塔中地区深层碳酸盐岩烃源岩原始TOC恢复与有效性定量评价

李倩文，庞雄奇,2，陈践发,2，霍志鹏

[1.中国石油大学(北京)盆地与油藏研究中心，北京 102249；2.油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249；3.东北石油大学地球科学学院，黑龙江大庆 163318]



塔中地区深层碳酸盐岩烃源岩原始TOC恢复与有效性定量评价

李倩文1，庞雄奇1,2，陈践发1,2，霍志鹏3

[1.中国石油大学(北京)盆地与油藏研究中心，北京 102249；2.油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249；3.东北石油大学地球科学学院，黑龙江大庆 163318]

塔中地区发育中—上奥陶统和中—下寒武统两套主力碳酸盐岩烃源岩层，热演化程度已达高—过成熟阶段。基于烃源岩演化过程中物质平衡原理恢复塔中地区深层烃源岩在未排烃前的原始总有机碳含量值，并用恢复后的总有机碳含量值、厚度、面积对烃源岩有效性进行重新评价。结果表明，塔中地区深层碳酸盐岩烃源岩的恢复系数约为2.5；用恢复后的总有机碳含量将塔中深层碳酸盐岩有效烃源岩的TOC下限值重新拟定为0.2%；有效烃源岩的平面分布范围从10×104km2扩大到17×104km2，厚度由14～149m增加到61～278m, 根据塔中地区新的有效烃源岩判别标准确定出的排烃量增加了1.52倍，总资源量增加了1.62倍，表明塔中地区深部低总有机碳含量烃源岩对油气成藏的贡献不应被忽视。

塔中地区；深层；碳酸盐岩烃源岩；烃源岩总有机碳含量恢复；有效烃源岩判别

烃源岩中的有机质是油气形成的物质基础，决定着岩石的生烃能力[1-3]。通常采用岩石中总有机碳含量TOC(Total Organic Carbon)即岩石中有机碳的总质量与岩石总质量的百分数表示岩石中有机质的相对含量，并用来判别和评价岩石的生烃潜力。烃源岩在发生大量排油气作用前的有机质含量称为原始或初始有机质丰度(一般对应Ro=0.5%)，而现今测得的有机质含量是指发生过大量排烃作用之后的残余有机质丰度。研究表明，在地史过程中，烃源岩中有机质的绝对量随生、排烃作用的进行不断减少，导致反映其有机质丰度的有机碳百分含量TOC逐渐降低，对于已达到高成熟—过成熟阶段的烃源岩而言，残余TOC较原始TOC降低幅度更加显著[1,4-7]。目前，进行油气资源评价最常用的方法是成因法[8-10]，而成因法进行油气资源潜力评价的公式为：

Q=QeKma

(1)

式中Q——资源量，g；

Qe——排烃量，g；

Kma——聚集系数，%；

Qe=TOCHSρqe(KTI,Ro)

(2)

式中H——烃源岩厚度，m；

S——烃源岩面积，m2

ρ——烃源岩密度，g/cm3；

qe——单位质量有机碳的排烃率，mg/g；

KTI——有机母质类型；

Ro——热演化程度，%。

因此若要准确反映烃源岩的排烃特征，进而计算资源量，就必须对烃源岩内的残余TOC进行恢复和校正，并用恢复后的TOC值作为判别标准对烃源岩的有效性进行重新评价。

基于对生烃和排烃过程中有机碳含量变化的认识，从20世纪80年代开始，许多学者提出了不同的有机质丰度恢复方法，主要有自然演化剖面法[11]、热解模拟实验法[12]、化学元素守恒法[13]、无效碳守恒法[14]、有机质守恒法[15]、理论推导法[16]及谱学类型模型法[17]，但每种方法都不可避免地受到很多外界条件的影响[18]。为此，庞雄奇等[19]基于干酪根热降解生烃理论和物质平衡原理，从烃源岩演化和油气生、留、排的角度出发，推导出了TOC恢复系数计算公式：

(3)

式中K——烃源岩TOC恢复系数；

TOCo和TOC——原始(A阶段)和残余(B阶段)的有机碳含量；

φo和φ——A阶段和B阶段的烃源岩孔隙度；

ρro和ρr——A阶段和B阶段的烃源岩密度；

Rp——烃源岩油气发生率；

Ke——烃源岩的排烃效率；

Kc——排出烃类的含碳率。

公式(3)在推导过程中同时考虑到了地层压实作用和烃源岩热演化过程对生排烃作用的影响，其所需参数简单且较易从自然条件下获得。基于这些优点，本文采用该方法对烃源岩内残余TOC进行恢复。

烃源岩生成的烃只有排出烃源岩层之后才有可能对油气成藏作出贡献[6,20]。本文将进入了排烃门限并发生过大量排烃作用的烃源岩称为有效烃源岩。对于碳酸盐岩烃源岩的有机碳下限值一直存在争议[21-22]，传统认为该值为0.5%[23]，将TOC小于0.5%的烃源岩称为低丰度烃源岩[22]，TOC大于0.5%的烃源岩称为高丰度烃源岩。有效烃源岩TOC下限值难以达到统一标准主要有两个原因，一是不同学者所指的对象不一样，有的学者认为标准里的TOC值应指现今残余的TOC，而有的学者则认为应是原始状态的TOC；二是许多学者未考虑到TOC值受热演化程度和生排烃作用的影响。式(4)中提出的TOC恢复方法同时考虑到了上述两种因素的影响，因此用它来修订有效烃源岩的TOC下限值具有理论依据和现实意义。

(4)

