鄂尔多斯盆地延长探区上古生界烃源岩特征及其与天然气富集之间的关系

王冠男.

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710065)

鄂尔多斯盆地是在前寒武纪结晶基底上发育起来的多旋回叠合沉积盆地，面积居中国陆上第二，蕴藏着丰富的油气和煤炭资源[1-3]。经过50余年的勘探实践，陆续在盆地北部发现了苏里格、大牛地、榆林、子洲、米脂、神木、乌审旗等大气田。“十一五”以来，延长石油集团在盆地南部延安地区也取得了天然气勘探的重大突破[4-8]，发现了延安大气田。多年来，业界对鄂尔多斯盆地北部各气田的生烃条件及成藏特征开展过大量研究，普遍认为上古生界气藏在“广覆生烃，近源成藏”的背景下，成藏主要受控于储层发育条件。近年来有学者通过对盆地南部延长探区研究认为，天然气富集高产一方面受优质储层控制，另一方面受优质烃源岩控制[9]。笔者以延长探区石炭—二叠系煤及煤系暗色泥岩为研究对象，通过大量烃源岩样品的地球化学特征进行研究分析，结合天然气勘探开发实践，探讨鄂尔多斯盆地南部延安气田烃源岩对天然气富集的影响，进而预测该区下步天然气勘探方向。

1 烃源岩地球化学特征

延长探区上古生界天然气主要来自石炭系本溪组—二叠系山西组的煤系暗色泥岩和煤岩[10]。其中煤系暗色泥岩主要发育于山西组和本溪组，山西组煤系暗色泥岩以滨浅湖沉积的深灰色、黑色为主，部分颜色较浅，其分布范围广，厚度大。本溪组煤系暗色泥岩厚度相对较薄，底部通常发育厚数米至十余米的风华壳铁铝岩。煤层发育在本溪组和山西组2段，以滨海沼泽及河漫沼泽沉积为主，厚度较大，分布稳定；在太原组和山西组1段也局部发育煤层，但规模较小，连续性差，分布不稳定。

本次研究对上述层位的煤系暗色泥岩和煤岩系统大量采样，并分析其地球化学指标，进而评价该区烃源岩的生烃潜力。

1.1 有机质类型

有机质类型是评价烃源岩的主要指标，类型不同会引起烃源岩有机质生烃能力与产物的不同[11]。干酪根 C 同位素组成、干酪根元素组成以及烃源岩热解参数是剖析烃源岩有机质类型的常用手段。本次研究分析化验干酪根C同位素组成样品119个，干酪根元素组成样品80个，热解样品149个，现对各有机质类型参数做如下分析(表1)。

1.1.1 延长探区烃源岩干酪根碳同位素特征

应用干酪根C同位素判别有机质类型的具体界

表1 延长探区石炭—二叠系烃源岩有机质类型参数统计表Table 1 Statistical table of organic matter types of the Permo-Carboniferous source rocks in Yanchang area

限值如下：Ⅰ型有机质干酪根δ13C小于-28‰，Ⅲ型有机质干酪根δ13C大于-25.5‰，Ⅱ型有机质干酪根δ13C介于其间[11]。

通过对研究区119件烃源岩样品的干酪根C同位素分析化验(表1)，发现盒8段的23个干酪根碳同位素样品中，显示少量Ⅰ型有机质，其次为Ⅱ型有机质，主要为Ⅲ型有机质；山1段的32个干酪根碳同位素样品全部显示为Ⅲ型有机质；山2段50个干酪根碳同位素主要显示为Ⅲ型有机质；太原组和本溪组合计14个样品， 主要显示为Ⅲ型有机质。

图1 延长探区石炭—二叠系烃源 岩干酪根C同位素分布直方图Fig.1 Distribution histogram of carbon isotope values of Permo-Carboniferous source rocks in Yanchang area

根据干酪根C同位素分布直方图(图1)也可以看出，只有5个烃源岩样品的δ13C值小于-28‰，显示为Ⅰ型，大部分样品的δ13C值介于-23‰～-25‰之间，表现为较重的碳同位素特征，整体指示有机质类型以Ⅲ型为主兼有部分Ⅱ型有机质和Ⅰ型有机质。

1.1.2 延长探区烃源岩干酪根元素组成特征

有机质类型不同，其干酪根元素组成也不同，一般有机质类型越好，H/C原子比越高。使用这一方法判识有机质类型一般遵循如下界限：Ⅰ型干酪根H/C原子比大于1.5，O/C原子比小于0.1；而Ⅲ型干酪根H/C原子比小于0.8，O/C原子比大于0.3[12]。在实际分析中可用H/C-O/C关系图版对有机质类型进行判识(图2)。将研究区80个烃源岩样品的干酪根元素组成数据投到图版中，发现仅山1段的一个煤系暗色泥岩样品显示为Ⅱ型有机质，其余皆落入Ⅲ型有机质的范围。值得注意的是，有机质演化程度会影响干酪根的元素组成，随热演化程度升高，H/C、O/C原子比下降。图2显示大量样品的H/C原子比小于0.1，O/C原子比小于0.05，这一现象可能是热演化程度较高所致。但从整体样本来看，有机质类型以Ⅲ型为主，极个别样品显示为Ⅰ型有机质，这一结论同干酪根C同位素的判识结果一致。

