鄂尔多斯盆地甘泉地区上古生界烃源岩地球化学特征及生烃潜力

魏 新，唐建云，3，4，宋红霞，陈玉宝

（1.克拉玛依职业技术学院，新疆克拉玛依 834000；
2.中国石油大学（北京）克拉玛依校区，新疆克拉玛依 834000；
3.西北大学地质学系/大陆动力学国家重点实验室，西安 710069；
4.江西省放射性地学大数据技术工程实验室，南昌 330013；
5.中国石油吐哈油田分公司勘探开发研究院，新疆哈密 839009；
6.延长油田股份有限公司，陕西延安 716005）

鄂尔多斯盆地是我国陆上第二大沉积盆地，盆内蕴含着丰富的油、气、煤、盐等多种矿产，素有“聚宝盆”之美誉［1-3］。在苏里格、榆林及大牛地等地区发现了大型气田，证实了盆地内古生界具有丰富的天然气资源。随着天然气勘探开发的不断“南移东扩”，在盆地的东南部相继发现了上古生界石炭系—二叠系陆相和海陆过渡相沉积的煤系烃源岩，预示着该地区可能存在气田。油气分布“源控论”认为，烃源岩是油气生成的源头和基础，其生烃能力或强度直接影响油气的分布及产能［4-5］。基于该理论，已有众多学者相继投入到盆地东南缘上古生界烃源岩评价的研究中，并取得了不少成果。一种观点认为在盆地东南缘上古生界可能发育多套烃源岩，而对烃源岩分布范围的研究受采样位置和样品数量的限制，因此只能作为推测性结论，如韩文学等［6］利用鄂尔多斯盆地上古生界29 口典型井的灰岩样品对盆地南缘进行了宏观尺度上的生烃潜力评价，证实了上古生界发育多套烃源岩；
另一种观点是在“盆地东南缘上古生界发育多套烃源岩”的前提下认为，各层系烃源岩的生烃潜力具有优劣之分，即对油气生成的贡献度存在差异，如顾超等［7］利用盆地南缘旬宜区块上古生界烃源岩样品进行了“微观”尺度上地详细剖析，不仅证实该区域存在多套烃源岩，而且也证实了山西组和本溪组烃源岩均为上古生界较优质的烃源岩。

通过对已有钻井岩心、岩屑、化验分析等资料的整理分析，结合区域地质情况，选取鄂尔多斯盆地东南缘甘泉地区上古生界本溪组和山西组典型烃源岩样品，开展有机地球化学等多种分析测试，同时对烃源岩地球化学特征及生烃潜力进行深入探讨，以期为鄂尔多斯盆地东南部上古生界烃源岩评价提供理论依据。

甘泉地区位于鄂尔多斯盆地二级构造单元陕北斜坡东南部（图1），面积约为1.6×104km2，区内构造简单，地层较为平缓，倾角整体小于1°，发育一系列鼻状隆起。研究区上古生界底部与下古生界呈平行不整合接触，中间缺失中—上奥陶统、志留系、泥盆系及下石炭统，顶部与中生界呈整合接触，上古生界内部沉积较为连续，均为整合接触，以海陆过渡相—内陆湖盆沉积为主。地层自下而上发育石炭系本溪组和二叠系太原组、山西组、下石盒子组、上石盒子组和石千峰组，上古生界厚度在该区比较稳定，平面上变化较小。

图1 甘泉地区构造位置（a）及Y155 井上古生界岩性地层综合柱状图（b）Fig.1 Location of Ganquan area（a）and stratigraphic column of Upper Paleozoic of well Y115（b）

甘泉地区上古生界烃源岩为含煤岩系，主要分布于本溪组与山西组，平面上分布较为广泛，厚度小于100 m，沉积类型属海陆交互相沉积［8-11］，一般发育植物，腕足类生物群，烃源岩岩性主要为煤，其次为暗色泥岩［12-15］。研究区本溪组大多属于石炭系，其岩性通常为灰—黑色炭质泥岩，主要发育于本溪组顶部，深灰—黑色泥岩则发育于其下部。太原组一部分属于石炭系，一部分属二叠系，整体上具有穿时性［16-19］，上部岩性主要为灰黄色砂岩，夹有一部分煤层和炭质泥岩，下部岩性主要为砂砾岩，底部发育一套褐灰色灰岩夹部分白色石英砂岩。山西组岩性主要为深灰—黑色泥质与砂质泥岩，在顶部、中部以及底部均发育包含中粗颗粒砂岩和富含砾砂岩的层状泥岩，总体厚度为20～70 m。

