海拉尔盆地贝尔地区烃源岩特征及潜力区

张蔚红,田宇迪,许文仟,杜欣睿

(1.陕西能源职业技术学院 资源与测绘工程学院，陕西 咸阳 712000；2.中国石油测井有限公司 吉林分公司，吉林 松原 138000;3.东北石油大学 地球科学学院，黑龙江 大庆 163318;4.中国石油测井有限公司 长庆分公司，陕西 西安 710201)

海拉尔盆地是大庆长垣以外较大的含油气盆地之一，位于内蒙古自治区呼伦贝尔盟辖区内，属于中亚-蒙古拗拉槽的组成部分。海拉尔盆地内划分为16个凹陷、4个凸起(图1)，凹陷总面积为 24 870 km2。海拉尔盆地以内陆湖相碎屑岩为主，主要沉积地层为侏罗系、白垩系、第三系及第四系，主要的含油气系统发育于白垩系中。盆地内主要烃源岩层是白垩系铜钵庙组、南屯组、大磨拐河组；储集层在垂向上分布在铜钵庙组、南屯组第二段(简称“南二段”)，生储盖组合有下生上储型、自生自储型及新生古储型三大类型。

图1 海拉尔盆地构造单元划分图Fig.1 Division of tectonic units in Hailar Basin

贝尔凹陷是海拉尔盆地南部富油凹陷，已经进入全面精细勘探、精细挖潜阶段[1]。海拉尔盆地所钻探的38口工业油气流井，其中有22口处在贝尔凹陷。近几年来，在贝尔凹陷不断发现的新圈闭和高产工业油流井，展示其具有较大勘探潜力。研究发现，贝尔凹陷的烃源岩较发育，是其石油成藏的主控因素；因此弄清楚其烃源岩特征及演化史，对于寻找潜力油藏具有重要意义。从目前研究及公开文献报道来看，缺乏对贝尔凹陷烃源岩进行系统的研究，尤其是没有将烃源岩的演化史与典型油藏的注入史进行结合，影响了寻找勘探潜力区的进程[2-4]。本文通过油源对比确定贝尔凹陷不同区域主力烃源岩层，对烃源岩特征进行分析，包括有机质类型、成熟度，重点研究贝尔凹陷不同区域主力烃源岩的演化特征，结合油气充注史，综合分析烃源岩对于成藏的作用机制，确定勘探方向和重点潜力区。

1 烃源岩成熟度

贝尔凹陷自下而上主要发育铜钵庙组、南屯组的暗色泥岩以及大磨拐河组下段的暗色泥岩，南屯组、铜钵庙组的暗色泥岩处于低成熟-成熟阶段，而大磨拐河组下段的暗色泥岩处于未成熟阶段，因此大磨拐河组对油气基本上没有贡献。

1.1 铜钵庙组

铜钵庙组以黑色泥岩为主，通过钻井资料的统计表明，其主要分布于凹陷西北洼槽区，但厚度较薄，一般为50～100 m，有机质丰度较低，类型虽好且多处于成熟演化阶段(Ro>1.0%)，但对本区的油气贡献有限。

1.2 南屯组

南屯组为一套湖相沉积，岩性以黑色泥岩为主，与灰色砂岩不等厚互层，局部含有油页岩，属于淡水-微咸水深湖相沉积；自下而上可分为2段，分别简称为南一段、南二段。其中南一段厚度为200～400 m；岩性为灰色厚层细粉砂岩、黑色泥岩，夹煤层；南二段厚度为200～300 m，主要含暗色泥岩，部分有油页岩，与下伏地层呈整合或不整合接触。南屯组烃源岩达到低成熟-成熟阶段(Ro为0.5%～1.0%)，为本区油气生成的主要贡献者，主要分布在西北和西南2个洼陷带内。

1.3 大磨拐河组

该套地层在盆地内广泛发育，属于湖相泥质沉积，泥质的体积分数普遍大于80%，具有下细上粗、夹薄层煤的特征，地层厚度为500～800 m。该套烃源岩Ro值大都小于0.5%，因此基本上对油气没有贡献。

2 有机质丰度

由于贝尔凹陷大磨拐河组成熟度过低，对于油气成藏贡献微小，因此后续的烃源岩分析对其不作重点关注。图2为贝尔凹陷有机质地球化学特征剖面图，其中南二段烃源岩的有机碳质量分数(wTOC)为0.89%～4.08%，平均为2.08%；氯仿沥青“A”质量分数为0.085‰～1.556‰，平均为0.0570%；热解生烃潜量(质量分数)为0.97‰～30.6‰，平均为7.5‰：综合评价该层段为中-好烃源岩。南一段烃源岩的有机碳质量分数为0.64%～3.651%，平均为1.90%；氯仿沥青“A”的质量分数为0.140‰～2.94‰，平均为0.90‰；热解生烃潜量(质量分数)为0.74‰～18.23‰，平均为7.12‰：综合评价该层段为中-好烃源岩。铜钵庙组有机碳质量分数为0.16%～2.6%，平均为1.176%；氯仿沥青“A”的质量分数为0.01‰～1.3‰，平均为0.4‰；热解生烃潜量(质量分数)为0.12‰～11.2‰，平均为2.1‰：综合评价该层段为差-中等烃源岩。

