六盘山盆地白垩系烃源岩发育特征与勘探方向*

王 军，王 坤，崔红庄，王金铎，赵海华，陈金燕

(1.中国石化集团 胜利油田分公司西部新区研究院，山东东营257015;2.中国石油勘探开发研究院，北京100083)

0 引 言

六盘山盆地位于华北古板块南部边缘［1］，东临鄂尔多斯地块，北接贺兰山，西南为北祁连造山带，面积近9 000 km2，是河西走廊各盆地中资源量评价最高的地区。盆地的勘探，在90 年代之前，是以白垩系为主要勘探目的层;1990 年—2002 年，以三叠-侏罗系为主要勘探目的层;2003 年至今以白垩系为主要勘探目的层。前人对六盘山盆地的烃源岩发育特征曾进行过多次研究，明确了该地区白垩系存在多套烃源岩［2-4］。目前盆地共钻探中深井8 口，其中C1井和C2井在白垩系钻揭油斑砂岩，此外盆地西南缘白垩系野外露头也见到多处油苗，展现出该区白垩系具有一定的资源基础(图1)。但该盆地的油气勘探尚处在初探阶段，白垩系烃源岩的埋深、展布特征、品质及其有效性尚不明确，缺乏系统的研究评价，制约了油气勘探工作的进展。

文中以岩心、露头岩样地球化学资料分析为基础，对白垩系烃源岩的发育特征、资源潜力进行了分析研究。将烃源岩与钻井揭示的油气显示进行油源对比，结合钻探效果分析，明确了制约油气成藏的关键因素，指出了下步勘探方向。

1 区域地质概况

六盘山盆地沉积盖层演化经历了四期构造旋回，为一断坳叠置型复合盆地［5-6］。从中生代开始盆地进入伸展断陷(坳陷)盆地发育期，白垩纪伸展应力进一步增强，盆地整体断陷沉降接受更大范围沉积，形成了盆地最厚的一套沉积建造［7］。白垩系分布广、厚度大，盆内一般厚3 000 ～5 000 m，但普遍缺失上统，仅发育下统，自下而上分为K1s，K1h，K1l，K1m，K1n，组间均为整合接触。

下白垩统沉积时水体一般较深，微咸水-半咸水，还原环境为主［8-9］。C1井、C2井钻探证实六盘山盆地下白垩统沉积厚度大，发育多套暗色泥岩集中段，其中K1n，K1m 和K1l 为最主要的烃源岩层系［7］。此外白垩系烃源岩地表出露广，有利于系统开展研究，是目前主要的勘探层系。

2 烃源岩发育特征

2.1 地层发育特征

以野外实测地层剖面、钻井资料和二维地震资料为基础，对六盘山盆地白垩系重点烃源岩层系的平面展布进行了刻画。盆地内乃家河组地层分布广，但是厚度相对较薄，最大的沉降中心大于1 000 m，分布在寺口子地区附近，而在马东山断层东侧地层普遍较薄，自盘参1 井向东地层有一个小的沉降中心，厚度在500 m 左右。马东山组沉降中心沿马东山断裂呈长条状分布，断层两侧地层存在明显的厚度差异，断层西侧厚度较大，最大厚度1 500 m 左右;而断层东侧沉积厚度相对较小，最大厚度中心位于盘参1 井以东，约500 m 左右。李洼峡组地层北部沉积厚度整体较大，最大沉降中心在盘参4 井附近，厚度大于2 000 m;南部存在多个沉降中心，最大厚度在1 600 m 左右。

利用白垩系野外实测剖面结合C1井和C2井取心资料对白垩系地层的纵向发育特征进行了分析。K1n 可分为4 段，中下部3 段以灰色泥岩、灰质泥岩、泥灰岩为主，为主要的烃源岩层段。K1m整体上可分为4 段，其中处于半深湖相的2，4 段岩性以灰色-灰黑色泥岩、灰质泥岩、泥灰岩为主。K1l 三段特征明显，中、上段以紫红色泥岩或砂岩为主;下段蓝灰色泥岩、灰色钙质泥岩、泥岩与灰岩几乎等厚互层，为暗色泥岩集中段。对两口井K1n -K1l 的岩性进行了统计(表1)，K1m 暗色泥岩的累积厚度最大，单层厚度也较高，K1n 受地层厚度的限制暗色泥岩累积厚度较小，但单层厚度较高。K1n - m 集中发育暗色泥岩，泥地比达到80%以上;K1l 泥地比较低，暗色泥岩仅占地层总厚度的20%左右。

井号 层位 暗色泥岩厚度/m 单层厚度/m 层数 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 烃源岩地球化学特征

