沁水盆地石炭-二叠煤系地层烃源岩特征及生烃有利区评价

尹　帅, 丁文龙, 胡秋嘉,

刘建军5, 梅永贵6, 刘　忠6

(1.中国地质大学 能源学院，北京 100083；

2.海相储层演化与油气富集机理教育部重点实验室，北京 100083；

3.页岩气资源战略评价国土资源部重点实验室，北京 100083;

4.华北油田长治煤层气勘探开发分公司，山西 长治 046000；

5.中国石油华北油田分公司勘探开发研究院，河北 任丘 062552;

6.中国石油山西煤层气勘探开发分公司，山西 晋城 048000)



沁水盆地石炭-二叠煤系地层烃源岩特征及生烃有利区评价

尹帅1,2,3, 丁文龙1,2,3, 胡秋嘉4,

刘建军5, 梅永贵6, 刘忠6

(1.中国地质大学 能源学院，北京 100083；

2.海相储层演化与油气富集机理教育部重点实验室，北京 100083；

3.页岩气资源战略评价国土资源部重点实验室，北京 100083;

4.华北油田长治煤层气勘探开发分公司，山西 长治 046000；

5.中国石油华北油田分公司勘探开发研究院，河北 任丘 062552;

6.中国石油山西煤层气勘探开发分公司，山西 晋城 048000)

[摘要]对山西沁水盆地石炭-二叠煤系地层烃源岩的有机地化资料进行分析总结。结果表明，山西组和太原组煤岩样品显微组分以镜质组为主，其次为惰质组，稳定组分(壳质组+腐泥组)的质量分数一般低于11.2%；干酪根H/C原子比主要集中在0.20~0.85，O/C原子比主要集中在0.02~0.10，属高演化Ⅲ型有机质；煤岩碳同位素普遍偏重，为-23‰～-25.6‰；沥青“A”中，饱和烃的质量分数大多数<25%，芳烃为11%～58%，饱/芳比值一般为<0.4。煤系泥岩显微组分以镜质组为主，其次是惰质组，壳质组较低；H/C原子比主要在0.25~0.75，O/C原子比主要在0.03~0.20，属高演化Ⅲ型有机质，小部分属于Ⅱ2型有机质；碳同位素偏重，为-23.5‰～-25.9‰，饱和烃质量分数<25%，大部分<20%。太原组灰岩以Ⅱ2型干酪根为主，碳同位素轻于山西组及太原组煤岩及泥岩，主要在-26.0‰～-30.0‰。制定了适合沁水盆地煤系地层中煤岩和泥岩的生烃潜力评价标准，对烃源岩有利生烃区进行评价。综合认为，沁水盆地山西组煤岩总体上是中等-好烃源岩，以盆地两翼为好，中部和南部为中等-差烃源岩；太原组煤岩总体上为中等-好烃源岩，两翼大部分为好烃源岩，沁县-祁县-榆次-榆社一带以及南部地区为差-中等烃源岩；沁水盆地山西组泥岩总体上为中等偏差的烃源岩，只有西部部分地区为好烃源岩，盆地中部地区烃源岩生烃潜力比两翼差；太原组泥岩总体上为中等偏差的烃源岩，西部局部地区为好烃源岩，盆地边缘比盆地中央的生烃潜力稍大一些。

[关键词]沁水盆地；煤系地层；山西组；太原组；烃源岩；生烃有利区；评价

沁水盆地位于山西省南部，是一个近于南北走向的大型复式向斜盆地，四周均为隆起所环绕。其东面为太行山隆起，西面为吕梁山隆起，南面为中条山隆起，北面为五台山隆起，整体覆盖面积约为36 000 km2，是华北地区古生界石炭-二叠系保存最完整、连片面积最大、构造相对复杂、埋藏深度最适中的一个含煤区。

沁水盆地古生界油气勘探起始于20世纪50年代，主要勘探开发历程可以划分为5个阶段：①(1957—1975年)古生界石油地质普查阶段；②(1975—1979年)晋中断陷石油普查阶段；③(1982—1987年)上古生界煤成气普查阶段；④(1994—2004年)煤层气先导性开发试验基地建设阶段；⑤(2005年至今)煤层气大规模勘探开发阶段。自2005年以来，沁水盆地古生界煤层气勘探开发实现突破性进展，盆地南部已经实现煤层气的规模开发，标志着中国第一个数字化、规模化煤层气田示范工程基地的成功建成[1]。于此同时，人们发现沁水盆地煤系地层作为一个整体含气系统，在煤成气方面有望实现新的突破[2]。如目前在该盆地钻至古生界的石油探井15口，总进尺约15 157 m，多数井砂岩层均见气泡或气测异常，部分井获得了工业气流。将沁水盆地煤系地层作为一个整体进行研究，对煤系气进行深入、全面、细致解剖，对提高天然气富集规律认识及天然气勘探成功率方面能起到极大的促进作用。

