松遼盆地德惠斷陷華家構(gòu)造帶深層儲(chǔ)層油氣成藏期次
——來(lái)自流體包裹體證據(jù)

趙玉濤， 邵明禮， 賈可心， 林 爽， 唐 敏

( 1. 中國(guó)石油吉林油田分公司 勘探開發(fā)研究院，吉林 松原 138000； 2. 中國(guó)石油吉林油田分公司 油氣工程研究院，吉林 松原 138000 )

松遼盆地德惠斷陷華家構(gòu)造帶深層儲(chǔ)層油氣成藏期次
——來(lái)自流體包裹體證據(jù)

趙玉濤1， 邵明禮1， 賈可心1， 林 爽2， 唐 敏1

( 1. 中國(guó)石油吉林油田分公司 勘探開發(fā)研究院，吉林 松原 138000； 2. 中國(guó)石油吉林油田分公司 油氣工程研究院，吉林 松原 138000 )

松遼盆地德惠斷陷具有多期油氣充注的特征，受復(fù)雜構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響，原生油氣藏發(fā)生調(diào)整改造。運(yùn)用流體包裹體分析技術(shù)，根據(jù)烴類包裹體巖相特征及其伴生鹽水包裹體均一溫度，結(jié)合埋藏史和熱史模擬，研究德惠斷陷華家構(gòu)造帶深層儲(chǔ)層成藏期次和時(shí)間。結(jié)果表明，德惠斷陷華家構(gòu)造帶深層儲(chǔ)層油氣共經(jīng)歷三期油氣充注過程和二次調(diào)整改造，第一期油充注發(fā)生在沙河子組沉積末期(141.5～135.0 Ma)；第二期油氣充注發(fā)生在登婁庫(kù)組沉積末期—青山口沉積時(shí)期(116.0～91.5 Ma)；第三期油氣充注發(fā)生在嫩江組沉積時(shí)期(81.0～72.5 Ma)。第一次原油調(diào)整改造發(fā)生在營(yíng)城組沉積晚期到登婁庫(kù)組沉積早期(128.1～121.0 Ma)；第二次原油調(diào)整改造和第一次天然氣調(diào)整改造發(fā)生在新近紀(jì)(4.0～1.0 Ma)。德惠斷陷經(jīng)歷較為復(fù)雜的油氣成藏過程。

油氣成藏期次； 流體包裹體； 巖相特征； 華家構(gòu)造帶； 德惠斷陷； 松遼盆地

0 引言

油氣藏的形成是烴類流體從源巖到圈閉的運(yùn)聚過程，油氣藏形成時(shí)期分析是油氣勘探評(píng)價(jià)的重要內(nèi)容。油氣成藏時(shí)期研究是成藏機(jī)理研究的重點(diǎn)內(nèi)容，對(duì)勘探有重要的實(shí)踐意義[1]。20世紀(jì)90年代以來(lái)，在成藏年代學(xué)研究方面取得許多重大進(jìn)展，一些新的分析技術(shù)和研究方法相繼出現(xiàn)，已形成包括油藏地球化學(xué)法、同位素測(cè)年法、油氣水界面追溯法、流體包裹體法等。油藏地球化學(xué)法主要是運(yùn)用不同時(shí)期形成油藏的非均質(zhì)性確定油氣成藏期次，但是油藏的非均質(zhì)性形成的原因除了不同期次油氣充注外，還受其他因素影響，不能確定油氣充注的具體時(shí)間[2]。同位素測(cè)年法主要應(yīng)用儲(chǔ)層中自生伊利石僅在流動(dòng)的富鉀水介質(zhì)中形成，油氣進(jìn)入儲(chǔ)層后伊利石形成過程停止[3-4]，主要運(yùn)用油氣儲(chǔ)集層中自生伊利石礦物的K-Ar和40Ar-39Ar測(cè)年技術(shù)，但是該種方法很難得到一條極其平坦的40Ar-39Ar曲線，并且自生伊利石的純度與碎屑物質(zhì)(主要是碎屑伊利石)的混入程度也影響準(zhǔn)確成藏定年[5]。油氣水界面追溯法應(yīng)用油氣藏在最初形成時(shí)油氣水界面一般呈水平狀態(tài)，以后受構(gòu)造運(yùn)動(dòng)等的影響，油氣水界面發(fā)生變遷，直至構(gòu)造穩(wěn)定期油氣水界面又重新演變?yōu)樗浇缑?，可以分析已知油氣藏油氣水界面演變史，追溯現(xiàn)今油氣藏的油氣水界面(即水平界面)在地質(zhì)歷史上最早形成的時(shí)間，即可確定油氣藏的形成時(shí)間[6]。油氣包裹體法的形成世代是反映油氣運(yùn)移充注歷史的最好記錄。沉積物中形成的包裹體是各種自生礦物在形成時(shí)捕獲的，自生礦物形成的次序是確定包裹體期次的最主要依據(jù)[7]。此外，利用流體包裹體均一溫度，結(jié)合地層埋藏史和熱史恢復(fù)能夠準(zhǔn)確厘定油氣成藏期次和成藏時(shí)間[6,8]，運(yùn)用流體包裹體特征是研究油氣成藏時(shí)間的有效途徑和手段[9-10]。綜合應(yīng)用流體包裹體法對(duì)德惠斷陷深層儲(chǔ)層油氣成藏期次進(jìn)行研究，可以為深層油氣成藏研究和勘探部署提供依據(jù)。

