0 引言
优质烃源岩是指生烃凹陷中厚度不一定很大，但有机质丰度高、类型较好、对油气生成有较大贡献的烃源岩[1]。优质烃源岩的确定，对揭示油气生成、运移、聚集及富集规律，选择有利的勘探方向，提高勘探效益等，都具有十分重要的意义[2]。鉴于优质烃源岩在油气聚集中的重要作用，很多学者对优质烃源岩的评价标准[2-3]、发育机制[4]、分布规律[5]、古沉积环境[6-8]、岩石学特征[2, 9-10]、地球化学特征[1-2, 4, 9]等开展了大量研究，取得了丰富的成果认识。国内外研究[11-13]表明，湖相碳酸盐岩作为有效的烃源岩已经是不争的事实，如美国尤因塔盆地中部的古近系绿河组，我国泌阳凹陷的古近系核桃园组、东濮凹陷的古近系沙河街组、柴达木盆地西部的古近系和酒西盆地的下白垩统下沟组及赤金堡组，都不同程度地发育了湖相碳酸盐岩烃源岩，且发现了源自湖相碳酸盐岩烃源岩供烃的油藏。其中也不乏湖相碳酸盐岩作为优质烃源岩的案例，如柴达木盆地西部古近系－新近系发育岩性为泥灰岩、钙质泥岩、含钙泥页岩和含膏盐泥页岩的烃源岩，总有机碳含量(w(TOC))基本大于1%，王力等[14]将其定为优质烃源岩。
钻井揭示，银根额济纳旗盆地(以下简称银额盆地)哈日、乌力吉等凹陷下白垩统银根组均发育一套盐湖相碳酸盐岩类优质烃源岩，其具有厚度大、有机质丰度极高、有机质类型好、油气显示好、裂缝和溶孔发育等特点。由于盆地整体勘探程度低和该层段的试油(气)工作尚未开展，未发现与该套烃源岩有关的油气藏，优质烃源岩层的油气产能有待验证。但是，从烃源岩地球化学特征和油气显示方面来看，该层为很好的生烃层系和油气层。本文以哈日凹陷银根组优质烃源岩为研究对象，对其岩石学和地球化学特征开展研究，并对烃源岩中有机质的来源及其形成环境进行了分析，以期为在银额盆地范围内预测该套优质烃源岩的分布和实现与其有关的油气勘探突破提供依据。
1 地质概况银额盆地是在前寒武纪结晶地块和古生代褶皱基底基础上发育起来的中新生代沉积盆地，是中国西北地区勘探程度较低的一个大型沉积盆地[15-16]。区域构造位置处于塔里木、哈萨克斯坦、西伯利亚和华北4个板块的结合部位[17]。从中生界开始，该盆地经历了三叠纪－早侏罗世的扭张拉分断陷、晚侏罗世的挤压抬升剥蚀、早白垩世的伸展裂谷和晚白垩世－新近纪沉降坳陷4个演化阶段[18]。
哈日凹陷位于银额盆地北部，是苏红图坳陷西部的一个次级构造单元，近南北向展布，面积约1 500 km2(图 1)。钻井资料揭示，地层自下而上为石炭系、二叠系、白垩系、古近系、新近系和第四系。潜在烃源岩主要分布在下白垩统，自上而下有银根组、苏红图组和巴音戈壁组。烃源岩岩性主要为半深湖深湖相的灰色－深灰色泥晶白云岩、白云质泥岩、泥质白云岩、灰质泥岩、泥页岩等。苏红图组和巴音戈壁组源岩普遍有机质丰度低、类型较差，为差－中等烃源岩。
|
| 图 1 银额盆地哈日凹陷构造位置 Figure 1 Tectonic location of Hari sag, Yingen-Ejinaqi basin |
|
|
银根组烃源岩不仅有机质丰度高，而且类型好，属优质烃源岩。烃源岩岩性主要为碳酸盐含量不等的灰色泥晶白云岩、白云质泥岩、灰质泥岩等，指示为盐湖相沉积环境。纵向上，这套烃源岩由白云质泥岩和泥晶白云岩互层组成，累计厚度可达数百米，如靠近凹陷中心的H井，这套烃源岩累计厚度达535 m。用地震反演法对该套烃源岩在平面上的分布进行了推断，得出最大厚度可达623 m，哈日凹陷中，该套烃源岩呈现中心厚、周围薄的展布特征(图 2)。
|
| 图 2 哈日凹陷优质烃源岩厚度等值线 Figure 2 Contour map of thickness of high-quality hydrocarbon source rocks in Hari sag |
|
|
对采自H井银根组优质烃源岩段的2块岩心样品(深度分别为437.14 m和750.44 m)开展了岩石学分析测试，2块样品分别代表了2种主要岩性，有较好的代表性。使用的方法主要包括岩石薄片鉴定、阴极发光测试、扫描电镜分析、X射线衍射分析等，测试由中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院地质实验室完成。普通薄片鉴定的样品经茜素红和铁氰化钾混合溶液染色处理。阴极发光测试所用仪器为CL8200-MK5型阴极发光显微镜，工作环境为束电压15 kV，束电流320 μA，在室温下完成。扫描电镜(SEM)测试仪器为场发射环境扫描电子显微镜，仪器型号为JSM-5500，实验用导电胶将样品固定在样品台上进行镀金，以增强其导电性，工作环境为加速电压2.0 kV，工作距离为4.6~4.7 mm。X-衍射分析所用仪器为Phillips Xpert-MPD型X射线衍射仪，使用Cuka在次级衍射光路上加装单色器，首先利用衍射仪对制备的样品进行扫描获得衍射图谱，再根据2θ角度(扫描范围为20~40°)和谱峰强度确定矿物种类和含量。