沁水盆地煤系地层含有多种类型烃源岩[3]，烃源岩的性质及分布特征能在一定程度上影响煤系气的分布及聚集[4]。因此，加强沁水盆地煤系地层各类烃源岩特征研究及生烃有利区评价研究，对系统总结煤系气富集规律、指导煤系气勘探开发及寻找甜点区等方面意义重大[5]。本文通过对收集的大量有关沁水盆地石炭-二叠煤系地层烃源岩的有机地化特征资料进行分析总结，对各类烃源岩特征及生烃有利区进行评价，为沁水盆地煤系气勘探开发提供参考。

1主要烃源岩分布特征

沁水盆地含煤地层主要为石炭-二叠系，主要岩性有粉砂岩、砂岩、粉砂质泥岩、泥页岩、灰岩及煤岩(共含煤16层)。上二叠统太原组和下石炭统山西组为主要煤系地层，煤系地层中主要烃源岩的岩性为煤岩、泥岩及灰岩。

1.1太原组烃源岩

1.1.1煤岩

太原组煤系地层厚68.28~140.64 m，含煤4~14层，由下至上有16#、15#、13#、12#、11#、10#、9#、8#、7#及6#煤层，煤层埋藏深度一般小于2.5 km。下部15#煤层厚度大，在盆地内横向分布稳定，厚度一般为2~18 m，总体上具有北厚南薄的特点。受控于古构造格局和古环境及盆地沉降速度，15#煤层在盆地内有2个厚煤区，分别是介休-文水-交城-祁县地区(最厚可达19 m)，榆社-寿阳-阳泉地区(最厚可达12 m以上)；盆地南部的安泽-屯留-长治一带煤层较薄，只有2 m左右。

受太行山抬升挤压作用影响[6]，盆地的东部地区煤层倾角较大，而西部和南部倾角较小；在盆地的周缘煤层出露，现开采的煤层埋深大多数<1 km，在沁县-榆社-太古一带埋深达到最大(约2 km)，在安泽等广大的南部地区埋深在0.5~1.5 km，北部的阳泉-寿阳-榆次一带埋深普遍<1.5 km。15#煤体结构复杂，含1~5层夹矸，分叉现象明显，在阳泉地区分为15#上和15#下2层，在潞安和阳城北部地区又分为15#上、15#中、15#下3层。

1.1.2泥岩

太原组煤系泥岩厚度为10~60 m，有2个泥岩沉积较厚的地区，分别是阳泉地区(最厚>50 m)、左权-武乡-襄垣一线以东地区(最厚>60 m)。整体上看，从东到西、从东北到西南呈变薄的趋势，在南部阳城地区最小(<10 m)，霍山隆起周缘不足30 m，榆次-祁县一带只有25 m左右。太原组煤系泥岩埋深为0~2 km，在沁县-武乡-榆社一带以及其西北地区埋深>2 km；南部地区埋深较浅，倾角较缓；中部和西部以及背部倾角比南部稍陡。

1.1.3灰岩

太原组灰岩在全区分布较稳定，厚度5~30 m。总体上，北部较厚，南部较薄，其中阳泉-榆次-榆社一带最厚可达30 m以上。

1.2山西组烃源岩

1.2.1煤岩

山西组煤系地层厚度变化趋势为北厚南薄，以K7灰岩与太原组分界，上界为K4砂岩之底。含煤2~7层，总厚度0.25~11.51 m，平均为4.9 m，由下至上有5#、4#、3#、2#及1#煤层，3#为主煤层。3#煤层厚度较大，厚度一般为1~8 m，总体上北部与中南部煤层较厚，连续性好；盆地西南部煤层较薄。有3个厚煤区，分别是小虎峪-太原-清徐地区，最厚可达8 m以上；寿阳地区最厚可达7 m以上；中南部襄垣-屯留-长治-潞城地区最厚可达7 m以上。煤体结构复杂，夹矸最多的地方可达5~6层，一般2~3层。

山西组煤层在沁水盆地四周及霍山隆起区均有露头，埋深整体上以东北部-东部-东南部相对较浅，中部较深，从周边煤层露头线至盆地中心煤层埋深渐趋增大。例如盆地东北部的寿阳、阳泉地区3#煤层埋深一般<600 m；屯留、长子地区煤层埋深一般在600~800 m；东南部广大地区煤层埋深<1.5 km；西北部西山地区埋深<800 m；祁县、太古一带由于大型断层的作用埋深普遍超过3 km，越往西埋深越大，逐渐增加到>4.5 km；清徐一带煤层埋深超过5 km。