松遼盆地深層地層主要指拱張裂陷期的火石嶺組、沙河子組及營(yíng)城組地層，已經(jīng)證實(shí)沙河子組烴源巖具有較好的生烴潛力[11]，鉆井揭示沙河子組烴源巖主要為深湖一半深湖相黑色、灰黑色泥巖。松遼盆地深層存在NNE向溝通烴源巖的斷裂，因此為深層儲(chǔ)層中油氣的聚集提供有利的運(yùn)移通道[12]。德惠斷陷隸屬于松遼盆地東南隆起區(qū)內(nèi)次一級(jí)構(gòu)造單元[13]，成為吉林油田油氣勘探的重要接替領(lǐng)域[14]。目前，已經(jīng)鉆遇的多口井見到較好的油氣顯示，是勘探開發(fā)的有利區(qū)塊。

1 地質(zhì)背景

德惠斷陷位于松遼盆地南部的東部斷陷帶北部，構(gòu)造演化與盆地區(qū)域演化特征相似，可劃分為拱張裂陷期、坳陷沉降期和反轉(zhuǎn)定型期三個(gè)演化階段，其中火石嶺組、沙河子組及營(yíng)城組地層為拱張裂陷期形成的。火石嶺組沉積時(shí)期，受燕山運(yùn)動(dòng)第Ⅱ幕的影響，產(chǎn)生一系列北北東走向的區(qū)域性張性斷裂(見圖1(a))。沙河子組沉積時(shí)期，板塊俯沖作用減慢，水域不斷擴(kuò)大，斷陷盆地水體變深，地層局部超覆于火石嶺組地層之上(見圖1(b))。營(yíng)成組沉積時(shí)期為斷陷期晚期，受燕山運(yùn)動(dòng)第Ⅲ幕的影響，全區(qū)遭受風(fēng)化剝蝕，尤其是研究區(qū)東部和南部長(zhǎng)期處于隆起，遭受強(qiáng)烈風(fēng)化剝蝕，只在斷陷邊部殘留營(yíng)城組地層(見圖1(c))。

圖1 德惠斷陷構(gòu)造Fig.1 Structural map of Dehui depression

華家構(gòu)造帶位于德惠斷陷農(nóng)安走滑斷裂帶以西，北部為郭家構(gòu)造帶，東部為鮑家洼槽和合隆洼槽，西部為農(nóng)西洼槽和龍王洼槽(見圖2)。華家構(gòu)造帶處于構(gòu)造有利部位，主要發(fā)育火石嶺組、沙河子組和營(yíng)城組三套烴源巖，有機(jī)質(zhì)類型以Ⅱ2～Ⅲ型為主，烴源巖具有良好的生烴潛力，其中沙河子組生烴條件相對(duì)較好，成熟度較高。由于受到復(fù)雜構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響，德惠斷陷經(jīng)歷多期生排烴過程，并且油氣經(jīng)歷多期充注和調(diào)整改造過程。

2 樣品與實(shí)驗(yàn)

