陳方文，盧雙舫，李吉君，劉海英

（1.東北石油大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院 黑龍江大慶 163318; 2.東北石油大學(xué)油氣藏形成機(jī)理與資源評(píng)價(jià)省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江大慶 163318）

松遼盆地北部長春嶺背斜油源識(shí)別及油源區(qū)資源評(píng)價(jià)

陳方文1，2，盧雙舫1，2，李吉君1，2，劉海英1，2

（1.東北石油大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院 黑龍江大慶 163318; 2.東北石油大學(xué)油氣藏形成機(jī)理與資源評(píng)價(jià)省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江大慶 163318）

通過分析原油成熟度差異、油氣優(yōu)勢(shì)運(yùn)移方向、油氣分布規(guī)律、圈閉對(duì)油氣運(yùn)移的屏蔽作用及烴源巖地化特征，并結(jié)合化學(xué)動(dòng)力學(xué)方法對(duì)松遼盆地北部長春嶺背斜油源及油源區(qū)資源量進(jìn)行研究。結(jié)果表明:長春嶺背斜原油與王府凹陷原油成熟度相近，且明顯低于三肇凹陷和朝陽溝階地原油成熟度，長春嶺背斜位于王府凹陷油氣優(yōu)勢(shì)運(yùn)移方向上，原油平面上環(huán)王府凹陷分布，朝陽溝階地對(duì)由三肇凹陷而來的油氣具有屏蔽作用，長春嶺背斜原油主要來源于王府凹陷;王府凹陷青山口組烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度高、類型好，但成熟度較低，其油、氣生成量分別為13.6×1011t和4.4×108m3，油、氣資源量分別為（0.68～2.72）×108t和（0.022～0.088）×1011m3。

松遼盆地北部;長春嶺背斜;王府凹陷;油源;資源評(píng)價(jià)

1 研究區(qū)地質(zhì)概況

長春嶺背斜位于松遼盆地東南隆起區(qū)，是盆地的二級(jí)構(gòu)造單元，緊鄰朝陽溝階地，東西兩側(cè)分別是王府凹陷和三肇凹陷（圖1）。長春嶺背斜長軸為NE-SW方向，其長軸約50 km，短軸約10 km。長春嶺背斜在青山口組一段沉積時(shí)期已具雛形，嫩江組沉積末期長春嶺背斜帶發(fā)育定型［2］。

長春嶺背斜帶已探明油藏主要位于臨近王府凹陷一側(cè)，背斜另一側(cè)僅發(fā)現(xiàn)五204、三403和長27等含油區(qū)塊（圖1）。主要的含油氣層位是泉頭組泉四段、泉三段上部所對(duì)應(yīng)的扶余油層和楊大城子楊一油層組（合稱為扶楊油層），屬于三角洲平原亞相，所沉積的分流河道砂體為油氣良好的儲(chǔ)集空間。其上覆青山口組地層屬于深湖－半深湖沉積環(huán)境，巨厚的泥巖既是烴源巖又是區(qū)域性蓋層。

圖1 長春嶺背斜構(gòu)造位置及油氣分布Fig.1 Structural location and oil-gas distribution of Changchunling anticline

2 長春嶺背斜油源分析

2.1 原油成熟度對(duì)比

從原油地化特征方面進(jìn)行比較，青山口組青一段沉積時(shí)期三肇凹陷和王府凹陷屬于同一沉積湖盆，所沉積的烴源巖類型相同，利用常規(guī)的生物標(biāo)志化合物及其相對(duì)含量無法區(qū)分長春嶺背斜帶原油油源。本次研究在三肇凹陷、朝陽溝階地、長春嶺背斜和王府凹陷共選取29個(gè)原油樣品進(jìn)行飽和烴氣相色譜－質(zhì)譜化驗(yàn)分析，通過C29甾烷w（20S）/w（20S +20R）、w（ββ）/w（aa+ββ）相關(guān)圖確定原油成熟度的方法［3-5］，比較三肇凹陷、朝陽溝階地、長春嶺背斜和王府凹陷的原油成熟度（圖2）。結(jié)果表明:長春嶺背斜和王府凹陷原油成熟度相近且明顯低于三肇凹陷和朝陽溝階地原油成熟度;三肇凹陷和朝陽溝階地原油為成熟原油，長春嶺背斜和王府凹陷原油為低成熟—成熟原油。從原油成熟度上的差別認(rèn)為長春嶺背斜原油主要來源于王府凹陷。

