扎哈泉凹陷烴源巖特征及演化史研究

文延春，陳世加，路俊剛，石正灝，楊國平，陸林超

（1.西南石油大學，四川成都 610500；2.中國石油長慶油田分公司；3.中國石油川慶鉆探地球物理勘探公司）

扎哈泉凹陷烴源巖特征及演化史研究

文延春1，陳世加1，路俊剛1，石正灝1，楊國平2，陸林超3

（1.西南石油大學，四川成都 610500；2.中國石油長慶油田分公司；3.中國石油川慶鉆探地球物理勘探公司）

扎哈泉凹陷周緣已發現昆北、烏南等大量油氣藏，但其油源層位和凹陷源巖生烴能力尚不十分清楚。通過開展烴源巖展布、有機質豐度、類型和成熟度的研究，指出扎哈泉凹陷烴源巖分布范圍從E1＋2到N12具有東移或北移的特征。E13和E23烴源巖有機碳和氯仿瀝青“A”含量均較高，按照青海油田分類標準，達到好－較好烴源巖標準；N1和N12烴源巖有機碳含量較低，生烴能力較差。烴源巖干酪根顯微組分以腐泥組為主，達90%以上，有機質類型以Ⅰ型為主。通過一維數值模擬，認為目前E13和E23烴源巖達到成熟階段，N1和N12烴源巖處于未－低成熟階段；E13和E23烴源巖生烴能力較強，可為周緣構造提供豐富的油氣。

扎哈泉凹陷；烴源巖特征；演化史；油源對比

近年來研究認為扎哈泉凹陷是柴西南區的主力生烴凹陷之一。目前在其東西兩側發現了躍進Ⅱ號、躍東和烏南等油田，南側的昆北斷階帶切6井E13地層發現高產油流，但其西側的躍進IV號和北側的烏北地區仍然沒有大的突破［1］。

對烴源巖特征進行研究是新區勘探或含油氣層系遠景評價的基礎工作之一。本文通過開展烴源巖展布、有機質豐度、類型、成熟度的分析研究，明確了扎哈泉凹陷烴源巖的生烴能力，進而為下一步開展油源對比，確定扎哈泉凹陷周緣油氣藏的油源層位，尋找有利的油氣勘探方向和勘探區提供了有力的地質證據。

1 地質背景

研究區位于柴達木盆地西部南區（簡稱柴西南），北鄰獅子溝油砂山油田，西部與躍進油田接壤，東部與烏南綠草灘油田相連，南部至切克里克洼陷中部［2］。由南向北依次分布昆北斷階帶、尕斯斷陷帶和獅子溝－油砂山斷階帶3個勘探區帶（圖1）。

第三紀古－始新世，研究區在中生代的基礎上沉積了一套厚度與巖性變化很大的陸屑建造，多以紅色為主，僅在盆地西部獅子溝周緣，由于斷裂走滑影響產生斷陷，沉積了暗色湖相泥質巖類。始新世末期，早喜山運動對柴達木盆地的發展演變產生巨大影響，表現為由局部斷陷向坳陷型轉化，漸新世盆地出現了大面積沉降，進入到坳陷型盆地的全盛時期，連續沉積了湖相暗色泥質巖。這一階段延續至中新世中期，沉積厚度一般在千米以上，構成了盆地西部新生代主要烴源巖［3－4］。

圖1 研究工區位置

中新世中期之后，由于南北擠壓應力的加劇，盆地內顯現出差異性升降，沉降與沉積中心逐步由南向北、自西向東發生轉移。上新世由于青藏高原持續隆升，柴西逐漸大范圍抬起，最終結束了坳陷期而進入回返褶皺階段。湖水繼續東遷，至第四紀湖泊已遷移到東部三湖地區，直至在此消亡［5］。柴西南區從上至下鉆揭七個泉組（Q1＋2）、獅子溝組（N32）、上油砂山組（N22）、下油砂山組（N12）、上干柴溝組（N1）、下干柴溝組上段（E23）、下干柴溝組下段（E13）和路樂河組（E1＋2），以及基巖地層。

2 烴源巖特征

2.1 烴源巖分布特征

對研究區大量鉆井、測井的泥巖厚度數據進行統計分析得出：路樂河組（E1＋2）烴源巖在空間上延伸局限，具有斷陷湖盆的性質，為一套淺湖－深湖相暗色泥巖，主要發育于切克里克和油砂山地區；下干柴溝組下段（E13）烴源巖主要發育于柴西南區，其優質烴源巖分布于綠草灘、烏南和扎哈泉地區；下干柴溝組上段（E23）烴源巖主要發育于柴西南區（圖2），并隨著沉積中心向東北偏移，為一套暗色泥巖，最厚在扎哈泉地區達700 m；上干柴溝組（N1）烴源巖主要發育于油砂山－烏南－東柴山一線以北，為一套以暗色泥巖或泥質碳酸鹽巖為主的烴源巖，最大厚度可達600 m；下油砂山組（N12）和上油砂山組（N22）烴源巖主要發育于柴西北區。

