阜新盆地辽阜地2井沙海组烃源岩地球化学特征及油源对比

赵洪伟, 张德军, 陈树旺, 肖 飞

(中国地质调查局 沈阳地质调查中心，沈阳 110034)

21世纪以来,全球油气勘探难度越来越大,勘探对象日益复杂，加强油气勘探基础理论和关键技术攻关,有望在新、老探区发现更多油气资源[1]。阜新盆地属于地质勘探老区，油气调查勘探自1936年开始，已历经八十余年。长期以来，阜新盆地构造高点找油气是该盆地勘探的主要思路，东梁、清河门、小胡家屯3个构造带是油气勘探重点区带[2]。

阜新盆地浅层勘探(1936—1971年)到中深层勘探(1980—1996年)以油气突破为主，三维地震及阜参1、阜参2井等钻井都部署在东梁构造带高部位，参数井远离九佛堂组、沙海组沉积中心。到目前为止，尚无钻井钻遇九佛堂组稳定深湖相暗色泥岩段；钻穿沙海组的煤田钻孔以发现和评价煤层为主，鲜有沙海组烃源岩系统评价的相关报道。

1 地质概况

阜新盆地位于辽宁省西部，大地构造位置属于华北地台的东北端燕山褶皱带东部，郯庐断裂带和赤峰-开原断裂交汇处，受西界松岭断裂和东界医巫闾山断裂控制，盆地具有双断结构，呈北北东向狭长带状展布，东西方向宽8～20 km，南北方向长130 km，面积约 2 000 km2。盆地基底主要由太古界变质岩和中、上元古界浅变质砂岩、碳酸盐岩组成；自下而上发育下白垩统义县组、九佛堂组、沙海组、阜新组、孙家湾组，缺失上白垩统及第三系。阜新盆地经过初始裂陷、稳定沉降、抬升剥蚀、喜马拉雅运动晚期定型等4期演化成盆，演化规律有自西向东、自南向北成盆期由老变新的特点，根据基底起伏、沉积厚度、断裂活动及物源等情况，从北到南依次划分为海州洼陷、东梁构造带、伊吗图洼陷、艾友构造带、民家吞洼陷等构造单元[11-16]。

辽阜地2井的地质任务是评价阜新盆地浅层沙海组油气资源潜力，借鉴下洼找油的勘探思路[17]，以沙海组自生自储型原生藏为目标，部署在阜新盆地海州洼陷中部构造带，该井完钻深度1.2 km，完钻层位沙海组下段，在沙海组下段钻遇了2套油层，取心段见油浸6.55 m、油斑3.81 m，测井解释油层1层7.4 m(图1)。沙海组下段(718～930 m)裸眼段进行中途测试及抽汲求产，日产油15.3 m3，实现阜新盆地油气勘探重大突破[18]。本次系统采集辽阜地2井沙海组下段暗色泥岩样品，为开展沙海组烃源岩地球化学特征及油源对比研究提供支撑。

2 暗色泥岩分布特征

沙海组以湖相-湖沼相沉积为主，纵向上以一套区域上分布稳定的底砾岩为界划分为沙海组上段、下段两套地层，平面上沙海组沉积主要受东部东界医巫闾山断裂控制，海州洼陷是沙海组沉积沉降中心。沙海组下段暗色泥岩是有效烃源岩[19]，最大厚度超过600 m。辽阜地2井揭示沙海组下段地层481 m(未穿)。沙海组下段上部发育厚层暗色泥岩；在沙海组下段中部钻遇3层薄煤层，单层厚度1～5 m；沙海组下段底部见碳质泥岩。在481 m地层中暗色泥岩占地层厚度80%以上；结合煤田大量钻孔数据，统计分析厚度大于300 m的暗色泥岩主要分布在海州洼陷和伊吗图两个洼陷(图2)，沉积受古地貌控制，因而分布局限，具有断陷盆地典型特征。

图1 阜新盆地辽阜地2井综合柱状图Fig.1 Comprehensive stratigraphic column for Well Liaofudi 2 in Fuxin Basin

图2 阜新盆地沙海组下段暗色泥岩厚度图Fig.2 Thickness of lower Shahai Formation dark mudstone in Fuxin Basin

3 烃源岩地球化学特征

3.1 有机质丰度

阜新盆地下白垩统煤系地层形成于河流、沼泽或滨浅湖沉积，与相对闭塞的静水环境中形成的湖相烃源岩相比，在岩石学特征、有机地球化学特征以及空间展布方面，二者存在较大差异。研究表明，当热解生烃潜力相近时，煤系泥岩有机碳含量一般较湖相泥岩的要高一个数量级以上。因此，基于辽阜地2井揭示阜新盆地沙海组下段见暗色泥岩、薄层煤、碳质泥岩3种不同环境下的沉积地层，本次研究采用煤系烃源岩有机质丰度标准[20]。

