发布网友 发布时间:2022-05-17 19:08
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热心网友 时间:2023-08-25 03:46
5.2.3.1 地球化学特征
还原湖盆密集段(烃源岩)的重要特征是有机质含量高、干酪根类型好。查干凹陷的烃源岩由发育在超层序Ⅰ层序2(K1b2)中部的湖相页岩、白云质泥岩和层序3(K1s1)中部的湖相暗色泥岩组成。这两套烃源岩在凹陷内广泛分布,厚度大,构成下白垩统含油气系统的主力有效烃源岩。
查干凹陷下白垩统烃源岩有机质丰度较高,K1 b2 暗色泥岩、白云质泥岩有机碳为0.61%~1.51%,氯仿沥青“A”为0.0185%~0.11%,总烃为(182~723)×10-6 ,生烃潜量为0.37~5.85 mg/g,含大量生物化石,属于好—较好的烃源岩;K1 s1 泥岩有机碳为1.06%~1.4%,氯仿沥青“A”为 0.019%~0.0585%,总烃为(78~558)×10-6,生烃潜量为0.59~4.069 mg/g,为较好烃源岩标准(图5-2)。
据干酪根显微组成、氯仿沥青“A”族组成、饱和烃组分的化合物构成,反映下白垩统烃源岩有机质的干酪根类型均以Ⅱ型为主(K1 b2 偏Ⅱ1 型,K1 s1 偏Ⅱ2 型),其次为Ⅲ型和少量Ⅰ型(图5-7、5-8)。
图5-6 Sq5~6(K1 s2)氧化湖盆密集段厚度(m)图
图5-7 查干凹陷烃源岩干酪根元素组成图
图5-8 查干凹陷甾烷组成三角图
以查参1井为例可以看出下白垩统烃源岩有机质的成熟度特征。根据镜质体反射率R o 值、孢粉颜色、T max、OEP值、色质分析中生物标记化合物成熟度指标等将查参1井热演化阶段划分为四个阶段(图5-9、5-10):
(1)未熟阶段
其深度小于1000 m,相当于Ro<0.5%。
图5-9 查参1井可溶有机质转化率与埋深关系图
图5-10 查参1井干酪根演化特征
(2)成熟阶段
其深度为1000~2794 m。底部 Ro 值达 1.3%,OEP 值从 1.29 降到 1.2,在 1490.8 m处色质ββ-C29 <αα-C29,ββ/αα-C29约 0.66,说明已属成熟阶段。沥青转化率(氯仿沥青“A”/有机碳)和总烃/有机碳很低,生油高峰不明显。22S/22R-C31、22S/(22S+22R)-C29及ββ-C29/∑C29分别平均为1.29%、35.78%和42.35%。
(3)高成熟阶段
该阶段即湿气阶段。其深度为2794~4048 m。在2794 m以下,R o 平均值受火成岩影响达到1.5%,在3600以下,Tmax平均为470 ℃,孢粉色级指数为3.69,沥青转化率和总烃/有机碳表现得异常高,H/C 原子比多在 0.7 以下,20S/(20S+20R)-C29及ββ-C29/∑C29分别平均为40.4%和52.28%。
(4)过成熟阶段
该阶段即干气阶段。其深度>4048 m,Ro值平均为4.53%。
平面上,烃源岩成熟度的变化与同生断层的活动密切相关。查干凹陷K1b—K1s沉积阶段为断陷阶段。图拉格断裂的强烈活动导致其东南侧强烈沉降,形成一个西北陡、东南缓的篓状凹陷,沉积物和烃源岩的发育和高成熟度区的分布均首先受其控制。
盆地模拟资料表明,巴音戈壁组顶面约96%的面积 R o 值大于0.5%,约80%的地区Ro在0.8%~1.3%之间,在凹陷的沉降中心区 Ro 达到了1.3%以上,巴音戈壁组基本处于成熟—高成熟阶段(图6-2)。
