开鲁盆地奈曼凹陷奈1区块九佛堂组地层水地球化学特征与油气保存条件

赵兴齐，陈践发，程 锐，刘武生，李西得，易 超，张字龙，朱鹏飞，郭 望

（1.核工业北京地质研究院中核集团铀资源勘查与评价技术重点实验室，北京100029；2.中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室，北京102249；3.延长油田股份有限公司，陕西延安717600；4.中国地质调查局西安地质调查中心，陕西西安710018）

开鲁盆地奈曼凹陷奈1区块九佛堂组地层水地球化学特征与油气保存条件

赵兴齐1，陈践发2，程 锐3，刘武生1，李西得1，易 超1，张字龙1，朱鹏飞1，郭 望4

（1.核工业北京地质研究院中核集团铀资源勘查与评价技术重点实验室，北京100029；2.中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室，北京102249；3.延长油田股份有限公司，陕西延安717600；4.中国地质调查局西安地质调查中心，陕西西安710018）

基于实际测试资料，统计分析奈曼凹陷奈1区块九佛堂组21口井地层水的水型、矿化度及特征系数在平面及纵向上的变化特征，并探讨研究区地层水地球化学特征与油气的保存及分布关系。结果表明：该区地层水是以阴阳离子分别为HCO3-和（Na++K+）为主的NaHCO3型水，地层水矿化度低；研究区地层水矿化度主要受控于断层的分布，靠近断层的油气井中地层水矿化度明显较远离断层的油气井中的高，主要是由于该区深部的高矿化度地层水经断层及其他运移通道运移至浅层，并与浅层地层水混合所致；地层水化学组分及离子特征系数随深度的变化表现为稳定型、正相关型和负相关型3种变化类型；纵向上，地层水的Cl-浓度、r（Cl-））/r（Mg2+）及r（Ca2+））/r（Mg2+）都随埋深的增加而增大，而HCO3-浓度及r（Na+））/r（Cl-）均随埋深的增加而减小，表明奈1区块九佛堂组地层水现今总体上处于封闭的流体动力环境，有利于油气的聚集与保存；平面上，靠近凹陷中心的奈1块油气井中地层水r（Na+））/r（Cl-）及r（SO42-）×100）/r（Cl-）明显较奈3块及其以西地区偏低，而r（Cl-））/r（Mg2+）及r（Ca2+））/r（Mg2+）明显偏高，表明奈1块地层封闭条件好，更有利于油气藏的形成与保存；研究区断层有效沟通了烃源层与储集层，为浅层次生油气藏的形成提供了必要条件；靠近凹陷中心的奈1块是该区油气勘探的重要领域，且主干断裂和浅层分支断裂发育带是浅层次生油气藏勘探的重要区域。

地层水；地球化学特征；油气保存条件；奈1区块；奈曼凹陷；开鲁盆地

在含油气盆地中，地层水以不同的形式与油气共存于地下岩石孔隙中，是油气藏流体系统中一个不可缺少的重要组成部分，其形成和运动规律与油气的生成、运移、聚集以及油气藏的形成、保存和破坏紧密相关［1-9］。在油气成藏过程中，地层水与围岩、油气之间存在物质和能量的交换，其中蕴含了丰富的油气藏形成和保存的信息。地层水化学组分及相应的化学指标可以直接或间接指示沉积盆地流体系统的开放性和封闭性以及不同程度地反映油气聚集、保存条件［10-20］。奈曼油田油气勘探程度整体较低，笔者基于奈曼油田奈1区块九佛堂组21口井地层水测试资料分析该区地层水的地球化学特征及成因，探讨地层水与该区油气保存条件的关系。

