塔中地区海相油气来源与相对贡献量正演评价*

李倩文 庞雄奇② 霍志鹏 陈君青

LI Qianwen① PANG Xiongqi①② HUO Zhipeng③ CHEN Junqing①



塔中地区海相油气来源与相对贡献量正演评价*

李倩文①庞雄奇①②霍志鹏③陈君青①

塔里木盆地经历了多期油气充注和多期调整改造，使得已发现海相油气的确切来源层位与相对贡献量不明。虽然油-源对比研究揭示中上奥陶系烃源岩是这些油气的主要来源，但中上奥陶统内高TOC源岩层分布局限，不足以解释海相油气的大规模分布； 并且塔中地区已发现的天然气储量已经远超3次资评结果，以上反映了叠合盆地油气成藏的复杂性与地化反演方法用来进行油源判别研究的局限性。根据叠合盆地混源油气藏的特点，基于正演研究思路，对源岩层生排运聚油气过程进行研究，从源岩总生烃量中依次扣除残留烃量、无效相态损失量、运移损失烃量、构造破坏烃量等4部分，得到最终的远景资源量，并以此计算各源岩层的相对贡献。结果表明，对于塔中地区而言，寒武系—下奥陶统源岩层相对贡献量高于中上奥陶统烃源岩，两者比率约为63%比37%； 高TOC源岩层的相对贡献量高于低TOC源岩层，两者比率约为68%比32%。奥陶系已发现油气藏的规模比预期评价较大原因可能是部分油气来自下部的寒武系烃源岩或者其内部低TOC源岩层也对油气成藏有所贡献。

塔里木盆地 油气来源 相对贡献 寒武系—下奥陶统烃源岩 低丰度烃源岩

LI Qianwen①PANG Xiongqi①②HUO Zhipeng③CHEN Junqing①

图1 塔里木盆地台盆区海相原油分布与奥陶统烃源岩TOC分布特征

0 引 言

塔里木盆地是中国西部最大、油气资源最丰富、地质条件最复杂的叠合盆地，近20年来油气勘探取得大进展(贾承造， 1997； 邱中建等， 1999； 翟光明等， 2004； 庞雄奇等， 2012； 王招明等， 2014)，发现了越来越多的海相油气，现有三级储量超过40.41亿吨，主要分布在塔北地区和塔中地区 (图1)。塔中地区位于塔里木盆地的中央隆起部位，主要是指塔中低凸起，为一北西向倾没的继承性鼻状隆起，形成于奥陶纪，发展于志留—泥盆纪，构造定型于泥盆纪末，晚古生代以后基本稳定发展(贾承造， 1997)，其南、北及北西分别被塘古孜斯巴斯坳陷、满加尔坳陷和阿瓦提坳陷包围。

图2 塔里木盆地高丰度烃源岩厚度等值线图

塔中地区的油气勘探开发研究近年来不断取得突破，但由于该区经历了多期油气充注和多期调整改造，使得这些油气的来源问题长期存在争议，主要争议在于这些海相油气的来源及每套烃源岩的相对贡献仍然不明(Graham et al.，1990； Zhang et al.，2000； Sun et al.，2003； 张水昌等， 2004； Li et al.，2010)。从事地球化学研究的学者们偏向于认为这些海相油气主要来自中上奥陶统烃源岩，因为目前已发现的绝大多数的油气与中上奥陶统源岩层内的油气具有更加相似的生物标志物特征(张水昌等， 2000， 2004； 王招明等， 2004； 李素梅等， 2008)； 而从事地质勘探的研究者们则认为奥陶系内高TOC源岩层分布局限，据TOC>0.5%的标准确定的奥陶系有效烃源岩分布范围非常局限，体积规模和生排烃量不足以解释目前已找到的丰富的和大范围分布的油气，但寒武系—下奥陶统中高丰度烃源岩的分布范围则相对较大(霍志鹏等， 2013； 庞雄奇等， 2014)(图2)； 也有很多学者认为这些海相油气是混合成因的，中上奥陶统和寒武系—下奥陶统烃源岩都是主力烃源岩(郭建军等， 2007； 李素梅等， 2008； Li et al.，2010)，但混源的比例会随地区和层位的差异而变化。