流體包裹體分析的樣品來(lái)源于華家構(gòu)造帶的德深16、德深17、德深19井深層儲(chǔ)層(見表1)，共計(jì)11個(gè)樣品。流體包裹體均一溫度測(cè)試在中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院完成。測(cè)試儀器采用Linkam THMSG600型冷熱臺(tái)，冷熱臺(tái)溫度分辨率為0.1 ℃，采用均一法測(cè)試溫度的精度為±1 ℃，根據(jù)中華人民共和國(guó)核行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)EJ/T 1105—1999《礦物流體包裹體溫度的測(cè)定》[15]進(jìn)行測(cè)試。

井號(hào)深度/m層位巖性德深162204．76～2209．46K1sh凝灰?guī)r德深172232．00～2240．00K1yc英安巖德深192313．00～2425．00J3hs凝灰質(zhì)砂巖

3 烴類包裹體巖相學(xué)特征

流體包裹體是指成巖成礦流體(含氣液的流體或硅酸鹽熔融體)在礦物結(jié)晶生長(zhǎng)過程中，被包裹在礦物晶格缺陷或穴窩中且保留下來(lái)的獨(dú)立封閉體系[16-17]。烴類包裹體記錄古油氣藏的特征，通過烴類包裹體與成巖礦物世代及其共生關(guān)系分析，可以確定油氣成藏的相對(duì)時(shí)間[18]，為油氣充注期次提供巖相學(xué)上的證據(jù)。

研究區(qū)烴類包裹體微觀特征見圖3。由圖3可知，石英顆粒成巖期裂隙捕獲大量天然氣包裹體，根據(jù)不同裂隙捕獲天然氣包裹體的相互序次關(guān)系，可以判斷天然氣充注的序次，其中一條裂紋被后期的裂紋切斷而發(fā)生形變，說(shuō)明被切斷的裂紋中包裹體的捕獲時(shí)間較早，而切斷早期裂紋中包裹體的捕獲時(shí)間要晚于被切斷裂紋中包裹體的捕獲時(shí)間，因此可以說(shuō)明至少存在兩期天然氣充注(見圖3(a))。在孔洞充填方解石中檢測(cè)到大量天然氣包裹體，說(shuō)明在方解石形成的過程中存在天然氣的充注(見圖3(b))。在孔洞充填方解石中檢測(cè)到油包裹體，說(shuō)明在方解石形成的過程中有原油的充注(見圖3(c-f))。溶蝕縫被大量瀝青充填，說(shuō)明油氣充注后經(jīng)歷調(diào)整破壞，因此有大量瀝青的存在(見圖3(g))。原油和天然氣充注期次和成藏時(shí)間還需要根據(jù)包裹體均一溫度進(jìn)行分析并準(zhǔn)確劃分。

圖3 研究區(qū)烴類包裹體微觀特征Fig.3 Microscopic characteristics of hydrocarbon inclusion in the study area

4 油氣充注期次和成藏時(shí)間

4.1 包裹體均一溫度特征

流體包裹體的均一溫度記錄古地溫，通過對(duì)與烴類包裹體伴生的鹽水包裹體均一溫度分析，可以劃分油氣活動(dòng)和成藏期次[18]。應(yīng)用鹽水包裹體均一溫度，根據(jù)兩點(diǎn)原則劃分流體充注幕次：一是具有相同產(chǎn)狀和相似氣/液比的流體包裹體組合；二是相似產(chǎn)狀和相似氣/液比包裹體內(nèi)部均一溫度大致按15 ℃間隔分幕。與烴類包裹體伴生的鹽水包裹體均一溫度數(shù)據(jù)見表2，包裹體均一溫度分布見圖4。德深16井儲(chǔ)層中與油包裹體伴生的鹽水包裹體均一溫度分布(見圖4(a))顯示，共有四幕油充注和兩次調(diào)整改造，第一幕充注與油包裹體伴生的鹽水包裹體均一溫度在76.3～82.6 ℃ 之間；第二幕充注與油包裹體伴生的鹽水包裹體均一溫度在107.5～125.1 ℃之間；第三幕充注與油包裹體伴生的鹽水包裹體均一溫度在131.7～139.4 ℃之間；第四幕充注與油包裹體伴生的鹽水包裹體均一溫度在145.1～153.6 ℃ 之間。兩次調(diào)整改造與油包裹體伴生的鹽水包裹體均一溫度分別在73.0～75.6、85.5～98.8 ℃之間，第一次調(diào)整改造發(fā)生在第二幕油充注后，第二次調(diào)整改造發(fā)生在第四幕油充注后。與氣包裹體伴生的鹽水包裹體均一溫度分布(見圖4(b))顯示，共有三幕氣充注，均一溫度范圍分別為121.0～125.4、130.5～140.7、145.1～156.5 ℃(見表2)，對(duì)應(yīng)第二幕、第三幕和第四幕油充注溫度。

