银额盆地查干凹陷稠油油藏特征及成因

耿师江，周勇水，王亚明，张莹莹

（中国石化中原油田分公司勘探开发研究院，河南 濮阳 457001）

0 引言

银根-额济纳旗盆地（简称银额盆地）位于内蒙古自治区中西部，是中国内陆油气勘探程度最低的大型沉积盆地。自20世纪50年代以来，多家单位开展了以中、新生代为主要对象的地质研究和油气勘探工作，在盆地内的查干［1］、天草［2］、路井［3］、哈日［4-5］、拐子湖等［6］中生界凹陷获得了工业油流、低产油流及其他级别的油气显示，证实盆地具备油气成藏条件。

稠油是一种重要的石油资源，全球稠油储量约为常规原油和天然气总当量的3倍［7］。银额盆地已有钻探成果也证实查干、天草等凹陷发育稠油油藏，与盆地东部二连盆地稠油资源丰富［8-9］的特点相似，可能具有广阔的稠油资源勘探空间。但是，以往关于稠油油藏的研究，仅在常规油气研究工作中涉及稠油地球化学特征和油气来源的初步分析［2，10］，未能系统分析稠油油藏的成藏规律，制约了对稠油资源重要性的认识和勘探工作的开展。本文以查干凹陷为研究对象，系统分析了稠油油藏的分布规律、物理化学性质，以及地球化学特征，利用生物标志化合物特征进行了稠油成因和来源的分析，结合凹陷构造埋藏史的分析，研究了稠油油藏形成过程，以期为银额盆地油气成藏规律的研究和稠油的勘探提供指导。

1 稠油油藏特征

查干凹陷位于银额盆地东部查干德勒苏坳陷中部，是一个长轴呈北东向的典型的箕状凹陷，北东向长60 km，北西向宽40 km，具有“两凹夹一凸”的特征。从西至东可分为虎勒-额很次凹、毛敦次凸和罕塔庙次凹3个次级构造单元，虎勒-额很次凹是主要油气富集区。凹陷自下而上依次发育早白垩世巴音戈壁组（K1b）、苏红图组（K1s）、银根组（K1y）、晚白垩世乌兰苏海组（K2w）和新生界（见图1），K1b进一步细分为巴一段（K1b1）和巴二段（K1b2），K1s细分为苏一段（K1s1）和苏二段（K1s2）。

图1 查干凹陷虎勒-额很次凹构造特征和油藏分布示意

查干凹陷已发现油藏主要分布在乌力吉构造带和中央构造带，稠油油藏深度上主要分布在1 500 m以浅；层位上，乌力吉构造带稠油油藏分布在K1s2和K1y，中央构造带稠油油藏分布在K1s2上部和K1b2（见图1）。稠油密度为0.94～0.99 g/cm3，黏度主要分布在1 000～10 000 mPa·s，属普通稠油。原油密度、黏度整体上随埋深的增大而降低，但有2个现象值得注意：一是埋深范围在2 300～2 450 m的意6、意9井区的K1b2产层中，也存在密度为0.94～0.96 g/cm3的稠油；二是K1s2埋深整体大于K1y，但是稠油密度反而高于K1y。

2 稠油地球化学特征

2.1 化学族组成特征

原油物理性质是化学组成的外在表现，查干凹陷原油密度与族组成特征密切相关，密度与饱和烃质量分数呈明显的负相关关系，相应地，与非烃+沥青质质量分数呈正相关关系。稠油族组成中饱和烃质量分数低于50%，普通原油中饱和烃质量分数则普遍高于65%。原油族组成特征与埋深的关系和原油密度与埋深的关系十分相似，即埋深相对较浅的K1y和K1s2原油密度较高，其族组成中“非烃+沥青质”质量分数也明显较高，对应的饱和烃质量分数则相对较低。

