酒西坳陷與酒東坳陷下白堊統(tǒng)生烴條件對比研究

馬立元 程克明

(1.中國石油化工股份有限公司石油勘探開發(fā)研究院 北京 100083;2.中國石油天然氣股份有限公司勘探開發(fā)研究院 北京 100083)

酒西坳陷與酒東坳陷下白堊統(tǒng)生烴條件對比研究

馬立元1程克明2

(1.中國石油化工股份有限公司石油勘探開發(fā)研究院 北京 100083;2.中國石油天然氣股份有限公司勘探開發(fā)研究院 北京 100083)

論文通過對酒泉盆地下白堊統(tǒng)各層組烴源巖有機地球化學特征的研究,分凹陷分層組對酒泉盆地下白堊統(tǒng)的生烴條件進行了系統(tǒng)的評價,在此基礎上對酒西坳陷和酒東坳陷下白堊統(tǒng)的生烴條件進行了橫向對比。研究結果表明,酒西坳陷下白堊統(tǒng)烴源巖的生烴條件從中溝組-下溝組-赤金堡組逐漸變好,而酒東坳陷下白堊統(tǒng)的生烴條件具有從中溝組-下溝組-赤金堡組逐漸變差的趨勢,也反映出“好的不熟,熟的不好”的生烴特點。酒西坳陷的下溝組和赤金堡組烴源巖是酒泉盆地下白堊統(tǒng)烴源巖中生烴較大貢獻者。研究結果對于本區(qū)油氣勘探具有重要指導意義。

生烴條件 下白堊統(tǒng) 烴源巖 酒西坳陷 酒東坳陷

關于酒泉盆地下白堊統(tǒng)的油氣生成,前人已做了大量工作,并取得了豐碩的研究成果[1～5]。近年來,隨著勘探形勢的發(fā)展和油氣研究的不斷深入,反映出在油氣生成方面還存在一些理論問題有待解決,如青西凹陷赤金堡組的生烴條件及其分布、酒東坳陷主要源巖及其熱演化等。更值得人們關注的是,對于同樣處于酒泉盆地中的酒西坳陷和酒東坳陷來說,為什么會出現(xiàn)酒西“富油”而酒東相對“貧油”的局面?盡管前人已從石油地質條件(構造變形、主要油源層、油氣運聚條件)方面探討了酒西坳陷和酒東坳陷的異同[6],但是缺乏二者生烴條件的系統(tǒng)比較。
論文通過對酒泉盆地下白堊統(tǒng)各層組烴源巖有機地球化學特征的研究,分凹陷分層組對酒泉盆地下白堊統(tǒng)的生烴條件進行了系統(tǒng)的評價,在此基礎上對酒西坳陷和酒東坳陷下白堊統(tǒng)的生烴條件進行了橫向對比,從生烴的角度回答了長期以來困擾人們的為什么酒西“富油”而酒東相對“貧油”的問題。

1 地質背景

酒泉盆地是一個受到后期構造運動強烈改造的中新生代疊合盆地,由3個坳陷和1個隆起區(qū)組成,即酒西坳陷、酒東坳陷、花海-金塔坳陷和嘉峪關隆起[7](圖1)。其中酒西坳陷又可分為青西凹陷、石大凹陷、赤金凹陷和鴨北凸起,而酒東坳陷由營爾凹陷、清水凸起、馬營凹陷和天泉寺凸起組成,有的凹陷又可劃分出若干更次一級的構造(圖1)。