对采自H井银根组优质烃源岩段的8块岩心样品(深度分别为440.80、747.21、748.84、748.95、749.85、750.57、751.46和751.97 m)进行了系统的有机地球化学分析测试，测试由长江大学地球化学实验室完成。受取心井段的限制，样品分布不均，但样品数量多，因此也具有一定的代表性。碳同位素测试所用的仪器为GV Isoprime稳定同位素质谱仪，每个样品重复测定两次以上，取平均值，分析精度优于±0.2‰。w(TOC)测试方法为：称取100 mg左右的样品粉末加入坩埚中，用5%盐酸溶液在水浴80 ℃条件下加热12 h除去碳酸盐；之后用高纯水反复清洗6次至完全除去残余的盐酸；将已处理好的样品放入美国LECO公司生产的CS-344型碳硫测定仪，实验温度28 ℃，相对湿度58%。岩石热解分析方法是将样品粉碎至100目左右，在110 ℃条件下真空干燥24 h，测定所用仪器为OGE-Ⅵ型油气评价工作站，检测温度20 ℃，相对湿度50%。干酪根元素分析所用仪器为LECO Truspect元素分析仪，检测温度23 ℃，相对湿度65%。氯仿沥青“A”族测试在快速抽提仪和层析柱中完成，检测依据为石油天然气行业标准SY/T 5119－2008《岩石中可溶有机物及原油族组分分析》[19]。干酪根显微组分鉴定和镜质组反射率测试所用仪器为MPV-SP显微光度计，检测温度24 ℃，相对湿度65%。GC分析采用HP6890N色谱仪，配以HP-PONA 30 m×0.25 mm×0.5 μm毛细柱进行分析，初始温度35 ℃，恒温5 min后以4 ℃/min升温到300 ℃，恒温20 min，载气为He，采用恒流模式，流量为1 mL/min。GC-MS测试使用HP6890-GC/5973MSD色谱-质谱联用仪进行分析，色谱柱为HP-5MS 30 m×0.25 mm×0.5 μm，初始温度50 ℃，恒温2 min后，以3 ℃/min升温到310 ℃，恒温18 min，载气为He，采用恒流模式，流量为1 mL/min，质谱检测方式为多离子检测。
3 岩石学特征 3.1 白云质泥岩岩心观察显示，白云质泥岩岩石呈灰黑色，岩性较为致密，局部溶蚀孔隙发育(图 3a)。X射线粉末衍射全岩分析结果表明，矿物以白云石和黏土矿物为主，体积分数分别为34.9%和21.6%，黏土矿物主要为片丝状伊利石和伊蒙混层的集合体；其余矿物有硬石膏、石英、钾长石、斜长石、方解石和角闪石(表 1)。普通薄片和扫描电镜分析，岩石结构较为致密，呈泥晶-鳞片状结构，见炭化植物碎片，溶蚀孔隙中充填白云石晶体、次生白云石晶体及长条状硬石膏晶体(图 3b，c，d)。阴极发光下，泥质部分中等暗橙黄色光，白云石发极暗褐红色光，可见生物碎屑(图 3e)。
|
| a.白云质泥岩，溶蚀孔隙发育，437.14 m，岩心照片；b.白云质泥岩，见碳化植物碎片，437.14 m，普通薄片，单偏光；c.岩石全貌，结构较为疏松，呈泥晶-鳞片状结构，溶蚀孔隙中充填白云石晶体，437.14 m，SEM照片；d.次生白云石晶体及长条状硬石膏晶体充填于溶蚀孔隙中，437.14 m，SEM照片；e.泥质部分中等暗橙黄色光，白云石发极暗褐红色光，石英发中等亮深蓝色光，长石发黄绿色光，可见生物碎屑，437.14 m，阴极发光照片；f.泥晶白云岩，纹层发育，H井，750.44 m，岩心照片；g.泥晶白云岩，见生物碎屑，750.44 m，普通薄片，单偏光；h.岩石全貌，结构致密，呈泥晶结构，白云石晶体之间呈紧密镶嵌状接触，750.44 m，SEM照片；i.生物化石嵌于泥晶白云石晶体集合体中，750.44 m，SEM照片；j.泥晶结构，白云石晶体集合体中夹杂次生白云石晶体及碳屑，750.44 m，SEM照片；k.钙质胶结物发中等亮橙黄色光，石英发极暗褐红色光，长石碎屑发中等亮天蓝色光，泥质不发光，见生物碎屑，750.44 m，阴极发光照片。 图 3 哈日凹陷H井银根组烃源岩岩心照片、岩石微观结构特征 Figure 3 Core photos and microstructure characteristics of Yingen Formation hydrocarbon source rocks in Well H, Hari sag |
|
|
| 深度/m | φ/% | |||||||||
| 硬石膏 | 方沸石 | 石英 | 钾长石 | 斜长石 | 方解石 | 白云石 | 黄铁矿 | 角闪石 | 黏土矿物 | |
| 437.14 | 0.7 | 1.4 | 3.4 | 29.7 | 5.6 | 34.9 | 0.1 | 2.6 | 21.6 | |
| 750.44 | 2.2 | 2.5 | 0.5 | 2.0 | 90.4 | 2.4 | ||||
