0 引言

乌兰花凹陷位于内蒙古乌兰察布市境内，构造上位于温都尔庙隆起之上，凹陷面积约为600km²，最大埋深约为2500m。2011年在南洼槽首钻LD1井，发现其地层古生物组合为近马斯甲女星介(Cypridea submasjacini)，与二连盆地其他凹陷相一致^[1-3]，同属早白垩世沉积地层，进一步拓展了二连中生代盆地南缘边界；更重要的是钻井揭示了巨厚的优质烃源岩，发现了含油层并获低产油流，证实该凹陷具备油气成藏条件。随后钻探L1井、LD2井、L5井等相继获得成功，乌兰花凹陷快速实现工业油流的突破。但由于该凹陷经历了复杂而强烈的构造运动，后期遭受抬升剥蚀，地层横向变化快，储集空间类型多样，油气聚集成藏主控因素和规律性认识不明确，在之后寻找厚油层、高产层的勘探实践中，一度进入勘探低谷。鉴于此，重新开展乌兰花凹陷石油地质特征研究，剖析各类油气藏成藏主控因素，明确了油气勘探的有利靶区，提出碎屑岩、安山岩、花岗岩潜山"多层系、多领域"的综合勘探思路，陆续取得新突破和新发现，累计上交石油地质储量近6000×10⁴t，油田建设全面展开，初步形成数万吨的原油生产能力，成为二连盆地增储上产新的储量接替区。

1 基本特征

乌兰花凹陷分南、北两个洼槽，南洼槽面积较大，发育土牧尔构造、赛乌苏构造、红井构造和红格尔构造4个正向构造(图 1)，具有双断结构，地层保留齐全；北洼槽面积较小，为单断箕状结构，洼槽斜坡带强烈抬升，地层剥蚀严重。

1.1 地层特征

乌兰花凹陷是发育在元古宇基底变质岩系及二叠系花岗侵入岩基底之上的白垩纪断陷盆地，基底之上发育下白垩统、新近系和第四系，下白垩统细分为阿尔善组、腾格尔组、赛汉塔拉组(图 2)。

阿尔善组(K₁a)厚度为200~400m，发育于湖盆扩张初期。该组中下部发育以大套安山岩夹持少量深灰色泥岩、粉砂岩为特征的岩性组合，缺失了二连盆地其他凹陷成盆早期充填的一套粗碎屑沉积^[4-7]；阿尔善组上部以灰色泥岩、灰色—深灰色白云质泥岩为主，形成于研究区第一次湖侵期，发育凹陷第一套烃源岩。阿尔善组上部局部地区为灰色含砾砂岩与灰色泥岩互层，但厚度较薄，不足15m。

腾格尔组分为腾一段(K₁t₁)和腾二段(K₁t₂)，地层厚度为700~1300m。腾一段沉积期，发育湖盆第二次也是最大一次湖侵。其中，腾一下段(K₁t₁^下)的中下部沉积大套深灰色泥岩和白云质泥岩，形成了凹陷第二套烃源岩；上部岩性组合主要为深灰色泥岩与灰色含砾砂岩/砂砾岩互层，反映水体逐渐变浅。至腾二段(K₁t₂)沉积期，湖盆稳定，沉积了以广湖盆、浅水体的高位体系域为特征的岩性组合，灰色—深灰色泥岩与灰色砂砾岩呈不等厚互层，总体下细上粗。赛汉塔拉组(K₁s)发育于湖盆萎缩期，凹陷整体抬升，残留厚度为50~100m，以河流相、沼泽相沉积为主，发育砂砾岩与灰色泥岩互层。

综上所述，乌兰花凹陷经历了阿尔善组湖盆扩张初期、腾一段湖盆发育期、腾二段湖盆稳定期和赛汉塔组湖盆萎缩期四大沉积事件，形成了4个(T_g、T₈、T₆、T₃)沉积间断面。

1.2 构造演化特征

乌兰花凹陷形成和演化受中生代和新生代的构造运动及古生界基底结构等因素的共同制约，其构造演化与二连盆地其他凹陷类似^[8-12]，经历了初始裂陷期、快速扩张期、凹陷萎缩期和消亡改造期4个构造发育阶段。