图2 延长探区石炭—二叠系烃源岩H/C-O/C关系图Fig.2 The plot of O/C vs. H/C of the Permo- Carboniferous source rocks in Yanchang area

1.1.3 延长探区烃源岩热解参数特征

氢指数作为重要的热解参数之一，是指示有机质类型的常用指标。通常，氢指数随烃源岩有机质类型变好而升高[11]。149件石炭系—二叠系烃源岩样品的岩石热解参数分析指出，氢指数值分布范围为1.0～342.1，平均值为19.2，94%的样品氢指数小于50，46%的样品氢指数不到10，整体数值较低(表1)。实际分析中利用氢指数(HI)和最高热解峰温(Tmax)建立相关图版是鉴别有机质类型的常用方法(图3)，从图中可以看出，仅有盒8段1个和山1段2个样品落入Ⅱ2型有机质范围，其余绝大部分样品均显示为Ⅲ型有机质。说明延长探区石炭—二叠系煤系烃源岩有机质类型整体较差，这与干酪根C同位素和元素分析化验得到的认识相同。

综上，通过干酪根碳同位素、元素组成特征、岩石热解特征等手段分析来看，研究区有机质类型以Ⅲ型为主，来自石盒子组8段和山西组的少量煤系暗色泥岩为Ⅰ、Ⅱ型有机质。

图3 延长探区石炭—二叠系烃源岩IH-Tmax关系图Fig.3 The plot of IH vs. Tmax of the Permo- Carboniferous source rocks in Yanchang area

1.2 有机质丰度及恢复

有机质丰度研究是烃源岩评价的必要手段[13-14]，有机质丰度越高，烃源岩生烃潜力越强。延安气田上古生界烃源岩热演化程度较高，主体地区烃源岩镜质体反射率值(Ro)大于2%，Tmax值大于480 ℃，处于过成熟热演化阶段；烃类已经大量排出有效烃源岩之外，有机质丰度亏损严重，实验测得氯仿沥青“A”和生烃潜量(S1+S2)都很低，达不到有效烃源岩的丰度标准(表3)，所以需要对其进行恢复，才能合理评价烃源岩的原始生烃潜力。

烃源岩生烃潜力恢复的方法很多，总体分为实验模拟法和理论计算法[20]。实验法是采用成熟度较低的同类型有机质进行加热，测量各演化阶段的生烃量，得到经验图版或公式，进而恢复有机质丰度。理论计算法主要依据干酪根生烃过程中反应物—生成物之间量的制约关系，结合少量实验数据，通过计算得到恢复系数，如元素法、降解率法[15-17]、动力学法[18]等。

研究区同源的低熟样品难以取得，所以无法采用实验模拟法恢复烃源岩的生烃潜力。夏新宇[19]等人按不同热演化阶段干酪根的元素组成、烃产物的H/C，用迭代法计算出不同阶段的降解率及有机碳恢复系数。刘丽红[15]等人采用夏新宇的计算结果较好地恢复了鄂尔多斯盆地东南部宜参1井山西组烃源岩的生烃潜力。本文所论及烃源岩与其同属一个盆地，层位相当，故也采用此方法对研究区烃源岩的有机质丰度进行恢复，采用的相关参数见表2。

表2 不同类型有机质在不同阶段的降解率及有机碳恢复系数(据夏新宇等，1998)Table 2 Degradation rate of different types of organic matter and recovery coefficient of organic carbon (By Xia Xinyu, et al, 1998)

1.2.1 总有机碳含量(TOC)恢复

本次研究对279个煤系烃源岩样品做了总有机碳含量(TOC)分析，其中煤系暗色泥岩样品241个，煤岩样品38个，各层位分布范围及样品个数见表3。根据烃源岩有机质丰度划分标准[20](表4)，因煤的有机碳含量较高，TOC值通常不作为有机质丰度的评价标准，故在此仅对煤系暗色泥岩有机碳含量(TOC)进行恢复。

总有机碳含量(TOC)恢复前，盒8段、山1段分别有72.9%和61.3%的煤系暗色泥岩样品达不到烃源岩有机质丰度下限，整体评价为非—差的烃源岩；山2段各级别均有分布，整体评价为中等烃源岩；太原组和本溪组整体评价为好烃源岩(表5)。根据夏新宇一文的标准(表2)，煤系暗色泥岩按照

