查干凹陷下白垩统有效烃源岩识别及其控藏作用

王朋，柳广弟，曹喆，苏惠，常俊合

（1.中国石油大学（北京）地球科学学院，北京102249；2.中国石化中原油田分公司勘探开发科学研究院，河南濮阳457001）

查干凹陷下白垩统有效烃源岩识别及其控藏作用

王朋1，柳广弟1，曹喆1，苏惠2，常俊合2

（1.中国石油大学（北京）地球科学学院，北京102249；2.中国石化中原油田分公司勘探开发科学研究院，河南濮阳457001）

有效烃源岩识别是沉积盆地油气成藏研究的基础，其分布对油气成藏具有重要的控制作用。结合烃源岩生排烃特征，分析烃源岩中可溶有机质氯仿沥青“A”和热解参数S1与TOC含量的关系，认为对查干凹陷下白垩统油气藏的形成具有重大贡献的烃源岩，其TOC质量分数均在1.0%以上。利用测井Δlog R法预测单井TOC含量，并以TOC含量下限值作为评价标准进一步确定不同探井有效烃源岩的厚度及其平面展布特征。结果表明，查干凹陷有效烃源岩主要发育于缓坡带，深洼陷有效烃源岩厚度较小甚至不发育，油气藏也主要位于缓坡带附近或其上倾方向。通过源藏叠合、油源对比和生烃期与成藏期匹配等分析，认为缓坡带有效烃源岩所生成烃类在原地或经砂体和断层等输导体系近距离运移至圈闭并聚集成藏，缓坡带有效烃源岩的分布对研究区油气成藏具有重要的控制作用。

有效烃源岩；排烃特征；TOC含量下限值；缓坡带；查干凹陷

0　引言

查干凹陷是银根—额济纳旗盆地东部典型的箕状富生油断陷，在构造上处于西伯利亚板块与华北板块的挤压碰撞缝合带，其北东长约60 km，南西宽约34 km，总勘探面积约2 000 km2。根据查干凹陷断裂性质自西向东可将其划分为西部次凹、毛敦次凸和东部次凹［1］，其中各次级凹陷或凸起又可划分为若干个次级构造带（图1）［2］。研究区地层以陆源碎屑岩和火山岩为主，自上而下依次为新生界第四系、新近系及古近系，上白垩统乌兰苏海组（K2w）和下白垩统银根组（K1y）、苏红图组（K1s）及巴音戈壁组（K1b）。其中，巴音戈壁组岩性以暗色泥岩为主，由西向东岩性变粗，地层总体呈现北薄南厚、东薄西厚的特征，按岩性和岩相特征可进一步划分为巴一段（K1b1）和巴二段（K1b2）；苏红图组可划分为苏一段（K1s1）和苏二段（K1s2），以碎屑岩和火山岩共同发育为特征；银根组岩性为红褐色、棕黄色泥岩与砂岩、含砾砂岩和砾岩互层［2-3］。研究区主要发育有3套烃源岩，自下而上分别为巴一段、巴二段和苏一段。

图1　银根—额济纳旗盆地查干凹陷构造纲要图（据文献［2］修改）Ⅰ.西部次凹；Ⅱ.毛敦次凸；Ⅲ.东部次凹；①图拉格断层陡坡带；②虎勒洼陷；③巴润中央构造带；④额很洼陷；⑤乌力吉构造带Fig.1 Outlinemap of structuralunits in Chagan Depression of Yingen-EjinaqiBasin

有效烃源岩识别是沉积盆地油气成藏研究的基础，对低勘探程度区的资源潜力评价起着至关重要的作用［4-5］。然而，查干凹陷勘探程度较低，从20世纪50年代至今，虽然已有探井获得商业性油气流，但由于受复杂地质条件和勘探资料的限制，早期的研究主要是针对凹陷的构造演化、生储盖配置、地震资料解释以及单井评价与分析等方面进行的，缺乏对其基本石油地质特征的研究，尤其对其有效烃源岩认识及控藏作用缺乏深入探讨，难以有效指导下一步的油气勘探。笔者首先结合烃源岩生排烃特征，分析烃源岩中可溶有机质氯仿沥青“A”和热解参数S1与TOC的关系，利用测井Δlog R法预测单井TOC含量，然后以TOC含量下限值作为评价标准，分别确定不同探井的有效烃源岩厚度，并结合凹陷沉积相及层序地层研究，得到有效烃源岩的平面展布特征，最后通过源藏叠合、油源对比以及有效烃源岩生烃期与油气成藏期匹配等分析，进一步阐明有效烃源岩分布对研究区油气成藏的重要控制作用，以期为查干凹陷未来的油气勘探和资源潜力评价提供依据。

