0 引言

研究区位于准噶尔盆地西部隆起中拐凸起的东斜坡带，东面与玛湖凹陷、达巴松凸起相连，北面与克百断裂带相邻，西面与红车断裂带相接，南面与盆1井西凹陷、沙湾凹陷相连(张云银等，2004)(图 1)，区域构造位置非常有利，处于油气运移指向区，是准噶尔盆地富油气区带之一.中拐凸起处于克百断裂带和红车断裂带的转换部位，走向大致北西-南东，总体形态为一个向东南倾没的宽缓巨型鼻状构造(吴涛等，2013)，是石炭纪-二叠纪的古隆起，受海西期大规模、多期次构造运动影响较大，二叠纪末开始隐伏，上二叠统上乌尔禾组超覆沉积于凸起之上，与下伏二叠系佳木河组呈角度不整合接触，三叠-侏罗系披覆其上，隆起幅度较小；燕山运动使隆起区进一步抬升，形成了向东南倾的单斜构造格局，喜马拉雅运动期最终掀斜定型，形成了南翼陡、北翼缓的不对称凸起.

该区在石炭系基地之上自下而上发育有二叠系佳木河组、风城组、夏子街组、下乌尔禾组、上乌尔禾组；三叠系；侏罗系和白垩系.古隆起围斜部形成了多套的不整合面，其中白垩系与下伏侏罗系、三叠系与二叠系、二叠系上乌尔禾组与佳木河组为区域性地层不整合接触，研究区主体部位缺失二叠系下乌尔禾组、夏子街组、风城组及侏罗系齐古组等地层.

经过近两年的研究表明，由于受海西期大规模、多期次构造运动影响, 中拐凸起在石炭纪-二叠纪经历了强烈的抬升、褶皱和剥蚀，造成地层缺失、削蚀和超覆等地质特征(刘传虎，2011)，绝大部分地区缺失风城组、夏子街组和下乌尔禾组, 在地层抬升较高部位，二叠系佳木河组存在严重风化剥蚀现象，与上覆地层呈明显的不整合接触, 不整合面上下地层断裂和褶皱发育程度不同，差异较大.多期的构造运动造就了二叠系佳木河组复杂的古地形地貌，不仅控制了上覆地层的分布, 同时也影响了佳木河组岩性分布、古凸带的发育规模和范围.本文应用古地貌恢复手段，通过对金龙2地区的实例解剖, 古地貌特征对佳木河组有效储集体分布及油藏分布的影响，总结该区油气藏的富集规律，以期指导该区油气勘探.

1 古地貌特

古地形地貌是控制一个盆地后期沉积相发育与分布的一个主要因素, 同时在一定程度上控制着后期油藏的储盖组合, 地质历史中各构造期所产生的不整合面古地貌更是油气地质工作者关注的一大热点(朱静等，2010).古地貌恢复包括剥蚀厚度恢复和地层学方法恢复.剥蚀厚度大的地区对应古地貌位置高，剥蚀强度弱的地区对应的古地貌位置低.因此，通过剥蚀厚度恢复能反映当时的古地貌的大致形态.目前较成熟的地层剥蚀量恢复方法主要有地层对比法、沉积速率法、测井曲线法、镜质体反射率(Ro)法、磷灰石裂变径迹分析法、流体包裹体法、天然气平衡浓度法等(李伟，1996；王敏芳等，2005；佟彦明，2005；加东辉等，2007；梁峰等，2008).这几种方法的精确度较低，不适合本区对精度要求较高的古凸地貌的恢复.地层学恢复方法主要有残余厚度和补偿厚度印模法、回剥和填平补齐法、沉积学分析法、层拉平古地貌恢复法以及层序地层学恢复法(包括高分辨率层序地层学法)(赵俊兴等，2001；佟彦明等，2005；梁峰等，2008；庞军刚等，2013).层拉平古地貌恢复法应用广泛，是目前常用的方法之一(李家强，2008).

金龙2地区二叠系上乌尔禾组和下覆佳木河组地层不整合界面清晰，且上乌尔禾组顶面为全区稳定分布、发育较为广泛的一套湖泛泥岩，具有很好等时性，可作为可靠的基准面，因此，本次研究中主要利用层拉平法恢复佳木河组古地貌特征，同时采用印模法进行验证分析确保结果客观可靠，所得结果如图 2所示，图中白色虚线为佳木河组地层尖灭线，西部为石炭系老山，为中拐凸起持续性隆起区，古地貌相对幅度较高，呈现出凹凸不平、坡带富沟的古地貌特征.白色虚线以东为佳木河组古地貌形态，其具体特征表现为中间高、两侧低，KE79-JIN205井区为佳木河组凹槽区，地势相对较低，为负向地貌单位.KE301-JIN201井区(图中红色虚线标注区域)为佳木河组凸起区，古地貌幅度相对较高，为正向地貌单位，整个凸起呈南北向展布，高点位于南部JIN201井区，凸起幅度较大，延展较宽，向北部逐渐变缓变窄直至消失；东部斜坡带是凸起向盆地间的过渡地带，地层发育较全，由于受二叠系佳木河组中部古凸带遮挡，二叠系风城组、夏子街组、下乌尔禾组由盆地向凸起区超覆沉积，在斜坡区西侧形成多期南北向地层尖灭特征.根据地震资料可识别古凸的宏观特征，古地貌形态在地震剖面上有明显的识别标志.图 3为过JL10-JIN201东西向连井地震地质剖面，由图 3可以看出石炭系老山凸起较高，佳木河组在JIN201井区附近存在明显的隆起，为典型的古凸地貌.同时，佳木河组不整合界面之上的上乌尔禾组总体是一套水进背景下的正旋回沉积，用不整合面至上乌尔禾组顶面的湖泛泥岩的水平基准面的厚度来反映佳木河组古地貌，厚度大的为古地形的低势区，厚度小的地方为古地形的高势区.依据二叠系上乌尔禾组的印模厚度来看，在佳木河组凹槽及斜坡区的负相地形、地貌中，上乌尔禾组沉积较厚，厚度一般在150~310 m，而在凸起区的正相地形、地貌中，沉积厚度明显减薄，如JIN201井附近厚度仅为120 m.

