楊松林,李巖,劉亞軒,楊雪,蔣文博

(1．煙臺黃金職業(yè)學(xué)院，山東 煙臺 264000； 2.東北石油大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院，黑龍江 大慶 163318; 3.中國石油玉門油田分公司老君廟采油廠，甘肅 酒泉 735019; 4.青海油田勘探開發(fā)研究院，甘肅 敦煌 736200)

0 引言

海拉爾盆地是大慶長垣以外較大的含油氣盆地，處在內(nèi)蒙古自治區(qū)東部，盆地內(nèi)劃分為16個凹陷、4個凸起，凹陷總面積為24 870 km2。海拉爾盆地地層以陸相碎屑巖沉積為主，主要沉積地層為侏羅系、白堊系、古近—新近系及第四系，海拉爾盆地主要的含油氣系統(tǒng)處于白堊系地層中。盆地內(nèi)主要烴源巖層是白堊系銅缽廟組、南屯組、大磨拐河組；儲集層在垂向上分布在白堊系銅缽廟組、南屯組二段和大磨柺河組二段，生、儲、蓋組合劃分為下生上儲型、自生自儲型及新生古儲型3大類型。

烏爾遜凹陷是海拉爾盆地中南部富油凹陷，近幾年來，不斷發(fā)現(xiàn)的新圈閉和高產(chǎn)工業(yè)油流井，展示出烏爾遜凹陷具有較大勘探潛力[1]。研究發(fā)現(xiàn)，烏爾遜凹陷的烴源巖較發(fā)育，是其石油成藏的主控因素，因此弄清楚其烴源巖特征及演化史，對于尋找潛力油藏具有重要意義。從目前研究及公開文獻(xiàn)報道來看，缺乏對烏爾遜凹陷烴源巖進(jìn)行系統(tǒng)的研究，尤其是沒有將烴源巖的演化史與典型油藏的注入史進(jìn)行結(jié)合，影響了尋找勘探潛力區(qū)的進(jìn)程[2-4]。筆者通過油源對比確定烏爾遜凹陷主力烴源巖層，分析不同區(qū)域源巖發(fā)育特征及有機質(zhì)豐度、類型等地球化學(xué)指標(biāo)，評價烏爾遜凹陷主力烴源巖生油成熟期和成藏階段，通過流體包裹體均一化溫度的測量，來判斷油氣充注史，預(yù)測優(yōu)先勘探潛力部位。

1 烴源巖成熟度分析

烏爾遜凹陷主要發(fā)育白堊系、古近—新近系和第四系地層(圖1)，其中白堊系地層包括下白堊統(tǒng)和上白堊統(tǒng)地層，上白堊統(tǒng)包括銅缽廟組、南屯組、大磨拐河組以及伊敏組，下白堊統(tǒng)包括青元崗組地層。烴源巖層主要位于下白堊統(tǒng)地層中，從下到上發(fā)育銅缽廟組泥巖、 南屯組的暗色泥頁巖以及大磨拐河組的暗色泥巖。有機質(zhì)類型可劃分為未成熟、低成熟、成熟、高成熟和過成熟5個階段，其中南屯組、銅缽廟組的暗色泥頁巖處于低成熟—成熟階段，而大磨拐河組下段的暗色泥巖處于未成熟階段，因此大磨拐河組基本不具有油氣貢獻(xiàn)(圖2)。

圖1 海拉爾盆地構(gòu)造單元劃分Fig.1 Division of structural units in Hailaer Basin

圖2 烴源巖成熟度分析Fig.2 Maturity analysis of source rocks

1) 銅缽廟組(K1t):銅缽廟組以黑色泥巖為主，通過鉆井資料的統(tǒng)計表明，其主要分布于凹陷西北洼槽區(qū)，但厚度較薄，一般介于50～160 m，類型好且多處于成熟演化階段(R0介于0.8%～1.25%)，對本區(qū)的油氣具有一定的貢獻(xiàn)。