圖2 C29甾烷w（20S）/w（20S+20R）與w（ββ）/ w（aa+ββ）關(guān)系圖Fig.2 Cross-plots of C29 sterane w（20S）/ w（20S+20R）and w（ββ）/w（aa+ββ）

2.2 油氣優(yōu)勢(shì)運(yùn)移方向

油氣二次運(yùn)移是一個(gè)極不均一的過程，其優(yōu)勢(shì)運(yùn)移方向主要受構(gòu)造形態(tài)、砂體和斷層影響［6］。由構(gòu)造形態(tài)所形成的勢(shì)能差對(duì)油氣的運(yùn)移方向起主導(dǎo)作用，斷層與砂體相匹配可以形成斷層－巖性輸導(dǎo)脊沿?cái)鄬幼呦蜉攲?dǎo)油氣。當(dāng)斷層－巖性輸導(dǎo)脊的斷層走向與地層傾向一致時(shí)，可以指示油氣優(yōu)勢(shì)運(yùn)移方向［7］。

泉三段、泉四段油層屬于三角洲平原沉積環(huán)境，分流河道砂體非常發(fā)育，呈SSW-NNE向展布（圖3），為油氣二次運(yùn)移提供了良好的輸導(dǎo)層。泉頭組斷層走向主要為近SN向和NNE向（圖3），斷層走向與分流河道砂體展布方向小角度相交，形成一系列SSW-NNE向展布的斷層－巖性輸導(dǎo)脊，結(jié)合王府凹陷中心低、四周高的構(gòu)造形態(tài)，王府凹陷生成油氣的優(yōu)勢(shì)運(yùn)移方向?yàn)镾SW向和NNE向，長春嶺背斜在王府凹陷油氣優(yōu)勢(shì)運(yùn)移方向上。這與已探明的含油范圍相一致，已探明含油范圍主要分布于王府凹陷的NNE方向，在其SSW方向勘探程度較低但也見油氣零星分布，在凹陷其他方向基本未見油氣顯示（圖1）。

圖3 王府凹陷泉四段F12沉積單元河道砂體與斷層疊合圖Fig.3 Channel sand and faults of F12 sedimentary unit in member 4 of Quantou formation in W angfu depression

2.3 油氣分布規(guī)律

平面上，長春嶺背斜帶已探明原油主要分布在靠近王府凹陷一側(cè)，而且雙30和雙301等高產(chǎn)區(qū)塊均位于王府凹陷西北部的鼻狀構(gòu)造（圖1）。剖面上，以試油數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)并結(jié)合測(cè)井解釋繪制的由王府凹陷延伸至長春嶺背斜的油藏剖面（圖4）顯示:在王府凹陷邊緣扶二油層組上部（FII1）至扶一油層組上部（FI1）等4個(gè)砂層組均含油氣，隨著地層抬升油層逐漸減少、水層增多，在長春嶺背斜頂部僅目的層段上部FI2砂層組含油。這種隨著地層抬升扶余油層下部水層增加，油層逐漸減少的趨勢(shì)可以指示油氣由王府凹陷向長春嶺背斜運(yùn)移。綜合油氣平面、剖面分布規(guī)律，認(rèn)為長春嶺背斜原油主要來源于王府凹陷。

圖4 雙30井－三98-64井油藏剖面Fig.4 Reservoir profile from Shuang30 well to San98-64 well

2.4 朝陽溝階地屏蔽三肇凹陷而來的油氣

三肇凹陷青一段源巖在明水組末期達(dá)到排烴高峰［8］，該時(shí)期已形成構(gòu)造幅度較高的長春嶺背斜和構(gòu)造幅度相對(duì)較低的朝陽溝階地［9］。對(duì)長春嶺背斜而言，朝陽溝階地屏蔽三肇凹陷而來的油氣，三肇凹陷運(yùn)移來的油氣需先充注朝陽溝階地之后才能向長春嶺背斜充注。目前勘探顯示，油氣已基本充滿朝陽溝階地（圖1），在朝陽溝階地與長春嶺背斜之間的構(gòu)造高部位，即朝94至長14井附近亦含油氣。但是，長春嶺背斜靠近長14井附近僅發(fā)現(xiàn)長27區(qū)塊含油，據(jù)此推測(cè)三肇凹陷運(yùn)移而來的原油在充滿朝陽溝階地之后僅有很少一部分沿朝94至長14井方向運(yùn)移到長27井區(qū)附近聚集，而且該方向與三肇凹陷油氣優(yōu)勢(shì)運(yùn)移方向一致。

