川东北及邻区上二叠统吴家坪组烃源岩评价

冯 冲，邹华耀，郭彤楼，朱扬明

（1．中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249；2．中国石油天然气股份有限公司新疆油田分公司 勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000；3．中国石油化工股份有限公司勘探南方分公司，四川 成都 610041；4．浙江大学 地球科学系，浙江 杭州 310027）

0 引 言

在晚二叠世吴家坪期，四川盆地由西南向东北方向沉积的地层可划分为：峨眉山玄武岩、以陆相为主的宣威组、海陆过渡相的龙潭组和海相的吴家坪组［1］。其中，南充—邻水—涪陵以东的川东北及邻区，海相吴家坪组沉积的主要岩石类型为：碳酸盐岩台地相的灰岩和云岩，海湾相的页岩、泥岩和泥灰岩等。

近些年，川东北及邻区二叠系—三叠系天然气勘探取得了重大突破，在长兴组和飞仙关组海相碳酸盐岩台地及边缘的礁滩储层中，发现了普光、龙岗和元坝等一系列大中型气田［2－14］。研究表明，长兴组和飞仙关组天然气主要来源于吴家坪组烃源岩［15－16］。因此，对吴家坪组烃源岩特征的研究有助于二叠系—三叠系天然气的进一步勘探实践。

前人研究认为，海相烃源岩的发育程度受有机质来源、水动力条件、海水的酸碱度、沉积速率、海底热液等诸多因素的影响［17－27］，归纳起来是受生产力［28－29］和保存条件［30－31］这2个因素控制［32－33］。气候条件和洋流格局是生产力的主要影响因素，沉积环境则直接影响有机质的保存条件［34］。吴家坪期，四川盆地在赤道附近，属于热带潮湿的气候条件；盆地北缘可能存在洋流上涌，上升的洋流带来了磷、硅、铁等营养元素，这些都为有机质的高生产率提供了适宜的条件［35］。海相不同沉积环境的氧化还原条件、水动力条件直接决定了有机质的富集和保存情况［23］，是控制海相烃源岩发育和分布的最重要因素。因此，有必要利用川东北及邻区的岩石学特征和环境地球化学特征，分析烃源岩的沉积条件；结合烃源岩地球化学特征，探讨不同沉积条件下烃源岩的发育情况；计算烃源岩厚度和生烃强度，研究各探区油气富集的烃源岩条件。

1 烃源岩地球化学特征与厚度预测

1．1 地球化学特征

上二叠统吴家坪组烃源岩有机质丰度大，实测总有机碳含量（质量分数，下同）平均达到2．93%，属于优质烃源岩。总有机碳含量（TOC）分布范围较大，低者不足0．5%，高者可以超过10%。其中：TOC值大于0．5%、可作为烃源岩的样品数占总样品的88%；TOC值大于2．0%、可作为优质烃源岩的样品数占总样品的44%（图1）。

图1 烃源岩TOC值分布Fig．1 TOC Distribution of Source Rocks

按照不同岩石类型，对上二叠统吴家坪组暗色岩石样品的TOC值进行统计（表1）。统计结果表明：页岩的平均TOC值最大，高达4．7%；其次为碳质泥岩，平均TOC值为2．1%；泥岩和泥灰岩的平均TOC值也较大，均为1．7%。按照岩石类型，对上二叠统吴家坪组暗色岩石样品的烃源岩含量进行统计（表1）。页岩样品中烃源岩含量仍然是最大的，其次为碳质泥岩，大部分泥岩和泥灰岩也可以作为烃源岩。由此可见，川东北地区吴家坪组泥质含量大的暗色岩石有机质丰度大，为本区最重要的烃源岩。

表1 各岩石类型中烃源岩含量Tab．1 Contents of Source Rocks for Different Kinds of Rocks

测量吴家坪组烃源岩样品的镜质体反射率（Ro），或由沥青反射率（Rb）换算成相当Ro值（Ro＝0．336＋0．656 9Rb）［36］。测量样品大部分来源于川东北及鄂西—渝东地区，部分来源于川东南地区。吴家坪组烃源岩Ro为1．6%～3．2%，平均为2．4%，表明烃源岩的热演化程度在高成熟晚期至过成熟阶段（图2）。

图2 烃源岩Ro分布Fig．2 RoDistribution of Source Rocks

由于吴家坪组烃源岩热演化程度很高，笔者通过干酪根碳同位素资料，分析川东北地区有机质类型。根据实际资料，以干酪根的碳同位素组成（δ（13C））－28×10－3和－25×10－3为界，将干酪根类型划分为Ⅰ型干酪根（δ（13C）为（－28～－33）×10－3）、Ⅱ型干酪根（δ（13C）为（－25～－28）×10－3）和Ⅲ型干酪根（δ（13C）为（－22～－25）×10－3）。由图3可知：川东北大普光、元坝和通南巴地区烃源岩干酪根δ（13C）大部分为（－26～－28）×10－3，干酪根类型以Ⅱ型为主；川东北邻区鄂西—渝东地区干酪根类型也以Ⅱ型为主；川东南地区干酪根类型以Ⅲ型为主。

