三江盆地生烃特征与勘探方向

张明学,　栗宗明,　王　超

(1.东北石油大学 地球科学学院, 黑龙江 大庆 163318;2.中国石油大庆油田有限责任公司 勘探开发研究院, 黑龙江 大庆 163712)



三江盆地生烃特征与勘探方向

张明学1,栗宗明1,王超2

(1.东北石油大学 地球科学学院, 黑龙江 大庆 163318;2.中国石油大庆油田有限责任公司 勘探开发研究院, 黑龙江 大庆 163712)

三江盆地是一个复杂残留叠合盆地,勘探程度较低。在系统总结已有地质认识和勘探成果的基础上,分析盆地内地层的分布情况和特点,结合盆地构造背景及沉积演化特征,统计分析有机碳、生烃潜量等盆地各项石油地质参数,确定三江盆地烃源岩的生烃特征及潜力。结果表明:三江盆地具有较大的勘探潜力,三江盆地西部绥滨坳陷以穆棱组、城子河组为主要的烃源岩,且进入成熟阶段,发育煤层气,油气勘探应以找气为主,找油为辅;前进坳陷浅层生物气具有较大的勘探潜力。该研究为三江盆地勘探与开发提供了参考。

石油地质; 构造背景; 勘探方向; 浅层生物气

三江盆地地质情况复杂,经过30多年的勘探工作,许多学者针对沉积地层单元、断裂构造特征、构造演化特征、油气成藏条件等方面进行了研究,并取得了很多成果。盆地经历前陆、准克拉通等六个演化阶段,形成了三坳二隆多构造层错置叠合的复杂构造格局,并控制了形成油气的地质条件。普阳坳陷为有利生烃区[1]。浓江凹陷主力烃源岩分布于达连河组中下部低水位体系域的泥岩,厚度稳定,有机质丰富,以Ⅱ1、Ⅱ2型干酪根为主,处于低成熟演化阶段[2]。西大林子凹陷古近系烃源岩有机碳含量较高,烃源岩有机质类型主要为Ⅱ2, 少量Ⅱ1型和III型,烃源岩热演化程度较低,具有一定的生物气和石油勘探潜力[3]。此外,在三江地区中汤原、方正断陷获得了高产工业油流,证实了三江盆地的油气勘探潜力。但是三江盆地未取得重大的油气突破,说明对于研究区的认识尚不够深入。目前,缺乏针对三江盆地生烃特征的系统分析。为此，笔者结合盆地构造背景、沉积演化特征,统计分析有机碳、生烃潜量等盆地石油地质参数,以研究三江盆地烃源岩的生烃特征及勘探潜力。

1　区域地质概况

三江盆地位于黑龙江、松花江与乌苏里江“三江”汇合之处,向北延伸到俄罗斯部分称中阿穆尔盆地,它是位于佳木斯地块之上的中、新生代盆地,西侧与天山—兴安褶皱造山带的张广才岭古生代褶皱造山带相邻,东侧为中生代那丹哈达岭褶皱造山带。盆地西侧受依—舒断裂控制,东南侧受敦—密断裂控制,同江—迎春断裂贯穿盆地南北,三江盆地具有较强的构造活动性[4]。

盆地基底由性质不同的西部、中部和东部三部分组成,盆地西部主要由下元古界的变质岩系(麻山群)及其侵入的花岗岩构成;盆地中部属于古生代华力西期褶皱基底;盆地东部基底钻探证实为早、中侏罗世的海相硅质岩系及其海底喷发的辉绿岩[5]。

三江盆地地层在纵横向上共有九套(含第四系)沉积充填序列,识别出五套勘探层系,各套序列间均以不整合或假整合面为界。东荣组是主要的生油气目的层,为一套滨浅海相沉积物,浅海相泥岩发育在该组的中部;城子河组以生气为主,属于一套河流沼泽相沉积,发育砂岩夹泥岩和较多的煤层[6]。生、储、盖组合以自生自储式为主,其次是下生上储。

