二连盆地是燕山运动中期发育在海西褶皱基底上的中生代山间断陷盆地，由众多小凹陷组成，各凹陷相对独立，均发育边缘相沉积，因此二连盆地虽然油气资源总体规模大但比较分散，各凹陷之间资源量相差悬殊^[1-3]。作为二连盆地众多富油凹陷之一的呼仁布其凹陷，勘探工作始于20世纪90年代初，在凹陷南洼低部位钻探的仁参1井，其阿尔善组、腾一段和腾二段均发现有油气显示，之后在南洼的高布背斜、马辛断鼻等区域钻探10余口探井，除仁3井外，均有较好的油气显示，勘探程度比北洼更高^[4]。呼仁布其凹陷南洼虽然面积小，构造圈闭不发育，但自早白垩世沉积以来，西部缓坡带始终位于较高部位，使洼漕生成的油气可以沿断层等输导体系向缓坡带运移。缓坡带发育的大量扇体以及上覆盖层可以使油气得以聚集和保存，但到目前为止尚未在南洼发现可观的油气藏^[5-6]。

通过对呼仁布其凹陷南洼典型井测井曲线以及烃源岩和原油样品的有机地球化学分析，系统研究下白垩统烃源岩的分布规律以及烃源岩和原油的有机地球化学特征，揭示该地区下白垩统的油气来源，以期指明呼仁布其凹陷南洼下白垩统的油气勘探方向。

呼仁布其凹陷位于二连盆地西部的巴音宝力格隆起中段，呈北东向长条状展布，由北、中、南等3个次级洼漕组成。南洼南北长约45 km，东西宽约15 km，面积约700 km²，基底最大埋深达4500 m，呈“东断西超”的箕状单断结构。南洼包括东部洼漕带、曼特构造带、高布背斜带和西部斜坡带，曼特构造带的构造样式控制形成了凹陷南部的沉积中心^[4-6](图 1)。关于呼仁布其凹陷沉积相也有大量研究，张文朝等^[3-4]和许辉^[5]均认为凹陷内下白垩统为一套内陆河湖相碎屑岩沉积，粒度呈现粗—细—粗的特征，自下而上发育阿尔善组(K₁ba)、腾格尔组一段(K₁bt₁)、腾格尔组二段(K₁bt₂)以及赛汉塔拉组(K₁bs)等4套地层，厚度为950~4000 m。K₁ba形成于裂谷断陷早期，以滨浅湖、扇三角洲沉积为主，岩性以砂砾岩为主，仅见薄层泥岩；K₁bt₁形成于裂谷强烈断陷期，以湖泊、水下扇沉积为主，岩性以深灰色泥岩和钙质泥岩为主；K₁bt₂形成于断坳转换期，以滨浅湖、辫状河三角洲沉积为主，岩性以泥岩夹砂砾岩为主；K₁bs形成于裂谷坳陷沉降期，以湖沼和河流沉积为主，岩性以砂质砾岩为主，底部出现煤层。K₁bs由于地层埋藏浅，烃源岩处于未成熟阶段，对生烃没有贡献^[4]。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 呼仁布其凹陷南洼区域位置图及K1ba顶面构造图 Fig. 1 Geographical location and the structure map of K1ba in southern trough of Hurenbuqi sag

根据有机质来源(显微组分)和沉积环境特征将二连盆地呼仁布其凹陷南洼湖相烃源岩有机相分为C相、D/E相和F相(表 1)^[7-14]。C相烃源岩主要发育于湖相缺氧环境，母质来源为藻类或细菌，显微组分多为腐泥组、壳质组和镜质组，烃源岩HI为400~800 mg/(g TOC)(未成熟—低成熟阶段)，以生油为主。D/E相烃源岩形成于偏氧化的沉积环境，母质来源主要为高等植物来源的角质体、树脂和细菌等，显微组分为壳质组、镜质组和惰质组混合型，HI为200~400 mg/(g TOC)(未成熟—低成熟阶段)，F相烃源岩主要发育于氧化、陆源湖沼环境，母质来源主要为陆源高等植物木质素，显微组分多为镜质组和惰质组，HI为50~200 mg/(g TOC)(未成熟—低成熟阶段)，以生气为主。