此外，塔中地区3次资源评价结果显示塔中地区的天然气资源量约为4732×109m3，而现今已发现的天然气三级储量已达5943×109m3，这显然是不合理的，出现这种矛盾现象说明可能存在以下两方面问题：(1)低估了寒武系—下奥陶统源岩的相对贡献或奥陶系内部仍有更多的油气有待继续发现； (2)目前还没有充分认识到中上奥陶统内广泛发育的低丰度(TOC<0.5%)烃源岩对油气成藏做出的贡献，值得今后深入研究(霍志鹏等， 2013)。上述彼此矛盾的认识均表明，应该对塔中地区海相混源油气的来源及各套源岩层的相对贡献量作出更加精确的刻画和描述。

针对目前塔中地区油气源研究中存在的矛盾，本研究在以往地化研究的基础上，结合地质研究，从塔中地区油气藏形成的实际条件出发，基于正演分析方法，依次研究中上奥陶统和下奥陶统-寒武系两套烃源岩层的生、排、运、散、聚等油气藏形成过程，将各套源岩层的有效供聚烃量作为相应的远景资源量并以此计算各源岩层形成的油气对总资源量的相对贡献。同时，针对目前塔中地区天然气资源量评价与三级储量存在的矛盾，本次研究试图从TOC<0.5%的低丰度烃源岩也可以作为有效烃源岩并对油气成藏作出贡献这方面说明可能造成资源量与储量相互矛盾的其中一个原因，并计算了高低丰度烃源岩各自产生的油气对总资源量的相对贡献。该方法为塔中地区混源油气的来源判别和相对贡献评价提供一种更加科学和更加精细的定量研究方法，也为类似地区的油气来源和相对贡献评价提供了不同于地化分析的借鉴和指导。

图3 塔中地区油气藏平面分布图

1 研究区概况

研究区塔中地区位于塔里木盆地中部 (图3)，勘探面积约2.2×104km2，为一加里东期巨型古隆起，具有优越的成藏条件(庞雄奇等， 2012)。

由于塔里木盆地的叠合盆地的性质，塔中地区也经历了多期构造变动和多期成藏(Xiao et al.，2000；Lü et al.，2004； 邬光辉等， 2005； 孙龙德等， 2007； Pang et al.，2010，2012)，研究表明，塔中地区的烃源岩主要经历了3次较大的构造变动时期，形成了4个主要的成藏期，他们分别是寒武纪—奥陶纪(∈-O)、志留纪—泥盆纪(S-D)、石炭纪—三叠纪(C-T)、古近纪—至今(K-Q)(图4)。中上奥陶统烃源岩主要发生了两期排烃，即印支期—晚海西期和燕山期—喜山期，主要成藏期是后两期，整体上该套烃源岩现今仍处于大量生排烃期，有利于晚期油气成藏，这和烃源岩主要处于成熟阶段有关。寒武系—下奥陶统烃源岩发生了三期排烃，即加里东期、印支期-晚海西期和燕山期—喜山期，形成了上述4个成藏期，该套烃源岩成熟度很高，RO一般大于2.0%，达到过成熟阶段，现今生烃潜力很小，生排烃量也较小，主要对早期油气成藏形成贡献。下文在模拟烃源岩生排烃过程时是按照这4个成藏期进行划分的。

图4 塔中地区构造埋藏史图与成藏期次的关系

多方面研究和证据表明塔中地区海相油气主要来自寒武系—下奥陶统(寒武系)和中上奥陶统(奥陶系)两套海相烃源岩，具有混源油气的特征，最主要的证据是塔中地区发现的海相油气中的生物标志化合物和碳同位素特征与这两套烃源岩具有相似性。此外，塔中地区具有多期生排烃、多类型输导体系和多期调整改造地质条件，油气成藏模式复杂，但也证明了寒武系—下奥陶统和中上奥陶统是油气藏的主要来源，排除了来自其他层段的可能性(康玉柱， 1996； 梁狄刚等， 2000； Zhang et al.，2000； Cai et al.，2001； 金之钧等， 2004； 张水昌等， 2004； 肖中尧等， 2005； 高志前等， 2006； 唐友军等2007； 赵孟军等， 2008； 霍志鹏， 2014)。

