二连盆地呼仁布其凹陷南洼下白垩统烃源岩分布特征与油源分析

2020-05-21山鑫杰王飞宇冯伟平程志强李思嘉

岩性油气藏 2020年3期

山鑫杰，王飞宇，刘念，冯伟平，江涛，杜喜，程志强，李思嘉，李月

（1.中国石油大学（北京）地球科学学院，北京 102249；2.中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249）

0 引言

二连盆地是燕山运动中期发育在海西褶皱基底上的中生代山间断陷盆地，由众多小凹陷组成，各凹陷相对独立，均发育边缘相沉积，因此二连盆地虽然油气资源总体规模大但比较分散，各凹陷之间资源量相差悬殊［1-3］。作为二连盆地众多富油凹陷之一的呼仁布其凹陷，勘探工作始于20 世纪90年代初，在凹陷南洼低部位钻探的仁参1井，其阿尔善组、腾一段和腾二段均发现有油气显示，之后在南洼的高布背斜、马辛断鼻等区域钻探10 余口探井，除仁3 井外，均有较好的油气显示，勘探程度比北洼更高［4］。呼仁布其凹陷南洼虽然面积小，构造圈闭不发育，但自早白垩世沉积以来，西部缓坡带始终位于较高部位，使洼漕生成的油气可以沿断层等输导体系向缓坡带运移。缓坡带发育的大量扇体以及上覆盖层可以使油气得以聚集和保存，但到目前为止尚未在南洼发现可观的油气藏［5-6］。

通过对呼仁布其凹陷南洼典型井测井曲线以及烃源岩和原油样品的有机地球化学分析，系统研究下白垩统烃源岩的分布规律以及烃源岩和原油的有机地球化学特征，揭示该地区下白垩统的油气来源，以期指明呼仁布其凹陷南洼下白垩统的油气勘探方向。

1 区域地质概况

呼仁布其凹陷位于二连盆地西部的巴音宝力格隆起中段，呈北东向长条状展布，由北、中、南等3个次级洼漕组成。南洼南北长约45 km，东西宽约15 km，面积约700 km2，基底最大埋深达4 500 m，呈“东断西超”的箕状单断结构。南洼包括东部洼漕带、曼特构造带、高布背斜带和西部斜坡带，曼特构造带的构造样式控制形成了凹陷南部的沉积中心［4-6］（图1）。关于呼仁布其凹陷沉积相也有大量研究，张文朝等［3-4］和许辉［5］均认为凹陷内下白垩统为一套内陆河湖相碎屑岩沉积，粒度呈现粗—细—粗的特征，自下而上发育阿尔善组（K1ba）、腾格尔组一段（K1bt1）、腾格尔组二段（K1bt2）以及赛汉塔拉组（K1bs）等4 套地层，厚度为950～4 000 m。K1ba 形成于裂谷断陷早期，以滨浅湖、扇三角洲沉积为主，岩性以砂砾岩为主，仅见薄层泥岩；K1bt1形成于裂谷强烈断陷期，以湖泊、水下扇沉积为主，岩性以深灰色泥岩和钙质泥岩为主；K1bt2形成于断坳转换期，以滨浅湖、辫状河三角洲沉积为主，岩性以泥岩夹砂砾岩为主；K1bs 形成于裂谷坳陷沉降期，以湖沼和河流沉积为主，岩性以砂质砾岩为主，底部出现煤层。K1bs 由于地层埋藏浅，烃源岩处于未成熟阶段，对生烃没有贡献［4］。

图1 呼仁布其凹陷南洼区域位置图及K1ba 顶面构造图Fig.1 Geographical location and the structure map of K1ba in southern trough of Hurenbuqi sag

