滴南凸起石炭系油氣勘探再突破條件分析

賴世新，李艷平，寧良

（中國石油新疆油田分公司勘探開發研究院，新疆 烏魯木齊 830011）

滴南凸起是準噶爾盆地腹部石炭系最有利油氣勘探目標區，已發現卡拉麥里油氣田。隨dt1井和m6井的鉆探成功，展示出凸起區石炭系良好的勘探前景。目前勘探發現油氣多集中在凸起中北部，向東西兩端鉆探成功率越來越低。對凸起區域地層、構造、圈、源、運聚等油氣成藏條件進行系統分析研究，弄清凸起各區油氣成藏規律，是尋求勘探新突破的必然要求。

1 研究區概況

圖1 滴南凸起構造位置及斷裂分析Fig.1 Structural location and failure analysis of Di’nan bulge

滴南凸起位于準噶爾盆地腹部陸梁隆起東南，北接滴水泉凹陷、西鄰石西油田、南接東道海子凹陷、東連卡拉麥里山（圖1）。二、三維地震覆蓋全區，非地震勘探的重磁電勘探覆蓋大部分區域，中北部區域發育儲量規模達千億方的卡拉麥里氣田（產層為石炭系），東段有d12井油區（產層為侏羅系），東南部和西部有多個出油氣井點，產層有二疊系、三疊系、侏羅系和白堊系[1]。行政區劃屬新疆維吾爾自治區福海縣管轄，面積2 800 km2。

2 構造演化與地層

2.1 構造發育演化

滴南凸起是石炭紀早中期準噶爾及周緣板塊匯聚擠壓多方向應力疊加逐漸發育的盆地二級正向構造單元[2]。早石炭世杜內期、維憲期，凸起區為陸梁海盆一部分，發育厚度巨大的滴水泉組和松喀爾蘇組，至謝爾普霍夫期盆地周緣板塊匯聚擠壓加強，陸梁隆起逐漸隆升，滴南凸起雛形顯現。晚石炭世，凸起受NS向強烈擠壓隆升發育定型，上石炭統由周緣凹陷向凸起斷裂尖滅或超覆剝蝕減薄尖滅（圖2）。早、中二疊世是凸起隆升發育高峰期，缺失下、中二疊統沉積建造，同時上石炭統巴山組、下石炭統松喀爾蘇組，在區域內遭強烈剝蝕，成為凸起南部東道海子凹陷和五彩灣凹陷中、下二疊統沉積主要物源區。晚二疊世中晚期，陸梁隆起隆升活動停止，上二疊統中上部沉積覆蓋滴南凸起除東端外的大部分地區，與石炭系呈角度不整合接觸。晚二疊世末，隨盆地整體NE向掀斜抬升和剝蝕，凸起東部上二疊統缺失。早三疊世，凸起再次隆升并缺失下三疊統沉積。中、晚三疊世及早侏羅世，隨陸梁隆起整體NE向掀斜抬升，中、上三疊統及下侏羅統向東超覆剝蝕減薄；中、晚侏羅世，凸起隆升和東高西低掀斜活動持續，地層由兩側東道海子凹陷和滴水泉凹陷向滴南凸起超覆沉積和剝蝕，同時，凸起區侏羅系向東超覆剝蝕減薄。晚侏羅世末，凸起東段強烈掀斜抬升剝蝕，致使侏羅系三工河組中部以上缺失。白堊系及新近系，沉積基底平坦，厚度穩定，新近系沉積后盆地整體再向NE向掀斜抬升（白堊系及至新近系遭受剝蝕），形成滴南凸起現今東高西低的構造格局。

圖2 過滴南凸起中部NS向地震解釋剖面Fig.2 N-S trending seismic interpretation cross the middle of Di’nan bulge

表1 石炭紀中晚期至三疊紀規模較大的逆沖斷裂Table 1 Relatively large-scale thrust fracture from the middle and late Carboniferous to Triassic