图3 烃源岩干酪根δ（13C）分布Fig．3 δ（13C）Distribution of Kerogen of Source Rocks

1．2 厚度预测

川东北及邻区已经开展过TOC值测试的井少，对烃源岩的界定不能全部依靠实测TOC值。本研究通过以下步骤来界定吴家坪组烃源岩（图4）：①对有实测TOC值的井段，严格按照TOC值界定烃源岩；②没有实测TOC值的井段，根据Δlog R 法预 测 TOC 值［37－39］，初步 界 定 为烃 源 岩；③Δlog R法预测TOC值时影响因素较多，预测的高TOC值段并不一定就是烃源岩，考虑到吴家坪组烃源岩泥质含量高，对烃源岩的精确界定还要参照岩屑录井泥页岩段和测井高自然伽马段。

川东北及邻区吴家坪组烃源岩厚度相差很大（图5）。达州—开江以北地区烃源岩厚度最大，最大可达171m；再向北到通江和广元地区，烃源岩厚度递减到60m以内；东南部涪陵—垫江—万州—石柱地区烃源岩厚度普遍小于40m。

2 烃源岩发育环境

海相不同沉积环境是控制烃源岩发育和分布的最重要因素。因此，有必要划分川东北及邻区烃源岩发育的古地理环境，并结合烃源岩地球化学特征，划分烃源岩沉积有机相。

2．1 吴家坪组岩相古地理

川东北及邻区吴家坪组沉积相类型为海湾相和碳酸盐岩台地相，过渡到川东南地区为龙潭组滨海平原相。利用单因素分析－多因素综合方法研究烃源岩沉积相［40－41］，分别统计代表海湾沉积环境的页岩、泥岩、含硅灰岩和泥灰岩含量（图6）和代表碳酸盐岩台地沉积环境的碳酸盐岩含量（图7）。

综合这2个单因素来研究烃源岩沉积相。页岩、泥岩、含硅灰岩和泥灰岩体积分数大于50%的地区为海湾沉积相环境；碳酸盐岩体积分数大于50%的地区为碳酸盐岩台地沉积环境；碳酸盐岩体积分数小于50%，并且页岩、泥岩、含硅灰岩和泥灰岩体积分数也小于50%的地区为滨海平原沉积环境。从图8可以看出：海湾相沿广元—开江—梁平一带呈北西—南东向分布；海湾两侧为碳酸盐岩台地相；川东南合川—重庆—南川一带及其以西为滨海平原相。

朱扬明等曾利用干酪根中N与C原子比和二甲基菲异构体比值来讨论不同地区吴家坪组有机质的来源，并利用干酪根中S与C原子比和甲基二苯并噻吩异构体比值（4－／1－MDBT比值）来讨论不同地区吴家坪组烃源岩沉积环境［6］。研究表明：川东北及鄂西—渝东地区有机质主要来源于水生生物，而川东南地区主要来源于陆源高等植物；川东北及鄂西—渝东地区烃源岩沉积在还原环境中，而川东南地区烃源岩沉积环境氧化性强于川东北及鄂西—渝东地区。这一结果与沉积相展布能够很好地对应（图8），从地球化学角度佐证了烃源岩沉积特征。

图4 烃源岩单井预测Fig．4 Single－well Predictions of Source Rocks

2．2 不同环境下烃源岩富集机制

吴家坪组不同环境中烃源岩发育的水动力条件、氧化还原条件和原始有机质的来源不同，这些因素造成烃源岩的富集机制不同。滨海平原低洼地区的潟湖中，水动力条件较弱，为弱氧化环境，发育煤层和碳质泥岩，沉积有机质主要来源于高等植物，有机质类型为ⅡB－Ⅲ型；碳酸盐岩台地环境水动力条件较强，为弱氧化、弱还原环境，岩性以灰岩和含泥灰岩为主，沉积有机质既有藻类等水生低等植物，也有少量陆源高等植物，有机质类型为Ⅱ型；海湾环境水动力条件弱，为还原环境，岩性以泥岩和页岩为主，有机质主要来源于水生浮游生物，有机质类型为ⅡA型，部分为Ⅰ型。因此，海湾环境中形成的烃源岩有机质类型好，较弱的水动力条件和还原环境有利于有机质的保存，从而形成本地区优质烃源岩。

