天然气地球科学 >

2022 , Vol. 33 >Issue 9: 1409 - 1420

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2022.03.014

天然气地质学

二连盆地乌里雅斯太凹陷洼槽区油气成藏有利条件与成藏模式

  • 江涛 , 1 ,
  • 张锐锋 1 ,
  • 项鑫 1 ,
  • 谢佩宇 1 ,
  • 张宇飞 1 ,
  • 韩琪 1 ,
  • 李彬 1 ,
  • 钟雪梅 1 ,
  • 徐婕 2
展开
  • 1. 中国石油华北油田公司，河北 任丘 062552
  • 2. 中国石油渤海钻探公司第二录井分公司，河北 任丘 062552

江涛（1985-），男，浙江衢州人，高级工程师，硕士，主要从事非常规油气勘探地质研究.E-mail：.

收稿日期: 2021-04-12

  修回日期: 2022-03-23

  网络出版日期: 2022-09-09

收起

Favorable accumulation conditions and patterns in trough area of oil-rich sag in Erlian Basin： Taking the southern sag of Wuliyasitai Sag as an example

  • Tao JIANG , 1 ,
  • Ruifeng ZHANG 1 ,
  • Xin XIANG 1 ,
  • Peiyu XIE 1 ,
  • Yufei ZHANG 1 ,
  • Qi HAN 1 ,
  • Bin LI 1 ,
  • Xuemei ZHONG 1 ,
  • Jie XU 2
Expand
  • 1. PetroChina Huabei Oilfield Company，Renqiu 062552，China
  • 2. No. 2 Mud⁃logging Company，BHDC，CNPC，Renqiu 062552，China

Received date: 2021-04-12

  Revised date: 2022-03-23

  Online published: 2022-09-09

Supported by

The China National Science & Technology Major Project(2016ZX05046-006-007)

Fold

本文亮点

洼槽区已成为二连盆地富油凹陷增储上产的重要领域，深入认识其成藏条件与成藏模式，是提高勘探成效的关键。通过对乌里雅斯太凹陷南洼槽生烃能力、油气相态、沉积砂体分布、储层特征以及成藏期等分析，探讨了富油凹陷洼槽区油气成藏的主要有利条件及成藏模式。乌里雅斯太凹陷南洼槽洼槽区优质烃源岩较斜坡带更为发育，有效生烃强度大，热演化程度较高，处在油气混相生成阶段。洼槽区砂体来源于西部陡坡带，砂体规模较大，延伸较远，储集空间主要为粒间溶孔、粒内溶孔等次生孔隙，在埋深2 300~2 500 m、2 800~3 000 m区间存在异常孔隙发育带，具备成为优质储层的条件。凹陷存在2期主要生烃及成藏过程：第一期主要在斜坡带发育，烃源岩早期生成的油气聚集成藏；第二期主要在洼槽区发育，成藏动力强，烃源岩中后期生成的油气准连续聚集成藏，形成近源致密油和源内页岩油气成藏模式。乌里雅斯太凹陷南洼槽洼槽区勘探与研究成果对其他富油凹陷洼槽区勘探具有现实的指导意义。

本文引用格式

江涛 , 张锐锋 , 项鑫 , 谢佩宇 , 张宇飞 , 韩琪 , 李彬 , 钟雪梅 , 徐婕 . 二连盆地乌里雅斯太凹陷洼槽区油气成藏有利条件与成藏模式[J]. 天然气地球科学, 2022 , 33(9) : 1409 -1420 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2022.03.014

