滴南凸起石炭系油气勘探再突破条件分析

赖世新，李艳平，宁良

（中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆 乌鲁木齐 830011）

滴南凸起是准噶尔盆地腹部石炭系最有利油气勘探目标区，已发现卡拉麦里油气田。随dt1井和m6井的钻探成功，展示出凸起区石炭系良好的勘探前景。目前勘探发现油气多集中在凸起中北部，向东西两端钻探成功率越来越低。对凸起区域地层、构造、圈、源、运聚等油气成藏条件进行系统分析研究，弄清凸起各区油气成藏规律，是寻求勘探新突破的必然要求。

1 研究区概况

图1 滴南凸起构造位置及断裂分析Fig.1 Structural location and failure analysis of Di’nan bulge

滴南凸起位于准噶尔盆地腹部陆梁隆起东南，北接滴水泉凹陷、西邻石西油田、南接东道海子凹陷、东连卡拉麦里山（图1）。二、三维地震覆盖全区，非地震勘探的重磁电勘探覆盖大部分区域，中北部区域发育储量规模达千亿方的卡拉麦里气田（产层为石炭系），东段有d12井油区（产层为侏罗系），东南部和西部有多个出油气井点，产层有二叠系、三叠系、侏罗系和白垩系[1]。行政区划属新疆维吾尔自治区福海县管辖，面积2 800 km2。

2 构造演化与地层

2.1 构造发育演化

滴南凸起是石炭纪早中期准噶尔及周缘板块汇聚挤压多方向应力叠加逐渐发育的盆地二级正向构造单元[2]。早石炭世杜内期、维宪期，凸起区为陆梁海盆一部分，发育厚度巨大的滴水泉组和松喀尔苏组，至谢尔普霍夫期盆地周缘板块汇聚挤压加强，陆梁隆起逐渐隆升，滴南凸起雏形显现。晚石炭世，凸起受NS向强烈挤压隆升发育定型，上石炭统由周缘凹陷向凸起断裂尖灭或超覆剥蚀减薄尖灭（图2）。早、中二叠世是凸起隆升发育高峰期，缺失下、中二叠统沉积建造，同时上石炭统巴山组、下石炭统松喀尔苏组，在区域内遭强烈剥蚀，成为凸起南部东道海子凹陷和五彩湾凹陷中、下二叠统沉积主要物源区。晚二叠世中晚期，陆梁隆起隆升活动停止，上二叠统中上部沉积覆盖滴南凸起除东端外的大部分地区，与石炭系呈角度不整合接触。晚二叠世末，随盆地整体NE向掀斜抬升和剥蚀，凸起东部上二叠统缺失。早三叠世，凸起再次隆升并缺失下三叠统沉积。中、晚三叠世及早侏罗世，随陆梁隆起整体NE向掀斜抬升，中、上三叠统及下侏罗统向东超覆剥蚀减薄；中、晚侏罗世，凸起隆升和东高西低掀斜活动持续，地层由两侧东道海子凹陷和滴水泉凹陷向滴南凸起超覆沉积和剥蚀，同时，凸起区侏罗系向东超覆剥蚀减薄。晚侏罗世末，凸起东段强烈掀斜抬升剥蚀，致使侏罗系三工河组中部以上缺失。白垩系及新近系，沉积基底平坦，厚度稳定，新近系沉积后盆地整体再向NE向掀斜抬升（白垩系及至新近系遭受剥蚀），形成滴南凸起现今东高西低的构造格局。

图2 过滴南凸起中部NS向地震解释剖面Fig.2 N-S trending seismic interpretation cross the middle of Di’nan bulge

表1 石炭纪中晚期至三叠纪规模较大的逆冲断裂Table 1 Relatively large-scale thrust fracture from the middle and late Carboniferous to Triassic

凸起形成过程中，伴随发育石炭纪中晚期至三叠纪多条规模较大的逆冲断裂（表1）[3]，滴南凸起分化为北次凸、中部凹槽、西南次凸和东南次凸（图1）。断裂中滴水滴南凸起主要断裂泉北断裂为高角度逆冲断裂（图2），伴随松喀尔苏组上亚组沉积开始发育，断裂活动东强西弱，铅垂断距东大西小，致使北次凸东段抬升，缺失松喀尔苏组上亚组。晚石炭世随滴水泉北断裂持续东强西弱活动，上石炭统巴山组自西滴水泉凹陷向东部凸起快速超覆剥蚀尖灭。西段断裂活动停止于中二叠世末，东段持续活动至晚侏罗世。分化凸起断裂具高角度逆冲、多期活动、强弱分段不均等特点，构成次级构造单元的边界。侏罗系和白垩系下部发育断裂均以高角度拉张正断裂为主[4]，近EW向，延伸规模较大。

