银额盆地艾西凹陷烃源岩地球化学特征及资源潜力

2022-12-07张亚雄陈治军高怡文王小多韩长春李子梁

石油实验地质 2022年6期

张亚雄，陈治军，高怡文，王小多，韩长春，李子梁

1.中国石化石油勘探开发研究院，北京 102206；2.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，西安 710075；3.长江大学资源与环境学院，武汉 430100

银额盆地是中国北方中生界断陷盆地的典型代表，盆地由31个中小型凹陷构成[1]。这些凹陷具有相似的沉积构造演化史，具有相似的烃类生成、运移和聚集特征[2]。但每个凹陷作为独立的沉积单元，烃源岩的发育程度差异很大[3]。这源于陆相烃源岩形成环境的复杂性，凹陷的形态、边界断裂的活动性、古气候、事件沉积等特定地质环境均有可能对烃源岩的形成起控制作用[4]。同时，中国北方中生界断陷盆地的勘探实践表明，烃源岩(特别是优质烃源岩)的发育程度对油气的分布和凹陷的勘探成效起决定性作用[5]。在这些区域开展勘探研究工作，烃源岩研究是最基础、也是最关键的一个环节。银额盆地艾西凹陷的油气勘探始于2016年，相继完钻的2口探井取得了一定的勘探成果。如部分井段发育好的烃源岩，表明研究区具备油气成藏的物质基础。再如局部井段见到了良好的油气显示，预示着研究区具有一定的油气勘探潜力。但该区油气勘探方面的研究均未开展，烃源岩特征、油气资源潜力等尚不明朗。

本次基于研究区2口探井全井段泥岩的地球化学录井资料和关键烃源岩样品的测试分析资料，对艾西凹陷烃源岩开展地球化学特征研究，分析烃源岩的沉积环境，预测有效烃源岩的分布，在此基础上开展油气资源潜力分析，研究成果可为该区的勘探决策和勘探部署提供科学的依据。

1 地质概况

银额盆地是在前寒武系结晶地块和古生界褶皱基底基础上发育起来的中生代—新生代沉积盆地，位于塔里木、西伯利亚、哈萨克斯坦—准噶尔和华北4个板块的结合部位[3]。早白垩世以来，盆地经历了裂陷、断—拗转换、拗陷、反转4个演化阶段[1]。

艾西凹陷位于银额盆地苏红图坳陷的东部(图1)，钻井揭示的沉积地层自下而上有二叠系、白垩系和第四系。主要的沉积地层为白垩系，其自下而上可划分为巴音戈壁组一段(K1b1)、二段(K1b2)、三段(K1b3)、苏红图组(K1s)、银根组(K1y)和乌兰苏海组(K2w)。白垩系以湖相和三角洲相沉积为主(图2)，泥岩发育程度较好[6]。

图1 银额盆地艾西凹陷构造分区(a)、构造位置(b)和A2井综合柱状图(c)

图2 银额盆地艾西凹陷A1井部分井段泥岩岩心照片

A1井和A2井各层段均有厚度较大的泥岩发育，且总体来看，A1井的泥岩发育程度好于A2井(表1，图1)。这些泥岩主要为形成于湖相和三角洲相的粉砂质泥岩、灰质泥岩、含灰泥岩等，颜色有褐色、棕色、杂色、灰色、灰黑色等，其中灰色、灰黑色等颜色的泥岩称为暗色泥岩，可作为潜在烃源岩。A1井泥岩主要发育于K2w、K1y、K1s、K1b3和K1b1，累计厚度均达50 m以上；暗色泥岩主要发育于K1y、K1s、K1b3和K1b1，累计厚度分别为92，73，60，58 m。A2井泥岩主要发育于K2w、K1y、K1s和K1b3，累计厚度在81～420 m；暗色泥岩主要发育于K2w、K1s，K1b3，累计厚度分别为194，122，77 m。