1　烃源岩有效性分析

随着油气地球化学研究的迅速发展，人们已逐渐认识到排烃过程和排烃效率均是烃源岩研究和评价的重要内容，并相继提出了与其相关的概念——排烃厚度和排烃门限，同时找到了其各自的研究方法［6-11］。以往人们常以TOC质量分数下限0.5%作为有效烃源岩的评价标准［5］，而该下限标准仅考虑了烃源岩的生烃作用，忽视了排烃对油气藏形成的控制作用，因此不能准确地评价有效烃源岩。

目前，国内外学者普遍认为有效烃源岩是指能够生成并排出烃类而形成工业油气藏的烃源岩，对其评价必须结合勘探开发实践来进行［12-14］。判别烃源岩有效性的方法很多，其中最直观的是油源对比，即以已发现原油的地球化学特征为基础，找到与之相对应的有效烃源岩发育层段。前人通过油源对比研究发现，查干凹陷苏一段、巴二段和巴一段烃源岩对已发现油气藏均有贡献，从而明确了这3套烃源岩的有效性［15］。但是，由于苏一段、巴二段和巴一段均发育多套深灰色泥岩和页岩，不同层位暗色泥、页岩的厚度、分布及有机地球化学特征存在差异，发育暗色泥、页岩的层段并非均为有效烃源岩，而对有效烃源岩的不准确识别将导致对其厚度、分布及生排烃量计算的误差，因此，明确有效烃源岩的下限标准，定量研究其分布显得十分重要。以往仅根据地质特征识别和评价有效烃源岩的方法缺乏理论依据，而依据物质平衡原理分析烃源岩的生排烃特征，研究烃源岩生烃量与排烃量之间的平衡关系，进而可给出判别有效烃源岩TOC含量下限的方法。

烃源岩中的有机质成分主要由固态干酪根和可溶烃类组成。如果烃源岩在地质历史过程中没有经历过排烃作用，则其内部残留的可溶烃量即为烃源岩原始生烃量；如果烃源岩达到生烃门限并排出了烃类流体，则其中残留的可溶有机质为发生排烃过程后残留的烃类［16-17］。因此，如果一套烃源岩的有机质类型和成熟度变化不大，并且未发生排烃作用，则其生烃量与TOC含量之间应该具有较好的线性正相关关系。各种地球化学特征均接近的烃源岩其饱和吸附烃量会在一个较小的范围内浮动［16］。因此，当TOC含量增高至一定程度时，生烃量达到烃源岩饱和吸附量，其中大于饱和吸附量的部分将会被排出，这样在TOC含量与生烃量关系图中，残留烃量的变化将偏离正常的相关趋势线，即随烃源岩TOC含量的增加，高于其自身饱和吸附量的生烃量将会不断增加，导致烃源岩残留烃量偏离其正常排烃趋势线。“

图2　查干凹陷下白垩统有效烃源岩生排烃下限分析Fig.2 Lowest lim itof TOC contentof the effective source rocksof Lower Cretaceous in Chagan Depression

一般来说，烃源岩生烃量包括排烃量和残留烃量，热解参数S1和氯仿沥青“A”含量均代表了烃源岩中的残留烃量（单位质量岩石含烃量），在未发生排烃时代表烃源岩生烃量。由于烃源岩沉积后可能经历埋藏、剥蚀和再抬升等过程，为排除有机质成熟度和变质作用对TOC含量下限值的影响，本次研究选取了查干凹陷下白垩统成熟烃源岩的615个热解分析样品以及221个抽提分析样品。其中，热解分析样品中苏一段112个，巴二段453个，巴一段50个；抽提分析样品中苏一段74个，巴二段118个，巴一段29个。不同层位烃源岩样品在平面上分布均匀。分析TOC含量与热解参数S1和氯仿沥青A”的关系发现（图2），TOC含量与二者在一定范围内均大致呈现正相关关系，但是当TOC含量增高到一定程度时，大量样品数据点开始偏离正常趋势线，即热解参数S1和氯仿沥青“A”均随TOC含量增加开始保持不变甚至略微降低。引起这种现象的原因就是烃源岩中所生成烃类已经满足了其自身吸附，开始发生排烃作用。为了更加明显地展现这种变化，可利用S1/TOC和氯仿沥青“A”/TOC与TOC的交会图来实现。一般认为S1/TOC和氯仿沥青“A”/TOC均代表了烃源岩中单位数量有机碳对应的生烃量。通过分析查干凹陷烃源岩S1/TOC和氯仿沥青“A”/TOC与TOC含量的关系，发现2个相对值随着TOC含量增加均具有先增高后降低的趋势，而有效烃源岩TOC含量下限即为该拐点所对应的TOC含量值。由于排除了有机质成熟度对烃源岩生烃的影响，从图2可以明显看出，查干凹陷苏一段、巴二段和巴一段烃源岩TOC含量下限均为1.0%左右。也就是说，只有当烃源岩TOC含量超过其排烃下限时，烃源岩才会排出较多的烃类流体。低于TOC含量下限的烃源岩可能也会发生排烃，但难以形成工业性油气藏，并非有效烃源岩。

