贝尔凹陷优质烃源岩的发现及其地质意义

李敬生

（大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆163712）

近年来，“优质源岩控藏论”已经在油气藏勘探过程中被越来越多的石油地质学家和地球化学家所重视[1－5]。优质烃源岩在陆相盆地勘探中具有重要作用，它能为大油气田聚集成藏提供重要的烃类基础，往往能形成“小而肥”的油田，其规模及分布控制着油气藏的大小及分布[6]。对优质烃源岩的研究，有助于科学评价含油气盆地的资源潜力和优选勘探靶区，提高勘探效益。

贝尔凹陷位于海拉尔盆地南部，是最富油的凹陷之一，勘探程度较高。前人对贝尔凹陷的烃源岩评价[7，8]、成藏规律、主控因素等作了深入细致的研究，并且有效地指导了该区油气勘探。但从目前的勘探效果来看，贝尔凹陷资源量为0.163×109t，目前提交探明储量已经接近0.16×109t，资源探明率达到97.5%，且仍有多口井获得新的工业发现，预计资源探明率将超过100%，这明显存在极大矛盾。为了弄清贝尔凹陷的资源潜力，为下一步勘探提供依据，笔者通过对贝尔凹陷烃源岩特征进行深入研究，发现贝尔凹陷存在优质烃源岩层段，是形成大规模油气聚集的物质基础。在此基础上，剖析优质烃源岩与成藏的关系，揭示贝尔凹陷的勘探潜力，不仅对该凹陷乃至海拉尔盆地的油气勘探都具有重要的指导意义。

1 区域地质特征

贝尔凹陷位于海拉尔盆地中部断陷带，是海拉尔盆地的二级构造单元之一。西部为嵯岗隆起，北接乌尔逊凹陷，东、南部与蒙古国接壤，面积3 010km2。由西到东可划分为贝西斜坡带、呼和诺仁构造带、贝西次凹、苏德尔特构造带、贝北次凹、贝中次凹、布勒洪布斯隆起带、贝东次凹等8个构造单元（图1）。该区沉积地层主要为白垩系，下白垩统包括铜钵庙组（K1t）、南屯组（K1n）、大磨拐河组（K1d）和伊敏组（K1y），上白垩统为青元岗组（K2q）。贝尔凹陷经历了断陷发育阶段（铜钵庙组—南屯组沉积期）、断拗转化阶段（大磨拐河组—伊敏组沉积期）和拗陷发育阶段（青元岗组沉积期），具有中新生代“断－拗”叠合的组合特征[9]。南屯组为主要勘探层系，所提交的探明储量近60%都集中在南屯组第一段（简称“南一段”）。

图1 海拉尔盆地贝尔凹陷构造单元划分Fig.1 Tectonic division of the Bei'er sag in Hailaer Basin

贝尔凹陷白垩系发育大磨拐河组、南屯组、铜钵庙组3套储层。大磨拐河组沉积时期，贝尔凹陷发育三角洲沉积，砂体厚度薄，物性好，岩石类型为长石岩屑砂岩，埋藏浅，发育原生孔隙。南屯组沉积时期，主要发育扇三角洲沉积，扇三角洲前缘砂体是主力储层。岩石类型为长石岩屑砂岩或岩屑砂岩，成熟度低。在斜坡带和中央隆起带由于埋藏浅，原生孔隙得以保存；而风化剥蚀淋滤作用形成次生孔隙有效改善储层物性，形成优质储层。孔隙类型主要为原生孔隙、粒间溶蚀孔、岩屑粒内溶蚀孔、长石粒内溶孔、铸模孔等。在深洼槽区由于埋深普遍超过2.5km，物性相对较差，但发育次生溶蚀孔隙改善储层。铜钵庙组主要发育冲积扇和扇三角洲沉积，主要为凝灰质砂岩、砂砾岩，次生孔隙发育。

南屯组沉积时期为裂陷强烈发育期，沉积了分布较广的厚层暗色泥岩。南一段暗色泥岩累计厚度为100～400m，南二段暗色泥岩累计厚度为50～200m，南一段为主要的烃源岩层。贝尔凹陷的泥岩有机碳含量非常高，有机碳质量分数＜0.5%的占21.2%，有机碳质量分数为0.5%～1.0%的占15.7%，有机碳质量分数为1.0%～2.0%的占36.7%，有机碳质量分数＞2.0%的占26.4%。根据489个样品的统计中，氯仿沥青“A”的质量分数＜0.015%的非生油岩占32%，氯仿沥青“A”的质量分数位于0.015%～0.050%的占34%，氯仿沥青“A”的质量分数位于0.050%～0.100%的占11%，氯仿沥青“A”的质量分数位于0.100%～0.200%的占14%，氯仿沥青“A”的质量分数＞0.200%的占9%。根据中国陆相生油岩有机质丰度评价标准（表1），贝尔凹陷有近15%的烃源岩达到优质烃源岩标准。