2) 南屯組(K1n):南屯組地層以暗色泥頁巖為主，與灰色砂巖不等厚互層，局部含有油頁巖，屬于濱淺湖、半深湖相沉積。自下而上可分為南一段、南二段，其中南一段地層厚度在100～300 m，主要分布在蘇仁諾爾斷裂帶的南部洼槽中；南二段地層厚度一般大于200 m，主要分布在蘇仁諾爾斷裂帶南北兩個洼槽中。南屯組烴源巖達(dá)到低成熟—成熟階段(R0介于0.5%～1.1%)，為本區(qū)油氣生成的主要貢獻(xiàn)者。

3) 大磨拐河組(K1d):暗色泥頁巖在烏爾遜各洼槽中均非常發(fā)育，屬于湖相泥頁質(zhì)沉積，其中烏北地區(qū)厚度在100 m左右，蘇18井區(qū)厚度最大，達(dá)到300 m；烏南地區(qū)厚度相對較大，分布在200～400 m之間。該套烴源巖R0值大都小于0.5%，因此大磨拐河組對于本區(qū)成藏的油氣貢獻(xiàn)有限，但是全區(qū)良好的蓋層。

2 有機質(zhì)豐度

由于烏爾遜凹陷大磨拐河組成熟度過低，對于油氣成藏貢獻(xiàn)微小，因此后續(xù)的烴源巖分析對其不作重點關(guān)注。表1為烏爾遜凹陷有機質(zhì)豐度分析，其中南二段烴源巖的有機碳含量為0.27%～5.9%，平均值為2.2%；氯仿瀝青“A”為0.001%～0.23%，平均值為0.057%；熱解生烴潛量為(0.13～21.1)×10-3，平均值為7.1×10-3，綜合評價該層段為中—好烴源巖。南一段烴源巖的有機碳為0.13%～4.3%，平均值為2.0%；氯仿瀝青“A”為0.001%～0.51%，平均值為0.12%，熱解生烴潛量為(0.05～37.0)×10-3，平均值為5.38×10-3，綜合評價該層段為中—好烴源巖。銅缽廟組有機碳為0.09%～3.4%，平均值為1.0%；氯仿瀝青“A”為0.003%～0.12%，平均值為0.06%；熱解生烴潛量為(0.09～11.0)×10-3，平均值為3.8×10-3，綜合評價該層段為中等烴源巖。

表1 烏爾遜凹陷烴源巖有機質(zhì)地球化學(xué)參數(shù)

3 有機質(zhì)類型

烴源巖是有機質(zhì)高度富集的有機巖，依據(jù)沉積環(huán)境與內(nèi)部組分的不同分類為腐泥型(Ⅰ)、腐殖型(Ⅲ)、腐泥—腐殖型(Ⅱ)3大類及若干亞類(Ⅰ1、Ⅰ2、Ⅱ、Ⅲ1、Ⅲ2)，腐泥型有機質(zhì)較利于生油，腐殖型有機質(zhì)偏利于生氣[5-6]。

母質(zhì)類型的劃分本次主要采用了H/C—O/C圖版和熱解氫指數(shù)-Tmax圖版(圖3)：銅缽廟組烴源巖以Ⅲ1型為主，含有部分Ⅱ型烴源巖；南屯組一段泥頁巖以Ⅱ型為主，部分屬于Ⅰ2型；南屯組二段泥頁巖以Ⅰ2型為主。銅缽廟組的Tmax值在430～460 ℃之間，南屯組一段、二段在420～440 ℃之間，南屯組二段有部分樣點的Tmax值小于420 ℃，表明銅缽廟組和南屯組一段的烴源巖進(jìn)入了大量生油期，而南屯組二段烴源巖達(dá)到低成熟階段。

圖3 有機質(zhì)類型分析Fig.3 Analysis of organic matter types

4 油源對比

烏爾遜凹陷平面不同位置原油特征不同，低熟油僅發(fā)現(xiàn)于烏南區(qū)域，其余均為成熟油，反映烏爾遜凹陷的油源平面上具有不完全一致性。

圖4為烏爾遜凹陷原油及烴源巖質(zhì)量色譜，從圖中可見，烏爾遜凹陷北部區(qū)域原油Ts>Tm，C27—C28—C29甾烷為不對稱V字型分布，C21-/C22+比值僅為1.08，表明成熟度相對較低，與南屯組烴源巖色譜圖一致。原油碳同位素較輕，δ13C比值在-32.0‰～-28.5‰之間，由此推斷其源巖有機質(zhì)類型應(yīng)為Ⅱ型。且在原油中檢驗出伽馬蠟烷，從伽馬蠟烷在我國的陸相沉積盆地的分布來看，其多發(fā)育于鹽湖相沉積中及一些咸化的沉積盆地中，屬于淡水—微咸水深湖相。綜合判斷，主力烴源巖來源于南屯組烴源巖。