2　有效烃源岩分布预测

前人已对查干凹陷烃源岩进行了沉积学和层序地层学的相关研究［1，3］，但目前对其有效烃源岩空间展布规律仍然认识不清。由于查干凹陷勘探程度较低，多数探井样品采集不系统，导致实测TOC含量数据点在纵向上的分布具有不连续性，这制约了对有效烃源岩厚度及分布的预测。为了解决这个问题，笔者采用测井Δlog R法对查干凹陷下白垩统烃源岩建立测井模型以及基于测井方法预测TOC含量的预测模型。该方法主要基于非渗透性岩层中TOC含量增加可能导致声波时差值增大以及烃源岩成熟生烃可能引起电阻率升高的原理，将一定比例的声波测井曲线与电阻率测井曲线进行叠合并确定基线，再与实测有机碳数据相结合来实现全井暗色泥岩TOC含量的预测与烃源岩的评价［18-21］。在不同构造带选取实测TOC含量数据较多的探井作为标准井，对相同构造带实测数据较少甚至没有实测数据的探井进行预测，这样便可获得不同探井垂向上连续的TOC含量。在预测区域内，以TOC含量下限值为标准对重点探井统计有效烃源岩厚度，并结合沉积相研究绘制查干凹陷下白垩统有效烃源岩等厚图（图3）。

图3　查干凹陷下白垩统有效烃源岩厚度与油藏分布叠合图Fig.3 Foldingmap of the effective source rock thicknessof Lower Cretaceousw ith reservoir distribution in Chagan Depression

巴一段沉积于查干凹陷裂陷活动初始发育时期，该时期构造运动活跃，边界断层的活动性差异控制着沉积相的宏观展布，从陡坡带向缓坡带呈冲积扇、近岸水下扇和半深湖—深湖相依次分布。凹陷边缘山地强烈的风化作用使陆源供给充足，沉积中心位于西部次凹的虎勒洼陷和额很洼陷，在邻近物源区的陡坡带以粗碎屑快速充填式沉积为主，向缓坡带逐渐过渡为半深湖—深湖相细粒沉积，其有机质丰度较高，生烃能力较好。巴二段沉积时期，边界断裂活动加强，陡坡带氧化色泥岩发育，湖盆水体向岸扩张并在近洼缓坡带形成一套深湖相暗色泥岩沉积，其有机质丰度最高，为研究区内最优质的烃源岩。苏一段沉积时期湖盆水体浅且分布广泛，火山岩与滨浅湖泥岩互层是该期沉积的主要特征，且生烃能力较差［1］。从单井有效烃源岩厚度平面图（图3）中可以看出，苏一段、巴二段和巴一段有效烃源岩基本上各存在3个厚度中心，平面上分布基本一致：第一个厚度中心位于虎勒洼陷东部缓坡带和巴润中央构造带西南端，第二个厚度中心位于额很洼陷东部缓坡带，第三个厚度中心位于巴润中央构造带东侧。总体而言，查干凹陷有效烃源岩主要发育于凹陷缓坡带，深洼带有效烃源岩反而较薄甚至不发育。在层位上，有效烃源岩主要分布于巴二段，而苏一段和巴一段有效烃源岩厚度均较小。

对于查干凹陷这种小型断陷湖盆来说，有机质供给和原始有机质总量可能均较低，因此影响有效烃源岩发育的主要因素应该是有机质的保存条件。由于深洼带邻近边界控凹断层，活跃的断裂活动和邻近山区的风化作用致使深洼带物源输入量大，水体动荡，有机质保存条件差。远洼缓坡带也受物源影响，水体较为动荡。近洼缓坡带距离物源较远，水体安静，沉积环境还原程度高，有机质保存条件好。因此，有机质多富集于近洼缓坡带并形成有效烃源岩。

