二连盆地伊和乌苏凹陷烃源岩地球化学特征与生烃潜力

陈治军， 文志刚， 刘护创， 张春明， 高怡文，白晓寅， 王小多， 韩长春， 李子梁， 李科社

(1.长江大学资源与环境学院，湖北武汉 430100； 2. 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075；3.陕西工业职业技术学院土木工程学院，陕西咸阳 712000)

二连盆是在海西褶皱带基底基础上发育起来的中新生代沉积盆地，由53个具有相似构造发育史、彼此相对独立的小型湖盆组成[1]。勘探证实，烃源岩作为第一控藏要素对油气成藏起决定性作用，凹陷的勘探前景取决于下白垩统巴彦花群烃源岩的优劣[2-3]。已建成油田的凹陷，如宝勒根陶海、赛汉塔拉等凹陷，普遍具有良好的烃源岩条件[2,4]，且这些凹陷烃源岩地球化学特征、资源潜力等方面的研究得到广泛关注。而另外一些勘探程度较低、目前尚未获得较好勘探成果的凹陷，如伊和乌苏凹陷等，烃源岩方面的研究未获得重视。伊和乌苏凹陷自1984年中石化实施一口参数井(伊参1井)以来，一直未有勘探投入，且由于资料涉密等原因，伊参1井的钻井资料不得而知，伊和乌苏凹陷的资源潜力更不明确。延长石油集团于2020年对该凹陷开始新一轮的勘探，实施一口探井—Y2井，获取宝贵的钻井资料。笔者基于Y2井全井段泥岩地化录井(钻井现场开展岩石热解分析)资料和4个烃源岩样品的系统地球化学测试分析资料，对该井开展烃源岩地球化学特征研究，对凹陷的生烃潜力开展分析，以期为后续的勘探决策提供依据。

1 烃源岩概况

二连盆地的构造单元呈现“五坳一隆”的格局，“五坳”分别为马尼特坳陷、乌兰察布坳陷、川井坳陷、乌尼特坳陷和腾格尔坳陷，“一隆”为贯穿盆地中部的苏尼特隆起，在这些隆起带和坳陷带发育众多凹陷[1]。不同于其他绝大多数凹陷形成于坳陷带构造背景，伊和乌苏凹陷形成于隆起带构造背景(图1)。

图1 伊和乌苏凹陷构造分区、位置和Y2井综合柱状图Fig.1 Tectonic units and structural location of Yihewusu Sag, comprehensive column of well Y2

Y2井位于伊和乌苏凹陷南次凹的深洼带(图1)，钻井揭示的沉积地层主体为下白垩统巴彦花群，自下而上可划分为阿尔善组(K1ba)、腾格尔组一段(K1bt1)、腾格尔组二段(K1bt2)和赛汉塔拉组(K1bs)。潜在烃源岩的岩性主要为灰色泥岩、灰色粉砂质泥岩、灰色含砾泥岩、薄煤层等，发育的层段主要为K1bs、K1bt2和K1bt1(图1、表1)，这有别于盆地内其他绝大多数形成于坳陷带背景的凹陷，他们的烃源岩主要发育于K1ba[2]。

表1 伊和乌苏凹陷Y2井泥岩统计表

K1bs潜在烃源岩主要为冲积扇扇端环境下形成的细粒沉积岩，岩性为灰绿色泥岩、灰色含砾泥岩等，泥岩累积厚度为125 m。K1bt2潜在烃源岩主要形成于扇三角洲前缘环境，岩性为灰色泥岩等，泥岩发育程度较好，累积厚度为226 m。K1bt2局部井段发育煤系地层，煤层累积厚度为0.3 m。K1bt1潜在烃源岩主要为滨浅湖环境下形成的细粒沉积岩，岩性主要为灰色—棕色泥岩等，泥岩累积厚度为179 m。K1bt1局部井段也发育煤系地层，煤层单层厚度为3 m，累积厚度为8 m。

2 样品与测试分析

Y2井在钻井过程中对全井段的泥岩开展岩石热解分析，所用的仪器为YY3000A型油岩综合评价仪。样品为岩屑和岩心，岩屑每隔1 m取1个样品，岩心每隔0.5 m取1个样品。另外对部分烃源岩的岩心进行取样，在实验室对样品开展系统的有机地球化学测试分析。样品数为4个，其中1个样品为来自于K1bt2的泥岩，2个样品为来自于K1bt1的煤岩，1个样品为来自于K1bt1的泥岩(图1)。对样品开展的测试分析项目有有机碳测定、干酪根镜质体反射率测定、生物标志物色谱-质谱分析等。