2 烃源岩有机相划分及分布特征

2.1 烃源岩有机相划分

根据有机质来源（显微组分）和沉积环境特征将二连盆地呼仁布其凹陷南洼湖相烃源岩有机相分为C 相、D/E 相和F相（表1）［7-14］。C 相烃源岩主要发育于湖相缺氧环境，母质来源为藻类或细菌，显微组分多为腐泥组、壳质组和镜质组，烃源岩HI为400～800 mg/（g TOC）（未成熟—低成熟阶段），以生油为主。D/E 相烃源岩形成于偏氧化的沉积环境，母质来源主要为高等植物来源的角质体、树脂和细菌等，显微组分为壳质组、镜质组和惰质组混合型，HI为200～400 mg/（g TOC）（未成熟—低成熟阶段），F 相烃源岩主要发育于氧化、陆源湖沼环境，母质来源主要为陆源高等植物木质素，显微组分多为镜质组和惰质组，HI为50～200 mg/（g TOC）（未成熟—低成熟阶段），以生气为主。

众多学者［15-17］通过分析湖相烃源岩地球化学参数认为HI与TOC 之间存在一定的相关性，并且在渤海湾盆地和二连盆地得到了很好的论证。通过整理分析呼仁布其凹陷南洼160 个烃源岩地球化学数据可以看出：烃源岩HI与TOC 存在很好的相关性，当TOC 质量分数＜1%时，HI一般小于200 mg/（g TOC）；当TOC 质量分数为1%～2%时，HI为200～400 mg/（g TOC）；当TOC 质量分数＞2%时，HI一般大于400 mg/（g TOC）。另外，由于呼仁布其凹陷南洼下白垩统烃源岩整体处于低成熟阶段（Ro≈0.55%），所以可以结合烃源岩有机质来源和沉积环境（后文论述），利用HI和有机质显微组分划分烃源岩有机相（图2和图3）。K1ba 烃源岩样品干酪根显微组分组成为：腐泥组+壳质组质量分数为58%～69%，镜质组质量分数为16%～31%，惰质组质量分数为2%～11%，HI主要分布于200～600 mg/（g TOC），发育C 相和D/E 相烃源岩；K1bt1样品的腐泥组+壳质体含量比阿尔善组明显增多，HI主要分布于400～800 mg/（g TOC），以C 相烃源岩为主；K1bt2样品的HI主要分布于300～500 mg/（g TOC），发育C 相和D/E 相烃源岩。

表1 湖相烃源岩有机相划分方案（据文献［12］修改）Table 1 Division of organic facies in lacustrine source rocks

图2 呼仁布其凹陷南洼下白垩统烃源岩HI-TOC 关系图Fig.2 HI-TOC relationship of Lower Cretaceous source rocks in southern trough of Hurenbuqi sag

图3 呼仁布其凹陷南洼下白垩统烃源岩干酪根显微组分相对丰度三角图Fig.3 Relative abundance of kerogen microscopic components of Lower Cretaceous source rocks in southern trough of Hurenbuqi sag

2.2 烃源岩测井地球化学评价

Passey 等［18］提出利用测井资料定量识别含有机质岩层TOC 的Δ logR1法，众多国内外学者［19-25］改进应用该方法进行烃源岩评价，并取得了很好的效果。本文以仁9 井为例，将实测TOC 与Δ logR1拟合，二者表现出很好的相关性（相关指数R2=0.877）（图4和图5），拟合关系式为：TOC=1.095 1 Δ logR1+1.005 9。利用上述方法拟合得到呼仁布其凹陷南洼中6 口典型井连续的TOC 数据（图6），结果表明：实测TOC 与运用Δ logR1计算得到的TOC 的相关性较好，通过这种方法计算出全井段不同TOC区间内烃源岩的厚度，结合HI与TOC 的关系得出典型井全井段不同有机相烃源岩的厚度（表2），进而得出呼仁布其凹陷南洼烃源岩平面分布规律。

图4 呼仁布其凹陷南洼仁9 井下白垩统实测TOC 与Δ logR1 的相关性Fig.4 Correlation between measured Lower Cretaceous TOC and Δ logR1of well Ren 9 in southern trough of Hurenbuqi sag

