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1、 吉尔嘎朗图凹陷是二连断陷盆地的重点凹陷之一，储集层主要为以近源的扇三角洲、近岸水下扇和湖底扇为主的砂砾岩体，油藏类型以岩性、构造-岩性油气藏为主。吉尔嘎朗图为一北断南超的不对称箕状凹陷，由西北陡坡断阶构造带、中央洼槽构造带和东南缓坡鼻状构造带组成。（反转构造）二连盆地于侏罗纪进入初期裂陷阶段，早白垩纪进入强烈断陷期，早白垩纪晚期即赛罕塔拉组沉积时期，断陷作用减弱,赛汉塔拉组沉积以后,在蒙古鄂霍茨克洋最终闭合并导致区域性盆地反转背景下,二连地区形成了一幕正反转构造。吉尔嘎朗图凹陷位于二连盆地乌尼特坳陷西南端, 锡林浩特市近郊。为一北东走向、北断南超型凹陷,长67km,宽7-20km,面积110
2、0km 2,下白垩统约3500m。在凹陷内已发现许多稠油藏,凹陷西南边缘出露沥青砂。探明和控制稠油地质储量占总探明和控制储量的90%。吉尔嘎朗图凹陷的形成发育从属于整个二连盆地, 同时具有自身的发育特征。该断馅是早期沉陷（K 1）、晚期抬升（K 2-Q）的单旋回残留型湖盆。早白垩世中晚期是古湖盆发育阶段全盛时期, 当时古气候以温暖潮湿为主, 断陷湖盆以淡水一微咸水为主。经历了三个发育阶段, 即早期阿尔善组强烈断陷快速充填粗碎屑阶段、中期腾格尔组强烈拉张大湖发育阶段和晚期赛汉组整体抬升河沼相发育阶段。吉尔嘎朗图凹陷稠油的成熟度低, 生物降解程度也低, 原油经一定生物降解后密度和粘度明显增加。吉尔
3、嘎朗图凹陷是二连盆地勘探程度较高的凹陷，剩余资源量较高，勘探潜力较大。综合评价认为，沿主力生油洼槽的宝饶内带勘探潜力巨大，是该凹陷寻找非构造油气藏的主攻方向。（二连盆地吉尔嘎朗图凹陷油藏控制因素分析）1 概况吉尔嘎朗图凹陷位于内蒙古自治区锡林郭勒盟,构造位置属于二连盆地乌尼特坳陷西南端。凹陷东西长67km,宽7-20km,面积1100km 2。下白垩统最大埋深约约3500m。该凹陷是在海西期褶皱基底上发育起来的单断箕状凹陷,可分为东、中、西三个洼槽,并以中洼槽为主力生油洼槽沉积沉降中心都靠近陡带边界大断层一侧,阿尔善组沉积期缓坡带发育同边界断层相对应的同生正断层,形成典型的断槽结构,为沉积巨厚
4、的生油岩建造奠定了构造基础。2 控制油气分布的主要因素2.1 构造吉尔嘎朗图凹陷是一个陆相拉张型山间断陷盆地,其活动性表现为时间上的阶段性、幕式性和空间上的差异沉降,造成盆地内古地貌的极大变化,并由此导致了盆地内不同构造部位发育不同类型的断裂系统。在断陷盆地中同沉积断裂有其特殊的重要性,它包括对盆地或凹陷演化有控制作用的控凹断裂和凹陷内部的同沉积断裂,后者在沉积、沉降和古地貌上易形成坡折一即构造坡折带。通过对吉尔嘎朗图凹陷控油因素的分析,发现在陆相断陷盆地中, 构造因素始终是主导, 不整合面、沉积相边界和沉积坡折受构造和古地貌特征的控制,四种因素相结合,形成了断陷盆地的复式油气聚集特征。作为一
5、个箕状断陷盆地,吉尔嘎朗图凹陷由低水位期沉积构型、水进期沉积构型和高水位期沉积构型组成,可识别出陡岸水下扇体系、进积型扇三角洲浊积扇体系和盆缘小型扇三角洲体系。吉东地区下白垩统腾格尔组二段岩性为一套下粗上细的正韵律剖面,可分为上下两个亚段。上亚段岩性为一套灰色、绿灰色泥岩、灰质页岩夹薄层粉砂岩；下亚段主要是一套深灰色砂岩、砂砾岩、粉砂岩、绿灰色泥岩、泥质粉砂岩呈等厚互层。与下伏腾一段呈整合接触,其中本段下亚段砂岩、砂砾岩为本凹陷主要含油气层之一。二连盆地的大地构造位置处于中朝板块与西伯利亚板块相互作用的缝合带上,是在兴蒙海西期宽对接、软碰撞褶皱基底上发育起来的中、新生代盆地,基底构造线总体呈北