3 烃源岩地球化学特征

3.1 生烃特征

3.1.1 有机质丰度

K1bs泥岩类潜在烃源岩总有机碳含量(TOC,其值为w(TOC))为0.06%～0.95%，平均为0.39%，大多数泥岩的TOC小于0.5%(表2、图2)。热解参数S1+S2为0.06～0.68 mg/g，平均为0.25 mg/g。参照陆相烃源岩有机质评价标准[5]，K1bs泥岩基本为非烃源岩、差—中等烃源岩(图3(a))。

表2 Y2井烃源岩地球化学测试数据

图2 Y2井潜在泥岩类烃源岩TOC分布频率Fig.2 TOC distribution of potential mudstone source rocks of well Y2

K1bt2泥岩类潜在烃源岩的TOC为0.08%～2.34%，平均为0.64%；S1+S2为0.02～17.38 mg/g，平均为1.08 mg/g；获得1个样品的氯仿沥青“A”数据为0.172 7%。整体上泥岩类潜在烃源岩虽然有机质丰度整体不高，但中等—好的烃源岩有一定的占比(图3(a))。K1bt2煤系地层潜在烃源岩的TOC为7.17%～7.44%，平均为7.28%；S1+S2为14.38～15.84 mg/g，平均为15.11 mg/g。煤层有机质丰度较高，有较好的生烃潜力。

K1bt1泥岩类潜在烃源岩的TOC为0.08%～3.12%，平均为0.53%；S1+S2为0.12～11.72 mg/g，平均为1.10 mg/g；1个样品的氯仿沥青“A”值为 0.358 4%。泥岩整体有机质丰度不高，但中等—好的烃源岩仍有一定的占比(图(3a))。K1bt1煤系地层潜在烃源岩的TOC为18.32%～66.24%，平均为33.10%；S1+S2为85.02 ～ 241.5 mg/g，平均为154.57 mg/g；氯仿沥青“A”质量分数为1.183 7%～1.954 5%，平均为1.569 1%。煤系地层潜在烃源岩有机质丰度很高，有较好的生烃潜力。

3.1.2 有机质类型

烃源岩岩石热解参数氢指数(IH)、Tmax等可对其有机质类型进行有效判别[6]，但低有机质丰度样品的Tmax值通常存在异常[7]，使得所识别出的有机质类型出现偏差。去掉低有机质丰度样品(TOC小于 0.6%)，参照前人建立的图版[8]，对潜在烃源岩的有机质类型进行判别(图3(b))。K1bs泥岩类潜在烃源岩的有机质类型为Ⅲ型，K1bt2潜在泥岩类和煤系烃源岩、K1bt2潜在泥岩类和煤系烃源岩的有机质类型均为Ⅱ2—Ⅲ型。K1bt11个泥岩样品和2个煤岩样品的干酪根H/C原子比、干酪根碳同位素资料显示，他们的干酪根类型均为Ⅲ型(图4)。

烃源岩可溶有机质族组分的相对含量可以反映有机母质类型，Ⅰ型干酪根具有较高的饱和烃含量和较低的胶质+沥青质含量，Ⅲ型干酪根具有较低的饱和烃含量和较高的胶质+沥青质含量，Ⅱ型干酪根介于Ⅰ型干酪根和Ⅲ型干酪根之间[9]。本研究4个样品的饱和烃质量分数均低于20%，且具有较高的胶质+沥青质含量，具有Ⅲ型干酪根的典型特征。利用干酪根显微组分可以计算出类型指数、反映出有机母质类型[10]，本研究4个样品的类型指数为-58.50～34.75，有机质类型主要为Ⅱ2—Ⅲ型。

3.1.3 有机质成熟度

剔除TOC小于0.6%的样品后，K1bs烃源岩的Tmax为400～432 ℃，平均为420 ℃(表2)，烃源岩为未成熟烃源岩，图3(b)也显示K1bs烃源岩有机质成熟度普遍较低。

K1bt2泥岩类烃源岩镜质体反射率(Ro)为0.63%，TOC大于0.6%的泥岩样品的Tmax平均为430 ℃。K1bt2煤系烃源岩的Tmax为412～417 ℃，平均为415 ℃。前人建立生产指数IP的计算公式为S1/(S1+S2)，并指出Tmax和IP可判断烃源岩有机质热演化程度[8]，相关图版指示出K1bt2烃源岩具有较低的热演化程度(图5)。综合来看，无论是泥岩类烃源岩，还是煤系烃源岩，K1bt2烃源岩以未成熟—低成熟烃源岩为主(表2、图3(b)，图5)。

