银额盆地查干凹陷油藏特征及油气成藏过程

牛子铖，柳广弟，曹　喆，王　朋，常俊合，张凯迪

(1.中国石油大学(北京) 地球科学学院，北京　102249； 2.油气资源与探测国家重点实验室，

北京　102249； 3. 中国石化 中原油田分公司 勘探开发科学研究院，河南 濮阳　457001)



银额盆地查干凹陷油藏特征及油气成藏过程

牛子铖1,2，柳广弟1,2，曹喆1,2，王朋1,2，常俊合3，张凯迪1,2

(1.中国石油大学(北京) 地球科学学院，北京102249； 2.油气资源与探测国家重点实验室，

北京102249； 3. 中国石化 中原油田分公司 勘探开发科学研究院，河南 濮阳457001)

摘要：查干凹陷是银额盆地最具勘探潜力的含油凹陷之一，凹陷多层系立体含油，在下白垩统巴音戈壁组、苏红图组、银根组均有油藏发现，已经发现的油藏集中分布在乌力吉构造带和中央构造带上。近源聚集是查干凹陷油气成藏的典型特征，油气来源于紧临构造带的2个烃源灶。在烃源岩生烃演化模拟和油气充注成藏期次研究的基础上，分析了油气成藏过程，确定查干凹陷油气成藏过程可划分为苏二期、银根期、新生代3个阶段。不同的油气成藏过程造成了查干凹陷各层原油物理性质、成熟度、生标特征等方面的显著差异。

关键词：油藏特征；成藏过程；成藏期次；流体包裹体；查干凹陷；银额盆地

查干凹陷位于银额盆地东部，面积约2 000 km2，勘探程度较低，目前在下白垩统巴音戈壁组(K1b)(巴一段和巴二段)、苏红图组(K1s)(苏一段和苏二段)、银根组(K1y)均发现有油气聚集，平面上油藏集中分布在乌力吉构造带和中央构造带(图1)，不同层段油藏分布特征、原油物性、生物标志物特征等存在显著差异。白垩纪以来凹陷经历了复杂的构造—沉积演化历史，导致了凹陷多期次的油气充注成藏事件，油气成藏受到了多种成藏因素的共同控制。前人对查干凹陷构造发育及演化[1-3]、烃源岩特征及生排烃史[4-6]、原油特征及来源[7]、沉积层序特征及储层发育[8-15]等方面进行了研究。本文在确定油气来源的基础上，模拟了烃源灶生烃演化过程，结合原油物理性质、流体包裹体特征、区域构造演化特征，系统研究了查干凹陷2个含油构造带各个层位油气成藏过程，分析了油气成藏主要控制因素。

1地质概况

银根—额济纳旗盆地地处内蒙古自治区北部，位于古生代4大板块(塔里木板块、哈萨克斯坦板块、西伯利亚板块、华北板块)结合部位[16]，构造沉积作用演化复杂。盆地内划分为7个坳陷和5个隆起，由31个凹陷和25个凸起组成。查干凹陷位于盆地最东部，为一个呈北东向展布的箕状凹陷，是盆地内最有利的勘探区之一[17]。凹陷由虎勒—额很次洼(西部次凹)、罕塔庙次凹(东部次凹)、毛墩次凸构成平面上“两凹一凸”的构造形态特征(图1)，目前油气的勘探开发工作主要集中在虎勒—额很次洼。

查干凹陷是建立在晚古生代褶皱基底之上的陆内拉分裂谷盆地，自早白垩世以来，经历了裂陷、断—拗转换、拗陷、反转4个阶段的演化历史[1]。凹陷烃源岩主要为发育于下白垩统巴音戈壁组和苏红图组的暗色泥岩，烃源岩以Ⅱ型有机质为主，有机质丰度较高，普遍成熟，烃源岩在苏红图期和银根期达到生烃高峰[18]。查干凹陷早白垩世扇三角洲沉积发育，其中扇三角洲前缘砂体是凹陷主力储层。下白垩统巴音戈壁组、苏红图组、银根组均有油藏发现，结合生储盖组合特征划分出3个油气成藏组合(图1)。

2油藏特征

查干凹陷油藏类型受构造和沉积作用控制明显，乌力吉构造带巴音戈壁组发育构造—岩性复合油藏，苏二段和银根组为断鼻油藏，中央构造带油藏类型为断块油藏和断鼻油藏。油气藏空间分布特征表现为垂向上多层系立体含油，平面上构造高部位富集(图1)；乌力吉构造带现今发现的油藏分布在巴音戈壁组、苏二段和银根组，中央构造带发现的油藏分布在巴二段和苏一段(图2)，扇三角洲前缘砂体是凹陷油气成藏的主要储集层，湖相泥岩以及苏红图组广泛分布的致密火山岩层是凹陷内油藏主要盖层。

