鄂尔多斯盆地大牛地气田上古生界烃源岩评价

袁东山 李国强 莫贵初 张彦霞，朱建辉

(中石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川成都610081 中石化石油勘 探开发研究院无锡石油地质研究所，江苏无锡214151) (中石油测井有限公司长庆事业部，陕西 西安 710201) (东方地球物理公司辽河物探处，辽宁 盘锦 124010) (中石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214151)

鄂尔多斯盆地大牛地气田上古生界烃源岩评价

袁东山 李国强 莫贵初 张彦霞，朱建辉

(中石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川成都610081 中石化石油勘 探开发研究院无锡石油地质研究所，江苏无锡214151) (中石油测井有限公司长庆事业部，陕西 西安 710201) (东方地球物理公司辽河物探处，辽宁 盘锦 124010) (中石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214151)

利用油气地球化学分析测试方法，研究了大牛地气田上古生界烃源岩的有机质丰度、类型和成熟度，对其进行了综合评价。结果表明，大牛地气田上古生界烃源岩岩性主要为煤岩和暗色泥岩，不同层段烃源岩质量有所差异，烃源岩质量最好的层段为太2段，下石盒子组只有盒1段烃源岩达标，上石盒子组暗色泥岩基本为非烃源岩；烃源岩有机质类型主要为Ⅲ型，部分暗色泥岩烃源岩有机质类型表现为Ⅱ型；大牛地气田上古生界烃源岩成熟度较高，基本处于高成熟～过成熟演化阶段。

烃源岩；石炭系；二叠系；大牛地气田；鄂尔多斯盆地

大牛地气田构造上位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部东段，横跨内蒙古伊克昭盟伊金霍洛旗、乌审旗和陕西省榆林市神木县，面积约2004.8km2。研究区内构造、断裂不发育，总体为北东高、西南低的平缓单斜，地层倾角0.3～0.6°，局部发育鼻状隆起，但未形成较大的构造圈闭。该区主要含气层位为石炭系太原组、二叠系山西组和下石盒子组；储集层主要为石炭系太原组障壁砂坝，二叠系山西组三角洲平原分流河道砂和下石盒子组河流相河道砂。大牛地气田在储量规模上达到大型气田标准，气田基本特征是多层大型岩性圈闭叠合发育的低渗透-致密气田，以“近源箱型”模式成藏[1-2]。下面，笔者利用油气地球化学分析测试方法对大牛地气田45口探井的烃源岩样品的有机质丰度、类型和成熟度进行研究，并对其进行了综合评价。

1 有机质丰度

1.1不同岩性烃源岩有机质丰度

不同岩性烃源岩有机质丰度有所差异。对不同岩性烃源岩采用相应评价标准对其质量进行评估[3-4]。

1)暗色泥岩 暗色泥岩有机碳含量(TOC)分布范围较宽：0.04%～13.82%，平均1.77%，其中TOC含量大于1.5%的样品占样品总数的44%；暗色泥岩氯仿沥青“A”含量0.0024%～0.5708%，平均0.0447%，氯仿沥青“A”含量大于0.05%的样品占样品总数的30%；暗色泥岩总烃(HC)含量分布在6～1997μg/g，平均170μg/g，总烃含量大于200μg/g的样品约占样品总数的27%；暗色泥岩生烃潜量S1+S2值分布在0～28.9mg/g，平均1.5mg/g，生烃潜量S1+S2值大于2.5mg/g的样品约占样品总数的14%。从有机质丰度各项指标来看，大牛地气田暗色泥岩大部分样品可对生烃有贡献，中等～好烃源岩所占比例较大，但仍有一定比例的样品属于差烃源岩。

2)碳质泥岩 碳质泥岩有机碳含量TOC分布在1.63%～42.51%，平均14.18%，其中TOC含量小于10%的样品占样品总数的50%，TOC含量大于18%的样品占样品总数的36%；生烃潜量S1+S2值分布在0.8～46.91mg/g，平均14.10mg/g，82%样品的S1+S2值小于35mg/g；氢指数IH值(40～176mg/g)全部小于200mg/g，平均80.54mg/g。从有机质丰度各项指标来看，大牛地气田碳质泥岩样品烃源岩质量较差，现场岩心观察碳质泥岩分布有限，平面上基本没有大面积区域分布，因此认为研究区碳质泥岩烃源岩为差烃源岩，对生烃贡献有限。

3)煤 煤样有机碳含量TOC值很高，主要分布在18.83%～84.51%，平均60.55%；氯仿沥青“A”含量分布在0.0842%～2.5067%，平均0.8225%，75%的煤岩样品氯仿沥青“A”含量在0.5%以上；生烃潜量S1+S2值分布在2.7～259.2mg/g，平均88.5mg/g，82.5%的煤岩样品生烃潜量S1+S2值大于50 mg/g。因此，煤作为烃源岩质量较好，大部分为中等及好的烃源岩。