凸起形成過程中，伴隨發育石炭紀中晚期至三疊紀多條規模較大的逆沖斷裂（表1）[3]，滴南凸起分化為北次凸、中部凹槽、西南次凸和東南次凸（圖1）。斷裂中滴水滴南凸起主要斷裂泉北斷裂為高角度逆沖斷裂（圖2），伴隨松喀爾蘇組上亞組沉積開始發育，斷裂活動東強西弱，鉛垂斷距東大西小，致使北次凸東段抬升，缺失松喀爾蘇組上亞組。晚石炭世隨滴水泉北斷裂持續東強西弱活動，上石炭統巴山組自西滴水泉凹陷向東部凸起快速超覆剝蝕尖滅。西段斷裂活動停止于中二疊世末，東段持續活動至晚侏羅世。分化凸起斷裂具高角度逆沖、多期活動、強弱分段不均等特點，構成次級構造單元的邊界。侏羅系和白堊系下部發育斷裂均以高角度拉張正斷裂為主[4]，近EW向，延伸規模較大。

2.2 地層發育主要特點

與滴南凸起構造發育演化密切相關的地層，主要有石炭系、二疊系、三疊系、侏羅系、白堊系、古近系及新近系[5]。

石炭系是滴南凸起地層發育主體。滴水泉組屬下石炭統底部層系，滴水泉露頭區發育4個巖性段：第一巖性段。為深灰色泥巖夾粉砂巖及薄層灰巖，產海相腕足化石，見有火山巖脈穿插（未見底）；第二巖性段。以灰綠色砂巖、凝灰巖為主，夾泥巖及火山巖層，可見單層砂巖最大厚度為8 m；第三巖性段。以下部褐紅色泥巖為主夾砂巖，上部為褐紅色泥巖與灰綠色砂巖互層夾硅質巖透鏡體，見有珊瑚產出；第四巖性段。為灰褐色砂礫巖與褐紅色泥巖不等厚互層，砂礫巖單層厚20～30 m。松喀爾蘇組下亞組，在地表露頭區主要為一套中基性火山巖夾少量沉積巖[6]，在dx14井主要為一套50 m厚的灰白色流紋巖，底部見14 m褐色砂礫巖；松喀爾蘇組上亞組，主要以沉積巖（灰色深灰色泥巖夾砂巖、薄煤層）為主夾少量的火山巖[7]，d12井上部主要為凝灰巖與凝灰質砂巖不等厚互層夾薄層灰色深灰色泥巖、碳質泥巖，下部為肉紅色流紋巖、凝灰質角礫巖夾薄層灰綠色安山巖；巴山組，主要發育火山巖層（包括玄武巖、安山巖、流紋巖和凝灰巖），主要分布于凸起西部斜坡區、中部凹槽東部和凸起南斜坡區（圖1）。

石炭系上覆地層（圖3），上二疊統上烏爾禾組。上部以褐、褐紅色及灰色泥巖為主，夾灰色含礫泥質細砂巖；下部以灰、深灰色泥巖為主，夾薄層灰色含礫泥質細砂巖和泥質粉砂巖。上三疊統小泉溝群。上部主要為灰色泥巖、砂質泥巖偶夾薄層灰色泥質粉砂巖；中下部以褐色灰褐色泥巖為主，夾褐灰、灰色泥質粉砂巖；下部自上而下發育灰色粉砂質泥巖、泥質粉砂巖、含礫泥質細砂巖和砂礫巖、褐紅色泥巖及褐灰色含礫泥質細砂巖。下侏羅統八道灣組為含煤巖系，三工河組主要為湖相沉積泥巖及砂巖、粉砂巖，中統西山窯組受剝蝕影響，僅保存下部煤系地層；白堊系吐谷魯群主要為灰褐色粉砂質泥巖與泥質粉砂巖不等厚互層，夾褐灰色粉砂巖及褐色泥巖，底部為褐色灰褐色泥質細砂巖及含礫砂巖。