图1　奈曼凹陷区域构造图Fig.1 Regional structural map of Naiman sag

1　研究区地质背景

奈曼凹陷位于内蒙古自治区通辽市奈曼旗境内双河村的西北部，是在海西期褶皱基底上发育起来的中生代凹陷，是开鲁盆地西南侧的一个次级负向构造单元。其形成主要受红山八里罕和西拉木伦河断裂控制，西北与张三园子-新庙以及陆家堡凹陷相望，东与八仙筒凹陷为邻。构造走向NNE向，构造面积800 km2，呈狭长带状分布。凹陷内断裂系统比较复杂，按断裂展布方向可划分为NNE、NE和近EW向三组断裂，各组断裂呈网状交织在一起，受边界控盆断裂（NNE向断裂）和凹陷内两条主干断裂的切割和围陷，将凹陷分为三个二级构造带，即西部陡坡带、中央洼陷带、东部缓坡带（图1）。受周边构造特征影响，该凹陷的地质构造特征既有辽西山间盆地的沉积演化特征，又具有辽北大陆裂谷盆地的特征。该区地层自下而上为：前中生界基底，中生界下三叠统哈达陶勒盖组，中侏罗统海房沟组，下白垩统九佛堂组、沙海组、阜新组，上白垩统和新生界。根据构造发育史、地层厚度变化、沉积演化特征可将该区构造演化划分为初始断裂期、快速断陷期、稳定沉积—萎缩期和坳陷期4个发育阶段［21-22］。

奈曼油田构造上处于奈曼凹陷中央洼陷带中北段的双河背斜内，奈1区块整体位于生油洼陷的中心，具有较好的油源条件，发育了下白垩统九佛堂组、沙海组、阜新组3套生油岩系［21］，源岩有机质类型好（主要为Ⅰ和Ⅱ1型）、有机质丰度高（TOC含量为1.03%～2.30%）、生烃潜力大（S1+S2为4.95～14.13 mg/g）、有机质热演化程度较低，主要处于低熟—中等成熟的热演化阶段，源岩形成于强还原性且盐度较大的半深湖—深湖沉积环境，源岩有机质以低等水生生物、藻类和高等植物混源为特征［22-23］。九佛堂组发育的大套暗色泥岩为该区主要烃源岩，九佛堂组上段岩性主要为浅灰色砂砾岩、砾状砂岩、含砾砂岩、粗砂岩、细砂岩及粉砂岩，这为该区油气成藏提供了较好的储集条件，沙海组及阜新组广泛发育的厚层暗色泥岩为研究区油气藏提供了必要的盖层条件。根据生储盖组合特征，可将奈曼凹陷油气藏划分为自生自储与下生上储式两种组合类型，从油源及圈闭条件分析，奈1区块位于生油凹陷中心，具有良好的油气成藏条件。

2　地层水地球化学特征及分布

2.1主要离子组成及矿化度特征

奈曼凹陷奈1区块九佛堂组21口井的地层水常规离子检测结果表明，研究区地层水中阳离子组成主要以（Na++K+）为主（表1），其质量浓度一般为910.80～3014.80 mg/L，其次为Ca2+和Mg2+；阴离子中HCO3-占明显优势，其含量为232.50～11 846.40 mg/L，其次为Cl-，SO42-含量低，分布在4.60～140.60 mg/L，平均为69.47 mg/L。

表1　奈曼凹陷奈1区块九佛堂组地层中地层水化学特征Table 1 Chemical characteristics of formation water in Jiufotang Formation of Nai 1 block，Naiman sag

