六盤山盆地白堊系烴源巖發(fā)育特征與勘探方向*

王 軍，王 坤，崔紅莊，王金鐸，趙海華，陳金燕

(1.中國石化集團(tuán) 勝利油田分公司西部新區(qū)研究院，山東東營257015;2.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083)

0 引 言

六盤山盆地位于華北古板塊南部邊緣［1］，東臨鄂爾多斯地塊，北接賀蘭山，西南為北祁連造山帶，面積近9 000 km2，是河西走廊各盆地中資源量評價(jià)最高的地區(qū)。盆地的勘探，在90 年代之前，是以白堊系為主要勘探目的層;1990 年—2002 年，以三疊-侏羅系為主要勘探目的層;2003 年至今以白堊系為主要勘探目的層。前人對六盤山盆地的烴源巖發(fā)育特征曾進(jìn)行過多次研究，明確了該地區(qū)白堊系存在多套烴源巖［2-4］。目前盆地共鉆探中深井8 口，其中C1井和C2井在白堊系鉆揭油斑砂巖，此外盆地西南緣白堊系野外露頭也見到多處油苗，展現(xiàn)出該區(qū)白堊系具有一定的資源基礎(chǔ)(圖1)。但該盆地的油氣勘探尚處在初探階段，白堊系烴源巖的埋深、展布特征、品質(zhì)及其有效性尚不明確，缺乏系統(tǒng)的研究評價(jià)，制約了油氣勘探工作的進(jìn)展。

文中以巖心、露頭巖樣地球化學(xué)資料分析為基礎(chǔ)，對白堊系烴源巖的發(fā)育特征、資源潛力進(jìn)行了分析研究。將烴源巖與鉆井揭示的油氣顯示進(jìn)行油源對比，結(jié)合鉆探效果分析，明確了制約油氣成藏的關(guān)鍵因素，指出了下步勘探方向。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

六盤山盆地沉積蓋層演化經(jīng)歷了四期構(gòu)造旋回，為一斷坳疊置型復(fù)合盆地［5-6］。從中生代開始盆地進(jìn)入伸展斷陷(坳陷)盆地發(fā)育期，白堊紀(jì)伸展應(yīng)力進(jìn)一步增強(qiáng)，盆地整體斷陷沉降接受更大范圍沉積，形成了盆地最厚的一套沉積建造［7］。白堊系分布廣、厚度大，盆內(nèi)一般厚3 000 ～5 000 m，但普遍缺失上統(tǒng)，僅發(fā)育下統(tǒng)，自下而上分為K1s，K1h，K1l，K1m，K1n，組間均為整合接觸。

下白堊統(tǒng)沉積時(shí)水體一般較深，微咸水-半咸水，還原環(huán)境為主［8-9］。C1井、C2井鉆探證實(shí)六盤山盆地下白堊統(tǒng)沉積厚度大，發(fā)育多套暗色泥巖集中段，其中K1n，K1m 和K1l 為最主要的烴源巖層系［7］。此外白堊系烴源巖地表出露廣，有利于系統(tǒng)開展研究，是目前主要的勘探層系。

2 烴源巖發(fā)育特征

2.1 地層發(fā)育特征

以野外實(shí)測地層剖面、鉆井資料和二維地震資料為基礎(chǔ)，對六盤山盆地白堊系重點(diǎn)烴源巖層系的平面展布進(jìn)行了刻畫。盆地內(nèi)乃家河組地層分布廣，但是厚度相對較薄，最大的沉降中心大于1 000 m，分布在寺口子地區(qū)附近，而在馬東山斷層?xùn)|側(cè)地層普遍較薄，自盤參1 井向東地層有一個(gè)小的沉降中心，厚度在500 m 左右。馬東山組沉降中心沿馬東山斷裂呈長條狀分布，斷層兩側(cè)地層存在明顯的厚度差異，斷層西側(cè)厚度較大，最大厚度1 500 m 左右;而斷層?xùn)|側(cè)沉積厚度相對較小，最大厚度中心位于盤參1 井以東，約500 m 左右。李洼峽組地層北部沉積厚度整體較大，最大沉降中心在盤參4 井附近，厚度大于2 000 m;南部存在多個(gè)沉降中心，最大厚度在1 600 m 左右。

