广西北部湾北缘晚古生代—新生代油气资源潜力探讨

2013-04-19王新宇毛治超周怀玲吴祥珂黄志强邹贤利

华南地质 2013年4期

王新宇，毛治超，周怀玲，吴祥珂，黄志强，邹贤利

Wang Xin-Yu1,2，Mao Zhi-Chao3，Zhou Huai-Ling1，Wu Xiang-Ke1，Huang Zhi-Qiang1，Zou Xian-Li3

(1.广西壮族自治区地质勘查总院，广西南宁530023；2.中国地质大学（武汉）地球科学学院，湖北武汉 430074

3.油气资源与勘探技术教育部重点实验室长江大学，湖北武汉 430100)

(1.Guangxi Institute of Geological Prospecting,Nanning 530023,Guangxi,China;2.Faculty of Earth Science,China University of Geosciences, Wuhan 430074,Hubei,China;3.Key Laboratory of Exploration Technologies for Oil and Gas Resources,Ministry of Education,Yangtze University,Wuhan 430100,Hubei,China)

广西北部湾北缘晚古生代—新生代油气资源潜力探讨

王新宇1,2，毛治超3*，周怀玲1，吴祥珂1，黄志强1，邹贤利3

Wang Xin-Yu1,2，Mao Zhi-Chao3，Zhou Huai-Ling1，Wu Xiang-Ke1，Huang Zhi-Qiang1，Zou Xian-Li3

(1.广西壮族自治区地质勘查总院，广西南宁530023；2.中国地质大学（武汉）地球科学学院，湖北武汉 430074

3.油气资源与勘探技术教育部重点实验室长江大学，湖北武汉 430100)

通过野外地质剖面调查、丈量和室内烃源岩样品的有机地球化学测试，完成了广西北部湾北缘烃源岩岩石类型、地层厚度、分布的勘查、烃源岩的有机地球化学特征分析和综合评价。研究表明：广西北部湾北缘烃源包括了海相沉积的碳酸盐岩和湖相沉积的泥页岩两大类，海相碳酸盐岩烃源岩TOC含量分布范围为5.26%～0.001%，平均含量为0.41%，有机质类型以Ⅰ型为主，少量为Ⅱ型；母质来源为海洋低等浮游生物，藻类。Ro（%）分布范围1.32%～4.78%之间，有机质热演化大多处于过成熟阶段，极少数为高成熟阶段。湖相泥页岩烃源岩主要分布古近系中，TOC含量分布范围为14.82%～0.07%，平均值为4.04%。有机质类型为Ⅲ型和Ⅰ型，Ro分布范围为0.37%～0.41%，有机质热演化处于未成熟阶段。古近系那读组、二叠系合山组和石炭系寺门组为北部湾北缘最具生烃潜力的地层。

烃源岩;油气地球化学;生烃潜力;北部湾北缘

广西北部湾盆地是我国南海大陆架北部的一个新生代沉积盆地，盆地基底为下古生界变质岩。上古生界发育一套海相碳酸盐岩，中生代主要为上升剥蚀为主，在燕山运动末期，由于拉张作用形成的断陷盆地[1-5]。传统上把北部湾盆地归属于华南地槽褶皱系里的华夏褶皱带[6-7]。北部湾盆地油气勘探始于1977年，目前已在北部湾海中凹陷（涠西南凹陷）探明多个油气藏[8-11]，包括油型气和煤成气；在十万大山盆地中发现一些构造圈闭，估算约有4亿吨石油资源[12]；在合浦、百色等盆地也发现有很好的油气勘探前景[13-18]；在桂中坳陷的油气勘探也呈现出巨大的资源潜量[19-21]。在前人研究的基础上，广西地质勘查总院组织并主持了本次北部湾北缘的油气资源的调查，通过对北部湾北缘晚古生代-古近纪地层的野外地质勘查和室内沉积学、油气地球化学研究，综合评价了烃源岩的有机质丰度、类型、演化程度和主力烃源层段，为该区油气勘探提供基础资料和方向。