3 源巖地化特征

3.1 有機(jī)質(zhì)豐度

對(duì)王府凹陷鉆遇青山口組地層的37口探井共693個(gè)樣品點(diǎn)的地化特征進(jìn)行統(tǒng)計(jì)（表1）。青一段烴源巖有機(jī)碳含量w（TOC）值為0.12%～6.47%，青二三段烴源巖w（TOC）值為0.10%～3.57%，均值分別為3.1%和1.53%;對(duì)生烴勢(shì)（S1+S2）分析，青一段烴源巖S1+S2值為（0.01～58.95）×10－3，青二三段烴源巖S1+S2值為（0.01～29.4）×10－3，均值分別為17.87和7.96 mg/g;對(duì)氯仿瀝青“A”分析，青一段烴源巖氯仿瀝青“A”含量為0.01%～1.70%，青二三段烴源巖氯仿瀝青“A”含量為0.01%～0.57%，均值分別為0.38%和0.20%。按照黃第藩等［10-11］提出的陸相烴源巖的評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，青一段和青二三段烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度均較高，達(dá)到好—優(yōu)質(zhì)源巖的標(biāo)準(zhǔn)。

表1 王府凹陷源巖地化特征Table 1 Geochem ical characteristics of source rocks in W angfu dep ression

3.2 有機(jī)質(zhì)類型

通過對(duì)王府凹陷21口探井共49個(gè)樣品的有機(jī)元素分析數(shù)據(jù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，制作青一段和青二三段烴源巖有機(jī)質(zhì)原子比H/C與O/C關(guān)系圖（圖5），確定王府凹陷青一段烴源巖有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅱ1-Ⅰ型，青二三段烴源巖有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅱ1型。從有利于生油的角度上看，青山口組烴源巖為類型較好的源巖。

另一方面，會(huì)計(jì)信息化的利用，將財(cái)務(wù)信息處理的速度與準(zhǔn)確性得到提升，以此有效地進(jìn)行會(huì)計(jì)處理程序，財(cái)務(wù)人員使用財(cái)務(wù)軟件，做出會(huì)計(jì)報(bào)表，并且上交企業(yè)管理層，企業(yè)管理者通過數(shù)據(jù)分析得出企業(yè)的財(cái)務(wù)目標(biāo)，以此使得企業(yè)的運(yùn)營各項(xiàng)財(cái)務(wù)成果指標(biāo)得以確定，企業(yè)的目標(biāo)明確，便有了運(yùn)行的動(dòng)力，爭取努力地完成財(cái)務(wù)目標(biāo)，有助于企業(yè)利益最大化的實(shí)現(xiàn)。

圖5 王府凹陷青山口組有機(jī)質(zhì)原子比H/C-O/C關(guān)系圖Fig.5 H/C-O/C relation diagram of organic matter from Qingshankou formation in Wangfu depression

3.3 有機(jī)質(zhì)成熟度

鏡質(zhì)體反射率（Ro）是反映有機(jī)質(zhì)成熟度最有效的參數(shù)。一般認(rèn)為Ro＜0.5%對(duì)應(yīng)未成熟階段，0.5%～1.3%對(duì)應(yīng)低熟－成熟階段，1.3%～2.0%對(duì)應(yīng)高成熟階段，Ro＞2.0%對(duì)應(yīng)過成熟階段。對(duì)王府凹陷21口探井共218個(gè)樣品點(diǎn)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)（表1），青一段烴源巖有機(jī)質(zhì)Ro值分布為0.42%～0.80%，均值為0.56%，處于未成熟至低成熟演化階段;青二三段烴源巖有機(jī)質(zhì)Ro值分布為0.39%～0.65%，均值為0.53%，成熟度比青一段低，處于未成熟至低成熟演化階段。另外，原子比H/C與O/C關(guān)系也顯示王府凹陷青山口組烴源巖處于較低的熱演化階段（圖5）。

4 油氣生成量及資源量評(píng)價(jià)

