准东北部平地泉组致密油源岩生烃特征

袁 波，王心强，路俊刚，陈世加，李凤磊

(1.新疆油田公司 勘探开发研究院 地球物理研究所，乌鲁木齐 830013； 2.西南石油大学 资源与环境学院，成都 610500)

准东北部平地泉组致密油源岩生烃特征

袁 波1，王心强1，路俊刚2，陈世加2，李凤磊1

(1.新疆油田公司 勘探开发研究院 地球物理研究所，乌鲁木齐 830013； 2.西南石油大学 资源与环境学院，成都 610500)

准东北部平地泉组油藏为自生自储型油藏，原油主要来自平地泉组，储层致密、砂泥互层频繁，源岩的供烃能力是该区致密油勘探的主要制约因素。通过对该区平地泉组源岩有机质丰度、有机质类型和成熟度的研究，表明该区平一、二段烃源岩有机质丰度高，有机质类型较好，目前处于低熟—成熟阶段，具有较强生烃能力，但不同区块主力生烃层段纵向分布特征存在差异。该区平一、二段源岩生烃中心具有继承性，主要存在3个生烃中心，分别为火烧山背斜—火东—火南区块，石树沟凹陷和五彩湾凹陷彩2—滴南1井区。源岩演化主要受构造演化的影响，火东向斜和石树沟凹陷源岩成熟度最高，目前已达生烃高峰期；火南斜坡区和五彩湾凹陷次之，目前处于成熟阶段早期；火烧山背斜、火北、沙东地区和帐篷沟地区成熟度较低。目前勘探成果主要集中在火烧山背斜—火东—火南区块生烃中心，石树沟凹陷和五彩湾凹陷彩2—滴南1井区具较大勘探潜力。

致密油；生烃潜力；勘探潜力；平地泉组；准东北部

全球油气勘探具有勘探对象从单个圈闭向大面积层状储集层跨越的趋势，勘探目标从毫米—微米孔喉的圈闭油气领域逐渐向纳米孔喉的源储共生连续型油气聚集新领域发展，致密油是这个新领域的重要组成部分[1-8]。

研究区位于准噶尔盆地东部克拉美丽山前，东至黄草湖凸起，西至五彩湾凹陷，南以沙奇凸起为界(图1，简称“准东北部”)。准东北部二叠系为北厚南薄，向南超覆在沙奇凸起之上，东西向为隆凹相间地形，发育五彩湾凹陷、沙丘河背斜、火烧山背斜、火东向斜、帐篷沟隆起、石树沟凹陷、黄草湖凸起；厚度大于80 m的勘探面积3 300 km2(图1)，是准噶尔盆地评价最有利的区带之一[9-14]。早期勘探主要针对平地泉组二段储层，发现火烧山、火南等4个油藏，目前石油探明储量达6 147×104t。相对而言，平地泉组一段储层更为致密，长期视为勘探的低效目的层系，近年部署的火北1、沙东1、火北2、石树1等探井均取得一定产量，展示出广阔的致密油勘探前景。而准东北部是否具备形成致密油的条件，广覆式分布的优质生油岩是关键因素，是整个准东北部勘探思路转变，寻求突破的基础。因此对烃源岩进行综合评价，明确平地泉组源岩是否有足够的生烃能力，就显得尤为重要。研究区虽然经过几十年的勘探，但过去主要以构造油气藏为勘探目标，缺乏烃源岩平面及纵向特征的精细刻画，钻井取心主要集中在储层及油气显示相关层段上，缺乏系统取心资料，导致烃源岩相关分析化验资料较少，而这显然难以满足致密油勘探的需求。

图1 准东北部位置及构造概况

笔者在前人研究基础上，补充新钻井取心和岩屑新取样资料，对准东北部五彩湾—黄草湖地区平地泉组不同层段烃源岩生烃特征进行了重新评价。

1 地质背景

准东北部五彩湾—黄草湖地区沉积地层较全，自下而上发育地层主要有石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系，受后期构造运动影响，部分地区地层缺失[15]。

研究区受印支—燕山多期构造运动影响，断裂褶皱发育(图1)，长轴南北向，地层整体呈北高南低的单斜，二叠系及下部地层与上部地层厚度为跷跷板状，下部北厚南薄，上部南厚北薄(图2)[16-17]。