2.2 饱和烃馏分组成特征

2.2.1 正构烷烃

查干凹陷稠油的正构烷烃组成总体上可以分为2种类型：一类以意6、意9井区的K1b2产层原油为代表（见图2a），在原油饱和烃总离子流（TIC）谱图上，正构烷烃具有一定的双峰特征，前峰以nC17为主峰，后峰以nC23为主峰，同时表现出明显的奇偶碳优势。另一类为浅层稠油，正构烷烃的分布特征比较复杂，主要体现在正构烷烃经历了不同程度的损失（见图2b—2f）。例如：位于中央构造带的意10井K1s2原油，正构烷烃、类异戊二烯烷烃丰度几乎为0，以至于在TIC谱图上可以清晰地辨认甾萜类化合物；意15井K1s2原油也未能检测到正构烷烃，但仍能鉴定出极低丰度的类异戊二烯烷烃；乌力吉构造带毛8井726.3 m原油正构烷烃的分布特征与意15井相似，类异戊二烯烷烃相对丰度略高，同时可见微量分布的高碳数正构烷烃。乌力吉构造带部分油样正构烷烃的分布特征是值得注意的（见图2e）：一方面，高碳数的正构烷烃发生了较强的损耗，可见明显的“UCM”驼峰，甾、萜类具有明显较高的丰度；另一方面，正构烷烃分布形态又较为完整。

图2 查干凹陷典型稠油饱和烃TIC谱图特征

2.2.2 类异戊二烯烷烃

查干凹陷稠油中类异戊二烯烷烃相对丰度整体较低，规则型类异戊二烯烷烃中主要检测出两大类化合物，分别是C13—C20植烷系列化合物和C20+化合物；不规则型化合物主要检出了角鲨烷和其他部分高碳数化合物。植烷系列化合物中较为有意义的化合物是姥鲛烷（Pr）和植烷（Ph），查干凹陷稠油的姥植比主要分布在0.7～0.9，与普通原油的0.7～0.8十分接近。

2.2.3 三环、四环萜烷和三萜烷

如图3所示，查干凹陷稠油中的三环、四环萜烷及三萜烷分布特征较为一致。三环萜烷丰度极低，且三环萜烷组成中C19化合物相对丰度较高，与C23化合物丰度大体相当（见图3d）。四环萜烷相对丰度普遍较低，仅检测出17，21断C24-四环萜烷。三萜烷组成中具有相对较高的伽马蜡烷，伽马蜡烷指数平均0.52，藿烷系列较发育，整体丰度显著高于三环萜烷类。

图3 查干凹陷典型稠油萜类组成特征

2.2.4 规则甾烷、孕甾烷

查干凹陷稠油中的规则甾烷、孕甾烷分布特征总体上可以分为2种类型：一类以意6、意9井区的K1b2产层原油为代表（见图4a），孕甾烷和升孕甾烷基本没有，规则甾烷组成中具有明显较高的C29甾烷质量分数，αββ 构型质量分数低，C29甾烷 ββ/（ββ+αα） 值仅为 0.23，且存在 5β（H）甾烷与 C29αββ20R 共逸出的现象；另一类为浅层稠油（见图4b—4d），孕甾烷和升孕甾烷相对丰度比较低，但略高于第1类稠油，规则甾烷组成中C29甾烷相对丰度略高，αββ构型相对丰度明显高于第 1 类稠油，C29甾烷 ββ/（ββ+αα）值高于 0.39，部分样品达0.55以上。

图4 查干凹陷典型稠油甾烷组成特征

3 稠油油藏形成过程

3.1 稠油成因类型

稠油按照成因总体可分成两大类：一类为未成熟—低成熟成因的原生型［11］；另一类为生物降解、高温裂解、氧化、水洗等作用形成的次生型［12-15］，其中又以生物降解占主导作用，是原油稠化的主要成因之一。