依据苏林分类方案，该区地层水应属于NaHCO3型水，总体反应了一种介于封闭与开启之间的有一定自由交替水存在的半封闭环境［24］。研究区地层水矿化度（TDS）含量低，集中分布在2 345.80～8101.80 mg/L，仅有3个样品大于10 000 mg/L，属于低矿化度地层水。目前研究区发现的大部分油气藏分布在这种低矿化度地层水区，表明该区油气藏的形成与保存有其自身的特殊性。研究区地层水的Na++K+、Ca2+、Mg2+、Cl-、SO42-离子浓度明显较海水中相应离子低，而HCO3-含量远大于海水中该离子的平均含量，且与地层水矿化度有很好的正相关性（图2）。一般情况下，地层水中HCO3-的来源主要有大气降水来源、碳酸盐矿物的溶解、有机质成熟过程中释放的CO2或深部无机成因CO2的加入［25］。结合研究区实际地质背景可知，奈1区块地层中发育的断层并未断穿阜新组泥岩盖层且地层中碳酸盐岩不发育，因此地层水中HCO3-不可能来源于大气降水和碳酸盐矿物的溶解。研究区九佛堂组下段烃源岩处于低熟—中等成熟的热演化阶段，有机质成熟过程中产生的CO2将直接进入地层水中，从而导致该区地层水中HCO3-浓度增高；研究区深大断裂较为发育，深部高浓度的CO2沿断裂进入地层水中，也将会导致地层水中HCO3-浓度增高，关于该区地层水中高浓度HCO3-的主要来源，将在下文做详细分析。研究区地层水矿化度与Na++K+及Cl-离子浓度呈明显的正相关关系（图2），表明地层水矿化度受蒸发浓缩作用影响大，这与该区原油成油母质主要形成于强还原、盐度较大的半深湖—深湖相沉积环境相吻合［22-23］。

图2　奈1区块地层水中Na++K+、Cl-及HCO3-含量与地层水矿化度（TDS）的关系Fig.2 Relationship of total dissolved solids（TDS），concentration of Na++K+，Cl-and HCO3-for formation water in Nai 1 block

研究区地层水矿化度偏低，可能主要与研究区地层埋深较浅有关，该区目前还处于压实流—黏土矿物的脱水作用阶段，泥岩中被压实排除的孔隙水进入具有物性更好孔隙和水势相对低的砂体中，代替了砂岩的原始孔隙水，从而使得地层水矿化度降低；而黏土矿物的脱水进一步淡化了该区地层水的矿化度。其次可能是研究区断层开启程度小，由深部向上运移的高矿化度地层水水量不大所导致。在这种情况下，油气藏只能形成于水动力相对较弱的区域，否则强烈交替的地层水难以形成和保存油气藏。平面上，研究区地层水矿化度受断层分布影响较明显，靠近断层附近构造高部位油气井中地层水矿化度明显较远离断层的油气井高（表1、图3），其中靠近奈1-70-26断层的70-26、76-32、68-32井的地层水矿化度均大于10 000 mg/L，明显较研究区其他井中地层水矿化度高，表明地层水并未受到大气淋滤水的影响。地层水矿化度偏高可能因为是该井区距控制双河背斜形成的主干断层奈1-38-36断层更近，且次一级奈1-70-26断层与其相接，从而导致该井区地层水中可能混有沿断裂运移上来的深部较高矿化度地层水。

2.2地层水特征系数及平面分布特征

地层水特征系数可以反映地层水所处的水文地球化学环境和水—岩相互作用强度。本文主要采用钠氯系数（r（Na+）/r（Cl-））、脱硫酸系数（r（SO42-）×100/r（Cl-））、氯镁系数（r（Cl-）/r（Mg2+））以及钙镁系数（r（Ca2+）/r（Mg2+））对研究区地层水地球化学特征进行详细分析。

2.2.1钠氯系数

钠氯系数亦称变质系数，是表征地下水变质程度的参数，是地层封闭性、地层水浓缩变质作用程度、活动性和储层水文地球化学环境的重要指标。地层水中Na+化学稳定性相对Cl-差，在地层水埋藏的过程中可能由于吸附、沉淀等化学反应导致Na+减少，而Cl-变化不大，因此，在埋藏的过程中该系数趋于降低，钠氯系数变大反映受大气渗入水的影响，不利于油气的保存。一般认为，钠氯系数越小，地下水越浓缩，变质越深，水体环境趋于还原，越有利于油气保存。地层水的钠氯系数小于0.85，则油气保存条件好；若大于0.85，则表明有地下水渗入，油气保存条件差［26］。奈1区块地层水钠氯系数主要分布在1.03～4.74（表1），表明地层水中Na+相对于Cl-有过剩。所采集地层水样品埋深一般在2500 m以内，正处于岩石的压实排水与黏土矿物脱水阶段，该阶段降低了Cl-浓度，增大了SO42-浓度［27］，因此导致钠氯系数及脱硫酸系数偏大。最大值均出现在靠近断层附近的油气井中，在靠近1-70-26断层附近的70-26、76-32和68-32井的钠氯系数在该区中最高（图2），其值分别为10.29、12.29和6.48，其次是26-44井的4.74和70-42井的4.0，似乎表明该断层附近不利于油气的保存，但这5口井均为产正常原油的油井，反映地层封闭条件较好，因此可以排除大气淋滤水的影响。奈1块地层水钠氯系数分布在1.03～2.13，平均1.31。从变质系数分布特征来看，奈1块相对较奈3块及以西地区地层封闭性好，更有利于油气的保存。

