松辽盆地南部中小断陷白垩系烃源岩成熟度综合评价——以彰武、昌图断陷为例

武英利，朱建辉，倪春华，李 贶

(中国石化 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214126)

松辽盆地南部地区发育了众多被凸起分割的中小断陷。该地区勘探开始于20世纪70年代末，相续在西部陆家堡凹陷、中部龙湾筒、张强等凹陷的下白垩统九佛堂组、沙海组获得工业油流。近年来，又在西南部奈曼、南部彰武以及北部昌图断陷发现油气流或工业油流，主要产出层位为九佛堂组，展示了较好的资源前景[1]。本文以松南南部彰武断陷的ZW1、ZW2、ZW3井和北部昌图断陷的Q1、SN26、CC2井等为主要研究对象，重点探讨下白垩统断陷层烃源岩(以沙海组—九佛堂组为主)的热演化程度，以期为合理准确把握凹陷油气资源前景提供参考依据。

1 地质背景

松南地区中小断陷是叠置于中朝地台内蒙地轴之上的早白垩世断陷群。其中，南部地区的彰武断陷位于断陷群的彰武—东胜断裂带，呈北北东向展布，表现为东断西超的箕状结构，面积约150 km2；北部地区的昌图断陷是该地区面积最大的断陷，呈北北西向展布，白垩系发育齐全，呈现出“两洼夹一隆”的构造格局，断陷的北部基底埋深大，南部相对薄且浅，总面积约2 500 km2(图1)[1-2]。

2 烃源岩

松南地区中小断陷下白垩统自下而上主要发育了义县组、九佛堂组、沙海组和阜新组等地层，其中，烃源岩主要为九佛堂期、沙海期半深湖—深湖环境下沉积的暗色泥岩，并集中分布于九佛堂组下部、中上部以及沙海组的下部，普遍具有有机质丰度较高，类型也较好的特征。南部地区的彰武断陷九佛堂组暗色泥岩最厚达534 m，总有机碳含量在0.47%～8.93%之间，平均达3.58%，有机质类型Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ型均有分布，主要为Ⅰ、Ⅱ1型；沙海组暗色泥岩最厚达298 m，总有机碳含量在0.24%～10.84%之间，平均达2.85%，有机质类型Ⅱ、Ⅲ型均有分布。北部地区的昌图断陷九佛堂组暗色泥岩最厚达321 m，总有机碳含量在0.44%～14.26%之间，平均达2.51%，九佛堂组上部烃源岩有机质类型属于Ⅱ1—Ⅱ2型，而下部烃源岩属于Ⅱ2—Ⅲ型；沙海组暗色泥岩最厚达到266 m，有机碳含量在0.09%～10.31%之间，平均达3.05%，有机质类型Ⅱ2、Ⅲ型均有分布。

区域内不同断陷九佛堂组、沙海组烃源岩的热成熟演化差异较大。对比各断陷镜质体反射率(Ro)参数的变化，从彰武断陷ZW1、ZW2、ZW3井烃源岩样品实测Ro与埋深关系(图2a)可以看出，埋深小于1 100 m时，成熟度普遍很低，约在0.49%～0.60%之间，处于未成熟阶段；埋深大于1 100 m的样品的实测Ro值基本上分布在0.65%～1.20%之间，为低成熟—成熟阶段，处于主要生油窗。推测昌图断陷烃源岩埋深在1 140 m左右，位于阜新组，处于未成熟阶段。沙海组烃源岩Ro在0.5%～0.69%之间，处于低成熟阶段；九佛堂组源岩成熟度一般在0.85%～0.92%之间，已进入成熟演化阶段，推测成熟阶段的开始埋深在1 620 m左右，2 325 m处的样品Ro达到1.22%，达到成熟演化阶段，已处于大量生油期(图2b)。

图1 松南地区东南部断陷群地质简图Fig.1 Geological sketch map of fault depressions in southeastern part of southern Songliao Basin

图2 松辽盆地南部彰武(a)、昌图(b)断陷烃源岩Ro与埋深关系Fig.2 Relationship between source rock maturity and depth in Zhangwu (a) and Changtu (b) fault depressions, southern Songliao Basin