岩心观察显示，泥晶白云岩岩石层理发育，由多套纹层构成，纹层厚度不一，纹层分别为富泥晶白云石纹层、富有机质纹层以及富黏土纹层，三者通常纵向上相互叠置，组成了湖相碳酸盐岩烃源岩特有的三元纹层结构(图 3f)。X射线粉末衍射全岩分析结果表明，矿物以泥晶白云石为主，其体积分数高达90.4%，粒度小于0.01 mm；其余矿物有石英、方沸石、钾长石、斜长石和黏土矿物(以伊利石为主)，体积分数分别为2.5%、2.2%、0.5%、2.0%和2.4%，为典型的泥晶白云岩(表 1)。普通薄片和扫描电镜分析表明，岩石结构致密且较为均匀，总体呈泥晶结构，白云石晶体之间呈紧密镶嵌状接触，片丝状伊利石充填于晶间孔隙中(图 3g，h)；水平纹层构造，见生物化石和碳屑嵌于泥晶白云石晶体集合体中(图 3i，j)；泥晶白云石晶体集合体中夹杂次生白云石晶，沿纹层见裂缝及溶孔充填亮晶白云石(图 3j)。阴极发光下，岩石结构致密且较为均匀，可见生物碎屑(图 3k)。
4 有机地球化学特征 4.1 有机质丰度8个样品的w(TOC)为3.72%~8.56%，平均为5.62%；热解生烃潜量(w(S1+S2))为20.92 ~62.71 mg/g，平均为37.45 mg/g；w(氯仿沥青“A”)为0.242%~0.466%，平均为0.363%。上述各项地球化学参数均表明，该套烃源岩的w(TOC)、生烃潜量和氯仿沥青“A”的质量分数均很高，依照陆相烃源岩有机质丰度评价标准(表 2)，烃源岩达到了极好的级别，为优质烃源岩(表 3，图 4)。从有机质丰度各项指标来看，白云质泥岩有机质质量分数略小于泥晶白云岩，这可能与泥晶白云岩发育很多富有机质纹层有关。
| 指标 | 湖盆水体类型 | 非生油岩 | 生油岩类型 | |||
| 差 | 中等 | 好 | 最好 | |||
| w(TOC)/% | 淡水－半咸水 | ＜0.4 | 0.4~0.6 | 0.6~1.0 | 1.0~2.0 | ＞2.0 |
| 咸水－超咸水 | ＜0.2 | 0.2~0.4 | 0.4~0.6 | 0.6~0.8 | ＞0.8 | |
| w(氯仿沥青“A”)/% | ＜0.015 | 0.015~0.050 | 0.050~0.100 | 0.100~0.200 | ＞0.200 | |
| w(S1+S2)/(mg/g) | ＜0.5 | ＜2.0 | 2.0~6.0 | 6.0~20.0 | ＞20.0 | |
| 深度/m | 岩性 | w(TOC)/% | w(氯仿沥青“A”)/% | 岩石热解参数 | RO/% | |||
| w(S1+S2)/(mg/g) | IH/(mg/g) | IO/(mg/g) | Tmax/℃ | |||||
| 440.80 | 深灰色白云质泥岩 | 3.72 | 0.242 | 20.92 | 767 | 69 | 434 | 0.59 |
| 747.21 | 灰色泥晶白云岩 | 4.26 | 0.379 | 29.56 | 785 | 24 | 432 | 0.62 |
| 748.84 | 灰色泥晶白云岩 | 5.42 | 0.275 | 34.10 | 679 | 31 | 437 | 0.63 |
| 748.95 | 灰色泥晶白云岩 | 5.51 | 0.357 | 26.91 | 656 | 22 | 429 | 0.63 |
| 749.85 | 灰色泥晶白云岩 | 6.83 | 0.369 | 46.32 | 701 | 16 | 431 | 0.63 |
| 750.57 | 灰色泥晶白云岩 | 6.41 | 0.466 | 48.58 | 807 | 15 | 429 | 0.64 |
| 751.46 | 灰色泥晶白云岩 | 8.56 | 0.354 | 62.71 | 886 | 22 | 433 | 0.63 |
| 751.97 | 灰色泥晶白云岩 | 4.23 | 0.464 | 30.52 | 652 | 26 | 433 | 0.64 |
| 注：IH为氢指数；IO为氧指数；Tmax为最高热解峰温；RO为镜质体反射率。 | ||||||||
烃源岩有机质类型是衡量有机质生烃演化属性的度量标志，不同类型烃源岩的生油气能力存在较大差别[22-23]。前人开展了大量的研究，建立了多种划分标准对烃源岩的有机质类型进行分类。
岩石热解参数常用来确定烃源岩的有机质类型[24]，利用取自H井优质烃源岩段的8个岩石样品的热解参数进行有机质类型分类，IH-Tmax分类法和IH-IO分类法均表明烃源岩有机质类型较好，为Ⅰ－Ⅱ1型(腐泥型或腐殖腐泥型)有机质(图 5)。
干酪根原子比、碳同位素组成也能较好地指示有机质类型[20]。哈日凹陷银根组8个样品资料分析显示，干酪根H/C(原子比，下同)为1.42~1.64，O/C为0.08~0.16，在H/C-O/C关系图上数据点绝大多数落在Ⅰ型和Ⅱ1型之间(图 6a)。干酪根碳同位素δ13C值为-29.9‰~-27.6‰，平均-28.7‰，δ13C与H/C关系图显示有机质类型为Ⅰ型(腐泥型)(图 6b)。
氯仿沥青“A”族组成不仅能反映沉积环境和热演化特征，也可以反映烃源岩有机质的母质信息[20, 26]。银根组优质烃源岩氯仿沥青“A”族组成表明烃类质量分数高，为38.5%~53.6%。其中：饱和烃质量分数为29.4%~54.9%，平均为46.0%；芳烃质量分数为8.0%~13.5%，平均为9.8%；饱/芳值为3.2~6.0；非烃+沥青质质量分数为34.1%~61.5%(表 4)。族组分总体表现为较高饱和烃含量和饱/芳值、中等非烃+沥青质含量的特征，以Ⅰ型(腐泥型)为主。