如图2a所示，意6井K1b2产层稠油饱和烃馏分中正构烷烃序列完整，表明原油未经历生物降解、水洗、氧化等次生作用；明显的奇偶碳优势，OEP值为1.45，显示原油整体处于未成熟—低成熟阶段；如图4a所示，C29甾烷 20S/（20S+20R）和 ββ/（ββ+αα）值分别为0.31和0.23，成熟度显著低于浅层稠油，属未成熟—低成熟油范畴。上述特征均表明，查干凹陷意6、意9井区K1b2产层稠油为未成熟—低成熟成因。

由于细菌对烃类的选择性消耗作用，原油中烃类被降解消耗的顺序为正构烷烃、类异戊二烯烷烃、二环倍半萜烷、规则甾烷、五环三萜烷、重排甾烷、四环二萜烷等，Peters等［16］据此将生物降解程度分为5种程度、10个级别。同时，生物降解作用导致烃类化合物逐渐消耗，形成分子质量大、不能分辨的复杂混合物，使得原油色谱图或TIC谱图上形成“UCM”驼峰。

如图2b—2f所示，查干凹陷浅层K1s2和K1y稠油饱和烃TIC谱图上均呈现出明显的“UCM”驼峰，正构烷烃、类异戊二烯烷烃不同程度的损失，证实浅层稠油为生物降解成因。不同程度的降解作用，正是浅层稠油正构烷烃分布特征比较复杂的主要原因。在遭受轻微的生物降解作用时，高碳数正构烷烃保存较为完整而低碳数化合物基本不存在，毛8-2井1 055.4～1 190.0 m原油即是典型代表（见图2f）；随着降解程度增加，高碳数正构烷烃相对丰度也明显下降，远低于甾萜类化合物（见图2d）；意10井K1s2原油降解程度最为严重，正构烷烃、类异戊二烯烷烃已被消耗殆尽（见图2c）。

图2e所示毛8井904.4～915.5 m的K1y原油中，一方面高碳数正构烷烃发生了较强的损耗，且在饱和烃TIC谱图上可见明显的“UCM”驼峰，说明原油发生了较强的生物降解作用；另一方面，低碳数正构烷烃分布又较为完整，说明该油藏在经历了强烈的生物降解作用之后，又经历了再充注过程。

3.2 稠油油气来源

查干凹陷发育 K1b1，K1b2，K1s13 套潜在烃源岩，主要岩性为暗色泥岩、钙质泥岩和页岩。K1b1，K1b2烃源岩总有机碳质量分数（TOC）相近，主要分布在0.6%～1.2%，平均0.86%，有机质类型以Ⅱ2型为主，Ⅱ1型次之；K1s烃源岩TOC较低，平均0.45%，有机质类型以Ⅱ1—Ⅱ2型为主。不同构造带，K1b1，K1b2烃源岩成熟度差异显著，虎勒和额很洼陷带烃源岩达成熟—高成熟阶段，中央构造带和乌力吉构造带整体处于未成熟—成熟阶段；K1s烃源岩除额很洼陷中心外，埋深整体小于1 800 m（见图1），总体处于未成熟阶段。从烃源岩条件分析认为，查干凹陷稠油应来源于K1b烃源岩。

查干凹陷K1b2烃源岩可溶有机质生物标志化合物组合特征随成熟度增大表现出规律性的变化。意4井1 689.57 m、意9井2 416.00 m和意11井2 798.74 m泥岩镜质组反射率（Ro）分别为 0.61%，0.73%，1.08%，代表了不同成熟度烃源岩的生物标志化合物组合特征。随着Ro的增大，Ts、Tm、降藿烷、孕甾烷、升孕甾烷和重排甾烷系列丰度表现出升高的趋势，C27—C29规则甾烷中，地质构型的相对含量也明显增大（见图5a—5c）。但不同Ro样品均具有伽马蜡烷丰度高、C29甾烷相对丰度高、三环萜烷和孕甾烷系列丰度低的特征。K1b1烃源岩的甾萜烷组成特征与K1b2存在明显差异，主要特征为三环萜烷丰度高、伽马蜡烷丰度低、孕甾烷系列丰度高、规则甾烷中C27丰度相对较高（见图5d）。

