白玉彬,趙靖舟,高振東,李忠鋒,張志升,朱 杰,郭 郁,鄭 卉

(1.西安石油大學地球科學與工程學院,陜西西安 710065；2.延長油田股份有限公司,陜西延安 716000)

鄂爾多斯盆地杏子川油田長9烴源巖特征及油氣勘探意義

白玉彬1,趙靖舟1,高振東2,李忠鋒2,張志升2,朱 杰2,郭 郁1,鄭 卉1

(1.西安石油大學地球科學與工程學院,陜西西安 710065；2.延長油田股份有限公司,陜西延安 716000)

應用巖石熱解、干酪根鏡檢、同位素、氣相色譜及色譜-質譜等分析方法,對鄂爾多斯盆地杏子川油田延長組長9暗色泥巖有機地球化學特征及油氣勘探意義進行研究。結果表明:杏子川油田延長組長9烴源巖主要為長91段頂部的李家畔頁巖,長92暗色泥巖地球化學特征表明其為非油源巖；長9烴源巖主要由粉砂質或含粉砂泥巖組成,并非真正意義上的黏土巖；有機碳質量分數(shù)平均為3.05%,干酪根類型主要為Ⅱ1型,最高熱解峰溫平均為450℃,反映烴源巖達到好的級別,處于成熟演化階段；烴源巖母質類型主要以低等水生生物和高等植物共同輸入為特征,湖盆水體環(huán)境總體以淡水還原條件為主；長9烴源巖具有較好的生烴條件,以生油為主,烴源巖厚度大于10 m地區(qū)為長8～長10油藏有利勘探區(qū)。

烴源巖；地球化學；長9油層組；杏子川油田；鄂爾多斯盆地

一般認為,鄂爾多斯盆地三疊系延長組中部長8～長4+5烴源巖,特別是長7烴源巖為中生界油藏的主力烴源巖[1]。近年來,志丹地區(qū)延長組長9烴源巖(李家畔頁巖)的發(fā)現(xiàn)證實其為一套重要的區(qū)帶性烴源巖[2-3],拓展了延長組油氣勘探空間,也預示著延長組深層石油勘探具有油源基礎。油源對比表明,長9、長10油藏原油主要由長9烴源巖貢獻[4-7],部分地區(qū)長7烴源巖也具有重要貢獻[6]；但也有學者認為長9油藏原油主要來自于長7烴源巖[8-12]。杏子川油田主體勘探區(qū)域位于安塞縣北部,主力勘探開發(fā)目的層為長6和長2油層組。近年來,在長9油層組石油勘探獲得突破,發(fā)現(xiàn)了以星28井為代表的一批低產油流井,然而有關長9油藏原油來源以及長9油層組是否發(fā)育有效烴源巖等問題成為制約杏子川油田長9油藏深入勘探的瓶頸。因此,筆者通過對杏子川油田長9暗色泥巖的分布特征和地球化學特征分析,重點探討長9烴源巖生烴潛力特征及其對油氣勘探的意義。

1 烴源巖分布特征

1.1 巖石學特征

根據(jù)沉積旋回特征,長9油層組可細分為長91和長92兩個砂層組,李家畔頁巖位于長91砂層組頂部。李家畔頁巖為一套黑色、灰黑色泥巖及粉砂質泥巖。兩口井8塊李家畔頁巖X射線衍射全巖分析結果表明:石英含量平均為25.2%(20.5%～30.0%),斜長石含量平均為13.3%(9.1%～15.8%),鉀長石含量平均為3.4%(1.3%～6.5%),黃鐵礦含量平均為1.8%(0.5%～3.8%),黏土含量平均為56.2%(51.0%～61.7%)。黏土礦物X衍射分析結果表明:伊/蒙間層含量為70.9%(62.0%～78.0%),伊/蒙間層比為37.5%,伊利石含量為8.1%(5.0%～11.0%),高嶺石含量為7.5%(6.0%～14.0%),綠泥石含量為13.5% (7.0%～21.0%)。因此,李家畔頁巖并非真正意義上的黏土巖。

