0 引言
准噶尔盆地是我国西北内陆大型叠合含油气盆地，分为西北缘、腹部、准东和南缘4个重要油气勘探区域［1］。中拐凸起位于盆地西北缘西部隆起区，呈鼻隆形态，以斜坡向玛湖凹陷过渡，其北邻红车断裂带和克百断裂带，南临富生烃凹陷沙湾凹陷，东部为达巴松凸起、盆1井西凹陷和玛湖凹陷（图1），是西北缘油气勘探重点区域［2］。勘探证实中拐凸起及其东斜坡带在二叠系的上乌尔禾组（P3 w）发现了多个油气藏［3-5］。前人对中拐地区二叠系上乌尔禾组油气成藏特征从不同角度进行了一定程度研究，鲁新川等［6］从砂砾岩储层发育角度分析，认为上乌尔禾组以“复合扇”沉积序列的多期冲积扇叠合为主要特征；李兵等［7］从碎屑岩沉积相特征分析了油气成藏有利区带；何登发等［8］、张欣欣等［9］从断裂发育特征及构造变形过程分析认为区域构造环境对中拐凸起构造形态及其内部断裂体系发育具有重要控制作用；韩宝等［10］从不整合面方面指出不整合面之上的上乌尔禾组连片分布的砂砾岩及砂岩不仅与众多断裂构成了油气网毯式运移的主力通道，也是重要的油气富集场所。尽管前人从不同要素分析了中拐凸起二叠系上乌尔禾组油气成藏特征，但鲜有人综合各种成藏要素对油气成藏主控因素进行系统分析，因此笔者在中拐凸起连片三维地震构造精细解释基础上，结合岩心观察、薄片鉴定、测井和录井及分析化验资料，对凸起内油气分布规律进行系统梳理，总结其成藏特征，对控制油气富集的关键因素进行探讨，明确其成藏主控因素，旨在深化对准噶尔西北缘的油气地质认识，以期为下一步勘探或其他类似凸起的勘探提供借鉴和依据。
1 区域地质概况
中拐凸起是准噶尔盆地西部隆起一级构造单元中的一个二级构造单元，是盆地主要油气富集区之一，具有西高东低、中间高南北低的总体构造格局，构造变形西部强、东部弱［11-12］。石炭纪—早二叠世中拐凸起在挤压应力场下呈向东倾没的鼻凸，其轴向为北西至南东；晚二叠世古凸起开始隐伏，三叠纪至侏罗纪总体上为继承性沉积；上二叠统上乌尔禾组超覆不整合沉积于凸起之上，顶部自西向东受到不同程度的剥蚀，在上倾方向不同构造位置尖灭，与上覆百口泉组呈角度不整合关系；三叠系—侏罗系披覆其上，燕山运动使隆起区进一步抬升，形成了向南东单倾的构造格局［13-15］。由于板块构造所造成推覆活动的分期性和强度的差异性，形成了二叠系内部各层组间明显的规模不一的角度不整合接触关系，且主体部分缺少中、上石炭统及二叠系大部分地层，仅乌尔禾组地层超覆其上，并且该区域构造位置非常有利，油源条件充足，位处山前构造带，发育长期继承性活动的断层和不整合面，为油气的运移和聚集提供了良好条件［16-19］。
2 油气成藏要素
2.1 储层特征
中拐凸起二叠系上乌尔禾组整体为水体变深条件下发育的一套下粗上细的正旋回沉积（图2）。根据岩相组合、测井曲线及沉积旋回特征将上乌尔河组（P3 w）由老到新划分为3段：上乌尔禾组一段（P3 w 1，简称乌一段）、上乌尔禾组二段（P3 w 2，简称乌二段）及上乌尔禾组三段（P3 w 3，简称乌三段）。乌一段岩性主要以砂砾岩和砾岩为主，其次为中砂岩，细砂岩次之；乌二段岩性以中砂岩、粗中砂岩、含砾中砂岩和细中砂岩为主，其次为砂砾岩，粗砂岩和细砂岩次之；乌三段岩性以泥岩为主，其次为泥质粉砂岩、粉砂岩，含砾细砂岩、砂砾岩次之。
