高力罕凹陷查干诺尔洼槽阿尔善组烃源岩综合评价

许兴波，樊永涛，张长保，续　静，乔　岗

(陕西延长石油(集团)有限责任公司油气勘探公司石油勘探开发部，陕西延安 716004)



高力罕凹陷查干诺尔洼槽阿尔善组烃源岩综合评价

许兴波，樊永涛，张长保，续静，乔岗

(陕西延长石油(集团)有限责任公司油气勘探公司石油勘探开发部，陕西延安 716004)

摘要：综合录井、测井及地球化学测试资料的研究，对高力罕凹陷查干诺尔洼槽烃源岩层段进行了分析。根据有机质丰度参数分析可知，阿尔善组有机质丰度高，发育中等—好烃源岩，平面上洼槽沉积中心有机质丰度高，向次洼和边缘相带逐渐降低。阿尔善组3+4段烃源岩有机质类型主要为Ⅲ—Ⅱ1型；阿尔善组2段烃源岩有机质类型主要为Ⅱ2—Ⅱ1型；阿尔善组1段烃源岩有机质类型主要为Ⅱ1—Ⅰ型。主要烃源岩层段的生烃强度等值线图与TOC等值线图有一定的对应关系，均受沉积相带的控制，洼槽沉积中心有机质丰度高，生烃强度也大。烃源岩最有利区域分布在延高8—延高7—延高10—延高2井区和延高4井区。通过对该区烃源岩深入研究，寻找有利烃源岩发育区，结合储层及构造研究可预测该洼槽阿尔善组含油有利区带。

关键词：烃源岩； 高力罕凹陷；有机质丰度；成熟度

二连盆地位于我国内蒙古自治区的中北部，总面积约为10×104km2，是我国大型沉积盆地之一[1-2]。高力罕凹陷位于乌尼特坳陷东北部，勘探面积约为3040km2(图1)。其中查干诺尔洼槽是高力罕凹陷内面积最大、资源量最丰富的洼槽，勘探面积约为800km2。查干诺尔洼槽为南陡北缓的箕状凹陷，洼槽区发育断层控制的断块、断鼻，洼槽南部为主要的烃源岩沉积区，北部为持续的斜坡背景，沉积发育了主要目的层。该区具有水流短、物源近、相带窄的沉积特点。后期抬升强烈，油气藏主要分布在洼槽斜坡带的有利构造上，构造与烃源岩控藏作用明显。本文通过对研究区烃源岩地球化学特征综合评价，评价生烃有利区，指导后续勘探部署。

1 沉积地层

研究区侏罗系—第四系是直接覆于基底岩系之上，大体上分为3套：第1套是侏罗系，剥蚀后仅在局部残留；第2套是下白垩统，发育于断陷(凹陷)内，上白垩统沉积缺失；第3套是古近系—第四系，广泛分布于断陷(凹陷)内。下白垩统是本区主要的勘探层系，由下至上依次发育阿尔善组、腾格尔组、赛汉塔拉组(图2)。

2 烃源岩地化特征

2.1 有机碳含量

由表1、图3可知，腾一段主要发育中等烃源岩、阿尔善组3+4段发育中等—好烃源岩、阿尔善组2段发育中等—好烃源岩、阿尔善组1段发育中等—好烃源岩。

利用烃源岩测井评价方法，建立适合该区的有机碳含量测井模型，定量计算连续的TOC值，对各层段烃源岩进行评价。

表1　有机质丰度评价指标表

分析证实：研究区实测TOC值与测井曲线中的自然伽马GR和声波时差AC和深感应电阻率RILD有很好的相关性，根据已钻井资料，利用数值分析软件拟合出TOC定量计算公式： TOC=31.829244+0.273082 RT-0.014115 RT2+0.000155 RT3-0.663298 GR+0.005553 GR2-0.000015 GR3-0.079596 DT+0.000281 DT2-0.0000003 DT3

烃源岩TOC计算值与实测值之间吻合度较高,说明建立的测井计算方法比较可靠(图4)。

统计处理TOC计算值，得到查干诺尔洼槽阿尔善2段和阿尔善3+4段烃源岩TOC等值线图(图5)。从图中可见，平面上有机质丰度受沉积相带的控制，洼槽沉积中心有机质丰度高，次洼和边缘相带逐渐降低，具有典型的环状分布特征。

2.2 有机质类型

延高2井烃源岩岩石热解试验分析数据及IH—Tmax有机质类型判别图可见，腾一段烃源岩有机质类型主要为Ⅲ—Ⅱ1型；阿尔善组3+4段烃源岩有机质类型主要为Ⅲ—Ⅱ1型；阿尔善组2段烃源岩有机质类型主要为Ⅱ2—Ⅱ1型；阿尔善组1段烃源岩有机质类型主要为Ⅱ1—Ⅰ型(图6)。

2.3 有机质热演化程度

通过对延高2井和延高10井热史演化资料分析可见，腾一段烃源岩主要为低成熟烃源岩，少量低成熟烃源岩；阿尔善组3+4段烃源岩为低成熟—成熟烃源岩、阿尔善组2段烃源岩也为低成熟—成熟烃源岩、阿尔善组1段烃源岩为成熟—高成熟烃源岩(图7)。

