查干凹陷热史及油气成藏期次

左银辉，李新军，孙 雨，常俊合，李新海，朱 其，詹 新，何长江

(1. 成都理工大学能源学院，四川成都 610059；2． 中国石化中原油田勘探开发科学研究院，河南濮阳 457001；3. 核工业北京地质研究院遥感信息与图像分析技术国家级重点实验室，北京 100029；4． 中国海油湛江分公司，广东湛江 524057；5． 中国石化西北油田分公司塔河采油一厂，新疆轮台 841600)

查干凹陷热史及油气成藏期次

左银辉1,2，李新军2，孙 雨3，常俊合2，李新海2，朱 其4，詹 新5，何长江5

(1. 成都理工大学能源学院，四川成都 610059；2． 中国石化中原油田勘探开发科学研究院，河南濮阳 457001；3. 核工业北京地质研究院遥感信息与图像分析技术国家级重点实验室，北京 100029；4． 中国海油湛江分公司，广东湛江 524057；5． 中国石化西北油田分公司塔河采油一厂，新疆轮台 841600)

查干凹陷是内蒙古银-额盆地最具勘探潜力的凹陷，为查清查干凹陷的油气成藏期次，首先选择4口具有镜质体反射率和包裹体均一温度数据的典型井进行热史和埋藏史恢复，以此为基础，结合与烃类相关的盐水包裹体均一温度数据划分了查干凹陷油气成藏期次及对应的地质时间。研究表明查干凹陷具有“一升一降”的热演化历史，即地温梯度由早白垩世巴一段沉积时期的39～41°C/km逐渐增至银根组沉积末期的51～57°C/km，随后逐渐下降至今的31～34°C/km，而且查干凹陷具有早白垩世苏红图组沉积晚期和银根组沉积中晚期两期油气成藏，这与查干凹陷具有早白垩世苏红图组和银根组沉积时期两期生排烃高峰期相对应。

查干凹陷 热史 白垩纪 成藏期次 包裹体均一温度

Zuo Yin-hui, Li Xin-jun, Sun Yu, Chang Jun-he, Li Xin-hai, Zhu Qi, Zhan Xin, He Chang-jiang. Thermal history and hydrocarbon accumulation period in the Chagan sag, Inner Mongolia[J]. Geology and Exploration, 2014, 50(3):0583-0590.

油气成藏期次一直是油气勘探和开发过程中非常棘手但又不得不面对的问题。虽然油气成藏期次可以根据主生烃期、圈闭形成期、油藏饱和压力等方法来判断，但是这些方法只能定性研究油气成藏期次，仅能指出油气成藏的大致时限，且存在较大的误差，而有关油气成藏的绝对时间很难解决。20世纪90年代以来，流体包裹体在油气成藏研究中得到广泛应用，目前已经成为当代石油地质领域研究油气藏期次最重要、最有效的方法之一(Lisketal.，1998，2002；Parnell，2010；Guoetal.，2012；柳广弟等，2002；陶士振，2006；任战利等，2008；庞雄奇等，2012)。利用与烃类相关的盐水包裹体均一温度，结合精细的地层埋藏史和热史可以准确判断油气成藏期次及对应的地质时间。

查干凹陷是银-额盆地中生代沉积厚度最大、目前认为是最具勘探潜力的凹陷。自1995年的第一口井CC1井揭示存在良好的油气资源潜力以来，到2012年年底已钻探40口探井，其中多口井获得油气流。已发现三级石油储量5000余万吨，发现一个新油田——吉祥油田，尤其2012年10月以来西部次凹中央构造带Y9井最高日产油量达到7.9t，乌力吉构造带的X6井最高日产油量达到8.4t(自喷)，进一步揭示出查干凹陷具有很好的勘探前景。自2009年以来，查干凹陷加大科研力度，在沉积储层及构造演化等方面取得较大的进展，但是查干凹陷的热史及油气成藏期次等方面的研究几乎是空白，这制约了查干凹陷下一步的油气勘探决策。因此，本文通过测试样品的包裹体均一温度，并利用古温标数据恢复查干凹陷的热史和埋藏史，明确查干凹陷油气成藏期次及对应的地质时间，为查干凹陷油气勘探决策提供依据。

