王 軍，王 坤，崔紅莊，王金鐸，趙海華，陳金燕

(1.中國石化集團(tuán) 勝利油田分公司西部新區(qū)研究院，山東東營257015;2.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083)

0 引 言

六盤山盆地位于華北古板塊南部邊緣［1］，東臨鄂爾多斯地塊，北接賀蘭山，西南為北祁連造山帶，面積近9 000 km2，是河西走廊各盆地中資源量評價最高的地區(qū)。盆地的勘探，在90 年代之前，是以白堊系為主要勘探目的層;1990 年—2002 年，以三疊-侏羅系為主要勘探目的層;2003 年至今以白堊系為主要勘探目的層。前人對六盤山盆地的烴源巖發(fā)育特征曾進(jìn)行過多次研究，明確了該地區(qū)白堊系存在多套烴源巖［2-4］。目前盆地共鉆探中深井8 口，其中C1井和C2井在白堊系鉆揭油斑砂巖，此外盆地西南緣白堊系野外露頭也見到多處油苗，展現(xiàn)出該區(qū)白堊系具有一定的資源基礎(chǔ)(圖1)。但該盆地的油氣勘探尚處在初探階段，白堊系烴源巖的埋深、展布特征、品質(zhì)及其有效性尚不明確，缺乏系統(tǒng)的研究評價，制約了油氣勘探工作的進(jìn)展。

文中以巖心、露頭巖樣地球化學(xué)資料分析為基礎(chǔ)，對白堊系烴源巖的發(fā)育特征、資源潛力進(jìn)行了分析研究。將烴源巖與鉆井揭示的油氣顯示進(jìn)行油源對比，結(jié)合鉆探效果分析，明確了制約油氣成藏的關(guān)鍵因素，指出了下步勘探方向。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

六盤山盆地沉積蓋層演化經(jīng)歷了四期構(gòu)造旋回，為一斷坳疊置型復(fù)合盆地［5-6］。從中生代開始盆地進(jìn)入伸展斷陷(坳陷)盆地發(fā)育期，白堊紀(jì)伸展應(yīng)力進(jìn)一步增強(qiáng)，盆地整體斷陷沉降接受更大范圍沉積，形成了盆地最厚的一套沉積建造［7］。白堊系分布廣、厚度大，盆內(nèi)一般厚3 000 ～5 000 m，但普遍缺失上統(tǒng)，僅發(fā)育下統(tǒng)，自下而上分為K1s，K1h，K1l，K1m，K1n，組間均為整合接觸。

下白堊統(tǒng)沉積時水體一般較深，微咸水-半咸水，還原環(huán)境為主［8-9］。C1井、C2井鉆探證實六盤山盆地下白堊統(tǒng)沉積厚度大，發(fā)育多套暗色泥巖集中段，其中K1n，K1m 和K1l 為最主要的烴源巖層系［7］。此外白堊系烴源巖地表出露廣，有利于系統(tǒng)開展研究，是目前主要的勘探層系。

2 烴源巖發(fā)育特征

2.1 地層發(fā)育特征

以野外實測地層剖面、鉆井資料和二維地震資料為基礎(chǔ)，對六盤山盆地白堊系重點烴源巖層系的平面展布進(jìn)行了刻畫。盆地內(nèi)乃家河組地層分布廣，但是厚度相對較薄，最大的沉降中心大于1 000 m，分布在寺口子地區(qū)附近，而在馬東山斷層?xùn)|側(cè)地層普遍較薄，自盤參1 井向東地層有一個小的沉降中心，厚度在500 m 左右。馬東山組沉降中心沿馬東山斷裂呈長條狀分布，斷層兩側(cè)地層存在明顯的厚度差異，斷層西側(cè)厚度較大，最大厚度1 500 m 左右;而斷層?xùn)|側(cè)沉積厚度相對較小，最大厚度中心位于盤參1 井以東，約500 m 左右。李洼峽組地層北部沉積厚度整體較大，最大沉降中心在盤參4 井附近，厚度大于2 000 m;南部存在多個沉降中心，最大厚度在1 600 m 左右。