圖4 烏爾遜凹陷巖原油及烴源巖質(zhì)量色譜Fig.4 Quality chromatogram of crude oil and source rock in Wuerxun depression

烏爾遜凹陷南部原油，C21-/C22+比值為7.77，表明該構(gòu)造原油油質(zhì)輕，可能成熟度高或者。油砂C27—C28—C29甾烷雖然也成對稱V字型分布，但C29過大，且Ts

圖5為原油和烴源巖碳同位素特征，烏爾遜凹陷北部區(qū)域的原油碳同位素分布在-32.0‰～-28.0‰之間，這與南屯組烴源巖碳同位值具有相同的值域范圍；而南部區(qū)域原油碳同位素值偏重，分布在-29.0‰～-27.5‰之間，介于南屯組烴源巖與銅缽廟組的暗色泥巖碳同位素值之間，更接近于南屯組泥頁巖層，顯示其主力烴源巖為南屯組的暗色泥頁巖，同時銅缽廟組的暗色泥巖也具有一定的貢獻(xiàn)，成熟度分析也顯示銅缽廟組烴源巖處于成熟階段，而南屯組的暗色泥巖處于低成熟—成熟階段。

圖5 原油和烴源巖碳同位素特征Fig.5 Carbon isotope characteristics of crude oil and source rocks

5 有機質(zhì)熱演化史及成藏史

如圖6所示，根據(jù)研究區(qū)實際樣品分析氯仿瀝青“A”統(tǒng)計圖，得到烏爾遜凹陷源巖有機質(zhì)成熟門限大約在1 550 m，此時，有機質(zhì)轉(zhuǎn)化率達(dá)到了5%，對應(yīng)鏡質(zhì)組反射率R0=0.55%；生油高峰對應(yīng)的深度大約在2 200 m，此時有機質(zhì)轉(zhuǎn)化率可超過20%，對應(yīng)鏡質(zhì)組反射率R0可達(dá)0.8%～1.0%左右。銅缽廟組成油轉(zhuǎn)化率最高，但地層厚度明顯太薄，不會成為主要的烴源巖。南屯組地層上部雖處于低熟階段，但大部分已經(jīng)進(jìn)入成熟生油階段，成為烏爾遜凹陷主要烴源巖。主力烴源巖分布于巴彥塔拉、烏北蘇仁諾爾等地區(qū)。

圖6 烏爾遜深部洼陷烴源巖演化剖面Fig.6 Source rock evolution profile of Wuerxun deep subsag

圖7為烏爾遜凹陷地層埋藏史、熱史和烴源巖演化史，可見，銅缽廟組泥巖主要生油氣時間約在130～110 Ma，南屯組泥頁巖生油的生成時間約為120～80 Ma，即伊敏組末期至青元崗組沉積期，鏡質(zhì)體反射率為0.5%～0.9%，目前烏爾遜凹陷發(fā)現(xiàn)的原油成熟度沒有達(dá)到油大量裂解成氣的程度，而且油源對比也認(rèn)為油源主要為南屯組，生成原油為成熟原油且成熟度偏低，現(xiàn)今仍在排油，烏爾遜凹陷南部有銅缽廟組烴源巖的貢獻(xiàn)混入，使凹陷不同位置油藏的成藏時間存在多樣性。

圖7 烏爾遜凹陷地層埋藏史、熱史及充注史Fig.7 Burial history, thermal history and filling history of strata in Wuerxun Sag

通過流體包裹體的均一化溫度的測量來判斷油氣充注史[9],南屯組二段包裹體重點存在于方解石條帶和石英脈內(nèi)，基于包裹體均一溫度實測結(jié)果顯示(圖8)，南屯組二段砂巖樣品包裹體均一化溫度范圍有兩個，即90～130 ℃和145 ℃以上,其中低溫組90～130 ℃的包裹，代表了銅缽廟組泥巖和南屯組泥頁巖生成的流體注入，高溫組代表了油藏二次調(diào)整重新生成新的油藏，溫度過高可能反映了深部熱源流體的溫度。

