庫車坳陷北部迪北段致密油氣來源與勘探方向

李 謹(jǐn) 王 超 李 劍 馬 衛(wèi) 張海祖 盧玉紅 李德江 劉滿倉

（ 1 中國石油勘探開發(fā)研究院；2 中國石油天然氣集團(tuán)有限公司天然氣成藏與開發(fā)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室；3 廣東石油化工學(xué)院；4 廣東省非常規(guī)能源工程技術(shù)研究中心；5 中國石油塔里木油田公司 ）

0 引言

目前，致密油氣等非常規(guī)油氣資源逐漸成為全球油氣儲量、產(chǎn)量增長的重點(diǎn)領(lǐng)域和研究熱點(diǎn)[1-7]。塔里木盆地庫車坳陷北部構(gòu)造帶迪北段富集典型的非常規(guī)油氣資源——致密油氣，致密油氣作為庫車坳陷北部構(gòu)造帶重點(diǎn)勘探領(lǐng)域，整體上勘探程度較低。前人研究表明迪北段侏羅系和三疊系烴源巖比較發(fā)育[8-9]，但是長期以來對侏羅系阿合組油氣來源判識不清，導(dǎo)致油氣成藏的認(rèn)識較為模糊，進(jìn)而制約了阿合組致密油氣勘探部署。本文在綜合分析北部構(gòu)造帶迪北段不同層系烴源巖、油氣地球化學(xué)特征的基礎(chǔ)上，通過油氣源對比系統(tǒng)研究了阿合組致密油氣的來源。利用烴類包裹體均一溫度、單井熱史和埋藏史，厘定油氣成藏期次，開展典型油氣藏解剖和動態(tài)演化迪北段油氣成藏過程研究，確定迪北段油氣藏類型，并建立致密油氣的成藏模式，同時分析影響阿合組致密油氣成藏的主要因素，預(yù)測迪北段阿合組致密氣藏有利分布部位，為庫車北部構(gòu)造帶迪北段致密氣藏下一步勘探開發(fā)提供理論依據(jù)。

1 地質(zhì)概況

庫車坳陷位于塔里木盆地北部，經(jīng)歷多期構(gòu)造運(yùn)動，在山前形成一系列大型逆沖斷層和與之相伴生的褶皺構(gòu)造，構(gòu)造上具有南北分帶、東西分段的特征，其中北部構(gòu)造帶迪北段由依奇克里克背斜帶和迪北斜坡帶所組成（圖1）。截至目前，迪北段已鉆井20 余口，發(fā)現(xiàn)了吐孜洛克氣田、迪北油氣田、依奇克里克油田。鉆探顯示，阿合組儲層致密，但其油氣產(chǎn)能明顯高于陽霞組和克孜勒努爾組，是迪北段油氣重要勘探層系。

2 致密油氣來源研究

2.1 烴源巖地球化學(xué)特征

迪北段是庫車坳陷北部構(gòu)造帶侏羅系、三疊系烴源巖的主要發(fā)育區(qū)帶，自下而上發(fā)育上三疊統(tǒng)黃山街組（T3h）和塔里奇克組（T3t）、下侏羅統(tǒng)陽霞組（J1y）、中侏羅統(tǒng)克孜勒努爾組（J2kz）和恰克馬克組（J2q）等5 套烴源巖（圖2）。其中，黃山街組和恰克馬克組烴源巖巖性以暗色泥巖為主，為湖相沉積；克孜勒努爾組、陽霞組、塔里奇克組等層位發(fā)育較多的碳質(zhì)泥巖和煤層，為含煤沉積。迪北段侏羅系烴源巖沉積厚度為400～750m，三疊系烴源巖沉積厚度為200～300m（圖2）。

迪北段侏羅系—三疊系烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度高（表1），依據(jù)文獻(xiàn)[10]提出的煤系烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度評價標(biāo)準(zhǔn)，總體表現(xiàn)為中等—優(yōu)質(zhì)烴源巖。其中，暗色泥巖主體TOC 分布在0.15%～5.29%，S1+S2分布在0.034～48.298mg/g，IH為16.00～990.17mg/g；碳質(zhì)泥巖TOC 分布在6.34%～39.60%，S1+S2分布在5.470～67.960mg/g，IH為47.38～185.88mg/g；煤層TOC分布在40.30%～82.80%，S1+S2分 布在13.795～161.248mg/g，IH為31.12～253.40mg/g（圖3、圖4）。

