2025, Vol. 37
坳拉槽（Aulacogen；又称坳拉谷、裂堑、裂陷槽等）是裂谷构造的一种类型，在板块构造学中，其为三叉裂谷系统中的1支未发育成为洋盆而逐渐消亡所成，其他2支继续发育形成了大洋[1-3]。这一术语最早由前苏联地质学家尼古拉·沙特茨基在1946年提出，用来描述以正断层为界，长期发育的一种沟槽状构造[4]，其基本特征是发育了狭长的沉陷带，伴有大量碎屑物质的充填，发育在拉张环境下；一般一端面向大洋开放；另一端面向陆内延伸且逐渐消亡[4]。从克拉通的凹角处插入并分割克拉通，在裂谷作用的过程中常伴有较为强烈的火山或地震活动，有些甚至会形成双峰式火山组合。
坳拉槽广泛分布在非洲、亚洲、欧洲及北美等地，其中尼日利亚地区发育有贝努埃坳拉槽，以丰富的煤炭资源而闻名；印度发育有以产油为主的坎贝裂谷盆地和以产气为主的喀奇裂谷盆地[5]。我国华北克拉通内发育的多个坳拉槽内发现有多处油气显示[6]。四川盆地川西南地区震旦纪—前寒武纪裂陷槽（即坳拉槽）的边缘带已获得重要突破，发现安岳特大型气田并已投入生产[7-9]。塔里木盆地库车—满加尔坳拉槽主要受断层控制，北缘多目的层是超深层油气的战略准备区[10-12]。加拿大的贞德盆地是以伸展断层为边界，面向北大西洋向陆内延伸的坳拉槽，孕育了储量可观的希伯尼亚（Hibernia）油田（可采储量高达25亿桶，约为4×108 t）。欧洲地区发育的坳拉槽主要包括以下2个地区：其一是西欧地区葡萄牙的卢西塔尼亚盆地，位于伊比利亚半岛，但截止目前尚未发现具有工业价值的油气资源；其二是位于东欧克拉通内的坳拉槽，位于俄罗斯境内和周边地区，发育多个油气资源丰富的裂谷系统。其中，第聂伯—顿涅茨盆地为该裂谷系统的典型代表。该盆地属晚泥盆坳拉槽经裂谷作用运动所形成的继承性盆地，并发育较厚的古生界沉积盖层。盆地内已发现的油气聚集区统称为第聂伯—顿涅茨含油气区，是乌克兰主要的油气产区。截至目前，该国共开发了275个油气田，其中DDB含油气区的油气产量达到了乌克兰全境的90%[13]。目前该地区的石油和凝析油总储量超过7×108 t；天然气总储量超过0.97×1012 m3[14]，资源探明率达22%[15]，且天然气探明储量仍在增长[14]。从以上研究实例中可以看出，坳拉槽作为克拉通内部发育的一种裂谷形态，具有非常广阔的勘探前景和油气潜力。
坳拉槽大多埋藏于克拉通的深部，研究面临着深部资源分布规律、多期构造演化叠加情况、主控因素不明、烃源岩、储集层、盖层以及断层的配置与展布的复杂性等地质问题。聚焦坳拉槽的构造演化及其成因问题，探讨其与沉积、储层发育之间的关系，讨论坳拉槽的构造演化对油气聚集的影响及其主控因素。以探明度高、油气储量大、沉积盖层厚的第聂伯—顿涅茨盆地为研究区域，利用地震及钻井资料，研究盆地的地质结构与油气地质条件；系统分析盆内油气田的储量、埋深及生储盖层系等统计数据，探讨油气分布特征，为坳拉槽的研究与勘探开发拓宽思路并提供借鉴。
1 地质概况第聂伯—顿涅茨盆地位于乌克兰境内的东北部，地处东欧克拉通盆地的东南角—萨尔马提亚克拉通内，沿西北—东南走向的轴线方向，分隔了乌克兰地盾和沃罗涅日地块（图 1）。深部的坳拉槽从俄罗斯的里海坳陷起，途经顿巴斯地区，一直延伸至乌克兰的北部地区。第聂伯—顿涅茨盆地在东南与顿巴斯褶皱带接壤呈渐变边界，在西北与普里皮亚特盆地被布拉金—洛夫隆起隔开，该隆起是泥盆纪时期火山体系的中心[16]。
DDB、普里皮亚特盆地、顿巴斯褶皱带及其东南延伸部分（横跨乌克兰—俄罗斯边境）属于同一个裂谷盆地系统[17]（图 1）。沿盆地西北—东南走向划分出3个一级构造单元：南部断阶带、第聂伯—顿涅茨坳陷（中部断陷带，主体部分为中央地堑）以及北部断阶带。中央地堑被密集错位的泥盆系火山沉积物和石炭—二叠系沉积物所填充，并被横向断裂分割；南北断陷带及其周边区域的基底逐渐沉降，并被石炭系、中生代及新生代的沉积物所覆盖。在一级构造单元内划分出7个二级构造单元，由西北至东南依次为：切尔尼戈夫凹陷、尼任凹陷、洛克维茨凹陷、波尔塔瓦凹陷、伊久姆凹陷、顿涅茨凹陷及顿巴斯阶地（图 2）。
