河套盆地油气勘探经历46年，前人在乌前坳陷、呼和坳陷针对浅层生物气进行地质调查，认为盆地热演化程度低、试气出水、缺乏有效圈闭，难以形成规模气藏。而临河坳陷沉积面积最大，北部深洼区面积约7000km2，多口井揭示固阳组和临河组发育湖相暗色泥岩，因此勘探方向向临河坳陷转移。但由于北部深洼区沉降幅度大，目的层埋深普遍大于5000m，长期以来钻探活动主要集中在吉兰泰构造带和纳林湖构造带，北部深洼区烃源岩发育情况是否和中南部相似，是否发育厚度大、品质好的烃源岩是制约勘探发展的关键要素[1-6]。2018年后总结前人研究成果，从外带向洼槽区先后部署临华1X井、兴华1井、河探1井、河探101井。临华1X井钻穿白垩系，在临河组3374.00~3379.20m试油获日产油305.76m3，固阳组未见到油气显示；中内带兴华1井，临河组4370.4~4378.6m试油获日产油274.08m3，确定临河组为北部乃至深洼区主力勘探层系，发现兴华区块大型整装油藏；洼槽区高部位河探1井，临河组6112.4~6120.2m试油获日产油302.4m3；洼槽区河探101井，临河组6557.0~6566.2m试油获日产油1285.77m3，此井成为河套盆地第一口在6500m以深超深层试油获千吨的井，取得了河套盆地源内含盐地层油气勘探的突破，富集高产油层深度从临华构造带3000m逐步下延至6500m，烃源岩厚度超过300m。
近年来全球向深层—超深层油气勘探取得重大突破，例如美国墨西哥湾Lower Tertiary Trend的深水浊积岩油田，最大埋深超过8839m；中国塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带在7000m以深白垩系巴什基奇克组仍发育优质砂岩储层；中国南海珠江口盆地白云凹陷的古近系恩平组砂岩储层深度超过5000m，温度超过200℃。深层—超深层碎屑岩油气藏的勘探已成为油气增储上产的重要增长点，整体低渗致密背景下相对高孔、高渗的优质储层是勘探的重点目标[7-10]。以往对深层—超深层的研究，主要集中在储层特征与形成机制、油气成因、油气成藏规律、流体相态特征、勘探深度下限等方面[11-17]。而制约超深层勘探的关键地质因素是高温高压环境下是否发育规模有效储层。笔者通过开展河探101井钻后的综合分析，系统梳理了河套盆地临河坳陷深层—超深层碎屑岩的沉积储层特征、储层成因机制与油气成藏富集模式，指出深层—超深层高温高压条件下碎屑岩油气储层具有高效的勘探潜力，为河套盆地百万吨油田建设提供了坚实的资源保障。
1 区域地质概况 1.1 基本地质特征河套盆地位于内蒙古自治区西部农耕与沙漠戈壁交错区，被色尔腾山、狼山、巴彦乌拉山、贺兰山、卓子山、伊盟隆起围绕，为发育在太古宇变质岩基底之上的中—新生代叠合盆地，呈北西陡深而南东缓浅的箕状形态，面积约为4×104km2。盆地自西向东划分为临河坳陷、乌拉山隆起、乌前坳陷、包头隆起和呼和坳陷5个一级构造单元。其中，临河坳陷分布面积最广、沉降深度最大，是河套盆地最主要的生油坳陷和含油气区，面积约为2.24×104km2，可分为南部吉兰泰凹陷、中部磴口低凸起和北部巴彦淖尔凹陷。河探101井位于北部巴彦淖尔凹陷兴隆断裂构造带上光明构造（图 1）。
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图 1 河套盆地临河坳陷构造单元划分（左）与地层综合柱状图（右） Fig. 1 Division of structural units (left) and comprehensive stratigraphic column (right) in Linhe Depression in Hetao Basin |