1.2不同层位烃源岩有机质丰度

1)太原组太1段 该段暗色泥岩TOC值分布在0.24%～10.05%，平均1.72%，TOC值大于0.5%的样品占样品总数的73%；氯仿沥青“A”含量分布在0.006%～0.1415%，平均0.0364%；总烃HC分布在15～721μg/g，平均164μg/g；生烃潜量S1+S2分布在0.04～4.5mg/g，平均0.58mg/g。太1段煤TOC值分布在20.6%～76.5%，平均62.9%；氯仿沥青“A”含量分布在0.3757%～1.2342%，平均0.7844%；总烃HC分布在1957～4572μg/g，平均3003μg/g；生烃潜量S1+S2分布在19.2 ～151.9mg/g，平均95.3mg/g。

2)太原组太2段 该段暗色泥岩TOC值分布在1.02%～7.78%，平均2.80%，采集的太2段暗色泥岩样品TOC值都在0.5%以上，64%样品分布在1.5%～3.0%；氯仿沥青“A”含量分布在0.0155%～0.2777%，平均0.0773%；总烃HC分布在58～667μg/g，平均291μg/g；生烃潜量S1+S2分布在0.4～13.8mg/g，平均2.1mg/g。太2段煤TOC值分布在62.9%～84.5%，平均70.8%；氯仿沥青“A”含量分布在0.3415%～2.5067%，平均1.1492%；总烃HC分布在1554～9741μg/g，平均4098μg/g；生烃潜量S1+S2分布在63.4～259.2mg/g，平均142.4mg/g。

3)山西组山1段 该段暗色泥岩TOC值分布在0.42%～13.82%，平均2.29%，山1段暗色泥岩样品TOC值大部分在0.5%以上，其中37%分布在0.5%～1.5%，36%分布在1.5%～3.0%，将近20%的样品TOC值大于3.0%;氯仿沥青“A”含量分布在0.0077%～0.5708%，平均0.0571%；总烃HC分布在36～1997μg/g，平均205μg/g；生烃潜量S1+S2分布在0.12 ～27.36mg/g，平均1.99mg/g。山1段煤TOC值分布在18.8%～84%，平均58.6%；氯仿沥青“A”含量分布在0.2168%～1.9741%，平均0.8108%；总烃HC分布在612～7280μg/g，平均3325μg/g；生烃潜量S1+S2分布在11.1～208.2mg/g，平均82.6mg/g。

4)山西组山2段 该段烃源岩类型主要为暗色泥岩。暗色泥岩TOC值分布在0.08%～8.46%，平均1.24%,山2段暗色泥岩样品中有41%的样品的TOC值在0.5%以下，36%分布在0.5%～1.5%，大于1.5%的只占总数的23%；氯仿沥青“A”含量分布在0.0042%～0.2016%，平均0.0318%；总烃HC分布在13～1496μg/g，平均130μg/g;生烃潜量S1+S2分布在0.01～10.36mg/g，平均0.84mg/g。

5)下石盒子组 该层烃源岩岩性基本上为暗色泥岩，其有机碳含量相对较低，59%的样品TOC值小于0.5%。现场岩心观察盒3段烃源岩样品品相较差，所取2块烃源岩样品分析结果显示TOC值较低，分别为0.06%和0.10%，氯仿沥青“A”含量分别为0.004%和0.0062%，总烃HC值分别为12μg/g和22μg/g，生烃潜量S1+S2只有0.04mg/g。下石盒子组中盒1段烃源岩质量相对较好：有机碳含量TOC值分布在0.10%～2.37%，平均0.83%；氯仿沥青“A”含量分布在0.0035%～0.0673%，平均0.0204%；总烃HC分布在10～290μg/g，平均84μg/g；生烃潜量S1+S2分布在0.03～1.60mg/g，平均0.48mg/g。下石盒子组盒2段烃源岩有机碳含量TOC值分布在0.05%～1.47%，平均0.52%；氯仿沥青“A”含量分布在0.0024%～0.0177%，平均0.0076%；总烃HC分布在6～59μg/g，平均24μg/g；生烃潜量S1+S2分布在0.01～0.38mg/g，平均0.15mg/g。

6)上石盒子组 该层发育有一套区域性的泥岩盖层，钻井岩芯显示该套泥岩主要以浅灰色、灰白色、灰绿色泥岩为主。大37井上石盒子组灰色泥岩测试分析显示，有机碳含量TOC值只有0.25%，氯仿沥青“A”含量为0.007%，总烃HC值为47.5μg/g，生烃潜量S1+S2值为0.02mg/g，各项指标均显示上石盒子组暗色泥岩烃源岩为非烃源岩。