表 1(Table 1)

表 1 湖相烃源岩有机相划分方案(据文献[12]修改) Table 1 Division of organic facies in lacustrine source rocks 有机相 沉积环境 主要生物组成 含硫量 HI平均值和范围/[mg·(g TOC)-1] 产物特征 C相 湖相封闭环境 藻类、细菌等 较高 600(400~800) 正常油 D/E相 长期湿润滨岸环境 高等植物角质体、树脂、木质素、细菌等 中等 333(200~400) 轻质油、凝析气 F相 滨岸、氧化环境 高等植物木质素 低 158(50~200) 天然气 注：利用 HI 划分烃源岩适用于未成熟—低成熟阶段

下载CSV 表 1 湖相烃源岩有机相划分方案(据文献[12]修改) Table 1 Division of organic facies in lacustrine source rocks

众多学者^[15-17]通过分析湖相烃源岩地球化学参数认为HI与TOC之间存在一定的相关性，并且在渤海湾盆地和二连盆地得到了很好的论证。通过整理分析呼仁布其凹陷南洼160个烃源岩地球化学数据可以看出：烃源岩HI与TOC存在很好的相关性，当TOC质量分数＜1%时，HI一般小于200 mg/(g TOC)；当TOC质量分数为1%~2%时，HI为200~400 mg/(g TOC)；当TOC质量分数>2%时，HI一般大于400 mg/(g TOC)。另外，由于呼仁布其凹陷南洼下白垩统烃源岩整体处于低成熟阶段(R_o≈ 0.55%)，所以可以结合烃源岩有机质来源和沉积环境(后文论述)，利用HI和有机质显微组分划分烃源岩有机相(图 2和图 3)。K₁ba烃源岩样品干酪根显微组分组成为：腐泥组+壳质组质量分数为58%~69%，镜质组质量分数为16%~31%，惰质组质量分数为2%~11%，HI主要分布于200~600 mg/(g TOC)，发育C相和D/E相烃源岩；K₁bt₁样品的腐泥组+壳质体含量比阿尔善组明显增多，HI主要分布于400~800 mg/(g TOC)，以C相烃源岩为主；K₁bt₂样品的HI主要分布于300~500 mg/ (g TOC)，发育C相和D/E相烃源岩。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 呼仁布其凹陷南洼下白垩统烃源岩HI-TOC关系图 Fig. 2 HI-TOC relationship of Lower Cretaceous source rocks in southern trough of Hurenbuqi sag

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 呼仁布其凹陷南洼下白垩统烃源岩干酪根显微组分相对丰度三角图 Fig. 3 Relative abundance of kerogen microscopic components of Lower Cretaceous source rocks in southern trough of Hurenbuqi sag

Passey等^[18]提出利用测井资料定量识别含有机质岩层TOC的ΔlogR₁法，众多国内外学者^[19-25]改进应用该方法进行烃源岩评价，并取得了很好的效果。本文以仁9井为例，将实测TOC与ΔlogR₁拟合，二者表现出很好的相关性(相关指数R²= 0.877) (图 4和图 5)，拟合关系式为：TOC= 1.0951ΔlogR₁ + 1.0059。利用上述方法拟合得到呼仁布其凹陷南洼中6口典型井连续的TOC数据(图 6)，结果表明：实测TOC与运用ΔlogR₁计算得到的TOC的相关性较好，通过这种方法计算出全井段不同TOC区间内烃源岩的厚度，结合HI与TOC的关系得出典型井全井段不同有机相烃源岩的厚度(表 2)，进而得出呼仁布其凹陷南洼烃源岩平面分布规律。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 呼仁布其凹陷南洼仁9井下白垩统实测TOC与ΔlogR1的相关性 Fig. 4 Correlation between measured Lower Cretaceous TOC and ΔlogR1 of well Ren 9 in southern trough of Hurenbuqi sag

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 呼仁布其凹陷南洼仁9井下白垩统烃源岩有机相划分 Fig. 5 Division of organic facies of Lower Cretaceous source rocks in southern trough of Hurenbuqi sag