图5 Y2井热解参数IP- Tmax所指示的烃源岩的热演化程度Fig.5 Plot of IP versus Tmax showing thermal maturation level of source rock of well Y2

K1bt1泥岩类烃源岩Ro为0.75%，TOC大于0.6%的样品的Tmax平均为432 ℃。K1bt1煤系烃源岩的Ro为0.62%～0.65%，平均为0.64%；Tmax平均为421 ℃。整体上K1bt1烃源岩以未成熟—低成熟烃源岩为主，但该层段底部的烃源岩达到成熟热演化阶段(表2、图3(b)、5)。

3.2 生物标志化合物特征

3.2.1 与成熟度相关的生物标志化合物

烃源岩在未成熟—低成熟阶段，正构烷烃具有明显的奇偶优势，随着成熟度的增加，早期的奇偶优势将会被掩盖，所以碳优势指数(CPI)和奇偶优势(OEP)可作为早期烃源岩的成熟度指标[11]。K1bt2烃源岩CPI为2.77，OEP为2.91(表3)，奇偶碳优势明显(图6)，表明烃源岩处于未成熟—低成熟阶段。K1bt1烃源岩CPI平均为1.13，OEP平均为1.10，正构烷烃具有一定的奇偶碳优势，表明烃源岩的成熟度也不高。

表3 烃源岩生物标志化合物部分参数

图6 不同类型烃源岩饱和烃色谱图Fig.6 Saturated hydrocarbon chromatograms of different type source rocks

随着烃源岩热演化程度的增加，异构化作用使得C29甾烷αββ/(ααα+αββ)和C29甾烷ααα20S/20(R+S)的值越来越大，且C29甾烷αββ/(ααα+αββ) 在0.67～0.71达到“平衡状态”，C29甾烷ααα20S/20(R+S)在0.52～0.55达到“平衡状态”[12]。K1bt2烃源岩C29甾烷αββ/(ααα+αββ)和C29甾烷ααα20S/20(R+S)值分别为0.36和0.38，参照陆相烃源岩有机质评价标准[5]，烃源岩处于低成熟热演化阶段。K1bt1烃源岩C29甾烷αββ/(ααα+αββ)值平均为0.36，C29甾烷ααα20S/20(R+S)值平均为0.38，亦指示烃源岩处于较低的热演化阶段。

藿烷化合物中的Ts是比较稳定的化合物，而Tm则与热演化有关，w(Ts)/w(Ts+Tm)可作为成熟度指标，随着热演化程度的增加，w(Ts)/w(Ts+Tm)值逐渐增大[4]。K1bt2烃源岩w(Ts)/w(Ts+Tm)为0.42，指示烃源岩的成熟度不高。K1bt1烃源岩w(Ts)/w(Ts+Tm)平均为0.44，也指示烃源岩的成熟度不高。

3.2.2 与生源输入相关的生物标志化合物

一般认为烃源岩正构烷烃中的nC15—nC21中、低分子量正构烷烃来源于水生生物，而nC23—nC35高分子量正构烷烃来源于高等植物[13]。但伴随热演化程度的增加，正构烷烃由于热裂解使得长链发生C—C键而变成中、短链正构烷烃，正构烷烃的分布峰型对于中低成熟度烃源岩的生源有较好的指示作用[13-14]。K1bt2烃源岩正构烷烃中nC17—nC25中等分子量正构烷烃含量占据优势(图6)，∑nC21-/∑nC22+为 0.30，nC21+22/nC28+29为0.73，表明烃源岩正构烷烃具有较为明显的重碳优势，高等植物对于烃源岩具有较大的生源贡献。K1bt1泥岩类烃源岩的∑nC21-/∑nC22+为1.42，nC21+22/nC28+29为1.07，具有微弱的轻碳优势，生源输入应该以水生生物为主。而前文研究显示K1bt1泥岩类烃源岩的有机质类型主要为Ⅱ2—Ⅲ型，母质来源应该以陆源高等植物为主。该样品的特殊性表明K1bt1部分井段泥岩的有机质来源以水生生物为主，具有较好的有机质类型。K1bt1煤系烃源岩∑nC21-/∑nC22+为0.52～0.85，平均为0.69，正构烷烃的分布呈后峰型(图6)，烃源岩具有重碳优势，表明高等植物对于烃源岩具有较大的生源贡献。

通常认为C27甾烷来源于低等水生生物和藻类，C29甾烷来源于陆源高等植物，C27—C29甾烷的相对含量可指示烃源岩的生源输入特征[15]。4个烃源岩样品分析结果显示，无论是K1bt2泥岩类烃源岩，还是K1bt1泥岩类和煤系烃源岩，ααα20R-C27、ααα20R-C28和ααα20R-C29规则甾烷的分布均呈现不对称“v”字形(图6)，指示烃源岩的生源具有“整体高等植物和水生生物混源、高等植物输入占据优势”的特征。

