二連盆地白北凹陷油氣成藏條件研究及有利區帶預測

高怡文，陳治軍，于 珺，劉護創，王小多

(陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院，陜西西安 710075)

二連盆地白北凹陷油氣成藏條件研究及有利區帶預測

高怡文，陳治軍，于 珺，劉護創，王小多

(陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院，陜西西安 710075)

白北凹陷是二連盆地西緣川井坳陷的一個次級構造單元，勘探程度低，勘探效果不理想。綜合分析其油源、儲集層、蓋層、圈閉等成藏條件，結果表明：下白堊統各層均有湖相泥巖烴源巖發育，烴源巖有機質含量和有機質類型均較好，但成熟度普遍較低，有效烴源巖只分布在阿爾善組，平面上分布在東、西2個洼槽中心帶；下白堊統儲集層主要為扇三角洲、沖積扇、水下扇和深湖相濁積扇發育的砂體；蓋層條件整體較好，靠近洼漕中心更為優越；圈閉較為發育，主要有構造圈閉、巖性圈閉、地層圈閉及復合型圈閉。油氣顯示指示阿爾善組為白北凹陷主要目的層，有利區帶主要分布在東、西2個洼漕的北部陡坡帶，疊合面積為13.05 km2。

二連盆地；白北凹陷；成藏條件；成藏模式；有利勘探區帶

1 地質概況

白北凹陷位于二連盆地西緣，是川井坳陷東部的一個次級構造單元(圖1)。凹陷西部為白音查干凹陷，南部為桑干達來凹陷、白彥花凸起，北部以斷層與巴音寶力格隆起相鄰，平面形態上呈狹長條狀，長軸方向為近東西向，凹陷面積約為1 080 km2；是發育在海西褶皺基底之上的中生代沉積盆地，地層自下而上劃分為下白堊統阿爾善組、騰格爾組、都紅木組、賽漢塔拉組及上白堊統二連達布蘇組[1-2]。

圖1 二連盆地白北凹陷構造位置

白北凹陷目前已有探井6口，只有2口井在阿爾善組泥巖段和少量的砂巖段獲得熒光級別的油氣顯示，目前還未突破油流關，勘探效果不理想。白北凹陷與白音查干凹陷同處于川井坳陷，它們具有相同的發育史、相似的石油地質特征，白音查干凹陷已經在騰格爾組和阿爾善組獲得油流，并探明石油地質儲量1 000×104t以上，預示著白北凹陷也應具有一定的勘探潛力[3-4]。白北凹陷的勘探程度低，針對該區的研究很少，系統研究該區油氣成藏條件、預測有利勘探區帶，以期尋求該區的勘探突破。

2 成藏條件

2.1 烴源巖條件

下白堊統巴彥花群是二連盆地裂陷期發育的一套以湖相為主的碎屑巖生油建造[5]，潛在烴源巖主要為半深湖-深湖相灰色、深灰色泥巖，其次為粉砂質泥巖、碳質泥巖、灰質泥巖和煤系地層烴源巖等，主要分布于賽漢塔拉組、都紅木組、騰格爾組、阿爾善組。

對白北凹陷烴源巖地球化學評價的資料主要來源于探區的SC1井。

賽漢塔拉組：12塊烴源巖巖心樣品有機碳含量(TOC)分布范圍1.81%～3.28%，平均值2.11%；生烴潛量(S1+S2)為0.3～14.73mg/g，平均值7.90mg/g；氯仿瀝青“A”含量為0.0081%～0.0398%，平均值0.0251%；總烴含量為(141～192)×10-6，平均值為167×10-6；考慮到成熟度低的影響因素，賽漢塔拉組有機質豐度綜合評價為好-極好烴源巖的級別。干酪根顯微組分、巖石熱解、族組成等類型分析結果顯示，Ⅱ1型干酪根含量達100%，烴源巖干酪根以Ⅱ1型為主。烴源巖巖心樣品所測的鏡質體反射率(Ro)為0.419%～0.448%，未達到生油門限，屬于未成熟烴源巖。

