柴達木盆地紅116井區巖性油藏成藏模式探討*

白東來，孟慶洋，付曉飛，桂麗黎，張　月，陳　琰(．東北石油大學地球科學學院，黑龍江大慶6000; ．中國石油勘探開發研究院，北京0008; ．中國石油青海油田分公司勘探開發研究院，甘肅敦煌760)

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柴達木盆地紅116井區巖性油藏成藏模式探討*

白東來1，2，孟慶洋2，付曉飛1，桂麗黎2，張月1，陳琰3
(1．東北石油大學地球科學學院，黑龍江大慶163000; 2．中國石油勘探開發研究院，北京100083; 3．中國石油青海油田分公司勘探開發研究院，甘肅敦煌736202)

摘要:為進一步細化柴達木盆地紅柳泉地區成藏過程的研究，針對紅116井區下干柴溝組巖性油藏中原油成熟度的差異性，采用生物標志化合物對比、沉積相研究、熒光光譜等方法，對該地區的成藏模式進行了研究。研究結果表明:該區位于下干柴溝組的儲層中發育有上部(深度介于3 248至3 252 m)的未熟原油(Ro＜0. 5%)、中部(深度介于3 328. 5至3 334. 5 m)的成熟原油(0. 8%＜Ro＜0. 9%)和下部(深度介于3 368至3 376 m)的低熟原油(0. 5%＜Ro＜0. 7%) 3種原油。在沉積砂體質量由下至上逐漸變差及兩期成藏的前提條件下，早期的未熟油通過側向運移至砂體質量最好的下部儲層，后因構造變動向上調整至現今位置;晚期形成的低熟油和少量成熟油在密度分異的作用下，致使輕質成熟油聚集在中部儲層，中質低熟油聚集在下部儲層。

關鍵詞:紅116井區;成熟度;成藏模式;下干柴溝組

0　引言

Lesvorsen于1966年提出勘探隱蔽圈閉，在這之后，各國加強對地層不整合、古地貌以及巖性圈閉的油氣勘探。隨著含油氣盆地進入中后期勘探階段，巖性油氣藏便成為了主要勘探目標。隨著研究的不斷深入，國內外的石油地質學家對巖性油氣藏有了統一的認識:其形成機制和分布規律復雜，對技術要求高，致使勘探難度大、風險高［1］。國內外石油地質學家為解決上述問題，對巖性油氣藏的成藏條件、成藏機理、分布規律和預測方法做了大量研究，取得了突破性進展，胡見義等按成因與遮擋條件將巖性油氣藏分為6類，并指出巖性尖滅線、地層超覆線、地層不整合面、儲集體的頂底面和斷層面是巖性圈閉形成的6個關鍵要素［2］;曾濺輝等認為構造條件在巖性油氣藏的成藏過程中不占主導地位，油源、儲集性能和生儲蓋的組合模式變得尤為重要［3］;王捷等認為對于砂巖體上傾尖滅油氣藏而言早期的成藏動力來自生烴增壓，晚期的成藏動力是因油氣水的密度差異而產生的浮力［4］。

柴達木盆地紅柳泉油藏就是一個典型的巖性油氣藏［5］，位于柴達木盆地油氣資源最富集的西南部。雖然紅柳泉油田已經歷20多年的勘探，但之前受限于理論和技術的限制，研究成果主要集中在儲層評價［6－8］、巖性圈閉的演化［9－11］、沉積相與地層格架研究［12－14］等方面，對紅柳泉油田的成藏過程認識不足。筆者以原油成熟度差異性為切入點，通過生物標志化合物對比，定量熒光技術分析等手段對紅柳泉地區成藏過程進行研究，得出該地區是在兩期油充注的前提下，構造變動和密度分異共同作用導致現今的成藏情況?；谝陨险J識，為下一步勘探提供證據。

1　地質概況

柴達木盆地位于青海省西北部，盆地西北以阿爾金山為界［15］，其西北為塔里木盆地，盆地北界為祁連山系與甘肅省相鄰，南界昆侖山(祁漫塔格山)與玉樹藏族自治州相鄰，東起察漢寺山，與青海湖相連，盆地呈不規則菱形狀(圖1(a) )，面積121 000 km2，最大沉積厚度17 280 m．

圖1　紅柳泉地質略圖Fig．1 Simplified reservior geology of Hongliuquan Area

紅柳泉地區位于柴達木盆地的西南部的茫崖坳陷，毗鄰紅獅生烴凹陷(圖1(b) )，是該盆地油氣比較富集的一個地區［16］。紅柳泉地區的構造比較簡單，主要發育NS向的紅柳泉斷裂和7個泉斷裂，它們形成時間早，活動時間長，共同控制著該區的構造格局和沉積體系［17］。經研究表明，該區主力儲層是發育為濱淺湖相沉積的下干柴溝組下段［18］，下干柴溝組上段是烴源巖層和蓋層，形成上生下儲的儲蓋組合模式。

