长岭断陷南部地区断陷层油气成藏机制及勘探潜力

李　浩, 陆建林, 王保华, 左宗鑫, 李瑞磊, 朱建峰, 沈志杰

(1.中国石化股份有限公司石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所,江苏无锡 214126; 2.中国石化股份有限公司东北油气分公司勘探开发研究院,吉林长春 130062; 3.中国石油华北油田公司第四采油厂,河北廊坊 065000)



长岭断陷南部地区断陷层油气成藏机制及勘探潜力

李浩1, 陆建林1, 王保华1, 左宗鑫1, 李瑞磊2, 朱建峰2, 沈志杰3

(1.中国石化股份有限公司石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所,江苏无锡 214126; 2.中国石化股份有限公司东北油气分公司勘探开发研究院,吉林长春 130062; 3.中国石油华北油田公司第四采油厂,河北廊坊 065000)

利用天然气组成、轻烃指纹、碳同位素和生物标志化合物以及储层流体包裹体等地球化学特征,结合地质条件以及生烃史-热史模拟研究长岭断陷南部的龙凤山地区油气成因及成藏过程,揭示其油气成藏机制。结果表明:龙凤山地区断陷层天然气属于腐殖型和腐泥型的混合气,且为裂解气和干酪根热降解气组成的混合气,油气源主要为本地的沙河子组烃源岩,原油成熟度低于天然气,为同一油源不同热演化阶段的产物,属于次生凝析气藏,成藏表现为“近源多向供烃,复合输导,早期干酪根热降解成气与晚期原油裂解成气”的多期成藏模式;长岭南部地区发育优质烃源岩、营城组末期形成的反转构造提供了圈闭条件,具备较好油气输导条件、存在多期油气充注,油气勘探潜力大。

天然气成因; 油源对比; 凝析油; 沙河子组; 长岭断陷; 松辽盆地

引用格式:李浩,陆建林,王保华,等.长岭断陷南部地区断陷层油气成藏机制及勘探潜力[J]. 中国石油大学学报(自然科学版),2016,40(3):44-54.

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长岭断陷南部地区包括长岭南次凹(又称龙凤山次凹)和东岭斜坡带。由于断陷层(登娄库组以下地层)构造演化特征及充填模式的复杂性,长期以来长岭南部龙凤山地区油气勘探一直处于停滞状态,所钻10余口探井多为失利井。近两年来,随着北2井和北201井的发现,长岭南部龙凤山地区油气勘探有所突破,但目前对其断陷层成藏研究较少,油气成藏机制问题尚不清楚[1-6]。笔者根据天然气组成、碳同位素、轻烃指纹和规则甾烷以及储层流体包裹体等地球化学特征,结合长岭断陷地质背景以及生烃史—热史模拟研究龙凤山地区的油气成因及成藏过程,揭示其油气成藏机制和成藏模式。

1　地质背景及油气源条件

长岭断陷位于松辽盆地南部的中央凹陷区,为一个NNE走向的断凹相间的典型断陷盆地(图1(a))。断陷层由西至东分别为苏公坨—北正镇断阶带、长岭次凹、达尔罕断凸带、前神字—查干花次凹、大老爷府—双坨子凸起带和伏龙泉次凹,整体呈“三凸三凹”的构造格局。

图1　长岭南次凹构造位置及其沙河子组顶面构造等T0图Fig.1　Time structure map of K1sh Formation in southern Changling sub-sag and show location of Changling sub-sag