都紅木組：29塊樣品TOC為0.24%～8.48%，平均值為2.6%；S1+S2為1.69～47.12 mg/g，平均值10.33mg/g；氯仿瀝青“A”含量0.0222%～0.2504%，平均值0.11%；總烴含量(99～971)×10-6，平均值321×10-6；有機質豐度綜合評價為好-極好烴源巖的級別。Ⅱ1型+Ⅱ2型干酪根含量達64%以上，烴源巖以Ⅱ型為主。Ro為0.431%～0.586%，中下部已達到了生油門限，進入了低熟期，而上部現處于未熟期。

騰格爾組：10塊巖心樣品的TOC含量0.21%～3.6%，平均值1.37%；S1+S2為0.08～17.5mg/g，平均值4.28mg/g；氯仿“A”含量0.001%～0.0341%，平均值0.0172%；屬中等-好烴源巖類型。烴源巖干酪根Ⅱ1型+Ⅱ2型含量達50%以上，主體以Ⅱ型干酪根為主。烴源巖Ro為0.503%～0.656%，達到了生油門限，已進入低熟生油期。

阿爾善組：14塊樣品有機碳含量0.22%～2.12%，平均值1.42%；S1+S2為0.04～9.86 mg/g，平均值5.40 mg/g；氯仿“A”含量為0.0012%～0.3563%，平均值0.0834%；總烴含量(155～1 923)×10-6，平均值693×10-6；綜合評價烴源巖豐度屬中等-好級別。阿爾善組主要為Ⅰ型-Ⅱ1型，Ⅰ型+Ⅱ1型干酪根含量達67%以上。烴源巖Ro為0.667%～0.752%，已達到了成熟生油期，屬于成熟烴源巖。

根據SC1井資料，賽漢塔拉組、都紅木組、騰格爾組、阿爾善組4段烴源巖有機質豐度好，均達到中等以上的級別，絕大多數為好-極好烴源巖；有機質類型好，均以Ⅰ型和Ⅱ型為主，Ⅲ型有機質含量較少。烴源巖熱演化程度總體很低，只有阿爾善組達到成熟熱演化程度，其余為未成熟和低成熟烴源巖。

SC1井位于白北凹陷西部洼漕的沉積中心，凹陷的邊緣和斜坡帶的烴源巖有機質豐度和類型應該差于SC1井烴源巖，有機質成熟度也更低(由于烴源巖埋深淺)。如凹陷斜坡帶的YM5井，阿爾善組5個烴源巖樣品測得的TOC為0.28%～0.55%，平均為0.44%，最大熱解峰溫(Tmax)平均為424 ℃，有機質豐度和成熟度均小于凹陷中心的SC1井的阿爾善組烴源巖。

考慮到烴源巖成熟度因素，有效烴源巖只分布在阿爾善組。阿爾善組烴源巖整體上分布廣、累計厚度較大，為白北凹陷潛在的主力烴源巖層段(圖2)。同時，處于東、西2個洼槽深部位的YM4井和SC1井，阿爾善組的砂礫巖和暗色泥巖段有油跡、熒光等級別的油氣顯示，而處于斜坡或凹陷邊緣的其余的井，由于成熟度低所致，均無油氣顯示，這一現象指示著白北凹陷的找油目的層應為阿爾善組，平面上靠近東、西2個洼槽中心更為有利。

圖2 白北凹陷阿爾善組暗色泥巖厚度等值線

2.2 儲集層條件

根據白北凹陷測井、錄井資料，分析其單井相，結合地震反射特征，繪制了白北凹陷阿爾善組沉積相平面分布圖(圖3)，阿爾善組主要發育扇三角洲相、湖泊相、水下扇(或沖積扇、濁積扇)、泛濫平原相等四大沉積相類型。白北凹陷構造特征對沉積特征有一定的控制作用，凹陷東部和西部地質結構明顯不同，東部為典型的箕狀單斷結構，北部受西伯邊界大斷裂控制，地層呈現北斷南超、北厚南薄的特點；西部為“坳陷型”結構，地層表現為向南、向北超覆變薄的特點(圖3，圖4)。凹陷東部(東洼漕)南區斷層活動較弱，主要為扇三角洲沉積分布區，由于湖區偏北分布，北區以水下扇和沖積扇沉積為主；凹陷西部(西洼漕)為坳陷型結構，南北兩端斷層活動均較弱，在湖盆邊緣主要為扇三角洲沉積(圖3)。