早石炭世，研究区处于准噶尔古陆的边缘斜坡区，火山活动微弱，处于沉降期，发育以陆源碎屑沉积为主的地层，滴水泉组厚度的最大分布带可能位于现今的克拉美丽山。中石炭世，准噶尔古陆与西伯利亚板块陆续碰撞使得火山喷发与岩浆侵入持续发生，区域内铺盖了较厚的火山岩，火山喷发间断期，沉积了具有生烃能力的煤系与暗色泥岩。晚石炭世—早二叠世，随着克拉美丽山进一步向南逆冲，在山前形成前陆盆地。中晚二叠世准东地区发生大规模的湖侵，早期分割、独立的凹陷向统一的湖盆转化，湖域面积迅速扩大，沙帐断褶带接受了平地泉组、梧桐沟组沉积，地层北厚南薄。

印支—燕山期受南北向压扭应力的影响，自西而东发育北东向展布的3排背斜带，每排背斜带主要由2个背斜组成，其中西为沙丘河背斜—沙南断块，中为火烧山背斜、沙南背斜，东为帐篷沟鼻状构造、帐篷沟2号背斜，这3排背斜带之间发育向斜和逆断裂，其中沙西断裂和帐东断裂的规模较大。喜马拉雅期构造运动使得克拉美丽山大幅度隆升，火北断裂上盘的石炭系推覆在二叠系、三叠系、侏罗系之上，从而形成现今的构造格局[18-20]。

图2 准东北部东西向构造演化剖面剖面位置见图1。

2 烃源岩生烃及分布特征

2准东北部二叠系平地泉组三段是非—差生油岩层，烃源岩主要集中在平地泉组一、二段，烃源岩在空间上的分布有一定的规律性。鉴于致密油的“近源成藏”特征，不同区块本身的生烃能力及其空间展布是其成藏的重要因素之一。鉴于此本文将工区分为火北、火烧山背斜、火东向斜、火南、五彩湾凹陷和石树沟凹陷几个区块分别进行评价。

2.1 平地泉组沉积特征

研究区物源来自北部的克拉美丽山，以辫状河三角洲—湖泊沉积体系为主，主要发育辫状河三角洲前缘、滨浅湖、半深湖等亚相。

平地泉组一段(P2p1)为深灰黑色白云质凝灰质泥岩、油页岩夹薄层细砂岩，砂泥互层频繁，地层厚度0～300 m；平地泉组二段(P2p2)以三角洲—湖相沉积为主，三角洲相沉积主要发育在克拉美丽山山前，向南过渡为湖相沉积，厚度0～350 m，岩性为深灰色、灰黑色泥岩和砂岩、粉砂岩交互沉积，夹3～4层油页岩或白云质凝灰泥岩；平地泉组三段(P2p3)发育区域性的滨浅湖相泥岩，厚度较大，为0～400 m，但泥岩丰度较低。

.2 有机质丰度

准东北部不同区块二叠系平地泉组一、二段有机质丰度普遍较高(表1)，均达到好烃源岩标准，具有较强生烃能力。但是不同区块有机质丰度存在差异，说明研究区二叠系平地泉组沉积期湖盆连通性较差，由几个孤立的沉积中心组成。

如表1所示，研究区火烧山背斜有机质丰度最高，平二段和平一段有机碳含量均值分别为4.9%和6.98%，生烃潜量均值分别为15.84 mg/g和22.25 mg/g，氯仿沥青“A”含量均值分别为0.084 8%和0.192%，按照分类标准，属于很好烃源岩。其次，与火烧山背斜临近的火东向斜和火南地区、五彩湾凹陷和石树沟凹陷有机质丰度也较高，也达到很好烃源岩级别，均具有较强供烃能力。值得注意的是，沙东、沙南和帐篷沟地区源岩有机碳含量虽然较高，但其生烃潜量普遍较低，生烃能力较弱。

表1 准东北部不同区块平地泉组一、二段烃源岩有机质丰度评价数据

2.3 有机质类型

有机质类型是决定和影响生烃类型和数量的重要因素[21-23]。从已知数据分析(表2)，准东北部二叠系平地泉组一、二段干酪根类型差异不大，整体以腐泥型有机质为主，类型为Ⅱ1型，在局部地区干酪根类型为偏腐殖的Ⅱ2-Ⅲ型。

