志丹－甘泉地区古生界天然气烃源岩特征及其综合评价

崔宏俊，高小平，吴小斌，崔智林，黄国丽，李 政

（1.延长石油（集团）油气勘探公司天然气勘探开发项目部；2.延安大学能源与环境工程学院，陕西延安716000）

志丹－甘泉地区古生界天然气烃源岩特征及其综合评价

崔宏俊1，高小平1，吴小斌2*，崔智林2，黄国丽2，李 政2

（1.延长石油（集团）油气勘探公司天然气勘探开发项目部；2.延安大学能源与环境工程学院，陕西延安716000）

为了明确志丹—甘泉地区烃源岩发育特征，本文通过对20多口探井的烃源岩测井识别及4口单井评价资料，绘制出烃源岩厚度平面图，分析了潜在烃源岩的展布特征，同时参考国内外烃源岩评价标准并结合烃源岩地球化学特征，最终对古生界天然气烃源岩进行综合评价。研究结果表明：鄂尔多斯盆地主要发育下古奥陶系碳酸盐岩和上古生界石炭—二叠系煤系两套烃源岩。有机质类型大都以富镜质组、富腐泥组，贫壳质组（二富一贫）特点。北部以高等植物来源的镜质组为主，南部则以藻类及其它低等生物来源的腐泥组为主；上古富镜质组，下古则富腐泥组。综合分析认为：两套烃源岩有机质含量偏低，但是有机质类型、成熟度较高，具备一定的生气潜能。单井与区域、烃源岩评价与试气结果存在一定的差异性，其原因可能与目前评价标准、取样代表性、测试技术有关。

烃源岩；评价标准；古生界；志丹—甘泉地区

志丹—甘泉地区位于鄂尔多斯盆地中部，区块面积4600km2，东临延长气田，北靠靖边气田，具有较好生气成藏条件。近年来，随着中石油及延长石油在该地区勘探工作的深入，在古生界发现并探明了一定规模储量的天然气藏。目前在该区累计部署天然气井155口（资源井20口），完钻141口，累计试气92口，万方以上占比56.52％，预计天然气探明储量1000亿方。然而烃源岩分布情况、评价标准尚不明确，制约着研究区的下部勘探部署。

鄂尔多斯盆地古生界烃源争议主要存在2种观点［1］。前者认为，长庆气田气源来源于上古生界煤型气（约20％）和下古生界油型气（约80％）混合的结果。后者认为，气源均来自上古生界的石炭、二叠系煤系地层和太原组含煤地层中有机碳丰度高的石灰岩。这两派观点实质上在于是否认为下古马家沟组碳酸盐岩具有生烃能力［2，3］。然而，志丹－甘泉地区天然气的勘探研究表明，区内烃源岩评价存在新情况、新问题，即：区域生烃潜力背景好，而多口单井整个古生界烃源岩评价效果差，多为差—非烃源岩［4，5］，勘探试气表明上古及下古气藏发育潜力好。结合探区的实际情况，通过对20多口探井的烃源岩测井识别，绘制烃源岩厚度平面图，分析了潜在烃源岩的展布特征，同时结合烃源岩地球化学特征，参考国内外烃源岩评价标准，对烃源岩进行生烃能力评价，并最终对评价标准及单井与区域评价差异性原因进行了分析。

1 潜在烃源岩展布特征

鄂尔多斯盆地为一多旋回沉积叠加盆地，形成和发育了下古生界海相烃源岩、上古生界石炭系—二叠系海陆交互相煤系烃源岩和中生界湖相泥质烃源岩［6－8］。位于盆地中部的志丹—甘泉地区烃源岩具体纵向层系多，岩性及有机质类型丰富、累积厚度大，横向分布范围广的特点，其中上古生界以石炭系太原组和二叠系山西组煤系地层2套烃源岩为主，岩性为煤层、暗色泥岩及灰黑色炭质泥岩。暗色泥岩总体分布特点为盆地西部最厚，东部次之，中部厚度薄而稳定。研究区的暗色泥岩分布与鄂尔多斯盆地分布特征（图1）基本相符，呈两侧厚，中部薄而稳定的特征。