图3　奈曼凹陷奈1区块井位分布图Fig.3 Well location of Nai 1 block，Naiman sag

2.2.2脱硫酸系数

脱硫酸系数通过地层水中SO42-的消耗程度反映地层水的氧化和还原状态。在还原环境中，当存在有机质时，脱硫酸细菌能使SO42-还原成H2S，使地下水中SO42-减少乃至消失，HCO3-增加，pH值增大。脱硫系数越小，表明还原环境越强，地层封闭性越好，对油气的保存越有利。一般认为，地层水的脱硫酸系数小于1，表明地层水还原较彻底，且越小保存条件越好；若大于1，则认为还原作用不彻底，可能受到浅层氧化作用的影响［28-29］。奈1区块脱硫酸系数分布在0.37～33.87（表1），变化范围大，反映奈1区块水动力条件比较复杂。研究区地层水中脱硫酸系数偏大主要与岩石的压实排水与黏土矿物脱水作用有关，并非大气淋滤水的作用。平面上，高值区同样出现在1-70-26断层附近的油气井中，其值平均可达11.51；而奈1块油气井中地层水脱硫酸系数相对较低，平均为4.33，表明奈1块更有利于油气的保存。研究区地层水矿化度、脱硫酸系数、钠氯系数及HCO3-浓度高值区均分布在靠近奈1-38-36主干断裂的1-70-26断层附近井中，因此这些井区地层水特征受深部中侏罗统蓝旗组火山碎屑岩在压实排水与黏土矿物脱水过程中含钠矿物的溶解以及高浓度CO2气体影响较大。

2.2.3氯镁系数

氯镁系数是反映浓缩变质作用和阳离子吸附交换作用的重要水化学参数。油田水封闭越好、时间越长，浓缩变质越深，其氯镁系数越大，有利于油气的聚集与保存［30］。奈1区块地层水的氯镁系数都在8以上，最高值为奈1-46-42井的316.83。从平面上分布来看，氯镁系数高值区主要出现在奈1块油气井中，其氯镁系数平均值为138.66；而奈1块以西地区地层水的氯镁系数平均值为47.79，这也反映了奈1块地层的封闭性好，更有利于油气的保存。

2.2.4钙镁系数

钙镁系数是表征浓缩变质作用和阳离子吸附交换作用强弱的水文地球化学重要参数之一。白云岩化作用越强、作用时间越长，油田水中Mg2+离子含量就越小，浓缩变质程度就越大，钙镁系数就越大，油田水封闭就越好，有利于油气聚集与保存。一般来说，油田水的钙镁系数大于3，封闭条件良好，有利于油气成藏［31］。从该区地层水测试结果来看（表1），奈1区块钙镁系数分布在1.05～12.17，平均为3.0，表明研究区有良好的油气保存条件。平面上，奈1块地层水的钙镁系数平均值为4.14，而1-70-26断层附近的油气井中地层水的钙镁系数平均值为1.76，表明奈1块更有利于油气保存。