1 地质背景

查干凹陷地处内蒙古自治区巴彦淖尔盟乌拉特后旗。区域构造上位于银根-额济纳旗盆地东部查干德勒苏坳陷的中部，西临西尼凸起，东以楚干凸起与白云凹陷相隔，西南为木巴图隆起，东南紧靠狼山。该凹陷呈不规则的菱形展布，北东长60km，北西宽40km，勘探面积约2000km2，是一个呈西北断、东南超的单断箕状结构的中、新生代断陷盆地，是银额盆地中最富勘探潜力的凹陷。根据基底起伏、断裂系统解释成果及构造演化特征，查干凹陷划分为“两凹一凸”的构造格局，即额很-虎勒次凹(西部次凹)、罕塔庙次凹(东部次凹)和毛敦次凸，各个构造单元又包括多个次一级构造单元(图1)。地层包括早白垩世巴音戈壁组(从下至上分为K1b1和K1b2)、苏红图组(从下至上分为K1s1和K1s2)、银根组(K1y)、晚白垩世乌兰苏海组(K2w)及新生界，其中巴音戈壁组一段、二段和苏红图组一段为该区的3套烃源岩层系，巴二段为最重要的烃源岩层，其TOC含量为0.17%～1.48%，平均为0.95%；氯仿沥青“A”为0.0008%～0.5592%，平均为0.0862%；总烃含量为9.6×10-6～3538.6×10-6，平均为1269.2×10-6，达到中等-好的烃源岩标准；干酪根类型以Ⅱ型为主；成熟度达到中-过成熟阶段。研究区经历了4期构造阶段：(1) 早白垩世巴音戈壁组-苏二段沉积时期为走滑-拉分断陷期，该时期断裂活动强烈，伴随多期火山活动，沉积一套中基性火山岩与碎屑岩的组合；(2) 早白垩世银根组沉积时期为断坳转换期，发育一套河流-滨浅湖为主的地层；(3) 晚白垩世乌兰苏海组沉积时期为坳陷期，发育一套河流相为主的地层；(4) 新生代为挤压抬升期，凹陷发生局部的挤压冲断现象，发育一组逆冲断层和反转构造，局部地区接受新生界沉积。

2 方法与原理

2.1 成藏期次

本文研究主要是根据与烃类相关的盐水包裹体均一温度，以精细的埋藏史和热史为基础，划分油气成藏期次，前人已对具体方法做了详细介绍(Guoetal.，2012；柳广弟等，2002)，在此不再累述。这次共测试了9口井的包裹体均一温度，选择其中4口具有镜质体反射率数据的井进行研究。

2.2 埋藏史及热史

在研究油气成藏期次时，需要精细的单井埋藏史及热史。目前利用古温标恢复沉积盆地埋藏史及热史主要有两种方法：反演和正演(胡圣标等，1999；王世成等，1999；任战利等，2000；邱楠生等，2006，2007；Huetal.，2001，2007；Qiuetal.，2010，2012；Zuoetal.，2011)。两种方法都存在一定的缺陷，反演方法只能得出样品经历的最大古地温梯度(或大地热流)、对应的地质时间(利用镜质体反射率古温标反演)及剥蚀量，或样品经历的温度演化曲线(利用矿物裂变径迹古温标反演)，不能准确得出样品经历的地温梯度(或大地热流)演化路径；而正演则以假设热史路径和剥蚀量为前提条件进行模拟，故不能准确反映样品经历的最大古地温梯度(或大地热流)及剥蚀量。因此，本文综合两种方法的优点提出正反演联合方法。该方法以反演得到的最大古地温梯度、剥蚀量及对应的地质时间为约束条件，拟合热史路径，利用正演方法恢复单井的埋藏史和热史。