1.2 分布特征

鉆穿長9李家畔頁巖的85口井的頂界埋深為1.2519～1.7247 km,平均埋深為1.5387 km,構造面貌總體呈西傾的單斜分布。根據(jù)烴源巖測井響應特征[13],李家畔頁巖分布穩(wěn)定,一般發(fā)育3～4套,各套間距為2～10 m。單層厚度分布在0.9～6.8 m,平均為2.5 m。單井總厚度分布在1.9～13.9 m,平均為8.6 m。厚度大于10 m地區(qū)主要分布在坪橋鎮(zhèn)西北地區(qū),向東北部、東部以及南部厚度逐漸減薄(圖1)。

圖1 杏子川油田李家畔頁巖分布Fig.1 Distribution of Lijiapan shale in Xingzichuan Oilfield

2 烴源巖有機地球化學特征

2.1 有機質豐度特征

巖石中有足夠數(shù)量的有機質是形成油氣的物質基礎,是決定巖石生烴能力的主要因素[14]。常用于評價烴源巖有機質豐度指標有有機碳含量(TOC)、氯仿瀝青“A”含量、生烴潛量(S1+S2)和總烴含量(HC)等。杏子川油田長9暗色泥巖TOC為1.07%～5.45%,平均為3.05%；S1+S2為2.40～20.95 mg/g,平均為11.12 mg/g；氯仿瀝青“A”含量為0.132%～2.472%,平均為0.420%。HC為(666.0～8748.4)×10-6,平均為1929.3×10-6(表1)。根據(jù)SY/T 5735-1995[15],長9暗色泥巖總體達到最好烴源巖標準,特別是以李家畔頁巖為最佳,而長92亦為好的烴源巖。

2.2 有機質類型特征

顯微鏡下干酪根觀測結果表明長9泥巖中的顯微組分主要為腐泥組和殼質組,其次為鏡質組和惰質組,有機質類型以偏腐植-腐泥型為特征(表2)。采用干酪根類型指數(shù)(Ti)計算不同層段的烴源巖有機質類型系數(shù)來劃分有機質類型,類型系數(shù)的計算公式[16]為

式中,a,b,c,d分別為腐泥組、殼質組、鏡質組、惰質組含量。

表1 長9烴源巖有機質豐度地化參數(shù)Table 1 Geochemical parameter of Chang 9 source rocks

表2 長9烴源巖干酪根有機顯微組分及有機質類型Table 2 Kerogen organic maceral and type of Chang 9 source rocks

根據(jù)類型指數(shù)確定的干酪根類型,Ⅰ型為Ti＞80%；Ⅱ1型為Ti=40%～80%；Ⅱ2型為Ti=0～40%；Ⅲ型為Ti＜0。

長9暗色泥巖除杏1035井2個長92樣品為Ⅲ型有機質外,總體以Ⅱ1型有機質為主,個別為Ⅱ2型有機質,特別是李家畔頁巖以Ⅱ1型有機質為主,具有較強的生油能力。

干酪根元素分析也可判斷有機質類型。H/C值較高,O/C值較低,則有機質類型好,否則類型較差。長9烴源巖H/C原子比大都比較低,分布范圍較大,比值為0.47～1.07,平均值為0.88。O/C原子比分布范圍較窄,為0.03～0.06,平均值為0.04。烴源巖有機質類型主要以Ⅱ1型干酪根為主,演化程度高,顯示出長9烴源巖具有很好的生油潛力。Tmax與IH關系(圖2)也顯示長9烴源巖有機質類型主要以Ⅱ1型為主,其次為Ⅱ2型,總體上有機質類型較好,以生油為主。干酪根碳同位素(δ13CPDB)反映有機質類型[17],Ⅰ型有機質:-35‰＜δ13CPDB＜-30‰；Ⅱ1型有機質:-30‰＜δ13CPDB＜-27.5‰；Ⅱ2型有機質:-27.5‰＜δ13CPDB＜-25‰；Ⅲ型有機質:δ13CPDB＞-25‰。長9烴源巖干酪根碳同位素為-26.5‰～29.76‰,平均為-28.54‰,總體表現(xiàn)為Ⅱ1型干酪根性質。長91干酪根碳同位素分布于-28.05‰～29.76‰,為Ⅱ1型干酪根；長92干酪根碳同位素分布于-26.5‰～27.13‰,為Ⅱ2型干酪根。