圖3 白北凹陷阿爾善組沉積相分布

白北凹陷的沉積、構造特征決定了它的砂體成因、儲集性能，在下白堊統沉積過程中，由于多凸多凹的構造背景形成強烈分隔的小型斷陷湖盆群，這些相對獨立的斷陷湖盆群均具有多物源、近物源、粗碎屑、窄相帶和連通性能較差等沉積特點[6-7]。白北凹陷阿爾善組儲集層主要為扇三角洲、沖積扇和近岸水下扇3種成因的砂礫巖體：扇三角洲相砂體是主要砂體類型，其中扇三角洲前緣水下河道和分支砂壩微相的儲集條件和含油性能最好，扇三角洲前緣楔狀砂體的儲層條件和含油性居中，而扇三角洲平原辮狀河道微相砂的儲集性能和含油性較差；水下扇砂體走向與水下河道延伸方向一致，這類砂體的儲集性能以扇中水道微相儲層條件最好，扇中水道前緣微相的儲層條件和含油性居中，而扇根和扇端亞相儲層條件和含油性能較差；沖積扇相砂體的儲集性能和含油條件相對于前述2種沉積相砂體要差，對于沖積扇相砂體，以沖積扇的扇中主水道微相儲集性能和含油性最好，扇端楔狀砂微相儲層條件和含油性居中，而扇根亞相和扇端楔狀微相砂體的儲集性和含油性較差。

圖4 過白北凹陷東、西部2條地震剖面

SC1井阿爾善組屬于半深湖相沉積，儲集層總體不發育，巖性主要為角礫巖及細砂巖，儲層空隙主要以次生粒間孔隙、溶蝕孔隙為主，裂隙、微孔隙較少見，溶蝕孔隙主要為長石溶孔。儲集層孔隙度最大為2.2%，一般為0.4%～0.7%，平均為0.85%；滲透率平均為0.0483×10-3μm2，最大為0.116×10-3μm2；為超低孔超低滲的孔滲性能。

運用地震資料進行儲層反演表明，白北凹陷阿爾善組儲層整體不發育，儲層發育較好的區域主要在研究區周緣的區域，與圖3中的扇三角洲相、水下扇、沖積扇、濁積扇的對應性較好，其次為發育于東部洼漕的濁流沉積砂體和發育西部洼漕的三角洲沉積的砂體。

2.3 蓋層條件

騰格爾組泥巖形成于湖盆穩定下沉、湖水快速擴張的背景下，巖性細、單層厚度大、平面分布廣、成層性好，能為阿爾善組儲集層提供較好的區域蓋層。研究表明，騰格爾組泥巖累計厚度一般53～473 m，占地層厚度的15 %～90 %，阿爾善組蓋層條件較好。

阿爾善組頂部的湖相泥巖是一套較好的局部蓋層，具有泥巖分布集中、單層厚度大的特點。據統計，泥巖累計厚度一般100～310 m，越靠近洼槽中心泥巖的單層厚度和累計厚度均越大，如西部洼漕中心的SC1井，阿爾善組頂部泥巖累計厚度達310 m，最厚的單層厚度為75 m。

綜合分析，阿爾善組蓋層條件整體上較好，同烴源巖特征一樣，越靠近東、西兩個洼漕中心的區域，蓋層條件越好。

2.4 圈閉及油氣運移條件

白北凹陷的斷裂系統主要有西伯斷裂系和斜坡斷裂系組成，雖然也發育了眾多的三、四級斷層，但它們活動時間短、強度弱、斷距小、平面延伸距離短，對地層和構造的控制作用比較弱，大部分屬于主斷層的配套斷層或因差異壓實作用而形成的小斷層。斷層平面展布主要有NEE、NNE及NNW三組方向，并以NEE向為主，斷層在縱橫向上相互交錯切割，形成了現今復雜的斷裂系統(圖5)。復雜的斷裂系統及地層沉積特征的多變性，決定了白北凹陷主要發育構造圈閉，其次為巖性圈閉、地層圈閉及復合型圈閉，構造圈閉中又以斷塊和斷鼻圈閉為主。通過對阿爾善組頂面構造的刻畫，在阿爾善組識別出構造圈閉7個，累計面積66.1 km2；預測出與巖性和地層有關的非構造圈閉13個，累計面積37.13 km2。這些圈閉是今后勘探的重點區域(圖5)。

