随着全球能源需求的日益增长和油气探明程度逐年加深，油气勘探向更复杂领域拓展，深层—超深层及非常规领域已成为未来油气勘探的重要趋势^[1-3]。目前国内外在超深层碎屑岩领域油气勘探方兴未艾，尤其是天然气藏对储集空间要求相对较低，超深层碎屑岩油气勘探下限不断刷新，如国内塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带在6000~8000m白垩系超高压裂缝性致密砂岩储层中获高产油气流，成为国内发现的埋藏最深的高产碎屑岩油气藏^[4]。在超深层碎屑岩领域，古近系及更早地层受埋深、高温、压实、胶结等作用影响，现今往往表现出岩性致密、储集物性差和孔隙结构复杂的特征。据统计，全球已发现的深层油气藏以气藏和油气藏为主，真正能保留较高储集物性、以油为主（热演化程度较低）的油藏较少^[5]。

2020年，在临河坳陷中—深层先后部署风险探井临华1X井和预探井兴华1井，取得临河坳陷北部石油勘探重大突破后，发现了大型整装碎屑岩规模富集油藏，展现了临河坳陷良好勘探潜力^[6]。同时揭示了该地区古近系临河组受低地温（地温梯度为2~2.5℃/100m）、晚深埋（5.3Ma以来快速沉降）、远物源（石英含量高）、弱胶结（3m以上厚砂体胶结物含量一般小于5%）等因素影响，储层表现为弱压实、弱胶结主导的弱成岩作用，成岩演化相对滞后，保留了大量原生孔隙，可极大拓展有效储层下限，为超深层油气勘探提供有利条件。另外，淖西洼槽带超深层发育更厚的优质烃源岩，资源潜力大，受晚深埋、晚生烃（指生烃绝对时间晚——5.3Ma以来）、晚成藏影响，原油运移距离短，形成环洼近源富集的油气成藏特点^[7]。基于此，2021年在临洼有利构造高部位部署风险探井河探1井^[8]，在古近系临河组6112~6120m试油获302m³高产油流，地层压力系数达1.5，形成超高压油藏，自喷试采两年，产量稳定，证实淖西洼槽带超深层巨大的勘探潜力。2022年向淖西洼槽带超深层进军，部署河探101井，2023年在古近系6557.0~6566.2m试油10mm油嘴自喷，获得日产油1285.77m³（1084.8t）、日产气1.07×10⁴m³的高产油气流，一跃成为国内超深层碎屑岩领域首口千吨油气井，也再次揭示临河坳陷超深层碎屑岩领域巨大的勘探潜力，同时亟须搞清其特高产形成地质条件、控制因素及勘探前景。为此，本文对古近系生烃机理、超深层碎屑岩成储机理及油气成藏演化开展重点研究，以期为快速精准落实临河坳陷超深层油气资源规模及为超深层碎屑岩领域油气持续勘探与规模发现提供重要支撑。

临河坳陷位于河套盆地西部，北邻色尔腾山，东接鄂尔多斯高原，东南与桌子山毗邻，西至狼山，为北北东—东西向弧形展布的中—新生代坳断叠合坳陷，具有面积大（2.24×10⁴km²）、埋藏深（最大基底埋深超1.4×10⁴m）的特点^[9-10]。整体具有东西分带、南北分区的结构特征，以吉北变换带为界，南北划分2个凹陷，以北地区为巴彦淖尔凹陷，以南地区为吉兰泰凹陷。其中，自西北向东南，巴彦淖尔凹陷划分为淖西洼槽带、兴隆断裂构造带、纳林湖断裂潜山带、乌兰布和走滑构造带、黄河断槽带和五原斜坡带；吉兰泰凹陷划分为吉西洼槽、吉兰泰构造带、沙布构造带和吉东斜坡（图 1）。

图 1

图 1 河套盆地临河坳陷构造单元划分图 Fig. 1 Division of structural units in Linhe Depression in Hetao Basin

