趙洪偉，劉玉華 （中石化東北油氣分公司勘探開發(fā)研究院，吉林長春130062）

昌圖斷陷南部烴源巖特征與油氣資源潛力

趙洪偉，劉玉華 （中石化東北油氣分公司勘探開發(fā)研究院，吉林長春130062）

應用有機地球化學法對昌圖斷陷泉1井揭示的下白堊統(tǒng)烴源巖進行了評價，分析了下白堊統(tǒng)九佛堂組、沙海組2套湖相烴源巖的分布特征、有機質(zhì)豐度、有機質(zhì)類型和有機質(zhì)成熟度。結(jié)果表明，昌圖斷陷下白堊統(tǒng)烴源巖發(fā)育，沙海組和九佛堂組烴源巖有機質(zhì)豐度較高，有機質(zhì)類型較好，且均已進入生烴門限。氯仿瀝青“A”法估算昌圖斷陷南部資源量達0.4892×108t，說明該區(qū)具有形成中小型油氣田的物質(zhì)條件，勘探前景較好。

烴源巖評價；資源潛力；泉1井；昌圖斷陷

昌圖斷陷位于松遼盆地東南緣，長期以來，對松遼盆地的油氣勘探主要圍繞大型沉積盆地進行，對大多數(shù)中小型盆地的勘探和研究整體均較低，它們的油氣勘探前景如何，成為近年來人們關注的重點之一。截止2010年底，昌圖斷陷擁有二維地震測線2649.7km／85條，工區(qū)內(nèi)測網(wǎng)密度達到1km×1km。已鉆探井16口，其中斷陷南部鉆探了昌參1井和昌參2井、泉1井，斷陷北部鉆探了昌參3井、雙1井－雙10井、SN26井和SN72井。雙9井在義縣組獲日產(chǎn)氣19000m3，2010年昌圖斷陷南部鉆探的泉1井，在粉砂巖、細砂巖和砂礫巖中發(fā)現(xiàn)油氣顯示73.91m／35層，壓裂測試日產(chǎn)油0.92m3。表明昌圖斷陷具有較好的石油地質(zhì)條件和有利的勘探前景。然而目前對該盆地南部的烴源巖分布、有機地球化學特征及資源潛力認識還不夠深入，因此研究其烴源巖特征、評價盆地的油氣資源潛力對該區(qū)的油氣勘探非常重要。

圖1 昌圖斷陷構(gòu)造單元劃分

1 區(qū)域地質(zhì)概況

昌圖斷陷地處依蘭－伊通與赤峰－開原大斷裂的鈍角交匯處，呈帶狀分布，走向NNW，斷陷東西寬20～30km，南北長110km，面積為2500km2（圖1）。它是在古生界淺變質(zhì)巖和前寒武系變質(zhì)巖基底上發(fā)育起來的早白堊世斷陷，其雛形產(chǎn)生于早白堊世早期，定型于晚白堊世末期，是燕山期以來形成的典型板內(nèi)裂陷單元之一，基底具有二元性，由前寒武系的元古界和古生界地層組成，最大埋深可達6500m［1～3］。構(gòu)造區(qū)劃以“兩洼陷帶兩構(gòu)造帶”為特征，由北向南依次分為北部洼陷帶、中央構(gòu)造帶、南部洼陷帶、東南構(gòu)造帶。構(gòu)造演化經(jīng)歷了早期裂陷階段、中期斷陷階段和晚期坳陷階段［4～8］。自下而上依次發(fā)育下白堊統(tǒng)義縣組、九佛堂組、沙海組、阜新組、泉頭組和上白堊統(tǒng)青山口組、姚家組和嫩江組地層。

2 烴源巖評價

2.1 分布特征

根據(jù)鉆井資料揭示，昌圖斷陷發(fā)育下白堊統(tǒng)九佛堂組、沙海組2套烴源巖，巖性主要為泥巖、碳質(zhì)泥巖和煤層。

九佛堂組烴源巖巖性以黑灰、深灰色泥巖為主，夾少量碳質(zhì)泥巖。集中分布在該組上段，連續(xù)發(fā)育，單層厚度多大于4m，最小厚度0.5m，鉆井揭示烴源巖厚88～396m。平面上具有南薄北厚的趨勢，中、南部厚50～200m，北部厚50～300m。

沙海組烴源巖巖性以灰黑色、深灰色泥巖為主，夾黑色厚層狀油頁巖及多層碳質(zhì)泥巖、煤層。單層厚度最大10m，最小0.5m。鉆井揭示烴源巖厚154.5～248.5m，占地層厚度的30.7%～42%。平面上全區(qū)南部厚度在30～150m之間，北部厚度在100～250m。碳質(zhì)泥巖和煤層厚度在10～30m之間。

