鄂尔多斯盆地东南部奥陶系烃源岩评价

李 鑫

(中煤科工集团西安研究院有限公司 地质研究所，陕西 西安 710054)



鄂尔多斯盆地东南部奥陶系烃源岩评价

李 鑫

(中煤科工集团西安研究院有限公司 地质研究所，陕西 西安 710054)

鄂尔多斯盆地东南部奥陶系地层烃源岩厚度大，类型多种多样，成熟度高，为了客观认识鄂尔多斯盆地东南部奥陶系地层烃源岩有机质丰度和生烃潜力，通过有机岩石学和有机地球化学相互结合综合分析的方法开展对鄂尔多斯盆地东南部地区奥陶系烃源岩评价研究。结果表明：鄂尔多斯盆地东南部奥陶系发育泥质烃源岩和碳酸盐岩烃源岩，其主要分布在南缘古坳陷和陕北古坳陷；烃源岩残余有机碳平均值0.30%～3.12%；有机质类型主要为Ⅰ-Ⅱ1型；烃源岩热演化程度达到高成熟-过成熟阶段；奥陶系烃源岩在三叠系末(T3y末)进入生气高峰，至侏罗系末(J末)属持续埋藏生气阶段，从晚白垩世开始抬升隆起，生气强度逐渐降低。综合区域地质分析认为，渭北隆起北部与伊陕斜坡南部过渡带在晚古生代沉积后，奥陶系烃源岩埋深一般大于2 500 m，生气时间长，有利于天然气形成，是有利的勘探目标区。

鄂尔多斯盆地；东南部地区；奥陶系；烃源岩

0 引 言

鄂尔多斯盆地古生界天然气资源丰富，90年代初期就发现并探明了下古生界奥陶系碳酸盐岩风化壳气田-靖边大气田，之后发现了一批新的天然气勘探接替区，使鄂尔多斯盆地成为中国天然气勘探与生产的重要基地。鄂尔多斯盆地已经发现的气田和目前勘探的重点基本上都集中在盆地的中北部地区，钻探工作量和研究力量集中于已发现气田外围及周边区域。但是，最近几年天然气的供求态势发生了很大变化，中国对天然气需求出现了快速增长，随着中北部地区天然气勘探程度的不断加深，拓展新领域、寻找后备接替区块已成为社会较为关注的问题之一。第三次全国油气资源评价结果显示，鄂尔多斯盆地南部古生界有1.5×1012m3天然气资源量，勘探前景十分巨大。鄂尔多斯盆地东南部以其较为独特的大地构造位置，复杂的古生代沉积特征，丰富的油气资源前景，以及非常活跃的新构造运动，长期以来为地质学多个学科的专家所重视[1-6]。

烃源岩是石油、天然气的母源，在油气区域地质研究和油气田勘探中具有非常重要的位置。烃源岩评价是油气勘探最重要和最关键的部分。地质体中的有机质具有明显的非均质性[7]，有机岩石学和有机地球化学的有机结合、相互补充已成为有机质研究和烃源岩评价的一个趋势[8-10]。鄂尔多斯盆地奥陶系烃源岩及其生烃潜力是人们普遍关注的一个热点问题，许多研究人员对鄂尔多斯盆地奥陶系海相碳酸盐岩烃源岩母质性质、有机质丰度、成熟度、生烃机制及主控地质因素、生烃性评价等做了大量富有成效的工作。但是，前人的大量研究工作重点在中北部地区，而大面积分布在盆地东南部的奥陶系烃源岩研究和勘探工作程度均相对较低，目前探井少，资料有限[11-17]。为了能更准确的对烃源岩进行评价，应用有机岩石学和有机地球化学相互结合综合分析研究的方法开展对鄂尔多斯盆地东南部地区奥陶系烃源岩评价研究，是拓展天然气勘探新领域、实现天然气勘探战略性转移的重要举措。笔者通过烃源岩地球化学特征，旨在结合生烃能力对盆地东南部奥陶系烃源岩进行评价研究。