临河坳陷北部超深目的层经历了古近纪弱伸展断坳期（处于沉降/沉积中心，为负向结构）、新近纪强伸展断陷期（沉降中心向狼山断层下降盘迁移，研究区转为正向结构，形成受兴隆大型滑脱断层控制的断鼻构造）及第四纪走滑改造期^[8]。主要目的层为古近系临河组，沉积期盆地处于断坳期，整体地形较为平缓，狼山和伊盟隆起尚未成型，物源主要来自东南部成山较早、高差较大的桌子山、南侧贺兰山、巴彦乌拉山等，形成远源坡缓水浅的大型辫状河三角洲沉积体系。淖西洼槽带超深层砂地比适中（20%~30%），源储互生，生储盖组合好，尤其是新近系五原组发育一套超千米厚、以红色泥岩为主的沉积盖层，形成良好盖层和断层侧向封堵条件，对油气成藏有利。

关于临河坳陷烃源岩基本特征及分布，不少学者基于早期钻井资料做了相关研究指出^[10-12]，临河坳陷主要发育白垩系和古近系两套烃源岩，其中古近系临河组烃源岩主要分布在临河坳陷中北部，表现为咸化湖沉积特点，具有演化程度低、高效生排烃的成烃特征。而关于研究区优质烃源岩的成烃环境及其成烃机制研究较少，本文通过开展地球化学分析及热模拟研究，进一步明确了临河坳陷古近系临河组烃源岩成烃机制，为下一步精准资源潜力评价提供重要参考。

通过临河坳陷北部临河组灰色泥岩、原油色谱质谱图分析（图 2），发现研究区烃源岩具有低Pr/Ph（< 1）、高γ-胡萝卜烷、高γ-蜡烷（> C₃₀藿烷）的特点，表明该时期为典型咸化湖沉积特征，而C₂₇ < C₂₉，呈反L形，表明生烃有机质可能以陆源高等植物为主。古生物研究表明，烃源岩孢粉中裸子植物孢粉含量高，其中松科属含量高达88%，单双束松粉含量近40%，方体云杉粉、云杉粉和破隙杉粉含量合计超40%，一方面指示当时为干旱—半干旱的气候条件，另一方面松科分子中含有丰富的树脂体，可生成大量C₂₁—C₃₅烃类化合物，是原油中蜡质的主要来源，这与研究区临河组原油高含蜡（约20%）特征相一致。同时，临河组主力烃源岩发育期为半深湖、干旱强蒸发、咸水的沉积环境^[13]，大气降水能力弱，水体盐度较大（γ-蜡烷＞C₃₀藿烷），水体分层现象明显，水体表层富氧，发育大量有机质，底层水体缺氧—还原，有机质的保存条件优越，形成了“高生产、优保存”的生烃模式。

图 2

图 2 临河坳陷临河组灰色泥岩、原油色质谱图 Fig. 2 Gas chromatogram and mass spectrum of grey mudstone in Linhe Formation in Linhe Depression

通过开展显微组分分离实验^[14]，测定基质镜质体、藻类体和树脂体的热解参数，发现来自陆源高等植物的树脂体具有生烃潜力最大（S₁+S₂=94.35mg/g）、生烃最早（T_max=426℃）、有机质丰度（17.64%）和氢指数[508.33mg/g (HC/TOC)]最高、生烃活化能低（223~256kJ/mol）、累计生烃量高（139mg/g）的特点，热演化要求低（R_o为0.2%~0.9%），生烃高峰早（R_o=0.61%）；其次为藻类体，完成生烃总量的45%，热演化区间为0.27%~1.70%，在R_o为0.9%时达到生烃高峰。研究认为树脂体和藻类体产烃率高，生烃量大，是研究区咸化湖烃源岩低熟早排、高产烃率的主因。

