松遼盆地南部中小斷陷白堊系烴源巖成熟度綜合評(píng)價(jià)
——以彰武、昌圖斷陷為例

武英利，朱建輝，倪春華，李 貺

(中國(guó)石化 石油勘探開發(fā)研究院 無(wú)錫石油地質(zhì)研究所，江蘇 無(wú)錫 214126)

松遼盆地南部地區(qū)發(fā)育了眾多被凸起分割的中小斷陷。該地區(qū)勘探開始于20世紀(jì)70年代末，相續(xù)在西部陸家堡凹陷、中部龍灣筒、張強(qiáng)等凹陷的下白堊統(tǒng)九佛堂組、沙海組獲得工業(yè)油流。近年來(lái)，又在西南部奈曼、南部彰武以及北部昌圖斷陷發(fā)現(xiàn)油氣流或工業(yè)油流，主要產(chǎn)出層位為九佛堂組，展示了較好的資源前景[1]。本文以松南南部彰武斷陷的ZW1、ZW2、ZW3井和北部昌圖斷陷的Q1、SN26、CC2井等為主要研究對(duì)象，重點(diǎn)探討下白堊統(tǒng)斷陷層烴源巖(以沙海組—九佛堂組為主)的熱演化程度，以期為合理準(zhǔn)確把握凹陷油氣資源前景提供參考依據(jù)。

1 地質(zhì)背景

松南地區(qū)中小斷陷是疊置于中朝地臺(tái)內(nèi)蒙地軸之上的早白堊世斷陷群。其中，南部地區(qū)的彰武斷陷位于斷陷群的彰武—東勝斷裂帶，呈北北東向展布，表現(xiàn)為東斷西超的箕狀結(jié)構(gòu)，面積約150 km2；北部地區(qū)的昌圖斷陷是該地區(qū)面積最大的斷陷，呈北北西向展布，白堊系發(fā)育齊全，呈現(xiàn)出“兩洼夾一隆”的構(gòu)造格局，斷陷的北部基底埋深大，南部相對(duì)薄且淺，總面積約2 500 km2(圖1)[1-2]。

2 烴源巖

松南地區(qū)中小斷陷下白堊統(tǒng)自下而上主要發(fā)育了義縣組、九佛堂組、沙海組和阜新組等地層，其中，烴源巖主要為九佛堂期、沙海期半深湖—深湖環(huán)境下沉積的暗色泥巖，并集中分布于九佛堂組下部、中上部以及沙海組的下部，普遍具有有機(jī)質(zhì)豐度較高，類型也較好的特征。南部地區(qū)的彰武斷陷九佛堂組暗色泥巖最厚達(dá)534 m，總有機(jī)碳含量在0.47%～8.93%之間，平均達(dá)3.58%，有機(jī)質(zhì)類型Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ型均有分布，主要為Ⅰ、Ⅱ1型；沙海組暗色泥巖最厚達(dá)298 m，總有機(jī)碳含量在0.24%～10.84%之間，平均達(dá)2.85%，有機(jī)質(zhì)類型Ⅱ、Ⅲ型均有分布。北部地區(qū)的昌圖斷陷九佛堂組暗色泥巖最厚達(dá)321 m，總有機(jī)碳含量在0.44%～14.26%之間，平均達(dá)2.51%，九佛堂組上部烴源巖有機(jī)質(zhì)類型屬于Ⅱ1—Ⅱ2型，而下部烴源巖屬于Ⅱ2—Ⅲ型；沙海組暗色泥巖最厚達(dá)到266 m，有機(jī)碳含量在0.09%～10.31%之間，平均達(dá)3.05%，有機(jī)質(zhì)類型Ⅱ2、Ⅲ型均有分布。