图2 贝尔凹陷烃源岩有机质地球化学特征Fig.2 Geochemical characteristics of organic matter in source rocks of Beier depression

3 有机质类型

烃源岩是有机质高度富集的岩层，依据沉积环境与成煤物质的差别可划分为腐泥型(Ⅰ)、腐殖型(Ⅲ)、腐泥-腐殖型(Ⅱ)三大类及若干亚类，腐泥型有机质较利于生油，腐殖型有机质偏利于生气[5-6]。

图3 H/C与O/C分布特征及有机质类型Fig.3 Distribution characteristics and organic matter types of H/C and O/C

贝尔凹陷烃源岩的H指数(IH)与最大热解温度(tmax)、H/C与O/C分布特征表明(图3、图4)：铜钵庙组烃源岩以Ⅲ1型为主，含有部分Ⅱ2

图4 IH与tmax分布特征及有机质类型Fig.4 Distribution characteristics and organic matter types of IH and tmax

型烃源岩；南一段泥质烃源岩以Ⅱ1和Ⅱ2型为主，部分属于Ⅰ2型；南二段泥质烃源岩以Ⅰ2和Ⅱ1型为主。铜钵庙组的tmax值为430～460℃，南一段、南二段为420～440℃，南二段有部分样点的tmax值小于420℃，表明铜钵庙组和南一段烃源岩处于成熟阶段，南二段烃源岩处于低熟-成熟阶段。

4 油源对比

贝尔凹陷有低熟油和成熟油，低熟油仅发现于贝尔凹陷西南部B13井区南屯组，其余均为成熟油；而贝尔凹陷中北部的霍多莫尔构造的H8井区，其原油的成熟度略高，反映贝尔凹陷的油源平面上具有不完全一致性。

从贝尔凹陷原油及烃源岩质量色谱图(图5)可见，B13井区原油Ts>Tm，C27-C28-C29甾烷为不对称“V”字形分布，一般在1～2.5，C21-/C22+比值仅为1.08，表明成熟度相对较低，与南屯组烃源岩色谱图一致。原油碳同位素较轻，δ13C值为-32.0‰～-28.5‰，由此推断其源岩有机质类型应为Ⅱ型。且在原油中检验出伽马蜡烷。从伽马蜡烷在中国的陆相沉积盆地的分布来看，多发育于盐湖相沉积中及一些咸化的沉积盆地中，属于淡水-微咸水深湖相。综合判断，其主力烃源岩来源于南屯组。

贝尔凹陷中北部的霍多莫尔构造的H8井区，C21-/C22+比值在7.77，表明该构造原油油质轻，可能成熟度高或者成油母质有机质类型相对较差。油砂C27-C28-C29甾烷虽然也呈对称的“V”字形分布，但C29过大，且Ts

图5 贝尔凹陷原油及烃源岩质量色谱图Fig.5 Mass chromatogram of petroleum and source rocks in Beier depression

图6为原油和烃源岩碳同位素特征，B13井区的原油δ13C为-32.0‰～-28.5‰，这与南屯组烃源岩碳同位值具有相同的值域范围；而H8井区原油碳同位素值偏重，δ13C为-28.56‰～-26.49‰，介于南屯组烃源岩与铜钵庙组的暗色泥岩碳同位素值之间，更接近于南屯组泥岩层，显示其主力烃源岩为南屯组的暗色泥岩。同时铜钵庙组的暗色泥岩也具有一定的贡献，成熟度分析也显示铜钵庙组烃源岩处于成熟阶段；而南屯组的暗色泥岩处于低成熟-成熟阶段；相比之下H8井区原油成熟度更高。

图6 原油和烃源岩碳同位素特征Fig.6 Carbon isotopic characteristics of crude oil and source rocks

5 有机质热演化史及成藏史

图7 贝尔深部洼陷烃源岩演化剖面Fig.7 Evolution profile of deep source rocks in Beier depression

如图7所示，贝尔凹陷源岩有机质成熟门限深度大约在1.2 km，此时，有机质转化率达到了5%，对应镜质组反射率(Ro)为0.55%；生油高峰对应的深度大约在2.3 km，此时有机质转化率可超过20%，对应镜质组反射率可达0.8%～1.0%。铜钵庙组成油转化率最高，但地层厚度明显太薄，不会成为主要的烃源岩。南屯组上部虽处于低熟阶段，但大部分已经进入成熟生油阶段，成为贝尔凹陷主要烃源岩。