针对研究区特殊咸化湖优质烃源岩开展生烃热模拟实验（图 3），发现R_o=0.68%时达到生烃高峰，且在4300~5800m生成的原油为低熟常规中质原油（原油密度为0.87~0.88g/cm³、含蜡20%、胶质沥青质含量为27%、凝固点为47℃），较常规烃源岩的生烃高峰窗口（R_o=1.0%）出现显著前移，可以大幅提高生烃转化率，同时最大产烃率超过600mg/g（HC/TOC），供油窗口宽（R_o在0.5%~3%之间），最新评估临河坳陷油气资源量为“十三五”期间的2.5倍，极大提高了临河坳陷油气勘探潜力。另外，受生烃高峰窗口前移影响，在低熟演化阶段已生成大量中质原油，淖西洼槽带超深层（> 6000m）热演化程度相对较高，持续生排烃导致生烃增压。研究表明，生烃作用是引起临河组烃源岩层产生超压的重要因素，对临河组烃源岩层超压的贡献率为56.68%~89.30%；超压传递主导了临洼构造带临河组储层的超压，对该区域储层超压的贡献率为63.80%~96.09%^[15]。钻井揭示，临河坳陷北部淖西洼槽带超深层地层压力系数达1.5~2.2，为淖西洼槽带超深层超高压富集油气藏形成提供了重要条件。

图 3

图 3 临河坳陷临河组烃源岩产烃率模拟图 Fig. 3 Simulation of hydrocarbon generation rate of Linhe Formation source rock in Linhe Depression

通过露头观察、盆内古水流、轻矿物变化、砂地比及地震相特征分析^[16-17]，提出盆内主要发育以来自东南部桌子山与南部贺兰山的3大物源体系为主的大型浅水辫状河三角洲沉积，具有扇体规模大、延伸距离远、矿物成分及结构成熟度高的特点，尤其临河坳陷北部淖西洼槽带碎屑组分中石英含量高达70%以上^[7]，抗压实作用强，为深层碎屑岩形成优质有效储层提供了良好的物质基础。

连井对比表明，超深层砂地比相对较低（约为25%），临一段以滨浅湖和席状砂为主，岩性为暗色泥岩和粉砂岩，局部发育以细砂岩为主的水下分流河道和河口坝，单层砂体厚度较大（3~10m），GR曲线表现为箱型或钟型特点，砂岩岩性较纯，电阻率相对较低，平面分布范围较广，连井对比效果好（图 4），是临河坳陷超深层优质储层发育的最有利相带。河探1井古近系6037m壁心实测孔隙度高达18.2%，河探101井6557~6566m测井解释孔隙度达15.7%，试油测试流动渗透率高达226mD，充分反映了储层砂体平面分布广，横向连通性好，为超深层寻找规模富集大油藏提供了重要条件。

图 4

图 4 河探1井—河探101井临河组连井对比图 Fig. 4 Well correlation section of Linhe Formation cross wells Hetan 1-Hetan 101

临河坳陷上新世（5.3Ma）以来开始快速沉降^[15]，深埋时间晚，导致储层压实作用弱，实际钻井揭示4500m以浅深层砂岩岩心较为疏松，成岩作用不强；已钻井实测地温梯度低（小于2.5℃/100m），成岩演化相对滞后，保留大量原生孔隙，具有明显弱成岩特点。河套盆地优质储层的孔隙度随埋深减小率为2%~3%/1000m，明显低于中国东部盆地，如渤海湾盆地冀中坳陷为7%/1000m^[7]，孔隙度随埋深减小率明显低于其他盆地是河套盆地特有地质背景下由弱成岩作用形成的一种独特现象。大量实验表明碎屑组分的差异对压实减孔效应具有重要影响，高刚性颗粒含量砂岩压实减孔速率明显慢于高塑性颗粒含量砂岩（图 5）。刚性颗粒含量为75%和25%的砂岩，在埋深为5000m时，孔隙度差值可达10%^[16]，说明刚性颗粒对粒间体积的有效保护。临河坳陷周缘物源区普遍以花岗片麻岩和石英片岩优质母岩类型为主，各区带砂岩中刚性颗粒总量达到85%以上（其他盆地为30%~50%），抗压实能力强。

