二连盆地白音昆地凹陷腾2块下白垩统烃源岩特征

马成龙 张新新 崔 洁 董文波 吴 英 李渔刚

（ 1 中国石油辽河油田公司勘探开发研究院；2 中国石油集团长城钻探工程有限公司录井公司；3 中海油田服务股份有限公司油田生产事业部油田生产研究院 ）

二连盆地白音昆地凹陷腾2块是辽河油田外围勘探开发的重点区块，但目前凹陷总体勘探程度较低，尤其是烃源岩地球化学特征研究尚处于起步阶段[1-3]。烃源岩发育程度和性质差异一定程度上决定了含油气盆地内油气分布的总体规模，而烃源岩的地球化学特征反映了烃源岩的发育程度，其对评价含油气盆地或区块内的资源潜力具有重要意义[4-9]。常规的烃源岩评价方法有很多，主要包含实验分析评价法和测井评价法等[10-13]。本文以70.45m岩心和415个岩屑样品为研究对象，采用实验分析评价法，以油气地球化学为理论指导，通过大量系统的采样、测试，应用地球化学分析技术[14-17]，从烃源岩评价角度入手，对研究区烃源岩品质作了细致研究，由此取得的一系列地质认识，为该区下一步油气勘探与油气资源评价提供了技术支持。

1 区域地质背景

白音昆地凹陷地处内蒙古赤峰市克什克腾旗地区，构造上位于二连盆地东部，南与腾格尔坳陷相邻，西北与乌尼特坳陷相邻，凹陷东西两侧发育两条控凹断层，北东向展布，南北长约50km，东西宽约6～10km，面积为500km2，整个凹陷呈东缓西陡的箕状断陷结构特点。白音昆地凹陷早白垩世为断陷湖盆沉积，烃源岩主要发育于下白垩统，储层以砂岩和凝灰质砂岩为主，盖层为下白垩统上部的泥岩层。下白垩统自下而上发育义县组、九佛堂组、沙海组和阜新组，其烃源岩在该4套地层内均有分布[18-20]。研究区腾2块则位于白音昆地凹陷南部（图1），是前期勘探预测出的油气有利富集相带。

图1 白音昆地凹陷腾2块位置图

2 烃源岩厚度及分布特征

早白垩世是白音昆地凹陷深陷期，腾2块烃源岩主要分布于半深湖—深湖相带中[2-3]，在滨浅湖和扇三角洲前缘等相带内也有一定展布，岩性主要为深灰色、灰黑色泥页岩。受白垩纪同生断层控制，烃源岩厚度变化较大，依据陆相烃源岩有机碳含量TOC＞0.5%的丰度下限标准，腾B井烃源岩单层厚度为5～106m，单层平均厚度为16m，累计平均厚度在580m以上。在单井烃源岩厚度分析的基础上，结合地震反演技术对烃源岩厚度的平面变化特征进行预测，结果表明研究区内自北向南，烃源岩厚度逐渐增大（图2a），这与南部地区近物源的沉积特征相一致。层位上，烃源岩主要集中分布在下白垩统沙海组和九佛堂组，其中沙海组烃源岩平均厚度为300.2m，九佛堂组烃源岩平均厚度为279.5m（表1）。义县组烃源岩主要分布在北部腾B井附近，中部和南部不发育；九佛堂组烃源岩由南向北厚度逐渐减少；沙海组烃源岩中部和北部相对较发育，南部稍差；阜新组烃源岩南部厚度最大，中部和北部受古近纪—-新近纪构造运动影响，地层遭受了大量剥蚀，烃源岩厚度减薄。

3 烃源岩有机质丰度特征

有机质是烃源岩中油气生成的物质基础，是衡量烃源岩生烃潜力大小的重要参数[15]，因此有机质丰度是烃源岩评价的一个重要内容[21-22]。在其他条件相近的前提下，岩石中有机质丰度越高，其生烃能力越强。本文依据陆相烃源岩有机质丰度评价标准[23-26]，采用总有机碳含量TOC以及生烃潜量（S1+S2）两个参数对腾2块烃源岩进行了综合评价。

从TOC的统计分析来看，沙海组和九佛堂组以好烃源岩为主，TOC平均值分别达到1.33%和1.16%，其中TOC＞1%的样品出现频率分别占74.34%和56.05%（图3a）。阜新组样品偏少，但现有分析显示其烃源岩也达到了中等偏好的程度，义县组烃源岩的TOC特征表明其烃源岩有机质丰度很差。而生烃潜量（S1+S2）的分析结果表明，沙海组和九佛堂组烃源岩生烃潜量平均值分别达到3.14 mg/g和5.90mg/g，以中等烃源岩为主，其中沙海组烃源岩S1+S2在2～6mg/g的样品出现频率为49.35%，而九佛堂组烃源岩S1+S2＞6mg/g出现的频率为42.68%（图3b）。