2.4 成熟度

对低渗透致密砂岩储层而言，喉道细小是其主要特征，密度小、黏度低的流体更容易运聚成藏。对研究区平地泉组地层而言，在保存条件相差不大的条件下，源岩的演化程度成为决定该区原油密度和黏度的主要因素。因此，分析该区烃源岩演化特征，搞清楚成熟烃源岩分布成为该区勘探的关键。

研究区平地泉组烃源岩镜质体反射率资料较少，结合源岩热解最高温度及源岩抽提物生标成熟度参数进行综合评价，表明不同区块源岩演化程度存在差异(图3，表3)。火东向斜和石树沟凹陷源岩成熟度最高，火南斜坡区和五彩湾凹陷次之，火北、沙东和火烧山背斜再次之，帐篷沟地区成熟度较低。

石树沟凹陷源岩抽提物C2920S/20(S+R)均值为0.48，C29ββ/∑C29均值在0.48～0.5，Ts/Tm均值在0.6～0.9，其演化程度在整个火烧山—石树沟地区最高，达到生烃高峰期(表3)。火东向斜烃源岩抽提物生标成熟度参数也较高，但比石树沟凹陷数据低，C2920S/20(S+R)均值为0.46，C29ββ/∑C29均值在0.35～0.386，Ts/Tm均值在0.08～0.36，但考虑到火东向斜数据主要来自火东1，2井，这些数据井主要分布在火东向斜的边部，分析认为火东向斜深部源岩演化程度应更高，与石树沟凹陷基本一致，都达到生烃高峰期。除生标参数外，火东向斜烃源岩实测Ro接近1.0%，Tmax值大于445 ℃，也表明其演化程度较高。

五彩湾凹陷和火南斜坡区源岩演化达到成熟阶段，但低于火东向斜和石树沟凹陷，尚未达到生烃高峰期。从烃源岩抽提物生标成熟度参数来看，五彩湾凹陷C2920S/20(S+R)均值为0.36～0.42，C29ββ/∑C29均值为0.31～0.39，Ts/Tm均值为0.23～0.45；火南斜坡区C2920S/20(S+R)均值为0.39～0.4，C29ββ/∑C29为0.28～0.385，Ts/Tm为0.3～0.34，2个区块源岩演化基本一致，应属于同一演化阶段。从源岩实测镜质体反射率Ro和热解最高温度来看，五彩湾凹陷Ro处于0.7%～0.8%之间，Tmax为439～443 ℃；火南斜坡区Ro处于0.75%～0.82%之间，Tmax为440.9～441.3℃，两者也基本一致。综合分析认为，五彩湾凹陷和火南斜坡区源岩演化程度基本一致，应处于成熟阶段早期，成熟度在0.8%左右。

表2 准东北部烃源岩有机质类型参数统计

图3 准东北部平一、二段烃源岩成熟度平面等值线

地区层位Tmax/℃Ro/%C2920S/20(S+R)C29ββ/∑C29Ts/Tm火北火烧山背斜火东向斜火南石树沟凹陷五彩湾凹陷沙东沙南帐篷沟P2p1441～451444．6(10)0．75～0．80．775(2)0．38～0．390．39(3)0．2～0．260．23(3)0．02～0．030．02(3)P2p2416～467439．7(84)0．57～0．810．702(5)0．23～0．260．24(4)0．17～0．240．21(4)0．09～0．440．23(4)P2p1428～451441．3(32)0．63～0．740．705(3)P2p2437～453445．2(27)0．43～0．490．46(16)0．28～0．440．35(16)0．17～0．90．36(16)P2p1441～456447．2(13)0．96(2)0．43～0．480．46(3)0．38～0．390．386(3)0．06～0．310．08(3)P2p2432～450440．9(13)0．43～10．75(7)0．39～0．420．4(2)0．38～0．390．385(2)0．29～0．30．295(2)P2p1433～449441．3(8)0．52～1．130．816(6)0．36～0．420．39(3)0．25～0．30．28(3)0．17～0．670．34(3)P2p2423～450441．2(20)0．43～0．550．48(10)0．46～0．580．5(10)0．58～1．540．9(10)P2p1437～449441．9(5)0．43～0．530．48(8)0．41～0．560．48(8)0．29～1．210．6(8)P2p2432～459443(20)0．59～1．180．79(11)0．19～0．650．36(10)0．21～0．440．31(10)0．06～0．750．45(10)P2p1432～455439(12)0．05～1．510．81(23)0．17～0．480．42(26)0．22～0．540．39(26)0．10～0．470．23(26)P2p2435(1)0．22～0．430．31(4)0．27～0．530．37(4)0．02～0．680．32(4)P2p1438(1)P2p2446(1)P2p1441～444442．6(3)0．38～0．440．41(3)0．27～0．310．29(3)0．08～0．170．12(3)P2p2445～451448(2)0．14(1)0．3(1)0．17(1)P2p10．11(1)0．17(1)0．11(1)