中上奥陶统烃源岩为台缘斜坡灰泥丘相，岩性为灰岩、泥晶灰岩、含泥灰岩和泥质灰岩，TOC介于0.20%～6.0%，平均值为0.64%，RO为0.81%～1.30%，有机质类型以Ⅰ型为主，混有Ⅱ2-Ⅲ型。寒武系—下奥陶统烃源岩主要为蒸发潟湖相沉积，岩性以含泥云岩、含膏泥质云岩、泥粉晶云岩为主。钻穿寒武系的井有限，无法完全表征寒武系烃源岩的特征，以塔参1井来看，TOC介于0.25%～0.77%，平均值为0.43%，RO>2.0%，处于过成熟阶段为主，有机质类型为Ⅰ型。

图5 塔中地区O2+3烃源岩分布特征

每套烃源岩的有机质丰度均有高有低，且平面分布不均，以中上奥陶统烃源岩为例，从剖面上来看，丰度较高(TOC>0.5%)的烃源岩厚度为27.5～216.4m，而丰度较低(TOC≤0.5%)的烃源岩厚度为58.7～597.6m，后者约为前者的1.59～7.25倍 (图5a)。从平面上来看，低丰度烃源岩在塔中地区分布更加广泛，除在塔中I号断裂带和北部斜坡带有分布外，在中央断垒带的南部也有分布，而高丰度烃源岩在此处很少见 (图5b)。

2 塔中地区海相源岩层相对贡献量评价方法与烃量模拟

2.1 方法原理

为更加定量地研究塔中地区海相油气的来源问题并计算每套烃源岩产生的油气对总资源量的相对贡献，本文尝试采用正演的方法，根据物质平衡原理，从烃源岩生排运聚油气的角度出发评价源岩层的相对贡献量大小 (图6)。首先计算出源岩层的生烃总量，然后计算出它在运聚成藏过程中的4种损耗烃量，包括源岩残留烃量、运移损耗烃量和构造破坏烃量，依次扣除3种损耗烃量，最终可得到有效供聚烃量(远景资源量)，再用各源岩层提供的有效供聚烃量(资源量)评价它们的相对贡献量大小，计算公式如下：

(1)

其中，

Qep=Qp-(Qrm-Qbi-Qw(i)-Qeg(i))-(Qew-Qeo-Qed)-

(Qrmo-Qsrmg-Qebc-Qwl-Qmp)

(2)

式中，Qep为有效供聚烃量(kg)； Qp为源岩的总生烃量(kg)； Qrm为单位体积烃源岩残留液态烃量(kg)； Qbi为单位体积烃源岩吸附残留气态烃量(m3)； Qw(i)为单位体积烃源岩中，孔隙水溶解的i组分气态烃的量(m3)； Qog(i)为单位体积烃源岩以油溶形式残留的i组分气态烃量(m3)； Qew为单位体积的烃源岩以水溶相态排出的气体量(m3)； Qeo为单位体积的烃源岩，以油溶相态排出的气体量(m3)； Qed为地下烃源岩中烃组分在dt时间内的扩散量(m3)； Qrmo为储层残留油量(kg)； Qsrmg为储层滞留气量(m3)； Qwl为水溶流失烃量(kg)； Qebc为盖前排失烃总量(kg)； Qmp为构造变动破坏烃量(kg)。

2.2 生烃量物质平衡优化模拟

本文基于有机母质转化过程的物质平衡原理和优化模拟计算方法获得当前单位重量有机母质(TOC)在地史过程不同阶段的油气发生率(Rp)。该方法考虑的产物包括CH4、C2H6、H2O、CO2、OIL等共10种，以母质转化损失的所有重量最大限度地转化为上列10种产物为目标条件，在此条件的约束下模拟计算单位重量有机母质(TOC)的10种产物量(Xi)，再将其换算成油气发生率(Rp)，即可得到相应的生烃量(庞雄奇等， 1993)。

表1 塔里木盆地碳酸盐岩母质生烃转化模型的计算参数

Table1 The calculation parameters of carbonate parent transformating to hydrocarbon in Tarim Basin

RO/%有机母质变化特征转化过程中产物特征重量元素组成/%液态烃元素组成/%烃类相对产物KCKHKOKNKSKC10KH10KO10KN10KS10K10K2K3K40.50.9268.4610.5210.965.184.8874.378.7312.752.122.030.120.700.260.151.00.7971.419.8710.264.314.1576.508.5011.211.861.880.200.500.190.141.50.6277.756.757.674.773.0678.208.459.571.801.710.180.340.140.112.00.4480.955.886.733.482.9680.508.108.131.641.580.170.220.100.082.50.3882.805.766.243.092.1182.507.506.591.481.440.170.180.080.053.00.3684.525.245.752.521.9784.507.305.051.321.290.170.100.060.04