Highlights

At present， the trough area has become an essential target for increasing the reserves and enhancing the production capacity in the oil-rich sags of Erlian Basin. In-depth understanding of its oil/gas accumulation conditions and accumulation patterns is the key to improve the successfulness of exploration. The southern trough of Wuliyasitai Sag in Erlian Basin is chosen as the research object. Based on the analysis of the hydrocarbon generation capacity， the phase of the generated oil/gas， the distribution of sedimentary sand bodies， the characteristics of the reservoir， and the timing of oil/gas accumulation， the main favorable conditions and patterns of oil/gas accumulation in the trough area were discussed. The results indicate that the high-quality source rock in the southern trough of Wuliyasitai Sag are much better than that in the slope belt， presented by higher generation intensity of the effective hydrocarbon， higher thermal evolution degree， and being in the stage of oil and gas generation. The sand body which occurred in large scale in the trough area was derived from the western steep slope belt and extended far. The reservoir space is mainly composed of secondary pores such as intergranular dissolved pores and intragranular dissolved pores. An abnormal pore occurred in the intervals of 2 300-2 500 m and 2 800-3 000 m in burial depth， providing good conditions for a high-quality reservoir. Two main stages of hydrocarbon generation and accumulation occurred in the sag. The first stage is the oil and gas generated in the early time and mainly accumulated within the reservoir in the slope belt. The second stage mainly occurred in the trough area where is characterized by greater charging dynamics during oil/gas accumulation. The quasi-continuous accumulation of oil and gas which were generated in the middle and late stages in the source rock， results in forming a pattern of near-source stratigraphic lithologic oil reservoirs-tight oil and a pattern of the intra-source shale oil/gas. This would be a guidance for the exploration in the trough to increase reserves and to establish production capacity in economical. The exploration practice and research results of the southern trough area of Wuliyasitai Sag have practical guiding significance for the exploration of trough areas in other oil-rich sags.

0 引言

二连盆地富油凹陷常规石油地质资源量为10.93×108 t，累计探明石油地质储量2.82×108 t，剩余油气资源依然丰富。已发现的石油储量主要分布在各凹陷中的正向构造带和斜坡带，洼槽区勘探程度较低，是剩余资源的主要分布区，勘探潜力大。近年来，在富油气凹陷“满凹含油”论、岩性—地层油气成藏理论、陆相断陷洼槽聚油理论等［1-3］地质理论指导下，中国石油华北油田公司相继在二连盆地乌里雅斯太、阿南、阿尔等多个凹陷洼槽区获得油气勘探新发现，洼槽区逐渐成为二连盆地增储上产的重要接替领域。
乌里雅斯太凹陷南洼槽30余年勘探主要聚焦于斜坡带的构造油气藏、构造—地层复合油气藏和湖底扇岩性油气藏［4-6］，而洼槽区的油气勘探程度和研究认识程度相对较低，成藏条件不清制约了洼槽区的油气勘探进程。近年来，通过对洼槽区生烃能力、生成油气相态、沉积砂体分布、储层特征以及油气成藏时期等分析，深化富油凹陷洼槽区油气成藏有利条件及成藏模式认识，取得了重要突破，对挖掘二连盆地富油凹陷剩余资源潜力具有重要指导意义。

1 地质概况

乌里雅斯太凹陷位于二连盆地马尼特坳陷东北部，是在海西褶皱基底上形成的早白垩世断陷型凹陷，总体呈NNE向长条状展布，自南向北分为南、中、北3个次级洼槽，目前华北油田拥有中、南洼槽矿权，油气发现主要集中在南洼槽。乌里雅斯太凹陷南洼槽为西断东超的单断断超式结构，发育木日格和苏布2个横向构造，构成南北分区、东西分带的构造格局，南北向呈“三洼夹两隆”的特点，自西向东依次为西部陡带、中部洼槽区和东部斜坡带。区内主要发育下白垩统巴彦花群湖相碎屑岩，自下而上可划分为阿尔善组、腾格尔组一段、腾格尔组二段和赛汉塔拉组。阿尔善组和腾格尔组一段下部是主力烃源岩，共钻遇古生界、阿三段、阿四段、腾一下亚段4套含油气层系。已发现油气藏主要位于东部斜坡带［7-9］（图1）。
图１ 乌里雅斯太凹陷南洼槽区域构造（a）与地层综合柱状图（b）

