海拉尔盆地油气富集规律

曹天军，陈瑞生，袁延芳 （延长石油 （集团）有限责任公司油气勘探公司，陕西 延安716000）

海拉尔盆地油气富集规律

曹天军，陈瑞生，袁延芳 （延长石油 （集团）有限责任公司油气勘探公司，陕西 延安716000）

海拉尔盆地油气勘探前景广阔，通过系统分析海拉尔盆地油气成藏条件 （烃源岩、储集层、盖层以及生储盖组合特征），总结了盆地油气成藏模式。结果表明：近源岩性远源构造控制成藏模式、近源岩性远源复合控制成藏模式和近源岩性远源构造及隆起潜山控制成藏模式是海拉尔盆地油气富集的3大主要成藏模式。

海拉尔盆地；生储盖组合；富集规律；成藏模式

近年来海拉尔盆地油气勘探不断取得突破。截止2006年底，海拉尔盆地完钻探井200口，获工业油流井64口，发现了乌尔逊和贝尔两大富油气凹陷，并且在呼和湖、呼伦湖凹陷钻探获工业油气流，而在伊敏、查干诺尔、红旗、东明凹陷油气显示活跃，累计提交探明石油地质储量1.05×108t。笔者在系统分析了海拉尔盆地油气成藏条件 （烃源岩、储集层、盖层以及生储盖组合特征）的基础上，阐释了盆地油气成藏模式，以期指导研究区油气勘探工作。

1 区域地质背景

海拉尔盆地位于我国东北地区西部边陲，呈北东向展布 （图1）。盆地主体部分在内蒙古自治区呼伦贝尔市境内，向南延至蒙古国境内。地理位置为东经115°30′～120°00′，北纬46°00′～49°20′，盆地总面积7.048×104km2，在我国境内面积4.0×104km2。海拉尔盆地是叠置于华北板块和西伯利亚板块之间的内蒙－大兴安岭古生代碰撞造山带之上的中新生代陆相沉积盆地，与蒙古国的塔木察格盆地实质上是一个盆地。海拉尔盆地主要包括5大次级构造单元：扎赉诺尔坳陷、贝尔湖坳陷、呼和湖坳陷、嵯岗隆起和彦山隆起，坳陷与隆起呈相间分布格局 （图1）。

图1 海拉尔盆地次级构造单元划分

海拉尔盆地的构造演化从古生代至新生代大体经过地槽和盆地发育两大阶段。古生代研究区属于地槽发育阶段，沉积一套复理石建造、海底火山喷发建造和碳酸盐岩建造。中生代进入裂谷盆地发育阶段，分为前裂谷期、同裂谷期和后裂谷期3个阶段。三叠纪为前裂谷期，研究区上升隆起遭受剥蚀，大部分地区基底为古生界变质岩；侏罗纪进入裂谷期，早－中侏罗世，随着隆张作用继续加强，地壳发生初始张裂，形成断陷，断陷中沉积布达特群河湖相碎屑岩沉积；中侏罗世末发生一次较强的构造运动，使上侏罗统与中侏罗统之间呈不整合接触；至晚侏罗世，构造活动进一步加剧，沿断裂带产生大规模的火山喷发，发育火山岩；早白垩世早期，地貌反差大，在断陷中充填一套河湖相沉积。晚白垩世裂谷期坳陷发育阶段的产物，青元岗组为一套河湖相紫红、棕红、灰绿色泥岩；早第三纪研究区处于隆升、剥蚀阶段，未接受沉积；晚第三纪又下沉，沉积了上第三系呼查山组河流相沉积；第四纪，普遍接受沉积，沉积了一套灰黄色砂、砾层和灰黑色砂质粘土，一般厚约10～15m，其下与第三系呈不整合接触。

2 油气成藏条件分析

2.1 烃源岩

盆地主力烃源岩为扎赉诺尔群南屯组和大磨拐河组的浅－深湖相沉积［1～3］。南屯组暗色泥岩累计厚度100～300m，泥岩有机质丰度高，暗色泥岩中有机碳含量为1.7%～0.55%，总烃含量为0.05%～0.3%，有机质类型以腐殖－腐泥型为主，兼少量腐泥型，Ⅲ型干酪根为主。在北部绝大部分凹陷南屯组泥岩镜质体反射率Ro小于0.7%；南部南屯组底Ro值及地层温度普遍较高，Ro值普遍可达0.7%，最高可达1.3%。南屯组绝大部分烃源岩已进入生油气高峰期［3，4］。