| 深度/m | w(干酪根显微组分)/% | 氯仿沥青“A”族组成 | ||||||||
| 镜质组 | 惰质组 | 壳质组 | 腐泥组 | w(饱和烃)/% | w(芳烃)/% | w(非烃)/% | w(沥青质)/% | 饱/芳 | ||
| 440.8 | 3.4 | 2.0 | 7.4 | 87.2 | 29.4 | 9.1 | 56.3 | 5.2 | 3.2 | |
| 747.21 | 3.0 | 1.0 | 1.0 | 94.9 | 54.9 | 11.0 | 31.7 | 2.4 | 5.0 | |
| 748.84 | 3.4 | 3.4 | 4.1 | 89.0 | 49.5 | 8.5 | 36.9 | 5.1 | 5.8 | |
| 748.95 | 9.1 | 7.6 | 2.3 | 81.1 | 49.0 | 8.2 | 38.1 | 4.7 | 6.0 | |
| 749.85 | 8.2 | 5.1 | 3.1 | 83.7 | 48.7 | 10.4 | 37.5 | 3.5 | 4.7 | |
| 750.57 | 0.9 | 0.0 | 2.3 | 96.8 | 46.7 | 13.5 | 38.1 | 1.7 | 3.5 | |
| 751.46 | 3.5 | 3.5 | 0.6 | 92.4 | 45.5 | 8.0 | 42.0 | 4.5 | 5.7 | |
| 751.97 | 2.7 | 0.5 | 0.5 | 96.2 | 44.2 | 9.4 | 41.8 | 4.5 | 4.7 | |
干酪根显微组分能较好地指示母质类型[18]，银根组优质烃源岩干酪根显微组分以腐泥组占绝对优势，达81.1%~96.8%，镜质组、壳质组和惰质组质量分数低(表 4)，为典型的腐泥型烃源岩。
综合岩石热解参数、干酪根原子比、碳同位素组成、氯仿沥青“A”族组成等得出银根组优质烃源岩有机质类型好，为Ⅰ－Ⅱ1型(腐泥型或腐殖腐泥型)有机质。
4.3 有机质成熟度有机质成熟度反映了烃源岩有机质向油气转化的热演化程度，目前常用RO、岩石热解参数(Tmax)和可溶抽提物化学组成特征(碳优势指数CPI、奇偶优势OEP、甾烷异构化参数等)等参数评价烃源岩有机质成熟度[27]。研究区银根组优质烃源岩段8个样品的RO为0.59%~0.64%，Tmax为429~437 ℃，为低成熟度烃源岩(表 3)。饱和烃色谱参数OEP值为1.34~4.22，CPI值为1.49~4.25，均大于1.20(表 5)，有明显的奇碳优势，表明成熟度低[26, 28]。规则甾烷异构化参数C29甾烷20S/20(S+R)值为0.11~0.16，C29甾烷αββ/ (ααα+αββ)值为0.02~0.03(表 5)，甾烷异构化成熟度参数表明烃源岩成熟度低。
| 深度/m | CPI | OEP | Pr/nC17 | Ph/nC18 | Pr/Ph | C29αββ/(ααα+αββ) | C2920S/20(S+R) | 伽马蜡烷指数 |
| 440.80 | 4.25 | 4.22 | 0.81 | 15.05 | 0.22 | 0.02 | 0.14 | 0.40 |
| 747.21 | 1.50 | 1.34 | 0.54 | 4.35 | 0.27 | 0.03 | 0.16 | 0.50 |
| 748.84 | 1.49 | 1.43 | 0.87 | 6.74 | 0.22 | 0.02 | 0.12 | 0.52 |
| 748.95 | 1.49 | 1.47 | 0.84 | 6.48 | 0.22 | 0.02 | 0.11 | 0.51 |
| 749.85 | 1.59 | 1.44 | 0.84 | 6.34 | 0.22 | 0.02 | 0.12 | 0.53 |
| 750.57 | 1.58 | 1.50 | 1.05 | 8.23 | 0.19 | 0.02 | 0.11 | 0.40 |
| 751.46 | 1.68 | 1.55 | 1.26 | 8.79 | 0.21 | 0.02 | 0.12 | 0.54 |
| 751.97 | 1.64 | 1.51 | 1.34 | 10.17 | 0.19 | 0.02 | 0.12 | 0.30 |
| 注：Pr/nC17.姥鲛烷/正17烷；Ph/nC18.植烷/正18烷；Pr/Ph.姥鲛烷/植烷；C29αββ/(ααα+αββ)、C2920S/20(S+R). C29规则甾烷异构化参数比；伽马蜡烷指数.伽马蜡烷/C30霍烷。 | ||||||||
虽然有机质成熟度测试结果显示银根组烃源岩属未成熟－低成熟烃源岩，但本次研究的8个样品均来自优质烃源岩的中部和上部。从地化录井数据来看，这套优质烃源岩底部Tmax基本都在440 ℃以上，最高可达456 ℃，处于成熟热演化阶段；相关研究发现，哈日凹陷烃源岩成熟生烃门限深度为810 m。这些表明，哈日凹陷银根组优质烃源岩底部段已成熟，具有大规模生烃潜力。对于银额盆地发育这套优质烃源岩的其他凹陷，如果凹陷规模大、银根组地层埋深大，这套优质烃源岩作为高成熟、高效率的供烃烃源岩是完全可能的。
