松辽盆地北部长春岭背斜油源识别及油源区资源评价

陈方文，卢双舫，李吉君，刘海英

（1.东北石油大学地球科学学院 黑龙江大庆 163318; 2.东北石油大学油气藏形成机理与资源评价省重点实验室，黑龙江大庆 163318）

松辽盆地北部长春岭背斜油源识别及油源区资源评价

陈方文1，2，卢双舫1，2，李吉君1，2，刘海英1，2

（1.东北石油大学地球科学学院 黑龙江大庆 163318; 2.东北石油大学油气藏形成机理与资源评价省重点实验室，黑龙江大庆 163318）

通过分析原油成熟度差异、油气优势运移方向、油气分布规律、圈闭对油气运移的屏蔽作用及烃源岩地化特征，并结合化学动力学方法对松辽盆地北部长春岭背斜油源及油源区资源量进行研究。结果表明:长春岭背斜原油与王府凹陷原油成熟度相近，且明显低于三肇凹陷和朝阳沟阶地原油成熟度，长春岭背斜位于王府凹陷油气优势运移方向上，原油平面上环王府凹陷分布，朝阳沟阶地对由三肇凹陷而来的油气具有屏蔽作用，长春岭背斜原油主要来源于王府凹陷;王府凹陷青山口组烃源岩有机质丰度高、类型好，但成熟度较低，其油、气生成量分别为13.6×1011t和4.4×108m3，油、气资源量分别为（0.68～2.72）×108t和（0.022～0.088）×1011m3。

松辽盆地北部;长春岭背斜;王府凹陷;油源;资源评价

1 研究区地质概况

长春岭背斜位于松辽盆地东南隆起区，是盆地的二级构造单元，紧邻朝阳沟阶地，东西两侧分别是王府凹陷和三肇凹陷（图1）。长春岭背斜长轴为NE-SW方向，其长轴约50 km，短轴约10 km。长春岭背斜在青山口组一段沉积时期已具雏形，嫩江组沉积末期长春岭背斜带发育定型［2］。

长春岭背斜带已探明油藏主要位于临近王府凹陷一侧，背斜另一侧仅发现五204、三403和长27等含油区块（图1）。主要的含油气层位是泉头组泉四段、泉三段上部所对应的扶余油层和杨大城子杨一油层组（合称为扶杨油层），属于三角洲平原亚相，所沉积的分流河道砂体为油气良好的储集空间。其上覆青山口组地层属于深湖－半深湖沉积环境，巨厚的泥岩既是烃源岩又是区域性盖层。

图1 长春岭背斜构造位置及油气分布Fig.1 Structural location and oil-gas distribution of Changchunling anticline

2 长春岭背斜油源分析

2.1 原油成熟度对比

从原油地化特征方面进行比较，青山口组青一段沉积时期三肇凹陷和王府凹陷属于同一沉积湖盆，所沉积的烃源岩类型相同，利用常规的生物标志化合物及其相对含量无法区分长春岭背斜带原油油源。本次研究在三肇凹陷、朝阳沟阶地、长春岭背斜和王府凹陷共选取29个原油样品进行饱和烃气相色谱－质谱化验分析，通过C29甾烷w（20S）/w（20S +20R）、w（ββ）/w（aa+ββ）相关图确定原油成熟度的方法［3-5］，比较三肇凹陷、朝阳沟阶地、长春岭背斜和王府凹陷的原油成熟度（图2）。结果表明:长春岭背斜和王府凹陷原油成熟度相近且明显低于三肇凹陷和朝阳沟阶地原油成熟度;三肇凹陷和朝阳沟阶地原油为成熟原油，长春岭背斜和王府凹陷原油为低成熟—成熟原油。从原油成熟度上的差别认为长春岭背斜原油主要来源于王府凹陷。

图2 C29甾烷w（20S）/w（20S+20R）与w（ββ）/ w（aa+ββ）关系图Fig.2 Cross-plots of C29 sterane w（20S）/ w（20S+20R）and w（ββ）/w（aa+ββ）

2.2 油气优势运移方向

油气二次运移是一个极不均一的过程，其优势运移方向主要受构造形态、砂体和断层影响［6］。由构造形态所形成的势能差对油气的运移方向起主导作用，断层与砂体相匹配可以形成断层－岩性输导脊沿断层走向输导油气。当断层－岩性输导脊的断层走向与地层倾向一致时，可以指示油气优势运移方向［7］。