长岭断陷南部地区区域上受控于南部的苏公坨—北正镇断层等边界断层,形成西断东超的箕状断陷结构(图1(b)),大致经历了初始断陷期(火石岭期)、强烈断陷期(沙河子期和营城期)和断坳萎缩期(登娄库期)。该区断陷层主力烃源岩主要分布在沙河子组顶部,是一套湖沼相沉积的灰黑色泥岩,该套烃源岩主要发育于沙河子组顶部,沉积中心位于北2井(B2)北部附近地区,暗色泥岩呈东西向展布,厚度在100～400 m,泥地比约30%～60%,总碳含量w(TOC)一般为0.6%～4.0%,有机质类型主要为Ⅱ型,高熟—过成熟,以好烃源岩为主。此外,营城组为该区一套重要烃源岩,钻井揭示龙凤山内斜坡暗色泥岩较发育,厚度170～208 m,泥地比35%～45%,东岭斜坡带营城组暗色泥岩相对欠发育,厚度一般小于200 m,泥地比一般为10%～30%,w(TOC)一般小于1%,Ro一般小于1.5%,以差—中等烃源岩为主(图2和表1)。

图2　长岭次凹南部地区断陷层系烃源岩TOC与S1+S2关系Fig.2　w(TOC)-S1+S2 crossplot of two major source rocks from K1sh Formation and K1yc Formation in southern area of Changling Depression

构造位置井位层位暗泥厚度/m暗地比/%范围均值(个数)w(TOC)/%Ro/%有机质类型龙凤山地区北2沙河子组248620.9～3.02.1(13)2.0～2.52.1(9)Ⅱ营城组184350.1～1.80.4(13)1.9～2.12.0(2)Ⅱ2-Ⅲ北201沙河子组299540.9～2.81.6(12)1.3(1)Ⅱ2营城组349500.1～1.80.8(33)1.0～1.61.3(3)Ⅱ2-Ⅲ北1沙河子组344492.5～7.04.2(5)—Ⅲ营城组177451.3～3.72.2(9)0.7～1.10.8(8)Ⅱ新深1沙河子组208371.5～2.01.8(4)2.0(4)Ⅱ-Ⅲ东岭地区松南101营城组216340.1～0.80.4(3)1.3～1.61.5(3)Ⅱ1双103沙河子组257591.2～3.01.8(10)1.2(2)Ⅱ1营城组70180.3～1.50.6(12)—Ⅱ1松南187沙河子组183490.7～1.41.1(6)1.6(4)Ⅱ1营城组75200.5(1)—Ⅱ1松南188沙河子组70450.3～5.02.0(5)0.7～0.80.8(5)Ⅱ1

2　天然气与凝析油来源分析

2.1凝析油来源

2.1.1利用甾烷特征判定油源

北2井沙河子组原油的甾烷原始构型(20R)化合物C27-C28-C29分布呈“L”形,αααC27甾烷含量高于C29甾烷,表明其母源有机质低等浮游生物较丰富,长岭南次洼沙河子组烃源岩规则甾烷分布多呈“L”型,少数呈“V”型(甾烷三角图中C27(20R)构型和C29(20R)构型相对含量接近),具有水生植物和高等植物混合来源,二者可对比;而该区营城组烃源岩的C29甾烷相对比例较高,表明以高等植物输入为主,因此,从规则甾烷分布特征来看,北2井沙河子组凝析油与长岭南次洼沙河子组烃源岩表现出亲缘性,而与营城组烃源岩表现出非同源性 (图3和图4)。

图3　长岭断陷龙凤山断陷层系原油及源岩的甾烷分布特征Fig.3　Characteristics of the distribution of alkanes with crude oil and source rock at Longfengshan area of Changling depression

图4　长岭断陷南部地区断陷层样品的C27、C28和C29三角图Fig.4　Triangle graph among C27,C28 and C29of rock sample and oil sample in southern area of Changling Depression

2.1.2利用沥青“A”组分碳同位素判定油源

一般而言,同源原油具有相近的沥青“A”组分

碳同位素值。图5中,龙凤山地区沙河子组原油(如B2井、B201井和B202井)与B2井沙河子组烃源岩样品的沥青“A”组分碳同位素值相差不大,而与B201井营城组烃源岩样品的沥青“A”组分碳同位素相差较大,表明龙凤山地区的断陷层凝析油与沙河子组烃源岩具有同源性,而与营城组烃源岩表现出非同源性。图中所示龙凤山地区原油饱和烃碳同位素较重,这可能与生物降解作用与成熟度影响有关。B2井原油质谱图中检测到25-降-藿烷系列(图6),表明原油受到强烈的生物降解作用,导致龙凤山地区原油饱和烃碳同位素变重。