图5 呼仁布其凹陷南洼仁9 井下白垩统烃源岩有机相划分Fig.5 Division of organic facies of Lower Cretaceous source rocks in southern trough of Hurenbuqi sag

图6 呼仁布其凹陷南洼下白垩统烃源岩厚度分布图Fig.6 Thickness of Lower Cretaceous source rocks in southern trough of Hurenbuqi sag

表2 呼仁布其凹陷南洼典型井下白垩统不同有机相烃源岩厚度Table 2 Thickness of Lower Cretaceous source rocks of different organic facies in the typical well of southern trough，Hurenbuqi sag

2.3 烃源岩空间展布

仁9 井位于呼仁布其凹陷南洼漕东部，完钻层位为侏罗系。高丰度烃源岩主要分布于K1bt1的中下段，TOC 质量分数为3.22%～6.74%，HI平均为454 mg/（g TOC）。由于K1bt1沉积期湖盆扩张，水体变深，仁9 井区发育半深湖—深湖亚相沉积，岩性以泥岩为主，C 相烃源岩发育，厚度可达497 m（图5）。K1ba 沉积期为裂谷初成阶段，发育大量扇三角洲沉积，岩性以砂砾岩、砾状砂岩为主，有机质丰度明显降低，TOC 质量分数平均为2.73%，HI平均为412 mg/（g TOC），发育C 相烃源岩和D/E 相烃源岩，主要分布于K1ba 中下段。K1bt2沉积期处于断坳转换阶段，湖盆开始收缩，辫状河三角洲沉积发育，但由于K1bt2烃源岩埋藏较浅，基本处于未成熟—低成熟阶段（后文论述），故不对其烃源岩厚度进行讨论。

为了分析呼仁布其凹陷南洼烃源岩的平面分布特征，选取典型井仁15 X 井、仁1 井、仁10 X 井、仁9 井、仁参1 井和仁11 井进行烃源岩厚度分析（表2）。C 相和D/E 相烃源岩在K1ba，K1bt1和K1bt2均有分布，而K1bt1沉积期由于湖泊广泛分布，以偏还原的沉积环境为主，藻类等低等水生生物发育，C 相烃源岩主要分布于K1bt1；K1ba 沉积期多发育扇三角洲沉积，以偏氧化的沉积环境为主，D/E 相烃源岩主要分布于K1ba。平面上，处于南洼漕东部的仁参1 井在K1ba 沉积期由于靠近西南物源区，多粗碎屑沉积，因此C 相烃源岩基本不发育，而处于斜坡部位的仁9 井区K1ba 沉积期处于湖泊相沉积环境，有机质丰富，保存环境良好，好烃源岩发育。因此，整体上来看，烃源岩分布主要受沉积期古地貌和沉积相控制，南洼漕东部的湖泊相沉积地层发育厚层、好烃源岩。在用地震数据建立的地质格架约束下，综合考虑沉积期古地貌以及沉积相等因素的影响，以南洼典型井不同层位不同有机相烃源岩厚度为控制点，绘制呼仁布其凹陷南洼K1ba和K1bt1烃源岩厚度平面分布图（图6）。K1ba 的D/E 相烃源岩主要分布于东部洼漕带，其中仁参1井附近D/E 相烃源岩厚度可达219 m，向四周构造高部位烃源岩厚度迅速减小，仁3 井D/E 相烃源岩厚度小于5 m；K1ba 的C 相烃源岩主要分布于滨浅湖沉积发育的仁9 井区附近，厚度约341 m；K1bt1的C 相烃源岩主要分布于半深湖—深湖沉积的东部洼漕带，仁参1 井附近C 相烃源岩厚度可达497 m，K1bt1的D/E 相烃源岩的分布范围与C 相烃源岩基本一致，但厚度很小，仁参1 井附近D/E 相烃源岩厚度仅为20 m，故不再讨论K1bt1的D/E 相烃源岩的厚度分布。

