引言

二连盆地属于独具特色的第三类盆地被动式裂谷盆地^[1]，四十余年的勘探历程中历经构造和岩性两大勘探高峰。随着勘探难度增高，储层物性较好的构造及岩性油藏发现难度越来越大。如何挖掘老探区的勘探潜力，维持二连盆地储量增长已成为迫切需要解决的问题。多年钻探成果揭示，二连盆地主要富油凹陷储集层下白垩统巴彦花群腾格尔组（K₁bt）与巴彦花群阿尔善组（K₁ba）普遍发育云质岩为主的特殊岩性段以及致密砂砾岩（图 1），虽然物性差，没能形成工业油气藏，但普遍见到油气显示，部分井初期试油获得了工业油流。近年引入致密油勘探理念以来，华北油田高效、快速地展开致密油领域的勘探，先后在云质岩及致密砂砾岩领域钻探了阿密1 井与太密1 井。通过水平井及分段压裂等工艺技术的应用，阿密1 井获日产油10.32 m³，太密1 井获日产油4.32 m³。良好的钻井效果揭示出致密油可作为二连盆地油气勘探的又一重要接替新领域。由于起步较晚，对致密油形成的条件、主控因素及分布特征等目前还缺乏较深入的认识，影响了致密油有利勘探方向的选择。

本文以致密油形成的两大主控因素优质烃源岩与致密储层的特征分析为切入点，明确了二连盆地致密油形成的物质基础、成藏特征及勘探潜力，为二连盆地后续接替领域的勘探突破提供了科学依据。

1 致密油形成条件

致密油气是指夹在或紧邻优质烃源层系的致密储层中、未经过大规模长距离运移而形成的油气聚集^[2-3]。其成藏主控因素已突破常规油气的生、储、盖、运、圈、保等成藏要素的控制，而以大面积发育的优质烃源岩及与烃源岩共生或紧邻的致密储层为油气成藏的主控因素。因此，优质烃源岩与致密储层的发育特征决定了致密油气勘探的方向^[4-6]。

1.1 优质烃源岩发育

二连盆地适于致密油形成的优质烃源岩主要有两类。第一类为以含大量云灰质为特征的特殊岩性段，本段地层为云灰质岩、黏土岩、砂砾岩频繁互层段，在二连盆地分布广泛，如阿南、吉尔嘎朗图、巴音都兰、额仁淖尔、洪浩尔舒特等凹陷。有机质丰度高（表 1），I_TOC 在1.40%～2.92%，S₁+S₂ 在2.49～15.56 mg/g，尤其是可溶部分含量较高，氯仿沥青“A”全部在0.05% 以上，多大于0.10%，具备形成致密油的物质基础。除阿南凹陷外，多数凹陷K₁bt¹有机质丰度要高于K₁ba。母质类型均较好，Ⅰ_H 一般表现为Ⅱ₁～Ⅰ 型母质特征。由于埋深多小于2 000 m，处于低成熟阶段（R_o＜0:8%）。但从转化率指标来看，氯仿沥青“A”/I_TOC 与总烃/I_TOC 多大于5% 和3% 的排烃阀值，可见已经有较高的生排烃能力。第二类为湖相黏土质泥岩，以阿尔凹陷和乌里雅斯太凹陷为代表。其中，阿尔凹陷泥岩优质烃源岩发育在 K₁bt¹，有机质丰度高，I_TOC 平均为3.17%，S₁+S₂ 平均为19.42 mg/g，氯仿沥青“A”平均为0.18%，与其他凹陷特殊岩性段丰度相当。Ⅰ_H 在400～800 mg/g，同样表现为Ⅱ₁～Ⅰ 型母质特征。虽然热演化程度同样较低（R_o 在0.5% 左右），但氯仿沥青“A”/I_TOC 与总烃/I_TOC 多大于5% 和3% 的排烃阀值。乌里雅斯太凹陷K₁bt¹ 有机质丰度高（I_TOC > 2:00%），生烃潜力平均值达6.54 mg/g。虽然有机质类型相对较差， Ⅰ_H 在350 mg/g 以下，属于Ⅱ₂ 型母质。但由于埋深较大（大于1 800 m），R_o 达到0.62%～0.75%，已经具备生排烃能力，在斜坡中外带的苏布及木日格构造带已发现常规构造岩性油藏。因此，斜坡内带与洼槽区具备形成致密油能力。