2 有机质类型

干酪根元素分析结果显示，煤的干酪根H/C比值均小于0.8，分布在0.46～0.74，O/C比值分布在0.02～0.08；暗色泥岩干酪根H/C分布在0.26～0.70，O/C比值分布在0.02～0.25，泥岩和煤均表现为典型的Ⅲ型有机质特征。同时可以看出，烃源岩的O/C比值也较低，表明研究区烃源岩成熟度较高，样品点多分布在演化程度较高的区域(见图1)。岩石热解参数氢指数(IH)和氧指数(IO)关系以及氢指数和最高热解峰温Tmax关系也是良好的判识有机质类型的指标[5]。氢指数-Tmax关系图和氢指数-氧指数关系图如图2所示。由图2可以看出，煤的氢指数相对较高，显示出相对较好的生烃能力。干酪根类型指数类型指数结果显示，煤的有机质类型基本为Ⅲ型，大部分暗色泥岩有机质类型为Ⅱ2型，部分样品为Ⅲ型和Ⅱ1型。

图1 大牛地地区烃源岩干酪根元素组成特征 图2 氢指数-Tmax关系图和氢指数-氧指数关系图

碳同位素因其具有特殊的物理、化学性质，受热演化特征的影响较小，因此干酪根碳同位素特征能较好地划分演化程度较高的烃源岩的有机质类型[6]。试验分析结果显示，大牛地气田暗色泥岩δ13C分布范围为-27.1‰～-21.8‰，显示暗色泥岩有机质类型主要为Ⅲ型，少量样品有机质类型表现为Ⅱ型；煤δ13C分布范围为-24.9‰～-22.5‰，体现出明显的Ⅲ型干酪根特征。

3 有机质成熟度

目前国际上判别烃源岩成熟度的唯一可对比的成熟度指标为镜质体反射率(Ro)，其能客观地表征晚古生代以来绝大多数烃源岩的有机质成熟度。大牛地气田石炭系太原组和二叠系山西组暗色泥岩和煤岩样品Ro分布在1.28%～2.33%，平均1.68%，基本处于高成熟～过成熟阶段。石炭系太原组太1段Ro分布在1.35%～2.17%，平均1.71%；石炭系太原组太2段Ro分布在1.42%～2.33%，平均1.69%；二叠系山西组山1段Ro分布在1.28%～2.28%，平均1.67%；二叠系山西组山2段Ro分布在1.38%～2.33%，平均1.62%。

综上所述，大牛地气田太原组-山西组烃源岩成熟度较高，基本处于高成熟-过成熟演化阶段，从平面分布特征看，大牛地气田东北地区太原组-山西组烃源岩成熟度相对较低，由东北向西南地区成熟度逐渐增加，在西南地区太原组-山西组烃源岩演化程度基本处于过成熟阶段，其Ro甚至可达2.0%以上。

4 结 论

1)大牛地气田上古生界烃源岩岩性主要为煤和暗色泥岩，为中等-好烃源岩，而碳质泥岩质量较差。

2)大牛地气田上古生界烃源岩主要分布在太1段、太2段、山1段、山2段和下石盒子组盒1段，盒2段和盒3段烃源岩不发育，上石盒子组暗色泥岩基本为非烃源岩。从有机质丰度各项指标综合判断，烃源岩质量最好的层段为太2段、其次分别为山1段、太1段、山2段和盒1段。

3)根据有机质类型各项指标分析，煤岩有机质类型主要为Ⅲ型，暗色泥岩有机质类型大部分为Ⅲ型，少量样品有机质类型表现为Ⅱ型。

4)研究区上古生界烃源岩成熟度较高，基本处于高成熟～过成熟演化阶段，在平面上具有由东北向西南地区成熟度逐渐增加的趋势。

[1]李良.大牛地气田多层叠合岩性圈闭的发育特征及其勘探潜力评价[A].复杂油气田勘探开发技术新进展文集[C].北京:石油工业出版社，2003:30-37.

[2]郝蜀民,惠宽洋,李良. 鄂尔多斯盆地大牛地大型低渗气田成藏特征及其勘探开发技术[J].石油与天然气地质，2006，27(6)：762-768.

[3]秦建中.中国烃源岩[M].北京：科学出版社，2005.

[4]陈建平,黄第藩,陈建军.酒东盆地油气生成与运移[M].北京:石油工业出版社,1996.

[5]卢双舫，张敏.油气地球化学[M].北京：石油工业出版社，2008.

[6]秦建中.中国烃源岩[M].北京：科学出版社，2005.

[编辑] 李启栋

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.11.028

TE122 113

A

16731409(2012)11N08404