利用甘泉地区10 口钻井资料及本溪组和山西组煤系泥岩、炭质泥岩及煤样品（表1），进行了有机碳含量测定、岩石热解分析、干酪根显微组分鉴定及镜质体反射率等多项有机地球化学测试。相关实验在中国石油勘探开发研究院石油地质实验研究中心完成，其中，有机碳分析使用LECO CS-230 碳硫分析仪，热解分析使用ROCK-EVAL6 热解仪，执行标准为沉积岩中总有机碳的测定GB/T 19145—2003［20］和岩石热解分析GB/T 18602—2012［21］。同时，对以往大量测试数据进行收集和整理，将2 类分析测试进行整合，对研究区烃源岩有机地球化学特征进行分析。

表1 甘泉地区上古生界自测样品统计结果Table 1 Statistics of self-test samples of Upper Paleozoic in Ganquan area

3.1 有机质丰度

有机质丰度可采用有机碳含量（TOC）、岩石热解参数生烃潜量（S1+S2）以及氯仿沥青“A”等进行分析［16，20-21］。此次研究选用TOC含量及S1+S2对甘泉地区上古生界有机质丰度进行评价。

3.1.1TOC含量

TOC含量实验测定结果（图2）显示，甘泉地区本溪组暗色泥岩TOC质量分数为0～11.9%，平均为1.9%，约41%的样品TOC质量分数小于0.6%，47%的样品TOC质量分数大于1.5%，根据含煤地层烃源岩有机质丰度评价标准［22］，接近半数的样品为中等或以上级别的烃源岩；
煤层TOC质量分数为0.9%～8.8%，平均为2.8%，所有样品均为有效烃源岩，其中55%的样品为中等或以上级别的烃源岩。山西组暗色泥岩TOC质量分数为0～20.8%，平均约为2.7%，62%的样品为中等或以上级别的烃源岩；
煤层TOC质量分数为1.3%～63.5%，平均为5.1%，57%的样品为中等或以上级别的烃源岩。由此可见，研究区山西组和本溪组烃源岩整体均较好，山西组烃源岩明显优于本溪组，更有利于生排烃。

图2 甘泉地区上古生界本溪组（a）与山西组（b）有机碳含量分布Fig.2 Distribution of organic carbon content of Benxi Formation（a）and Shanxi Formation（b）of Upper Paleozoic in Ganquan area

3.1.2 生烃潜量

作为岩石热解的重要参数之一，生烃潜量（S1+S2）亦可对有机质丰度进行评价，其由2 个部分组成，一部分为已经生成的烃，即可溶烃（S1），另一部分为热解烃（S2）。分析测试结果（图3）显示，甘泉地区本溪组暗色泥岩的S1+S2为0.01～23.50 mg/g，其中达到中等以上级别的烃源岩占比为38%；
煤层的S1+S2为0.7～31.5 mg/g，达到中等以上级别的烃源岩占比较高，可达75%。山西组暗色泥岩的S1+S2为0.23～29.5 mg/g，其中达到中等以上级别的烃源岩占比为50%；
煤层的S1+S2为0.7～39.5 mg/g，其中达到中等以上级别的烃源岩占比达84%。综上所述，研究区山西组有机质丰度整体较高，是相对优质的烃源岩，且优于本溪组烃源岩。

图3 甘泉地区上古生界本溪组（a）与山西组（b）生烃潜量含量分布Fig.3 Distribution of hydrocarbon generation potential of Benxi Formation（a）and Shanxi Formation（b）of Upper Paleozoic in Ganquan area

3.2 有机质类型

有机质对生烃潜力及生烃类型的划分具有显著影响［13-15］。有机质类型的划分方法较多，目前常用的包括岩石热解分析、干酪根显微组分鉴定及红外光谱法等［16-19］。由于单一的判别方法往往具有一定的缺陷和不足，因此研究中往往采用多方法进行综合分析，进而达到准确识别有机质类型的目的。此次研究采用干酪根显微组分鉴定和岩石热解分析2 种方法，对甘泉地区上古生界烃源岩有机质类型进行判别和分析。

3.2.1 干酪根显微组分鉴定

采用干酪根显微组分鉴定方法，对甘泉地区上古生界本溪组86 个样品及山西组55 个样品的煤、泥岩、炭质泥岩等样品展开分析（图4）。结果显示，研究区本溪组大量测试样品有机质类型为腐殖型Ⅲ类，样品占比约为67%；
山西组有机质类型则以腐殖型Ⅲ类为主，其次为腐泥型Ⅱ2类，占比分别约为52%和28%，是较为重要的有机质类型（表2）。