3 烃源岩生物标志化合物特征

3.1 有机质沉积环境和母质来源

图7 呼仁布其凹陷南洼下白垩统烃源岩饱和烃质量色谱图Fig.7 Mass chromatograms of Lower Cretaceous source rocks in southern trough of Hurenbuqi sag

图8 呼仁布其凹陷南洼下白垩统烃源岩与原油Pr/nC17和Ph/nC18关系图Fig.8 Relationship between Pr/nC17 and Ph/nC18of source rocks and crude oils in southern trough of Hurenbuqi sag

Pr/Ph 可以有效反映烃源岩沉积时期的氧化还原条件，通常低Pr/Ph 指示还原环境，高Pr/Ph 指示氧化环境，但Pr/Ph 还会受成熟度等因素的影响，可采用多参数综合表征有机质沉积环境［26-28］。伽马蜡烷前身物为四膜虫醇，大量的伽马蜡烷指示有机质沉积时的强还原超盐度特征［29-31］，而β胡萝卜烷作为一种全饱和的C40双环萜烷，其存在主要源于缺氧的、含盐湖相沉积中的藻类有机质，因此可以指示高盐度强还原的湖相沉积环境［32-34］。K1ba 烃源岩的w（Pr）/w（Ph）为0.18～2.81，平均值为0.86，β胡萝卜烷含量相对低，w（伽马蜡烷）/w（C31藿烷）分布在0.38～11.14，平均值为5.74，表明K1ba 沉积期水体为淡水—微咸水、弱还原环境（图7 和图8）；K1bt1烃源岩的w（Pr）/w（Ph）为0.10～0.81，平均值为0.33，β胡萝卜烷含量中等，w（伽马蜡烷）/w（C31藿烷）分布在3.78～14.02，平均值为8.24，表明K1bt1沉积期水体为微咸水、还原环境；K1bt2烃源岩的w（Pr）/w（Ph）为0.06～0.16，平均值为0.12，β胡萝卜烷含量高，w（伽马蜡烷）/w（C31藿烷）在6.90～25.28，平均值为12.26，表明K1bt2沉积期水体为半咸水—咸水、强还原环境。由于K1ba 沉积期为裂谷断陷早期，主要为滨浅湖和扇三角洲沉积，水体较浅、处于偏氧化环境，烃源岩正构烷烃呈“中前峰型”分布，混合生源输入；K1bt1沉积期裂谷处于强烈断陷期，水体加深、处于偏还原的环境，烃源岩正构烷烃呈“前峰型”分布，发育藻类等低等水生生物；K1bt2沉积期为断坳转换期，水体收缩，盐度增加，水体还原性增强，烃源岩正构烷烃呈“后峰型”分布，ααα-20 R 构型甾烷呈明显反“L”型，陆源植物输入增多，但是由于其强还原环境和低成熟度的影响，导致K1bt2烃源岩在图8 中出现异常。

3.2 有机质成熟度

镜质体反射率（Ro）和最大热解峰温（Tmax）均为判断烃源岩有机质成熟度常用的指标。此外，生物标志化合物中表征有机质成熟度的参数包括：奇偶优势比OEP（或碳优势指数CPI）、甾烷异构化参数和萜烷异构化参数等［35-38］。在低成熟度沉积物中的甾、萜烷属于热稳定性低的构型，随着成熟度的增加向热稳定性强的构型转化，即链状烃由“生物构型R”向“地质构型S”转化，环状烃由“生物构型α”向“地质构型β”转化，并且该类化合物在烃源岩中广泛存在［39］。由于呼仁布其凹陷南洼下白垩统3套烃源岩大多处于低成熟阶段，成熟度的生物标志物特征不明显，因此本文成熟度参数选用：Tmax，Ro和OEP。