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下载原图 图 2 第聂伯—顿涅茨盆地构造单元划分及油气田分布图（据文献[16]修改） Fig. 2 Division of structural units and distribution of oil and gas fields of Dnieper-Donets Basin |
研究区坳拉槽基底为前寒武纪结晶地块（图 3），基于地震解释和钻井资料，该基底具有东欧平台基底典型的非均质块状褶皱结构特征，以太古宙的麻粒岩—片麻岩及花岗—绿岩区作为重要组成部分。在盆内，西北—东南区域的埋深具有差异：西北部为5~10 km，东南部为15~17 km[19]。上覆沉积盖层为显生宙地台，在纵向上将盆地划分为下、中、上3个部分（图 4）：下部为中-晚泥盆世至早石炭世发育的地堑状结构（第聂伯地堑），中部为早石炭世维宪阶晚期至晚白垩世末期演化形成的槽状凹陷，上部为晚白垩世至新生代发育的平缓台向斜。该构造体系总长为400 km，西北部宽50~70 km，东南部宽130~150 km[19]。结合以往学者利用对比折射波法（CRM）获取的波尔塔瓦地区剖面（图 5），研究基底起伏情况得出以下结论：盆地内坳陷的轴向部分是由几个复杂的大型凹陷组成，整体呈北西—南东向展布；第聂伯地堑边界清晰，在东北与西南地区以边缘断层为界。
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下载原图 图 3 第聂伯—顿涅茨盆地地层综合柱状图 Fig. 3 Comprehensive stratigraphic column of Dnieper-Donets Basin |
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下载原图 图 4 第聂伯—顿涅茨盆地SW—NE构造地质剖面图 Fig. 4 SW-NE structural geological profile of Dnieper-Donets Basin |
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下载原图 图 5 巴拜基夫—亚布卢（波尔塔瓦地区）地震地质剖面图（据文献[20]修改） Fig. 5 Seismic geological profile of Babaykiv-Yablune(Poltava region) |
第聂伯—顿涅茨盆地在演化的过程中，整体上以海相沉积为主，伴随有三角洲、冲积扇等过渡相，少有陆相沉积。泥盆纪时期两期大规模的火山活动以布拉金—洛夫隆起为中心在盆地边缘形成了大量的喷发岩，随后开始了裂谷活动，盐构造运动逐渐占据了主导地位，使得盐岩和石膏等矿物开始出现，形成了火山岩与盐岩相互交错的格局，在横向上相互替代。在石炭纪时期频繁的海侵与海退运动，形成了巨厚的盐层，为之后形成的盐底辟提供了物质来源。这一时期还在盆地的西北地区充填了大量的陆源沉积物。二叠纪末期地层的侵蚀较为严重，使得上二叠统地层整体缺失（图 3）。晚白垩世发生了大规模海侵运动，沉积了灰绿色灰岩和泥灰岩层。
盆内大型油气田主要聚集在中部断陷带，北部和南部储量相对较少。在苏梅、波尔塔瓦以及哈尔科夫地区油气田数量最多。西北地区的油气田多为中小型油气田，分布广且分散，以产油为主；而东南地区有大型和超大型油气田，分布较为集中，以产气为主。盆内第一个油田—罗门油田（8）于1937年被发现[15]，初始以石膏和钾盐作为钻探目地层，后期转入原油开采。自此，以罗门油田为中心，针对第聂伯—顿涅茨含油气区的勘探与开发拉开了序幕。主要的勘探期集中于1950—1980年，在勘探之初的1952年就已经探明了34个油气田，其中包括列里亚基夫（34）大型油田与舍别林（76）巨型气田，供给其境内所需的大部分石油资源，但由于当时的开采和运输等技术受限，直至1964年才开始有天然气的供给。
