張蔚紅,田宇迪,許文仟,杜欣睿

(1.陜西能源職業(yè)技術(shù)學(xué)院 資源與測(cè)繪工程學(xué)院，陜西 咸陽(yáng) 712000；2.中國(guó)石油測(cè)井有限公司 吉林分公司，吉林 松原 138000;3.東北石油大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院，黑龍江 大慶 163318;4.中國(guó)石油測(cè)井有限公司 長(zhǎng)慶分公司，陜西 西安 710201)

海拉爾盆地是大慶長(zhǎng)垣以外較大的含油氣盆地之一，位于內(nèi)蒙古自治區(qū)呼倫貝爾盟轄區(qū)內(nèi)，屬于中亞-蒙古拗拉槽的組成部分。海拉爾盆地內(nèi)劃分為16個(gè)凹陷、4個(gè)凸起(圖1)，凹陷總面積為 24 870 km2。海拉爾盆地以內(nèi)陸湖相碎屑巖為主，主要沉積地層為侏羅系、白堊系、第三系及第四系，主要的含油氣系統(tǒng)發(fā)育于白堊系中。盆地內(nèi)主要烴源巖層是白堊系銅缽廟組、南屯組、大磨拐河組；儲(chǔ)集層在垂向上分布在銅缽廟組、南屯組第二段(簡(jiǎn)稱“南二段”)，生儲(chǔ)蓋組合有下生上儲(chǔ)型、自生自儲(chǔ)型及新生古儲(chǔ)型三大類型。

圖1 海拉爾盆地構(gòu)造單元?jiǎng)澐謭DFig.1 Division of tectonic units in Hailar Basin

貝爾凹陷是海拉爾盆地南部富油凹陷，已經(jīng)進(jìn)入全面精細(xì)勘探、精細(xì)挖潛階段[1]。海拉爾盆地所鉆探的38口工業(yè)油氣流井，其中有22口處在貝爾凹陷。近幾年來，在貝爾凹陷不斷發(fā)現(xiàn)的新圈閉和高產(chǎn)工業(yè)油流井，展示其具有較大勘探潛力。研究發(fā)現(xiàn)，貝爾凹陷的烴源巖較發(fā)育，是其石油成藏的主控因素；因此弄清楚其烴源巖特征及演化史，對(duì)于尋找潛力油藏具有重要意義。從目前研究及公開文獻(xiàn)報(bào)道來看，缺乏對(duì)貝爾凹陷烴源巖進(jìn)行系統(tǒng)的研究，尤其是沒有將烴源巖的演化史與典型油藏的注入史進(jìn)行結(jié)合，影響了尋找勘探潛力區(qū)的進(jìn)程[2-4]。本文通過油源對(duì)比確定貝爾凹陷不同區(qū)域主力烴源巖層，對(duì)烴源巖特征進(jìn)行分析，包括有機(jī)質(zhì)類型、成熟度，重點(diǎn)研究貝爾凹陷不同區(qū)域主力烴源巖的演化特征，結(jié)合油氣充注史，綜合分析烴源巖對(duì)于成藏的作用機(jī)制，確定勘探方向和重點(diǎn)潛力區(qū)。

1 烴源巖成熟度

貝爾凹陷自下而上主要發(fā)育銅缽廟組、南屯組的暗色泥巖以及大磨拐河組下段的暗色泥巖，南屯組、銅缽廟組的暗色泥巖處于低成熟-成熟階段，而大磨拐河組下段的暗色泥巖處于未成熟階段，因此大磨拐河組對(duì)油氣基本上沒有貢獻(xiàn)。

1.1 銅缽廟組

銅缽廟組以黑色泥巖為主，通過鉆井資料的統(tǒng)計(jì)表明，其主要分布于凹陷西北洼槽區(qū)，但厚度較薄，一般為50～100 m，有機(jī)質(zhì)豐度較低，類型雖好且多處于成熟演化階段(Ro>1.0%)，但對(duì)本區(qū)的油氣貢獻(xiàn)有限。

1.2 南屯組

南屯組為一套湖相沉積，巖性以黑色泥巖為主，與灰色砂巖不等厚互層，局部含有油頁(yè)巖，屬于淡水-微咸水深湖相沉積；自下而上可分為2段，分別簡(jiǎn)稱為南一段、南二段。其中南一段厚度為200～400 m；巖性為灰色厚層細(xì)粉砂巖、黑色泥巖，夾煤層；南二段厚度為200～300 m，主要含暗色泥巖，部分有油頁(yè)巖，與下伏地層呈整合或不整合接觸。南屯組烴源巖達(dá)到低成熟-成熟階段(Ro為0.5%～1.0%)，為本區(qū)油氣生成的主要貢獻(xiàn)者，主要分布在西北和西南2個(gè)洼陷帶內(nèi)。

