二连盆地东北部下白垩统烃源岩有机相与生烃特征

程志强，王飞宇，江涛，任利兵，吴子强，谢红

（1.中国石油大学 地球科学学院，北京 102249；2.中国石油 华北油田分公司 勘探开发研究院，河北 任丘 062552；3.中国石油 渤海钻探工程公司 第二录井公司，河北 任丘 062552）

有机质的母质类型决定其生烃量的大小和所生 烃类性质，既使烃源岩有机碳含量和成熟度相近，生烃母质不同的烃源岩其生烃量和烃类性质也会有显著差异。因此，研究烃源岩有机相在评价凹陷生油潜力和预测烃类流体性质等方面具有重要作用。国内外不同学者根据具体研究情况对有机相进行不同定义与分类[1-9]，但前人关于有机相划分方案所选用参数较多，主要是对烃源岩生烃潜力进行定性评价，而在定量计算烃源岩生烃量时存在一定不足，并且分类方案缺乏对烃源岩生烃特征的研究以及生成烃类性质的预测。本文在对巴音都兰凹陷和乌里雅斯太凹陷南洼烃源岩显微组分和沉积环境研究的基础上，选用Pepper基于干酪根生烃动力学的相对简单划分方案，对烃源岩有机相进行分类[10]。该分类方法中每种有机相都有相对应的生烃动力学模型，因此，可以对烃源岩进行分级评价和定量评估烃源岩生烃潜力，从而可很好地解决湖相烃源岩强非均质性描述问题，同时也可有效预测不同有机相烃源岩生烃特征。

二连盆地富油凹陷已处于高勘探程度阶段，以往将暗色泥岩作为烃源岩的评价方法无法满足精细勘探需求，而运用Pepper有机相分类方案对烃源岩进行分级评价，可使评估结果更加客观、可靠。同时在烃源岩有机相分类基础上，结合生烃特征，厘定不同烃源岩有机相与生烃特征内在联系，从而可通过有机相描述与烃源灶精细表征，预测生成烃类性质和组分，在二连盆地油气勘探中具有一定的指导和实践意义。

1 区域地质概况

图1 巴音都兰凹陷与乌里雅斯太凹陷南洼阿尔善组顶面构造

二连盆地是在海西运动期褶皱基底上发育起来的中生代—新生代裂谷断陷盆地，整体可划分为5个坳陷和4个隆起。盆地内凹陷与凸起相间发育，大小不等，形状各异，大部分都为北东—南西走向[11]。巴音都兰凹陷和乌里雅斯太凹陷是二连盆地中较早进行油气勘探并发现工业油流的凹陷，同位于二连盆地东北端（图1）。巴音都兰凹陷位于马尼特坳陷东北部，北靠巴音宝力格隆起，为北东—南西向长条状的东南断、西北超的中生代箕状凹陷，面积近1 200 km2.巴音都兰凹陷早期为统一洼槽，腾一段沉积末期，由于构造反转，形成了巴Ⅰ号构造带和包楞构造带，将凹陷分割成南、中、北3个次洼槽。南洼面积较大，构造演化复杂，发育多期次构造反转，北洼结构较为单一[12]。乌里雅斯太凹陷位于巴音宝力格隆起，整体呈北东—南西向长条形展布，具有西北断、东南超的半地堑结构特点[13]，凹陷分为南、中、北3个次级洼槽，南洼长约70 km，宽16～20 km，面积约1 100 km2，基岩最大埋深4 500 m.乌里雅斯太凹陷南洼构造简单，在斜坡上发育了2个低幅度鼻状构造，将南洼槽分割成“三洼夹两突”的构造格局。

