层序地层学理论的提出^[1-3]，极大地推动了大西洋两侧大陆边缘深水领域油气勘探^[2]。20世纪80年代，国内地质学家将层序地层学引入中国^[4-9]，开始在层序地层格架内开展储层预测和油气富集规律研究工作^[10-17]，不仅促进了层序地层学发展，也极大地推动了国内油气勘探接连获得重大突破，如鄂尔多斯盆地延长组^[18-21]、准噶尔盆地百口泉组—上乌尔禾组针对湖侵体系域(扇)三角洲前缘砂体进行钻井部署，先后发现亿吨级规模储量^[22-26]。国外一些被动大陆边缘海相盆地油气勘探实践证实^[27-28]，低位体系域碎屑岩有利于油气富集^[29]。在中国东部的小型断陷盆地内，低位体系域砂体发育，油气勘探也接连获得突破，表明低位体系域砂体具有优越的成藏条件^[30-33]。但对中西部的大型坳陷湖盆来说，是否发育低位体系域砂体？砂体是否有利于形成岩性油气藏？这两个关键问题制约了油气勘探领域的提出和风险井部署。

准噶尔盆地腹部是岩性—地层油气藏勘探的重要领域^[34]。但自石南31井突破之后，油气勘探近15年无重大发现，在目前北部凸起带勘探程度较高的情况下，南部的凹陷区是否发育有效砂体、砂体是否具备形成岩性圈闭的条件，这两个关键问题制约了油田有利区带优选和钻井部署。本文在充分梳理前人研究成果的基础上，综合运用地震解释、钻井及测井等资料，以准噶尔盆地阜康凹陷清水河组为例，建立大型坳陷湖盆层序地层格架，恢复古地貌格局，落实了两级坡折，明确了坡折之下低位体系域砂体较发育，并分析了低位体系域砂体的成藏条件，指出坡折之下的低位体系域砂体为下一步准噶尔盆地腹部岩性油藏最有利勘探领域。

准噶尔盆地位于新疆维吾尔自治区北部，夹持于北天山和阿尔泰山之间，平面形态呈北窄南宽的三角形，是一个三面被古生代缝合线包围的晚石炭世—第四纪发展起来的大型含油气叠合盆地^[35]。盆地可划分为6个一级构造单元和44个二级构造单元，面积约为13×10⁴km²。白垩系沉积期，盆地为一大型坳陷湖盆，沉降中心位于盆地南部的沙湾—阜康凹陷，区域构造呈现为南倾的单斜。研究区大致位于阜康凹陷中部(图 1)，阜康凹陷为盆地最大的生烃凹陷，烃源岩条件极为有利^[36]。白垩系清水河组自下而上可划分为两段，即清水河组一段(K₁q₁)和二段(K₁q₂)(图 1)。清水河组一段(K₁q₁)底部发育“底砂岩”，顶部发育一套厚度稳定的“高伽马”泥岩(图 1)，构成良好的储盖组合，是目前准噶尔盆地岩性油藏勘探最主要目的层之一。

图 1

图 1 研究区构造位置图(左)和地层综合柱状图(右) Fig. 1 Structural location (left) and comprehensive stratigraphic column (right) in the study area

层序地层学认为，低位体系域位于层序界面之上，当海平面下降至滨线坡折以下时，开始在坡折之下形成低位体系域复合砂体^{[6, 16]}。因此，层序界面和坡折是低位体系域形成的必要条件。

通过研究区及周缘地区的95条二维地震测线和4800km²三维地震资料解释，对10口井进行井—震结合标定，建立了研究区等时层序地层格架。白垩系清水河组底部沉积一套粗碎屑“底砂岩”^[37-38]，“底砂岩”之上发育一套“高伽马”泥岩，随后湖平面缓慢下降，沉积一套细碎屑砂泥岩互层，在垂向上构成一个完整的低位体系域—湖侵体系域—高位体系域的三级层序^[39-40]。其成因主要受燕山构造运动的影响，中—上侏罗统遭受大范围剥蚀，在白垩系与侏罗系之间形成区域性不整合面^[37-38]。地震剖面显示，白垩系清水河组底部与侏罗系不整合接触，为典型层序界面，底界面SB1之上见上超及沟谷充填特征，界面之下见削截现象(图 2)。钻井资料揭示，底界面SB1为岩性突变面，界面之下为红褐色泥岩段，界面之上为河道滞留砂岩及含砾砂岩。测井曲线显示，底界面SB1为典型突变面，自然伽马曲线、自然电位曲线由低幅线性突变为中幅、高幅箱形或钟形，是地层叠加方式由加积到退积的转换面。受燕山期构造活动的影响，盆地周缘遭受广泛的风化剥蚀作用，物源供给充足，为低位体系域砂体的发育奠定了基础。