三江盆地呈NE 向延伸, 坳隆相间,自西而东划分为佳木斯隆起、绥滨坳陷、富锦隆起和前进坳陷四个一级构造单元。中部富锦隆起将西部绥缤断陷和东部的前进坳陷一分为二(见图1)。绥缤断陷为西断东超的箕状断陷,具有凹陷面积大,发育时间长,地层沉积全、厚度大、保存条件较好等特征。前进坳陷发育浓江和挠力河两个凹陷,其中,浓江凹陷生油条件好,其在俄罗斯境内已经有多处油气显示[7]。

图1　三江盆地区域位置及二级构造单元区划

2　三江盆地生烃特征

三江盆地东荣组、城子河组、穆棱组、东山组均发育有不同厚度的暗色泥岩或煤系地层。根据钻井数据统计结果,东荣组有机碳质量分数平均为0.968%,氯仿沥青“A”质量分数平均为0.030 8%,总烃质量分数平均为0.012 0%。城子河组地层中也发育有一定厚度的暗色泥岩,含煤50余层,总厚度约30 m,并且在城子河组中常见大段砂岩夹泥岩,统计已有钻井,砂岩孔隙度、渗透率平均值分别为7.3%和1 mD。暗色泥岩的有机碳质量分数平均为1.742%,氯仿沥青“A”质量分数平均值为0.023 8%,总烃平均为0.016 6%。按美国地球化学公司的划分方法,东荣组级别为较好至好的生油岩,城子河组为好的生气烃源岩。断陷内东荣组地层的中部发育有一套厚度较大的浅海相泥岩,它既是生油气目的层,又是较理想的盖层;穆棱组上部发育有一套湖相的泥岩,为一套较好的区域性盖层。

2.1绥滨坳陷烃源岩和储层特征

绥滨坳陷以中生代沉积为主,穆棱组、城子河组发育的含煤岩系和较厚暗色泥岩是主要的烃源岩。通过分析绥滨坳陷东山组等四个组段共计156块泥岩样品热解数据(见表1),发现各层组中穆棱组、城子河组为相对较好的烃源岩。其中,穆棱组有机碳(TOC)质量分数为0.198%～3.661%, 平均值为1.300%, 根据有机碳含量划分泥质岩和碳酸盐岩生油岩级别[8],总体来看,穆棱组达到了非-好生油层标准;生烃潜量(S1+S2)质量分数平均值为0.114%;氯仿沥青“A”质量分数的分布范围为0.010 0%～0.028 1%, 平均值为0.013 3%, 达到了非-较好生油岩标准。城子河组有机碳(TOC)质量分数为0.323%～3.833%, 平均值为1.413%;城子河组总体看来达到了非-好生油层标准;生烃潜量(S1+S2)质量分数平均值为0.053%;氯仿沥青“A”质量分数的分布范围波动较大,为0.000 2%～0.284 0%,平均值为0.012 3%, 达到了非-较好生油岩标准。整体来看穆棱组、城子河组有机质类型较差,属于ⅡB-Ⅲ腐植型,以生气为主,有机碳含量较高,氯仿沥青“A”、生油潜量很低,烃源岩热演化达到成熟-高成熟甚至过成熟,大部分已经进入裂解气和干气阶段。

B1井钻遇的目的层为城子河组和穆棱组,岩性

相对比较细,以暗色泥岩和粉、细砂岩为主,尤其穆棱组泥地比高,单层厚度大,暗色泥岩质纯。但有机质丰度不是很高,评价达到中等标准,有机质类型为Ⅱ+Ⅲ型,有机质成熟度较高,大部分已经进入裂解气和干气阶段(见表2),储层物性较差。统计分析B1井样本的孔隙度和渗透率,结果如表3所示。由表3可知,穆棱组16块样本孔隙度平均值为1.9%,滲透率平均值为0.03 mD;城子河31块样本的孔隙度平均值为1.2%,滲透率平均值为0.06 mD;穆棱组和城子河组均属于低孔低渗。