2 古地貌和油气藏分布关 2.1 古地貌对沉积的控制作

古地貌单元决定下覆地层在平面上和纵向上的分布特征和组合规律(庞军刚等，2013).通过古地形地貌分析，结合钻井、测井、录井、地震资料及单井精细分析，多井间纵横向对比，研究区佳木河组地层特征具有复杂多变性，既有沉积岩相特征，又有火山岩相特征，储层的岩性、物性具有多样性(陈新发和靳军，2010；吴晓智等，2010)，主要的岩石类型依据岩石成分分为三大类：火山熔岩类、火山碎屑岩类及沉积岩类.佳木河组古地貌单元从平面上可分为凹槽区、古凸带及斜坡带，由于斜坡区佳木河组地层埋藏较深，目前还没有井钻遇.从录测井及地震剖面显示上看(图 4)，凹槽和凸起区的沉积地层、岩性、含油气性和地震反射特征都有明显区别：在凹槽区(KE79井-JIN206井区)佳木河组地层多为沉积岩，以泥岩、凝灰质砂砾岩为主，基本不含油气，地震剖面上表现为反射能量弱、平行断续的反射特征，界面反射清楚，如JL2005井；古凸起区(KE301井-JIN201井区佳木河组古凸带)则为火山岩，以火山碎屑岩、玄武岩、安山岩为主，局部发育流纹岩，具有较好的含油气性，火山岩顶面是一个易于识别的不整合界面，具有丘状连续性差的反射结构变为连续性较好的平行反射结构的界面，界面上具有明显的削截和上超现象；火山岩底界面为滑脱断层面，地震上表现为一个连续性非常好的地震反射界面，且反射振幅强，如JIN208井.同时佳木河组平均振幅属性进一步验证了，凸起火山岩与两侧凹槽沉积岩间边界界面清楚，振幅响应特征差别较大(图 5).

2.2 古地貌对优质储层的控制作

火山岩储层分布在古地貌地形相对较高的凸起带上，凹槽区储层基本不发育，凸起区为有利的储集相带，以KE301井-JIN201井区佳木河组古凸带为例，尽管火山岩的分布范围较广、厚度较大，但优质储层的分布在纵横向分布上具有一定的规律.通过地质综合分析及储层预测(图 6)，首先在纵向上，佳木河组火山岩共分成三个期次，目前研究区完钻井钻揭佳木河组火山岩体厚度22~286 m，平均145.3 m.其中第一期以爆发相为主，喷溢相局部发育，以火山碎屑岩、玄武、安山岩为主，局部发育流纹岩，电性上表现为低伽玛、低电阻特征.第二期以喷溢相为主，局部发育爆发相，以流纹岩、英安岩为主，局部发育火山碎屑岩，电性上表现为高伽玛、中电阻特征.第三期以爆发相为主，喷溢相局部发育，以火山碎屑岩、玄武岩、安山岩为主，局部发育流纹岩，电性上表现为低伽马、中高电阻特征.三期火山岩岩相自下而上具有爆发-喷溢-过渡-爆发-喷溢间互的特征，各期次之间无明显隔层.在靠近不整合界面发育第三期主要以爆发相为主的中基性玄武岩、安山岩及中基性火山碎屑岩，由于该期火山活动后，研究区处于长时期的沉积间断期，火山岩暴露地表，受长时间风化淋滤及后期构造运动影响，形成溶蚀孔和裂缝发育的双重孔隙介质储集岩，为油气的聚集成藏提供了空间，依据试油及产能结果表明，油层主要发育在靠近不整合界面的第三期爆发相火山岩中，大部分高产油气层多分布在不整合面附近150 m范围左右，而下部两套火山岩体，由于远离剥蚀面，储层的物性和含油气性明显变差，其中第二期火山岩储层局部获油流，但大部分井均显示较差，或试油为水层，而第一期则试油均为水层.在横向上，优质储层分布具有不连续性，古地形起伏较高的位置明显较起伏较低的位置好，JIN218井位于古凸的倾末端，幅度较低，储层物性及含油气性均比较差.因此，在凸起区，优质储层发育，在充足的油源供给条件下，最有利于油气聚集成藏，形成广泛分布的火山岩油气藏.

