑、油跡顯示；2016年又鉆探了松探2井，該井不但沒有發(fā)現(xiàn)油氣顯示，而且與松探1井的暗色泥巖對應(yīng)的層位相變?yōu)闇\湖灰?guī)r，反映了該區(qū)生油地質(zhì)條件的復(fù)雜變化。由此可見，吉蘭泰凹陷的主要問題是烴源巖分布和生烴能力如何，變質(zhì)巖裂縫中的原油與松探1井的原油來自何處、是否同源以及勘探前景如何等。

趙重遠等根據(jù)地震資料研究了盆地地層結(jié)構(gòu)及形成演化，認為河套盆地為一不對稱的地塹盆地[2-7]。2000年以來，河套盆地新生界發(fā)現(xiàn)了生物氣，楊華等就生物氣有機質(zhì)類型與來源、儲量、圈閉條件等方面進行了研究，認為在臨河坳陷北部可能存在好的生烴條件[8-11]。近年來，張永謙等對該盆地的深層構(gòu)造和后期演化方面取得了一些新研究進展[12-14]。除白堊紀發(fā)育湖相沉積外，在344 ka以來的河套盆地第四紀發(fā)生過一次古大湖的形成和消亡[15]，120～150 ka為最大湖泛期[16-17]。趙希濤等認為河套盆地晚第三紀以來的湖泊演化與黃河的形成及演化存在一定關(guān)聯(lián)[18]，但總體以沖積和風(fēng)成堆積為主[19]。隨著計算機技術(shù)的進一步發(fā)展，各種地震模擬、波形分類和神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)等技術(shù)在地震相分析中的應(yīng)用[20-31]為該區(qū)目的層沉積相和烴源巖展布分析提供了技術(shù)支撐。該區(qū)二維地震測網(wǎng)密度約4 km×8 km。本文通過露頭、鉆井和二維地震綜合解釋研究，對河套盆地吉蘭泰凹陷生油目的層沉積相、烴源巖展布、生烴和運聚情況進行了探討，指出了下一步的勘探方向。

1 地質(zhì)背景

圖1 河套盆地構(gòu)造單元劃分與吉蘭泰凹陷位置Fig.1 Division of Tectonic Units in Hetao Basin and Location of Jilantai Sag

河套盆地位于華北板塊的西北緣，東西長約600 km，南北寬30～90 km，呈弧形分布。盆地由“兩隆三坳”組成，自西向東分別發(fā)育臨河坳陷、烏拉山隆起、烏前坳陷、包頭隆起及呼和坳陷(圖1)。盆地沉積蓋層主要由白堊系、古近系、新近系及第四系組成，沉積厚度為3 000～8 000 m。河套盆地古生代及以前與鄂爾多斯盆地連為一體，基本處于隆升剝蝕狀態(tài)，缺失三疊系及以前的地層。中生代以來，由于太平洋板塊俯沖消減與歐亞大陸解體，河套盆地處于隆升剝蝕狀態(tài)。早白堊世，河套盆地與鄂爾多斯盆地脫離，形成單獨盆地。燕山運動進入第二幕，河套盆地邊界斷層開始沉降，沉積了下白堊統(tǒng)固陽組。最下部的固三段沉積以角度不整合超覆于老地層之上，由于凹陷邊界斷層強烈拉伸，在干旱氣候條件下，固三段呈明顯的半地塹紅色沖積充填。固二段及其以后斷裂活動減弱，凹陷由斷陷向坳陷過渡，并逐漸填平。到固一段沉積時，盆地經(jīng)歷了兩次氣候潮濕階段，接受了深灰色—黑色泥頁巖沉積，夾于干旱河流相沉積之間。早白堊世末期，河套盆地與鄂爾多斯盆地一起抬升，缺失上白堊統(tǒng)—始新統(tǒng)。漸新世以來，受喜馬拉雅運動及太平洋板塊俯沖方向變化的影響，河套盆地再次進入強烈的斷陷-坳陷沉降階段[1-2]。

