塔里木盆地石炭系卡拉沙依组烃源岩研究

李京昌 ，吴 疆 ，何 宏 ，许 杰 ，郭 忻

(1.中国石化 石油勘探开发研究院 ，北京 100083；2.中国石化 西北油田分公司 石油勘探开发研究院，乌鲁木齐 830011)



塔里木盆地石炭系卡拉沙依组烃源岩研究

李京昌1，吴 疆1，何 宏1，许 杰1，郭 忻2

(1.中国石化 石油勘探开发研究院 ，北京 100083；2.中国石化 西北油田分公司 石油勘探开发研究院，乌鲁木齐 830011)

为了进一步搞清楚塔里木盆地石炭系各个层系烃源岩发育的规模，达到对石炭系烃源岩深入研究的目的，对石炭系卡拉沙依组碎屑岩开展了有机质丰度、厚度、分布范围以及有机质类型和成熟度研究。结果表明，卡拉沙依组砂泥岩段发育的时期是卡拉沙依组优质烃源岩发育最重要阶段；卡拉沙依组砂泥岩段潟湖相分布的区域，即以玛参1井为中心的玛扎塔格构造带附近是优质烃源岩分布最好的区域，甚至优于塔西南山前带，在这一区域中有机碳含量大于2%，厚约60 m，处于低成熟-成熟的过渡阶段。但是，总体上看，塔里木盆地卡拉沙依组优质烃源岩分布相对局限。

烃源岩；卡拉沙依组；石炭系；塔里木盆地

塔里木盆地石炭系是油气勘探主要层系之一，多年的勘探实践表明，石炭系具有自生、自储和自盖的能力[1]，尤其是塔西南地区石炭系作为该区主力烃源岩之一而备受关注[2-6]。前人在对石炭系烃源岩的评价研究中，多将石炭系作为一个整体进行研究[7-8]，实际上石炭系烃源岩可分为碳酸盐岩类和碎屑岩类两种类型，而且这些烃源岩发育于不同的层系内，以碳酸盐岩沉积为主的巴楚组和以碎屑岩沉积为主的卡拉沙依组对油气储量的贡献可能是不同的。目前尚不清楚在石炭系众多层系中，究竟哪一套层系的烃源岩更为重要。为了进一步查明石炭系各个层系烃源岩发育的规模，达到对石炭系烃源岩深入研究和精细评价的目的，本文以卡拉沙依组碎屑岩为研究对象，对其开展了有机质丰度、厚度、分布范围以及有机质类型和成熟度问题的研究。

1 卡拉沙依组烃源岩形成的地质背景

塔里木盆地石炭系是继泥盆系填平补齐的砾岩—粗碎屑岩沉积之后，在塔里木盆地构造运动平静期发育起来的一套稳定的碳酸盐岩—碎屑岩沉积组合[9-10]。石炭系由于岩性相变较大，地层分区明显，其内部的地层名称在塔克拉玛干沙漠覆盖区与周缘露头区之间存在较大差异(表1)。覆盖区的石炭系包含3个组，自下而上依次为巴楚组(C1b)、卡拉沙依组(C1-2kl)和小海子组(C2x)。这套地层内部常常可以划分出具有特征明显、可全盆对比的岩性段。尽管在塔里木盆地已经开展了30多年的石油勘探，但是不同的研究者对这些岩性段的归属尚存在争议，争论的焦点主要体现在对生屑灰岩段的归属问题上。目前，多数学者倾向于将生屑灰岩段的顶面作为巴楚组的顶面[11-12]，这也是中石油和中石化两大石油勘探公司采纳的划分方案，本文亦采纳此划分方案(表1)。按此划分方案卡拉沙依组自下而上分别为中泥岩段、标准灰岩段、上泥岩段、砂泥岩段和含灰岩段；生屑灰岩段归属巴楚组，未将其纳入研究范围(表1)。需要指出的是，有学者将砂泥岩段和含灰岩段单独划分出来而称之为吐木休克组[13]，此非本文采用的方案。

表1 塔里木盆地及其周缘地区石炭系地层划分对比

Table 1 Division of the Carboniferous sequence in the Tarim Basin and its surrounding areas