1 野外地质

本次研究工作共进行了10多条地质剖面路线的勘测（图1），勘测的结果表明，广西北部湾北缘烃源岩的岩石类型分为两大类：一类是新生代的湖盆沉积的陆源碎屑岩，主要以灰色、深灰色、黑色泥岩，含粉砂质泥岩，钙质泥岩，碳质泥岩及局部的煤层，主要分布在古近系、侏罗系；另一类为中生代-古生代的海相碳酸盐岩，主要为深灰色、黑色泥晶灰岩、含生物屑灰岩、泥灰岩、泥质灰岩，主要分布在上古生代地层中（表1）。在这些地层中，具生烃潜力的烃源岩主要有古近系始新统那读组（E2n）、下三叠统罗楼组（T1l）、上二叠统大隆组（P3d）、合山组（P3h）、中二叠统茅口组（P2m）、栖霞组（P2q）、下-中二叠统四大寨组（P1-2s）、上石炭统-下二叠统马平组（C2-P1m）、上石炭统黄龙组（C2h）、下石炭统都安组（C1d）、英塘组（C1yt）以及上泥盆统额头村组（D3e）。这些地层中烃源岩厚度较大且连续，具较好的生烃物质基础。

图1 野外剖面（线路）及采样点分布图Fig1.The field profile(route)and sampling locations

表1 广西北部湾北缘烃源岩分布与厚度Table 1 Distribution and thickness of hydrocarbon source rock in the North of Beibu Gulf,Guangxi

2 烃源岩有机质丰度

200件样品的有机碳（TOC）、岩石热解及40块氯仿沥青“A”分析（表2）表明：陆源沉积的泥岩烃源岩有机质丰度较高，但各组之间存在明显的差异。古近系那读组（E2n）共有三种烃源岩类型：暗色泥岩、煤、煤系泥岩。①暗色泥岩TOC平均值为3.55%，范围0.07%～5.37%；生烃潜量平均为10.35 mg/g；氯仿沥青“A”平均含量0.0845%，范围0.0279%～0.1121%，总烃平均含量为332.93 μg/g；②煤岩生烃潜量平均值为164.90 mg/g，沥青“A”的平均含量为0.6436%；总烃含量平均为2976.79 μg/g；③煤系泥岩TOC平均值为6.12%，范围1.54%～14.82%；生烃潜量平均为6.12 mg/g，沥青“A”平均含量为0.0528 mg/g；总烃含量平均239.09 μg/g。这些数据反映出那读组不同类型的烃源岩都具有很好的生烃潜力。另外，侏罗系汪门组（J1w）局部具有暗色泥岩分布，但有机碳（TOC）含量很低，仅为0.06%。为非烃源岩。

海相沉积的碳酸盐岩烃源岩主要分布在上古生代地层中，165块样品的TOC值分布在5.26%～0.001%的范围内，平均值为0.41%，分布不均一。按碳酸盐岩烃源岩生烃阀值为TOC=0.2%的标准，达到这一标准的地层组仅为罗楼组（T1l）、合山组（P3h）、寺门组（C1s）、黄金组（C1h）、英塘组（C1yt）和额头村组（D3e）,有机碳（TOC）的平均值分别为：0.32%、1.93%、0.64%、0.23%、0.37%和0.54%。其中合山组（P3h）共分析灰岩样品12个，平均有机碳含量1.93%，范围0.19%～5.26%，平均生烃潜量0.38 mg/g；沥青“A”含量为0.0184%；总烃含量为108.85 μg/g，具有良好的生烃潜力。除合山组外，其它地层中可溶有机组分的含量都偏低，氯仿沥青“A”含量都小于0.01%（表2），不具备有效生烃的能力。另外，海相沉积的暗色泥岩仅在三叠系的罗楼组（T1l）和南洪组（T1n）局部分布，有机碳（TOC）含量分别为0.58%和0.46%，可溶有机组分的含量与生烃潜量指标较低（表2），暗色泥岩地层连续沉积的厚度不大，不具备有效生烃的能力。

表2 广西北部湾北缘烃源岩有机质丰度、类型及Ro值数据表Table 2 The organic abundance,types and Ro of hydrocarbon source rock in the North of Beibu Gulf,Guangxi

在本次研究中，由于地层出露情况不好，大部分样品为地表露头的样品，长期遭受风化作用侵蚀，造成有机质组分的流失，是造成碳酸盐岩有机质丰度偏低的原因之一[22-23]。

3 有机质类型

本次研究采用三类五分法[24]来进行有机质的分类，从41件样品的全岩显微组分所得到的有机质类型（表2）结果和显微组分三角图（图2）可以看出，广西北部湾北缘烃源岩的有机质类型分布特征：

图2 广西北部湾北缘烃源岩显微组分三角图Fig.2 The triangular chart of maceral composition of the hydrocarbon source rock in the North of Beibu Gulf,Guangxi