Fig.1 Regional structure（a） and comprehensive strata column（b） of southern trough， Wuliyasitai Sag

2 洼槽区烃源岩成烃演化特征

2.1　洼槽区烃源岩发育特征

前人研究表明，乌里雅斯太凹陷南洼槽主要发育腾一下亚段（K1 bt 1）和阿尔善组（K1 ba）2套烃源岩，其中：腾一下亚段烃源岩主要发育在深湖—半深湖相沉积环境，总有机碳（TOC）含量平均为3.1%，I H值平均为248 mg/g，有机质类型以Ⅱ1型为主；阿尔善组烃源岩主要发育在扇三角洲—半深湖相沉积环境，TOC含量平均为2.4%，I H值平均为246 mg/g，有机质类型以Ⅱ2型为主［10］。富油凹陷不同构造位置生烃能力往往具有较大差别，生烃能力及有效烃源岩的空间展布是洼槽区油气藏形成的关键［11］。
斜坡带腾一下亚段、阿尔善组烃源岩TOC含量平均值分别为2.57%和2.04%，游离烃S 1平均值分别为0.87 mg/g和0.44 mg/g，而洼槽区腾一下亚段、阿尔善组烃源岩TOC含量平均值分别为3.15%和2.47%，游离烃S 1平均值分别为1.92 mg/g和0.93 mg/g，对比表明洼槽区较斜坡带烃源岩有机质丰度相对较高，游离烃含量更高（图2，表1）。赵贤正等［12］对二连盆地主要富油凹陷有效烃源岩TOC含量下限开展研究，提出了乌里雅斯太凹陷有效烃源岩有机碳含量下限为2.5%。依据该标准，斜坡带腾一下亚段、阿尔善组有效烃源岩数据比例分别为52.94%和25.4%，洼槽区腾一下亚段、阿尔善组有效烃源岩数据比例分别为81.4%和46%（表1），表明洼槽区有效烃源岩更为发育，具有更好的物质资源基础。
图2 乌里雅斯太凹陷南洼槽烃源岩有机碳含量与生烃潜量关系

Fig.2 Relationship between TOC and hydrocarbon generation potential of source rock in southern trough of Wuliyasitai Sag

表1 乌里雅斯太凹陷南洼槽烃源岩地球化学指标统计

Table 1 Geochemical indicators of source rock in southern trough of Wuliyasitai Sag

构造

位置

 层段 TOC/% （S 1+S 2） /（mg/g） S 1/（mg/g） R O/% T max/℃

（S 1/TOC）

/（mg/g）

 有效烃源岩 数据比例/%
斜坡带 腾一下亚段 2.57 ( 51 ) 0.19 ~ 4.89 8.76 ( 54 ) 0.09 ~ 29.21 0.87 ( 54 ) 0.01 ~ 2.78 0.72 ( 19 ) 0.47 ~ 1.03 442 ( 45 ) 432 ~ 448 31.36 ( 53 ) 4.67 ~ 93.13 52.94
阿尔善组 2.04 ( 63 ) 0.17 ~ 4.78 6.21 ( 58 ) 0.04 ~ 22.30 0.44 ( 58 ) 0.01 ~ 1.30 0.83 ( 8 ) 0.69 ~ 1.22 443 ( 53 ) 432 ~ 452 22.36 ( 57 ) 0.57 ~ 73.03 25.4
洼槽区 腾一下亚段 3.15 ( 43 ) 1.28 ~ 5.75 7.08 ( 43 ) 2.31 ~ 14.62 1.92 ( 43 ) 0.38 ~ 4.52 0.89 ( 12 ) 0.75 ~ 1.04 454 ( 43 ) 438 ~ 473 66.54 ( 43 ) 13.52 ~ 185.1 81.4
阿尔善组 2.47 ( 26 ) 1.77 ~ 4.27 3.45 ( 26 ) 1.21 ~ 9.08 0.93 ( 26 ) 0.20 ~ 1.98 0.99 ( 8 ) 0.85 ~ 1.17 467 ( 26 ) 448 ~ 492 37.84 ( 26 ) 7.73 ~ 87.82 46