图6 混合油气来源正演研究原理图

根据塔里木盆地塔中地区碳酸盐岩烃源岩和其他地区烃源岩特征，本文统计了随着热演化程度的增加，干酪根有机元素C、H、O、N、S及生成油气的变化特征，各项参数的统计结果如表1所示(霍志鹏， 2014)。在此基础上，结合塔里木盆地油气藏的实际资料对塔中地区进行了生烃量的物质平衡模拟，通过计算不同类型不同热演化阶段有机母质产油气量，可建立当前单位重量有机母质(TOC)的油气发生率随热演化程度RO变化的曲线 (图7)。结果表明，各种产物组分的生成量随母质转化程度(RO)的增加而增大，在当前实际地质条件下的一吨TOC在RO达到2.5%时形成的气态烃、液态烃和非烃气体的量分别为594m3·Tc-1、445kg·Tc-1和268m3·Tc-1。不同产物随RO增加变化的趋势是不同的，如油的发生率在RO介于0.5%～2.0%之间时迅速增大，之后增加很少； 而甲烷的发生率则在RO为1.2%～3.0%之间时发生显著的增加。

2.3 残留烃量计算

在地质条件下，烃源岩生成的烃量只有饱和了源岩自身的吸附作用、孔隙水的溶解作用、油的溶解作用(特指气)、毛细管封闭作用等多种残留形式的需要后，才可能从烃源岩中排出，因此，残留烃量也包括吸附气量、水溶残留烃量、油溶残留烃量及残留液态烃量等多种形式。通过对各种形式的残留烃的主控因素进行分析，可以建立相应的计算模型(庞雄奇等1993， 1998， 2007； 姜福杰等， 2008， 2010)：

(3)

(4)

(5)

(6)

式中， Qrm为单位体积烃源岩残留液态烃量(kg)； Qbi为单位体积烃源岩吸附残留气态烃量(m3)； φn为烃源岩在正常压实状态下的孔隙度(%)； Qw(i)为单位体积烃源岩中，孔隙水溶解的i组分气态烃的量(m3)； Qog(i)为单位体积烃源岩以油溶形式残留的i组分气态烃量(m3)。 Δφ为烃源岩在欠压实状态下的剩余孔隙度(%)； Som为烃源岩残留液态烃饱和度(%)； ρo为残留液态烃的密度(kg·m-3)；i为CH4、C2H6、C3H8、C4H10等气态烃组分；T为地层温度(℃)；P为地层压力(Pa)；C为有机碳含量(%)；RO为镜质体反射率(%)；Kw为烃源岩干湿性(实数)； ρr为烃源岩密度(kg·m-3)； ai、bi为常数，取值见参考文献； qw(i)为单位体积的孔隙水溶解的i组分气态烃的量(m3)； So为烃源岩的含油饱和度(%)； qo(i)为单位体积液态烃溶解的i组分气态烃量(m3)； φ为烃源岩孔隙度(%)。

图7 塔里木盆地海相烃源岩母质转化生烃量优化模拟结果

图8 基于实测残留烃量模拟计算源岩残留烃临界饱和量

根据塔中地区的实际资料，通过对相关参数取值进而模拟该区的残留烃量残留烃的模拟主要包括的重点地质参数有镜质体反射率、孔隙度、地层温度、地层压力、含油饱和度、原油密度和地层水矿化度等。图8 是根据塔里木盆地的实际地质条件，通过对以上重点参数的选取，得到的吸附相、水溶相、油溶相和游离相的残留烃量的模拟计算结果。

2.4 排烃相态与有效排烃量计算

源岩层在实际地质条件下能够以水溶相、扩散相、油溶相和游离相4种形式向外排烃，但只有以游离相排出的烃才有利于运移，聚集的烃量才足以对油气成藏做出贡献(Hunt， 1979； Jones et al.， 1984)，这里称之为有效排出烃量。通过对水溶相、扩散相、油溶相和游离相等不同相态排烃的主控因素进行分析，可建立其定量计算模型(庞雄奇等1993， 1998， 2007； 姜福杰等， 2008， 2010)：

(7)

(8)

(9)

(10)

