許興波，樊永濤，張長(zhǎng)保，續(xù)　靜，喬　崗

(陜西延長(zhǎng)石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司油氣勘探公司石油勘探開發(fā)部，陜西延安 716004)

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高力罕凹陷查干諾爾洼槽阿爾善組烴源巖綜合評(píng)價(jià)

許興波，樊永濤，張長(zhǎng)保，續(xù)靜，喬崗

(陜西延長(zhǎng)石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司油氣勘探公司石油勘探開發(fā)部，陜西延安 716004)

摘要：綜合錄井、測(cè)井及地球化學(xué)測(cè)試資料的研究，對(duì)高力罕凹陷查干諾爾洼槽烴源巖層段進(jìn)行了分析。根據(jù)有機(jī)質(zhì)豐度參數(shù)分析可知，阿爾善組有機(jī)質(zhì)豐度高，發(fā)育中等—好烴源巖，平面上洼槽沉積中心有機(jī)質(zhì)豐度高，向次洼和邊緣相帶逐漸降低。阿爾善組3+4段烴源巖有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅲ—Ⅱ1型；阿爾善組2段烴源巖有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅱ2—Ⅱ1型；阿爾善組1段烴源巖有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅱ1—Ⅰ型。主要烴源巖層段的生烴強(qiáng)度等值線圖與TOC等值線圖有一定的對(duì)應(yīng)關(guān)系，均受沉積相帶的控制，洼槽沉積中心有機(jī)質(zhì)豐度高，生烴強(qiáng)度也大。烴源巖最有利區(qū)域分布在延高8—延高7—延高10—延高2井區(qū)和延高4井區(qū)。通過對(duì)該區(qū)烴源巖深入研究，尋找有利烴源巖發(fā)育區(qū)，結(jié)合儲(chǔ)層及構(gòu)造研究可預(yù)測(cè)該洼槽阿爾善組含油有利區(qū)帶。

關(guān)鍵詞：烴源巖； 高力罕凹陷；有機(jī)質(zhì)豐度；成熟度

二連盆地位于我國(guó)內(nèi)蒙古自治區(qū)的中北部，總面積約為10×104km2，是我國(guó)大型沉積盆地之一[1-2]。高力罕凹陷位于烏尼特坳陷東北部，勘探面積約為3040km2(圖1)。其中查干諾爾洼槽是高力罕凹陷內(nèi)面積最大、資源量最豐富的洼槽，勘探面積約為800km2。查干諾爾洼槽為南陡北緩的箕狀凹陷，洼槽區(qū)發(fā)育斷層控制的斷塊、斷鼻，洼槽南部為主要的烴源巖沉積區(qū)，北部為持續(xù)的斜坡背景，沉積發(fā)育了主要目的層。該區(qū)具有水流短、物源近、相帶窄的沉積特點(diǎn)。后期抬升強(qiáng)烈，油氣藏主要分布在洼槽斜坡帶的有利構(gòu)造上，構(gòu)造與烴源巖控藏作用明顯。本文通過對(duì)研究區(qū)烴源巖地球化學(xué)特征綜合評(píng)價(jià)，評(píng)價(jià)生烴有利區(qū)，指導(dǎo)后續(xù)勘探部署。

1 沉積地層

研究區(qū)侏羅系—第四系是直接覆于基底巖系之上，大體上分為3套：第1套是侏羅系，剝蝕后僅在局部殘留；第2套是下白堊統(tǒng)，發(fā)育于斷陷(凹陷)內(nèi)，上白堊統(tǒng)沉積缺失；第3套是古近系—第四系，廣泛分布于斷陷(凹陷)內(nèi)。下白堊統(tǒng)是本區(qū)主要的勘探層系，由下至上依次發(fā)育阿爾善組、騰格爾組、賽漢塔拉組(圖2)。