吉蘭泰凹陷位于弧形河套盆地的西南部，屬于NE向延伸的臨河坳陷西南部分，其南與巴彥浩特盆地相接，西為阿拉善前寒武系地塊，東為賀蘭山和桌子山(圖1)。

2 鉆井地層劃分對比

下白堊統(tǒng)為主要的勘探目的層系，吉蘭泰凹陷已鉆石油探井3口(松探1井、松探2井、吉參1井)，金屬探礦淺井4口，均鉆穿沉積地層進入了太古界變質(zhì)巖系。吉參1井、松探1井和松探2井揭示了吉蘭泰凹陷在元古界變質(zhì)巖基底上發(fā)育了下白堊統(tǒng)固陽組、漸新統(tǒng)臨河組、上新統(tǒng)和第四系[2-6]。地震剖面揭示凹陷東南部局部可能殘存類似于巴彥浩特盆地的侏羅系斷陷[32]，但3口探井均未鉆遇。固陽組自上而下分為固一段(K1g1)、固二段(K1g2)和固三段(K1g3)(圖2)。鉆井地層劃分對比主要依據(jù)古生物標(biāo)志、固二段棕紅色泥巖標(biāo)志層、臨河組底部正旋回、基底下元古界變質(zhì)巖、膠結(jié)程度、層位標(biāo)定與不整合反射等。

(1)古生物標(biāo)志。吉參1井2 081～2 499 m深度處含介形蟲、輪藻、孢粉化石，孢粉組合以裸子植物占絕對優(yōu)勢，以沒有被子植物花粉為特征。由蕨類植物袍子和裸子植物花粉組成的克拉梭粉-無突助紋孢-薄壁粉屬及克拉梭粉-無突助紋孢-徐氏孢屬反映早白堊世面貌組合，特別是高含量的海金沙科孢子出現(xiàn)，被確定為早白堊世的重要依據(jù)。介形蟲化石以原始假偉星女星介、固陽女星介、長橢圓女星介等各種白堊系常見的女星介為主。輪藻化石主要有三褶奇翼輪藻三褶亞種，廣見于世界各地下白堊統(tǒng)中[33]。由此可見，吉參1井無上白堊統(tǒng)，漸新統(tǒng)臨河組直接覆蓋在下白堊統(tǒng)固陽組之上[34]。

(2)固二段棕紅色泥巖標(biāo)志層。吉參1井、松探1井與松探2井均鉆遇了200～230 m厚的棕紅色泥巖段，縱向上與上覆、下伏砂泥巖地層相比，其沉積細、巖性穩(wěn)定、對比性好，是一個較明顯的泥質(zhì)巖標(biāo)志層段，目前被劃為固二段。

(3)臨河組底部正旋回。吉參1井1 600～2 081 m深度處鉆遇的底砂(礫)巖、含礫砂巖向上逐漸變細，該段較厚的底砂巖在松探1井和松探2井也存在，變?yōu)榧毶皫r夾泥巖，它們可能是不整合面上異旋回下部粗粒沉積，具有構(gòu)造抬升間歇成因的等時地層意義，其底界作為下白堊統(tǒng)固陽組與上覆漸新統(tǒng)臨河組的界線較合適(圖2)。

圖2 吉參1井、松探1井和松探2井下白堊統(tǒng)固陽組對比剖面Fig.2 Correlation Cross-sections of Lower Cretaceous Guyang Formation from Wells JC1, ST1 and ST2

(4)基底下元古界變質(zhì)巖。研究區(qū)3口探井和2口金屬探礦淺井均鉆遇下元古界變質(zhì)巖，變質(zhì)巖呈深藍灰、綠灰、肉紅色的中、深變質(zhì)程度的變粒巖、片麻巖等，測井上表現(xiàn)為低聲波時差、高電阻率等特征，與固陽組砂礫巖直接接觸，將其作為盆地基底與蓋層的界線十分清晰，容易確認。

(5)膠結(jié)程度。慶格勒大水溝露頭和ZK500井全取芯觀察表明，固陽組和臨河組紅色砂泥巖基本均屬于半成巖狀態(tài)，砂泥巖一般用手可以捏碎，幾乎難以制成薄片。因此，在缺乏古生物標(biāo)志的情況下，這套紅色泥巖標(biāo)志層歸于新近系還是白堊系缺乏證據(jù)。但有時候白堊系砂巖比較結(jié)實，這時一般砂巖為鈣質(zhì)膠結(jié)，疏松者為黏土膠結(jié)。鈣質(zhì)或白云質(zhì)膠結(jié)強度較好的堅硬砂巖是白堊系區(qū)分于新近系疏松砂巖的一個標(biāo)志。然而，該區(qū)侏羅系卻異常堅硬致密，露頭用榔頭采樣幾乎難以砸碎。從巴彥浩特盆地的地震剖面看，侏羅紀末期與白堊紀沉積前有一次造山運動，形成很多逆沖斷裂和高角度不整合，擠壓造山可能是侏羅系十分致密堅硬的原因。