圖3 過滴南凸起EW向地震解釋剖面Fig.3 E-W trending seismic interpretation cross the middle of Di’nan bulge

3 烴源巖及分布

3.1 下石炭統松喀爾蘇組上亞組

本組烴源巖主要分布于三南-滴水泉凹陷中西部、東道海子凹陷和五彩灣凹陷，鉆遇探井dz1井、dx17井、dn7井和cs1井，可見最大厚度245 m。滴水泉凹陷北斜坡dz1井有機碳含量1%＜TOC＜27.87%，生烴潛力（S1+S2）為2.3～71.41 mg/g，以Ⅱ型干酪根為主，氫指數為33.7～287.9 mg/g，是成熟-高成熟中等到好烴源巖。滴南凸起北次凸dx17井，有機碳含量1.16%＜TOC＜5.44%，游離烴含量0.68～1.96 mg/g，生烴潛力（S1+S2）為3.16～13.06 mg/g，也是成熟到高成熟中等到好烴源巖。東南次凸dn7井，有機碳含量1.31%＜TOC＜9.42%,游離烴含量0.46～4.26 mg/g，生烴潛力（S1+S2）2.78～8.92 mg/g，是高成熟中等到好烴源巖。本組烴源巖干酪根鏡鑒類型主要為Ⅱ和Ⅲ型，干酪根碳同位素為-20.01‰～-24.78‰，C29甾烷含量遠高C27+C28甾烷，陸生高等植物有機質豐富并占主導地位[8]，伽馬蠟烷和孕甾烷含量普遍較低（局部層段較高），表明本組烴源巖主要為陸相低鹽環境沉積并有局部海侵現象[9]。

3.2 下石炭統滴水泉組

露頭區暗色泥巖厚度大于500 m，有機碳含量0.97%～9.71%(平均1.23%)，屬海相環境沉積烴源巖，生烴潛力（S1+S2）0.41～7.18 mg/g（平均1.55 mg/g）[10]，Ro平均1.12%[11]，干酪根類型Ⅱ2、Ⅲ型 ，為好的成熟烴源巖。dx2井，干酪根為Ⅱ1和Ⅲ型，干酪根碳同位素-24.07‰～-24.74‰。ln1井，厚度大于320 m，TOC為1.03%，干酪根碳同位素-24.51‰～-24.89‰。露頭區源巖C29甾烷含量大于C27+C28，有機質來源以陸源高等植物為主，干酪根碳同位素為-24.30‰；ln1井，C29甾烷含量小于C27+C28，孕甾烷和伽馬蠟烷含量較高，表明滴南凸起中西部本組源巖是遠離陸岸的海相咸水環境沉積產物、有機質以水生生物輸入為主[12]。

4 凸起區域成藏油氣分析

4.1 滴南凸起北次凸

西端緊鄰滴水泉凹陷，石炭系厚度大，下石炭統滴水泉組和松喀爾蘇組上亞組烴源巖處于成熟和過成熟演化階段，次凸區域火山巖儲層和上二疊統上烏爾禾組區域蓋層發育匹配良好，構造位置相對高。石炭系是天然氣成藏有利區，為卡拉麥里氣田石炭系天然氣主產區，儲量超千億立方[13-14]。二疊系、侏羅系、白堊系圏閉儲蓋層配套發育，疏導層和斷裂通道有限溝通而零星成藏。天然氣甲烷碳同位素為-28.49‰～-30.6‰，乙烷碳同位素為-25.09‰～-27.76‰，δ13C2-δ13C1值為-0.96～11.36，僅dx32井3 803 m的（C1sa）天然氣乙烷碳同位素為-32.44‰，屬過成熟油型氣。秦建中等研究認為，油氣δ13C2-δ13C1值在25～21間屬未成熟階段，21～11間為成熟階段，11～5間為高成熟階段，在小于裂活5間屬過成熟階段[15]。除dx18井三疊系、dx8井侏羅系三工河組和dx10井呼圖壁河組產出的天然氣為相對較低成熟或過成熟外，其余井層天然氣均為高過成熟煤型氣和煤型與油型混合氣。對比北次凸和西南次凸天然氣親緣關系特征（圖4），認為北次凸成藏石油天然氣主要來源于下石炭統松喀爾蘇組上亞組烴源巖，少量來自滴水泉組烴源巖[16]。