①惰性组分较低，绝大部分小于20%，样品点分布在三角图的右侧，以镜质组、腐泥组＋壳质组＋无定形有机质为主。其中，镜质组含量范围为0～97.68%，而腐泥组＋壳质组＋无定形有机质含量的变化范围为2.32%～100%。有机质的类型以Ⅰ型和Ⅲ型为主，少数为Ⅱ型。

②有机质类型与地层时代有关。上泥盆统、石炭系烃源岩中，腐泥组＋壳质组＋无定形有机质含量范围为67.19%～100%，镜质组含量为0～26%，惰性组含量少于7%。有机质类型为Ⅰ型（标准腐泥型Ⅰ1或含腐殖腐泥型Ⅰ2）；二叠系、三叠系和古近系烃源岩中，Ⅲ型、Ⅰ型和Ⅱ型有机质相互交替。沉积环境的变迁是造成有机质组成和来源不同的主要原因。

③不同类型的烃源岩中有机质类型存在明显差异。古近系始新统那读组13个样品中，上思、宁明盆地的3个泥岩样品的腐泥组＋壳质组＋无定形有机质含量为90.42%～99.32%，均为Ⅰ型（标准腐泥型Ⅰ1或含腐殖腐泥型Ⅰ2），别外10个样品为煤系地层中的煤、碳质泥岩，镜质组含量为19.62%～94.26%，除1个样品为Ⅱ型外，其它均为Ⅲ型。反映出煤系烃源岩的有机质类型较差，主要来自陆源高等植物的贡献。

4 有机质成熟度

有机质成熟度指标是以有机质各组份在热降解过程中化学组成、结构和物理性质所发生的变化为基础而建立的，是有机质热演化程度的衡量标准[25-26]。41块样品的镜质体反射率（Ro）的分析结果表明，北部湾北缘烃源岩的有机质热演化特征如下：

①古近系始新统那读组（E2n）共分析12个样品，包括宁明驮龙地区、捻子坪煤矿、四塘煤矿等不同的区域的暗色泥岩、碳质泥岩和煤岩，所有样品的Ro值的范围0.41%～0.37%，平均为0.395%，无一例外都处于未成熟阶段。

②下三叠统罗楼组（T1l）4个样品，采自板利-南安剖面的2个样品的Ro值分别为1.32%和1.38%，处于高成熟阶段；采自谷满剖面的2个样品的Ro值分别为3.39%和3.10%，处于过成熟阶段。南洪组（T1n）2个样品取自那阳剖面，Ro值都为1.13%，处于成熟阶段。

③上二叠统合山组（P3h）7个样品采自新东煤矿和广龙煤矿的泥灰岩、泥晶灰岩，这两个煤矿相距不远，是属于同一湖盆的同一层位，Ro值范围为1.68%～1.32%，平均为1.44%。都处于高成熟阶段。中二叠统栖霞组（P2q）1个样品，Ro值为4.78，处于过成熟阶段。

④下石炭统的寺门组（C1s）、黄金组（C1h）、英塘组（C1yt）共11个灰岩样品，采自钦州沙坡镇、石头棚、致富采石场、长淇剖面、新平采石场、和兴采石场等剖面，Ro值范围为4.42%～3.25%，平均值为3.95%，处于过成熟阶段。

⑤上泥盆统额头村组（D3e）2个灰岩样品的Ro值分别为4.06%和4.12%，处于过成熟阶段。

5 烃源岩评价

在本次广西北部湾北缘油气资源勘查中，涉及到从晚古生代至新生代的地层，年代跨度大；涵盖的盆地众多，沉积环境变化大，造成了同时代的烃源岩在横向上变化复杂。总体上看，从泥盆系-三叠系烃源岩的岩石类型主要以碳酸盐岩为主，少量为泥岩，残余有机碳（TOC）含量偏低且分布不均一，有机质类型以Ⅰ型为主，少量Ⅲ型。由于时代较老，埋深较大，有机质热演化均处在高成熟—过成熟阶段；侏罗系、白垩系以砾岩、砂岩、粉砂岩等陆相碎屑岩为主要的沉积地层，仅局部为薄层泥岩，基本不具有生油条件；古近系烃源岩主要是湖盆沉积的大套泥页岩，并含有多套煤层，具有较高的TOC值，泥岩中的有机质类型较好，为Ⅰ型。煤岩、炭质泥岩中的有机质类型较差，主要为Ⅲ型。无论是泥岩、煤岩和炭质泥岩，其热演化程度都处于未成熟阶段。