白北凹陷由于沉積面積比較小，沉積形成的砂巖體多而小，二次運移的距離也不會太長，都屬于短距離運移，油氣主要運移通道是斷層和輸導層[8，3]。阿爾善組為自生自儲的儲蓋組合模式，由于油氣為短距離運移，從運移條件看，油氣分布的有利區為應為靠近洼漕中心。

圖5 白北凹陷阿爾善組圈閉分布預測圖

3 油氣成藏模式及有利勘探區帶預測

3.1 油氣成藏模式

白北凹陷與白音查干凹陷同處于白音北-西伯斷層下降盤，具有相似的地質結構、沉積發育特征和油氣成藏條件。不同的是白北凹陷的規模更小，有效烴源巖分布更為局限，油藏類型及規模均較白音查干凹陷小[9]。

從白北凹陷S08-332地震剖面的油氣成藏模式圖可以看出(圖3，圖6)，該區油藏類型主要為巖性油藏和構造-巖性油藏，油藏主要分布在阿爾善組。成藏過程為：靠近洼漕中心達到成熟階段的阿爾善組湖相泥巖烴源巖生成的油氣，沿斷層或者輸導層運移到阿爾善組圈閉聚集成藏，圈閉類型主要為扇三角洲、水下扇和濁積扇透鏡狀砂體被泥巖封閉的巖性圈閉，以及受斷層影響的構造-巖性圈閉。

圖6 二連盆地白北凹陷東部油氣成藏模式

3.2 有利勘探區帶預測

通過疊合烴源巖、儲集層、圈閉等成藏要素，預測白北凹陷阿爾善組勘探有利區：烴源巖發育特征指示著有效烴源巖分布在東、西2個洼漕的中心帶，因為洼漕中心烴源巖不僅厚度大，成熟度也較高，通過烴源巖成熟門限深度研究，暫取烴源巖厚度大于250 m為有效烴源巖；該區儲集層主要為扇三角洲、沖積扇、水下扇和深湖相濁積扇發育的砂體；通過阿爾善組頂面構造圖可以刻畫構造圈閉發育情況，通過砂體發育特征可以預測出與巖性、地層有關的非構造圈閉。通過對以上成藏要素的疊合，在白北凹陷共預測出有利勘探區帶5個，累計面積為13.05 km2，主要分布在東、西2個洼漕的北部陡坡帶(圖7)。

圖7 白北凹陷阿爾善組勘探有利區預測

4 結論

白北凹陷成藏條件表明：下白堊統賽漢塔拉組、都紅木組、騰格爾組、阿爾善組均有湖相泥巖烴源巖發育，烴源巖有機質豐度絕大多數為好-極好烴源巖，有機質類型以Ⅰ型和Ⅱ型為主，但成熟度普遍較低，考慮到烴源巖成熟度因素，有效烴源巖僅分布在阿爾善組，平面上分布在東、西2個洼槽中心帶；下白堊統儲集層主要為扇三角洲、沖積扇、水下扇和深湖相濁積扇發育的砂體；蓋層條件整體較好，越靠近洼漕中心蓋層條件越優越；圈閉較為發育，主要有構造圈閉、巖性圈閉、地層圈閉及復合型圈閉。

油氣顯示表明阿爾善組為白北凹陷主要目的層，通過疊合成藏要素，預測出了阿爾善組有利勘探區帶，主要分布在東、西2個洼漕的北部陡坡帶，累計面積為13.05 km2。

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編輯：吳官生

1673-8217(2015)04-0038-05

2015-02-25

高怡文，工程師，博士研究生，1982年生， 2010年畢業于西北大學，現從事油氣田地質與采收率研究。

陜西延長石油(集團)有限責任公司科技攻關項目 (ycsy2011ky-B-78) 。

TE112.31

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