銀額盆地查干凹陷稠油油藏特征及成因

耿師江，周勇水，王亞明，張瑩瑩

（中國石化中原油田分公司勘探開發研究院，河南 濮陽 457001）

0 引言

銀根-額濟納旗盆地（簡稱銀額盆地）位于內蒙古自治區中西部，是中國內陸油氣勘探程度最低的大型沉積盆地。自20世紀50年代以來，多家單位開展了以中、新生代為主要對象的地質研究和油氣勘探工作，在盆地內的查干［1］、天草［2］、路井［3］、哈日［4-5］、拐子湖等［6］中生界凹陷獲得了工業油流、低產油流及其他級別的油氣顯示，證實盆地具備油氣成藏條件。

稠油是一種重要的石油資源，全球稠油儲量約為常規原油和天然氣總當量的3倍［7］。銀額盆地已有鉆探成果也證實查干、天草等凹陷發育稠油油藏，與盆地東部二連盆地稠油資源豐富［8-9］的特點相似，可能具有廣闊的稠油資源勘探空間。但是，以往關于稠油油藏的研究，僅在常規油氣研究工作中涉及稠油地球化學特征和油氣來源的初步分析［2，10］，未能系統分析稠油油藏的成藏規律，制約了對稠油資源重要性的認識和勘探工作的開展。本文以查干凹陷為研究對象，系統分析了稠油油藏的分布規律、物理化學性質，以及地球化學特征，利用生物標志化合物特征進行了稠油成因和來源的分析，結合凹陷構造埋藏史的分析，研究了稠油油藏形成過程，以期為銀額盆地油氣成藏規律的研究和稠油的勘探提供指導。

1 稠油油藏特征

查干凹陷位于銀額盆地東部查干德勒蘇坳陷中部，是一個長軸呈北東向的典型的箕狀凹陷，北東向長60 km，北西向寬40 km，具有“兩凹夾一凸”的特征。從西至東可分為虎勒-額很次凹、毛敦次凸和罕塔廟次凹3個次級構造單元，虎勒-額很次凹是主要油氣富集區。凹陷自下而上依次發育早白堊世巴音戈壁組（K1b）、蘇紅圖組（K1s）、銀根組（K1y）、晚白堊世烏蘭蘇海組（K2w）和新生界（見圖1），K1b進一步細分為巴一段（K1b1）和巴二段（K1b2），K1s細分為蘇一段（K1s1）和蘇二段（K1s2）。

圖1 查干凹陷虎勒-額很次凹構造特征和油藏分布示意

查干凹陷已發現油藏主要分布在烏力吉構造帶和中央構造帶，稠油油藏深度上主要分布在1 500 m以淺；層位上，烏力吉構造帶稠油油藏分布在K1s2和K1y，中央構造帶稠油油藏分布在K1s2上部和K1b2（見圖1）。稠油密度為0.94～0.99 g/cm3，黏度主要分布在1 000～10 000 mPa·s，屬普通稠油。原油密度、黏度整體上隨埋深的增大而降低，但有2個現象值得注意：一是埋深范圍在2 300～2 450 m的意6、意9井區的K1b2產層中，也存在密度為0.94～0.96 g/cm3的稠油；二是K1s2埋深整體大于K1y，但是稠油密度反而高于K1y。

2 稠油地球化學特征

2.1 化學族組成特征

原油物理性質是化學組成的外在表現，查干凹陷原油密度與族組成特征密切相關，密度與飽和烴質量分數呈明顯的負相關關系，相應地，與非烴+瀝青質質量分數呈正相關關系。稠油族組成中飽和烴質量分數低于50%，普通原油中飽和烴質量分數則普遍高于65%。原油族組成特征與埋深的關系和原油密度與埋深的關系十分相似，即埋深相對較淺的K1y和K1s2原油密度較高，其族組成中“非烴+瀝青質”質量分數也明顯較高，對應的飽和烴質量分數則相對較低。