图4 甘泉地区上古生界泥岩镜下照片Fig.4 Microscopic photos of mudstones of Upper Paleozoic in Ganquan area

表2 甘泉地区上古生界本溪组与山西组烃源岩有机质类型Table 2 Organic matter types of source rocks of Benxi Formation and Shanxi Formation of Upper Paleozoic in Ganquan area

学界普遍认为煤的显微组分含量与其沉积环境密不可分［13-16］。甘泉地区上古生界烃源岩为含煤岩系，沉积类型属海陆交互相沉积，其水动力条件相对较好，氧含量比较高，测试样品中有机质干酪根显微组分中惰质组含量较高，其次为镜质组。惰质组中的丝质体部分通常是由植物的纤维和木质组织经过丝炭化形成，主要呈灰—黑色，外观与木炭较为相似，颜色灰黑，同时也具有丝绢般光泽与纤维状组织结构，是在镜下能明显识别植物纤维细胞组织结构的显微组分。镜质组中的镜质体部分通常是陆生植物的根、茎、叶在水的还原环境下通过凝胶化形成，处于低、中煤阶时，镜质组中的镜质体经透射光呈橙色、褐色，反射光呈浅灰色。与惰质组的组分相比，镜质体与壳质组的组分含氧较高，含氢中等，含碳较低。

甘泉地区上古生界近120 个样品的干酪根显微组分分析结果（图5）显示，泥岩中丝质体与镜质体普遍存在，煤岩中存在丝质体。

图5 甘泉地区上古生界干酪根显微组分镜下照片Fig.5 Microscopic component of kerogen of Upper Paleozoic in Ganquan area

3.2.2 岩石热解分析

甘泉地区上古生界烃源岩岩石热解实验（本溪组选用8 口井16 个样品，山西组选用19 口井68个样品）结果表明，本溪组热解最高峰温（Tmax）为434.4～473.4 ℃，平均为454.7 ℃，降解潜率（D）为0.9%～34.9%，平均为5.6%，氢指数（HI）为9.0～715.5 mg/（g·TOC），平均值为126.5 mg/（g·TOC）；
山西组热解最高峰温为413.0～479.6 ℃，平均为447.0 ℃，降解潜率为0.5%～40.0%，平均为7.4%，氢指数为8.5～588.0 mg/（g·TOC），平均为124.7 mg/（g·TOC）。总体而言，本溪组热解最高峰温整体高于山西组，而降解潜率及氢指数整体低于山西组。选用热解最高峰温（Tmax）与降解潜率（D）、热解最高峰温（Tmax）与氢指数（HI）图版（图6a—6d），对有机质类型进行判定。Tmax-D有机质类型划分图版显示，样品点在各类型有机质区间均有分布，但就本溪组而言，绝大多数（占比约为66.7%）有机质类型为腐殖型Ⅲ类，山西组的有机质类型则以腐殖型Ⅲ类、腐泥-腐殖型Ⅱ2为主。由Tmax-HI有机质类型划分图版可以观察到与Tmax-D有机质类型划分图版相似的情况，即本溪组绝大多数（占比约为60.0%）有机质类型为腐殖型Ⅲ类，而山西组的有机质类型则多为腐殖型Ⅲ类，其次为腐泥-腐殖型Ⅱ2，样品占比分别为50.8%与20.0%。

图6 甘泉地区上古生界本溪组与山西组有机质类型Fig.6 Organic matter types of Benxi Formation and Shanxi Formation of Upper Paleozoic in Ganquan area

综上所述，通过岩石热解分析和干酪根显微组分鉴定分析，甘泉地区上古生界本溪组有机质类型以腐殖型Ⅲ类为主，而山西组则多为腐殖型Ⅲ类和腐泥-腐殖型Ⅱ2类。

3.3 有机质成熟度

有机质成熟度决定了油气生成特征及产量，其通常可采用镜质体反射率（Ro）、岩石热解参数Tmax等指标进行评价［23-25］。随着热演化程度的升高，甘泉地区上古生界本溪组与山西组镜质体反射率（Ro）及岩石热解参数Tmax会逐渐增大（图7、图8）。通过确定烃源岩镜质体反射率及岩石热解参数，对有机质成熟度进行评价（表3）。

图7 甘泉地区上古生界本溪组与山西组镜质体深度与反射率的关系Fig.7 Relationship between depth and vitrinite reflectance of Benxi Formation and Shanxi Formation of Upper Paleozoic in Ganquan area