紅116井區位于紅柳泉地區的中部(圖1(c) )。該井區下干柴溝組的沉積環境以淺湖灰坪相－前緣分流河道相為主，下段主要為褐色粉砂巖和砂質泥巖互層，含有少量灰色粉砂巖夾層，向上逐漸過渡為灰色粉砂巖和砂質泥巖互層(圖2)。研究層位厚度200 m，因發育砂泥巖薄互層，又有油氣供應，故形成巖性油藏。

圖2　紅116井綜合柱狀剖面Fig．2 Composite columnar section of Well Hong116

2　實驗方法

2. 1樣品來源

文中實驗樣品來自紅116井、深度介于3 240 至3 380 m，結合錄井巖心柱狀資料和前人研究成果，對有油氣顯示的層段(3 248 m至3 252 m，3 328. 5 m至3 334. 5 m和3 368 m至3 376 m)的樣品進行生物標志化合物分析和三維全掃描定量熒光分析(TSF)。

2. 2實驗方法

分子有機地球化學分析是在相同的GC-MS分析條件下，采用各系列化合物特征碎片離子質量色譜圖的相對定量資料計算的。正烷烴參數根據m/z: 85來計算，類異戊二烯烷烴及β－胡蘿卜烷與正烷烴之間的參數計算均在RIC圖上進行，規則甾烷和4－甲基甾烷的計算分別根據m/z: 217 和m/z: 231質量色譜圖，藿烷系列化合物和γ－蠟烷都基于m/z: 191質量色譜圖計算［19－20］。

將所取巖屑每2 g分成一份，取一份放置于燒杯中，并向燒杯中加入20 mL的二氯甲烷，在超聲儀中超聲處理10 min．將燒杯中的二氯甲烷萃取液倒入試劑瓶中，封蓋好。用二氯甲烷反復清洗燒杯至之前的巖屑無殘留方可用于進行下一組實驗。樣品測試前應先做一個二氯甲烷空白樣，確認石英比色皿是否清洗干凈;若無熒光反應，則證明石英比色皿應經清洗干凈，方可繼續進行實驗。將試劑瓶中樣品導入石英比色皿中，將熒光光度計的檢測附件更換為液體熒光檢測附件，打開熒光光度計的電腦控制軟件，相應參數設置為TSF參數即可。

TSF技術是定量熒光技術(QFT)的一個分支，它既可以用來測量儲層抽提物的三維熒光光譜，也可以測量原油的熒光光譜。根據光譜所反映的特征分析包裹體中烴類的性質(成熟度、API特征、烴類特征和含量等等)。TSF光譜可以區分烴類成分，分析判斷油源等信息。TSF光譜特征可用TSF最大強度(TSF Max)、最大激發波長(Max Ex)、最大發射波長(Max Em)、R1和R2等5個參數進行表征，比較常用的參數是R1．R1定義為在270 nm激發光下，發射波長360 nm與320 nm處熒光強度的比值［21］。它反映了原油中三環芳烴與單環芳烴的比值，可用來表征原油的成熟度，密度和芳烴組成。R1＜2. 0時，對應原油性質為凝析油－輕質油，原油成熟度是成熟; 2. 0＜R1＜3. 0時，對應原油性質為輕質油－中質油，原油成熟度介于成熟和低熟之間; R1＞3. 0時，對應原油性質為中質油－重質油，原油成熟度轉向未熟［21］。

TSF作為定量熒光技術的分支之一，繼承了其精度高、操作簡單和快速出結果等優點。除此之外，TSF用熒光光譜來反映原油性質，其參數R1，R2和成熟度有很好的相關性。Ex/Em的峰值所在位置可以準確反映出樣品烴類的的特征，通過樣品之間的對比，可以清晰、直觀的反映出樣品之間的異同。

3　實驗結果

通過對紅116井位于下干柴溝組、深度介于3 240 m至3 380 m的樣品進行色譜－質譜分析。分析結果表明該井3 248 m至3 252 m的C29甾烷的20S/(20S +20R)的值為0. 19，結合甾烷與成熟度的模板［20］，對應階段為未成熟;該井3 328. 5 m至3 334. 5 m的C29甾烷的20S/(20S + 20R)的值為0. 43，對應階段是成熟;該井3 368 m至3 376 m的C29甾烷的20S/(20S +20R)的值為0. 37，對應階段是低成熟。除此之外，3個深度對應樣品的姥植比由淺至深依次為0. 27，0. 44和0. 39，而且伽馬蠟烷的含量較高，反映出烴源巖的沉積環境是強還原超鹽度的。

