關(guān)寶文，鄭建京，許世陽，郭建明，楊 燕

(1.甘肅省油氣資源研究重點實驗室/中國科學(xué)院油氣資源研究重點實驗室，甘肅 蘭州 730000；2.中國科學(xué)院大學(xué)，北京 100049)

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六盤山盆地油氣成藏主控因素分析

關(guān)寶文1，2，鄭建京1，許世陽1，2，郭建明1，楊 燕1，2

(1.甘肅省油氣資源研究重點實驗室/中國科學(xué)院油氣資源研究重點實驗室，甘肅 蘭州 730000；2.中國科學(xué)院大學(xué)，北京 100049)

為了能早日在六盤山盆地獲得工業(yè)性油流，基于野外露頭、最新地震、鉆井資料以及前人認識，系統(tǒng)分析了六盤山盆地油氣成藏生儲蓋組合、平面展布及其成藏時空匹配關(guān)系。研究表明：古近系寺口子組砂巖能作為區(qū)域性儲層，含石膏層清水營組泥巖可作為區(qū)域性蓋層，乃家河—馬東山組低成熟度烴源巖是油氣成藏的主要地質(zhì)因素；油氣成藏時空匹配具有良好對應(yīng)關(guān)系，在埋深較大的構(gòu)造圈閉區(qū)域有可能發(fā)現(xiàn)油氣藏，羅川1、黑城和九彩1是重點研究區(qū)域。

六盤山盆地；烴源巖；油氣成藏；主控因素

引 言

六盤山盆地的油氣勘探工作可追溯到20世紀30年代，雖一直未取得突破，但其勘探潛力巨大，總資源量高達3.6×108t[1-3]。前人對六盤山盆地烴源巖做了大量工作，證實下白堊統(tǒng)李洼峽組、馬東山組、乃家河組的暗色泥巖都具有一定的生烴潛力[1-2， 4-8]。前人依據(jù)盆地構(gòu)造單元特征、構(gòu)造樣式、重力異常、鉆井油氣顯示等提出了有利勘探區(qū)[4，9-14]，這些認識建立在較少的鉆井和地震數(shù)據(jù)之上，并且是從單一方面論述有利勘探區(qū)域，對于白堊系以來的生儲蓋組合、平面展布及油氣成藏時空匹配認識不清，油氣成藏主控因素分析也鮮有研究。因此，本文利用大量新的地震、鉆井資料及前人對六盤山盆地生儲層組合、平面展布以及油氣成藏時空匹配條件進行分析，探討六盤山盆地油氣成藏的主要因素及有利勘探區(qū)域，為該區(qū)的油氣勘探提供重要指導(dǎo)。

1 地質(zhì)背景

六盤山盆地位于青藏高原東北緣，北面是阿拉善地塊，東面與鄂爾多斯地塊相鄰，西北為祁連地塊，東南部靠北秦嶺造山帶。盆地主要斷裂從東到西依次為西吉斷裂、李俊斷裂、寺口子斷裂、南西華山東麓—馬東山斷裂、石峽口斷裂、窯山—關(guān)山斷裂和下馬關(guān)固原斷裂，斷裂控制著盆地的發(fā)育(圖1)。

六盤山盆地是在元古代結(jié)晶基底和加里東褶皺基底之上發(fā)育起來的以白堊系為沉積主體的中新生代湖盆[2]。六盤山盆地各種鉆井多達56口，其中海參1井最深(5 828 m)。鉆井揭示下白堊統(tǒng)發(fā)育齊全，缺失上白堊統(tǒng)。下白堊統(tǒng)從下至上依次發(fā)育三橋組(K1s)、和尚鋪組(K1h)、李洼峽組(K1l)、馬東山組(K1m)和乃家河組(K1n)。古近系從上至下發(fā)育寺口子組(E2s)和清水營組(E3q)。

2 石油地質(zhì)條件分析

2.1 烴源巖的分布

通過對盆地內(nèi)多口鉆井鉆遇的白堊系有效烴源巖厚度及寺口子、炭山、石硯子和火石寨剖面有機碳與暗色泥巖厚度統(tǒng)計[1]，在平面上明確有效烴源巖展布范圍，主要沿石峽口斷階呈北西—南東向分布，生油中心主要分布在肖家灣—鄭旗一帶，其中盤參4井有效烴源巖厚度達600 m(圖2)。

圖1 六盤山盆地地質(zhì)簡圖

2.2 烴源巖地球化學(xué)特征

早白堊世，六盤山盆地在近E—W向引張構(gòu)造應(yīng)力場控制下，盆地內(nèi)沉積了一套巨厚的河湖相六盤山群[15-16]。海原凹陷腹部海參1井(圖2)鉆井揭示，在李洼峽組和馬東山—乃家河組分布293.0 m和198.5 m暗色泥巖，有機質(zhì)豐度達到中等—好烴源巖標準[1-2，5，8](表1)。根據(jù)六盤山盆地不同地區(qū)烴源巖豐度統(tǒng)計[5]，盆地中南部固原凹陷的豐度較高。

表1 海參1井下白堊統(tǒng)烴源巖有機質(zhì)豐度參數(shù)[1-2，5，8]

