馬朗凹陷哈爾加烏組烴源巖分布和生烴演化與石炭系成藏關系

吳紅燭,黃志龍,柳 波,2,郭小波,桑廷義,羅權生,孔宏偉,趙旭光

(1.中國石油大學油氣資源與探測國家重點實驗室,北京102249；2.東北石油大學地球科學學院,黑龍江大慶163318；3.中國石油吐哈油田分公司,新疆哈密839009)

三塘湖盆地石炭系為一套海陸過渡相火山噴發(fā)巖及火山碎屑巖沉積。近年來，三塘湖盆地馬朗凹陷石炭系相繼在馬中、牛東和牛東圈湖3個構造中發(fā)現(xiàn)工業(yè)油流，原油主要富集于卡拉崗組和哈爾加烏組兩個層位，哈爾加烏組是其主要烴源巖發(fā)育層段[1]。該烴源巖與玄武巖、安山巖、火山碎屑巖共生，烴源巖非均質性極強，厚度及分布預測難度大[2-3]，目前研究不夠深入，對哈爾加烏組烴源巖生烴演化史和烴源灶遷移演化規(guī)律方面的研究也較薄弱，哈爾加烏組烴源灶遷移演化及其對石炭系油氣成藏的影響尚不清楚。此外，尚不確定牛東構造和馬中構造石炭系原油是否都來自凹陷中心，這直接影響了馬朗凹陷石炭系油氣勘探方向。因此，筆者依據(jù)馬朗凹陷石炭系原油和烴源巖地球化學實驗分析數(shù)據(jù)、哈爾加烏組烴源巖預測及生烴演化規(guī)律等，對哈爾加烏組烴源分布生烴演化特征、馬朗凹陷石炭系各含油構造油氣成藏規(guī)律及二者之間的關系進行研究。

1 區(qū)域地質背景

馬朗凹陷位于三塘湖盆地中部，西接條湖凹陷，東鄰淖毛湖凹陷，是在中泥盆世以前褶皺基底上發(fā)育起來的晚古生代和中新生代凹陷[3]。經(jīng)歷了多次構造運動，凹陷內斷裂、構造十分發(fā)育，主要斷裂走向為北西-南東向，次要斷裂走向為北東-南西向。受海西晚期與燕山晚期構造擠壓作用影響，研究區(qū)內發(fā)育馬北構造、牛圈湖構造、牛東構造、馬中構造、馬東構造、黑墩構造及岔哈泉構造7個三級構造[4](圖1)。

圖1 三塘湖盆地馬朗凹陷構造特征(據(jù)吐哈油田公司，2009)Fig.1 Structural characteristics of Malang sag，Santanhu Basin(according to Tuha Oilfield company，2009)

馬朗凹陷石炭系自下而上發(fā)育下石炭統(tǒng)姜巴斯套組，上石炭統(tǒng)巴塔瑪依內山組、哈爾加烏組和卡拉崗組，與上覆二疊系之間表現(xiàn)為區(qū)域性不整合接觸。姜巴斯套組是一套海相沉積，巖性以灰黑色泥巖和灰色砂巖為主，巴塔瑪依內山組以中基性噴發(fā)巖為主，哈爾加組發(fā)育一套海陸交互相沉積的火山巖夾碳質泥巖、油頁巖和凝灰質泥巖，是石炭系主要烴源巖，卡拉崗組為大套陸相火山巖夾火山碎屑巖、碎屑巖組合[5]。

2 烴源巖分布及烴源灶演化

2.1 烴源巖與火山巖共生關系

以現(xiàn)代火山巖研究成果為指導，綜合分析馬朗凹陷石炭系地震反射特征及火山巖-烴源巖共生關系。研究結果表明，在研究區(qū)火山巖地層中烴源巖主要有正常沉積型和火山碎屑沉積型兩種賦存形式(圖2)。

在正常沉積型烴源巖賦存形式中，烴源巖與火山巖共生關系存在兩種方式：一種(A型)是空間上遠離火山口，陸上形成溢流相，高溫中基性熔巖流遇到低溫湖水，會在入湖處形成爆發(fā)相，這樣就在平面上形成向湖(海)方向依次發(fā)育的溢流相、爆發(fā)相及正常沉積相；另一種(B型)為水下噴發(fā)，垂向上底部為巖漿溢流相，向上與湖(海)水接觸部為爆發(fā)相，火山噴發(fā)停止后，火山體上部接受水下沉積形成厚層烴源巖。