卡拉沙依组中泥岩段和上泥岩段为高水位体系域[14-17]，中泥岩段和上泥岩段分别与巴楚组生屑灰岩段和卡拉沙依组标准灰岩段构成完整的沉积层序。生屑灰岩和标准灰岩主体形成于开阔碳酸盐台地背景下海进期海水加深过程中，正因如此，其中暗色灰岩发育，尤其是生屑灰岩段含有较多的生物碎屑暗色灰岩夹层，使得生屑灰岩段成为上古生界中最好的碳酸盐岩烃源岩。与此相反，处于高水位期间形成的卡拉沙依组中泥岩段和上泥岩段代表了海水面不再上升、沉积物经常暴露于地表的潮上泥坪沉积环境，沉积物主要由棕红色含膏盐泥岩组成。

卡拉沙依组砂泥岩段地层厚度变化较大，为0～487 m，总体上向盆地东北、东南方向增厚，主要岩性为砂—砾岩和泥岩；砂—砾岩单层厚几十厘米至几米，泥质胶结、疏松，含少量钙质和碳化植物根茎。整体上，该段中上部砂—砾岩所占比例较大，还夹有煤层；中下部泥岩和灰岩含量增加，在塔西南灰岩比例骤增。研究认为卡拉沙依组砂泥岩段可识别出低水位、海进和高水位体系域[18]。低水位体系域主要是冲积扇相沉积；而海进体系域和高水位体系域主要为潮坪相沉积，相对于中泥岩段和上泥岩段，理论上砂泥岩段潮坪相是石炭系碎屑岩类烃源岩发育最好的层系。从图1和图2中显示的卡拉沙依组有机碳含量实际数据看也是如此，每一个有机碳含量地球化学剖面的顶底皆为卡拉沙依组的顶底，从每个剖面的数据看，处于剖面上部的砂泥岩段的有机碳含量总体上高于其他层段。

2 卡拉沙依组烃源岩丰度及厚度特征

2.1 烃源岩丰度

针对塔里木盆地卡拉沙依组有机碳含量问题，笔者收集了塔里木盆地21口井完井报告中卡拉沙依组有机碳含量数据。此外，在卡拉沙依构造带和玛扎塔格构造带(图3中星号位置)系统地采集了卡拉沙依组有机碳含量样品，依据这些有机碳含量数据，制作了有机碳含量地球化学剖面(图1，2)。为便于平面成图，笔者还在塔西南山前6个野外露头点采集了卡拉沙依组烃源岩分析测试样品(图3中塔西南山前星号位置)，样品主要采集自外观上颜色较暗的泥岩，部分采自煤层，因并非系统取样，其分析测试结果不能以地化剖面图显示，只能以表格的形式展示在表2中。

2.1.1 塔西南山前卡拉沙依组烃源岩丰度

根据表2中生烃潜量(S1+S2)数据，除达木斯露头点的煤层数据较高，达到10.28 mg/g之外，其余数据均小于0.5mg/g。依据泥岩生烃潜量小于0.5 mg/g时为非烃源岩的标准[19-20]，似乎塔西南山前的卡拉沙依组黑色泥岩均未达到烃源岩指标。同样，依据总烃指标和沥青“A”指标的标准[19-20]，因表2中的值分别低于50×10-6和0.03%，亦表明塔西南山前的卡拉沙依组不发育烃源岩。然而据表2中有机碳含量数据，多数样品的有机碳含量为0.75%～1.5%，依据中国Ⅱ1型烃源岩(见下述卡拉沙依组黑色泥岩中干酪根类型属于Ⅱ1型)有机碳含量为0.75%～1.5%时属于中等烃源岩的标准[19]，则可以认为塔西南山前的卡拉沙依组烃源岩为中等烃源岩。如此，与依据生烃潜量、总烃以及沥青“A”指标所获得的非烃源岩结论相矛盾。实际上当存在这样矛盾时，依据有机碳含量数据获得的结论更为可靠，这是因为近年来国内外研究表明，各类烃源岩有机碳含量的变化与成熟度(Ro和埋深)没有明显关系，只与烃源岩的沉积有机相有关[21-22]。相反，生烃潜量、总烃以及沥青“A”指标与有机质的成熟度关系非常大，这些指标在未成熟—低成熟和高—过成熟阶段的含量均很低，只有在主要生油阶段才可能相对较高，这些指标并不是独立的有机质丰度指标[19]。