2.2 地层发育主要特点

与滴南凸起构造发育演化密切相关的地层，主要有石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、古近系及新近系[5]。

石炭系是滴南凸起地层发育主体。滴水泉组属下石炭统底部层系，滴水泉露头区发育4个岩性段：第一岩性段。为深灰色泥岩夹粉砂岩及薄层灰岩，产海相腕足化石，见有火山岩脉穿插（未见底）；第二岩性段。以灰绿色砂岩、凝灰岩为主，夹泥岩及火山岩层，可见单层砂岩最大厚度为8 m；第三岩性段。以下部褐红色泥岩为主夹砂岩，上部为褐红色泥岩与灰绿色砂岩互层夹硅质岩透镜体，见有珊瑚产出；第四岩性段。为灰褐色砂砾岩与褐红色泥岩不等厚互层，砂砾岩单层厚20～30 m。松喀尔苏组下亚组，在地表露头区主要为一套中基性火山岩夹少量沉积岩[6]，在dx14井主要为一套50 m厚的灰白色流纹岩，底部见14 m褐色砂砾岩；松喀尔苏组上亚组，主要以沉积岩（灰色深灰色泥岩夹砂岩、薄煤层）为主夹少量的火山岩[7]，d12井上部主要为凝灰岩与凝灰质砂岩不等厚互层夹薄层灰色深灰色泥岩、碳质泥岩，下部为肉红色流纹岩、凝灰质角砾岩夹薄层灰绿色安山岩；巴山组，主要发育火山岩层（包括玄武岩、安山岩、流纹岩和凝灰岩），主要分布于凸起西部斜坡区、中部凹槽东部和凸起南斜坡区（图1）。

石炭系上覆地层（图3），上二叠统上乌尔禾组。上部以褐、褐红色及灰色泥岩为主，夹灰色含砾泥质细砂岩；下部以灰、深灰色泥岩为主，夹薄层灰色含砾泥质细砂岩和泥质粉砂岩。上三叠统小泉沟群。上部主要为灰色泥岩、砂质泥岩偶夹薄层灰色泥质粉砂岩；中下部以褐色灰褐色泥岩为主，夹褐灰、灰色泥质粉砂岩；下部自上而下发育灰色粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、含砾泥质细砂岩和砂砾岩、褐红色泥岩及褐灰色含砾泥质细砂岩。下侏罗统八道湾组为含煤岩系，三工河组主要为湖相沉积泥岩及砂岩、粉砂岩，中统西山窑组受剥蚀影响，仅保存下部煤系地层；白垩系吐谷鲁群主要为灰褐色粉砂质泥岩与泥质粉砂岩不等厚互层，夹褐灰色粉砂岩及褐色泥岩，底部为褐色灰褐色泥质细砂岩及含砾砂岩。

图3 过滴南凸起EW向地震解释剖面Fig.3 E-W trending seismic interpretation cross the middle of Di’nan bulge

3 烃源岩及分布

3.1 下石炭统松喀尔苏组上亚组

本组烃源岩主要分布于三南-滴水泉凹陷中西部、东道海子凹陷和五彩湾凹陷，钻遇探井dz1井、dx17井、dn7井和cs1井，可见最大厚度245 m。滴水泉凹陷北斜坡dz1井有机碳含量1%＜TOC＜27.87%，生烃潜力（S1+S2）为2.3～71.41 mg/g，以Ⅱ型干酪根为主，氢指数为33.7～287.9 mg/g，是成熟-高成熟中等到好烃源岩。滴南凸起北次凸dx17井，有机碳含量1.16%＜TOC＜5.44%，游离烃含量0.68～1.96 mg/g，生烃潜力（S1+S2）为3.16～13.06 mg/g，也是成熟到高成熟中等到好烃源岩。东南次凸dn7井，有机碳含量1.31%＜TOC＜9.42%,游离烃含量0.46～4.26 mg/g，生烃潜力（S1+S2）2.78～8.92 mg/g，是高成熟中等到好烃源岩。本组烃源岩干酪根镜鉴类型主要为Ⅱ和Ⅲ型，干酪根碳同位素为-20.01‰～-24.78‰，C29甾烷含量远高C27+C28甾烷，陆生高等植物有机质丰富并占主导地位[8]，伽马蜡烷和孕甾烷含量普遍较低（局部层段较高），表明本组烃源岩主要为陆相低盐环境沉积并有局部海侵现象[9]。

