吉木萨尔凹陷芦草沟组有效源岩有机碳含量下限分析

匡立春，高 岗，向宝力，王绪龙，王成云，柳广弟

(1.中国石油 新疆油田公司，新疆 克拉玛依 834000； 2.中国石油大学 油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249)

吉木萨尔凹陷芦草沟组有效源岩有机碳含量下限分析

匡立春1，高 岗2，向宝力1，王绪龙1，王成云2，柳广弟2

(1.中国石油 新疆油田公司，新疆 克拉玛依 834000； 2.中国石油大学 油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249)

通过对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷吉174井芦草沟组烃源岩发育与有机地化特征的分析，根据排烃机理，利用可溶有机质转化率、热解S1/w(TOC)参数与有机碳含量的关系，确定了泥岩类烃源岩排烃有机碳含量下限值。总体上，吉174井芦草沟组泥质烃源岩发育，不同岩性泥岩生排烃条件相近，但由于不同岩性泥岩的矿物组成、有机质特征的差异，导致其排烃的有机碳含量下限值有所不同，较纯泥质烃源岩、粉砂质烃源岩、灰质和云质有效烃源岩的有机碳含量下限值分别为2.50%，2.80%，1.45%，1.30%。含碳酸盐的有效烃源岩相对所占比例要高于较纯泥岩和粉砂质泥岩，但都超过了50%。吉174井芦草沟组泥质有效烃源岩发育，有机质丰度下限值明显较高，对油气藏有重要贡献。

有机碳含量下限值；有效烃源岩；吉174井；芦草沟组；吉木萨尔凹陷；准噶尔盆地

吉木萨尔凹陷位于准噶尔盆地东部帐北断褶带以东，凹陷南北宽约30 km，东西长约60 km，面积约为1 500 km2[1-2]。该凹陷是在中石炭统褶皱基底上发展起来的一个西断东超的箕状凹陷(图1)，其周边边界特征明显，西以西地断裂和老庄湾断裂与北三台凸起相接，北以吉木萨尔断裂与沙奇凸起毗邻，南面为三台断裂，向东则表现为一个逐渐抬升的斜坡，最终过渡到古西凸起上。该区经历了海西、印支、燕山、喜马拉雅等多期构造运动。沉积的地层包括石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、第三系及第四系，地层厚度由西向东逐渐变薄[3]。吉174井位于吉木萨尔凹陷东斜坡(图1)。

图1 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷构造与吉174井位置

该井钻遇二叠系芦草沟组及以上地层，其中芦草沟组全井段取心256 m，烃源岩发育，但岩性复杂，以泥岩类为主，对其中可能烃源岩进行了系统的分析测试。但对这种典型湖相泥岩其有效性如何确定还未进行过深入研究，已有的研究主要是对烃源岩有机地化特征进行的分析[4-6]，评价也主要依据的是一般烃源岩的评价标准[7-8]。已有的有关有效烃源岩的研究主要都是从有机质丰度本身进行分析，未充分考虑烃源岩的排烃机理与排烃特征[9-12]。本文将重点以该井为例,依据排烃机理探讨陆相湖泊泥岩的排烃与有机质丰度下限特征。

1 吉174井烃源岩发育特征

吉174井芦草沟组灰色、深灰色、黑色泥岩发育,在泥岩内夹有粉砂岩、泥质粉砂岩、白云岩、灰岩等孔隙性储集层。烃源岩与储集层基本呈一体特征，属于近源自生自储特征。全井段不同岩性荧光显示普遍，泥岩中都有普遍的荧光显示，孔隙性储集层中普遍含油，有的油层厚度仅5 cm，含油性与储集层物性关系最为密切(图2)。泥岩可以分为较纯的泥岩、灰质泥岩、云质泥岩、粉砂质泥岩等，这些不同特征的泥岩普遍都含有机质，但由于沉积环境、物源距离、有机质来源、水体深度等方面的差异，其有机质特征应该存在一定差异。