表1 银额盆地艾西凹陷泥岩厚度统计

2 样品与测试分析

本研究地化录井资料的样品来源于A1井和A2井全井段泥岩的岩屑和岩心样品，A1井样品数为278个，A2井样品数为114个。对于泥岩厚度大于2 m的井段，每隔2 m取1个样；对于泥岩厚度小于2 m的井段，每层取1个样；对于有取心的泥岩，加大取样密度，每隔0.5 m取1个样。在钻井现场对样品开展岩石热解分析，采用的仪器为YY3000A型油岩综合评价仪，分析方法参照国家标准《岩石热解分析：GB/T 18602—2012》[7]。为了使得生烃反应彻底，样品粉碎后的粒径应为0.07～0.15 mm。同时，样品从地下采出后第一时间开展分析，数据的准确度也有了很大的提升。

除以上样品外，采集了A1井部分烃源岩的岩心样品，在实验室开展了系统的有机地球化学测试分析。样品数为5个，其中K1y1个，K1s1个，K1b32个，K1b11个。对样品开展的测试分析项目包括有机碳含量测定、岩石中氯仿沥青及族组分分析、干酪根元素分析、干酪根碳同位素分析、干酪根镜质体反射率测定、饱和烃气相色谱分析、生物标志物色谱—质谱分析等，测试分析由长江大学地球化学实验室完成。干酪根元素分析所用仪器为LECO Truspect元素分析仪，检测温度23 ℃，相对湿度65%。碳同位素测试所用的仪器为GV Isoprime稳定同位素质谱仪，每个样品重复测定2次以上，取平均值，分析精度优于±0.20‰[3]。GC-MS测试使用HP6890-GC/5973 MSD色谱—质谱联用仪进行分析，色谱柱为HP-5MS 30 m×0.25 mm×0.5 μm，质谱检测方式为多离子检测。

3 烃源岩地球化学特征

3.1 有机质丰度

K1b1泥岩总有机碳含量ω(TOC)为0.28%～2.36%，平均为0.67%；获得了1个样品的氯仿沥青“A”资料，其值为0.068%；S1+S2平均为2.24 mg/g；参照陆相烃源岩有机质评价标准[8]，泥岩主要为中等—好的烃源岩(图3，表2)。K1b2泥岩ω(TOC)为0.27%～1.83%，平均为0.78%，S1+S2平均为2.82 mg/g，泥岩主要为中等有机质丰度的烃源岩。K1b3泥岩ω(TOC)为0.35%～1.77%，平均为0.74%，氯仿沥青“A”含量平均为0.062%，S1+S2平均为3.19 mg/g，泥岩有机质丰度较高，中等—好的烃源岩占比很大。K1s泥岩ω(TOC)为0.01%～2.67%，平均为0.25%；获得1个样品的氯仿沥青“A” 数据，其值为0.042%；S1+S2平均为0.18 mg/g，虽然少数样品有机质丰度较高，但K1s泥岩整体为非—差烃源岩。K1y泥岩ω(TOC)为0.03%～0.62%，平均为0.17%；获得了1个样品的氯仿沥青“A”数据，其值为0.009%；热解参数S1+S2平均为0.08 mg/g，K1y泥岩有机质丰度极低，也基本为非烃源岩。K2w泥岩ω(TOC)为0.01%～2.57%，平均为0.34%，热解参数S1+S2平均为0.80 mg/g，虽然极少数样品有机质丰度较高，但K2w泥岩基本为非烃源岩(图3，表2)。

图3 银额盆地艾西凹陷泥岩TOC含量分布频率

表2 银额盆地艾西凹陷泥岩地球化学数据

整体来看，研究区有机质丰度较高的烃源岩主要发育于巴音戈壁组，这与盆地其他取得较好勘探效果的凹陷具有相似性，如哈日凹陷，其主力烃源岩主要为K1b1和K1b2泥岩[15]。