火烧山背斜、火北和沙东地区烃源岩成熟度在0.7%～0.8%，属于成熟阶段早期产物。火烧山背斜烃源岩抽提物生标成熟度参数C2920S/20(S+R)均值为0.24，C29ββ/∑C29为0.21，Ts/Tm为0.23；火北地区烃源岩抽提物生标成熟度参数C2920S/20(S+R)均值为0.39～0.44，C29ββ/∑C29均值为0.23～0.28，Ts/Tm为0.02～0.1；沙东地区烃源岩抽提物生标成熟度参数C2920S/20(S+R)均值为0.31，C29ββ/∑C29均值为0.37，Ts/Tm均值为0.32，明显低于五彩湾凹陷和火南斜坡区，但明显高于帐篷沟地区。火北和火烧山背斜烃源岩干酪根镜质体反射率实测数据分布在0.6%～0.8%范围内，也表明其属于成熟阶段早期。结合构造演化特征分析，认为工区不同区块烃源岩的这种演化程度差异受构造演化影响明显。工区东西向剖面显示(图2)，平地泉组沉积期工区整体处于断陷盆地特征，水体较深，沉积了厚度较大、丰度较高的暗色泥岩；三叠纪印支构造运动开始，到侏罗系沉积前，隆凹构造格局已初步成型，随后构造运动进一步加剧，最终形成目前构造格局。

从烃源岩演化的进程来看，平地泉组沉积后，尚未进行有效演化，随后三叠纪构造运动就已经开始，说明烃源岩的演化明显受构造演化的影响，在随后形成的隆凹格局中，处于凹陷区的烃源岩演化程度较高，而处于隆起区的烃源岩演化程度相对较低。

2.5 源岩分布特征

2.5.1 主力生烃层段纵向分布特征

研究区烃源岩纵向分布特征非常明显，至少存在3段烃源岩具有较强生烃能力，主要分布在平二段中下部和平一段顶部(图4)，源岩纵向分布特征对研究区油藏分布起到重要的控制作用。研究区目前油藏主要分布在平二段中下部和平一段上部，与主力生烃层段纵向分布具有明显的相关性，也进一步表明了致密油近源成藏的特征(图5)。

图4 准东北部平地泉组出油层段纵向分布频率特征

2.5.2 源岩平面分布特征

平一、二段有机碳含量较高的井位平面分布具有明显的规律性，呈现3个主要生烃凹陷的特征，分别为火烧山背斜—火东—火南区块，石树沟凹陷和五彩湾凹陷彩2—滴南1井区(图6)。

3 致密油勘探潜力

3.1 平地泉组油藏原油来源

研究区除平地泉组源岩外，下伏石炭系也发育生烃能力较强的烃源岩，该源岩的贡献也是影响该区致密油勘探的主要因素。

研究区石炭系地层的暗色泥岩、碳质泥岩在火东向斜厚度可达300 m，向西南减薄；有机碳平均含量2.62%，氯仿沥青“A”平均含量270 mg/L，生油潜力值平均为1.46 mg/g，具中等生烃能力。烃源岩有机质类型差，主体为Ⅲ型；石炭系烃源岩演化程度较高，Ro分布在1%～2%，均值为1.6%，已到高—过成熟阶段。石炭系烃源岩生成的原油密度一般较低，碳同位素较重，为-25‰左右。

图5 准东北部平地泉组主力生烃层段纵向分布特征

图6 准东北部平一段和平二段烃源岩平面分布特征

准东北部五彩湾—黄草湖地区平地泉组原油碳同位素普遍较轻，分布在-30.01‰～-30.21‰范围内，属于典型的腐泥型有机质来源，与石炭系来源产物碳同位素明显不同。其次，研究区原油密度普遍较重，分布在0.88～0.9 g/cm3范围内，且原油成熟度普遍较低，远低于石炭系来源产物成熟度，说明深层石炭系来源产物没有运移到平地泉组成藏。

