海拉爾盆地中部斷陷帶與外圍凹陷烴源條件類比分析

申文靜

（大慶油田有限責任公司勘探開發研究院，黑龍江大慶163712）

海拉爾盆地中部斷陷帶與外圍凹陷烴源條件類比分析

申文靜*

（大慶油田有限責任公司勘探開發研究院，黑龍江大慶163712）

海拉爾盆地存在三種烴源巖發育環境咸水—半咸水、微咸水—淡水和淡水—沼澤相。發育多種生烴母質類型，中部斷陷帶以Ⅱ型為主，有利于生油，東部斷陷帶較差有利于生氣，西部斷陷帶好，以Ⅰ型為主。主力烴源巖層為南屯組和銅缽廟組，有機質豐度高，類型好。烴源巖生、排烴門限外圍凹陷較中部凹陷淺。

海拉爾盆地；烴源巖；有機質豐度；生烴門限；排烴門限

海拉爾盆地位于我國東北部，面積44210km2，共有16個凹陷組成。盆地整體由斷陷群組成，可劃分為3個斷陷帶和2個隆起帶。中部斷陷帶由4個主力凹陷組成，取得了顯著勘探成果，提交了上億噸的探明儲量。東部斷陷帶主要包括呼和湖、伊敏和東明凹陷等，西部斷陷帶包括巴彥呼舒、呼倫湖和查干諾爾凹陷等，這2個斷陷帶一直勘探程度低，但在多個凹陷獲得低產油流或見到較好的油氣顯示，并且近2年先后取得了工業突破，展示了外圍凹陷良好的勘探前景。為了進一步分析外圍凹陷的烴源條件，將其與中部帶的烴源條件進行類比分析研究。

1　存在3種烴源巖發育環境，主力烴源巖層為南屯組—銅缽廟組

海拉爾盆地在大磨拐河組、南屯組和銅缽廟組均存在暗色泥巖。由于各個凹陷的水體及沉積背景的不同，形成的主力成烴類型不同，從而造成了各個凹陷資源潛力的的差異。以Pr/Ph為主要指標，結合硼元素的變化，將海拉爾盆地分為咸水—半咸水（Pr/Ph＜0.8）、微咸水—淡水（0.8＜Pr/Ph＜2.8）和淡水—沼澤相（Pr/Ph＞2.8）3種烴源巖發育環境。

平面上，淡水—微咸水湖泊相烴源巖層主要分布在盆地的中部斷陷帶和東明凹陷內，咸化—半咸化湖泊相烴源巖層主要分布在巴彥呼舒和赫爾洪德凹陷，淡水—沼澤湖泊相烴源巖層主要分布在海—塔盆地的東西2個斷陷帶。

2　發育多種生烴母質類型，東部帶母質類型差，而西部帶較好

從有機元素有機質類型劃分范式圖解上可以看出（圖1），無論是大磨拐河組還是南屯組暗色泥巖，其母質類型多樣［1］，從最好的Ⅰ型干酪根到較差的Ⅲ型干酪根均有發育，但總體上，大磨拐河組泥巖母質類型主要為Ⅱ2型和Ⅲ型；南屯組二段主要為Ⅱ2型；南屯組一段主要為Ⅱ1型和Ⅱ2型，并存在部分的Ⅰ型；銅缽廟組有機質類型主要為Ⅱ1型和Ⅱ2型，有部分Ⅲ型和Ⅰ型。綜上所述，海拉爾盆地中主力烴源巖層系銅缽廟組—南屯組烴源巖有機質類型以Ⅱ為主，有利于生油。

東部斷陷帶南屯組以淡水—沼澤湖相烴源巖層為主，有機質類型為Ⅱ2型為主，有部分Ⅱ1型和Ⅲ型，總體上比中部斷陷帶的4個主力凹陷差；西部巴彥呼舒凹陷南屯組以咸化—半咸化湖泊相烴源巖層為主，有機質類型為Ⅰ型和Ⅱ1型為主，還有部分Ⅱ2型，而Ⅲ含量較少，與中部斷陷帶有機質類型相似或稍高，具有較好的生油條件（見圖2）。

從原油族組成碳同位素分析來看，盆地內原油碳同位素值跨度大，總體偏重，飽和烴碳同位素值在-23‰～-35‰，芳烴碳同位素值在-23‰～-34‰之間，反映了生油母質類型的多樣性。中部斷陷帶和西部斷陷帶組分碳同位素值較輕，飽和烴碳同位素值在-27‰～-35‰，而東部斷陷帶原油組分碳同位素值相對偏重，飽和烴碳同位素一般大于-26‰，反映了東部斷陷帶生油母質類型較中部斷陷帶稍差。

3　南屯組—銅缽廟組泥巖有機質豐度高、類型好

圖1　海拉爾盆地干酪根類型

圖2　貝爾及東西部主力凹陷干酪根類型圖

縱向上，各個凹陷銅缽廟組—南屯組烴源巖有機質豐度最高。應用海拉爾盆地的源巖評價標準來看［2-3］，南屯組湖相暗色泥巖有機質豐度能夠達到中等—好的評價標準，銅缽廟組暗色泥巖也能夠達到中等有機質豐度，構成了海拉爾盆地主力生烴層系。平面上，西部斷陷帶巴彥呼舒凹陷［4-5］有機質豐度要好于中部帶和東部帶，中部帶與東部帶有機質豐度基本相當（表1）。