3.2 有机质类型

氢指数(IH)、Tmax等岩石热解参数可对烃源岩的有机质类型进行有效判别[9-10]，可参照前人建立的图版对烃源岩的有机质类型进行划分[3]。但如果烃源岩有机质丰度极低，热解过程中的S2峰不明显，会导致Tmax值存在异常(异常高或异常低)[11]，这种情况下利用IH—Tmax图版法不能对烃源岩的有机质类型做出有效判别。本次对TOC含量小于0.6%的样品做剔除处理，在此基础上利用IH—Tmax图版法对烃源岩的有机质类型进行了划分(图4a)。可以看出：K2w烃源岩的有机质类型为Ⅱ2—Ⅲ型，K1y和K1s烃源岩以Ⅲ型为主，K1b3烃源岩主要为Ⅱ1—Ⅱ2型，K1b2和K1b1烃源岩主要为Ⅱ2—Ⅲ型。同时，K1b3烃源岩有机质类型虽然整体偏腐殖型，但存在一定的特殊性，表现为跨度相对较大、部分样品类型较好(为Ⅱ1型)，说明该段烃源岩在局部井段可能存在水生生物的优势生源贡献，反映出湖相烃源岩复杂多变性。

本次还获取了部分层段烃源岩干酪根H/C原子比和δ13C数据，参照相关图版可以看出：K1y、K1s、K1b3和K1b1烃源岩以Ⅲ型干酪根为主(图4b)，在有机质母源输入方面这些层段均具有高等植物占据优势的特征，导致有机质类型偏腐殖型。对于这种有机质母源输入的推论，生物标志化合物资料也能够提供有利的证据。一般情况下，C27甾烷来源于低等水生生物和藻类，C29甾烷来源于陆源高等植物，通常运用ααα20R-C27、ααα20R-C28和ααα20R-C29规则甾烷的分布特征来判断生源输入[9,12]。K1y、K1s、K1b3和K1b1烃源岩ααα20R-C27、ααα20R-C28和ααα20R-C29规则甾烷的分布呈现反“L”型或不对称“V”字形，指示各层段烃源岩的有机质生源主要为高等植物(图5)。K1y烃源岩C29甾烷/C27甾烷值为1.67，K1s烃源岩C29甾烷/C27甾烷值为1.69，K1b3烃源岩C29甾烷/C27甾烷值为1.71～4.46，K1b1烃源岩C29甾烷/C27甾烷值为1.40，亦指示各层段烃源岩的生源主要为高等植物。

图4 银额盆地艾西凹陷烃源岩有机质类型

图5 银额盆地艾西凹陷A1井不同层段烃源岩生物标志化合物谱图

3.3 有机质成熟度

烃源岩有机质成熟度评价常用的参数有镜质体反射率(Ro)、岩石热解参数(Tmax)、生物标志化合物成熟度参数等[9]。同样基于低有机质丰度会引起Tmax值异常的考虑，在运用参数Tmax评价烃源岩成熟度时，对TOC含量小于0.6%的样品做剔除处理。本研究的Tmax数据来自于A1井和A2井全井段泥岩，由于A井的构造位置位于南洼槽靠近凹陷边缘位置，A2井的构造位置位于中洼槽靠近洼槽带位置，在连续取样的情况下，同一层段的样品覆盖深度范围大，Tmax数据的代表性较好。Ro数据来自于A1井，虽然样品数只有5个，但样品分布的层位多，靠近中部的构造位置使得数据能够较为真实地反映出各研究层段烃源岩的平均热演化程度。Ro和Tmax资料显示，K2w烃源岩Tmax为421～442 ℃，平均为432 ℃，烃源岩主要为未成熟烃源岩。K1y1个烃源岩样品的Ro值为0.34%，Tmax平均为434 ℃，烃源岩也以未成熟为主。K1s1个烃源岩样品的Ro值为0.52%，Tmax平均为438 ℃，烃源岩处于低成熟热演化阶段。K1b3烃源岩Ro平均为0.74%，Tmax平均为441 ℃，烃源岩基本达到了成熟热演化阶段。K1b2烃源岩Tmax平均为443 ℃，烃源岩也达到了成熟热演化阶段。K1b11个烃源岩样品的Ro值为1.00%，Tmax平均为445 ℃，烃源岩亦以成熟烃源岩为主(表2)。