泉三段、泉四段油层属于三角洲平原沉积环境，分流河道砂体非常发育，呈SSW-NNE向展布（图3），为油气二次运移提供了良好的输导层。泉头组断层走向主要为近SN向和NNE向（图3），断层走向与分流河道砂体展布方向小角度相交，形成一系列SSW-NNE向展布的断层－岩性输导脊，结合王府凹陷中心低、四周高的构造形态，王府凹陷生成油气的优势运移方向为SSW向和NNE向，长春岭背斜在王府凹陷油气优势运移方向上。这与已探明的含油范围相一致，已探明含油范围主要分布于王府凹陷的NNE方向，在其SSW方向勘探程度较低但也见油气零星分布，在凹陷其他方向基本未见油气显示（图1）。

图3 王府凹陷泉四段F12沉积单元河道砂体与断层叠合图Fig.3 Channel sand and faults of F12 sedimentary unit in member 4 of Quantou formation in W angfu depression

2.3 油气分布规律

平面上，长春岭背斜带已探明原油主要分布在靠近王府凹陷一侧，而且双30和双301等高产区块均位于王府凹陷西北部的鼻状构造（图1）。剖面上，以试油数据为基础并结合测井解释绘制的由王府凹陷延伸至长春岭背斜的油藏剖面（图4）显示:在王府凹陷边缘扶二油层组上部（FII1）至扶一油层组上部（FI1）等4个砂层组均含油气，随着地层抬升油层逐渐减少、水层增多，在长春岭背斜顶部仅目的层段上部FI2砂层组含油。这种随着地层抬升扶余油层下部水层增加，油层逐渐减少的趋势可以指示油气由王府凹陷向长春岭背斜运移。综合油气平面、剖面分布规律，认为长春岭背斜原油主要来源于王府凹陷。

图4 双30井－三98-64井油藏剖面Fig.4 Reservoir profile from Shuang30 well to San98-64 well

2.4 朝阳沟阶地屏蔽三肇凹陷而来的油气

三肇凹陷青一段源岩在明水组末期达到排烃高峰［8］，该时期已形成构造幅度较高的长春岭背斜和构造幅度相对较低的朝阳沟阶地［9］。对长春岭背斜而言，朝阳沟阶地屏蔽三肇凹陷而来的油气，三肇凹陷运移来的油气需先充注朝阳沟阶地之后才能向长春岭背斜充注。目前勘探显示，油气已基本充满朝阳沟阶地（图1），在朝阳沟阶地与长春岭背斜之间的构造高部位，即朝94至长14井附近亦含油气。但是，长春岭背斜靠近长14井附近仅发现长27区块含油，据此推测三肇凹陷运移而来的原油在充满朝阳沟阶地之后仅有很少一部分沿朝94至长14井方向运移到长27井区附近聚集，而且该方向与三肇凹陷油气优势运移方向一致。

3 源岩地化特征

3.1 有机质丰度

对王府凹陷钻遇青山口组地层的37口探井共693个样品点的地化特征进行统计（表1）。青一段烃源岩有机碳含量w（TOC）值为0.12%～6.47%，青二三段烃源岩w（TOC）值为0.10%～3.57%，均值分别为3.1%和1.53%;对生烃势（S1+S2）分析，青一段烃源岩S1+S2值为（0.01～58.95）×10－3，青二三段烃源岩S1+S2值为（0.01～29.4）×10－3，均值分别为17.87和7.96 mg/g;对氯仿沥青“A”分析，青一段烃源岩氯仿沥青“A”含量为0.01%～1.70%，青二三段烃源岩氯仿沥青“A”含量为0.01%～0.57%，均值分别为0.38%和0.20%。按照黄第藩等［10-11］提出的陆相烃源岩的评价标准，青一段和青二三段烃源岩有机质丰度均较高，达到好—优质源岩的标准。

表1 王府凹陷源岩地化特征Table 1 Geochem ical characteristics of source rocks in W angfu dep ression

