張蔚紅,田宇迪,許文仟,杜欣睿

(1.陜西能源職業(yè)技術學院 資源與測繪工程學院，陜西 咸陽 712000；2.中國石油測井有限公司 吉林分公司，吉林 松原 138000;3.東北石油大學 地球科學學院，黑龍江 大慶 163318;4.中國石油測井有限公司 長慶分公司，陜西 西安 710201)

海拉爾盆地是大慶長垣以外較大的含油氣盆地之一，位于內蒙古自治區(qū)呼倫貝爾盟轄區(qū)內，屬于中亞-蒙古拗拉槽的組成部分。海拉爾盆地內劃分為16個凹陷、4個凸起(圖1)，凹陷總面積為 24 870 km2。海拉爾盆地以內陸湖相碎屑巖為主，主要沉積地層為侏羅系、白堊系、第三系及第四系，主要的含油氣系統(tǒng)發(fā)育于白堊系中。盆地內主要烴源巖層是白堊系銅缽廟組、南屯組、大磨拐河組；儲集層在垂向上分布在銅缽廟組、南屯組第二段(簡稱“南二段”)，生儲蓋組合有下生上儲型、自生自儲型及新生古儲型三大類型。

圖1 海拉爾盆地構造單元劃分圖Fig.1 Division of tectonic units in Hailar Basin

貝爾凹陷是海拉爾盆地南部富油凹陷，已經進入全面精細勘探、精細挖潛階段[1]。海拉爾盆地所鉆探的38口工業(yè)油氣流井，其中有22口處在貝爾凹陷。近幾年來，在貝爾凹陷不斷發(fā)現的新圈閉和高產工業(yè)油流井，展示其具有較大勘探潛力。研究發(fā)現，貝爾凹陷的烴源巖較發(fā)育，是其石油成藏的主控因素；因此弄清楚其烴源巖特征及演化史，對于尋找潛力油藏具有重要意義。從目前研究及公開文獻報道來看，缺乏對貝爾凹陷烴源巖進行系統(tǒng)的研究，尤其是沒有將烴源巖的演化史與典型油藏的注入史進行結合，影響了尋找勘探潛力區(qū)的進程[2-4]。本文通過油源對比確定貝爾凹陷不同區(qū)域主力烴源巖層，對烴源巖特征進行分析，包括有機質類型、成熟度，重點研究貝爾凹陷不同區(qū)域主力烴源巖的演化特征，結合油氣充注史，綜合分析烴源巖對于成藏的作用機制，確定勘探方向和重點潛力區(qū)。

1 烴源巖成熟度

貝爾凹陷自下而上主要發(fā)育銅缽廟組、南屯組的暗色泥巖以及大磨拐河組下段的暗色泥巖，南屯組、銅缽廟組的暗色泥巖處于低成熟-成熟階段，而大磨拐河組下段的暗色泥巖處于未成熟階段，因此大磨拐河組對油氣基本上沒有貢獻。

1.1 銅缽廟組

銅缽廟組以黑色泥巖為主，通過鉆井資料的統(tǒng)計表明，其主要分布于凹陷西北洼槽區(qū)，但厚度較薄，一般為50～100 m，有機質豐度較低，類型雖好且多處于成熟演化階段(Ro>1.0%)，但對本區(qū)的油氣貢獻有限。

1.2 南屯組

南屯組為一套湖相沉積，巖性以黑色泥巖為主，與灰色砂巖不等厚互層，局部含有油頁巖，屬于淡水-微咸水深湖相沉積；自下而上可分為2段，分別簡稱為南一段、南二段。其中南一段厚度為200～400 m；巖性為灰色厚層細粉砂巖、黑色泥巖，夾煤層；南二段厚度為200～300 m，主要含暗色泥巖，部分有油頁巖，與下伏地層呈整合或不整合接觸。南屯組烴源巖達到低成熟-成熟階段(Ro為0.5%～1.0%)，為本區(qū)油氣生成的主要貢獻者，主要分布在西北和西南2個洼陷帶內。

1.3 大磨拐河組

該套地層在盆地內廣泛發(fā)育，屬于湖相泥質沉積，泥質的體積分數普遍大于80%，具有下細上粗、夾薄層煤的特征，地層厚度為500～800 m。該套烴源巖Ro值大都小于0.5%，因此基本上對油氣沒有貢獻。

2 有機質豐度

由于貝爾凹陷大磨拐河組成熟度過低，對于油氣成藏貢獻微小，因此后續(xù)的烴源巖分析對其不作重點關注。圖2為貝爾凹陷有機質地球化學特征剖面圖，其中南二段烴源巖的有機碳質量分數(wTOC)為0.89%～4.08%，平均為2.08%；氯仿瀝青“A”質量分數為0.085‰～1.556‰，平均為0.0570%；熱解生烴潛量(質量分數)為0.97‰～30.6‰，平均為7.5‰：綜合評價該層段為中-好烴源巖。南一段烴源巖的有機碳質量分數為0.64%～3.651%，平均為1.90%；氯仿瀝青“A”的質量分數為0.140‰～2.94‰，平均為0.90‰；熱解生烴潛量(質量分數)為0.74‰～18.23‰，平均為7.12‰：綜合評價該層段為中-好烴源巖。銅缽廟組有機碳質量分數為0.16%～2.6%，平均為1.176%；氯仿瀝青“A”的質量分數為0.01‰～1.3‰，平均為0.4‰；熱解生烴潛量(質量分數)為0.12‰～11.2‰，平均為2.1‰：綜合評價該層段為差-中等烴源巖。

