酒泉盆地營爾凹陷下白堊統(tǒng)中溝組源儲一體成藏條件

趙樂義，楊 軍，李 濤，王建國，胡小勇，李少勇，董震宇，紀惠愛，李昱東

0 引言

營爾凹陷位于酒泉盆地酒東坳陷的中南部，是一個中生代—新生代斷坳疊置型陸相沉積凹陷，呈北東向展布，面積約1 179 km2，是酒泉盆地的主要生烴凹陷之一［1－4］。先后主要經歷了早白堊世斷陷－坳陷期，該時期斷裂活動強烈，控制了烴源巖的展布和一些古構造的形成，在早白堊世末期凹陷進入坳陷期，除了邊界斷層繼續(xù)活動外，大部分斷層均停止活動，沉降中心維持著早期沉積格局;新生代擠壓坳陷期，凹陷南部山前擠壓強烈，形成了金佛寺逆沖推覆構造，將南部基底推覆在白堊系地層之上，造成了南、北目的層埋深差異大，而凹陷內的擠壓較弱［5－7］。凹陷在前白堊系基底上，由下至上沉積地層主要有白堊系、古近系、新近系和第四系，沉積厚度超過8 000 m，其中白堊系僅發(fā)育下白堊統(tǒng)，缺失上白堊統(tǒng)，厚度達4 000 m以上，下白堊統(tǒng)由下而上可細分為赤金堡組(K1c)、下溝組下段(K1g1)、中段(K1g2)、上段(K1g3)和中溝組(K1z)，為凹陷的主要烴源巖發(fā)育層，也是主要勘探目的層［8－9］。下白堊統(tǒng)中溝組發(fā)育的巖性主要包括深灰色砂巖、灰質泥巖、泥質灰?guī)r、白云巖和泥巖，砂、泥巖互層發(fā)育。營爾凹陷邊界西至嘉峪關隆起，東部為北東向展布的下河清斷裂，南至祁連山脈，北部以雙二井斷裂為界，并與天泉寺凸起相鄰，凹陷內具東西分帶、南北凹凸相間的沉積格局，在黑梁斷層以西為西部緩坡帶，以東可分為南部次凹、長沙嶺構造帶、北部次凹和營北構造帶［10］(圖1)。

21世紀初，營爾凹陷的勘探工作主要集中在長沙嶺構造帶，并在下白堊統(tǒng)下溝組上段(K1g3)獲工業(yè)油流，發(fā)現(xiàn)了長沙嶺K1g3油藏，隨后的勘探工作則集中在下溝組K1g3段展開，其它層系的研究幾乎處于停滯狀態(tài)。近些年，各油田均加強了油氣成藏條件及成藏規(guī)律的研究，在成藏規(guī)律認識清楚的基礎上指導油氣的勘探，玉門油田對長沙嶺下溝組下段(K1g1)開展了成藏條件的系統(tǒng)研究，于2016年部署了長19井，在下溝組K1g1段獲工業(yè)油流，由此營爾凹陷的油氣勘探再次獲得突破。營爾凹陷異常高壓普遍發(fā)育，控制著油氣的分布，致使下溝組K1g3和K1g1油藏均為典型的自生自儲油藏［10－11］。前人對下白堊統(tǒng)中溝組的研究基本處于空白，研究程度偏低，油氣成藏條件的認識不夠清楚，嚴重制約著油氣勘探的決策。筆者通過查閱各探井的測、錄井及試油資料，發(fā)現(xiàn)多口井在中溝組碳酸鹽巖儲層中見熒光－油跡級油氣顯示，其中營參1井試油在中溝組獲得低產油流。無論垂向上還是橫向上遠離烴源巖的儲層中均未見到良好的油氣顯示，油氣應具近源聚集的特征。在此基礎上，筆者收集18口鉆井的中溝組烴源巖及儲層樣品進行實驗分析，用以明確烴源巖和儲層的發(fā)育特征，應用油源對比分析的手段，明確油氣來源，通過成藏組合特征的分析，落實下白堊統(tǒng)中溝組油氣藏類型。