6、东东、北东向及东西向展布断裂发育。受其控制,在吉尔嘎朗图凹陷形成初期就形成了一系列北东向的断裂,控制了该凹陷的发育演化。晚侏罗世,太平洋板块对欧亚板块的作用增强,使得早期形成的北东向断裂活动性增加,断距增大,并在洼槽内部形成了一系列调整断层。早白垩世,在库拉太平洋板块俯冲导致的弧后伸展作用下,二连盆地发生强烈断裂变形。其中腾格尔时期是二连盆地的主要断陷期,断裂活动强烈。这种背景下,在洼槽北侧的陡坡带上形成了一系列雁列状分布的正断层,另外在洼槽内部也出现了部分伴生断层。早白垩世晚期赛汉塔拉期,随着太平洋板块向北北西俯冲、消减加剧,拉张应力明显减弱,盆地活动减弱,断裂活动性减弱,使得该区早白垩世形
7、成的断层基本上处于消亡状态。（二连盆地的构造反转史）二连盆地中生代经历了复杂的发育历史,是一个多期叠加的盆地系统,它经历了早中侏罗世的小规模断陷盆地；晚侏罗世的构造反转盆地(伴随着强烈的火山作用)；早白垩世的大规模断陷盆地及早白垩世晚期的构造反转等盆地发展阶段；晚白垩世以来本地区处于整体隆升状态。通过上面讨论可知,二连盆地是一多期活动的中生代叠加盆地,盆地的发展演化经历了早中侏罗世伸展断陷盆地期(图4A),晚侏罗世末期的区域性构造反转期(图4B);早白垩世强烈伸展断陷盆地期(图4C);早白垩世晚期的构造反转期和晚白垩世以来的整体抬升期(图4D),图4是4个不同的盆地发展演化阶段示意图,是对二连
8、盆地中生代成盆历史的概括和总结。二连盆地中生代各盆地阶段反映了基底应力张与驰的过程,其中早中侏罗世和早白垩世是主要盆地形成阶段,其它则是处于调整和改造阶段；可以概括的说,二连盆地中生代的发展史实际上就是内蒙古东部地区中生代的反转改造历史。如果将早中侏罗世和早白垩世作为盆地形成期来考虑,那么晚侏罗世和早白垩世晚期则是盆地内部正反转构造作用的活动期。早白垩世的断陷盆地规模、强度最大,也只是在这一阶段以后,二连盆地才真正成为一个具有统一构造样式、相同的断裂格局和沉降史的统一的盆地。目前已在早白垩世地层中获得了年产量超过百万吨的石油资源。然而随着勘探工作的进一步深入,早中侏罗统应该是也必然是未来新的油
9、气勘探领域。二连盆地的地层层序：二连盆地的填充可以划出两个大的构造层序,即下部的早中侏罗世同裂陷期层序和上部的早白垩世同裂陷期层序。盆地基底为古生界变质岩、花岗岩及火山碎屑岩和零星出露的未变质的沉积岩；在此基础上发育了下部构造层:中下侏罗统阿拉坦合力群碎屑岩含煤建造,该层系主要分布于现今二连盆地的东北部地区,沉积特征以北东向的小型断陷湖盆为主,岩性为河流、湖泊相下粗上细的碎屑岩,如砂砾岩和灰色含煤泥岩,反映出晚侏罗世早期可能继承了早中侏罗世的断陷成盆特征。盆地内的上部构造层序为下白垩纪白彦花群,也是最重要的断陷成盆层序,其岩性主要为灰色砂泥岩夹煤层,厚度超过5000m,主要分布在北东向的小型断
10、槽内部,受边界断层的控制,近断层处厚度较大,向另一侧迅速超覆变薄。二连盆地从平面上看为相对独立的小湖盆群,具有多物源、近物源和粗碎屑的沉积特征。1. 1. 1 I级不整合面由占构造运动、构造应力场转换等造成沉积基准面的抬升，形成大规模的侵蚀不整合界面,常对应着盆地基底面或盆地收缩时的占风化剥蚀面。这种界面常与区域构造事件相吻合，是构造旋回划分的标志，具有区域性分布的特点。表现在儿何构型上，界面之下地层遭受侵蚀作用，形成各种类型的削截现象，包括角度不整合、平行不整合、下切谷、侵蚀残丘等;在界面之上，表现为地层上超、沟谷充填等形态。一连盆地吉尔嘎朗图四陷发育的I级不整合有Tg和T 2一个界面，分别