图5　长岭断陷南部龙凤山地区的油样与泥岩样的沥青“A”组分的碳同位素对比Fig.5　Components of bitumen-As carbon isotopes from shale samples and oil samples in Longfengshan area of Changling Depression

图6　北2井沙河子组原油中的25-降-藿烷分布特征Fig.6　25-norhopanes in K1sh Formation oil sample of well B2

与龙凤山地区凝析油相比,东岭地区断陷层系原油富集轻碳同位素,其碳同位素值偏低(图7),为-32.0‰～-28.6‰,二者差别较大,表明龙凤山地区原油与东岭地区原油同源可能性较小。比较东岭地区原油与该区沙河子组和营城组烃源岩的沥青“A”及其组分的碳同位素连线特征,推测东岭地区原油可能为沙河子组和营城组的混源油。

图7　长岭断陷南部东岭地区原油及源岩的沥青“A”组分δ13C对比Fig.7　Components of bitumen-As carbon isotopes from shale samples and oil samples in Dongling area of Changling Depression

2.2天然气成因

长岭断陷南部的龙凤山地区断陷层的天然气甲烷含量83.4%～93.3%,均值88.1%,重烃气(C2+)含量普遍较高,一般大于9%,CO2含量普遍极低,不超过1%,干燥系数一般小于15,属于典型的湿气,有别于查干花—腰英台地区的干气类型。烷烃气组分及碳同位素组成是天然气成因研究的主要依据[7-9]。龙凤山地区(以北2井为例)和东岭地区沙河子组天然气的有机烷烃气碳同位素系列均表现为随碳原子数的增加,碳同位素值增加,即δ13C1<δ13C2<δ13C3<δ13C4的正碳同位素系列(表2和图8),表明这些天然气均为有机成因气[10]。

表2　长岭断陷南部地区断陷层的天然气组分及碳同位素值数据

图8　长岭断陷天然气δ13C1-C1/(C2+C3)关系图版(戴金星图版)Fig.8　"Dai jinxing" graph about δ13C1～δ13C2 of gas in Changling Depression

一般而言,腐殖型天然气的烷烃气碳同位素值高于腐泥型天然气。根据戴金星的天然气δ13C1～δ13C2关系图版[11],龙凤山天然气样品主要为凝析油伴生气和腐殖型气(图8)。Lorant通过研究Ⅱ型干酪根在无水封闭体系下的动力学模型,应用乙烷和丙烷的同位素差值与乙烷和丙烷体积分数差值的关系研究天然气是干酪根热解成因还是油裂解成因[12-13]。长岭断陷南部地区的沙河子组烃源岩干酪根类型以Ⅱ型为主,因此“Lorant”图版适用于本区的天然气成因分析。从图9中可以看出北2井落在裂解气和干酪根降解气交界区域,因此,龙凤山地区的沙河子组天然气可能为裂解气和干酪根热降解气组成的混合气,而东岭地区以裂解气为主。

2.3天然气来源

2.3.1利用烷烃气碳同位素判定气源

由图10看出,东岭地区天然气中的烷烃气碳同位素值相近,分别为-41.1‰～-33.2‰、-30.8‰～-26.2‰、-27.5‰～-25.4‰和-27.4‰～-24.9‰;北2井天然气的δ13C1为-32.4‰、δ13C2为-21.4‰、δ13C3为-21.2‰、δ13C4为-19.8‰。整体上,同一烷烃气的碳同位素值北2井的天然气较东岭地区的重，因此北2井沙河子组的天然气与东岭地区的天然气可能非同源,也可能是同源不同演化阶段的产物。