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 呼仁布其凹陷南洼下白垩统烃源岩厚度分布图 Fig. 6 Thickness of Lower Cretaceous source rocks in southern trough of Hurenbuqi sag

表 2(Table 2)

表 2 呼仁布其凹陷南洼典型井下白垩统不同有机相烃源岩厚度 Table 2 Thickness of Lower Cretaceous source rocks of different organic facies in the typical well of southern trough, Hurenbuqi sag 井名 K1ba K1bt1 地层厚度/m C相源岩厚度/m D/E相源岩厚度/m 地层厚度/m C相源岩厚度/m D/E相源岩厚度/m 仁参1 770 176 219 730 497 19 仁10X 290 170 10 560 260 10 仁15X 180* 84 10 370 260 10 仁11 310 10 15 360 280 45 仁9 420 341 10 360 307 10 仁1 310 67 88 400 372 20 注：*表示未钻穿K1ba地层厚度

下载CSV 表 2 呼仁布其凹陷南洼典型井下白垩统不同有机相烃源岩厚度 Table 2 Thickness of Lower Cretaceous source rocks of different organic facies in the typical well of southern trough, Hurenbuqi sag

仁9井位于呼仁布其凹陷南洼漕东部，完钻层位为侏罗系。高丰度烃源岩主要分布于K₁bt₁的中下段，TOC质量分数为3.22%~6.74%，HI平均为454 mg/(g TOC)。由于K₁bt₁沉积期湖盆扩张，水体变深，仁9井区发育半深湖—深湖亚相沉积，岩性以泥岩为主，C相烃源岩发育，厚度可达497 m (图 5)。K₁ba沉积期为裂谷初成阶段，发育大量扇三角洲沉积，岩性以砂砾岩、砾状砂岩为主，有机质丰度明显降低，TOC质量分数平均为2.73%，HI平均为412 mg/(g TOC)，发育C相烃源岩和D/E相烃源岩，主要分布于K₁ba中下段。K₁bt₂沉积期处于断坳转换阶段，湖盆开始收缩，辫状河三角洲沉积发育，但由于K₁bt₂烃源岩埋藏较浅，基本处于未成熟—低成熟阶段(后文论述)，故不对其烃源岩厚度进行讨论。

为了分析呼仁布其凹陷南洼烃源岩的平面分布特征，选取典型井仁15X井、仁1井、仁10X井、仁9井、仁参1井和仁11井进行烃源岩厚度分析(表 2)。C相和D/E相烃源岩在K₁ba，K₁bt₁和K₁bt₂均有分布，而K₁bt₁沉积期由于湖泊广泛分布，以偏还原的沉积环境为主，藻类等低等水生生物发育，C相烃源岩主要分布于K₁bt₁；K₁ba沉积期多发育扇三角洲沉积，以偏氧化的沉积环境为主，D/E相烃源岩主要分布于K₁ba。平面上，处于南洼漕东部的仁参1井在K₁ba沉积期由于靠近西南物源区，多粗碎屑沉积，因此C相烃源岩基本不发育，而处于斜坡部位的仁9井区K₁ba沉积期处于湖泊相沉积环境，有机质丰富，保存环境良好，好烃源岩发育。因此，整体上来看，烃源岩分布主要受沉积期古地貌和沉积相控制，南洼漕东部的湖泊相沉积地层发育厚层、好烃源岩。在用地震数据建立的地质格架约束下，综合考虑沉积期古地貌以及沉积相等因素的影响，以南洼典型井不同层位不同有机相烃源岩厚度为控制点，绘制呼仁布其凹陷南洼K₁ba和K₁bt₁烃源岩厚度平面分布图(图 6)。K₁ba的D/E相烃源岩主要分布于东部洼漕带，其中仁参1井附近D/E相烃源岩厚度可达219 m，向四周构造高部位烃源岩厚度迅速减小，仁3井D/E相烃源岩厚度小于5 m；K₁ba的C相烃源岩主要分布于滨浅湖沉积发育的仁9井区附近，厚度约341 m；K₁bt₁的C相烃源岩主要分布于半深湖—深湖沉积的东部洼漕带，仁参1井附近C相烃源岩厚度可达497 m，K₁bt₁的D/E相烃源岩的分布范围与C相烃源岩基本一致，但厚度很小，仁参1井附近D/E相烃源岩厚度仅为20 m，故不再讨论K₁bt₁的D/E相烃源岩的厚度分布。