1.3 大磨拐河組

該套地層在盆地內(nèi)廣泛發(fā)育，屬于湖相泥質(zhì)沉積，泥質(zhì)的體積分?jǐn)?shù)普遍大于80%，具有下細(xì)上粗、夾薄層煤的特征，地層厚度為500～800 m。該套烴源巖Ro值大都小于0.5%，因此基本上對(duì)油氣沒有貢獻(xiàn)。

2 有機(jī)質(zhì)豐度

由于貝爾凹陷大磨拐河組成熟度過低，對(duì)于油氣成藏貢獻(xiàn)微小，因此后續(xù)的烴源巖分析對(duì)其不作重點(diǎn)關(guān)注。圖2為貝爾凹陷有機(jī)質(zhì)地球化學(xué)特征剖面圖，其中南二段烴源巖的有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)(wTOC)為0.89%～4.08%，平均為2.08%；氯仿瀝青“A”質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.085‰～1.556‰，平均為0.0570%；熱解生烴潛量(質(zhì)量分?jǐn)?shù))為0.97‰～30.6‰，平均為7.5‰：綜合評(píng)價(jià)該層段為中-好烴源巖。南一段烴源巖的有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.64%～3.651%，平均為1.90%；氯仿瀝青“A”的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.140‰～2.94‰，平均為0.90‰；熱解生烴潛量(質(zhì)量分?jǐn)?shù))為0.74‰～18.23‰，平均為7.12‰：綜合評(píng)價(jià)該層段為中-好烴源巖。銅缽廟組有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.16%～2.6%，平均為1.176%；氯仿瀝青“A”的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.01‰～1.3‰，平均為0.4‰；熱解生烴潛量(質(zhì)量分?jǐn)?shù))為0.12‰～11.2‰，平均為2.1‰：綜合評(píng)價(jià)該層段為差-中等烴源巖。

圖2 貝爾凹陷烴源巖有機(jī)質(zhì)地球化學(xué)特征Fig.2 Geochemical characteristics of organic matter in source rocks of Beier depression

3 有機(jī)質(zhì)類型

烴源巖是有機(jī)質(zhì)高度富集的巖層，依據(jù)沉積環(huán)境與成煤物質(zhì)的差別可劃分為腐泥型(Ⅰ)、腐殖型(Ⅲ)、腐泥-腐殖型(Ⅱ)三大類及若干亞類，腐泥型有機(jī)質(zhì)較利于生油，腐殖型有機(jī)質(zhì)偏利于生氣[5-6]。

圖3 H/C與O/C分布特征及有機(jī)質(zhì)類型Fig.3 Distribution characteristics and organic matter types of H/C and O/C

貝爾凹陷烴源巖的H指數(shù)(IH)與最大熱解溫度(tmax)、H/C與O/C分布特征表明(圖3、圖4)：銅缽廟組烴源巖以Ⅲ1型為主，含有部分Ⅱ2

圖4 IH與tmax分布特征及有機(jī)質(zhì)類型Fig.4 Distribution characteristics and organic matter types of IH and tmax

型烴源巖；南一段泥質(zhì)烴源巖以Ⅱ1和Ⅱ2型為主，部分屬于Ⅰ2型；南二段泥質(zhì)烴源巖以Ⅰ2和Ⅱ1型為主。銅缽廟組的tmax值為430～460℃，南一段、南二段為420～440℃，南二段有部分樣點(diǎn)的tmax值小于420℃，表明銅缽廟組和南一段烴源巖處于成熟階段，南二段烴源巖處于低熟-成熟階段。

4 油源對(duì)比

貝爾凹陷有低熟油和成熟油，低熟油僅發(fā)現(xiàn)于貝爾凹陷西南部B13井區(qū)南屯組，其余均為成熟油；而貝爾凹陷中北部的霍多莫爾構(gòu)造的H8井區(qū)，其原油的成熟度略高，反映貝爾凹陷的油源平面上具有不完全一致性。