4.4 综合评价银根组烃源岩w(TOC)平均为5.62%，w(S1+S2)平均为37.45 mg/g，w(氯仿沥青“A”)平均为0.363%，烃源岩有机质丰度达到了极好的级别，为优质烃源岩。各种参数表明，烃源岩有机质类型好，为Ⅰ－Ⅱ1型有机质。有机质热演化成都方面，虽然测试分析显示银根组烃源岩属未成熟－低成熟烃源岩，但本次研究的8个样品均来自优质烃源岩的中部和上部，银根组底部烃源岩段已成熟，具有大规模生烃潜力(图 7)。
|
| 图 7 H井优质烃源岩地球化学剖面图 Figure 7 Geochemical profile of high-quality hydrocarbon source rocks in Well H |
|
|
银根组组优质烃源岩正构烷烃主碳峰呈现多峰型的特征，主碳峰为nC23，其次为nC17、nC25、nC31等(图 8)，说明该套烃源岩有机质来自高等植物和水生生物的混和源[29]。烃源岩C27、C28、C29规则甾烷的分布主要为不对称“V”字型，即C27和C29规则甾烷含量相近，或者部分井段C27规则甾烷具有微弱优势、部分井段C29规则甾烷有微弱优势(图 9)，显示出陆源高等植物和低等藻类混合输入的特征[20]。4-甲基甾烷常作为一种有机母源的标志物，一般认为很可能是海相和非海相沟鞭藻、定鞭金藻微藻、细菌的标志[29-30]。由图 9可以看出，银根组优质烃源岩C30藿烷峰值均较高，也表明烃源岩母质中细菌的含量可能较高。研究区8个样品中有7个样品检测出20R-4-甲-24-乙基-5α(H), 14α(H), 17α(H)-胆甾烷(图 9)，表明沟鞭藻的生物输入具有较大贡献[30]。湖相水生藻类对源岩母质的较大贡献和富含有机质纹层的出现表明藻类周期性或季节性勃发(图 3f)，藻类勃发形成的高生产力，使得大量藻类沉积下来，从而形成了银根组优质烃源岩。
|
| 图 8 H井优质烃源岩正构烷烃组成图 Figure 8 Carbon number distribution of n-alkanes of high-quality hydrocarbon source rocks in Well H |
|
|
|
| 图 9 H井优质烃源岩甾烷、萜烷类化合物色谱 Figure 9 Chromatograms of sterane and terpane compounds of high-quality hydrocarbon source rocks in Well H |
|
|
规则类异戊二烯烷烃中，Pr(姥鲛烷)和Ph(植烷)的分布特征可以反映沉积环境[20, 29]。哈日凹陷中，银根组优质烃源岩Pr/Ph值为0.19~0.27(表 5)，说明烃源岩沉积环境为强还原环境。伽马蜡烷被认为是咸水还原环境的标志物[30]，该套优质烃源岩样品伽马蜡烷含量很高，伽马蜡烷指数为0.30~0.54(表 5，图 9)，表明烃源岩沉积环境为咸水还原环境。高伽马蜡烷指示着高盐度，高盐环境往往伴随着密度分层作用和底水氧含量减少，这将导致较低的Pr/Ph值[31]。
一般认为，湖相碳酸盐岩发育于构造活动相对稳定、湖盆水体持续扩张的阶段，而且大多形成于温热气候条件下[18, 32-33]。李红等[34]认为白云岩形成时的沉积环境具有盐度高、水体安静、强还原湖泊的特征。哈日凹陷碳酸盐岩类优质烃源岩生物标记化合物特征表明其形成环境为高盐度、密度分层、强还原的封闭深洼环境，藻类勃发形成的高生产力和和缺氧环境是银根组优质烃源岩形成的两个关键条件。银额盆地白垩纪是在相同的构造背景下由众多凹陷和凸起组成的断陷盆地，三级构造单元包括31个凹陷和25个凸起[35]。相似的沉积构造背景和“凹隆相间”的构造格局，使得在银额盆地其他凹陷存在类似的优质烃源岩是完全可能的。钻井揭示，乌力吉凹陷银根组也发育盐湖相色泥灰岩，w(TOC)为4.45%~8.94%，平均6.48%，为优质烃源岩，这是优质烃源岩存在盆地范围内的一个很好的例证。
6 结论1) 哈日凹陷银根组优质烃源岩岩性为泥晶白云岩和白云质泥岩。
2) 银根组优质烃源岩w(TOC)平均为5.62%，有机质丰度高；有机质类型为Ⅰ－Ⅱ1型，属腐泥型或腐殖腐泥型有机质；烃源岩成熟度较低，但底部已经达到成熟热演化阶段，具有较高的生烃潜力。
3) 优质烃源岩中有机质的主碳数具多峰式，表明其有机质来自高等植物和水生生物的混合源。
4) 生物标志化合物特征表明优质烃源岩形成环境为高盐度、密度分层、强还原的封闭深洼环境。藻类勃发形成的高初级生产力和缺氧环境是银根组优质烃源岩形成的两个关键条件。
5) 与哈日凹陷相邻的乌力吉凹陷也发育该套优质烃源岩，相似的沉积构造背景和“凹隆相间”的构造格局，使得在银额盆地的其他凹陷存在类似的优质烃源岩是完全可能的；若地层埋深大，这套优质烃源岩将会是高成熟、高效率的供烃烃源岩。
| [1] |
卢双舫, 马延伶, 曹瑞成, 等. 优质烃源岩评价标准及其应用:以海拉尔盆地乌尔逊凹陷为例[J].