前人利用热解参数PI[计算公式为S1/(S1+S2)]和Tmax建立了评价烃源岩热演化程度的方法[10]，参照该图版对研究区烃源岩的成熟度进行了判定。可以看出，K2w、K1y和K1s烃源岩以未成熟烃源岩为主，K1b3、K1b2和K1b1烃源岩以成熟烃源岩为主。同时，K1b2和K1b1烃源岩有机质类型以Ⅲ型为主，处于生气区；K1b3烃源岩有机质类型主要为Ⅱ1—Ⅱ2型，部分处于生油窗，部分处于生气区(图6a)。

甾烷异构化参数C29甾烷ααα20S/20(R+S)和C29甾烷αββ/(ααα+αββ)的值随着成熟度的增加而升高，被广泛地应用于成熟度评价研究中[12]。C29甾烷成熟度参数C29αββ/(ααα+αββ)和C29ααα20S/20(R+S)同样指示：K1y烃源岩为未成熟烃源岩，K1s烃源岩为低成熟烃源岩，K1b3和K1b1烃源岩达到成熟热演化阶段(图6b)。

图6 银额盆地艾西凹陷烃源岩热演化特征

4 烃源岩沉积环境特征

4.1 古气候

沉积岩的微量元素特征对沉积古环境有很好的指示作用，喜干型元素(Sr)与喜湿型元素(Cu)的比值可以反映古气候，Sr/Cu值小于10指示温暖湿润气候，Sr/Cu值大于10表示干燥炎热气候[13]。研究区K1y、K1s、K1b3，K1b1烃源岩的Sr/Cu值分别为5.16，5.79，5.84，3.42，表明烃源岩沉积期古气候温暖湿润。

4.2 古盐度

伽马蜡烷是异常盐度或稳定水体分层的标志，也被认为是咸水还原环境的标志物[9]。K1y、K1s、K1b3，K1b1烃源岩的伽马蜡烷指数(伽马蜡烷/C30藿烷)分别为0.02，0.21，0.08，0.03，伽马蜡烷含量并不高，烃源岩应该形成于淡水沉积环境，且沉积水体分层不明显。

一般情况下，微量元素Sr/Ba、Sr与古盐度呈现正相关性，可作为古盐度判别的灵敏指标[14]。从研究区烃源岩Sr/Ba与Sr的相关关系来看，K1y、K1s、K1b3和K1b1烃源岩主要形成于淡水环境(图7)。

图7 银额盆地艾西凹陷烃源岩Sr/Ba与Sr的相关关系底图据文献[14]。

4.3 古氧化还原环境

姥鲛烷(Pr)和植烷(Ph)是类异戊二烯烷烃中常见的化合物，尽管成熟度对他们的丰度有一定的影响，但Pr/Ph依然是指示烃源岩沉积古环境的有效指标[3]。PETERS等[15]提出了烃源岩中的Pr/Ph>3可能指示为氧化条件的沉积环境；而Pr/Ph<0.6时，则指示高盐度的还原沉积环境；介于0.8～2.5之间，若无其他证据则不适合用Pr/Ph确定生油岩的古环境。K1y、K1s、K1b1烃源岩分别获得了1个样品的数据，Pr/Ph值分别为1.39，2.32，2.22，K1b3烃源岩的Pr/Ph值为1.53～1.55，平均为1.54。它们的Pr/Ph基本介于0.8～2.5之间，结合nC17和nC18对烃源岩沉积环境进行识别，可以看出研究区各层段烃源岩的沉积古环境为偏氧化环境(图8)。