圖8 均一化溫度分布Fig.8 Homogenization temperature distribution

烏爾遜凹陷油氣成藏主要劃分為兩期：第一期為伊敏組沉積晚期至青元崗組沉積期，與南屯組和銅缽廟組烴源巖大量生油期相匹配；第二期為青元崗組后期構(gòu)造活動使早期油藏原油重新調(diào)整分配注入新的圈閉成藏，但與第一期成藏的位置有緊密關(guān)系，一般按就近充注原則在第一期成藏位置附近的構(gòu)造高點二次充注成藏。

6 有利潛力區(qū)預(yù)測

烏爾遜凹陷目前已發(fā)現(xiàn)油氣聚集區(qū)帶，均處于主力烴源巖分布區(qū)附近，且有斷層發(fā)育，構(gòu)成了烴源層油氣運移至圈閉的優(yōu)勢通道，因此烏爾遜凹陷的勘探要著重考慮烴源巖分布、構(gòu)造發(fā)育及平面位置等因素去部署[10-12]。

圖9為烏爾遜凹陷主力烴源巖分布特征及潛力區(qū)帶預(yù)測，認(rèn)為烏北洼陷西側(cè)、烏南洼陷東側(cè)為未來兩個重要的勘探潛力帶。烏爾遜北部洼陷西側(cè)區(qū)域油源充足，除了南屯組烴源巖，還有銅缽廟組烴源巖油流的混入；烏南洼陷東側(cè)構(gòu)造帶，距油源較近且在構(gòu)造帶與源巖區(qū)之間還不同程度地發(fā)育了局部斷裂，烏22井的鉆探發(fā)現(xiàn)油，進(jìn)一步證實該區(qū)帶為一個潛在的有利區(qū)。

圖9 烏爾遜凹陷主力烴源巖分布及潛力區(qū)預(yù)測Fig.9 Distribution of main source rocks and prediction of potential areas in Wuerxun Sag

7 結(jié)論

1) 烏爾遜凹陷從下到上發(fā)育銅缽廟組泥巖、南屯組的暗色泥頁巖以及大磨拐河組的暗色泥巖，南屯組、銅缽廟組的暗色泥巖處于低成熟—成熟階段，而大磨拐河組下段的暗色泥巖處于未成熟階段，因此大磨拐河組基本不具有油氣貢獻(xiàn)。

2) 烏爾遜凹陷北部區(qū)域具有低熟油特征，而烏爾遜凹陷南部區(qū)域原油的成熟度略高，反映烏爾遜凹陷的油源平面上具有不完全一致性。推斷烏北區(qū)原油母質(zhì)類型應(yīng)為Ⅱ型，屬于淡水—微咸水深湖相，其主力烴源巖來源于南屯組烴源巖；烏南區(qū)原油較大概率存在有機質(zhì)類型差的源巖的混入，判斷其為南屯組和銅缽廟組烴源巖的共同貢獻(xiàn)。

3) 銅缽廟組泥巖和南屯組泥頁巖主要生油氣時間約在130～80 Ma，即伊敏組末期至青元崗組沉積期。通過流體包裹體的均一化溫度的測量，顯示烏爾遜凹陷具有兩期成藏：第一期為伊敏組沉積后期—青元崗組沉積早期，原油由烴巖層排出、運移注入圈閉成藏；第二期為青元崗組沉積后期構(gòu)造活動使早期油藏原油重新調(diào)整分配注入就近新的圈閉成藏，在第一期成藏位置附近的構(gòu)造高點重新運聚成藏。

4) 烏爾遜凹陷的勘探要著重考慮烴源巖分布、構(gòu)造發(fā)育及平面位置等因素，認(rèn)為烏北洼陷西側(cè)、烏南洼陷東側(cè)處于主力烴源巖分布區(qū)附近，且有斷層發(fā)育，構(gòu)成了烴源層油氣運移至圈閉的優(yōu)勢通道，為兩個重要的勘探潛力帶。