1.2.2泥岩

山西组煤系泥岩厚度在20~90 m，有2个泥岩沉积较厚的地区，分别是阳泉地区(最厚>90 m)、武乡-沁县-襄垣地区(最厚>70 m)；太原、阳城-沁水地区较薄，只有20~30 m。整体上看北部厚南部薄，东边厚西边薄。山西组煤系泥岩埋深比太原组约浅100 m，主要为0~2 km，在沁县-武乡-榆社一线以及其西北地区埋深超过2 km，南部地区埋藏较浅、倾角较缓，中部和西部以及背部倾角比南部稍陡。

1.2.3灰岩

山西组灰岩仅分布于沁水盆地南部，厚度较薄，一般不足10 m。因此沁水盆地石炭-二叠煤系地层中灰岩类型烃源岩主要位于太原组。

2烃(气)源岩有机地化特征

有机质丰度是烃源岩油气生成的物质基础，其值大小直接影响油气资源前景及勘探规模评价[7]。有机质丰度通常用有机碳(TOC)、氯仿沥青A、总烃(HC)、热解生烃潜量(PG，PG=S1+S2)等地球化学参数来表示[8]。如表1所示，沁水盆地C-P煤岩总体上有机碳含量高，山西组、太原组煤岩的有机碳质量分数(wTOC)一般为60%~80%，山西组、太原组泥岩多数wTOC>1.5%，表中数据格式为“最小值~最大值/平均值(样品数)”。太原组灰岩多数wTOC>0.5%；沥青A、总烃、热解生烃潜量普遍较低，这主要与研究区高的热演化程度和腐殖型有机质有关[9]。

表1　沁水盆地气源岩有机质丰度

从单井解释的有机地球化学剖面综合图(图1)中也可以看出，山西组和太原组煤系地层气源岩具有一定非均质性，不同地化指标具有各自的特征，总体上反映出高有机碳含量、低沥青A含量及高热演化程度等特征。

有机质类型是烃源岩质量的一个重要指标，对烃源岩的生烃能力有较大影响[10]。沁水盆地山西组和太原组煤岩样品显微组分以镜质组为主，其次为惰质组；稳定组分(壳质组+腐泥组)含量低，一般质量分数<11.2%(图2)。在干酪根元素组成上，H/C原子比主要在0.20~0.85，O/C原子比主要在0.02~0.10，属于高演化的Ⅲ型有机质范围(图3)。

稳定碳同位素δ13C组成主要受陆源和海洋来源有机质沉积的相对贡献率的影响[11]。由于沉积过程中的分馏效应，不同环境下植物吸收的碳源存在差异，使有机碳的同位素分析可用来评估沉积物的沉积环境为海相还是陆相[12]。陆相烃源岩干酪根的δ13C一般在-30‰～-20‰。随着干酪根从Ⅰ型过渡到Ⅲ型，含氢指数逐渐降低，δ13C值往往会不断加重[11]。从碳同位素分析(图4)可知，沁水盆地煤岩的碳同位素普遍偏重，为-23‰～-25.6‰；沥青“A”中，饱和烃的质量分数大多数<25%，芳烃为11%～58%，饱/芳比值比较低(<0.4)。这些特征表明其有机质的来源以陆源输入占主导。

图1　沁水盆地中部介4井有机地球化学剖面图Fig.1　Organic geochemical profile of Well Jie 4 in the central area of the Qinshui basin

图2　沁水盆地源岩显微组分与有机质类型Fig.2　Maceral and the organic matter type of the source rocks in the Qinshui basin

图3　煤岩元素与有机质类型Fig.3　Coal rock element analysis result and organic matter type

图4　沁水盆地煤系源岩样品饱和烃含量、碳同位素与有机质类型Fig.4　The saturated hydrocarbon content, the carbon isotope value and the organic matter type of the coal measures source rock samples in the Qinshui basin

沁水盆地山西组和太原组煤系泥岩显微组分均以镜质组为主，其次是惰质组，壳质组较少，大部分属于Ⅲ类干酪根，小部分属于Ⅱ2型干酪根(图2)；元素分析显示，H/C原子比主要集中在0.25~0.75，O/C原子比主要集中在0.03~0.20，属于高演化的Ⅲ型有机质，小部分属于Ⅱ型有机质(图2、图3)。

