酒泉盆地营尔凹陷下白垩统中沟组源储一体成藏条件

赵乐义，杨 军，李 涛，王建国，胡小勇，李少勇，董震宇，纪惠爱，李昱东

0 引言

营尔凹陷位于酒泉盆地酒东坳陷的中南部，是一个中生代—新生代断坳叠置型陆相沉积凹陷，呈北东向展布，面积约1 179 km2，是酒泉盆地的主要生烃凹陷之一［1－4］。先后主要经历了早白垩世断陷－坳陷期，该时期断裂活动强烈，控制了烃源岩的展布和一些古构造的形成，在早白垩世末期凹陷进入坳陷期，除了边界断层继续活动外，大部分断层均停止活动，沉降中心维持着早期沉积格局;新生代挤压坳陷期，凹陷南部山前挤压强烈，形成了金佛寺逆冲推覆构造，将南部基底推覆在白垩系地层之上，造成了南、北目的层埋深差异大，而凹陷内的挤压较弱［5－7］。凹陷在前白垩系基底上，由下至上沉积地层主要有白垩系、古近系、新近系和第四系，沉积厚度超过8 000 m，其中白垩系仅发育下白垩统，缺失上白垩统，厚度达4 000 m以上，下白垩统由下而上可细分为赤金堡组(K1c)、下沟组下段(K1g1)、中段(K1g2)、上段(K1g3)和中沟组(K1z)，为凹陷的主要烃源岩发育层，也是主要勘探目的层［8－9］。下白垩统中沟组发育的岩性主要包括深灰色砂岩、灰质泥岩、泥质灰岩、白云岩和泥岩，砂、泥岩互层发育。营尔凹陷边界西至嘉峪关隆起，东部为北东向展布的下河清断裂，南至祁连山脉，北部以双二井断裂为界，并与天泉寺凸起相邻，凹陷内具东西分带、南北凹凸相间的沉积格局，在黑梁断层以西为西部缓坡带，以东可分为南部次凹、长沙岭构造带、北部次凹和营北构造带［10］(图1)。

21世纪初，营尔凹陷的勘探工作主要集中在长沙岭构造带，并在下白垩统下沟组上段(K1g3)获工业油流，发现了长沙岭K1g3油藏，随后的勘探工作则集中在下沟组K1g3段展开，其它层系的研究几乎处于停滞状态。近些年，各油田均加强了油气成藏条件及成藏规律的研究，在成藏规律认识清楚的基础上指导油气的勘探，玉门油田对长沙岭下沟组下段(K1g1)开展了成藏条件的系统研究，于2016年部署了长19井，在下沟组K1g1段获工业油流，由此营尔凹陷的油气勘探再次获得突破。营尔凹陷异常高压普遍发育，控制着油气的分布，致使下沟组K1g3和K1g1油藏均为典型的自生自储油藏［10－11］。前人对下白垩统中沟组的研究基本处于空白，研究程度偏低，油气成藏条件的认识不够清楚，严重制约着油气勘探的决策。笔者通过查阅各探井的测、录井及试油资料，发现多口井在中沟组碳酸盐岩储层中见荧光－油迹级油气显示，其中营参1井试油在中沟组获得低产油流。无论垂向上还是横向上远离烃源岩的储层中均未见到良好的油气显示，油气应具近源聚集的特征。在此基础上，笔者收集18口钻井的中沟组烃源岩及储层样品进行实验分析，用以明确烃源岩和储层的发育特征，应用油源对比分析的手段，明确油气来源，通过成藏组合特征的分析，落实下白垩统中沟组油气藏类型。