1 区域地质概况及烃源岩分布

鄂尔多斯盆地东南部范围北起延安一线，南至渭河，东至黄河，西至庆阳～永寿一线。研究区横跨鄂尔多斯盆地陕北斜坡和渭北隆起2个构造单元。本区奥陶系沉积厚度大，但是相变快，受后期构造抬升和剥蚀影响，残留厚度变化大，其中奥陶系在中央古隆起(庆城-宁县一带)基本剥蚀殆尽，而在延长-延安一带和淳化以南出现2个奥陶系沉积中心，前者奥陶系沉积厚度大于600 m，后者奥陶系沉积厚度超过2 000 m(图1)，二者即为所谓的陕北古坳陷和南缘古坳陷[11]。

根据岩性，奥陶系烃源岩包括2类，即泥质岩烃源岩和碳酸盐岩烃源岩。由于沉积环境的差异，2类烃源岩分布不均衡。从统计的碳酸盐岩烃源岩和泥岩烃源岩厚度看(图2)，烃源岩分布特点与奥陶系地层厚度分布有些类似，即烃源岩主要分布在奥陶系的2个沉积中心，也就是2个古坳陷，其中南缘古坳陷碳酸盐岩烃源岩厚度大于700 m，泥岩烃源岩厚度大于10 m，陕北古坳陷碳酸盐岩烃源岩厚度大于100 m,泥岩烃源岩厚度大于10 m.

2 烃源岩地球化学特征及评价

2.1 有机质丰度

2.1.1 海相烃源岩有机质丰度下限和评价标准

图1 鄂尔多斯盆地东南部奥陶系地层等厚图

国内长期以来对碳酸盐岩作为有效烃源岩的有机碳下限值存在争议，如有的提出为0.05%，有的提出为下限值0.1%[18-21].徐正球通过碳酸盐岩吸附气、酸解气和孔隙溶解气的统计，根据计算认为碳酸盐岩生烃所需有机碳约0.1%，根据热模拟实验认为气源岩的排烃下限值是随成熟度的增加而降低；如RO=1.5%时，残余碳不得低于0.28%，RO=2.6%时，排气下限值可以降低到0.1%以下。

图2 鄂尔多斯盆地东南部奥陶系烃源岩等厚图

大量研究证实烃源岩成熟度影响烃源岩生烃性评价，因此，对于不同成熟度的碳酸盐岩烃源岩有不同的评价标准(表1)。从生烃角度考虑，只要有机碳含量足够保证烃源岩可以生烃并能排烃就

可以是有效烃源岩。根据本地区烃源岩目前处于高成熟—过成熟阶段，采用秦建中的评价标准[21](表1)。

表1 碳酸盐岩烃源岩评价标准Tab.1 Evaluation standards of carbonate source rocks

2.1.2 有机质丰度特征

鄂尔多斯盆地东南部奥陶系烃源岩主要处于高成熟-过成熟阶段，含量较低的氯仿沥青“A”和烃含量HC不适合作为有机质丰度评价参数。本次研究使用有机碳(TOC%)含量作为有机质丰度评价的指标。通过在东南部现场采取的18口天然气探井岩心样和野外露头剖面奥陶系烃源岩样品进行有机碳测试，结合收集的有机碳数据进行分析，结果表明鄂尔多斯盆地东南部奥陶系烃源岩有机碳总体含量偏低，主要集中在0.2%～0.4%之间，有机碳含量峰值为0.2%(图3)。不同层位烃源岩有机碳含量差别较大，马家沟组烃源岩有机碳含量基本分布在0.2%～0.3%；平凉组烃源岩有机碳含量主要分布在0.3%～0.4%，部分烃源岩有机碳高于0.5%(图4)，平凉组烃源岩有机碳含量高于马家沟组。