碳同位素分析表明(图4)，沁水盆地煤系泥岩的碳同位素偏重，为-23.5‰～-25.9‰；饱和烃的质量分数<25%，大部分<20%。

太原组灰岩以Ⅱ2型干酪根为主，碳同位素轻于山西组及太原组煤岩及泥岩，主要分布在-26.0‰～-30.0‰(图4)。

3烃(气)源岩热演化程度特征

从沁水盆地石炭-二叠纪煤系地层气源岩热演化测试数据统计演化来看，有机质热演化程度主要有“两高四低”的特征(表2)：高镜质组反射率(Ro)、高热解峰温(tmax)、低挥发分、低H/C原子比、低氢指数(IH)、低生烃潜量(S1+S2)。沁水盆地多数地区C-P煤系地层气源岩已达到高-过熟阶段，在阳泉、阳城、晋城一带成熟度最高，Ro>2.5%；霍山以西成熟度最低，Ro为0.7%~1.25%；盆地里Ro一般为2.0%~2.5%；盆地东翼左权到襄垣Ro为1.5%~2.0%。

从表2可以看出，各类岩性测试结果离散度较大，以热解峰温(tmax)为例，各类岩性离散度几乎都在100℃左右。如此大的离散度与样品较低的氢指数有关。一般来说，从Ⅰ型干酪根到Ⅲ型干酪根，有机质的结构复杂性程度逐渐增加，tmax的变化范围逐渐由窄变宽[13]。例如也门共和国Maslia盆地上侏罗统Madbi页岩[10]的干酪根类型为Ⅰ型，氢指数为30%~80%，其tmax分布范围极为狭窄，仅为430~438℃。因此，测试的沁水盆地煤系地层气源岩较大的热演化参数变化范围也能证明其干酪根属Ⅲ型。

3.1煤岩

沁水盆地山西组和太原组煤系地层广泛发育煤层[14]，有无烟煤、贫煤、瘦煤、肥煤等不同煤种(图5)。盆地多数地区已达到瘦煤-贫煤-无烟煤，在阳泉、阳城、晋城一带多达到无烟煤；盆地的西部热演化程度较低，有气煤、肥煤分布。

山西组煤层(以3#煤为主)Ro普遍较高，一般为1.8%~3.8%。Ro的平面分布总体上南高北低，有2个高值区，分别是交城-祁县-太谷-表中数据格式为“最小值~最大值/平均值(样品数)”。

表2　沁水盆地煤系地层气源岩热演化程度

图5　沁水盆地山西组3#煤层(A)及太原组15#煤层(B)煤种分布图Fig.5　The rock type distribution figure of the 3# coal seam (A) in Shanxi Group and the 15# coal seam (B) in Taiyuan Group

清徐地区(Ro最高可达3.2%以上)、阳城-晋城-沁水地区(Ro最高可达3.8%以上)。tmax值从420~550℃，总体上盆地周缘tmax值低于盆地内部，在太古-榆社一带和南部晋城-阳城-高平一带最高可达550℃，盆地的西北部交城-小虎峪一带、霍山隆起西缘以及左权-襄垣一带最低为420~450℃。

太原组煤岩(以15#煤为主)处于高熟-过熟阶段，Ro一般为1.6%~4.0%。Ro的平面分布总体上南高北低，盆地中心高两翼低；南部煤层Ro普遍>3.0%，阳城-晋城地区最高可达4.0%以上；交城-祁县-太谷-清徐地区Ro>3.0%，最高可达3.6%以上。tmax值为450~550℃，总体上与山西组类似，盆地周缘值低于盆地内部，在太古-榆社一带和南部晋城-阳城-高平一带最高可达550℃，盆地的西北部交城-小虎峪一带、霍山隆起西缘以及左权-襄垣一带最低，为450~ 480℃。

3.2煤系泥岩

沁水盆地山西组煤系泥岩的Ro值大部分在1.6%~3.0%，处于高成熟-过成熟阶段，总体上Ro呈现出“南部与东北部高值(东北部阳泉最高可达2.76%、南部阳城-晋城大于3.0%)、盆地中心高、两翼低”的特点。tmax值范围为447~550℃，平均约510℃，总体上是盆地边缘比盆地中心低，南部地区和北部地区偏高，西北地区和霍山隆起西缘最低(约为450℃)。

沁水盆地太原组煤系泥岩大部分Ro分布在1.8%~4.0%，处于高成熟-过成熟阶段。总体上Ro值呈南高北低、盆地中心高、两翼低的特点，有2个高热演化地区，分别是榆次-太谷-榆社一带(Ro最高可达3.4%以上)、沁水-阳城-晋城地区(Ro最高可达4%以上)。tmax值范围在447~ 550℃，平均约503℃，总体上与山西组类似，盆地边缘比盆地中心低，南部地区和北部地区偏高，西北地区和霍山隆起西缘最低(为447℃)。

