扎哈泉凹陷烴源巖特征及演化史研究

文延春，陳世加，路俊剛，石正灝，楊國(guó)平，陸林超

（1.西南石油大學(xué)，四川成都 610500；2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司；3.中國(guó)石油川慶鉆探地球物理勘探公司）

扎哈泉凹陷烴源巖特征及演化史研究

文延春1，陳世加1，路俊剛1，石正灝1，楊國(guó)平2，陸林超3

（1.西南石油大學(xué)，四川成都 610500；2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司；3.中國(guó)石油川慶鉆探地球物理勘探公司）

扎哈泉凹陷周緣已發(fā)現(xiàn)昆北、烏南等大量油氣藏，但其油源層位和凹陷源巖生烴能力尚不十分清楚。通過(guò)開(kāi)展烴源巖展布、有機(jī)質(zhì)豐度、類(lèi)型和成熟度的研究，指出扎哈泉凹陷烴源巖分布范圍從E1＋2到N12具有東移或北移的特征。E13和E23烴源巖有機(jī)碳和氯仿瀝青“A”含量均較高，按照青海油田分類(lèi)標(biāo)準(zhǔn)，達(dá)到好－較好烴源巖標(biāo)準(zhǔn)；N1和N12烴源巖有機(jī)碳含量較低，生烴能力較差。烴源巖干酪根顯微組分以腐泥組為主，達(dá)90%以上，有機(jī)質(zhì)類(lèi)型以Ⅰ型為主。通過(guò)一維數(shù)值模擬，認(rèn)為目前E13和E23烴源巖達(dá)到成熟階段，N1和N12烴源巖處于未－低成熟階段；E13和E23烴源巖生烴能力較強(qiáng)，可為周緣構(gòu)造提供豐富的油氣。

扎哈泉凹陷；烴源巖特征；演化史；油源對(duì)比

近年來(lái)研究認(rèn)為扎哈泉凹陷是柴西南區(qū)的主力生烴凹陷之一。目前在其東西兩側(cè)發(fā)現(xiàn)了躍進(jìn)Ⅱ號(hào)、躍東和烏南等油田，南側(cè)的昆北斷階帶切6井E13地層發(fā)現(xiàn)高產(chǎn)油流，但其西側(cè)的躍進(jìn)IV號(hào)和北側(cè)的烏北地區(qū)仍然沒(méi)有大的突破［1］。

對(duì)烴源巖特征進(jìn)行研究是新區(qū)勘探或含油氣層系遠(yuǎn)景評(píng)價(jià)的基礎(chǔ)工作之一。本文通過(guò)開(kāi)展烴源巖展布、有機(jī)質(zhì)豐度、類(lèi)型、成熟度的分析研究，明確了扎哈泉凹陷烴源巖的生烴能力，進(jìn)而為下一步開(kāi)展油源對(duì)比，確定扎哈泉凹陷周緣油氣藏的油源層位，尋找有利的油氣勘探方向和勘探區(qū)提供了有力的地質(zhì)證據(jù)。

1 地質(zhì)背景

研究區(qū)位于柴達(dá)木盆地西部南區(qū)（簡(jiǎn)稱柴西南），北鄰獅子溝油砂山油田，西部與躍進(jìn)油田接壤，東部與烏南綠草灘油田相連，南部至切克里克洼陷中部［2］。由南向北依次分布昆北斷階帶、尕斯斷陷帶和獅子溝－油砂山斷階帶3個(gè)勘探區(qū)帶（圖1）。

第三紀(jì)古－始新世，研究區(qū)在中生代的基礎(chǔ)上沉積了一套厚度與巖性變化很大的陸屑建造，多以紅色為主，僅在盆地西部獅子溝周緣，由于斷裂走滑影響產(chǎn)生斷陷，沉積了暗色湖相泥質(zhì)巖類(lèi)。始新世末期，早喜山運(yùn)動(dòng)對(duì)柴達(dá)木盆地的發(fā)展演變產(chǎn)生巨大影響，表現(xiàn)為由局部斷陷向坳陷型轉(zhuǎn)化，漸新世盆地出現(xiàn)了大面積沉降，進(jìn)入到坳陷型盆地的全盛時(shí)期，連續(xù)沉積了湖相暗色泥質(zhì)巖。這一階段延續(xù)至中新世中期，沉積厚度一般在千米以上，構(gòu)成了盆地西部新生代主要烴源巖［3－4］。