2 烃源岩基本有机地化特征

不同岩性泥岩的有机碳含量均有较大的分布范围(表1)。灰质泥岩、纯泥岩和粉砂质泥岩的最高有机碳含量都超过了10%，其中灰质泥岩达到了13.86%；云质泥岩含量稍窄，但最低值比较高，为0.77%，最高值为7.09%。有机碳含量均值均在3%以上，纯泥岩最高，其次为灰质泥岩和粉砂质泥岩，云质泥岩最低，但仍高达3.30%。如果不考虑岩性，则各类泥岩综合起来有机碳含量均值也很高，达到3.75%。不同岩性泥岩的氯仿沥青“A”含量也较高，均值都在0.25%以上，云质泥岩最低，但均值也高达0.273 7%；各类泥岩均值高达0.476 5%。热解S1+S2均值也都很高，最低的云质泥岩均值也高达12.48 mg/g。各类泥岩综合起来S1+S2均值也高达15.70mg/g。

表1 吉木萨尔凹陷芦草沟组不同泥岩有机质丰度统计

图2 吉木萨尔凹陷吉174井有机地化综合柱状图

图3 吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩有机地化特征

可见，不同岩性泥岩均具有较高的有机质丰度，按照传统的烃源岩有机质丰度评价标准[6-7]，多达到了较好—好烃源岩水平。

烃源岩母质类型总体较好，具有倾油特征(图3)。热解参数似乎显示了较多的Ⅰ型有机质，其次为混合型(图3a)，但干酪根元素组成与碳同位素组成显示了混合型为主的特点，部分I型和少量Ⅲ型(图3b,c)。其中干酪根碳同位素组成显示的有机质类型对不同岩性还是有一定差异，较纯泥岩的母质类型以Ⅱ1型为主，有少量的Ⅰ型与Ⅱ2型母质；云质泥岩也显示了类似的母质类型分布特征；灰质泥岩具有混合型母质类型特征；粉砂质泥岩的类型分布广，各种类型均有，但仍以Ⅱ1型为主，少量的Ⅲ型(图3c)。这在一定程度上说明了粉砂质泥岩水动力、物源、有机质类型多变，这与之相对较复杂的沉积条件是一致的。根据测试结果，烃源岩Ro主要分布在0.78%～0.95%之间，总体分布较为集中；热解Tmax主要分布在430～460℃之间，主峰在450 ℃左右。可溶有机质转化率(氯仿沥青“A”/w(TOC))分布在0.8%～60%之间，主要分布在4%～12%之间(图4a)，相应的代表相对于有机碳的已生烃量参数S1/w(TOC)与可溶有机质转化率之间有较好的相关关系，其值基本都在4 mg/g以上分布，个别最高超过200 mg/g，主峰在4～20 mg/g之间(图4a)。所以，综合分析，烃源岩热演化主要处于成熟演化阶段，以生液态石油为主。已有的数据显示生油高峰对应的Ro大致在0.85%～0.90%之间(图4b,c)。

图4 吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩热解S1/w(TOC)-“A”/w(TOC) -Ro的相关关系

3 烃源岩排烃特征与有机质含量下限值分析

前面的分析表明，吉174井芦草沟组泥岩已经达到了生油阶段。由于烃源岩内各种矿物成分与固体干酪根的存在，其生成的石油不可能全部排出，总有一部分要残留于烃源岩中，即烃源岩有一定的饱和吸附烃量，只有生成的烃类含量超过了饱和吸附量才能有多余的烃类排出。氯仿沥青“A”与热解S1就代表了烃源岩内残留的烃类。在成熟度大体相近时，如果不排烃，则烃源岩内的石油会随有机碳含量增加而不断增多，烃类含量将与有机碳含量呈线性关系。但当生成的烃类含量超过饱和吸附量时，多余的烃类就将排出烃源岩。烃源岩沥青“A”/w(TOC)和热解S1/w(TOC)代表了单位有机碳对应的已生烃量。图5显示了这2个参数未见线性关系，而是随有机碳含量增加出现了峰值，在峰值之后，沥青“A”/w(TOC)和热解S1/w(TOC)随有机碳含量增加未持续明显增加，而是降低了，降低的部分表示有烃类排出烃源岩了。峰值对应的TOC含量应大致为排烃的有机碳含量下限值。有机碳含量较低、相对生烃量较高的数据点则代表了外来运移烃的可能影响。

如果将图5按岩性不同作图，则峰值与TOC含量下限值分布更清晰(图6)。依据沥青“A”/w(TOC)