除了油藏类型和空间分布特征差异外，不同构造带、不同层位聚集的原油性质也存在差异，主要表现在原油密度、黏度和成熟度特征方面。密度和黏度是原油重要的物理性质，查干凹陷不同层位原油密度和黏度表现出明显的差别。根据《SY/T5735-1995 陆相烃源岩地球化学评价方法》，密度大于0.934 g/cm3时为重质油，黏度大于50 mPa·s时为稠油。以此为标准判断，乌力吉构造带浅层苏二段和银根组原油为典型的重质稠油，其他层位原油密度和黏度相对较低，只有苏一段2个油砂样品达到了稠油标准(图3)。

生物标志物的异构化成熟度参数是目前应用广泛且较为可靠的判别原油成熟度的方法，根据不同研究区不同的地质背景，常用来表征成熟度的参数包括Ts/(Ts+Tm)、C29Ts/(C29Ts+C29H)、C3222S/(S+R)、C29ααα20S/(20S+20R)、C29ββ/(ββ+αα)等[19]。在研究区选择了C29ββ/(ββ+αα)和C29ααα20S/(20S+20R)作为判别原油成熟度的指标，2个参数具有良好的相关性且绝大多数样品未达到平衡点。从原油成熟度特征来看，乌力吉构造带各个层位原油普遍已经达到成熟阶段，仅有巴二段一个样品成熟度较低，落在低熟油范围；中央构造带巴二段原油整体成熟度较低，主要为低熟油样品，苏一段样品成熟度相对较高，属于成熟油(图4)。

图1　银额盆地查干凹陷构造分区及成藏组合划分

图2　银额盆地查干凹陷油藏分布模式

图3　银额盆地查干凹陷原油和油砂样品密度—黏度关系

从生物标志物特征来看，2个构造带不同层位的原油也存在显著的差别。气相色谱图特征上，苏二段和银根组表现出明显的降解特征，银根组正构烷烃完全消失，苏二段原油正构烷烃还有一定保存。各个层位原油姥植比差异不大，主要分布在0.4～0.8之间。伽马蜡烷指数主要分布在0.3～0.7之间。规则甾烷分布特征上，乌力吉构造带原油主

图4　银额盆地查干凹陷原油和油砂样品成熟度

要表现为规则“V”型(图5a)，和额很洼陷烃源岩具有良好的对比性，而中央构造带原油则兼具反“L”型和不规则“V”型(图5b)，分析认为主要来自于虎勒洼陷烃源岩供烃。

3油气成藏过程分析

3.1　油气来源及烃源灶演化

巴二段湖相泥岩是查干凹陷主力烃源岩，优质烃源岩主要分布在凹陷斜坡地带，平面上发育虎勒洼陷和额很洼陷2个烃源灶(图1)。生物标志物特征(图4)反映乌力吉构造带油藏来源于额很洼陷烃源灶供烃，而中央构造带油藏主要为虎勒洼陷烃源灶供烃。选取虎勒洼陷意6井、额很洼陷意1井作为代表，对2个烃源灶生烃演化情况进行模拟，热流演化数据参考左银辉等[18]研究成果。在实测Ro数据校正下，获得了理想的模拟结果。生烃模拟表明，查干凹陷经历了2次生烃高峰期，分别对应为苏二段沉积中晚期(苏二期)和银根组沉积中晚期(银根期)。南北2个烃源灶在主要生烃期演化程度存在差异，苏二生烃高峰期，虎勒洼陷烃源灶源岩镜质体反射率在0.5%～0.7%之间，属于低熟阶段，而额很洼陷烃源灶镜质体反射率普遍大于0.7%，属于成熟阶段。而到了银根期生烃高峰，2个烃源灶源岩均达到了成熟演化阶段(图6)。

图5　银额盆地查干凹陷乌力吉构造带和中央构造带原油特征及油源对比

3.2　油气成藏期次分析

查干凹陷各个层位油藏特征的差异与油藏形成期次的不同具有紧密关系，分析油气充注成藏期次对于研究油气藏差异、分析油气分布规律、搞清油气成藏主控因素具有重要意义。结合原油成熟度特征、流体包裹体特征、构造演化可以确定凹陷油气成藏期次特征。

3.2.1原油成熟度判别油气成藏期次

烃源灶的演化程度决定了油气充注的时间，理论上讲，烃源岩生烃期是油气成藏的最早时间，分析烃源岩的演化史以及油藏中原油的成熟度可以确定油气藏形成的相对时间。从前文分析已经知道，乌力吉构造带油藏中原油大多数都已成熟，而中央构造带巴二段油藏以低熟油为主，苏一段油藏以成熟油为主。结合油源对比及烃源灶演化结果认为，中央构造带巴二段油藏在苏二期时已经形成，而苏一段油藏为银根期成藏；乌力吉构造带各层段油藏形成时间不早于苏二期。