临河坳陷基底为太古宇—古元古界，沉积盖层自下而上发育下白垩统李三沟组和固阳组、上白垩统毕克齐组（被剥蚀）、始新统乌拉特组、渐新统临河组、中新统五原组、上新统乌兰图克组和第四系河套群。临河坳陷经历了白垩纪挤压坳陷、古近纪差异伸展、新近纪强伸展断陷和第四纪走滑反转—南抬北降等四期构造成盆和沉积充填演化过程。白垩纪早期（李三沟组沉积期）受北西向和东西向挤压作用影响，形成现今一、二级断层的雏形，白垩纪中后期（固阳组沉积期）发育东西双断不对称地堑结构。古近纪（临河组沉积期）沉降中心向北迁移，呈现北厚南薄、西厚东薄的特点。新近纪（五原组沉积期）到上新世逐渐进入强伸展断陷期，形成现今“东西分带、南北分区”构造格局。固阳组和临河组发育湖相暗色泥岩和辫状河三角洲前缘亚相砂体，是坳陷主要烃源岩和储层所在层系，烃源岩发育期为半深湖、干旱强蒸发、咸水的沉积环境，有机质的保存条件优越，具有“高生产、优保存”的生烃模式；盆内发育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、结构成熟度高，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。据已钻井揭示，北部兴隆断裂构造带有利储层为临河组，砂地比适中（30%~40%），上覆五原组巨厚（1500~1800m）红色泥岩（泥地比大于90%），盖层条件好；临河组生成的油气在区域性盖层封盖作用下沿层横向运移，晚生烃、晚成藏，近源油气更充足，控制沿层富集油藏的形成。第四纪走滑伸展改造强烈，发育系列斜列式、帚状等展布的小断层，普遍具有断距小但深切多套沉积地层的特征，使坳陷内形成多个断鼻、断块构造。
1.2 勘探概况目前在临河坳陷已经发现了吉兰泰油田和巴彦油田，探明石油地质储量2.6×108t，已建成原油年生产能力近200×104t的油田，2023年生产原油达到101.5×104t。坳陷内油气藏具有多层系含油的特征，形成了5种类型成藏组合。
潜山片麻岩成藏组合：旁生侧储成藏组合，潜山油藏储层为一套角闪斜长片麻岩，该成藏组合远离临河坳陷临河组生烃洼槽，受临近固阳组烃源岩不断充注成藏，是盆地次要的成藏组合。主要分布在临河坳陷南部吉兰泰构造。
固阳组砂岩成藏组合：自生自储成藏组合，该成藏组合临近固阳组烃源岩，远离临河坳陷临河组生烃洼槽，此成藏组合在临河南部吉西洼槽发现吉兰泰油田。
临河组一段、二段砂岩成藏组合：自生自储、下生上储成藏组合，埋藏深度为4500~5500m，是盆地最重要的成藏组合。已发现的油藏主要在临河坳陷北部扎格构造、兴华构造、临华构造及光明构造，为缓坡背景下长物源辫状河三角洲和咸化湖沉积体系，湖盆范围广，储层厚度大、分布广、物性好，以发育规模较大的构造型油气藏为主，已发现的油藏主要分布在临河坳陷北部扎格构造、兴华构造、临华构造及光明构造。
五原组河道砂成藏组合：下生上储成藏组合，近临河组烃源岩，远离固阳组烃源岩，勘探程度低，仅在纳林湖地区磴探3井五原组获日产油61.7m3，但未交储量；洼槽区河探1井、隆华1井虽然钻遇暗色泥岩，但烃源岩类型为中—差，其余地区未见油气显示。
第四系浅层生物气成藏组合：自生自储成藏组合，在对兴隆构造带临河组主要目的层勘探的同时，钻井普遍在第四系见气测异常，尤其在近洼槽区气测异常更加活跃，多口井已经获得日产超万立方米工业气流，表明临河坳陷第四系生物气是一个全新的勘探领域，为未来勘探重点。
2 河探101井超深层获重大发现河探101井位于临河坳陷兴隆构造带北部光明构造，处于临河坳陷弧形转换处，为低幅宽缓鼻状构造形态，兴隆构造带河探1井揭示多套区域性生储盖组合（图 2a）。洼槽区临河组源储互生，同时有利储层砂体对接乌拉特组和临三段红色泥岩为主的沉积地层，并且大型滑脱作用在断层面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。良好的盖层保存条件为超深层超高压油气藏形成重要保障。河探101井部署在临河坳陷兴隆构造带光明构造河探1圈闭（图 2b），是针对河套盆地古近系临河组超深层、盐上—盐间高压油气藏部署的重点预探井，完钻井深7125m，完钻层位为临河组二段，钻探目的落实河探1井临河组一段油层的含油范围，探索临河组二段盐间、盐下的含油气性。