圖1 酒泉盆地白堊紀構造單元劃分圖(據(jù)文獻[7]改編)Ⅰ-青西凹陷:Ⅰ1-青南次凹;Ⅰ2-青西低凸起;Ⅰ3-紅南次凹;Ⅱ-石大凹陷:Ⅱ1-石北次凹;Ⅱ2-石北低凸起;Ⅱ3-大紅圈次凹;Ⅲ-赤金凹陷;Ⅳ-鴨北凸起;Ⅴ-營爾凹陷;Ⅵ-清水凸起;Ⅶ-馬營凹陷;Ⅷ-天泉寺凸起;Ⅸ-花海凹陷;Ⅹ-雙古城凹陷:Ⅹ1-舊寺墩低凸起;Ⅹ2-雙樹子次凹;Ⅹ3-雙古城次凹;Ⅺ-花東凸起Fig.1 Cretaceous tectonic units in the Jiuquan basin (modified from reference[7])

本區(qū)的工業(yè)性儲油地層主要有志留系中統(tǒng)泉腦溝組、下白堊統(tǒng)下溝組、古近系火燒溝組和白楊河組。源巖主要分布于下白堊統(tǒng),自下而上由赤金堡組、下溝組和中溝組組成。

表1 酒泉盆地下白堊統(tǒng)烴源巖有機質豐度Table1 Organic abundance of the Lower Cretaceous source rocks from the Jiuquan basin

2 下白堊統(tǒng)生烴條件評價

2.1 有機質豐度

首先需要說明的是,酒西坳陷內以青西凹陷為主要生烴凹陷,而酒東坳陷內以營爾凹陷為主要生烴凹陷,且前人所做的研究工作也主要集中在這兩個凹陷內,因此,論文主要就這兩個凹陷下白堊統(tǒng)的生烴條件進行評價。

通過對酒泉盆地下白堊統(tǒng)烴源巖有機質豐度的系統(tǒng)評價可以看出,酒西和酒東坳陷下白堊統(tǒng)各層組有機質豐度存在著很大差異(表1)。酒西坳陷的青西凹陷中溝組(K1z)有機碳含量平均為0.83%,生烴潛量平均1.92 mg/g,氯仿瀝青“A”平均0.046%,總烴(HC)平均值只有195μg/g,總體屬于較差源巖。而酒東坳陷的營爾凹陷中溝組有機質豐度最高,其總面貌是有機碳含量平均>2%,生烴潛量平均>6 mg/ g,最大平均值可達10 mg/g(長101井和長2井),氯仿瀝青“A”平均>0.1%,總烴(HC)平均值為883 μg/g,各項指標均顯示出中溝組屬于好烴源巖。

青西凹陷的下溝組有機碳含量平均為1.41%,生烴潛量平均5.87 mg/g,氯仿瀝青“A”平均0.167%,總烴(HC)平均值高達782μg/g,屬于好源巖范疇。營爾凹陷下溝組有機質豐度以凹陷中部最高,南北較低。其中下溝組上部(K1g2)要好于下部(K1g1),屬于中等源巖,而下部則屬于較差-中等源巖。

青西凹陷赤金堡組盡管有機碳含量較高,但其生烴性能較差,總體屬于差源巖。營爾凹陷赤金堡組源巖有機碳平均含量約0.6%,生烴潛量一般<2 mg/ g,氯仿瀝青“A”平均為0.038%,總烴(HC)平均含量為260μg/g,總體屬于較差源巖(表1)。

總體來看,青西凹陷內下溝組的有機質豐度最高,赤金堡組和中溝組較低,可能赤金堡組要好于中溝組,而營爾凹陷下白堊統(tǒng)各層組以中溝組的有機質豐度最高,下溝組次之,赤金堡組最低。

2.2 有機質類型

有機質類型是反映烴源巖質量好壞的重要指標,是決定有機質生烴能力和生烴屬性的重要因素。

自然資源統(tǒng)一確權登記是2013年黨的十八屆三中全會審議通過的《中共中央關于全面深化改革若干重大問題的決定》中明確規(guī)定的一項改革任務。2016年12月20日，中央七部委聯(lián)合印發(fā)《自然資源統(tǒng)一確權登記辦法（試行）》及附件《自然資源登記簿》、《自然資源統(tǒng)一確權登記試點辦法》，辦法提出：“自然資源確權登記以不動產登記為基礎，明確對水流、森林、山嶺、草原、荒地、灘涂以及探明儲量的礦產資源等自然資源的所有權統(tǒng)一進行確權登記。”我國自然資源統(tǒng)一確權登記工作正式開展。由于此項工作剛剛開展，很多問題還需要進一步在工作中完善。