大磨拐河组暗色泥岩累计厚度最大，在150～600m之间，平均累计厚度364m，暗色泥岩中有机碳含量为1.4%～4.1%，氯仿沥青 “A”含量为0.03%～0.13%。属Ⅲ型干酪根，煤为Ⅲ2型，暗色泥岩以Ⅲ1型为主。大磨拐河组底Ro值和地层温度分布具有南高北低的特点，北部Ro普遍小于0.5%，凹陷中心部位Ro值可达0.7%，北部绝大部部分地区大磨拐河组烃源岩未成熟；南部大磨拐河组底Ro值及地层温度普遍较高，达到成熟［4，5］。

铜钵庙组是盆地次要生油岩系，暗色泥岩不发育，暗色泥岩累计厚度10～150m之间，暗色泥岩有机质丰度低，有机碳含量为0.77%～2.22%，氯仿沥青 “A”含量为0.005%～0.14%，总烃含量为0.02%～0.1%，有机质类型以腐殖型为主，兼少量腐泥－腐殖型。铜钵庙组烃源岩已进入生油高峰期。

2.2 储集层

盆地内主力储集层垂向上可分为5套：基岩风化壳、布达特群、铜钵庙组、南屯组二段和大磨拐河组二段。南屯组二段和大磨拐河组二段为砂岩储层，储集空间类型以孔隙为主。铜钵庙组为砂砾岩储层，储集空间类型以孔隙、裂缝为主，受主干断裂控制。布达特群和基岩风化壳以裂缝和溶洞为主。该区主要储集层为南屯组二段、大磨拐河组二段、兴安岭群和布达特群［3，6～8］。

2.3 盖层

大磨拐河组一段是其下部地层的区域性盖层，大磨拐河组一段沉积期是区域性水进期，每个凹陷都发育有厚150～200m的暗色泥岩。伊敏组一段泥岩厚度60～100m，单层最大厚度10～25m，可形成局部盖层。

2.4 生储盖组合

盆地内可以划分为3种类型生储盖组合：其一为下生上储类型，烃源岩层为南屯组，储层为南屯组以上的大磨拐河组、伊敏组，盖层为大磨拐河组、伊敏组泥岩层；其二为自生自储类型，烃源岩层主要为南屯组、大磨拐河组，但同时，储层为与烃源岩互层发育的砂体，盖层为烃源岩层泥岩，该种类型的组合是盆地的主要组合类型；其三为新生古储类型，烃源岩层主要为南屯组，而储层为烃源层下伏的基岩或者火山岩裂缝，盖层主要为烃源岩层和基岩、火山岩顶部的致密岩层。

3 油气成藏模式

3.1 乌尔逊凹陷北部近源岩性远源构造控制成藏模式

乌尔逊北部地区主要包括扎和庙 （乌北）次凹、黄旗庙构造带、苏仁诺尔构造带和铜钵庙构造带，勘探面积1140km2，面积内探井46口，其中23口井获得工业油流。

乌北洼槽是乌尔逊北部地区主要的生油洼槽。纵向上，大磨拐河组一段与南屯组暗色泥岩最为发育，南屯组为好－很好烃源岩。南屯组烃源层正处于成熟生油阶段，下部达到生油高峰。

乌尔逊北部为单断断槽式结构，其西部边界由乌西大断裂控制，中部由苏仁诺尔断裂产生走滑而形成的羽状断块、断鼻组成。该地区油气主要来源于南屯组烃源岩，一方面洼槽中生成的油气沿断裂由生烃中心向乌北苏仁诺尔构造带进行长距离运移，在有利圈闭聚集成藏，形成断鼻油气藏、断块油气藏和构造－岩性油气藏；另一方面在乌北洼槽中生成的油气经砂体进行短距离运移，直接在源岩周围的岩性圈闭中聚集形成岩性油气藏［1，9］（图2）。

