三塘湖盆地马东地区卡拉岗组烃源岩特征与致密油意义

2022-03-10贾鹏飞黄志龙吴红烛刘国杰

吉林大学学报（地球科学版） 2022年1期

殷越, 贾鹏飞, 黄志龙, 吴红烛, 金希, 刘国杰

1.中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，成都 610041 2.中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249 3.中国石化西南油气分公司彭州气田(海相)开发项目部，成都 610041 4.浙江省地球物理地球化学勘查院，杭州 310000

0 引言

三塘湖盆地石炭系卡拉岗组主要为一套巨厚的中基性火山岩夹薄层碎屑岩，是火山岩油藏主要的产油层位，前人研究的关注点侧重于牛东地区和马北地区风化壳型火山岩储层及油气成藏方面[1-5]。随着勘探程度的进一步提高，在马东地区卡拉岗组钻遇了大套的暗色泥岩，同时在厚层暗色泥岩内部的薄层凝灰岩储层中发现了良好的油气显示并试油成功；这一重大突破使得卡拉岗组勘探领域进一步拓宽，由起初的风化壳油藏过渡到致密凝灰岩油藏的领域。但卡拉岗组钻遇的厚层暗色泥岩是否具有良好的生烃潜力，是否对卡拉岗组致密凝灰岩的成藏有一定的贡献，关于此方面的问题还未进行系统的研究。前人的研究过多地关注哈尔加乌组的烃源岩地质地球化学特征[5-9]，而对卡拉岗组复杂岩性的地质特征及生烃潜力研究较少，尤其对该目的层段的致密油形成条件及意义很少提及。因此，有关卡拉岗组烃源岩的生烃潜力强弱及是否有利于致密油的形成等一些地质问题没有得到很好的解决。本文通过对卡拉岗组细粒沉积岩的地球化学特征进行评价，对不同岩性烃源岩的生烃潜力进行对比分析，以揭示卡拉岗组的生烃潜力及对其致密油形成的意义。

1 区域地质概况

三塘湖盆地位于新疆东北部，为多旋回叠加的残留盆地，盆地油气资源丰富，多种油藏类型并存，属于改造型油气聚集盆地。马朗凹陷地理位置在克拉美丽大黑山缝合带与蒙古俯冲带之间，位于三塘湖盆地的中央凹陷带上，该凹陷又可分为马北构造、牛圈湖构造、牛东构造、马中构造、马东构造、黑墩构造及岔哈泉构造等7个三级构造[10]。石炭系哈尔加乌组和卡拉岗组的火山活动频繁，火山喷发溢出的大量岩浆向低洼处流动，形成大面积分布的溢流相熔岩[11]。其中马朗凹陷东部地区为本次研究重点工区(图1)。

马朗凹陷石炭系自下而上发育下石炭统姜巴斯套组，上石炭统巴塔玛依内山组、哈尔加乌组和卡拉岗组，与上覆二叠系呈不整合接触[12]。哈尔加乌组沉积时期，盆地处于挤压环境，火山作用频繁，火山喷发间歇期在盆地内发育一套海陆交互相沉积的火山岩夹炭质泥岩、油页岩和凝灰质泥岩，是石炭系主要烃源岩，卡拉岗组为大套陆相火山岩夹火山碎屑岩、碎屑岩组合[13-14]，其中马东地区上石炭统卡拉岗组是本文研究的层段。

2 烃源岩地质特征

三塘湖盆地马朗凹陷马东地区卡拉岗组距火山活动带位置较远[15]，沉积了厚层的烃源岩，厚度最大达到500 m左右[16](图2)。烃源岩岩性较为复杂，主要包括深灰色凝灰质泥岩、深灰色含灰泥岩、深灰色泥岩和深灰色白云质泥岩，4种岩性纵向分布特征具有一定差异性。卡拉岗组火山活动整体经历强-弱-强的阶段[15]，沉积初期火山活动较强，导致大量的火山灰入湖与泥岩共同沉积形成凝灰质泥岩；至卡拉岗组中期，火山喷发减弱，湖盆水体受周围火山活动影响变弱，在相对封闭的湖盆中沉积了大套的含灰泥岩和白云质泥岩；而到卡拉岗组晚期时，火山活动再一次增强，频繁的火山活动使得火山岩不断入湖，造成湖盆水体长期处于动荡的环境中，不利于有机质的沉积和保存，导致卡拉岗组顶部沉积以氧化色泥岩夹薄层火山岩为主；同时又由于后期的构造抬升使得部分地区卡拉岗组顶部被剥蚀，最终造成马东地区卡拉岗组呈暗色泥岩的分布特征，即底部以深灰色凝灰质泥岩和深灰色泥岩为主，中上部以深灰色含灰泥岩和深灰色白云质泥岩为主，顶部为氧化色泥岩(图3)。