碎屑岩类型以岩屑砂岩为主，少量长石岩屑砂岩，颗粒分选中等到好，磨圆度主要为次圆—次棱角状，以点状、线状接触为主；岩屑成分主要为凝灰岩、安山岩和中酸性喷出岩，胶结物类型主要为浊沸石、方解石和硅质，少量片沸石、黄铁矿、硅质和绿泥石；杂基以泥质为主。孔隙类型以溶蚀孔为主、次为剩余粒间孔、粒内孔和微裂缝（图3）。溶蚀孔隙主要包括粒内溶孔、浊沸石溶蚀孔及铸模孔3类，粒内溶蚀孔和铸模孔主要为长石的选择性溶蚀作用形成，此类溶蚀孔少见，仅个别薄片中见到，浊沸石溶蚀孔是该区主要的显孔孔隙类型，主要表现为浊沸石溶孔。剩余粒间孔为显孔的主要孔隙类型，为原生粒间孔在机械压实、长石及石英的再生长或其他胶结作用充填后，剩余的粒间孔隙，颗粒边缘无明显溶蚀现象。粒内孔为显孔的次要类型，是长石和火山岩屑的选择性溶蚀作用形成的，主要为粒内溶蚀孔，在上乌尔禾组除乌一段发育较差，其余2段发育程度相当。微裂缝在研究区主要指泥质经脱水后而形成的孔隙类型，其形状多为花边状，含量少，所占储集层空间比例极少。
图3 研究区上乌尔禾组主要储集岩特征和储集空间类型（a）金龙2井，4 178.20 m，灰色油斑砂砾岩；(b)金龙4井，3 364.50 m，灰色中砂岩；(c)JL2001井，3 972.66 m，不等粒砂岩，粒间孔，发育绿泥石膜，铸体；(d)金208井，4 071.06 m，含砾中砂岩，长石颗粒内溶孔，铸体;(e)金208井，4 043.63 m，粗—中粒长石岩屑砂岩，绿泥石膜发育，粒间见浊沸石残晶和硅质析出，铸体；(f)JL2001井，3 969.14 m，砾质不等粒砂岩，浊沸石溶孔及其残晶，微裂缝，铸体 Fig.3 Reservoir characteristics and reservoir interspace types of upper Wuerhe Formation in the study area |
通过对研究区上乌尔禾组储层物性数据统计表明储层基质孔隙度较低，渗透率变化较大。选取研究区典型的金龙2井区69块样品进行分析，上乌尔禾组储层孔隙度分布范围为2.50%~15.31%，平均值为9.91%；渗透率为（0.07~141.0）×10-3 μm2，平均为1.81×10-3 μm2。其中41块含油样品分析油层孔隙度为8.70%~15.31%，平均为12.53%；油层渗透率为（0.18~141.0）×10-3 μm2，平均为3.56×10-3 μm2（图4）。属于中低孔、低渗型储层，具备一定的油气储集能力。
2.2 盖层条件
研究区二叠系上乌尔禾组地层发育较稳定，整体厚度约为200~300 m，盖层岩性相对单一，主要为泥岩、粉砂质泥岩。自下而上发育3套区域性泥岩盖层，其中P3 w 1与P3 w 2扇三角洲体系间歇期的滨浅湖泥岩（10~20 m）是2个砂组的良好隔层，对油气具阻隔作用，其次P3 w 3顶部厚层（约20~60 m）的湖相泥岩是重要的区域性盖层（图2，图5）。从研究区典型井克79井区来看上乌尔禾组泥岩盖层的平均孔隙度仅为5.94%，渗透率为3.1×10-3 μm2，空气突破压力为2.1 MPa。通过对已知气藏盖层封闭能力的试验和分析，渗透率为5.6×10-6 μm2的泥质岩饱和盐水样品，其排驱压力仍大于16.4 MPa，对油气具有较好封盖效果。因此，3套泥岩盖层与下伏储集层配置形成良好储盖组合，一定地质条件下对油气藏形成有效封盖。
2.3 圈闭特征