利用白堊系野外實(shí)測剖面結(jié)合C1井和C2井取心資料對白堊系地層的縱向發(fā)育特征進(jìn)行了分析。K1n 可分為4 段，中下部3 段以灰色泥巖、灰質(zhì)泥巖、泥灰?guī)r為主，為主要的烴源巖層段。K1m整體上可分為4 段，其中處于半深湖相的2，4 段巖性以灰色-灰黑色泥巖、灰質(zhì)泥巖、泥灰?guī)r為主。K1l 三段特征明顯，中、上段以紫紅色泥巖或砂巖為主;下段藍(lán)灰色泥巖、灰色鈣質(zhì)泥巖、泥巖與灰?guī)r幾乎等厚互層，為暗色泥巖集中段。對兩口井K1n -K1l 的巖性進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)(表1)，K1m 暗色泥巖的累積厚度最大，單層厚度也較高，K1n 受地層厚度的限制暗色泥巖累積厚度較小，但單層厚度較高。K1n - m 集中發(fā)育暗色泥巖，泥地比達(dá)到80%以上;K1l 泥地比較低，暗色泥巖僅占地層總厚度的20%左右。

井號(hào) 層位 暗色泥巖厚度/m 單層厚度/m 層數(shù) 泥地比/%C1 K1n 192 0.5 ～40 64 84.9 C1 K1m 281 1 ～30 78 88.5 C1 K1l 240 0.5 ～24.5 95 23.4 C2 K1n 251 0.5 ～22 92 89.1 C2 K1m 439 0.5 ～32 119 92.2 C2 K1l 352 0.5 ～7 158 19

2.2 烴源巖地球化學(xué)特征

通過露頭以及巖心對K1l-n 的暗色泥巖段采樣119 塊，進(jìn)行了TOC 測定、巖石熱解分析等地球化學(xué)分析，分析結(jié)果圖2 所示。K1n 樣品TOC 分布范圍0.28% ～4.62%，平均為0.78%;S1+S2分布范圍0.05 ～5.36 mg/g，平均為2.87 mg/g;Ro 分布范圍0.47% ～0.75%;Tmax分布范圍393 ～444℃，平均為428 ℃.K1m 樣品TOC 分布范圍0.25%～5.27%，平均為1.53%;S1+S2分布范圍0.11 ～42.51 mg/g，平均為9.63 mg/g;Ro 分布范圍0.56% ～0.80%;Tmax分布范圍428 ～443 ℃，平均為436 ℃. K1l 樣品TOC 分布范圍0.20% ～2.33%，平均為0.63%;S1+ S2分布范圍0.05 ～10.81 mg/g，平均為2.15 mg/g;Ro 分布范圍0.79% ～1.38%;Tmax分布范圍424 ～502 ℃，平均為445 ℃.目前對陸相泥質(zhì)烴源巖的評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)基本都以黃第藩等的指標(biāo)為依據(jù)來評價(jià)生油巖有機(jī)質(zhì)豐度［10-11］。從樣品分析來看，K1m 烴源巖品質(zhì)最好，好-中等的烴源巖級(jí)別占到79%;其次是K1n烴源巖，好-中等烴源巖占62%;而K1l 烴源巖一般，好-中等烴源巖僅占53%.Ro 與Tmax特征表明K1n 和K1m 烴源巖處在低熟階段，而K1l 烴源巖絕大部分樣品已達(dá)到成熟階段。

利用顯微鏡透射光對干酪根的鏡下觀察以及氫指數(shù)-Tmax交會(huì)圖版，對113 塊樣品的有機(jī)質(zhì)類型進(jìn)行了劃分。從圖3 中可以看出，白堊系烴源巖總體有機(jī)質(zhì)類型較好，以Ⅱ型為主，K1m 主要為Ⅰ型和Ⅱ1型干酪根，K1n，K1l 主要為Ⅱ2型和Ⅲ型干酪根。

從地化分析資料來看，K1n -K1m 烴源巖整體較好但大部分樣品尚處于低熟階段，但凹陷中部埋深較大的地區(qū)仍有成熟的可能。按現(xiàn)今地溫梯度3 ℃/100 m 計(jì)算，成熟烴源巖的埋深大于2 400 m.K1l 烴源巖均已成熟，品質(zhì)雖然差，但鉆井仍見到了油氣顯示。通過鉆井揭示的泥地比和地層厚度計(jì)算了K1n ～K1m，K1l 暗色泥巖的累積厚度，并繪制了暗色泥巖累積厚度等值線圖(圖4)。K1n+m 暗色泥巖累積厚度大于200 m 的面積為1 900 km2，受埋藏深度的影響，達(dá)到成熟階段的烴源巖的有效面積為340 km2. K1l 暗色泥巖累積厚度大于200 m 的面積為1 280 km2.