迪北段侏羅系—三疊系烴源巖熱解數(shù)據(jù)、干酪根顯微組分鏡檢顯示有機(jī)質(zhì)類型總體以Ⅲ型為主，存在較多的Ⅱ型（圖5）。統(tǒng)計(jì)迪北段鉆井巖心、典型露頭上烴源巖的顯微組分?jǐn)?shù)據(jù)，結(jié)果顯示烴源巖中腐泥組含量低，以殼質(zhì)組和鏡質(zhì)組為主，含有一定的惰質(zhì)組。顯微組分中殼質(zhì)組來源于陸生植物的孢子、花粉、角質(zhì)層、樹脂、蠟等，殼質(zhì)組相對富氫，是生成原油的主要母質(zhì)；鏡質(zhì)組主要來源于高等植物木質(zhì)纖維，主要以生氣為主。以干酪根顯微組分中殼質(zhì)組、鏡質(zhì)組、惰質(zhì)組3 種組分相對含量作三角圖，可以發(fā)現(xiàn)迪北段侏羅系—三疊系烴源巖中殼質(zhì)組含量為8%～94%，鏡質(zhì)組含量為4.6%～73%，兩種顯微組分相對含量分布范圍寬，且彼此消長（圖6），表明迪北段烴源巖母質(zhì)類型既有利于生油，也有利于生氣。

圖1 研究區(qū)位置圖Fig.1 Location map of the study area

迪北段侏羅系烴源巖Ro為0.8%～1.4%，處于成熟—高成熟階段，以生凝析油氣為主；三疊系烴源巖Ro為1.0%～1.8%，處于高成熟階段，以生凝析氣為主[11]。

圖2 迪北段依南2 井三疊系—侏羅系儲蓋組合圖Fig.2 Triassic-Jurassic reservoir-caprock assemblage in Well Yinan 2 in the Dibei section

2.2 油氣源對比研究

2.2.1 油源對比

生物標(biāo)志化合物對比技術(shù)是進(jìn)行油源對比的重要手段之一。迪北段發(fā)育的5 套烴源巖中，恰克馬克組和黃山街組以湖相泥巖沉積為主，生物標(biāo)志化合物中三環(huán)萜烷呈正態(tài)分布，C27甾烷、C28甾烷、C29甾烷呈V 形分布（圖7a、e），表明其母源存在較多的水生生物輸入，貧重排甾烷、相對富含伽馬蠟烷，伽馬蠟烷/C30藿烷比值為0.16～0.24，表明水體為微咸水環(huán)境，整體表現(xiàn)為偏咸水湖相沉積；克孜勒努爾組和陽霞組含有較多的碳質(zhì)泥巖段和煤層段，屬于典型的煤系地層，塔里奇克組也存在少量的煤層和碳質(zhì)泥巖，其生物標(biāo)志化合物中三環(huán)萜烷以C19為主峰，C20、C21、C23三環(huán)萜烷呈現(xiàn)逐漸遞減，C27甾烷、C28甾烷、C29甾烷呈倒L 形分布（圖7b—d），屬于湖沼相沉積。其中，克孜勒努爾組和陽霞組烴源巖中貧伽馬蠟烷，伽馬蠟烷/C30藿烷比值為0.08～0.09，屬于淡水沉積環(huán)境，而塔里奇克組烴源巖則相對富含伽馬蠟烷，伽馬蠟烷/C30藿烷比值為0.21，與黃山街組水體環(huán)境相似，屬于微咸水環(huán)境[12]。

表1 迪北段不同層系烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度數(shù)據(jù)表Table 1 Organic abundance of source rocks in different series of strata in the Dibei section

續(xù)表

迪北段在克孜勒努爾組、陽霞組、阿合組均有原油產(chǎn)出，其中陽霞組、阿合組原油以迪北油氣田為代表，克孜勒努爾組原油以依奇克里克油田為代表。迪北段不同油氣藏已鉆井的試油、測井和生產(chǎn)資料對比顯示，阿合組致密儲層中含油氣性、油氣產(chǎn)能明顯高于陽霞組和克孜勒努爾組，是迪北段油氣重要勘探層系。

圖3 迪北段不同層系烴源巖TOC 與S 1+S 2 關(guān)系圖Fig.3 Relationship between TOC and S 1+S 2 of source rocks in different series of strata in the Dibei section

圖4 迪北段不同層系烴源巖TOC 與I H 關(guān)系圖Fig.4 Relationship between TOC and I H of source rocks in different series of strata in the Dibei section

