民乐盆地

一、前言

民乐盆地位于甘肃省河西走廊中段，东北和西南分别以龙首山、祁连山为界，东南和西北被低山丘陵所隔，分别与武威盆地和酒东盆地相邻，面积约5600km2。

民乐盆地勘探历史较长。至今***钻井18口，总进尺13380m，其中1959年之前钻浅井16口，进尺9513.31m，全部集中在盆地东缘南古、李寨子、东乐三个构造上，仅有三口井钻达古近系地层。20世纪80年代钻参数井两口。盆地内已完成地震测线2749km，测网密度为2km×2km、4km×4km，在盆地东部地震测线较少甚至只有单条剖面穿过，有半数以上的剖面质量较差，深层资料基本无反射，盆地除南缘外已完成重磁力普查。

民乐盆地油气资源评价报告主体工作由中国石油勘探开发研究院完成。

二、地质特征

下古生界的上奥陶统，中—下志留统，构成民乐盆地的广泛基底;上古生界的泥盆系、石炭系、二叠系和中生界的三叠系为山间盆地沉积，分布局限。民乐盆地在中新生代时经历了两个发展时期，分别为印支燕山和喜山时期。

(一)烃源岩条件

民参1井在井深1803.5～2379m，为白垩系的一套浅湖—半深湖湖相暗色泥岩，厚575.5m，具备一定的生油条件。2379～4438m，是一套氧化环境下的滨浅湖相红色泥质岩，厚2059m，不具备生油条件。这套红色地层仍属湖相沉积。周边为粗碎屑的砂砾岩沉积，在盆地内部变细，是一套以泥岩为主的地层。如果在盆地的其他较低部位，当时湖泊水体较深，沉积暗色泥岩地还是可能的。4438.0～4802m为一套暗色泥岩、厚364.0m，具有生油条件。时代暂定为早白垩系下部地层。

民参1井生油岩地化指标初步评价(1803.5～2379.0m):

1.有机质丰度中等，转化程度低

民乐盆地主要生油层是上岩组(K1x2)顶部，生油岩分析资料(表10-22-1)表明具有以下两种特点:

(1)有机质丰度中等。

大多数样品有机碳在0.6%～2%之间，均值1.13%;氯仿沥青“A”含量在0.0043%～0.1588%之间，均值0.0396%，总烃含量在32.85～718.4ppm之间，均值224.5ppm;热解产烃潜量S1+S2在0.05～14.66mg/g，主要在1～7mg/g之间，均值3.82mg/g。与我国陆相生油岩评价标准比较，属较好生油岩。

(2)有机质向烃类转化程度低。

H/C有在0.54%～3.68%，均值1.79%;“A”/C有在1.26%～8.14%，均值3.75%，饱和烃与芳烃比值0.9～3.10，均值1.62。

2.生油岩母质类型及特征

对民参1井干酪根的热解、元素、红外、顺磁分析和镜下观察等综合参数的研究，参照国内对干酪根的划分原则。民参1井干酪根划分详见表10-22-2。

电镜扫描分析资料与上述结果基本一致，以腐泥型为主，次为混合型(表10-22-3)。

3.张掖凹陷可溶有机质特征

生油岩的有机质丰度和可溶有机质的组成，取决于原始有机质类型和演化程度。因此，不同类型干酪根的生油岩，其有机质丰度、生油潜量和烃类组成等方面都有很大差别。张掖凹陷母岩的沉积环境属浅湖—半深湖环境，干酪根为混合型。

从有机质丰度和可溶有机质烃类组成可以看出，民乐盆地生油岩母质类型仍为Ⅱ类干酪根，从生油潜量和最大转化率看，属较好生油岩。

表10-22-1 民乐盆地生油指标表

表10-22-2 张掖凹陷民参1井与辽盆地干酪根类型对比表

表10-22-3 电镜扫描鉴定结果表

4.张掖凹陷民参1井干酪根的热演化与油气形成阶段

民乐盆地中央坳陷在地史上，虽经过几次大的构造运动，但沉积岩的埋藏未遭受过大的破坏。镜质体反射率变化小，干酪根性质变化如下:

随着埋藏深度的增加，干酪根的H/C和O/C原子比减小，1824.07～1906.92m(三个样品)O/C原子比值0.21、0.30和0.44，1907.68～2163.80m，比值降到0.17～0.10;H/C原子比在1824.07～1906.92m，比值分别为0.87、1.26、1.78，1907.68～2163.80m，该比值降低1.05～1.19，说明干酪根裂解形成杂原子化合物，出现了氢的消耗，形成烃类物质。