3.2 有机质类型

通过对王府凹陷21口探井共49个样品的有机元素分析数据进行统计，制作青一段和青二三段烃源岩有机质原子比H/C与O/C关系图（图5），确定王府凹陷青一段烃源岩有机质类型主要为Ⅱ1-Ⅰ型，青二三段烃源岩有机质类型主要为Ⅱ1型。从有利于生油的角度上看，青山口组烃源岩为类型较好的源岩。

另一方面，会计信息化的利用，将财务信息处理的速度与准确性得到提升，以此有效地进行会计处理程序，财务人员使用财务软件，做出会计报表，并且上交企业管理层，企业管理者通过数据分析得出企业的财务目标，以此使得企业的运营各项财务成果指标得以确定，企业的目标明确，便有了运行的动力，争取努力地完成财务目标，有助于企业利益最大化的实现。

图5 王府凹陷青山口组有机质原子比H/C-O/C关系图Fig.5 H/C-O/C relation diagram of organic matter from Qingshankou formation in Wangfu depression

3.3 有机质成熟度

镜质体反射率（Ro）是反映有机质成熟度最有效的参数。一般认为Ro＜0.5%对应未成熟阶段，0.5%～1.3%对应低熟－成熟阶段，1.3%～2.0%对应高成熟阶段，Ro＞2.0%对应过成熟阶段。对王府凹陷21口探井共218个样品点进行统计（表1），青一段烃源岩有机质Ro值分布为0.42%～0.80%，均值为0.56%，处于未成熟至低成熟演化阶段;青二三段烃源岩有机质Ro值分布为0.39%～0.65%，均值为0.53%，成熟度比青一段低，处于未成熟至低成熟演化阶段。另外，原子比H/C与O/C关系也显示王府凹陷青山口组烃源岩处于较低的热演化阶段（图5）。

4 油气生成量及资源量评价

4.1 成烃转化率

为计算源岩有机质的成烃转化率，选取成熟度较低的盛1井源岩样品（Ro=0.41%）进行热解实验。热解实验在Rock-Eval-II型热解仪上进行，从200℃开始，分别以10、20和40℃/h的升温速率将样品加热至600℃，实时记录不同温度（时间）下的产油量、产气量，即可得到不同升温速率条件下各温度点的成油和成气转化率，以此数据进行化学动力学标定（图6），标定方法见文献［12］～［13］。

图6 盛1井青一段烃源岩样品成油、成气转化率与温度及升温速率的关系Fig.6 Transformation ratio of oil and gas generated from K 1 qn1 source rocks ofwell Sheng1 at different temperature and heating rate

通过化学动力学标定，得到有机质成油、成气转化率与深度的关系（图7）。根据成烃转化率与深度的关系，确定王府凹陷青山口组烃源岩生烃门限约为1.0 km，约在1.2 km进入生烃高峰。

图7 王府凹陷青山口组烃源岩成烃转化率剖面Fig.7 Transformation ratio evolve profiles of source rocks from Qingshankou formation in Wangfu depression

4.2 原始有机质丰度与氢指数恢复

虽然王府凹陷青一段和青二三段烃源岩处于未成熟—低成熟演化阶段，但也生成并排出了一定数量的油气。目前实测的残余有机碳不能反映烃源岩有机质的原始丰度，各项有机质性质指标所反映的有机质类型也有偏差。因此，进行生烃量计算时需要对有机质丰度和氢指数进行恢复。

依据化学动力学原理计算成烃转化率并恢复有机质原始丰度和原始氢指数方法［14］，利用上述成烃转化率，结合研究区埋藏史和热史，即可得到王府凹陷青一段和青二三段有机质的原始有机碳和原始氢指数（表2）。恢复后的原始有机碳含量w（TOC0）和原始氢指数（IH0）均高于实测的残余有机碳w （TOC）和残余氢指数（IH），而且青一段恢复前后的有机碳和氢指数的差别明显大于青二三段。

4.3 油气资源量计算

以王府凹陷青一段、青二三段烃源岩原始有机碳含量等值线图、原始氢指数等值线图、源岩顶底埋深等值线图以及成烃转化率、源岩密度随深度的变化规律等数据为基础，对王府凹陷青山口组烃源岩油气生成量进行定量评价。其中，原始有机碳含量等值线图、原始氢指数等值线图和成烃转化率随深度的变化规律是根据现有地化分析数据利用化学动力学计算得到;源岩顶底埋深等值线图为井震相结合的解释结果;源岩密度随深度的变化规律由实测样品点对密度测井曲线进行校正而得到。首先，将研究区按照200 m×200 m×1 m进行三维网格化;然后给每个网格单元赋予相应的源岩厚度、原始有机碳含量、原始氢指数和成烃转化率;最后利用微积分方法将每个网格单元的油气生成量进行累加，即得到油气生成量。