2.2 有機質(zhì)豐度

從泉1井分析結(jié)果來看，沙海組有機碳含量（TOC）分布范圍0.423%～3.127%，平均1.14%；氯仿瀝青“A”含量分布范圍為0.0027%～0.3967%，平均0.089%，20個樣品中有7個在0.01%～0.05%（較差生油巖）之間，占35%；生烴潛量分布范圍0.023～21.79mg／g，平均2.71mg／g；總烴含量分布區(qū)間為13.8～1875μg／g，均值430μg／g，總體上屬于較好烴源巖。九佛堂組各項指標比較高，TOC分布范圍0.6%～8.16%，平均3.5%，超過多半數(shù)的樣品分布在較好烴源巖范圍；生烴潛量分布范圍0.16～32.69mg／g，平均7.3mg／g；氯仿瀝青“A”含量值較大，均值為0.1349%，26個樣品中絕大多數(shù)分布范圍大于0.1%，占樣品總數(shù)的69%，達到好烴源巖標準；總烴均值為795μg／g，大于500μg／g（好烴源巖）樣品有20個，占76.92%。綜合評價屬于好烴源巖（圖2、3）。其中九佛堂組上段1730～1886m有機質(zhì)豐度指標均達到好－很好烴源巖標準。

圖2 泉1井烴源巖TOC分布直方圖

圖3 泉1井生烴潛量分布直方圖

2.3 有機質(zhì)類型

昌圖斷陷烴源巖有機顯微組分組成的三角圖（圖4）表明，九佛堂組烴源巖明顯以富氫組分腐泥組＋殼質(zhì)組含量較高為特征，多數(shù)樣品含量為45%～80%，最高達96%，具有較高的生烴能力。沙海組和阜新組烴源巖顯微組分多以鏡質(zhì)組、惰質(zhì)組為主，其含量為50%～90%。從泉1井烴源巖巖石熱解數(shù)據(jù)氫指數(shù)（IH）和最高熱解峰溫（Tmax）關系圖上可以看出，九佛堂組下段有機質(zhì)類型以Ⅱ2型為主，九佛堂組上段1730～1886m以Ⅰ型為主，沙海組主要以Ⅱ2－Ⅲ型為主（圖5）。

圖4 昌圖斷陷下白堊統(tǒng)烴源巖顯微組分三角圖

圖5 泉1井烴源巖IH和Tmax關系圖

甾烷生物標志物參數(shù)也表明，九佛堂組烴源巖ααα－20R－C27～C29規(guī)則甾烷呈不對稱“V”字型分布，以C27甾烷為主，含量大于43%，最高可達52%，表明原始母質(zhì)的生源構(gòu)成以低等水生生物為主，樣品均落在Ⅱ1型和Ⅰ型分布區(qū)。

2.4 有機質(zhì)成熟度

根據(jù)昌圖斷陷下白堊統(tǒng)烴源巖可溶有機質(zhì)和不溶有機質(zhì)以及粘土礦物組成隨埋深的變化曲線，可以看出，昌圖斷陷下白堊統(tǒng)烴源巖有機質(zhì)劃分為未成熟、低成熟、成熟3個演化階段（表1）。

表1 昌圖斷陷下白堊統(tǒng)烴源巖有機質(zhì)成熟度劃分數(shù)據(jù)表

未成熟階段 埋深小于1100m，層位為阜新組上部。Ro小于0.50%，Tmax低于430℃，正構(gòu)烷烴奇碳優(yōu)勢明顯，OEP值大于1.40，C29甾烷的2個異構(gòu)化參數(shù)值低，即C29甾烷20S／（20S＋20R）、ββ／（ββ＋αα）小于25%。粘土礦物以伊／蒙混層為主（I／S大于55%）。烴含量小于60μg／g，生烴潛量小于1mg／g，無明顯的成烴作用。

低成熟階段 埋深1100～1680m，層位為阜新組下部～沙海組上部。Ro為0.5%～0.7%，Tmax430～440℃，正構(gòu)烷烴奇碳優(yōu)勢仍比較明顯，OEP值為1.40～1.20，C29甾烷20S／（20S＋20R）、ββ／（ββ＋αα）多在25%～40%。粘土礦物中伊／蒙混層含量逐漸減少，由55%降至20%，伊利石含量增加，由23%上升至45%，并含有高嶺石，含量在20%～40%左右。該階段有明顯的成烴作用發(fā)生，但烴類的成熟度較低。

成熟階段 埋深1680～2750m，層位為沙海組下部、九佛堂組至義縣組頂部。Ro為0.7%～0.94%，Tmax為440～460℃，正構(gòu)烷烴奇碳優(yōu)勢明顯減弱，OEP值為1.20～1.05，并逐漸趨近于1.0，C29甾烷20S／（20S＋20R）、ββ／（ββ＋αα）多在30%～50%之間。粘土礦物中除伊／蒙混層含量略有減少、伊利石含量有所增加外，出現(xiàn)綠泥石，其含量為7.0%～14%。這些特征表明，沙海組下部、九佛堂組烴源巖已進入成熟熱演化階段。