注： 2.57 ( 51 ) 0.19 ~ 4.89= 平 均 值 ( 样 品 数 ) 最 小 值 — 最 大 值

2.2　洼槽区生成油气相态及分布

有机质热演化程度与烃源岩的生烃及生成油气相态有着密切的关系。目前确定有机质成熟度的指标有多种，如镜质体反射率（R O）、岩石最高热解峰温（T max）、残留烃指数（S 1/TOC）、生烃潜力指数（PG/TOC）等［13］。以往对烃源岩成熟度分析主要集中在斜坡带，由于斜坡带受后期抬升影响，有机质成熟度指标反映出热演化程度整体偏低，R O值大部分小于1.0%［11］。
通过近年乌里雅斯太凹陷洼槽区新钻井与斜坡带烃源岩成熟度及生排烃指标分析对比，发现不同构造位置烃源岩有机质成熟度及生成油气相态均存在一定的差异，表现出“双段式”生排烃高峰的特征。
斜坡带腾一下亚段烃源岩R O值为0.47%~1.03%，阿尔善组烃源岩R O值为0.69%~1.22%，整体处在低成熟—成熟阶段。深度2 000 m处，R O值约为0.8%， S 1 /TOC值约为100 mg/g，达到生油高峰阶段；预测深度2 800 m处R O值可达1.0%，而S 1/TOC值降低至40 mg/g，未达到液态烃、气态烃相变的热演化程度（图3）。
图3 乌里雅斯太凹陷南洼槽烃源岩成熟度指标—深度关系

Fig.3 Relationship between maturity and depth of source rock in southern trough of Wuliyasitai Sag

洼槽区腾一下亚段烃源岩R O值为0.75%~1.04%，阿尔善组烃源岩R O值为0.85%~1.17%，整体处在成熟—高成熟阶段，在深度2 800 m处，R O值约为1.0%，S 1/TOC值约为 160 mg/g，PG/TOC值由最高的466 mg/g降低到约220 mg/g，降低幅度约50%，达到生油高峰阶段，预测深度3 600 m处R O值可达1.3%，S 1/TOC值降低至20 mg/g，PG/TOC值由最高的466 mg/g降低到约100 mg/g，达到生油窗下限，大于3 600 m产物逐渐由液态烃向气态烃相变，主要产物为凝析油、湿气［14-15］（图3）。
利用Trinity成藏模拟软件，综合构造、沉积、烃源岩、储盖层等各种静态和动态参数，建立烃源岩生排烃模型，明确烃源岩成熟度及排烃特征。通过模拟分析认为，腾一下亚段烃源岩排油区分布范围较小，但强度较高，排油强度在（1.0~3.0）×106 t/km2之间，主要位于洼槽区苏布构造带的西南部位，斜坡带基本没有排油能力［图4（a）］，阿尔善组较腾一下亚段烃源岩热演化程度更高，排油区分布也相对较广，排油强度在（0.8~2.0）×106 t/km2之间，主要位于洼槽区苏布构造带及木日格构造带西南部位，斜坡带排油强度最大仅为1.0×106 t/km2［图4（b）］，排气强度在（9~21）×108 m3/ km2之间［图4（c）］，主要位于洼槽区苏布构造带西南部位，斜坡带基本没有排气能力（图4）［16-17］。
图4 乌里雅斯太凹陷南洼槽烃源岩排油、排气强度

（a） 腾一下亚段排油强度；(b) 阿尔善组排油强度；(c) 阿尔善组排气强度

Fig. 4 Oil and gas expulsion intensity of source rocks in southern trough of Wuliyasitai Sag