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图 2 河探1、河探101连井地震剖面图（a）及光明构造临河组一段顶面构造图（b） Fig. 2 Seismic profile cross wells Hetan 1 and Hetan 101 (a) and top structural map of the first member of Linhe Formation in Guangming structure (b) |
河探101井自上而下分别揭示第四系、新近系、古近系。主要目的层为古近系临河组，临河组一段为低位体系域发育段，钻遇地层整体为灰色泥岩、灰色粉砂岩互层。临河组二段为临河坳陷区域内高位体系域发育段，地层为灰色粉砂岩、细砂岩、膏质粉砂岩与灰色含膏泥岩、泥岩互层。膏盐岩从临河组二段上部开始发育，向下逐渐增多，在Ⅱ油组底部至Ⅲ油组顶部厚度达到最大，按照连续完整沉积旋回特点，预计向下膏盐岩发育程度逐渐降低。
2.2 录测井解释及试油情况在古近系临河组一段6182~6672m测井解释油层18.8m/3层、差油层20.0m/10层。气测全烃最高为48.76%（6433~6435m），C1相对含量为81.66%，组分齐全。录井解释油层14m/4层，差油层101m/31层。在临河组二段6672~7125m测井解释差油气层11.0m/5层。气测全烃最高为3.30%（6819~6822m），C1相对含量为89.06%，组分齐全。录井解释差油层25m/6层。
优选临河组一段（6557.0~6566.2m）荧光粉砂岩（9.2m/1层）作为试油层段（图 3）。该井段自然伽马曲线呈箱型，位于主河道，岩性纯、厚度大、物性好，地层电阻率为3.1~8.2Ω·m，含油特征明显，计算地层孔隙度为15.7%，含油饱和度为80.1%，渗透率为182.5mD。对此井段采用射孔丢枪+破堵一体化管柱，射孔后进行压裂破堵，采用不同油嘴进行放喷求产，在10mm油嘴工作制度下，油压10.52~12.66MPa，获得日产油1285.77m3，丹尼尔孔板19.05mm测气，静压1.06MPa，日产气10688m3。根据试油效果分析，河探101井出油层为古近系临河组一段，压力系数达到1.54，为异常高压系统。原油50℃测黏度为7.1mPa·s，原油20℃密度为0.8437g/cm3，凝固点为42℃，含硫0.17%，胶质含量10.35%。
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图 3 河探101井测井综合解释成果图 Fig. 3 Comprehensive logging interpretation results of Well Hetan 101 |
中国北方大部分地区白垩纪至古近纪属于干旱—半干旱气候类型[18-25]。已钻井揭示古近系泥岩中石膏普遍发育，指示古气候为干旱炎热气候，水体环境为半咸水—咸水沉积环境。临河坳陷在临河组沉积时期，碎屑物质在东西双缓坡地貌背景下发生长距离搬运，全区大范围发育大型远源辫状河三角洲沉积体系。光明构造受杭五断层和兴隆断层控制，临河组二段下部为强补给期（低位体系域），发育厚层中细砂岩与红色泥岩互层组合，有利储集砂体为辫状河三角洲前缘水下分流河道和河口坝，砂地比为70%~75%，向光明构造方向砂地比逐渐降低，推测洼槽区临河组二段砂地比为40%~50%。临河组二上段为弱补给期（湖侵体系域），发育含膏泥岩与薄层砂岩互层组合（图 4），有利储集砂体为席状砂和滩坝，砂地比小于30%，向洼槽区岩性变为膏岩—盐岩段。
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图 4 临河坳陷古近系临河组泥岩岩心照片 Fig. 4 Photos of mudstone cores in the Paleogene Linhe Formation in Linhe Depression |