從貝爾凹陷原油及烴源巖質(zhì)量色譜圖(圖5)可見，B13井區(qū)原油Ts>Tm，C27-C28-C29甾烷為不對(duì)稱“V”字形分布，一般在1～2.5，C21-/C22+比值僅為1.08，表明成熟度相對(duì)較低，與南屯組烴源巖色譜圖一致。原油碳同位素較輕，δ13C值為-32.0‰～-28.5‰，由此推斷其源巖有機(jī)質(zhì)類型應(yīng)為Ⅱ型。且在原油中檢驗(yàn)出伽馬蠟烷。從伽馬蠟烷在中國(guó)的陸相沉積盆地的分布來看，多發(fā)育于鹽湖相沉積中及一些咸化的沉積盆地中，屬于淡水-微咸水深湖相。綜合判斷，其主力烴源巖來源于南屯組。

貝爾凹陷中北部的霍多莫爾構(gòu)造的H8井區(qū)，C21-/C22+比值在7.77，表明該構(gòu)造原油油質(zhì)輕，可能成熟度高或者成油母質(zhì)有機(jī)質(zhì)類型相對(duì)較差。油砂C27-C28-C29甾烷雖然也呈對(duì)稱的“V”字形分布，但C29過大，且Ts

圖5 貝爾凹陷原油及烴源巖質(zhì)量色譜圖Fig.5 Mass chromatogram of petroleum and source rocks in Beier depression

圖6為原油和烴源巖碳同位素特征，B13井區(qū)的原油δ13C為-32.0‰～-28.5‰，這與南屯組烴源巖碳同位值具有相同的值域范圍；而H8井區(qū)原油碳同位素值偏重，δ13C為-28.56‰～-26.49‰，介于南屯組烴源巖與銅缽廟組的暗色泥巖碳同位素值之間，更接近于南屯組泥巖層，顯示其主力烴源巖為南屯組的暗色泥巖。同時(shí)銅缽廟組的暗色泥巖也具有一定的貢獻(xiàn)，成熟度分析也顯示銅缽廟組烴源巖處于成熟階段；而南屯組的暗色泥巖處于低成熟-成熟階段；相比之下H8井區(qū)原油成熟度更高。

圖6 原油和烴源巖碳同位素特征Fig.6 Carbon isotopic characteristics of crude oil and source rocks

5 有機(jī)質(zhì)熱演化史及成藏史

圖7 貝爾深部洼陷烴源巖演化剖面Fig.7 Evolution profile of deep source rocks in Beier depression

如圖7所示，貝爾凹陷源巖有機(jī)質(zhì)成熟門限深度大約在1.2 km，此時(shí)，有機(jī)質(zhì)轉(zhuǎn)化率達(dá)到了5%，對(duì)應(yīng)鏡質(zhì)組反射率(Ro)為0.55%；生油高峰對(duì)應(yīng)的深度大約在2.3 km，此時(shí)有機(jī)質(zhì)轉(zhuǎn)化率可超過20%，對(duì)應(yīng)鏡質(zhì)組反射率可達(dá)0.8%～1.0%。銅缽廟組成油轉(zhuǎn)化率最高，但地層厚度明顯太薄，不會(huì)成為主要的烴源巖。南屯組上部雖處于低熟階段，但大部分已經(jīng)進(jìn)入成熟生油階段，成為貝爾凹陷主要烴源巖。

圖8 貝爾凹陷地層埋藏史、熱史及充注史Fig.8 Diagram showing stratigraphic burial history,thermal history and filling history of Beier depression

圖8為貝爾凹陷地層埋藏史、熱史和烴源巖演化史，可見銅缽廟組泥巖主要生油氣時(shí)間約在130～110 Ma B.P.，南屯組泥巖生油的時(shí)間約為120～70 Ma B.P.，即伊敏組末期至青元崗組沉積期，鏡質(zhì)體反射率為0.5%～0.9%。目前貝爾凹陷發(fā)現(xiàn)的原油成熟度沒有達(dá)到油大量裂解成氣的程度，而且油源對(duì)比也證明油源主要為南屯組，生成原油為成熟原油且成熟度偏低，現(xiàn)今仍在排油；局部(如H8井區(qū))有銅缽廟組烴源巖的貢獻(xiàn)，使凹陷不同位置油藏的成藏時(shí)間存在多樣性。

根據(jù)流體包裹體均一化溫度的測(cè)量來判斷油氣充注史[8]。南二段包裹體重點(diǎn)存在于方解石膠結(jié)物和石英脈中，包裹體均一溫度結(jié)果表明(圖9)，南二段砂巖樣品包裹體均一化溫度范圍有2個(gè)，即80～110℃和130℃以上。其中低溫組80℃～110℃的包裹體代表銅缽廟組泥巖和南屯組泥巖生成的流體注入，高溫組代表油藏二次調(diào)整重新生成新的油藏，溫度過高可能反映深部熱源流體的溫度。

