陳方文，盧雙舫，李吉君，劉海英

（1.東北石油大學地球科學學院 黑龍江大慶 163318; 2.東北石油大學油氣藏形成機理與資源評價省重點實驗室，黑龍江大慶 163318）

松遼盆地北部長春嶺背斜油源識別及油源區(qū)資源評價

陳方文1，2，盧雙舫1，2，李吉君1，2，劉海英1，2

（1.東北石油大學地球科學學院 黑龍江大慶 163318; 2.東北石油大學油氣藏形成機理與資源評價省重點實驗室，黑龍江大慶 163318）

通過分析原油成熟度差異、油氣優(yōu)勢運移方向、油氣分布規(guī)律、圈閉對油氣運移的屏蔽作用及烴源巖地化特征，并結合化學動力學方法對松遼盆地北部長春嶺背斜油源及油源區(qū)資源量進行研究。結果表明: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)勢運移方向上，原油平面上環(huán)王府凹陷分布，朝陽溝階地對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質豐度高、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;資源評價

1 研究區(qū)地質概況

長春嶺背斜位于松遼盆地東南隆起區(qū)，是盆地的二級構造單元，緊鄰朝陽溝階地，東西兩側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，背斜另一側僅發(fā)現五204、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、泉三段上部所對應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 原油成熟度對比

從原油地化特征方面進行比較，青山口組青一段沉積時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)的生物標志化合物及其相對含量無法區(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個原油樣品進行飽和烴氣相色譜－質譜化驗分析，通過C29甾烷w（20S）/w（20S +20R）、w（ββ）/w（aa+ββ）相關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)勢運移方向

油氣二次運移是一個極不均一的過程，其優(yōu)勢運移方向主要受構造形態(tài)、砂體和斷層影響［6］。由構造形態(tài)所形成的勢能差對油氣的運移方向起主導作用，斷層與砂體相匹配可以形成斷層－巖性輸導脊沿斷層走向輸導油氣。當斷層－巖性輸導脊的斷層走向與地層傾向一致時，可以指示油氣優(yōu)勢運移方向［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），為油氣二次運移提供了良好的輸導層。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－巖性輸導脊，結合王府凹陷中心低、四周高的構造形態(tài)，王府凹陷生成油氣的優(yōu)勢運移方向為SSW向和NNE向，長春嶺背斜在王府凹陷油氣優(yōu)勢運移方向上。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，而且雙30和雙301等高產區(qū)塊均位于王府凹陷西北部的鼻狀構造（圖1）。剖面上，以試油數據為基礎并結合測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可以指示油氣由王府凹陷向長春嶺背斜運移。綜合油氣平面、剖面分布規(guī)律，認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到排烴高峰［8］，該時期已形成構造幅度較高的長春嶺背斜和構造幅度相對較低的朝陽溝階地［9］。對長春嶺背斜而言，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)現長27區(qū)塊含油，據此推測三肇凹陷運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)勢運移方向一致。

3 源巖地化特征

3.1 有機質豐度

對王府凹陷鉆遇青山口組地層的37口探井共693個樣品點的地化特征進行統(tǒng)計（表1）。青一段烴源巖有機碳含量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%;對生烴勢（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價標準，青一段和青二三段烴源巖有機質豐度均較高，達到好—優(yōu)質源巖的標準。

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 有機質類型

通過對王府凹陷21口探井共49個樣品的有機元素分析數據進行統(tǒng)計，制作青一段和青二三段烴源巖有機質原子比H/C與O/C關系圖（圖5），確定王府凹陷青一段烴源巖有機質類型主要為Ⅱ1-Ⅰ型，青二三段烴源巖有機質類型主要為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，會計信息化的利用，將財務信息處理的速度與準確性得到提升，以此有效地進行會計處理程序，財務人員使用財務軟件，做出會計報表，并且上交企業(yè)管理層，企業(yè)管理者通過數據分析得出企業(yè)的財務目標，以此使得企業(yè)的運營各項財務成果指標得以確定，企業(yè)的目標明確，便有了運行的動力，爭取努力地完成財務目標，有助于企業(yè)利益最大化的實現。