Pr/Ph可以有效反映烃源岩沉积时期的氧化还原条件，通常低Pr/Ph指示还原环境，高Pr/Ph指示氧化环境，但Pr/Ph还会受成熟度等因素的影响，可采用多参数综合表征有机质沉积环境^[26-28]。伽马蜡烷前身物为四膜虫醇，大量的伽马蜡烷指示有机质沉积时的强还原超盐度特征^[29-31]，而β胡萝卜烷作为一种全饱和的C₄₀双环萜烷，其存在主要源于缺氧的、含盐湖相沉积中的藻类有机质，因此可以指示高盐度强还原的湖相沉积环境^[32-34]。K₁ba烃源岩的w(Pr)/w(Ph)为0.18~2.81，平均值为0.86，β胡萝卜烷含量相对低，w(伽马蜡烷)/w(C₃₁藿烷)分布在0.38~11.14，平均值为5.74，表明K₁ba沉积期水体为淡水—微咸水、弱还原环境(图 7和图 8)；K₁bt₁烃源岩的w(Pr)/w(Ph)为0.10~0.81，平均值为0.33，β胡萝卜烷含量中等，w(伽马蜡烷)/w(C₃₁藿烷)分布在3.78~14.02，平均值为8.24，表明K₁bt₁沉积期水体为微咸水、还原环境；K₁bt₂烃源岩的w(Pr)/w(Ph)为0.06~0.16，平均值为0.12，β胡萝卜烷含量高，w(伽马蜡烷)/w(C₃₁藿烷)在6.90~ 25.28，平均值为12.26，表明K₁bt₂沉积期水体为半咸水—咸水、强还原环境。由于K₁ba沉积期为裂谷断陷早期，主要为滨浅湖和扇三角洲沉积，水体较浅、处于偏氧化环境，烃源岩正构烷烃呈“中前峰型”分布，混合生源输入；K₁bt₁沉积期裂谷处于强烈断陷期，水体加深、处于偏还原的环境，烃源岩正构烷烃呈“前峰型”分布，发育藻类等低等水生生物；K₁bt₂沉积期为断坳转换期，水体收缩，盐度增加，水体还原性增强，烃源岩正构烷烃呈“后峰型”分布，ααα-20 R构型甾烷呈明显反“L”型，陆源植物输入增多，但是由于其强还原环境和低成熟度的影响，导致K₁bt₂烃源岩在图 8中出现异常。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 呼仁布其凹陷南洼下白垩统烃源岩饱和烃质量色谱图 Fig. 7 Mass chromatograms of Lower Cretaceous source rocks in southern trough of Hurenbuqi sag

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 呼仁布其凹陷南洼下白垩统烃源岩与原油Pr/nC17和Ph/nC18关系图 Fig. 8 Relationship between Pr/nC17 and Ph/nC18 of source rocks and crude oils in southern trough of Hurenbuqi sag

镜质体反射率(R_o)和最大热解峰温(T_max)均为判断烃源岩有机质成熟度常用的指标。此外，生物标志化合物中表征有机质成熟度的参数包括：奇偶优势比OEP(或碳优势指数CPI)、甾烷异构化参数和萜烷异构化参数等^[35-38]。在低成熟度沉积物中的甾、萜烷属于热稳定性低的构型，随着成熟度的增加向热稳定性强的构型转化，即链状烃由“生物构型R”向“地质构型S”转化，环状烃由“生物构型α”向“地质构型β”转化，并且该类化合物在烃源岩中广泛存在^[39]。由于呼仁布其凹陷南洼下白垩统3套烃源岩大多处于低成熟阶段，成熟度的生物标志物特征不明显，因此本文成熟度参数选用：T_max，R_o和OEP。