圖2 貝爾凹陷烴源巖有機質地球化學特征Fig.2 Geochemical characteristics of organic matter in source rocks of Beier depression

3 有機質類型

烴源巖是有機質高度富集的巖層，依據沉積環(huán)境與成煤物質的差別可劃分為腐泥型(Ⅰ)、腐殖型(Ⅲ)、腐泥-腐殖型(Ⅱ)三大類及若干亞類，腐泥型有機質較利于生油，腐殖型有機質偏利于生氣[5-6]。

圖3 H/C與O/C分布特征及有機質類型Fig.3 Distribution characteristics and organic matter types of H/C and O/C

貝爾凹陷烴源巖的H指數(IH)與最大熱解溫度(tmax)、H/C與O/C分布特征表明(圖3、圖4)：銅缽廟組烴源巖以Ⅲ1型為主，含有部分Ⅱ2

圖4 IH與tmax分布特征及有機質類型Fig.4 Distribution characteristics and organic matter types of IH and tmax

型烴源巖；南一段泥質烴源巖以Ⅱ1和Ⅱ2型為主，部分屬于Ⅰ2型；南二段泥質烴源巖以Ⅰ2和Ⅱ1型為主。銅缽廟組的tmax值為430～460℃，南一段、南二段為420～440℃，南二段有部分樣點的tmax值小于420℃，表明銅缽廟組和南一段烴源巖處于成熟階段，南二段烴源巖處于低熟-成熟階段。

4 油源對比

貝爾凹陷有低熟油和成熟油，低熟油僅發(fā)現于貝爾凹陷西南部B13井區(qū)南屯組，其余均為成熟油；而貝爾凹陷中北部的霍多莫爾構造的H8井區(qū)，其原油的成熟度略高，反映貝爾凹陷的油源平面上具有不完全一致性。

從貝爾凹陷原油及烴源巖質量色譜圖(圖5)可見，B13井區(qū)原油Ts>Tm，C27-C28-C29甾烷為不對稱“V”字形分布，一般在1～2.5，C21-/C22+比值僅為1.08，表明成熟度相對較低，與南屯組烴源巖色譜圖一致。原油碳同位素較輕，δ13C值為-32.0‰～-28.5‰，由此推斷其源巖有機質類型應為Ⅱ型。且在原油中檢驗出伽馬蠟烷。從伽馬蠟烷在中國的陸相沉積盆地的分布來看，多發(fā)育于鹽湖相沉積中及一些咸化的沉積盆地中，屬于淡水-微咸水深湖相。綜合判斷，其主力烴源巖來源于南屯組。

貝爾凹陷中北部的霍多莫爾構造的H8井區(qū)，C21-/C22+比值在7.77，表明該構造原油油質輕，可能成熟度高或者成油母質有機質類型相對較差。油砂C27-C28-C29甾烷雖然也呈對稱的“V”字形分布，但C29過大，且Ts

圖5 貝爾凹陷原油及烴源巖質量色譜圖Fig.5 Mass chromatogram of petroleum and source rocks in Beier depression

圖6為原油和烴源巖碳同位素特征，B13井區(qū)的原油δ13C為-32.0‰～-28.5‰，這與南屯組烴源巖碳同位值具有相同的值域范圍；而H8井區(qū)原油碳同位素值偏重，δ13C為-28.56‰～-26.49‰，介于南屯組烴源巖與銅缽廟組的暗色泥巖碳同位素值之間，更接近于南屯組泥巖層，顯示其主力烴源巖為南屯組的暗色泥巖。同時銅缽廟組的暗色泥巖也具有一定的貢獻，成熟度分析也顯示銅缽廟組烴源巖處于成熟階段；而南屯組的暗色泥巖處于低成熟-成熟階段；相比之下H8井區(qū)原油成熟度更高。

圖6 原油和烴源巖碳同位素特征Fig.6 Carbon isotopic characteristics of crude oil and source rocks

5 有機質熱演化史及成藏史

圖7 貝爾深部洼陷烴源巖演化剖面Fig.7 Evolution profile of deep source rocks in Beier depression

如圖7所示，貝爾凹陷源巖有機質成熟門限深度大約在1.2 km，此時，有機質轉化率達到了5%，對應鏡質組反射率(Ro)為0.55%；生油高峰對應的深度大約在2.3 km，此時有機質轉化率可超過20%，對應鏡質組反射率可達0.8%～1.0%。銅缽廟組成油轉化率最高，但地層厚度明顯太薄，不會成為主要的烴源巖。南屯組上部雖處于低熟階段，但大部分已經進入成熟生油階段，成為貝爾凹陷主要烴源巖。

圖8 貝爾凹陷地層埋藏史、熱史及充注史Fig.8 Diagram showing stratigraphic burial history,thermal history and filling history of Beier depression