图1 塔里木盆地巴楚地区石炭系卡拉沙依组有机碳含量地球化学剖面Fig.1 Geochemical profiles showing organic carbon content of the Carboniferous Karashayi Formation in Bachu area, Tarim Basin 表2 塔西南昆仑山前石炭系卡拉沙依组烃源岩有机质丰度测试分析结果 Table 2 Organic carbon abundance of the Carboniferous Karashayi source rocks in the front area of Kunlun Mountain, southwestern Tarim Basin

剖面名称岩性有机碳/%沥青“A”/%总烃/10-6(S1+S2)/(mg·g-1)考库亚灰黑色泥岩1．180．00648．0～2．0炮江沟黑色泥岩1．375(2)0．0048(2)31(1)0．07(2)炮江沟煤4．74(1)0．0069(1)46(1)0．16(1)达木斯泥岩0．53(19)0．0060(19)0．47(19)达木斯煤31．12(1)0．1980(1)10．28(10)许许沟泥岩0．95(3)0．0032(3)20(3)0．216(3)莫莫克泥岩3．04(2)0．0320(2)16(2)0．15(2)杜瓦砂质泥岩0．19(1)0．0035(1)18(1)

注：括号内的数据为测试的样品总数，此时的值为平均值。剖面位置见图3。

图2 塔里木盆地塔中和塔北地区石炭系卡拉沙依组有机碳含量地球化学剖面黑色实线以内为塔北地区的井，黑色实线以外为塔中地区的井Fig.2 Geochemical profiles showing organic carbon content of the Carboniferous Karashayi Formation in the central and northern Tarim Basin

因此可以明确地认为，分布于塔西南山前的卡拉沙依组烃源岩为中等烃源岩。

2.1.2 盆地内部卡拉沙依组烃源岩的丰度

根据图1和图2中21口井和2个露头点共计23个有机碳含量地球化学剖面数据分析，位于盆地西侧巴楚地区的有机碳含量相对较高，如巴楚地区的和3井和玛4井有机碳含量竟然分别达到79.85%和77.43%(图1)。与此形成鲜明对比的是塔中地区东部的井，如顺1井、中12井和塔中4井的有机碳含量则普遍低于0.5%；中3井有机碳含量甚至低于0.2%(图2，3)，足见塔中地区有机碳含量之低。满加尔坳陷西侧的顺2井、满西1井有机碳含量大于1.0%，仅次于巴楚地区；塔北地区有机碳含量并不很高，仅大于0.5%(图2，3)。

综上所述，塔里木盆地内部有机碳含量大于0.5%烃源岩发育的范围在以和田1井、玛参1、巴东2井、玛4井为中心、走向北东的条带状区域内，在此条带状区域的东西两侧，有机碳含量都急剧变小，这一变化趋势很显然受卡拉沙依组沉积相的控制。从图3可以看出，较高的有机碳含量分布区限制在潟湖相和蒸发坪相发育范围内。

图3 塔里木盆地石炭系卡拉沙依组沉积相、烃源岩厚度与有机碳含量分布Fig.3 Sedimentary facies, source rock thickness and organic carbon content of the Carboniferous Karashayi Formation in the Tarim Basin

2.2 烃源岩厚度

从图3可以看出，黑色厚度最大的区域在中13-中12井井区，厚度大于100 m，在100 m等值线的外围厚度依次递减为80 m和60 m，其等值线的范围大体与蒸发坪相发育的范围一致。虽然黑色泥岩不能代表烃源岩厚度，但是将黑色泥岩厚度图与上述有机碳含量分布图叠合，可以看出有效烃源岩分布的区域(图3)。

从叠合的效果看，玛参1井周边区域内卡拉沙依组黑色泥岩的有机碳含量高、厚度大，但分布范围小，有机碳含量大于2.0%的面积不到5 000 km2。和田1井至中12井区，即巴楚隆起东侧、塔中隆起西侧黑色泥岩的有机碳含量中等，厚度大，分布范围广。塔西南昆仑山前，有机碳含量中等，厚度中等，分布范围广。除此之外的区域，属于非烃源岩区域(图3)。