图8 甘泉地区上古生界本溪组与山西组有机质成熟度统计Fig.8 Histogram of organic matter maturity of Benxi Formation and Shanxi Formation of Upper Paleozoic in Ganquan area

表3 有机质成熟度划分方法Table 3 Classification method of organic matter maturity

4.1 烃源岩分布

对甘泉地区上古生界本溪组86 个样品及山西组55 个样品中煤、泥岩、炭质泥岩的统计结果显示，本溪组煤厚度为1～5 m，炭质泥岩和泥岩厚度为3～52 m，烃源岩累计厚度为5～55 m，主要为10～23 m，烃源岩在平面上呈现出“广覆式”特征分布；
山西组煤层厚度为2～7 m，炭质泥岩和泥岩厚度为39～120 m，烃源岩累计厚度整体较大，为42～125 m，主要为50～80 m，在整个研究区均有分布。综上所述，上古生界各层系烃源岩在整个研究区均有分布，山西组烃源岩累计厚度比本溪组更大，对油气生成更为有利。

4.2 生烃潜力分析

依据甘泉地区上古生界本溪组86 个样品及山西组55 个样品的有机质类型、TOC含量、生烃潜量、成熟度分析结果以及烃源岩分布累计厚度，综合分析认为：①本溪组烃源岩有机质类型以腐殖型Ⅲ类为主，接近半数样品的TOC含量为中等及以上，接近半数样品的生烃潜量（S1+S2）达中等及以上，处于高成熟至过成熟阶段，处于大量生气热演化阶段，同时，烃源岩在平面上广泛分布，累计厚度主要为10～20 m，整体具有较高的生烃潜力。②山西组烃源岩以腐殖型Ⅲ类和腐泥型Ⅱ2类为主，占比大于70%，约60%以上样品的TOC含量为中等或以上，半数以上样品的S1+S2达中等及以上，整体处于高成熟至过成熟阶段，同时，烃源岩累计厚度主要为50～80 m，最大可达125 m，且在平面上均有分布，具有较强的生烃潜力，整体而言优于本溪组烃源岩。综上所述，甘泉地区上古生界具有良好的天然气勘探开发潜力，应进一步加强开发，寻找优势产区。此外，甘泉地区上古生界山西组生烃潜力更优，为下一步勘探的接替层位。

鄂尔多斯盆地内部烃源岩地球化学特征差异明显，不同地区上古生界烃源岩的地球化学特征不同［20-25］。吕剑虹等［26］对大牛地气田上古生界烃源岩评价后认为，有机质类型以Ⅲ型干酪根为主，烃源岩演化成熟度较高，镜质体反射率约为1.5%。胡维强等［27］对临兴地区上古生界烃源岩的研究表明，该区上古生界烃源岩主要是煤岩和暗色泥岩，有机质丰度较高，干酪根属于Ⅲ型，镜质体反射率为1.00%～1.30%，平均为1.16%，整体处于成熟—高成熟阶段。李浩等［28］对陕北斜坡东部上古生界烃源岩的分析表明，泥岩有机质类型均为腐殖型Ⅲ类。王伟力等［29］对鄂尔多斯盆地东部地区上古生界烃源岩进行讨论后认为，该区镜质体反射率（Ro）普遍大于3，处于过成熟阶段。此次研究的甘泉地区地区上古生界烃源岩热演化程度较高，镜质体反射率Ro为2.03%～4.23%，主要为2.03%～3.10%，明显处于过成熟阶段，有利于天然气的生成，这为鄂尔多斯盆地南部天然气的勘探开发提供了有利条件。

（1）甘泉地区上古生界烃源岩主要分布于本溪组及山西组，岩性主要为煤，暗色泥岩次之。本溪组烃源岩有机质类型主要为腐殖型Ⅲ类，而山西组则多为腐殖型Ⅲ类，其次为腐泥-腐殖型Ⅱ2类；
山西组有机质丰度较高，中等及以上级别的烃源岩含量占比高，是较好的烃源岩，而本溪组相对略差；
上古生界有机质成熟度处于高成熟至过成熟阶段，开始大量生气，随着深度的增加，热演化程度随之逐步升高。

（2）甘泉地区上古生界烃源岩与周缘地区具有明显差异，山西组和本溪组烃源岩分布广泛，累计厚度均较大，为较优质烃源岩，其中山西组烃源岩有机质丰度高，以腐殖型Ⅲ类和腐泥-腐殖型Ⅱ2类为主，整体处于高成熟至过成熟阶段，生烃潜力较好，整体优于本溪组。

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