本次研究共采集辽阜地2井沙海组下段暗色泥岩及煤层样品34件，其中泥岩样品28件，碳质泥岩样品4件，煤层样品2件。

28个泥岩样品有机碳质量分数(wTOC)为 0.75%～6.04%，平均值为3.49%。参考煤系烃源岩有机质丰度标准，其中7个数据分布于3%～6%，属于好烃源岩；18个数据分布于1.5%～3%，属于中等烃源岩。S1+S2(质量分数)为 2.02‰～38.89‰，平均值为18.25‰，其中13个数据分布于6‰～20‰，属于好烃源岩；10个数据大于20‰，属于很好的烃源岩。辽阜地2井沙海组下段氯仿沥青“A”的质量分数(wA)为 0.0376‰～0.9443‰，平均值为0.3842‰，其中7个数据分布于0.6‰～1.2‰范围内，属于好烃源岩；11个数据分布于 0.3‰～0.6‰，属于中等烃源岩；其他14个数据小于0.3‰，属于差烃源岩。

4个碳质泥岩样品的氢指数(IH，质量分数)为86‰～636‰，平均为451‰ ；S1+S2为25.54‰～50.9‰，平均为40.08‰；wTOC为7.34%～27.46%，平均为18.21%。根据煤系碳质泥岩及煤生烃潜力评价标准，综合评价为中等-好烃源岩。

2个煤样品的IH为103‰～122‰，小于150‰，属于非烃源岩。

从wTOC与S1+S2关系图判断，沙海组下段暗色泥岩主体是好烃源岩，少部分是中等烃源岩(图3)。由此可见，辽阜地2井沙海组下段有机质丰度高，具备较好的生烃基础。

（3）技术层面：跨链及高性能的需求日益凸显。不同的区块链适用于不同的应用场景，跨链技术可以让区块链适于更加复杂的场景，以实现多个区块链之间的价值转移、存证和授权管理等，如金融质押、资产证券化、溯源防伪和征信等。目前典型的跨链技术，如公证人机制（Notary schemes）、侧 链/中 继（Sidechains/relays）、哈希锁定（Hash-locking）、分布式私钥控制（Distributed private key control）。

图3 有机碳含量与S1+S2关系图Fig.3 Relationship between TOC and S1+S2

3.2 有机质类型

图4 沙海组下段烃源岩族组分三角图Fig.4 Component trigonometry of source rock group

通过干酪根稳定碳同位素、干酪根元素组成、最高热解温度(tmax)和IH参数、干酪根显微组成、可溶沥青特征等[21]综合识别辽阜地2井沙海组下部暗色泥岩的有机质类型。辽阜地2井沙海组下段δ13C为-27.00‰～-25.60‰，平均为-26.30‰，其中21个数据分布在-28.00‰～-26.00‰，有机质类型属于Ⅱ1型；2个数据分布在 -26.00‰～-25.00‰，有机质类型属于Ⅱ2型。饱和烃的质量分数为26.41%～50.75%，平均为37.29%，介于30%～40%之间；芳烃的质量分数为17.58%～29.26%，平均为21.67%；非烃和沥青质的质量分数为16.42%～36.45%，平均为31.8%，有机质类型属于Ⅱ1型(图4)。从O/C与H/C元素关系判别有机质类型的结果看，沙海组暗色泥岩以Ⅱ型为主；热解tmax与IH关系图判别有机质类型基本属于Ⅰ型和Ⅱ型(图5)。6个样品干酪根镜检数据：腐泥组的质量分数为62%～67%，平均为 65%，腐泥组颜色为棕色；惰质组的质量分数较低，为14%～24%，平均为19%；镜质组的质量分数为14%～20%，平均为16%；不含壳质组。类型指数(IT)分布范围为27.50～38.75，属于Ⅱ2型有机质。综合上述，沙海组下段暗色泥岩的有机质以Ⅱ型为主。