二连盆地下白垩统自下而上发育阿尔善组（K1a）、腾格尔组（K1t）和赛汉塔拉组（K1s），其中腾格尔组可分为腾一段（K1t1）和腾二段（K1t2），地层总体由一个大的粗—细—粗的完整沉积旋回构成。阿尔善组形成于裂谷断陷早期，为滨浅湖扇三角洲相砾岩、砂砾岩，局部夹泥岩和白云质灰质泥岩。腾一段沉积期为裂谷强烈断陷期，岩性以泥岩为主，夹砂岩、砂质泥岩；腾二段沉积期为断拗转换期，岩性以泥岩夹砂岩为主，底部为砂砾岩。赛汉塔拉组形成于裂谷拗陷沉降期，以河流相含砾砂岩、碳质泥岩为主。二连盆地下白垩统主要发育阿尔善组、腾一段和腾二段共3套烃源岩，不同凹陷优质烃源岩发育层位和烃源岩成熟度存在一定差异：巴音都兰凹陷主力烃源岩为阿尔善组顶部白云质灰质泥岩和下部泥岩，乌里雅斯太凹陷南洼主力烃源岩为阿尔善组顶部和腾一段下部泥岩。巴音都兰凹陷储集层主要为扇三角洲和辫状河三角洲砂体，乌里雅斯太凹陷南洼储集层为扇三角洲和湖底扇砂体，二连盆地普遍发育腾一段和腾二段厚层泥岩区域性盖层。

2 样品及实验分析

本文主要根据烃源岩样品和原油样品物性与地化参数，分析二连盆地两类烃源岩有机相与生烃特征。烃源岩样品取自巴音都兰凹陷和乌里雅斯太凹陷南洼阿尔善组、腾一段和腾二段；巴音都兰凹陷原油样品主要取自阿尔善组，乌里雅斯太凹陷南洼原油样品取自阿尔善组和腾一段。烃源岩样品有机碳含量测定和热解分析分别利用LECOCS-230碳硫测定仪和OGE-Ⅱ油气评价工作站进行，部分原油样品进行饱和烃气相色谱（GC）和色质谱（GC-MS）分析。气相色谱分析在GC-FID仪器上进行，色谱柱为30 m×0.25 mm×0.25μm HP-5Ms弹性石英毛细管柱，载气为氦气；色质谱分析在Agilent 7890-5975c气相色谱质谱联用仪上完成，色谱柱为60 m×0.25 mm×0.25μm HP-5Ms弹性石英毛细管柱，载气为氦气。

3 烃源岩有机相

巴音都兰凹陷与乌里雅斯太凹陷同位于二连盆地东北端，两凹陷相距仅30 km，但烃源灶精细分析表明，巴音都兰凹陷与乌里雅斯太凹陷南洼烃源岩有机相存在较大区别（图2），主要表现在巴音都兰凹陷烃源岩主体为C相，初始氢指数为400～800 mg/g，而乌里雅斯太凹陷南洼烃源岩为D/E相，初始氢指数为200～400 mg/g.

此次烃源岩有机相研究采用Pepper基于干酪根生烃动力学将湖相烃源岩分为C相、D/E相和F相方案[10]（表1）。C相烃源岩为典型湖相烃源岩，主要生物组成为藻类或细菌，有机质以层状藻类体和结构藻类体为主，有机显微组分主要为腐泥组，无定形体含量较高，二连盆地典型C相烃源岩有机质在荧光条件下发强烈黄色荧光（图3）。C相烃源岩氢碳原子比主体为1.2～1.8，初始氢指数为400～800 mg/g；烃源岩形成于偏还原沉积环境，以低Pr/Ph和高伽马蜡烷含量为特征，C相烃源岩对应法国石油研究院干酪根分类中Ⅰ型干酪根。D/E相烃源岩主要生物组成为高等植物来源角质、树脂、木质素和细菌等，有机显微组分主要为腐泥组、壳质组和镜质组混合型，该类型烃源岩形成于偏氧化的沉积环境，D/E相烃源岩初始氢指数为200～400 mg/g，氢碳原子比主体为0.6～1.2，对应典型Ⅱ型—Ⅲ型干酪根。F相主要生物组成为陆源高等植物，为腐殖型有机质，有机显微组分以壳质组和镜质组为主，与Ⅲ型干酪根相对应。

C相烃源岩为倾油型烃源岩，生油早期阶段可排出低熟油，随成熟度增加可生成轻质油；D/E相烃源岩生油能力较差，仅在成熟阶段排出轻质原油，在高成熟阶段排出高气油比油气，主要为轻质油和凝析气；F相烃源岩以生气为主。烃源岩氢指数较低时，烃源岩母质以陆源有机质为主，烃源岩吸附能力较强，可能仅选择性排出轻质组分，因此原油油质较轻；而随着烃源岩氢指数增加，生烃母质主要为藻类和腐泥有机质，烃源岩吸附能力减弱，排出原油油质变差。