圖2 六盤山盆地白堊系有效烴源巖等厚圖(據(jù)尹娟[1]修改)

下白堊統(tǒng)烴源巖的干酪根氫碳比為1.2～1.4，氧碳比為0.12～0.20，母質(zhì)類型以Ⅱ型干酪根為主，Ⅰ型干酪根占少量；根據(jù)顯微組分分析，乃家河組—馬東山組以湖藻及浮游生物為主，有機質(zhì)顯微組分中類脂組占90%以上，殼質(zhì)組低于5%，具有較好的生烴能力；李洼峽組具有低等水生生物和陸源高等植物混合母源特征，有機質(zhì)類型以腐泥腐殖型為主，生烴性能差的鏡質(zhì)組和惰質(zhì)組含量較高，多占到35%～60%，最高可達88%，因此，李洼峽源巖生烴能力相對較差[1， 5]。

有機質(zhì)成熟度是烴源巖評價的基本參數(shù)，其演化程度決定了烴源巖是否達到生油高峰。海參1井揭示(表2)，李洼峽組(K1l)烴源巖Ro平均值為1.07，孢粉顏色指數(shù)為3.0～3.9，平均為3.6，其最高熱解溫度峰值為479℃，平均為447.3℃，演化到成熟階段；乃家河(K1n)—馬東山組(K1m)烴源巖Ro平均值為0.65%，孢粉顏色指數(shù)為2.3～2.9，平均為2.6，其最高熱解溫度峰值為443℃，平均值為433.2℃，處于低熟—生烴門限階段[1- 2]。

表2 海參1井下白堊統(tǒng)烴源巖成熟度參數(shù)[1-2]

盆地南部固原凹陷盤中2井乃家河—馬東山組Ro為0.86%～0.87%，基本達到成熟階段；盤淺1井、盤參4井Ro值分別為0.60%～0.73%和0.60%～0.69%，以低成熟為主[5]。

2.3 始新世寺口子組儲層特征

寺口子組(E2s)不整合發(fā)育于乃家河組(K1n)之上，在馬東山東側(cè)(圖1)出露較多。在該地區(qū)觀測到的寺口子組主要以磚紅色中厚層含石英礫長石粗砂巖和厚層—巨厚紫紅色長石石英中、細砂巖為特征，屬于河流相沉積環(huán)境[17]。在同心丁家二溝剖面觀測到的寺口子組整體上也是磚紅色，發(fā)育厚層紫紅色礫巖，夾粗砂巖透鏡體和厚層粉砂巖。平面上，寺口子組分布廣、厚度大，最厚可達480 m(圖3)。一般滲透率為123×10-3～129×10-3μm2，平均孔隙度為15.0%～28.9%[18]，屬于好儲集層。

野外觀測到下白堊統(tǒng)節(jié)理發(fā)育(圖4a)，下白堊統(tǒng)生油凹陷內(nèi)砂巖發(fā)育少，加上生油巖層灰質(zhì)成分多，裂縫發(fā)育，可以形成儲油空間[4，6]，但是下白堊統(tǒng)儲集層物性遠遠不如寺口子組。

2.4 漸新統(tǒng)清水營組蓋層特征

清水營組直接發(fā)育于寺口子組砂巖之上，巖性主要以厚層紫紅色、桔紅色泥巖和泥質(zhì)粉砂巖為主要特征，并且以發(fā)育一套含膏巖層為主要特征(圖4b)，反映出當時氣候逐漸干旱的湖相環(huán)境[19-20]。清水營組厚度平均為350～850 m(圖3)，分布比較廣、厚度大，可以作為一套區(qū)域性的蓋層。

圖3 六盤山盆地清水營組和寺口子組等厚圖

圖4 六盤山盆地馬東山組和清水營組露頭照片

3 成藏條件分析

3.1 成藏條件時空匹配性

早白堊世，伸展作用強烈，六盤山盆地整體斷陷沉降接受沉積；晚白堊世，盆地隆升，構(gòu)造變形主要以差異升降和褶皺為主[9]，與古近系形成角度—微角度不整合，這成為白堊系烴源巖層與古近系儲層之間油氣運移的通道。喜山時期，印度板塊與歐亞板塊碰撞，在強烈擠壓應(yīng)力作用下，盆地內(nèi)中生代正斷層形成正反轉(zhuǎn)構(gòu)造，盆地內(nèi)的斷裂(如石峽口斷層)出現(xiàn)上逆下正的特征[21]，對于油氣藏的保存也起到封閉和遮擋作用；構(gòu)造擠壓使地層發(fā)生斷裂和褶皺，形成以斷鼻為主的構(gòu)造圈閉和良好的斷裂、裂縫疏導(dǎo)系統(tǒng)。此時，盆地內(nèi)白堊系烴源巖中南部處于低成熟階段，西南緣的逆沖推覆構(gòu)造作用，使得深埋的白堊系烴源巖演化程度升高[22]。因此，喜山期有很好的成藏時空匹配關(guān)系，形成以白堊系為烴源巖、寺口子組為儲層和清水營組為蓋層以及白堊系李洼峽組烴源巖層自生自儲的原生油氣藏(圖5)，這已經(jīng)在海參1井的鉆井過程中得到證實。