地球科学:中国地质大学学报, 2012, 37(3): 535-544.
Lu Shuangfang, Ma Yanling, Cao Ruicheng, et al. Evaluation Criteria of High Quality Source Rocks and Its Applications:Taking the Wuerxun Sag in Hailaer Basin as an Example[J]. Earth Science:Jouranl of China University of Geoscience, 2012, 37(3): 535-544. |
| [2] |
张林晔, 孔祥星, 张春荣, 等. 济阳坳陷下第三系优质烃源岩的发育及其意义[J].
地球化学, 2003, 32(1): 35-42.
Zhang Linye, Kong Xiangxing, Zhang Chunrong, et al. High-Quality Oil-Prone Source Rocks in Jiyang Depression[J]. Geochimica, 2003, 32(1): 35-42. |
| [3] |
侯读杰, 张善文, 肖建新, 等. 济阳坳陷优质烃源岩特征与隐蔽油气藏的关系分析[J].
地学前缘, 2008, 15(2): 137-146.
Hou Dujie, Zhang Shanwen, Xiao Jianxin, et al. The Excellent Source Rocks and Accumulation of Stratigraphic and Lithologic Traps in the Jiyang Depression, Bohai Basin[J]. Earth Science Frontiers, 2008, 15(2): 137-146. |
| [4] |
张文正, 杨华, 傅锁堂, 等. 鄂尔多斯盆地长91湖相优质烃源岩的发育机制探讨[J].
中国科学D辑:地球科学, 2007, 37(增刊Ⅰ): 33-38.
Zhang Wenzheng, Yang Hua, Fu Suotang, et al. Discussion on Development Mechanism of Chang 91 Lacustrine High-Quality Hydrocarbon Source Rocks in Ordos Basin[J]. Science in China Press, 2007, 37(Sup.Ⅰ): 33-38. |
| [5] |
朱光有, 金强. 东营凹陷两套优质烃源岩地质地球化学特征研究[J].
沉积学报, 2003, 21(3): 506-512.
Zhu Guangyou, Jin Qiang. Geochemical Characteristics of Two Sets of Excellent Source Rocks in Dongying Depression[J]. Acta Sedimentologica Sinica, 2003, 21(3): 506-512. |
| [6] |
李天义, 何生, 杨智. 海相优质烃源岩形成环境及其控制因素分析[J].
地质科技情报, 2008, 27(6): 63-71.
Li Tianyi, He Sheng, Yang Zhi. The Marine Source Rock Formation Conditions and Control Factors[J]. Geological Science and Technology Information, 2008, 27(6): 63-71. |
| [7] |
王铁冠. 试论我国某些原油与生油岩中的沉积环境标志物[J].
地球化学, 1990, 19(3): 256-262.
Wang Tieguan. A Contribution to Some Sedimentary Environmental Biomarkers in Crude Oils and Source Rocks in China[J]. Geochimica, 1990, 19(3): 256-262. |
| [8] |
陈践发, 张水昌, 孙省利, 等. 海相碳酸盐岩优质烃源岩发育的主要影响因素[J].
地质学报, 2006, 80(3): 467-473.
Chen Jianfa, Zhang Shuichang, Sun Shengli, et al. Main Factors Influencing Marine Carbonate Source Rock Formation[J]. Acta Geologica Sinica, 2006, 80(3): 467-473. |
| [9] |
张文正, 杨华, 杨奕华, 等. 鄂尔多斯盆地长7优质烃源岩的岩石学、元素地球化学特征及发育环境[J].
地球化学, 2008, 37(1): 59-64.