3.2.2流体包裹体判断油气成藏期次

流体包裹体是判断油气成藏期次的有效方法，在许多地区油气成藏期次的研究中发挥了重要作用[20-22]。本次研究选取查干凹陷毛6井、毛10井等11口井巴音戈壁组和苏红图组18块油砂样品，进行了流体包裹体岩相学分析和显微测温分析。包裹体镜下观察分析及显微测温在中核集团核工业北京地质研究院完成。岩相学分析使用LeicaDMRX HC显微镜完成；显微测温使用LINKAMTHMS600型冷热台进行，分辨率在0.1℃左右，测温范围-196～600 ℃，加热测温误差约为1 ℃，冷冻温度测量误差约为0.1 ℃，测试条件为温度20 ℃、湿度30%。

图6　银额盆地查干凹陷额很洼陷典型井(Y1)和虎勒洼陷典型井(Y6)生烃模拟特征

根据包裹体相态特征可以将查干凹陷包裹体分为油包裹体、油—气包裹体、含烃盐水包裹体3类。包裹体宿主矿物以石英和方解石为主，主要赋存在石英颗粒微裂缝、石英次生加大边、方解石胶结物中。盐水包裹体以透明无色、灰色、浅褐色为主。单偏光下烃类包裹体呈现淡黄色、黄色、灰色、黄褐色等，在UV荧光激发下，烃包裹体可以呈现桔黄色、黄绿色、绿色、蓝色等(图7)。

图7　银额盆地查干凹陷典型包裹体镜下特征

a.毛11井沿石英次生加大边生长包裹体(单偏光)；b.火山岩杏仁体充填石英边界处油—气包裹体(单偏光)；c.力平1井内沿石英微裂缝分布绿色荧光包裹体(UV荧光)；d.意6井苏一段石英微裂隙内蓝色荧光包裹体(UV荧光)；e.毛11井石

英颗粒内透明盐水包裹体(单偏光)；f.毛11井沿石英微裂隙带状分布盐水包裹体(单偏光)

Fig.7Microscopic characteristics of typical fluid inclusions of Chagan Sag, Yingen-Ejinaqi Basin

与不同期次有机包裹体共生的盐水包裹体的盐度对应不同的油气运聚期次，不同期次流体往往表现出不同的盐度特征，可见盐水包裹体的盐度可以作为油气运移期次划分的重要依据之一[23]。乌力吉构造带巴一段赋存产状不同的包裹体样品表现出盐度—均一温度分异特征(图8)。根据均一温度和盐度的特征可以认为，乌力吉构造带巴一段具有“两期成藏、三类流体”的特征。以110 ℃为界，流体包裹体均一温度对应于2期成藏：第一期(Ⅰ)均一温度较低，在90～110 ℃之间，根据流体盐度特征又可将其分为2类，第一类(Ⅰ1)盐度较高，第二类(Ⅰ2)盐度相对较低；第二期(Ⅱ)均一温度较高，在110～130 ℃之间，盐度特征相差不大。表明巴一段第一期成藏时，乌力吉构造带北部(毛10井)流体盐度较低而构造带南部盐度较高(力平1井)；至第二期成藏时，整个构造带南北盐度差异不大。

包裹体分析中共获得347个显微测温数据，主要含油层段均一温度分布如图9所示。将与烃类包裹体伴生的同期含烃盐水包裹体均一温度作为捕获时的最小古温度，结合地层埋藏史和热演化史分析，可以确定各层段油气充注时间(图10)。结果表明，乌力吉构造带巴二段(X6-1井)油气充注持续时间长，在苏二期和银根期发生2期油气充注成藏事件。乌力吉构造带苏二段(M6井)在银根期发生油气充注成藏事件。中央构造带苏一段(Y6井)为银根期成藏，流体包裹体均一温度反映出来的中央构造带巴二段(Y9井)成藏时间为苏二期。

图8　银额盆地查干凹陷乌力吉构造带

图9　银额盆地查干凹陷盐水包裹体均一温度分布

3.2.3构造演化判断油气成藏期次

银根组油藏由于圈闭形成时间较晚，无法使用成熟度法具体判断成藏时间，同时由于埋藏较浅，成岩作用较弱，很难获得好的包裹体样品，因此也无法使用包裹体进行成藏期次的研究。构造演化史分析表明，毛西断层晚白垩世乌兰苏海组沉积末期以来发生了构造反转，表现为下正上逆的反转断层特征，构造带中段反转作用最强[2]。毛西断层反转过程中，受控于断层的巴音戈壁组构造—岩性复合油藏遭到破坏调整，原油在毛西断层的垂向输导作用下向浅部运移，并在苏二段和银根组中充注聚集(图2)。银根组由于埋藏浅，地下水下渗使得原油发生降解，正构烷烃消失(图5a)，密度、黏度增大。苏二段油藏在苏一期成藏时由于埋藏较浅已经发生生物降解，新生代反转期原油在苏二段中的二次充注形成了苏二段降解稠油中存在正构烷烃的特征(图5a)。