通过露头以及岩心对K1l-n 的暗色泥岩段采样119 块，进行了TOC 测定、岩石热解分析等地球化学分析，分析结果图2 所示。K1n 样品TOC 分布范围0.28% ～4.62%，平均为0.78%;S1+S2分布范围0.05 ～5.36 mg/g，平均为2.87 mg/g;Ro 分布范围0.47% ～0.75%;Tmax分布范围393 ～444℃，平均为428 ℃.K1m 样品TOC 分布范围0.25%～5.27%，平均为1.53%;S1+S2分布范围0.11 ～42.51 mg/g，平均为9.63 mg/g;Ro 分布范围0.56% ～0.80%;Tmax分布范围428 ～443 ℃，平均为436 ℃. K1l 样品TOC 分布范围0.20% ～2.33%，平均为0.63%;S1+ S2分布范围0.05 ～10.81 mg/g，平均为2.15 mg/g;Ro 分布范围0.79% ～1.38%;Tmax分布范围424 ～502 ℃，平均为445 ℃.目前对陆相泥质烃源岩的评价标准基本都以黄第藩等的指标为依据来评价生油岩有机质丰度［10-11］。从样品分析来看，K1m 烃源岩品质最好，好-中等的烃源岩级别占到79%;其次是K1n烃源岩，好-中等烃源岩占62%;而K1l 烃源岩一般，好-中等烃源岩仅占53%.Ro 与Tmax特征表明K1n 和K1m 烃源岩处在低熟阶段，而K1l 烃源岩绝大部分样品已达到成熟阶段。

利用显微镜透射光对干酪根的镜下观察以及氢指数-Tmax交会图版，对113 块样品的有机质类型进行了划分。从图3 中可以看出，白垩系烃源岩总体有机质类型较好，以Ⅱ型为主，K1m 主要为Ⅰ型和Ⅱ1型干酪根，K1n，K1l 主要为Ⅱ2型和Ⅲ型干酪根。

从地化分析资料来看，K1n -K1m 烃源岩整体较好但大部分样品尚处于低熟阶段，但凹陷中部埋深较大的地区仍有成熟的可能。按现今地温梯度3 ℃/100 m 计算，成熟烃源岩的埋深大于2 400 m.K1l 烃源岩均已成熟，品质虽然差，但钻井仍见到了油气显示。通过钻井揭示的泥地比和地层厚度计算了K1n ～K1m，K1l 暗色泥岩的累积厚度，并绘制了暗色泥岩累积厚度等值线图(图4)。K1n+m 暗色泥岩累积厚度大于200 m 的面积为1 900 km2，受埋藏深度的影响，达到成熟阶段的烃源岩的有效面积为340 km2. K1l 暗色泥岩累积厚度大于200 m 的面积为1 280 km2.

2.3 油源对比

将露头沥青样品和钻井油斑与六盘山盆地的多套烃源岩层以生物标志化合物特征分析为手段进行了油源对比(表3)。由于K1n 与K1m 沉积期具有类似的古环境［7］且烃源岩生物标志化合物特征十分类似，在进行油源对比时可将其视作一套烃源岩。臭水沟及硝口露头沥青样品姥植比低，反映其成烃古环境还原程度强;中等的γ -蜡烷/C30H 值，规则甾烷C27，C28，C29的分布呈“V”，具有煤的显微组分藻类体和孢子体热解油的特征(图5);C29S/(R +S)与C29ββ/(ββ +αα)反映出未熟-低熟烃源岩的特征;反映有机质演化程度的Ts/(Tm+Ts)相对较低。以上特征表明臭水沟与硝口露头沥青来自于K1m 烃源岩。与露头沥青样品相比，C1井、C2井油样地化特征中反映有机质演化程度的C29S /(R+S)，C29ββ /(ββ+αα)与Ts/(Tm+Ts)整体较高，规则甾烷C27，C28，C29的分布呈“L”型，与K1l 烃源岩十分类似，以此明显区别于其他烃源岩层。油源对比表明K1m 与K1l 都发生了油气的生成和运移。目前尚未发现以K1n，K1m为源的油斑级油气显示，故K1l 烃源岩为目前最现实最可靠的烃源岩，而K1n，K1m 烃源岩在沉降中心仍有油气大量生成和运移的可能。

样品来源 类别 Pr / Ph γ-蜡烷/C30H C2920S/(R+S) C29ββ/(ββ+αα) Ts/(Tm +Ts )K1n 烃源岩0.62 0.39 0.17 0.23 0.13 K1m 烃源岩 0.49 0.57 0.25 0.22 0.11 K1l 烃源岩 0.65 0.41 0.37 0.4 0.31 J1+2 烃源岩 1.4 0.1 0.22 0.26 0.05 C烃源岩 0.46 0.22 0.48 0.54 0.44硝口露头 沥青 0.46 0.49 0.27 0.29 0.11臭水沟露头 沥青 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