3.2 下石炭统滴水泉组

露头区暗色泥岩厚度大于500 m，有机碳含量0.97%～9.71%(平均1.23%)，属海相环境沉积烃源岩，生烃潜力（S1+S2）0.41～7.18 mg/g（平均1.55 mg/g）[10]，Ro平均1.12%[11]，干酪根类型Ⅱ2、Ⅲ型 ，为好的成熟烃源岩。dx2井，干酪根为Ⅱ1和Ⅲ型，干酪根碳同位素-24.07‰～-24.74‰。ln1井，厚度大于320 m，TOC为1.03%，干酪根碳同位素-24.51‰～-24.89‰。露头区源岩C29甾烷含量大于C27+C28，有机质来源以陆源高等植物为主，干酪根碳同位素为-24.30‰；ln1井，C29甾烷含量小于C27+C28，孕甾烷和伽马蜡烷含量较高，表明滴南凸起中西部本组源岩是远离陆岸的海相咸水环境沉积产物、有机质以水生生物输入为主[12]。

4 凸起区域成藏油气分析

4.1 滴南凸起北次凸

西端紧邻滴水泉凹陷，石炭系厚度大，下石炭统滴水泉组和松喀尔苏组上亚组烃源岩处于成熟和过成熟演化阶段，次凸区域火山岩储层和上二叠统上乌尔禾组区域盖层发育匹配良好，构造位置相对高。石炭系是天然气成藏有利区，为卡拉麦里气田石炭系天然气主产区，储量超千亿立方[13-14]。二叠系、侏罗系、白垩系圏闭储盖层配套发育，疏导层和断裂通道有限沟通而零星成藏。天然气甲烷碳同位素为-28.49‰～-30.6‰，乙烷碳同位素为-25.09‰～-27.76‰，δ13C2-δ13C1值为-0.96～11.36，仅dx32井3 803 m的（C1sa）天然气乙烷碳同位素为-32.44‰，属过成熟油型气。秦建中等研究认为，油气δ13C2-δ13C1值在25～21间属未成熟阶段，21～11间为成熟阶段，11～5间为高成熟阶段，在小于裂活5间属过成熟阶段[15]。除dx18井三叠系、dx8井侏罗系三工河组和dx10井呼图壁河组产出的天然气为相对较低成熟或过成熟外，其余井层天然气均为高过成熟煤型气和煤型与油型混合气。对比北次凸和西南次凸天然气亲缘关系特征（图4），认为北次凸成藏石油天然气主要来源于下石炭统松喀尔苏组上亚组烃源岩，少量来自滴水泉组烃源岩[16]。

4.2 滴南凸起中部凹槽

石炭系发育厚度较大，但上石炭统巴山组和下石炭统松喀尔苏组上亚组仅发育于东西两端构造较低部位，中部区域，松喀尔苏组下亚组与上二叠统上乌尔禾组不整合接触，西段m6井和m8井在上石炭统巴山组获高产油气流，m001井在侏罗系八道湾组获高产油气流，天然气甲烷碳同位素为-32.08‰～-32.23‰，乙烷碳同位素为-26.97‰～-28.35‰，δ13C2-δ13C1值为3.88～5.11，属过成熟的油型煤型混合气，从亲缘关系看，其与北次凸产出的主要天然气有区别，可能主要来源于下石炭统滴水泉组烃源岩。

4.3 滴南凸起西南次凸

图4 滴南凸起天然气（溶解气）亲缘关系分析Fig.4 Ties of consanguinity analysis of gas in Di’nan bulge

油气产出特点与该次凸所处的构造位置、地层发育特点和油气运移通道密切相关。次凸南北两侧发育有滴水泉南断裂和石南3号断裂，主体缺失石炭系主要火山岩储集层。次凸主体区油气主要产出于侏罗系三工河组和白垩系清水河组，石炭系火山岩储层发育良好的中西段北斜坡，dt1井石炭系获得高产天然气流。主体天然气甲烷碳同位素-29.92‰～-41.79‰，乙烷碳同位素-23.02‰～-30.67‰，δ13C2-δ13C1值为1.94～12.28，主要为煤型气，部分为煤型与油型混合气，少量为油型气，部分δ13C2-δ13C1值为1.94～4.36，为过成熟天然气，少部分δ13C2-δ13C1值为5.26～6.91，属高成熟天然气，还有少部分δ13C2-δ13C1值为11.12～12.28，为中期演化阶段成熟天然气。天然气主要来源于下石炭统滴水泉组，部分来源于松喀尔苏组上亚组，少量可能来源于东道海子凹陷中二叠统平地泉组[17]。

