張?zhí)毂?，彭恒 ，陳江萌 ，潘進(jìn)禮 ，劉池洋 ，王建強

（1.西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系大陸動力學(xué)國家重點實驗室，陜西 西安 710069；2.中國石油長慶油田分公司第二采氣廠，陜西 西安 710021；3.寧夏回族自治區(qū)地質(zhì)調(diào)查院，寧夏 銀川 750021）

0 引言

含油氣盆地構(gòu)造-熱演化史與油氣生成、聚集成藏及最終定位聯(lián)系密切［1-9］，對其研究不僅有助于分析盆地埋藏-生烴演化過程及后期演化改造，對烴源巖的生烴演化及指導(dǎo)油氣勘探亦具有重要意義［2-10］。

六盤山盆地油氣、煤、膏鹽等資源豐富［11-13］。大量白堊系油苗、井下油氣顯示和湖相暗色泥頁巖的發(fā)現(xiàn)，表明六盤山盆地白堊系具備良好的油氣形成條件。然而，六盤山盆地地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜、后期改造強烈［5，14-17］，至今油氣勘探成效甚微，前期大區(qū)域的沉積-構(gòu)造演化、改造過程及烴源巖評價等研究［18-20］，已難以滿足當(dāng)前的油氣勘探的需求。而針對盆地主要凹陷區(qū)（如固原凹陷、海原凹陷）白堊系烴源巖的熱演化史、后期改造過程及其與油氣關(guān)系的研究仍較薄弱，這在一定程度上制約了六盤山盆地白堊系油氣的客觀評價和勘探。近年來，隨著我國油氣勘探開發(fā)力度的加大，河套盆地油氣勘探不斷取得新突破［21-22］，顯示出鄂爾多斯盆地周邊地區(qū)具有良好的油氣勘探前景，因而有必要對六盤山盆地油氣勘探前景進(jìn)行重新認(rèn)識。

本文利用六盤山盆地固原凹陷GC1井的巖心樣品分別開展了鏡質(zhì)組反射率（Ro）和磷灰石裂變徑跡（AFT）年代學(xué)測試分析［23-24］，綜合分析了固原凹陷下白堊統(tǒng)的埋藏-熱演化過程；結(jié)合區(qū)域地質(zhì)，初步探討了其油氣地質(zhì)意義。

1 六盤山盆地地質(zhì)背景

六盤山盆地位于鄂爾多斯盆地西南緣，地處華北板塊西南緣、秦祁造山帶及阿拉善地塊的復(fù)合部位，斷裂發(fā)育，構(gòu)造特征復(fù)雜。該區(qū)早古生代發(fā)育演化與秦祁海槽關(guān)系密切，晚古生代為華北克拉通邊緣坳陷，中生代早中期為鄂爾多斯內(nèi)陸坳陷盆地的西南邊緣；早白堊世，發(fā)生伸展斷陷，沉積了巨厚的下白堊統(tǒng)；晚白堊世以來，該區(qū)與鄂爾多斯盆地一起發(fā)生了整體差異抬升與剝蝕，主體缺失上白堊統(tǒng)—古新統(tǒng)［25］。始新世以來，六盤山地區(qū)再次出現(xiàn)伸展斷陷，發(fā)育了新生代寧南盆地［26］。晚新生代，受到青藏高原向北東擠壓的影響，斷裂活動頻繁，區(qū)域改造強烈［27］。本文所稱的六盤山盆地是指六盤山地區(qū)下白堊統(tǒng)廣泛分布的區(qū)域，現(xiàn)今呈隆凹相間的格局，主要由包括固原凹陷、海原凹陷、興仁凹陷等10余個次級構(gòu)造單元構(gòu)成（見圖1），其中GC1井位于固原凹陷的中部。

六盤山地區(qū)下白堊統(tǒng)現(xiàn)今主要分布于同心、海原、固原一帶，出露于盆地西南部六盤山-月亮山區(qū)域（見圖1）。盆地總體呈一不對稱斷陷結(jié)構(gòu)，在其發(fā)育時期，固原—海原—興仁一帶為其沉積-沉降中心［12-13］。下白堊統(tǒng)自下而上依次為三橋組、和尚鋪組、李洼峽組、馬東山組和乃家河組。其中：三橋組為一套厚層沖積扇-三角洲相紫紅色砂礫巖；和尚鋪組為紫紅色砂巖、砂礫巖夾褐紅色泥巖的河湖相沉積；李洼峽組為一套雜色泥巖、泥灰?guī)r夾石灰?guī)r、薄層砂巖的河湖相沉積；馬東山組為灰色泥巖、云質(zhì)灰?guī)r、灰黑色頁巖夾薄層石膏的淺湖相沉積，湖泊范圍縮??；乃家河組沉積期湖盆咸化加劇，形成了一套灰黑色泥巖、灰白色膏泥巖［13］。下白堊統(tǒng)沉積總體經(jīng)歷了由氧化到還原環(huán)境的轉(zhuǎn)變，表現(xiàn)為粒度由粗到細(xì)的正旋回序列，其中李洼峽組、馬東山組和乃家河組為該區(qū)有利的烴源巖發(fā)育層段，有機質(zhì)豐度相對較高，具有較好的生烴潛力［29］。

