六盘山盆地固原凹陷构造-热演化史及油气地质意义

张天兵 ，彭恒 ，陈江萌 ，潘进礼 ，刘池洋 ，王建强

（1.西北大学地质学系大陆动力学国家重点实验室，陕西 西安 710069；2.中国石油长庆油田分公司第二采气厂，陕西 西安 710021；3.宁夏回族自治区地质调查院，宁夏 银川 750021）

0 引言

含油气盆地构造-热演化史与油气生成、聚集成藏及最终定位联系密切［1-9］，对其研究不仅有助于分析盆地埋藏-生烃演化过程及后期演化改造，对烃源岩的生烃演化及指导油气勘探亦具有重要意义［2-10］。

六盘山盆地油气、煤、膏盐等资源丰富［11-13］。大量白垩系油苗、井下油气显示和湖相暗色泥页岩的发现，表明六盘山盆地白垩系具备良好的油气形成条件。然而，六盘山盆地地质构造复杂、后期改造强烈［5，14-17］，至今油气勘探成效甚微，前期大区域的沉积-构造演化、改造过程及烃源岩评价等研究［18-20］，已难以满足当前的油气勘探的需求。而针对盆地主要凹陷区（如固原凹陷、海原凹陷）白垩系烃源岩的热演化史、后期改造过程及其与油气关系的研究仍较薄弱，这在一定程度上制约了六盘山盆地白垩系油气的客观评价和勘探。近年来，随着我国油气勘探开发力度的加大，河套盆地油气勘探不断取得新突破［21-22］，显示出鄂尔多斯盆地周边地区具有良好的油气勘探前景，因而有必要对六盘山盆地油气勘探前景进行重新认识。

本文利用六盘山盆地固原凹陷GC1井的岩心样品分别开展了镜质组反射率（Ro）和磷灰石裂变径迹（AFT）年代学测试分析［23-24］，综合分析了固原凹陷下白垩统的埋藏-热演化过程；结合区域地质，初步探讨了其油气地质意义。

1 六盘山盆地地质背景

六盘山盆地位于鄂尔多斯盆地西南缘，地处华北板块西南缘、秦祁造山带及阿拉善地块的复合部位，断裂发育，构造特征复杂。该区早古生代发育演化与秦祁海槽关系密切，晚古生代为华北克拉通边缘坳陷，中生代早中期为鄂尔多斯内陆坳陷盆地的西南边缘；早白垩世，发生伸展断陷，沉积了巨厚的下白垩统；晚白垩世以来，该区与鄂尔多斯盆地一起发生了整体差异抬升与剥蚀，主体缺失上白垩统—古新统［25］。始新世以来，六盘山地区再次出现伸展断陷，发育了新生代宁南盆地［26］。晚新生代，受到青藏高原向北东挤压的影响，断裂活动频繁，区域改造强烈［27］。本文所称的六盘山盆地是指六盘山地区下白垩统广泛分布的区域，现今呈隆凹相间的格局，主要由包括固原凹陷、海原凹陷、兴仁凹陷等10余个次级构造单元构成（见图1），其中GC1井位于固原凹陷的中部。

六盘山地区下白垩统现今主要分布于同心、海原、固原一带，出露于盆地西南部六盘山-月亮山区域（见图1）。盆地总体呈一不对称断陷结构，在其发育时期，固原—海原—兴仁一带为其沉积-沉降中心［12-13］。下白垩统自下而上依次为三桥组、和尚铺组、李洼峡组、马东山组和乃家河组。其中：三桥组为一套厚层冲积扇-三角洲相紫红色砂砾岩；和尚铺组为紫红色砂岩、砂砾岩夹褐红色泥岩的河湖相沉积；李洼峡组为一套杂色泥岩、泥灰岩夹石灰岩、薄层砂岩的河湖相沉积；马东山组为灰色泥岩、云质灰岩、灰黑色页岩夹薄层石膏的浅湖相沉积，湖泊范围缩小；乃家河组沉积期湖盆咸化加剧，形成了一套灰黑色泥岩、灰白色膏泥岩［13］。下白垩统沉积总体经历了由氧化到还原环境的转变，表现为粒度由粗到细的正旋回序列，其中李洼峡组、马东山组和乃家河组为该区有利的烃源岩发育层段，有机质丰度相对较高，具有较好的生烃潜力［29］。