圖5 迪北段不同層系烴源巖T max 與I H 關(guān)系圖Fig.5 Relationship between Tmax and I H of source rocks in different series of strata in the Dibei section

圖6 迪北段不同層系烴源巖中干酪根顯微組分相對含量三角圖Fig.6 Triangular diagram of the relative contents of kerogen macerals in the source rocks in different series of strata in the Dibei section

依奇克里克油田克孜勒努爾組原油、迪北油氣田陽霞組原油均具有典型的陸源高等植物來源特征（圖7f、g）：三環(huán)萜烷以C19為主峰，C20、C21、C23三環(huán)萜烷呈現(xiàn)逐漸遞減，C27甾烷、C28甾烷、C29甾烷呈倒L 形分布，與迪北區(qū)帶克孜勒努爾組、陽霞組烴源巖生物標(biāo)志化合物特征相似（圖7b、c）。圖8中，依奇克里克油田克孜勒努爾組原油中C27甾烷/C29甾烷比值較低，伽馬蠟烷含量低，伽馬蠟烷/C30藿烷比值為0.06，其生物標(biāo)志化合物參數(shù)分布與迪北段克孜勒努爾組、陽霞組烴源巖相似，整體表現(xiàn)為淡水湖沼相母質(zhì)來源特點(diǎn)，其原油主要來源于侏羅系煤系；迪北油氣田陽霞組原油C27甾烷/C29甾烷比值分布范圍較寬，在0.3～1.0 之間，且富含伽馬蠟烷，伽馬蠟烷/C30藿烷比值分布在0.05～0.33，與侏羅系和三疊系烴源巖生物標(biāo)志化合物參數(shù)分布范圍重合，推斷陽霞組原油以侏羅系烴源巖貢獻(xiàn)為主，混有三疊系烴源巖生成的原油。

圖7 迪北段烴源巖及原油中萜烷—甾烷化合物分布特征Fig.7 Distribution characteristics of terpane-sterane compound in source rocks and crude oil in the Dibei sectionC19TT—C19 三環(huán)萜烷；C20TT—C20 三環(huán)萜烷；C21TT—C21 三環(huán)萜烷；C22TT—C22 三環(huán)萜烷；C23TT—C23 三環(huán)萜烷；C24TT—C24 三環(huán)萜烷；C30H—C30 藿烷；G—伽馬蠟烷

迪北油氣田阿合組原油具有明顯的湖相母質(zhì)來源特征：三環(huán)萜烷呈正態(tài)分布，C27甾烷、C28甾烷、C29甾烷呈V 形分布（圖7h），C27甾烷/C29甾烷比值相對較高，伽馬蠟烷含量高，伽馬蠟烷/C30藿烷介于0.21～0.32，與三疊系烴源巖生物標(biāo)志化合物參數(shù)分布區(qū)間一致（圖8）。據(jù)此判斷，迪北油氣田阿合組致密儲層原油主要來源于三疊系湖相泥巖。

通過對比迪北段不同層系烴源巖氯仿瀝青“A”中正構(gòu)烷烴碳同位素分布，同樣可用來判識油源。迪北段黃山街組、恰克馬克組烴源巖中正構(gòu)烷烴碳同位素值均偏輕，恰克馬克組烴源巖中正構(gòu)烷烴碳同位素值為-34‰～-32.5‰，黃山街組烴源巖中正構(gòu)烷烴碳同位素值為-31.1‰～-30.6‰，說明有機(jī)質(zhì)類型相對較好，與生物標(biāo)志化合物指示的咸水湖相烴源巖特點(diǎn)一致。陽霞組烴源巖中正構(gòu)烷烴碳同位素值為-27.1‰～-23.5‰，克孜勒努爾組烴源巖中正構(gòu)烷烴碳同位素值為-25.7‰～-23.8‰，相對三疊系烴源巖明顯偏重（圖9），表明有機(jī)質(zhì)類型相對較差，屬于湖沼相烴源巖。