图3 东南部奥陶系有机碳含量直方图

图4 东南部马家沟组和平凉组有机碳含量频率对比图

2.2 有机质类型

通过对鄂尔多斯盆地东南部奥陶系烃源岩干酪根镜检结果统计表明，干酪根显微组分以无定型为主，含量约占86.22%，壳质组(主要为疑源类)约占0.33%，似镜质组(主要为碳质沥青)占10.66%，惰质组为2.88%.根据干酪根镜检划分的干酪根类型如表2所示，Ⅰ型干酪根占44.66%，Ⅱ1型干酪根占48.54%，二者合计占93.20，Ⅰ型和Ⅱ1型优质干酪根比率略高于全盆地平均水平[11]，该研究成果与前人研究成果基本一致[22]。

表2 鄂尔多斯盆地东南部奥陶系干酪根类型统计表Tab.2 Kerogen type of ordovician source rocks in the southeast Ordos Basin

2.3 干酪根稳定碳同位素

研究表明，即使在过成熟阶段，干酪根的稳定碳同位素仍然是划分干酪根类型的有效手段。前人曾经对此进行过详细研究，并确定了碳酸盐岩烃源岩划分标准。

表3为鄂尔多斯盆地东南部奥陶系泥质烃源岩和碳酸盐岩烃源岩干酪根稳定碳同位素分析结果，可以看出干酪根稳定碳同位素δ13C(‰PDB)基本分布在-30‰～-27‰之间，有机质类型为Ⅰ型。倪春华等研究分析了额耳朵盆地南部平凉组9个碳酸盐岩酸解烃脱附气的δ13C1(‰PDB)，7个样品干酪根碳稳定同位素δ13C(‰PDB)小于-29‰，2个样品干酪根碳稳定同位素δ13C(‰PDB)大于-26‰，反映干酪根有机质类型为腐泥型和腐殖腐泥型。

表3 东南部奥陶系干酪根δ13C分析结果表Tab.3 Results for δ13C of kerogen of ordovician source rocks in the southeast Ordos Basin

2.4 有机质热演化史

因为奥陶纪缺乏镜质组分，因此选定沥青反射率作为有机质成熟度指标，这种指标具有稳定性好、可比性强、容易获取的优点。基于碳酸盐岩有机质演化特征确定了应用沥青反射率(Rob)对油气演化阶段划分的界定值。

鄂尔多斯盆地东南部不同井区奥陶系顶界附近的沥青反射率见表4，Rob值大多分布在1.82%～3.05%，表明鄂尔多斯盆地东南部奥陶系热演化程度普遍达到高过成熟阶段，以产湿气和干气为主。

选择试8井资料探讨鄂尔多斯盆地东南部奥陶系烃源岩热演化史和生烃史，根据试8井地层资料和构造热演化史，在确定奥陶系马家沟组和平凉组沉积至今所经历的不同地史阶段的时间、古地温梯度、地表年平均温度和各时代地层沉积厚度基础上，恢复试8井奥陶系烃源岩在不同地史阶段的埋深和当时的古地温，由此建立了试8井奥陶系烃源岩的时间-埋深-古地温曲线(图5)。

表4 奥陶系沥青反射率Rob统计表Tab.4 Reflectivity of asphalt of ordovician

从图5可以看出，研究区奥陶系烃源岩在T3y末达到最大埋深，其上覆中生代地层遭受剥蚀，现今在渭北隆起一带奥陶系大面积出漏地表，天然气缺乏保存条件。但是，比较而言，渭北隆起北部地区以及与伊陕斜坡南部地区过渡带在晚古生代沉积后，经过填平补齐作用之后至今，奥陶系埋深一般大于2 500 m，属缓慢生气阶段，有利于天然气形成。

3 生烃能力评价

烃源岩生烃热模拟实验是研究和恢复烃源岩在地质历史时期不同热演化阶段生烃特征的常用方法。应用对下奥陶统马家沟组和中奥陶统平凉组海相烃源岩的热模拟产气率，计算出东南部奥陶系的生气强度。奥陶系烃源岩生气强度变化表现为从T2末到J末逐渐增大，到J末生气强度达到最大，为4×108m3/km2，之后生气强度逐渐降低(图6)。