2.3 有機質成熟度特征

最高熱解峰溫(Tmax)是烴源巖中有機質熱解烴峰的峰頂溫度,其數(shù)值的高低與有機質熱演化程度密切相關。一般成熟度越高,巖石熱解的Tmax值越大,但不同類型有機質界限有所不同。Ⅱ型有機質成熟階段Tmax值為435～455℃[18],根據(jù)長9烴源巖13塊樣品的Tmax值統(tǒng)計,全部分布在445～456℃,平均為450℃,均達到成熟階段。

圖2 烴源巖有機質類型Fig.2 Type of organic matter of source rock

2.4 飽和烴氣相色譜特征

長9烴源巖抽提物飽和烴色譜峰型和主峰碳位置差別較小(圖3),主峰碳位置分布在C15-C19之間,主峰碳位置靠近低碳數(shù)一端,且均呈單峰分布,說明主要為水生生物來源。姥鮫烷/植烷(Pr/Ph)是母源及沉積環(huán)境較好的指示。一般認為姥鮫烷形成于較氧化環(huán)境,植烷形成于較還原環(huán)境,Pr/Ph＜0.8為強還原環(huán)境,0.8～3.0為還原環(huán)境,大于3.0為氧化環(huán)境下陸源有機質輸入[19]。長9李家畔頁巖Pr/Ph為1.24～1.96,而Pr/nC17和Ph/nC18平均值分別為0.16和0.12,反映有機質類型好且演化程度高；長9非李家畔泥頁巖樣品Pr/Ph為2.14～3.29,且Pr/nC17和Ph/nC18平均值分別為0.65和0.27,反映為腐殖型干酪根特點,演化程度較低,以氧化環(huán)境為主。CPI值分布在1.06～1.16,平均為1. 09；OEP值分布在0.95～1.15,平均為1.03,說明長9烴源巖已經成熟[20]。(nC21+nC22)/(nC28+nC29)為1.55～4.71,平均為2.78,說明長9烴源巖已達成熟演化階段。(nC21-)/(nC22+)為0.98～3.50,平均為1.80,主要為水生生物生源,非李家畔頁巖樣品(杏1035井)其值約為1,說明為高等植物生源(表3)。

表3 長9烴源巖飽和烴氣相色譜參數(shù)Table 3 Parameters of saturated hydrocarbon chromatogram in Chang 9 source rocks

圖3 長9烴源巖飽和烴氣相色譜圖Fig.3 Saturated hydrocarbon chromatogram of Chang 9 source rocks

2.5 萜烷和甾烷生物標志化合物特征

2.5.1 萜烷分布特征

長9烴源巖萜類化合物的共同特征為:以細菌和藍綠藻為主要烴源母質的各類五環(huán)三萜烷含量較高,其中以C30-藿烷和C29-降藿烷峰型最為突出,其次含有較多的C27-三降藿烷(表4、圖4)。伽馬蠟烷是反映環(huán)境水體鹽度高低的良好的生物標志化合物之一[21],常用(伽馬蠟烷)/(C30H)(伽馬蠟烷指數(shù))表示其相對含量。長9烴源巖(伽馬蠟烷)/ (C30H)為0.071～0.120,分布區(qū)間窄,反映低鹽度水體環(huán)境。長91和長92烴源巖差異性主要體現(xiàn)在:以菌藻類為主要烴源母質的三環(huán)萜烷含量長91烴源巖較低,長92烴源巖較高；長9烴源巖Ts/Tm為3.08～11.07,平均為5.47,說明長9烴源巖成熟度很高[22]；但Ts/Tm可能與巖性具有重要關系,含粉砂或粉砂質泥巖Ts/Tm分布于3.53～11.07,平均為6.68,而泥巖Ts/Tm分布于3.08～4.00之間,平均為3.53。C31藿烷(22S)/(22R+22S)異構化參數(shù)對于評估從未成熟到生油早期階段的成熟度具有很高的專屬性,當C31藿烷(22S)/(22R+22S)為 0.50～0.54時,表明勉強進入生油階段；當該比值為0.57～0.62時,則表明已達到或超過主要的生油階段[19,23]。長9烴源巖C31藿烷(22S)/(22R+22S)平均為0.53,說明已經進入生油階段。