前文分析表明六盘山盆地白垩系发育中-好烃源岩且已发生排烃，资源基础良好。但多轮次勘探效果不佳，尚未发现工业油流。以C1井和C2井为例，两口井E2s -K1m 均为断块圈闭，圈闭可靠，但深部地层圈闭条件缺乏。虽然浅层圈闭条件较好，但K1n-K1m 烃源岩有机质热演化程度较低，尚未进入成油高峰。深部K1l 烃源岩有机质热演化程度高，并已见到油气显示，但圈闭条件缺乏，不利于油气聚集成藏。见油气显示的K1l 为滨浅湖-半深湖沉积，砂层薄且分散，以粉、细砂岩为主，储层物性普遍较差，为超低孔超低渗。C1井油气显示段孔隙度范围为3% ～8%，平均为3.8%，渗透率0.1 ×10-3～1 ×10-3μm2，平均值0.37 ×10-3μm2，测井综合评价为差储层。纵向上，储集物性较好的古近系储层叠置在K1n 低成熟烃源层上，因断裂不发育使得下部K1l 成熟烃源层生成的油气向上运移非常困难。K1l 之上厚层杂色泥岩隔断了其与上部K1m 的储层的联系，导致仅在烃源层内部的薄层砂体见油气显示而未富集成藏。因此，有效的烃源岩、良好的纵向运移通道、优质的储层是六盘山盆地油气成藏的关键。

前人研究认为六盘山盆地中新生界储层十分发育，包括三叠系，中侏罗统直罗组、下白垩统和尚铺组、三桥组、李洼峡组，以及下古近系寺口子组都发育物性良好的砂岩［7］。古近系储层物性最好，寺口子剖面和C1井岩屑录井资料显示其砂岩尚处于早成岩阶段，固结程度低，实测孔隙度均值达到14.1%.侏罗系储层物性根据露头区地面样品分析以低孔-低渗为主。K1s-K1m 均有砂岩储层发育，砂体厚度大，横向岩相变化快，垂向上以K1s +h 及K1m 下部砂岩分布较为集中。C1井岩心实测资料表明，K1m 储层物性相对较好，测井解释储集层55 层，储层段孔隙度均值为15.1%;K1l储层物性较差，测井解释储集层17 层，储层段段孔隙度均值为9.4%;K1h 物性最差，岩心孔隙度均值小于5%，为低孔-中渗储层。

六盘山盆地钻井在储集物性最好的古近系和储集物性较差的侏罗系均未见到良好油气显示，而在储集性能中等偏差的K1l 薄层砂体中见到自生自储的油气，表明油气输导运移受到限制，仅在紧邻烃源岩的薄层砂岩中形成孤立的油气聚集。由于缺乏大面积展布且发育稳定的砂体，烃源岩中排出的油气很难发生有效的横向运移，靠近烃源岩生烃中心的地带是主要的油气富集区。多期构造运动形成的断裂是油气纵向运移的主要通道，同时也直接影响油气藏的保存，硝口、臭水沟露头区发现的沥青便是油气受断裂破坏的证据。断裂发育利于油气向上部储集物性好的储层中运移，适当的规模可行形成断块、背斜圈闭，利于油气的聚集成藏和后期保存。因此，六盘山盆地的油气勘探需以烃源岩的空间展布为基础，以落实断裂为重点，寻找靠近生烃中心的断裂发育区和构造圈闭，以期在烃源岩上部层位的中等-优质储层中取得勘探突破。

4 结 论

1)六盘山盆地白垩系发育K1n，K1m，K1l 三套烃源岩。K1n-K1m 烃源岩有机质丰度高，处于低成熟阶段。暗色泥岩含量高。K1l 烃源岩有机质丰度低，处于成熟阶段。油源对比表明臭水沟与硝口露头沥青来自于K1n+m 烃源岩，C1井、C2井原油来自于K1l 烃源岩;

2)钻探效果分析表明有效的烃源岩、良好的纵向运移通道、优质的储层是六盘山盆地油气成藏的关键。靠近烃源岩沉积中心暗色泥岩累积厚度大，有机质已达成熟阶段，资源基础良好。断裂发育区形成了良好的纵向运移通道，有利于油气的纵向运移。油气勘探需以成熟烃源岩的空间展布为基础，寻找靠近生烃中心的断裂发育区和构造圈闭为重点。

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