表1　绥滨坳陷有机质丰度数据

表2　B1井烃源岩有机质热演化参数

表3　B1井物性统计

通过对BC1井薄片研究,发现两处油气显示:第一处位于该井3 379.1 m处(K1d)，玻屑凝灰岩中见沥青缝,并有油的浸染现象,说明在滴道组地层中曾有过油的运移。该点Ro达到2.11%,进入过成熟阶段,以生成天然气为主。进行有机岩石学特征分析发现,第二处位于该井从1 160.5(K1m)～2 512.0 m(K1c)的荧光薄片中，出现有机质沥青化现象及弥漫状黄褐色荧光。这是石油在泥岩内生成(有机质的烃类转化)并初次运移到最近排烃空间的最好例证,该井储层物性较差,属于低孔低渗(见表4)。

表4　BC1井物性统计

2.2前进坳陷烃源岩和储层特征

前进坳陷主要发育晚白垩统和第三系地层,截至目前,坳陷内共有四口区域探井(见表5),生油条件不理想。DJ1井全部泥质岩(包括泥岩、粉砂质泥岩、褐煤层),总厚度631.4 m,地温梯度太低仅为1.7～2.9 ℃,储集层比较发育,均为碎屑岩,胶结疏松,该井均为水层或含水油层。DJ2井有机碳含量极低,仅0.181%～0.386%,且连续沉积厚度小,未见黑色泥岩,即没有见到较好的生油岩,同时埋藏深度很浅。DJ3井全井未见油气显示,镜煤反射率值0.39～0.57,平均地温梯度2.47 ℃/hm左右;储集层发育,第三系砂岩、砂砾岩发育,成岩较差,胶结疏松,孔隙度29%～53%,渗透率62～691 mD。Q1井与DJ3井揭示的地质情况相似,对Q1井进行物性分析(见表6),在该井七星河组发育灰色细砂岩和灰色粉砂岩,孔隙度分别为17.4%、11.9%,灰色细砂岩的渗透率达到了2.25 mD,可见,七星河组地层属于较好的储集层目的层段。

表5　前进坳陷钻井数据

表6　Q1井物性分析

3　盆地勘探潜力与方向

3.1盆地勘探潜力分析

三江盆地属于复杂残留叠合盆地,绥滨坳陷具备生烃条件,早白垩世坳陷沉积,穆棱期末强烈挤压抬升,遭受剥蚀[9-11]。从目前资料看,穆棱组、城子河组生油条件总体较差,有一定生气潜力,砂岩储层条件普遍较差,东山组、城子河组、东荣组火山岩是否具备储集性能有待研究和探索。B1井见多层气测异常,通过测井和录井解释,发现城子河煤层29个,累计厚度44.8 m,类比分析认为，绥滨坳陷煤层气勘探潜力较大,煤层气资源量为1.1×1011m3。前进坳陷生油条件较差,但是部分层组的储层条件较好。前进坳陷内有两个次级凹陷:挠力河凹陷和七星河凹陷,已有研究认为这两个次级凹陷是油气勘探有利区[12],但前进坳陷的潜力评价尚需要进一步研究。

