六盘山盆地兴仁堡凹陷烃源岩特征与勘探方向

彭存仓

(中国石化 胜利油田分公司 石油工程监督中心，山东 东营 257237)

兴仁堡凹陷属于六盘山盆地[1]的次级凹陷，面积约1 200 km2(图1)，勘探程度低，先期仅有重磁和5 km×8 km的二维地震测网，凹陷边部有钻井一口，钻遇地层主要为新近系、古近系、侏罗系、三叠系、二叠系及石炭系。据前人研究[2-4]，六盘山盆地与鄂尔多斯盆地在晚三叠世同为泛湖盆沉积，两者具有连通性，在盆地西北部的兴仁堡—景泰一带发育为沉积中心，到早—中侏罗世两盆地逐渐分割开来。鄂尔多斯盆地勘探[5-11]证实，上三叠统延长组为主要生烃层系，而且已有较大勘探发现，因此推测兴仁堡凹陷三叠系也可能具有较好生烃潜力。但由于资料有限，对该区烃源岩的评价大多以露头进行类比推断为主。

图1 六盘山盆地兴仁堡地区构造纲要Fig.1 Tectonic units in Xingrenpu area, Liupanshan Basin

为打开兴仁堡凹陷的勘探局面，2016年部署重磁勘探，建场剖面112 km/2条 ,新增露头取心35个；2017年部署二维地震309 km/9条，新增露头取心17个。本文基于露头资料，结合钻井岩心资料，对该区烃源岩特征进行了详细系统的研究评价，并指出了有利勘探方向，以期为明确烃源岩的生烃资源量及含油气藏情况提供依据。

1 烃源岩的识别与标定

1.1 地震层位识别

采取区域引层方法(图2)，把兴仁堡凹陷区域内新采集的二维地震资料和钻井资料与周边鄂尔多斯盆地已知烃源岩地震剖面相连，利用层位多元综合标定[12]，证实鄂尔多斯盆地主要的烃源岩三叠系和侏罗系地层，延伸到兴仁堡凹陷继续发育，其中三叠系地层在凹陷沉积中心增厚至1 200 m，侏罗系地层沉积厚度约700 m。利用新部署的重力场剖面正演证实解释方案合理(图3)。

1.2 露头取心标定

为进一步落实烃源岩地层，2016—2017年在三叠系、侏罗系地层新增露头取心52个，通过对岩心物性对比分析证实三叠系地层主要出露于王家山、宝积山等地，自下而上发育中、下三叠统丁家窑组、上三叠统西大沟组和南营儿组。其中南营儿组与六盘山盆地延长组地层相当，以暗色泥岩为主，单层最大厚度15.4 m，泥地比达56%，累计纯泥岩厚度226 m。侏罗系出露地层主要分布于刀楞山、王家山、响泉口、黄家洼等地，自下而上发育下统大西沟组、中统延安组和王家山组、上统苦水峡组。王家山地区侏罗系地层发育较为齐全，主要发育中统龙凤山组和王家山组、上统苦水峡组。其中龙凤山组与延安组相当，主要为灰白色含砾砂岩夹薄层煤线、页岩；王家山组分为上、下2段，下段主要为河流—滨浅湖相灰绿色砂岩夹灰色、灰绿色泥岩，上段主要为半深湖相灰色、深灰色泥页岩，暗色泥岩累计厚度约100m，局部发育油页岩，为烃源岩有利发育层段；苦水峡组则主要发育滨湖相暗紫红色泥岩，局部夹灰绿色泥页岩。另外，对岩心微量元素分析化验，证实兴仁堡凹陷岩石微量元素特征与鄂尔多斯盆地西缘具有一致性。

图2 六盘山盆地兴仁堡凹陷XRP17-7地震测线测线位置见图1。Fig.2 XRP17-7 seismic survey line in Xingrenpu Sag, Liupanshan Basin

图3 六盘山盆地兴仁堡地区地层重力正演D为岩层平均密度，单位g/cm3；测线位置见图1。Fig.3 Gravity forward modeling of stratum in Xingrenpu area, Liupanshan Basin