图2 三塘湖盆地马朗凹陷卡拉岗组烃源岩厚度等值线图

3 烃源岩有机地球化学特征

三塘湖盆地马朗凹陷石炭系卡拉岗组发育多种类型的烃源岩，主要包括深灰色白云质泥岩、深灰色含灰泥岩、深灰色凝灰质泥岩和深灰色泥岩。本次研究采集了卡拉岗组烃源岩样品，进行了有机碳、Rock-Eval热解实验，并对其中的样品进行了干酪根碳同位素、干酪根显微组分以及镜质体反射率(Ro)的测定。从有机质丰度、类型和成熟度等方面对烃源岩的地球化学特征进行研究。

3.1 烃源岩有机质丰度

有机质丰度是烃源岩生油气重要的物质基础，三塘湖盆地卡拉岗组烃源岩主要包括深灰色凝灰质泥岩、白云质泥岩、含灰泥岩和泥岩，不同岩性烃源岩有机质丰度差异较大，这可能与其中的矿物组成、沉积形成环境和保存条件等具有一定的关系[17-18]。

研究区卡拉岗组不同岩性烃源岩的测试分析结果表明，卡拉岗组有机质丰度分布范围和集中程度具有一定的差异性(图4)：深灰色凝灰质泥岩TOC质量分数基本大于2%，w(S1+S2)基本大于6 mg/g，好烃源岩占94%以上；深灰色白云质泥岩TOC质量分数分布基本大于1%，w(S1+S2)大多在6 mg/g以上，属于中等-好烃源岩；深灰色含灰泥岩数据较少，但TOC质量分数基本大于1%，w(S1+S2)大部分大于6 mg/g，属于好的烃源岩；深灰色泥岩TOC质量分数和w(S1+S2)值较其他3种岩性稍低，但基本属于中等-好烃源岩。总体来说，从有机质丰度分析数据来看，卡拉岗组4种岩性烃源岩都为好的烃源岩，其中深灰色凝灰质泥岩和白云质泥岩TOC质量分数和w(S1+S2)值均较高，为卡拉岗组好-极好的烃源岩，而深灰色含灰泥岩和深灰色泥岩TOC质量分数较高，但w(S1+S2)相对较低，其质量要次于深灰色凝灰质泥岩和白云质泥岩。

图4 马东地区卡拉岗组不同岩性烃源岩w(TOC)和w(S1+S2)频率分布图

3.2 烃源岩有机质类型

在本次研究中，选取了不同岩性烃源岩样品进行显微组分分析，根据显微组分体积分数计算类型指数来划分有机质类型[19]，统计结果(表1)表明，卡拉岗组烃源岩样品壳质组占比较高，有机质类型为Ⅱ型。

表1 马东地区卡拉岗组不同岩性烃源岩干酪根显微组分体积分数

烃源岩干酪根碳同位素主要取决于它们生物母质类型的碳同位素组成，具有继承性，并且随成熟度增加变化不大，是一个比较稳定的指标，可作为区分母质类型的一个可靠指标[20]。研究区卡拉岗组有机质类型以Ⅱ型为主，凝灰质泥岩有机质类型为Ⅰ-Ⅱ型，有机质类型较好，白云质泥岩有机质类型为Ⅱ-Ⅲ型，类型次之(表2)。总体来说，卡拉岗组不同岩性烃源岩有机质类型较好，具有一定的生烃潜力。结合各种指标判断，卡拉岗组源岩类型以Ⅱ型为主，其中凝灰质泥岩以Ⅰ-Ⅱ1为主，白云质泥岩和含灰泥岩Ⅱ2型居多，具有一定的生烃潜力。

表2 马东地区卡拉岗组不同岩性烃源岩干酪根碳同位素值

3.3 烃源岩有机质热演化特征

有机质丰度决定了烃源岩生烃的物质基础，有机质类型决定烃源岩的生烃潜力，但能否生成油或气与有机质的热演化程度有密切关系。目前确定成熟度的指标有许多种，常用的为镜质体反射率Ro、岩石最高热解峰温Tmax、岩石热解产率指数S1/(S1+S2)、CPI(碳优势指数)、OEP(奇碳优势)和生物标志物参数等。镜质体反射率是应用效果最好的指标，其次为Tmax，其他指标参数作为辅助评价指标。

从烃源岩的演化剖面可以看出，卡拉岗组烃源岩从1 500 m进入生油窗，1 500～2 200 m为低熟阶段(Ro为0.5%～0.7%)，2 200～3 800 m为成熟阶段(Ro为0.7%～1.2%)，3 800 m以下为高熟阶段(Ro大于1.2%)。从研究区烃源岩演化剖面图(图5)分析可知，卡拉岗组埋深介于1 300～2 800 m之间，平均深度达2 000 m，卡拉岗组烃源岩Ro为0.5%～0.8%，Tmax值为427～453 ℃，OEP和CPI值基本大于1，烃源岩基本处于低熟阶段；结合S1/(S1+S2)和Tmax数据分析埋深较大的样品(2 200～3 000 m)处于成熟阶段(图5)。总体来说，卡拉岗组烃源岩处于低熟—成熟阶段，具有良好的生烃潜力。