3.2 油氣成藏主控因素綜合分析

白堊系烴源巖有2套，李洼峽組和乃家河—馬東山組。李洼峽組烴源巖雖然屬于成熟階段，但是暗色泥巖集中段厚度薄、總有機碳含量較低(0.64%)、母質(zhì)生烴能力差，且李洼峽組儲層不發(fā)育，儲集物性差，因此不能形成良好油氣藏。乃家河—馬東山組烴源巖有機質(zhì)含量達到好的標準，并且生烴能力較好，但是屬于未成熟—低成熟階段，油氣生成量也較小，雖然上部寺口子組存在良好的儲集層，但無法形成大規(guī)模油氣藏。

綜上可知，六盤山盆地具備生、儲、蓋條件(圖4)，成藏的時空關(guān)系也具有良好對應(yīng)關(guān)系。但是，未形成良好的油氣藏的主要原因是乃家河—馬東山組烴源巖演化程度低，另外白堊系砂巖儲集層的物性差。

圖5 海參1井生儲蓋組合

3.3 重點勘探區(qū)域

綜上可知，寺口子組(E2s)主要發(fā)育河流相砂巖，可作為很好的儲層，上覆清水營組(E3q)主要發(fā)育較厚、區(qū)域性泥巖，泥質(zhì)粉砂巖和一套含膏巖層，下覆白堊系烴源巖可以提供油氣來源。在埋深較大的潛伏構(gòu)造區(qū)域內(nèi)可能發(fā)現(xiàn)油氣藏，根據(jù)最新鉆井和地震資料(圖1)得到寺口子組底構(gòu)造圖(圖6)。

寺口子組(E2s)底構(gòu)造圖上(圖6)，識別出羅川1、黑城和九彩13個構(gòu)造圈閉，對應(yīng)有效烴源巖較厚(圖2)。羅川1圈閉西鄰海原凹陷，海參1井顯示李洼峽組埋深為4 008 m，有機質(zhì)達到成熟，為油氣注入提供了良好的油源，東面是石峽口逆沖斷階帶，化學(xué)勘探結(jié)果顯示石峽口斷階帶有明顯的油氣異常展布[23]，并且羅川1構(gòu)造圈閉閉合面積達到313 km2，閉合度達600 m，儲集層厚度也達到300～400 m(圖3b)。黑城和九彩1構(gòu)造圈閉是斷鼻，南面是固原凹陷，北面是海原凹陷的南面斜坡帶，化學(xué)勘探結(jié)果油氣顯示異常[23]。淺井鉆探中，寺口子組也見到了油氣顯示，固原斷裂帶附近寺口子砂巖中見有油砂[5]。清水營組蓋層直接覆蓋在寺口子組砂巖上面，且厚度達到300～800 m(圖3a)。因此這3個構(gòu)造圈閉是重點勘探區(qū)域。

圖6 寺口子組底構(gòu)造圖

4 結(jié) 論

(1) 六盤山盆地具有較厚的烴源巖展布，乃家河—馬東山組烴源巖有機質(zhì)豐度高，有機質(zhì)類型好，但屬低成熟—生烴門限階段，在一定程度上制約了油氣生烴量。李洼峽組下部烴源巖屬于成熟階段，但是生烴能力差，生烴量有限。

(2) 寺口子組(E2s)砂巖和清水營組(E3q)含石膏層泥巖可分別作為區(qū)域性的儲層和蓋層，與下覆烴源巖可以形成很好的生儲蓋組合，并且油氣成藏時空匹配較好。

(3) 勘探實踐證明，只有在成熟烴源巖分布區(qū)才有較高的油氣勘探成功率，所以制約六盤山盆地油氣成藏的最主要因素是白堊系烴源巖演化程度低，但是不排除在埋深較大的潛伏構(gòu)造區(qū)域找到好的油氣藏，如羅川1、黑城、九彩1圈閉是重點研究區(qū)域。

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編輯 劉兆芝

20140827；改回日期：20141128

中國科學(xué)院知識創(chuàng)新工程青年人才類重要方向項目“阿爾金斷裂東段左旋走滑構(gòu)造轉(zhuǎn)換及其控油研究”(KZCX2-EW-QN112)；中國科學(xué)院西部行動計劃項目“準噶爾盆地東部低熟氣資源潛力與有利勘探區(qū)預(yù)測”(KZCX2-XB3-12)；中國科學(xué)院“西部之光”人才培養(yǎng)計劃“準東地區(qū)侏羅系各類烴源巖的生排烴特征及生烴潛力評價”(Y404RC1)；甘肅省重點實驗室專項(1309RTSA041)

關(guān)寶文(1987-)，男，2010年畢業(yè)于河南理工大學(xué)地質(zhì)工程專業(yè)，現(xiàn)為中國科學(xué)院地質(zhì)與地球物理研究所蘭州油氣資源研究中心碩博連讀研究生，主要從事含油氣盆地構(gòu)造分析研究。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.01.004

TE122.1

A

1006-6535(2015)01-0016-06