本文利用镜质体反射率采用正反演联合方法恢复查干凹陷热史，不仅需要实测镜质体反射率数据；还需要岩性参数、现今地表温度数据、现今地温梯度、岩石热物理参数、地层分层和年龄等基本参数。查干凹陷地温梯度及岩石热物理参数采用最新的研究成果(左银辉等，2013)。岩性参数主要包括岩石的孔隙度、渗透率、各岩层的砂泥岩含量、砂泥岩的压实曲线等，这些参数采用查干凹陷实测值。此外，还包括压实系数和初始孔隙度等数据，这些数据依据各凹陷的实测数据利用Sclater and Christie(1980)的方法进行回归得到。古地表温度取查干凹陷年平均温度(9℃)，并设在地质历史时期不变。在模拟中，生烃模型采用Easy%Ro模型(Sweeney and Burnham，1990)。

3 结果

3.1 埋藏史及热史

本次利用镜质体反射率数据恢复了祥2井(X2)、毛(M11)11井、意2井(Y2)和意4井(Y4)的埋藏史、热史及生烃史(图2)。模拟结果显示实测镜质体反射率值与模拟计算值吻合很好，相应的热史即为模拟结果。模拟结果显示4口井先后在苏红图组沉积末期、银根组沉积末期及乌兰苏海组沉积末期经历了3次较明显的抬升剥蚀，其中银根组沉积末期的抬升幅度最大，此时，意4井剥蚀量达到1160m、意2井达到820m、祥2井达到670m和毛10井达到1120m。在银根组沉积之前为裂陷发育阶段，表现为快速沉降，银根组沉积时期表现为断坳过渡阶段，乌兰苏海组沉积时期为坳陷发育阶段，沉积速率则由早到晚逐渐减小，并且在银根组沉积末期古地温达到最大，其中祥2井超过160°C、毛10井超过220°C、意4井超过140°C和意2井超过200℃。从热史模拟结果看，4口井在巴音戈壁组沉积初期的地温梯度相对较低，为39～41°C/km，苏红图组沉积时期开始，受多期火山作用和强烈的裂陷构造运动影响，地温梯度逐渐增高，到银根组沉积末期，地温梯度达到最大，为51～57°C/km，自乌兰苏海组沉积时期至今，查干凹陷表现为热沉降阶段，地温梯度呈逐渐下降的趋势，现今仅为31～34°C/km。

图1 查干凹陷构造划分图Fig.1 Sketch showing structural unit division in the Chagan sag 1-二级构造单元边界; 2-三级构造单元边界；3-坳陷；4-研究区；5-断层；6-地层尖灭线; 7-井位1-secondary tectonic boundary; 2-third-order tectonic boundary; 3-depression; 4-study area; 5-fault; 6-stratigraphic pinch-out line; 7-well position

图2 典型井埋藏史、热史及生烃史Fig.2 Burial, thermal and hydrocarbon generation histories of typical wells 1-低成熟阶段(0.5%1.3%)；5-实测镜质体反射率；6-模拟镜质体反射率1-low mature stage (0.5%1.3%); 5-masured vitrinite reflectance data; 6-modeled vitrinite reflectance data

3.2 成藏期次

镜下可观察，查干凹陷包裹体广泛发育，其分布具有成群、带状、串珠状、沿愈合微裂缝分布特征(图3)，揭示查干凹陷经历了多期强烈的构造运动，发育多期构造裂隙，伴随着多期油气充注。本文在恢复埋藏史和热史的基础之上对M11井、X2井、Y2井和Y4井的油气成藏期次进行了研究。