3.2 下步勘探目标

源岩生烃及分布特征研究表明，准东北部五彩湾—黄草湖地区平地泉组存在3个生烃中心。目前已在火烧山背斜—火东—火南生烃中心获得重大突破，但是同样生烃能力较强的石树沟凹陷和五彩湾凹陷生烃中心勘探程度较低，未获重大突破，下步致密油勘探应引起重视。

4 结论

(1)准东北部二叠系平地泉组二段和一段烃源岩有机质丰度较高，有机质类型较好，目前处于低熟—成熟阶段，具有较强生烃能力，但不同区块主力生烃层段纵向分布特征存在差异。从平一段到平二段地层，高丰度烃源岩分布范围基本一致，具有继承性，主要包括3个生烃中心，分别为火烧山背斜—火东—火南区块，石树沟凹陷和五彩湾凹陷彩2—滴南1井区。

(2)研究区不同区块平地泉组烃源岩演化程度存在差异，火东向斜和石树沟凹陷源岩成熟度最高，火南斜坡区和五彩湾凹陷次之，火北、沙东和火烧山背斜再次之，帐篷沟地区成熟度较低。不同区块源岩演化程度的差异主要受构造演化的影响。

(3)该区平地泉组油藏属于自生自储油藏，目前勘探成果主要集中在火烧山背斜—火东—火南区块生烃中心，石树沟凹陷和五彩湾凹陷彩2—滴南1井区具较大勘探潜力。

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(编辑 黄 娟)

Hydrocarbon supplying characteristics of tight oil source rocks in Pingdiquan Formation, northeastern Junggar Basin

Yuan Bo1, Wang Xinqiang1, Lu Jungang2, Chen Shijia2, Li Fenglei1

(1.GeophysicalResearchInstitute,ResearchInstituteofExplorationandDevelopment,XinjiangOilfieldCompany,PetroChina,Urumqi,Xinjiang830013,China; 2.SchoolofResourcesandEnvironment,SouthwestPetroleumUniversity,Chengdu,Sichuan610500,China)

In the northeastern Junggar Basin, oils were self-generated and self-preserved in the Pingdiquan Formation. Because of tight reservoir and frequent sand-shale interbedding, the hydrocarbon supplying ability of source rocks is the key factor of tight oil exploration in the study area. The studies of organic matter abundance, type and maturity of source rocks from the Pingdiquan Formation showed that the source rocks from the first and second members of the Pingdiquan Formation are featured by high organic matter abundance and favorable organic matter type, and are during the low-mature and mature stages, hence have high ability of hydrocarbon supplying, but the vertical distribution of main hydrocarbon supplying sections varies among different regions. The hydrocarbon supplying centers in the first and second members of the Pingdiquan Formation have inheritance. There are three hydrocarbon supplying centers including the Huoshaoshan anticline-Huodong-Huonan area, the Shishugou Sag, and the Cai2-Dinan1 well area in the Wucaiwan Sag. Source rock evolution was affected by structure. The source rocks in the Huodong Syncline and Shi-shugou Sag are the most mature, and have reached hydrocarbon generation peak, while those in the Huonan Slope and Wucaiwan Sag take the second place, and are in the early mature stage. The source rocks in the Huoshaoshan Anticline, Huobei, Shadong and Zhangpenggou areas have the lowest maturity. The present exploration achievements have been made mainly in the Huoshaoshan Anticline, Huodong and Huonan areas, while the Shishugou Sag and the Cai2-Dinan1 well area in the Wucaiwan Sag also have good potential.

tight oil; hydrocarbon supplying ability; exploration potential; Pingdiquan Formation; northeastern Junggar Basin

1001-6112(2014)06-0744-08

10.11781/sysydz201406744

2013-07-16；

2014-10-12。

袁波(1978—)，男，高级工程师，从事石油地质和沉积储层方面的研究工作。E-mail: yuanbo1@petrochina.com.cn。

国家重点基础研究发展计划(973计划)“中国陆相致密油(页岩油)形成机理与富集规律基础研究”(2014CB239005)和国家重大科技专项“四川盆地致密油气成藏机理与富集规律”(2011ZX05001-001-008)资助。

TE132.2

A