3　有效烃源岩控藏作用

有效烃源岩是油气成藏的物质基础。研究发现，查干凹陷有效烃源岩主要位于近洼缓坡带，而深洼陷有效烃源岩厚度较小甚至不发育。凹陷内已发现油气藏也主要位于缓坡带附近或其上倾方向，深洼陷陡坡带油气并不富集，烃源岩与油气藏主要构成下生上储和自生自储的源藏关系。通过油源对比和有效烃源岩生烃期与油气成藏期的匹配关系研究，可进一步分析查干凹陷近洼缓坡带有效烃源岩对成藏的控制作用。

图4　查干凹陷有效烃源岩甾烷和萜烷系列化合物综合特征Fig.4 Representativemasschromatogramsof sterane and terpane ofeffective source rock in Chagan Depression

3.1油源对比

通过油源对比可以确定油气来源，并明确有效烃源岩的成藏贡献，其常用的生物标志化合物包括甾、萜烷类化合物［22-23］。研究区不同次级构造带烃源岩和原油甾烷分布特征有所差别，总体上以规则甾烷为主，重排甾烷、孕甾烷和升孕甾烷含量均较低或无（图4）。规则甾烷由C27-C28-C29ααα（20S+ 20R）和αββ（20S+20R）化合物构成，其相对丰度通常可用来表征烃源岩或原油成烃母质构成［24］。C27甾烷含量通常指示低等水生生物贡献程度，C28甾烷含量可反映陆相藻类输入强度，而C29甾烷含量较高，则可能指示陆源高等植物贡献较大。乌力吉构造带原油与额很洼陷东部缓坡带有效烃源岩规则甾烷特征一致，均呈规则“V”型分布，反映了其陆源高等植物与低等水生生物生源贡献相当的特征。巴润中央构造带原油与虎勒洼陷东部缓坡带有效烃源岩规则甾烷特征一致，表现为不规则“V”型或反“L”型分布，ααα20RC29规则甾烷含量具有明显优势，反映了其陆源高等植物生源贡献较多的特征（参见图4）。原油和有效烃源岩中均以五环萜烷占优势，三环萜烷含量低。藿烷类化合物均以17α（H）-C30藿烷为主峰，伽马蜡烷含量较低，反映了有效烃源岩沉积时水体盐度较低或没有明显分层。

综合甾烷和萜烷类化合物特征可知，查干凹陷原油与虎勒洼陷东部缓坡带和额很洼陷东部缓坡带有效烃源岩特征相似，因此认为其原油主要来自近洼缓坡带有效烃源岩。虎勒洼陷东部缓坡带有效烃源岩生排烃后，其原油沿断层向上运移并进入圈闭形成中央构造带各油藏，额很洼陷东部缓坡带有效烃源岩生排烃后，其原油沿砂体侧向运移，由毛西断层或上覆地层封堵并形成乌力吉构造带各油藏，且二者均未发生远距离运移。

3.2生烃期与成藏期匹配关系

早白垩世以来，巴音戈壁组缓慢接受沉积，苏红图组和银根组快速接受沉积，苏二段沉积末期、银根组沉积末期和乌兰苏海组沉积末期地层开始不同程度地遭受抬升剥蚀，晚白垩世以来盆地一直处于缓慢沉积期［图5（a）］。烃源岩生烃速率模拟表明，研究区生烃作用主要发生在中生代。意11井巴一段有效烃源岩在苏一段沉积初期开始生油，且随着演化程度的增高其生油速率也逐渐增大，苏二段沉积早期生油速率达到2.4mg/g/Ma；苏二段沉积末期地层抬升，巴一段有效烃源岩的生油速率减缓，银根期地层再次快速沉降，有效烃源岩生油速率再次增大，但受有机质丰度较低的影响其最大生油速率低于苏红图期，约为2.0mg/g/Ma。巴二段有效烃源岩在苏二段沉积初期开始生油，苏二段沉积末期生油速率达到4.0mg/g/Ma，然后随地层抬升有效烃源岩生油速率降低，至银根组沉积末期生油速率迅速增大，最大为4.5mg/g/Ma，为查干凹陷有效烃源岩主要生烃期。巴音戈壁组上、下2段有效烃源岩主要表现为苏红图组沉积末期和银根组沉积末期2期生烃高峰，苏一段有效烃源岩仅在银根组沉积末期开始成熟并进入生油阶段，且3套有效烃源岩在银根组沉积末期生烃作用均基本停止，生烃量不再增加，其中苏一段有效烃源岩受演化程度影响生油速率明显低于巴音戈壁组有效烃源岩［图5（b）］。

图5　查干凹陷有效烃源岩生烃期与油气成藏期匹配关系Fig.5 M atching relation between hydrocarbon generation and hydrocarbon accumulation in Chagan Depression