图 5

图 5 临河坳陷临河组不同刚性颗粒含量储层孔隙度随深度变化图 Fig. 5 Porosity change with depth of reservoirs with various contents of rigid particles in Linhe Formation in Linhe Depression

一般来说，胶结作用与砂岩的孔隙度、渗透率呈负相关的关系，主要是由于胶结物占据了砂岩的储集空间，并切割了砂岩的渗流通道，对储层的物性起到严重的破坏作用。河套盆地临河组胶结物含量低，胶结作用弱是深层保留一定原生孔隙、储层物性相对较好的重要因素。统计不同厚度砂体胶结物含量表明，厚度小于1m的砂体胶结物含量平均大于12%，厚度为1~3m的砂体胶结物含量平均为5%~12%，厚度大于3m的砂体胶结物含量普遍小于5%（图 6）。究其原因，一方面砂体连通性是控制胶结物含量的重要因素^[18]，水下分流河道砂体连通性好，易于流体流动，导致胶结物含量低，临河坳陷临河组沉积期坡度较缓，易于砂体广覆式分布，砂体稳定且连通性好，是导致储层胶结作用弱的重要原因；另一方面，国内外研究表明，在储层埋藏成岩过程中，早期烃类充注后，油气占据大量孔喉空间，能够有效阻碍油气藏中孔隙水的流通和交换，造成孔隙水流动减缓和离子供给障碍，从而抑制甚至停止胶结作用，有效保存储层储集空间^[19-21]。临河坳陷发育早熟早排优质烃源岩，在低演化阶段开始大量生排烃，具有典型的早充注成藏的特点，对超深层原生孔隙和渗透率保存发挥重要的积极作用。因此，尽管晚期快速深埋导致温度达到中成岩A期，但是胶结作用并没有表现出相应强胶结的特征，使河套盆地形成储层胶结强度明显滞后于成岩演化阶段的一种特殊现象。尤其临河坳陷北部兴隆构造带优质储层中胶结物含量整体较低，胶结物未占据太多原生孔隙空间，使原生孔隙得以大量保留。整体上，弱压实、早充注、弱胶结主导的成储机理控制深层碎屑岩储层物性普遍好于同时期其他盆地。钻井揭示，古近系临河组4200~5600m井段，最大孔隙度为27.3%，有效储层孔隙度中值为19.3%；最大渗透率为1320mD，有效储层渗透率中值为166mD，为中孔—中渗型储层，河探1井临河组井深6037m处井壁岩心孔隙度高达18.2%，再次证实河套盆地超深层碎屑岩依然可以发育中孔优质储层。

图 6

图 6 临河坳陷临河组砂体厚度与胶结物含量关系图 Fig. 6 Relationship between sandstone thickness and cement content in Linhe Formation in Linhe Depression

另外，淖西洼槽带早熟早排优质烃源岩不仅早充注，且持续强排烃强充注形成超高压油气藏（基于河探1井烃源岩过剩压力预测，发现该井临河组不同层段源储压差为32~57MPa）。当地层压力达到一定程度超过储层破裂压力下限时，砂岩储层就很有可能开始由内及外发生破裂，产生裂缝，并进一步连通孔隙，使储层物性尤其渗透率得到进一步改善，进而形成孔缝型储层。超高压对储源交互体起改造作用，形成缝孔连通、源储同聚、连续型常规油气藏是超深层形成千吨井特高产的重要原因。