圖8為貝爾凹陷地層埋藏史、熱史和烴源巖演化史，可見銅缽廟組泥巖主要生油氣時間約在130～110 Ma B.P.，南屯組泥巖生油的時間約為120～70 Ma B.P.，即伊敏組末期至青元崗組沉積期，鏡質體反射率為0.5%～0.9%。目前貝爾凹陷發(fā)現的原油成熟度沒有達到油大量裂解成氣的程度，而且油源對比也證明油源主要為南屯組，生成原油為成熟原油且成熟度偏低，現今仍在排油；局部(如H8井區(qū))有銅缽廟組烴源巖的貢獻，使凹陷不同位置油藏的成藏時間存在多樣性。

根據流體包裹體均一化溫度的測量來判斷油氣充注史[8]。南二段包裹體重點存在于方解石膠結物和石英脈中，包裹體均一溫度結果表明(圖9)，南二段砂巖樣品包裹體均一化溫度范圍有2個，即80～110℃和130℃以上。其中低溫組80℃～110℃的包裹體代表銅缽廟組泥巖和南屯組泥巖生成的流體注入，高溫組代表油藏二次調整重新生成新的油藏，溫度過高可能反映深部熱源流體的溫度。

圖9 均一化溫度分布Fig.9 Uniform temperature distribution

貝爾凹陷油氣成藏主要劃分為2期：第一期為伊敏組沉積晚期至青元崗組，與南屯組和銅缽廟組烴源巖大量生油期相匹配；第二期為青元崗組沉積后發(fā)生東西向的擠壓反轉，導致形成的油氣藏重新調整二次注入成藏。雖然現今的油氣藏是青元崗組沉積以來油氣藏重新調整的結果，但與第一期成藏的位置有緊密關系，一般按就近充注原則在第一期成藏位置附近的構造高點二次充注成藏。

6 有利潛力區(qū)預測

貝爾凹陷目前已發(fā)現的B13井區(qū)、H8井區(qū)等油氣聚集區(qū)帶，均處于主力烴源巖分布區(qū)附近，且有斷層發(fā)育，構成了烴源層油氣運移至圈閉的優(yōu)勢通道，因此貝爾凹陷的勘探要著重考慮烴源巖分布、構造發(fā)育及平面位置等因素[9-10]。

圖10 貝爾凹陷主力烴源巖分布及潛力區(qū)預測Fig.10 Distribution of main source rocks and prediction of potential areas in Beier depression

圖10為貝爾凹陷主力烴源巖分布特征及潛力區(qū)帶預測，H8井北部、B13井區(qū)的西南部構造帶及HC5井區(qū)東南部為3個重要的勘探潛力帶。H8井北部區(qū)域油源充足，縱向上較可能來自源于銅缽廟組和南屯組源巖的混源，平面上來自西北洼陷和東北洼陷烴源巖的共同貢獻；B13井區(qū)的西南部構造帶距油源較近，且在構造帶與源巖區(qū)之間還不同程度地發(fā)育了局部斷裂，B3井的鉆探發(fā)現油，進一步證實該區(qū)帶為一個潛在的有利區(qū)；HC5井區(qū)東南部靠近南部烴源巖，著重尋找低熟油藏。

7 結 論

a.貝爾凹陷自下而上主要發(fā)育銅缽廟組、南屯組的暗色泥巖以及大磨拐河組下段的暗色泥巖。通過有機質類型、豐度及成熟度分析，判斷南屯組的暗色泥巖全區(qū)發(fā)育，為主要的烴源巖；銅缽廟組為次要烴源巖；大磨拐河組下段泥巖成熟度偏低，不具有油氣貢獻。

b.貝爾凹陷西南部B13井區(qū)南屯組具有低熟油特征，中北部的霍多莫爾構造的H8井區(qū)原油的成熟度略高，反映貝爾凹陷的油源平面上具有不完全一致性。B13井區(qū)原油母質類型應為Ⅱ型，屬于淡水-微咸水深湖相，其主力烴源巖為南屯組；H8井區(qū)原油可能來自有機質類型差的源巖的混入，判斷其為南屯組和銅缽廟組烴源巖的共同貢獻。

c.銅缽廟組和南屯組泥巖主要生油氣時間在130～70 Ma B.P.，即伊敏組末期至青元崗組沉積期。通過流體包裹體的均一化溫度的測量，判斷貝爾凹陷油氣成藏期次主要分為2期：第一期在伊敏組沉積晚期至青元崗組，烴源巖進入成熟階段排烴注入；第二期為青元崗組沉積后構造運動導致已形成的油藏重新調整二次注入成藏，一般按就近充注原則，在第一期成藏位置附近的構造高點二次充注成藏。

d.貝爾凹陷的勘探要著重考慮烴源巖分布、構造發(fā)育及平面位置等因素，H8井北部、B13井區(qū)的西南部構造帶及HC5井區(qū)東南部處于主力烴源巖分布區(qū)附近，且斷層發(fā)育，構成了烴源層油氣運移至圈閉的優(yōu)勢通道，為重要的勘探潛力帶。