2 盆地构造-沉积演化特征第聂伯—顿涅茨盆地坳拉槽是在前寒武纪结晶基底上形成的中-古生代地堑盆地，其南北两侧发育北西向深大断裂带，对古裂谷的形成和演化起到了控制作用。由于盆地西北缘布拉金—洛夫隆起处的地幔活动在泥盆纪时期尤为活跃（观测到的地幔活动始于泥盆纪弗拉阶晚期，在法门阶达到顶峰[21]），推测该幔源活动是形成第聂伯—顿涅茨盆地坳拉槽的主要驱动力。幔源熔体沿地壳裂隙上涌，诱发了大规模火山喷发，相关的火山岩覆盖了当时的台地，现今在裂谷肩部隆起剥蚀区仍有残留。
盆地的构造演化主要分为4个阶段：前裂谷期（图 6a），同生裂谷期（图 6b），后裂谷凹陷期（图 6c—6e）及后裂谷沉降期（图 6f）。
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下载原图 图 6 第聂伯—顿涅茨盆地SW—NE向构造-沉积演化AA'剖面图（据图 4解释剖面进行演化重建） Fig. 6 AA' section of the SW-NE tectonic-sedimentary evolution of Dnieper-Donets Basin |
（1）前裂谷期（图 6a）：第聂伯—顿涅茨盆地中最古老的沉积地层年代是中泥盆世至中弗拉阶，也就是被称为“盐下（undersalt）”的前裂谷沉积序列。这些沉积处于台地陆地（与克拉通盆地的中部和东部台地类似[16]）和浅海环境中，发育有海相—浅海相的砂岩、粉砂岩、粘土及碳酸盐岩，平均厚度为300~400 m[22-24]。前裂谷层序的厚度变化与现代基底地形无关，且该层序仅在裂谷的肩部有所保存[17]。在这一时期发育的深部断层系统作为早期地幔活动中岩浆的通道，火山活动的面积也逐渐扩大[15]。
（2）同生裂谷期（图 6b，也被称为坳拉槽阶段）：裂谷的形成开始于晚泥盆世弗拉阶中期，一直持续到泥盆纪末期[16]。在裂谷初始阶段，主要的边缘断层以及许多极性可变的较小断层被激活，这些断层将基底和上覆的前裂谷泥盆纪沉积物划分为2~5 km宽的小块。裂谷边缘具有区域特征，有些是普遍存在的断层，表现出数百米至2~4 km的位移；有些是成组出现的不太发育的断层，能观察到各种不同距离的位移[17]。伴随着地堑和半地堑的发育，出现了纵向和横向可变的同生裂谷沉降[25]。该层序主要为浅海相，发育了一套中弗拉阶—法门阶海相—浅海相烃源岩；含有大量盐，目前勘测到的盐层最大厚度约为4 km。由于乌克兰地盾相对于俄罗斯克拉通其他部分的顺时针旋转，导致裂谷向东部逐渐变宽，第聂伯—顿涅茨盆地东缘以及顿巴斯褶皱带的洋壳被打开[16]。在裂谷发育的过程中，乌克兰地盾被抬升，成为第聂伯—顿涅茨盆地陆源碎屑物的主要来源，在南部裂谷边缘近端形成冲积扇。与此同时，伴随着广泛的火山活动，岩脉、岩浆以及凝灰岩形成了巨厚层，围绕在裂谷边缘断层附近的火山中心，特别是在盆地北部边缘的西半部。火山岩类型为基性和中性，与碳酸盐和其他盐相互作用并横向交代（参见图 3）。弗拉阶与法门阶地层变形呈拱形，岩性复杂且物性较差，伴有火山颈；晚期裂谷阶段的边界地堑发现了两个法门阶的厚盐层，在裂谷轴带的存在尚未确定[26]。推测此时的沉积环境应为深水盆地。根据地震数据资料推测，到泥盆纪末期，盆地的水深至少有3 km。最上层的泥盆系岩层在南缘形成了大型水下碎屑流冲积扇，横截面呈斜坡状。斜坡地层由页岩和较粗碎屑的复理石夹层组成。盆地斜坡上的碎屑序列厚达3 km，向乌克兰地盾和盆地方向迅速变薄。大部分复理石碎屑序列沉积于深水盆地之外，主要形成于以石炭纪前不整合面为代表的时间段内。经估算得知同生裂谷层序的总厚度为4~5 km[16]。