利用白堊系野外實測剖面結(jié)合C1井和C2井取心資料對白堊系地層的縱向發(fā)育特征進(jìn)行了分析。K1n 可分為4 段，中下部3 段以灰色泥巖、灰質(zhì)泥巖、泥灰?guī)r為主，為主要的烴源巖層段。K1m整體上可分為4 段，其中處于半深湖相的2，4 段巖性以灰色-灰黑色泥巖、灰質(zhì)泥巖、泥灰?guī)r為主。K1l 三段特征明顯，中、上段以紫紅色泥巖或砂巖為主;下段藍(lán)灰色泥巖、灰色鈣質(zhì)泥巖、泥巖與灰?guī)r幾乎等厚互層，為暗色泥巖集中段。對兩口井K1n -K1l 的巖性進(jìn)行了統(tǒng)計(表1)，K1m 暗色泥巖的累積厚度最大，單層厚度也較高，K1n 受地層厚度的限制暗色泥巖累積厚度較小，但單層厚度較高。K1n - m 集中發(fā)育暗色泥巖，泥地比達(dá)到80%以上;K1l 泥地比較低，暗色泥巖僅占地層總厚度的20%左右。

井號 層位 暗色泥巖厚度/m 單層厚度/m 層數(shù) 泥地比/%C1 K1n 192 0.5 ～40 64 84.9 C1 K1m 281 1 ～30 78 88.5 C1 K1l 240 0.5 ～24.5 95 23.4 C2 K1n 251 0.5 ～22 92 89.1 C2 K1m 439 0.5 ～32 119 92.2 C2 K1l 352 0.5 ～7 158 19

2.2 烴源巖地球化學(xué)特征

通過露頭以及巖心對K1l-n 的暗色泥巖段采樣119 塊，進(jìn)行了TOC 測定、巖石熱解分析等地球化學(xué)分析，分析結(jié)果圖2 所示。K1n 樣品TOC 分布范圍0.28% ～4.62%，平均為0.78%;S1+S2分布范圍0.05 ～5.36 mg/g，平均為2.87 mg/g;Ro 分布范圍0.47% ～0.75%;Tmax分布范圍393 ～444℃，平均為428 ℃.K1m 樣品TOC 分布范圍0.25%～5.27%，平均為1.53%;S1+S2分布范圍0.11 ～42.51 mg/g，平均為9.63 mg/g;Ro 分布范圍0.56% ～0.80%;Tmax分布范圍428 ～443 ℃，平均為436 ℃. K1l 樣品TOC 分布范圍0.20% ～2.33%，平均為0.63%;S1+ S2分布范圍0.05 ～10.81 mg/g，平均為2.15 mg/g;Ro 分布范圍0.79% ～1.38%;Tmax分布范圍424 ～502 ℃，平均為445 ℃.目前對陸相泥質(zhì)烴源巖的評價標(biāo)準(zhǔn)基本都以黃第藩等的指標(biāo)為依據(jù)來評價生油巖有機(jī)質(zhì)豐度［10-11］。從樣品分析來看，K1m 烴源巖品質(zhì)最好，好-中等的烴源巖級別占到79%;其次是K1n烴源巖，好-中等烴源巖占62%;而K1l 烴源巖一般，好-中等烴源巖僅占53%.Ro 與Tmax特征表明K1n 和K1m 烴源巖處在低熟階段，而K1l 烴源巖絕大部分樣品已達(dá)到成熟階段。

利用顯微鏡透射光對干酪根的鏡下觀察以及氫指數(shù)-Tmax交會圖版，對113 塊樣品的有機(jī)質(zhì)類型進(jìn)行了劃分。從圖3 中可以看出，白堊系烴源巖總體有機(jī)質(zhì)類型較好，以Ⅱ型為主，K1m 主要為Ⅰ型和Ⅱ1型干酪根，K1n，K1l 主要為Ⅱ2型和Ⅲ型干酪根。

從地化分析資料來看，K1n -K1m 烴源巖整體較好但大部分樣品尚處于低熟階段，但凹陷中部埋深較大的地區(qū)仍有成熟的可能。按現(xiàn)今地溫梯度3 ℃/100 m 計算，成熟烴源巖的埋深大于2 400 m.K1l 烴源巖均已成熟，品質(zhì)雖然差，但鉆井仍見到了油氣顯示。通過鉆井揭示的泥地比和地層厚度計算了K1n ～K1m，K1l 暗色泥巖的累積厚度，并繪制了暗色泥巖累積厚度等值線圖(圖4)。K1n+m 暗色泥巖累積厚度大于200 m 的面積為1 900 km2，受埋藏深度的影響，達(dá)到成熟階段的烴源巖的有效面積為340 km2. K1l 暗色泥巖累積厚度大于200 m 的面積為1 280 km2.