4.2 滴南凸起中部凹槽

石炭系發育厚度較大，但上石炭統巴山組和下石炭統松喀爾蘇組上亞組僅發育于東西兩端構造較低部位，中部區域，松喀爾蘇組下亞組與上二疊統上烏爾禾組不整合接觸，西段m6井和m8井在上石炭統巴山組獲高產油氣流，m001井在侏羅系八道灣組獲高產油氣流，天然氣甲烷碳同位素為-32.08‰～-32.23‰，乙烷碳同位素為-26.97‰～-28.35‰，δ13C2-δ13C1值為3.88～5.11，屬過成熟的油型煤型混合氣，從親緣關系看，其與北次凸產出的主要天然氣有區別，可能主要來源于下石炭統滴水泉組烴源巖。

4.3 滴南凸起西南次凸

圖4 滴南凸起天然氣（溶解氣）親緣關系分析Fig.4 Ties of consanguinity analysis of gas in Di’nan bulge

油氣產出特點與該次凸所處的構造位置、地層發育特點和油氣運移通道密切相關。次凸南北兩側發育有滴水泉南斷裂和石南3號斷裂，主體缺失石炭系主要火山巖儲集層。次凸主體區油氣主要產出于侏羅系三工河組和白堊系清水河組，石炭系火山巖儲層發育良好的中西段北斜坡，dt1井石炭系獲得高產天然氣流。主體天然氣甲烷碳同位素-29.92‰～-41.79‰，乙烷碳同位素-23.02‰～-30.67‰，δ13C2-δ13C1值為1.94～12.28，主要為煤型氣，部分為煤型與油型混合氣，少量為油型氣，部分δ13C2-δ13C1值為1.94～4.36，為過成熟天然氣，少部分δ13C2-δ13C1值為5.26～6.91，屬高成熟天然氣，還有少部分δ13C2-δ13C1值為11.12～12.28，為中期演化階段成熟天然氣。天然氣主要來源于下石炭統滴水泉組，部分來源于松喀爾蘇組上亞組，少量可能來源于東道海子凹陷中二疊統平地泉組[17]。

4.4 滴南凸起東南次凸

次凸靠近東道海子凹陷東北部和五彩灣凹陷西部，油氣主要產出于二疊系和侏羅系。dn1井二疊系平地泉組產出的原油釩/鎳比為0.302，屬典型陸相烴源巖原油，d2井侏羅系油砂的釩/鎳比為1.2，屬典型海相原油。次凸中部油氣主要產出于侏羅系和石炭系。親緣關系分析表明，次凸中部d12井侏羅系油氣與西南部dn7井及東道海子凹陷dn8井等油氣無親緣關系。次凸南部天然氣甲烷碳同位素-28.34‰～-29.17‰，乙烷碳同位素-26.19‰～-27.09‰，δ13C2-δ13C1值為2.08～2.15，為高過成熟演化階段的煤型氣，產自次凸中部d20井油氣甲烷碳同位素為-43.61‰，乙烷碳同位素為-25.1‰，δ13C2-δ13C1值為18.51，為進入成熟演化階段初期的油型煤型混合氣，明顯有別于次凸南部二疊系產出來源于東道海子凹陷二疊系平地泉組油氣（甲烷碳同位素為-31.14‰～-31.61‰，乙烷碳同位素為-29.54‰～-29.56‰，δ13C2-δ13C1值為1.6～2.05，為過成熟演化階段的油型氣）和西南部油氣。甾烷分析對比表明，d12井區原油與滴水泉組烴源巖（dx2井4 182.79 m黑色泥巖）可能具更好的親緣關系（圖5），因此，認為d12井區侏羅系和下石炭統松喀爾蘇組火山巖中產出的油氣可能來源于滴水泉組烴源巖，而次凸西南部dn7井和dn9井產出油氣，來源于松喀爾蘇組上亞組烴源巖[18]。