临河组一段为补给较强期（湖盆萎缩期），发育较厚层砂岩与红色泥岩组合，地形平坦，盐湖向北迁移（图 5），有利储集砂体为辫状河三角洲前缘亚相，砂地比为40%~50%，向洼槽区砂地比逐渐降低至30%。据物源强补给期、物源弱补给期和物源较强补给期三阶段咸化湖盆沉积演化规律，揭示洼槽区咸化湖盆生烃中心时空分布及临河组二段下亚段规模富砂特征。河探101井、河探1井在临河组一段沉积期为辫状河三角洲前缘沉积，水下分流河道、席状砂仍然发育，隆华1井更靠近盐湖相，因此受相带变化控制，储层发育程度更低。光明构造带南部储层发育程度高、油层厚，其厚度受沉积相带展布控制，整体呈现南厚北薄趋势。
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图 5 临河坳陷北部临河组砂体分布预测平面图 Fig. 5 Prediction of sand body distribution in Linhe Formation in the northern part of Linhe Depression |
河探1井、河探101井临河组样品薄片鉴定及测试分析结果表明，洼槽区临河组优势储层相带为水下分流河道，主要为长石石英砂岩、岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩、岩屑石英砂岩（图 6）。储层成分成熟度高，以富含石英和长石为主要特征。石英体积分数平均为71%，最大可达88%。长石体积分数平均为16.5%，最大可达55%。岩屑体积分数平均为12.5%。石英、长石和刚性岩屑总体积分数平均为85%。储集砂体泥质杂基和胶结物等填隙物体积分数一般小于5%，局部较高，胶结物主要为准同生期—早成岩期的方解石和硬石膏。临河组储集砂岩碎屑颗粒分选好，分选系数主要集中在1.3~1.7，磨圆中等，颗粒支撑，砂岩粒级偏细，主要为细砂和粉细砂，其次为中细砂及少量粉砂。
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图 6 河探1井、河探101井临河组岩矿三角图 Fig. 6 Ternary diagram of rock mineral compositions in wells Hetan 1 and Hetan 101 |
河套盆地临河组储层发育多种储集空间类型，按成因可划分为原生孔隙、次生孔隙、混合孔隙和裂缝等。临河坳陷由南至北临河组储集空间类型基本一致，均以原生粒间孔为主，平均占孔隙的95%以上，发育少量次生溶蚀孔，占比小于5%。河探101井区储层储集空间类型主要为粒间孔，多发育垂直缝。有效孔隙大部分是原生孔隙，少量次生溶孔。临河组储层岩性以细粒、中粒长石石英砂岩为主，分选好—中等，颗粒支撑为主，磨圆度中等。砂岩经历的机械压实、胶结、溶蚀、交代等成岩作用的改造作用的强度较弱，原生孔隙保留较多。原生孔隙位于碎屑颗粒之间，呈三角状或条状（图 7a—e）。河探1井临河组6195m深的储层样品铸体薄片中，均发现大量边缘较为平直、呈不规则多边形的粒间孔（图 7f）。次生孔隙是储层在成岩过程中形成的，临河组储层砂岩中保留的大部分有效孔隙都是次生孔隙，主要是砂岩中的长石、岩屑这些碎屑颗粒以及各类胶结物、杂基等非稳定岩石组分遭受溶蚀作用而形成的，这些非稳定组分被溶蚀形成粒内溶孔，大大改善了喉道较细或者很少有喉道相连甚至彼此孤立的孔隙的连通性，从而优化深层储层的储集性能。河探1井临河组6037m深的储层样品铸体薄片中，发现大量次生孔隙的粒间孔（图 7）。相同时代背景下，与国内外古近系砂岩储层相比，临河组砂岩储层原生孔隙保存量高于国内西部其他盆地，与国外墨西哥湾古近系相似[26]。
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图 7 临河坳陷临河组砂岩储层储集空间 Fig. 7 Reservoir space of sandstone reservoir in Linhe Formation in Linhe Depression (a) 兴华121井，5049.37m，中细砂岩，原生粒间孔发育，压实弱，颗粒点—线接触；(b) 兴华111X井，5676.81m，中细砂岩，原生粒间孔发育，压实弱，颗粒点—线接触；(c) 兴华12-2井，4986.53m，细砂岩，原生粒间孔发育，压实弱，颗粒点—线接触；(d) 兴华1-2井，4847.7m，细砂岩，原生粒间孔发育，压实弱，颗粒点—线接触；(e) 河探1井，6037m，细砂岩，原生粒间孔发育，压实弱，颗粒点—线接触；(f) 河探1井，6195m，细砂岩，原生粒间孔发育，压实弱，颗粒点—线接触；(g) 兴华1-2井，4302.31m，细砂岩，方解石连晶状充填部分孔隙；(h) 兴华111X井，5680.5m，细砂岩，白云石呈泥晶状充填粒间；(i) 兴华1-2井，4909.04m，中细砂岩，硬石膏呈连晶状充填粒间孔隙 |