3.3煤系灰岩

沁水盆地太原组灰岩Ro值为1.42%~2.57%，平均约1.96%，西北部小虎峪和交城地区、盆地东部边缘和霍山隆起西缘Ro值最低，盆地中心和盆地的南部阳城-晋城地区Ro值高，南部晋城、阳城、高平一带最高(可达2.6%)。tmax值为456~ 550℃，平均约504℃，属于高成熟-过成熟阶段。

3.4热演化史

沁水盆地C-P煤系地层各井揭示的源岩(煤和泥岩)的Ro值与埋深之间存在正相关性，随埋深的增加，煤系源岩Ro值相应增大，tmax值也有增大趋势。自进入三叠纪后，沁水盆地不同地区煤系源岩由于埋深、地温梯度、变质作用等的变化，其Ro值各不相同，表现出不同地区煤系源岩的热演化史存在差异[3,15]。埋藏史模式主要为“V”字形或“W”字形曲线(图6)，不同地区埋藏史曲线具有一定的差异，并且太原组煤层在不同地区经历过不同的受热温度。

沁水盆地太原组煤层受热演化史揭示出煤系地层经历的热演化史大致可表现为4个阶段(图6)：(1)石炭纪-晚三叠世，缓慢增温阶段，地温梯度正常，快速埋藏。(2)早侏罗世-中侏罗世，温度波动阶段，埋深稳定或波动。(3)晚侏罗世-早白垩世，异常高地温阶段，燕山期岩浆活动期，埋深显著减小。(4)晚白垩世-至今，温度降低阶段，地热梯度正常，埋深减小或增大。

在地质时期，沁水盆地石炭-二叠系煤系源岩Ro演化史具有不均衡性(图6)。二叠纪末，整个盆地Ro为0.5%左右；三叠纪末，盆地内Ro达到0.9%~1.9%；中生代末，沁水盆地不同地区Ro有差异，出现2个高值区(Ro>2.5%)；现今，Ro值呈现“南北高、两翼低”的热演化特点。沁水盆地C-P煤系源岩样品的流体包裹体均一温度分布有2组峰值区间，分别为100～150℃和180～220℃(图7)，大致对应地质历史时期的2次生排烃阶段：三叠纪末-早侏罗世和晚侏罗世-早白垩世。

4烃(气)源岩生烃潜力评价标准

关于煤系气源岩的评价标准，前人已经做过较多工作[16-24]。与一般的湖相和海相源岩相比[25-28]，煤系地层的有机碳含量普遍较高，煤岩和碳质泥岩有机碳含量不是决定其生烃能力的主要指标。如图8所示，沁水盆地石炭-二叠系煤系源岩的氢指数(IH)、热解生烃潜量(PG)、氯仿沥青A和总烃含量(HC)明显低于西北含煤盆地侏罗系煤系源岩，这种差异主要是其热演化程度不同所致。

图6　沁水盆地C-P煤层受热及Ro演化史图Fig.6　The thermal and Ro evolution history of C-P coal seam in the Qinshui basin

图7　沁水盆地煤系源岩流体包裹体均一温度分布直方图Fig.7　The distribution histogram of the fluid inclusion homogenization temperature in the coal measures source rocks from the Qinshui basin

要评价沁水盆地煤系气源岩的生烃能力，必须建立一套针对高演化煤系气源岩的生烃潜力评价标准。岩石热解参数中生烃潜量与氢指数能够较好地反映烃源岩的生烃能力，可以通过建立二者的对应关系，结合实际情况划分不同的生烃级别。如图9所示，煤岩生烃潜量(质量分数)<10‰，并且氢指数<20‰的可视为非烃源岩；生烃潜量(质量分数)为10‰~15‰，并且氢指数为20‰~30‰的煤可视为差烃源岩；生烃潜量(质量分数)为15‰~20‰，并且氢指数为30‰~45‰的煤可视为中等烃源岩；生烃潜量(质量分数)>20‰，并且氢指数>45‰的煤可视为好烃源岩。

同理，泥岩生烃潜量(质量分数)<0.1‰，氢指数<5‰的可视为非烃源岩；生烃潜量(质量分数)为0.1‰~0.5‰，氢指数为5‰~15‰的泥岩可视为差烃源岩；生烃潜量(质量分数)为0.5‰~1.0‰，氢指数为15‰~20‰的泥岩可视为中等烃源岩；生烃潜量(质量分数)>1.0‰，氢指数>20‰的泥岩可视为好烃源岩。

南华北盆地是发育于中国东部的一个大型叠合盆地[29]，与沁水盆地类似，盆地内石炭-二叠系煤系烃源岩分布广泛[30]。因此本文对这2个盆地的石炭-二叠系煤系烃源岩特征进行对比。