區(qū)域內(nèi)不同斷陷九佛堂組、沙海組烴源巖的熱成熟演化差異較大。對(duì)比各斷陷鏡質(zhì)體反射率(Ro)參數(shù)的變化，從彰武斷陷ZW1、ZW2、ZW3井烴源巖樣品實(shí)測(cè)Ro與埋深關(guān)系(圖2a)可以看出，埋深小于1 100 m時(shí)，成熟度普遍很低，約在0.49%～0.60%之間，處于未成熟階段；埋深大于1 100 m的樣品的實(shí)測(cè)Ro值基本上分布在0.65%～1.20%之間，為低成熟—成熟階段，處于主要生油窗。推測(cè)昌圖斷陷烴源巖埋深在1 140 m左右，位于阜新組，處于未成熟階段。沙海組烴源巖Ro在0.5%～0.69%之間，處于低成熟階段；九佛堂組源巖成熟度一般在0.85%～0.92%之間，已進(jìn)入成熟演化階段，推測(cè)成熟階段的開始埋深在1 620 m左右，2 325 m處的樣品Ro達(dá)到1.22%，達(dá)到成熟演化階段，已處于大量生油期(圖2b)。

圖1 松南地區(qū)東南部斷陷群地質(zhì)簡(jiǎn)圖Fig.1 Geological sketch map of fault depressions in southeastern part of southern Songliao Basin

圖2 松遼盆地南部彰武(a)、昌圖(b)斷陷烴源巖Ro與埋深關(guān)系Fig.2 Relationship between source rock maturity and depth in Zhangwu (a) and Changtu (b) fault depressions, southern Songliao Basin

對(duì)比Ro實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)，相同層系烴源巖熱成熟演化存在明顯差異。由于Ro數(shù)據(jù)測(cè)定結(jié)果受到比較多的人為經(jīng)驗(yàn)判斷因素的影響，僅僅通過單一地質(zhì)因素去評(píng)價(jià)松南斷陷群白堊系烴源巖的成熟特征，可能會(huì)影響松南地區(qū)不同斷陷烴源巖成烴評(píng)價(jià)的準(zhǔn)確性和合理性，從而也影響了對(duì)該地區(qū)油氣資源前景的評(píng)價(jià)。因而，本文將從原油成熟度分析、烴源巖成熟度評(píng)價(jià)多種指標(biāo)的共同驗(yàn)證、油源對(duì)比等方面，來(lái)分析松南地區(qū)九佛堂組—沙海組烴源巖成熟演化的變化和差異，為合理評(píng)價(jià)松南地區(qū)油氣資源前景提供參考。

3 原油成熟度

在松南地區(qū)已發(fā)現(xiàn)油氣田的陸家堡、龍灣筒以及奈曼等斷陷中，油源地化特征對(duì)比表明，各斷陷成熟原油主要來(lái)自九佛堂組烴源巖。無(wú)論是沙海組還是九佛堂組，其原油成熟度均呈現(xiàn)出低熟—早成熟演化的特征[3-7]。根據(jù)對(duì)彰武、昌圖斷陷九佛堂組5件原油樣品的輕烴檢測(cè)(圖3)，彰武斷陷原油表現(xiàn)出成熟早期特征；昌圖斷陷原油成熟度相對(duì)較高。依據(jù)甲基菲指數(shù)的換算[8-10]，彰武原油成熟度約分布在0.6%～0.8%之間；昌圖原油成熟度最大值超過了0.8%，早期勘探的CC2井原油也表現(xiàn)為成熟特征[7]?？傮w來(lái)說，松南地區(qū)各中小斷陷原油均處于低熟—成熟演化階段，存在南低北高的地區(qū)差異，本文認(rèn)為這是由于不同斷陷白堊系烴源巖存在較大的成熟演化差異所致。

4 烴源巖成熟度

4.1 萜烷參數(shù)