临河坳陷21口井322块临河组样品薄片鉴定及测试分析结果表明，临河组储层孔隙度主要集中于10%~25%，平均值为17.3%，最大可达29.2%；储层渗透率主要集中于10~1000mD，平均为194.7mD。埋深4500~6000m的深层储层孔隙度最高可达29.2%，渗透率最高可达2550mD，为深层高孔—高渗储层；埋深大于6000m的超深层储层孔隙度最高可达18.3%，渗透率最高可达50mD，储层整体属于中孔—高孔、中渗—高渗型储层。
河探1井临河组超深层岩心孔隙度达18.2%，渗透率达49.2mD，薄片显示储集空间主要为原生粒间孔，证实河套盆地超深层碎屑岩可发育中孔—中渗优质储层。临河组碎屑岩物质组构优越，石英、长石和刚性岩屑总含量平均可达90%，抗压实能力强。临河坳陷地温梯度低，仅为（2.0~2.6℃）/100m，平均为2.3℃/100m，与早期长期浅埋—晚期快速深埋的埋藏方式共同形成弱压实成岩环境，利于原生孔隙保存。厚层水下分流河道和河口坝有利沉积微相砂体胶结物含量低，单层厚度大于1m的有利沉积微相砂体中部胶结物含量小于5%，为有效储集体（图 8）。通过时间温度指数分别与孔隙度和埋藏深度建立相关关系，预测临河组碎屑岩9000m埋深最大孔隙度可达9%~10%。
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图 8 砂体厚度与胶结物含量关系图 Fig. 8 Relationship between sand body thickness and cement content |
由于河套盆地低地温、晚深埋，热演化程度低，导致生排烃期晚，通过对临河坳陷流体包裹体和埋藏史研究，认为河套盆地油气充注期为3—0.5Ma，具有晚期成藏的特点。洼槽区油气源充足，具有近源优势，咸化湖浅水大面积富砂和源储互生以及弱成岩和超高压保孔作用，使洼槽区具有良好的生储盖组合条件，油气成藏主要受圈闭形成及晚期保存条件的控制。
3.3.1 圈闭形成与成因分析光明构造处于大型鼻隆构造面向洼槽区的倾没端，被北东走向的大型兴隆滑脱断层切割和改造，形成面向洼槽区第一排独立的大型鼻状圈闭。新近纪以来，狼山控盆断层活动性增强，沉降中心向盆地陡带迁移，在狼山断层强烈活动掀斜作用下使洼中沉降中心发生反转，形成正向构造，形成东抬西降的构造格局。同时，兴隆断层活动性明显增强，上新世伸展作用增强，沉积巨厚地层，在伸展和重力双重作用下，沿临河组一段底界最大湖泛面和临河组二段内部膏泥岩段发生较大规模滑脱作用，受重力滑脱作用影响断层根部形成逆牵引背斜形态。到第四纪，在区域走滑作用下，兴隆断层控制的大型鼻状构造在调节区域走滑作用时发育中浅层大型花状构造，形成塌陷背斜形态。由于新近纪以来沉积巨厚疏松泥岩盖层，大型花状构造未波及临河组。因此，光明构造主要形成于新近纪，略早于成藏期，第四纪未遭受破坏，为油气持续充注提供了有利条件。
3.3.2 保存条件河探101井已发现油气主要集中在古近系临河组一、二段，该沉积时期发育含膏泥岩，具有良好生储盖组合条件。进入新近纪以来，光明构造快速沉降，物源供给不足，长期处于饥饿欠补偿状态，砂地比低（< 20%），形成中新统五原组巨厚泥岩盖层，为勘探目的层临河组提供了良好的保存条件，油气未能输导或散失中浅层。同时，兴隆大型滑脱作用使断层间泥岩涂抹作用显著增强，同时滑脱断层形成产状较缓的断层，在重力作用下封闭作用显著增强。另外，兴隆断层断距大（500~2000m），滑脱距离远，局部侧向对接上升盘临三段泥岩，侧向封堵性强。因此，兴隆断层控制的光明构造保存条件优越，形成了多套超高压油气层。