2 样品采集及测试方法

2.1 样品采集

GC1井位于六盘山盆地中部固原凹陷（见图1），完井深度为2 619.5 m，依次钻遇第四系、新近系甘肃群、古近系寺口子组、下白垩统乃家河组、马东山组及李洼峡组（未穿）。该井下白垩统乃家河组以灰色灰质泥岩为主，夹薄层灰色泥岩，地层厚594.5 m（井深1 424.5～2 019.0 m）；马东山组以灰黑、灰色泥岩为主，缝壁上可见原油浸染，地层厚467.5 m（井深2 019.0～2 486.5 m）；李洼峡组中上部以杂色砾岩为主，夹杂薄层泥、砂砾岩，下部以浅灰色细砂岩为主，地层厚度大于133.0 m（未见底，井深2 486.5～2 619.5 m）。本次研究在GC1井共采集了13件样品，其中的GC-3为李洼峡组上部砂岩样品，对其开展了AFT分析，其余样品为马东山组灰黑色、灰色泥岩，全部进行了Ro测试。具体采样信息见表1。

表1 六盘山盆地GC1井采样信息

2.2 测试方法

镜质组反射率分析在西北大学地质学系构造热史研究实验室完成，主要利用ZEISS偏光显微镜、TIDAS PMTIV光度计和MSP200测试系统，测试采用全岩光片法。

磷灰石裂变径迹分析在大陆动力学国家重点实验室（西北大学）裂变径迹实验室完成。测试及数据处理过程与前人一致［30-31］，此处不再赘述。

3 测试结果分析

3.1 镜质组反射率

本次对马东山组13件暗色泥岩样品开展了Ro测试，采样深度介于2 135～2 390 m，除样品GC-12因质量原因测试点（颗粒）数（n）为10个外，其他样品测试点（颗粒）数均在30个以上。测试样品Ro平均值介于0.915%～1.095%，总体显示出样品Ro值随采样深度增加而增加的趋势，符合深度越大、样品镜质组热演化程度越高的特点。

关于六盘山盆地下白垩统热演化程度，前人也曾开展了不同程度的研究。李渭等［16］对固原地区马东山组29件样品开展了分析，Ro值介于0.590%～1.190%，平均值为0.770%；陈金燕［29］测试的固原凹陷浅钻及周缘露头马东山组烃源岩Ro值介于0.470%～1.100%，平均值为0.730%；屈红军等［13］对盆地浅井和露头剖面马东山组—乃家河组烃源岩Ro值的测试结果介于0.400%～1.000%。由此可见，本次实测Ro值与前人分析的结果较为一致，表明盆地马东山组热演化总体为低熟—成熟的特征，均达到了陆相有机质成熟度生烃标准（Ro>0.5%）。

将本次实测Ro与采样深度关系进行线性回归，建立的回归关系方程为h=1039.2Ro+1213.7，R2=0.78（式中，h为采样深度，m）。依据该回归方程，可推测该井李洼峡组GC-3样品（深度2611.0m）的Ro值约1.340%。若参照Barker等［23］建立的Ro与温度的回归方程lnRo=0.0078T-1.2，R2=0.70（式中，T 为温度，℃），可大致推算 GC-3 样品经历的最高古地温约190℃。

3.2 磷灰石裂变径迹结果分析

对GC-3样品共测试了30个磷灰石颗粒（一般测试20个颗粒即可）的年龄（距今时间），测试结果见表2、图2。计算获得AFT中值年龄为37.4±2.4 Ma。样品AFT年龄的检验值（P（χ2））为 73%，远大于 P（χ2）≥5%的卡方检验值，表明样品中磷灰石来自同一年龄组分或经历了统一的退火过程（见图2a）；单颗粒年龄介于20～80 Ma，频率分布具有单峰分布且单峰偏于较小年龄一侧的特点（见图2b），同时单颗粒年龄均小于所赋存的地层时代（距今时间，大于100 Ma），表明磷灰石曾经历了完全退火（地温超过120℃）过程，这与上述利用Ro值大致推算的古温度情况相符合，可相互印证。样品Dpar（平行于晶体c轴径迹蚀刻斑坑的平均宽度）值分布均较为集中，介于1.76～2.82 μm，表明样品磷灰石颗粒具有相似的退火动力学行为［31］；单颗粒年龄和Dpar值间未见明显相关性（见图2a），指示矿物化学成分差异对年龄影响不明显。样品围限径迹平均长度为12.86±1.06 μm（见表 2、图 2c），小于初始形成长度（16.30 μm），说明围限径迹后期明显缩短。围限径迹长度频率分布图总体显示出单峰特征，长围限径迹数量较少（见图2c），说明样品在部分退火带区间停留时间较长。