图5 三塘湖盆地马朗凹陷烃源岩演化剖面图

4 烃源岩形成环境特征

烃源岩抽提物中的姥鲛烷Pr与植烷Ph比值Pr/Ph与沉积环境的氧化-还原条件有密切关系，Pr/Ph越高，沉积水体的氧化性越强，Pr/Ph越低，沉积水体的还原性越强[21-23]。一般而言，盐湖、咸水湖有机质的Pr/Ph普遍低于0.8，具植烷优势，属于强还原环境；半咸水—淡水环境湖相的Pr/Ph介于0.8～2.8之间，属于还原—弱氧化环境；淡水湖相的Pr/Ph普遍大于2.8，最高可大于4.0，属于弱氧化—氧化条件。伽马蜡烷指数的相对值大小可以指示沉积时的水体盐度，伽马蜡烷指数值越高，水体越咸。研究区烃源岩Pr/Ph值大部分小于0.8，仅有含灰泥岩的伽马蜡烷指数相对较高，含灰泥岩和白云质泥岩伽马蜡烷指数稍高于凝灰质泥岩，认为该地区可能处于还原的微咸水环境(图6)。

图6 马东地区不同岩性烃源岩伽马蜡烷指数-Pr/Ph交会图

为了进一步判断研究区烃源岩的形成环境，需结合生物标志化合物特征来间接反映不同岩性烃源岩的沉积环境以及马东地区卡拉岗组平面上沉积环境的变化[24]。本次研究共采集了马朗凹陷马东地区卡拉岗组不同岩性烃源岩样品进行饱和烃色质谱分析，不同岩性烃源岩抽提物的生物标志物响应特征具有一定差异性。

凝灰质泥岩抽提物饱和烃正构烷烃呈近正态分布，主峰碳为nC21，伽马蜡烷不高，无β胡萝卜烷，凝灰质泥岩大部分Pr/Ph值<0.8,可能形成于还原的淡水—微咸水环境；三环萜含量较低，Ts(18α-22,29,30-三降藿烷)

m/z为质核比。

结合马东地区构造地质条件，目的层的埋深由马33井区向马71井区逐渐变深(图3)，且由马33井沿近东西向过渡到马71井的伽马蜡烷指数变小，同时马71井区没有β胡萝卜烷，而马33井区有β胡萝卜烷；反映了马33井区向马71井区的水体盐度和还原性降低，由还原—强还原的微咸水环境变为弱还原—弱氧化的淡水—微咸水环境。而马33井区TOC质量分数也高于马71井区，说明烃源岩沉积环境和有机碳含量具有一定的相关性。生物标志物分析显示，马33井区Ts/(Ts+Tm)和重排甾烷含量等成熟度参数都低于马71井区；这表明马33井区热演化程度低于马71井区，这与马71井区埋藏较深相一致。总体来说，卡拉岗组不同岩性烃源岩的沉积环境大体相似，除去生油母质本身的差异，其氧化还原特征具有一定的相似性，即不同岩性烃源岩可能沉积于相似的弱氧化—弱还原的微咸水沉积环境。

5 烃源岩综合评价与致密油形成意义

5.1 卡拉岗组烃源岩综合评价

根据以上不同岩性烃源岩分析结果可以看出，卡拉岗组不同岩性烃源岩均具有良好的生油气潜力，有机质类型主要为Ⅱ型，其中深灰色凝灰质泥岩和白云质泥岩烃源岩有机质丰度高、类型好，属于好的烃源岩；根据有机质热演化分析结果，卡拉岗组烃源岩处在生油窗附近，基本达到成熟阶段，但是从不同岩性烃源岩的地质分布特征来看，深灰色凝灰质泥岩在马东地区卡拉岗组分布厚度大，平面分布较为稳定，为该层位主力烃源岩(图8)。

图8 三塘湖盆地马朗凹陷卡拉岗组烃源岩综合评价图

5.2 卡拉岗组致密油藏形成意义

钻井揭示该区岩性组合为厚层暗色泥岩夹薄层凝灰岩，且录井显示大部分凝灰岩含油级别为油迹，少部分为荧光级别，通过统计卡拉岗组具有油气显示的凝灰岩累计厚度较大，平均达194 m。该区卡拉岗组烃源岩有机质丰度较高，处于低熟阶段，可产生大量有机酸，从而对薄层凝灰岩产生溶蚀作用，形成有利储层。从岩心和薄片观察以及储层物性(图9)来看，储层岩性以玻屑沉凝灰岩为主，发育溶蚀孔隙和微裂缝，孔隙度平均为12.5%，渗透率平均为0.5×10-3μm，属于中高孔、特低渗储层。油层的含油饱和度普遍大于40.0%，最高达58.6%，为中等含油饱和度油藏。其中马33井和马71井在卡拉岗组薄层致密凝灰岩中试油成功，平均日产量较高，达7.03 t，试油阶段累计产量达92.20 t。卡拉岗组烃源岩具有好的生烃潜力，烃源岩与凝灰岩互层叠置，有利于形成自生自储型源储配置关系，且卡拉岗组厚层的暗色泥岩可作为良好的盖层，因此，卡拉岗组具备形成致密凝灰岩油藏的良好条件。