4.1 成烴轉(zhuǎn)化率

為計(jì)算源巖有機(jī)質(zhì)的成烴轉(zhuǎn)化率，選取成熟度較低的盛1井源巖樣品（Ro=0.41%）進(jìn)行熱解實(shí)驗(yàn)。熱解實(shí)驗(yàn)在Rock-Eval-II型熱解儀上進(jìn)行，從200℃開始，分別以10、20和40℃/h的升溫速率將樣品加熱至600℃，實(shí)時(shí)記錄不同溫度（時(shí)間）下的產(chǎn)油量、產(chǎn)氣量，即可得到不同升溫速率條件下各溫度點(diǎn)的成油和成氣轉(zhuǎn)化率，以此數(shù)據(jù)進(jìn)行化學(xué)動(dòng)力學(xué)標(biāo)定（圖6），標(biāo)定方法見文獻(xiàn)［12］～［13］。

圖6 盛1井青一段烴源巖樣品成油、成氣轉(zhuǎn)化率與溫度及升溫速率的關(guān)系Fig.6 Transformation ratio of oil and gas generated from K 1 qn1 source rocks ofwell Sheng1 at different temperature and heating rate

通過化學(xué)動(dòng)力學(xué)標(biāo)定，得到有機(jī)質(zhì)成油、成氣轉(zhuǎn)化率與深度的關(guān)系（圖7）。根據(jù)成烴轉(zhuǎn)化率與深度的關(guān)系，確定王府凹陷青山口組烴源巖生烴門限約為1.0 km，約在1.2 km進(jìn)入生烴高峰。

圖7 王府凹陷青山口組烴源巖成烴轉(zhuǎn)化率剖面Fig.7 Transformation ratio evolve profiles of source rocks from Qingshankou formation in Wangfu depression

4.2 原始有機(jī)質(zhì)豐度與氫指數(shù)恢復(fù)

雖然王府凹陷青一段和青二三段烴源巖處于未成熟—低成熟演化階段，但也生成并排出了一定數(shù)量的油氣。目前實(shí)測(cè)的殘余有機(jī)碳不能反映烴源巖有機(jī)質(zhì)的原始豐度，各項(xiàng)有機(jī)質(zhì)性質(zhì)指標(biāo)所反映的有機(jī)質(zhì)類型也有偏差。因此，進(jìn)行生烴量計(jì)算時(shí)需要對(duì)有機(jī)質(zhì)豐度和氫指數(shù)進(jìn)行恢復(fù)。

依據(jù)化學(xué)動(dòng)力學(xué)原理計(jì)算成烴轉(zhuǎn)化率并恢復(fù)有機(jī)質(zhì)原始豐度和原始?xì)渲笖?shù)方法［14］，利用上述成烴轉(zhuǎn)化率，結(jié)合研究區(qū)埋藏史和熱史，即可得到王府凹陷青一段和青二三段有機(jī)質(zhì)的原始有機(jī)碳和原始?xì)渲笖?shù)（表2）?；謴?fù)后的原始有機(jī)碳含量w（TOC0）和原始?xì)渲笖?shù)（IH0）均高于實(shí)測(cè)的殘余有機(jī)碳w （TOC）和殘余氫指數(shù)（IH），而且青一段恢復(fù)前后的有機(jī)碳和氫指數(shù)的差別明顯大于青二三段。

4.3 油氣資源量計(jì)算

以王府凹陷青一段、青二三段烴源巖原始有機(jī)碳含量等值線圖、原始?xì)渲笖?shù)等值線圖、源巖頂?shù)茁裆畹戎稻€圖以及成烴轉(zhuǎn)化率、源巖密度隨深度的變化規(guī)律等數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，對(duì)王府凹陷青山口組烴源巖油氣生成量進(jìn)行定量評(píng)價(jià)。其中，原始有機(jī)碳含量等值線圖、原始?xì)渲笖?shù)等值線圖和成烴轉(zhuǎn)化率隨深度的變化規(guī)律是根據(jù)現(xiàn)有地化分析數(shù)據(jù)利用化學(xué)動(dòng)力學(xué)計(jì)算得到;源巖頂?shù)茁裆畹戎稻€圖為井震相結(jié)合的解釋結(jié)果;源巖密度隨深度的變化規(guī)律由實(shí)測(cè)樣品點(diǎn)對(duì)密度測(cè)井曲線進(jìn)行校正而得到。首先，將研究區(qū)按照200 m×200 m×1 m進(jìn)行三維網(wǎng)格化;然后給每個(gè)網(wǎng)格單元賦予相應(yīng)的源巖厚度、原始有機(jī)碳含量、原始?xì)渲笖?shù)和成烴轉(zhuǎn)化率;最后利用微積分方法將每個(gè)網(wǎng)格單元的油氣生成量進(jìn)行累加，即得到油氣生成量。