火山碎屑沉積型中也有兩種與火山巖的共生關系：一種(C型)是空間上受火山口分布控制，沉積發(fā)育在兩個火山錐體之間的凹地部位，距離火山口位置越近，泥質含量越低，凝灰質含量越高(圖2)；另一種(D型)發(fā)育在多期火山噴發(fā)間歇期，這種沉積往往具有較高的凝灰質含量，厚度較薄(圖2)。

2.2 烴源巖特征及分布

在特殊地質條件下，巖漿侵入、斷裂活動、放射性元素富集區(qū)等局部熱源會影響烴源巖生烴演化[6-7]：楊文寬等[6-9]發(fā)現(xiàn)火山巖侵入體對烴源巖有機質生烴過程和烴類成熟作用有明顯影響，其影響程度取決于烴源巖距火成巖侵入體的距離和火成巖體的規(guī)模；萬從禮等[10]認為水下噴溢活動帶來大量熱量和養(yǎng)料，導致白云巖和油頁巖的形成；高崗等[11]研究指出三塘湖盆地二疊系噴出巖對巖石有機質的演化基本沒有影響，輝綠巖侵入體對烴源巖影響垂向深度不超過200 m。研究區(qū)石炭系與烴源巖共生的火山巖主要是玄武巖、安山巖和凝灰?guī)r等噴出巖，侵入巖體少見，且規(guī)模小。因此，筆者認為馬朗凹陷石炭系火山巖對泥質烴源巖中的有機質演化影響較小。

圖2 馬朗凹陷石炭系烴源巖賦存型式及其與火山巖共生關系Fig.2 Carboniferous hydrocarbon source rock occurrence types and their relationships with volcano rocks in Malang sag

哈爾加烏組烴源巖是盆內馬朗凹陷石炭系主要烴源巖和油氣來源[1-3，5]。這套烴源巖主要是火山噴發(fā)間歇期沉積產(chǎn)物，巖性以碳質泥巖為主，暗色泥巖、油頁巖和煤層也見發(fā)育。烴源巖有機碳質量分數(shù)為0.19%～21.02%，生烴潛量為0.18～69.9 mg/g，平均值為20.9 mg/g，熱解、H/C～O/C 原子比等數(shù)據(jù)判識有機質以∏-Ⅲ型干酪根為主，個別樣品為Ⅰ型干酪根。

筆者根據(jù)研究區(qū)火山巖-烴源巖共生關系及地震反射特征，對三維區(qū)進行烴源巖追蹤識別，并利用井震結合方法，預測馬朗凹陷哈爾加烏組烴源巖厚度分布(圖3)。結果表明，馬朗凹陷哈爾加烏組烴源巖分布范圍廣，但橫向厚度變化大，非均質性強，平面上有多個沉積厚度中心，各厚度中心烴源巖厚度為140～200 m。鉆井泥巖厚度統(tǒng)計表明，馬朗凹陷哈爾加烏組烴源巖單層厚度不超過20 m，累積厚度最厚達118 m，這與上述預測結果基本相符。根據(jù)哈爾加烏組烴源巖平面分布特征，可將其劃分為三大烴源巖發(fā)育區(qū)：凹陷中心烴源巖區(qū)、西峽溝構造帶東南部深洼烴源巖區(qū)及凹陷北斜坡帶牛東構造帶烴源巖區(qū)。其中，馬中構造帶基本不發(fā)育烴源巖，牛東構造帶本地烴源巖較發(fā)育，且烴源巖分布同樣不均勻，厚度變化大。

圖3 馬朗凹陷石炭系哈爾加烏組泥巖厚度等值線圖Fig.3 Mudstone thickness isoline map of Haerjiawu formation，Carboniferous in Malang sag

2.3 烴源灶遷移演化

三塘湖盆地自晚古生代以來經(jīng)歷了海西、印支、燕山、喜馬拉雅期等多期構造運動的改造[12]，各期構造運動所造成的剝蝕情況不同。筆者針對馬朗凹陷剝蝕情況的差異，分別采用地層構造趨勢外推法、參考層厚度變化率法、聲波時差法及優(yōu)化孔隙度方法，恢復了二疊紀末期、三疊紀末期、白堊紀中期的剝蝕厚度，并結合前人熱史研究成果[12]，采用盆地模擬技術，對馬朗凹陷哈爾加烏組烴源巖生烴演化史及烴源灶遷移演化規(guī)律進行了研究。