迪北段陽霞組、阿合組原油中正構(gòu)烷烴單體碳同位素分布存在較大差異，阿合組原油中正構(gòu)烷烴碳同位素值基本輕于-27‰，而陽霞組原油中正構(gòu)烷烴碳同位素值相對阿合組原油重1‰～8‰，多重于-27‰（圖9），表明兩個層位原油來源存在差異。對比迪北段不同層系烴源巖中正構(gòu)烷烴碳同位素的分布特點(diǎn)，可以發(fā)現(xiàn)迪北段陽霞組原油中正構(gòu)烷烴的碳同位素分布區(qū)間與陽霞組、克孜勒努爾組烴源巖中正構(gòu)烷烴分布區(qū)間（-27.0‰～-23.5‰）一致，說明迪北段陽霞組原油主要來源于陽霞組、克孜勒努爾組烴源巖；而阿合組原油正構(gòu)烷烴碳同位素值較輕（-34.0‰～-26.7‰），與迪北段三疊系烴源巖中正構(gòu)烷烴碳同位素分布相似（圖9），再次印證了迪北段阿合組致密儲層中的原油主要來源于三疊系烴源巖。

綜上所述，迪北段阿合組致密儲層中原油來源于三疊系湖相泥巖，三疊系烴源巖是迪北段致密油的主要貢獻(xiàn)者，具有下生上儲的特點(diǎn)；陽霞組原油主要來源于侏羅系烴源巖，混有三疊系湖相泥巖，具有自生自儲、下生上儲的特點(diǎn)；克孜勒努爾組原油主要來源于侏羅系烴源巖，具有自生自儲的特點(diǎn)。

2.2.2 氣源對比

庫車坳陷迪北段致密天然氣主要賦存在迪北油氣田阿合組儲層中。阿合組天然氣中甲烷含量為85%～95%，乙烷含量為3.5%～7%，N2含量為0～4%，CO2含量為0～3%，干燥系數(shù)為0.89～0.95，屬濕氣。天然氣中甲烷碳同位素值為-36.0‰～-30.7‰，乙烷碳同位素值為-27.6‰～-23.4‰，丙烷碳同位素值為-24.9‰～ -22.5‰，丁烷碳同位素值為-25.4‰～-21.8‰，碳同位素系列基本呈正序分布。按照煤成氣和油型氣的劃分標(biāo)準(zhǔn)[13-15]，迪北油氣田阿合組天然氣屬于典型煤成氣。根據(jù)戴金星等[16]提出的通過甲烷碳同位素判識煤成氣成熟度經(jīng)驗(yàn)公式，迪北油氣田天然氣Ro為1.3%～1.5%，處于高成熟階段。

圖9 迪北段烴源巖氯仿瀝青“A”抽提物及原油中正構(gòu)烷烴碳同位素分布圖Fig.9 Distribution of the extract of chloroform bitumen“A” in the source rocks and n-alkane carbon isotope in the crude oil in the Dibei section

通過對比巖石熱解輕烴與天然氣輕烴特征，可以用來判識天然氣來源[17-18]。迪北段侏羅系烴源巖含有較多的煤層和碳質(zhì)泥巖，三疊系烴源巖以湖相泥巖為主，烴源巖的差異將導(dǎo)致熱解產(chǎn)物中輕烴存在差異。圖10 展示了迪北地區(qū)鉆井中侏羅系、三疊系烴源巖300℃、500℃熱解輕烴分布特點(diǎn)，侏羅系烴源巖300℃、500℃熱解輕烴表現(xiàn)為芳香烴含量高（大于30%）、支鏈烷烴含量低的特點(diǎn)（小于10%），三疊系烴源巖300℃、500℃熱解輕烴則表現(xiàn)為芳香烴含量相對低（小于50%）、支鏈烷烴含量相對高的特點(diǎn)（大于15%）。

巖石熱解輕烴與天然氣輕烴對比結(jié)果顯示，迪北油氣田阿合組天然氣中支鏈烷烴含量大多高于15%，芳香烴含量低，位于三疊系烴源巖貢獻(xiàn)區(qū)，由此認(rèn)為迪北油氣田阿合組天然氣主要來源于三疊系烴源巖（圖10）。

圖10 迪北段天然氣與三疊系—侏羅系烴源巖巖石熱解輕烴中芳香烴與支鏈烷烴分布圖Fig.10 Distribution of aromatic hydrocarbon and branched alkane in the natural gas and the rock pyrolysis light hydrocarbon of Triassic-Jurassic source rocks in the Dibei section

綜上研究顯示，迪北段阿合組致密儲層中的天然氣和原油均來源于三疊系烴源巖，三疊系烴源巖是迪北段致密油氣的主要貢獻(xiàn)者。

3 致密油氣成藏研究

迪北油氣田是常溫高壓凝析油氣藏，阿合組是主要產(chǎn)層，儲層孔隙度主要分布在2%～6%，滲透率分布在0.01～0.5mD，是致密砂巖儲層；而構(gòu)造擠壓運(yùn)動引起局部地區(qū)裂縫較為發(fā)育，改善了儲層物性，因此開展油氣成藏期次厘定、油氣藏解剖及成藏過程分析，為致密氣藏有利區(qū)預(yù)測奠定基礎(chǔ)。