表2 王府凹陷青山口組烴源巖原始?xì)渲笖?shù)和原始有機(jī)碳Table 2 Original hydrogen index and organicm atter abundance of K 1 qn source rocks in W angfu depression

按照現(xiàn)代油氣成因機(jī)制，單位體積源巖生成油氣量取決于有機(jī)質(zhì)的豐度、類型和成熟度，每個(gè)網(wǎng)格單元的油氣生成量計(jì)算公式為

利用微積分求取凹陷總油氣生成量的計(jì)算公式為

式中，S為網(wǎng)格單元面積，m2;ρ（z）為烴源巖密度，t/m3;F（z）為由化學(xué)動(dòng)力學(xué)模型計(jì)算得到的成烴轉(zhuǎn)化率，%;z0和z分別為烴源巖的最小和最大埋深，m;n為網(wǎng)格單元數(shù)目。

按照此方法計(jì)算王府凹陷青山口組烴源巖生油、生氣量分別為13.6×108t和4.4×1011m3。參考前人研究結(jié)果［11，15］，分別取油、氣的運(yùn)聚系數(shù)為5%～20%和0.5%～2%，王府凹陷油、氣資源量分別為（0.68～2.72）×108t和（0.022～0.088）×1011m3。

5 結(jié)論

（1）長春嶺背斜和王府凹陷原油成熟度相近，且明顯低于三肇凹陷和朝陽溝階地原油成熟度，長春嶺背斜位于王府凹陷油氣優(yōu)勢(shì)運(yùn)移方向上，原油平面上環(huán)王府凹陷分布，具有由王府凹陷向長春嶺背斜運(yùn)移的特征，朝陽溝階地對(duì)由三肇凹陷而來的油氣具有屏蔽作用，長春嶺背斜原油主要來源于王府凹陷。

（2）按照陸相烴源巖評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，王府凹陷青山口組烴源巖有機(jī)豐度高、類型好，但成熟度較低。王府凹陷青山口組烴源巖生油、生氣量分別為13.6× 108t和4.4×1011m3，油、氣資源量分別為（0.68～2.72）×108t和（0.022～0.088）×1011m3。

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Oil-source identification and resource evaluation of oil-source area of Changchunling anticline in Northern Songliao Basin

CHEN Fang-wen1，2，LU Shuang-fang1，2，LI Ji-jun1，2，LIU Hai-ying1，2
（1.College of Geosciences，Northeast Petroleum University，Daqing 163318，China; 2.Province Key Lab of Petroleum Accumulation Mechanism and Resource Prediction，Daqing 163318，China）

By analyzing the difference of crude oilmaturity，preferred direction of hydrocarbonmigration，distribution of hydrocarbon，shielded effectof trap on hydrocarbonmigration，and geochemical characteristics of source rocks，and by combining with chemistry kineticmethod，the oil-source of Changchunlinganticline in Northern Songliao Basin，and the resource of its oil-source area were studied.The results show that the crude oilmaturity of Changchunling anticline is similar to that of Wangfu depression，but significantly lower than that of Sanzhao depression and Chaoyanggou terrace.Changchunling anticline is on the preferred direction of hydrocarbonmigration from Wangfu depression.The distribution of crude oil is around Wangfu depression on level.Chaoyanggou terrace shields the hydrocarbonmigration from Sanzhao depression to Changchunling anticline.The crude oilofChangchunling anticline comesmainly from Wangfu depression.The source rocks of Qingshankou formation in Wangfu depression are high abundance of organicmatter，good type，but lowmaturity.The amount of oil and gas generation from Qingshankou formation are 13.6×1011t and 4.4×108m3in Wangfu depression，and the resource of oil and gas are（0.68－2.72）×108t and（0.022－0.088）×1011m3respectively.

Northern Songliao Basin;Changchunling anticline;Wangfu depression;oil-source;resource evaluation

TE 122.1

A

10.3969/j.issn.1673-5005.2012.03.005

1673-5005（2012）03-0026-06

2011－09－11

國家“973”前期專項(xiàng)課題（2011CB211701）;國家自然科學(xué)基金項(xiàng)目（41172134，41002044）

陳方文（1984－），男（漢族），湖北仙桃人，博士研究生，從事油氣藏形成與資源評(píng)價(jià)研究。

（徐會(huì)永）