引用本文
段晓梦, 陈培元, 吕栋, 孔令武, 蒋百召. 增生楔盆地烃源岩特征综合评价——以缅甸某区块为例[J]. 物探与化探, 2016,40(2): 257-263.
DUAN Xiao-Meng, CHEN Pei-Yuan, LYU Dong, KONG Ling-Wu, JIANG Bai-Zhao. Source rock evaluation of accretionary wedge basin: A case study of a block in Myanmar[J]. Geophysical and Geochemical Exploration, 2016,40(2): 257-263.
Doi:10.11720/wtyht.2016.2.05  
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增生楔盆地烃源岩特征综合评价——以缅甸某区块为例
段晓梦1,2, 陈培元1, 吕栋3, 孔令武1, 蒋百召1
1.中海油研究总院,北京 100028
2.中国地质大学(北京) 能源学院,北京 100083
3.中国海洋石油国际有限公司,北京 100027

作者简介: 段晓梦(1983-),男,工程师,本科,2006年毕业于长江大学勘查技术与工程专业,目前为中国地质大学(北京)能源 学院在职硕士在读,主要从事地震地质资料解释、开发地震研究、油气储量技术评估和管理研究工作。

收稿日期: 2015-04-28
基金: “十一五”国家科技重大专项课题“亚太地区油气资源评价及未来战略发展方向”(2008ZX05028-006)
摘要

从缅甸某区块已钻井和手工顿钻井的有机质丰度、类型及热演化分析,该区具有一定的生烃能力。基于钻井的有机碳(TOC)、热解生烃潜力( S2)、氯仿沥青“A”、总烃(HC)、镜质体反射率( Ro)等测试化验,对研究区的两套主要烃源岩——始新统和中新统的泥、页岩进行评价,认为主力烃源岩为中—下始新统,上始新统—中中新统组为低—中等丰度烃源岩;有机质类型主要为Ⅱ2-Ⅲ型,南部生气、北部生油;有机质热演化达到低熟—成熟阶段,南部热演化程度高于北部。综合分析认为研究区具有较好的烃源潜力。

关键词: 增生楔盆地; 烃源岩; 有机质; 成熟度; 烃源潜力评价
中图分类号:P632 文献标志码:A 文章编号:1000-8918(2016)02-0257-07 doi: 10.11720/wtyht.2016.2.05
Source rock evaluation of accretionary wedge basin: A case study of a block in Myanmar
DUAN Xiao-Meng1,2, CHEN Pei-Yuan1, LYU Dong3, KONG Ling-Wu1, JIANG Bai-Zhao1
1.Academy of CNOOC, Beijing 100028, China
2. College of Energy Resources, China University of Geosciences, Beijing 100083, China
3. CNOOC International Co., Ltd., Beijing 100027, China
Abstract

Based on an analysis of the abundance, type and thermal evolution of the organic matter from wells and cable drilling data of a block in Myanmar, the authors have revealed that the study area has certain hydrocarbon generating potential. The evaluation of 2 source rocks of the Oligocene and Miocene shale by using TOC, S2, chloroform asphalt "A", Tmax and Ro test data shows that the main source rock is Lower-Middle Oligocene, whereas middle-upper layer of Oligocene has low-middle organic abundance source rock. The type of organic matter is Ⅱ2 or Ⅲ, gas is produced in the south and oil is produced in the north. Thermal evolution in the south is higher than that in the north, and the maturity is in low-mature and early stage. It is concluded that the study area has a good hydrocarbon potential.