2.3 古地貌对油气分布的控制作

金龙地区二叠系佳木河组油层主要分布在靠近不整合面顶部的佳一段，在平面上主要分布在古地貌的凸起带火山岩储层中，通过对金龙油田已发现的佳木河组油藏的分布，对产能与古地貌对比分析，研究区古地貌对油气藏的控制作用主要体现在以下几个方面.

(1)正向古地貌单元，断裂发育.断裂特别是同生断裂活动对佳木河组古地貌的形成与改造具有重要的控制作用(周路等，2013).研究区主要发育两组断裂，一组断裂走向为近南北向“L”形断裂体系，该组断裂形成于早-中二叠纪，晚二叠纪持续继承性活动，使佳木河组地层沿该组断裂推覆隆起，形成南北向的古凸起.“L”形断裂体系上的火山口喷出的火山物质从古凸西侧向东部低洼处溢流沉积，形成了东西薄、中部厚的火山岩体，控制了佳木河组古凸带的展布范围.该断裂的延伸长度和凸起长度一致，断裂活动的剧烈程度与凸起的幅度成正相关，凸起南部断裂较发育，断距大，隆起较高，北部断裂欠发育，断距较小，隆起幅度较低.断裂、不整合面为油气向正向单元聚拢提供了良好的纵横向油源通道.

(2)地形较高的古地貌单元或其地质背景是油气富集的主要指向，古凸构造为油气聚集提供了有利场所.佳木河组顶面构造整体呈东南倾的单斜，具有西高东低的特点，古地貌相对高处的凸起区内是佳木河组顶面构造发育区，同时将试油产能叠合在古地形、地貌图上，发现凹槽区无一口出油气井，出油井均位于近东西向展布的中部佳木河组凸起构造带上，该凸起对二叠系油藏的形成和富集起了十分重要的控制作用.各井之间的产能与凸起的幅度之间也存着一定的关系，南部凸起幅度较大，产量相较于北部幅度较低凸起区较高，向东部斜坡区产量降低，为油水同层.佳木河组油藏主要位于JIN215-JIN208-JIN209-JIN201-JIN204井一线的凸起带，延伸长度约为17.8 km，展布宽度约为4.5~1.6 km.可见，地形较高的古地貌及其背景上的古隆起构造为佳木河组油藏富集的主要位置，对油气藏有一定的控制作用.

(3)凹槽、沟槽等负古地貌单元区不利于油气聚集.凹槽区等负古地貌地区有利储层不发育，油气显示较差，例如位于凹槽区的JL2005井、KE027井等，基本无油气显示或是显示较差，试油多为水层，目前还无一口出油气井.究其原因，在负地貌单元相对较低的地方，佳木河组以泥岩、凝灰质砂砾岩为主的沉积岩，储层较差，断裂不发育，其本身不利于形成圈闭.

依据古地貌恢复、古地形地貌特征分析以及和油气分布关系的研究，总结和有效指导了佳木河组古凸带的油藏评价，大大提高了钻井成功率，探明地质储量几千万吨.另外，近年在西部石炭系古隆起区(图 2西侧石炭系老山区)也钻遇多口石炭系火山岩高产油气井，表明古地貌对金龙地区油气藏分布的关系具有重要的控制作用.

3 讨论和结论 3.1

金龙2地区二叠系佳木河组沉积前古地貌地形起伏较明显，整体呈现出“凹-隆-坡”的组合特征.整个隆起区呈南北向展布，延展较宽，隆起区西部落差较大，地形较为平坦，东部斜坡带是隆起区向盆地间的过渡地带，地层发育较全，由于受二叠系佳木河组中部古凸带遮挡，二叠系风城组、夏子街组、下乌尔禾组由盆地中心向隆起区超覆沉积，在斜坡区西侧形成多期南北向地层尖灭特征.

3.2

古地貌形态对沉积相类型和岩性分布具有较为明显的控制作用，综合地震、钻井和测井资料，结果表明佳木河组西部凹槽区以泥岩、凝灰质砂砾岩为主，隆起区则以火山碎屑岩、玄武岩、安山岩为主，局部发育流纹岩.

3.3

佳木河组古地貌对油气藏起着非常重要的控制作用，古地貌较高部位为油气优先聚集部位，同时长时间受风化淋滤、后期构造运动等影响，形成裂缝和溶蚀孔的双重孔隙介质储集岩，为油气的聚集成藏提供储集空间，是油气勘探的有利区域.目前发现的规模整装金龙油田以及该地区金龙10井区石炭系古凸起目前钻遇的多口高产油气流井都证实了该研究思路的正确性.因此，分析研究古地貌与油气富集的关系，对准噶尔盆地西北缘和类似区块的油气勘探有着积极的指导意义.

致谢 感谢审稿专家提出的修改意见和编辑部的大力支持！