选取巴5井和太53井进行烃源岩对比研究（图4）。太53井位于乌里雅斯太凹陷南洼斜坡中带，完钻层位为阿尔善组。太53井阿尔善组下部主要为砂砾岩沉积，上部以泥岩为主。腾一段下部岩性主要为泥岩，湖底扇发育层段岩性主要为含砾砂岩；上部以含砾砂岩和泥岩为主。太53井烃源岩初始氢指数主体为200～400 mg/g，烃源岩质量较差，主体为D/E相。凹陷D/E相烃源岩主要分布在阿尔善组顶面构造层附近，该时期在层序上为最大湖泛面时期，凹陷湖平面较广，相对于其他体系域更有利于有机质保存和烃源岩发育，平面上D/E相烃源岩主要分布在凹陷斜坡中带。

图2 巴音都兰凹陷与乌里雅斯太凹陷南洼烃源岩氢指数分布直方图及典型井氢指数与有机碳含量关系

表1 不同有机相烃源岩特征及产物描述

巴5井位于巴音都兰凹陷南洼巴Ⅰ号构造带，完钻层位为侏罗系。巴5井阿三段以砂砾岩为主，局部夹泥岩；阿四段为白云质泥岩、粉砂岩、泥岩和白云岩。腾一段下部主要为泥岩和砂岩，上部为砂砾岩和泥岩。巴5井阿四段发育大套以白云质泥岩和白云岩为主的特殊岩性段，白云质泥岩和白云岩厚度占比可达48.6%，该岩性段具电阻率变化快和自然伽马高的特点。研究发现，巴音都兰凹陷特殊岩性段中缺乏蒸发环境矿物，白云岩为埋藏白云岩化作用的产物，白云岩化作用的母质为凝灰物质[14]。巴5井烃源岩初始氢指数为400～800 mg/g，烃源岩主体为C相，并且优质烃源岩主要为阿四段上部白云质泥岩以及阿四段下部和阿三段泥岩段。巴5井烃源岩数据分析表明，特殊岩性段烃源岩有机质丰度，特别是可溶有机质含量比泥岩段高。烃源岩成熟度方面，白云质泥岩有机质热演化程度较低，但有机质具有较高的转化率，烃源岩处于低成熟阶段。单井烃源岩地化参数显示，白云质泥岩具有较高伽马蜡烷/C31藿烷，同时Pr/Ph较小，表明其沉积于水体分层的微咸水还原环境，有利于C相优质烃源岩发育。C相烃源岩以富氢的腐泥组为主的特点决定烃源岩具有较低生排烃门限，同时强还原条件下形成的特殊岩性段对形成未成熟—低成熟油具有重要意义。

二连盆地巴音都兰凹陷与乌里雅斯太凹陷南洼在烃源岩有机相与烃源岩展布具有较大差异，烃源岩发育主要受湖盆类型、有机质输入、可容空间变化和有机质保存条件等因素影响[15]。巴音都兰凹陷具有中等沉积速率，为平衡补偿型湖盆，这类湖盆具有良好的水体化学分层[16]，有机质以湖相藻类为主，有利于倾油型优质烃源岩的发育和保存。乌里雅斯太凹陷南洼具有继承性发育特点，沉积速率较高，为超补偿型湖盆。该类湖盆沉积物供给速率大于潜在可容空间增长速率，具有典型的岸线进积结构。烃源岩有机质主要为陆源，同时具有相对较低的有机质富集程度，沉积环境为偏氧化型[17-18]，不利于有机质保存，烃源岩质量较差。

图3 二连盆地典型C相与D/E相烃源岩显微组分特征

4 原油特征

巴音都兰凹陷油气纵向上集中分布在阿尔善组顶部，平面上主要聚集在巴Ⅰ号构造带、巴Ⅱ号构造带和包楞构造带，含油层系主要为阿尔善组。乌里雅斯太凹陷油气勘探主要集中在南洼槽斜坡带，钻井发现了腾一段和腾二段2套含油层，并且主要富集在腾一段底部湖泛泥岩附近，平面上富集于斜坡中带，主要集中在苏布构造带和木日格构造带两个低幅鼻状构造中。烃源岩有机相决定生烃特征，巴音都兰凹陷原油性质与乌里雅斯太凹陷原油相比具有明显差异。

