渤海海域前第三系烃源岩评价

武海燕 任志勇 刘长海 齐玉民 王玉静

(中海油能源发展股份有限公司钻采工程研究院，天津 300452)

渤海海域位于渤海湾盆地的东部，面积约7.3万km2，渤海湾盆地呈多凸多凹的构造格局，其凸起大多与沉积中心相邻，具有有利的油气运移、聚集成藏条件。从渤海海域的勘探历史看，前第三系的烃源岩对已发现的油气藏有成藏贡献，然而以往对渤海海域的烃源岩研究着眼于古近系［1］，对前第三系烃源岩研究较少，基本未见系统评价。本次研究主要以渤海海域勘探历程中有限的样品及此次补采的样品为研究对象，评价前第三系震旦系、寒武 —奥陶系、石炭—二叠系、中下侏罗统和白垩系等几套烃源岩的有机质丰度、类型和成熟度，进而为查明石炭—二叠系、中下侏罗统和白垩系中较好烃源岩的分布情况以及提高渤海海域的油气勘探程度等工作打下基础。

1 前第三系烃源岩分布

前第三系烃源岩分布情况大致为:震旦系烃源岩主要分布于辽东凹陷;古生界寒武系和中下奥陶统地层烃源岩主要分布于辽西低凸起南部、石臼坨凸起和渤南凸起上;石炭二叠系含煤地层烃源岩分布于埕北低凸起、歧口凹陷和石臼坨凸起上;中下侏罗统烃源岩仅在歧口凹陷发现;白垩系烃源岩主要发育于石臼坨凸起及辽东湾地区。

2 渤海海域前第三系烃源岩特征

理论上，渤海海域前第三系在太古界与古元界的结晶基底之上发育的震旦系、寒武系—奥陶系、石炭系—二叠系、侏罗系、白垩系的煤层和泥岩系列都可以为原生前第三系油气藏生烃做出贡献。本次研究利用现有的地化样品化验数据，对这几套地层的烃源岩进行评价。

2.1 有机质丰度

常用于评价有机质丰度的指标有残余有机碳、氯仿沥青“A”、总烃含量和残余生烃潜力等。目前国内外普遍采用有机碳百分含量来作为有机质丰度指标，但所采用的标准值稍有差异。蒂索认为“0.3%的有机碳是碳酸盐岩型生油层的下限”。法国埃尔夫公司认为碳酸盐岩含量大于45%时，有机碳含量应大于0.24%。我国一般以0.1%的有机碳含量作为指标下限。

现有文献中，华北地区的碳酸盐岩生油层有机质丰度下限值是通过油源对比，碳酸盐岩中的油苗、晶洞油及古油藏有亲缘关系的围岩中的有机碳、氯仿沥青的最低含量来确定的。

本次研究认为，达到有效烃源岩标准的碳酸盐岩可能具有一定的生油气潜力，但对于战略选区而言，其目标是寻找有商业价值的油气藏。而大量资料证明形成大规模具工业价值油气藏中烃源岩有机质含量往往很高。因此出于战略选区的需要，还需确定一个战略选区烃源岩下限标准。即有机碳在低于此下限值的条件下，不可能形成大规模油气藏。这个标准的确定过程也更为复杂，必须在综合考虑烃源岩厚度和分布面积等一系列因素的情况下才能较为合理地确定出此下限。根据最近研究成果，有效烃源岩标准暂定为有效气源岩的有机碳应不低于0.3%，而有效油源岩有机碳含量不应低于0.4%。

对于有机质呈分散型的烃源岩、泥岩及页岩，其有机质下限的确定在石油天然气地质研究中十分重要。关于泥页岩的评价标准国内外基本一致，一般定为0.4%～0.5%。根据模拟实验结果并参照国内外评价标准［2］，泥质生油岩有机碳下限值可确定为0.4%。

对于集合型有机质所属的三种烃源岩类型，煤层及共生的碳质泥岩作为烃源岩，其显著的地球化学特征是富含有机质，不仅TOC值高，而且沥青A与总烃含量绝对值也很高［3］。因此煤系烃源岩不存在有机质丰度不足的问题，所讨论的内容主要是烃源岩生烃特点，即其以生油为主还是以生气为主。

与一般湖相泥岩的评价标准进行对比，热解生烃潜量相同时，煤系泥岩有机碳分界线要高一个级别以上。煤系地层中好的油源岩的有机碳含量须大于3%。这一规律对含煤地层具有普遍意义，因为煤系有机质以陆生植物为主要来源，与水生有机质相比，类脂组含量低，相对富碳贫氢，虽然有机碳含量高，但生烃潜力相对较低。若以有机碳含量来评价煤系地层有机质丰度则必须提高相应的评价标准［4－5］。