（3）后裂谷凹陷期（图 6c—6e）：以下石炭统和下三叠统的不整合面为界（参见图 3）。裂谷作用随着乌克兰地盾抬升的结束而终止。大量的河流碎屑物随水体从西北向盆地输送，河流三角洲向泥盆纪时期存在的深水盆地推进。石炭系代表性沉积物是盆地西北地区的陆源沉积[22, 27-28]，在其他地区则是连续的韵律沉积，主要由浅海相和泻湖相硅质碎屑岩（包括一些碎屑碳酸盐岩层序）组成[29]。在东南地区的轴向区域，发现了早石炭世沉积厚度达200 m的海相碳酸盐岩烃源岩沉积。早石炭世的沉积充填物与海平面的多重旋回性有关，其特征是在大约50 m的范围内反复发生海侵和海退。在石炭系和二叠系演化的过程中，西北地区受到一系列后裂谷伸展再活跃的影响[25, 30]，具体发生在早维宪阶末期、谢尔普霍夫阶中期以及晚石炭世—早二叠世（图 6c，6d）。在这一时期发育了大量海陆交替相的优质砂岩储层，随后沉积了页岩盖层。活跃的盐运动使得在此期间形成了数百个一致的枕状、背斜盐结构、以及不一致的盐底辟结构[16]。裂谷再活跃事件的发生、南部裂谷肩处的主要隆起与早三叠系地层被侵蚀有关[31]。盆地在晚二叠世后的平均剥蚀量估算为1~3 km，不同地区的剥蚀程度可能有所差异；晚二叠世后的抬升剥蚀量大于中生代以来的沉降量。盆地的演化具有阶段性特征，晚二叠世后短暂表现为抬升型盆地，但整体上还是一个沉降型盆地。从晚二叠世至早三叠世，整个盆地处于沉寂状态，没有明显的构造活动[24]。
（4）后裂谷沉降期（图 6f）：从三叠纪持续至晚白垩世，直到白垩纪—古近纪早期发生了盆地的构造反转（褶皱和逆冲断层的发育），后裂谷构造活动彻底结束[31-32]，这一时期的沉积被称为后裂谷台地序列。晚白垩世时期发生了大规模海侵运动，温暖的洋盆蔓延到东欧平台的整个南部地区（不包括顿巴斯褶皱带）。在此期间，活跃的盐丘内发生了明显的构造扰动[15]。
纵观第聂伯—顿涅茨盆地的地质发展史，构造事件主要发生在东南地区，且越往东南方向构造活动越强烈。在盆地的西北部构造活动不强烈，仅观测到尺度很小的运动痕迹。尽管受到后裂谷构造活动，尤其是盐运动的影响，但盆地沉积中心的位置变化不大[25, 30]。在构造活跃阶段，由于地块运动幅度不同导致盆地整体处于向上分异的状态[33]。这种演化特征决定了盆地中心及周边地区的地质综合体结构，具有现代地质构造的特征。结合前裂谷—同生裂谷期在布拉金—洛夫隆起处多期次的火山活动以及泥盆纪时期沉积的盐在整个裂谷演化时期的活跃运动，表明了盆地在形成和演化中的一个关键过程是地壳与上地幔之间进行的物质交换[34]，佐证了深部地幔底辟长时间多期次的活化现象。
3 油气成藏条件 3.1 烃源岩第聂伯—顿涅茨盆地的泥盆系烃源岩是主力烃源岩之一，以深色硅质页岩和碳酸盐岩为主（参见图 3）。TOC为4%~5%[35]，有机质类型属Ⅰ型和Ⅱ型，大部分的烃源岩处于过成熟阶段（Ro > 2%），这套烃源岩以生气为主，生油为辅，主生烃期始于早石炭世谢尔普霍夫阶时期。最新评价数据（表 1）揭示：泥盆系烃源岩平面展布广泛，形成气藏储量丰度高，油藏储量丰度低。
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下载CSV 表 1 第聂伯—顿涅茨盆地内构造单元与部分油气田数据信息表 Table 1 Data of structural units and some oil and gas fields of Dnieper-Donets Basin |
另外一套主力烃源岩是石炭系砂泥岩互层，夹煤系薄层，主要发育盆地东南部，西北和中部地区呈零星分布（参见图 3）。石炭系烃源岩在西北和中部的TOC为0.5%~3.0%，东南增至0.5%~5.0%。西北有机质类型以Ⅰ型干酪根为主，东南以Ⅲ型干酪根为主。关键烃源岩为下石炭统下维宪阶顶部的黑色页岩层（鲁多夫层Rudov），以Ⅱ型干酪根为主，由碳酸盐含量不均一的硅质页岩组成[36]，厚度为8~70 m[16]。石炭系烃源岩在早石炭世进入生油窗，开始生油，在晚石炭世至早二叠世进入生气窗，开始生气（参见图 7[37]上维宪阶岩层）。这套烃源岩的Ro值稳定在1% 左右，热演化程度为成熟—高熟阶段，处生油高峰期，为列里亚基夫（34）大油田主力供烃灶。