3.3　油气成藏过程

在明确了查干凹陷油气成藏期次的基础上，结合构造—沉积作用及其对凹陷油气成藏条件的影响分析，可以对凹陷油气成藏过程有更直观地了解。凹陷的油气成藏过程总的可以划分为3个阶段(图11)：(1)苏二期油气充注成藏，这一时期，凹陷主力烃源岩巴二段泥岩达到了第一次生烃高峰，其中虎勒洼陷烃源灶处于低熟演化阶段，而额很洼陷烃源灶处于成熟演化阶段，生成的油气在砂体输导作用下近源聚集形成自生自储式油藏，在乌力吉构造带巴音戈壁组为成熟原油成藏，中央构造带巴二段为低熟原油成藏；(2)银根期巴二段烃源岩达到第二次生烃高峰，形成成熟原油，生成的原油除了继续向巴二段中充注以外，在断层的输导作用下向浅层苏红图组中运移聚集，乌力吉构造带巴音戈壁组成熟原油第二期充注成藏，苏二段第一期成藏，中央构造带巴二段和苏一段成熟原油成藏；(3)新生代构造反转过程中，毛西断层活动剧烈，深部巴音戈壁组油藏遭到破坏，油气向浅部运移，在乌力吉构造带苏二段第二期成藏，银根组第一期成藏。

图10　银额盆地查干凹陷油气充注成藏时间

图11　银额盆地查干凹陷油气成藏事件

4结论

(1)查干凹陷乌力吉构造带原油均已成熟，其中巴音戈壁组为正常原油，浅层苏二段和银根组为降解稠油；中央构造带巴二段为低熟原油，苏一段为成熟原油。

(2)查干凹陷共经历了3期油气充注成藏事件：苏二期乌力吉构造带巴音戈壁组成熟原油成藏，中央构造带巴二段低熟原油成藏；银根期乌力吉构造带巴音戈壁组成熟原油二期充注成藏，苏二段第一期成藏，中央构造带巴二段和苏一段成熟原油成藏；新生代构造反转期乌力吉构造带苏二段第二期成藏，银根组第一期成藏。

(3)成藏过程的不同导致了各个构造带和层位油藏类型、原油物理性质、成熟度特征、原油生标特征等方面的差异。

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(编辑韩彧)

Reservoir characteristics and hydrocarbon accumulation in Chagan Sag,

Yingen-Ejinaqi Basin

Niu Zicheng1,2, Liu Guangdi1,2, Cao Zhe1,2, Wang Peng1,2, Chang Junhe3, Zhang Kaidi1,2

(1.CollegeofGeosciences,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China; 2.StateKeyLaboratoryofPetroleum

ResourceandProspecting,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China; 3.ExplorationandDevelopment

ResearchInstitute,SINOPECZhongyuanOilfieldBranchCompany,Puyang,Henan457001,China)

Abstract:The Chagan Sag is an important hydrocarbon exploration area in the Yingen-Ejinaqi Basin. Oil has been discovered in multiple formations including the Bayingebi, Suhongtu and Yingen formations in the Lower Cretaceous. Reservoirs were found mainly in the Wuliji and the central structural belts. Hydrocarbons generated from source kitchens migrated for a short-distance and accumulated in surrounding traps. Hydrocarbon generation, charging and accumulation time analysis showed that accumulation can be divided into three stages: the second member of Suhongtu Formation, the Yingen Formation and the Neogene. Different stages of hydrocarbon accumulation resulted in various physical properties, maturities and biomarkers of crude oils.

Key words:reservoir characteristics; petroleum accumulation process; hydrocarbon accumulation period; fluid inclusions; Chagan Sag; Yingen-Ejinaqi Basin

基金项目：国家自然科学 “致密砂岩微米—纳米孔喉系统石油充注的有效性及其成藏效应”(41472114)资助。

作者简介：牛子铖(1989—)，男，博士研究生，从事油气藏形成与分布研究。E-mail：zichengniu@163.com。

收稿日期：2014-12-25；

修订日期：2015-11-24。

中图分类号：TE122.3

文献标识码：A

文章编号：1001-6112(2016)01-0032-08doi：10.11781/sysydz201601032