图5 查干凹陷K1b烃源岩可溶有机质甾萜烷组成特征

如图2—5所示，尽管2种成因类型稠油正构烷烃组成和成熟度特征具有显著差异，但甾萜烷生物标志化合物表现出一致的特征，均表现出低三环萜烷丰度、高伽马蜡烷、低孕甾烷系列和规则甾烷中C29甾烷相对丰度高的特点，与K1b2烃源岩生标组合特征一致，与K1b1烃源岩差异显著，说明2种成因类型的稠油均来自K1b2烃源岩。

3.3 稠油油藏形成过程

查干凹陷稠油均来自K1b2烃源岩，但成因类型上既有未成熟—低成熟成因又有生物降解成因，生物降解稠油在不同构造带的分布规律及地球化学特征又有一定的差异。中央构造带生物降解稠油分布在K1s2顶部不整合之下且K1y未见油气显示，乌力吉构造带生物降解稠油分布在K1s2和K1y（见图1）；中央构造带生物降解稠油成熟度一致且略低于乌力吉构造带，乌力吉构造带K1s2和K1y稠油成熟度特征非常接近，且部分油藏经历了降解再充注的过程。这些差异指示不同构造带、不同层系稠油油藏的形成过程不尽相同。

3.3.1 未成熟—低成熟稠油油藏形成过程

查干凹陷未成熟—低成熟成因的稠油，现阶段仅在中央构造带意6井区K1b2有工业产能，但生物标志化合物特征分析结果证实中央构造带意9井、意15井和乌力吉构造带毛4井、祥6-1井、祥8井也发育有未成熟—低成熟稠油。非常有意义的是，这些稠油样品的构造位置不同，但均分布在K1b2，且集中于2 300～2 450 m，对应的Ro为0.5%～0.6%。这一现象，说明查干凹陷K1b2烃源岩普遍具有在热演化早期阶段生成未成熟—低成熟稠油的能力，生烃门限深度为2 350 m左右。因为埋深更大的储层中未成熟—低成熟稠油会发生熟化作用，而埋深浅的烃源岩又未达到未成熟—低成熟稠油生烃门限，因此，现今发现的未成熟—低成熟稠油集中分布于2 300～2 450 m。查干凹陷洼陷带现今达到最大埋深，烃源岩演化至最高成熟度，因此可以认为，现今的未成熟—低成熟稠油均为新生代以后成藏。

查干凹陷K1b2烃源岩具有生成未成熟—低成熟稠油的能力，主要与烃源岩沉积环境和有机质母质类型有关。泥岩中普遍见到草莓状黄铁矿和饱和烃组成中低姥植比、高丰度的伽马蜡烷等证据，均指示烃源岩沉积水体为咸化的强还原环境。K1b2烃源岩有机质来源以高等生源输入为主，有机质类型以Ⅱ2型为主。这种环境和生源输入条件，有利于细菌的繁殖并对高等生源有机质进行改造，使有机质具有富氢的特点和早期的生烃能力［17-18］。从天草凹陷［2］、路井凹陷［19］、哈日凹陷［20］来看，银额盆地内K1b烃源岩普遍具有与查干凹陷K1b2烃源岩相似的有机质组成和生物标志化合物组合特征，也应具有生成未成熟—低成熟稠油的潜力。而且，银额盆地白垩系凹陷埋深整体较浅，烃源岩热演化条件决定了未成熟—低成熟稠油资源的发育条件好于常规油气，今后的油气勘探过程中应重视未成熟—低成熟稠油的资源评价和勘探工作。