2.3.2利用轻烃指纹判定气源

轻烃中的 C7系列常用于气源对比。轻烃中的甲基环巳烷热力学性质相对稳定,主要来源于陆源的高等植物,二甲基环戊烷主要来自于水生生物,正庚烷主要来自藻类和细菌,对成熟度作用十分敏感,是良好的成熟度指标。北2井天然气和凝析油具有相似的轻烃指纹,均具有较高相对含量的甲基环巳烷和低相对含量的正庚烷,与东岭地区的油气有所不同(图11和图12)。这表明北2井沙河子组天然气和凝析油同源,均来自本地沙河子组烃源岩,而与东岭地区油气表现一定的差异。

图10　长岭断陷南部地区断陷层天然气碳同位素连线Fig.10　Gas isotope series connection diagram in fault depression layers, southern area of Changling Depression

图11　长岭南次凹与东岭地区沙河子组凝析油与天然气的轻烃C7系列组成特征Fig.11　Triangle graph among C27,C28 and C29 of rock sample and oil sample of K1sh Formation in southern area of Changling Depression and Dongling area

轻烃参数能反映凝析油和天然气的成熟度。一般而言,成熟度越高,甲基环巳烷的含量越低,庚烷值越高。随着成熟度增加,甲基环巳烷向正庚烷或甲基环戊烷转变,导致甲基环巳烷指数变小、石蜡指数增大[14]。从图13可知,考虑到组分分馏平衡的影响,龙凤山地区断陷层原油的成熟度可能低于天然气的成熟度。

前已述及北2凝析气为腐殖型和腐泥型混合气。根据刘光耀(1989)所建的松辽盆地腐泥型气和腐殖型气的δ13C1-Ro关系方程,按腐泥型气和腐殖型气分别计算所得其成熟度Ro各为1.8%和0.9%,因此北2井天然气成熟度在0.9%～1.8%。由于北2井原油的C2920S/(20S+20R)比值为0.49,换算成对应Ro为0.9%,由此认为北2井天然气和原油是同一油源不同热演化阶段的产物,属于次生凝析气藏[15]。

图12　北2井沙河子组凝析油与天然气的轻烃图谱Fig.12　Light hydrocarbon atlas of K1sh Formation condensate oil sample and gas samples from well B2 in southern area of Changling Depression

图13　长岭断陷南部地区凝析油和天然气中甲基环巳烷指数和石蜡指数与庚烷值的关系Fig.13　Relationship between methylcyclohexane indexes, paraffin indexes and the heptane values of condensate oil and gas samples from southern area of Changling Depression

3　凝析油气藏的成因机制探讨

(1)高成熟演化阶段中的偏腐泥型的陆源有机质有利于生成大量的天然气和轻质油,为凝析油气藏的形成提供充分的物质基础。油源对比表明长岭南次凹沙河子组为北2井凝析气藏的主要烃源层。该区沙河子组为偏腐泥型干酪根,有机质丰度较高,实测镜质体反射率Ro为1.6%～2.2%,北2井生烃史模拟表明(图14),龙凤山地区沙河子组的偏腐泥型烃源岩在距今98～88 Ma时(Ro为1.2 %～1.6%),处于干酪根裂解生湿气阶段;在88 Ma至今,对应Ro为1.6 %～2.2%,主要处于原油裂解生湿气阶段,后期以生甲烷为主。高成熟演化阶段中的偏腐泥型的陆源有机质有利于生成大量的天然气和轻质油。

图14　北2井沙河子组和营城组烃源岩的成熟度演化模拟曲线Fig.14　Maturity evolution history curves of two major source rocks from K1sh Formation and K1yc Formation of well B2 in southern area of Changling Depression