图5 沙海组下段tmax与IH关系图Fig.5 Relationship between tmax and IH

3.3 有机质成熟度

辽阜地2井沙海组下段干酪根镜质体反射率(Ro)为0.69%～0.94%，平均值为0.87%，其中1个样品数据处于0.50%～0.80%，5个样品数据处于0.80%～1.00%之间，属于成熟演化阶段。热解峰温(tmax)为433～541 ℃，平均值为452 ℃，其中16个样品数据在435～445 ℃之间，属于低成熟阶段；11个样品数据在445～480 ℃之间，属于成熟阶段；4个样品数据在 480～510 ℃之间，属于高成熟阶段；1个样品数据>510℃，属于过成熟阶段。C29甾烷S/(S+R)参数为 0.48～0.50，平均值为 0.49，接近平衡值；Ts/(Ts+Tm)为 0.32～0.46 ，平均值为 0.38。综合评价沙海组下段烃源岩处于低熟-成熟演化阶段。

3.4 有机质沉积环境

沉积物中泥岩痕量元素可判断水介质盐度，如硼、镓、铷的含量及Sr/Ba、B/Ga等含量的比值[22]。辽阜地2井沙海组Sr/Ba平均值为0.75，B/Ga值为4.02，参考前人对不同沉积环境元素特征的研究结果[23]，沙海组烃源岩的Sr/Ba和B/Ga说明其沉积环境在淡水-微咸水之间变化，但更偏淡水环境，表明沙海组沉积时期整体湖盆较浅。

不同沉积环境下Pr/Ph值的变化可以反映烃源岩沉积环境[24]。辽阜地2井沙海组的Pr/Ph为0.76～2.66，弱植烷优势，沉积环境为弱还原-弱氧化环境，根据G.Shanmugam[25]提出的Pr/nC17和 Ph/nC18相关关系判断，有机质属于淡水湖相和湖沼相沉积，主要为Ⅱ2型有机质(图6)，说明烃源岩中有来自低等水生生物及陆源高等植物的成分。伽马蜡烷来源于四膜虫醇，被认为是盐度或水体分层的标志[26-27]。辽阜地2井烃源岩样品中伽马蜡烷/C30藿烷指数为 0.04～0.10，伽马蜡烷含量偏低，表明沉积物主要形成于弱还原-弱氧化的淡水-微咸水的沉积环境中。

4 油源对比

4.1 原油特征

辽阜地2井沙海组下段原油密度为0.90 g/cm3，20 ℃的黏度为59.35 mPa·s， 50 ℃的黏度为31.97 mPa·s，凝固点温度为16 ℃，蜡的质量分数为2.01%，饱和烃的质量分数为44.60%，芳烃的质量分数为25.10%，非烃的质量分数为17.70%，沥青质的质量分数为3.50%，为低含蜡、中质原油[28-29]。

图6 沙海组Pr/nC17和 Ph/nC18关系图Fig.6 Relationship between Pr/nC17 and Ph/nC18

4.2 油源对比

通过对辽阜地2井沙海组原油和岩心样品进行系统的油源对比分析(图7)，生物标志化合物特征测试结果显示原油分析数据与沙海组岩心烃源岩指标一致，均呈现：植烷略占优势，正构烷烃单峰型分布，∑nC21-/∑nC22+为0.37～1.71，平均为1.03，主峰碳分布C21～C23，高碳数占优势,(C21+C22)/(C28+C29)值为1.13～5.08，平均为2.7，无明显奇偶优势，指示沉积环境为弱氧化-弱还原；三环萜烷含量低，藿烷含量高，指示藻类生源较少，细菌生源比例较大；孕甾烷系列含量中等，规则甾烷呈“V”字形分布，C29占优势，反映出有机质生源存在水生浮游生物和高等植物的双重贡献，但以陆源高等植物生源占主导等特征(图7)，证实辽阜地2井沙海组下段原油来源于沙海组下段烃源岩。

图7 辽阜地2井沙海组油源对比分析色谱图Fig.7 Chromatogram of oil source comparative analysis of Well Liaofudi 2

5 结 论

a.辽阜地2井沙海组下段暗色泥岩有机质丰富，有机碳质量分数平均为3.49%, 氯仿沥青“A”质量分数平均为0.3842‰，S1+S2平均为18.25‰，属于好烃源岩；有机质类型以Ⅱ型为主；Ro为0.69%～0.94%，处于低熟-成熟演化阶段；烃源岩母质来源主要以陆源高等植物为主，含少量低等水生生物；沉积物主要形成于弱还原-弱氧化的淡水-微咸水的沉积环境中，具备较好的生烃条件。

b.辽阜地2井原油属含蜡、中质原油，生物标志化合物特征测试结果显示原油与沙海组岩心烃源岩指标一致，与沙海组下段烃源岩有直接亲源关系。

研究工作中，得到辽河油田、东北煤田阜新107队等单位的大力支持，得到乔德武、黄桂雄、周绍强、秦建义、刘晓峰等专家的指导和帮助，在此一并致谢。