總之，路樂河組烴源巖分布范圍較窄，下干柴溝組上段（E23）、下段（E13）烴源巖主要分布于柴西南區，新近系烴源巖主要分布于柴西北區。不同地區烴源巖分布范圍從E1＋2到N12具有東移或北移的特征。

圖2 柴西南區下干柴溝組上段（E23）暗色泥巖等厚圖

2.2 有機質豐度

2.2.1 有機碳含量

據前人研究，咸水湖相烴源巖有機碳含量普遍較低，一般認為是由于咸水湖盆中鹽度較高限制生物種屬所致［6］。柴達木盆地新生代以暗色灰質泥巖、泥灰巖為主，夾碳酸鹽巖、膏鹽及粉砂巖，平均有機碳含量雖低于一般泥巖的生烴下限值，但氯仿瀝青“A”、總烴含量卻較高，烴轉化率也較高［7］。這些特征明顯不同于一般的泥巖或碳酸鹽巖，而是介于泥質巖與碳酸鹽巖之間。

圖3為扎哈泉凹陷各地區不同層位有機碳含量對比柱狀圖，可知各層段的有機碳平均含量相差較大。N1和N12烴源巖絕大部分地區有機碳含量小于0.6%，依據柴達木盆地咸水湖相生油巖有機質豐度評價標準（表1），為較差烴源巖，E13和E23烴源巖的有機碳含量在大部分地區大于0.6%，部分地區甚至大于0.8%，達到好－較好烴源巖標準。

圖3 扎哈泉凹陷不同地區各層位有機碳含量對比

表1 柴達木盆地咸水湖相生油巖有機質豐度評價標準（青海油田研究院）

2.2.2 氯仿瀝青“A”

在高、過成熟階段之前，氯仿瀝青“A”含量是判斷烴源巖有機質豐度的重要指標［8］。如表2所示，研究區不同地區各層位氯仿瀝青“A”含量均較高。所有層段氯仿瀝青“A”含量幾乎均在100×10－6以上，大部分層段在500×10－6以上，最高在躍進二號地區，在E13和N1地層達2 000×10－6以上。

路樂河組（E1＋2）烴源巖分布范圍較窄，氯仿瀝青“A”主要分布在躍進二號地區，在切克里克地區偏低。在平面上，幾乎所有的地區在E13、E23地層氯仿瀝青“A”含量最高，其中在躍進二號地區E13地層甚至達2 000×10－6以上，依據柴達木盆地咸水湖相生油巖有機質豐度評價標準（表1），屬于很好的烴源巖，其余地區接近1 000×10－6。E13和E23地層氯仿瀝青“A”含量平均值大于1 000×10－6，達到好烴源巖標準。

氯仿瀝青“A”含量次高的是N1地層，在東柴山、烏南地區氯仿瀝青“A”含量大于500×10－6，屬于較好烴源巖，在躍進二號達到了3 000×10－6以上，其余地區為較差烴源巖。N12次于N1，氯仿瀝青“A”含量較低，除烏南外，其余地區為較差烴源巖。

表2 扎哈泉凹陷不同地區各層位烴源巖氯仿瀝青“A”含量 10－6

2.3 有機質類型

烴源巖有機顯微組分中殼質組和腐泥組是公認有利于生烴的富氫組分，其數量和質量對油氣的生成具有顯著影響［9］。依據有機質類型劃分標準，從干酪根的有機顯微組分（表3）可以看出，大部分層位腐泥組在90%以上，反映有機質生源以水生生物為主的特征。殼質組含量相對較少，各層位平均值在0.5%～4.0%，主要是由于本區咸水湖相沉積時陸源高等植物有機質輸入很少，因而殼質組含量較少。各層位烴源巖平均類型指數（TI）計算值幾乎都大于80，顯微有機組分以腐泥組為主，有機質類型總體上以Ⅰ型為主。

表3 扎哈泉凹陷烴源巖有機質類型參數

2.4 成熟度

表4是研究區各層段烴源巖成熟度參數表，依據烴源巖有機質成熟度劃分標準［10］可知：研究區烴源巖的成熟度總體上都不高，大部分地區N12和N1烴源巖處于低成熟階段，N1以下烴源巖總體上均已成熟。