2.2 飽和烴餾分組成特征

2.2.1 正構烷烴

查干凹陷稠油的正構烷烴組成總體上可以分為2種類型：一類以意6、意9井區的K1b2產層原油為代表（見圖2a），在原油飽和烴總離子流（TIC）譜圖上，正構烷烴具有一定的雙峰特征，前峰以nC17為主峰，后峰以nC23為主峰，同時表現出明顯的奇偶碳優勢。另一類為淺層稠油，正構烷烴的分布特征比較復雜，主要體現在正構烷烴經歷了不同程度的損失（見圖2b—2f）。例如：位于中央構造帶的意10井K1s2原油，正構烷烴、類異戊二烯烷烴豐度幾乎為0，以至于在TIC譜圖上可以清晰地辨認甾萜類化合物；意15井K1s2原油也未能檢測到正構烷烴，但仍能鑒定出極低豐度的類異戊二烯烷烴；烏力吉構造帶毛8井726.3 m原油正構烷烴的分布特征與意15井相似，類異戊二烯烷烴相對豐度略高，同時可見微量分布的高碳數正構烷烴。烏力吉構造帶部分油樣正構烷烴的分布特征是值得注意的（見圖2e）：一方面，高碳數的正構烷烴發生了較強的損耗，可見明顯的“UCM”駝峰，甾、萜類具有明顯較高的豐度；另一方面，正構烷烴分布形態又較為完整。

圖2 查干凹陷典型稠油飽和烴TIC譜圖特征

2.2.2 類異戊二烯烷烴

查干凹陷稠油中類異戊二烯烷烴相對豐度整體較低，規則型類異戊二烯烷烴中主要檢測出兩大類化合物，分別是C13—C20植烷系列化合物和C20+化合物；不規則型化合物主要檢出了角鯊烷和其他部分高碳數化合物。植烷系列化合物中較為有意義的化合物是姥鮫烷（Pr）和植烷（Ph），查干凹陷稠油的姥植比主要分布在0.7～0.9，與普通原油的0.7～0.8十分接近。

2.2.3 三環、四環萜烷和三萜烷

如圖3所示，查干凹陷稠油中的三環、四環萜烷及三萜烷分布特征較為一致。三環萜烷豐度極低，且三環萜烷組成中C19化合物相對豐度較高，與C23化合物豐度大體相當（見圖3d）。四環萜烷相對豐度普遍較低，僅檢測出17，21斷C24-四環萜烷。三萜烷組成中具有相對較高的伽馬蠟烷，伽馬蠟烷指數平均0.52，藿烷系列較發育，整體豐度顯著高于三環萜烷類。

圖3 查干凹陷典型稠油萜類組成特征

2.2.4 規則甾烷、孕甾烷

查干凹陷稠油中的規則甾烷、孕甾烷分布特征總體上可以分為2種類型：一類以意6、意9井區的K1b2產層原油為代表（見圖4a），孕甾烷和升孕甾烷基本沒有，規則甾烷組成中具有明顯較高的C29甾烷質量分數，αββ 構型質量分數低，C29甾烷 ββ/（ββ+αα） 值僅為 0.23，且存在 5β（H）甾烷與 C29αββ20R 共逸出的現象；另一類為淺層稠油（見圖4b—4d），孕甾烷和升孕甾烷相對豐度比較低，但略高于第1類稠油，規則甾烷組成中C29甾烷相對豐度略高，αββ構型相對豐度明顯高于第 1 類稠油，C29甾烷 ββ/（ββ+αα）值高于 0.39，部分樣品達0.55以上。

圖4 查干凹陷典型稠油甾烷組成特征

3 稠油油藏形成過程

3.1 稠油成因類型

稠油按照成因總體可分成兩大類：一類為未成熟—低成熟成因的原生型［11］；另一類為生物降解、高溫裂解、氧化、水洗等作用形成的次生型［12-15］，其中又以生物降解占主導作用，是原油稠化的主要成因之一。