式中，Qew为单位体积的烃源岩以水溶相态排出的气体量(m3)； Qeo为单位体积的烃源岩以油溶相态排出的气体量(m3)； Qed为地下烃源岩中烃组分在dt时间内的扩散量(m3)； Qes为单位体积的烃源岩，以游离相态排出的油气量(kg); Qw(i)为单位体积的孔隙水溶解的i组分气态烃量(m3)； Qp为单位体积的烃源岩受压实作用排出的流体量(kg)； Qr为单位体积烃源岩生成的油量(kg)； Qrm为单位体积烃源岩残存的油量(kg)； qo(i)为不同类型气态烃在油中的溶解度(m3·kg-1)； D(I，T，Φ)为地温为T，孔隙度为φ条件下(i)的烃组分扩散系数(cm2·s-1)； S为气态烃的扩散面积(m2)； dc/dz为沿扩散方向的烃浓度梯度(m3·m-3·m-1)； t为气态烃的扩散时间(s)； T为地下烃源岩的温度(K); Qe为单位体积烃源岩的排油气总量(kg)。

图9 塔中地区中上奥陶统烃源岩排烃相态变化特征

图10 不同期次不同层位不同丰度烃源岩运移损失烃量对比

基于水溶相、扩散相、油溶相和游离相排油气原理和定量模型，对塔中地区中上奥陶统烃源岩的排烃相态特征进行研究，其中将各阶段的排烃量累加可以获得烃源岩演化过程中各种相态形式的总排烃量，用不同相态的排出烃量比同一阶段总排烃量可以获得各相态排烃量比率 (图9)。从总体上，烃源岩进入排烃门限之前，烃源岩100%以水溶相和扩散相向外排烃，但排出烃量小，一般不超过总排烃量的1%； 随着RO的增大，生油气量也增加，进入排气门限之后，烃源岩主要以游离相向外排气，排出量大，一般超过总排烃量的60%～80%。当源岩埋深达到5000m深度时，甲烷气、重烃气和液态烃的有效排烃率可分别达到20%、40%和90%以上。

2.5 运移损失烃量计算

油气自源岩生成之后，从源岩到圈闭运移聚集形成具有工业价值的油气藏以及成藏之后的调整和破坏的整个过程中，都会发生油气的散失，其中在二次运移的途中散失的烃量较大，应重点研究。这里的运移损失量是广义的，它主要包括储层滞留烃量、盖前排失烃量和扩散流失烃量等(庞雄奇等，2014)，具体计算公式如下(庞雄奇等1993， 1998， 2007； 姜福杰等， 2008， 2010)。

(11)

(12)

(13)

(14)

式中，Qrmo，Qsrmg分别为储层残留油和储层滞留气量(kg或m3)； Qebc为盖前排失烃总量(kg)； Qwl为水溶流失烃量(kg)； Cpath为优势运移通道系数(小数)； Ho、Hg为储层厚度(m)； SL为油气流域面积(m2)； ρo为原油密度(g·cm-3)； qw、qo分别为天然气在水中和油中的溶解度(m3·kg-1)； Sw为孔隙含水饱和度(小数)； So为孔隙含油饱和度(小数)； Sg含气饱和度(小数)； T为储层绝对温度(K)； P为储层压力(MPa)； qe为源岩排烃强度(kg·m-2)； Sn为源岩层分布面积(m2)； to为源岩达到排烃门限的时间(t)； t1为第一套区域性盖层形成的时间(t)； qew为油气在水中的溶解度(kg·kg-1)； Cpath为优势运移通道系数(小数)； SL为油气流域面积(m2)； H为储层厚度(m)； ΔΦ为孔隙度变化值。

根据上述方法的原理及公式可计算出塔里木盆地海相源岩层中的油气在不同成藏期的各种运移损耗烃量(图10)。可以看出，在同时排烃的情况下，寒武系—下奥陶统烃源岩的损失烃量要小于中上奥陶统烃源岩，高TOC烃源岩要高于低TOC烃源岩，这可能与他们的排出烃量的相对大小有关。

图11 塔中地区寒武系/奥陶系烃源岩相对贡献量评价

图12 塔中地区高TOC/低TOC烃源岩相对贡献量评价

2.6 构造变动破坏烃量计算

构造变动破坏烃率是指被构造变动破坏烃量与构造变动前有效运移烃量的比率，是用来定量研究构造变动与油气聚散关系的重要参数。本文求取该参数的原理是，在确定油气成藏后的主要构造破坏事件后，恢复古油水界面，并结合现今油水界面确定油气破坏烃率，然后根据主要不整合面下剥蚀厚度与有效盖层比值来表示构造破坏强度，最后建立研究区破坏烃率与构造强度的关系，并通过构造破坏强度来求取研究区的破坏烃率(Pang et al.， 2012)。