(6)層位標(biāo)定與不整合反射。通過人工合成地震記錄將單井層序劃分結(jié)果標(biāo)定到地震剖面上，進行井震層序相互匹配，以建立正確的對比關(guān)系，確定了井震之間的唯一關(guān)系后則可以用地震界面標(biāo)志反推鉆井分層界線的大趨勢。采用地震驗證大段(厚度50 m以上)的分層對比可靠性，用測井驗證小段(厚度小于50 m)的對比及具體分層界線。地震剖面觀察解釋共發(fā)現(xiàn)了包括下白堊統(tǒng)固一段頂面、下白堊統(tǒng)固二段底面、下白堊統(tǒng)固三段底面、漸新統(tǒng)臨河組頂面和上新統(tǒng)頂面等5個不整合面。部分地震反射不整合面見圖3、4。研究區(qū)以上5個地震不整合反射中，既有上超又有削截的不整合分別位于固三段頂面、底面，反映了兩次較強的構(gòu)造運動，尤其可能存在水平擠壓作用，造成了一定厚度的地層剝蝕，其主要存在于固三段頂面和底面。其他3個不整合面均為上超不整合，反映了相對升降構(gòu)造運動和沉積間斷。尤其明顯的是，吉蘭泰凹陷地層厚度和構(gòu)造變形與ZK500井附近的航磁異?；顒雨P(guān)系密切。

圖3 過吉參1井SE向地震剖面解釋Fig.3 Interpretation of SE-extending Seismic Section Through Well JC1

圖4 過松探1井SE向地震剖面解釋Fig.4 Interpretation of SE-extending Seismic Section Through Well ST1

3 固一段兩期湖相泥巖沉積特征

吉蘭泰凹陷絕大部分白堊系和第三系均為干旱氣候條件下的紫紅、褐紅色砂泥巖、礫巖沉積[35-36]，具備Galloway等提出的旱地扇沉積特征[37]。

固一段厚度為200～600 m，在斷裂下降盤的凹陷中心厚度較大。本區(qū)僅在下白堊統(tǒng)固一段下部和中部分別發(fā)育兩套暗色泥巖。大水溝露頭和松探1井固一段下部和中部的兩套暗色泥巖進行對比(圖5)發(fā)現(xiàn)：下部暗色泥巖較純，為灰黑色頁巖、水平層理泥巖；上部暗色泥巖為淺灰色泥巖、泥灰?guī)r等。泥頁巖單層厚度為2～5 m，呈多層間夾于褐色泥質(zhì)粉砂巖和砂巖之中。固一段暗色泥巖中含10%～30%的方解石、文石或白云石，局部有約1%的石膏。

與固一段中部湖相泥巖相比，固一段下部暗色泥巖厚度大、沉積細、分布廣，存在深湖頁巖、泥巖、泥灰?guī)r、淺湖鮞?；?guī)r等沉積。中部暗色泥巖主要為淺湖灰綠色泥巖、鈣質(zhì)泥巖、粉砂質(zhì)泥巖等，水體偏淺。

松探1井灰色、深灰色泥巖有17層，測井曲線上識別深灰色泥巖厚度總計為29 m(圖6)。松探2井固一段只發(fā)育淺湖砂屑灰?guī)r、薄皮鮞粒灰?guī)r，缺乏深灰色泥頁巖等深水沉積?；?guī)r單層厚度為2～3 m，累加厚度近20 m。鮞粒核主要由石英顆粒組成，少量為泥晶灰?guī)r，亮晶方解石膠結(jié)，砂屑灰?guī)r中見介形蟲化石。吉參1井固一段鉆遇了36 m厚深灰色泥巖，主要發(fā)育在固一段下部。

總體上，3口井和露頭均反映了固一段的兩期湖相沉積，其中下部湖相水體深、沉積細、分布廣，中上部湖相水體淺、分布小。兩期湖泊均沉積了暗色泥巖和灰?guī)r，但下部的暗色泥巖更發(fā)育。