2.3 油源對比

將露頭瀝青樣品和鉆井油斑與六盤山盆地的多套烴源巖層以生物標(biāo)志化合物特征分析為手段進(jìn)行了油源對比(表3)。由于K1n 與K1m 沉積期具有類似的古環(huán)境［7］且烴源巖生物標(biāo)志化合物特征十分類似，在進(jìn)行油源對比時可將其視作一套烴源巖。臭水溝及硝口露頭瀝青樣品姥植比低，反映其成烴古環(huán)境還原程度強(qiáng);中等的γ -蠟烷/C30H 值，規(guī)則甾烷C27，C28，C29的分布呈“V”，具有煤的顯微組分藻類體和孢子體熱解油的特征(圖5);C29S/(R +S)與C29ββ/(ββ +αα)反映出未熟-低熟烴源巖的特征;反映有機(jī)質(zhì)演化程度的Ts/(Tm+Ts)相對較低。以上特征表明臭水溝與硝口露頭瀝青來自于K1m 烴源巖。與露頭瀝青樣品相比，C1井、C2井油樣地化特征中反映有機(jī)質(zhì)演化程度的C29S /(R+S)，C29ββ /(ββ+αα)與Ts/(Tm+Ts)整體較高，規(guī)則甾烷C27，C28，C29的分布呈“L”型，與K1l 烴源巖十分類似，以此明顯區(qū)別于其他烴源巖層。油源對比表明K1m 與K1l 都發(fā)生了油氣的生成和運(yùn)移。目前尚未發(fā)現(xiàn)以K1n，K1m為源的油斑級油氣顯示，故K1l 烴源巖為目前最現(xiàn)實最可靠的烴源巖，而K1n，K1m 烴源巖在沉降中心仍有油氣大量生成和運(yùn)移的可能。

樣品來源 類別 Pr / Ph γ-蠟烷/C30H C2920S/(R+S) C29ββ/(ββ+αα) Ts/(Tm +Ts )K1n 烴源巖0.62 0.39 0.17 0.23 0.13 K1m 烴源巖 0.49 0.57 0.25 0.22 0.11 K1l 烴源巖 0.65 0.41 0.37 0.4 0.31 J1+2 烴源巖 1.4 0.1 0.22 0.26 0.05 C烴源巖 0.46 0.22 0.48 0.54 0.44硝口露頭 瀝青 0.46 0.49 0.27 0.29 0.11臭水溝露頭 瀝青 0.52 0.65 0.28 0.23 0.09 C1 井 油斑 0.73 0.72 0.44 0.48 0.24 C2 井 油斑0.33 0.66 0.49 0.55 0.27

3 勘探方向分析

前文分析表明六盤山盆地白堊系發(fā)育中-好烴源巖且已發(fā)生排烴，資源基礎(chǔ)良好。但多輪次勘探效果不佳，尚未發(fā)現(xiàn)工業(yè)油流。以C1井和C2井為例，兩口井E2s -K1m 均為斷塊圈閉，圈閉可靠，但深部地層圈閉條件缺乏。雖然淺層圈閉條件較好，但K1n-K1m 烴源巖有機(jī)質(zhì)熱演化程度較低，尚未進(jìn)入成油高峰。深部K1l 烴源巖有機(jī)質(zhì)熱演化程度高，并已見到油氣顯示，但圈閉條件缺乏，不利于油氣聚集成藏。見油氣顯示的K1l 為濱淺湖-半深湖沉積，砂層薄且分散，以粉、細(xì)砂巖為主，儲層物性普遍較差，為超低孔超低滲。C1井油氣顯示段孔隙度范圍為3% ～8%，平均為3.8%，滲透率0.1 ×10-3～1 ×10-3μm2，平均值0.37 ×10-3μm2，測井綜合評價為差儲層。縱向上，儲集物性較好的古近系儲層疊置在K1n 低成熟烴源層上，因斷裂不發(fā)育使得下部K1l 成熟烴源層生成的油氣向上運(yùn)移非常困難。K1l 之上厚層雜色泥巖隔斷了其與上部K1m 的儲層的聯(lián)系，導(dǎo)致僅在烴源層內(nèi)部的薄層砂體見油氣顯示而未富集成藏。因此，有效的烴源巖、良好的縱向運(yùn)移通道、優(yōu)質(zhì)的儲層是六盤山盆地油氣成藏的關(guān)鍵。