2 樣品采集及測試方法

2.1 樣品采集

GC1井位于六盤山盆地中部固原凹陷（見圖1），完井深度為2 619.5 m，依次鉆遇第四系、新近系甘肅群、古近系寺口子組、下白堊統(tǒng)乃家河組、馬東山組及李洼峽組（未穿）。該井下白堊統(tǒng)乃家河組以灰色灰質(zhì)泥巖為主，夾薄層灰色泥巖，地層厚594.5 m（井深1 424.5～2 019.0 m）；馬東山組以灰黑、灰色泥巖為主，縫壁上可見原油浸染，地層厚467.5 m（井深2 019.0～2 486.5 m）；李洼峽組中上部以雜色礫巖為主，夾雜薄層泥、砂礫巖，下部以淺灰色細(xì)砂巖為主，地層厚度大于133.0 m（未見底，井深2 486.5～2 619.5 m）。本次研究在GC1井共采集了13件樣品，其中的GC-3為李洼峽組上部砂巖樣品，對其開展了AFT分析，其余樣品為馬東山組灰黑色、灰色泥巖，全部進(jìn)行了Ro測試。具體采樣信息見表1。

表1 六盤山盆地GC1井采樣信息

2.2 測試方法

鏡質(zhì)組反射率分析在西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系構(gòu)造熱史研究實驗室完成，主要利用ZEISS偏光顯微鏡、TIDAS PMTIV光度計和MSP200測試系統(tǒng)，測試采用全巖光片法。

磷灰石裂變徑跡分析在大陸動力學(xué)國家重點實驗室（西北大學(xué)）裂變徑跡實驗室完成。測試及數(shù)據(jù)處理過程與前人一致［30-31］，此處不再贅述。

3 測試結(jié)果分析

3.1 鏡質(zhì)組反射率

本次對馬東山組13件暗色泥巖樣品開展了Ro測試，采樣深度介于2 135～2 390 m，除樣品GC-12因質(zhì)量原因測試點（顆粒）數(shù)（n）為10個外，其他樣品測試點（顆粒）數(shù)均在30個以上。測試樣品Ro平均值介于0.915%～1.095%，總體顯示出樣品Ro值隨采樣深度增加而增加的趨勢，符合深度越大、樣品鏡質(zhì)組熱演化程度越高的特點。

關(guān)于六盤山盆地下白堊統(tǒng)熱演化程度，前人也曾開展了不同程度的研究。李渭等［16］對固原地區(qū)馬東山組29件樣品開展了分析，Ro值介于0.590%～1.190%，平均值為0.770%；陳金燕［29］測試的固原凹陷淺鉆及周緣露頭馬東山組烴源巖Ro值介于0.470%～1.100%，平均值為0.730%；屈紅軍等［13］對盆地淺井和露頭剖面馬東山組—乃家河組烴源巖Ro值的測試結(jié)果介于0.400%～1.000%。由此可見，本次實測Ro值與前人分析的結(jié)果較為一致，表明盆地馬東山組熱演化總體為低熟—成熟的特征，均達(dá)到了陸相有機質(zhì)成熟度生烴標(biāo)準(zhǔn)（Ro>0.5%）。

將本次實測Ro與采樣深度關(guān)系進(jìn)行線性回歸，建立的回歸關(guān)系方程為h=1039.2Ro+1213.7，R2=0.78（式中，h為采樣深度，m）。依據(jù)該回歸方程，可推測該井李洼峽組GC-3樣品（深度2611.0m）的Ro值約1.340%。若參照Barker等［23］建立的Ro與溫度的回歸方程lnRo=0.0078T-1.2，R2=0.70（式中，T 為溫度，℃），可大致推算 GC-3 樣品經(jīng)歷的最高古地溫約190℃。

