昌图断陷南部烃源岩特征与油气资源潜力

赵洪伟，刘玉华 （中石化东北油气分公司勘探开发研究院，吉林长春130062）

昌图断陷南部烃源岩特征与油气资源潜力

赵洪伟，刘玉华 （中石化东北油气分公司勘探开发研究院，吉林长春130062）

应用有机地球化学法对昌图断陷泉1井揭示的下白垩统烃源岩进行了评价，分析了下白垩统九佛堂组、沙海组2套湖相烃源岩的分布特征、有机质丰度、有机质类型和有机质成熟度。结果表明，昌图断陷下白垩统烃源岩发育，沙海组和九佛堂组烃源岩有机质丰度较高，有机质类型较好，且均已进入生烃门限。氯仿沥青“A”法估算昌图断陷南部资源量达0.4892×108t，说明该区具有形成中小型油气田的物质条件，勘探前景较好。

烃源岩评价；资源潜力；泉1井；昌图断陷

昌图断陷位于松辽盆地东南缘，长期以来，对松辽盆地的油气勘探主要围绕大型沉积盆地进行，对大多数中小型盆地的勘探和研究整体均较低，它们的油气勘探前景如何，成为近年来人们关注的重点之一。截止2010年底，昌图断陷拥有二维地震测线2649.7km／85条，工区内测网密度达到1km×1km。已钻探井16口，其中断陷南部钻探了昌参1井和昌参2井、泉1井，断陷北部钻探了昌参3井、双1井－双10井、SN26井和SN72井。双9井在义县组获日产气19000m3，2010年昌图断陷南部钻探的泉1井，在粉砂岩、细砂岩和砂砾岩中发现油气显示73.91m／35层，压裂测试日产油0.92m3。表明昌图断陷具有较好的石油地质条件和有利的勘探前景。然而目前对该盆地南部的烃源岩分布、有机地球化学特征及资源潜力认识还不够深入，因此研究其烃源岩特征、评价盆地的油气资源潜力对该区的油气勘探非常重要。

图1 昌图断陷构造单元划分

1 区域地质概况

昌图断陷地处依兰－伊通与赤峰－开原大断裂的钝角交汇处，呈带状分布，走向NNW，断陷东西宽20～30km，南北长110km，面积为2500km2（图1）。它是在古生界浅变质岩和前寒武系变质岩基底上发育起来的早白垩世断陷，其雏形产生于早白垩世早期，定型于晚白垩世末期，是燕山期以来形成的典型板内裂陷单元之一，基底具有二元性，由前寒武系的元古界和古生界地层组成，最大埋深可达6500m［1～3］。构造区划以“两洼陷带两构造带”为特征，由北向南依次分为北部洼陷带、中央构造带、南部洼陷带、东南构造带。构造演化经历了早期裂陷阶段、中期断陷阶段和晚期坳陷阶段［4～8］。自下而上依次发育下白垩统义县组、九佛堂组、沙海组、阜新组、泉头组和上白垩统青山口组、姚家组和嫩江组地层。

2 烃源岩评价

2.1 分布特征

根据钻井资料揭示，昌图断陷发育下白垩统九佛堂组、沙海组2套烃源岩，岩性主要为泥岩、碳质泥岩和煤层。

九佛堂组烃源岩岩性以黑灰、深灰色泥岩为主，夹少量碳质泥岩。集中分布在该组上段，连续发育，单层厚度多大于4m，最小厚度0.5m，钻井揭示烃源岩厚88～396m。平面上具有南薄北厚的趋势，中、南部厚50～200m，北部厚50～300m。

沙海组烃源岩岩性以灰黑色、深灰色泥岩为主，夹黑色厚层状油页岩及多层碳质泥岩、煤层。单层厚度最大10m，最小0.5m。钻井揭示烃源岩厚154.5～248.5m，占地层厚度的30.7%～42%。平面上全区南部厚度在30～150m之间，北部厚度在100～250m。碳质泥岩和煤层厚度在10～30m之间。