3 烴源巖演化史

本次研究應用BasinMod盆地模擬軟件，結合地質分層、沉積剝蝕厚度、不同時代的古地溫梯度和實測的單井鏡質體反射率（Ro）值，對扎哈泉凹陷的烏26井進行數值模擬（圖4）。研究表明，目前E13、埋深均在3 000 m左右，E13底在中新世（N1）早期（距今1 7 Ma）鏡質體反射率（Ro）達到0.5%，開始進入生油門限，現今E13整套烴源巖處于生油高峰。E23底在中新世（N1）晚期（距今7 Ma）鏡質體反射率（Ro）值達到0.5%，開始進入生油門限，在更新世（Q1）早期（距今1.1 Ma）E23整套烴源巖進入生油門限，目前E23烴源巖處于低成熟到成熟階段。

表4 扎哈泉凹陷烴源巖有機質成熟度參數

圖4 扎哈泉凹陷烏26井烴源巖演化史

4 油源分析

目前，在扎哈泉凹陷周緣的切克里克、躍進和烏南等地區勘探取得重大突破，獲得高產工業油氣流。

從源巖和原油地球化學特征來看，扎哈泉凹陷的扎西1井E23、躍東110井E13源巖抽提物C27和C29甾烷呈近似“V”字型分布（圖5），與凹陷周緣的切12井E13、切6井E13、躍西35井E32和躍Ⅱ6－11井N1－N12儲層原油甾烷分布特征基本一致；而且，從原油演化程度來看，成熟度較高，屬于成熟階段的產物，與E13和E23烴源巖演化程度也一致。而據前文的烴源巖成熟度分析，目前工區N12和N1烴源巖均處于低－未成熟階段，未達到大規模生烴階段，與原油演化程度不符。

綜合以上分析，說明扎哈泉凹陷周緣的油應來自該凹陷深層E13和E23烴源巖，這與烴源巖綜合評價結果一致。

圖5 扎哈泉凹陷源巖抽提物甾烷分布

5 結論

（1）扎哈泉凹陷不同地區烴源巖分布范圍從E1＋2到N12具有東移或北移的特征。E13和E23烴源巖分布范圍廣、厚度大，是扎哈泉凹陷發育的主力烴源巖。

（2）E13和E23地層有機碳含量大部分大于0.6%，達到好－較好烴源巖標準，N1和N12烴源巖較差；氯仿瀝青“A”含量在E13和E23地層大于1 000×10－6，達到好烴源巖標準，在N1和N12地層含量降低；烴源巖顯微有機組分以腐泥組為主，有機質類型以Ⅰ型為主。

（3）扎哈泉凹陷各烴源巖演化程度不同，E13底在N1早期進入生油門限，E23底在N1晚期進入生油門限。目前E13和E23烴源巖處于成熟階段，N12和N1烴源巖處于未－低成熟階段。

（4）扎哈泉凹陷源巖抽提物與其周緣儲層原油甾烷分布相似，呈近似“V”字型分布，且為烴源巖成熟階段的產物，而N12和N1烴源巖目前未達到大規模生烴階段，說明周緣的油應來自凹陷深層E13和E23烴源巖。

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Kunbei，Wunan and other large quantity of hydrocarbon reservoir along Zhahaquan depression have been discovered，but its oil source layer and depression source rocks generation capacity is unclear.According to the study on source rocks distribution，organic matter abundance，type and maturity，it is pointed out that Zhahaquan depression source rocks distributed from E1＋2to N12with the eastward movement and northward movement features.A content level in organic carbon and chloroform bitumen is higher in E13and E23source rocks，which reached good source rocks standards in accordance with the classification criteria of Qinhai oilfield.Organic carbon content in N1and N12source rocks is lower with lower generation capacity.Source rocks kerogen maceral are mainly sapropelinite，which is more than 90%，organic matter is type I.Based on the one－dimensional numerical simulation，E13and E23source rocks reached maturity，N1and N12source rock are in the non or low mature period.The study indicated that E13and E23source rock have better hydrocarbon generation capacity and can provide rich oil and gas.

05Study on the characteristics of hydrocarbon source rocks and evolution history in Zhahaquan depression

Wen Yanchiun et al（Southwest Petroleum University，15 Chengdu，Sichuan 610500）Yan

Zhahuaquan depression；hydrocarbon source rock；evolution history；oil source correlation

TE112.115

A

1673－8217（2012）04－0005－04

2012－01－11；改回日期：2012－03－14

文延春，1985年生，2009年畢業于貴州大學地理信息系統專業，在讀碩士生，主要從事沉積與儲層、油氣成藏方向的學習和研究工作。

國家重大專項“大型特大型巖性地層油氣田／區形成與分布研究”（2011ZX05001－001）。

吳官生