上述3個深度分別取一個樣品進行TSF實驗，實驗結果的各項參數見表1．參數R1所反映出的成熟度與前文生物標志化合物的實驗結果有良好的對應關系，依舊是由淺至深依次為未熟油、成熟油和低熟油;通過掃描光譜還可看出，掃描色譜均呈單峰，最大激發波長(Max Ex)分布在244 nm 至258 nm，最大發射波長分布在364 nm至376 nm，峰值位置很接近，且光譜形狀相似(圖4)。相比于1號樣品和2號樣品，3號樣品的峰值高出一個數量級，說明3號樣品所在深度的儲層含油飽和度相對要高。

圖4　紅116井不同深度的TSFFig．4　TSF characteristics at different depth of Well Hong116

表1　紅116井不同深度的TSF參數Tab．1 TSF parameters at different depth of Well Hong116

TSF的實驗結果反映3個深度的原油性質很接近，初步判斷原油來源一致［22］，排除因來源不一致而致使成熟度差異性的可能，所以確定為不同時期產物造成了成熟度的差異。在此基礎上，對成藏過程進行分析。

4　成藏模式分析

4. 1烴源巖的演化

經研究紅116井區的烴源巖TOC含量小于0. 5%，有機碳含量低，達不到生成油氣下限，但是臨近的紅28井區和紅17井區存在優質烴源巖(表2)，有機碳含量均大于1%，最大可達5. 2%，S1+ S2最小值為4. 9 mg/g，高者可達48. 44 mg/g，氫指數均大于400 mg/gTOC，具備形成大量油氣的物質基礎。

表2　紅17和紅28井的生烴潛力參數Tab．2 Parameters at hydrocarbon generating potential of Well Hong17 and Well Hong28

在確定原油是同源的基礎上［22］，對烴源巖的演化程度作出分析。采用petromod2010對紅柳泉地區的烴源巖層位進行數值模擬，對其演化程度作出分析。結合其他學者的研究成果可知，紅柳泉地區經歷了2次成藏過程，充注時間分別對應26 Ma和10 Ma［17，23］。為此，選擇與充注時間相對應的烴源巖演化平面圖(圖5)進行研究分析。對構造發育史的研究表明，紅柳泉深部的構造為下油砂山組末期的同沉積構造。在下干柴溝組沉積之前，該地區是一個西高東低的緩坡區域。到下干柴溝組沉積時期，構造形態基本沒有變化，只是傾角有增大。所以在26 Ma時期，紅柳泉地區總體埋藏淺，全區烴源巖Ro小于0. 5%，但因其是斜坡區所以紅17和紅28井區所在的東部因其埋深大已然進入生烴門限，生成未熟油(圖5(a) )。在10 Ma時期，隨著全區的埋深增加，紅28井區烴源巖Ro大于0. 5，小于0. 6，生成低熟油;紅17井區烴源巖Ro大于0. 8，小于0. 9，生成低熟油——成熟油(圖5(b) )。

圖5　紅柳泉地區兩期成藏時期烴源巖演化結果Fig．5 Maturation of source rock in Hongliuquan oilfield at 26 Ma and 10 Ma，respectively

4. 2成藏模式

根據構造發育史的研究標明，紅柳泉深層構造在下干柴溝組沉積之前是一個西高東低的緩坡帶［24］;下干柴溝組沉積時期，頂面構造無大變化，依然是一個西高東低的斜坡，只是傾角略有增大。至上干柴溝組沉積末期，該構造在南北向擠壓構造應力的作用下開始大幅度抬升，控制紅柳泉的主干斷裂(紅柳泉斷裂、7個泉斷裂)開始活動;到下油砂山組沉積末期，主干斷裂形成，同時，構造主體部位伴有許多小斷層，形成紅柳泉構造。通過對沉積相的研究表明，紅116井下干柴溝組為淺湖相和濱淺湖相;垂向上，通過測井曲線分析3個深度段從淺至深依次為淺湖灰坪相、前緣河口壩席狀砂相和前緣分流河道相，反映沉積環境由深水區域向淺水區域逐漸變化，地層孔隙度由0. 2%增大到0. 5%，滲透率由小于1 md增大到大于50 md(圖2)，砂體質量由淺至深逐漸變好。