4.1 原油物性特征

巴音都兰凹陷和乌里雅斯太凹陷原油在不同井区和不同层段具有一定的差异性（表2）。从整体上看，巴音都兰凹陷原油API主体为15°～30°，原生原油主体为中质油，部分位于包楞构造带井段原油由于埋藏较浅，受后期氧化和生物降解作用影响原油油质较重。巴音都兰凹陷原油较二连盆地其他富油凹陷具有低蜡高硫的特点，平均含硫量为0.33%，平均含蜡量为15.0%.而乌里雅斯太凹陷南洼原油API主体为35°～45°，为轻质油，原油具有总胶质含量低、高蜡低硫的特点，平均含硫量和平均含蜡量分别为0.07%和20.40%（图5）。巴音都兰凹陷和乌里雅斯太凹陷原油含硫量与胶质+沥青质含量具有很好的相关关系，其中乌里雅斯太凹陷原油具有较低的胶质和沥青质含量表明，乌里雅斯太凹陷原油具有较高的成熟度。

4.2 原油地化特征参数

4.2.1 成熟度与生源参数

原油奇偶优势（OEP）可以用来初步判断原油成熟度[19]，成熟阶段OEP接近1.00.巴音都兰凹陷原油与油砂OEP为1.04～1.66，平均为1.20，乌里雅斯太凹陷原油OEP为1.04～1.16，平均为1.10，表明乌里雅斯太凹陷原油具有更高成熟度；同时，巴音都兰凹陷和乌里雅斯太凹陷原油样品饱和烃气相色谱图也表明乌里雅斯太凹陷原油成熟度更高（图6）。甾烷异构化参数C2920S/C29（20S+20R）和C29ββ/C29（ββ+αα）是表征原油成熟度的常用参数[19]，随着成熟度增加，甾烷生物构型向地质构型转化；侧链上R构型向S构型转化，环上α构型向β构型转变，异构化反应最终达到平衡。巴音都兰凹陷原油C2920S/C29（20S+20R）和C29ββ/C29（ββ+αα）分别为0.10～0.50和0.16～0.51，表明凹陷存在未熟—低熟—成熟阶段原油；乌里雅斯太凹陷原油C2920S/C29（20S+20R）和C29ββ/C29（ββ+αα）平均值分别为0.48和0.54，处于成熟阶段（图7）。利用Pr/nC17与Ph/nC18相关关系图，可判断原油成熟度和烃源岩生烃母质[20]（图8）。巴音都兰凹陷和乌里雅斯太凹陷Pr/nC17与Ph/nC18关系图表明，乌里雅斯太凹陷原油成熟度比巴音都兰凹陷高，同时巴音都兰凹陷生油母质主体为湖相藻类，有机显微组分以腐泥组为主；而乌里雅斯太凹陷生油母质主要为混合有机质，以高等植物树脂和细菌为主，以湖相藻类为辅，有机显微组分主要为腐泥组、壳质组和镜质组混合型。

表2 乌里雅斯太凹陷和巴音都兰凹陷原油物性

4.2.2 沉积环境参数

姥鲛烷与植烷是类异戊二烯烷烃中常用表征烃源岩沉积环境的标志化合物[21]，姥鲛烷与植烷比值（Pr/Ph）可用来确定氧化还原条件，强还原条件Pr/Ph远小于1.0，强氧化条件Pr/Ph一般大于3.0.巴音都兰凹陷烃源岩平均Pr/Ph为0.54，具有较强植烷优势，同时还原硫含量普遍较高，重排甾烷含量很低，代表强还原沉积环境；乌里雅斯太凹陷南洼烃源岩平均Pr/Ph为1.40，为弱氧化沉积环境。Pr/Ph可能也受成熟度一定影响，因此可结合其他参数综合判断[22]。巴音都兰凹陷与乌里雅斯太凹陷烃源岩平均硫碳比分别为0.07与0.03，这也表明巴音都兰凹陷具有较强还原环境。研究表明伽马蜡烷是水体分层的标志，同时伽马蜡烷和高盐环境伴生但并不仅仅局限于高盐水体中[23-24]。巴音都兰凹陷烃源岩和原油样品具有较高伽马蜡烷/C31藿烷（图9），但研究发现巴音都兰凹陷特殊岩性段中缺乏蒸发环境矿物，且微量元素分析表明水体性质为淡水—微咸水环境[25]。因此，巴音都兰凹陷烃源岩形成于水体分层的淡水—微咸水还原环境，有利于形成优质烃源岩。乌里雅斯太凹陷烃源岩和原油伽马蜡烷/C31藿烷较低，表明水体分层现象较弱，烃源岩Pr/Ph较大反映偏氧化沉积环境，不利于有机质保存，烃源岩质量较差。