图 2

图 2 准噶尔盆地阜康凹陷过莫24井—阜2井地震剖面(剖面位置见图 1) Fig. 2 Seismic profile cross Wells Mo 24-Fu 2 in Fukang Sag, Junggar Basin (section location is in Fig. 1)

在建立等时层序地层格架的基础上，综合考虑研究区清水河组地层发育特征及实际资料的准确性，利用残余地层厚度法，恢复了研究区清水河组古地貌(图 3)。残余地层厚度法恢复古地貌的原理是地层未受剥蚀或剥蚀较少，且古水深变化较小的条件下，利用地层厚度变化反映沉积期古地貌样式，地层厚度由大到小反映了古地貌由低变高，即地层越厚，古地貌越低；地层越薄，古地貌越高^[41]。古地貌图显示，白垩系清水河组沉积期，研究区古地貌格局北高南低，发育两级呈近东西向展布的坡折。坡折之下地层厚度较坡折之上明显增大，且在地震剖面上，上超特征较清晰(图 4)。多级坡折的发育为低位体系域砂体的发育创造了条件。在垂直坡折的南北方向，沟谷较发育，在剖面上呈“U”形或“V”形(图 5)，为沉积物输送通道，来自北部物源的辫状河三角洲砂体经沟谷输导^[41-42]，进积至阜康凹陷多级坡折之下，为低位体系域砂体发育的物源基础。

图 3

图 3 阜康凹陷清水河组古地貌图 Fig. 3 Paleogeomorphic map of Qingshuihe Formation in Fukang Sag

图 4

图 4 研究区南北向地震剖面(剖面位置见图 1) Fig. 4 NS direction seismic profile in the study area (section location is in Fig. 1)

图 5

图 5 研究区东西向地震剖面(剖面位置见图 1) Fig. 5 WE direction seismic profile in the study area (section location is in Fig. 1)

低位体系域砂体为层序地层学概念，为低位期扇三角洲、辫状河三角洲和滑塌扇砂体的总称，可进一步识别出盆底扇、斜坡扇和前积楔等微相^[43-44]。研究区低位体系域砂体为经过长距离搬运的辫状河三角洲成因，岩心观察显示，低位体系域砂体以细砂岩和中砂岩为主，分选和磨圆均较好，成分成熟度高。垂向上单砂体厚度大于30m，下粗上细，测井曲线呈钟形，为正旋回沉积特征(图 6)。砂岩中槽状交错层理较发育，代表多期河道不断冲刷、切割和叠置的特征。显微镜下观察显示，低位体系域砂体岩性以中—细砂岩为主，孔隙类型主要为原生粒间孔(图 6)，孔隙度平均为15.5%，渗透率平均为23.3mD，储层物性较好。在地震剖面上，低位体系域砂体沿坡折分布，表现为双向下超、较杂乱的反射特征，能量较弱—中等(图 4)。由于实测声波曲线无法有效区分砂岩、泥岩，因反演需要，将声波曲线作为低频曲线，对岩性比较敏感的自然伽马曲线作为高频曲线，在频率域合并成“特征曲线”，实现特征曲线重构。重构后得到的波阻抗，可以较好地区分砂岩、泥岩。在反演剖面上，低位体系域砂体具有高波阻抗的特征，前积特征明显(图 7)。

图 6

图 6 芳草1井沉积相综合柱状图 Fig. 6 Comprehensive sedimentary facies column of Well Fangcao 1

图 7

图 7 过芳草1井和东道2井反演剖面(剖面位置见图 1) Fig. 7 Inversion profile cross Wells Fangcao 1 and Dongdao 2 (section location is in Fig. 1)

由于研究区钻井资料较少，勘探程度低，低位体系域砂体分布很难落实。利用“沟谷定方向、坡折+地震反射定扇体大小”的方法，对研究区低位体系域砂体的分布进行厘定。沟谷是沉积物输送通道，是沉积物输送至沉降中心的必经之路，因此，沟谷的分布可以确定低位体系域扇体的物源和输送方向；坡折之下的平台区是沉积物的卸载场所，利用地震反射相变特征可以确定扇体的规模和大小。研究结果表明：研究区发育两期低位体系域砂体，早期湖平面较低，湖岸线大致位于第一期坡折附近，坡折附近可以识别出4个沟谷体系，来自北部物源的辫状河三角洲前缘砂体，经沟谷体系输送至坡折之下发生卸载，形成第一期低位体系域砂体(图 8a)；随着湖平面不断上升，湖岸线扩大至第二期坡折附近时，辫状河三角洲前缘砂体经过6个沟谷体系输送，在坡折之下卸载，形成第二期低位体系域砂体，坡折之上为“过路”沉积(图 8b)。两期低位体系域砂体面积可达1000 km²。至湖侵体系域，湖平面不断上升，辫状河三角洲向物源方向退积，沉积物很难到达坡折之下的湖盆沉降中心，在坡折之上发育辫状河三角洲前缘和滩坝砂体(图 8c)。