图8 银额盆地艾西凹陷不同层段烃源岩Ph/nC18与Pr/nC17相关关系

U/Th值可判断沉积环境的氧化—还原状态，含氧环境中沉积岩的U/Th值一般小于0.75，缺氧环境中沉积岩的U/Th比值一般大于1.25[14]。研究区K1y、K1s、K1b3和K1b1烃源岩的U/Th值分别为0.31，0.29，0.25，0.29，表明烃源岩的沉积古环境主要为氧化环境。δU的计算公式为δU=2×U/(Th/3+U)，氧化水体环境中沉积岩的δU小于1，缺氧还原环境中沉积岩的δU大于1[13]。研究区K1y、K1s、K1b3和K1b1烃源岩的δU值分别为0.96，0.93，0.86，0.93，表明烃源岩的沉积古环境为含氧环境。V/Cr值也能反映水体的氧化还原环境，V/Cr值小于2为含氧环境，V/Cr值为2～4.25代表贫氧环境，V/Cr值大于4.25时为缺氧环境[16]。研究区K1y、K1s、K1b3和K1b1烃源岩的V/Cr值分别为0.80，1.14，1.35，1.18，也表明烃源岩的沉积古环境为含氧环境。

5 有机质富集控制因素

参照前人的研究成果，古气候对有机质富集会产生一定的影响[14]。古气候指标Sr/Cu显示，哈日凹陷白垩系烃源岩沉积的古气候整体为温暖湿润，且Sr/Cu与TOC含量的相关性不明显，这可能受控于样品数量少、样品的沉积古气候条件相近等原因，规律难以呈现(图9a)。伽马蜡烷/C30藿烷与TOC含量呈正相关关系，表明沉积古盐度越高越有利于有机质富集(图9b)。一些指示古氧化还原环境的指标，如U/Th、Ni/Co、V/Cr、V/(V+Ni)等，他们与TOC含量呈正相关关系(图9c-f)，表明还原性越强的环境越有利于有机质富集，因为还原性较强的缺氧环境为有机质的富集提供了良好的保存条件。Cd、Cu、Zn等元素被称为营养型元素，通常可作为古生产力有效替代指标[17]，它们与TOC含量呈正相关关系(图9g-i)，表明古生产力越高，有机质越富集。总体来说，有利于有机质富集的沉积环境为盐度较高、还原性较强的环境，高生产力是有机质富集的主要控制因素。

图9 银额盆地艾西凹陷烃源岩沉积环境指标与TOC之间的关系

6 资源潜力分析

6.1 有效烃源岩分布特征

有效烃源岩是指既有油气生成又有油气排出的岩石，它对油气成藏的研究意义重大[18]。“有效烃源岩控藏”理论为中国陆相油气勘探理论的重要组成部分，该理论的科学之处是既考虑了烃源岩的生烃有效性又明确了烃源岩的排烃有效性[19]。如何确定烃源岩为有效烃源岩?通常的做法是借鉴前人确定的TOC含量作为有效烃源岩识别的下限标准[20]。但前人建立的有效烃源岩评价标准千差万别，且套用他区的标准不能对研究区的有效烃源岩做出客观地评价，因为烃源岩非均质性极强、区域差异性无处不在。

近年来，有学者探索出了一种利用有机碳含量与烃指数包络线确定有效烃源岩的方法，得到了广泛地应用[21]。定义“烃指数”为单位有机质残留烃的含量，计算公式为S1/ω(TOC)，认为随着有机碳含量的增大烃指数呈现先增大后减小的变化趋势，S1/ω(TOC)开始降低的点对应的ω(TOC)值就是该区有效烃源岩的有机质丰度下限值，这是因为烃源岩的大量排烃是从S1/ω(TOC)降低开始的[21]。从图10可以看出，艾西凹陷烃源岩S1/ω(TOC)开始降低的点对应的ω(TOC)值为0.85%，厘定研究区有效烃源岩的ω(TOC)下限值为0.85%。