圖1 研究工區(qū)位置

中新世中期之后，由于南北擠壓應(yīng)力的加劇，盆地內(nèi)顯現(xiàn)出差異性升降，沉降與沉積中心逐步由南向北、自西向東發(fā)生轉(zhuǎn)移。上新世由于青藏高原持續(xù)隆升，柴西逐漸大范圍抬起，最終結(jié)束了坳陷期而進(jìn)入回返褶皺階段。湖水繼續(xù)東遷，至第四紀(jì)湖泊已遷移到東部三湖地區(qū)，直至在此消亡［5］。柴西南區(qū)從上至下鉆揭七個(gè)泉組（Q1＋2）、獅子溝組（N32）、上油砂山組（N22）、下油砂山組（N12）、上干柴溝組（N1）、下干柴溝組上段（E23）、下干柴溝組下段（E13）和路樂(lè)河組（E1＋2），以及基巖地層。

2 烴源巖特征

2.1 烴源巖分布特征

對(duì)研究區(qū)大量鉆井、測(cè)井的泥巖厚度數(shù)據(jù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析得出：路樂(lè)河組（E1＋2）烴源巖在空間上延伸局限，具有斷陷湖盆的性質(zhì)，為一套淺湖－深湖相暗色泥巖，主要發(fā)育于切克里克和油砂山地區(qū)；下干柴溝組下段（E13）烴源巖主要發(fā)育于柴西南區(qū)，其優(yōu)質(zhì)烴源巖分布于綠草灘、烏南和扎哈泉地區(qū)；下干柴溝組上段（E23）烴源巖主要發(fā)育于柴西南區(qū)（圖2），并隨著沉積中心向東北偏移，為一套暗色泥巖，最厚在扎哈泉地區(qū)達(dá)700 m；上干柴溝組（N1）烴源巖主要發(fā)育于油砂山－烏南－東柴山一線以北，為一套以暗色泥巖或泥質(zhì)碳酸鹽巖為主的烴源巖，最大厚度可達(dá)600 m；下油砂山組（N12）和上油砂山組（N22）烴源巖主要發(fā)育于柴西北區(qū)。

總之，路樂(lè)河組烴源巖分布范圍較窄，下干柴溝組上段（E23）、下段（E13）烴源巖主要分布于柴西南區(qū)，新近系烴源巖主要分布于柴西北區(qū)。不同地區(qū)烴源巖分布范圍從E1＋2到N12具有東移或北移的特征。

圖2 柴西南區(qū)下干柴溝組上段（E23）暗色泥巖等厚圖

2.2 有機(jī)質(zhì)豐度

2.2.1 有機(jī)碳含量

據(jù)前人研究，咸水湖相烴源巖有機(jī)碳含量普遍較低，一般認(rèn)為是由于咸水湖盆中鹽度較高限制生物種屬所致［6］。柴達(dá)木盆地新生代以暗色灰質(zhì)泥巖、泥灰?guī)r為主，夾碳酸鹽巖、膏鹽及粉砂巖，平均有機(jī)碳含量雖低于一般泥巖的生烴下限值，但氯仿瀝青“A”、總烴含量卻較高，烴轉(zhuǎn)化率也較高［7］。這些特征明顯不同于一般的泥巖或碳酸鹽巖，而是介于泥質(zhì)巖與碳酸鹽巖之間。

圖3為扎哈泉凹陷各地區(qū)不同層位有機(jī)碳含量對(duì)比柱狀圖，可知各層段的有機(jī)碳平均含量相差較大。N1和N12烴源巖絕大部分地區(qū)有機(jī)碳含量小于0.6%，依據(jù)柴達(dá)木盆地咸水湖相生油巖有機(jī)質(zhì)豐度評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)（表1），為較差烴源巖，E13和E23烴源巖的有機(jī)碳含量在大部分地區(qū)大于0.6%，部分地區(qū)甚至大于0.8%，達(dá)到好－較好烴源巖標(biāo)準(zhǔn)。

圖3 扎哈泉凹陷不同地區(qū)各層位有機(jī)碳含量對(duì)比

表1 柴達(dá)木盆地咸水湖相生油巖有機(jī)質(zhì)豐度評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)（青海油田研究院）

2.2.2 氯仿瀝青“A”