2.3地层水纵向分布特征

根据研究区地层水化学成分特征，可将奈1区块地层水化学成分及离子特征系数随埋深的增加划分为3种变化类型。

（1）稳定型。主要表现为随埋藏深度的增加，地层水化学成分变化不明显，比较稳定。例如，地层水矿化度（TDS）、（Na++K+）浓度、Mg2+浓度、脱硫系数等随埋深的增加变化不明显（图4）。值得注意的是，浅层奈3块构造高部位的68-32、70-26和76-32井中地层水矿化度在研究区中最高，说明该构造高部位盖层条件较好，油气及地层水进入圈闭后没有遭受到后期地表水的影响。一般说来，地层水矿化度随深度增加而增加，具体而言与古沉积环境、蒸发浓缩程度、地层水来源等有关，地层水矿化度越高，对油气藏的保存越有利［7-8，12，15，24，26］。研究区地层水的TDS、（Na++K+）、Mg2+、脱硫系数随深度的变化而主要呈稳定型分布，表明浅部储集层与深部烃源层的连通性较好，这可以通过研究区浅层油气藏中油气主要来源于下部九佛堂组下段低熟—中等成熟烃源岩来证明［22-23］。由此可见，研究区浅层非生油岩储层中的高矿化度地层水及油气并非浅部地层中的原生流体，而是深部高矿化度地层水及烃源岩生排烃后，经断层等其他运移通道向上运移至构造高部位圈闭形成的，当这种流体进入浅层圈闭后，由于地层压力的降低，油气便从水中逐渐析出形成油气藏，而深部高矿化度地层水与浅层原生地层水混合，从而使浅层油气藏中地层水矿化度明显增高。奈3块浅层高部位地层水的特征表明，该断背斜高部位仍具有较好的油气保存条件。根据地层水特征分析表明，奈1块更有利于油气藏的形成与保存，这与该区目前发现的工业油气流井主要集中分布在奈1块相对应。

图4　奈1区块地层水矿化度（TDS）、Na++K+和Mg2+浓度和脱硫系数随深度的变化特征Fig.4 Characteristics of total dissolved solids（TDS），concentration of Na++K+and Mg2+，desulfurization coefficient for formation water depending on depth of Nai 1 block，Naiman sag

（2）正相关型。主要表现为随着地层埋深的增加，地层水中离子含量和离子特征系数亦增大。从图5中可以看出，研究区地层水中Cl-浓度、氯镁系数及钙镁系数都具有随埋深的增加而增大的变化趋势。地层水中Cl-主要来自盐类物质的溶解及母源物质的风化溶滤作用，被认为是地层水中最稳定的离子，研究区地层水中Cl-浓度随深度增加不断增大可能主要与岩石的成岩作用阶段不同有关。随埋深的增加，岩石成岩阶段由压实排水向黏土矿物脱水阶段转化，从而导致Cl-浓度逐渐增加。由于Mg2+浓度随埋深没有明显的变化，而Cl-浓度逐渐增大，因此氯镁系数随深度逐渐增大。研究区碎屑长石主要由钾长石与斜长石组成，且以斜长石居多，该区地层水的水—岩相互作用主要是斜长石的钠长石化，从而导致Ca2+的富集。随埋深增加和时间增长，斜长石的钠长石化作用逐渐增强，导致地层水中Ca2+含量逐渐增加，因此表现出钙镁系数随埋深的增加而逐渐增大的特征。

图5　奈1区块地层水中Cl-浓度、钙镁系数和氯镁系数随深度的变化特征Fig.5 Characteristics of concentration of Cl-，r（Ca2+）/r（Mg2+），r（Cl-）/r（Mg2+）in formation water depending on depth of Nai 1 block，Naiman sag