3 洼槽区储集岩特征

3.1　洼槽区砂体展布特征

南洼槽阿尔善组和腾一下亚段沉积时期物源供给充分，陡坡带、缓坡带两侧均发育扇三角洲，物源具有继承性，表现为东南部持续抬升西北部沉降的西北短东南超的特征［18-19］。腾一下亚段沉积时期主要物源来自陡坡带，扇三角洲前缘水下分流河道、席状砂微相砂体发育，少量物源来自东部缓坡带发育的扇三角洲前缘水下分流河道和湖底扇，陡坡带、斜坡外带快速堆积的平原、分流间湾亚相，储层物性差，向洼槽区延伸，形成前缘水下分流河道、席状砂及湖底扇有利沉积微相，其中太60X、太50X和太52X等井单层砂体较厚，厚度一般为1~8 m，太50X处于主水道位置，单层厚度最大可达13 m（图5）；阿尔善组沉积时期物源来自陡坡带和缓坡带双向供给，扇三角洲前缘水下分流河道、席状砂微相砂体发育，洼槽区砂体主要来自于陡坡带前缘水下分流河道沉积砂体，厚度一般为10~32 m，太50X单层厚度最大，可达43 m（图6）。
图5 乌里雅斯太凹陷南洼槽腾一下亚段沉积相

Fig.5 Sedimentary facies of lower K1 bt 1 in southern trough of Wuliyasitai Sag

图6 乌里雅斯太凹陷南洼槽阿尔善组沉积相

Fig.6 Sedimentary facies of K1 ba in southern trough of Wuliyasitai Sag

3.2　岩石学特征

洼槽区腾一下亚段和阿尔善组岩石类型主要为复成分砂质砾岩和岩屑长石砂岩。砾石成分主要是花岗岩、石英岩、浅粒岩、板岩和酸性喷出岩等，岩屑组分主要是变质岩和侵入岩，次为酸性喷出岩，少量云母。在结构上，成分成熟度中等，结构成熟度低，分选性差。磨圆度多为次圆—次棱状。岩石为颗粒支撑结构。碎屑颗粒间的接触关系为点—线状接触［图7（a）—图7（d）］。填隙物主要为方解石和泥质杂基，少量黏土矿物、石英次生加大和黄铁矿。
图7 乌里雅斯太凹陷南洼槽腾一下亚段和阿尔善组储层岩石学特征

（a）太52井，2 290.55 m， K1 bt 1，复成分砂砾岩，变质岩屑，线接触为主，正交偏光；（b）太60X井，2 829.05 m，K1 bt 1，粗中粒岩屑长石砂岩，石英岩岩屑、酸性喷出岩岩屑，粒间充填泥质杂基，正交偏光；（c）太60X井，2 909.55 m， K1 ba，复成分砂砾岩，石英岩岩屑、酸性喷出岩岩屑，少量黑云母，正交偏光；（d）太60X，井 2 911.20 m，K1 ba，粗中粒岩屑长石砂岩，颗粒间点—线接触，正交偏光

Fig.7 Petrologic characteristics of lower K1 bt 1 and K1 ba in southern trough of Wuliyasitai Sag

3.3　储集空间类型

洼槽区储集空间类型主要为粒间溶孔、粒内溶孔和晶间微孔。粒间溶孔，包括原生粒间孔和方解石胶结后的残余粒间孔，孔径一般为0.03~0.25 mm，面孔率为1%~7%［图8（a）—图8（b）］；粒内溶孔，主要是长石溶蚀而形成，常沿长石的双晶面或解理面以及破裂面选择性溶蚀，形成蜂窝状溶孔。孔径一般为0.01~0.07 mm，面孔率为0.5%~3%［图8（b）—图8（c）］；晶间微孔，主要是粒间溶孔内充填的自生高岭石晶间微孔隙［图8（d）］。
图8 乌里雅斯太凹陷南洼槽腾一下亚段和阿尔善组储层储集空间类型