苏红图组一段约90%面积的烃源岩Ro大于0.5%,仅在盆地边缘及毛敦侵入带东南侧未成熟,Ro值小于0.5%。苏一段成熟烃源岩(0.8%<Ro<1.3%)主要分布在凹陷西部。由于苏一段火山岩发育,烃源岩受火山岩的影响其有机质成熟度明显高于自然演化的结果,上述模拟结果偏低。
5.2.3.2 烃源对比
含油气系统研究的一项主要任务是确定烃源。烃源一旦得以确认,含油气系统也就确定了。油源生物标记物特征对比是最有效、最可靠的方法。
(1)甾烷对比
查参1井苏一段原油 C27甾烷,与巴二段灰黑色页岩及白云质泥岩较接近。查参 1 井苏一段油砂、毛1井苏一、苏二段油斑的 C27、C28甾烷含量中等,与白云质泥岩有明显的亲缘关系。毛 1 井巴二段原油的ααα(20S)/C27/C29和ααα(20S)/C28/C29分别为 0.39、0.69,更接近白云质泥岩。两口井原油与苏一段深灰色泥岩的可比性较差(图5-12)。原油、油斑甾烷成熟度参数ααα-C29 S/(S+R)、ββ/∑C29与查参 1 井苏一段及巴二段烃源岩较接近,而与毛1井巴二段深灰色泥岩无可比性(图5-11)。
图5-11 查干凹陷原油饱和烃 C29甾烷 S/(S+R)和ββ/ΣC29成熟度划分图
(2)萜烷对比
查参1 井原油的 Tm/Ts 为 0.8,γ-蜡烷/(C31藿烷/2)为 1.5,C30重排/C29藿烷为0.22,与巴二段较接近。毛1井巴二段原油、苏一、苏二段油斑的显著特点是γ-蜡烷含量高,γ-蜡烷/(C31藿烷/2)分别为3和5.2,高于查参1井巴二段和苏一段烃源岩的比值。
(3)类异戊二烯烷烃对比
类异戊二烯烷烃的姥植比和 Pr/n C17分别为0.79~0.94 和0.83~1.34,苏一段烃源岩具姥鲛烷优势和低 Pr/n C17的特征,与原油不相关。巴二段灰黑色页岩多数样品的 Pr/n C17比值小于0.4,与原油的可比性较差。白云质泥岩的姥植比和 Pr/n C17与原油接近,二者具有亲缘关系(图5-13)。
(4)碳同位素组成对比
由图5-14可见,油样和白云质泥岩段各组分δ13 C 值最为接近,唯油样中沥青质的δ13 C值与所有岩样均差别明显。但总的讲,仍可以认为油样与白云质泥岩对比性最好。
综合上述各种对比参数认为,白云质泥岩为主要油源,但有少量深度在 3160 m深灰色泥岩中所产出油的混入。
图5-12 查干凹陷原油与典型烃源岩层段的甾烷相对比值关系图
图5-13 查干凹陷原油、烃源岩 Pr/Ph和 Pr/n C17对比图
图5-14 查干凹陷萜烷油岩对比图
5.2.3.3 烃源岩评价
查干凹陷具有高的沉降速率,沉积厚度大,其中不乏好或较好烃源岩,仅在早白垩统中烃源岩厚度即达750.5 m;地温梯度高;烃类开始生成的埋深较浅,具有高的生油潜能。
烃源岩的评价,首先要以岩石有机质丰度为基础。以烃源岩有机碳、氯仿沥青“A”和总烃含量作为标志有机质丰度的基本指标。烃源岩类型、成熟度、累计厚度、沉积环境和沉积相也是评价烃源岩优劣的重要指标。查干凹陷烃源岩共分为三类(表5-1):Ⅰ类烃源岩成烃最有利;Ⅱ类成烃较有利;Ⅲ类生烃条件差。
根据评价标准,对查干凹陷的烃源岩评价如图5-15、5-16。在三口重点井中查参1 井巴二段的生烃条件较好,为Ⅱ类烃源岩;苏一段、巴1井和毛1井巴二段烃源岩生烃条件差,为Ⅲ类烃源岩。在平面上Ⅰ类烃源岩分布在额很次凹西北部,查参1井西南侧;Ⅱ类烃源岩主要分布在虎勒次凹,Ⅰ、Ⅱ类烃源岩全部为巴二段烃源岩。Ⅲ类烃源岩主要分布在虎勒次凹、巴润断阶带、罕塔庙次凹以及额很次凹东部、南部,这些地区的生烃条件差。
图5-15 查干凹陷 K1 b 2 烃源岩评价图