11、为盆地基底面和白华系的顶界面。界面上下地层削截、河谷切割及地层超覆现象明显(图1)。1.1.2 II级不整合面由明显的湖平面下降或较强的地区性构造运动造成的不整合面。此类不整合面在盆地不同部位表现为不同的性质，由盆地边缘至盆地内部，侵蚀或沉积间断的时间逐渐缩短，由侵蚀不整合、沉积间断演变至平行整合。在界面构型上，相应的表现为不同的形态，界面之下依次出现角度不整合月负超一平行整合结构;界面之上则为上超一平行结构。吉尔嘎朗图四陷侏罗系与白华系之间的界面、白华系腾格尔组一段下部的界面为II级不整合面(表1,图1) 1.1.3 III级不整合面由湖平面降落、气候变化或沉积物供应速率变化等造成沉积基准面
12、下降而产生的不整合面。此类不整合没有引发明显的地层剥蚀，而是表现为沉积间断。界面之下常见顶超结构和小型冲刷河道;界面之上为超覆或平行结构。吉尔嘎朗图四陷内II级不整合面有阿尔善组与腾格尔组之间的界面，腾格尔组内部的界面和赛汉塔拉组内部的界面。界面之下可见轻度下切冲刷和顶超等特征，界面之上发育上超及平行结构(图1)。稠油类型及地球化学特征凹陷内原油的形成及其物理性质除受其源岩性质和热成熟度控制外,还受后期运移聚集及次生改造等诸多因素控制。未成熟一低成熟生油岩在一定条件下可以直接形成稠油,这类稠油在许多盆地都有发现,并形成工业价值的稠油藏。成熟生油岩生成的常规原油也可以通过运移和重力分异等物理作用
13、形成稠油,但是更多的稠油藏是由水洗和生物降解作用形成的。因此,稠油可分两大类原生稠油和次生生物降解稠油。（原生稠油）是指只经过物理作用(如运移、重力分异等)形成的稠油，原油化学组成没有发生明显变化，只是组分含量有所差异。原油地球化学分析表明，原油中甾烷C 2920S/（20S+20R)为0.561,甾烷C29/(+)为0.476，为成熟型原油，但原油密度和粘度大，而饱和烃色谱图表明原油未遇生物降解。油源对比说明，胜106井原油来自下降盘胜172井腾格尔组一段深灰色泥岩，它们之间有很好的可比性:（1)饱和烃色谱图形状相似，正构烷烃主峰碳为C 21,或C23, OEP1.2; Pr/Ph为0.85
14、0.89;（2)饱和烃色质谱图(m/e 191, m/e 217)相似，成熟度指标胜106与胜172井585 m k 1bt油砂相近，略高于胜172井640m生油岩，说明两个油样都来自凹陷中埋深大于640m腾格尔组成熟生油岩，胜106井由于运移、扩散、吸附等因素的影响，原油变稠。未受到明显的生物降解、，是原生运移型稠油。（生物降解稠油）水一般含有少量(110 -6110-6)溶解氧气和多种微生物(细菌)。在油田中已发现的微生物有30个属100个种以上的细菌、真菌、霉菌和酵母。不同菌种都能破坏一种或几种烃类，特别是低碳数烃类。据统计，世界上原油总储量的10%左右被细菌所消耗，另有10%原油的质量因微生物的降解而变差。本凹陷内大部分稠油是由于水洗或生物降解或两种作用共同形成的。已形成的原油向凹陷浅层或斜坡运移聚集，或由于后期构造抬升，已形成的油气藏抬升到浅层地层水自由交替带和风化带，在水洗、生物降解、游离氧的氧化和轻质组分的损失等因素:影响下，使得原油遭受不同程度的稠变。已降解稠变的重油与常规原油的物理化学特征有显著差别，具有自身的物理化学特征和分布特点。