新近系五原组沉积期临河坳陷北部发育双断式地堑结构，导致淖西洼槽带物源欠发育，外部水系大量减少，湖盆急剧萎缩，发育1500~1800m厚、以红色泥岩（泥地比 > 90%）为主的滨湖相沉积，构成了下部临河组良好的盖层条件，为河探101井所在光明构造超深层超高压油气藏形成提供了较好保存条件。同时，光明构造为受大型顺向滑脱断层（兴隆断层）控制的大型逆牵引断背斜构造，兴隆滑脱断层断距大（400~1500m），该断层自古近纪以来开始活动，但主要活动期为新近纪上新世，断距在300~1400m，其他时期断距合计不足100m。根据断层封闭机理，兴隆断层上盘对接断层下盘乌拉特组和临三段以红色泥岩为主的沉积地层，砂泥对接条件有利；同时兴隆断层在新近纪上新世发生强伸展滑脱作用，此时目的层成岩作用弱，泥岩盖层塑性强，发生滑脱作用时在断层面可形成良好的泥岩涂抹作用，使断裂带的排替压力远大于油气运移压力，断层封堵性好。尽管光明构造在新近纪晚期到第四纪发生走滑活动，在逆牵引断背斜上部发育了部分负花状断裂，但其断距（< 100m）远小于上覆五原组泥岩盖层厚度，根据泥岩涂抹因素（SSF）分析，上覆走滑断层垂向输导能力较弱，未能破坏超深层超高压油气藏。因此，良好的盖层保存条件是超深层超高压油气藏形成的重要保障。

古近系临河组沉积期，临河坳陷为弱伸展断坳期^[22]（图 7a），地层产状较为平缓，一方面为咸化湖相优质烃源岩大面积广覆式分布提供了有利条件，同时为烃源岩中陆源高等植物（尤其松科属，有机质树脂体的主要来源）输入形成早熟早排优质烃源岩提供了可能^[23]；另一方面，为盆缘大型辫状河三角洲砂体发育并延伸至湖相洼槽区形成源储互生的沉积格局提供了有利条件，而源储互生是烃源岩高效排烃快速输导汇聚成藏的关键。

图 7

图 7 临河坳陷超深层超高压油气成藏演化过程图 Fig. 7 Hydrocarbon accumulation and evolution history of ultra-deep and ultra-high pressure oil and gas reservoirs in Linhe Depression

新近系（五原组—乌兰图克组）沉积期，临河坳陷逐渐转为中—弱断陷期（中新统五原组沉积期）和强伸展断陷期（上新统乌兰图克组沉积期），狼山断裂活动显著增强，形成西断东超、地层产状逐渐变陡的构造格局^[24-26]。尤其5Ma以来，随着乌兰图克组快速沉降深埋，临河组优质烃源岩开始进入生排烃期（图 8）。流体包裹体与埋藏史研究表明，临河坳陷北部光明构造超深层临一段油气成藏主要发生在上新世以来，此时盆地结构和光明构造逆牵引断背斜基本定型，洼槽区烃源岩开始进入大量生排烃期，远源高成分、高结构成熟度的砂体储层受低地温、晚深埋、弱压实、弱胶结、成岩作用弱的影响，储层物性好，形成了咸化湖烃源岩高效供烃、优质储层高效输导、大型断背斜充注、汇聚、成藏的早期油藏（图 7b）。

图 8

图 8 临河坳陷河探101井区超深层含油气系统成藏要素时空配置分析图 Fig. 8 Analysis of time-space configuration of hydrocarbon accumulation elements of ultra-deep oil and gas system in Hetan 101 well area in Linhe Depression N2w1—乌兰图克组；N1w—五原组；E3l1—临一段；E3l2—临二段；E2w1—乌拉特组一段；E2w2—乌拉特组二段