2.2 有机质丰度

从泉1井分析结果来看，沙海组有机碳含量（TOC）分布范围0.423%～3.127%，平均1.14%；氯仿沥青“A”含量分布范围为0.0027%～0.3967%，平均0.089%，20个样品中有7个在0.01%～0.05%（较差生油岩）之间，占35%；生烃潜量分布范围0.023～21.79mg／g，平均2.71mg／g；总烃含量分布区间为13.8～1875μg／g，均值430μg／g，总体上属于较好烃源岩。九佛堂组各项指标比较高，TOC分布范围0.6%～8.16%，平均3.5%，超过多半数的样品分布在较好烃源岩范围；生烃潜量分布范围0.16～32.69mg／g，平均7.3mg／g；氯仿沥青“A”含量值较大，均值为0.1349%，26个样品中绝大多数分布范围大于0.1%，占样品总数的69%，达到好烃源岩标准；总烃均值为795μg／g，大于500μg／g（好烃源岩）样品有20个，占76.92%。综合评价属于好烃源岩（图2、3）。其中九佛堂组上段1730～1886m有机质丰度指标均达到好－很好烃源岩标准。

图2 泉1井烃源岩TOC分布直方图

图3 泉1井生烃潜量分布直方图

2.3 有机质类型

昌图断陷烃源岩有机显微组分组成的三角图（图4）表明，九佛堂组烃源岩明显以富氢组分腐泥组＋壳质组含量较高为特征，多数样品含量为45%～80%，最高达96%，具有较高的生烃能力。沙海组和阜新组烃源岩显微组分多以镜质组、惰质组为主，其含量为50%～90%。从泉1井烃源岩岩石热解数据氢指数（IH）和最高热解峰温（Tmax）关系图上可以看出，九佛堂组下段有机质类型以Ⅱ2型为主，九佛堂组上段1730～1886m以Ⅰ型为主，沙海组主要以Ⅱ2－Ⅲ型为主（图5）。

图4 昌图断陷下白垩统烃源岩显微组分三角图

图5 泉1井烃源岩IH和Tmax关系图

甾烷生物标志物参数也表明，九佛堂组烃源岩ααα－20R－C27～C29规则甾烷呈不对称“V”字型分布，以C27甾烷为主，含量大于43%，最高可达52%，表明原始母质的生源构成以低等水生生物为主，样品均落在Ⅱ1型和Ⅰ型分布区。

2.4 有机质成熟度

根据昌图断陷下白垩统烃源岩可溶有机质和不溶有机质以及粘土矿物组成随埋深的变化曲线，可以看出，昌图断陷下白垩统烃源岩有机质划分为未成熟、低成熟、成熟3个演化阶段（表1）。

表1 昌图断陷下白垩统烃源岩有机质成熟度划分数据表

未成熟阶段 埋深小于1100m，层位为阜新组上部。Ro小于0.50%，Tmax低于430℃，正构烷烃奇碳优势明显，OEP值大于1.40，C29甾烷的2个异构化参数值低，即C29甾烷20S／（20S＋20R）、ββ／（ββ＋αα）小于25%。粘土矿物以伊／蒙混层为主（I／S大于55%）。烃含量小于60μg／g，生烃潜量小于1mg／g，无明显的成烃作用。

低成熟阶段 埋深1100～1680m，层位为阜新组下部～沙海组上部。Ro为0.5%～0.7%，Tmax430～440℃，正构烷烃奇碳优势仍比较明显，OEP值为1.40～1.20，C29甾烷20S／（20S＋20R）、ββ／（ββ＋αα）多在25%～40%。粘土矿物中伊／蒙混层含量逐渐减少，由55%降至20%，伊利石含量增加，由23%上升至45%，并含有高岭石，含量在20%～40%左右。该阶段有明显的成烃作用发生，但烃类的成熟度较低。

成熟阶段 埋深1680～2750m，层位为沙海组下部、九佛堂组至义县组顶部。Ro为0.7%～0.94%，Tmax为440～460℃，正构烷烃奇碳优势明显减弱，OEP值为1.20～1.05，并逐渐趋近于1.0，C29甾烷20S／（20S＋20R）、ββ／（ββ＋αα）多在30%～50%之间。粘土矿物中除伊／蒙混层含量略有减少、伊利石含量有所增加外，出现绿泥石，其含量为7.0%～14%。这些特征表明，沙海组下部、九佛堂组烃源岩已进入成熟热演化阶段。