（3）负相关型。主要表现为随着埋藏深度的增加，地层水中化学成分含量和离子特征系数反而减小。从图6可知，九佛堂组地层水中HCO3-浓度、钠氯系数均随埋深的增加而减小，其中靠近奈1-38-36主干断裂附近井中地层水的HCO3-浓度明显较远离该主干断裂井中的高。该区有机质主要处于低熟—中等成熟的热演化阶段，该阶段主要以生油为主、生气为辅，产生的CO2含量不高，难以形成这一差异。研究区20个天然气样品的二氧化碳碳同位素值（δ13Cco2）分布在-9.5‰～2.9‰，其中18个样品的δ13Cco2值大于-8‰，为典型的无机幔源成因CO2［32-33］。结合研究区地质背景及二氧化碳组分及碳同位素特征综合分析认为，该区地层中二氧化碳主要来源于奈曼凹陷南部隆起区广泛分布的中侏罗统蓝旗组火山岩，有机质热演化过程中产生的CO2可能有一定贡献。这些幔源成因的无机CO2气体沿深大断裂向上运移至九佛堂组中，从而导致主干断裂附近井中地层水的HCO3-浓度明显增大，而远离主干断裂井区HCO3-浓度变化不大，因此认为研究区地层水中HCO3-偏高主要与深度幔源成因的高浓度CO2有关。钠氯系数的增大主要与岩石的压实排水及黏土矿物脱水作用过程中含钠矿物的溶解有关。

图6　奈1区块地层水中HCO3-浓度和钠氯系数随深度的变化特征Fig.6 Characteristics of concentration of HCO3-，r（Na+）/r（Cl-）in formation water depending on depth of Nai 1 block，Naiman sag

通过对研究区地层水水型、矿化度、钠氯系数、脱硫系数、氯镁系数及钙镁系数分析可知，奈曼凹陷奈1区块纵向上由浅至深，地层水的钠氯系数、HCO3-浓度呈减小趋势，而Cl-浓度、钙得环空流体在管道中做螺旋运动，为了衡量地层水的变质程度越大，封闭条件越好，越有利于油气藏的形成和保存。平面上，奈1块地层水的钠氯系数、脱硫系数整体较奈3块及其以西地区偏低，而氯镁系数和钙镁系数整体偏高，表明奈1块地层的封闭性较奈3块及其以西地区好，更有利于油气藏的形成与保存。由于断裂有效地沟通了下伏烃源层与上覆储集层，且未断穿沙海组与阜新组泥岩盖层，因此研究区主干断裂和浅层分支断裂发育带是该区浅层次生油气藏勘探的重要区域。

3　结 论

（1）奈曼凹陷奈1区块九佛堂组地层中地层水矿化度较低，属于低矿化度地层水，地层水化学类型为NaHCO3型。地层水矿化度在纵向上变化不明显，表明研究区九佛堂组上部地层的封闭条件较好，储层中地层水并未遭受大气降水的淋滤作用，浅部圈闭中较高矿化度地层水主要是深部流体沿断层等其他运移通道向上运移所致。奈1区块油气藏中地层水矿化度低，主要与该区地层埋深浅有关，其次可能是研究区断层开启程度小，由深部向上运移的高矿化度地层水水量不大所导致。地层水中HCO3-浓度较高主要与中侏罗统蓝旗组较高浓度的无机成因二氧化碳加入有关，而烃源岩热演化过程中产生的CO2贡献有限。

（2）研究区地层水化学组分及离子特征系数随深度的变化表现为稳定型、正相关型和负相关型3种变化类型。纵向上，研究区地层水的Cl-浓度、r（Cl-）/r（Mg2+）及r（Ca2+）/r（Mg2+）都随埋深的增加而增大，HCO3-浓度及r（Na+）/r（Cl-）均随埋深的增加而减小，表明奈1区块九佛堂组地层水现今总体上处于封闭的流体动力环境，有利于油气的聚集与保存。平面上，靠近凹陷中心的奈1块油气井中地层水r（Na+）/r（Cl-）及r（SO42-）×100/r（Cl-）明显较奈3块及其以西地区偏低，而r（Cl-）/r（Mg2+）及r（Ca2+）/r（Mg2+）明显偏高，表明奈1块地层的封闭性较奈3块及其以西地区好，更有利于油气藏的形成与保存；研究区深大断裂有效沟通了烃源层与储集层，因此断裂发育的构造高部位有利于次生油气藏的形成与保存。