二者对比分析，TOC表征的烃源岩有机质丰度要高于生烃潜量表征的烃源岩有机质丰度。因此综合分析认为，腾2块烃源岩总体表现为中等—好级别，其中九佛堂组以好烃源岩为主，沙海组以中等烃源岩为主，义县组主要为非烃源岩。九佛堂组烃源岩在研究区中部以好烃源岩为主，TOC和生烃潜量平均值分别为1.19%和7.496mg/g，南部和北部主要以中等—好烃源岩为主；沙海组烃源岩在研究区南部最好，TOC和生烃潜量平均值分别为1.56%和3.44mg/g。另外，根据区块内完钻井资料，结合区块内整体的构造、沉积特征，并以邻近区块研究成果和重点探井相应数据进行约束，分别绘制出腾2块烃源岩TOC、热解峰温Tmax及烃源岩排烃量q排的平面分布图（图2）。从图2b中可以看出，研究区中部腾C井附近烃源岩有机质丰度最为优越，TOC＞1.4%，S1+S2＞6.05mg/g。

图2 腾2块下白垩统烃源岩属性特征平面分布图

表1 腾2块下白垩统烃源岩厚度统计表 单位：m

图3 腾2块下白垩统烃源岩有机碳含量（a）、生烃潜量（b）统计直方图

4 烃源岩有机质类型特征

有机质的类型决定了烃源岩油气产出的性质，有机质类型越好，越有利于烃源岩油气的生成。岩石热解参数中的氢指数（IH）与烃降解率（D）可反映出有机质来源和类型，是进行有机质类型评价的常用参数[23-25]。

分析结果表明，九佛堂组氢指数最高，139个样品点的氢指数一般分布在101.33～808.67mg/g，平均为439.2mg/g，其中氢指数在350～700mg/g范围内的样品点占58.27%；沙海组氢指数较低，145个样品点的氢指数一般分布在65.81～608mg/g，平均为219.17mg/g，其中氢指数在350～600mg/g范围内的样品点占58.27%；从Tmax—IH关系图（图4a）可看出，九佛堂组烃源岩以Ⅱa—Ⅱb型为主，沙海组烃源岩以Ⅱb—Ⅲ型为主。九佛堂组烃降解率最高，139个样品点的烃降解率一般分布在9.07%～77.14%，平均为40.44%，其中烃降解率在30%～70%范围内的样品点占63.31%；沙海组烃降解率较低，145个样品点的烃降解率一般分布在5.52%～51.27%，平均为18.59%，其中烃降解率在10%～30%范围内的样品点占80%；从Tmax—D关系图（图4b）可看出，九佛堂组烃源岩部分样品为Ⅰ型，但以Ⅱa—Ⅱb型为主，沙海组烃源岩以Ⅱb—Ⅲ型为主。

图4 腾2块下白垩统烃源岩Tmax—IH（a）和Tmax—D（b）关系图

平面上，研究区中部和北部九佛堂组的氢指数、烃降解率高于南部，中部和北部烃源岩类型以Ⅱb型为主，南部烃源岩类型以Ⅱa—Ⅱb型为主；沙海组烃源岩类型平面分布比较均匀，主要以Ⅱb—Ⅲ型为主。

另外，干酪根类型指数（KTI）可用来衡量干酪根类型，其在一定程度上具有恢复干酪根原始生烃潜力的能力。KTI是一个介于0～100之间的衡量有机质生烃能力的数值指标，其值越大，表明有机质的生烃潜力越高[26]。纵向上，九佛堂组的KTI最高，平均为88.23%，有机质类型最好；沙海组的KTI相对稍差，平均为74.1%，有机质类型较好。平面上，九佛堂组的KTI在研究区中部最好，达到94.97%；沙海组平面分布较均匀，KTI指数差别不大。

综上所述，虽然两种分析结果略有差异，但总的特征表明腾2块烃源岩类型以Ⅱa、Ⅱb型和Ⅲ型为主，部分样品为Ⅰ型，其中九佛堂组烃源岩好于沙海组烃源岩。同时结合KTI值，腾2块烃源岩总体属于优质烃源岩。