表2 GC1井GC-3样品AFT测试结果

图2 GC1井GC-3样品AFT单颗粒年龄、Dpar、径迹长度分布

3.3 埋藏-热演化史模拟

3.3.1 基于Ro的埋藏-热演化史模拟

利用Basinmod盆地模拟软件，根据GC1井实测的古温标（Ro值）和现今地温梯度（30℃/km）（参考其紧邻的鄂尔多斯盆地西南部现今地温梯度），结合GC1井地层埋深及岩性等资料开展了埋藏-热史演化过程模拟。模拟Ro值与实测Ro值吻合度高，表明模拟结果较为可信。

从模拟的埋藏-热演化史图可知，六盘山盆地下白垩统总体经历了快速埋藏增温—抬升—再埋藏的演化过程（见图3）。其中：马东山组在距今106.50Ma左右Ro值达到生烃标准下限值0.5%，开始进入生烃门限；距今103.60Ma左右Ro达到0.7%，进入生油高峰；距今100.00 Ma左右Ro值达到1.1%，并达到最大古地温，其底部温度约160℃，此时，其下伏李洼峡组最高古地温约达168℃。盆地下白垩统于距今100.00～47.90 Ma发生抬升，地层遭受剥蚀；在距今47.90 Ma再次发生开始快速沉降，约距今23.00Ma沉降速率减慢，在约距今2.58 Ma再次加速沉降。从埋藏-热演化史模拟看，固原凹陷乃家河组—李洼峡组烃源岩现今仍处于生烃阶段（见图3）。

图3 GC1井埋藏-热演化史模拟

3.3.2 磷灰石裂变径迹热演化史反演模拟

AFT测试年龄（简称AFT年龄）一般难以直接确定地质体发生热事件的时限及过程，需要利用AFT年龄、围限径迹长度及Dpar值等参数开展热演化史反演模拟，进而根据提取数据分析其所蕴含的地质意义［32-33］。为进一步揭示六盘山盆地中部GC1井所在区域的构造-热演化史，本文利用HeFTy1.9.1软件对李洼峡组磷灰石裂变径迹年代学测试结果开展了热演化史反演。

模拟前参考并设置了下列约束条件：1）由于李洼峡组的地层年龄为125.3～118.3Ma［34］，采样点位于李洼峡组顶部，为此将初始沉积时代设置为距今120.0～118.3 Ma；2）参考平均地表温度（15±5℃）、地温梯度（30℃/km），则样品GC-3的现今地温为93±5℃；3）乃家河组与上覆古近系寺口子组为不整合接触，寺口子组的沉积底界时间为距今29 Ma左右，依据样品所在位置与不整合面的相对高度差，在距今35.0～29.0 Ma对样品设置了48±5℃的约束框；4）样品在早白垩世沉积后达到最大古地温，在距今105.0～95.0 Ma相应给予较大的约束框。模拟选用多元动力学退火模型［32］，参考裂变径迹初始径迹长度（16.3μm），并使用矫正后的样品围限径迹长度，运用Monte Carlo法进行反演模拟。依据拟合优度参数（GOF值）可判别反演模拟结果与实测值的拟合程度，其值越大代表二者越吻合。一般GOF值大于0.05认为模拟结果较为可信，大于0.50为好的模拟结果［33］。

反演模拟结果显示，样品GC-3的AFT年龄和围限径迹长度分别为38.0Ma和12.74±1.09 μm，二者的GOF值分别为0.94和0.73，表明反演模拟结果与实测值吻合度好，结果较为可靠。从反演模拟结果看，该样品总体经历了快速增温—缓慢降温—快速降温—缓慢增温的热演化史过程（见图4a），演化过程与上述利用Ro值反演的埋藏-热演化过程较一致（见图3）。

进一步利用平均模拟路径（图4a中白色曲线）对样品的热演化阶段开展分析：1）距今120.0～96.0 Ma，样品从地表温度快速达到最高地温（约180℃），加热速率约7.5℃/Ma；2）距今 100.0～32.0 Ma，样品发生冷却，经历了由快—慢—快的冷却过程，平均冷却速率约-2.0℃/Ma；3）距今约32.0 Ma以来，样品再次出现由快—慢的升温过程，平均增温速率约1.3℃/Ma（见图4a）。

图4 GC1井李洼峡组AFT热演化史反演模拟结果

4 盆地构造-热演化过程与油气地质意义

4.1 构造-热演化过程

上述对固原凹陷GC1井样品Ro值埋藏-热演化史模拟和AFT热演化史反演模拟，显示六盘山盆地固原凹陷下白垩统埋藏—抬升过程与其经历的温度变化在时间阶段上具有较好的一致性，可以相互印证，有效揭示了固原凹陷下白垩统的构造-热演化阶段与过程。