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下载原图 图 7 DDB轴向部分列里亚基夫油田（34）一口井中上维宪阶—泥盆系地层的埋藏历史和建模数据图（据文献[37]修改） 注：模型1为二叠纪热流事件，模型2为泥盆纪—二叠纪热流持续高温事件。 Fig. 7 Burial history and modeling data of the Upper Visean-Devonian strata in a well of Leliaky oil field(34), axial section of Dnieper-Donets Basin |
2套烃源岩发育于晚泥盆世和早石炭世温暖的气候、丰富的海洋生物以及周期性的缺氧条件下[38]。根据图 7显示盆地在早二叠世（283 Ma）达到最高古地温及热演化程度，但达到的温度及热演化程度均较低，结合以上烃源岩的热演化情况，石炭系烃源岩的Ro值在后续的沉积过程中变化幅度较小，处于稳定状态。前人热流研究证实：同裂谷期（晚泥盆世）热流值较高，中二叠世热流值也相对较高，至中生代和新生代则呈现平稳下降趋势。[38]。综合上述条件分析认为，早二叠世之后的沉积埋藏过程中，古地温梯度对烃源岩热演化程度的贡献趋于次要地位。
3.2 储集层储集层系主要为泥盆系、下石炭统、中石炭统、上石炭—下二叠统以及上二叠统—中生界5套，油气埋深为400~5 920 m（参见图 3）。其中石炭系的3套层系是该盆地主要储集层系，探明的天然气储量占全区总储量的80%，石油储量占64%。
泥盆系储集体以砂岩和粉砂岩为主，埋藏深度大，达到3 500~4 000 m（参见图 3）；属中孔低渗储集层，孔隙度为16%~18%，渗透率为13~25 mD，富含天然气，但气藏的规模较小，单井天然气产量（1.2~48.3）×104m3/d[15]。石炭系的储集层系多具高孔高渗特征，其物性及产量主要与埋藏深度有关。下石炭统砂岩和粉砂岩以含气层系为主，含油层系为辅，埋深为700~5 900 m；优质储层的孔隙度为20%~30%，最大渗透率为1 000 mD，主要分布于盆地北坡及西北部。中石炭统砂岩和粉砂岩气层主要分布于盆地的北坡，埋深为600~2 700 m，孔隙度为7%~28%，最大渗透率达到876 mD。上石炭—下二叠统储集层是一套砂岩和粉砂岩储集层，孔隙度为5%~30%，渗透率为34 mD，是舍别林（76）等大型气田和列里亚基夫（34）等油田的主要产层。上二叠统—中生界储集层系可分为下三叠—上二叠统红色砂岩油气层和侏罗系底砂岩气层，埋深浅，仅有800~1 500 m，孔隙度为12%~22%，渗透率为879 mD[15]，属于中高孔渗储集层，油气藏规模有限。
3.3 盖层盆地内发育有区域盖层和局部盖层2种，以区域盖层为主（参见图 3）；其中上泥盆统弗拉阶、上石炭—下二叠统的大套盐膏岩区域盖层以及上泥盆统法门阶的带状盐岩局部盖层是盆地内的优质盖层，为油气富集与保存提供了关键封堵条件。生储盖组合以下生上储型为主（参见表 1），以罗兹彭什尼夫（44）凝析气田剖面图为例（参见图 8），泥盆系烃源岩生成油气后向上运移进入石炭系—下二叠统（BB'剖面），受盐构造活动的影响，导致碳酸盐岩地层发生了尖灭；并被同时期沉积的盐膏岩盖层所覆盖（AA'剖面），发育的几条深大断裂，促使油气二次运移并聚集于上石炭—下二叠统砂泥岩互层储集体内。地层柱状图显示，储盖地层交替沉积，形成交互式储盖组合，多期多次生成油气并得以储存。
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下载原图 图 8 罗兹彭什尼夫凝析气田（44）下二叠统尼基托夫层顶面构造图（a）及岩性地层综合柱状图（b） 注：气田位置序号参见图 2，数据参见表 1。 Fig. 8 Structural map of the top of Lower Permian Nikitov Formation in Rozpashniv condensate gas field(44)(a) and stratigraphic column(b) |