2.5.2 甾烷分布特征

長9烴源巖規(guī)則甾烷C27、C28、C29均呈“偏反L”型分布,表明其生源主要以陸源高等植物與低等浮游生物的雙重輸入為特征(表4、圖4)。長91烴源巖中孕甾烷和升孕甾烷含量高,指示了低等水生生物對生源的貢獻；長92烴源巖中孕甾烷和升孕甾烷含量較低,說明高等植物為主要母質輸入。反映有機質成熟度的生物標記化合物參數(shù)C29甾烷(ββ)/ (ββ+αα)的平衡點為0.67～0.71,其進入早期生油階段的比值大約為0.25,C29甾烷(20S)/(20S+ 20R)的平衡點為0.52～0.55[24],相當于Ro約為0.8%。長9烴源巖C29甾烷(ββ)/(ββ+αα)為0.46～0.57,平均為0.54,均達到成熟階段。C29甾烷(20S)/(20S+20R)為0.51～0.67,超過平衡點,失去成熟度指示意義。

表4 長9烴源巖生標參數(shù)統(tǒng)計Table 4 Hydrocarbon source rock biomarker parameters statistics of Chang 9 member

3 長9烴源巖油氣勘探意義

杏子川油田延長組長9烴源巖有機質豐度高,有機質類型主要為Ⅱ1型,熱演化程度已達生油高峰階段,為有效烴源巖。目前,杏子川油田已在坪橋北部地區(qū)發(fā)現(xiàn)長91油藏,其原油來自于李家畔頁巖貢獻,與本區(qū)以及湖盆中部長7烴源巖沒有親緣關系,地質上也無法解釋。該區(qū)星28井獲得日產2.14 m3的工業(yè)油流,其他產油井日產油均小于1.00 m3,控制含油面積約20 km2,含油面積外鉆井僅見油花顯示,且遠離星28井僅產水,長92砂層組未見油氣顯示。分析認為,杏子川油田長9烴源巖雖然地化指標顯示為好烴源巖,但由于烴源巖單層厚度平均僅為2.5m,單井累積平均厚度僅為8.6 m,一方面生烴潛力有限,另一方面由于長9儲層孔隙度平均為6.84%,滲透率中值為0.418×10-3μm2,儲層非常致密,源儲壓差小,油氣初次運移動力不足,排烴量小,運移聚集量少。

圖4 長9暗色泥巖典型井m/z 191和m/z 217質量色譜圖Fig.4 m/z 191 and m/z 217 mass chromatograms of source rock in Chang 9 member

杏子川油田長9有效烴源巖的發(fā)現(xiàn)對鄂爾多斯盆地長8～長10油藏勘探起到重要的推動作用。目前,鄂爾多斯盆地延長組深層(長8～長10油層組)石油勘探獲得重大突破,在定邊、吳起、志丹、富縣等地區(qū)初步形成遍地開花之勢。延長組深層油藏分布與長9油層組頂部李家畔頁巖分布具有十分密切的關系,李家畔頁巖沉積時期湖盆長軸呈北西-南東向展布,最大分布面積約為4×104km2,厚度大于10 m分布面積約為2×104km2,最大沉積厚度位于志丹地區(qū)(34.6 m),這與志丹地區(qū)發(fā)現(xiàn)長8～長10油藏的數(shù)量成正比(圖5)。姬塬-西峰長8油藏分布地區(qū)李家畔頁巖不發(fā)育,油源對比表明該區(qū)長8油藏主要為長7烴源巖貢獻[25]。鄂爾多斯盆地延長組油藏分布具有近源運移聚集特征,有效烴源巖分布層位控制了石油聚集層位,其平面分布最大外邊界基本控制了油藏分布范圍[26],這與鄂爾多斯盆地特殊的地質條件有關。延長組長8～長10油藏勘探應優(yōu)選烴源巖厚度大于10 m地區(qū),以勘探定邊-志丹-富縣一線地區(qū)為主。作為一套新的含油層系,延長組深層石油勘探將有效緩解鄂爾多斯盆地石油增儲上產的緊張局面。隨著延長組深層石油勘探的不斷深入,鄂爾多斯盆地將迎來儲產量增長的高峰。