2.3 油源對比

將露頭瀝青樣品和鉆井油斑與六盤山盆地的多套烴源巖層以生物標(biāo)志化合物特征分析為手段進(jìn)行了油源對比(表3)。由于K1n 與K1m 沉積期具有類似的古環(huán)境［7］且烴源巖生物標(biāo)志化合物特征十分類似，在進(jìn)行油源對比時(shí)可將其視作一套烴源巖。臭水溝及硝口露頭瀝青樣品姥植比低，反映其成烴古環(huán)境還原程度強(qiáng);中等的γ -蠟烷/C30H 值，規(guī)則甾烷C27，C28，C29的分布呈“V”，具有煤的顯微組分藻類體和孢子體熱解油的特征(圖5);C29S/(R +S)與C29ββ/(ββ +αα)反映出未熟-低熟烴源巖的特征;反映有機(jī)質(zhì)演化程度的Ts/(Tm+Ts)相對較低。以上特征表明臭水溝與硝口露頭瀝青來自于K1m 烴源巖。與露頭瀝青樣品相比，C1井、C2井油樣地化特征中反映有機(jī)質(zhì)演化程度的C29S /(R+S)，C29ββ /(ββ+αα)與Ts/(Tm+Ts)整體較高，規(guī)則甾烷C27，C28，C29的分布呈“L”型，與K1l 烴源巖十分類似，以此明顯區(qū)別于其他烴源巖層。油源對比表明K1m 與K1l 都發(fā)生了油氣的生成和運(yùn)移。目前尚未發(fā)現(xiàn)以K1n，K1m為源的油斑級(jí)油氣顯示，故K1l 烴源巖為目前最現(xiàn)實(shí)最可靠的烴源巖，而K1n，K1m 烴源巖在沉降中心仍有油氣大量生成和運(yùn)移的可能。

樣品來源 類別 Pr / Ph γ-蠟烷/C30H C2920S/(R+S) C29ββ/(ββ+αα) Ts/(Tm +Ts )K1n 烴源巖0.62 0.39 0.17 0.23 0.13 K1m 烴源巖 0.49 0.57 0.25 0.22 0.11 K1l 烴源巖 0.65 0.41 0.37 0.4 0.31 J1+2 烴源巖 1.4 0.1 0.22 0.26 0.05 C烴源巖 0.46 0.22 0.48 0.54 0.44硝口露頭 瀝青 0.46 0.49 0.27 0.29 0.11臭水溝露頭 瀝青 0.52 0.65 0.28 0.23 0.09 C1 井 油斑 0.73 0.72 0.44 0.48 0.24 C2 井 油斑0.33 0.66 0.49 0.55 0.27

3 勘探方向分析

前文分析表明六盤山盆地白堊系發(fā)育中-好烴源巖且已發(fā)生排烴，資源基礎(chǔ)良好。但多輪次勘探效果不佳，尚未發(fā)現(xiàn)工業(yè)油流。以C1井和C2井為例，兩口井E2s -K1m 均為斷塊圈閉，圈閉可靠，但深部地層圈閉條件缺乏。雖然淺層圈閉條件較好，但K1n-K1m 烴源巖有機(jī)質(zhì)熱演化程度較低，尚未進(jìn)入成油高峰。深部K1l 烴源巖有機(jī)質(zhì)熱演化程度高，并已見到油氣顯示，但圈閉條件缺乏，不利于油氣聚集成藏。見油氣顯示的K1l 為濱淺湖-半深湖沉積，砂層薄且分散，以粉、細(xì)砂巖為主，儲(chǔ)層物性普遍較差，為超低孔超低滲。C1井油氣顯示段孔隙度范圍為3% ～8%，平均為3.8%，滲透率0.1 ×10-3～1 ×10-3μm2，平均值0.37 ×10-3μm2，測井綜合評價(jià)為差儲(chǔ)層?？v向上，儲(chǔ)集物性較好的古近系儲(chǔ)層疊置在K1n 低成熟烴源層上，因斷裂不發(fā)育使得下部K1l 成熟烴源層生成的油氣向上運(yùn)移非常困難。K1l 之上厚層雜色泥巖隔斷了其與上部K1m 的儲(chǔ)層的聯(lián)系，導(dǎo)致僅在烴源層內(nèi)部的薄層砂體見油氣顯示而未富集成藏。因此，有效的烴源巖、良好的縱向運(yùn)移通道、優(yōu)質(zhì)的儲(chǔ)層是六盤山盆地油氣成藏的關(guān)鍵。