对比Ro实测数据，相同层系烃源岩热成熟演化存在明显差异。由于Ro数据测定结果受到比较多的人为经验判断因素的影响，仅仅通过单一地质因素去评价松南断陷群白垩系烃源岩的成熟特征，可能会影响松南地区不同断陷烃源岩成烃评价的准确性和合理性，从而也影响了对该地区油气资源前景的评价。因而，本文将从原油成熟度分析、烃源岩成熟度评价多种指标的共同验证、油源对比等方面，来分析松南地区九佛堂组—沙海组烃源岩成熟演化的变化和差异，为合理评价松南地区油气资源前景提供参考。

3 原油成熟度

在松南地区已发现油气田的陆家堡、龙湾筒以及奈曼等断陷中，油源地化特征对比表明，各断陷成熟原油主要来自九佛堂组烃源岩。无论是沙海组还是九佛堂组，其原油成熟度均呈现出低熟—早成熟演化的特征[3-7]。根据对彰武、昌图断陷九佛堂组5件原油样品的轻烃检测(图3)，彰武断陷原油表现出成熟早期特征；昌图断陷原油成熟度相对较高。依据甲基菲指数的换算[8-10]，彰武原油成熟度约分布在0.6%～0.8%之间；昌图原油成熟度最大值超过了0.8%，早期勘探的CC2井原油也表现为成熟特征[7]。总体来说，松南地区各中小断陷原油均处于低熟—成熟演化阶段，存在南低北高的地区差异，本文认为这是由于不同断陷白垩系烃源岩存在较大的成熟演化差异所致。

4 烃源岩成熟度

4.1 萜烷参数

饱和烃色质谱中萜烷C3122S/(22S+22R)、C3222S/(22S+22R)指标以及异构化βα-莫烷/αβ-藿烷值也是很好的成熟度指标[12]。彰武、昌图断陷层烃源岩的五环三萜烷异构化随深度变化的速率较快(图4)，在深度1 100～1 200 m时，C3122S/(22S+22R)、C3222S/(22S+22R)值快速增加；而深度在1 500～1 800 m之间时，2个值分别接近0.6和0.6～0.7，到达平衡状态，说明松南断陷中烃源岩处于成熟阶段的深度应该在1 500～1 800 m或者更深。同时由于莫烷的不稳定性，在热力作用下，βα-莫烷含量减少得很快，使得βα-莫烷/αβ-藿烷值快速减小，烃源岩处于未成熟—成熟早期阶段时该值约在0.15～0.80之间，小于0.15时烃源岩处于成熟状态，原油的该值更低。彰武、昌图断陷的原油βα-莫烷/αβ-藿烷值均处在0.15附近，而烃源岩的βα-莫烷/αβ-藿烷值大多在0.15～0.40左右，并随深度增加逐渐减小，反映了烃源岩成熟度浅部为低熟、深部成熟的变化过程。

图3 松辽盆地南部彰武、昌图断陷原油成熟度特征Fig.3 Crude oil maturity of Zhangwu and Changtu fault depressions, southern Songliao Basin

4.2 烃转化率

热解参数中的可溶烃(S1)和热解烃(S2)能快速直接地反映烃源岩的生烃能力，随着温度升高，烃源岩成熟度增加，可溶烃和热解烃含量增大。S1/(S1+S2)、S1/w(TOC)、(S1+S2)/w(TOC)等烃转化率能直观反映不同埋深烃源岩的成熟程度和供烃能力。彰武断陷烃源岩烃转化率S1/(S1+S2)最大值为33.33%，最小值为0.28%，平均值为2.51%；昌图断陷的S1/(S1+S2)最大值为37.50%，最小值为0.70%，平均值为11.17%。烃转化率随深度增加的变化规律如图5所示。彰武断陷埋深小于950 m的烃源岩烃转化率增幅不大，总体小于10%，说明沙海组烃源岩目前处于低成熟阶段，而埋深在1 050 m左右烃转化率快速增大，表明埋深大于此范围的烃源岩进入了生油门限(图5a)；昌图断陷在1 900 m埋深处烃转化率快速增大，而小于1 800 m埋深范围内烃源岩烃转化率均小于10%，表明昌图断陷的烃源岩进入门限的深度应该在1 900 m左右(图5b)。