图8 贝尔凹陷地层埋藏史、热史及充注史Fig.8 Diagram showing stratigraphic burial history,thermal history and filling history of Beier depression

图8为贝尔凹陷地层埋藏史、热史和烃源岩演化史，可见铜钵庙组泥岩主要生油气时间约在130～110 Ma B.P.，南屯组泥岩生油的时间约为120～70 Ma B.P.，即伊敏组末期至青元岗组沉积期，镜质体反射率为0.5%～0.9%。目前贝尔凹陷发现的原油成熟度没有达到油大量裂解成气的程度，而且油源对比也证明油源主要为南屯组，生成原油为成熟原油且成熟度偏低，现今仍在排油；局部(如H8井区)有铜钵庙组烃源岩的贡献，使凹陷不同位置油藏的成藏时间存在多样性。

根据流体包裹体均一化温度的测量来判断油气充注史[8]。南二段包裹体重点存在于方解石胶结物和石英脉中，包裹体均一温度结果表明(图9)，南二段砂岩样品包裹体均一化温度范围有2个，即80～110℃和130℃以上。其中低温组80℃～110℃的包裹体代表铜钵庙组泥岩和南屯组泥岩生成的流体注入，高温组代表油藏二次调整重新生成新的油藏，温度过高可能反映深部热源流体的温度。

图9 均一化温度分布Fig.9 Uniform temperature distribution

贝尔凹陷油气成藏主要划分为2期：第一期为伊敏组沉积晚期至青元岗组，与南屯组和铜钵庙组烃源岩大量生油期相匹配；第二期为青元岗组沉积后发生东西向的挤压反转，导致形成的油气藏重新调整二次注入成藏。虽然现今的油气藏是青元岗组沉积以来油气藏重新调整的结果，但与第一期成藏的位置有紧密关系，一般按就近充注原则在第一期成藏位置附近的构造高点二次充注成藏。

6 有利潜力区预测

贝尔凹陷目前已发现的B13井区、H8井区等油气聚集区带，均处于主力烃源岩分布区附近，且有断层发育，构成了烃源层油气运移至圈闭的优势通道，因此贝尔凹陷的勘探要着重考虑烃源岩分布、构造发育及平面位置等因素[9-10]。

图10 贝尔凹陷主力烃源岩分布及潜力区预测Fig.10 Distribution of main source rocks and prediction of potential areas in Beier depression

图10为贝尔凹陷主力烃源岩分布特征及潜力区带预测，H8井北部、B13井区的西南部构造带及HC5井区东南部为3个重要的勘探潜力带。H8井北部区域油源充足，纵向上较可能来自源于铜钵庙组和南屯组源岩的混源，平面上来自西北洼陷和东北洼陷烃源岩的共同贡献；B13井区的西南部构造带距油源较近，且在构造带与源岩区之间还不同程度地发育了局部断裂，B3井的钻探发现油，进一步证实该区带为一个潜在的有利区；HC5井区东南部靠近南部烃源岩，着重寻找低熟油藏。

7 结 论

a.贝尔凹陷自下而上主要发育铜钵庙组、南屯组的暗色泥岩以及大磨拐河组下段的暗色泥岩。通过有机质类型、丰度及成熟度分析，判断南屯组的暗色泥岩全区发育，为主要的烃源岩；铜钵庙组为次要烃源岩；大磨拐河组下段泥岩成熟度偏低，不具有油气贡献。

b.贝尔凹陷西南部B13井区南屯组具有低熟油特征，中北部的霍多莫尔构造的H8井区原油的成熟度略高，反映贝尔凹陷的油源平面上具有不完全一致性。B13井区原油母质类型应为Ⅱ型，属于淡水-微咸水深湖相，其主力烃源岩为南屯组；H8井区原油可能来自有机质类型差的源岩的混入，判断其为南屯组和铜钵庙组烃源岩的共同贡献。

c.铜钵庙组和南屯组泥岩主要生油气时间在130～70 Ma B.P.，即伊敏组末期至青元岗组沉积期。通过流体包裹体的均一化温度的测量，判断贝尔凹陷油气成藏期次主要分为2期：第一期在伊敏组沉积晚期至青元岗组，烃源岩进入成熟阶段排烃注入；第二期为青元岗组沉积后构造运动导致已形成的油藏重新调整二次注入成藏，一般按就近充注原则，在第一期成藏位置附近的构造高点二次充注成藏。

d.贝尔凹陷的勘探要着重考虑烃源岩分布、构造发育及平面位置等因素，H8井北部、B13井区的西南部构造带及HC5井区东南部处于主力烃源岩分布区附近，且断层发育，构成了烃源层油气运移至圈闭的优势通道，为重要的勘探潜力带。