飽和烴色質(zhì)譜中萜烷C3122S/(22S+22R)、C3222S/(22S+22R)指標(biāo)以及異構(gòu)化βα-莫烷/αβ-藿烷值也是很好的成熟度指標(biāo)[12]。彰武、昌圖斷陷層烴源巖的五環(huán)三萜烷異構(gòu)化隨深度變化的速率較快(圖4)，在深度1 100～1 200 m時(shí)，C3122S/(22S+22R)、C3222S/(22S+22R)值快速增加；而深度在1 500～1 800 m之間時(shí)，2個(gè)值分別接近0.6和0.6～0.7，到達(dá)平衡狀態(tài)，說明松南斷陷中烴源巖處于成熟階段的深度應(yīng)該在1 500～1 800 m或者更深。同時(shí)由于莫烷的不穩(wěn)定性，在熱力作用下，βα-莫烷含量減少得很快，使得βα-莫烷/αβ-藿烷值快速減小，烴源巖處于未成熟—成熟早期階段時(shí)該值約在0.15～0.80之間，小于0.15時(shí)烴源巖處于成熟狀態(tài)，原油的該值更低。彰武、昌圖斷陷的原油βα-莫烷/αβ-藿烷值均處在0.15附近，而烴源巖的βα-莫烷/αβ-藿烷值大多在0.15～0.40左右，并隨深度增加逐漸減小，反映了烴源巖成熟度淺部為低熟、深部成熟的變化過程。

圖3 松遼盆地南部彰武、昌圖斷陷原油成熟度特征Fig.3 Crude oil maturity of Zhangwu and Changtu fault depressions, southern Songliao Basin

4.2 烴轉(zhuǎn)化率

熱解參數(shù)中的可溶烴(S1)和熱解烴(S2)能快速直接地反映烴源巖的生烴能力，隨著溫度升高，烴源巖成熟度增加，可溶烴和熱解烴含量增大。S1/(S1+S2)、S1/w(TOC)、(S1+S2)/w(TOC)等烴轉(zhuǎn)化率能直觀反映不同埋深烴源巖的成熟程度和供烴能力。彰武斷陷烴源巖烴轉(zhuǎn)化率S1/(S1+S2)最大值為33.33%，最小值為0.28%，平均值為2.51%；昌圖斷陷的S1/(S1+S2)最大值為37.50%，最小值為0.70%，平均值為11.17%。烴轉(zhuǎn)化率隨深度增加的變化規(guī)律如圖5所示。彰武斷陷埋深小于950 m的烴源巖烴轉(zhuǎn)化率增幅不大，總體小于10%，說明沙海組烴源巖目前處于低成熟階段，而埋深在1 050 m左右烴轉(zhuǎn)化率快速增大，表明埋深大于此范圍的烴源巖進(jìn)入了生油門限(圖5a)；昌圖斷陷在1 900 m埋深處烴轉(zhuǎn)化率快速增大，而小于1 800 m埋深范圍內(nèi)烴源巖烴轉(zhuǎn)化率均小于10%，表明昌圖斷陷的烴源巖進(jìn)入門限的深度應(yīng)該在1 900 m左右(圖5b)。

從S1/w(TOC)和(S1+S2)/w(TOC)縱向表現(xiàn)的特征來(lái)看，其值的包絡(luò)線均表現(xiàn)出“大肚子”特征(圖6)，這是因?yàn)殡S著烴源巖成熟度的增大，可溶烴大量生成，烴轉(zhuǎn)化率也隨之增大，表明埋深達(dá)到一定深度時(shí)，烴含量增加、壓力增加、孔隙中原油飽和度超過外部圍壓條件，油氣排出烴源巖。因此，烴轉(zhuǎn)化率能比較直觀地反映烴源巖縱向的生排烴演化過程。彰武斷陷的烴轉(zhuǎn)化率在埋深900～1000 m處快速增大，1 500～1 600 m處達(dá)到最大值，而后隨埋深增大而減小；表明900～1 000 m深度該斷陷烴源巖開始生烴，而在1500～1600m埋深處烴源巖處于大量生烴階段；昌圖斷陷的烴轉(zhuǎn)化率在埋深1 700～1 900 m處快速增大，在2 000～2 100 m處達(dá)到最大值；表明昌圖斷陷烴源巖的門限深度在1 700～1 900 m，而埋深在2 000～2 100 m左右的烴源巖處于大量生烴階段。

圖4 松遼盆地南部彰武、昌圖斷陷烴源巖萜烷隨埋深的變化特征Fig.4 Terpane characteristics of source rocks changing with burial depth, Zhangwu and Changtu fault depressions, southern Songliao Basin