4 固一段烴源巖正演地震響應(yīng)與展布

吉蘭泰凹陷固一段暗色泥巖相對于上、下砂巖和紅色泥巖具有高自然伽馬、高電阻率、低聲波時差和高密度等測井特征(圖5)。經(jīng)合成地震記錄標(biāo)定，松探1井暗色泥巖在地震剖面上對應(yīng)于一組“兩峰一谷”的強振幅反射，易于識別。松探1井朝NE向延伸約3 km后變?yōu)橹姓穹B續(xù)反射，反映巖性組合和沉積相存在一定的變化(圖7)。

圖5 松探1井固一段下部和中部兩套烴源巖與大水溝露頭剖面的對比Fig.5 Comparison of Two Sets of Source Rocks in the Lower and Middle Parts of Gu1 Member and the Section of Dashuigou Outcrop in Well ST1

圖6 松探1井固一段第3回次取芯照片F(xiàn)ig.6 Photographs of the Third Coring of Gu1 Member in Well ST1

為探索暗色泥巖厚度變化與地震振幅之間的關(guān)系，本文在松探1井合成地震記錄上制作了暗色泥巖厚度變化的一維正演模型(圖8)。固一段的暗色泥巖波阻抗(速度與密度乘積)稍高于上、下砂巖波阻抗，這一特征與時代較老的固二段和固三段有所不同，這可能與白堊系整體埋藏淺、成巖程度低、巖石疏松和含碳酸鹽巖等有關(guān)[38]。改變暗色泥巖段的聲波時差與密度，以模擬暗色泥巖厚度增加或減小后的地震響應(yīng)，可以看出暗色泥巖增厚5 m后，合成記錄中的振幅則分別增強，反之減弱，說明地震振幅與暗色泥巖厚度成正相關(guān)關(guān)系。

圖7 過松探1井NE向地震剖面東南段暗色泥巖中—強振幅連續(xù)反射地震相Fig.7 Seismic Facies of Medium to Strong Amplitude Continuous Reflection of Dark Shale on the Southeast Segment of NE-extending Seismic Section Through Well ST1

圖8 松探1井固一段暗色泥巖厚度變化的一維正演模型Fig.8 One Dimensional Forward Model of Thickness Variation of Dark Shale of Gu1 Member in Well ST1

固一段兩層暗色泥巖的二維正演模型也說明了泥巖形成強振幅反射。二維正演模型中，松探1井固一段暗色泥巖大致分為兩期，兩期暗色泥巖之間為約120 m厚紅色粉砂巖、砂巖，單層暗色泥巖厚度20 m左右，上覆砂巖與灰質(zhì)砂巖，灰質(zhì)砂巖厚度有限。根據(jù)暗色泥巖層的測井曲線特征與厚度及上覆、下伏巖層性質(zhì)，制作正演模型[圖9(a)]。根據(jù)其聲波時差、密度測井曲線，統(tǒng)計出不同巖層的速度與密度。其中，普通砂巖層速度為3 435 m·s-1，密度為2 265 kg·m-3；灰質(zhì)砂巖速度為3 952 m·s-1，密度為2 530 kg·m-3，厚度約為80 m；暗色泥巖速度為4 761.9 m·s-1，密度為2 580 kg·m-3，兩層暗色泥巖總厚度為40 m。

正演模型中，讓兩層暗色泥巖厚度呈現(xiàn)楔狀與階梯狀變化，模擬其厚度對振幅影響。暗色泥巖在地震記錄中表示為“一谷兩峰”的反射特征。利用25 Hz雷克子波模擬出的地震響應(yīng)也表現(xiàn)出典型的“一谷兩峰”反射特征。無論楔狀還是階梯狀厚度變化，都呈現(xiàn)出固一段暗色泥巖厚度越大、振幅越大的特點。

圖9 暗色泥巖正演模型與地震響應(yīng)Fig.9 Forward Model and Seismic Response of Dark Shale

上述模擬表明，振幅屬性是反映湖相暗色泥巖含量或厚度的重要依據(jù)，即在砂泥巖波阻抗有較大差異情況下，振幅屬性即可反映巖性組合和沉積相的變化[39]。因此，提取固一段振幅屬性，根據(jù)振幅強度將研究區(qū)分為強、中、弱振幅帶3個地震相類型。通過露頭、巖芯和測井等綜合分析認為，固一段沉積環(huán)境包括扇三角洲、濱淺湖、半深湖以及生物碎屑灘壩等。根據(jù)不同沉積區(qū)巖性特征與振幅的關(guān)系，以及不同地震相在平面上的分布位置和形態(tài)[40]，可以推斷強振幅帶代表半深湖，中—強振幅帶代表生物碎屑灘壩，中—弱振幅帶代表扇三角洲前緣—濱淺湖，弱振幅帶代表扇三角洲平原(圖10)。