4.4 滴南凸起东南次凸

次凸靠近东道海子凹陷东北部和五彩湾凹陷西部，油气主要产出于二叠系和侏罗系。dn1井二叠系平地泉组产出的原油钒/镍比为0.302，属典型陆相烃源岩原油，d2井侏罗系油砂的钒/镍比为1.2，属典型海相原油。次凸中部油气主要产出于侏罗系和石炭系。亲缘关系分析表明，次凸中部d12井侏罗系油气与西南部dn7井及东道海子凹陷dn8井等油气无亲缘关系。次凸南部天然气甲烷碳同位素-28.34‰～-29.17‰，乙烷碳同位素-26.19‰～-27.09‰，δ13C2-δ13C1值为2.08～2.15，为高过成熟演化阶段的煤型气，产自次凸中部d20井油气甲烷碳同位素为-43.61‰，乙烷碳同位素为-25.1‰，δ13C2-δ13C1值为18.51，为进入成熟演化阶段初期的油型煤型混合气，明显有别于次凸南部二叠系产出来源于东道海子凹陷二叠系平地泉组油气（甲烷碳同位素为-31.14‰～-31.61‰，乙烷碳同位素为-29.54‰～-29.56‰，δ13C2-δ13C1值为1.6～2.05，为过成熟演化阶段的油型气）和西南部油气。甾烷分析对比表明，d12井区原油与滴水泉组烃源岩（dx2井4 182.79 m黑色泥岩）可能具更好的亲缘关系（图5），因此，认为d12井区侏罗系和下石炭统松喀尔苏组火山岩中产出的油气可能来源于滴水泉组烃源岩，而次凸西南部dn7井和dn9井产出油气，来源于松喀尔苏组上亚组烃源岩[18]。

5 油气勘探新领域

图5 d12井区原油亲缘关系分析Fig.5 Ties of consanguinity analysis of crude oil in d12

从源岩、通道到圏闭探究分析，滴南凸起及周缘区域，烃源岩发育良好，分布广泛。ln1井和dx2井钻遇暗色泥岩烃源岩属海相沉积，厚度规模巨大，与滴水泉露头区滴水泉组暗色泥岩比较，均表现为高孕甾烷并具相同孢粉组合特征，认为均属早石炭世滴水泉期沉积建造，虽地震反射资料未能可靠识别和追踪解释，但该烃源岩层属海相沉积，厚度巨大，推测滴水泉组烃源岩在滴南凸起及周边区域广泛发育。喀尔苏组上亚组烃源岩主要发育于滴水泉凹陷西部，dn7井钻探表明，中部凹槽区东部发育良好。

基于烃源岩发育分布特点，发育存在松喀尔苏组下亚组和巴山组的滴南凸起中部凹槽和西南次凸南、北侧斜坡区，具近源、断裂通道发育和储盖匹配的特点，是区域内石炭系火山岩非常重要的油气勘探目标区。对于滴南凸起东南次凸，滴水泉组4个岩性段发育特征表明，在滴水泉组内部可构成良好的自生自储油气成藏组合模式。高角度逆冲发育的滴水泉西断裂，主要发育期为早石炭世晚期谢尔普霍夫期至石炭纪末，伴随滴水泉西断裂等活动，东南次凸各类构造圈闭紧随发育形成。随埋深的增加，滴水泉组烃源岩进入生排烃高峰期，二叠纪及三叠纪时期滴水泉西断裂的断续性活动，给滴水泉组中、上部和松卡尔苏组的构造圈闭，提供了沟通滴水泉组源岩油气的通道（图6），侏罗纪和白垩纪的微弱活动，也给侏罗系的圈闭沟通滴水泉组烃源岩油气提供了调整通道（d12井区已获工业油气流）。因此，构造圏闭发育良好的滴南凸起东南次凸，乃至滴南凸起北次凸东部地区，滴水泉组是良好的油气勘探目的层，局部松卡尔苏组下亚组亦是良好的兼探层。

图6 滴南凸起东南次凸成藏模式图Fig.6 Reservoir forming model map of southeast sub-bulge,Di’nan bulge

6 结论

（1）滴水泉组暗色泥岩和松喀尔苏组上亚组暗色泥岩是滴南凸起石炭系油气成藏主力烃源岩层。

（2）滴南凸起发育始于早石炭世谢尔普霍夫期，发展于二叠纪、三叠纪和侏罗纪，定格于新进世末，是东高西低大型鼻状构造隆起，断裂分化为西南次凸、中部凹槽、北次凸和东南次凸，是油气有利汇聚正向构造单元。

（3）滴南凸起北次凸、中部凹槽西围斜及东端、西南次凸北斜坡，成藏油气主要来源于松喀尔苏组上亚组烃源岩，西南次凸和中部凹槽中部成藏油气主要来源于滴水泉组烃源岩，东南次凸主体能获得滴水泉组烃源岩的贡献。

（4）滴南凸起西南次凸南、北斜坡和中部凹槽中东部是石炭系火山岩油气勘探有利目标接替区，探索滴南凸起东南次凸及北次凸中东部滴水泉组自生自储油气藏，可能具突破性意义。