从有机质热演化程度来看，昌图断陷烃源岩生烃门限深度位于1100m左右，当Ro大于0.7%，埋深为1680m左右，有机质演化处于低成熟－成熟阶段，具有较强的生烃能力。

3 有机质生烃特征及资源潜力分析

3.1 生烃特征

昌图断陷下白垩统烃源岩具有2个明显的产烃带（图6）。

图6 昌图断陷泉1井下白垩统烃源岩有机质热演化剖面图

第1带位于沙海组上部，剖面上的上述指标变化呈现出低－高－低特征。埋深1400m左右达到生烃高峰，其氯仿沥青“A”含量、总烃含量和生烃潜量值分别为0.07%、430μg／g和6.0mg／g。该产烃带属于煤系烃源岩偏腐殖型母质的产物，其生成物性质为低成熟油和煤成气。

第2带分布在九佛堂组中上部，埋深2000m左右达到生烃高峰，其氯仿沥青“A”含量、总烃含量和生烃潜量值分别为0.15%、1000μg／g和12mg／g，属于湖相烃源岩混合母质的产物，其生烃能力明显高于第1产烃带，生成物性质主要为成熟原油。

3.2 资源潜力分析

昌图断陷九佛堂组和沙海组2套烃源岩均有一定厚度，TOC较高，热演化资料分析表明，区内生烃门限深度为1100m，2套烃源岩均已进入生油气门限。1730～1860m深度段烃源岩有机质丰度达到好－很好烃源岩标准，有机质类型为Ⅰ型，已进入成熟演化阶段，为泉1井的优质烃源岩段。因此，该盆地具备形成油气田的物质基础。参考松辽盆地南部断陷油气资源评价资料，采用氯仿沥青“A”法对昌图断陷南部各层系生烃量进行了计算，参数选取用类比评价方法预测资源量。烃源岩密度取2.2t／m3，沙海组烃源岩的平均氯仿沥青“A”含量取0.053%，九佛堂组烃源岩的平均氯仿沥青“A”含量取0.074%（根据4口钻井平均），根据成熟烃源岩的分布面积和平均厚度，求得各层系烃源岩的总生烃量为61153×104t；排烃系数和聚集系数主要参考相邻地区，计算得到昌图断陷南部九佛堂组资源量为3137.66×104t，沙海组为1754.57×104t，2个层位资源量为4892.32×104t（表2）。

表2 昌图断陷矿权区内资源量评价结果

4 结 论

1）昌图断陷下白垩统沙海组和九佛堂组烃源岩发育，烃源岩有机质丰度高、有机质类型较好，进入生烃门限，生烃潜力较好，九佛堂组为断陷的主力烃源岩层段。

2）昌图断陷下白垩统烃源岩在沙海组上部和九佛堂组中上部存在2个明显的产烃带，区内生烃门限为1100m。

3）采用氯仿沥青“A”法初步预测该区资源量达0.4892×108t，该区具备形成中小型油气田的物质条件。

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［编辑］ 宋换新

21 Source Rock Characteristics and Oil－gas Resource Potential in the South of Changtu Depression

ZHAO Hong－wei，LIU Yu－hua

（First Authors Address：Research Institute of Petroleum Exploration and Development of North－

east Company，SINOPEC，Changchun130026，Jilin，China）

The lacustrine source rock distribution，organic matter abundance，its type and its maturity were analyzed，two sets of lower Cretaceous source rocks in Jiufotang Formation and Shahai Formation from Well Quan 1in Changtu Depression were evaluated with organic geochemistry methods.The results show that the lower Cretaceous source rocks are developed，the organic matter abundance of source rocks from Shahai Formation and Jiufotang Formation are higher，organic matter type is mainly TypeⅡ，and both of them enter into oil generation threshold，which suggest the resource evaluation is 0.4892×108t，it indicates that it has better exploration prospects.

source rock evaluation；resource potential；Well Quan 1；Changtu Depression

book=198,ebook=198

TE122.1

A

1000－9752（2012）06－0021－04

2012－03－23

全国油气资源战略选区调查与评价国家专项（14B09XQ1201－04）。

赵洪伟（1980－），男，2004年成都理工大学毕业，工程师，从事石油地质勘探工作。