第四系沉积期（2.3Ma）以来，随着埋藏深度增加，烃源岩热演化程度不断升高，油气加速生成、排出，形成强源动力、高源储压差（32~57MPa），使生成油气源源不断汇聚到大型断背斜构造上，大型圈闭被逐渐充满、增压形成超高压油气藏。在此过程中，一方面早充注成藏有效抑制胶结作用并减缓压实作用，延缓储层因埋深增加物性逐渐变差的趋势；另一方面持续充注有效改善储层渗透率和流动性，使洼槽区储层连通性保持较高的水平，促进了流体的充入和油气藏压力的不断攀升，一旦突破储层排替压力，砂岩储层便会产生破裂，形成微裂缝，进一步改善储集空间。风险探井隆华1井在与河探101井相同层位同一期砂体和油气层深度处发生失返性漏失，成像测井显示该井段发育垂向裂缝和水平层理，进一步证实了超深层超高压油气藏发育微裂缝的事实。随着油气的不断生成排出，这种储层微裂缝开始向烃源岩扩展延伸，到达一定程度，储层附近烃源岩受到储层爆破形成裂缝影响而产生微裂缝，随着洼槽区大面积广覆式分布的高产烃率烃源岩持续演化排烃，作为洼槽区油气汇聚有利方向和良好构造背景的光明构造区便形成了一种新的源储同聚的大规模常规油气藏（图 7c），这可能就是超深层超高压油气藏形成特高产的主因，同时也展现了洼槽区良好的勘探前景。

临河坳陷中北部受新生代以来持续沉降和晚期强伸展作用影响，临河组埋深大（3000~9000m），超深层（> 6000m）碎屑岩主要分布在淖西洼槽带，面积广（> 2000km²）；为咸化湖相优质烃源岩集中发育区，厚度大（100~350m），热演化程度高（R_o为0.8%~2.0%），易生烃增压形成超高压地层，为高效勘探提供重要资源基础；主要处于东南部大型辫状河三角洲沉积体系前缘有利相带，钻井揭示砂体成分、结构成熟度高，抗压实作用强，叠加晚深埋、弱压实、早充注、弱胶结甚至超压扩缝增储等有利条件，储层物性好；同时砂地比相对较低，源储互层沉积，生储盖组合好；晚期受狼山断层强烈活动影响，地层产状整体表现为西断东超、南抬北降的构造格局，断裂整体呈北东向展布，物源砂体主要来自南东方向，有利沉积相带分布及地层产状与断裂体系配置优越，极易形成构造及岩性—构造油气藏。基于目前针对东南部两大三角洲砂体的空间展布，预计有利勘探面积超1000km²（图 9），勘探前景广阔。下一步将按照由北向南（北部已突破）、由东（浅）向西（深）、由构造向构造—岩性的整体勘探部署思路，逐步拓展，力争实现洼槽区超深层油气勘探全面突破和规模储量发现，同时为其他类似盆地超深层碎屑岩领域油气勘探提供重要参考。

图 9

图 9 临河坳陷超深层有利勘探区分布图 Fig. 9 Distribution of favorable exploration area for ultra-deep oil and gas reservoirs in Linhe Depression

临河坳陷北部古近系临河组超深层碎屑岩面积大、分布广，源储配置有利，成藏条件优越，可形成大型自生自储构造或岩性构造油气藏，展现了洼槽区超深层良好的勘探前景。主要取得3个方面地质认识：

（1）河套盆地古近系发育早熟早排、高产烃率咸化湖相优质烃源岩，明确了烃源岩有机质中富含陆源树脂体和水生的藻类体是形成早熟早排、高产烃率的关键，为超深层碎屑岩超高压油气藏的形成奠定了良好资源基础。

（2）明确了古近系临河组沉积期发育广覆式分布的大型辫状河三角洲砂体，石英含量高，抗压实作用强，胶结物含量低，成岩作用弱，洼槽区早充注抑制胶结和压实，后持续充注形成超压扩缝进一步改善储层渗透性，储层物性好，上覆五原组发育巨厚泥岩盖层，形成良好源储盖组合，为超深层超高压特高产油气藏形成提供了重要保障。

（3）低演化阶段开始大量生烃充注成藏，伴随持续沉降深埋热演化，加速生油持续充注形成过饱和与超高压油气藏，超高压对储源交互体天然压裂，形成缝孔连通、源储同聚、连续型大面积常规油气藏，是洼槽区超深层碎屑岩超高压特高产油气藏形成的关键。