3 卡拉沙依组烃源岩有机质类型

3.1 显微组分镜鉴分析结果

有机质类型是有机质的质量指标，不同类型的有机质，生油能力有较大的差别。因此，判别有机质类型是讨论生油条件的一个重要方面。由于镜质组、惰质组、壳质组和腐泥组构成了烃源岩有机质的绝大部分，有机质类型可以在显微组分上直接反映出来[23]，有机质类型的差别实际上是有机显微组分的差别。

表3为9口井卡拉沙依组烃源岩镜鉴分析结果，表中的次生组分主要是渗出沥青体，其中巴参1井次生组分含量高达86.5%(图4a)，它主要来自腐泥质的热演化结果，说明这口井卡拉沙依组烃源岩的有机质类型为Ⅰ型干酪根。中11井有机显微组分中壳质组和镜质组相加竟高达97%(表3)，可见这口井卡拉沙依组烃源岩有机质类型为Ⅲ型干酪根。根据壳质组和镜质组的含量，其余几口井烃源岩有机质类型主要为Ⅱ1型干酪根(图4c-d)。

3.2 族组分分析结果

族组分分析结果反映饱芳比都很高，多数大于3，也说明有机质类型较好，不属于Ⅲ型干酪根。结合前述镜鉴结果，综合分析卡拉沙依组烃源岩有机质类型为Ⅱ1型干酪根(表4)。

3.3 色谱分析结果

表5展示了麦6和麦10井卡拉沙依组烃源岩色谱分析数据，其主峰碳分别为C19和C17，呈前单峰型特征，表明了其有机质类型较好；姥姣烷含量高反映了卡拉沙依组沉积时弱氧化环境，表明这2口井卡拉沙依组烃源岩有机质以Ⅱ1型干酪根为主。

图4 塔里木盆地巴参1井和顺1井石炭系卡拉沙依组烃源岩有机质显微组分镜鉴照片Fig.4 Microscopic photos of organic matter in source rocks in the Carboniferous Karashayi Formation in wells Bacan1 and Shun1, Tarim Basin 表3 塔里木盆地部分井石炭系卡拉沙依组有机质镜鉴结果 Table 3 Microscopic analysis results of the Carboniferous Karashayi Formation in some wells, Tarim Basin

井名深度/m岩性组分的相对含量/%腐泥组壳质组镜质组惰性组次生组分麦44754．16灰黑色泥岩0028．533．538中14219．72灰黑色灰岩0076．523．50中14328．21灰黑色泥岩0030．51257．5巴参12344．04灰黑色泥岩007．5686．5顺14217．73灰黑色泥岩02．568．5260顺14217．83灰黑色泥岩0283．514．50顺14218灰黑色泥岩0026．53142．5和田12741～2841深灰色泥岩0751960和田12840～2940深灰色泥岩06822100中113900灰色泥岩0851230中114000灰色泥岩0603550和41244．9深灰色泥岩12．710．363．713．30和41260深灰色灰质泥岩541712170和41263．5煤3137842和41244．2深灰色灰质泥岩241627330和32856深灰色泥岩39833200和32931．8深灰色粉砂泥岩12736396玛参13848碳质泥岩、煤5226661玛参13971灰黑色泥岩104435110

综上所述，盆地内部的卡拉沙依组干酪根类型主要为Ⅱ1型，而中11井显微组分分析为Ⅲ型，这可能与该井靠近物源区有关(图3)，这一点还需今后对更多的井开展纤维组分镜鉴分析。

4 烃源岩成熟度

塔里木盆地上古生界烃源岩成熟度分析的数据较多，尤其是干酪根最大热解峰温(Tmax)数据大量存在于完井报告之中。本文在搜集干酪根最大热解峰温数据资料的基础上，结合本次新测试的镜质体反射率数据进行探讨。