在高、過(guò)成熟階段之前，氯仿瀝青“A”含量是判斷烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度的重要指標(biāo)［8］。如表2所示，研究區(qū)不同地區(qū)各層位氯仿瀝青“A”含量均較高。所有層段氯仿瀝青“A”含量幾乎均在100×10－6以上，大部分層段在500×10－6以上，最高在躍進(jìn)二號(hào)地區(qū)，在E13和N1地層達(dá)2 000×10－6以上。

路樂(lè)河組（E1＋2）烴源巖分布范圍較窄，氯仿瀝青“A”主要分布在躍進(jìn)二號(hào)地區(qū)，在切克里克地區(qū)偏低。在平面上，幾乎所有的地區(qū)在E13、E23地層氯仿瀝青“A”含量最高，其中在躍進(jìn)二號(hào)地區(qū)E13地層甚至達(dá)2 000×10－6以上，依據(jù)柴達(dá)木盆地咸水湖相生油巖有機(jī)質(zhì)豐度評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)（表1），屬于很好的烴源巖，其余地區(qū)接近1 000×10－6。E13和E23地層氯仿瀝青“A”含量平均值大于1 000×10－6，達(dá)到好烴源巖標(biāo)準(zhǔn)。

氯仿瀝青“A”含量次高的是N1地層，在東柴山、烏南地區(qū)氯仿瀝青“A”含量大于500×10－6，屬于較好烴源巖，在躍進(jìn)二號(hào)達(dá)到了3 000×10－6以上，其余地區(qū)為較差烴源巖。N12次于N1，氯仿瀝青“A”含量較低，除烏南外，其余地區(qū)為較差烴源巖。

表2 扎哈泉凹陷不同地區(qū)各層位烴源巖氯仿瀝青“A”含量 10－6

2.3 有機(jī)質(zhì)類(lèi)型

烴源巖有機(jī)顯微組分中殼質(zhì)組和腐泥組是公認(rèn)有利于生烴的富氫組分，其數(shù)量和質(zhì)量對(duì)油氣的生成具有顯著影響［9］。依據(jù)有機(jī)質(zhì)類(lèi)型劃分標(biāo)準(zhǔn)，從干酪根的有機(jī)顯微組分（表3）可以看出，大部分層位腐泥組在90%以上，反映有機(jī)質(zhì)生源以水生生物為主的特征。殼質(zhì)組含量相對(duì)較少，各層位平均值在0.5%～4.0%，主要是由于本區(qū)咸水湖相沉積時(shí)陸源高等植物有機(jī)質(zhì)輸入很少，因而殼質(zhì)組含量較少。各層位烴源巖平均類(lèi)型指數(shù)（TI）計(jì)算值幾乎都大于80，顯微有機(jī)組分以腐泥組為主，有機(jī)質(zhì)類(lèi)型總體上以Ⅰ型為主。

表3 扎哈泉凹陷烴源巖有機(jī)質(zhì)類(lèi)型參數(shù)

2.4 成熟度

表4是研究區(qū)各層段烴源巖成熟度參數(shù)表，依據(jù)烴源巖有機(jī)質(zhì)成熟度劃分標(biāo)準(zhǔn)［10］可知：研究區(qū)烴源巖的成熟度總體上都不高，大部分地區(qū)N12和N1烴源巖處于低成熟階段，N1以下烴源巖總體上均已成熟。

3 烴源巖演化史

本次研究應(yīng)用BasinMod盆地模擬軟件，結(jié)合地質(zhì)分層、沉積剝蝕厚度、不同時(shí)代的古地溫梯度和實(shí)測(cè)的單井鏡質(zhì)體反射率（Ro）值，對(duì)扎哈泉凹陷的烏26井進(jìn)行數(shù)值模擬（圖4）。研究表明，目前E13、埋深均在3 000 m左右，E13底在中新世（N1）早期（距今1 7 Ma）鏡質(zhì)體反射率（Ro）達(dá)到0.5%，開(kāi)始進(jìn)入生油門(mén)限，現(xiàn)今E13整套烴源巖處于生油高峰。E23底在中新世（N1）晚期（距今7 Ma）鏡質(zhì)體反射率（Ro）值達(dá)到0.5%，開(kāi)始進(jìn)入生油門(mén)限，在更新世（Q1）早期（距今1.1 Ma）E23整套烴源巖進(jìn)入生油門(mén)限，目前E23烴源巖處于低成熟到成熟階段。

表4 扎哈泉凹陷烴源巖有機(jī)質(zhì)成熟度參數(shù)