前第三系有机质丰度资料显示，震旦系在渤海仅在辽东凹陷L1井和B2井钻遇，元古界的评价以L1井资料为依据。从L1井有机质丰度指标看，生烃潜力较差。寒武 —奥陶系主要是灰岩，生烃潜力较差，但C2井生烃潜力较好;H20井的石炭 —二叠系以泥页岩为主，有机碳含量均小于0.4%，含量偏低，从生烃潜力来说，绝大部分生油指数S1+S2值小于0.05 mgg，生烃潜力较低;而C1井的石炭二叠含黑色泥岩和煤，有机碳含量除了泥质灰岩是0.82%，其余均大于1%，有机质丰度较高，生烃指数为0.5～2，具有一定的生烃潜力。中下侏罗统的页岩及煤层在Q2井、Q1井以及Q1D井有机碳含量都比较高，最高的 Q2井达到了 1.94%，煤是38.97%，具有比较好的生烃潜力。

图1 烃源岩干酪根显微组分相对含量分布图

2.2 有机质类型

从图1可以看出，震旦系碳酸盐岩及页岩的显微组分中腐泥组含量很低，壳质组含量较高基本都在80%以上，所以有机质类型都属于Ⅱ2型。古生界的显微组分中腐泥组含量很低，壳质组含量较高基本都在80%以上，所以有机质类型都属于Ⅱ2型。中下侏罗统的显微组分中腐泥组含量很低，Q2壳质组含量有些才20%，镜质组和惰质组含量较高，有机质类型属于Ⅱ2—Ⅲ型。白垩系下统的泥质岩类的显微组分中腐泥组含量很低，B6井和J1井壳质组含量偏高，所以有机质类型都属于Ⅱ1～Ⅱ2型。

2.3 有机质成熟度

镜质体反射率(Ro)被认为是研究烃源岩成熟度和进行成熟阶段划分的最佳指标之一，它的优点是:(1)均质镜质体在各类烃源岩中普遍存在;(2)Ro随温度或埋藏深度的增加，而有规律性地呈半对数直线增加，用Ro可以判定有机质热演化的阶段;(3)Ro具有不可逆性，能够代表最高古地温;(4)比较容易精确测定。因此，Ro常常用来作为成熟度的标尺，已成为划分有机质成烃演化阶段的重要参数。通常有机质成熟门限值为0.5～0.6，成油高峰阶段为0.8～1.2，而生油(液态烃)下限为1.3，大于2则进入干气阶段。

从图3可以看出，震旦系烃源岩Ro值有60%以上介于0.8～1.2，也就是说60%以上都进入了成熟带，30%以上为低成熟带。生界Ro值有25%以上介于1.2～1.35，属于高成熟带;Ro有35%介于0.8～1.2，属于成熟带;另外35%以上介于0.5～0.8，属于低成熟带，镜质体反射率高的主要是C1井，也在埕北低凸起上。中下侏罗统Ro值都介于0.5～0.6，属于低成熟带。白垩系下统Ro值有70%以上介于0.5～0.6范围内，属于低成熟带，还有30%左右Ro值小于0.5，属于未成熟带。

图2 渤海海域前第三系Ro频率分布直方图

3 结语

(1)明确了各类岩性烃源岩的评价标准:碳酸盐岩烃源岩的生烃下限是有机碳大于0.1%;陆相泥质生油岩有机碳下限值为0.4%;煤系地层好油源岩的有机碳含量须大于3%。

(2)系统地评价了渤海海域前第三系的烃源岩。震旦系烃源岩有机质类型都属于Ⅱ2型，Ro值有60%以上介于0.8～1.2，30%以上为低成熟带，但生烃潜力较差;古生界机质类型都属于Ⅱ2型，Ro值有25%以上介于1.2～1.35，属于高成熟带;有35%介于0.8～1.2，属于成熟带;35%以上介于0.5～0.8属于低成熟带;寒武—奥陶烃源岩除了曹妃甸2－1油田之外，石碳—二叠系除了埕北及渤海西部地区之外，生烃能力较差;中下侏罗统烃源岩有机质类型属于Ⅱ2～Ⅲ型，Ro值介于0.5～0.6，有机碳含量较高、总烃含量比较大，具有较好的生烃潜力;白垩系下统烃源岩有机质丰度较高，处于低成熟阶段，生烃潜力优于中下侏罗统和石碳—二叠系地层。

(3)通过分析明确了石炭系 —二叠系、中下侏罗统及白垩系下统三套地层为渤海海域前第三系条件较好的烃源岩地层。

［1］姜福杰，庞雄奇，姜振学.渤海海域沙三段烃源岩评价及排烃特征［J］.石油学报，2010，31(6):906-912.

［2］黄第藩，华阿新，秦匡宗，等.煤成油的形成和成烃机理［M］.北京:石油工业出版社，1995.

［3］肖贤明，刘德汉.我国聚煤盆地煤系烃源岩生烃评价与成烃模式［J］. 石油学报，1996，14:10-17.

［4］陈建平，赵长毅.煤系有机质生烃潜力评价标准探讨［J］. 石油勘探与开发，1997，24(1):1-5.

［5］程克明，赵长毅.吐哈盆地煤成油气的地质地球化学研究［J］. 勘探家:石油与天然气，1997，2(2):5-10，19.