已识别出的圈闭类型主要分为构造圈闭、岩性圈闭以及复合圈闭3大类，包含有14种不同形态的圈闭（参见表 2）[39]。几个大型的油气田主要储存于构造圈闭中，如舍别林（76）巨型天然气田。主要受盐构造背景下断层活动的主导作用影响，泥盆系盐底辟的向上喷涌是多发断裂产生的关键诱因。维德梅多夫（68）气田与叶夫列米夫（75）气田蕴藏在盐丘背斜内，主要受盐运动的影响；亚布卢尼夫（47）气田等则是受裂谷拉张运动及地层抬升的影响形成拱形圈闭。
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下载CSV 表 2 第聂伯—顿涅茨盆地内的圈闭类型及代表性油气田（据文献[39]修改） Table 2 Trap types and representative oil and gas fields in Dnieper-Donets Basin |
盆地内岩性圈闭的形成主要受石炭纪频繁海侵海退事件的影响，导致地层岩性岩相发生了剧变。表 2内所列出的几种岩性圈闭除构造形态有所不同外，大多为砂岩（或碳酸盐岩）上倾尖灭型，与地层的剥蚀和抬升有关，如西克列斯基申（65）气田、罗斯帕什尼夫（63）气田、列舍特内基夫（87）油气田及马舍夫（60）气田。此外，还有成岩-物性圈闭，如梅里希夫（73）气田，是由于成岩作用使其四周部分储集层的孔渗性质发生改变所形成的。
在复合圈闭中分出了岩性-构造圈闭、构造-岩性圈闭、构造-地层圈闭以及岩性-地层圈闭4种。其中岩性-构造圈闭中的油气储存于正断层中，岩性为海陆交替相的砂泥岩与灰岩互层，以库赫里安油气田为代表；构造-岩性圈闭发育于单斜构造，也是以海侵、海退作为其主要的成因，以发育气田为主，如阿巴基夫（58）气田；2种复合型地层圈闭的主要成因是下二叠统地层缺失与上覆地层形成不整合接触，其中，构造-地层圈闭（如卢登基夫气田）是受断层的影响；列里亚基夫（34）油田则是受盐运动的影响，导致上覆地层的岩性发生了变化。
纵观盆内圈闭类型分布情况（参见图 9），构造圈闭、复合构造圈闭占大多数，其次是地层或地层- 构造圈闭，岩性圈闭罕见。大多数圈闭位于石炭—二叠系的砂泥岩或灰岩层位中，约96% 的油气赋存于晚二叠世地层受到挤压和部分盆地反转之前初步形成的构造中[40]。晚石炭世—早二叠世储层中的高产油气藏被二叠系盐岩所覆盖，位于以泥盆系盐丘为核心，且向上隆起的背斜圈闭[16]中，多为二叠纪早期裂谷运动形成的高幅度背斜，受到断层的遮挡。
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下载原图 图 9 第聂伯—顿涅茨盆地内油气田圈闭类型分布情况 Fig. 9 Distribution of oil and gas field trap types in Dnieper-Donets Basin |
针对第聂伯—顿涅茨坳拉槽盆地内发育的2套主力烃源岩和重要储集体，分析构造演化及发育模式对源储组合的控制作用发现：泥盆系烃源岩的发育受到坳拉槽在同生裂谷期的裂谷作用及火山活动的影响，在浅海相碳酸盐岩台地的沉积环境下，富集了大量的油气；石炭系烃源岩的发育主要依赖于海侵、海退事件及断层构造。石炭—二叠系碎屑岩储集体的发育受泥盆系盐丘的影响，主要源于同生裂谷期断层活动频繁导致的盐丘抬升与活跃的盐运动。与此同时，坳拉槽在多期构造演化过程中发育了褶皱、背斜等有利于油气聚集的构造，这些构造为油气的运移与聚集提供了理想的空间条件，而活跃的盐构造运动进一步加速了这一过程。此外，频繁的断层活动与地层的抬升保证了油气的持续充注。盐岩在裂谷构造时期的显著流动性使得研究区内盐岩盖层得以大规模发育，极大地提升了圈闭的封闭性能，这一特性成为盆地内大型及超大型油气田得以保存的关键要素。结合前人对于其他坳拉槽盆地建立的成藏模式，在第聂伯—顿涅茨盆地内建立以下2种成藏模式：断裂控油（气）运移成藏模式和盐构造相关油（气）成藏模式。