受沉积相带控制，无论是特殊岩性段还是常规泥岩发育段，致密油分布区优质烃源岩发育特征基本一致。主要分布层位为K₁bt_下¹ 和K₁ba²，优质烃源岩厚度在20～100 m，平面上优质烃源岩多发育在沉积中心湖相发育区。厚度在20 m 以上的优质烃源岩分布面积在100～230 km²，虽然单个凹陷分布面积不大，但由于二连盆地由众多小凹陷组成，累计面积比较大，目前展现苗头的7 个凹陷优质烃源岩累计面积超过1 500 km²。

1.2 致密储层特征

致密储层特征致密储层在矿物组成、孔隙结构等方面与常规储层及一般低渗透储层都有明显不同^[7-8]。相对国外致密油区，致密油储层物性更差，非均质性更强，但厚度往往较大^[9]。

1.2.1 致密储集层分布

二连盆地由许多分散的小断陷盆地组成，发育有众多相间排列的凹陷和凸起，凹陷结构主要为单断式的箕状断陷和双断式凹陷^[10]。各凹陷的结构特点决定了多物源、窄相带、相变快的沉积特征（图 2），也使得储层横向分布不稳定，储层岩性复杂多样，包括白云岩类、泥灰岩、沉凝灰岩、块状砾岩、砂砾岩、薄层粉、细砂岩等。层位主要在K₁bt_下¹与K₁ba⁴。分布区域包括洼槽区、大断裂及潜山周缘、斜坡内带、陡坡带等。总体上受沉积相带控制，邻近物源区，砾岩发育，靠近湖盆中心，则渐渐过渡为粗中细粉砂岩。云质岩类为后期交代成因，以含凝灰质成分被白云石交代为主，其次为粉细砂岩的交代作用，分布于邻近湖盆中心。受优质烃源岩发育控制，形成致密油藏的有利致密储层主要为云质岩和粉细砂岩两大类致密储层，主体厚度在20～80 m。

1.2.2 储集空间及物性特征

不同类型储层储集空间类型存在差异，粉细砂岩以粒间溶孔、粒内溶孔和铸模孔为主，见少量构造溶蚀缝，云质岩类以构造缝和晶间孔为主（图 3）。晶间溶孔充填成分主要为白云石，充填方式为全充填或半充填；裂缝充填成分主要为方解石，充填方式为全充填；微裂缝充填成分主要为白云石、钠长石和有机质，充填方式为半充填；构造溶蚀缝充填成分主要为方解石，充填方式为全充填；粒间溶孔、粒内溶孔和铸模孔充填成分主要为沥青、钠长石和泥质杂基，充填方式均为半充填。

致密储层中的孔隙结构总体较差，均为微细喉型，因此，总体物性也较差，但在局部层段有孔渗条件较好的甜点区发育。相比之下，特殊岩性段发育的凹陷以粉细砂岩和云质岩物性最好（表 2），孔隙度平均值分别达到9.90% 和14.00%，渗透率平均值分别为2.570 mD 和0.160 mD。甜点区孔隙条件更好，最大值可达到18.40% 和21.80%。其他岩类储层物性相对较差，孔隙度平均值基本在5.00% 以下。常规湖相主要发育粉细砂岩与砂砾岩两类致密储层，致密砂砾岩储层孔隙度平均为9.70%，渗透率平均为0.770 mD，与上述特殊岩性段内粉细砂岩和云质岩物性相当，粉细砂岩致密储层物性相对较差。压汞法测定致密储层粉细砂岩、云质岩喉道半径为0.03～0.49 μm，最大喉道半径0.49 μm，平均仅为0.09 μm，主要为微细喉型，喉道分布不均匀，连通性很差，排驱压力3.74 MPa。致密储层段岩类及孔喉结构的复杂性决定了其渗流能力很差，其空气渗透率一般小于0.500 mD。