表2 華家構(gòu)造帶深層儲(chǔ)層烴類包裹體伴生鹽水包裹體均一溫度

圖4 與烴類包裹體伴生鹽水包裹體均一溫度分布Fig.4 Diagram about homogenous temperature of aqueous inclusion associating with hydrocarbon

德深17井儲(chǔ)層中與氣伴生的鹽水包裹體均一溫度分布(見圖4(c))顯示，共有三幕氣充注和一次調(diào)整改造，三幕氣充注對(duì)應(yīng)的鹽水包裹體均一溫度分別為105.3～120.8、130.0～145.0、146.0～150.6 ℃，對(duì)應(yīng)第二幕、第三幕和第四幕油充注溫度；調(diào)整改造對(duì)應(yīng)的鹽水包裹體均一溫度為85.2～100.1 ℃(見表2)。

德深19井儲(chǔ)層中與氣包裹體伴生的鹽水包裹體均一溫度分布(見圖4(d))顯示，共有兩幕氣充注和一次調(diào)整改造，兩幕氣充注對(duì)應(yīng)的鹽水包裹體均一溫度分別為122.1～139.3、143.7～160.8 ℃，對(duì)應(yīng)第三幕和第四幕油充注溫度；調(diào)整改造對(duì)應(yīng)的鹽水包裹體均一溫度為99.4～118.6 ℃(見表2)。

綜上所述，德惠斷陷華家構(gòu)造帶深層儲(chǔ)層共經(jīng)歷四幕油氣充注和兩次調(diào)整改造，其中油充注發(fā)生在第一幕—第四幕，氣充注發(fā)生在第三幕和第四幕；第一幕充注后，原油發(fā)生一次調(diào)整改造過程，第四幕油和氣充注后，原油和天然氣經(jīng)歷一次調(diào)整改造過程。

4.2 埋藏史—熱史模擬

為了進(jìn)行埋藏史—熱史恢復(fù)，模擬德深16、德深17、德深19井單井埋藏史—熱史。德惠斷陷主要經(jīng)歷三次剝蝕改造，下白堊統(tǒng)沙河子組沉積早期經(jīng)歷一次剝蝕，德惠斷陷華家構(gòu)造帶剝蝕厚度在350～550 m之間；下白堊統(tǒng)營(yíng)城組沉積末期經(jīng)歷一次較弱的剝蝕，華家構(gòu)造帶剝蝕量在100～400 m之間；在嫩江組末期經(jīng)歷一次較強(qiáng)烈的剝蝕，華家構(gòu)造帶剝蝕厚度在1 300～1 600 m之間。

邊界條件主要包括古水深、古熱流和古地溫梯度。松遼盆地德惠斷陷斷陷期為湖相沉積環(huán)境，凹陷期為河流相沉積環(huán)境，采用鏡質(zhì)體反射率法[19]計(jì)算古熱流數(shù)據(jù)，分析松南隆起區(qū)德惠斷陷德深1井古熱流數(shù)據(jù)與地質(zhì)時(shí)間的關(guān)系(見圖5)。采用文獻(xiàn)[20]方法綜合確定松遼盆地古地溫梯度。采用PetroMod軟件1D模塊進(jìn)行埋藏史—熱史模擬。德深16井在嫩江組末期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)之前，火石嶺組地層深度可達(dá)4 600 m，地層最高溫度約為220 ℃，由于受到嫩末反轉(zhuǎn)構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響而地層被抬升剝蝕，地層溫度降低，火石嶺組現(xiàn)今地層最高溫度約為110 ℃(見圖5(a))。在嫩末反轉(zhuǎn)構(gòu)造運(yùn)動(dòng)前，德深17井火石嶺組地層最深約為5 000 m，其地層最高溫度約為280 ℃；受到嫩末反轉(zhuǎn)構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響，現(xiàn)今火石嶺地層最深約為4 000 m，現(xiàn)今地層最高溫度約為170 ℃(見圖5(b))。在嫩末反轉(zhuǎn)構(gòu)造運(yùn)動(dòng)前，德深19井火石嶺組地層最深約為3 700 m，其地層最高溫度約為225 ℃；在嫩末反轉(zhuǎn)構(gòu)造運(yùn)動(dòng)地層抬升剝蝕后，火石嶺組地層深度約為3 000 m，現(xiàn)今火石嶺組地層最高溫度約為125 ℃(見圖5(c))。因此，受到嫩末反轉(zhuǎn)構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響，德惠斷陷轉(zhuǎn)變?yōu)槟贻p的“冷盆”。