前人研究認(rèn)為六盤山盆地中新生界儲(chǔ)層十分發(fā)育，包括三疊系，中侏羅統(tǒng)直羅組、下白堊統(tǒng)和尚鋪組、三橋組、李洼峽組，以及下古近系寺口子組都發(fā)育物性良好的砂巖［7］。古近系儲(chǔ)層物性最好，寺口子剖面和C1井巖屑錄井資料顯示其砂巖尚處于早成巖階段，固結(jié)程度低，實(shí)測孔隙度均值達(dá)到14.1%.侏羅系儲(chǔ)層物性根據(jù)露頭區(qū)地面樣品分析以低孔-低滲為主。K1s-K1m 均有砂巖儲(chǔ)層發(fā)育，砂體厚度大，橫向巖相變化快，垂向上以K1s +h 及K1m 下部砂巖分布較為集中。C1井巖心實(shí)測資料表明，K1m 儲(chǔ)層物性相對較好，測井解釋儲(chǔ)集層55 層，儲(chǔ)層段孔隙度均值為15.1%;K1l儲(chǔ)層物性較差，測井解釋儲(chǔ)集層17 層，儲(chǔ)層段段孔隙度均值為9.4%;K1h 物性最差，巖心孔隙度均值小于5%，為低孔-中滲儲(chǔ)層。

六盤山盆地鉆井在儲(chǔ)集物性最好的古近系和儲(chǔ)集物性較差的侏羅系均未見到良好油氣顯示，而在儲(chǔ)集性能中等偏差的K1l 薄層砂體中見到自生自儲(chǔ)的油氣，表明油氣輸導(dǎo)運(yùn)移受到限制，僅在緊鄰烴源巖的薄層砂巖中形成孤立的油氣聚集。由于缺乏大面積展布且發(fā)育穩(wěn)定的砂體，烴源巖中排出的油氣很難發(fā)生有效的橫向運(yùn)移，靠近烴源巖生烴中心的地帶是主要的油氣富集區(qū)。多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)形成的斷裂是油氣縱向運(yùn)移的主要通道，同時(shí)也直接影響油氣藏的保存，硝口、臭水溝露頭區(qū)發(fā)現(xiàn)的瀝青便是油氣受斷裂破壞的證據(jù)。斷裂發(fā)育利于油氣向上部儲(chǔ)集物性好的儲(chǔ)層中運(yùn)移，適當(dāng)?shù)囊?guī)?？尚行纬蓴鄩K、背斜圈閉，利于油氣的聚集成藏和后期保存。因此，六盤山盆地的油氣勘探需以烴源巖的空間展布為基礎(chǔ)，以落實(shí)斷裂為重點(diǎn)，尋找靠近生烴中心的斷裂發(fā)育區(qū)和構(gòu)造圈閉，以期在烴源巖上部層位的中等-優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層中取得勘探突破。

4 結(jié) 論

1)六盤山盆地白堊系發(fā)育K1n，K1m，K1l 三套烴源巖。K1n-K1m 烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度高，處于低成熟階段。暗色泥巖含量高。K1l 烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度低，處于成熟階段。油源對比表明臭水溝與硝口露頭瀝青來自于K1n+m 烴源巖，C1井、C2井原油來自于K1l 烴源巖;

2)鉆探效果分析表明有效的烴源巖、良好的縱向運(yùn)移通道、優(yōu)質(zhì)的儲(chǔ)層是六盤山盆地油氣成藏的關(guān)鍵。靠近烴源巖沉積中心暗色泥巖累積厚度大，有機(jī)質(zhì)已達(dá)成熟階段，資源基礎(chǔ)良好。斷裂發(fā)育區(qū)形成了良好的縱向運(yùn)移通道，有利于油氣的縱向運(yùn)移。油氣勘探需以成熟烴源巖的空間展布為基礎(chǔ)，尋找靠近生烴中心的斷裂發(fā)育區(qū)和構(gòu)造圈閉為重點(diǎn)。

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