圖5 松遼盆地南部彰武(a)、昌圖(b)斷陷烴轉(zhuǎn)化率與深度的關(guān)系Fig.5 Relationship between hydrocarbon index and depth, Zhangwu(a) and Changtu(b) fault depressions, southern Songliao Basin

圖6 松遼盆地南部彰武、昌圖斷陷烴源巖烴轉(zhuǎn)化率隨埋深變化對(duì)比Fig.6 Hydrocarbon conversion rate of source rocks changing with burial depth, Zhangwu and Changtu fault depressions, southern Songliao Basin

綜上所述，南部斷陷(彰武斷陷為代表)與北部斷陷(昌圖斷陷為代表)相比，北部斷陷烴源巖成熟度要高于南部斷陷；南部斷陷群烴源巖的成烴門限深度要淺于北部斷陷群，兩者之間相差800～900 m左右，大量生烴的埋深也大約相差500～600 m。

5 原油與烴源巖成熟度關(guān)系

在烴源巖進(jìn)入生烴門限之前，未成熟或低成熟度烴源巖飽和烴色譜具有較明顯的奇偶優(yōu)勢(shì)，隨著烴源巖成熟度的增大，奇偶或偶奇優(yōu)勢(shì)消失，CPI和OEP值逐漸趨近于1。SCALAN等[13]最早利用數(shù)學(xué)方法計(jì)算并提出OEP為1.2時(shí)烴源巖進(jìn)入生油門限，當(dāng)更趨近于1.0時(shí)，烴源巖進(jìn)入成熟演化階段。根據(jù)ZW1、ZW2、ZW3及Q1井大量樣品資料的分析(圖7)，大多數(shù)樣品的OEP和CPI值分布在1～1.4之間，說明部分烴源巖飽和烴存在明顯的奇偶優(yōu)勢(shì)，反映了部分烴源巖處于成熟階段，部分處于低成熟—成熟早期階段。彰武斷陷九佛堂組烴源巖明顯存在未成熟—低成熟的樣品，而昌圖斷陷烴源巖均處于成熟階段。

圖7 松遼盆地南部彰武、昌圖斷陷 飽和烴奇偶優(yōu)勢(shì)變化關(guān)系Fig.7 Odd even predominance of saturated hydrocarbon, Zhangwu and Changtu fault depressions, southern Songliao Basin

未成熟—低成熟的烴源巖比成熟烴源巖有較高的Pr/nC17和Ph/nC18值。縱觀彰武、昌圖斷陷Pr/nC17、Ph/nC18與埋深的關(guān)系(圖8)，1 000～1 400 m深度區(qū)間內(nèi)Pr/nC17值約在0.50～2.95之間，平均為1.20；Ph/nC18在0.22～2.70之間，平均為1.05。超過1 400 m埋深區(qū)域的Pr/nC17在0.16～1.60之間，平均為0.73；Ph/nC18在0.14～1.68之間，平均為0.65，表現(xiàn)出成熟度隨埋深加大而逐漸增大的特征，也反映了該地區(qū)烴源巖在埋深1 400 m左右進(jìn)入成熟階段。而彰武斷陷樣品的Pr/nC17和Ph/nC18值小于1所對(duì)應(yīng)的埋深要淺于昌圖斷陷。