如圖2a所示，意6井K1b2產層稠油飽和烴餾分中正構烷烴序列完整，表明原油未經歷生物降解、水洗、氧化等次生作用；明顯的奇偶碳優勢，OEP值為1.45，顯示原油整體處于未成熟—低成熟階段；如圖4a所示，C29甾烷 20S/（20S+20R）和 ββ/（ββ+αα）值分別為0.31和0.23，成熟度顯著低于淺層稠油，屬未成熟—低成熟油范疇。上述特征均表明，查干凹陷意6、意9井區K1b2產層稠油為未成熟—低成熟成因。

由于細菌對烴類的選擇性消耗作用，原油中烴類被降解消耗的順序為正構烷烴、類異戊二烯烷烴、二環倍半萜烷、規則甾烷、五環三萜烷、重排甾烷、四環二萜烷等，Peters等［16］據此將生物降解程度分為5種程度、10個級別。同時，生物降解作用導致烴類化合物逐漸消耗，形成分子質量大、不能分辨的復雜混合物，使得原油色譜圖或TIC譜圖上形成“UCM”駝峰。

如圖2b—2f所示，查干凹陷淺層K1s2和K1y稠油飽和烴TIC譜圖上均呈現出明顯的“UCM”駝峰，正構烷烴、類異戊二烯烷烴不同程度的損失，證實淺層稠油為生物降解成因。不同程度的降解作用，正是淺層稠油正構烷烴分布特征比較復雜的主要原因。在遭受輕微的生物降解作用時，高碳數正構烷烴保存較為完整而低碳數化合物基本不存在，毛8-2井1 055.4～1 190.0 m原油即是典型代表（見圖2f）；隨著降解程度增加，高碳數正構烷烴相對豐度也明顯下降，遠低于甾萜類化合物（見圖2d）；意10井K1s2原油降解程度最為嚴重，正構烷烴、類異戊二烯烷烴已被消耗殆盡（見圖2c）。

圖2e所示毛8井904.4～915.5 m的K1y原油中，一方面高碳數正構烷烴發生了較強的損耗，且在飽和烴TIC譜圖上可見明顯的“UCM”駝峰，說明原油發生了較強的生物降解作用；另一方面，低碳數正構烷烴分布又較為完整，說明該油藏在經歷了強烈的生物降解作用之后，又經歷了再充注過程。

3.2 稠油油氣來源

查干凹陷發育 K1b1，K1b2，K1s13 套潛在烴源巖，主要巖性為暗色泥巖、鈣質泥巖和頁巖。K1b1，K1b2烴源巖總有機碳質量分數（TOC）相近，主要分布在0.6%～1.2%，平均0.86%，有機質類型以Ⅱ2型為主，Ⅱ1型次之；K1s烴源巖TOC較低，平均0.45%，有機質類型以Ⅱ1—Ⅱ2型為主。不同構造帶，K1b1，K1b2烴源巖成熟度差異顯著，虎勒和額很洼陷帶烴源巖達成熟—高成熟階段，中央構造帶和烏力吉構造帶整體處于未成熟—成熟階段；K1s烴源巖除額很洼陷中心外，埋深整體小于1 800 m（見圖1），總體處于未成熟階段。從烴源巖條件分析認為，查干凹陷稠油應來源于K1b烴源巖。

查干凹陷K1b2烴源巖可溶有機質生物標志化合物組合特征隨成熟度增大表現出規律性的變化。意4井1 689.57 m、意9井2 416.00 m和意11井2 798.74 m泥巖鏡質組反射率（Ro）分別為 0.61%，0.73%，1.08%，代表了不同成熟度烴源巖的生物標志化合物組合特征。隨著Ro的增大，Ts、Tm、降藿烷、孕甾烷、升孕甾烷和重排甾烷系列豐度表現出升高的趨勢，C27—C29規則甾烷中，地質構型的相對含量也明顯增大（見圖5a—5c）。但不同Ro樣品均具有伽馬蠟烷豐度高、C29甾烷相對豐度高、三環萜烷和孕甾烷系列豐度低的特征。K1b1烴源巖的甾萜烷組成特征與K1b2存在明顯差異，主要特征為三環萜烷豐度高、伽馬蠟烷豐度低、孕甾烷系列豐度高、規則甾烷中C27豐度相對較高（見圖5d）。