2 烴源巖地化特征

2.1 有機(jī)碳含量

由表1、圖3可知，騰一段主要發(fā)育中等烴源巖、阿爾善組3+4段發(fā)育中等—好烴源巖、阿爾善組2段發(fā)育中等—好烴源巖、阿爾善組1段發(fā)育中等—好烴源巖。

利用烴源巖測(cè)井評(píng)價(jià)方法，建立適合該區(qū)的有機(jī)碳含量測(cè)井模型，定量計(jì)算連續(xù)的TOC值，對(duì)各層段烴源巖進(jìn)行評(píng)價(jià)。

表1　有機(jī)質(zhì)豐度評(píng)價(jià)指標(biāo)表

分析證實(shí)：研究區(qū)實(shí)測(cè)TOC值與測(cè)井曲線中的自然伽馬GR和聲波時(shí)差A(yù)C和深感應(yīng)電阻率RILD有很好的相關(guān)性，根據(jù)已鉆井資料，利用數(shù)值分析軟件擬合出TOC定量計(jì)算公式： TOC=31.829244+0.273082 RT-0.014115 RT2+0.000155 RT3-0.663298 GR+0.005553 GR2-0.000015 GR3-0.079596 DT+0.000281 DT2-0.0000003 DT3

烴源巖TOC計(jì)算值與實(shí)測(cè)值之間吻合度較高,說明建立的測(cè)井計(jì)算方法比較可靠(圖4)。

統(tǒng)計(jì)處理TOC計(jì)算值，得到查干諾爾洼槽阿爾善2段和阿爾善3+4段烴源巖TOC等值線圖(圖5)。從圖中可見，平面上有機(jī)質(zhì)豐度受沉積相帶的控制，洼槽沉積中心有機(jī)質(zhì)豐度高，次洼和邊緣相帶逐漸降低，具有典型的環(huán)狀分布特征。

2.2 有機(jī)質(zhì)類型

延高2井烴源巖巖石熱解試驗(yàn)分析數(shù)據(jù)及IH—Tmax有機(jī)質(zhì)類型判別圖可見，騰一段烴源巖有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅲ—Ⅱ1型；阿爾善組3+4段烴源巖有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅲ—Ⅱ1型；阿爾善組2段烴源巖有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅱ2—Ⅱ1型；阿爾善組1段烴源巖有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅱ1—Ⅰ型(圖6)。

2.3 有機(jī)質(zhì)熱演化程度

通過對(duì)延高2井和延高10井熱史演化資料分析可見，騰一段烴源巖主要為低成熟烴源巖，少量低成熟烴源巖；阿爾善組3+4段烴源巖為低成熟—成熟烴源巖、阿爾善組2段烴源巖也為低成熟—成熟烴源巖、阿爾善組1段烴源巖為成熟—高成熟烴源巖(圖7)。

3 有效烴源巖分布特征

根據(jù)烴源巖評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，有機(jī)碳含量大于1%的為好烴源巖，即有效烴源巖，用有效烴源巖與所有烴源巖的比例來確定查干諾爾洼槽各層段有效烴源巖的厚度。

從圖8可見，延高1井、延高5井和延高8井的有效烴源巖沉積厚度大，具備良好的生油潛力。

4 烴源巖綜合評(píng)價(jià)

阿爾善組3+4段(圖9a)，烴源巖主要為低成熟—成熟烴源巖，有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅲ—Ⅱ1型，TOC值為0.7%～1.36%，平均為1.18%。綜合評(píng)價(jià)為中等—好烴源巖。生烴強(qiáng)度高的區(qū)域分布在延高8—延高9—延高5井區(qū)，生烴強(qiáng)度大于40×104t/km2的面積約為36km2。

阿爾善組2段(圖9b)：烴源巖主要為低成熟—成熟烴源巖；有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅱ2—Ⅱ1型；TOC值為0.69%～1.82%，平均為1.23%。綜合評(píng)價(jià)為好烴源巖。生烴強(qiáng)度高的區(qū)域分布在延高8—延高7—延高10—延高5井區(qū)，生烴強(qiáng)度大于40×104t/km2的面積約為78km2。