3.1 阿合組油氣成藏時期

迪北地區(qū)依南2 井侏羅系阿合組巖心中有機(jī)包裹體較發(fā)育，包裹體多為液態(tài)或氣態(tài)包裹體，氣態(tài)兩相包裹體也可見。通過包裹體巖相學(xué)觀察，發(fā)現(xiàn)不同期次形成的包裹體除均一溫度不同外，其包裹體特征也不一樣，阿合組包裹體具有3 個溫度區(qū)間（圖11），其中分布在100～110℃的液烴包裹體，主要呈褐色和深褐色（圖12a）；分布在120～130℃的含氣液包裹體，氣烴呈灰色，液烴呈淡黃色、黃色，顯示為綠色、黃綠色熒光（圖12b）；分布在140～150℃的氣烴或富氣包裹體，主要為灰色、深灰色，見少量共存液烴包裹體（圖12c）。利用錄井、測井、地層剝蝕量和大地?zé)崃鞯葏?shù)，構(gòu)建依南2 井熱史和埋藏史（圖13），確定迪北地區(qū)阿合組油氣具有3 期成藏特點(diǎn)，即吉迪克組沉積中晚期（19—16Ma）、康村組沉積早期（16—12Ma）、庫車組沉積期—第四系沉積早期（5—1Ma）。第一期、第二期主要為原油充注期，第三期為天然氣充注期。

圖11 迪北段阿合組流體包裹體均一溫度分布圖Fig.11 Distribution of homogenous temperature of fluid inclusion of Ahe Formation in the Dibei section

3.2 阿合組致密油氣藏類型及成藏過程

通過分析調(diào)研阿合組儲層沉積相類型、巖石學(xué)特征，以及儲層孔滲性演化特征，確定阿合組儲層致密時期為12—5Ma[19-21]。與油氣成藏期進(jìn)行匹配和對比，迪北段阿合組沉積早期形成的油氣藏（以油為主）屬于常規(guī)油氣；晚期儲層先發(fā)生致密化，然后在致密儲層中天然氣聚集成藏。依據(jù)前人對于致密油氣藏類型的研究[19，22]，結(jié)合迪北段典型油氣藏解剖（圖14c），阿合組致密油氣成藏類型可分為兩類：①致密砂巖不連續(xù)型油藏，油氣孤立分散，具有完整的常規(guī)構(gòu)造—巖性圈閉，且具有邊底水；②致密砂巖準(zhǔn)連續(xù)型氣藏，氣藏大范圍分布，氣水分布復(fù)雜，不具有邊底水或氣水倒置。

根據(jù)油氣充注和儲層致密化在時間的匹配關(guān)系，以及不同油氣藏類型所具有的特征，開展迪北斜坡帶油氣成藏過程分析（圖14），在吉迪克組沉積末期，三疊系烴源巖Ro為0.8%～1.0%，處于成熟階段，與此同時圈閉已初具雛形，三疊系烴源巖生成的油氣（以油為主）沿著活動斷裂運(yùn)移至阿合組圈閉中聚集成藏；在康村組沉積早中期，三疊系烴源巖Ro達(dá)到1.4%～1.6%，處于高成熟階段，三疊系烴源巖繼續(xù)排烴（以油為主），并且沿著活動斷裂持續(xù)在阿合組圈閉中聚集成藏；在庫車組沉積時期，三疊系烴源巖進(jìn)入高成熟階段，阿合組儲層已發(fā)生致密化[20，23-24]，三疊系烴源巖大量排出的天然氣沿強(qiáng)構(gòu)造擠壓運(yùn)動形成的裂縫運(yùn)移至阿合組致密儲層中，形成致密氣藏。

圖12 依南2 井阿合組包裹體特征Fig.12 Characteristics of inclusions in Ahe Formation of Well Yinan 2

圖13 依南2 井熱史、埋藏史圖Fig.13 Thermal history and burial history of Well Yinan 2

圖14 迪北油氣田油氣成藏過程圖Fig.14 Hydrocarbon accumulation process in Dibei oil and gas field