研究表明X2井巴二段储层经历了三期充注(图4a)，构成85～95℃、135～155℃和175～185℃这3个峰簇，结合样品经历的埋藏史和热史得出前两期包裹体均一温度与油气充注有关，充注时间分别在苏红图组沉积晚期(103～105Ma)和银根组沉积时期(97～99Ma)(图5a)，而第三期包裹体均一温度与油气充注无关，可能是与苏红图组沉积时期火山活动产生的热液充注有关；M11井苏一段包裹体均一温度从65℃到135℃都有分布，其主峰为85～115℃，反映油气大量充注的储层温度(图4b)，其对应的充注时间在银根组沉积时期(97～99Ma)(图5b)；Y4井巴二段储层经历了两期充注(图4c)，构成95～105℃和155～165℃这两个峰簇，结合样品经历的埋藏史和热史，得出只有第一期包裹体均一温度与油气充注有关，Y4井巴二段储层经历银根组沉积时期一期油气充注(98～99Ma)(图5c)；Y2井苏二段储层经历了一期充注(图4d)，对应包裹体均一温度为95～105℃，其油气充注时间在银根组沉积时期(98～99Ma)(图5d)。

总的来说，查干凹陷主要经历了早白垩世苏红图组沉积晚期和银根组沉积中晚期两期油气成藏。至于晚白垩世至今是否存在油气藏破坏、调整，再次进行油气充注，从测试的包裹体均一温度来看，不存在大量的油气充注，这与查干凹陷晚白垩世至今处于坳陷沉积阶段，构造应力以挤压构造应力为主，并且构造活动相对较弱，仅在乌力吉构造带发育少量的逆断层和小褶皱有关，因此，前期存在的油气藏几乎没有遭受后期构造运动的破坏，有利于查干凹陷油气勘探。

图3 查干凹陷包裹体显微照片Fig.3 Micrographs of inclusions in the Chagan sag a,b-Y2井，K1s1，3072.34m，透射光(a)，荧光(b); c,d-Y6井，K1s1，1758.82m，透射光(c)，荧光(d)a,b- Well Y2, K1s1, 3072.34m, transmitted light (a) and fluorescence (b); c,d-Well Y6, K1s1, 1758.82m, transmitted light (c) and fluorescence (d)

图4 典型井包裹体均一温度分布图Fig.4 Inclusion homogenization temperature distribution of the typical wells a-X2井，K1b2，2860.61m；b-M11井，K1s1，2076.11～2085.91m；c-Y4井，K1b2，1645.64～1675.63m； d-Y2井，K1s2，2120.46～2120.96ma-Well X2，K1b2，2860.61m；b-Well M11，K1s1，2076.11～2085.91m；c-Well Y4，K1b2，1645.64～ 1675.63m；d-Well Y2，K1s2，2120.46～2120.96m

图5 典型井样品埋藏史及成藏期次Fig.5 Buried histories of the samples and periods of oil and gas accumulation for the typical wells a-X2井，K1b2，2860.61m；b-M11井，K1s1，2076.11～2085.91m；c-Y4井，K1b2，1645.64～1675.63m；d-Y2井，K1s2， 2120.46～2120.96m；虚线为样品经历的埋藏史a-Well X2，K1b2，2860.61m；b-Well M11，K1s1，2076.11～2085.91m；c-Well Y4，K1b2，1645.64～1675.63m；d-Well Y2， K1s2，2120.46～2120.96m；Dotted line for burial history of the samples

图6 查干凹陷三套烃源岩生烃速率(a)和排烃速率(b)Fig.6 Hydrocarbon generation rate (a) and expulsion rate (b) of the three sets of hydrocarbon source rocks in the Chagan sag

4 讨论

油气藏的形成是油气生成、运移和聚集的结果，因此油气成藏形成的上限为油气生成并排出对应的地质时间。利用盆地模拟软件对查干凹陷不同地质时期(步长为1Ma)的生、排烃量进行了计算，绘制了查干凹陷三套烃源岩的生、排烃速率图(图6)。结果显示查干凹陷具有苏红图组和银根组沉积时期两期主要的生、排烃高峰期，这与早白垩世苏红图组沉积晚期和银根组沉积中晚期两期油气成藏相对应。

查干凹陷分别在苏红图组沉积时期和银根组沉积时期发生强烈的裂陷运动，凹陷内部发育大量开启的通天正断层(这可由查干凹陷大多玄武岩发育的垂直缝得到证实)，为油气沿着这些断裂向地表散失提供通道，有效的构造圈闭相对不发育，因此，勘探应以岩性圈闭为主，寻找自生自储的油藏。这与目前发现的主要油藏具有一致性，如乌力吉构造带L1井巴一段灰质砾岩油藏，乌力吉构造带LP1井、X3井、X6井及中央构造带Y6块巴二段致密砂岩油藏。