初始裂陷期(阿尔善组沉积期)，在区域性张扭应力场作用下，乌兰花凹陷开始沿NW—SE方向拉张断陷，西侧赛乌苏西断层、东侧红格尔边界断层均剧烈活动，凹陷明显具有双断结构样式，快速形成凹陷雏形，阿尔善组沉积晚期湖水进入湖盆，形成半深湖环境。凹陷内部伴随构造活动，发育多次火山喷发，安山岩局部分布，从而使得南洼槽局部缺失了二连盆地早期充填的一套粗碎屑沉积，低位体系域沉积特征不明显。至快速扩张期(腾一段沉积期)，红格尔边界断层活动持续加剧，断陷扩张，湖盆发育进入鼎盛时期，发育大规模的扇三角洲砂砾岩沉积，发育东、西方向两大主要物源供给体系，并一直延续至腾二段沉积早期。进入凹陷萎缩期(腾二段沉积末期—赛汉塔拉组沉积期)，全区发生强烈的构造挤压和反转作用，凹陷南、北洼槽分割，形成土牧尔、赛乌苏等主要构造，由此奠定了该凹陷的基本构造格局^[13]；该时期凹陷由汇水湖盆过渡为过水湖盆，河流相沉积发育。至早白垩世末期和新生代初期，湖盆消亡，红格尔边界断层活动进一步减弱，地层持续经历长时间的抬升剥蚀(图 3)。

受强烈的构造活动控制，乌兰花凹陷断裂体系表现为以弧形展布的NE向张扭性质断裂为主，后期NW向断裂叠加。边界断层整体表现为NE向，断距可达上千米，控制凹陷的沉积。土牧尔、赛乌苏、红井等构造发育NE向二级断层，后期NW向断层交叉错断，从而形成了中浅层复杂的构造断裂体系(图 1)。

1.3 沉积特征

乌兰花凹陷在整个沉积演化发育过程中，经历了阿尔善组沉积期湖盆欠补偿、沉积物供给少，到腾格尔组沉积期湖盆鼎盛、沉积物供给充足的变化过程，不同时期的沉积相类型、砂体发育规模及分布形态等具有较大差异^[14]。

阿尔善组沉积期主要以半深湖相沉积为主，局部见小规模湖底扇、近岸水下扇、扇三角洲砂砾岩沉积(图 4)。在南洼槽，沉积中心位于北侧，厚层暗色泥岩和白云质泥岩厚度变化较大，直接披覆于花岗岩或安山岩台地，形成南洼槽第一套生储盖组合；砂砾岩沉积主要受火山岩台地和古沟道控制，小型扇三角洲、近岸水下扇体沿着NW向古沟道依次发育，主要分布在西部及东部边界断层附近，扇体个数多、面积小(一般小于5km²)，砂体分选差、成分混杂，岩心中多见漂砾，砾石大小混杂、形态各异、正韵律较明显，单韵律层可达1m以上。地震反射具中强振幅、差连续、杂乱反射特征。北洼槽沿东部陡带仅见局部近岸水下扇砂体沉积。

腾格尔组以发育大规模的扇三角洲砂砾岩和半深湖相泥岩为主。早期发育厚层深灰色泥岩，中后期碎屑物质供给充足，水动力条件强，发育东部、南部和西部三大物源体系，扇三角洲砂体广泛分布(图 5)。其中，在南洼槽发育7个扇三角洲相砂体，彼此叠加连片，几乎覆盖了整个洼槽区。L11x井、L42井、L9井等所在扇体规模一般为10~40km²，且扇体多期发育，继承性较好，相带齐全。扇三角洲前缘砂体分选好，为细—中砂岩，成分以石英、长石为主，岩心观察可见冲刷面、槽状交错层理、正粒序等沉积构造，单层厚度较小。地震反射具中振幅、中差连续、杂乱反射特征，向洼槽区连续性变好，前积特征明显。腾格尔组扇三角洲前缘砂体是乌兰花凹陷主要的储集砂体，与下伏的厚层暗色泥岩构成研究区第二套生储盖组合。