圖6　紅116井區成藏模式圖Fig．6 Oil and gas accumulation model of Well Hong116

26 Ma時，紅柳泉東部的紅17井因埋藏深度大最先進入生烴門限，生成的未熟油通過斷層向上運移，再側向運移至紅116井區。原油優先充注砂體質量最好的下部儲層，但因其產量有限，所以只有下部儲層被原油充注(圖6(a) )。之后，在上油砂山組沉積時期，紅柳泉地區發生構造變動，紅116井區發育新斷層，斷層切穿下干柴溝組的3段儲層，致使下部儲層的未成熟原油沿斷層運移至上部儲層，造成現今未熟油在最上方的現象(圖6 (b) )。10 Ma時期，隨著地層不斷的埋深，紅17和紅28井區的烴源巖進一步演化，紅28井處生成低熟油側向運移至紅116井區;紅17井因其埋藏深，在生成大量低熟油的同時，也生成少量的成熟油。2種原油同為晚期產物，故在充注過程中，二者會因密度差而產生分異作用，致使輕質成熟油聚集在紅116井區的中部儲層，而中質低熟油則聚集在了該區的下部儲層中(圖6(c) )。

5　結論

1)紅柳泉116井區下干柴溝組的巖性油藏發育有未成熟、低成熟和成熟3種原油，且油源一致;

2)紅116井區下干柴溝組的巖性油藏的成藏模式是:在油源統一、兩期成藏的前提下，早期生成的未熟油優先充注到下部砂體質量最好的儲層中;后因該地區的構造變動致使下部未熟油調整值上部;晚期生成大量低熟油并伴有少量成熟油，二者在充注過程中因密度分異作用導致成熟油充注中部儲層，低熟油充注下部儲層;

3)紅116井區以低熟油為主，且成藏規模較大，應成為勘探的重點目標。

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我校成功申辦2018年第十一屆世界礦山通風大會

西安科技大學成功申辦2018年第十一屆世界礦山通風大會，世界礦山通風大會是當前礦山通風領域涉及范圍最廣、與會專家學者最多的國際學術盛會之一，是世界各國礦山通風專家學者進行新技術、新觀念、新成果交流的重要平臺。2014年8月，第十屆世界礦山通風大會在南非舉行，我校學術代表團參加了大會。會上，校申辦組委會向大會提出申請承辦2018年第十一屆世界礦山通風大會并獲批準。這次成功申辦突顯了國際礦山通風學術界對我校相關學術水平的肯定，更是學校進一步強化學科專業特色、提升學科建設水平、增進國際交流與合作、開闊學術視野的良好契機。

Oil and gas accumulation model of lithologic reservoirs in Hong116，Qaidam Basin

BAI Dong-lai1，2，MENG Qing-yang2，FU Xiao-fei1，GUI Li-li2，ZHANG Yue1，CHEN Yan3
(1. Geoscience Institute，Northeast Petroleum University，Daqing 163000，China; 2. Research Institute of Petroleum Exploration＆Development，PetroChina，Beijing 100083，China; 3. Research Institute of Petroleum Exploration＆Development，Qinghai Oilfield，PetroChina，Dunhuang 736202，China)

Abstract:To further sdudy oil and gas accumulation of Hongliuquan Oilfield in Qaidam Baisin，aimed at difference of maturation of Well Hong 116 in Lower Ganchaigou Formation，the model is studied by biomaker comparison，sedimentary facies analysis and fluorescence spectrun．The results illustrate that there are three kinds of crude oil in Lower Ganchangou Formation，which are immature oil at top(depth from 3 248 m to 3 252 m，Ro＜0. 5%)，mature oil in the middle(depth from 3 328. 5 m to 3 334. 5 m，0. 8% ＜Ro＜0. 9%) and low mature oil at bottom(depth from 3 368 m to 3 376 m，0. 5%＜Ro＜0. 7%)．Under the circumstance of quality of sandstone turning bad from the deep to the shallow and two episodes of hydrocarbon charging，immature oil was charged through lateral migration at first episode and adjusted to the top of the reserviors through diastrophism; much low mature oil and a small quantity of mature oil were charged at second episode and mature oil was charged at middle while low mature oil at bottom because of differentia of density．

Key words:Well Hong116; maturity; reservoiring model; Lower Ganchaigou Formation

通訊作者:白東來(1990－)，男，黑龍江齊齊哈爾人，碩士研究生，E-mail: 492045786@ qq．com

基金項目:國家科技重大專項項目(2011ZX05003) ;中國石油科技開發項目(2011E0303)

*收稿日期:2015－09－20責任編輯:李克永

DOI:10．13800/j．cnki．xakjdxxb．2016．0212

文章編號:1672－9315(2016) 02－0220－08

中圖分類號:P 61; TE 122. 1

文獻標志碼:A