2 有机地化特征

2.1 有机质丰度

通过对新老岩心86个样品有机质丰度分析表明，兴仁堡凹陷烃源岩有机碳含量为0.05%～14.3%，总烃含量在(41.5～332.6)×10-6；生烃潜量为0.02～98.9 mg/g(表1)。根据胡见义[13]、秦建中[14]提出的含煤地层烃源岩评价标准及中国陆相沉积盆地泥质烃源岩有机质丰度评价标准，从侏罗系的直罗组(J2z)、延安组(J2y)到三叠系延长组(T3y)都属于好的烃源岩。其中，J2z和T3y都是中等—好的有机质丰度，但J2y略差，属于丰度差—好的级别。

2.2 有机质类型

有机质类型是衡量烃源岩质量和油气产率的重要指标。判别有机质类型的指标很多，最常用的是生油岩热解[15-17]指标，如烃指数、干酪根元素等，参照有机质类型划分标准，对其进行类型划分。由表1可见，侏罗系直罗组深黑灰色泥岩的有机质为Ⅰ—Ⅱ类型，属于中等偏好，三叠系延长组和侏罗系延安组相对较差，为Ⅱ—Ⅲ类型。

2.3 有机质成熟度

有机质成熟度[18-19]是评价烃源岩是否有效的另一个指标，对86个样品进行镜质体反射率(Ro)、岩石热解峰温(Tmax)等参数的实验室提取，同一剖面的样品取平均值，分析结果(表2)表明，Ro>0.5%，从三叠系到侏罗系烃源岩均已成熟，但成熟度为低熟—成熟。

3 烃源岩评价

根据烃源岩评价方法[20]，通过对多个样品的有机质丰度、类型和成熟度评价分析，结果表明，本区存在三叠系和侏罗系2套烃源岩地层，从有机碳、总烃和生烃潜力综合指标来看，虽都具有中等以上的有利烃源岩条件，但各层又不尽相同，下面按层位分别进行综合评价。

表1 六盘山盆地兴仁堡凹陷烃源岩有机质丰度和类型划分Table 1 Organic matter abundance and classification of organic matter types of hydrocarbon source rocks in Xingrenpu Sag, Liupanshan Basin

表2 六盘山盆地兴仁堡凹陷烃源岩有机质成熟度Table 2 Maturity of organic matter in hydrocarbon source rocks in Xingrenpu Sag, Liupanshan Basin

3.1 三叠系烃源岩

根据露头采样分析和盆地内盘探3井的录井描述，三叠系烃源岩形成于浅湖—泥炭沼泽沉积环境(图4)，暗色泥岩厚度大，延长组6—7段纯泥岩226 m，单层最大厚度15.4 m，泥地比达56%；有机碳含量高，TOC含量平均4.96%，S1+S2平均为6.13 mg/g，有机质丰度较高；有机质类型偏低，为Ⅱ2—Ⅲ型；Tmax为434～516 ℃，为低熟—成熟(Ro>0.5%)；在晚侏罗世、早白垩世生烃，由于有机质类型偏差，生烃潜力一般，综合评价为中等烃源岩。

3.2 侏罗系烃源岩

侏罗系烃源岩包括直罗组烃源岩和延安组烃源岩。其中延安组烃源岩TOC含量平均3.7%，S1+S2平均为4.09 mg/g，有机质类型为Ⅱ2—Ⅲ型，以Ⅲ型为主，Tmax为423～499 ℃，为低熟—成熟，生烃潜力一般。

侏罗系直罗组烃源岩TOC含量平均1.87%，S1+S2平均为8.39 mg/g，有机质类型为Ⅰ—Ⅱ型，以Ⅱ型为主，Tmax为335～506℃，为低熟—成熟。此外，通过进一步对王家山地区浅孔采样分析(表3)，以S201井浅孔为例，在所化验的6块样品中，TOC含量平均达到2.18%，S1+S2平均为16.5 mg/g，有机质类型以Ⅰ—Ⅱ型为主，Tmax为435～441 ℃，为成熟烃源岩。依据湖相烃源岩评价标准，证实侏罗系直罗组湖相烃源岩为盆地一套极为有利的烃源岩。