断裂控油（气）运移成藏模式是盆地内最为广泛的成藏模式，由于沉积地层的同生构造挤压、盐构造活跃，发育了单斜、背斜以及多处断层。几个典型油（气）田均受到了断层的强烈控制作用（参见图 10）。在晚维宪阶之初，烃源岩进入了生油窗（参见图 7），开始生油，聚集在以断层为遮挡的构造内，沿断裂运移；在下二叠统萨克马尔阶末成藏到达关键时刻，圈闭开始形成，一直持续到三叠纪初。构造运动由后裂谷凹陷期迈入后裂谷沉降期。
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下载原图 图 10 第聂伯—顿涅茨盆地内典型油（气）田成藏模式示意图（据文献[38]修改，油气田序号标注参见图 2） Fig. 10 Schematic diagram of typical oil(gas)field accumulation models in Dnieper-Donets Basin |
盐构造相关油（气）成藏模式是盆地内典型的成藏模式，圈闭的形成以及油气的运移主要受到活跃盐构造的影响。在石炭纪早期开始形成盐丘等构造，到了晚期盐流开始活动，引发了区域伸展事件。生成的油气在挤压、抬升等运动的影响下运移并聚集，部分油气赋存于盐背斜中，甚至有部分油气就赋存于盐底辟之上（如米里基夫油气田33）。早二叠纪萨克马尔阶盐岩盖层开始沉积，萨克马尔阶末圈闭定型（参见图 7），储集体与盖层持续发育至三叠纪初结束，舍别林气田（76）就是得益于盐岩盖层的良好密封性能得以赋存。
同生裂谷阶段的构造演化对油气的运聚成藏最为重要。在泥盆纪初，烃源岩开始发育，大约在泥盆纪末生烃开始。对照这一时期的构造演化情况发现：在该时期发育了一些小型断裂，控制油气的初次运移，是后裂谷时期盆地继续拉张所形成的断裂带前身；与此同时沉积了厚达4 km的盐，为后裂谷期的盐构造作用提供物质来源，并再次促进油气再次运移与聚集；广泛活跃的火山活动为油气运移提供热能，诱发地震为断裂的发育提供地应力，有利于圈闭的形成。
3.6 油气分布特征第聂伯—顿涅茨盆地油气田空间分布整体上较为分散，在数量分布上，北部和中部油气田占据优势（参见图 11a）；在产能分布上，主要产气区位于盆地东南部，约占盆地整体天然气产量的85%，而主要产油区（油田）则集中于盆地的西北部。结合盆内主力烃源岩的干酪根类型及有机质成熟度在盆内分布的差异性。其中，中央和东南地区埋深超过6 km处，Ro > 4.0%，西北地区成熟度较低[41]，这是造成盆内油气分布空间差异的主要原因。煤系地层以褐煤为主，沉积于基底古风化面之上[17]，在盆地内广泛发育，其中，东南部是主要的产煤区域。
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下载原图 图 11 第聂伯—顿涅茨盆地内油气田地理分布（a）及其生储盖分布层系直方图（b—d） Fig. 11 Geographical distribution of oil and gas fields(a)and histogram of source-reservoir-cap distribution layers(b-d)in Dnieper-Donets Basin |
油气藏在盆地内的分布存在着非均一性。图 2中油气田分布情况表明盆内西北地区油气大量聚集，向东南方向递减。根据储集层系的分布情况（图 11b—11d），结合坳拉槽内分割性强、断裂体系发育、多凹共生的特点，推测导致这一现象的主要原因是坳拉槽的拉张挤压构造背景、多期次裂谷活化演化特征以及储集体非均质性。