1 烃原岩特征

烃源岩作为资源评价过程中的关键参数之一，可为油气成藏提供物质基础。基于前人对营尔凹陷沉积学和层序地层学的相关研究，详细分析营尔凹陷下白垩统中沟组烃源岩的地质及地球化学特征。凹陷在早白垩世晚期处于坳陷发展期，除了边界断层继续活动外，构造活动几乎停止，该期仅在营北构造带发育扇三角洲相，湖盆分布面积广，水体稳定，可为有机质的聚集提供良好条件。通过对凹陷内18口探井的烃源岩进行分析，烃源岩岩性主要为微咸水环境的半深湖相泥岩、灰质泥岩、泥质灰岩。营尔凹陷下白垩统中沟组烃源岩存在2个厚度中心，与凹陷的沉积中心相符，第一个厚度中心在北部次凹，最大厚度达1 200 m，第二个厚度中心在南部次凹，厚度约800 m，在西部缓坡带湖盆水体较浅，主要发育氧化色泥岩，烃源岩厚度小于100 m(图2)。下白垩统中沟组烃源岩主要发育于凹陷的沉积中心，而在缓坡带烃源岩发育差。

图2 营尔凹陷下白垩统中沟组烃源岩厚度Fig．2 Thickness contour of resource rock of the Lower Cretaceous Zhonggou Formation in Ying’er Sag

1.1 有机质丰度

有机质丰度决定了烃源岩生油的雄厚程度［12－14］，主要通过采集研究区的岩心样品并做相应的地化实验分析，采用有机碳含量、热解(Rock-Eval)生烃潜力(S1+S2)、沥青“A”含量和总烃4个指标进行评价，研究表明:营尔凹陷下白垩统中沟组烃源岩达到了中等－好烃源岩标准，其有机碳含量高，主要分布在0．12% ～14．45%，平均值1．54%;生烃潜量大，主要分布在 0．04～62．95 mg/g，平均值为 7．5 mg/g;氯仿沥青“A”含量主要分布在0．001 4% ～0．720 9%之间，平均值为0.143 8%;总烃含量主要分布在0.26～31．22×10－5之间，平均值为6.27 ×10－5(表1)。

表1 营尔凹陷下白垩统中沟组烃源岩有机质丰度评价Tab．1 Statistics of source rock organic matter abundance of Zhonggou Formation in Ying’er sag

1.2 有机质类型

有机质类型是烃源岩有效性评价时的重要参数，有机质类型决定了一定量有机质生烃能力的大小，有机质的类型不同可能生成不同的产物(石油或天然气)［15－17］。烃源岩有机质类型的评价主要是对干酪根和可溶有机质的类型评价，其中干酪根类型取决于有机质母质来源及其所经历的沉积－成岩演化;由于成熟度的高低对有机质类型的影响较大，一般情况下需利用多种方法综合研究确定。岩石热解参数确定有机质类型的方法可以充分考虑成熟度对有机质类型的影响，评价结果的可靠性较高，笔者主要利用该种方法评价研究区中沟组烃源岩的有机质类型，分析表明中沟组烃源岩氢指数(HI)主要分布在100～800 mg/g·TOC之间，有机质类型均有分布，主要以Ⅱ1型为主，Ⅰ型和Ⅱ1型常见，具有典型的倾油特征(图3)。

图3 营尔凹陷下白垩统中沟组烃源岩HI-T max关系Fig．3 Relationship diagram of HI versus T max of Zhonggou Formation source rock in Ying’er sag

1.3 有机质热演化程度

有机质的热演化程度是评价烃源岩是否生烃及其产物类型的关键参数，一般认为，烃源岩热演化程度的特定阶段，形成特定的产物。目前镜质体反射率(Ro)是确定有机质成熟度最好的指标，这是由于在热演化过程中镜质体反射率(Ro)的演变具有不可逆性和镜质组分布广泛等特征［18－21］，目前常用镜质体反射率确定有机质热演化阶段，判断油气生成带，说明盆地的构造史，其值得变化主要受古地温的控制，在地温梯度相同时，主要取决于埋藏速率。基于此，笔者利用镜质体发射率与深度的关系分析研究区下白垩统中沟组烃源岩的热演化程度，由图4可知中沟组烃源岩镜质体反射率(Ro)与深度呈较好的线性关系，大体呈指数增长，根据有机质演化的评价标准可以得到中沟组烃源岩的生油窗对应埋深大约在2 300 m左右，生油高峰在3 500 m左右;埋深大约在4 500 m左右有机质开始进入高成熟生轻质油和天然气阶段。综合来看，营尔凹陷下白垩统中沟组烃源岩Ro主要分布在0．5% ～1．2%之间，主要处于低成熟－成熟阶段，主要以生油为主。