5 烃源岩有机质成熟度特征

沉积岩中有机质丰度和有机质类型是生成油气的物质基础，但有机质只有达到一定的热演化程度才能开始大量生烃[27-28]。有机质成熟度代表了沉积有机质向石油转化的热演化程度，是表征有机质成烃有效性和产物性质的重要参数[29]，较好的有机质成熟度有利于油气的大量生成。不同的有机质类型，其成熟度指标略有不同[16]，本文主要应用Tmax来研究有机质的成熟度特征，同时结合现有样品点的镜质组反射率Ro分析数据加以评判。从Tmax数值特征来看（表2），九佛堂组烃源岩Tmax平均值最高，达到447℃，并且北部区域烃源岩的Tmax高于中部和南部区域，普遍达到生凝析油阶段。整个区块内，腾2块烃源岩热演化程度整体上已经达到生油阶段，部分Ⅱ型烃源岩达到凝析油、湿气阶段，其中393个样品达到生油阶段，约占样品总数的75%，120个样品达到凝析油、湿气阶段，约占样品总数的23%。平面上，腾2块下白垩统烃源岩Tmax特征显示其总体上处于低成熟—成熟阶段（图2c），由南向北Tmax逐渐增大，反映出烃源岩热演化程度逐步加深，北部地区较高的有机质成熟度得益于义县组下部火山岩的广泛发育，成藏时受较强的火山岩脉活动影响，促使烃源岩特别是九佛堂组烃源岩大面积处于成熟至高成熟阶段[1-3]。

表2 腾2块下白垩统烃源岩Tmax统计

从Tmax与深度散点关系图上看（图5a），腾2块烃源岩随埋深增加Tmax逐渐增大，在埋深700m左右，Tmax发生调整，同时Ro数据的分布特征也与Tmax变化规律相一致，因此综合来看，沙海组中部的烃源岩处于低成熟阶段；埋深900m以后，九佛堂组烃源岩广泛成熟，处于成熟阶段。阜新组和义县组的烃源岩只在研究区北部即腾B井附近有薄层分布，阜新组烃源岩总体上处于未成熟—低成熟阶段，义县组烃源岩则处于成熟阶段。

6 烃源岩生排烃特征

生烃门限是指有机母质演化过程中开始大量向油气转化的临界地质条件。随着埋深的增加，干酪根逐渐成熟裂解为可溶有机质，其间Tmax、S1/TOC随埋深均有明显的增加，其突变的深度节点可以确定烃源岩的生烃门限[17]。图5b中沙海组S1/TOC数据点在350m左右出现了较为明显的数值增大，表明此深度范围油气开始大量生成，但值得注意的是，沙海组中下部的烃源岩成烃条件变差，未有大量油气生成，最为直接的证据就是该层段处样品点Tmax值明显小于440℃及Ro＜0.5%的成熟门限，烃源岩处于未成熟状态。九佛堂组烃源岩的生烃门限在950m左右（图5b)，但生烃特征具有周期旋回的特点，具体来说，九佛堂组烃源岩在埋深950m左右发育的第一套烃源岩进入生烃门限，大量生烃，而1150m埋深处的第二套烃源岩上部未能表现出很好的生烃特征，在埋深1200m处，烃源岩Tmax及Ro明显处于成熟阶段（图5a)，其再次进入生烃门限，1500m以下的烃源岩总体上处于成熟阶段下的生烃状态。

图5 腾2块下白垩统烃源岩生排烃模式图

当烃源岩生烃量饱和了自身吸附、孔隙水溶解、油溶解(气)和毛细管封堵等多种形式的存留需要，就开始以游离相大量排运油气，这一对应的深度称为排烃门限[30-31]。本文采用（S1+S2）/TOC分析主力烃源岩的排烃门限，当样品点的（S1+S2）/TOC数据位于外包络线的极大值拐点处时，其对应的深度即为排烃门限。从图5c中可以看出，腾2块沙海组烃源岩排烃门限在500m左右，与生烃门限对比后，反映出沙海组500m埋深以上的很大部分烃源岩不能实现有效的排烃；九佛堂组排烃门限在1050m左右，该层段烃源岩进入排烃门限后，即可大量排烃，单个样品点峰值处的排烃量达到45.25mg/g，油气转化系数达到0.81，反映出较高的排烃效率。上述各层系烃源岩生排烃门限上的明显差异反映出研究区内下白垩统烃源岩层经受了不同的热动力作用，具有不同的地温场特征，具体来说，研究区下白垩统烃源岩经受了第四纪更新世以来的新构造运动，火山岩浆沿断裂带呈裂隙式喷溢至上部地层，形成大面积的玄武岩被，在此期间，九佛堂组受岩浆活动影响明显，烃源岩大规模成熟，进入生排烃阶段；而未受岩浆活动影响或影响较小的层段，烃源岩的生排烃能力就较差[18-19]。