3 有效烃源岩分布特征

根据烃源岩评价标准，有机碳含量大于1%的为好烃源岩，即有效烃源岩，用有效烃源岩与所有烃源岩的比例来确定查干诺尔洼槽各层段有效烃源岩的厚度。

从图8可见，延高1井、延高5井和延高8井的有效烃源岩沉积厚度大，具备良好的生油潜力。

4 烃源岩综合评价

阿尔善组3+4段(图9a)，烃源岩主要为低成熟—成熟烃源岩，有机质类型主要为Ⅲ—Ⅱ1型，TOC值为0.7%～1.36%，平均为1.18%。综合评价为中等—好烃源岩。生烃强度高的区域分布在延高8—延高9—延高5井区，生烃强度大于40×104t/km2的面积约为36km2。

阿尔善组2段(图9b)：烃源岩主要为低成熟—成熟烃源岩；有机质类型主要为Ⅱ2—Ⅱ1型；TOC值为0.69%～1.82%，平均为1.23%。综合评价为好烃源岩。生烃强度高的区域分布在延高8—延高7—延高10—延高5井区，生烃强度大于40×104t/km2的面积约为78km2。

阿尔善组1段：烃源岩主要为成熟—高成熟烃源岩；有机质类型主要为Ⅱ1—Ⅰ型；TOC值为0.6%～2.1%，平均为1.34%。综合评价为好烃源岩。生烃强度高的区域分布在延高8—延高7—延高10—延高2井区，生烃强度大于40×104t/km2的面积约为79km2。

5 结论

(1)通过对高力罕凹陷各井有机碳含量、生烃潜量等烃源岩有机质丰度参数的分析可知，阿尔善组有机质丰度高，发育中等—好烃源岩。平面上，有机质丰度受沉积相带的控制，洼槽的沉积中心有机质丰度高，次洼和边缘相带有机质丰度逐渐降低，具有典型的环带状分布特征。

(2)阿尔善组3+4段烃源岩有机质类型主要为Ⅲ—Ⅱ1型；阿尔善组2段烃源岩有机质类型主要为Ⅱ2—Ⅱ1型；阿尔善组1段烃源岩有机质类型主要为Ⅱ1—Ⅰ型。

(3)利用成因体积法计算出主要烃源岩层段的生烃强度。生烃强度等值线图与烃源岩TOC等值线图有一定的对应关系，洼槽的沉积中心TOC值高，生烃强度也较大。

(4)综合阿尔善组各段烃源岩生烃强度可知，烃源岩最有利区域分布在延高8—延高7—延高10—延高2井区和延高4井区。

参考文献

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[2]费宝生，祝玉衡，邹伟红，等.二连裂谷盆地群石油地质特征[M].北京：石油工业出版社，2001.

[3]杜金虎. 二连盆地隐蔽油藏勘探[M].北京：石油工业出版社，2003.

[4]叶得泉，钟筱春.中国北方含油气区白垩系[M]. 北京:石油工业出版社，1990：146-183.

[5]刘震，赵阳，肖伟，等. 内蒙古二连盆地岩性油藏形成与分布的优势性特征[J]. 现代地质，2005，19(4)：570-578.

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[8]方杰,鱼占文,沈敬茂.二连盆地烃源岩有机质类型及有机相[J]. 西安石油学院学报(自然科学版)，1998(5)：11-16.

[9]张以明，刘震，邹伟宏，等. 二连盆地油气运移聚集特征分析[J]. 中国石油勘探，2004，9(3)：6-16.

[10]李心宁,王同和.二连盆地反转构造与油气[J]. 中国海上油气(地质)，1997(2)：106-110.

Comprehensive Evaluation on Hydrocarbon Source Rocks of Aershan Formation in Chagannuoer Trough of Gaolihan Sag

Xu Xingbo, Fan Yongtao, Zhang Changbao, Xu Jing, Qiao Gang

(OilandGasExplorationCompanyofShaanxiYanchangPetroleum(Group)Co.,Ltd.,Yan’an,

Shaanxi716000,China)

Abstract:We analyzed the hydrocarbon source rocks in Chagannuoer trough of Gaolihan sag based on comprehensive mud logging, well logging and geochemical test data. According to organic matter abundance parameters, it was known that Aershan Formation had high organic matter abundance and developed medium-good hydrocarbon source rocks, high organic matter abundance at subsag depocenter horizontally and gradually declining organic matter abundance to subsags and marginal facies belt. The organic matter of source rocks is mainly Type III-Ⅱ1at Member 3+4 of Aershan Formation; the organic matter of source rocks is mainly Ⅱ2—Ⅱ1at Member 2 of Aershan Formation; the organic matter of source rocks is mainly Ⅱ2—Ⅱ1at Member 2 of Aershan Formation, and the organic matter of source rocks is mainly Ⅱ1—Ⅰat Member 1 of Aershan Formation. Hydrocarbon generation intensity contour map of main hydrocarbon source rock has certain corresponding relationship with TOC contour map, both of which are controlled by sedimentary facies belt. Either organic matter abundance or hydrocarbon generation intensity is high at subsag depocenter. Yangao8-Yangao7-Yangao10-Yangao2 wellblock and Yangao4 wellblock are most favorable for hydrocarbon source rocks distribution. Favorable oil zones of Aershan Formation in the trough could be predicted by in-depth study on sources rocks in the area, seeking zones favorable for source rocks development, and combining with reservoir and tectonic study.

Key words:hydrocarbon source rocks; Gaolihan sag; organic matter abundance; maturity

中图分类号：TE122

文献标识码：A

作者简介：第一许兴波(1982年生)，男，工程师，主要从事石油钻井、压裂及试油工作。邮箱：370879053@qq.com。