阿爾善組1段：烴源巖主要為成熟—高成熟烴源巖；有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅱ1—Ⅰ型；TOC值為0.6%～2.1%，平均為1.34%。綜合評(píng)價(jià)為好烴源巖。生烴強(qiáng)度高的區(qū)域分布在延高8—延高7—延高10—延高2井區(qū)，生烴強(qiáng)度大于40×104t/km2的面積約為79km2。

5 結(jié)論

(1)通過對(duì)高力罕凹陷各井有機(jī)碳含量、生烴潛量等烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度參數(shù)的分析可知，阿爾善組有機(jī)質(zhì)豐度高，發(fā)育中等—好烴源巖。平面上，有機(jī)質(zhì)豐度受沉積相帶的控制，洼槽的沉積中心有機(jī)質(zhì)豐度高，次洼和邊緣相帶有機(jī)質(zhì)豐度逐漸降低，具有典型的環(huán)帶狀分布特征。

(2)阿爾善組3+4段烴源巖有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅲ—Ⅱ1型；阿爾善組2段烴源巖有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅱ2—Ⅱ1型；阿爾善組1段烴源巖有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅱ1—Ⅰ型。

(3)利用成因體積法計(jì)算出主要烴源巖層段的生烴強(qiáng)度。生烴強(qiáng)度等值線圖與烴源巖TOC等值線圖有一定的對(duì)應(yīng)關(guān)系，洼槽的沉積中心TOC值高，生烴強(qiáng)度也較大。

(4)綜合阿爾善組各段烴源巖生烴強(qiáng)度可知，烴源巖最有利區(qū)域分布在延高8—延高7—延高10—延高2井區(qū)和延高4井區(qū)。

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Comprehensive Evaluation on Hydrocarbon Source Rocks of Aershan Formation in Chagannuoer Trough of Gaolihan Sag

Xu Xingbo, Fan Yongtao, Zhang Changbao, Xu Jing, Qiao Gang

(OilandGasExplorationCompanyofShaanxiYanchangPetroleum(Group)Co.,Ltd.,Yan’an,

Shaanxi716000,China)

Abstract:We analyzed the hydrocarbon source rocks in Chagannuoer trough of Gaolihan sag based on comprehensive mud logging, well logging and geochemical test data. According to organic matter abundance parameters, it was known that Aershan Formation had high organic matter abundance and developed medium-good hydrocarbon source rocks, high organic matter abundance at subsag depocenter horizontally and gradually declining organic matter abundance to subsags and marginal facies belt. The organic matter of source rocks is mainly Type III-Ⅱ1at Member 3+4 of Aershan Formation; the organic matter of source rocks is mainly Ⅱ2—Ⅱ1at Member 2 of Aershan Formation; the organic matter of source rocks is mainly Ⅱ2—Ⅱ1at Member 2 of Aershan Formation, and the organic matter of source rocks is mainly Ⅱ1—Ⅰat Member 1 of Aershan Formation. Hydrocarbon generation intensity contour map of main hydrocarbon source rock has certain corresponding relationship with TOC contour map, both of which are controlled by sedimentary facies belt. Either organic matter abundance or hydrocarbon generation intensity is high at subsag depocenter. Yangao8-Yangao7-Yangao10-Yangao2 wellblock and Yangao4 wellblock are most favorable for hydrocarbon source rocks distribution. Favorable oil zones of Aershan Formation in the trough could be predicted by in-depth study on sources rocks in the area, seeking zones favorable for source rocks development, and combining with reservoir and tectonic study.

Key words:hydrocarbon source rocks; Gaolihan sag; organic matter abundance; maturity

中圖分類號(hào)：TE122

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A

作者簡(jiǎn)介：第一許興波(1982年生)，男，工程師，主要從事石油鉆井、壓裂及試油工作。郵箱：370879053@qq.com。