2 油气成藏条件 2.1 烃源岩特征

乌兰花凹陷自下而上发育阿尔善组、腾一下段、腾二段和赛汉塔拉组4套泥岩段，其中腾一下段和阿尔善组暗色泥岩是该区有效烃源岩。

2.1.1 腾一下段烃源岩

腾一下段烃源岩有机质丰度较高，有机碳含量(TOC)、生烃潜量(S₁+S₂)、氯仿沥青"A"3项指标平均值分别为1.86%、7.02mg/g、0.107%，母质类型为Ⅱ₁—Ⅱ₂型，处于较成熟阶段，综合评价为好烃源岩(表 1)；该套烃源岩主要分布于南洼槽，平均厚度约为380m。LD1井钻遇腾一下段580m，泥岩累计厚度为456m，占钻遇地层总厚度的78.6%；平面上，储层预测和地震相推测沉积中心暗色泥岩厚度约为650m，烃源岩分布面积约为160km²，盆地模拟法计算资源量约为7200×10⁴t。

2.1.2 阿尔善组烃源岩

阿尔善组烃源岩有机质丰度与腾一下段相近，母质类型为Ⅱ₁—Ⅱ₂型，成熟度略高于腾一下段烃源岩，R_o最高为0.74%、平均为0.621%，T_max平均为455℃，为一套成熟烃源岩；该套烃源岩南、北洼槽均有分布，平均厚度约为300m。LD1井钻遇阿尔善组约380m，泥岩累计厚度为310m；平面上，阿尔善组沉积中心与腾一下段沉积中心具有一定继承性，储层预测和地震相推测沉积中心暗色泥岩厚度约为400m，烃源岩分布面积约为200km²，盆地模拟法计算资源量约3200×10⁴t。

此外，乌兰花凹陷与二连盆地其他凹陷对比，地温梯度高(3.87℃/100m)。热史模拟结果表明大地热流值最高为85mW/m²，热流值大于80mW/m²的时期持续整个早白垩世到晚白垩世早期，历时约60Ma，为长时间生排烃提供了有利条件。

2.2 储层特征

乌兰花凹陷储层岩性主要为下白垩统碎屑岩及下白垩统下部、二叠系火山岩。其中，碎屑岩主要为腾一段和阿尔善组砂砾岩；火山岩主要为阿尔善组安山岩和二叠系花岗岩。

2.2.1 碎屑岩储层特征

腾一段扇三角洲前缘砂体规模发育且储集物性较好，是乌兰花凹陷主要储层。岩矿分析表明，岩石类型以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，含少量长石砂岩，成分成熟度和结构成熟度均中等偏低，填隙物成分多为泥质和方解石。储层储集空间类型以次生孔隙为主，包括粒间溶孔、岩屑粒内溶孔及少量的填隙物溶解孔隙(图 6a)。腾一段砂砾岩储层具有较好物性条件，孔隙度平均为12.2%~17.2%，渗透率平均为1.7~28.9mD(表 2)。从4个主要构造砂岩物性对比来看，土牧尔、红格尔构造砂岩物性条件较好，砂体发育厚度较大，最厚可达120m以上(图 7a)，赛乌苏、红井构造次之。

阿尔善组碎屑岩储层分布较为局限。岩石类型同样以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，成分成熟度和结构成熟度均为中等偏低或较低，填隙物成分主要为泥质和方解石，少量为白云石。储层储集空间类型以次生孔隙为主，溶蚀程度明显弱于腾一段(图 6b)，阿尔善组砂砾岩储层物性相对较差，孔隙度平均为5.6%~13.1%，渗透率平均为1.2~7.0mD(表 2)。砂体分布于土牧尔构造和赛乌苏构造(图 7b)。

2.2.2 火山岩储层特征

成岩及古构造恢复揭示，乌兰花凹陷南部阿尔善组安山岩沿EW向断裂裂隙—中心式喷发，自南向北流动，延伸至洼槽中央。该凹陷主要发育两期安山岩，第一期安山岩厚度大(50~400m)，面积较小(约70km²)，主要分布于L9井区、L45x井区；第二期安山岩继承性发育，分布面积相对较大(约110km²)，厚度相对较薄(40~120m)。每期安山岩又发育多个次级喷发期次，形成多个韵律层，每个韵律层的顶、底部受冷凝和破碎作用，发育气孔—杏仁状构造^[15-16]及裂缝，成为安山岩有效储层段(图 8a)。经78个岩样分析，乌兰花凹陷阿尔善组安山岩储层平均孔隙度为6.46%，平均渗透率为0.03mD，为特低孔特低渗型储层。