图1 鄂尔多斯盆地志丹－甘泉地区位置及测试样品井位分布特征

煤层的分布在研究区较为稳定（图2），整体厚度约6 m～8 m。从区内探井延818井录测井资料分析，深灰色泥岩、炭质泥岩和黑色煤层厚度共40.97 m，分布深度从3395.81m～3542m。其中深灰色泥岩总计厚度22.28m，分布深度从3395.81m至3420m；黑色煤层总计厚度为8 m，分布深度为3429.92m～3527 m，煤层主要分布于山2段、太原组和本1段。结合录井资料，本次编制了研究区本溪组和太原组煤层发育厚度图，并分析得出，区域内山西组煤层最发育，紧邻延818井的延557井内煤层厚度最大，山西组煤层厚度超过5 m，本溪组累计厚度达4.5 m，太原组累计厚度近2m。区域内稳定分布的这些厚煤层是研究区内非常重要的烃源岩。

下古则主要以灰色、深灰色泥晶灰岩为主。延818井下古生界钻遇马家沟组地层100.72m，其中灰岩、泥灰岩厚约41.17 m，研究区内分布稳定。

图2 研究区山西组煤层厚度等值线图

2 烃源岩地球化学特征

评价烃源岩生烃能力的强弱，主要是通过机质的丰度和数量，有机质的类型和性质，有机质的热演化程度，这三个最常用的地球化学指标判断。这三个因素之间既互相联系，又互相制约。因此在生油评价中，不能孤立的研究某一因素，重要的是研究他们之间的相互关系并综合判断。

2.1 有机质丰度

沉积岩中含有足够数量的有机质是油气形成的先决条件和生成烃类的物质基础。评价有机质丰度的有机地球化学指标较多，常用的有有机碳、氯仿沥青“A”总烃和生烃潜量等。

表1 延818井区古生界烃源岩有机质丰度参数统计表

延818井上古生界暗色泥岩残余有机碳（TOC）含量为0.12％～1.4％（7个样品），平均0.58％，其中，最大值出现在山西组山2段底部取芯段内，石盒子组底部暗色泥岩取芯样品有机碳含量为0.84％。氯仿沥青“A”含量为0.0014‰～0.0021‰（7个样品），平均0.0018‰，生烃潜量（S1＋S2）为0.02％～0.05％（7个样品），平均0.03％。下古生界碳酸岩烃源岩各项有机质丰度评价指标更低，从送样的5个样品检测结果来看，残余有机碳（TOC）平均0.23％，仿沥青“A”含量平均0.0018‰，生烃潜量（S1＋S2）平均0.03％。

2.2 有机质类型及镜检特征

有机显微组分是有机质生烃的基本物质单元。从统计数据看，延112井山西组暗色泥岩及煤中，镜质组含量所占比重最大，介于73～97.3％，平均含量高达90.67％，表明气态烃生成潜能较大；其次为腐泥组分，介于0.3～27％，平均含量6.3％；惰性组含量较低，平均3.47％；壳质组含量甚微，平均仅为0.42％。延818井上古生界暗色泥岩内腐泥组含量所占比重最大，介于15～99％，平均含量高达70％，其次为镜质组，最高为石盒子组暗色泥岩内的85％，表明气态烃生成潜能较大；惰性组含量较低，平均6.86％；样品中基本上没有壳质组。

马家沟组碳酸盐岩烃源岩中，镜质组含量介于59.3～98.3％，平均含量73.48％；其次为腐泥组分，介于1.7～40％，平均含量25.43％。其中镜质组与上古山西组碎屑岩烃源岩相比平均含量要低，个别样品甚至未检测出。而下古腐泥组含量与上古山西组碎屑岩烃源岩明显增高，如在南部的延818井无定形组分仍然为主要组分类型，介于55～100％，平均含量90.4％。

对比分析表明，研究区内烃源岩类型大都以富镜质组、腐泥组，贫壳质组（富二贫一）共同的特点。但是，在纵横比上也存在一定的差异，北部以高等植物来源的镜质组为主，南部则以藻类及其它低等生物来源的腐泥组为主；上古富镜质组，下古则富腐泥组。

干酪根镜下鉴定成果分析表明，不管是山西组暗色泥岩还是煤，根据类型指数（Ti）判定生烃母质以腐殖型（Ⅲ型）干酪根为主，马家沟组碳酸盐岩烃源岩样品生烃母质皆为腐泥型（I型）干酪根为主（表2）。总体上显示上古生界具有良好的气态烃生成潜能。