3.2研究方向

生物气是一种重要的能源,其探明储量占世界天然气探明储量的20%以上。大型生物气主要位于白垩系至第四系,气藏埋深数十米至1 000多米,国内外学者对埋藏较深的生物气比较重视,但对埋藏在200 m以内的浅层生物气研究程度较低[13]。这是因为长期以来人们认为,浅层生物气虽易在浅层沉积物中生成,但也易于散失,难以聚集成具有工业价值的气藏;缺乏经济有效的勘探开发技术,投入大于产出。近几年来,随着勘探技术的提高及国际油气价格的不断上升,浅层生物气藏的勘探开发呈现出投资少、见效快的特点,逐渐引起了人们的重视。研究和勘探成果表明,生物气藏的形成主要受温度、还原—强还原环境、矿化度、水介质pH 值、有机质的类型和丰度、快速沉积、迅速埋藏、良好盖层、有利圈闭等众多的化学和地质条件控制,这些因素的有利组合可促进丰富的生物气资源的形成[14]。一般把生物气成气的下限确定为80 ℃,主生气带为25～60 ℃,主峰为35 ℃。当生物气生存环境中氧的体积分数达到0.11%时,其生长就会受到明显抑制,适合产甲烷菌发育的氧化还原电位为-540～-590 mV。生物模拟实验表明,产甲烷菌在水矿化度不超过2 g/L 的盐水介质中发育良好,超过此值甲烷菌产率降低。同时产甲烷菌适于在中性的水中生长繁殖,适合生长的pH范围为5.9～8.4,最佳pH为6.5～8.0。在水生草本植物发育地区和有陆源草本有机质供给的三角洲、湖滩和河流冲积平原上,陆源有机质丰度和甲烷产率高,是生物气藏形成的有利地区。

三江盆地第三系发育两套好的含煤及油页岩层。从现今三江盆地的地貌特征来看,大面积第四为系覆盖,且由于三江汇流、水系发育,地表多为河道砂体、河漫滩地。从整个沉积情况来看,三江盆地西部较厚,东部较薄,基底由元古界变质岩和花岗岩组成。第三纪时期,整个盆地以沉降为主,沉积了一套沼泽相碎屑岩,应用有效且经济的勘探浅层气技术——静力触探技术，可以识别出这一地区古近纪及新近纪古河流及河道的发育史,这对进一步勘探识别浅层生物气有更加深远的意义。

4　结　论

(1)三江盆地西部绥滨坳陷以穆棱组、城子河组为主要的烃源岩,且进入成熟阶段,发育煤层气,油气勘探应以找气为主、找油为辅。

(2)钻井揭示三江盆地的烃源岩分布广且厚度较大,生烃潜力大,盖层条件较好,具有良好的石油地质条件,进一步的构造与沉积细化有利于各凹陷内的有利区带优选与油气寻找。

(3)前进坳陷具有较大的勘探潜力,建议在下一步的勘探部署中,应用有效且经济的勘探浅层气方法——静力触探技术,为三江盆地东部前进坳陷浅层生物气的勘探提供更加详实的勘探资料。

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(编辑荀海鑫)

Characteristics of hydrocarbon generation and exploration direction of Sanjiang basin

ZHANGMingxue1,LIZongming1,WANGChao2

(1.School of Geosciences, Northeast Petroleum University, Daqing 163318, China; 2.Exploration & Development Research Institute, Daqing Oilfield Limited Company of PetroChina, Daqing 163712, China)

This paper is focused on the study of Sanjiang basin occurring as a complex superimposed basin of low degree of prospecting. The study identifies the characteristics and hydrocarbon generation potential of hydrocarbon source rock of Sanjiang basin by the systematic summarization of the existing geological understanding and the exploration results, the analysis of the stratigraphic distribution and characteristics, combination of basin tectonic background and depositional evolution characteristics and the statistical analysis of organic carbon， hydrocarbon generating potential and other petroleum geological parameters of the basin. The results show that the presence of a greater exploration potential in Sanjiang basin is due to the fact that Suibin depression, located in the western region of Sanjiang basin, consists of the main hydrocarbon source rocks dominated by Muling group and Chengzihe group and is at the mature stage for the development of coal-seam gas, requiring that an oil-gas exploration be dominated by gas search; and the shallow biogenic gas of Qianjin depression boasts a greater exploration potential. This study may provide a reference for the exploration and development of Sanjiang basin.

petroleum geological; tectonic setting; exploration targets; shallow biogenic gas

2015-04-13

国家重大科技专项(2011ZX05001-001-04)

张明学(1961-),男,辽宁省建平人,教授,博士,研究方向:层序地层学与石油地质,E-mail:hyszmx001@yahoo.com.cn。

10.3969/j.issn.2095-7262.2015.04.014

P618.13

2095-7262(2015)04-0421-05

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