此外，在划分油气成藏期次中，往往会发现包裹体均一温度大于样品经历的古温度，这种情况包裹体很有可能与其他热液作用有关，而与油气充注无关，不能用来划分油气充注期次，如X2井包裹体均一温度大于175°C、Y2井和Y4井包裹体均一温度大于155°C可能与苏红图组沉积时期火山活动产生的热液有关。

5 结论

(1) 利用镜质体反射率恢复得到查干凹陷的热演化历史，其总的趋势表现为“一升一降”的特征，即地温梯度由早白垩世巴一段沉积时期的39～41℃/km逐渐增至银根组沉积末期的51～57°C/km，随后逐渐下降至今的31～34°C/km。

(2) 查干凹陷主成藏期为早白垩世苏红图组沉积晚期和银根组沉积中晚期两期，这与查干凹陷苏红图组和银根组沉积时期两期主要的生、排烃高峰期相对应；包裹体均一温度揭示晚白垩世至今不存在油气大量充注，反映前期存在的油气藏几乎没有遭受后期的破坏，有利于油气的保存和勘探。

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Thermal History and Hydrocarbon Accumulation Period in the Chagan Sag, Inner Mongolia

ZUO Yin-hui1,2，LI Xin-jun2，SUN Yu3，CHANG Jun-he2，LI Xin-hai2，ZHU Qi4，ZHAN Xin5，HE Chang-jiang5

(1． College of Energy Resources, Chengdu University of Technology, Chengdu, Sichuan 610059; 2．Research Institute of Exploration and Development, Zhongyuan Oilfield, Sinopec, Puyang,Henna 457001;3．State Key Laboratory of Remote Sensing Information and Image Analysis Technology, Beijing Research Institute of Uranium Geology, Beijing 100029; 4．Zhanjiang Oil Compang, China National Offshore Oil Corporation, Zhanjiang,Guagndong 524057; 5． No.1 Testing and Production Factory, Tahe Oilfield of Northwest Oil Bureau, Luntai,Xinjiang 841600)

The Chagan sag has the greatest potential for oil and gas exploration in the Yin’gen-Ejinaqi basin, Inner Mongolia. To clarify the periods and time of oil and gas accumulation in the Chagan sag, 4 wells with vitrinite reflectance and homogenization temperature of fluid inclusions data were chosen to reconstruct the thermal and burial history. Based on the above results, combined with homogenization temperature data of brine inclusions associated with hydrocarbon, the period and time of oil and gas accumulation were obtained in the Chagan sag. The results show the thermal history of Chagan sag is characterized by “one vise and one fall”, i.e., the thermal gradients increased gradually from 39～41°C/km during the first member of the Bayin’gebi Formation of the Early Cretaceous to 51～57°C/km at the end of the Yin’gen Formation of the Early Cretaceous, then the thermal gradients decreased gradually to 31～34°C/km in the present day. The Chagan sag has undergone two phases of the oil and gas accumulation in the late period of the Suhongtu Formation of the Early Cretaceous and the mid-late period of the Yin’gen Formation of the Early Cretaceous, corresponding to two phases of hydrocarbon generation and expulsion peaks in the Suhongtu Formation and Yin’gen Formation of the Early Cretaceous.

Chagan sag, thermal history, Cretaceous, hydrocarbon accumulation period, homogenization temperature of fluid inclusions

2013-10-18；

2014-01-20；[责任编辑]郝情情。

国家自然科学基金(91114202，90914006)资助。

左银辉(1980年-)，男，2011年获中国石油大学(北京)地质学专业博士学位，主要从事沉积盆地现今地温场、沉积盆地构造-热演化、油气资源评价和地球动力学方面的研究。E-mail：zuoyinhui@tom.com。

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0495-5331(2014)03-0583-8