表3 延长探区石炭—二叠系烃源岩地球化学特征参数统计表Table 3 Statistical parameters of geochemical characteristics of the Permo-Carboniferous source rocks in Yanchang area

表4 含煤地层有机质丰度评价标准(据黄第藩，1996)Table 4 Evaluation standard of organic matter abundance in coal- bearing strata (By Huang Difan, 1996)

Ⅲ型有机质恢复，恢复系数取1.3。

经过恢复后，盒8段、山1段为差的烃源岩，山2段、太原组为好烃源岩，本溪组为极好烃源岩(图4)。

1.2.2 (S1+S2)含量恢复

降解率法快捷、简便，能直接计算出排烃量，且不需要热演化程度的参数[16]，因此生烃潜量采用程克明[17]等提出的降解率法恢复。

依据程克明等提出的降解率计算公式：

(1)

(2)

式中KS——生烃潜力恢复系数；

KC——有机碳恢复系数；

D原——原始降解率；

D残——残余降解率。

其中，D原依据有机质类型采用表2中过成熟阶段的累计降解率计算，煤系暗色泥岩取值为43.99%，碳质泥岩及煤岩取值为18.85%；D残由Rock-Eval热解仪测定。本研究共测试149个样品(煤系暗色泥岩124个，煤岩25个)，测定结果见表3。通过上量式计算，煤系暗色泥岩样品恢复系数为21.6，煤岩恢复系数为5.7。

表5 延长探区石炭—二叠系煤系暗色泥岩有机碳含量分布Table 5 Distribution of organic matter abundance of the Permo-Carboniferous source rocks in Yanchang area

图4 煤系暗色泥岩总有机碳含量(TOC)恢复前后对比Fig.4 Comparison of TOC before and after restored in dark mudstone of coal measures

恢复后，盒8、山1煤系暗色泥岩生烃潜力仍然较差，为差烃源岩；山2段、太原组为中等烃源岩；本溪组生烃潜力较强，为好烃源岩。从煤岩恢复效果来看，除太原组为中等烃源岩外，其他三个层位的煤岩均为好烃源岩，山2段和本溪组煤岩的平均(S1+S2)含量分别达到45.6 mg/g和52.2 mg/g，接近为极好烃源岩，说明煤岩是研究区生烃供气的重要物质基础(图5)。

综合前面烃源岩的研究成果可以看出：延安气田上古生界石炭—二叠系煤系暗色泥岩和煤岩有机质丰度均较高，综合评价为中等—好烃源岩，部分煤岩是极好烃源岩；有机质类型以Ⅲ型为主，Ⅰ、Ⅱ型为辅；热演化程度较高，主体达到过成熟的高温裂解生气阶段。由此可见，研究区上古生界石炭—二叠系烃源岩生烃潜力较强，具备良好的气源物质基础。

图5 煤系地层烃源岩(S1+S2)恢复前后对比图Fig.5 Comparison of potential hydrocarbon generation amount before and after restored in dark mudstone of coal measures

2 主力烃源岩展布特征

为综合评价延长探区上古生界烃源岩生烃潜力，弄清主力烃源岩优势产气区，通过录井、测井资料整理分析，统计了山西组和本溪组煤系暗色泥岩厚度数据，绘制厚度等值线图，明确了延长探区上古生界石炭—二叠系煤系暗色泥岩和煤岩的展布特征。

2.1 煤系暗色泥岩

通过对600余口气井的测井曲线及32口井的录井资料进行分析发现，煤系暗色泥岩主要发育于本溪组和山西组，其累计厚度一般可达70～110 m。其中，山西组厚度一般为60～80 m。平面上以东北部的子洲、米脂等地最为发育，厚度在60 m以上；其次在中东部的子长、延长等地也较发育，厚度达50～60 m；向西北部吴起—靖边一带厚度逐渐变薄；而南部富县—洛川—黄龙—黄陵等地其累计厚度变得更薄，一般为40～50 m(图6a)。本溪组煤系暗色泥岩厚度一般为15～35 m，横向分布差异较大，在研究区中部的子长—延长—延川一带厚度可达30余米，而西部吴起—定边一带最低厚度仅为5 m，黄龙—黄陵—富县等南部地区一般为15～20 m(图6b)。综合来看，研究区山西组和本溪组煤系暗色泥岩具有大体一致的分布趋势，即东部、东北部最为发育，至西部及南部厚度逐渐变薄。

2.2 煤岩

上述整理分析工作还揭示煤岩主要发育在山西组和本溪组，单井煤层厚度为1.0～6.4 m，平均厚度为3.8 m。其中山西组煤层集中发育在山2段，山1段不发育，煤层一般厚度为1～4 m，最大厚度可达5.2 m。平面上煤层主要分布在中东部，厚度一般为1～3 m，南部与西部地区煤层发育程度较差，一般厚度为1～2 m。本溪组煤层以夹层少、单层厚度大为主要特征，集中分布在本1段，厚度一般为1～5 m，最厚可达8 m。平面上煤层主要分布在探区中东部和北部(图7a)，厚度一般为2～6 m，探区西部和南部煤层不发育，厚度一般仅为1～2 m(图7b)。