图 8

图 8 阜康凹陷清水河组沉积相图 Fig. 8 Sedimentary facies map of Qingshuihe Formation in Fukang Sag (a)第一期低位体系域；(b)第二期低位体系域；(c)湖侵体系域

坡折带的位置并非一成不变，而是受湖平面升降变化的影响，不断迁移，因为坡折的位置与浪基面的位置相当，浪基面的位置是动态的，坡折的位置也是来回不断迁移变化的。在低位体系域早期，第一期坡折的位置相当于早期的湖岸线，低位体系域砂体不断在坡折之下卸载，而在坡折之上“过路”沉积。随着湖平面逐渐上升，坡折的位置向湖岸方向迁移，第二期低位体系域砂体卸载至第二期坡折之下。这使得不同期次的低位体系域砂体在侧向上彼此分隔，互不连通，且低位体系域砂体侧向上通常与下伏侏罗系齐古组(J₃q)泥岩直接接触，构成良好的侧向遮挡条件，因此岩性圈闭条件极为优越(图 9)。

图 9

图 9 阜康凹陷清水河组低位体系域沉积模式图 Fig. 9 Deposition pattern of lowstand system tract of Qingshuihe Formation in Fukang Sag

阜康凹陷为准噶尔盆地最大的生烃凹陷，发育二叠系芦草沟组(P₂l)和侏罗系八道湾组(J₁b)两套烃源岩。其中芦草沟组发育半深湖—深湖环境下的黑色白云岩夹灰色泥岩，厚度为50~250m，有机质类型主体为Ⅱ₁—Ⅱ₂型，有机碳含量为0.65%~6.72%，平均为2.16%；生烃潜量S₁+S₂为0.36~26.28mg/g，平均为7.0mg/g，为一套中等—好的烃源岩。侏罗系八道湾组煤系烃源岩厚度大于450m，有机质类型以Ⅱ₂型和Ⅲ型为主，有机碳含量大于2%，R_o为1.6%，已进入成熟—高成熟阶段，总体为一套优质烃源岩，有利于油气大规模生成。阜康凹陷周缘已发现的油气均为二叠系芦草沟组和侏罗系八道湾组两套优质烃源岩的混源^[36]。另外，阜康凹陷周缘钻穿或钻揭清水河组的井油气显示活跃，且永6井已获工业油流，证实该领域勘探程度虽然较低，但勘探潜力大。

阜康凹陷芳草1井钻遇清水河组第二期低位体系域砂体，厚度较大，砂体横向延伸较长，储层岩性以中—细砂岩为主，孔隙类型包括原生粒间孔和次生溶蚀孔，在埋深接近6000m的条件下，储层平均孔隙度为15.5%，平均渗透率为23.3mD，表明研究区虽然埋深较大，凹陷内仍发育规模优质储层。储层之上为清水河组“高伽马”泥岩，厚度大于60m，为一套区域性盖层，在垂向上与低位体系域砂体构成良好的储盖组合。

2020年，阜康凹陷东斜坡上乌尔禾组油气风险勘探获重大突破^[45]，证实阜康凹陷周缘成藏条件优越，为继玛湖凹陷、沙湾凹陷和盆1井西凹陷之后，准噶尔盆地最主要的接替领域。凹陷周缘发育深浅层多期断裂，深层断裂沟通二叠系下乌尔禾组烃源岩，浅层断裂沟通白垩系清水河组砂体，深层断裂与浅层断裂在垂向上构成“Y”形组合^[46]，有利于二叠系油气进入斜坡区清水河组低位体系域砂岩储层中；在空间上构成“阶梯运移、毯式输导”的油气成藏模式(图 10)，有利于油气最终聚集成藏。

图 10

图 10 阜康凹陷白垩系清水河组油气成藏模式图 Fig. 10 Hydrocarbon accumulation pattern of Cretaceous Qingshuihe Formation in Fukang Sag

(1)准噶尔盆地白垩系清水河组底界为三级层序界面，且阜康凹陷周缘发育两级坡折，为研究区低位体系域砂体的发育创造了条件。

(2)低位体系域砂体彼此分隔，且与湖侵期大面积分布的辫状河三角洲前缘砂体不连通，侧向遮挡条件较好，岩性圈闭条件优越。

(3)阜康凹陷北斜坡低位体系域砂体厚度大、面积广、物性好，盖层和侧向遮挡条件优越，且烃源岩和输导条件较好，为下一步最有利勘探领域。