從青西凹陷烴源巖氫指數(shù)(IH)與氧指數(shù)(IO)關系圖中(圖2a)可見,中溝組源巖成烴母質以Ⅱ2型和Ⅲ型為主,少部分為Ⅱ1型。下溝組源巖的成烴母質以Ⅱ1型及Ⅱ2型為主,且二者所占比例相當,成烴母質要優(yōu)于中溝組。赤金堡組源巖樣品的成烴母質幾乎均為典型的Ⅲ型,這與該區(qū)的赤金堡組樣品采自青西凹陷的邊緣相(鴨北地區(qū))相一致。

營爾凹陷中溝組源巖成烴母質以Ⅰ型和Ⅱ1型為主,母質類型整體較好(圖2b)。下溝組上段(K1g2)源巖的成烴母質類型主要為Ⅲ型和Ⅱ2型,少量Ⅱ1型。下溝組下段(K1g1)樣品集中分布在Ⅱ2型區(qū)域內,也有少量屬Ⅱ1型,相對于中溝組成烴母質類型明顯變差。赤金堡組大部分樣品的成烴母質類型均為Ⅱ2型,也有少部分Ⅱ1型和Ⅲ型,相對于下溝組下部母質類型更差一些。

可見,酒泉盆地下白堊統(tǒng)源巖生烴母質類型以過渡型為主,間有部分Ⅰ型和Ⅲ型母質,反映其母質來源以低等浮游生物和高等植物輸入兼有的特征,具體類型之間的差異反映了沉積環(huán)境微相和母源前身物輸入的某些細微變化。在酒西坳陷,生烴母質類型以青西凹陷的下溝組為最優(yōu),在過渡型為主的前提下,Ⅱ1型母質的比例略高于Ⅱ2型母質。其余各層組均以Ⅱ2型和Ⅲ型為主。據(jù)程克明等的研究,酒西坳陷石大凹陷赤金堡組源巖中存在10%左右的腐泥型母質,預示該區(qū)赤金堡組可能也存在著優(yōu)質源巖[4]。由于酒西坳陷各凹陷具有著相似的沉積與演化史[8～10],推測青西凹陷的赤金堡組也應具有相當比例的較好成烴母質類型。而在酒東坳陷營爾凹陷中,下白堊統(tǒng)各層組的生烴母質類型以中溝組下段為最好,主要為Ⅱ1型,也有部分Ⅰ型,其次是中溝組上段和下溝組,主要為Ⅱ2型,也有部分Ⅱ1型有機質。赤金堡組最差,但赤金堡組的局部層段也存在相對較好的生烴母質類型。

2.3 有機質成熟度

2.3.1 青西凹陷

①可溶有機質的演化特征

圖2 青西凹陷(a)和營爾凹陷(b)下白堊統(tǒng)源巖I H～I O關系圖Fig.2 Relation of hydrogen index with oxygen index of the Lower Cretaceous source rocks from Qingxiand Yinger Sag

圖3 青南次凹下白堊統(tǒng)源巖可溶有機質轉化率隨深度的變化Fig.3 Conversion rate of soluble organicmatter in the Lower Cretaceous source rocks along with depth from the Qingnan Subsag

從青西凹陷青南次凹下白堊統(tǒng)烴源巖樣品的可溶有機質和烴類轉化率與深度的關系(圖3)可以看出,在4 000 m以上,除個別樣品因受原油浸染的緣故而表現(xiàn)反常外,大多數(shù)樣品的可溶有機質轉化率和烴類轉化率均較低,分別小于5%和3%;而在4 000 m以下,絕大多數(shù)樣品可溶有機質的轉化率大于5%,且烴類的轉化率大于3%。因此,可以將青南次凹的生油門限定為4 000 m。