图2 海拉尔盆地乌尔逊凹陷北部成藏模式图

3.2 乌尔逊凹陷南部近源岩性远源复合控制成藏模式

乌尔逊南部地区主要生烃凹槽为拉然宾庙 （乌南）次凹，围绕该次凹分布4个构造带，分别为乌西断阶带、乌中断隆带、乌东斜坡带和巴彦塔拉构造带。

乌南次凹有效烃源岩主要发育在南屯组和大磨拐河组［5］。油气纵向分布层位明显，为南二段和大二段以及巴彦塔拉古潜山，主要发育的油气成藏组合是自生自储型和新生古储型。同时也发育下生上储型的成藏组合，主要是油气沿断裂的垂向运移形成油气藏 （图3）。

乌南洼槽为生烃中心，生成的油气经过初次运移首先在凹陷内部合适的砂岩体中聚集成藏，形成岩性油气藏 （图中乌18井处D型）；然后生成的油气通过断层向巴彦塔拉构造带和乌东斜坡带进行二次运移，在乌东斜坡带和乌南洼槽交接区形成构造－岩性油气藏 （C），在构造高部位形成断块油气藏（A），在发育基岩风化壳的地方形成潜山油藏 （B）。

3.3 贝尔凹陷油气近源岩性远源构造及隆起潜山控制成藏模式

目前，贝尔凹陷的发现的油气藏主要分布在呼和诺仁地区、苏德尔特地区和贝中地区，发现的油藏类型以断块、断鼻和古潜山型为主，凹陷边缘斜坡带是断块和断鼻型油藏的主要分布区，洼槽之间的构造隆起带是古潜山型油藏的分布区，在洼槽中心是岩性 （砂岩透镜体和砂岩上倾尖灭油藏）分布区。

研究表明，呼和诺仁地区和苏德尔特地区的原油主要来自贝西洼槽的南屯组成熟厚层泥岩，其次是铜钵庙组源岩，而贝中地区原油主要来自贝中洼槽南屯组源岩的供给，生成的油气经源岩层中的砂体初次运移部分在砂体中聚集形成岩性油气藏，其余大部分油气再通过大的油源断裂直接运移至构造高部位成藏［10～12］（图4）。

图3 海拉尔盆地乌尔逊凹陷南部成藏模式图

图4 海拉尔盆地贝尔凹陷成藏模式图

4 结 论

1）盆地主力烃源岩为扎赉诺尔群南屯组和大磨拐河组浅－深湖相泥岩，主力储集层垂向上可分为5套：基岩风化壳、布达特群、铜钵庙组、南屯组二段和大磨拐河组二段。大磨拐河组一段是其下部地层的区域性盖层，伊敏组为局部盖层。盆地发育下生上储类型、自生自储类型和新生古储类型3大主要类型生储盖组合。

2）海拉尔盆地油气富集的三大主要成藏模式为近源岩性远源构造控制成藏模式、近源岩性远源复合控制成藏模式和近源岩性远源构造及隆起潜山控制成藏模式。

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Hydrocarbon Enrichment Rules of Haila'er Basin

CAO Tian－jun，CHEN Rui－sheng，YUAN Yan－fang（Author's Address：Shaanxi Yanchang Petroleum（Group）Co.Ltd.，Yan'an716000，Shaanxi，China）

Haila'er Basin had broad oil and gas exploration prospects.Through systematic analysis of reservoir characteristics of source rocks，reservoirs，cap rocks and source－reservoir－cap assemblages in Haila'er Basin，this article summarized reservoir forming modes of Haila'er Basin.The results show that Hailaer Basin has three main reservoir modes of hydrocarbon accumulation：they are controlled by near－source lithology and far－source structure，the compound control model of near－source lithology and far－source structure，and controlled by near－source lithology，far－source structure and uplift buried－hill.

Haila'er Basin；source－reservoir－cap assemblages；accumulation regularity；reservoir formation mode

TE122.1

A

1000－9752（2011）06－0178－05

2011－04－10

曹天军 （1968－），男，2008年西安石油大学毕业，工程师，现主要从事油气勘探开发方面的研究工作。

［编辑］ 宋换新