图4 营尔凹陷下白垩统中沟组R o－深度关系Fig．4 Varying diagram of R o regarding burial depth of the Lower Cretaceous Zhonggou Formation in Ying’er Sag

2 储层特征

营尔凹陷下白垩统中沟组优质烃源岩发育，为油气成藏提供了丰富的物质基础，因此储层条件成为制约其油气成藏的关键因素。早白垩世中沟期主要发育有扇三角洲和半深湖相，储集层岩性主要包括碎屑岩和湖相碳酸盐岩，碎屑岩主要以细砂岩、粉砂岩和泥质砂岩为主，分布范围广，厚度小，碳酸盐岩主要以泥质灰岩、泥灰岩和白云岩为主，分布面积小，累计厚度较大。目前的钻井中，见到油气显示段的岩性以碳酸盐岩为主，其中营参1井在碳酸盐岩发育段见到油迹显示，试油获低产油流。

2.1 储集空间类型

储集空间类型是储层综合评价及精细描述研究的核心内容，决定着油气的保存空间［22－23］。通过岩心和薄片观察，营尔凹陷下白垩统中沟组碎屑岩储层既有原生孔隙也有次生孔隙，以次生孔隙为主。原生孔隙主要为粒间孔、杂基内微孔、碎屑内微孔(图5(a))，长期受上覆岩层的压实、压溶和胶结等作用后，孔径变小，孔隙度降低，很难成为油气有效的储集空间。次生孔隙主要是烃源岩有机质在热演化过程中产生的有机酸对砂岩中的碎屑颗粒、杂基、胶结物和交代矿物等在一定的环境下发生不同程度的溶解作用而形成，次生孔隙为主要的油气储集空间，深层次生孔隙扩大了油气资源的勘探领域。

图5 营尔凹陷中沟组储层孔隙特征Fig．5 Reservoir pore characteristics of Zhonggou Formation in Ying’er Sag(a)长4 井，K1 z，4 431．33 ～4 431．38 m，粉砂岩孔隙类型为杂基内微孔，高岭石晶间微孔 (b)长4井，K1 z，4 432．83～4 432．86 m，细粒长石砂岩，粒间溶孔 (c)长 3井，K1 z，3 656．58～3 656.64 m泥晶云岩中见裂缝，岩石中见针状黄铁矿 (d)长3井，K1 z，3 655．33 ～3 655．40m 灰质泥岩中见一条裂缝

研究表明营尔凹陷中沟组碎屑岩储集空间类型以次生孔隙为主，包括粒间溶孔、粒内溶孔、构造—溶蚀缝(图5(b));碳酸盐岩形成于微咸水湖盆环境，主要分布在湖盆中心，分布局限，碳酸盐岩在研究区既可作为储层也可作为烃源岩，具有遇酸易溶蚀的特征，储集空间主要为晶间微孔、裂缝和溶孔等(图5(c)，图5(d))。

2.2 物性特征

物性是储层条件好坏最直接的表征，通过对下白垩统中沟组18口探井的样品实验分析的孔渗参数表明，研究区储集物性为致密型－低孔低渗型，孔隙度主要分布在 0．1% ～10%，平均为7.42%;渗透率主要为 0．1 ～1．0 ×10－3μm2，平均为0．75 ×10－3μm2，局部储层可达到中孔、中渗(图6)，好的储层主要分布在祁1井和营参1井区域。根据碎屑岩储层物性分级标准［24］，中沟组储层物性70%以上的样品分布在致密储层范围内。