從圖3還可以看出,青南次凹中溝組的絕大多數(shù)烴源巖目前尚未進入生烴門限,只有個別鉆井中中溝組底部的少量樣品進入了低成熟演化階段并且開始生油。下溝組除部分樣品(深度小于4 000 m)外,基本上都已進入了生油門限。說明下溝組上部的烴源巖目前基本上處于低成熟階段,而下部烴源巖可能正處于大量生油的成熟階段,甚至生烴高峰階段。

②鏡質體反射率

研究表明,烴源巖中有機質的鏡質體反射率與其埋藏深度之間呈現(xiàn)良好的對數(shù)關系[11]。圖4a為位于青南次凹中心的柳2井和窿105井鏡質體反射率隨深度變化的關系圖,當鏡質體反射率Ro=0.5%時所對應的埋深分別為3 520 m和3 340 m,而由圖3可以看出,在深度小于4 000 m時,下白堊統(tǒng)源巖的可溶有機質和烴類轉化率都比較低,3 340～3 520 m的深度遠未達到轉化率的門限值,因此將Ro=0.5%定為該區(qū)有機質的成熟門限顯然是不妥當?shù)?而根據(jù)可溶有機質的大量出現(xiàn)將該區(qū)的生油門限定為4 000 m深度比較合適。當深度為4 000 m時,鏡質體反射率約為0.65%～0.70%。

為了真實反映青南次凹下白堊統(tǒng)源巖的熱演化程度,確定其統(tǒng)一的生油門限,實測了青南次凹9口探井近30個樣品的鏡質體反射率,并且對其與埋藏深度進行了回歸分析(圖4b)。結果表明,當Ro為0.65%～0.70%時,其相應的埋藏深度為3 930～ 4 080 m。顯然4 000 m左右的埋藏深度是青南次凹有機質真正開始生油的門限深度。

2.3.2 營爾凹陷

①可溶有機質的演化特征

據(jù)陳建平等的研究,營爾凹陷下白堊統(tǒng)烴源巖中可溶有機質的組成具有從低成熟至高成熟非烴和瀝青質含量減少,而飽和烴含量逐漸增高的規(guī)律[12]。從酒參1井巖石中可溶有機質隨深度的變化(圖5)可知,該井區(qū)的生油門限應在3 200 m附近。在3 700 m之上盡管氯仿瀝青“A”轉化率已大于5%,烴轉化率也已大于3%,且有一個小的峰包,但總的來說還是維持在較低值,表明在這段地層中有機質仍處于低成熟階段,生成的油為低熟油。下溝組下段和赤金堡組4 600 m以上烴源巖有機質處于成熟生油高峰,4 600 m以深(赤金堡組下部)基本上已處于高成熟的濕氣-凝析油階段了。

圖4 青南次凹烴源巖鏡質體反射率與深度關系圖Fig.4 Relation between vitrinite reflectance and depth of source-rocks from the Qingnan Subsag

圖5 酒參1井巖石中可溶有機質轉化率隨深度的變化(據(jù)文獻[12])Fig.5 Conversion rate of soluble organic matter along with depth in Well Jiucan1(from ref.[12])

圖6 酒參1井鏡質體反射率隨深度的變化Fig.6 Change of vitrinite reflectance along with depth in Well Jiucan 1