3 烃源岩生烃潜力分析

烃源岩的生烃强度是评价烃源岩生烃潜力的一个重要指标，代表了烃源岩在单位面积上的生烃量。依据汪泽成等提出的“有机质质量平衡法”［42］，将其修改之后用于计算川东北及邻区吴家坪组烃源岩生烃强度。计算公式为

E＝10HDCRKHK／（1－K）

式中：E为生烃强度；H为烃源岩厚度；D为烃源岩密度，取值2．3g·cm－3；CR为实测（残余）有机碳含量；KH为有机碳含量换算成生油气生成量的换算系数，取值1．10；K为有机碳降解率。

该方法通过实测（残余）有机碳含量和有机碳降解率，计算已经降解的有机碳含量，并根据碳在转化过程中的质量平衡原理，求解生成的烃类有机碳的质量，进而计算烃类质量。该方法具有一定的科学性，并且易于理解，只要KH与K选取合理，计算结果较为可靠。

图5 烃源岩分布Fig．5 Distribution of Source Rocks

KH选取主要取决于2个因素：①有机碳在热演化过程中转化成烃类和非烃类中的碳，在较高成熟度的烃源岩中，烃类中碳约占全部已转化碳的90%；②烃类中碳元素的质量与烃类总质量的比值约为1∶1．22。因此，KH为1．10。

有机碳降解率的意义为：假设某生油岩原始有机碳含量为CO，其达到某个成熟阶段的残余有机质含量为CR，则CO－CR＝CRK／（1－K）。K取决于干酪根类型和有机质的热演化程度（Ro）。干酪根类型越好，有机质的热演化程度越高，K越大。研究区吴家坪组烃源岩Ⅱ型干酪根有机质的热演化程度高于1．6%时，有机碳降解率变化不大，取固定值（38．75%）。

吴家坪组烃源岩现今处在高—过演化阶段，由古至今烃源岩一直不断排烃。因此，根据现今烃源岩的实测（残余）有机碳含量和有机碳降解率计算得到的累积生烃潜力，可以有效评价烃源岩的生烃能力。川东北地区储层中的天然气来源于2部分：一部分是由烃源岩早期生成的原油裂解而来；另一部分是由烃源岩干酪根在高演化阶段热解生成的干气［43－44］。正常海相原油最高累计产气率（Qo）约为600mL·g－1；根据陈建平等的模拟试验［45］，有机质热演化程度高于2．0%的干酪根产气率（Qk）约为7mL·g－1。

油裂解的生气强度E（o－g）为

E（o－g）＝0．01EQoλ

烃源岩干酪根热解的生气强度E（k－g）为

E（k－g）＝0．01HDCRQkλ

式中：λ为生气转化率，随演化程度增加而升高，最高为1。

总的生气强度ET为

ET＝E（o－g）＋E（k－g）

已知烃源岩的厚度，通过实测和预测现今残余TOC值，就可以计算出现今烃源岩的生烃强度。

从图9可以看出：川东北中部宣汉—达州地区生气强度最大，可达（50～80）×108m3·km－2；北部苍溪—巴中—通江—南江地区总体生气强度大，但变化快，可达（10～60）×108m3·km－2；东南部大竹—垫江—忠县—万州以南地区生气强度较小，大部分小于20×108m3·km－2。按照戴金星等提出的形成大中型气田的生烃强度标准（生气强度大于20×108m3·km－2）［46］，川东北及邻区宣汉—达州—巴中—通江附近地区的吴家坪组烃源岩满足形成大中型气田的烃源岩条件。

图7 碳酸盐岩分布Fig．7 Distribution of Carbonate Rocks

4 结 语

（1）川东北及邻区上二叠统吴家坪组烃源岩有机质丰度大，现今热演化程度在高成熟晚期至过成熟阶段，干酪根类型以Ⅱ型为主，烃源岩主要发育在泥质含量高的层段。

（2）对川东北及邻区吴家坪组烃源岩厚度进行预测，结果表明烃源岩厚度在本区相差很大，达州—开江以北地区烃源岩厚度最大可达171m，东南部垫江—石柱以南地区烃源岩厚度则小于20m。

（3）川东北及邻区吴家坪组烃源岩发育受沉积环境的控制，烃源岩主要发育在还原环境的海湾中，这里水动力条件弱，岩性以泥岩和页岩为主，有机质主要来源于水生浮游生物，有机质类型为ⅡA型，部分为Ⅰ型。

（4）由生烃强度计算结果可知，川东北及邻区宣汉—达州—巴中—通江附近地区的吴家坪组烃源岩生气强度大，满足形成大中型气田的烃源岩条件。

图8 沉积相分布Fig．8 Distribution of Sedimentary Facies

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图9 烃源岩现今生气强度分布Fig．9 Distribution of Present Generation Intensities of Source Rocks

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