本次研究采用秦建中、陈践发、张水昌等人提出的烃源岩评价标准[27-30]对北部湾北缘的烃源岩进行了综合评价（表3）。仅从残余有机碳（TOC）含量指标来看，具有生烃能力的地层分别为：那读组、罗楼组、南洪组、合山组、寺门组、黄金组、英塘组和额头村组。综合考虑可溶有机组分含量、生烃潜力等参数及地层厚度、分布范围，主要的生烃层段为那读组、合山组和寺门组。

表3 广西北部湾北缘烃源岩综合评价表Table 3 The integrated valuation of the hydrocarbon source rock in the North of Beibu Gulf,Guangxi

①古近系始新统那读组（E2n），有三种烃源岩类型：暗色泥岩、煤及煤系炭质泥岩。该组在广西北部湾北缘多个湖盆中均有出露，本次研究的烃源岩样品采自宁明盆地的驮龙地区、上思盆地的昌墩农场、钦州盆地的捻子坪以及南宁盆地的四塘煤矿。

暗色泥岩：共分析10件样品，有机碳含量平均值为3.55%，范围0.07%～5.37%；生烃潜量平均为10.35 mg/g；6个泥岩样品的沥青“A”平均含量0.0845%，范围0.0279%～0.1121%，总烃平均含量为332.93μg/g。有机质类型为Ⅰ型（标准腐泥型Ⅰ1或含腐殖腐泥型Ⅰ2）。

煤岩：共分析样品5个，采自捻子坪剖面4个煤样，南宁盆地四塘煤矿1个煤样。有机碳含量非常高，平均值到过67.26%，生烃潜量平均值为164.90 mg/g，具有很好的生烃潜力；沥青“A”的平均含量为0.6436%；总烃含量平均为2976.79μg/g；HI的范围215 mg/g～712 mg/g，平均为538 mg/g。有机质类型以Ⅲ2型为主，含部分Ⅱ型。

煤系泥岩：共分析样品4个，都采自四塘煤矿，TOC平均值为6.12%，范围1.54%～14.82%；生烃潜量平均为6.12 mg/g，沥青“A”平均0.0528 mg/g；总烃含量平均239.09μg/g。有机质类型为Ⅲ2型。

对上述样品中的12件进行了Ro测试。Ro平均值为0.395%，范围在0.37%～0.41%之间，都没有达到0.5%的生烃阀值。表明了北部湾北缘各盆地内古近系那读组烃源岩都处于未成熟阶段。

古近系那读组的泥岩、煤及煤系泥岩是北部湾北缘的主力生烃层段，有机质既有来自于低等水生生物的母体，也有陆相高等植物的贡献。由于地层埋深较浅，有机质热演化程度处于未成熟阶段。J. connan和L.R.Sonowdow等[31-32]认为，腐植型干酪根（包括煤）当富含树脂体时，在低温下可以热解成烃。研究表明，树脂体具有生烃潜能高、热解温度低，可以成为优良的生油母质，一般在Ro=0.4%即可以形成烃类，主要产物是轻质油甚至是凝析油。另一方面，一些富含类脂物的有机质在微生物作用下可以不经过干酪根阶段直接转化为烃类。从这方面来讲，广西北部湾古近系那读组（E2n）烃源岩中的有机质热演化虽然没有达到干酪根的生烃门限值（Ro＞0.5%），但依然能有效地排烃，形成生物甲烷气、未成熟油和凝析油。

②二叠系合山组烃源岩样品采自扶绥的广龙煤矿、新东煤矿的地下层位，扶绥地区二叠系共分为上、下二段，上段主要为灰-深灰色灰岩、生物屑灰岩、泥晶生物屑灰岩，夹少量薄层泥岩，地层厚68.1m。下段主要为灰-深灰色含菱铁矿泥岩、炭质泥岩夹少量薄层生物灰岩，厚77.7m，底部含6m左右的烟煤。上段12个样品的残余有机碳分析显示，灰岩的TOC平均值为1.93%，范围为0.19%～5.26%，平均生烃潜量0.38 mg/g；7个样品的氯仿沥青“A”平均含量为0.0184%；总烃含量为108.85μg/g。有机类型主要为Ⅲ2型，见有少量的Ⅲ1型和Ⅰ2型。7个样品的Ro平均值为1.44%，范围为1.32%～1.68%，有机质热演化处于高成熟阶段，主要的生烃产物以高成熟的轻质油、凝析油和湿气为主。下段主要为深灰色、黑色灰岩、泥晶灰岩等，也可视为好的烃源岩。该地层的烃源岩是主力生烃层段之一。