②鏡質體反射率

由酒參1井中鏡質體反射率隨深度的變化(圖6)可見,下白堊統(tǒng)頂部的鏡質體反射率已達0.6%左右,深度在3 000～3 200 m之間,這表明下白堊統(tǒng)已進入生油門限。當Ro=1.0%的生油高峰時,深度為4 100 m左右;Ro達1.3%時的深度約為4 550 m。也就是說現(xiàn)今酒參1井中下白堊統(tǒng)中溝組和下溝組上段烴源巖有機質仍處于低熟階段;下溝組下段和赤金堡組上段烴源巖有機質目前正處在生油高峰階段;赤金堡組中部已處于生油窗的下半部分,4 600 m以下地層烴源巖有機質已進入高成熟的濕氣-凝析油階段。

3 生烴條件對比

由前面的論述可知,酒東坳陷與酒西坳陷下白堊統(tǒng)各層組的生烴條件存在著明顯的差異,現(xiàn)對比如下。

在酒西坳陷青西凹陷下白堊統(tǒng)烴源巖中,下溝組烴源巖的有機質豐度較高,母質類型較好,屬Ⅱ型,且腐殖-腐泥型母質的比例高于腐泥-腐殖型,生烴條件應屬最好,加之下溝組烴源巖正處于低成熟-成熟階段,已進入生烴門限而開始大量生烴,因此下溝組對本區(qū)生烴應有較大貢獻;而中溝組烴源巖的生烴能力較差,有機質豐度較低,生烴母質類型以腐泥-腐殖型和腐殖型為主,總體屬于差的烴源巖,且源巖大部分處于未成熟階段,成烴意義不大。推測青南次凹赤金堡組烴源巖應有較好的生烴條件(前述)?？梢?青西凹陷下白堊統(tǒng)烴源巖的生烴條件從中溝組-下溝組-赤金堡組逐漸變好。

對于酒東坳陷營爾凹陷來說,下白堊統(tǒng)生烴條件以中溝組下段(K1z1)最好,其中的有機質豐度最高,生烴母質類型也最好,主要為腐殖-腐泥型和腐泥型;中溝組上段(K1z2)和下溝組(K1g)次之,有機質豐度相對較低,母質類型以腐泥-腐殖型為主;而赤金堡組(K1c)在全區(qū)屬差源巖,有機質豐度很低,生烴母質類型以腐泥-腐殖型和腐殖型為主,但其局部層段也存在相對較好的生烴母質類型。因此,營爾凹陷下白堊統(tǒng)的生烴條件具有從中溝組-下溝組-赤金堡組逐漸變差的趨勢。

值得注意的是,據(jù)對營爾凹陷烴源巖熱演化程度的研究(前述),酒參1井生烴門限在3 200 m左右,這一深度已達中溝組的中下部,其鏡質體反射率值(Ro)僅為0.5%～0.7%,成熟度較低。另外,本區(qū)源巖基本上屬泥質白云巖或白云質泥巖,一般碳酸鹽含量較高,其對有機質生烴異構化的抑制作用十分明顯,這也是本區(qū)的生烴特點之一[12]。因此,結合本區(qū)下白堊統(tǒng)生烴條件的縱向變化,即從中溝組-下溝組-赤金堡組生烴條件逐漸變差的事實,再結合碳酸鹽巖對生烴的抑制作用和源巖熱成熟度較低等特點,認為營爾凹陷中溝組源巖實際上對成烴貢獻不大。即使在特定條件下(有生烴條件較好的未熟源巖、好的儲集條件和具備早期構造圈閉等)能形成中溝組未成熟-低成熟油藏(如營參1井),但其產能及規(guī)模仍比較有限;而成熟度較高的下溝組下段和赤金堡組的源巖無論其有機質豐度和生烴潛量均屬差源巖范疇(前述),反映出營爾凹陷下白堊統(tǒng)烴源巖具有“好的不熟,熟的不好”的生烴特點。相比較而言,營爾凹陷中對生烴有一定貢獻的層段可能是下溝組上部(K1g2),但是該層段僅在凹陷中部(酒參1井和長2井區(qū))比較發(fā)育,而在凹陷南部(祁1井區(qū))和凹陷北部(營參1井區(qū))并不發(fā)育。綜合上述分析結果,作者認為該區(qū)的油源并不充足。目前,營爾凹陷探井中只見少量油流的事實也從另一個側面反映了這一油源不足的問題。