3.2.3 与沉积环境相关的生物标志化合物

姥鲛烷(Pr)和植烷(Ph)为最常见的类异戊二烯烷烃，尽管他们的丰度受成熟度、沉积环境等方面的影响，但这种影响并不显著，他们依然是指示氧化还原环境的有效指标[14-15]。一般认为，w(Pr)/w(Ph)<0.5代表着强还原环境，w(Pr)/w(Ph)为0.5～1.0 指示为还原环境，w(Pr)/w(Ph)为1.0～2.0 代表着弱还原—弱氧化环境，w(Pr)/w(Ph)>2.0指示为氧化环境，煤系烃源岩有机质的w(Pr)/w(Ph)>2.5，高者大于8.0[15]。K1bt2泥岩类烃源岩的w(Pr)/w(Ph)为 0.31，指示为强还原沉积古环境。K1bt1泥岩类烃源岩的w(Pr)/w(Ph)为0.98，指示为还原沉积古环境。K1bt1煤系烃源岩的w(Pr)/w(Ph)平均为7.82，具有煤系地层的典型的高w(Pr)/w(Ph)特征。

在藿烷系列化合物中，伽马蜡烷是有效的沉积环境指标，高伽马蜡烷含量常被认为是高盐度引起的水体的分层沉积环境有关[16]。K1bt2烃源岩的伽马蜡烷指数为0.17，K1bt1烃源岩的伽马蜡烷指数为0.23～0.31(表3)，他们的伽马蜡烷含量并不高，表明烃源岩沉积期水体盐度较小，为淡水—微咸水。

4 讨 论

4.1 有效烃源岩下限的确定及发育特征

有效烃源岩是指既有油气生成又有油气排出的岩石，他对一个盆地的勘探意义重大，因为在某种程度上有效烃源岩控制着盆地内油气藏的分布[17]。前人认为有效烃源岩的有机质丰度存在一个下限值，但对于下限值的选取，不同的学者有不同的认识，且所选取的值差别很大[18]。按照有效烃源岩定义，他的确定需要兼顾生烃和排烃。就生烃方面来说，烃源岩有机质丰度越高、类型越好，相同成熟度下生烃量越多，然而烃源岩的区域差异性无处不在，使得不同地区、不同类型烃源岩有效性的判别标准差异很大。在排烃方面，烃源岩在热演化过程中，当生烃量饱和自身吸附、油溶解气、孔隙水溶解等多种形式的存留需要后，才开始以游离相大量排出油气[19]，烃源岩吸附能力和油气系统的差异性客观存在，使得借用他区的有效烃源岩判别标准显得很不合理。

近年来有机碳含量与烃指数关系的包络线法确定有效烃源岩得到广泛应用[18]。该方法的原理是，烃指数(单位有机质残留烃的含量，计算公式是S1/w(TOC)随着有机碳含量的增大呈现先增大后减小的变化趋势，S1/w(TOC)开始降低的点对应的TOC值就是该区有效烃源岩的有机质丰度下限值，这是因为烃源岩的大量排烃是从S1/w(TOC)降低开始的。Y2井烃源岩TOC与S1/w(TOC)相关关系图显示(图7)，泥岩类烃源岩的数据点较多，S1/w(TOC)开始降低的点对应的TOC值为0.85%，由此确定研究区泥岩类有效烃源岩的TOC下限值为0.85%。而煤系烃源岩由于样品点太少，不能确定其有效烃源岩下限，且该方法对于煤系烃源岩有效下限的确定是否依然适用尚不确定。

图7 Y2井烃源岩TOC与S1/w(TOC)关系Fig.7 Relationship between TOC and S1/w(TOC)of source rocks of well Y2

依据本次建立的评价标准，对Y2井有效烃源岩进行识别和统计。结果显示：K1s泥岩类有效烃源岩仅发育2层，累积厚度为9 m，有效烃源岩发育程度较差；K1bt2泥岩类有效烃源岩有6层，累积厚度为61 m；K1bt1泥岩类有效烃源岩发育7层，累积厚度为37 m(表4)。依据Y2井有效烃源岩展布特征，借组于地震资料和沉积相展布特征，对伊和乌苏凹陷K1bt2和K1bt1有效烃源岩进行平面分布预测。结果显示，K1bt2和K1bt1有效烃源岩均主要分布在南北2个次凹的深凹带(图8)。K1bt2有效烃源岩在北次凹的最大厚度为80多米，厚度大于40 m的有效烃源岩的分布面积为121 km2；在南次凹的最大厚度为120多米，厚度大于40 m的有效烃源岩的分布面积为129 km2。K1bt1有效烃源岩在北次凹的最大厚度为100多米，厚度大于40 m的有效烃源岩的分布面积为145 km2；在南次凹的最大厚度为80多米，厚度大于40 m的有效烃源岩的分布面积为48 km2。