3.2 磷灰石裂變徑跡結(jié)果分析

對GC-3樣品共測試了30個磷灰石顆粒（一般測試20個顆粒即可）的年齡（距今時間），測試結(jié)果見表2、圖2。計算獲得AFT中值年齡為37.4±2.4 Ma。樣品AFT年齡的檢驗值（P（χ2））為 73%，遠(yuǎn)大于 P（χ2）≥5%的卡方檢驗值，表明樣品中磷灰石來自同一年齡組分或經(jīng)歷了統(tǒng)一的退火過程（見圖2a）；單顆粒年齡介于20～80 Ma，頻率分布具有單峰分布且單峰偏于較小年齡一側(cè)的特點（見圖2b），同時單顆粒年齡均小于所賦存的地層時代（距今時間，大于100 Ma），表明磷灰石曾經(jīng)歷了完全退火（地溫超過120℃）過程，這與上述利用Ro值大致推算的古溫度情況相符合，可相互印證。樣品Dpar（平行于晶體c軸徑跡蝕刻斑坑的平均寬度）值分布均較為集中，介于1.76～2.82 μm，表明樣品磷灰石顆粒具有相似的退火動力學(xué)行為［31］；單顆粒年齡和Dpar值間未見明顯相關(guān)性（見圖2a），指示礦物化學(xué)成分差異對年齡影響不明顯。樣品圍限徑跡平均長度為12.86±1.06 μm（見表 2、圖 2c），小于初始形成長度（16.30 μm），說明圍限徑跡后期明顯縮短。圍限徑跡長度頻率分布圖總體顯示出單峰特征，長圍限徑跡數(shù)量較少（見圖2c），說明樣品在部分退火帶區(qū)間停留時間較長。

表2 GC1井GC-3樣品AFT測試結(jié)果

圖2 GC1井GC-3樣品AFT單顆粒年齡、Dpar、徑跡長度分布

3.3 埋藏-熱演化史模擬

3.3.1 基于Ro的埋藏-熱演化史模擬

利用Basinmod盆地模擬軟件，根據(jù)GC1井實測的古溫標(biāo)（Ro值）和現(xiàn)今地溫梯度（30℃/km）（參考其緊鄰的鄂爾多斯盆地西南部現(xiàn)今地溫梯度），結(jié)合GC1井地層埋深及巖性等資料開展了埋藏-熱史演化過程模擬。模擬Ro值與實測Ro值吻合度高，表明模擬結(jié)果較為可信。

從模擬的埋藏-熱演化史圖可知，六盤山盆地下白堊統(tǒng)總體經(jīng)歷了快速埋藏增溫—抬升—再埋藏的演化過程（見圖3）。其中：馬東山組在距今106.50Ma左右Ro值達(dá)到生烴標(biāo)準(zhǔn)下限值0.5%，開始進(jìn)入生烴門限；距今103.60Ma左右Ro達(dá)到0.7%，進(jìn)入生油高峰；距今100.00 Ma左右Ro值達(dá)到1.1%，并達(dá)到最大古地溫，其底部溫度約160℃，此時，其下伏李洼峽組最高古地溫約達(dá)168℃。盆地下白堊統(tǒng)于距今100.00～47.90 Ma發(fā)生抬升，地層遭受剝蝕；在距今47.90 Ma再次發(fā)生開始快速沉降，約距今23.00Ma沉降速率減慢，在約距今2.58 Ma再次加速沉降。從埋藏-熱演化史模擬看，固原凹陷乃家河組—李洼峽組烴源巖現(xiàn)今仍處于生烴階段（見圖3）。

圖3 GC1井埋藏-熱演化史模擬

3.3.2 磷灰石裂變徑跡熱演化史反演模擬

AFT測試年齡（簡稱AFT年齡）一般難以直接確定地質(zhì)體發(fā)生熱事件的時限及過程，需要利用AFT年齡、圍限徑跡長度及Dpar值等參數(shù)開展熱演化史反演模擬，進(jìn)而根據(jù)提取數(shù)據(jù)分析其所蘊含的地質(zhì)意義［32-33］。為進(jìn)一步揭示六盤山盆地中部GC1井所在區(qū)域的構(gòu)造-熱演化史，本文利用HeFTy1.9.1軟件對李洼峽組磷灰石裂變徑跡年代學(xué)測試結(jié)果開展了熱演化史反演。