通過對原油與烴源巖的生物標志化合物、組分碳同位素等方面對比研究表明，海拉爾盆地已發現的原油均來自南屯組一、二段烴源巖，還有一部分中部斷陷帶的原油來自于銅缽廟組烴源巖（圖3）。東部斷陷帶呼和湖凹陷［6］的原油與煤系地層中的炭質泥巖有較為密切的關系（圖4）。

表1　海拉爾盆地烴源巖有機質豐度數據表

圖3　中部斷陷帶油源對比圖

圖4　東部斷陷帶呼和湖凹陷油源對比圖

4　東、西斷陷帶烴源巖生、排烴門限較中部凹陷淺

根據烴源巖的有機地球化學成熟度指標（Ro和Tmax）可以將有機質的熱演化劃分為未成熟、低成熟、成熟、高成熟和過成熟等5個階段。從各凹陷源巖有機質生烴演化剖面（圖5），整個海拉爾盆地在1300m時，瀝青“A”/TOC超過5%，Ro在0.5%～0.6%之間，Tmax在430℃～435℃之間，OEP為1.0～1.6左右，進入低成熟階段。在2000m的時候，“A”/TOC可達到30%左右，Ro約為0.7%，Tmax約為440℃，進入成熟階段。烴源巖中，大磨拐河組上段基本尚未成熟，下段烴源巖基本上處于低成熟—未成熟階段。南屯組以低成熟—成熟階段為主，且隨著埋藏深度的加大，成熟度增大。因此，從有機質成熟度和烴源巖的有機組分組成看，各凹陷的南屯組及以下地層應該是主要烴源層。

從各凹陷總體來看，東、西2個斷陷帶的烴源巖有機質生烴門限深度和生油高峰深度均較中部帶淺（表2）。中部斷陷帶烏爾遜凹陷生油門限深度變化在1550m左右，生烴高峰深度約為2200m左右，貝爾凹陷源巖有機質成熟門限大約在1400m，此時，有機質轉化率達到了5%，對應鏡質組反射率Ro=0.55%；生油高峰對應的深度大約在2300m，此時有機質轉化率可超過20%，對應鏡質組反射率Ro可達0.8%～1.0%左右。西部斷陷帶的巴彥呼舒凹陷烴源巖有機質生烴門限1200m左右，生烴高峰2000m左右；查干諾爾凹陷烴源巖有機質生烴門限在1000m左右，生烴高峰在2100m左右，均較中部斷陷帶淺。東部斷陷帶的呼和湖凹陷烴源巖有機質生烴門限1300m，生烴高峰2200m左右，與中部帶大致相當；東明凹陷烴源巖有機質生油門限800m左右，生烴高峰在1300m左右，與中部主力凹陷相比埋藏淺。從排烴門限深度上看也有同樣的規律（表2），整體上東、西部斷陷帶較中部斷陷帶淺，只有東部的呼和湖凹陷與中部帶相當。

5　結論

圖5　海拉爾盆地典型凹陷源巖有機質生烴演化剖面

表2　生油門限、生油高峰及排油門限數據表

（1）海拉爾盆地存在咸水—半咸水（Pr/Ph＜0.8）、微咸水—淡水（0.8＜Pr/Ph＜2.8）和淡水—沼澤相（Pr/Ph＞2.8）3種烴源巖發育環境；

（2）發育多種生烴母質類型，中部斷陷帶以Ⅱ型為主，有利于生油，東部斷陷帶較差以Ⅱ2型為主，有部分Ⅱ1型和Ⅲ型，西部斷陷帶較好為Ⅰ型和Ⅱ1型為主，還有部分Ⅱ2型，而Ⅲ含量較少；

（3）南屯組—銅缽廟組泥巖有機質豐度高、類型好，原油主要來源于南一、二段和銅缽廟組烴源巖；

（4）東、西斷陷帶烴源巖生、排烴門限較中部凹陷帶淺。

［1］孫東.利用巖石熱解分析海拉爾盆地有機質類型及生油潛力［J］.油氣田地面工程，2010，29（8）：101.

［2］李敬生.貝爾凹陷優質烴源巖的發現及其地質意義［J］.成都理工大學學報：自然科學版，2013，40（3）：326-332.

［3］盧雙舫，馬延伶，曹瑞成，等.優質烴源巖評價標準及其應用：以海拉爾盆地烏爾遜凹陷為例［J］.地球科學：中國地質大學學報，2012，37（3）：535-544.

［4］白雪峰，張海橋.海拉爾盆地巴彥呼舒凹陷烴源巖評價及油源對比［J］.世界地質，2011，30（2）：231-237.

［5］張利.海拉爾盆地巴彥呼舒凹陷西部陡坡帶原油地球化學特征及油源［J］.石油學報，2012，33（4）：595-600.

［6］遲煥遠.海拉爾盆地呼和湖凹陷烴源巖評價［J］.大慶石油地質與開發，2012，31（1）：19-24.

TE122

A

1004-5716（2016）04-0039-05

2015-04-07

2015-04-13

申文靜（1984-），女（漢族），江蘇贛榆人，工程師，現從事石油勘探部署技術工作。