研究区含油储层内主要发育2期油气包裹体，丰度约为5.5%，反映了较高的油气充注程度。中央构造带油藏中与油气包裹体相伴生的盐水包裹体的均一温度分别为60～90℃和100～120℃，结合研究区地温演化史可知2期原油分别于苏二段沉积末期和银根组沉积末期成藏，对应于近洼缓坡带巴音戈壁组有效烃源岩的2次生烃高峰期［图5（b）］，其油气成藏期与有效烃源岩最大生烃期一致。

查干凹陷有效烃源岩主要分布在近洼缓坡带，油藏也分布于洼陷缓坡带附近或其上倾方向。通过源藏叠合、油源对比和有效烃源岩生烃期与成藏期匹配等分析，认为构造带内原油主要来源于近洼缓坡带的有效烃源岩，且有效烃源岩生排烃之后，经砂体和断层短距离运移并进入圈闭中聚集成藏。有效烃源岩分布对油气成藏具有重要的控制作用。

4　结论

（1）与以往确定TOC含量下限的方法相比，通过分析暗色泥岩TOC含量和热解参数S1与氯仿沥青“A”的关系确定烃源岩排烃下限的方法显然更具优越性，它不仅考虑了烃源岩的生烃特征，而且还考虑了烃源岩的排烃特征，即烃源岩对工业性油气藏的实际贡献。利用该方法确定的查干凹陷下白垩统有效烃源岩TOC质量分数下限标准为1.0%。

（2）查干凹陷有效烃源岩在平面上主要发育于近洼缓坡带，深洼带有效烃源岩较薄或不发育；在垂向上，有效烃源岩主要位于巴二段，苏一段和巴一段厚度均较薄。

（3）通过源藏叠合、油源对比和生烃期与成藏期匹配等分析，认为缓坡带有效烃源岩所生成烃类在原地或经砂体和断层等输导体系近距离运移至圈闭并聚集成藏，缓坡带有效烃源岩的分布对油气成藏具有重要的控制作用。

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（本文编辑：于惠宇）

Identification of effective source rocksof Lower Cretaceousand its controlling on hydrocarbon accumulation in Chagan Depression

WANG Peng1，LIUGuangdi1，CAO Zhe1，SU Hui2，CHANG Junhe2
（1.College ofGeosciences，China University ofPetroleum，Beijing 102249，China；2.Research Institute of Exploration and Development，Sinopec Zhongyuan Oilfield Company，Puyang457001，Henan，China）

Identification of effective source rocks is the basis of research on hydrocarbon reservoir-forming in sedimentary basins，and the distribution of effective source rocks has important controls on hydrocarbon accumulation. Based on the characteristicsofhydrocarbon generation and expulsion ofsource rocks，thispaper fully considered the control functionsofexpulsion on hydrocarbon accumulation and analyzed the relationsof TOC contentwith chloroform bitumen“A”and pyrolysis parameter S1.It is considered that the real contributors to hydrocarbon reservoir of Lower Cretaceousare the source rockswhose TOC content isover1.0%.The loggingΔlog R methodwasused to predict TOC contentin singlewell.The lowest limitof TOC contentwaschoseasevaluation criteria to determine the thicknessand the plane distribution characteristicsofeffective source rocks in different prospectingwells.The study result shows that effective source rocksmainly distributed in gentle slope belt in Chagan Depression.The thickness of effective source rocks in trough is even thinner.Hydrocarbon reservoirs aremainly enriched in the updip direction of gentle slope belt rather than deep trough.Through the analysis of the superimposition of source-reservoir distribution，oilsource correlation and thematch ofhydrocarbon generation and accumulation stage，it is believed thathydrocarbonwhich is generated by effective source rocks in gentle slope beltmigrates to trap and forms reservoir through sand bodiesand fault.The distribution ofeffective source rocks in gentle slope belthas significant controlon hydrocarbon accumulation in Chagan Depression.

effective source rocks；hydrocarbon expulsion characteristics；lowest limitof TOC content；gentle slope belt；Chagan Depression

TE122.1

A

1673-8926（2015）02-0018-08

2014-08-02；

2014-09-23

国家自然科学基金项目“致密砂岩微米－纳米孔喉系统石油充注的有效性及其成藏效应”（编号：41472114）资助

王朋（1989-），男，中国石油大学（北京）在读硕士研究生，研究方向为油气藏形成与分布。地址：（102249）北京市昌平区府学路18号中国石油大学地球科学学院。E-m ail：wangpeng6055@163.com。