生油岩热解资料与上述变化规律相同，氢指数与氧指数在1906.62m出现明显的界线，1906.62m以上氧指数(IO)1169～325mg/g，氢指数(IH)69～724mg/g，1906.62m以下IO主要范围值在85～72mg/g，最高188mg/g，IH1910.9～2201m变化范围132～440mg/g，2201m以下，IH又一次下降，变化范围为80～305mg/g。同时还可以看出，随深度增加S1峰明显增加，S2峰有减小的趋势。但产烃率指数变化不明显，说明产烃率较低。

顺磁资料表明，1900.0m以上沥青质自由基浓度＜3.16×1018/g。埋深大于1900.0m，沥青质自由基波度增大，最大达11.35×1018/g。自由基浓度的增大，说明生油岩母质干酪根在热演化过程中，由于热力作用，促使生油母质进一步裂解，产烃量增加(表10-22-4)。

表10-22-4 民乐盆地生油岩母质类型、烃类组成与松辽盆地对比表

5.张掖凹陷油气形成阶段及生油门限

生油岩中总烃/有机碳随埋深增加的变化趋势，在一定程度上反映了干酪根降解成油过程。民参1井，总烃比有机碳曲线较明显地出现三个转折点，标志了生油门限(1900.0m)，生油主要时期和干酪根进一步降解成气期。

(1)未成熟阶段(1803.5～1900.0m)。

指干酪根开始降解成烃之前的整个过程。氯仿沥青“A”含量很低0.0052%～0.0062%未作族分分析。热解温度431℃～433℃。只有1832.10～1832.42m为436℃，干酪根镜质体反射率Ro=0.71，综合其他资料，认为该段有机质处于未成熟阶段。

(2)低成熟—成熟阶段(1900.0～2300.0m)。

指干酪根降解或大量降解成油阶段。总烃/有机碳比值由1.2500%上升到3.6821%，干酪根性质发生明显变化，H/C下降，自由基浓度达到11.35×1018/g，热解模拟温度一般为436℃～439℃，最高达440℃，干酪根镜质体Ro=0.73%～0.81%，2135～2300.0m，达到生油高峰期，说明有机质达到—成熟期成油门限定在1900m左右。

(3)高成熟阶段(2300.0～2379.0m)。

干酪根进一步高温裂解，达到高成熟。同时低成熟的重质油的C－C键发生断裂，产生轻质油和湿气，此阶段总烃/有机碳比值由1.6645%降为0.9853%，其他地化资料也反映了类似特征。

根据张掖凹陷民参1井实测井温与康南关曲线，所作的生油岩成油期埋藏史图看出，张掖凹陷生油门限为2150.0m。朝元寺则为2125.0m。比地化资料确定的生油门限深225.0～250.0m。造成生油门限差别的主要原因是，民参1井井温是在钻进过程中测的，井温可能偏低。

根据综合指标参数，民乐盆地成油门限暂定为1900m左右(未考虑1832.10～1832.42m的Ro=0.71，Tmax=436℃);综合各类参数指标，认为干酪根类型为Ⅱ1—Ⅱ2型;根据民参1井生油岩干酪根自然演化规律，民乐盆地的油气生成可划分三个阶段，从而说明民乐盆地生油岩已有过成油过程。

根据张掖凹陷民参1井生油岩参数指标，预测朝元寺凹陷生油岩从白垩系顶部即达到成油门限。

(二)储盖条件

民乐盆地储层条件发育。新近系中新统白杨河组、白垩系及老地层都具有一定的储集条件。特别是白杨河组间泉子段的储层分布广、厚度大、储集性能好;下白垩统储层预测只分布在盆地边缘，储集性能差;老地层作为储层必须为继承性的古隆起且与断层密切配合。

新近系白杨河组间泉子段橘红色、棕红色块状砂岩是盆地中最好的储层。东厚西薄，砂层组厚度变化于100～600m之间，物性较好(表10-22-5)。

表10-22-5 新近系白杨河组储物性表

民参1井间泉子段厚约111m，岩性为棕红色、橘红色中细砂岩，成分石英为主，分选中等—好，因此，间泉子段砂层是盆地的主要储集层之一。

下白垩统储层砂、砾、泥混杂，分选差。据8块样品统计，平均孔隙度小于8%，平均渗透率45.3mD、属低孔隙、中等渗透的储集层。民参1井钻探证实，中央坳陷以泥岩为主，储层条件很不发育。预测坳陷西部边缘及西部隆起，白垩系储层可能发育，但不是理想的储层。