表2 王府凹陷青山口组烃源岩原始氢指数和原始有机碳Table 2 Original hydrogen index and organicm atter abundance of K 1 qn source rocks in W angfu depression

按照现代油气成因机制，单位体积源岩生成油气量取决于有机质的丰度、类型和成熟度，每个网格单元的油气生成量计算公式为

利用微积分求取凹陷总油气生成量的计算公式为

式中，S为网格单元面积，m2;ρ（z）为烃源岩密度，t/m3;F（z）为由化学动力学模型计算得到的成烃转化率，%;z0和z分别为烃源岩的最小和最大埋深，m;n为网格单元数目。

按照此方法计算王府凹陷青山口组烃源岩生油、生气量分别为13.6×108t和4.4×1011m3。参考前人研究结果［11，15］，分别取油、气的运聚系数为5%～20%和0.5%～2%，王府凹陷油、气资源量分别为（0.68～2.72）×108t和（0.022～0.088）×1011m3。

5 结论

（1）长春岭背斜和王府凹陷原油成熟度相近，且明显低于三肇凹陷和朝阳沟阶地原油成熟度，长春岭背斜位于王府凹陷油气优势运移方向上，原油平面上环王府凹陷分布，具有由王府凹陷向长春岭背斜运移的特征，朝阳沟阶地对由三肇凹陷而来的油气具有屏蔽作用，长春岭背斜原油主要来源于王府凹陷。

（2）按照陆相烃源岩评价标准，王府凹陷青山口组烃源岩有机丰度高、类型好，但成熟度较低。王府凹陷青山口组烃源岩生油、生气量分别为13.6× 108t和4.4×1011m3，油、气资源量分别为（0.68～2.72）×108t和（0.022～0.088）×1011m3。

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Oil-source identification and resource evaluation of oil-source area of Changchunling anticline in Northern Songliao Basin

CHEN Fang-wen1，2，LU Shuang-fang1，2，LI Ji-jun1，2，LIU Hai-ying1，2
（1.College of Geosciences，Northeast Petroleum University，Daqing 163318，China; 2.Province Key Lab of Petroleum Accumulation Mechanism and Resource Prediction，Daqing 163318，China）

By analyzing the difference of crude oilmaturity，preferred direction of hydrocarbonmigration，distribution of hydrocarbon，shielded effectof trap on hydrocarbonmigration，and geochemical characteristics of source rocks，and by combining with chemistry kineticmethod，the oil-source of Changchunlinganticline in Northern Songliao Basin，and the resource of its oil-source area were studied.The results show that the crude oilmaturity of Changchunling anticline is similar to that of Wangfu depression，but significantly lower than that of Sanzhao depression and Chaoyanggou terrace.Changchunling anticline is on the preferred direction of hydrocarbonmigration from Wangfu depression.The distribution of crude oil is around Wangfu depression on level.Chaoyanggou terrace shields the hydrocarbonmigration from Sanzhao depression to Changchunling anticline.The crude oilofChangchunling anticline comesmainly from Wangfu depression.The source rocks of Qingshankou formation in Wangfu depression are high abundance of organicmatter，good type，but lowmaturity.The amount of oil and gas generation from Qingshankou formation are 13.6×1011t and 4.4×108m3in Wangfu depression，and the resource of oil and gas are（0.68－2.72）×108t and（0.022－0.088）×1011m3respectively.

Northern Songliao Basin;Changchunling anticline;Wangfu depression;oil-source;resource evaluation

TE 122.1

A

10.3969/j.issn.1673-5005.2012.03.005

1673-5005（2012）03-0026-06

2011－09－11

国家“973”前期专项课题（2011CB211701）;国家自然科学基金项目（41172134，41002044）

陈方文（1984－），男（汉族），湖北仙桃人，博士研究生，从事油气藏形成与资源评价研究。

（徐会永）