从S1/w(TOC)和(S1+S2)/w(TOC)纵向表现的特征来看，其值的包络线均表现出“大肚子”特征(图6)，这是因为随着烃源岩成熟度的增大，可溶烃大量生成，烃转化率也随之增大，表明埋深达到一定深度时，烃含量增加、压力增加、孔隙中原油饱和度超过外部围压条件，油气排出烃源岩。因此，烃转化率能比较直观地反映烃源岩纵向的生排烃演化过程。彰武断陷的烃转化率在埋深900～1000 m处快速增大，1 500～1 600 m处达到最大值，而后随埋深增大而减小；表明900～1 000 m深度该断陷烃源岩开始生烃，而在1500～1600m埋深处烃源岩处于大量生烃阶段；昌图断陷的烃转化率在埋深1 700～1 900 m处快速增大，在2 000～2 100 m处达到最大值；表明昌图断陷烃源岩的门限深度在1 700～1 900 m，而埋深在2 000～2 100 m左右的烃源岩处于大量生烃阶段。

图4 松辽盆地南部彰武、昌图断陷烃源岩萜烷随埋深的变化特征Fig.4 Terpane characteristics of source rocks changing with burial depth, Zhangwu and Changtu fault depressions, southern Songliao Basin

图5 松辽盆地南部彰武(a)、昌图(b)断陷烃转化率与深度的关系Fig.5 Relationship between hydrocarbon index and depth, Zhangwu(a) and Changtu(b) fault depressions, southern Songliao Basin

图6 松辽盆地南部彰武、昌图断陷烃源岩烃转化率随埋深变化对比Fig.6 Hydrocarbon conversion rate of source rocks changing with burial depth, Zhangwu and Changtu fault depressions, southern Songliao Basin

综上所述，南部断陷(彰武断陷为代表)与北部断陷(昌图断陷为代表)相比，北部断陷烃源岩成熟度要高于南部断陷；南部断陷群烃源岩的成烃门限深度要浅于北部断陷群，两者之间相差800～900 m左右，大量生烃的埋深也大约相差500～600 m。

5 原油与烃源岩成熟度关系

在烃源岩进入生烃门限之前，未成熟或低成熟度烃源岩饱和烃色谱具有较明显的奇偶优势，随着烃源岩成熟度的增大，奇偶或偶奇优势消失，CPI和OEP值逐渐趋近于1。SCALAN等[13]最早利用数学方法计算并提出OEP为1.2时烃源岩进入生油门限，当更趋近于1.0时，烃源岩进入成熟演化阶段。根据ZW1、ZW2、ZW3及Q1井大量样品资料的分析(图7)，大多数样品的OEP和CPI值分布在1～1.4之间，说明部分烃源岩饱和烃存在明显的奇偶优势，反映了部分烃源岩处于成熟阶段，部分处于低成熟—成熟早期阶段。彰武断陷九佛堂组烃源岩明显存在未成熟—低成熟的样品，而昌图断陷烃源岩均处于成熟阶段。

图7 松辽盆地南部彰武、昌图断陷 饱和烃奇偶优势变化关系Fig.7 Odd even predominance of saturated hydrocarbon, Zhangwu and Changtu fault depressions, southern Songliao Basin

未成熟—低成熟的烃源岩比成熟烃源岩有较高的Pr/nC17和Ph/nC18值。纵观彰武、昌图断陷Pr/nC17、Ph/nC18与埋深的关系(图8)，1 000～1 400 m深度区间内Pr/nC17值约在0.50～2.95之间，平均为1.20；Ph/nC18在0.22～2.70之间，平均为1.05。超过1 400 m埋深区域的Pr/nC17在0.16～1.60之间，平均为0.73；Ph/nC18在0.14～1.68之间，平均为0.65，表现出成熟度随埋深加大而逐渐增大的特征，也反映了该地区烃源岩在埋深1 400 m左右进入成熟阶段。而彰武断陷样品的Pr/nC17和Ph/nC18值小于1所对应的埋深要浅于昌图断陷。