飽和烴色質(zhì)譜中甾烷和藿烷異構(gòu)化特征是較好的表征源巖成熟演化程度的指標(biāo)。隨著埋深熱力場(chǎng)的增強(qiáng)，不穩(wěn)定的αα-構(gòu)型向穩(wěn)定的ββ-構(gòu)型轉(zhuǎn)變，C29ααα-20R向ααα-20S異構(gòu)體轉(zhuǎn)變，使得甾烷異構(gòu)化指數(shù)C2920Rββ/(αα+ββ)和αααC2920S/(20S+20R)值逐漸升高[14]；MACKENZIE等[15-16]指出αααC2920S/(20S+20R)值小于0.2的烴源巖為未成熟的烴源巖，在0.4～0.6之間的烴源巖處于生油高峰階段；SEIFERT等[16]認(rèn)為0.52～0.55是異構(gòu)化平衡狀態(tài)，超過此演化程度的烴源巖雖然成熟度增大但對(duì)異構(gòu)化特征影響不大。根據(jù)中國(guó)東部斷陷湖盆烴源巖研究認(rèn)為，αααC2920S/(20S+20R)值為0.25和C2920Rββ/(αα+ββ)值為0.2為未成熟和低成熟的界限，兩者分別大于0.35和0.25時(shí),烴源巖處于成熟早期階段[13]。據(jù)此，彰武和昌圖斷陷烴源巖主要處于低熟—成熟階段，小于1 300 m埋深的樣品多為未成熟—低成熟，異構(gòu)化程度較低；處于埋深1 300～1 600 m的部分樣品的αααC2920S/(20S+20R)和C2920Rββ/(αα+ββ)值分別處于0.25～0.42和0.2～0.4之間，顯示了烴源巖從低熟狀態(tài)向成熟狀態(tài)演化的過程；處于1 600～1 700 m埋深的烴源巖2個(gè)異構(gòu)化參數(shù)大部分大于0.4(圖9)。相應(yīng)原油樣品的2個(gè)異構(gòu)化參數(shù)也呈低熟—成熟特征，其中ZW1井原油的成熟度較低，ZW3井和Q1井原油的異構(gòu)化值較高，接近0.6平衡狀態(tài)(表1)，表明在這些中小斷陷中存在低成熟和成熟狀態(tài)的2種性質(zhì)的原油，且原油成熟度隨埋深的變化與烴源巖隨埋深的變化形成較好的匹配。雖然飽和烴異構(gòu)化指標(biāo)還與巖石類型、有機(jī)質(zhì)形成水介質(zhì)鹽度等因素有關(guān)，但在松南中小斷陷烴源巖成熟度不是很高的地區(qū)仍能較好反映烴源巖成熟演化特征。2個(gè)斷陷之間的對(duì)比也表明，相同異構(gòu)化參數(shù)對(duì)應(yīng)的烴源巖的埋深，彰武斷陷要小于昌圖斷陷。

6 結(jié)論

(1)運(yùn)用多項(xiàng)成熟度參數(shù)綜合研究表明，松遼盆地南部中小斷陷白堊系烴源巖總體處于低熟—成熟演化階段，其中，下白堊統(tǒng)九佛堂組均為成熟烴源巖，沙海組為低熟—成熟烴源巖。斷陷中的原油主要來(lái)源于九佛堂組，北部地區(qū)沙海組下部烴源巖也具有較好的供烴潛力。

(2)松南地區(qū)南、北斷陷白堊系烴源巖生烴門限存在差異，南部彰武斷陷生烴門限深度約為1 000 m，北部昌圖斷陷生烴門限在1 800 m左右。不同斷陷內(nèi)九佛堂組同層系烴源巖成熟演化存在一定的差異，認(rèn)為白堊世末期以后，南部斷陷受到較大幅度的構(gòu)造抬升是白堊系烴源巖成熟演化有差異的重要原因。

圖8 松遼盆地南部彰武、昌圖斷陷九佛堂組烴源巖姥鮫烷、植烷隨深度變化Fig.8 Pristane and phytane characteristics of Jiufotang source rocks changing with burial depth, Zhangwu and Changtu fault depressions, southern Songliao Basin

圖9 松遼盆地南部彰武、昌圖斷陷烴源巖甾烷異構(gòu)化程度隨深度變化Fig.9 Sterane isomerization degree of source rocks changing with burial depth, Zhangwu and Changtu fault depressions, southern Songliao Basin

表1 松遼盆地南部彰武、昌圖原油異構(gòu)化程度與成熟度特征

(3)根據(jù)烴源巖成熟演化和生烴門限差異的對(duì)比分析，推測(cè)南部斷陷油氣資源潛力較好區(qū)域局限在斷陷的深洼帶；而北部斷陷的油氣資源潛力相對(duì)較大，且深洼帶到斷陷周緣的斷階、斜坡帶均有分布。