（a）太60X井，2 907.05 m， K1 ba， 复成分砂砾岩，粒间溶孔、粒内溶孔，单偏光；（b）太60X井，2 251.0 m， K1 bt 1， 复成分砂砾岩，粒间溶孔、粒内溶孔，单偏光；（c）太60X井， 2 830.57 m，K1 bt 1， 复成分砂砾岩， 长石淋滤溶蚀微孔隙1~3 μm，扫描电镜；（d）太60X井，2 835.60 m， K1 bt 1， 不等粒长石岩屑砂岩，长石溶蚀孔内高岭石，扫描电镜

Fig.8 Reservoir space types of lower K1 bt 1 and K1 ba in southern trough of Wuliyasitai Sag

3.4　物性特征

洼槽区储层岩石中矿物成分总体分选较差，呈次棱角状，颗粒呈接触式分布、排列紧密，结构及成分成熟度均较低，储层岩石物性总体上较差，其中腾一下亚段孔隙度主要为2%~8%，占总数的80%，渗透率主要为<0.4×10-3 μm2，占总数的70%（图9，图10）；阿尔善组孔隙度主要为6%~10%，占总数的79%，渗透率主要为（0.1~0.4）×10-3 μm2，占总数的67%，为特低孔超低渗储层，但差中有好，储层物性受母岩类型、沉积相带、成岩演化、有机酸溶蚀等多重因素影响，仍可形成有效储层［20］（图11，图12）。
图9 洼槽区腾一下亚段孔隙度分布频率直方图

Fig.9 Porosity distribution frequency of lower K1 bt 1 in trough area

图10 洼槽区腾一下亚段渗透率分布频率直方图

Fig.10 Permeability distribution frequency of lower K1 bt 1 in trough area

图11 洼槽区阿尔善组孔隙度分布频率直方图

Fig.11 Porosity distribution frequency of K1 ba in trough area

图12 洼槽区阿尔善组渗透率分布频率直方图

Fig.12 Permeability distribution frequency of K1 ba in trough area

长石作为碎屑岩中易溶矿物，溶解度受到温度、压力、pH值、有机酸等因素的影响，由于洼槽区埋深较大，地层温度为100~130 ℃，地层压力系数为0.82~1.08，深埋在洼槽区的烃源岩生排烃强度较大，产生的有机酸在水和CO2参与下，长石与有机酸产生络合作用发生溶解时产生次生孔隙的主要成因机制［20］。
在酸溶增孔的作用下，洼槽区的埋深在2 300~2 500 m之间，孔隙度为5%~15%，渗透率为（0.1~10）×10-3 μm2，埋深在2 800~3 000 m之间，孔隙度为7%~14%，渗透率为（0.11~10）×10-3 μm2，存在异常孔隙发育带，形成储层“甜点”段，使得深层也有寻找优质储层的条件（图13，图14）。
图13 洼槽区孔隙度与深度关系

Fig.13 Relationship between porosity and depth of reservoirs in trough area

图14 洼槽区渗透率与深度关系

Fig.14 Relationship between permeability and depth of reservoirs in trough area

4 洼槽区油气成藏模式

4.1　洼槽区油气成藏期

乌里雅斯太凹陷南洼槽已发现的油气主要富集于斜坡带，近年对洼槽区的勘探同样发现了规模油气藏。斜坡带与洼槽区油气成藏期次及成藏过程不尽相同。
烃源岩热演化史显示乌里雅斯太凹陷南洼槽斜坡带存在一次生烃过程：自腾二段沉积末期至今（123~0 Ma），阿尔善组烃源岩仍处于成熟阶段初期，腾一下亚段烃源岩始终处于低成熟阶段；洼槽区则存在2次生烃过程：腾二段沉积中期（120 Ma），阿尔善组烃源岩开始进入成熟阶段，腾一下亚段烃源岩处于低成熟阶段，晚白垩世（87 Ma），阿尔善组烃源岩进入生排烃高峰期，腾一下亚段烃源岩进入成熟阶段（图15）。基于流体包裹体法［21-22］，测定了储层中烃类伴生盐水包裹体的均一温度，结合单井埋藏史与热史模拟，明确了斜坡带与洼槽区油气藏的形成时间和期次。乌里雅斯太凹陷南洼槽发育2期烃类包裹体：第一期均一温度主峰值区间为80~90 ℃，成藏期温度较低，成藏期早，主要分布在斜坡带油气藏；第二期均一温度主峰值区间为100~120 ℃，成藏期温度较高，成藏期较晚，主要分布在洼槽区油气藏（图16）。
图15 乌里雅斯太凹陷南洼槽埋深—热演化史