1.2.3 脆性矿物组成特征

二连盆地泥质含量整体偏重，含量在 10%～20%，且以蒙脱石为主。储集层中黏土矿物常包围颗粒，作为孔隙衬层充填于粒间孔隙中，很容易与注入流体发生物理化学反应，往往使喉道缩小或堵塞^[11]。但在特殊岩性段，不同岩类脆性矿物含量一般在76.0% 左右（其中石英平均含量为 33.8%，长石平均含量为17.3%），尤其云质岩中白云石含量较高，最高可达49.0%，随白云质成分增加，脆性会加大，裂隙也发育，如泥质白云岩、白云质粉砂岩中常见水平缝和垂直缝发育（图 4），储集性能也相对变好，利于储层压裂改造。所以，近期在致密油领域应当集中在特殊岩性段发育的富油凹陷。

1.3 地层压力特征

致密油层一般存在异常压力，多为超压^[12-13]。二连盆地在早白垩世巴彦花群赛汉期（K₁bs）两套主要烃源层系K₁bt¹ 与K₁ba 埋深达到最大，但在晚白垩世全盆地出现了长达50～60 Ma 的沉积停滞，晚白垩世大部分未接受沉积，地温出现了下降，造成各凹陷压力系数平均值小于1.0，整体地层压力以静压弱低压为主^[14]。致密储层段由于孔隙结构复杂且渗透性差，虽然普遍见到油气显示，但难以形成工业油气藏，开发难度也比较大。

1.4 原油物性

致密油原油性质较好，可流动性较强。地表条件下原油密度0.861～0.903 g/cm³，原油黏度18.4～245.7 mPa·s，地层条件下原油密度0.804～0.860 g/cm³，黏度3.9～37.2 mPa·s，凝固点24～36◦C，原始含油饱和度50%～65%。 K₁bt_下¹ K₁ba² 致密储层厚度较大，尤其是特殊岩性段脆性较高，通过对不同岩类储层采取针对性的压裂改造措施，可获得较好的增产效果。如在哈南低渗透砂岩曾采取过压裂措施，试油时单井平均产量可由未压裂时6.9 t/d 提高到21.6 t/d。

2 致密油成藏控制因素 2.1 成藏组合特征

二连盆地内陆相断陷湖盆湖平面升降频繁，因此大多具有多旋回、多沉积层序的特点^[15]，期间多次湖进、湖退导致烃源岩与储集砂体在横向上尖灭或侧变、纵向上相互叠置的组合关系。K₁bt¹ 与 K₁ba 期湖侵体系域形成的优质烃源岩与下伏低位体系域和上覆高位体系域的沉积砂体紧密接触，易于形成各类“自生自储”岩性油藏。长期的沉积间断与交代作用造成在沉积中心地区主要发育云灰质岩类储层，靠近物源区以砂砾岩类储层为主。依据不同构造部位优质烃源岩与储层的接触关系，主要有两大类致密油成藏组合（图 5）。

（1）源储一体型湖相致密油成藏模式，如额仁淖尔凹陷。巨厚云灰岩类连续分布，既是优质烃源岩，同时发育大量微米纳米级孔喉系统，构成油气主要聚集空间，局部裂缝较发育，形成甜点区。

（2）源储互层型湖相致密油成藏模式，如阿南与乌里雅斯太凹陷。云灰质岩或砂砾岩类呈层状连续分布，与黏土质优质烃源岩互层，具有一定的储集性能，局部裂缝较发育，可作为甜点段。

2.2 致密储层成因

二连盆地晚白垩世长时间的沉积停滞，后期古近系、新近系和第四系沉积厚度很小，造成地层未出现欠压实现象。K₁bs 沉积之后，虽然机械压实作用停止，但胶结作用与交代作用依然在进行，这两种成岩作用使得原本较为松散的沉积物成岩，骨架之间的孔隙被一些胶结物充填，同时杂基充填作用也十分普遍，大大加深了储层的致密程度，尤其是处于远离物源的沉积中心地区，白云化交代作用使储层致密化程度更高，但同时也加大了储层的脆性。因此，二连盆地储层致密化是后期胶结、交代作用成因，在致密化作用开始前，盆地已基本达到最大埋深，K₁bt¹ 与K₁ba 成熟烃源岩已开始向储层充注油气，只是后期孔隙空间减小，渗流能力降低，导致开发难度较大。