4.3 油氣成藏時(shí)間

根據(jù)單井埋藏史—熱史模擬結(jié)果，結(jié)合與油包裹體和氣包裹體伴生的鹽水包裹體均一溫度，將均一溫度投影到埋藏史—熱史圖上確定油氣成藏時(shí)間，將不同均一溫度投影出的時(shí)間標(biāo)到統(tǒng)一的時(shí)間軸上(見圖6)，德惠斷陷華家構(gòu)造帶深層儲(chǔ)層共經(jīng)歷三期油氣充注和一次調(diào)整改造。其中第一期油氣充注發(fā)生在141.5～135.0 Ma之間(即沙河子組沉積晚期—白堊紀(jì)早期)，對(duì)應(yīng)第一幕油充注；第二期油氣充注發(fā)生在116.0～91.5 Ma之間(即登婁庫(kù)組沉積晚期—青山口組沉積時(shí)期—白堊紀(jì)中期)，對(duì)應(yīng)第二幕和第三幕油和天然氣充注；第三期油氣充注發(fā)生在81.0～72.5 Ma之間(即嫩江組沉積時(shí)期—白堊紀(jì)晚期)，對(duì)應(yīng)第四幕油和天然氣充注。由于受到營(yíng)城組末期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響，第一幕油充注后油藏中油遭受調(diào)整破壞，發(fā)生在128.0～121.0 Ma之間(即營(yíng)城組沉積晚期到登婁庫(kù)組沉積早期—白堊紀(jì)早期)；然后受到嫩江組末期抬升剝蝕的影響，油和天然氣經(jīng)歷一次調(diào)整改造過程，發(fā)生在4.0～1.0 Ma之間(即新近紀(jì))。

圖5 德惠斷陷單井埋藏史—熱史模擬結(jié)果

圖6 華家構(gòu)造帶深層儲(chǔ)層油氣成藏期次及成藏時(shí)間Fig.6 Hydrocarbon accumulation stages and ages of deep reservoir in Huajia tectonic zone

5 結(jié)論

(1)德惠斷陷華家構(gòu)造帶深層儲(chǔ)層氣包裹體主要在石英顆粒微裂隙和縫洞充填方解石中，根據(jù)氣包裹體巖相學(xué)分析至少存在兩期天然氣充注，原油包裹體主要在縫洞充填方解石中被檢測(cè)到。

(2)德惠斷陷華家構(gòu)造帶深層儲(chǔ)層存在四幕油充注，天然氣充注發(fā)生在第二幕、第三幕和第四幕，原油經(jīng)歷兩次調(diào)整改造，天然氣經(jīng)歷一次調(diào)整改造。

(3)德惠斷陷華家構(gòu)造帶深層儲(chǔ)層經(jīng)歷三期油氣充注和兩次調(diào)整改造，第一期油充注發(fā)生在141.5～135.0 Ma之間；第二期原油和天然氣充注發(fā)生在116.0～91.5 Ma之間；第三期油氣充注發(fā)生在81.0～72.5 Ma之間。原油的第一次調(diào)整改造發(fā)生在128.0～121.0 Ma之間，原油的第二次調(diào)整改造和天然氣的第一次調(diào)整改造發(fā)生在4.0～1.0 Ma之間。

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2016-08-01；編輯：任志平

吉林油田公司科技專項(xiàng)(JY16A2-2-4)

趙玉濤(1989-)，男，碩士，助理工程師，主要從事油氣成藏動(dòng)力學(xué)和有機(jī)地球化學(xué)方面的研究。

TE122.1+1

A

2095-4107(2017)01-0073-09

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2017.01.008