依据程克明等[24]建立的有机质原始生烃潜量恢复系数计算关系式，对研究区内烃源岩的原始生烃潜量、原始生烃量、排烃量和油气转化系数进行了定量表征[16]，即烃源岩在生烃高峰期时，具有最大的生烃潜量即原始生烃潜量St及原始生烃量q生，而现今烃源岩的排烃量q排为原始生烃潜量St与现今生烃潜量（S0+S1+S2）的差值，对应的烃源岩总的油气转化系数就是烃源岩原始生烃量与原始生烃潜量的比值。具体计算公式为：

式中 St——烃源岩原始生烃潜量，mg/g；

K——烃源岩热演化分数；

q生——烃源岩原始生烃量，mg/g；

q排——烃源岩排烃量，mg/g；

K转——油气转化系数；

S0——烃源岩气态烃量，mg/g；

S1——烃源岩液态烃量，mg/g；

S2——烃源岩残余热解烃量，mg/g。

高的原始生烃潜量与排烃量特征是促使烃源岩有效生排烃的必要条件。从原始生烃潜量、排烃量的对比分析可以看出，阜新组及下部义县组的原始生烃潜量与排烃量都较小，同时油气转化系数也不高（表3、图6），且烃源岩厚度不大，因此这两组烃源岩对腾2块油气成藏的贡献不大。相对而言，九佛堂组烃源岩的原始生排烃能力最好，并且在烃源岩周围的砂岩储层及火山岩储层内形成了很好的油气显示。从排烃量的平面分布图上看（图2d），腾2块的中部和北部地区烃源岩单位质量的排烃量最为可观，平均排烃量达到5.8mg/g，显示出较好的排烃能力；南部地区排烃能力相对较差，这与南部较低的烃源岩成熟度有关，即低的有机质成熟度下，无大量油气生成。

表3 腾2块下白垩统烃源岩定量评价数据统计表

腾2块南部的烃源岩（以近区块边部的腾A井为例）单层厚度不大，特别是沙海组，较差的原始生排烃能力是导致周边砂岩储层未见良好油气显示的重要因素（图6）。区块中部至北部，优质烃源岩的单层厚度变大，有机质成熟度增大，原始生排烃量增大，油气转化效率提高，形成了较好的油气分布。腾2块储层发育扇三角洲前缘相砂体，具有中孔低渗储集特征，同时结合源储匹配关系（图7），油气近源成藏，有效烃源岩分布是油气成藏的首要条件，因此认为在区块中部和北部的九佛堂组内，以厚度大、高效生排烃的优质烃源岩发育带为根本条件[32]，进行有利开发区带的优选，是提高下一步开发成功率的重要思路。

图6 腾2块腾A井—腾C井—腾B井下白垩统烃源岩原始生烃潜量与排烃量连井对比剖面图

图7 腾2块下白垩统烃源岩、储层空间配置剖面示意图

7 结论

（1）岩心、岩屑及井震资料结合区域地质情况说明，烃源岩主要集中分布在白垩系沙海组和九佛堂组，岩性主要为灰色、深灰色泥页岩，累计厚度在700m以上，其中沙海组烃源岩平均厚度为300.2m，九佛堂组烃源岩平均厚度为279.5m；平面上，北部地区沙海组和九佛堂组烃源岩在厚度和分布特征上，要好于南部地区。阜新组烃源岩尽管有机质丰度较高，但是其成熟度较低，生排烃能力较差，同时因构造抬升遭受剥蚀，烃源岩厚度薄，因此不作为优质烃源岩层。

（2）烃源岩基本评价参数分析显示，腾2块九佛堂组烃源岩有机质丰度最高，为好烃源岩，有机质类型以Ⅱa—Ⅱb型为主，处于生油—凝析油阶段，部分样品处于湿气阶段；沙海组烃源岩有机质丰度次之，为中—好烃源岩，有机质类型以Ⅱb—Ⅲ型为主，处于生油—凝析油阶段。总体上看，腾2块烃源岩有机质丰度高，烃源岩类型以Ⅱa—Ⅱb型和Ⅲ型为主，热演化程度达到生油阶段。

（3）根据腾2块烃源岩的S1/TOC、(S1+S2)/TOC、St与q排等参数特征，认为九佛堂组烃源岩生、排烃门限分别为950m和1050m，沙海组烃源岩生、排烃门限分别为350m和500m;九佛堂组烃源岩St为13.26mg/g，q生为8.10mg/g，q排为7.68mg/g，其生油潜力要远好于沙海组烃源岩的生油潜力。区域上，由南向北，腾2块烃源岩生排烃能力逐渐变强，储层油气显示变好，鉴于腾2块储层物性及源储匹配关系，建议在区块中部和北部的九佛堂组优选厚度大、生排烃效率高的烃源岩发育带，进行有利开发区带的评价。