除安山岩外，古生界侵入的花岗岩同样是乌兰花凹陷又一特殊储层类型。花岗岩锆石U-Pb测年表明为中—晚二叠世，岩性以二长花岗岩为主，呈灰白色、紫红色致密块状，具花岗结构和二长结构^[17-19]。二叠系花岗岩储层以裂缝型储层为主，储集空间主要为构造缝、溶蚀缝和长石粒内溶孔(图 8b)。经岩心分析，乌兰花凹陷二叠系花岗岩物性普遍较差，孔隙度为1.5%~14.2%，平均为3.43%；渗透率为0.02~1.23mD，平均为0.19mD，为低孔特低渗型储层。

3 油气藏特征

目前，乌兰花凹陷已发现构造—岩性、岩性等碎屑岩油藏，以及安山岩油藏和花岗岩潜山油藏(图 9)。

3.1 碎屑岩油藏 3.1.1 构造—岩性油藏

构造—岩性油藏构成了乌兰花凹陷下白垩统碎屑岩油藏的主体，占总发现储量的70%以上，并以土牧尔构造和赛乌苏构造中浅层为代表。该类油藏埋深为548~1440m，地面原油密度为0.82~0.86g/cm³，黏度为31.2mPa·s(50℃)，胶质+沥青质含量为28.8%，含蜡量为25.5%，单井常规试油产油量较高。

以赛乌苏构造油藏为例：油源来自腾一下段烃源岩，储层以腾格尔组沉积早期超覆于赛乌苏古背斜核部的腾一下段多期叠置砂体为主。腾格尔组沉积末期构造持续活动，二级断层下切深部腾一下段有效烃源岩，为油气向上运移提供了通道；同时后期构造活动将赛乌苏背斜断块复杂化，总体表现为受反转背斜控制的多目的层断块、断鼻圈闭。因此，油气成藏受古构造背景、油源断层及源储配置关系控制作用明显，利于形成源上型中浅层油藏(图 9a)。部署钻探的L101x井、L9井、L6x井等井效果明显。其中L101x井钻遇油层38.9m，有效孔隙度为26%，含油饱和度为63%，该井在腾一上段试油，日产油37.95m³。

3.1.2 岩性油藏

岩性油藏以自生自储型和地层不整合面控制的碎屑岩油藏为主。油藏埋深为1440~1600m，地面原油密度为0.84~0.86g/cm³，黏度为13.36mPa·s(50℃)，胶质+沥青质含量为20.3%，含蜡量为25.6%，单井常规试油产油量高。

以土牧尔构造腾一下段油藏为例：油源主要为阿尔善组和腾一下段烃源岩，储层以腾一下段扇三角洲前缘相砂体为主。腾一段沉积早期砂体延伸较远，后期土牧尔构造抬升隆起，隆起翼部砂体呈现逐层超覆、上倾尖灭的形态，并与有效烃源岩交互式产出，次生孔隙发育，利于形成富集高产的自生自储、上倾尖灭型岩性油藏(图 9b)。如L11x井，在腾一下段钻遇油层33.4m，有效孔隙度为18%，含油饱和度为60%。L11x井在腾一下段自溢求产，日产油81.15m³，形成了土牧尔构造优质、高效储量区块。

3.2 安山岩油藏

安山岩油藏主要分布于红井构造。油藏埋深为1560~2230m，地面原油密度为0.84g/cm³，黏度为19.11mPa·s，胶质+沥青质含量为20.2%，含蜡量为25.1%，单井常规试油较低，措施后日产油量可达10~20m³。

红井构造早期形成的两期安山岩被阿尔善组烃源岩包裹，垂向间互发育，发育多个喷发旋回，每次喷发间歇期，顶部遭受风化淋滤改造，孔、洞发育。阿尔善组、腾格尔组沉积晚期等构造活动，一方面使安山岩储层断块复杂化，形成局部构造高点，改善储层物性；另一方面二级断裂沟通油源，为油气提供了运移通道。油气成藏具有"相控储层、近源成藏、断裂—不整合输导"的成藏特征(图 9c)。钻探发现L45x、L42、L26等一批油藏，其中L45x油藏钻井揭示安山岩216m，Ⅰ+Ⅱ类裂缝型储层为93.8m，常规试油获低产，措施改造后获日产油25.38m³。