中拐凸起在二叠纪经历多期构造运动，造成地层多次抬升、剥蚀、尖灭等地质特征，具有圈闭类型多样、圈闭分布情况复杂的特点。在上乌尔禾组沉积期，中拐凸起呈由西北向东南倾的单斜，沿构造倾向方向发育有3个构造条带，即陡坡带、缓坡带和断鼻带。如图6所示，克79井区上乌尔禾组油藏位于陡坡带，克102井和金龙2井位于缓坡带，金201井位于断鼻带。金龙2井、克102井位于受断裂封堵的金龙2井断块圈闭内，金201井位于被断裂切割的金龙2井东断鼻圈闭内，金204井位于金龙2井东侧的一个断块内，金205井、金206井位于金龙2井西侧受断层和地层双重控制的大型构造地层圈闭内，即形成金龙2井断块圈闭、金201井断鼻圈闭、金204井断块圈闭，克79岩性圈闭，金龙2井西构造—地层5个圈闭。金龙2井区块二叠系上乌尔禾组油藏为受断裂控制的构造油藏，金龙2井西为受构造和地层双重控制的油藏。因此，上乌尔禾组沉积期，中拐凸起呈由西北向东南倾的单斜，沿构造倾向方向发育有3个构造条带，即陡坡带、缓坡带和断鼻带，陡坡带和缓坡带发育地层超覆和地层不整合相关的地层—岩性复合型圈闭，断鼻带发育与断层相关的构造圈闭，从西北向东南，圈闭类型有规律地变化，构成上倾方向上不同岩性尖灭或岩性变化遮挡的不整合—断裂—超覆尖灭式复合圈闭。
2.4 疏导条件
不整合面和垂向深大断裂是中拐地区二叠系上乌尔禾组油气运移的主要途径。其中深大断裂体系是沟通油源、提供垂向油气运移、控制油气聚集及分布的主要原因，地层不整合面是油气侧向运移的重要通道［20］。中拐地区发育三大类断裂，其中主要的一类为逆断裂（表1），如红车断裂与红3井东侧断裂是海西期形成的控制构造格局的近南北和近东西走向逆掩断裂［21］，上乌尔禾组P3 w 2顶面构造图（图6）和油气成藏剖面图（图7）表明逆断裂对斜坡区油气运移、聚集起到主要的疏导作用。凸起主体部分缺少中、上石炭统及二叠系大部分地层，只有乌尔禾组沉积超覆其上，二叠系由玛湖凹陷向中拐凸起北坡超覆沉积减薄，同时也遭削截而尖灭，厚度减薄很快，西南则受断裂控制。由于地层超覆，不整合面发育，易使油气聚集成藏。如果上超地层存在圈闭，就可能形成油气藏；如果没有圈闭，油气沿遮挡线向两侧高部位运移。在没有其他运移通道沟通的情况下，当下伏地层为非渗透地层时，上超地层之中及其之下地层中生成的油气很难向烃源岩层之上的地层中运移和聚集。生成的油气沿古生界间的不整合面和储层顺斜坡上倾方向运移，当其遇到克—乌断裂带或红车断裂带后，沿断层发生垂向运移，油气在断层内运移过程中遇到储集层或不整合面发生分流，一部分聚集在断层圈闭中，再一部分沿断层继续垂向运移，另一部分沿两侧储层或不整合面继续侧向运移，因此，对油气运移、聚集和成藏起控制作用的主要是逆断裂，其余两类断裂为正断裂和扭性断裂，正断裂发育数量少，且断层规模较小，多分布在背斜核部或主断裂的旁侧，走向可有多个方向，扭性断裂总体发育于挤压背景，其断距和规模较小。这2类断裂都对沉积、油气运移、聚集和成藏不起控制作用。
表1 中拐凸起金龙2井区逆断裂要素Table 1 The elements of reverse faults of P3 w in Jinlong 2 well area of Zhongguai Uplift |
| 断层 编号 | 断层名称 | 断层 性质 | 断开层位 | 目的层断距 /m | 断裂产状 | ||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 走向 | 倾向 | 延伸长度/km | |||||
| 1 | 金龙2井南断裂 | 逆 | P1 j—P3 w | 5~15 | NW | SW | 7.3 |
| 2 | 金龙2井北1号断裂 | 逆 | P1 j—P3 w | 5~20 | NW | NE | 4.7 |