塔中地区油气藏形成后，由于强烈的构造运动，大部分油气藏均经历了多期的构造调整、破坏事件。从图4 可以看出，塔中地区经历了三期构造演化事件和四期成藏过程，分别是奥陶纪末期、志留纪末期和三叠纪末期。首先，通过对古油水界面进行恢复识别出古油柱高度H，现今的油柱高度为h，那么油气藏的破坏烃率为： 1-(h/H)3； 接着，用剥蚀厚度/有效盖层厚度来表征构造破坏强度； 最后，对已知井的构造破坏烃率与构造破坏强度的关系进行拟合，得到相应的经验公式(Pang et al.， 2012)。

本文利用Pang et al.(2012)建立的构造变动破坏烃率预测模型获得了塔中地区的构造变动破坏烃率。研究结果显示，塔中地区4个成藏期的构造变动破坏烃率分别为68%、59%， 28%和0%。这说明，进入排烃高峰期越晚或晚期排出烃量越多的源岩层的有效性越好。

3 塔中地区海相源岩层相对贡献量评价结果

本文基于源岩层有效供聚烃量评价源岩层对油气成藏的贡献。有效供聚烃量系指从源岩总排烃量中扣除了源岩层进入门限前的排失烃量、盖层形成前的排失烃量、水溶相和扩散相排失烃量、排出后受构造变动破坏的烃量等4部分后的剩余烃量，它们可供聚集成藏并在合适条件下保存起来构成潜在资源，称为有效供聚烃量(远景资源量)。它们的相对大小体现了源岩层对研究区油气成藏直接的和间接的贡献。

3.1 寒武系烃源岩和奥陶系烃源岩相对贡献量评价

通过对寒武系和奥陶系烃源岩各成藏期的生烃量和损耗烃量进行模拟计算，得到最终的有效供聚烃量，通过公式(15)可计算出寒武系源岩层或奥陶系源岩层对整个塔中地区油气的相对贡献大小，结果如图11 所示。

寒武系/奥陶系源岩层相对贡献(%)

(15)

对寒武系—下奥陶统烃源岩层而言，每个成藏期的有效供聚烃量(远景资源量)分别为6.5、4.0、10.1和8.4亿吨，对总的有效供聚烃量的相对贡献量分别约为100%、100%、66%和42%； 对中上奥陶统烃源岩层而言，前两个成藏期未发生生排烃作用，后两个成藏期的有效供聚烃量(远景资源量)分别为5.1和11.8亿吨，相对贡献量分别约为34%和58%。

寒武系源岩层整个成藏期的总有效供聚烃量约占整个塔中总有效供聚烃量的63%，奥陶系源岩层整个成藏期的总有效供聚烃量约占37%。寒武系源岩层的相对贡献量大于奥陶系源岩层，且早期相对贡献更大，晚期相对贡献有所减少。塔中地区寒武系和奥陶系两套烃源岩中，寒武系对油气成藏的贡献作用可能更大，这与地化分析认知有所不同。

3.2 高TOC烃源岩和低TOC烃源岩各阶段相对贡献量评价

通过对高低TOC烃源岩的各期生烃量和损耗烃量的模拟计算，可得到最终的有效供聚烃量，通过公式(16)可计算出高TOC(>0.5%)源岩层或低TOC(≤0.5%)源岩层对整个塔中地区的油气相对贡献大小，结果如图12 所示。

(16)

对高TOC(>0.5%)烃源岩层而言，每个成藏期的有效供聚烃量(远景资源量)分别为6.9、3.0、14.0和12.6亿吨，对总的有效供聚烃量的相对贡献量分别约为63%、61%、68%和72%； 对低TOC(≤0.5%)烃源岩层而言，每个成藏期的有效供聚烃量(远景资源量)分别为4.1、1.9、6.5和5.0亿吨，对总的有效供聚烃量的相对贡献量分别约为37%、39%、32%和28%。