根據(jù)3口井的合成地震記錄擬合了該區(qū)綜合平均速度，制作了吉蘭泰凹陷固一段頂面、底面構(gòu)造圖，用底面構(gòu)造圖減去頂面構(gòu)造圖得出固一段厚度圖。在已知固一段厚度、3個井點的固一段暗色泥巖厚度和暗色泥巖厚度占地層厚度百分比的基礎(chǔ)上，根據(jù)正演模型提供的厚度與振幅成正比的關(guān)系，在井點厚度標(biāo)定下，可以制作出固一段暗色泥巖厚度圖(圖11)。具體做法為：8位數(shù)據(jù)體地震振幅最大絕對值為127，固一段振幅大于75的時間厚度在井點與測井統(tǒng)計的暗色泥巖厚度較一致，從而用該厚度大致反映固一段暗色泥巖厚度，與3口井的暗色泥巖厚度吻合，分別為36、29、2 m。據(jù)此可以推算出暗色泥巖累計厚度，最大厚度為40 m左右，在凹陷中央呈沿NE向條帶展布，位置與沉積相平面圖上的半深湖位置一致(圖10)。

5 烴源巖成熟度與烴源對比

吉蘭泰凹陷烴源巖存在的主要問題是鉆井樣品雖埋深在2 500～2 600 m，但卻處于未熟—低熟演化階段，而露頭樣品卻處于過成熟狀態(tài)，其他地球化學(xué)指標(biāo)類似。對慶格勒大水溝剖面深灰色泥巖、灰綠色泥巖、松探1井固一段、松探2井固一段深灰色泥巖取芯共5個樣品進行熱解實驗。兩個露頭樣品換算總有機碳為0.31%～0.70%，母質(zhì)類型為Ⅲ類，最大熱解峰溫度達到了472 ℃，屬于過成熟[41-42]。松探1井和吉參1井12個巖芯樣品地球化學(xué)分析的總有機碳介于0.37%～2.63%，平均為0.94%，母質(zhì)類型為Ⅱa類，最大熱解峰溫度平均只有408 ℃，屬于未熟—低熟。由于露頭黑色頁巖樣品采自長期風(fēng)化的小河邊，有機質(zhì)散失嚴重，有機質(zhì)含量和類型均有偏差[43]。

圖10 固一段沉積相平面圖Fig.10 Plane Map of Sedimentary Facies of Gu1 Member

圖11 固一段暗色泥巖厚度圖Fig.11 Dark Shale Thickness Map of Gu1 Member

圖12 近露頭區(qū)的ZK230井、ZK500井變質(zhì)巖裂縫原油與松探1井固一段油浸原油色譜對比Fig.12 Comparisons of Chromatograms of Fractured Crude Oil of Metamorphic Rock in Wells ZK230 and ZK500 of Outcrop Area and Immersed Crude Oil of Gu1 Member in Well ST1

色譜圖分析對比表明，ZK230井、ZK500井元古界變質(zhì)巖裂隙中的原油地球化學(xué)指標(biāo)與松探1井固一段原油飽和烴色譜圖正構(gòu)烷烴組分齊全，具有相同的主峰優(yōu)勢和植烷優(yōu)勢，峰型完整，主峰碳以C22為主，3口井的4個樣品原油應(yīng)來源于同一烴源巖(圖12)，但二者成熟度卻有明顯差異。露頭區(qū)的變質(zhì)巖裂縫中的5個原油樣品奇偶優(yōu)勢指數(shù)(OEP)介于1.01～1.17，平均為1.08；而松探1井固一段原油奇偶優(yōu)勢指數(shù)高達2.36，為未熟—低熟狀態(tài)[44]，與烴源巖熱解結(jié)果一致。

鉆井和大水溝露頭烴源巖熱解結(jié)果在有機質(zhì)成熟度方面差異較大，但從砂巖含油色譜對比圖來看，二者又是相同的。吉參1井和松探1井固一段底面埋深分別為2 600 m和2 500 m左右，目的層經(jīng)過的埋藏史類似，后期均未發(fā)生過地層抬升剝蝕，用聲波法恢復(fù)剝蝕厚度均為0 m[45]。