表1 陆相生油岩有机质丰度评价标准（SY／T 5735－1995）Table1 Organic abundance evaluation standard of the continental source rocks

2 优质烃源岩及其识别标志

2.1 优质烃源岩的识别标志

图2 B39井南一段地球化学剖面Fig.2 Geochemical profile of Member 1of Nantun Formation through Well B39

笔者在研究贝尔凹陷南一段烃源岩特征时发现，在贝尔凹陷发育一套相对稳定、岩性特征及电性特征相似、特征明显的暗色泥岩（图2）。以B39井为例，南一段在深度为2 319.77～2 324.77m的岩性为灰黑色泥岩、粉砂质泥岩，滴酸强烈反应。实验室岩矿分析结果是方解石化砂质泥岩，具砂质泥状结构。次生方解石溶蚀交代碎屑颗粒，砂屑基本被完全交代呈现其假象。在镜下鉴定发现，含钙泥岩中发育大量的微晶方解石。从测井曲线上看，具有高自然伽马、中高电阻率和高声波时差的特点，呈0.15～0.35m的薄层特征，与常规高自然伽马低阻泥岩不同，且含钙泥岩与正常泥岩呈互层状出现。经过对贝尔凹陷进行精细地层对比发现，该套地层在贝尔凹陷大部分地区均有分布，且有多口井在该段还发育油页岩，在此将该套泥岩称为“特殊泥岩段”。统计表明，该段泥岩不论是有机质含量、有机质类型都达到优质烃源岩的标准。如B10井，该段泥岩有机碳的质量分数平均在4.0%以上，氯仿沥青“A”的质量分数在0.5%以上，H／C原子比为1.3～1.5，有机质丰度和有机质类型明显优于同井其他层段暗色泥岩，属于优质烃源岩。从地震反射特征上看，特殊泥岩段对应一组高频、中－高连续、强振幅的特征。

2.2 优质烃源岩特征

优质烃源岩与普通烃源岩相比较，有机质丰度明显变高。通过对“特殊泥岩段”有机质丰度统计发现，残留有机碳的质量分数达到0.16%～4.73%，平均为2.45%；生烃潜量为0.03‰～33.65‰，平均为13.68‰；氯仿沥青“A”的质量分数为0.080%～0.835%，平均为0.258%；有机质类型为Ⅰ－Ⅱ1型（图3），Ro在0.7%～1.1%。笔者对贝尔凹陷贝西次凹南一段烃源岩丰度进行研究发现，优质烃源岩有机碳的质量分数是普通烃源岩的2.91倍，氢指数是普通烃源岩的2.54倍，降解潜力是普通烃源岩的2.40倍。若以这3个指标中任意2个的乘积计算，则贝西次凹优质烃源岩的生烃潜力是普通烃源岩生烃潜力的6.09～7.38倍以上。

图3 贝尔凹陷南一段优质烃源岩层段有机质类型划分Fig.3 The division of organic types of high－quality source rocks from Member 1of Nantun Formation in the Bei'er sag

经过对贝尔凹陷4口井优质烃源岩样品进行全岩镜检分析发现，在有机质丰度（wTOC）＞2%的所有优质烃源岩样品中，有机质均呈层状富集，显微组分以层状藻为主，含有少量壳质组、镜质组及惰质组（图4）。藻类的富集说明优质烃源岩以低等水生生物为主，形成的富氢无定形生烃潜力大。

图4 贝尔凹陷优质烃源岩藻类显微照片Fig.4 The photos of algae in high－quality source rocks from the Bei'er sag

烃源岩中有机质同位素的差异，是反映母质来源的一项直接指标。贝尔凹陷优质烃源岩碳同位素较轻，饱和烃δ13C主要集中分布在－31‰～－25‰之间，说明优质烃源岩的母质类型较好，这种类型的有机质易向油转化，生油能力较强。贝尔凹陷优质烃源岩色谱指纹特征中，烷烃的主峰碳一般为nC21，呈单峰型，指示了有机质来源主要为低等水生生物，且在优质烃源岩中找到了反映还原环境的γ蜡烷，进一步印证其有机质类型以Ⅰ型为主，wPr／wPh主要分布在0.8～1.8之间。贝尔凹陷原油中五环三萜类化合物多数原油指纹特征相似，个别原油低分子量三环萜烷含量偏高，原油C31藿烷22S／（S＋R）值为0.55～0.62，已达到热演化平衡终点值，反映原油较高的成熟度。通过生物标志化合物的对比以及原油成熟度与不同级别烃源岩的对比，贝尔凹陷优质烃源岩与绝大部分原油表现出较好的亲缘关系。