（3）地层水化学特征与油气藏的形成与保存关系密切。纵向上，研究区深层的油气保存条件要优于浅层；平面上，越靠近凹陷中心，地层的封闭性越好，越有利于油气的保存。因此，靠近凹陷中心的奈1块是该区油气勘探的重要领域，且研究区主干断裂和浅层分支断裂发育带是该区浅层次生油气藏勘探的重要区域。

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（编辑 刘为清）

Geochemical characteristics of formation water and hydrocarbon preservation of Jiufotang Formation in Nai 1 block of Naiman sag，Kailu Basin

ZHAO Xingqi1，CHEN Jianfa2，CHENG Rui3，LIU Wusheng1，LI Xide1，YI Chao1，ZHANG Zilong1，ZHU Pengfei1，GUO Wang4
（1.CNNC Key Laboratory of Uranium Resources Exploration and Evaluation Technology in Beijing Research Institute of Uranium Geology，Beijing 100029，China；2.State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting，China University of Petroleum，Beijing 102249，China；3.Yanchang oilfield Company Limited，Yan'an 717600，China；4.Xi'an Center of Geological Survey，China Geological Survey，Xi'an 710054，China）

On the basis of a large number of test data，the plane and vertical variations of formation water type，salinity and characteristic coefficient in 21 wells of Jiufotang Formation in Nai 1 block，Naiman sag were analyzed statistically.Meanwhile，the relationship between geochemical characteristic of formation water and conservation of oil and gas was investigated. The results show that the formation water with lower salinity belongs to NaHCO3-type water，which is dominated by HCOand（Na++K+）.The salinity of the formation water is mainly controlled by the distribution of faults in plane.And the salinity of the formation water near the faults is obviously higher than that of the formation water far away from the faults.This is because the formation water with higher salinity in this deep block is transported to the shallow level via faults and other channels，which is mixed with the formation water in the shallow level.The chemical composition and characteristic coefficient can be divided into three types along with the variation of depth，which are stable type，positive correlation type，and negative correlation type.Vertically，the concentration of Cl-，the rate of r（Cl-）/r（Mg2+）and the rate of r（Ca2+）/r（Mg2+）increase with depth increasing，whereas the concentration of HCO3-and the rate of r（Na+）/r（Cl-）decrease with depth increasing.This indicates that the formation water of Jiufotang Formation in Nai 1 block has been conserved in a relatively isolated dynamic environment，which is suitable for oil and gas conservation.In plane，the levels of r（Na+）/r（Cl-）and r（SO42-）/r（Cl-）near the Nai 1 block of the sag center are lower than those of wells in Nai 3 block and the western，while the levels of r（Cl-）/r（Mg2+），r（Ca2+）/r（Mg2+）are higher.This infers that the seal condition of Nai 1 Block is more favorable to oil and gas accumulation.Source rock and reservoir can be connected by faults efficiently，which is suitable for the formation of shallow secondary reservoirs.Nai 1 block near the center of sag can be regarded as the perspective field of area. And principal faults and shallow subsidiary faults are also the interests of secondary reservoirs.

formation water；geochemical characteristics；hydrocarbon preservation condition；Nai 1 block；Naiman sag；Kailu Basin

TE 122.2

A

1673-5005（2015）03-0047-10

10.3969/j.issn.1673-5005.2015.03.006

2014-02-28

大型盆地能源矿产资源综合调查评价项目（资［2014］03-016-044）

赵兴齐（1984-），男，博士，研究方向为油气地球化学、石油地质学和铀矿地质学。E-mail：zhaoxingqi_77@126.com。

引用格式：赵兴齐，陈践发，程锐，等.开鲁盆地奈曼凹陷奈1区块九佛堂组地层水地球化学特征与油气保存条件［J］.中国石油大学学报：自然科学版，2015，39（3）：47-56.

ZHAO Xingqi，CHEN Jianfa，CHENG Rui，et al.Geochemical characteristics of formation water and hydrocarbon preservation of Jiufotang Formation in Nai 1 block of Naiman sag，Kailu Basin［J］.Journal of China University of Petroleum（Edition of Natural Science），2015，39（3）：47-56.