模擬前參考并設(shè)置了下列約束條件：1）由于李洼峽組的地層年齡為125.3～118.3Ma［34］，采樣點位于李洼峽組頂部，為此將初始沉積時代設(shè)置為距今120.0～118.3 Ma；2）參考平均地表溫度（15±5℃）、地溫梯度（30℃/km），則樣品GC-3的現(xiàn)今地溫為93±5℃；3）乃家河組與上覆古近系寺口子組為不整合接觸，寺口子組的沉積底界時間為距今29 Ma左右，依據(jù)樣品所在位置與不整合面的相對高度差，在距今35.0～29.0 Ma對樣品設(shè)置了48±5℃的約束框；4）樣品在早白堊世沉積后達(dá)到最大古地溫，在距今105.0～95.0 Ma相應(yīng)給予較大的約束框。模擬選用多元動力學(xué)退火模型［32］，參考裂變徑跡初始徑跡長度（16.3μm），并使用矯正后的樣品圍限徑跡長度，運用Monte Carlo法進(jìn)行反演模擬。依據(jù)擬合優(yōu)度參數(shù)（GOF值）可判別反演模擬結(jié)果與實測值的擬合程度，其值越大代表二者越吻合。一般GOF值大于0.05認(rèn)為模擬結(jié)果較為可信，大于0.50為好的模擬結(jié)果［33］。

反演模擬結(jié)果顯示，樣品GC-3的AFT年齡和圍限徑跡長度分別為38.0Ma和12.74±1.09 μm，二者的GOF值分別為0.94和0.73，表明反演模擬結(jié)果與實測值吻合度好，結(jié)果較為可靠。從反演模擬結(jié)果看，該樣品總體經(jīng)歷了快速增溫—緩慢降溫—快速降溫—緩慢增溫的熱演化史過程（見圖4a），演化過程與上述利用Ro值反演的埋藏-熱演化過程較一致（見圖3）。

進(jìn)一步利用平均模擬路徑（圖4a中白色曲線）對樣品的熱演化階段開展分析：1）距今120.0～96.0 Ma，樣品從地表溫度快速達(dá)到最高地溫（約180℃），加熱速率約7.5℃/Ma；2）距今 100.0～32.0 Ma，樣品發(fā)生冷卻，經(jīng)歷了由快—慢—快的冷卻過程，平均冷卻速率約-2.0℃/Ma；3）距今約32.0 Ma以來，樣品再次出現(xiàn)由快—慢的升溫過程，平均增溫速率約1.3℃/Ma（見圖4a）。

圖4 GC1井李洼峽組AFT熱演化史反演模擬結(jié)果

4 盆地構(gòu)造-熱演化過程與油氣地質(zhì)意義

4.1 構(gòu)造-熱演化過程

上述對固原凹陷GC1井樣品Ro值埋藏-熱演化史模擬和AFT熱演化史反演模擬，顯示六盤山盆地固原凹陷下白堊統(tǒng)埋藏—抬升過程與其經(jīng)歷的溫度變化在時間階段上具有較好的一致性，可以相互印證，有效揭示了固原凹陷下白堊統(tǒng)的構(gòu)造-熱演化階段與過程。

早白堊世為六盤山盆地發(fā)育的主要時期，經(jīng)歷了快速埋藏升溫，于早白堊世末達(dá)到最大古地溫（見圖4、圖5）。由GC1井鉆遇地層推斷，馬東山組現(xiàn)今底埋深約2 486 m，而馬東山組及其上覆白堊系殘留厚度共約1 062 m。推算研究區(qū)馬東山組及其上覆白堊系的最大古埋藏深度約2 500～2 700 m。若按照地表溫度15℃、地溫梯度30℃/km，以及GC1井馬東山組古、今埋深計算，其經(jīng)歷的最大古地溫僅約96℃，遠(yuǎn)不能使馬東山組Ro值達(dá)到0.9%以上；而參考本次熱演化史模擬結(jié)果，最大埋深時（距今約100.0 Ma）馬東山組與古地表的溫差約140～150℃，由此推算六盤山盆地中部早白堊世古地溫梯度可達(dá)約51～60℃/km。——這也與六盤山、月亮山及馬東山地區(qū)已有裂變徑跡熱演化史模擬結(jié)果一致，如盆地西緣馬東山組白堊紀(jì)最高古地溫約120℃［18-19］。早白堊世期間，六盤山盆地產(chǎn)生了近東西向和北東向引張應(yīng)力與伸展變形［35-36］，同時在研究區(qū)固原黑石山、隴縣鐵騎安溝、崇信銅城均有早白堊世巖漿巖活動報道，時代介于距今130.0～107.0 Ma［37-38］，與固原凹陷早白堊世高古地溫梯度的出現(xiàn)在時空上具同步性。推測該構(gòu)造背景一定程度對固原凹陷高異常地溫梯度的出現(xiàn)及下白堊統(tǒng)烴源巖的成熟具有促進(jìn)作用，但仍待深入研究。