3.4 超深层油气成藏模式油气藏的形成必须具备三大要素，即成藏地质要素、成藏作用过程以及能量场环境[27]。通过对河套盆地油气成藏特征和富集规律研究，认为充足的油源条件、近源良好的构造背景和圈闭条件以及强大的源动力条件是河套盆地晚期富集成藏的最重要因素。
3.4.1 充足的油源条件是油气富集成藏的基础古近系临河组深埋时间晚，热演化程度低，烃源岩生烃门限深（> 3700m），已钻井揭示兴隆构造带5700m以深才进入生排烃高峰期。因此，兴隆构造带埋藏相对较浅的中外带（< 5000m）烃源岩成熟度低，排烃量少；内带埋藏深（> 6000m），油气源更加丰富，TOC为0.4%~1.76%，有机质类型为Ⅰ—Ⅱ1型，且有机质成熟度高，通过S型甾烷指数对比发现，内带河探1井（42.3%）相比于中外带临华1X井（17.9%）、兴华1井（26.6%），已进入成熟—高成熟演化阶段（图 9）。洼槽区优质烃源岩厚度预测最大超6000m，主要分布在临河坳陷中北部，面积约为5000km2。
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图 9 河套盆地临河组烃源岩饱和烃色谱、质谱图 Fig. 9 Saturated hydrocarbon chromatography and mass spectrometry of source rock in Linhe Formation in Hetao Basin (a）临华1X井，3374~3379.2m，临一段，原油，Pr/Ph=0.48，Pr/C17=1.5，γ-蜡烷=5.2，22S/22R-C31Hop=1.24，20S/(20S+20R)-C29(%)=27.2%，ββ-C29/∑C29（%）=27.03%；(b）兴华1井，4370.4~4378.6m，临河组，原油，Pr/Ph=0.39，γ-蜡烷=8.66，22S/22R-C31Hop=1.3，20S/(20S+20R)-C29(%)=37.0%，ββ-C29/∑C29（%）=33.6%，γ-胡萝卜烷，β-胡萝卜烷发育，孕甾烷不发育；(c）河探101加深井，6557.0~6566.2m，临一段，原油，Pr/Ph=0.43，γ-蜡烷=5.2，22S/22R-C31Hop=1.84，20S/(20S+20R)-C29(%)=43.79%，ββ-C29/∑C29(%)=62.79% |
光明构造油气富集程度主要受岩相和储层发育程度控制，盐岩发育程度较低的临河组一段Ⅱ、Ⅳ砂组是主要的含油层段。横向沉积相带变化控制储层发育程度，进而控制油层厚度变化，地震相特征由河探101井区中强振幅较连续反射逐渐变化为隆华1井区强振幅强连续反射，反映盐岩发育程度增大（图 2a）。河探1—河探101井区多套油层相变为隆华1井区盐岩层，但主力砂体仍然有油层稳定分布。受滑脱断层控制，断层涂抹作用抑制油气沿断层向上运移，把河探1—河探101井区形成洼内岩性—构造圈闭，次级断层分割形成河探1、河探101井两个油藏圈闭，纵向上临河组一段富集，横向上河探1区块富集；而河探1、河探101井处于大型辫状河三角洲前缘，砂体稳定分布，储层发育，储盖组合好；同时紧临内带洼槽区，油源供给充足，源—储—盖—断有效配置。
3.4.3 强源动力是晚期油气富集成藏的保障源动力强度制约因素主要包括生烃强度、油源远近、流体势差大小、输导体系强弱。光明构造发育含硫富藻咸化湖优质烃源岩，热模拟表明Ro=0.8%进入生排烃高峰期，生烃强度大；晚期强伸展断陷，形成西断东超的半地堑结构，盆地中央断裂带发现大型构造圈闭，西侧往往发育大型顺向断层，使源—圈配置好，流体势差大，源动力强。同时，源储互生使超深层生成的油气快速排到临近砂层中，油气在砂体中的运移速度远远高于烃源岩自身，结合大型辫状河三角洲砂体大面积广泛稳定分布的特点，洼槽区生成的大量油气通过砂体向临近低势区快速汇聚富集成藏。兴华构造压力系数为1.06~1.1，临华构造压力系数为1.03~1.05，表现为正常压力系统；洼槽区河探1井压力系数为1.5~1.57，表明洼槽区强生烃期易形成超高压，进而有效增加运移动力。