Keyword: accretionary wedge basin; source rock; organic matter; maturity; hydrocarbon soure potential; evaluation

缅甸位于印度板块和欧亚板块的碰撞带, 其西海岸属于汇聚型板块边缘, 发育典型的增生楔盆地, 构造位置特殊, 变形强烈, 一直以来都是油气勘探的禁区。直到近年相继获得的一些油气发现, 才使这类盆地逐渐为国内外学者所重视[1, 2, 3], 但至今研究程度仍较低, 尤其是该类盆地的烃源岩特征更鲜有研究。

研究区已钻井和丰富的手工顿钻井表明, 该区具有一定的生烃能力。国内外众多学者对烃源岩的研究提出了很多评价方法[7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15], 笔者主要是基于钻井取得的资料, 分别从有机质丰度、有机质类型以及有机质的成熟度等方面进行深入分析。

1 区域地层概况

研究区位于汇聚型板块边缘的俯冲带上, 主要发育汇聚型俯冲构造, 介于东部若开山脉和西部孟加拉扇之间(图1)[4]。研究区包含Ramree(兰里岛)和Cheduba(切杜巴岛)两个岛屿及二者之间的浅海区, 主要发育古近系和新近系地层, 古新统基本不发育, 主要为始新统、渐新统和中新统, 上新统和更新统大部分被剥蚀[5]。受汇聚型俯冲作用的影响, 研究区地层呈北东高、南西低的格局, 即由陆向海出露地层逐渐变新, 靠陆一侧出露始新统, 向海一侧出露渐新统和中新统[6]。

图1 缅甸及邻区地质构造平面纲要

从地层分布(图2)来看, 该区主要有始新统和中新统两套海相泥、页岩[5]。始新统泥岩非常发育, 主要为灰色泥、页岩, 夹有少量的棕黄色砂岩层, 含海绿石。中新统泥岩发育程度不及始新统, 主要为灰色泥岩, 含浅水有孔虫和浮游有孔虫等古生物化石, 推测为内浅海沉积环境。

图2 缅甸某区块地层综合特征

1.1 始新统

始新统在本区出露的地层主要为中始新统Sinbok组, 是一套以泥岩为主的沉积地层。下始新统为燧石与硅质黏土岩, 是深水沉积的产物, 出露在Ramree岛的南部。中始新统为深灰色、蓝灰色厚层粉砂质泥岩夹棕黄色、黄灰色薄层砂岩条带, 强烈变形, 并可见竹叶状灰岩散布, 泥岩和砂岩成互层状, 在研究区内分布最广。上始新统以灰色泥岩为主, 夹有生屑灰岩。

1.2 渐新统

研究区出露的渐新统地层主要是上渐新统Yec-hangyi组, 主要分布在Ramree岛中部。该地层主要由砂质层序组成, 与中始新统Sinbok组地层的接触关系为不整合接触, 本组岩性主要为厚层砂岩、砂质泥岩, 与泥岩互层。砂岩为黄棕色— 灰黄色, 细到中粒, 中— 高硬度, 层理发育, 局部见片状炭屑, 偶见植物残余物, 波纹发育, 带有包卷构造、交错层理, 含长石。砂质泥岩与泥岩为蓝灰色— 灰色, 中— 高硬度, 偶见云母、结核、炭屑, 厚度, 并为向上变粗的反粒序旋回性重复, 反映为构造抬升背景下的浅水沉积。

1.3 中新统

中新统地层主要出露中中新统Yenandaung组、上中新统Leikkamaw组和Maragyun组。Yenandaung组分布于Ramree岛西北部海岸地带, 可见深水化石组合Globigerinoides(拟抱球虫属)、Orbulina(圆球虫属)、Globigerina(抱球虫属); 下部主要为海相页岩, 夹铁质、钙质粉砂岩透镜体、条带, 褐煤条带, 植物碎屑; 上部为粉砂岩与泥岩交互层, 夹谷粉状砂岩透镜体和贝壳碎屑条带。Leikkamaw组是研究区砂岩分布最集中的沉积地层, 发育一套不同粒级的厚层海侵砂岩组合, 砂岩为黄棕色— 绿棕色, 中— 高硬度, 薄— 厚层, 中— 粗粒, 沿水流面发育交错层理, 石英为棱角状颗粒, 波纹发育, 含铁质, 夹有硬钙质砂岩条带与软砂质泥岩层, 在局部见有云母及炭屑; 该地层砂岩中可见大型交错层理, 波纹发育, 具有棱角状石英颗粒, 含铁质; 与上覆地层Maragyun组的接触面出露地表。Maragyun组出露范围较窄, 仅分布于Ramree岛西北部海岸地带; 其底部分布一套大于6 m的风化谷粉状砂岩, 之上为浅海、滨岸泥岩、再沉积的泥岩夹薄层细砂岩, 同时含大量贝壳碎片, 见浅水化石组合Rotalia(轮虫属)、Elphidium(希望虫属)、Cibicides(面包虫属)、Cyclammina(砂环虫属)。从沉积环境和古生物等可以看出, 中新世由早到晚水体逐渐变浅。