圖13 上新統(tǒng)頂面不整合拉平顯示的過ZK500井SE向地震剖面Fig.13 SE-extending Seismic Section Through Well ZK500 After the Top Pliocene Unconformity Flatted

上新世末期的構(gòu)造運動造成了吉蘭泰凹陷西北緣固陽組及其以上漸新統(tǒng)至上新統(tǒng)地層的全部剝蝕，因此，ZK500井區(qū)油氣的高成熟度應(yīng)是在這次抬升剝蝕之前發(fā)生的。把地震剖面上上新統(tǒng)頂面不整合拉平，即可看出剝蝕厚度、烴源巖成熟期的剖面構(gòu)造[46](圖13)。圖13顯示ZK500井附近的固一段已被剝蝕，抬升剝蝕前的最大埋深的雙程走時為1 500～2 000 ms，用松探1井合成地震記錄換算成深度為1 300～2 000 m，這一深度仍小于松探1井的最大埋深2 500 m。該深度作為成藏期的最大深度仍然小于松探1井烴源巖深度，而前者的有機質(zhì)成熟度卻遠大于后者。

圖14 吉蘭泰凹陷航磁異?；瘶O等值線平面圖Fig.14 Contour Plane Map of Aeromagnetic Anomaly in Jilantai Sag

ZK500井變質(zhì)巖裂縫的高成熟度原油可能與其他熱事件有關(guān)。局部存在的巖漿或熱液活動可能導(dǎo)致烴源巖和原油的高成熟。巖漿或熱液作用對油氣成熟和油藏改造在塔河油田就有報道[47-48]。ZK500井附近存在一個平面上呈圓形展布的航磁異常，直徑約15 km(圖14)，其中心與圖13地震剖面上給ZK500井基底供油的固一段殘余位置吻合。圖13的基底上拱雜亂反射可能是與高航磁異常有關(guān)的巖漿侵入所形成。雖然在該區(qū)露頭附近沒找到上新世火山巖或巖漿巖，但該區(qū)以南具類似構(gòu)造背景的巴彥浩特盆地存在燕山晚期的輝長巖和凝灰?guī)r[32]。地震剖面上的上拱雜亂反射和航磁異常共同暗示了某種巖漿侵入活動，其形成時間應(yīng)當(dāng)是造成白堊系及其上覆所有地層被剝蝕的上新世末期(圖13)，可能正是該巖漿熱事件促使了ZK500井區(qū)原油的高成熟。埋藏史研究表明，遠離該熱侵入體的吉參1井固一段烴源巖埋深超過3 500 m以下才可能進入成熟階段[1]。

圖15 松探1井固陽組砂巖孔隙度和滲透率分布直方圖Fig.15 Distribution Histograms of Porosity and Permeability of Sandstone of Guyang Formation in Well ST1

6 有利勘探區(qū)

從固一段暗色泥巖厚度來看，吉蘭泰凹陷中部淺凹帶厚度最大，分布廣，累計厚度最大超過40 m，其次為北部深凹帶，累計厚度最大可能超過35 m。但從埋深來看，北部深凹帶固一段底面埋深為3 500～6 000 m[49]，中部淺凹帶埋深為2 000～3 000 m。綜合考慮烴源厚度和成熟度，北部深凹帶相對更有利。

從砂巖儲層來看，雖然固陽組砂巖膠結(jié)疏松，但孔隙度并不大。在孔隙度分布直方圖上，主峰孔隙度為10%～14%，呈多峰分布，可能反映河道、重力流漫灘等不同微相的砂巖物性特征。滲透率分布呈單峰狀，主要為1～10 mD?？傮w來看，固一段和固三段物性沒有明顯差別，總體屬于中低孔低滲儲層(圖15)。

從沉積亞相平面展布來看，固一段和固三段具有砂泥巖互層特點，扇三角洲前緣呈片狀大面積分布，與中部淺凹帶相比，北部深凹帶這一砂泥巖互層有利相帶稍變窄，但依然是主體相帶(圖10)。