研究結果表明，二疊紀末期(245 Ma)凹陷中心烴源巖區(qū)和西峽溝構造南緣深洼烴源巖區(qū)的烴源巖已經(jīng)開始成熟，出現(xiàn)較小范圍成熟烴源灶，北斜坡帶牛東地區(qū)為低熟烴源巖(圖4(a))；至侏羅紀末期(145.6 Ma)，成熟烴源巖分布范圍向外圍擴展，面積擴大，但凹陷中心和西峽溝南緣地區(qū)的烴源巖仍為成熟烴源巖，北斜坡帶牛東地區(qū)依舊是低熟烴源巖(圖4(b))；至白堊紀末期(65 Ma)，凹陷中心和西峽溝南緣深洼區(qū)的烴源巖演化成為高成熟烴源巖，此時，凹陷中心局部出現(xiàn)過成熟氣烴源巖，北斜坡帶牛東地區(qū)的烴源巖演化成為成熟烴源巖，其外圍低熟烴源巖范圍大面積縮小(圖4(c))；白堊紀至今，高成熟烴源巖和成熟烴源巖分布范圍基本保持不變，仍維持著凹陷中心烴源巖區(qū)為高成熟烴源巖，北斜坡帶牛東地區(qū)為成熟烴源巖的分布格局(圖4(d))。

圖4 馬朗凹陷哈爾加烏組烴源灶遷移演化及有效烴源灶分布Fig.4 Hydrocarbon kitchen evolution and distribution of Haerjiawu formation in Malang sag

3 原油地球化學特征及油源對比

馬朗凹陷石炭系原油主要分布于牛東構造帶和馬中構造帶卡拉崗組、哈爾加烏組兩個層段。這些原油姥植比較高，為1.8～2.8，基本不含β-胡蘿卜烷和 γ-蠟烷，規(guī)則甾烷 20RαααC27＞20RαααC28、20RαααC28＜20RαααC29，呈不對稱“V”型分布，與哈爾加烏組碳質泥巖生物標志物組成特征一致(圖5)，且原油與哈爾加烏組烴源巖的碳同位素類型曲線吻合較好，二者的族組分碳同位素差值皆不超過3.0‰，卻明顯重于二疊系烴源巖，輕于下石炭統(tǒng)烴源巖(圖6)，表明這兩構造帶石炭系原油均源于哈爾加烏組烴源巖。

圖6 馬朗凹陷石炭系原油與哈爾加烏組、巴塔瑪依內山組烴源巖碳同位素類型曲線對比Fig.6 Carbon isotopic type curves comparison of Carboniferous crude oil and source rocks in Malang sag

值得注意的是，馬中構造帶哈爾加烏組輕質油與牛東構造帶原油、烴源巖生標組成特征固然相似，但前者同后二者在甾萜烷成熟度指標上的差異較大(表1)：牛東構造帶石炭系原油整體為成熟原油，其OEP為1.01～1.11，C29甾烷w(20S)/w(20S+20R)為0.36～0.44，w(ββ)/w(ββ+αα)為0.37～0.49，C31藿烷w(22S)/w(22S+22R)為0.52～0.60，補身烷w(8β)/w(8α+8β)為0.74～0.90，w(C29藿烷)/w(藿+莫烷)為0.80～0.98，這些生標成熟度參數(shù)與牛東地區(qū)哈爾加烏組碳質泥巖吻合較好(表1)，表明牛東油田原油很可能是本地烴源巖所生。馬中構造帶原油則表現(xiàn)出高成熟度原油特征，與牛東構造帶成熟油和成熟烴源巖相比，該原油族組份中飽和烴含量明顯偏高，達78%，正構烷烴曲線光滑，輕重比(w(C21-)/w(C22+))為5.18，也遠高于牛東構造帶原油和烴源巖，OEP為1.02，C29甾烷成熟度參數(shù)w(20S)/w(20S+20R)和w(ββ)/w(ββ+αα)分別為0.40、0.52。w(Ts)/w(Ts+Tm)和w(三環(huán)萜)/w(C3017α(H)-藿烷)作為高成熟度(Ro＞1.0%)未降解原油判別最為可靠的成熟度指標[13]，其比值隨熱演化程度的升高而增大[14]。馬中構造帶原油Ts和Tm相對豐度較高，三環(huán)萜含量也顯著升高，w(Ts)/w(Ts+Tm)為0.60，w(三環(huán)萜)/w(C3017α(H)-藿烷)為1.19，兩參數(shù)值明顯高于牛東構造帶石炭系成熟原油和烴源巖(表1)。馬中構造帶原油與牛東構造帶石炭系原油、烴源巖甾萜烷成熟度指標間的差異表明：馬中構造帶石炭系原油成熟度高于牛東構造帶原油和烴源巖，該原油不可能來自牛東構造帶，而應由更高成熟度烴源巖所生。