2.3 主要成藏期与油气充注

埋藏史研究表明，二连盆地在K₁bs 期达到最大埋深，但K₁bt2 期，盆地已处于缓慢抬升的构造背景下，断块活动明显减弱，由断陷转入了拗陷发育阶段。而由于燕山运动使二连盆地从一个稳定地块进入相对活动的历史阶段，早白垩世还伴有火山喷发，使盆地处于相对高热历史时期，直到K₁bt² 期地热活动才开始衰退，古地温一直较高，直到K₁bs期后，晚白垩世持续抬升剥蚀造成地温场持续降低^[16]，显示出“古高今低”的特征。主要生油层的古成熟门限温度是65◦C，现今门限温度平均为53◦C。地温梯度在横向上随基岩埋深起伏，自凹陷中心向边缘（隆起、凸起）逐渐升高，成熟门限深度在900 ～ 1 900 m。但在主要生油区，混合型生油层成熟门限深度在1 250 m，埋深大于1 900 m，进入生油高峰阶段。由于K₁bt¹ 主力生油层有机质丰度高，干酪根类型以偏腐泥型为主，在许多地区不需要达到传统的成熟门限，即可生成大量未熟低熟油，这已为勘探实践所证实^[17]。

包裹体的均一温度代表它被捕获时地层的温度，测定与有机包裹体共生的盐水包裹体的均一温度，可以了解油气大规模运移时储集层的温度，结合埋藏史和温度史就可以确定包裹体的形成时间，间接确定油气进入储集层的时间，即油气大规模运移和聚集的时间。针对K₁bt¹、K₁ba 两套主力层段，选取了巴音都兰、吉尔嘎朗图、乌里雅斯太等凹陷16 块样品进行了包裹体均一温度测试。结果表明，各凹陷温度略有差别，巴音都兰、吉尔嘎朗图均一温度在47.2～73.8◦C，乌里雅斯太相对较高，在72.7～105.1◦C，主要集中在80.0～95.0◦C。结合埋藏史研究，二连盆地K₁bt¹、K₁ba 成藏期一般在 K₁bt2 至K₁bs 期，K₁ba 成藏期早于K₁bt¹。盆地模拟结果表明，K₁bs 期是二连盆地大规模生油期。

上述分析揭示出二连盆地主要成藏期较早，与盆地埋藏史相对应，一般在K₁bt2 至K₁bs 期，此时， K₁bt¹、K₁ba 两套主力烃源层已进入成熟门限，部分凹陷已达到生油高峰阶段。已经开始生成大量烃类。大量生烃必然引起流体体积增加，产生生烃增压作用。当盆地达到最大埋深或最大规模生烃阶段，K₁bt¹、K₁ba 两套主力烃源层中优质烃源岩发育段与相邻近储层间将存在较大的压力差，且储层此时并未致密化，石油充注程度也会较高，目前已知致密层段原始含油饱和度均在50% 以上。

3 致密油资源潜力

近年来致密油气已在全球油气资源量增长中占有较大比例^[18-22]。二连致密油勘探刚刚起步，但多年勘探过程中，已发现众多凹陷存在致密层段，且油气显示非常活跃，许多致密层段的井试油时也已获得了工业油流，部分井压裂后还获得了高产。依据目前K₁bt_下¹ 、K₁ba4 致密层段资料，采用体积法对7 个已有众多油气显示的富油凹陷进行致密油资源量初步估算，资源量达到10×10⁸ t。其中，致密层段面积分布较大的阿南、阿尔及额仁淖尔等凹陷致密油资源量均超过2×10⁸ t，具备较好的勘探开发前景。

4 结语

二连盆地致密油纵向上主要分布于K₁bt_下¹、 K₁ba⁴，平面上分布于湖盆沉积中心及构造翼部，单个凹陷规模较小，但总体规模较大；致密层段优质烃源岩发育，排烃能力强，致密储层与优质烃源岩成源储一体或源储互层分布，利于油气就近运移成藏；地层压力普遍较低，无自然产能或产能低；储集层致密、孔隙结构复杂，但在特殊岩性段白云石含量高，原油物性好，压裂改造效果较好；储层致密化之前油气已开始大量充注，含油饱和度较高；致密油资源丰富，尤其是特殊岩性段发育的凹陷，是近期致密油勘探的重点区域。