1 烴原巖特征

烴源巖作為資源評價過程中的關鍵參數(shù)之一，可為油氣成藏提供物質基礎?；谇叭藢I爾凹陷沉積學和層序地層學的相關研究，詳細分析營爾凹陷下白堊統(tǒng)中溝組烴源巖的地質及地球化學特征。凹陷在早白堊世晚期處于坳陷發(fā)展期，除了邊界斷層繼續(xù)活動外，構造活動幾乎停止，該期僅在營北構造帶發(fā)育扇三角洲相，湖盆分布面積廣，水體穩(wěn)定，可為有機質的聚集提供良好條件。通過對凹陷內18口探井的烴源巖進行分析，烴源巖巖性主要為微咸水環(huán)境的半深湖相泥巖、灰質泥巖、泥質灰?guī)r。營爾凹陷下白堊統(tǒng)中溝組烴源巖存在2個厚度中心，與凹陷的沉積中心相符，第一個厚度中心在北部次凹，最大厚度達1 200 m，第二個厚度中心在南部次凹，厚度約800 m，在西部緩坡帶湖盆水體較淺，主要發(fā)育氧化色泥巖，烴源巖厚度小于100 m(圖2)。下白堊統(tǒng)中溝組烴源巖主要發(fā)育于凹陷的沉積中心，而在緩坡帶烴源巖發(fā)育差。

圖2 營爾凹陷下白堊統(tǒng)中溝組烴源巖厚度Fig．2 Thickness contour of resource rock of the Lower Cretaceous Zhonggou Formation in Ying’er Sag

1.1 有機質豐度

有機質豐度決定了烴源巖生油的雄厚程度［12－14］，主要通過采集研究區(qū)的巖心樣品并做相應的地化實驗分析，采用有機碳含量、熱解(Rock-Eval)生烴潛力(S1+S2)、瀝青“A”含量和總烴4個指標進行評價，研究表明:營爾凹陷下白堊統(tǒng)中溝組烴源巖達到了中等－好烴源巖標準，其有機碳含量高，主要分布在0．12% ～14．45%，平均值1．54%;生烴潛量大，主要分布在 0．04～62．95 mg/g，平均值為 7．5 mg/g;氯仿瀝青“A”含量主要分布在0．001 4% ～0．720 9%之間，平均值為0.143 8%;總烴含量主要分布在0.26～31．22×10－5之間，平均值為6.27 ×10－5(表1)。

表1 營爾凹陷下白堊統(tǒng)中溝組烴源巖有機質豐度評價Tab．1 Statistics of source rock organic matter abundance of Zhonggou Formation in Ying’er sag

1.2 有機質類型

有機質類型是烴源巖有效性評價時的重要參數(shù)，有機質類型決定了一定量有機質生烴能力的大小，有機質的類型不同可能生成不同的產物(石油或天然氣)［15－17］。烴源巖有機質類型的評價主要是對干酪根和可溶有機質的類型評價，其中干酪根類型取決于有機質母質來源及其所經歷的沉積－成巖演化;由于成熟度的高低對有機質類型的影響較大，一般情況下需利用多種方法綜合研究確定。巖石熱解參數(shù)確定有機質類型的方法可以充分考慮成熟度對有機質類型的影響，評價結果的可靠性較高，筆者主要利用該種方法評價研究區(qū)中溝組烴源巖的有機質類型，分析表明中溝組烴源巖氫指數(shù)(HI)主要分布在100～800 mg/g·TOC之間，有機質類型均有分布，主要以Ⅱ1型為主，Ⅰ型和Ⅱ1型常見，具有典型的傾油特征(圖3)。

圖3 營爾凹陷下白堊統(tǒng)中溝組烴源巖HI-T max關系Fig．3 Relationship diagram of HI versus T max of Zhonggou Formation source rock in Ying’er sag

1.3 有機質熱演化程度

有機質的熱演化程度是評價烴源巖是否生烴及其產物類型的關鍵參數(shù)，一般認為，烴源巖熱演化程度的特定階段，形成特定的產物。目前鏡質體反射率(Ro)是確定有機質成熟度最好的指標，這是由于在熱演化過程中鏡質體反射率(Ro)的演變具有不可逆性和鏡質組分布廣泛等特征［18－21］，目前常用鏡質體反射率確定有機質熱演化階段，判斷油氣生成帶，說明盆地的構造史，其值得變化主要受古地溫的控制，在地溫梯度相同時，主要取決于埋藏速率?；诖?，筆者利用鏡質體發(fā)射率與深度的關系分析研究區(qū)下白堊統(tǒng)中溝組烴源巖的熱演化程度，由圖4可知中溝組烴源巖鏡質體反射率(Ro)與深度呈較好的線性關系，大體呈指數(shù)增長，根據有機質演化的評價標準可以得到中溝組烴源巖的生油窗對應埋深大約在2 300 m左右，生油高峰在3 500 m左右;埋深大約在4 500 m左右有機質開始進入高成熟生輕質油和天然氣階段。綜合來看，營爾凹陷下白堊統(tǒng)中溝組烴源巖Ro主要分布在0．5% ～1．2%之間，主要處于低成熟－成熟階段，主要以生油為主。