前人研究認(rèn)為六盤山盆地中新生界儲層十分發(fā)育，包括三疊系，中侏羅統(tǒng)直羅組、下白堊統(tǒng)和尚鋪組、三橋組、李洼峽組，以及下古近系寺口子組都發(fā)育物性良好的砂巖［7］。古近系儲層物性最好，寺口子剖面和C1井巖屑錄井資料顯示其砂巖尚處于早成巖階段，固結(jié)程度低，實測孔隙度均值達(dá)到14.1%.侏羅系儲層物性根據(jù)露頭區(qū)地面樣品分析以低孔-低滲為主。K1s-K1m 均有砂巖儲層發(fā)育，砂體厚度大，橫向巖相變化快，垂向上以K1s +h 及K1m 下部砂巖分布較為集中。C1井巖心實測資料表明，K1m 儲層物性相對較好，測井解釋儲集層55 層，儲層段孔隙度均值為15.1%;K1l儲層物性較差，測井解釋儲集層17 層，儲層段段孔隙度均值為9.4%;K1h 物性最差，巖心孔隙度均值小于5%，為低孔-中滲儲層。

六盤山盆地鉆井在儲集物性最好的古近系和儲集物性較差的侏羅系均未見到良好油氣顯示，而在儲集性能中等偏差的K1l 薄層砂體中見到自生自儲的油氣，表明油氣輸導(dǎo)運(yùn)移受到限制，僅在緊鄰烴源巖的薄層砂巖中形成孤立的油氣聚集。由于缺乏大面積展布且發(fā)育穩(wěn)定的砂體，烴源巖中排出的油氣很難發(fā)生有效的橫向運(yùn)移，靠近烴源巖生烴中心的地帶是主要的油氣富集區(qū)。多期構(gòu)造運(yùn)動形成的斷裂是油氣縱向運(yùn)移的主要通道，同時也直接影響油氣藏的保存，硝口、臭水溝露頭區(qū)發(fā)現(xiàn)的瀝青便是油氣受斷裂破壞的證據(jù)。斷裂發(fā)育利于油氣向上部儲集物性好的儲層中運(yùn)移，適當(dāng)?shù)囊?guī)?？尚行纬蓴鄩K、背斜圈閉，利于油氣的聚集成藏和后期保存。因此，六盤山盆地的油氣勘探需以烴源巖的空間展布為基礎(chǔ)，以落實斷裂為重點，尋找靠近生烴中心的斷裂發(fā)育區(qū)和構(gòu)造圈閉，以期在烴源巖上部層位的中等-優(yōu)質(zhì)儲層中取得勘探突破。

4 結(jié) 論

1)六盤山盆地白堊系發(fā)育K1n，K1m，K1l 三套烴源巖。K1n-K1m 烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度高，處于低成熟階段。暗色泥巖含量高。K1l 烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度低，處于成熟階段。油源對比表明臭水溝與硝口露頭瀝青來自于K1n+m 烴源巖，C1井、C2井原油來自于K1l 烴源巖;

2)鉆探效果分析表明有效的烴源巖、良好的縱向運(yùn)移通道、優(yōu)質(zhì)的儲層是六盤山盆地油氣成藏的關(guān)鍵?？拷鼰N源巖沉積中心暗色泥巖累積厚度大，有機(jī)質(zhì)已達(dá)成熟階段，資源基礎(chǔ)良好。斷裂發(fā)育區(qū)形成了良好的縱向運(yùn)移通道，有利于油氣的縱向運(yùn)移。油氣勘探需以成熟烴源巖的空間展布為基礎(chǔ)，尋找靠近生烴中心的斷裂發(fā)育區(qū)和構(gòu)造圈閉為重點。

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