| 3 | 金龙2井北2号断裂 | 逆 | P1 j—P3 w | 10~25 | NW | SW | 15.7 |
| 4 | 金龙2井东断裂 | 逆 | P1 j—P3 w | 10~20 | NE | E | 4.2 |
| 5 | 克102井西断裂 | 逆 | P1 j—P3 w | 5~15 | NE | NW | 4.0 |
| 6 | 金201井南1号断裂 | 逆 | P1 j—P3 w | 5~15 | NW | N | 1.5 |
| 7 | 金201井南2号断裂 | 逆 | P1 j—P3 w | 5~10 | EW | N | 0.9 |
| 8 | 金204井西2号断裂 | 逆 | P1 j—P3 w | 5~15 | NS | W | 2.6 |
| 9 | 金204井东断裂 | 逆 | P1 j—P3 w | 5~20 | NW | SW | 5.8 |
| 10 | 金204井南1号断裂 | 逆 | P1 j—P3 w | 5~20 | NW | NE | 4.2 |
| 11 | 金204井南2号断裂 | 逆 | P1 j—P3 w | 5~20 | EW | S | 1.8 |
| 12 | 克101井南2号断裂 | 逆 | P1 j—P3 w | 5~20 | EW | S | 5.9 |
| 13 | 红3井东断裂 | 逆 | J—P | 20~350 | EW | N | 18.4 |
3 油气成藏主控因素
3.1 油源丰富且长期位于油气运移指向区
中拐凸起纵向上发育4套烃源岩，二叠系上乌尔禾组油气成藏期，油气藏的分布具有明显的分区性和阶段性［2］，这与烃源岩的生烃中心、生排烃期以及区域构造位置密切相关［16］。其中：①石炭系烃源岩主要是晚海西期洋陆转换期形成的煤系地层，大部分样品成熟度处于高—过成熟阶段，中拐凸起上乌尔禾组的天然气主要来源于该层烃源岩；②二叠纪是准噶尔盆地沉降、沉积最快的一个时期，加之当时二叠纪的地温梯度较高，佳木河组底部沉积厚度较大的灰色泥岩迅速成熟，在主要排烃期佳木河组油气运移主要指向凹陷四周，其中玛湖西斜坡—中拐凸起为最有利的油气运移指向区。中拐凸起的一些油气藏（特别是气藏）有佳木河组烃源岩的贡献（图7）。③风城组烃源岩基本位于玛湖凹陷中心区，以源内和近源运聚为主。玛湖凹陷和盆地1井西凹陷在主要排烃期的油气均从凹陷中心向四周运移。玛湖凹陷西斜坡—西北缘断裂带与玛湖生烃中心相邻最近，西北缘克—乌大断裂决定了油气运移的主要方向及其分布位置和范围，是风城组油气最有利的聚集带。中拐凸起油气运聚受不整合和断裂控制，位置十分有利。④下乌尔禾组烃源岩主要位于其底部，早白垩世是下乌尔禾组液态烃的主要排出期，上覆三叠系白碱滩组区域性盖层可阻止油气运移、便于油气聚集，中拐凸起早期形成的圈闭成为油气聚集的良好场所。因此，中拐凸起一直是玛湖—盆1井西凹陷二叠系佳木河组、风城组和下乌尔禾组油气的运移指向区，多套优质烃源岩广泛分布，具备油气成藏的基本物质基础，油气勘探潜力巨大。
3.2 砂砾岩为主的扇三角洲沉积体系控制油气成藏的形成规模