表2 延818井区烃源岩干酪根显微组分及类型表

（续表2）

样号层位腐泥组壳质组镜质组惰性组类型指数类型N18山西组20.30.3 76.7 2.7－39.8ⅢN19山西组11.3/84.74－56.2Ⅲ9－62－10马家沟组98.00/1.50.5 96.38Ⅰ9－62－36马家沟组100.00///100Ⅰ9－62－62马家沟组100.00///100Ⅰ8－98－22马家沟组55.00/45/21.25Ⅱ28－98－71马家沟组99.00/1/98.25Ⅰ7－19－18本溪组60.00/35 5 28.75Ⅱ27－19－1本溪组99.80/0.2/99.65Ⅰ6－58－42山西组88.00/4 8 77Ⅱ16－58－31山西组75.00/205 55Ⅱ11－76－27石盒子组0.00/85 15－78.75Ⅲ2－116－32山西组15.00/805－50Ⅲ2－116－79山西组80.00/101062.5Ⅱ1

2.3 有机质成熟度

目前，反映有机质热演化程度的指标很多，本次研究采用干酪根镜质体反射率Ro和生油岩热解峰温Tmax两项指标，按照张厚福等有机质成熟标准（表3）来综合评价［9］。

2.3.1 镜质体反射率（Ro）

镜质体反射率（Ro）测试结果（表4）可以看出，上古生界山西组煤系烃源岩已经全部进入高成熟－过成熟阶段，下古生界碳酸盐岩烃源岩仅有一个样检测到Ro，其值为2.05，也已经进入过成熟阶段。

2.3.2 岩石热解峰温分析

烃源岩热解分析统计数据表明（表4），上古生界的暗色泥岩和煤，下古生界的碳酸盐岩皆已达到过成熟阶段。其中延112井暗色泥岩最大热解峰温（Tmax℃）平均为534.35℃，煤层平均为567.17℃，已进入高过成熟阶段。马家沟组碳酸盐岩烃源岩Tmax平均仅为598.25℃，已超过595℃，热成熟度很高，已进入过成熟阶段。

表3 有机质演化程度衡量表［9］

表4 延818井区烃源岩有机质成熟度参数统计表

3 烃源岩综合评价与讨论

3.1 评价标准的问题

国内外，对于泥岩的评价标准基本一致。对于煤层来讲，部分学者认为，煤在不同热演化阶段的物理化学性质和产烃性能差别很大，各种生烃性能的测定指标受热演化程度影响很大，因此衡量煤系烃源岩生烃能力好坏不能简单采用湖相泥岩有机质丰度评价标准来判断［11，12］。同时认为，对碳质泥岩和煤进行评价时，有机碳含量不能作为评价标准，而应着重于生烃潜力的评价［13，14］。

碳酸盐岩烃源岩有机质丰度评价的标准，迄今为止，各家标准参差不一。中科院地球化学研究所提出碳酸盐岩烃源岩有机碳下限值定为0.8～0.1％［15］，傅家谟定为0.2～0.1％［16］，郝石生定为0.3～0.5％［17］。国外Hunt（1979）和Tissot（1978）定为0.3％［18，19］。本文参照王可仁等和刘德汉等提出的鄂尔多斯盆地高成熟－过成熟阶段碳酸盐烃源岩有机质丰度评价标准和研究成果（认为合理下限为0.13～0.14％）［20］，制定暂定的本区碳酸盐岩烃源岩有机质丰度评价标准，对本井下古生界碳酸盐岩烃源岩进行评价。

3.2 综合评价

区域内上古生界暗色泥岩及煤系地层以含腐殖腐泥II1型和腐殖型Ⅲ型干酪根为主，生烃潜力相对较差，但厚度大分布广，成熟度高，具有一定的生气潜能。参照目前国内评价规范及主要的评价标准，上古碎屑岩烃源岩整体可以暂定评价为差－非烃级别。而太原组生屑灰岩，由于本次没有取样分析，可据刘新社等［21］研究推测其为本区上古生界的一套辅助烃源岩。下古马家沟组灰岩、泥灰岩烃源岩内有机质丰度较低，主要为腐泥型，热演化程度较高。碳酸盐岩综合评价可暂定评价为差－非烃级别。