3.3 花岗岩潜山油藏

花岗岩潜山油藏在二连盆地为数不多，具有产量高、易开发、效益好的特点^[20]。乌兰花凹陷潜山油藏埋深多为2080~2332m，地面原油密度为0.83g/cm³，黏度为12.47mPa·s，胶质+沥青质含量为11.4%，含蜡量为35.1%，单井常规试油产量较低，措施后日产油量较高。

通过乌兰花凹陷潜山油藏的分析认为，油藏受源—储空间配置关系的控制，紧邻油源的花岗岩潜山顶面易于形成油藏。尤其在洼槽区，有效烃源岩与洼中二级断裂控制的古地垒山或古残丘山，易于形成"立体供烃、直接输导"的油气成藏体系，是寻找潜山油藏的最有利方向(图 9d)。通过优选，部署钻探的L18x井钻遇花岗岩94m，录井见荧光21m/2层、油迹10m/2层、油斑28m/5层，Ⅰ类裂缝型储层为11m/4层、Ⅱ类裂缝型储层为38.2m/8层。该井在古生界花岗岩段裸眼测试，获日产32.42t高产油流，试采稳产在30t/d左右。

4 油气分布规律 4.1 环洼构造是油气聚集区

目前，乌兰花凹陷南洼槽发现的各类油藏主要分布在靠近洼槽的4个构造。分析认为：第一，洼槽区是优质烃源岩的发育区^[21-22]，位于该区的圈闭具有捕获油气位置优势，同时正向构造位于低势能区，是油气运移的重要指向；第二，4个构造上断裂相对发育，对构造圈闭的形成、油气运移和裂缝型储层的改造均具有优化作用；第三，构造活动还表现为对后期沉积砂体形态的改造，从而形成构造与沉积相带的良好配置关系。目前的钻井揭示，环洼构造部署井位占凹陷总井数的88%，且工业油流井成功率较高，约为60%。已探明和控制石油地质储量基本处于环洼构造，土牧尔构造、赛乌苏构造基本实现含油连片。

4.2 多层系含油，累计含油层段长

二连盆地成熟生油层内的不整合面上下油气富集^[1-4]，乌兰花凹陷基本遵循这一规律，但也有其独特性。表现在：一是阿尔善组烃源岩与二叠系花岗岩、阿尔善组安山岩储层直接接触，拓展了凹陷的潜在含油层系；二是后期油源断层持续活动，沟通了腾一上段砂砾岩储层，利于源上中浅层油气藏的形成。从而在纵向上形成了多个不整合面附近、多种岩性、多层系含油的成藏体系，单井钻遇含油层段多、累计厚度较大。如L18x井揭示了二叠系花岗岩、阿尔善组安山岩、腾一段砂砾岩，共计3种岩性、4套含油层，自腾一下段1500m以下673m井段，各类油气显示层共计58层，累计厚度为142.5m，占钻揭地层厚度的21%。

4.3 优质储层发育程度控制油气富集

乌兰花凹陷沉积、构造特征决定了砂体成因、储集性能和含油气特点等。针对碎屑岩储层，扇三角洲前缘相砂体与后期局部构造隆升相结合而形成的构造岩相带是油气的有利指向区。如土牧尔油田腾一段扇三角洲前缘相砂体储层孔隙度普遍高于15%、渗透率高达2800mD，物性明显好于其他沉积微相，且每期前缘砂体的尖灭线控制油层范围，该特点也见于赛乌苏构造和红井构造。此外，花岗岩、安山岩受控于优质储层相带的特征也十分显著。花岗岩表层岩溶带、安山岩溢流相表层风化淋滤带，物性条件明显优于其他部位，L45x井、L42井、L18x井顶部风化壳孔隙度最大可达21.9%，是优质储层段，试油均获高产。

5 启示

二连盆地勘探历经30余年，无论勘探早期获得油气突破的巴音都兰、赛汉塔拉和乌里雅斯太等凹陷，还是近年获得油气突破的阿尔凹陷、乌兰花凹陷，尽管基本石油地质条件存在一定相似性，但关键成藏要素、富集规律仍具有明显差异性。因此，新凹陷的勘探，既要注重经验的指导，也要充分认识其特殊性；辩证理解"经验指导的局限性，创新地质认识的永恒性"。勘探面积仅600km²的乌兰花凹陷，具有5000万吨级以上的资源规模，证实了具有一定资源规模的小凹陷经过精细地质研究，同样可以发现具备效益勘探的规模储量。