3 油源对比

油源对比是确定油气来源最有效的方法，其常用的生物标志物包括萜、甾烷类化合物，在原油的各种对比指标中，饱和烃的萜烷、甾烷组成依然是最有效的对比指标。当烃源岩特征差别较大时，轻烃组成特征、碳同位素特征也是较重要的对比指标，其他的指标主要为辅助［25－27］。营尔凹陷中沟组原油重排藿烷、三环萜烷、四环萜烷、降新藿烷(C29Ts)和伽马蜡烷含量低，伽马蜡烷指数γ－蜡烷/C30藿烷值为 0．14，属微咸水，C29莫烷、C30莫烷含量高。Pr/Ph为0．91，为强还原环境。三环萜烷除与母源输入有关外，还与热演化程度有关，原油三环萜烷含量低很可能是低熟造成，四环萜烷含量低是由于高等植物的输入较少。总之，从萜烷组成反映出，原油形成于还原性强，以低等水生生物为母源输入的环境。

图6 营尔凹陷中沟组频率分布Fig．6 Histogram of Zhonggou Formation in Ying’er Sag

将中沟组原油甾、萜烷质量色谱图与所有可能的烃源岩层作对比，得出中沟组原油与中沟组烃源岩具有很好的亲缘关系(图7)，原油和烃源岩中重排甾烷、重排萜烷很少以五环萜为主，而且以高C30藿烷最为明显，C31以上藿烷含量很低，三环萜含量很低，莫烷含量高，尤其是它们都不含Ts，C29Ts和C30重排藿烷，γ－蜡烷的含量也相似，均呈现出低成熟的特征。甾烷分布中均以ααα20R构型胆甾烷为主，ααα20S构型胆甾烷和αββ异胆甾烷含量也低，均以C29呈高不对称“V”字型，均反映了以低等水生生物为主要贡献的特征。通过以上分析，中沟组原油来自本身烃源岩，为自生自储型原油。

图7 营尔凹陷中沟组烃源岩与原油甾烷、萜烷色谱－质谱Fig．7 Chromatogrammass spectrometry of sterane and terpane of crude oil and source rock of Zhonggou Formation in Ying’er Sag

图8 营尔凹陷营参1井中沟组试油结论Fig．8 Column plot of formation testing result of Zhonggou Formation in well Yingcan 1 of Ying’er Sag

4 成藏组合特征

营尔凹陷发育异常高压带，将中沟组与其上覆及下伏地层隔绝，独自形成一成藏系统［22］。中沟组中部发育大套深灰色泥页岩、泥质灰岩和白云岩有机质丰度高，类型好，热演化处于低成熟—成熟阶段，具有较高的生烃潜力，可作为烃源岩。在该段泥质灰岩和白云岩晶间缝、孔洞发育，可作为储层，并且发现有沥青充填，其中营参1井中沟组在2 866～3 261．8 m泥质灰岩、灰岩和灰质泥岩发育段，中途测试日产水0．22 m3，目前仍有产出，密度0．981 1 g/cm3，粘度2 583．54 MPa·s(图8)，为低熟稠油，通过油源对比分析原油来自于它本身的烃源岩，具有典型的源储一体特征。

5 结论

1)营尔凹陷下白垩统中沟组烃源岩岩性主要为泥页岩和碳酸盐岩，质量达到中等—好的标准，有机质丰度高，类型好，主要以生油型为主，热演化总体处于成熟生油阶段;储层岩性主要以碎屑砂岩和碳酸盐岩为主，储集空间为晶间微孔、裂缝和溶孔等，储层物性较差，以低孔低渗－致密型为主，裂缝的发育成为制约油气成藏的最关键因素。

2)油气显示主要集中在高丰度碳酸盐类烃源岩的发育段，该种岩性既可作为烃源岩，也可作为储层，原油来自于它本身的烃源岩，具有源储一体的成藏特征。

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