從有機質(zhì)熱演化程度來看，昌圖斷陷烴源巖生烴門限深度位于1100m左右，當Ro大于0.7%，埋深為1680m左右，有機質(zhì)演化處于低成熟－成熟階段，具有較強的生烴能力。

3 有機質(zhì)生烴特征及資源潛力分析

3.1 生烴特征

昌圖斷陷下白堊統(tǒng)烴源巖具有2個明顯的產(chǎn)烴帶（圖6）。

圖6 昌圖斷陷泉1井下白堊統(tǒng)烴源巖有機質(zhì)熱演化剖面圖

第1帶位于沙海組上部，剖面上的上述指標變化呈現(xiàn)出低－高－低特征。埋深1400m左右達到生烴高峰，其氯仿瀝青“A”含量、總烴含量和生烴潛量值分別為0.07%、430μg／g和6.0mg／g。該產(chǎn)烴帶屬于煤系烴源巖偏腐殖型母質(zhì)的產(chǎn)物，其生成物性質(zhì)為低成熟油和煤成氣。

第2帶分布在九佛堂組中上部，埋深2000m左右達到生烴高峰，其氯仿瀝青“A”含量、總烴含量和生烴潛量值分別為0.15%、1000μg／g和12mg／g，屬于湖相烴源巖混合母質(zhì)的產(chǎn)物，其生烴能力明顯高于第1產(chǎn)烴帶，生成物性質(zhì)主要為成熟原油。

3.2 資源潛力分析

昌圖斷陷九佛堂組和沙海組2套烴源巖均有一定厚度，TOC較高，熱演化資料分析表明，區(qū)內(nèi)生烴門限深度為1100m，2套烴源巖均已進入生油氣門限。1730～1860m深度段烴源巖有機質(zhì)豐度達到好－很好烴源巖標準，有機質(zhì)類型為Ⅰ型，已進入成熟演化階段，為泉1井的優(yōu)質(zhì)烴源巖段。因此，該盆地具備形成油氣田的物質(zhì)基礎。參考松遼盆地南部斷陷油氣資源評價資料，采用氯仿瀝青“A”法對昌圖斷陷南部各層系生烴量進行了計算，參數(shù)選取用類比評價方法預測資源量。烴源巖密度取2.2t／m3，沙海組烴源巖的平均氯仿瀝青“A”含量取0.053%，九佛堂組烴源巖的平均氯仿瀝青“A”含量取0.074%（根據(jù)4口鉆井平均），根據(jù)成熟烴源巖的分布面積和平均厚度，求得各層系烴源巖的總生烴量為61153×104t；排烴系數(shù)和聚集系數(shù)主要參考相鄰地區(qū)，計算得到昌圖斷陷南部九佛堂組資源量為3137.66×104t，沙海組為1754.57×104t，2個層位資源量為4892.32×104t（表2）。

表2 昌圖斷陷礦權(quán)區(qū)內(nèi)資源量評價結(jié)果

4 結(jié) 論

1）昌圖斷陷下白堊統(tǒng)沙海組和九佛堂組烴源巖發(fā)育，烴源巖有機質(zhì)豐度高、有機質(zhì)類型較好，進入生烴門限，生烴潛力較好，九佛堂組為斷陷的主力烴源巖層段。

2）昌圖斷陷下白堊統(tǒng)烴源巖在沙海組上部和九佛堂組中上部存在2個明顯的產(chǎn)烴帶，區(qū)內(nèi)生烴門限為1100m。

3）采用氯仿瀝青“A”法初步預測該區(qū)資源量達0.4892×108t，該區(qū)具備形成中小型油氣田的物質(zhì)條件。

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［編輯］ 宋換新

21 Source Rock Characteristics and Oil－gas Resource Potential in the South of Changtu Depression

ZHAO Hong－wei，LIU Yu－h(huán)ua

（First Authors Address：Research Institute of Petroleum Exploration and Development of North－

east Company，SINOPEC，Changchun130026，Jilin，China）

The lacustrine source rock distribution，organic matter abundance，its type and its maturity were analyzed，two sets of lower Cretaceous source rocks in Jiufotang Formation and Shahai Formation from Well Quan 1in Changtu Depression were evaluated with organic geochemistry methods.The results show that the lower Cretaceous source rocks are developed，the organic matter abundance of source rocks from Shahai Formation and Jiufotang Formation are higher，organic matter type is mainly TypeⅡ，and both of them enter into oil generation threshold，which suggest the resource evaluation is 0.4892×108t，it indicates that it has better exploration prospects.

source rock evaluation；resource potential；Well Quan 1；Changtu Depression

book=198,ebook=198

TE122.1

A

1000－9752（2012）06－0021－04

2012－03－23

全國油氣資源戰(zhàn)略選區(qū)調(diào)查與評價國家專項（14B09XQ1201－04）。

趙洪偉（1980－），男，2004年成都理工大學畢業(yè)，工程師，從事石油地質(zhì)勘探工作。