强断封、强源动力传递、孔缝型优质储层、强膏盐岩垂向封盖的特点，先油后气，油气藏被持续充注，超深层油气藏增孔又增渗，形成储源同聚、孔缝连通的超高压力岩性—构造油气藏（图 10），高部位构造主控，翼部岩性主控，创立了快速沉降盆地超深层源储整体油气富集成藏的新认识。
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图 10 河套盆地临河坳陷油藏模式图 Fig. 10 Hydrocarbon accumulation pattern in Linhe Depression in Hetao Basin |
河探101井揭开了光明构造带临洼深层勘探的序幕，与兴华构造、临华构造相比，油藏深度下延400m，试油产量翻了4倍，取得河套盆地源内盐储交互地层油气勘探的重大突破，展现了一个超深层富集高产油气勘探新领域，光明构造有望成为新的整装高效规模储量区。
综合成藏特征及油气富集要素分析，紧邻生烃洼槽区的构造圈闭为有利勘探潜力目标。光明构造位于生烃中心、洼槽区内带，受杭五南断层控制，背斜、鼻隆、断块等构造发育，未见花状构造[28-33]，有利于油气的保存，且储层物性好、处于油气指向区、生储盖组合配置好，具有近源充足油气沿层富集成藏特点，晚生烃、晚成藏，沿地层形成源储同层位富集油藏。河探101井完钻井深7125m，位于临二段下亚段一砂组，膏盐岩层未钻穿，渐新世临河组沉积期沉积中心位于隆华1井区，并接受东西两个方向的物源供给，中新世五原组沉积期到上新世强伸展断陷期湖盆并未继续扩大。根据地震资料和最新大地电磁资料解释数据分析，河探101井向洼槽区岩性界面明显（图 2a），临二段下亚段及临三段砂体比较发育，发育多套优质砂岩储层，比河探101井浅层纯膏盐岩层少，发育的膏泥岩多，膏盐层厚度更小，临河组二段下部7000m之下发育一套优质砂岩储层，可能为油层。6000m超深层勘探面积超5000km2，所钻探井进一步证实光明构造带的潜力。
受控于古物源、古地貌、构造背景、沉积旋回，如具备良好的油气成藏条件，在三角洲沉积相带前缘易形成岩性—构造油气藏。在已经开发的兴隆构造带兴华构造内临河组油藏受三条断层夹持形成断垒构造，地层东高西低，储层受来自东南方向的大型辫状河三角洲供给，翼部控制油藏展布范围，形成受构造控制的岩性—构造油藏。在临河坳陷中部的扎格构造带，与兴华构造为同一物源，并分支成两个独立扇体，砂体展布方向、地层倾向及构造主控作用与兴华构造相似，形成高部位断层控制、翼部岩性控制的构造—岩性圈闭。临河坳陷临洼源储互生，是发育大型油气藏的有利场所，勘探潜力大（图 11）。
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图 11 临河坳陷勘探有利区预测图 Fig. 11 Prediction of favorable exploration areas in Linhe Depression |
（1）河套盆地第一深井河探101井在6500m之下古近系临河组碎屑岩获日产油1285.77m3、日产气10688m3的高产工业油气流，证实了临河组深层超深层高温高压条件下碎屑岩油气储层具有高效的勘探潜力。
（2）低地温梯度、低砂岩压实速率条件下原生异常高孔储层依然大量保存。预测临河组常规有效储层孔隙度下限为8.5%，单层厚度下限为1m，埋深下限最深可达9200m，可发育优质高孔、高渗储层。
（3）光明构造位于洼槽区第一排大型鼻状圈闭，临河组发育辫状河三角洲沉积砂体，上覆巨厚五原组泥岩。良好的储盖组合在流体势差作用下，原油沿砂体横向输导，高部位聚集成藏。
（4）充足的油源条件、近源大型鼻隆构造、强源动力富集的成藏特征形成河套盆地临河坳陷强断封、强源动力传递、孔缝型优质储层、强膏盐岩垂向封盖的特点，6000m超深层勘探面积超5000km2，发现光明、扎格两个有利勘探区，勘探潜力巨大。
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