表1 馬朗凹陷石炭系原油與烴源巖生物標志物成熟度參數(shù)對比Table 1 Maturity parameters comparison of Carboniferous crude oil and source rocks in Malang sag

4 烴源灶遷移演化與馬朗凹陷石炭系油氣成藏關系

4.1 烴源灶演化與馬中構造石炭系油氣成藏的關系

4.1.1 烴源灶演化與原油成熟度匹配預測原油成藏期

在馬朗凹陷北斜帶采集的哈爾加烏組碳質泥巖樣品的鏡質體反射率(Ro)為0.73%～1.10%，說明牛東構造帶該烴源巖整體處于成熟演化階段，這與前文盆地模擬的認識一致。處于該演化階段烴源巖的生標成熟度指標明顯低于馬中構造帶石炭系原油(表1)，表明馬中構造帶原油應來自更高成熟度的烴源巖，即高成熟烴源巖所生。鄰近馬中構造帶處于高成熟演化階段的烴源巖正處凹陷中心烴源巖區(qū)，該處烴源巖侏羅紀末期仍為成熟烴源巖，至白堊紀末期才演化成高成熟烴源巖，此階段生成的原油經(jīng)運移聚集后其成熟度才可能高于牛東構造帶成熟烴源巖，與其成熟指標存在較大差別。這說明馬中構造帶石炭系原油來自凹陷中心烴源巖區(qū)的烴源巖，其成藏期也較晚，為晚燕山期至今。

4.1.2 烴源巖與原油分布及空間配置關系預測有效供烴范圍

橫穿馬朗凹陷的北東-南西向構造演化剖面顯示，自二疊紀末期至今，牛東構造帶長期位于馬中構造帶上傾部位(圖7)，該構造帶哈爾加烏組烴源巖不可能為馬中構造帶提供油源向下傾方向運移倒灌成藏。因此，馬中構造帶原油只可能來自其下傾部位的凹陷中心烴源巖。

4.2 烴源灶演化與牛東構造石炭系油氣成藏的關系

牛東構造石炭系原油與其本地區(qū)哈爾加烏組烴源巖，無論是生標組成和同位素特征，還是成熟度指標方面二者對比性都較好。綜合認為，該構造帶原油可能是本地哈爾加烏組烴源巖所生，而并非來自凹陷中心。從生烴機制看，牛東構造帶石炭系成熟原油究竟來源于本地成熟烴源巖還是馬朗凹陷深洼區(qū)高成熟烴源巖還需進一步探討烴源灶遷移演化與牛東構造石炭系油氣成藏的關系。

4.2.1 成藏期烴源巖成熟度與原油成熟度匹配指示烴源灶有效供烴范圍

同一凹陷不同構造位置地層沉降速率和構造抬升情況差異，導致在同一地質歷史時期同層位烴源灶的不同區(qū)烴源巖所處熱演化階段不同，所生的原油成熟度也就存在差異。因此，在原油來源和成藏期確定的基礎上，恢復烴源灶演化史，成藏期與原油成熟度對應的烴源巖范圍就是該原油的有效供烴源巖范圍。牛東構造帶石炭系原油來源于哈爾加烏組烴源巖，是一類成熟原油。牛東地區(qū)石炭系原油成藏期為晚燕山期至今[15-17]。換言之，該構造帶原油成藏時(即白堊紀中晚期至今)，哈爾加烏組烴源灶中成熟烴源巖區(qū)即為此構造帶原油的有效供烴源巖范圍。白堊紀中晚期至今，馬朗凹陷北斜坡帶牛東地區(qū)哈爾加烏組烴源巖進入成熟演化階段，開始大量生烴，生烴中心在馬19井區(qū)附近，而現(xiàn)今凹陷中心哈爾加烏組烴源巖則進入高—過成熟演化階段(圖4、8)。因此，判斷牛東構造帶石炭系原油來源于北斜坡帶哈爾加烏組成熟烴源巖，而不可能來自馬朗凹陷中心高成熟烴源巖。這與前文牛東構造帶原油與牛東本地烴源巖生物標志物組成、成熟度指標匹配較好，可能由本地烴源巖所生的認識基本一致。

圖7 三塘湖盆地馬朗凹陷南北向構造演化史剖面(據(jù)吐哈油田研究院，2010，修改)Fig.7 North-south tectonic evolution profile maps of Malang sag，Santang Basin(according to the institute of Tuha Oilfield，2010，modified)