③钦州闸口镇石头棚采石场、致富采石场、新平采石场以及和兴采石场是一套连续碳酸盐岩台地相地层，涵盖了下石炭统的寺门组（C1s）、黄金组（C1h）、英塘组（C1yt）以及上泥盆统的额头村组（D3e），累计厚度大于1000m。岩性主要为灰-深灰色薄-中层状灰岩、生物屑泥晶灰岩、硅质条带灰岩、炭质泥质灰岩、瘤状灰岩、局部夹粉砂质泥岩、细砂岩。TOC平均值分别为：0.37%、0.24%、0.44%、0.54%。有机质类型较好，主要为Ⅰ型，少量为Ⅱ型。Ro的范围为4.47%～3.25%，平均值为4.05%，有机质热演化处于过成熟阶段。可能烃类产物为凝析油和天然气。这套地层由于烃源岩的累积厚度巨大，有机质类型很好，因而具有可观的生烃潜量。

6 结论与讨论

广西北部湾北缘晚古生代-新生代地层沉积厚度大，烃源岩的岩石类型主要为海相碳酸盐岩和湖盆沉积的泥岩、煤岩和煤系泥岩。具有形成大规模烃源岩的物质条件。

主要生烃层段有3套：①古近系那读组（E2n），主要的生烃产物为生物甲烷气、未成熟油和凝析油；②上二叠统合山组（P3h），生烃产物以高成熟的轻质油、凝析油和湿气为主；③下石炭统寺门组（C1s）、黄金组（C1h）、英塘组（C1yt）及上泥盆统额头村组（D3e）为连续沉积地层，累计厚度大，有可观的生烃潜力，产物主要为干气和天然气。

野外地质剖面显示，北部湾北缘古近系那读组地层主要为砂岩、粉砂岩与泥页岩互层，含多层褐煤。暗色泥岩、煤系泥岩和煤岩是具有有效生烃能力的烃源岩，连续的泥页岩是具有致密封堵性的盖层，砂岩是较好的储集层，可形成一套或多套生储盖组合。由于该组有机质热演化还处在未成熟或低成熟期，正是形成油（或气）阶段，容易聚集形成油藏，具备形成工业油气藏的基本条件。建议油气勘探以古近系始新统那读组为主要目的层。晚古生代地层埋深大，有机质热演化大多处于过成熟阶段，生烃排烃高峰期早已过去，如果没有好的保存条件，很难获取工业油气藏。

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Study of oil and gas potential resources of the late Paleozoic to Cenozoic strata in the north of Beibu Gulf,Guangxi.

Wang X Y,Mao Z C,Zhou H L,Wu X K,Huang Z Q and Zou X L.

Through geological outcrop survey,measuring and geochemistry analysis on source rocks.We worked on types,thickness,distribution,organic characters and synthesized evaluation of source rock formation of north Beibu Gulf in Guangxi.The research show that it is two categories that the source in the north of Beibu Gulf including carbonate rock of marine deposit and shale of continental deposit,the total organic cabon (TOC)content of the marine carbonate hydrocarbon source rock ranging from 5.26%to 0.001%,average content amount to 0.41%.The main type of organic matter is typeⅠ,a few belongs to typeⅡ.The source is from both marine plankton and algae.The vitrinite reflectance(RO)of kerogen ranges from 1.32%to 4.78%,the organic matter evolution mainly amount to post-maturity stage,very few is in high maturation.The hydrocarbon source rocks of mud shale of continental deposit are mainly distributed in the tertiary stratum,the total organic cabon(TOC)content ranging from 14.82%to 0.07%,averagely 4.04%.The main type of organic matter istypeⅠand typeⅢ,the vitrinite reflectance(RO)ranges from 0.37%to 0.41%,the organic matter evolution is in immature.The most hydrocarbon potential formation of the North of Beibu Gulf in Guangxi are the Naudou Formation of Paleogene,the Heshan Formation of Permian and the Simen Formation of Carboniferous.

source rock;geochemistry of oil and gas;hydrocarbon generation potential;the northern margin of Beibu Gulf

P618.13

1007-3701(2013)04-327-08

10.3969/j.issn.1007-3701.2013.04.009