3 优质烃源岩的分布及地质意义

3.1 优质烃源岩的分布

垂向上贝尔凹陷优质烃源岩层段主要发育在南一段水进体系域及高位体系域下部。平面上贝尔凹陷南一段优质烃源岩主要分布在贝西次凹、苏德尔特构造带、贝中次凹，及贝东次凹、贝北次凹（图5），而目前已发现的油气也主要分布在这些地区，且油气均与优质烃源岩地化特征相似。优质烃源岩分布最厚的地区在贝西次凹中部和贝中次凹西南部，最大可达55m，向北部斜坡逐渐变薄。其次，苏德尔特构造带及贝东次凹厚度也较大，而在贝西斜坡和贝西次凹北部不发育。该套烃源岩的存在为大规模油气聚集奠定了物质基础，从而使得在贝中洼陷和苏德尔特构造带均找到了较大规模的储量。

3.2 优质烃源岩的地质意义

a.该层代表了白垩纪早期的缺氧事件，是贝尔凹陷重要的地层对比标志层。根据层序地层及沉积相研究表明，“特殊岩性段”为南一段水进体系域沉积，其顶部对应于最大湖泛面，因此该段沉积属于“凝缩段”。该时期沉积受控陷断层控制，物源以片状形式出现，为饥饿型深水湖盆沉积，发育广泛的半深湖－深湖相沉积，湖水相对封闭，沉积缓慢，整个凝缩段沉积厚度在20～55m之间，一般为40m，厚度变化较小，分布稳定（图6）。生物标志化合物方面，该层含有标志咸水环境的β胡萝卜烷。该层的出现代表了海拉尔盆地早白垩世的一次缺氧事件，可以与凡兰吟期的全球性缺氧事件相对比。研究表明，该层在贝尔凹陷分布稳定，是主要的地层对比标志层，解决了洼槽间地层无法对比的难题。

图5 贝尔凹陷南一段优质烃源岩平面分布图Fig.5 Plane graphs of high－quality source rocks from Member 1of Nantun Formation in the Bei'er sag

b.优质烃源岩层上下油气最富集。南一段水进体系域优质烃源岩层与南一段低水位体系域以及高位域扇三角洲前缘砂体构成了贝尔凹陷最主要的生储盖组合。南一段低位域砂体与水进域优质烃源岩直接接触，由于“近水楼台先得月”，从而形成了大规模的油气聚集。而高位域地层中，断层为主要疏导体系，油气向上运移成藏。

图6 贝尔凹陷X3井—B39井南一段连井对比图Fig.6 Comparison of the sublayers of Member 1of Nantun Formation through Well X3to Well B39in the Bei'er sag

c.优质烃源岩控制贝尔凹陷油气的分布。贝尔凹陷优质烃源岩主要分布在贝西次凹南部、苏德尔特地区以及贝中次凹，目前已发现的油气均集中在优质烃源岩发育区，优质烃源岩的分布控制了油气的平面分布。优质烃源岩厚度越大的地区，发现的储量越多，油气主要集中在苏德尔特构造带、贝中次凹、霍多莫尔构造带和呼和诺仁构造带。

d.该层的发现明确了贝尔凹陷仍具有较大的勘探潜力。优质烃源岩的存在改变了贝尔凹陷烃源岩及油气分布的认识，也正是以前忽视了该套烃源岩的存在，使得在计算资源量的时候按照常规烃源岩的标准进行，而忽略了其巨大的生、排烃量，从而使资源量计算结果与实际发现的油气储量不符。经过对贝尔凹陷资源量重新评价，得出新资源量是原资源量的2.14倍，表明贝尔凹陷仍具有较大的勘探潜力。

4 结论

a.贝尔凹陷存在优质烃源岩层段，岩性为暗色泥岩及油页岩，有机质丰度高，测井曲线上具有高自然伽马、中高电阻率和高声波时差的特点。该套烃源岩主要发育在南一段水进体系域及高位体系域早期，水体范围分布广、湖水深、湖盆封闭、沉积速率缓慢，厚度变化较小，分布稳定。油源对比表明，贝尔凹陷大部分油气与优质烃源岩有关。

b.贝尔凹陷南一段优质烃源岩主要分布在贝西次凹、苏德尔特地区、贝中次凹以及贝东次凹。优质烃源岩具有较大的生烃潜力和较高的排烃效率，其存在是贝尔凹陷形成大型油气田的关键。

c.优质烃源岩的发现具有重要的地质意义。该层代表了白垩纪早期的缺氧事件，是贝尔凹陷重要的地层对比标志层；该层的发现明确了贝尔凹陷仍具有较大的勘探潜力；优质烃源岩控制贝尔凹陷油气的分布，优质烃源岩层上下油气最为富集。

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