油气藏的赋存于石炭系至二叠系的后裂谷期沉积层序中（参见图 3，图 12），产层深度范围为400~1 850 m[42]，其成藏既与该时期碎屑沉积体系形成的圈闭有关，亦与盐构造的活跃有关。盆地内大部分油气藏主要富集于平缓的短轴背斜构造中；部分油田分布于盐丘背斜和断块中，而大部分岩性油气藏主要分布于盆地断阶带。所有油气藏均受控于高幅度的拱形背斜构造，并普遍存在断层遮挡。
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下载原图 图 12 第聂伯—顿涅茨盆地内油气田层位分布直方图（数据来源于IHS） Fig. 12 Layer distribution of oil and gas fields in Dnieper-Donets Basin |
根据断层与油气藏在盆地内的分布关系（参见 图 2）可以看出，在盆地南、北两侧的断阶带上，油气田的展布方式与断层走向高度一致，尤其与边缘断层的走向高度吻合。几乎是有断层发育的地方，就有油气的富集；相反地，没有断层的区域，也几乎没有油气的聚集。在中部断陷带，油气田也大多沿断层走向分布，另外一个显著特征是在断层受到挤压而产生强烈变形处，常形成储量巨大的油气藏（如舍别林气田76）。显然在第聂伯—顿涅茨盆地内断层系统为油气的运移与聚集提供了极为有利的构造条件。
早石炭世地层中的油气藏，在盆地中部主要赋存于深部盐底僻相关的构造圈闭中，而在西部及边缘较浅的地区则分布于基底上方的褶皱构造中（参见表 2）。这些圈闭中的大部分油气（96%）赋存于晚二叠纪挤压和部分盆地反转之前初步定型的构造中[42]。晚石炭世—早二叠世储层中的高产油气藏，其上被二叠系盐岩封盖，赋存于以泥盆系盐底僻为核心的断层背斜构造中[16]。
4 坳拉槽盆地勘探前景展望 4.1 坳拉槽油气成藏的复杂性与研究展望前人研究表明，克拉通深层—超深层领域内，裂陷阶段常发育优质的烃源岩，例如我国四川盆地、塔里木盆地超深层下寒武统黑色页岩烃源岩[43-47]以及鄂尔多斯盆地中东部地区奥陶系马家沟组的几套碳酸盐岩烃源岩[48]。在裂谷作用背景下，克拉通内坳拉槽普遍具有多旋回演化的特征。第聂伯—顿涅茨盆地坳拉槽主要经历了石炭系和二叠纪等关键裂谷作用期，其他层序列中存在石碳系与二叠系之间的区域性不整合面。但我国克拉通盆地更为复杂，具有多旋回叠合演化属性[49]。使得超深层区域成烃、成储以及成藏受到坳拉槽多期复合演化、深部物质活动以及深部流体（包括地幔流体）运移的综合影响。
4.2 中国坳拉槽勘探进展与潜力近年来，我国在四川盆地德阳—安岳裂陷槽（坳拉槽）勘探取得突破性进展，发现了安岳特大型气田。目前，关于该裂陷槽的成因机制仍存在争议，但研究已明确其台缘高能相带是控制储层发育与烃源岩分布的关键因素，进而影响油气的运移与聚集。结合研究实例，裂陷槽内发育的断裂带对油气运移与聚集的控制作用，可作为未来深化研究的重要方向。在塔里木盆地，库车坳陷与满加尔坳陷的超深层领域展现出良好勘探前景；盆地内油气分布整体上主要受断裂控制，油气藏多紧邻断裂带分布。针对库车—满加尔地区的研究，应继续深入分析断裂带的展布特征及其控藏机理。此外，应高度关注我国坳拉槽内盐相关构造的发育情况，因其是影响油气运移、圈闭形成及盖层封闭性的关键因素。盐底辟作用及盐岩塑性流动对油气成藏的影响，应作为克拉通盆地深层—超深层油气地质研究的核心科学问题之一。
5 结论（1）第聂伯—顿涅茨盆地发育泥盆系和下石炭统2套主力烃源岩；泥盆系—中生代发育5套储集层系及密封性能良好的盐岩盖层。盆地以下生上储型生储盖组合为主；盐构造活动在油气的运移和聚集过程中既起到了重要的输导通道作用，也提供了关键的封盖作用。
（2）第聂伯—顿涅茨盆地内油气藏主要赋存于石炭系—下二叠统地层，其分布受断裂的控制作用最强。在中部断陷带集中分布；在南北断阶带分散分布，沿断裂带及其附近聚集；东南地区以富气为主，西北及中部地区以富油为主。
（3）坳拉槽深层—超深层油气的运移和聚集受深部地球动力因素影响，在第聂伯—顿涅茨盆地具体表现为“地幔底辟的多期活化”。
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