Zhang Wenzheng, Yang Hua, Yang Yihua, et al. Petrology and Element Geochemistry and Development Environment of Yanchang Formation Chang-7 High Quality Source Rocks in Ordos Basin[J]. Geochimica, 2008, 37(1): 59-64. |
| [10] |
刘新颖, 邓宏文, 邸永香, 等. 海拉尔盆地乌尔逊凹陷南屯组优质烃源岩发育特征[J].
石油实验地质, 2009, 31(1): 68-73.
Liu Xinying, Deng Hongwen, Di Yongxiang, et al. High Quality Source Rocks of Nantun Formation in Wuerxun Depression, the Hailaer Basin[J]. Petroleum Geology & Experiment, 2009, 31(1): 68-73. |
| [11] |
田春桃, 马素萍, 杨燕, 等. 湖相与海相碳酸盐岩烃源岩生烃条件对比[J].
石油与天然气地质, 2014, 35(3): 336-341.
Tian Chuntao, Ma Suping, Yang Yan, et al. Comparison of Hydrocarbon Generation Conditions Between Lacustrine and Marine Carbonate Source Rocks[J]. Oil & Gas Geology, 2014, 35(3): 336-341. |
| [12] |
初广震, 张矿明, 柳佳期. 湖相碳酸盐岩油气资源分析与勘探前景[J].
资源与产业, 2010, 12(2): 99-102.
Chu Guangzhen, Zhang Kuangming, Liu Jiaqi. Analysis and Prospects of Oil-Gas Resources in Lacustrine Carbonate Rocks[J]. Resources & Industries, 2010, 12(2): 99-102. |
| [13] | Freytet P, Verrecchia E P. Lacustrine and Palustrine Carbonate Petrography:An Overview[J]. Journal of Paleolimnology, 2002, 27(2): 221-237. DOI:10.1023/A:1014263722766 |
| [14] |
王力, 金强, 林腊梅, 等. 柴达木盆地西部古近系-新近系优质烃源岩特征[J].
天然气工业, 2009, 29(2): 23-26.
Wang Li, Jin Qiang, Lin Lamei, et al. Characteristics of Quality Tertiary Source Rocks in West Qaidam Basin[J]. Natural Gas Industry, 2009, 29(2): 23-26. |
| [15] |
刘春燕, 林畅松, 吴茂炳, 等. 银根-额济纳旗中生代盆地构造演化及油气勘探前景[J].
中国地质, 2006, 33(6): 1328-1335.
Liu Chunyan, Lin Changsong, Wu Maobing, et al. Tectonic Evolution and Petroleum Prospects of the Mesozoic Yinggen-Ejinaqi Basin, Inner Mongolia[J]. Geology in China, 2006, 33(6): 1328-1335. |
| [16] |
刘鑫金, 冯阵东, 李聪, 等. 近源湖盆砂砾岩储层次生溶孔成因探讨:以查干凹陷祥6井区为例[J].
吉林大学学报(地球科学版), 2017, 47(2): 393-404.
Liu Xinjin, Feng Zhendong, Li Cong, et al. Discussion of Secondary Pore Origin in Near Source Sandy Conlomerate Reservoir:A Case Study of Xiang 6 Well Area in Chagan Depression[J]. Journal of Jilin University (Earth Science Edition), 2017, 47(2): 393-404. |
| [17] |
钟福平, 钟建华, 王毅, 等. 银根-额济纳旗盆地苏红图坳陷早白垩世火山岩地球化学特征与成因[J].
矿物学报, 2014, 34(1): 107-116.
Zhong Fuping, Zhong Jianhua, Wang Yi, et al. Geochemistry Characteristics and Origin of Early Cretaceous Volcanic Rocks in Suhongtu Depression, Inner Mongolia, China[J]. Acta Mieralogica Sinica, 2014, 34(1): 107-116. |
| [18] |
张代生. 银根-额济纳旗盆地油气地质条件与勘探方向[J].
吐哈油气, 2002, 7(1): 5-10.
Zhong Daisheng. The Oil and Gas Geologic Condutions and Exploration Potential of Yingen-Ejinaqi Basin[J]. Tuha Oil & Gas, 2002, 7(1): 5-10. |
| [19] |
岩石中可溶有机物及原油族组分分析SYT5119-2008[S]. 北京: 石油工业出版社, 2008.
Analysis Method for Fractions of Rock Extract and Crude Oil SYT5119-2008[S]. Beijing:Petroleum Industry Press, 2008. |
| [20] |
陆相烃源岩地球化学评价方法SYT 5735-1995[S]. 北京: 石油工业出版社, 1995.
Evaluation Criteria for Organic Matter of Terrestrial Hydrocarbon Source Rock SYT 5735-1995[S]. Beijing:Petroleum Industry Press, 1995. |
| [21] |
卢双舫, 张敏.
油气地球化学[M]. 北京: 石油工业出版社, 2010: 206-213.
Lu Shuangfang, Zhang Min. Oil and Gas Geochemical[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2010: 206-213. |
| [22] |
杜治利, 田亚, 刘洪军, 等. 鄂尔多斯盆地南部延长组长9段页岩气资源潜力评价[J].
吉林大学学报(地球科学版), 2016, 46(2): 358-367.