图6 延长探区煤系暗色泥岩厚度等值线图Fig.6 Thickness isoline of dark mudstone of coal measures in Yanchang area

3 生烃强度与天然气富集

生烃强度的计算可以定量评价烃源岩的生烃能力，对认识天然气富集成藏及勘探开发部署具有重要的指导作用[21-22]。本文采用中华人民共和国石油天然气行业标准《天然气藏地质评价方法》(SY/T5601—2009)[23]中的生气强度计算公式：

D=H·ρ·C·R·g

(3)

式中D——生烃强度，108m3/km2；

H——有效生烃岩厚度，km；

ρ——生烃岩密度，108t/km3；

C——生烃岩残余有机碳，%；

R——残余有机碳恢复系数；

g——单位有机碳产气率，m3/t。

图7 延长探区煤层厚度等值线图Fig.7 Thickness isoline of coal in Yanchang area

分别计算煤系暗色泥岩和煤岩的生烃强度，其中有效生烃岩厚度根据钻井和录井资料获得，煤系暗色泥岩密度取26×108t/km3，煤岩密度取14×108t/km3，残余有机碳根据实际分析化验结果获得，有机碳恢复系数取经验值1.2，单位有机碳产气率采用经验值210 m3/t。计算表明：煤的生烃强度主要分布于(5.5～49.4)×108m3/km2之间，平均生烃强度为18×108m3/km2，煤系暗色泥岩生烃强度主要分布于(1.5～20.6)×108m3/km2之间，平均生烃强度为10×108m3/km2，煤的生烃强度是煤系暗色泥岩的1.8倍，为研究区主力烃源岩。平面上煤层生烃强度高值区分布在探区东北部子长—衡山一带及中东部延长—延川一带，其次为西部志丹—吴起等地，南部地区生烃能力较弱(图8a)；煤系暗色泥岩生烃强度高值区主要分布在东部延长和西部志丹—吴起等地，南部地区较弱(图8b)。

图8 延长探区生烃强度等值线图Fig.8 Isoline of sourcing intensity in Yanchang area

前人研究认为，鄂尔多斯盆地上古生界烃源岩具有广覆式生烃、近距离运移成藏的地质特征。曹跃等人研究认为天然气富集高产既受优质储层控制，也受优质烃源岩控制[11]。笔者通过对鄂尔多斯盆地东南部延长探区天然气探井试气无阻流量分类整理发现：试气无阻流量大于10×104m3/d的气井主要分布在探区中东部的延长—延川和东北部的子洲—横山—子长一带，其次分布在西北部的靖边一带和吴起部分地区，而探区南部的富县—宜川—洛川一带气井试气无阻流量普遍较低，一般不到1×104m3/d。这种分布规律与烃源岩生烃强度分布高度吻合。尤其是部分极高产气井的出现，紧邻生烃凹陷中心，下覆往往发育大套优质烃源岩系，在具备优良储层条件下，充足的天然气通过微裂缝运移到这些储集砂体中富集成藏，这种现象表明优质烃源岩分布对天然气富集具有显著的控制作用(图9)。据此认为，探区中东部及东北部是下步天然气主要增储上产区，西北部靖边—吴起一带为重要接替区，南部围绕小规模生烃凹陷寻找优质储层，可作为未来的资源拓展区。

图9 延长探区叠合生气强度与试气产量关系图Fig.9 The relationship between congruent sourcing intensity and test production of gas

4 结论

(1)通过大量烃源岩地球化学特征分析化验认为，探区烃源岩受高热演化程度影响，烃类已排出源岩之外，导致总有机碳含量(TOC)总体偏低，生烃潜量值(S1+S2)更低，不能有效反映有机质丰度。通过对其恢复后，发现盒8段和山1段煤系暗色泥岩为差烃源岩，山2段和本溪组煤系暗色泥岩为中等—好烃源岩，而煤岩为中等—好烃源岩，部分为极好烃源岩。

(2)煤系暗色泥岩和煤岩生烃强度计算表明煤的生烃强度明显高于煤系暗色泥岩，是探区的主力烃源岩，二者叠合生烃强度反映探区中东部及东北部为主力生气区，其次为探区西北部，南部生气能力较弱。

(3)烃源岩生气强度控制高产气井分布，表明优质烃源岩对天然气富集具有显著的控制作用。综合研究认为，探区中部及东北部为下步天然气勘探的重点领域，西北部是重要的接替领域，南部应加强精细勘探，可作为未来的资源拓展领域。