呼仁布其凹陷南洼K1ba 烃源岩Ro为0.48%～0.62%，Tmax为425～445 ℃，OEP为1.04～2.11，平均值为1.46，处于低成熟—成熟阶段。K1bt1烃源岩Ro为0.40%～0.55%，Tmax为420～440 ℃，OEP为1.17～3.17，平均值为1.83，处于低成熟阶段。K1bt2烃源岩Ro为0.33%～0.50%，Tmax为420～435 ℃，OEP为1.86～3.57，平均值为2.59，处于未成熟—低成熟阶段（图9）。

图9 呼仁布其凹陷南洼下白垩统烃源岩成熟度参数随深度变化图Fig.9 Variation of maturity parameters of Lower Cretaceous source rocks with depth in the southern trough of Hurenbuqi Sag

图10 呼仁布其凹陷南洼下白垩统有机质成熟度分布图Fig.10 Distribution of maturity in the middle section of Lower Cretaceousin southern trough of Hurenbuqi sag

在成熟度参数的约束下，利用生烃动力学模型（平均古地温梯度设为4.66 ℃/100 m）确定主力烃源岩所在层位K1ba 中段和K1bt1底部的成熟度平面分布图（图10，由于C 相烃源岩主要分布于K1bt1烃中下段，D/E 相烃源岩主要分布于K1ba 的中段）：K1ba 中段烃源岩在全区基本已进入成熟阶段（Ro为0.55%～0.80%），洼漕的成熟度明显高于隆起部位，而K1bt1底部烃源岩只在南洼漕东部及南部地区进入成熟阶段。

4 油源分析

4.1 原油物理性质及族组分特征

二连盆地呼仁布其凹陷南洼目前发现的油气主要分布于K1ba，K1bt1和K1bt2，原油样品密度为0.84～0.89 g/cm3，API为28°～36°，大部分属于中质油，蜡质量分数普遍高于8%，属于高蜡原油，黏度为8.05～38.62 mPa·s，原油样品凝固点为24～31 ℃，硫质量分数普遍小于0.1%，可见呼仁布其凹陷南洼原油以中质油为主，原油含蜡量高、黏度中等偏下、凝固点低、含硫量低，属于“三低一高”的湖相原油（表3，图11）。K1bt2原油API约为28°，密度较大，黏度较高，饱和烃和芳烃含量均中等，正构烷烃具有典型的完整峰型分布，基本没有受到生物降解的影响，可能为K1bt1烃源岩的成熟度较低的原油。

表3 呼仁布其凹陷南洼下白垩统原油及油砂物性Table 3 Physical properties of crude oil and oil sand of Lower Cretaceous in southern trough of Hurenbuqi sag

图11 呼仁布其凹陷南洼下白垩统烃源岩与原油族组分相对丰度三角图Fig.11 Relative abundance of component of source rocks and crude oil of Lower Cretaceous in southern trough of Hurenbuqi sag

4.2 原油地球化学特征与油源分析

呼仁布其凹陷南洼K1ba 油砂样品w（Pr）/w（Ph）约为0.81%，形成于弱还原的沉积环境，正构烷烃基本不具有奇偶优势（OEP≈1.07），饱和烃含量高，而原油成熟度识别参数（表4 中的C29ααα20 S/（20 S+20 R）甾烷和C29ββ/（ββ+αα）甾烷）出现明显异常，可能由于后期采样过程中低熟油的污染［40-48］，总体上看K1ba 原油为成熟原油，来源于K1ba 成熟烃源岩。K1bt1原油饱和烃总离子流图显示为“中峰型”，正构烷烃碳数主要分布在nC14—nC29，主峰碳为nC23，具有较小的奇数碳优势，植烷优势明显，伽马蜡烷含量高，ααα-20 R 构型甾烷化合物连线呈近不对称“V”型，形成于还原环境，成熟度低于K1ba 原油，来源于K1bt1烃源岩；K1bt2原油正构烷烃碳数主要分布在nC16—nC31，主峰碳为nC23，为中前峰型，正构烷烃基本不具有奇偶优势，具有植烷优势，伽马蜡烷含量高，结合图8 分析认为K1bt2原油可能来源于K1bt1烃源岩（表4，图12）。