4.2 油氣地質(zhì)意義

前人研究表明，六盤山盆地在乃家河組、馬東山組及李洼峽組沉積期間發(fā)育了多套烴源巖［11，13］。這些烴源巖有機質(zhì)豐度相對較高，均達(dá)到了中等—好烴源巖標(biāo)準(zhǔn)。如：盆地中部固原地區(qū)，馬東山組為主力烴源巖，其有機質(zhì)類型以Ⅰ—Ⅱ1型為主，總有機碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)（TOC）、氯仿瀝青“A”質(zhì)量分?jǐn)?shù)和熱解生烴潛量（S1+S2）均值分別為 1.78%，0.312%和 12.49 mg/g［29］；盆地北部，馬東山組—乃家河組為主力烴源巖，其有機質(zhì)類型以Ⅰ—Ⅱ1型為主，TOC、氯仿瀝青“A”質(zhì)量分?jǐn)?shù)和S1+S2均值分別為 1.73%，0.078%和 6.52 mg/g［29］。前已述及，這些烴源巖均曾達(dá)到低熟—成熟階段。

油氣為流體礦產(chǎn)，極易受構(gòu)造變動的影響。六盤山盆地地處多個構(gòu)造單元的復(fù)合部位，構(gòu)造位置特殊。盆地后期多期次的構(gòu)造-熱演化、隆升剝蝕和斷裂活動［26，31］等深刻地影響了白堊系油氣保存、成藏和最終定位?；A(chǔ)油氣調(diào)查發(fā)現(xiàn)，盆地白堊系現(xiàn)今地表露頭油苗廣布，沿區(qū)域斷裂分布特征明顯，主體分布在今六盤山一帶，如六盤山斷裂、海原斷裂附近（見圖1），同時在盆地西北部井下亦有較好油氣顯示，說明該盆地具有良好的油氣遠(yuǎn)景。研究區(qū)白堊系油苗廣泛分布應(yīng)是后期多期次改造、油藏遭受破壞的結(jié)果（見圖5。剖面位置見圖1），油氣藏的保存狀況可能與斷裂活動及上覆保存條件密切相關(guān)，這也為該區(qū)進(jìn)一步油氣勘探帶來了機遇和挑戰(zhàn)。

圖5 固原凹陷結(jié)構(gòu)-構(gòu)造特征與油氣成藏示意（據(jù)文獻(xiàn)［39］修改）

盆地中部固原凹陷現(xiàn)今結(jié)構(gòu)特征受斷裂控制明顯，且斷裂走滑特征明顯［20］，凹陷內(nèi)部新生代沉積厚度較大，下白堊統(tǒng)得以良好埋藏和保存，且具有較大范圍的分布，構(gòu)造改造也相對較弱。因此，該區(qū)域遠(yuǎn)離斷裂的深凹陷區(qū)應(yīng)是巖性油氣、頁巖油氣藏等勘探的較有利地區(qū)（見圖5），值得進(jìn)一步深入研究。

同時，需要指出的是，六盤山盆地油氣勘探能否取得突破，關(guān)鍵在于厘定盆地晚白堊世以來后期改造關(guān)鍵階段與過程，尋找改造較弱且具備良好生儲蓋配置的區(qū)域。

5 結(jié)論

1）六盤山盆地固原凹陷GC1井巖心樣品Ro值及AFT測試分析表明：下白堊統(tǒng)馬東山組Ro值在0.915%～1.095%，已達(dá)到成熟演化階段；李洼峽組砂巖AFT年齡為37.4±2.4 Ma，且經(jīng)歷了完全退火。兩者共同指示了固原凹陷下白堊統(tǒng)曾經(jīng)歷了較高的熱演化及生烴過程。

2）埋藏史和熱演化史模擬進(jìn)一步揭示，固原凹陷區(qū)下白堊統(tǒng)于早白堊世末（約距今100 Ma）達(dá)到最大埋深和熱演化階段，最大地溫梯度可達(dá)51～60℃/km，晚白堊世以來，先后經(jīng)歷了快速到緩慢的冷卻抬升和剝蝕過程，始新世再次發(fā)生埋藏升溫，并保持至今。

3）綜合研究認(rèn)為，固原凹陷結(jié)構(gòu)受區(qū)域斷裂控制，但凹陷區(qū)內(nèi)部改造相對較弱，生儲蓋配置良好，推測有較好的油氣勘探前景。