圖4 營爾凹陷下白堊統(tǒng)中溝組R o－深度關系Fig．4 Varying diagram of R o regarding burial depth of the Lower Cretaceous Zhonggou Formation in Ying’er Sag

2 儲層特征

營爾凹陷下白堊統(tǒng)中溝組優(yōu)質烴源巖發(fā)育，為油氣成藏提供了豐富的物質基礎，因此儲層條件成為制約其油氣成藏的關鍵因素。早白堊世中溝期主要發(fā)育有扇三角洲和半深湖相，儲集層巖性主要包括碎屑巖和湖相碳酸鹽巖，碎屑巖主要以細砂巖、粉砂巖和泥質砂巖為主，分布范圍廣，厚度小，碳酸鹽巖主要以泥質灰?guī)r、泥灰?guī)r和白云巖為主，分布面積小，累計厚度較大。目前的鉆井中，見到油氣顯示段的巖性以碳酸鹽巖為主，其中營參1井在碳酸鹽巖發(fā)育段見到油跡顯示，試油獲低產油流。

2.1 儲集空間類型

儲集空間類型是儲層綜合評價及精細描述研究的核心內容，決定著油氣的保存空間［22－23］。通過巖心和薄片觀察，營爾凹陷下白堊統(tǒng)中溝組碎屑巖儲層既有原生孔隙也有次生孔隙，以次生孔隙為主。原生孔隙主要為粒間孔、雜基內微孔、碎屑內微孔(圖5(a))，長期受上覆巖層的壓實、壓溶和膠結等作用后，孔徑變小，孔隙度降低，很難成為油氣有效的儲集空間。次生孔隙主要是烴源巖有機質在熱演化過程中產生的有機酸對砂巖中的碎屑顆粒、雜基、膠結物和交代礦物等在一定的環(huán)境下發(fā)生不同程度的溶解作用而形成，次生孔隙為主要的油氣儲集空間，深層次生孔隙擴大了油氣資源的勘探領域。

圖5 營爾凹陷中溝組儲層孔隙特征Fig．5 Reservoir pore characteristics of Zhonggou Formation in Ying’er Sag(a)長4 井，K1 z，4 431．33 ～4 431．38 m，粉砂巖孔隙類型為雜基內微孔，高嶺石晶間微孔 (b)長4井，K1 z，4 432．83～4 432．86 m，細粒長石砂巖，粒間溶孔 (c)長 3井，K1 z，3 656．58～3 656.64 m泥晶云巖中見裂縫，巖石中見針狀黃鐵礦 (d)長3井，K1 z，3 655．33 ～3 655．40m 灰質泥巖中見一條裂縫

研究表明營爾凹陷中溝組碎屑巖儲集空間類型以次生孔隙為主，包括粒間溶孔、粒內溶孔、構造—溶蝕縫(圖5(b));碳酸鹽巖形成于微咸水湖盆環(huán)境，主要分布在湖盆中心，分布局限，碳酸鹽巖在研究區(qū)既可作為儲層也可作為烴源巖，具有遇酸易溶蝕的特征，儲集空間主要為晶間微孔、裂縫和溶孔等(圖5(c)，圖5(d))。

2.2 物性特征

物性是儲層條件好壞最直接的表征，通過對下白堊統(tǒng)中溝組18口探井的樣品實驗分析的孔滲參數(shù)表明，研究區(qū)儲集物性為致密型－低孔低滲型，孔隙度主要分布在 0．1% ～10%，平均為7.42%;滲透率主要為 0．1 ～1．0 ×10－3μm2，平均為0．75 ×10－3μm2，局部儲層可達到中孔、中滲(圖6)，好的儲層主要分布在祁1井和營參1井區(qū)域。根據碎屑巖儲層物性分級標準［24］，中溝組儲層物性70%以上的樣品分布在致密儲層范圍內。