2个盆地煤系地层煤岩有机质丰度参数关系见图10。可以看出，煤系地层煤岩的有机碳含量往往与氯仿沥青A、生烃潜量、总烃含量及氢指数之间均具有一定正相关性。但对于这2个盆地而言，煤系地层煤岩有机碳含量与这几个参数间的线性相关性具有一定差异。即在相同wTOC条件下，与南华北盆地相比，沁水盆地的氯仿沥青A、生烃潜量、总烃含量及氢指数值约小一个数量级。如当煤系地层煤岩的wTOC为70%时，对应南华北盆地煤岩氯仿沥青A值(质量分数)为1.2%左右，而沁水盆地煤岩的氯仿沥青A值(质量分数)约为0.045%；南华北盆地煤岩生烃潜量值(质量分数)约为110‰，而沁水盆地煤岩的生烃潜量值(质量分数)约为18‰；南华北盆地煤岩的总烃含量(质量分数)为2.7‰左右，而沁水盆地煤岩则为0.450‰左右；南华北盆地煤岩的氢指数约为140‰，而沁水盆地煤岩的氢指数约为12‰。

图8　沁水盆地与西北地区部分盆地煤系源岩有机质丰度参数关系图Fig.8　Organic matter abundance parameter diagram of the coal measures source rocks in the Qinshui basin and the basins in the Northwest China

图9　沁水盆地煤与泥岩热解参数划分生烃级别图Fig.9　The hydrocarbon-generating degree figure divided using the pyrolysis parameters of coal and mudstone in the Qinshui basin

图10　沁水盆地与南华北盆地石炭-二叠系煤岩有机质丰度参数关系图Fig.10　Organic matter abundance parameter diagram of the Permo-carboniferous coal rocks in Qinshui basin and Nanhuabei basin

图11　沁水盆地与南华北盆地石炭-二叠系煤系泥岩有机质丰度参数关系图Fig.11　Organic matter abundance parameter diagram of the Permo-carboniferous coal measures mudstone in Qinshui basin and Nanhuabei basin

对于煤系泥岩(图11)，两个盆地测试样品有机碳含量与氯仿沥青A、生烃潜量、总烃含量及氢指数之间亦具有一定正相关性。同时可以发现，当煤系泥岩的wTOC为7.5%时，对应南华北盆地氯仿沥青A的质量分数为0.15%左右，而沁水盆地煤系泥岩的氯仿沥青A值的质量分数约为0.002%，与南华北盆地相差一个数量级。煤系泥岩wTOC为1%时，南华北盆地生烃潜量值(质量分数)约为1‰，而沁水盆地煤系泥岩的生烃潜量值(质量分数)约为0.5‰，约为南华北盆地的一半。当煤系泥岩的wTOC为7.5%时，南华北盆地泥岩的总烃含量(质量分数)为0.11‰左右，而沁水盆地泥岩约为0.06‰，几乎是南华北盆地的一半。当煤系泥岩的wTOC为7.5%时，南华北盆地泥岩的氢指数约为30‰，而沁水盆地泥岩的氢指数约为5‰，二者相差一个数量级。

由此可见，评价沁水盆地石炭-二叠系煤系气源岩的生烃潜力，不能简单套用前人的煤系源岩生烃潜力评价标准。参考前人关于煤系气源岩生烃潜力的评价标准[16-24]：石油天然气行业标准(1995)、刘德汉等(1987)、黄第藩等(1990，1995)、陈建平等(1997)，并考虑到沁水盆地石炭-二叠系煤系气源岩高热演化程度，初步提出了沁水盆地煤系气源岩的生烃潜力评价标准(表3、表4)。与前人的标准相比，非烃源岩-好烃源岩的氯仿沥青A、总烃含量、氢指数、热解生烃潜量等降低约一个数量级。

表3　沁水盆地煤系煤岩生烃潜力评价标准

5有利生烃区评价

5.1煤岩

根据上述评价标准，对沁水盆地煤岩进行评价。山西组煤有机碳质量分数大部分都高于70%，盆地中央比两翼含量稍高；氯仿沥青A的质量分数以盆地西翼最高，霍山及文水-交城以西最高(>2.5%)，其次是东部(最大超过0.1%)，盆地中央及南部含量低；生烃潜量(质量分数)西部地区最高超过100‰，东部最大值为80‰，盆地中央及南部阳城-晋城地区只有不到5‰。综合研究认为，沁水盆地山西组煤岩总体上是中等-好烃源岩。单从有机质丰度来看，以盆地两翼为好，中部和南部为中等-差烃源岩。