圖4 扎哈泉凹陷烏26井烴源巖演化史

4 油源分析

目前，在扎哈泉凹陷周緣的切克里克、躍進(jìn)和烏南等地區(qū)勘探取得重大突破，獲得高產(chǎn)工業(yè)油氣流。

從源巖和原油地球化學(xué)特征來(lái)看，扎哈泉凹陷的扎西1井E23、躍東110井E13源巖抽提物C27和C29甾烷呈近似“V”字型分布（圖5），與凹陷周緣的切12井E13、切6井E13、躍西35井E32和躍Ⅱ6－11井N1－N12儲(chǔ)層原油甾烷分布特征基本一致；而且，從原油演化程度來(lái)看，成熟度較高，屬于成熟階段的產(chǎn)物，與E13和E23烴源巖演化程度也一致。而據(jù)前文的烴源巖成熟度分析，目前工區(qū)N12和N1烴源巖均處于低－未成熟階段，未達(dá)到大規(guī)模生烴階段，與原油演化程度不符。

綜合以上分析，說(shuō)明扎哈泉凹陷周緣的油應(yīng)來(lái)自該凹陷深層E13和E23烴源巖，這與烴源巖綜合評(píng)價(jià)結(jié)果一致。

圖5 扎哈泉凹陷源巖抽提物甾烷分布

5 結(jié)論

（1）扎哈泉凹陷不同地區(qū)烴源巖分布范圍從E1＋2到N12具有東移或北移的特征。E13和E23烴源巖分布范圍廣、厚度大，是扎哈泉凹陷發(fā)育的主力烴源巖。

（2）E13和E23地層有機(jī)碳含量大部分大于0.6%，達(dá)到好－較好烴源巖標(biāo)準(zhǔn)，N1和N12烴源巖較差；氯仿瀝青“A”含量在E13和E23地層大于1 000×10－6，達(dá)到好烴源巖標(biāo)準(zhǔn)，在N1和N12地層含量降低；烴源巖顯微有機(jī)組分以腐泥組為主，有機(jī)質(zhì)類(lèi)型以Ⅰ型為主。

（3）扎哈泉凹陷各烴源巖演化程度不同，E13底在N1早期進(jìn)入生油門(mén)限，E23底在N1晚期進(jìn)入生油門(mén)限。目前E13和E23烴源巖處于成熟階段，N12和N1烴源巖處于未－低成熟階段。

（4）扎哈泉凹陷源巖抽提物與其周緣儲(chǔ)層原油甾烷分布相似，呈近似“V”字型分布，且為烴源巖成熟階段的產(chǎn)物，而N12和N1烴源巖目前未達(dá)到大規(guī)模生烴階段，說(shuō)明周緣的油應(yīng)來(lái)自凹陷深層E13和E23烴源巖。

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Kunbei，Wunan and other large quantity of hydrocarbon reservoir along Zhahaquan depression have been discovered，but its oil source layer and depression source rocks generation capacity is unclear.According to the study on source rocks distribution，organic matter abundance，type and maturity，it is pointed out that Zhahaquan depression source rocks distributed from E1＋2to N12with the eastward movement and northward movement features.A content level in organic carbon and chloroform bitumen is higher in E13and E23source rocks，which reached good source rocks standards in accordance with the classification criteria of Qinhai oilfield.Organic carbon content in N1and N12source rocks is lower with lower generation capacity.Source rocks kerogen maceral are mainly sapropelinite，which is more than 90%，organic matter is type I.Based on the one－dimensional numerical simulation，E13and E23source rocks reached maturity，N1and N12source rock are in the non or low mature period.The study indicated that E13and E23source rock have better hydrocarbon generation capacity and can provide rich oil and gas.

05Study on the characteristics of hydrocarbon source rocks and evolution history in Zhahaquan depression

Wen Yanchiun et al（Southwest Petroleum University，15 Chengdu，Sichuan 610500）Yan

Zhahuaquan depression；hydrocarbon source rock；evolution history；oil source correlation

TE112.115

A

1673－8217（2012）04－0005－04

2012－01－11；改回日期：2012－03－14

文延春，1985年生，2009年畢業(yè)于貴州大學(xué)地理信息系統(tǒng)專業(yè)，在讀碩士生，主要從事沉積與儲(chǔ)層、油氣成藏方向的學(xué)習(xí)和研究工作。

國(guó)家重大專項(xiàng)“大型特大型巖性地層油氣田／區(qū)形成與分布研究”（2011ZX05001－001）。

吳官生