早白垩世为六盘山盆地发育的主要时期，经历了快速埋藏升温，于早白垩世末达到最大古地温（见图4、图5）。由GC1井钻遇地层推断，马东山组现今底埋深约2 486 m，而马东山组及其上覆白垩系残留厚度共约1 062 m。推算研究区马东山组及其上覆白垩系的最大古埋藏深度约2 500～2 700 m。若按照地表温度15℃、地温梯度30℃/km，以及GC1井马东山组古、今埋深计算，其经历的最大古地温仅约96℃，远不能使马东山组Ro值达到0.9%以上；而参考本次热演化史模拟结果，最大埋深时（距今约100.0 Ma）马东山组与古地表的温差约140～150℃，由此推算六盘山盆地中部早白垩世古地温梯度可达约51～60℃/km。——这也与六盘山、月亮山及马东山地区已有裂变径迹热演化史模拟结果一致，如盆地西缘马东山组白垩纪最高古地温约120℃［18-19］。早白垩世期间，六盘山盆地产生了近东西向和北东向引张应力与伸展变形［35-36］，同时在研究区固原黑石山、陇县铁骑安沟、崇信铜城均有早白垩世岩浆岩活动报道，时代介于距今130.0～107.0 Ma［37-38］，与固原凹陷早白垩世高古地温梯度的出现在时空上具同步性。推测该构造背景一定程度对固原凹陷高异常地温梯度的出现及下白垩统烃源岩的成熟具有促进作用，但仍待深入研究。

4.2 油气地质意义

前人研究表明，六盘山盆地在乃家河组、马东山组及李洼峡组沉积期间发育了多套烃源岩［11，13］。这些烃源岩有机质丰度相对较高，均达到了中等—好烃源岩标准。如：盆地中部固原地区，马东山组为主力烃源岩，其有机质类型以Ⅰ—Ⅱ1型为主，总有机碳质量分数（TOC）、氯仿沥青“A”质量分数和热解生烃潜量（S1+S2）均值分别为 1.78%，0.312%和 12.49 mg/g［29］；盆地北部，马东山组—乃家河组为主力烃源岩，其有机质类型以Ⅰ—Ⅱ1型为主，TOC、氯仿沥青“A”质量分数和S1+S2均值分别为 1.73%，0.078%和 6.52 mg/g［29］。前已述及，这些烃源岩均曾达到低熟—成熟阶段。

油气为流体矿产，极易受构造变动的影响。六盘山盆地地处多个构造单元的复合部位，构造位置特殊。盆地后期多期次的构造-热演化、隆升剥蚀和断裂活动［26，31］等深刻地影响了白垩系油气保存、成藏和最终定位。基础油气调查发现，盆地白垩系现今地表露头油苗广布，沿区域断裂分布特征明显，主体分布在今六盘山一带，如六盘山断裂、海原断裂附近（见图1），同时在盆地西北部井下亦有较好油气显示，说明该盆地具有良好的油气远景。研究区白垩系油苗广泛分布应是后期多期次改造、油藏遭受破坏的结果（见图5。剖面位置见图1），油气藏的保存状况可能与断裂活动及上覆保存条件密切相关，这也为该区进一步油气勘探带来了机遇和挑战。

图5 固原凹陷结构-构造特征与油气成藏示意（据文献［39］修改）

盆地中部固原凹陷现今结构特征受断裂控制明显，且断裂走滑特征明显［20］，凹陷内部新生代沉积厚度较大，下白垩统得以良好埋藏和保存，且具有较大范围的分布，构造改造也相对较弱。因此，该区域远离断裂的深凹陷区应是岩性油气、页岩油气藏等勘探的较有利地区（见图5），值得进一步深入研究。

同时，需要指出的是，六盘山盆地油气勘探能否取得突破，关键在于厘定盆地晚白垩世以来后期改造关键阶段与过程，寻找改造较弱且具备良好生储盖配置的区域。

5 结论

1）六盘山盆地固原凹陷GC1井岩心样品Ro值及AFT测试分析表明：下白垩统马东山组Ro值在0.915%～1.095%，已达到成熟演化阶段；李洼峡组砂岩AFT年龄为37.4±2.4 Ma，且经历了完全退火。两者共同指示了固原凹陷下白垩统曾经历了较高的热演化及生烃过程。

2）埋藏史和热演化史模拟进一步揭示，固原凹陷区下白垩统于早白垩世末（约距今100 Ma）达到最大埋深和热演化阶段，最大地温梯度可达51～60℃/km，晚白垩世以来，先后经历了快速到缓慢的冷却抬升和剥蚀过程，始新世再次发生埋藏升温，并保持至今。

3）综合研究认为，固原凹陷结构受区域断裂控制，但凹陷区内部改造相对较弱，生储盖配置良好，推测有较好的油气勘探前景。