老地层岩石的孔隙度、渗透性几乎为零。只有当裂隙发育时，才具备储集空间。

盖层条件评价有两项决定因素:一是盖层性质和厚度;二是与储层接触关系。根据这两项因素，我们认为白杨河组石油沟段泥岩和下白垩统泥岩及老地层的裂隙不发育，都是良好的盖层。石油沟段棕红色、暗棕红色泥岩，分布广、厚度大于100m，与间泉子段呈整合接触，渗透率、孔隙度几乎为零，是很好的区域性盖层;下白垩统的泥质岩很发育，纵向剖面上，它位于储层下部或上部，横向上与储层对接，都可起到良好的盖层作用;老地层的裂缝不发育也可能是良好的盖层。

三、资源评价方法与参数

由于民乐盆地属中低勘探程度的盆地，未发现工业油藏，评价单元为张掖凹陷和朝元寺凹陷。本次评价采用类比法中的面积丰度类比法和成因法中的氯仿沥青“A”法来评价。特别是加强了地质类比参数的研究和地质类比方法的应用。

(一)类比法

地质类比法的资源量计算中，采用以下步骤:

(1)地质类比单元的划分:已知含油气的区块或地质研究认为有一定含油气性和有一定勘探前景的地区可作为类比单元，张掖凹陷和朝元寺凹陷为民乐盆地石油地质条件较好的地区，因此，将张掖凹陷和朝元寺凹陷确定为民乐盆地内两个凹陷级的类比单元，面积分别为458km2和414km2。

(2)民乐盆地与酒尔盆地酒东坳陷具有相似的石油地质条件，选取酒东坳陷营尔凹陷作为民乐盆地张掖凹陷和朝元寺凹陷的类比区。

(3)通过民乐盆地张掖凹陷和朝元寺凹陷的五项基本石油地质条件进行系统研究，并按《实施方案》的统一标准进行打分，得到地质综合打分，对类比区营尔凹陷也进行打分，预测区的综合打分与刻度区的综合打分相比得到相似系数(表10-22-6)。

(4)运用面积丰度类比法的计算公式得到张掖凹陷和朝元寺凹陷石油地质资源量分别为682×104t、417×104t(表10-22-7)。

表10-22-6 张掖、朝元寺凹陷与营尔凹陷K1层相对类比评价的评分标准表

续表

表10-22-7 民乐盆地类比法资源量计算参数及结果表

(二)氯仿沥青“A”法

本方法的关键参数—运聚系数在与类比区的类比中获得，其值为0.05。氯仿沥青“A”由烃源岩样品实测值统计得到，排烃系数可根据盆地的类型取0.2，其他计算参数见表(表10-22-8)。计算出张掖凹陷和朝元寺凹陷石油地质资源量分别为887×104t、158×104t(表10-22-9)。

表10-22-8 张掖凹陷氯仿沥青“A”法计算资源量参数及结果表

续表

表10-22-9 朝元寺凹陷氯仿沥青“A”法计算资源量参数及结果表

四、资源评价结果

根据以上两种方法的计算结果，应用项目办公室提供的资源量汇总软件进行盆地地质资源量(图10-22-1)。

根据项目办公室的要求，本次评价还需要计算盆地可采资源量。可采资源量的计算充分考虑了未来技术和认识的进步，首先按照项目办公室要求，根据盆地的具体特点确定“综合含水率达98%，采用三次采油技术”条件下的可采系数为19%，再用地质资源量与可采系数相乘得到技术可采资源量。计算结果表明，民乐盆地石油可采资源量198×104t，其中张掖凹陷石油可采资源量135×104t，朝元寺凹陷石油可采资源量63×104t。

石油地质资源量评价结果1155×104t，概率值为5%。

石油资源分布于白垩系，深度为浅层，地理环境为山区，资源品位为常规油。

五、勘探方向

民乐盆地中央坳陷有四个侏罗—白垩系凹陷，即张掖凹陷、朝元寺凹陷、景会寺和李寨子凹陷。前三个凹陷是盆地内主要的生油凹陷，只有李寨子凹陷埋藏浅，白垩系薄，生油条件较差。根据本次评价结果，盆地石油地质资源量区间值为929×104t～1155×104t，期望值为1042×104t，资源丰度为1.2×104t/km2，说明该盆地具有一定的资源潜力。

图10-22-1 民乐盆地综合勘探成果图

三工闸凸起和西部隆起是临近生油凹陷的正向一级和亚一级构造单元，是凹陷中油气运移的指向，基上发育有古近系和新近系的局部构造，这些局部构造是油气聚集的有利场所。因此，三工闸凸起和西部隆起是可能的有利油气聚集带。

六、小结

本次评价民乐盆地石油地质资源量评价结果1155×104t，概率值为5%。

民乐盆地石油资源分布于白垩系，深度为浅层，地理环境为山区，资源品位为常规油。