图8 伊和乌苏凹陷有效烃源岩厚度分布Fig.8 Distribution map of effective source rocks of Yihewusu sag

4.2 有效生烃烃源岩的厘定及其分布

样品3的埋深为1 438.85 m，所测出的Ro值为0.65%；样品4的埋深为1 628.05 m，所测出的Ro值为0.75%。按照陆相烃源岩有机质评价标准[5]，有机质在Ro值为0.70%时达到成熟热演化阶段，那么由Y2井所确定出的伊和乌苏凹陷烃源岩成熟门限深度应该为1 438.85～1 628.05 m。而参照邻区赛汉塔拉凹陷，他的生油门限深度为1 500 m[2]，故厘定伊和乌苏凹陷的生油门限深度亦为1 500 m。在考虑成熟度的情况下，对伊和乌苏凹陷的“有效生烃烃源岩”的分布进行更进一步的预测，本次所提出的“有效生烃烃源岩”是指有效烃源岩累积厚度较大(大于40 m)且埋深大于生油门限深度(大于1 500 m)的烃源岩。K1bt2有效生烃烃源岩在北次凹的分布面积为100 km2，在南次凹的分布面积为21 km2；K1bt1有效生烃烃源岩在北次凹的分布面积为142 km2，在南次凹的分布面积为44 km2(图8)。

4.3 烃源岩生烃潜力

Y2井K1bs潜在烃源岩为泥岩，由于其有机丰度和成熟度均很低，烃源岩生烃潜力极低。那么伊和乌苏凹陷其他区域的K1bs有没有生烃潜力较大的烃源岩分布。从地层埋深来看，伊和乌苏凹陷K1s地层最大埋深不足1 000 m，小于生油门限深度，在Y2井以外的其他区域可能会有有机质丰度较高的烃源岩发育，但低成熟度使得K1s烃源岩的生烃潜力极为有限。Y2井K1bt2和K1bt1部分井段发育煤系烃源岩，虽然他们的有机质丰度较高，但成熟度较低，且呈现薄层状状分布，推测其生烃潜力也极为有限。

虽然Y2井K1bt2泥岩中中等—好的烃源岩有较大的占比，但由于成熟度较低而生烃潜力有限。但预测结果显示，伊和乌苏凹陷有较大面积的K1bt2有效生烃烃源岩分布，厚度最大达120多米，累积面积可达121 km2，具有一定的生烃潜力。

虽然Y2井K1bt1泥岩类烃源岩整体有机质丰度稍差于K1bt2烃源岩，但由于K1bt2烃源岩埋深大，具有成熟度方面具有优势。同时，预测结果显示伊和乌苏凹陷有较大面积的K1bt2有效生烃烃源岩分布，厚度最大达100多米，累积面积可达186 km2。因此K1bt1烃源岩也均具有较好的生烃潜力。

5 结 论

(1)研究区存在3套潜在烃源岩，即K1bs泥岩、K1bt2泥岩和K1bt1泥岩。K1bs泥岩TOC平均为0.39%，属于差—中等、Ⅲ型、未成熟烃源岩。K1bt2泥岩TOC平均为0.64%，Tmax平均为430℃，评价为中等有机质丰度、Ⅱ2—Ⅲ型、未成熟—低成熟烃源岩。K1bt1泥岩TOC平均为0.53%，Tmax平均为432 ℃，为中等有机质丰度、Ⅱ2—Ⅲ型、低成熟烃源岩，但该段底部的泥岩达到成熟热演化阶段。这些烃源岩在生源输入方面均具以高等植物为主，形成于还原性、微咸水沉积古环境。

(2)厘定研究区有效烃源岩的TOC下限值为0.85%，生油门限深度为1 500 m，对有效生烃烃源岩进行预测，南北2个次凹的深凹带均有面积较广、厚度较大的K1bt2和K1bt1有效生烃烃源岩分布。从烃源岩生烃潜力来看，伊和乌苏凹陷具有较好生烃潜力的烃源岩为K1bt2和K1bt1泥岩类烃源岩，且主要分布与南北2个次凹的深凹带。就油气成藏物质基础来看，伊和乌苏凹陷北次凹的油源条件明显好于南次凹。