(2)具有“早期热降解成气与晚期原油裂解成气”的多阶成藏模式。北201井3 397.84 m处流体包裹体镜下特征显示沙河子组储层中发育较丰富的成岩流体包裹体(图15,样品取自北201井,灰色荧光细砂岩,沙河子组,样品点深度 3 397.84 m),以气液两相盐水包裹体、气液两相烃包裹体和纯气相烃包裹体为主,其中与烃类包裹体共生的盐水包裹体主要沿两组石英颗粒次生裂隙呈带状分布,测得其均一温度分别为110.2～120.5 ℃和129.5～130.8 ℃两组,同时测得其对应的流体密度也有两组,分别为0.951～0.984和0.934 g/cm3。从包裹体产状、均一温度和流体密度分布来看,长岭断陷南部的龙凤山地区油气充注至少存在早晚两期。将测得的两组均一温度投点到北201井单井埋藏史——热史图上可知其成藏期为距今94～92 Ma和84 Ma,分别对应于泉头组沉积期和嫩江组末期(图16和图17)。结合生烃史模拟结果,龙凤山地区凝析油成藏具有有早期热解成气与晚期原油裂解成气”的多阶成藏模式。

图15　长岭次凹南部北201井沙河子组储层流体包裹体镜下特征Fig.15　Characteristic of reservoir fluid inclusion enclaves from well B201 in southern area of Changling depression

图16　利用包裹体均一温度在B201井单井埋藏史图上确定成藏期Fig.16　Using homogeneous temperature of fluid inclusions to determine the reservoir-forming period from burial history graph of single well B201

图17　北2井沙河子组储层盐水包裹体均一温度与密度分布频率Fig.17　Frequency histograms of homogenization temperature and density of fluid inclusion from well B2

(3)多期构造运动产生的断裂和不整合面为油气运移提供了良好输导层,上覆营城组中基性火山岩可作为良好的盖层。沙河子期——营城期为盆地断陷期,断陷期长岭断陷南部地区经历了多期构造运动,形成了系列NNW倾向的断层,它们沟通了长岭南次凹深部的沙河子组烃源岩;同时,沙河子组末期构造运动形成的T41(沙河子组顶面)不整合面也为油气提供了长距离侧向运移通道。泉头组沉积期,长岭南次洼沙河子组Ⅱ型干酪根生成的油气一方面沿T41不整合面侧向运移,一方面沿系列NNW倾的断层垂向运移,多路油气运至北2断鼻高部位汇聚成藏;嫩江组末期部分液态原油发生裂解成气。上覆大套营一段安山岩,作为良好的盖层,有利于油气保存。

综上所述,长岭断陷南部的龙凤山地区断陷层凝析气藏属于 “近源多向供烃,复合输导,早期热降解成气与晚期原油裂解成气”的多期成藏模式;而东岭地区断陷层的天然气成熟度高,主要为晚期原油裂解成气藏模式(图18)。

图18　长岭断陷南部龙凤山地区油气成藏模式Fig.18　Hydrocarbon accumulation model in southern area of Changling Depression

4　勘探潜力分析

(1)沙河子组顶部发育一套优质烃源岩,提供了优越的油源条件。长岭南部的龙凤山地区沙河子组顶部发育一套辫状河三角洲和湖相的灰黑色泥岩夹煤层,北2井揭示该套黑色泥岩厚约250 m,残留有机质丰度w(TOC)多大于1%,有机质类型以Ⅱ型为主,属于好烃源岩(图2与表1)。这套优质烃源岩发育于原始生产力中等、潮湿气候、低盐度、沉积速率较低的湖侵体系域和高位体系域早期，决定了这套优质烃源岩纵横分布的连续性,为长岭南部地区油气成藏提供了优越的油源条件。

(2)断裂、不整合面构成的三维网络输导体系为油气运移提供了良好的输导条件。断陷期,在边界断裂龙凤山—北正镇断裂强烈活动下,形成了众多的NNW倾向的伴生断层,并沟通沙河子组顶部的优质烃源岩,同时沙河子组末期构造运动形成了T41不整合面。NNW向的油源断层和T41不整合面构成的三维网络输导体系为本区油气运移提供了良好的输导条件。