3.3.2 生物降解稠油油藏形成过程

油藏遭受生物降解作用的主要原因是随着构造抬升，油藏接近地表，地表水把溶解的分子氧和微生物带入油藏而导致的。查干凹陷在白垩纪以后主要经历了K1s2沉积末期、K1y沉积末期、K2w沉积末期共3期主要构造抬升事件，形成3个区域性不整合（见图1）。K1s2沉积期，虎勒洼陷、额很洼陷K1b2烃源岩均已达成熟阶段，Ro分别为0.9%和1.1%左右，分别与中央构造带和乌力吉构造带生物降解稠油成熟度特征相对应，指示K1s2末构造抬升前，K1b2烃源岩发生了大量生、排烃过程，且油气已运移至K1s2储层聚集成藏，在随后的构造抬升活动中，古油藏遭受破坏，经历了不同程度的生物降解作用。K1y沉积期，凹陷进入坳陷演化阶段，生物降解作用逐渐停止，K1s2圈闭内已形成的稠油油藏得以保存。这一过程，一方面使凹陷内生物降解稠油主要分布在K1s2顶部不整合面之下；另一方面导致K1s2内稠油生物降解程度与其距顶部不整合面的深度表现出良好的相关性。如紧邻不整合面的意10井837.5～857.4 m稠油降解程度在全凹陷内最高，正构烷烃、类异戊二烯烷烃被消耗殆尽；意15井1 089.6～1 160.4 m稠油距不整合面稍远，生物降解程度较意10井略低，类异戊二烯烷烃和高碳数正构烷烃得以部分保存（见图 2）。

凹陷新生代挤压反转阶段，乌力吉构造带发生局部的挤压冲断现象，受毛西断层活动影响，K1s2稠油调整至K1y成藏。这一过程留下3个方面的主要证据：一是K1s2和K1y稠油均来自K1b2烃源岩且成熟度特征完全一致，为同源同期的生排烃产物；二是K1y埋深整体浅于K1s2，但是稠油密度反而明显低于K1s2，这应该是K1s2稠油油藏中密度较低、流动性较好的组分调整至K1y成藏的结果；三是该时期中央构造带断层不活动，无油气垂向输导通道，使得K1y无任何油气显示。在此构造活动过程中，毛西断层沟通了K1b2地层，部分K1b2稀油油藏也发生了向上调整，如毛8井区K1y稠油油藏接受了稀油再充注，使得高碳数正构烷烃发生了较强的损耗，同时又具有完整的低碳数正构烷烃（见图 2e）。

由上述分析可知，查干凹陷生物降解稠油油藏形成于K1s2末的构造抬升过程，新生代挤压反转阶段又经历了小规模的调整。因此，K1s2稠油资源的勘探应注重有利古圈闭的研究，K1y稠油资源的勘探则应重点分析断层在新生代的油气输导和封堵性质。

4 结论

1）查干凹陷发育生物降解和未成熟—低成熟2种成因类型的稠油，分别分布在1 500 m以浅的K1s2、K1y和2 300～2 450 m深度内的K1b2。2种类型稠油密度均在0.94～0.98 g/cm3，但饱和烃组成特征差异明显，未成熟—低成熟稠油正构分布完整，具有一定的双峰特征和明显的奇偶碳优势，各项成熟度生标参数均较低；生物降解稠油的正构烷烃经历了不同程度损失，各项成熟度生标参数均较高。

2）查干凹陷2种成因类型的稠油均来自K1b2烃源岩。K1s2沉积期，K1b2烃源岩大规模生排烃且在K1s2储层聚集成藏，在K1s2末构造抬升中，古油藏遭受破坏经历了不同程度的生物降解作用。新生代挤压反转阶段，乌力吉构造带K1s2稠油局部调整至K1y成藏，K1b2稀油油藏也发生了向上调整，使得部分稠油油藏接受了稀油再充注过程。

3）查干凹陷K1b2烃源岩具有早期生成未成熟—低成熟稠油的能力，生烃门限深度为2 350 m左右。随着埋深增大，未成熟—低成熟稠油会发生熟化作用，形成正常成熟原油，现今发现的未成熟—低成熟稠油，均为新生代以后成藏。银额盆地K1b烃源岩地球化学特征与查干凹陷K1b2烃源岩相似，也应具有生成未成熟—低成熟稠油的潜力，油气勘探过程中应重视对此类资源的评价。