2 有机质丰度

通过两家测试机构对研究区两口钻井的平行地球化学分析发现, 钻井揭示的泥岩有机质丰度不高, 中新统泥岩有机碳(TOC)含量一般在0.4%~0.6%之间, 为非烃源岩; 始新统中上部烃源岩TOC值可达0.8%, 为中等丰度烃源岩。热解生烃潜力(S2)、氯仿沥青“ A” 及总烃分析结果与TOC具有相似的变化趋势。

根据相关标准并结合地区特点, 本区丰度指标有机碳(TOC)含量低于0.5%为非烃源岩, 在0.5%~0.8%为差烃源岩, 0.8%~1.8%为中等烃源岩, 1.8%~3.0%为好烃源岩(图3)。可以看出, 北部A井510m之上及2 000 m之下泥岩主要为中等烃源岩, 少量差烃源岩, 仅两个样品达到好烃源岩级别; 512~720 mTOC含量小于0.5%, 为非烃源岩; 750~2 000 m左右TOC含量一般大于0.5%, 小于0.8%, 主要为差烃源岩。

图3 缅甸某区块北部A井综合地球化学剖面IH— 烃源岩热解氢指数, IH=S2× 100/TOC; Tmax— 烃源岩热解最高峰温度

热解生烃潜力(S2)小于0.5 mg/g为非烃源岩, 0.5~2 mg/g为非— 差烃源岩, 2~6 mg/g为中等烃源岩, 6~8 mg/g为好烃源岩。北部A井S2与TOC具有相似的变化趋势(图3), 即510 m之上及2 000 m之下泥岩主要为中等烃源岩; 512~720 m左右为非烃源岩; 720~2 000 m左右为差烃源岩。

氯仿沥青“ A” 小于0.02%为非烃源岩, 0.02%~0.05%为差烃源岩, 0.05%~0.1%为中等烃源岩, 0.1%~0.2%为好烃源岩。总烃HC含量小于100× 10-6为非烃源岩, 100× 10-6~200× 10-6为差烃源岩, 200× 10-6~500× 10-6为中等烃源岩, 500× 10-6~1 000× 10-6为差烃源岩。两者分析结果显示, A井500 m以上为差— 中等烃源岩, 与TOC和S2参数判断结果一致; 500 m之下、600~1 150 m之间氯仿沥青“ A” 与总烃HC含量较高, 达到好烃源岩级别, 与TOC和S2参数判断结果不一致。综合观察认为, 该段岩性相对富砂, 可能对可溶组分有污染, 应以TOC和S2参数为准; 1 500 m之下, 分析结果显示为好— 很好的烃源岩。

综合以上分析结果, 北部A井浅部510 m以上和下部2 000 m至井底为主要为中等丰度的烃源岩, 510~2 000 m之间为差— 非烃源岩。相对应的, 中中新统Yenandaung组及以下地层为中等丰度烃源岩, 上中新统Leikkamaw组和Maragyun组及以上地层为差— 非烃源岩。受控于研究区的汇聚型俯冲构造造成北部A井地层重复严重, 构造结构复杂, 可知研究区构造对油源的保存会造成较大影响[16]。