呼仁布其凹陷南洼K₁ba烃源岩R_o为0.48%~ 0.62%，T_max为425~445 ℃，OEP为1.04~2.11，平均值为1.46，处于低成熟—成熟阶段。K₁bt₁烃源岩R_o为0.40%~0.55%，T_max为420~440 ℃，OEP为1.17~3.17，平均值为1.83，处于低成熟阶段。K₁bt₂烃源岩R_o为0.33%~0.50%，T_max为420~435 ℃，OEP为1.86~3.57，平均值为2.59，处于未成熟—低成熟阶段(图 9)。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 呼仁布其凹陷南洼下白垩统烃源岩成熟度参数随深度变化图 Fig. 9 Variation of maturity parameters of Lower Cretaceous source rocks with depth in the southern trough of Hurenbuqi Sag

在成熟度参数的约束下，利用生烃动力学模型(平均古地温梯度设为4.66 ℃/100 m)确定主力烃源岩所在层位K₁ba中段和K₁bt₁底部的成熟度平面分布图(图 10，由于C相烃源岩主要分布于K₁bt₁烃中下段，D/E相烃源岩主要分布于K₁ba的中段)：K₁ba中段烃源岩在全区基本已进入成熟阶段(R_o为0.55%~0.80%)，洼漕的成熟度明显高于隆起部位，而K₁bt₁底部烃源岩只在南洼漕东部及南部地区进入成熟阶段。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 呼仁布其凹陷南洼下白垩统有机质成熟度分布图 Fig. 10 Distribution of maturity in the middle section of Lower Cretaceousin southern trough of Hurenbuqi sag

二连盆地呼仁布其凹陷南洼目前发现的油气主要分布于K₁ba，K₁bt₁和K₁bt₂，原油样品密度为0.84~0.89 g/cm³，API为28°~36°，大部分属于中质油，蜡质量分数普遍高于8%，属于高蜡原油，黏度为8.05~38.62 mPa·s，原油样品凝固点为24~31℃，硫质量分数普遍小于0.1%，可见呼仁布其凹陷南洼原油以中质油为主，原油含蜡量高、黏度中等偏下、凝固点低、含硫量低，属于“三低一高”的湖相原油(表 3，图 11)。K₁bt₂原油API约为28°，密度较大，黏度较高，饱和烃和芳烃含量均中等，正构烷烃具有典型的完整峰型分布，基本没有受到生物降解的影响，可能为K₁bt₁烃源岩的成熟度较低的原油。

表 3(Table 3)

表 3 呼仁布其凹陷南洼下白垩统原油及油砂物性 Table 3 Physical properties of crude oil and oil sand of Lower Cretaceous in southern trough of Hurenbuqi sag 井名 深度/m 层位 样品描述 密度/(g·cm-3) API/(°) 黏度/(mPa·s) 凝固点/℃ w(硫)/ % w(蜡)/ % 仁1井 1 123.2~1 130.6 K1ba 油砂 0.86 32.7 14.11 25 0.13 12.50 仁8井 1 013.6~1 024.8 K1ba 油砂 0.87 31.7 23.18 24 0.05 16.60 仁10X井 1 482.0~1 494.0 K1bt1 油砂 0.84 36.2 8.05 26 0.07 16.20 仁11井 956.2~959.0 K1bt1 原油 0.88 29.8 23.53 26 0.09 12.10 仁16井 1 644.4~1 655.4 K1bt1 原油 0.85 34.1 12.82 25 0.12 16.45 仁14井 964.6~969.0 K1bt2 原油 0.89 28.2 38.62 31 0.08 18.65 注：密度为20 ℃条件下测得；黏度为50℃条件下测得

下载CSV 表 3 呼仁布其凹陷南洼下白垩统原油及油砂物性 Table 3 Physical properties of crude oil and oil sand of Lower Cretaceous in southern trough of Hurenbuqi sag

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 呼仁布其凹陷南洼下白垩统烃源岩与原油族组分相对丰度三角图 Fig. 11 Relative abundance of component of source rocks and crude oil of Lower Cretaceous in southern trough of Hurenbuqi sag