图4 六盘山盆地兴仁堡凹陷延长组沉积相Fig.4 Sedimentary facies of Yanchang Formation in Xingrenpu Sag, Liupanshan Basin

4 油气勘探方向

4.1 有利因素

(1)结合重磁电以及野外露头等资料，初步计算凹陷内三叠系—侏罗系暗色泥岩厚度大于500 m的面积约为800 km2，具有较大的生烃量。

(2)三叠系的延长组、侏罗系的直罗组是2套较好的烃源岩，与邻近发现油气的鄂尔多斯盆地中生界烃源岩在沉积环境、厚度、埋深、有机质类型、成熟度、排烃期等方面具有相似性或一致性，符合油气成藏的基本地质条件。

(3)新生界地层以泥岩为主，是中生界地层的良好区域性盖层，亦是中生界油气聚集的良好条件；中生界的延长组、延安组、直罗组为砂泥岩组合，具有很好的自生自储组合条件[21-24]。

(4)洼陷中央低隆起带具有形成油气富集的有利场所，结束于中生界地层的断层有助于油气的纵向输导和运移。

(5)三叠纪到侏罗纪沉降中心的迁移，对斜坡带、中央低隆起带储集层的发育起着控制作用，有助于斜坡、洼陷带岩性油气藏的形成。

(6)周边复杂的逆向构造有助于油气聚集的遮挡[25]，其断层下盘形成的圈闭有助于油气的聚集。

4.2 勘探方向

以三叠系延长组烃源岩、侏罗系直罗组烃源岩为主要烃源岩的兴仁堡凹陷，主要排烃期集中于侏罗纪晚期到白垩纪中期[26-27]，在三叠系及侏罗系中形成自生自储的原生油气藏；后经喜马拉雅运动的影响，部分原生油气藏被破坏、调整，在古、新近系形成次生油气藏；原生、次生油气藏形成的主控因素有所差异，因此，在油气勘探中所关注的评价要素不同，勘探方向不同。

表3 六盘山兴仁堡凹陷S201井侏罗系直罗组烃源岩样品地化指标Table 3 Geochemical parameters of hydrocarbon source rocks from Jurassic Zhiluo Formation in well S201, Xingrenpu Sag, Liupanshan Basin

4.2.1 原生油藏

原生油藏主要形成于三叠系和侏罗系，油气勘探的关键要素在于自身的生储盖配置，同时还需考虑后期喜马拉雅运动调整改造较弱的区域。这一区域主要集中于洼陷带，其构造活动相对较弱，剥蚀厚度较少，断层活动又多在中生代末期结束，保存条件相对较好；此外，其生储盖条件优越，是寻找原生油藏类型的重要地区。

4.2.2 次生油藏

次生油藏主要形成于古近系和新近系，油气勘探的关键要素是油气输导条件、有利圈闭及后期保存条件。这一区域主要集中在喜马拉雅运动造成的正向构造带，其受喜马拉雅运动影响普遍经过挤压、逆冲、剥蚀，形成逆断层下的浅层系列断鼻构造圈闭；逆冲断层亦是油气运移的有利通道，同时逆冲断层活动大多在第四纪结束，有利于油气的保存。因此，凹陷东、西部逆冲断层发育的正向构造带是寻找次生油气藏的重点区域。

5 结论

(1)兴仁堡凹陷三叠系延长组、侏罗系直罗组是2套以河流相和浅湖相沉积的烃源岩，为暗色泥岩，厚度大、面积广；有机质类型以Ⅰ—Ⅱ型为主的低熟—成熟的较好烃源岩，具有一定的生烃能力。

(2)凹陷内存在新生界区域性盖层和中生界内部多套储盖组合。凹陷内发育有构造圈闭和岩性圈闭，具备形成原生油气藏和次生油气藏的条件。建议下一步以中央洼陷带和东、西部断裂带为优先勘探方向。