表2 酒泉盆地與其它盆地下白堊統(tǒng)烴源巖比較表Table2 Comparison of the Lower Cretaceous source rocks from the Jiuquan Basin w ith those from other basins

相比之下,酒東坳陷營爾凹陷中溝組烴源巖的有機質豐度要高于酒西坳陷青西凹陷和石大凹陷相同層位的有機質豐度,但其未熟,對成烴貢獻不大。根據(jù)下溝組和赤金堡組源巖的比較結果,盡管營爾凹陷的成熟度相對于青西和石大凹陷較高,但平均有機質豐度較低(表2),屬差源巖范疇;而酒西坳陷下溝組和赤金堡組源巖的有機質豐度較高,與我國以下白堊統(tǒng)為主要烴源巖的其它含油氣盆地相比,下溝組和赤金堡組源巖的有機質豐度雖然低于松遼盆地的主要生油層-下白堊統(tǒng)青一段(K1q1)和嫩一段(K1n1),但明顯高于其次要生油層-青二、三段(K1q2+3)和嫩二段(K1n2)以及二連盆地的白堊系,個別層段的烴源巖有機質豐度甚至與松遼盆地主要烴源巖層相當(表2)。因此,酒西坳陷的下溝組和赤金堡組烴源巖是酒泉盆地下白堊統(tǒng)烴源巖中生烴較大貢獻者。

4 結論

綜合研究結果,酒西坳陷青西凹陷下白堊統(tǒng)烴源巖的生烴條件從中溝組-下溝組-赤金堡組逐漸變好,而酒東坳陷營爾凹陷下白堊統(tǒng)的生烴條件具有從中溝組-下溝組-赤金堡組逐漸變差的趨勢,也反映出“好的不熟,熟的不好”的生烴特點。酒西坳陷的下溝組和赤金堡組烴源巖是酒泉盆地下白堊統(tǒng)烴源巖中生烴較大貢獻者。

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Com parison of the Hydrocarbon-Generating Conditions of the Lower Cretaceous from the Jiuxi and Jiudong Depression

MA Li-yuan1CHENG Ke-ming2
(1.Exp loration&Production Research Institute,SINOPEC,Beijing 100083; 2.Research Institute of Petroleum Exploration&Development,PetroChina,Beijing 100083)

Based on the research of the organic geochemistry characteristics of source rocks,the hydrocarbon-generating conditions of the Lower Cretaceous source rocks in Jiuquan Basin are evaluated systematically bymeans of being classified by sag and formation.Moreover,the hydrocarbon-generating conditions of the Lower Cretaceous source rocks from the Jiuxi Depression and those of Jiudong Depression are compared.The research results show that the hydrocarbon-generating conditions of the Lower Cretaceous source rocks from the Jiuxi Depression have a tendency of growing better from the Zhonggou Formation to the Xiagou Formation and to the Chijinbu Formation,however,in the Jiudong Depression,there have an opposite tendency showing that the hydrocarbon-generating conditions grow worse gradually from up to down,which reflects the characteristics that the better source rock is immature but themature source rock is not good.The Xiagou Formation and the Chijinbu formation from the Jiuxi Depression are themain contributors to the hydrocarbon-generation of the Lower Cretaceous source rocks from the Jiuquan Basin.The research resultswill be of great significance on the exploration of oil and gas in Jiuquan Basin.

hydrocarbon-generating conditions;the Lower Cretaceous;source rock;Jiuxi Depression;Jiudong Depression

馬立元 男 1972年出生 博士 高級工程師 油氣地球化學 E-mail:maly.syky@sinopec.com

TE122.1+15

A

1000-0550(2012)02-0392-07

2011-02-01;收修改稿日期:2011-06-02