圖5 長9李家畔頁巖分布與長8～長10油藏疊合圖Fig.5 Overlay map of Chang 9 source rock and Chang 8～Chang 10 reservoir distribution

4 結 論

(1)杏子川油田長91烴源巖有機質豐度高,有機質類型主要為Ⅱ1型,達到成熟演化階段,為一套有效的油源巖；長92本區(qū)有機質類型以Ⅱ2型或Ⅲ型為主,不是有效油源巖。由于本區(qū)長91李家畔頁巖累積厚度小,排烴動力弱,雖然在星28井區(qū)已發(fā)現(xiàn)長91油藏,但總體該區(qū)勘探潛力有限。

(2)杏子川油田延長組長91烴源巖的發(fā)現(xiàn),平面上拓展了長8～長10油藏勘探區(qū)域,油藏具有近源分布的特點,烴源巖累積厚度大于10 m的定邊-志丹-富縣一線地區(qū)為最有利勘探區(qū)。

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(編輯 徐會永)

Characteristics of Chang 9 member source rocks and its significance of hydrocarbon exploration in Xingzichuan Oilfield,Ordos Basin

BAI Yu-bin1,ZHAO Jing-zhou1,GAO Zhen-dong2,LI Zhong-feng2,
ZHANG Zhi-sheng2,ZHU Jie2,GUO Yu1,ZHENG Hui1
(1.School of Earth Sciences and Engineering,Xi?an Shiyou University,Xi?an 710065,China；
2.Yanchang Oilfield Corporation,Yan?an 716000,China)

By using rock pyrolysis,microscopic examination of kerogen,istope,gas chromatography,GC-MS and other analysis methods,the organic geochemical characteristics of the dark mudstone of Chang 9 member in Upper Triassic of Xingzichuan Oilfield in Ordos Basin and its significance of hydrocarbon exploration were studied.The results show that the main source rocks in study area are Lijiapan shale at the top of Chang 91,and the geochemical characteristics of the dark mudstone of Chang 92show that they are not the petroleum source rocks.The source rocks on Chang 9 mainly consist of silty or siltbearing mudstone,which are not the real clay rocks.The average organic carbon content is 3.05%,and the main kerogen type is typeⅡ1,and the average highest pyrolysis peak temperature is 450℃.These show that the source rocks rank is good ones and in the mutual stage.The types of parent materials are characterized by the common input of the lower aquatic organisms and higher plants,and the water environment of lake basin is the fresh water reduction condition as a whole.The comprehensive evaluation shows that Chang 9 develops the better hydrocarbon-generating condition,which tends to generate oil. The region whose thickness is over 10 m is the favorable exploration target area of Chang 8 to Chang 10 petroleum accumulations.

source rocks；geochemistry；Chang 9 member；Xingzichuan Oilfield；Ordos Basin

TE 121.1

A

1673-5005(2013)04-0038-08

10.3969/j.issn.1673-5005.2013.04.006

2012-12-21

陜西省教育廳專項科研計劃項目(12JK0491)；國家科技重大專項(2011ZX05018001-004)；國家自然科學基金項目(41272138)；陜西省自然科學基礎研究計劃資助項目(2013JM5007)

白玉彬(1981-),男,講師,博士研究生,主要從事致密油氣成藏機理及分布規(guī)律研究。E-mail:baiyubin@xsyu.edu.cn。