圖5 王府凹陷青山口組有機質原子比H/C-O/C關系圖Fig.5 H/C-O/C relation diagram of organic matter from Qingshankou formation in Wangfu depression

3.3 有機質成熟度

鏡質體反射率（Ro）是反映有機質成熟度最有效的參數。一般認為Ro＜0.5%對應未成熟階段，0.5%～1.3%對應低熟－成熟階段，1.3%～2.0%對應高成熟階段，Ro＞2.0%對應過成熟階段。對王府凹陷21口探井共218個樣品點進行統(tǒng)計（表1），青一段烴源巖有機質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質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價

4.1 成烴轉化率

為計算源巖有機質的成烴轉化率，選取成熟度較低的盛1井源巖樣品（Ro=0.41%）進行熱解實驗。熱解實驗在Rock-Eval-II型熱解儀上進行，從200℃開始，分別以10、20和40℃/h的升溫速率將樣品加熱至600℃，實時記錄不同溫度（時間）下的產油量、產氣量，即可得到不同升溫速率條件下各溫度點的成油和成氣轉化率，以此數據進行化學動力學標定（圖6），標定方法見文獻［12］～［13］。

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

通過化學動力學標定，得到有機質成油、成氣轉化率與深度的關系（圖7）。根據成烴轉化率與深度的關系，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進入生烴高峰。

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

4.2 原始有機質豐度與氫指數恢復

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量的油氣。目前實測的殘余有機碳不能反映烴源巖有機質的原始豐度，各項有機質性質指標所反映的有機質類型也有偏差。因此，進行生烴量計算時需要對有機質豐度和氫指數進行恢復。

依據化學動力學原理計算成烴轉化率并恢復有機質原始豐度和原始氫指數方法［14］，利用上述成烴轉化率，結合研究區(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質的原始有機碳和原始氫指數（表2）?；謴秃蟮脑加袡C碳含量w（TOC0）和原始氫指數（IH0）均高于實測的殘余有機碳w （TOC）和殘余氫指數（IH），而且青一段恢復前后的有機碳和氫指數的差別明顯大于青二三段。

4.3 油氣資源量計算

以王府凹陷青一段、青二三段烴源巖原始有機碳含量等值線圖、原始氫指數等值線圖、源巖頂底埋深等值線圖以及成烴轉化率、源巖密度隨深度的變化規(guī)律等數據為基礎，對王府凹陷青山口組烴源巖油氣生成量進行定量評價。其中，原始有機碳含量等值線圖、原始氫指數等值線圖和成烴轉化率隨深度的變化規(guī)律是根據現有地化分析數據利用化學動力學計算得到;源巖頂底埋深等值線圖為井震相結合的解釋結果;源巖密度隨深度的變化規(guī)律由實測樣品點對密度測井曲線進行校正而得到。首先，將研究區(qū)按照200 m×200 m×1 m進行三維網格化;然后給每個網格單元賦予相應的源巖厚度、原始有機碳含量、原始氫指數和成烴轉化率;最后利用微積分方法將每個網格單元的油氣生成量進行累加，即得到油氣生成量。

表2 王府凹陷青山口組烴源巖原始氫指數和原始有機碳Table 2 Original hydrogen index and organicm atter abundance of K 1 qn source rocks in W angfu depression

按照現代油氣成因機制，單位體積源巖生成油氣量取決于有機質的豐度、類型和成熟度，每個網格單元的油氣生成量計算公式為

利用微積分求取凹陷總油氣生成量的計算公式為

式中，S為網格單元面積，m2;ρ（z）為烴源巖密度，t/m3;F（z）為由化學動力學模型計算得到的成烴轉化率，%;z0和z分別為烴源巖的最小和最大埋深，m;n為網格單元數目。

按照此方法計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。參考前人研究結果［11，15］，分別取油、氣的運聚系數為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)勢運移方向上，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移的特征，朝陽溝階地對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）按照陸相烴源巖評價標準，王府凹陷青山口組烴源巖有機豐度高、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”前期專項課題（2011CB211701）;國家自然科學基金項目（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價研究。

（徐會永）