呼仁布其凹陷南洼K₁ba油砂样品w(Pr)/w(Ph)约为0.81%，形成于弱还原的沉积环境，正构烷烃基本不具有奇偶优势(OEP ≈ 1.07)，饱和烃含量高，而原油成熟度识别参数(表 4中的C₂₉ααα 20 S/(20 S+ 20 R)甾烷和C₂₉ ββ/(ββ+αα)甾烷)出现明显异常，可能由于后期采样过程中低熟油的污染^[40-48]，总体上看K₁ba原油为成熟原油，来源于K₁ba成熟烃源岩。K₁bt₁原油饱和烃总离子流图显示为“中峰型”，正构烷烃碳数主要分布在nC₁₄—nC₂₉，主峰碳为nC₂₃，具有较小的奇数碳优势，植烷优势明显，伽马蜡烷含量高，ααα-20 R构型甾烷化合物连线呈近不对称“V”型，形成于还原环境，成熟度低于K₁ba原油，来源于K₁bt₁烃源岩；K₁bt₂原油正构烷烃碳数主要分布在nC₁₆—nC₃₁，主峰碳为nC₂₃，为中前峰型，正构烷烃基本不具有奇偶优势，具有植烷优势，伽马蜡烷含量高，结合图 8分析认为K₁bt₂原油可能来源于K₁bt₁烃源岩(表 4，图 12)。

表 4(Table 4)

表 4 呼仁布其凹陷南洼下白垩统原油地球化学参数 Table 4 Geochemical parameters of crude oil of Lower Cretaceous in southern trough of Hurenbuqi sag 井名 深度/m 层位 样品描述 OEP w(Pr)/w(Ph) w(Pr)/w(nC17) w(Ph)/w(nC17) 参数1 参数2 参数3 参数4 仁1井 1 129.8 K1ba 油砂 1.07 0.81 0.50 0.60 — — — — 仁9井 1 129.8 K1ba 油砂 1.03 0.51 1.43 3.39 0.14 0.19 0.54 2.44 仁10X井 1 163.0 K1bt1 原油 1.18 0.44 0.98 2.62 0.20 0.26 0.55 5.16 仁10X井 1 482.0 K1bt1 油砂 1.08 0.82 0.41 0.53 0.38 0.46 0.59 4.24 仁11井 956.2 K1bt1 原油 1.11 0.68 0.61 0.88 0.36 0.39 0.60 6.34 仁14井 964.6 K1bt2 原油 1.12 0.75 1.01 0.98 0.44 0.49 0.58 3.78 仁5井 378.0 K1bt2 原油 — — — — 0.45 0.12 0.55 6.30 注：参数1为w(C29 ααα 20 S)/[ w(C29 ααα 20 S)+ w(C29 ααα 20 R)]；参数2为w(C29 ββ)/[w(C29 ββ)+ w(C29 αα)]；参数3为w(C31 22 S)/[w(C31 22 S)+ w(C31 22 R)]；参数4为w(伽马蜡烷)/w(C31藿烷)

下载CSV 表 4 呼仁布其凹陷南洼下白垩统原油地球化学参数 Table 4 Geochemical parameters of crude oil of Lower Cretaceous in southern trough of Hurenbuqi sag

图 12

Fig. 12

下载原图 图 12 呼仁布其凹陷南洼下白垩统油砂和原油饱和烃质量色谱图 Fig. 12 Mass chromatograms of Lower Cretaceous crude oils in southern trough of Hurenbuqi sag

(1) 二连盆地呼仁布其凹陷南洼主要发育阿尔善组、腾一段和腾二段等3套烃源岩，其中阿尔善组主要发育C相和D/E相烃源岩，处于低成熟—成熟阶段；腾一段主要发育C相烃源岩，处于低成熟阶段；腾二段主要发育C相和D/E相烃源岩，处于未成熟—低成熟阶段。

(2) 二连盆地呼仁布其凹陷南洼阿尔善组烃源岩为低等水生生物与陆源高等植物的混合来源，形成于淡水—微咸水、弱还原环境；腾一段烃源岩为藻类等低等水生生物贡献稍高的混合来源，形成于微咸水—半咸水、还原环境；腾二段烃源岩为陆生高等植物贡献稍高的混合来源，形成于半咸水—咸水、强还原环境。

(3) 二连盆地呼仁布其凹陷南洼阿尔善组的成熟原油来源于阿尔善组烃源岩，腾一段成熟度较低原油来源于腾一段烃源岩，而腾二段成熟度较低原油可能来源于腾一段烃源岩。