圖5 查干凹陷K1b烴源巖可溶有機質甾萜烷組成特征

如圖2—5所示，盡管2種成因類型稠油正構烷烴組成和成熟度特征具有顯著差異，但甾萜烷生物標志化合物表現出一致的特征，均表現出低三環萜烷豐度、高伽馬蠟烷、低孕甾烷系列和規則甾烷中C29甾烷相對豐度高的特點，與K1b2烴源巖生標組合特征一致，與K1b1烴源巖差異顯著，說明2種成因類型的稠油均來自K1b2烴源巖。

3.3 稠油油藏形成過程

查干凹陷稠油均來自K1b2烴源巖，但成因類型上既有未成熟—低成熟成因又有生物降解成因，生物降解稠油在不同構造帶的分布規律及地球化學特征又有一定的差異。中央構造帶生物降解稠油分布在K1s2頂部不整合之下且K1y未見油氣顯示，烏力吉構造帶生物降解稠油分布在K1s2和K1y（見圖1）；中央構造帶生物降解稠油成熟度一致且略低于烏力吉構造帶，烏力吉構造帶K1s2和K1y稠油成熟度特征非常接近，且部分油藏經歷了降解再充注的過程。這些差異指示不同構造帶、不同層系稠油油藏的形成過程不盡相同。

3.3.1 未成熟—低成熟稠油油藏形成過程

查干凹陷未成熟—低成熟成因的稠油，現階段僅在中央構造帶意6井區K1b2有工業產能，但生物標志化合物特征分析結果證實中央構造帶意9井、意15井和烏力吉構造帶毛4井、祥6-1井、祥8井也發育有未成熟—低成熟稠油。非常有意義的是，這些稠油樣品的構造位置不同，但均分布在K1b2，且集中于2 300～2 450 m，對應的Ro為0.5%～0.6%。這一現象，說明查干凹陷K1b2烴源巖普遍具有在熱演化早期階段生成未成熟—低成熟稠油的能力，生烴門限深度為2 350 m左右。因為埋深更大的儲層中未成熟—低成熟稠油會發生熟化作用，而埋深淺的烴源巖又未達到未成熟—低成熟稠油生烴門限，因此，現今發現的未成熟—低成熟稠油集中分布于2 300～2 450 m。查干凹陷洼陷帶現今達到最大埋深，烴源巖演化至最高成熟度，因此可以認為，現今的未成熟—低成熟稠油均為新生代以后成藏。

查干凹陷K1b2烴源巖具有生成未成熟—低成熟稠油的能力，主要與烴源巖沉積環境和有機質母質類型有關。泥巖中普遍見到草莓狀黃鐵礦和飽和烴組成中低姥植比、高豐度的伽馬蠟烷等證據，均指示烴源巖沉積水體為咸化的強還原環境。K1b2烴源巖有機質來源以高等生源輸入為主，有機質類型以Ⅱ2型為主。這種環境和生源輸入條件，有利于細菌的繁殖并對高等生源有機質進行改造，使有機質具有富氫的特點和早期的生烴能力［17-18］。從天草凹陷［2］、路井凹陷［19］、哈日凹陷［20］來看，銀額盆地內K1b烴源巖普遍具有與查干凹陷K1b2烴源巖相似的有機質組成和生物標志化合物組合特征，也應具有生成未成熟—低成熟稠油的潛力。而且，銀額盆地白堊系凹陷埋深整體較淺，烴源巖熱演化條件決定了未成熟—低成熟稠油資源的發育條件好于常規油氣，今后的油氣勘探過程中應重視未成熟—低成熟稠油的資源評價和勘探工作。