以生烃高峰期生气强度大于2×108m3/km2所圈定的面积为13 933.8 km2，总生气量约11.15×1012m3.该区构造比较复杂，保存条件受到一定影响，但区内的有利圈闭也是有利的勘探目标区块。

图5 试8井奥陶系烃源岩构造-热演化曲线

图6 奥陶系烃源岩不同时期生气强度分布直方图

4 结 论

1) 鄂尔多斯盆地东南部下古生界奥陶系存在2种烃源岩，分别是泥质烃源岩和碳酸盐岩烃源岩。泥质烃源岩存在2个沉积中心，分别是南缘古坳陷和陕北古坳陷，烃源岩有机碳丰度高，残余有机碳平均值0.30%～3.12%，有机质属于腐泥型有机质，主要为Ⅰ-Ⅱ1型有机质类型。有机质演化程度达到高成熟-过成熟阶段，以产湿气和干气为主。按照高演化海相烃源岩的评价标准属于中等烃源岩范畴；

2) 鄂尔多斯盆地东南部奥陶系烃源岩在晚三叠世末期(T3y末)埋藏深度达到最大值，其热演化进入生气高峰阶段，至侏罗系末(J末)处于持续埋藏阶段，从晚白垩世开始抬升隆起。鄂尔多斯盆地东南部渭北隆起东北部与伊陕斜坡东南部过渡带地区奥陶系埋深长期处于深埋藏生气阶段，盖层发育，有利于天然气形成和富集，是鄂尔多斯盆地东南部天然气勘探有利区。

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Evaluation to ordovician hydrocarbon source rocks in the southeast of the Ordos Basin

LI Xin

(GeologicalResearchInstitute,Xi’anResearchInstituteofChinaCoalTechnology&EngineeringGroupCorp,Xi’an710054,China)

The hydrocarbon source rocks of Ordovician strata in the southeast of Ordos Basin are thickness with various types and high maturity.In order to have a more comprehensive understanding of abundance about organic matter and hydrocarbon potential.Ordovician hydrocarbon source rocks in the southeast Ordos Basin.By the comprehensive analysis method which combines organic petrology and organic geochemistry，evaluation study is carried out on Ordovician hydrocarbon source rock in the southeastern region of Ordos Basin.The results show that: the shale source rocks and carbonate source rocks are widely distributed in the southeast Ordos Basin，Mainly distributed in the southern-margin paleo-depression and Shanbei paleo-depression.The average content of remaining organic carbon of source rocks is 0.30 to 3.12%.The organic matter of the source are mainly typeⅠand type Ⅱ1.Thermal evolution of source rocks reach es high maturity-over mature stage.The source rocks of Ordovician was thought to be the phase of gas generation peak at later Triassic Yanchang period,to the end of the Jurassic(J)case of a continuing uplift buried stage.The strata uplift from the Cretaceous sedimentary,with the gas-generation intensity gradually reducding.Comprehensive regional geological analysis indicates，in the norther part of the Weibei uplift and the southern part of the Yishan solpe of the Ordos basin at late Paleozoic,the burial depth of the Ordovician generally exceeds 2 500 m,and the time for gas，generation was long，which are conducive to the formation of natural gas; so the two areas are favorable exploration target.

Ordos Basin;Southeast area;ordovician;source rocks

10.13800/j.cnki.xakjdxxb.2015.0110

1672-9315(2015)01-0056-07

2014-08-10 责任编辑：刘 洁

国家自然科学

基金项目(41402144)；中煤科工集团西安研究院有限公司创新

基金项目(2013XAYFX 003)作者简介：李 鑫(1980-)，男，甘肃张掖人，助理研究员，E-mail:lixin@cctegxian.com

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