(3)营城组末期时期形成的反转构造提供了圈闭条件。营城组沉积的末期存在一个短暂的挤压反转事件,造成部分剖面长度的缩短和长岭断陷南部局部地区的沙河子组地层发生挤压抬升剥蚀,营城期之前活动的同沉积正断层龙凤山断裂此时受到挤压而逆向活动形成负花转构造及反转背斜(图19),为本区油气成藏提供了良好的圈闭条件。

图19　长岭断陷南部龙凤山地区测线L396地震解释剖面Fig.19　Profile interpretion of fractures in southern area of Changling Depression(Line396)

(4)优越的保存条件以及多期油气充注,有利于油气富集。本区营城组发育大套中基性火山岩,岩性主要为安山岩和玄武岩,厚约40～150 m,锆石年龄为110～116 Ma。同时成藏期研究表明本区存在至少两期油气充注,镜下见丰富的烃类包裹体也表明龙凤山地区发生过规模油气充注。优越的保存条件以及多期油气充注,为龙凤山地区油气富集创造了有利条件。

总之,长岭南部地区邻近优质烃源岩区、具备“断裂-不整合”复合型油气输导体系、较发育的反转构造圈闭和存在多期油气充注,油气勘探潜力大,将是重要的油气增储地区。

5　结　论

(1)长岭断陷南部的龙凤山地区断陷层天然气主要为腐殖型气,部分为腐泥型气,表现为油裂解气和干酪根热降解气组成的混合,主要来自本地的沙河子组烃源岩,为同一油源不同热演化阶段的产物,属于次生凝析气藏,其成藏表现为“近源多向供烃,复合输导,早期热降解成气与晚期原油裂解成气”的多期成藏模式。

(2)发育优质烃源岩、营城组末期发生的构造反转运动形成的反转构造提供了圈闭条件,具备较好油气输导条件、存在多期油气充注,表明长岭南部地区油气勘探潜力大。

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(编辑刘为清)

Reservoir-forming mechanism and its exploration potential of Songliao Basin in the southern area of Changling Depression

LI Hao1, LU Jianlin1, WANG Baohua1, ZUO Zongxin1, LI Ruilei2, ZHU Jianfeng2, SHEN Zhijie3

(1.Wuxi Petroleum Geology Research Institute of SINOPEC, Wuxi 214126, China;2.ExplorationandDevelopmentResearchInstitute,NortheastOil&GasBranch,SINOPEC,Changchun130062,China;3.TheFourthOilProductionPlant,PetroChinaHuabeiOilfieldCompany,Langfang065000,China)

The hydrocarbon genesis and reservoir-forming of Longfengshan in the southern Changling Depression was investigated using the geochemical characteristics of natural gas composition, light hydrocarbon fingerprint, carbon isotopes and biomarker, as well as the reservoir fluid inclusion. Also the geological condition and hydrocarbon generation-thermal histories were combined to study the reservoir-forming mechanism. The results show that the genesis of gas in Longfengshan sub-sag is a gas mixture composed of humic and sapropelic gas which consists of oil cracked gas and kerogen thermal degradation gas. It is also found that the natural gas and condensate of reservoir is mainly K1sh Formation source rock, in which the maturity of oil is lower than that of natural gas. This is the product of different thermal evolution stages of the same oil source, which belongs to the secondary condensate reservoir. The reservoir-forming exhibits the multi-stage reservoir model of "single source for hydrocarbon, multi-type carrier system and early kerogen catalyzed gas accumulation and late oil cracked gas accumulation". The developed excellent source rocks and the formed tectonic inversion in the southern Changling Depression supply trap conditions, which present good fluid transporting conditions and multi-period hydrocarbon accumulation showing great potential for oil and gas exploration.

natural gas origin; oil-source correlation; condensate; K1sh Formation; Changling Depression; Songliao Basin

2015-12-03

中石化科技部课题(P13073)

李浩(1984-),男,博士,研究方向为石油地质。E-mail: lh107033@163.com。

1673-5005(2016)03-0044-11doi:10.3969/j.issn.1673-5005.2016.03.006

P 631.81

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