饱和烃色质谱中甾烷和藿烷异构化特征是较好的表征源岩成熟演化程度的指标。随着埋深热力场的增强，不稳定的αα-构型向稳定的ββ-构型转变，C29ααα-20R向ααα-20S异构体转变，使得甾烷异构化指数C2920Rββ/(αα+ββ)和αααC2920S/(20S+20R)值逐渐升高[14]；MACKENZIE等[15-16]指出αααC2920S/(20S+20R)值小于0.2的烃源岩为未成熟的烃源岩，在0.4～0.6之间的烃源岩处于生油高峰阶段；SEIFERT等[16]认为0.52～0.55是异构化平衡状态，超过此演化程度的烃源岩虽然成熟度增大但对异构化特征影响不大。根据中国东部断陷湖盆烃源岩研究认为，αααC2920S/(20S+20R)值为0.25和C2920Rββ/(αα+ββ)值为0.2为未成熟和低成熟的界限，两者分别大于0.35和0.25时,烃源岩处于成熟早期阶段[13]。据此，彰武和昌图断陷烃源岩主要处于低熟—成熟阶段，小于1 300 m埋深的样品多为未成熟—低成熟，异构化程度较低；处于埋深1 300～1 600 m的部分样品的αααC2920S/(20S+20R)和C2920Rββ/(αα+ββ)值分别处于0.25～0.42和0.2～0.4之间，显示了烃源岩从低熟状态向成熟状态演化的过程；处于1 600～1 700 m埋深的烃源岩2个异构化参数大部分大于0.4(图9)。相应原油样品的2个异构化参数也呈低熟—成熟特征，其中ZW1井原油的成熟度较低，ZW3井和Q1井原油的异构化值较高，接近0.6平衡状态(表1)，表明在这些中小断陷中存在低成熟和成熟状态的2种性质的原油，且原油成熟度随埋深的变化与烃源岩随埋深的变化形成较好的匹配。虽然饱和烃异构化指标还与岩石类型、有机质形成水介质盐度等因素有关，但在松南中小断陷烃源岩成熟度不是很高的地区仍能较好反映烃源岩成熟演化特征。2个断陷之间的对比也表明，相同异构化参数对应的烃源岩的埋深，彰武断陷要小于昌图断陷。

6 结论

(1)运用多项成熟度参数综合研究表明，松辽盆地南部中小断陷白垩系烃源岩总体处于低熟—成熟演化阶段，其中，下白垩统九佛堂组均为成熟烃源岩，沙海组为低熟—成熟烃源岩。断陷中的原油主要来源于九佛堂组，北部地区沙海组下部烃源岩也具有较好的供烃潜力。

(2)松南地区南、北断陷白垩系烃源岩生烃门限存在差异，南部彰武断陷生烃门限深度约为1 000 m，北部昌图断陷生烃门限在1 800 m左右。不同断陷内九佛堂组同层系烃源岩成熟演化存在一定的差异，认为白垩世末期以后，南部断陷受到较大幅度的构造抬升是白垩系烃源岩成熟演化有差异的重要原因。

图8 松辽盆地南部彰武、昌图断陷九佛堂组烃源岩姥鲛烷、植烷随深度变化Fig.8 Pristane and phytane characteristics of Jiufotang source rocks changing with burial depth, Zhangwu and Changtu fault depressions, southern Songliao Basin

图9 松辽盆地南部彰武、昌图断陷烃源岩甾烷异构化程度随深度变化Fig.9 Sterane isomerization degree of source rocks changing with burial depth, Zhangwu and Changtu fault depressions, southern Songliao Basin

表1 松辽盆地南部彰武、昌图原油异构化程度与成熟度特征

(3)根据烃源岩成熟演化和生烃门限差异的对比分析，推测南部断陷油气资源潜力较好区域局限在断陷的深洼带；而北部断陷的油气资源潜力相对较大，且深洼带到断陷周缘的断阶、斜坡带均有分布。