图10 银额盆地艾西凹陷烃源岩ω(TOC)与S1/ω(TOC)相关关系

依据本研究建立的标准，对研究区2口钻井的有效烃源岩进行了识别(表3)。整体上，研究区2口井有效烃源岩的发育程度较差，且多为薄层状。A1井有效烃源岩主要发育在K1b2和K1b1，累计厚度分别为29 m和34 m。A2井有效烃源岩主要发育在K1b3和K1b2，累计厚度分别为22 m和13 m。

表3 银额盆地艾西凹陷单井有效烃源岩厚度统计

根据单井有效烃源岩展布特征，参考沉积相展布特征对研究区有效烃源岩的平面分布进行了预测，K1b3、K1b2和K1b1有效烃源岩在南凹漕带、中南凹漕带、北凹漕带和西凹漕带均具有一定面积的分布(图11)。K1b3有效烃源岩主要分布在南凹漕带、北凹漕带和西凹漕带，其中北凹漕带的厚度最大，最厚达60余米，有效烃源岩在中凹漕带不发育。K1b2有效烃源岩在4个凹漕带均有分布，其中北凹漕带的厚度最大，最厚达70余米。K1b1有效烃源岩整体发育程度较差，主要分布在中凹漕带和南凹漕带，最大厚度为40余米。

图11 银额盆地艾西凹陷有效烃源岩厚度分布

6.2 资源量计算

油气资源量的计算方法很多，依据其主要原理可划分为体积统计法、成因评价法和历史—统计外推法三大类[22]。目前，尚无一种方法可对一切条件都能普遍适用，每种方法都有自己的局限性和适用范围，在实际研究中需根据勘探开发阶段、地质特征等选取适用的方法。成因法是从油气生成、运移、聚集的成因角度出发，估算出油气资源量，也是低勘探程度区域常采用的方法[22]。艾西凹陷勘探程度较低，选用成因法对资源量进行了估算，采用的公式为[23]：

Q=10 000×K1×K2×S×d×H×A

(1)

式中：Q为油气资源量，104t；S为有效烃源岩面积，km2；H为有效烃源岩厚度，km；d为烃源岩的岩石密度，108t/km3；A为烃源岩的残余有机碳含量，%；K1是烃源岩排油量与残余油量的比值，无量纲；K2为烃类聚集系数，无量纲。

有效烃源岩的面积从厚度图直接量取，有效烃源岩的厚度取加权平均厚度。烃源岩的岩石密度参考密度测井资料，K1b3、K1b2、K1b1分别取值24×108，25×108，26×108t/km3。由于本研究依据有效烃源岩计算资源量，残余有机碳含量取剔除非有效烃源岩后的TOC含量平均值。参照前人研究成果[22]，由于研究区烃源岩类型偏差，排烃系数和聚集系数均以取低值为原则，取K1为0.25，取K2值为0.20。计算出研究区油气总资源量为5 091.05×104t(表4)。总体上，研究区油气资源量不大，但仍具有一定的勘探潜力。

表4 银额盆地艾西凹陷各层位资源量计算

6.3 油气信息与勘探潜力

研究区A1井未见任何油气显示，但A2井油气显示明显，全井共见4 m/2层的油迹显示、3 m/2层的油斑显示和18 m/11层的荧光显示，油气显示集中于K1b3的底部、K1b2的底部和K1b1的上部(图1，图12)。K1b3底部油气显示段：井深为1 340～1 377 m，岩性为细砂岩和粉砂质白云岩，共见4 m/2层的油迹显示、3 m/2层的油斑显示和9 m/4层的荧光显示，总体油气显示较好，但由于未开展试油工作，油气产能情况未知；K1b2底部油气显示段：井深为1 530～1 567 m，岩性为细砂岩，共见6 m/4层的荧光显示；K1b1上部油气显示段：井深为1 582～1 620 m，岩性为细砂岩，共见3 m/3层的荧光显示。活跃的油气信息表明研究区发生过油气聚集，具有好的油气成藏结果，具备较好的油气勘探潜力。