高TOC(>0.5%)源岩层在整个成藏期的总有效供聚烃量约占整个塔中总有效供聚烃量的68%，低TOC(≤0.5%)源岩层的有效供聚烃量约占整个塔中总有效供聚烃量的32%。高TOC(>0.5%)源岩层的相对贡献量大于低TOC(≤0.5%)源岩层，且早期相对贡献更大，晚期相对贡献有所减少。但低TOC源岩层的相对贡献量也不容忽视，其排出的油气对总资源量的贡献约为32%，表明在塔里木盆地中目前已发现的油气储量难以与资源量相匹配的其中一个原因可能是低丰度源岩对油气成藏具有一定的贡献，而这部分源岩在资源评价时往往容易被忽视。

4 讨论与结论

(1)塔里木盆地塔中地区海相油气主要来自寒武系—下奥陶统和中上奥陶系两套烃源岩层。寒武系—下奥陶统烃源岩层以高TOC源岩为主且分布广泛，它进入排出门限早、总排烃量大、有效排烃比率高、经历构造变动次数多； 中上奥陶系烃源岩层以低TOC源岩为主且分布较广泛，它进入排烃门限晚、有效排烃比率低、总排烃量小、经历构造变动次数少。综合考虑排烃门限、排烃相态、排烃期次及构造变动影响，确认寒武系源岩最终形成的累积资源量约为29亿吨，占总资源量的63%，这表明在塔中混源油气中，寒武系烃源岩可能占主导地位，深部烃源岩生成的油气对资源量的贡献不容小觑。

(2)寒武系和奥陶系两套烃源岩内的有机质丰度有高有低，可分为高TOC(>0.5%)源岩层和低TOC(≤0.5%)源岩层两类。高TOC源岩进入排烃门限早(RO≤1.0%)、单位体积排出烃量大、总排烃体积小； 低TOC源岩进入排烃门限晚(RO>1.0%)、单位体积排出烃量小、总排烃体积大。综合考虑排烃门限、排烃相态、排烃期次及构造变动影响可知，低TOC源岩排出的油气最终形成的累积资源量约为17.5亿吨，约占总资源量的32%，表明低丰度源岩层对油气成藏具有一定的贡献，在油气资源评价中这一部分不能忽略。

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JournalofEngineeringGeology工程地质学报 1004-9665/2016/24(5)- 0847- 09

FORWARD ANALYSIS OF SOURCES AND RELATIVE CONTRIBUTIONS OF MARINE OIL AND GAS IN TAHZONG AREA，TARIM BASIN

Due to the blend of multi-source oil and gas as well as multi-period tectonics in Tarim Basin， the origin and relative contribution of these marine oil and gas has not been clear. According to oil-source correlation， source rocks of O1+2are the main origin of these oil & gas. However， the fact that the distribution of source rocks with highTOC(>0.5%) is quite partial， can not reflect the large-scale found reserves. Furthermore， the found gas reserves in Tarim Basin have exceeded the result of the 3rdresource evaluation. These contradictions show the limitation of oil-source correlation in the superimposed basin. For this study， forward modelling method is used to simulate the processes of hydrocarbon generation and expulsion of potential marine source rocks. Effective quantity of hydrocarbon accumulation namely quantity of resources can be obtained by deducting the critical saturation of residual hydrocarbon， loss of diffusion phases， loss of hydrocarbon residued in the migration and damaged by tectonic movements from the total amount of hydrocarbon expulsion， which can be used to assess the relative contributions of oil & gas of each set of source rock. Studies show that the amount of resources can be provided by the Cambrian source rocks is higher than that by Ordovician source rocks. The ratio is about 63%to 37%. The amount of resources that can be provided by source rocks with low abundance is lower than those by source rocks with high abundance. The ratio is about 32%to 68%.The reason that the scale of reserves in Ordovician is larger than the predicted may be the contribution of part oil & gas coming from the Cambrian or source rocks with lowTOC(≤0.5%).

Tarim Basin， Multi-source oil and gas， Relative contribution， Cambrian and Lower Ordovician source rocks， Low abundance of source rocks

10.13544/j.cnki.jeg.2016.05.013

2016-04-12;

2016-08-17.

国家重点基础研究发展计划(973计划)(2011CB201100)资助.

李倩文(1992-)，女，硕士生，从事油气藏形成机理与分布规律研究. Email：15810434649@163.com

简介： 庞雄奇(1961-)，男，博士，教授，博士生导师，从事油气藏形成机理与分布规律研究. Email：pangxq@cup.edu.cn

TE15

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