圖9 均一化溫度分布Fig.9 Uniform temperature distribution

貝爾凹陷油氣成藏主要?jiǎng)澐譃?期：第一期為伊敏組沉積晚期至青元崗組，與南屯組和銅缽廟組烴源巖大量生油期相匹配；第二期為青元崗組沉積后發(fā)生東西向的擠壓反轉(zhuǎn)，導(dǎo)致形成的油氣藏重新調(diào)整二次注入成藏。雖然現(xiàn)今的油氣藏是青元崗組沉積以來油氣藏重新調(diào)整的結(jié)果，但與第一期成藏的位置有緊密關(guān)系，一般按就近充注原則在第一期成藏位置附近的構(gòu)造高點(diǎn)二次充注成藏。

6 有利潛力區(qū)預(yù)測(cè)

貝爾凹陷目前已發(fā)現(xiàn)的B13井區(qū)、H8井區(qū)等油氣聚集區(qū)帶，均處于主力烴源巖分布區(qū)附近，且有斷層發(fā)育，構(gòu)成了烴源層油氣運(yùn)移至圈閉的優(yōu)勢(shì)通道，因此貝爾凹陷的勘探要著重考慮烴源巖分布、構(gòu)造發(fā)育及平面位置等因素[9-10]。

圖10 貝爾凹陷主力烴源巖分布及潛力區(qū)預(yù)測(cè)Fig.10 Distribution of main source rocks and prediction of potential areas in Beier depression

圖10為貝爾凹陷主力烴源巖分布特征及潛力區(qū)帶預(yù)測(cè)，H8井北部、B13井區(qū)的西南部構(gòu)造帶及HC5井區(qū)東南部為3個(gè)重要的勘探潛力帶。H8井北部區(qū)域油源充足，縱向上較可能來自源于銅缽廟組和南屯組源巖的混源，平面上來自西北洼陷和東北洼陷烴源巖的共同貢獻(xiàn)；B13井區(qū)的西南部構(gòu)造帶距油源較近，且在構(gòu)造帶與源巖區(qū)之間還不同程度地發(fā)育了局部斷裂，B3井的鉆探發(fā)現(xiàn)油，進(jìn)一步證實(shí)該區(qū)帶為一個(gè)潛在的有利區(qū)；HC5井區(qū)東南部靠近南部烴源巖，著重尋找低熟油藏。

7 結(jié) 論

a.貝爾凹陷自下而上主要發(fā)育銅缽廟組、南屯組的暗色泥巖以及大磨拐河組下段的暗色泥巖。通過有機(jī)質(zhì)類型、豐度及成熟度分析，判斷南屯組的暗色泥巖全區(qū)發(fā)育，為主要的烴源巖；銅缽廟組為次要烴源巖；大磨拐河組下段泥巖成熟度偏低，不具有油氣貢獻(xiàn)。

b.貝爾凹陷西南部B13井區(qū)南屯組具有低熟油特征，中北部的霍多莫爾構(gòu)造的H8井區(qū)原油的成熟度略高，反映貝爾凹陷的油源平面上具有不完全一致性。B13井區(qū)原油母質(zhì)類型應(yīng)為Ⅱ型，屬于淡水-微咸水深湖相，其主力烴源巖為南屯組；H8井區(qū)原油可能來自有機(jī)質(zhì)類型差的源巖的混入，判斷其為南屯組和銅缽廟組烴源巖的共同貢獻(xiàn)。

c.銅缽廟組和南屯組泥巖主要生油氣時(shí)間在130～70 Ma B.P.，即伊敏組末期至青元崗組沉積期。通過流體包裹體的均一化溫度的測(cè)量，判斷貝爾凹陷油氣成藏期次主要分為2期：第一期在伊敏組沉積晚期至青元崗組，烴源巖進(jìn)入成熟階段排烴注入；第二期為青元崗組沉積后構(gòu)造運(yùn)動(dòng)導(dǎo)致已形成的油藏重新調(diào)整二次注入成藏，一般按就近充注原則，在第一期成藏位置附近的構(gòu)造高點(diǎn)二次充注成藏。

d.貝爾凹陷的勘探要著重考慮烴源巖分布、構(gòu)造發(fā)育及平面位置等因素，H8井北部、B13井區(qū)的西南部構(gòu)造帶及HC5井區(qū)東南部處于主力烴源巖分布區(qū)附近，且斷層發(fā)育，構(gòu)成了烴源層油氣運(yùn)移至圈閉的優(yōu)勢(shì)通道，為重要的勘探潛力帶。