3.3.2 生物降解稠油油藏形成過程

油藏遭受生物降解作用的主要原因是隨著構造抬升，油藏接近地表，地表水把溶解的分子氧和微生物帶入油藏而導致的。查干凹陷在白堊紀以后主要經歷了K1s2沉積末期、K1y沉積末期、K2w沉積末期共3期主要構造抬升事件，形成3個區域性不整合（見圖1）。K1s2沉積期，虎勒洼陷、額很洼陷K1b2烴源巖均已達成熟階段，Ro分別為0.9%和1.1%左右，分別與中央構造帶和烏力吉構造帶生物降解稠油成熟度特征相對應，指示K1s2末構造抬升前，K1b2烴源巖發生了大量生、排烴過程，且油氣已運移至K1s2儲層聚集成藏，在隨后的構造抬升活動中，古油藏遭受破壞，經歷了不同程度的生物降解作用。K1y沉積期，凹陷進入坳陷演化階段，生物降解作用逐漸停止，K1s2圈閉內已形成的稠油油藏得以保存。這一過程，一方面使凹陷內生物降解稠油主要分布在K1s2頂部不整合面之下；另一方面導致K1s2內稠油生物降解程度與其距頂部不整合面的深度表現出良好的相關性。如緊鄰不整合面的意10井837.5～857.4 m稠油降解程度在全凹陷內最高，正構烷烴、類異戊二烯烷烴被消耗殆盡；意15井1 089.6～1 160.4 m稠油距不整合面稍遠，生物降解程度較意10井略低，類異戊二烯烷烴和高碳數正構烷烴得以部分保存（見圖 2）。

凹陷新生代擠壓反轉階段，烏力吉構造帶發生局部的擠壓沖斷現象，受毛西斷層活動影響，K1s2稠油調整至K1y成藏。這一過程留下3個方面的主要證據：一是K1s2和K1y稠油均來自K1b2烴源巖且成熟度特征完全一致，為同源同期的生排烴產物；二是K1y埋深整體淺于K1s2，但是稠油密度反而明顯低于K1s2，這應該是K1s2稠油油藏中密度較低、流動性較好的組分調整至K1y成藏的結果；三是該時期中央構造帶斷層不活動，無油氣垂向輸導通道，使得K1y無任何油氣顯示。在此構造活動過程中，毛西斷層溝通了K1b2地層，部分K1b2稀油油藏也發生了向上調整，如毛8井區K1y稠油油藏接受了稀油再充注，使得高碳數正構烷烴發生了較強的損耗，同時又具有完整的低碳數正構烷烴（見圖 2e）。

由上述分析可知，查干凹陷生物降解稠油油藏形成于K1s2末的構造抬升過程，新生代擠壓反轉階段又經歷了小規模的調整。因此，K1s2稠油資源的勘探應注重有利古圈閉的研究，K1y稠油資源的勘探則應重點分析斷層在新生代的油氣輸導和封堵性質。

4 結論

1）查干凹陷發育生物降解和未成熟—低成熟2種成因類型的稠油，分別分布在1 500 m以淺的K1s2、K1y和2 300～2 450 m深度內的K1b2。2種類型稠油密度均在0.94～0.98 g/cm3，但飽和烴組成特征差異明顯，未成熟—低成熟稠油正構分布完整，具有一定的雙峰特征和明顯的奇偶碳優勢，各項成熟度生標參數均較低；生物降解稠油的正構烷烴經歷了不同程度損失，各項成熟度生標參數均較高。

2）查干凹陷2種成因類型的稠油均來自K1b2烴源巖。K1s2沉積期，K1b2烴源巖大規模生排烴且在K1s2儲層聚集成藏，在K1s2末構造抬升中，古油藏遭受破壞經歷了不同程度的生物降解作用。新生代擠壓反轉階段，烏力吉構造帶K1s2稠油局部調整至K1y成藏，K1b2稀油油藏也發生了向上調整，使得部分稠油油藏接受了稀油再充注過程。

3）查干凹陷K1b2烴源巖具有早期生成未成熟—低成熟稠油的能力，生烴門限深度為2 350 m左右。隨著埋深增大，未成熟—低成熟稠油會發生熟化作用，形成正常成熟原油，現今發現的未成熟—低成熟稠油，均為新生代以后成藏。銀額盆地K1b烴源巖地球化學特征與查干凹陷K1b2烴源巖相似，也應具有生成未成熟—低成熟稠油的潛力，油氣勘探過程中應重視對此類資源的評價。