中拐凸起上乌尔禾组以扇三角洲沉积为主，P3 w沉积期，研究区整体属于近源沉积，陆源碎屑供给充足，扇三角洲前缘亚相广泛分布，砂砾岩体沉积厚度大和空间展布面积大［22-23］。其中：乌一段沉积期，研究区为典型的近物源沉积，物源位于研究区西北部、西部以及南西方向，阵发性、季节性洪水携带大量的山前陆源碎屑，顺着西北缘冲断陡坡带快速沉积，发育分选和磨圆较差的砂砾岩和砾岩砂体，厚度约为45 m，扇三角洲平原和扇三角洲前缘亚相河道砂体发育，处于湖盆扩张，湖平面上升时期，沉积物为正旋回序列。乌二段沉积期，水体短暂的下降，沉积砂体主要为扇三角洲前缘水下分流河道微相的砂砾岩和含砾砂岩，其沉积早期是乌一段湖泛期沉积的厚层滨浅湖灰色泥岩，中晚期随着湖水变浅，物源供给减弱，湖平面下降，沉积物主要为扇三角洲前缘砂砾岩夹棕色粉砂质泥岩，乌二段沉积晚期至整个乌三段沉积期，研究区水体逐渐变深，乌三段底部发育扇三角洲前缘砂砾岩砂体，沉积厚度大约10 m左右，然后全部被厚层的滨浅湖泥岩、粉砂质泥岩等覆盖（图2，图8）。因此，研究区整体为二次水体上升的半旋回沉积，构成以扇三角洲前缘水下分流河道的砂砾岩、砾岩为储层，滨浅湖的粉细砂岩、粉砂岩、泥岩为盖层的3套有利的储盖组合，从乌一段到乌三段，砂体的厚度和规模逐步减小，盖层由薄变厚（图5），这种下储上盖的组合是中拐凸起规模成藏的物质保障和潜力因素之一。同时扇体的规模大小直接影响油气藏的聚集规模和丰度大小，油气聚集规模主要受扇三角洲分布的制约，而油气丰度受沉积微相（砂体的发育程度）控制。发育的多期冲积扇和扇三角洲沉积体系，由于多旋回沉积，使得多期扇体叠加，导致岩性侧向变化和纵向上的砂泥岩互层变化强烈，为岩性圈闭形成提供了良好的条件。在紧靠主断裂处、地层尖灭线处洪积扇和扇三角洲发育，组成扇裙，这些洪积扇和扇三角洲体，在断裂作用下，形成扇体构造—岩性圈闭，扇体的大小控制着油气藏的规模，如金龙203井区、金龙205井区和克79井区二叠系上乌尔禾组油气藏（图8）。
3.3 二叠系地层不整合和断裂控制油气纵向分布
由于中拐凸起受海西、印支、燕山、喜马拉雅等构造沉积旋回控制，易形成地层超覆、剥蚀尖灭及构造挤压的断裂等多种类型的圈闭［1，9-14］。由于地层超覆，不整合面发育，易使油气聚集成藏，加之其处于山前构造带位置，发育长期继承性活动断层和多期次不整合面。油气沿断裂垂向运移时遇到不整合面则发生侧向运移，空间上油气藏呈阶梯状展布，最终形成平面上连片、垂向上叠置的复合油气藏。西北缘的油气主要来自于二叠系风城组和下乌尔禾组烃源岩，生成的油气沿古生界间的不整合面（风城组与夏子街组之间、下乌尔禾组与上乌尔禾组之间及上乌尔禾组与三叠系之间）和储层上倾方向运移，当其遇到克—乌断裂带或红车断裂带后，沿断层发生垂向运移（图6）。油气在断层内运移过程中遇到储集层或不整合面发生分流，一部分聚集在断层圈闭中；另一部分沿断层继续垂向运移一部分沿两侧储层或不整合面继续侧向运移（图7），从而控制了油气的纵向分布及其分布范围，使中拐凸起沿着不同类型的圈闭充注，在横向上形成含油面积广的油气区带。
4 结论
（1）准噶尔盆地中拐凸起二叠系油源条件充足，乌尔禾组储层为中低孔、低渗储集层，储盖组合发育良好，长期继承性活动的断层和二叠系不整合面为油气形成圈闭提供疏导，具备有利的油气成藏条件。
（2）该区发育多期冲积扇和扇三角洲沉积体系，由于多旋回沉积，使得多期扇体叠加，导致岩性侧向变化和纵向上的砂泥岩互层变化强烈，为岩性圈闭形成提供了良好的条件，在紧靠主断裂处、地层尖灭线处扇三角洲发育，扇三角洲体大小控制了油气平面分布与规模，而广泛分布的扇三角洲前缘砂体，是油气勘探的重要领域。
（3）断裂和不整合面的发育对油气的聚集和运移起到疏导作用，空间上构成“之”字形或成阶梯状，最终形成平面上连片、垂向上叠置的复合油气藏，控制了油气藏的空间分布。
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