沁水盆地太原组煤有机碳质量分数为60%~80%，盆地中央比盆地边缘偏低；氯仿沥青A质量分数在西部最高可达2.5%，南部地区只有不到0.05%，中部地区更低，只有0.01%左右；生烃潜量(质量分数)南部与中部地区只有不到5‰，东部地区最大可达80‰，西部交城-文水-霍山一线以西可达120‰~160‰。综合评价认为，太原组煤岩总体上为中等-好烃源岩，两翼大部分为好烃源岩，沁县-祁县-榆次-榆社一带以及南部地区为差-中等烃源岩。

5.2煤系泥岩

沁水盆地山西组泥岩有机碳质量分数盆地中央相对周边高，中北部最高超过4.5%，中南部为2.0%~2.5%，盆地周缘含量较低；氯仿沥青A的质量分数在中北部与南部晋城-阳城地区含量低，一般小于0.005%，东部地区>0.1%，盆地西翼一般为0.05%~0.1%；生烃潜量(质量分数)表现为盆地南部<10‰，东部与中部地区一般低于20‰,而盆地西部地区含量最高超过50‰。综合分析认为，沁水盆地山西组泥岩总体上为中等偏差的烃源岩，只有西部部分地区为好烃源岩，盆地中部地区烃源岩生烃潜力比两翼差。

沁水盆地太原组泥岩有机碳质量分数：中北部大部分地区>3%，中南部地区稍低于中北部地区(一般为2.0%~2.5%)，盆地周缘比盆地中心低；氯仿沥青A的质量分数：西部地区最高(一般为0.05%~0.1%)，中部地区与南部地区<0.005%，东部地区一般为0.05%~0.1%；热解生烃潜量(质量分数)：中部、南部以及东北部阳泉地区<10‰，东部地区一般为10‰~20‰，西部地区最高，主要分布在50‰~100‰。综合分析认为，沁水盆地太原组泥岩总体上为中等偏差的烃源岩，西部局部地区为好烃源岩，盆地边缘比盆地中央生烃潜力稍大一些。

6结 论

a.沁水盆地石炭-二叠系煤系地层烃源岩包括煤岩、泥岩及灰岩。沁水盆地山西组和太原组煤岩样品显微组分以镜质组为主，其次为惰质组，稳定组分(壳质组+腐泥组)的质量分数一般低于11.2%，干酪根H/C原子比主要集中在0.20~0.85，O/C原子比主要集中在0.02~0.10，属高演化的Ⅲ型有机质；煤岩的碳同位素普遍偏重，为-23‰～-25.6‰；沥青“A”中，饱和烃的质量分数大多数<25%，芳烃的质量分数为11%～58%，饱/芳比值比较低，一般小于0.4。煤系泥岩显微组分均以镜质组为主，其次是惰质组，壳质组较低；H/C原子比主要集中在0.25~0.75，O/C原子比主要集中在0.03~0.20，属高演化的Ⅲ型有机质，小部分属于Ⅱ2型有机质；煤系泥岩的碳同位素偏重，为-23.5‰～-25.9‰，饱和烃的质量分数<25%，大部分<20%。太原组灰岩以Ⅱ2型干酪根为主，碳同位素轻于山西组及太原组煤岩及泥岩，主要分布在-26.0‰～-30.0‰。

b.该地区煤系地层热演化史大致经历了4个阶段：(1)石炭纪-晚三叠世，缓慢增温阶段，地温梯度正常，快速埋藏。(2)早侏罗世-中侏罗世，温度波动阶段，埋深稳定或波动。(3)晚侏罗世-早白垩世，异常高地温阶段，燕山期岩浆活动期，埋深显著减小。(4)晚白垩世至今，温度降低阶段，地热梯度正常，埋深减小或增大。

c.沁水盆地山西组煤岩总体上是中等-好烃源岩，以盆地两翼为好，中部和南部为中等-差烃源岩；太原组煤岩总体上为中等-好烃源岩，两翼大部分为好烃源岩，沁县-祁县-榆次-榆社一带以及南部地区为差-中等烃源岩；山西组泥岩总体上为中等偏差的烃源岩，只有西部部分地区为好烃源岩，盆地中部地区烃源岩生烃潜力比两翼差；太原组泥岩总体上为中等偏差的烃源岩，西部局部地区为好烃源岩，盆地边缘比盆地中央生烃潜力稍大一些。

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Hydrocarbon source rock characteristics and favorable hydrocarbon-generating area evaluation of Carboniferous-Permian coal measures strata in Qinshui basin, Shanxi, China

YIN Shuai1,2,3, DING Wen-long1,2,3, HU Qiu-jia4, LIU Jian-jun5,MEI Yong-gui6, LIU Zhong6