南部B井(图4)揭示的泥岩有机质丰度低, 在570 m以上TOC含量小于0.4%, 为非烃源岩; 570 m以下TOC含量一般在0.4%~0.6%之间, 为非— 差烃源岩; 热解生烃潜力(S2)、氯仿沥青“ A” 及总烃分析结果与TOC具有相似的变化趋势, 不过该井深部S2和HC等参数部分可达到中等丰度。基于以上认识, 认为南部B井普遍有机质丰度较低, 低于北部A井。

图4 缅甸某区块南部B井综合地球化学剖面S1— 烃源岩游离烃量(烃质量/岩石质量); A— 烃源岩残余氯仿沥青“ A” 含量; HC— 烃源岩总烃含量

3 有机质类型

该区的有机质类型为Ⅱ 2型和Ⅲ 型, 以生气为主。通过对Tmax、Ro以及饱和烃生物标志化合物参数的分析, 两口井在钻遇井段的有机质基本处于低熟阶段, 而北部A井的3个原油甾烷异构化参数均大于0.45, 表明为成熟油。根据野外采集的岩石样品分析结果, 始新统烃源岩的镜质体反射率Ro值为0.63%~0.79%, 中新统烃源岩的镜质体反射率Ro值最高可达1.02%, 反映烃源岩已经进入生烃门限, 为低成熟到成熟。

北部A井有油层发育, 而南部B井则为气层, 在范围并不是很大的研究区, 导致生油和生气的主要原因是烃源岩的有机质类型不同, 且其生烃潜力及产物性质也有很大差别。

岩石热解IH和S2参数是判断有机质类型的常用指标[17], 尤其对生烃门限附近的烃源岩比较适用, 高成熟和成熟的烃源岩则会因大量生烃而失去作用, IH低于150 mg/g为Ⅲ 型, 150~350 mg/g为Ⅱ 2型, 350~500 mg/g为Ⅱ 1型。北部A井泥岩屑IH一般为150~350 mg/g, 属于Ⅱ 2型, 既生油也生气; 2 100~2 500 m之间有少量样品IH大于350 mg/g, 为Ⅱ 1型, 主要生油。热解生烃潜力S2既是丰度指标, 也反映有机质类型。S2小于2 mg/g为Ⅲ 型, 为生天然气; 2~6 mg/g为Ⅱ 2型; 6~20 mg/g为Ⅱ 1型。因此, 北部A井510 m之上为Ⅱ 2型, 2 000 m以下主要为Ⅱ 2型, 个别为Ⅱ 1型, 510~2 000 m之间为Ⅲ 型。S2指标判断结果与IH基本一致。同时, IH与Tmax类型图是岩石热解资料判断有机质类型的又一个有效工具, 从图3可知, A井样品主要为Ⅱ 2型和Ⅲ 型。氯仿沥青“ A” 族组成是判断有机质类型的辅助指标, 在1 150 m之上A井有机质类型较好, 为Ⅰ 型、Ⅱ 1型和Ⅱ 2型, 与前述其他指标相比明显偏好, 这可能与该段有机质丰度偏低、运移烃或泥浆污染有关; 1 500 m以下多数样品为Ⅱ 2型和Ⅲ 型, 与热解和干酪根显微组分结果一致。

B井的分析结果与A井相似, 有机质类型也是Ⅱ 2型和Ⅲ 型。两口井相距不过50 km, 可北部A井测试出的是原油, 而南部B井则解释出天然气层。这主要是由于母质构成中显微组分的类型差异造成的。

烃源岩的生烃潜力与其母质构成中的显微组分类型密切相关[18]。腐泥组和壳质组等富氢显微组分具有较好的生烃潜力, 而镜质组和惰质组生烃潜力较小。北部A井干酪根显微组分分析结果显示, 壳质组含量很低, 主要为镜质组中的腐植无定形组成, 说明有机质是高等植物陆源输入为主的, 因此A井具有一定的生油能力; 而南部B井镜质组和惰质组含量高, 所以就偏向生天然气。