從油氣運移和聚集來看，圖13顯示上新世成藏期固陽組地層傾角雖然比現(xiàn)今要緩，但也為SE向，因此，當(dāng)初形成的油氣就已經(jīng)朝NW向的高部位運移，隨著后期繼續(xù)抬升剝蝕，吉蘭泰凹陷西北凸起區(qū)的油氣在二次運移中可能發(fā)生部分散失。吉蘭泰凹陷西北次凸地區(qū)的油氣自生成以來一直朝NW向運移聚集直至散失狀態(tài)，運移路徑中存在巖性圈閉則可成藏。在北部深凹帶SE向緩坡上，2017年新采集地震剖面上存在一個近SN向延伸斷凸帶，EW向剖面上表現(xiàn)為一個屋脊斷塊，西臨生烴深凹，應(yīng)屬于有利油氣聚集帶。其次，松探1井與松探2井所在的繼承性淺凸是南、北凹陷油氣生成后的運移指向區(qū)。

綜合以上生烴巖厚度面積、成熟度、沉積相帶和構(gòu)造對油氣運移的控制，將吉蘭泰凹陷劃為兩個有利勘探區(qū)、兩個較有利勘探區(qū)和其他低潛力區(qū)(圖16)。

Ⅰ1、Ⅰ2為有利勘探區(qū)；Ⅱ1、Ⅱ2為較有利勘探區(qū)；Ⅲ為低潛力區(qū)圖16 吉蘭泰凹陷勘探有利區(qū)分布Fig.16 Distribution of Favorable Area for Exploration in Jilantai Sag

第一個有利勘探區(qū)位于北部深凹帶，埋深3 500～6 000 m，烴源巖厚30～40 m，應(yīng)達到了成熟條件。緩坡上發(fā)育一個較大面積朝NE向延伸的斷凸-斷鼻構(gòu)造帶，是夾持在兩個反向斷層之間的屋脊斷塊，應(yīng)為有利油氣聚集區(qū)。

第二個有利勘探區(qū)即為圖12所指示的吉蘭泰西北次凸地區(qū)，平面圖上松探1井西北部固陽組頂面東南傾地區(qū)均屬于該區(qū)域。油氣自上新世末期生成以來一直處于朝NW向地表運移、聚集成藏和最終散失狀態(tài)。

兩個較有利勘探區(qū)分別屬于中北次凸地區(qū)和西部斷鼻構(gòu)造單元，前者已完鉆松探1井，后者已完鉆吉參1井。需要說明的是，松探1井兩回次取芯揭示固一段中下部烴源巖附近存在約4 m的油斑-油浸砂巖(圖6)，反映該井點已經(jīng)成藏，只是規(guī)模有限，其上、下其他砂巖含油不普遍，不排除圈閉落實后有望取得工業(yè)突破的可能。吉參1井為20世紀80年代所鉆，鉆井工藝水平有限，雖然該井顯示差，也不能排除西部斷鼻構(gòu)造的成藏可能。

其他低潛力區(qū)是指除了以上2類地區(qū)以外的凹陷周邊斜坡區(qū)，由于埋藏過淺(小于2 000 m)，烴源巖未熟。

有利勘探區(qū)(北部深凹帶)是值得繼續(xù)勘探的區(qū)域，較有利勘探區(qū)(中北次凸地區(qū)和西部斷鼻構(gòu)造單元)如果能實施三維地震和落實圈閉的話，也可能會取得突破。

7 結(jié) 語

(1)河套盆地吉蘭泰凹陷下白堊統(tǒng)固一段湖相暗色泥巖形成于扇三角洲—半深湖沉積環(huán)境，具有高自然伽馬、高電阻率和低聲波時差測井特征，在地震剖面上為平行連續(xù)強振幅反射，地震相預(yù)測其沿NE向吉蘭泰凹陷中心加厚，累計厚度一般為20～30 m，最厚約45 m。

(2)近露頭的ZK500井基底變質(zhì)巖裂縫和松探1井固一段砂巖含油屬同一油源，但ZK500井原油成熟度和露頭暗色泥巖的成熟度都遠高于松探1井的烴源巖和原油成熟度。ZK500井附近存在一個近圓形的高航磁異常體在上新世末期強烈抬升可能是深部巖漿上拱所造成，這次熱事件可能導(dǎo)致其周圍附近烴源巖成熟度明顯偏高和橫向非均勻變化。

(3)吉蘭泰凹陷北部深凹帶固一段最大埋深為3 500～6 000 m，烴源巖應(yīng)屬于成熟階段，其附近緩坡帶上發(fā)育的NE向斷凸-斷鼻構(gòu)造帶是最有希望的勘探前景區(qū)。