3 油源對比

油源對比是確定油氣來源最有效的方法，其常用的生物標志物包括萜、甾烷類化合物，在原油的各種對比指標中，飽和烴的萜烷、甾烷組成依然是最有效的對比指標。當烴源巖特征差別較大時，輕烴組成特征、碳同位素特征也是較重要的對比指標，其他的指標主要為輔助［25－27］。營爾凹陷中溝組原油重排藿烷、三環(huán)萜烷、四環(huán)萜烷、降新藿烷(C29Ts)和伽馬蠟烷含量低，伽馬蠟烷指數(shù)γ－蠟烷/C30藿烷值為 0．14，屬微咸水，C29莫烷、C30莫烷含量高。Pr/Ph為0．91，為強還原環(huán)境。三環(huán)萜烷除與母源輸入有關外，還與熱演化程度有關，原油三環(huán)萜烷含量低很可能是低熟造成，四環(huán)萜烷含量低是由于高等植物的輸入較少。總之，從萜烷組成反映出，原油形成于還原性強，以低等水生生物為母源輸入的環(huán)境。

圖6 營爾凹陷中溝組頻率分布Fig．6 Histogram of Zhonggou Formation in Ying’er Sag

將中溝組原油甾、萜烷質量色譜圖與所有可能的烴源巖層作對比，得出中溝組原油與中溝組烴源巖具有很好的親緣關系(圖7)，原油和烴源巖中重排甾烷、重排萜烷很少以五環(huán)萜為主，而且以高C30藿烷最為明顯，C31以上藿烷含量很低，三環(huán)萜含量很低，莫烷含量高，尤其是它們都不含Ts，C29Ts和C30重排藿烷，γ－蠟烷的含量也相似，均呈現(xiàn)出低成熟的特征。甾烷分布中均以ααα20R構型膽甾烷為主，ααα20S構型膽甾烷和αββ異膽甾烷含量也低，均以C29呈高不對稱“V”字型，均反映了以低等水生生物為主要貢獻的特征。通過以上分析，中溝組原油來自本身烴源巖，為自生自儲型原油。

圖7 營爾凹陷中溝組烴源巖與原油甾烷、萜烷色譜－質譜Fig．7 Chromatogrammass spectrometry of sterane and terpane of crude oil and source rock of Zhonggou Formation in Ying’er Sag

圖8 營爾凹陷營參1井中溝組試油結論Fig．8 Column plot of formation testing result of Zhonggou Formation in well Yingcan 1 of Ying’er Sag

4 成藏組合特征

營爾凹陷發(fā)育異常高壓帶，將中溝組與其上覆及下伏地層隔絕，獨自形成一成藏系統(tǒng)［22］。中溝組中部發(fā)育大套深灰色泥頁巖、泥質灰?guī)r和白云巖有機質豐度高，類型好，熱演化處于低成熟—成熟階段，具有較高的生烴潛力，可作為烴源巖。在該段泥質灰?guī)r和白云巖晶間縫、孔洞發(fā)育，可作為儲層，并且發(fā)現(xiàn)有瀝青充填，其中營參1井中溝組在2 866～3 261．8 m泥質灰?guī)r、灰?guī)r和灰質泥巖發(fā)育段，中途測試日產水0．22 m3，目前仍有產出，密度0．981 1 g/cm3，粘度2 583．54 MPa·s(圖8)，為低熟稠油，通過油源對比分析原油來自于它本身的烴源巖，具有典型的源儲一體特征。

5 結論

1)營爾凹陷下白堊統(tǒng)中溝組烴源巖巖性主要為泥頁巖和碳酸鹽巖，質量達到中等—好的標準，有機質豐度高，類型好，主要以生油型為主，熱演化總體處于成熟生油階段;儲層巖性主要以碎屑砂巖和碳酸鹽巖為主，儲集空間為晶間微孔、裂縫和溶孔等，儲層物性較差，以低孔低滲－致密型為主，裂縫的發(fā)育成為制約油氣成藏的最關鍵因素。

2)油氣顯示主要集中在高豐度碳酸鹽類烴源巖的發(fā)育段，該種巖性既可作為烴源巖，也可作為儲層，原油來自于它本身的烴源巖，具有源儲一體的成藏特征。

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