5 油氣勘探新領域

圖5 d12井區原油親緣關系分析Fig.5 Ties of consanguinity analysis of crude oil in d12

從源巖、通道到圏閉探究分析，滴南凸起及周緣區域，烴源巖發育良好，分布廣泛。ln1井和dx2井鉆遇暗色泥巖烴源巖屬海相沉積，厚度規模巨大，與滴水泉露頭區滴水泉組暗色泥巖比較，均表現為高孕甾烷并具相同孢粉組合特征，認為均屬早石炭世滴水泉期沉積建造，雖地震反射資料未能可靠識別和追蹤解釋，但該烴源巖層屬海相沉積，厚度巨大，推測滴水泉組烴源巖在滴南凸起及周邊區域廣泛發育。喀爾蘇組上亞組烴源巖主要發育于滴水泉凹陷西部，dn7井鉆探表明，中部凹槽區東部發育良好。

基于烴源巖發育分布特點，發育存在松喀爾蘇組下亞組和巴山組的滴南凸起中部凹槽和西南次凸南、北側斜坡區，具近源、斷裂通道發育和儲蓋匹配的特點，是區域內石炭系火山巖非常重要的油氣勘探目標區。對于滴南凸起東南次凸，滴水泉組4個巖性段發育特征表明，在滴水泉組內部可構成良好的自生自儲油氣成藏組合模式。高角度逆沖發育的滴水泉西斷裂，主要發育期為早石炭世晚期謝爾普霍夫期至石炭紀末，伴隨滴水泉西斷裂等活動，東南次凸各類構造圈閉緊隨發育形成。隨埋深的增加，滴水泉組烴源巖進入生排烴高峰期，二疊紀及三疊紀時期滴水泉西斷裂的斷續性活動，給滴水泉組中、上部和松卡爾蘇組的構造圈閉，提供了溝通滴水泉組源巖油氣的通道（圖6），侏羅紀和白堊紀的微弱活動，也給侏羅系的圈閉溝通滴水泉組烴源巖油氣提供了調整通道（d12井區已獲工業油氣流）。因此，構造圏閉發育良好的滴南凸起東南次凸，乃至滴南凸起北次凸東部地區，滴水泉組是良好的油氣勘探目的層，局部松卡爾蘇組下亞組亦是良好的兼探層。

圖6 滴南凸起東南次凸成藏模式圖Fig.6 Reservoir forming model map of southeast sub-bulge,Di’nan bulge

6 結論

（1）滴水泉組暗色泥巖和松喀爾蘇組上亞組暗色泥巖是滴南凸起石炭系油氣成藏主力烴源巖層。

（2）滴南凸起發育始于早石炭世謝爾普霍夫期，發展于二疊紀、三疊紀和侏羅紀，定格于新進世末，是東高西低大型鼻狀構造隆起，斷裂分化為西南次凸、中部凹槽、北次凸和東南次凸，是油氣有利匯聚正向構造單元。

（3）滴南凸起北次凸、中部凹槽西圍斜及東端、西南次凸北斜坡，成藏油氣主要來源于松喀爾蘇組上亞組烴源巖，西南次凸和中部凹槽中部成藏油氣主要來源于滴水泉組烴源巖，東南次凸主體能獲得滴水泉組烴源巖的貢獻。

（4）滴南凸起西南次凸南、北斜坡和中部凹槽中東部是石炭系火山巖油氣勘探有利目標接替區，探索滴南凸起東南次凸及北次凸中東部滴水泉組自生自儲油氣藏，可能具突破性意義。