4 有机质热演化

烃源岩生成油气的主要控制因素之一是有机质的成熟度, 其所处的演化阶段不同直接影响油气生成规模的大小和产物性质[19]。目前, 研究有机质热演化程度最有效也是最常用的指标是镜质体反射率(Ro)。北部A井Ro测定结果表明, 自浅层250 m至井底2 838 m, 有机质均进入成熟门限, Ro大于 0.5%, 全井Ro最大值小于1.1%, 处于生烃高峰阶段。热解Tmax值也是研究热成熟度的常用参数, A井Tmax值自浅至深变化不大, 基本在435 ℃左右, 即相当于Ro为0.5%左右。饱和烃生物标志物甾烷异构化参数可判断有机质的热演化程度, C29甾烷— α α α 20S与20S+20R的比值及C29甾烷— α β β 与α β β +α α α 的比值小于0.2为未成熟, 0.2~0.4为低成熟, 大于0.4为成熟, 0.55左右为参数的平衡值。上述参数用于衡量烃源岩的成熟度基本上适用于Ro约1.0%以前的演化阶段, Ro大于1.0%后该参数不再变化。A井泥岩生物标志物分析结果可以看出(表1), 除1 850~1 852 m泥岩成熟外, 其他深度样品上述两个比值参数均小于0.4, 为未成熟— 低成熟, 相当于Ro小于0.7%, 与Tmax结果一致。

表1 北部A井原油及泥岩饱和烃生物标志物参数

综合以上各项成熟度参数分析结果, Tmax与生物标志物异构化参数、饱和烃正构烷烃分布参数结果基本一致, 即A井泥岩热演化程度偏低, 处于低成熟— 未成熟阶段。而Ro资料显示该井泥岩已进入低成熟— 成熟阶段, 与其他资料不一致。笔者认为, 虽然Ro是有效的成熟度参数, 但它反映的主要是干酪根中贫氢组分的热演化, 因此, Ro也可能受再沉积碎屑等因素的影响而偏大, 所以A井所揭示的烃源岩总体处于低成熟阶段。

通过Tmax、Ro以及饱和烃生物标志物参数的分析, 南部B在钻遇井段有机质达到低熟— 成熟阶段, 比北部A井的泥岩成熟度高。

5 烃源对比

利用色谱— 质谱法进行了原油质量色谱分析[20], 并与中央盆地的分析结果进行对比(图5), 发现北部A井原油样品中富含奥利烷(OL), 发育中等丰度双杜松烷化合物(C30Hop), 含少量的树脂化合物(R)。上述特征与中央盆地始新统下部的原油相似, 说明研究区有效烃源岩应该位于下部的下始新统泥岩。结合以上分析认为, 研究区的主力烃源岩为下始新统海相泥岩, 为Ⅱ 2-Ⅲ 型干酪根, 中等有机质丰度, 目前处于低熟— 成熟阶段, 中新统泥岩为一套潜在烃源岩。

图5 缅甸某区块研究区、北部A井原油及缅甸中央盆地原油生标对比分析

6 结论与认识

1) 已钻探井及露头油气苗已经充分证实了该区具有较好的烃源潜力。

2) 通过有机质丰度及油源对比综合分析, 认为研究区主力烃源岩为中— 下始新统, 上始新统— 中中新统组为低— 中等丰度烃源岩, 上中新统及以上地层为差— 非烃源岩。

3) 有机质类型显示, 研究区的泥岩有机质母质类型主要为Ⅱ 2-Ⅲ 型。南部母质以镜质组和惰质组为主, 所以生烃潜力较小, 且以生气为主; 北部母质以镜质组为主的陆源植物, 故具有一定的生油能力。

4) 研究区有机质热演化达到低熟— 成熟阶段, 其中研究区南部热演化程度高于北部。

The authors have declared that no competing interests exist.

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