图5 二连盆地典型凹陷原油物性对比

图6 巴音都兰凹陷与乌里雅斯太凹陷原油饱和烃气相色谱

图7 巴音都兰凹陷与乌里雅斯太凹陷原油与油砂样品C2920S/C29（20S+20R）与C29ββ/C29（ββ+αα）关系

图8 巴音都兰凹陷与乌里雅斯太凹陷原油与油砂样品Pr/nC17与 Ph/nC18关系

图9 巴音都兰凹陷与乌里雅斯太凹陷烃源岩与原油伽马蜡烷/C31藿烷与Pr/Ph关系

5 生烃特征

巴音都兰凹陷与乌里雅斯太凹陷南洼在烃源岩有机相上存在显著差异，主要表现为烃源岩有机质组分差异，这种差异导致烃源岩具有不同的生烃特征。镜质体反射率是成熟度表征的最重要参数，烃源岩成熟度数据分析表明二连盆地源岩主体处于生油窗早期阶段，同时乌里雅斯太凹陷南洼D/E相烃源岩主体成熟度比巴音都兰凹陷C相烃源岩成熟度高。巴音都兰凹陷北洼烃源岩生烃门限为1 500～1 600 m；乌里雅斯太凹陷南洼烃源岩生烃门限为1 900～2 000 m（图10），比二连盆地中其他富油凹陷普遍具有更深的生烃门限深度。D/E相烃源岩有机质主要为腐泥组、镜质组和壳质组，烃源岩吸附能力较强并且具有较低氢碳原子比，生油潜力较差。随着地层温度的增加，烃源岩选择性排出轻质组分，因此D/E相烃源岩生成原油油质较轻。而C相烃源岩初始氢指数为400～800 mg/g，有机质以层状藻和结构藻为主，烃源岩具有较强生排烃能力，生成原油品质较差。巴音都兰凹陷特殊岩性段形成的强还原环境有利于C相烃源岩发育，阿四段白云质泥岩在热演化程度较低条件下仍具有形成未熟—低熟油的能力，表明C相烃源岩具有较低的生排烃门限。巴音都兰凹陷与乌里雅斯太凹陷南洼烃源岩生烃特征对比研究结果与典型C相与D/E相烃源岩理论生烃特征一致。

图10 乌里雅斯太凹陷南洼（a）与巴音都兰凹陷（b）典型井烃指数与深度关系

6 结论

（1）巴音都兰凹陷与乌里雅斯太凹陷南洼在烃源岩有机相方面存在较大差异，巴音都兰凹陷烃源岩主体为C相烃源岩，初始氢指数为400～800 mg/g，烃源岩形成于水体分层的微咸水还原沉积环境，沉积有机质主要为层状藻类和结构藻类，生成原油油质较重；而乌里雅斯太凹陷南洼烃源岩为D/E相，生油母质主要为混合有机质，具有较低氢指数，烃源岩沉积环境为偏氧化淡水环境，同时烃源岩吸附能力较强，生成原油油质较轻。

（2）烃源岩有机相决定生成烃类性质。巴音都兰凹陷原油油质较重，API主体为15°～30°，原油具有低蜡高硫的特点，主体处于低成熟—成熟阶段；而乌里雅斯太凹陷南洼原油处于成熟阶段，油质较轻，原油API为35°～45°，同时具有总胶质含量低、高蜡低硫的特点。

（3）巴音都兰凹陷与乌里雅斯太凹陷在生烃条件上具有较大差异，D/E相烃源岩有机显微组分决定其具有较高生烃门限温度和门限深度。乌里雅斯太凹陷南洼D/E相烃源岩主体成熟度比巴音都兰凹陷C相烃源岩成熟度高；同时巴音都兰凹陷生烃门限深度为1 500～1 600 m，乌里雅斯太凹陷南洼生烃门限深度为1 900～2 000 m，比二连盆地其他富油凹陷普遍具有更深的门限深度。