Fig.15 Relationship between burial depth and thermal evolution history of source rock in southern trough area, Wuliyasitai Sag

图16 乌里雅斯太凹陷南洼槽包裹体均一温度

Fig.16 Homogenization temperature of inclusions in southern trough, Wuliyasitai Sag

将测定的烃类包裹体均一温度的主峰值投影到埋藏—热演化史图上，可以看出，第一期烃类包裹体充注时间在123~120 Ma之间，以形成常规油藏为主，成熟度相对较低；第二期烃类包裹体充注时间在120~113 Ma之间，以形成轻质油气藏为主，成熟度相对较高，烃源岩已处于生排烃高峰期，利于油气充注及富集（图15）。

4.2　洼槽区成藏模式

乌里雅斯太凹陷南洼槽斜坡带—洼槽区作为完整的含油气系统，具有不同的成藏序列［23-24］：从源内到源外、深层到浅层发育有序分布的油气藏序列，即页岩油、致密油、地层—岩性、构造—岩性的完整序列，洼槽区发育2种成藏模式（图17）。
图17 乌里雅斯太凹陷南洼槽油气成藏模式

Fig.17 Hydrocarbon accumulation pattern of southern trough， Wuliyasitai Sag

4.2.1 近源致密油气成藏模式

该成藏序列主要在洼槽区苏布构造阿尔善组发育，阿尔善组油藏油气聚集主要在烃源岩生排烃高峰时期，具有一期连续成藏的特征。西部陡带物源扇三角洲砂体向洼槽区高强度输送，砂砾岩储集层相对致密，具备一定的油气储集能力。与洼槽区高演化程度烃源岩近源对接，油气短距离沿不整合面运移至致密储集层中，对不整合面附近的砂体酸溶改造，形成深层的有效储层，烃源岩生排烃、油气运移、储集条件的良好配置，从而形成近源致密油气藏。在苏布构造带部署实施井位9口，其中7口井获得工业油流，展示了较大的规模勘探潜力。

4.2.2 源内页岩油气富集模式

该模式主要在洼槽区核心部位及木日格构造腾一下亚段、阿尔善组发育。西部陡带及东部斜坡带物源扇三角洲砂体向洼槽区逐渐减薄，薄层砂砾岩储集层与大套烃源岩互层分布，“甜点”储层具有较好的油气储集能力。烃源岩热演化程度高，已经进入油气混合生成阶段，原油物性好，油气短距离运移至夹持的薄层储集层中，从而形成页岩油气藏。在木日格构造带部署实施井位1口，甜点储层段气测全烃值最高可达35%，获得工业油流，展示页岩油气资源具有较大的动用潜力。

5 结论

二连断陷盆地富油凹陷中，洼槽区勘探程度低，剩余资源丰富，在洼槽区开展多领域油气勘探是成熟探区持续效益增储的有利方向。东部斜坡带分布的构造—岩性、地层—岩性油藏勘探程度较高，洼槽区近源致密油气藏、源内页岩油气藏勘探程度低，是效益增储建产的主要领域。洼槽区致密油在苏布构造已取得重要突破，页岩油气在木日格构造见到良好势头，是下步主要接替领域。乌里雅斯太凹陷南洼槽洼槽区多领域勘探对其他富油凹陷洼槽区勘探具有现实的指导意义。

参考文献

原文顺序 | 文献年度倒序 | 文中引用次数倒序
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