基于油氣成藏時期及成藏過程分析，迪北段阿合組油氣成藏模式可分為兩種：①早期以原油充注為主的成藏模式，早期三疊系烴源巖排出的原油沿著油源斷裂垂向運(yùn)移，在斷蓋有效配置作用下（斷距小于蓋層厚度），原油側(cè)向分流至阿合組常規(guī)儲層內(nèi)背斜圈閉中聚集成藏；②晚期以氣充注為主的成藏模式，庫車組沉積期以來，儲層已致密，三疊系烴源巖大量排出的天然氣在烴源巖與致密儲層之間的高壓差作用下[25]，沿著源儲之間的裂縫運(yùn)移至阿合組致密砂巖儲層中聚集成藏（圖14）。早期發(fā)生的原油充注一方面對儲層成巖具有一定的抑制作用[20，26-27]，另一方面改變了儲層潤濕性，減小毛細(xì)管阻力[28]，有利于晚期天然氣的充注。

4 致密油氣有利勘探方向

由前文油氣源對比可知，阿合組致密油氣主要來自三疊系烴源巖，三疊系烴源巖厚度可達(dá)到200～300m，現(xiàn)今Ro在1.3%～1.6%，處于大量排氣階段。三疊系烴源巖與阿合組致密儲層為緊密相鄰的下生上儲結(jié)構(gòu)，烴源巖生氣強(qiáng)度可達(dá)到（50～100）×108m3/km2，排氣強(qiáng)度為（30～70）×108m3/km2[9，29]，通過統(tǒng)計(jì)分析三疊系烴源巖排氣強(qiáng)度與阿合組致密油氣藏分布的關(guān)系，發(fā)現(xiàn)當(dāng)烴源巖排氣強(qiáng)度大于等于50×108m3/km2時，有利于致密氣成藏。除此之外，裂縫對于致密砂巖儲層而言，既可作為良好的滲流通道，也可改善儲集空間[30]。庫車坳陷迪北段阿合組儲層致密且非均質(zhì)性強(qiáng)，裂縫發(fā)育段滲透率普遍較高，通過已鉆井產(chǎn)氣量與裂縫發(fā)育程度之間的量化關(guān)系，可以發(fā)現(xiàn)裂縫發(fā)育程度與致密氣產(chǎn)量之間具有線性關(guān)系[31-33]，即裂縫發(fā)育程度越高，致密氣產(chǎn)量越高。

由圖15 可以發(fā)現(xiàn)，排氣強(qiáng)度大于50×108m3/km2主要集中在迪北102 井—迪北103 井以南，而裂縫發(fā)育區(qū)主要分布在迪北邊緣，在迪北中部則相對較少[28，34-35]。與常規(guī)油氣成藏條件不同，致密砂巖氣藏受斷裂、蓋層等因素影響較低，將烴源巖有效排氣強(qiáng)度和阿合組儲層裂縫發(fā)育程度進(jìn)行耦合，預(yù)測了迪北地區(qū)阿合組致密氣有利勘探區(qū)（圖15）。

圖15 迪北段阿合組致密氣有利勘探區(qū)Fig.15 Favorable exploration area for tight gas of Ahe Formation in the Dibei section

5 結(jié)論

庫車坳陷迪北段侏羅系克孜勒努爾組、陽霞組常規(guī)儲層中原油主要來源于侏羅系烴源巖，部分陽霞組原油混有三疊系烴源巖的貢獻(xiàn)，具有自生自儲、下生上儲的特點(diǎn)。阿合組致密儲層中原油、天然氣均以三疊系烴源巖貢獻(xiàn)為主，具有下生上儲的特點(diǎn)。

迪北段阿合組油氣藏存在3 期油氣充注，在吉迪克組沉積中晚期和康村組沉積早期以原油充注為主，且原油聚集成藏時期早于阿合組儲層致密時期；天然氣大規(guī)模充注主要是在庫車組—第四系沉積早期，天然氣在已致密的阿合組儲層中聚集，形成致密砂巖氣藏。

阿合組油氣藏類型為具有邊底水的致密砂巖不連續(xù)型油藏和氣水分布復(fù)雜的致密砂巖準(zhǔn)連續(xù)型氣藏，三疊系烴源巖有效排氣強(qiáng)度與阿合組儲層裂縫發(fā)育程度是控制致密氣藏聚集分布的主要影響因素，將主控因素耦合疊置，預(yù)測致密氣勘探有利區(qū)大面積分布在迪北邊緣且連片分布。