1.School of Energy Resources, China University of Geosciences, Beijing 100083, China;2.Key Laboratory for Marine Reservoir Evolution and Hydrocarbon Abundance Mechanism,Ministry of Education, China University of Geosciences, Beijing 100083,China;3.Key Laboratory for Shale Gas Exploitation and Assessment, Ministry of Land and Resources,China University of Geosciences, Beijing 100083,China;4.Changzhi from North China, Huabei Oilfield Branch of Coalbed Methane Exploration and Development, Changzhi 046000, China;5.Research Institute of Petroleum Exploration and Development of Huabei Oilfield Lit.,PetroChina, Renqiu 062552, China;6.Shanxi CBM Exploration and Development Branch, PetroChina, Jincheng 048000, China

Abstract:The hydrocarbon source rocks of the Carboniferous-Permian coal measures strata in Qinshui basin contain coal rock, mudstone and limestone. This paper analyzes and summarizes a large amount of the organic geochemical characteristic data about hydrocarbon source rocks. The result shows that the maceral composition of the coal rock samples of Lower Carboniferous Shanxi Group and Upper Permian Taiyuan Group in the Qinshui basin mainly contains vitrinite, followed by the inertinite, and the content of stable components (exinite + sapropel group) is low, generally <1.2%; H/C atomic ratio of kerogen is mainly 0.20~0.85, and O/C atomic ratio of kerogen is mainly 0.02~0.10, belonging to the high evolution stage Ⅲ type organic matter; the carbon isotope of the coal rock is common heavy, and the distribution range is -23‰～-25.6‰; the content of the saturated hydrocarbon of bitumen “A” is commonly <25%, and that of the aromatics hydrocarbon is higher, the range is 11%~58%, the saturated hydrocarbon/ aromatics hydrocarbon is generally <0.4. The maceral composition of the mudstone in the coal measures strata mainly contain vitrinite, followed by the inertinite, and the content of exinite is low; H/C atomic ratio of kerogen is 0.25~0.75, and O/C atomic ratio of kerogen is 0.03~0.20, belonging to the high evolution stage Ⅲ type organic matter, and a little belonging to the Ⅱ type organic matter; the carbon isotope of the coal rock is common heavy, and the distribution range is -23.5‰～-25.9‰; the content of the saturated hydrocarbon is <25%, commonly less than 20%. The Taiyuan Group limestone mainly contains Ⅱ2 type kerogen, and the carbon isotope is lighter than the coal rock and the mudstone of Shanxi Group and Taiyuan Group, ranging in -26‰～-30‰. Finally, the paper evaluates the favorable hydrocarbon-generating areas of the hydrocarbon source rock strata of the coal measures strata in the Qinshui basin and draws the hydrocarbon-generating potential evaluation standard suitable for the coal rock and the mudstone of this area. The result shows that the coal rock of Shanxi Group in the Qinshui basin is medium-good hydrocarbon source rock in general. If only from the point of view of the organic matter abundance, the hydrocarbon source rocks in the two wings of the basin are good, that in the central and southern parts are medium-poor; the coal rock in Taiyuan Group is generally medium-good hydrocarbon source rock, the hydrocarbon source rocks in the two wings of the basin are mostly good, in the area of Qinxian-Qixian-Yuci-Yushe and the southern area, there are poor-medium hydrocarbon source rocks; the mudstone of Shanxi Group in the Qinshui basin is medium-poor hydrocarbon source rock, only that in part of the area in the west is good hydrocarbon source rock, the hydrocarbon potential in the middle area of the basin is poorer than that in the two wings; the mudstone in Taiyuan Group is middle-poor hydrocarbon source rock, the local area in the west is good hydrocarbon source rock, the hydrocarbon-generating potential on the edge of the basin is larger than that in the central area of the basin.

Key words:Qinshui basin; coal measures strata; Shanxi Group; Taiyuan Group; hydrocarbon source rock; hydrocarbon-generating; evaluation

[文献标志码][分类号] TE122.112 A

[通信作者]丁文龙(1965-)，男，教授，博士生导师，从事石油构造分析与控油作用、非常规油气构造和裂缝及其与含气量关系等方面的教学与科研工作, E-mail:dingwenlong2006@126.com。

[基金项目]国家自然科学基金资助项目(41372139, 41072098)；国家科技重大专项专题(2011ZX05018-001-002, 2011ZX05009-002-205, 2011ZX05033-004)。

[收稿日期]2014-12-24。

[文章编号]1671-9727(2016)02-0163-14

DOI:10.3969/j.issn.1671-9727.2016.02.03

[第一作者] 尹帅(1989-)，男，博士研究生，研究方向：石油构造分析与控油作用、非常规油气构造和裂缝及其与含气量关系, E-mail:speedysys@163.com。