Du Zhili, Tian Ya, Liu Hongjun, et al. Shale Gas Resource Potential Evalution of Chang 9 Member, Yanchang Formation in South Ordos Basin[J]. Journal of Jilin University (Earth Science Edition), 2016, 46(2): 358-367. |
| [23] |
孙耀庭, 徐守余, 张世奇, 等. 山东昌乐凹陷油页岩地球化学特征及成因探讨[J].
吉林大学学报(地球科学版), 2015, 45(3): 736-742.
Sun Yaoting, Xu Shouyu, Zhang Shiqi, et al. Geochemical Characteristics and Genesis of the Oil Shale in Changle Sag, Shandong Province[J]. Journal of Jilin University (Earth Science Edition), 2015, 45(3): 736-742. |
| [24] |
邬立言, 顾信章. 热解技术在我国生油岩研究中的应用[J].
石油学报, 1986, 7(2): 13-19.
Wu Liyan, Gu Xinzhang. The Application of Pyrolysis Technique in Source Rock Research[J]. Acta Petrolei Sinica, 1986, 7(2): 13-19. |
| [25] |
侯读杰, 张林晔.
实用油气地球化学图鉴[M]. 北京: 石油工业出版社, 2003.
Hou Dujie, Zhang Linye. Practical Oil and Gas Geochemical Map[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2003. |
| [26] |
王香增, 贺永红, 张立宽, 等. 鄂尔多斯盆地吴起-志丹地区长10烃源岩特征与生烃潜力[J].
天然气地球科学, 2013, 24(3): 461-469.
Wang Xiangzeng, He Yonghong, Zhang Likuan, et al. Geochemical Characteristics and Hydrocarbon Generation Potentials of Chang 10 Source Rock in Wuqi-Zhidan Area, Ordos Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2013, 24(3): 461-469. |
| [27] |
柳广弟.
石油地质学[M]. 北京: 石油工业出版社, 2010: 153-170.
Liu Guangdi. Petroleum Geology[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2010: 153-170. |
| [28] |
杜治利, 曾昌民, 邱海峻, 等. 塔西南叶城凹陷二叠系两套烃源岩特征及柯东1井油源分析[J].
吉林大学学报(地球科学版), 2016, 46(3): 651-660.
Du Zhili, Zeng Changmin, Qiu Haijun, et al. Key Formations of the Permian Hydrocarbon Source Rocks and Oil-Source Correlation of Well KD1 in Yecheng Depression of Southwestern Tarim Basin[J]. Journal of Jilin University (Earth Science Edition), 2016, 46(3): 651-660. |
| [29] |
任拥军, 杜雨佳, 郭潇潇, 等. 渤中凹陷古近系优质烃源岩特征及分布[J].
油气地质与采收率, 2015, 22(1): 5-13.
Ren Yongjun, Du Yujia, Guo Xiaoxiao, et al. Characteristics and Distribution of Paleogene High-Quality Source Rocks in Bozhong Sag[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2015, 22(1): 5-13. |
| [30] |
侯读杰, 冯子辉.
油气地球化学[M]. 北京: 石油工业出版社, 2011: 205-243.
Hou Dujie, Feng Zihui. Oil and Gas Geochemical[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2011: 205-243. |
| [31] |
张立平, 黄第藩, 廖志勤. 伽马蜡烷:水体分层的地球化学标志[J].
沉积学报, 1999, 17(1): 136-140.
Zhang Liping, Huang Difan, Liao Zhiqin. Gammacerane:Geochemical Indicator of Water Column Stratification[J]. Sedimentologica Sinica, 1999, 17(1): 136-140. |
| [32] |
孙钰, 钟建华, 袁向春, 等. 国内湖相碳酸盐岩研究的回顾与展望[J].
特种油气藏, 2008, 15(5): 1-6.
Sun Yu, Zhong Jianhua, Yuan Xiangchun, et al. Review and Prospect of the Study on Domestic Lacustrine Carbonate Rocks[J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2008, 15(5): 1-6. |
| [33] |
周自立, 杜韫华. 湖相碳酸盐岩的沉积相与油气分布关系:以山东胜利油田下第三系碳酸盐岩为例[J].
石油实验地质, 1986, 17(2): 123-132.
Zhou Zili, Du Yunhua. Relationship Between Sedimentary Facies of Lacustrine Carbonate Rocks and Oil and Gas Distribution:A Case Study of the Tertiary Carbonate Rocks in Shengli Oilfield[J]. Petroleum Geology & Experiment, 1986, 17(2): 123-132. |
| [34] |
李红, 柳益群, 朱玉双. 新疆三塘湖盆地二叠系湖相白云岩形成机理初探[J].
沉积学报, 2007, 25(1): 75-81.
Li Hong, Liu Yiqun, Zhu Yushuang. Primary Study on the Origin of Lacustrine Dolostones of Permian, Sangtanghu Basin, Xinjiang[J]. Sedimentologica Sinica, 2007, 25(1): 75-81. |
| [35] |
张代生, 李光云, 罗肇, 等. 银根-额济纳旗盆地油气地质条件[J].
新疆石油地质, 2003, 24(2): 130-133.
Zhang Daisheng, Li Guangyun, Luo Zhao, et al. Characteristics of Petroleum Geology in Inggen-Ejinaqi Basin[J]. Xingjiang Petroleum Geology, 2003, 24(2): 130-133. |