图5 吉木萨尔凹陷吉174井芦草沟组泥岩类相对生烃量参数与TOC关系

图6 吉木萨尔凹陷芦草沟组不同岩性泥岩相对生烃量参数-TOC关系

岩性TOC含量下限值/%沥青“A”/w(TOC)确定S1/w(TOC)确定平均值泥岩2.702.302.50粉砂质泥岩3.302.302.80灰质泥岩1.601.301.45云质泥岩1.301.301.30

和热解S1/w(TOC)确定有机碳含量下限值有一定差异，前者确定的下限值略高于后者，取均值作为排烃的有机碳含量下限值(表2)。其中较纯泥岩与粉砂质泥岩相比，有机碳含量下限值稍低，为2.50%，后者稍高，为2.80%，这应该与较纯泥岩沉积水体相对更深、水生生物母质贡献相对较大、生烃潜力较高有关；粉砂质泥岩母质类型稍差，生成相同量的烃就需相对更多的有机碳含量。灰质与云质泥岩下限值更低，分别为1.45%和1.40%，这主要是由于碳酸盐与黏土矿物相比，吸附性要弱，在相近条件下，碳酸盐含量高，满足饱和吸附的烃量相对要低，因而需要的有机碳含量就要低一些；而黏土矿物含量高，满足饱和吸附的烃量相对就要高，因而需要的有机碳含量就要高一些。

依据上述的有机碳含量下限值，根据有机碳含量分布特征确定较纯泥岩有57%的样品达到了有效烃源岩标准，粉砂质泥岩有56%的样品可以作为有效烃源岩，灰质泥岩为66%，云质泥岩为77%。可见不同岩性泥岩的样品有效烃源岩达标率有一定差异，应该与生排烃特征的差异有关。

4 结论与认识

吉174井芦草沟组烃源岩以泥岩为主，不同岩性泥岩母质类型与成熟度相近，有相近的生排烃条件。依据可溶有机质转化率、热解S1/w(TOC)参数可以较好地确定烃源岩排烃的有机碳含量下限值，据此确定较纯、粉砂质、灰质、云质泥质有效烃源岩的有机碳含量下限值分别为2.50%，2.80%，1.45%，1.30%。含碳酸盐的有效烃源岩相对所占比例要高于较纯泥岩和粉砂质泥岩，均超过了50%。总之，吉174井有较多的有效烃源岩分布。

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(编辑 徐文明)

Lowest limit of organic carbon content in effective source rocks from Lucaogou Formation in Jimusar Sag

Kuang Lichun1, Gao Gang2, Xiang Baoli1, Wang Xulong1, Wang Chengyun2, Liu Guangdi2

(1.XinjiangOilFieldCompany,PetroChina,Karamay,Xinjiang834000,China;2.StateKeyLaboratoryofPetroleumResourceandProspecting,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China)

The generation and organic geochemical features of source rocks from the Lucaogou Formation in Ji174 well area in the Jimusar Sag of the Junggar Basin were studied. According to hydrocarbon expulsion laws as well as the relationships between soluble organic matter transformation rate, pyrolysisS1/w(TOC) and organic carbon content, the lowest limit of organic carbon content for hydrocarbon expulsion in lutaceous source rocks was determined. In the Lucaogou Formation in Ji174 well area, lutaceous source rocks developed well, and their hydrocarbon generation conditions were similar even though the lithology was various. Due to the differences in mineral compositions and organic matter characteristics, the lowest limit of organic carbon content for hydrocarbon expulsion was different. For pure lutaceous, silty, calcareous and dolomite source rocks, the lowest limits were 2.50%,2.80%,1.45% and 1.30%, respectively. The carbonate-containing effective source rocks took larger proportions than pure and silty mudstones, all over 50%. It was concluded that in the Lucaogou Formation in Ji174 well area, lutaceous effective source rocks were well-developed, and the lowest limits of organic carbon content were higher, which were favorable for hydrocarbon reservoirs.

lowest limit of organic carbon content; effective source rock; Ji174 well; Lucaogou Formation; Jimusar Sag; Junggar Basin

1001-6112(2014)02-0224-06

10.11781/sysydz201402224

2013-02-02；

2014-02-22。

匡立春(1962—)，男，博士，教授级高级工程师，从事石油地质综合研究及油气勘探、科研管理工作。E-mail: klc@petrochina.com.cn。

全国油气资源战略选区调查与评价专项“西北区页岩气资源调查评价与选区”子项目 (14B12XQ150903)资助。

TE122.1+1

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