表4 塔里木盆地部分井石炭系卡拉沙依组有机质族组分分析结果

注：括号内的数据为测试的样品数，此时的值为平均值。

表5 塔里木盆地部分井石炭系卡拉沙依组烃源岩有机质色谱分析结果

4.1 干酪根最大热解峰温分析结果

烃源岩所包含的干酪根在热解生成油气过程中，首先是热稳定性差的部分先热解，而稳定性好的部分需要更高的温度，这样就使热解生烃最大时的温度值随成熟度增大而不断升高[24]，依据干酪根热解最大峰温值判定生油岩成熟度是比较简易可行的方法[25]。

根据9口井的卡拉沙依组烃源岩干酪根热解最大峰温平均值统计结果(表6)，石炭系烃源岩最大峰温值多数在435～450 ℃之间，说明卡拉沙依组烃源岩刚进入成熟期。据图4a中显示的沥青质体，亦说明卡拉沙依组烃源岩已经排烃且有沥青析出。在塔西南地区，随着石炭系埋藏深度的增大，可以推测成熟度要比塔中地区高。

4.2 镜质体反射率分析结果

镜质体反射率是通用的衡量有机质成熟度的有效指标，从盆地内部5口井的卡拉沙依组烃源岩镜质体反射率测试分析结果(表7)，可以看出反射率值并不很高，数值集中在0.5%～0.7%，表明卡拉沙依组烃源岩处于低成熟阶段。

表6 塔里木盆地部分井石炭系卡拉沙依组烃源岩干酪根

表7 塔里木盆地部分井石炭系卡拉沙依组烃源岩镜质体反射率分析结果

总之，干酪根最大热解峰温和镜质体反射率分析结果均表明，盆地中部卡拉沙依组烃源岩处于低成熟—成熟的过渡阶段。

5 结论

(1)族组分分析、色谱分析以及显微组分镜鉴分析结果表明，卡拉沙依组烃源岩有机质类型为Ⅱ1型干酪根。

(2)卡拉沙依组砂泥岩段发育的时期是卡拉沙依组优质烃源岩发育最重要阶段。卡拉沙依组潟湖相分布的区域，即以玛参1井为中心的玛扎塔格构造带附近是优质烃源岩分布的最好区域，在这一区域中有机碳含量大于2%，厚约60 m，处于低成熟—成熟的过渡阶段。但是，总体上看卡拉沙依组优质烃源岩分布相对局限。

(3)塔西南山前带西部的卡拉沙依组烃源岩优于东部。在塔西南山前西部的多个露头剖面，卡拉沙依组有机碳含量均大于0.5%，而在塔西南山前带的东部，这一指标低于0.5%。这也表明塔西南山前带的卡拉沙依组烃源岩并不优于盆地内部。

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(编辑 徐文明)

Source rock characteristics of the Carboniferous Karashayi Formation in the Tarim Basin

Li Jingchang1, Wu Jiang1, He Hong1, Xu Jie1, Guo Xin2

(1.SINOPECPetroleumExplorationandProductionResearchInstitute,Beijing100083,China; 2.InstituteofPetroleumExplorationandProduction,SINOPECNorthwestOilfieldCompany,Urumqi,Xinjiang830011,China)

The organic matter abundance, thickness, distribution range, organic matter type and maturity of clastic rocks in the Carboniferous Karashayi Formation were studied in order to further clarify the scale of hydrocarbon source rocks in the Carboniferous strata in the Tarim Basin. The period when sandstones and mudstones were deposited in the Karashayi Formation was the most important period for the generation of high quality hydrocarbon source rocks. The lagoon facies area close to the Mazatage structural belt with Macan1 well at the center is the best area for high quality source rocks, even better than the southwestern Tarim Basin. Source rocks in this area are about 60 m thick, generally low mature or mature. The organic carbon content is greater than 2%. However, in general, the distribution of high quality source rocks in the Karasayi Formation of the Tarim Basin is relatively limited.

source rock; Karashayi Formation; Carboniferous; Tarim Basin

1001-6112(2017)04-0511-09

10.11781/sysydz201704511

2016-08-09；

2017-06-03。

李京昌(1965—)，男，高级工程师，从事含油气盆地分析研究。E-mail：lijc.syky@sinopec.com。

中国石化科技部项目 “塔里木盆地中石化登记区块基础石油地质研究与综合评价”(34400008-17-ZC0607-0001)资助。

TE122.112

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