3.3 单井与区域评价差异性分析

区域内烃源岩综合评价：志丹—甘泉探区位于鄂尔多斯盆地上古生界生气中心的西南侧，生烃强度达到28～32×108m3／km2，其生烃强度与上古生界苏里格、榆林、乌审旗和米脂等大气田生烃强度（20～40×108m3／km2）相当，区内具有形成大气田的潜在烃源条件。研究区区域上烃源岩条件中等，而多口探井烃源岩特征参数反映烃源岩级别等级差。这或许与样品质量、分析测试技术问题及人为影响因素有关，但更可能与现有的评价方法标准有关。

3.4 下部研究重点－气源对比

按照目前的评价标准，上古、下古两套烃源岩均属于较差的烃源岩。然而，单层测试试气结果已证实本区上古、下古发育一定规模的气藏。然而，烃源岩研究认识与实践开发存在一定差异，因此下一步拟将气源对比研究作为下部研究重点，期待通过一些分子标志化合物来给予一定的证据，从而明确主力烃源岩的分布范围，明确下部勘探目标。

4 结论与认识

（1）鄂尔多斯盆地志丹－甘泉地区主要发育下古奥陶系碳酸盐岩和上古生界石炭—二叠系煤系两套烃源岩。

（2）有机质类型大都以富镜质组、富腐泥组，贫壳质组（富二贫一）共同的特点。北部以高等植物来源的镜质组为主，南部则以藻类及其它低等生物来源的腐泥组为主；上古富镜质组，下古则富腐泥组。两套烃源岩有机质含量偏低，但是有机质类型、成熟度较高，具备一定的生气潜能。

（3）单井与区域、烃源岩评价与试气结果存在一定的差异性，其原因可能与目前的评价标准、取样代表性、测试技术有关，下部拟从气源对比做起，找到进一步的证据，明确主力烃源岩的有利分布区。

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［责任编辑 李晓霞］

Characteristics of the Hydrocarbon Source Rocks of Paleozoic In Zhidan Ganquan Area and Its Comprehensive Evaluation

CUIHuang-jun1，GAO Xiao-ping1，WU Xiao-bin2*CUIZhi-ling2，HUANG Guo-li2，LIZHENG2
（1.Gas Exploration and Development Project Department of Yanchang Oil and Gas Exploration Company CO.，LTD，Yanan 716000，China；2.College of Energy＆Environment Engineering，Yanan University，Yanan 716000，China）

In order to research the development characteristics of hydrocarbon source rocks in Zhidan Ganquan area，this article draws out of the hydrocarbon source rocks thickness planar graph by logging identification of the 20exploratory wells and the evaluation of the four singlewell logging data，and analyzes the distribution characteristics of potential source rocks.Of course，it also reference the evaluation standard of source rock at home and abroad and combine with the geochemical characteristics of hydrocarbon source rocks.finally，the paper came to the comprehensive assessmentabout source rocks of natural gas of Paleozoic.，The results show that：Erdos basinmainly developed the Ordovician carbonate rocks under the ancient and the upper Paleozoic Carboniferous Permian coalmeasures and two sets of hydrocarbon source rocks.The organicmatter has a rich vitrinite，rich sapropel group，poor exinite（referred to as“two rich lean”）.It ismainly vitrinite of higher plant sources in the north and sapropel group of Algae and other lower organisms sources in the South.Comprehensive analysis showed that：two sets of hydrocarbon source rock organic matter contentwas low，yet the organic matter has highermaturity with some angry potential.There were also some difference between the single well and regional，source rocks＇evaluation and testing results，the reason may be related to the evaluation criteria，representative sampling，testing technology.

hydrocarbon source rock；evaluation standard；paleozoic；Zhidan Ganquan area

TE122.1

A

1004－602X（2014）04－0039－06

10.3969／J.ISSN.1004－602X.2014.04.039

2014-10-25

陕西省高水平大学建设专项资金资助项目（2013SXTS03）及延安大学专项科研基金项目（YDK2012－1）资助

崔宏俊（1981—），男，陕西榆林人，延长石油高工。*通讯作者