圖8 牛東構造帶石炭系原油成熟度、成藏期及烴源灶演化配置關系Fig.8 Configuration of Carboniferous crude oil maturity，reservoiring period and hydrocarbon kitchen evolution of Niudong tectonic belt

4.2.2 原油運移規(guī)律與烴源灶空間配置關系指示烴源灶有效供烴范圍

原油含氮化合物受母源、沉積環(huán)境及成熟度的影響較小，可作為良好的原油運移示蹤劑。其原理是原油在儲層中運移產(chǎn)生的地色層效應，表現(xiàn)為隨運移距離增大，原油中含氮化合物絕對濃度逐漸降低，屏蔽型異構體(如1，8-DMC)相對富集，暴露型異構體(如1-MC)相對減少，線型異構體(如苯并卡唑[a])相對富集，球型異構體(如苯并卡唑[c])相對減少[18-19]。根據(jù)牛東構造帶油-源及油-油的對比分析，該構造帶原油來自同一烴源巖，整體為成熟原油，排除成熟度異常原油的影響，w(C21-)/w(C22+)和w(三環(huán)萜)/w(五環(huán)萜)也可作為示蹤原油運移的參數(shù)。

牛東構造帶石炭系原油含氮化合物示蹤油氣運移方向顯示，自馬19井向北西和南西方向，原油含氮化合物總濃度和苯并卡唑([a]+[c])濃度均呈現(xiàn)出隨距離增加而降低的趨勢，w([a])/w([a]+[c])、w(1，8-DMC)/w(1-MC)、w(C21-)/w(C22+)和w(三環(huán)萜)/w(五環(huán)萜)則隨距離增加而升高，原油含氮化合物及運移參數(shù)的這種變化趨勢，指示牛東構造帶石炭系原油運移總體方向為自東往西運移(圖9)，即牛東構造帶石炭系原油的有效供烴源巖分布范圍位于該構造帶東面或本地。凹陷中心烴源巖區(qū)的烴源巖位于牛東構造帶西部，若牛東構造帶原油來自該地區(qū)烴源巖，那么原油運移總體趨勢便會變?yōu)樽阅衔魍睎|運移，這顯然與該構造原油實際運移趨勢相矛盾。因此，筆者認為牛東構造帶石炭系原油為本地烴源巖所生，它與馬中構造帶石炭系原油的有效供烴源巖區(qū)的位置和方向不同，是不同地區(qū)烴源巖在不同演化階段所生的原油，分別經(jīng)過不同運移路徑成藏。

圖9 牛東地區(qū)上石炭統(tǒng)烴源灶、優(yōu)質烴源巖及原油運移特征疊合圖Fig.9 Composite map of Upper Carboniferous hydrocarbon kitchen，high-quality hydrocarbon source rocks and oil migration characteristics in Niudong area

5 結 論

(1)馬朗凹陷石炭系火山巖系烴源巖主要有正常沉積型和火山碎屑沉積型兩種賦存形式；哈爾加烏組烴源巖主要分布于牛東構造帶、凹陷中心和岔哈泉東南緣洼陷三個地區(qū)，凹陷其他地區(qū)不發(fā)育這套烴源巖。位于凹陷中心烴源巖區(qū)和西峽溝東南緣洼陷烴源巖區(qū)的烴源巖于侏羅紀末整體演化為成熟烴源巖，白堊紀末演變?yōu)楦叱墒鞜N源巖，現(xiàn)今仍為高成熟烴源巖。牛東構造烴源巖區(qū)的哈爾加烏組(C2h)烴源巖于白堊紀中晚期才演化成為成熟烴源巖，現(xiàn)今此構造帶該套烴源巖仍處成熟演化階段。

(2)馬朗凹陷石炭系牛東和馬中兩含油構造的原油皆由哈爾加烏組烴源巖所生，但這兩處原油成熟度差異較大，有效供烴源巖區(qū)位置不同。前者為成熟油，來源于牛東本地哈爾加烏組成熟烴源巖，該地區(qū)烴源巖于白堊紀中晚期才演化為成熟烴源巖，此時為牛東地區(qū)石炭系油氣的成藏提供油源；后者為高成熟度原油，來自凹陷中心哈爾加烏組高成熟烴源巖，于晚燕山期開始為馬中構造帶石炭系輕質油的成藏提供油源。

(3)牛東構造帶石炭系原油總體運移方向為自北東向南西，沿馬19井附近溝通源儲的斷裂注入。

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