塔里木盆地塔中地区以发育碳酸盐岩油气藏为主，具有时代老、有机质丰度低、热演化程度高、埋藏深和受多旋回构造运动影响强烈等特点[11,24]，若用烃源岩内残余TOC去评价该区的烃源岩和油气资源潜力必然会引起一定误差。已有数据表明，截止到2011年底，塔中和塔北两个地区已发现油气三级储量超40×108t油当量，已超过塔中和塔北地区三次资源评价38×108t油当量的结果[22]。用TOC大于0.5%的高丰度烃源岩评价的资源量已小于目前发现的三级储量，资源评价和实际勘探储量的巨大反差说明，该区深部有机质丰度较低的碳酸盐岩烃源岩能否成为有效烃源岩值得重新深入思考和研究，这对正确认识和评价塔中地区碳酸盐岩烃源岩具有重要意义。

1 地质概况

塔中隆起位于塔里木盆地中部的沙漠腹地，面积为24500km2。构造上属于中央隆起带中段的一个次级构造单元，北以斜坡过渡形式与满加尔坳陷相邻，南以逆冲断裂带形式与塘古孜巴斯坳陷毗邻，西以土木休克断裂东南段为界与巴楚隆起相接，东以塔中Ⅰ号断裂为界与塔东低凸起相连，呈北西向展布(图1)。

从地层分布上看，塔里木盆地是一个由古生代克拉通盆地和中、新生代前陆盆地叠加复合而成的大型复杂叠合盆地，在纵向上从下至上发育多套生储盖组合(图2)。塔里木盆地台盆区，包括塔中地区主要存在四大套储盖组合，即寒武系储盖组合、奥陶系内幕储盖组合、志留系储盖组合和石炭系储盖组合，塔中地区油气在4套储层中均有分布，但是目前绝大部分油气分布在奥陶系，且未来可能在寒武系发现大量油气分布。

2 塔中地区深层烃源岩残余TOC恢复

2.1 恢复方法的选择

根据B.P.Tissot 和D.H. Welte[1]提出的干酪根热降解生烃理论和物质平衡理论[26]，假定有机母质在转化过程中C、H、O、N、S等5种元素不与外界其他元素发生化学反应，只在彼此之间相互作用；有机母质转化过程中的损失量ΔM全部或最大限度地形成CH4、C2H6、C3H8、C4H10、CO2、H2S、N2、H2、H2O、Oil等10种产物[6，26]，以此为基础，庞雄奇等[19]提出了地史过程中烃源岩演化与TOC变化的地质概念模型(图3)。

压实前、后有机碳质量守恒原则为：

Mco=Mc+Qec

(5)

式中Mco——A阶段烃源岩中所含有机碳的总质量，g；

Mc——B阶段烃源岩中所含有机碳的总质量，g；

Qec——压实过程中排出的孔隙水体积，g。

将式(5)中的3个质量参数换成一些常见的参数，庞雄奇等[19]建立了残余有机碳含量(TOC)和原始有机碳含量(TOC)o之间的数学关系模型即式(4)，并通过变形推导出了TOC恢复系数计算公式，即式(3)。

2.2 参数取值

由式(4)可以看出，影响烃源岩TOC变化的因素主要有烃源岩压实前、后的密度(ρro、ρr)、压实前、后的孔隙度(φo、φ)、现今油气发生率Rp、当前排出烃类的含碳率Kc和现今烃源岩排烃效率Ke等因素，这几个参数分别受烃源岩的岩性(碳酸盐岩、泥岩)、地层埋藏产生的压实作用、有机母质类型KTI及其热演化程度Ro等因素的影响。

2.2.1 烃源岩密度

不同岩性的烃源岩密度不同，对某一种岩性的烃源岩(如泥岩)而言，随着埋深增加，在压实作用影响下岩石密度增加，并且一般情况下密度随埋深呈线性增加[27]。塔中碳酸盐岩烃源岩的密度变化同样符合此规律(图4a)。

2.2.2 烃源岩孔隙度

对沉积岩而言，随着埋藏深度的增加，由于压实作用的影响，岩石孔隙度减小，且一般情况下孔隙度随埋深呈指数关系递减[28]。以此为基础，得出塔中碳酸盐岩烃源岩的孔隙度随埋深的变化关系(图4b)。

2.2.3 油气发生率

油气发生率Rp指当前1t有机母质在转化过程中已累计产生的油气量，随干酪根类型和热演化程度的变化，Rp也相应变化。庞雄奇等[19]根据干

酪根生烃量物质平衡优化模型计算结果，并假定Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类干酪根的类型指数(KTI)分别为100、50、0，作出塔中碳酸盐岩理论上的Rp随Ro的变化关系(图5a)。考虑到实际地质条件下的烃源岩生烃是一个开放过程，外部的“氢”等元素能够参与到有机母质的生烃过程之中，从而提高单位母质的生烃量，庞雄奇等[19]又基于氢指数的变化(图5b)作出了更为接近实际地质条件下的油气发生率Rp随Ro的变化关系(图5c)。

2.2.4 排出烃类的含碳率

排出烃类的含碳率Kc指单位质量的有机母质在转化过程中生成的烃类中所含有机碳的质量比率。理论上，Kc为10种产物中所含有机碳的质量与10种产物的总质量之比，随干酪根类型和热演化程度的不同而改变。庞雄奇等[19]根据干酪根生烃量物质平衡优化模型的计算结果，作出了塔中碳酸盐岩烃源岩Kc随Ro变化的理论曲线(图5d)。根据热解模拟实验结果分析得出的实际Kc值基本是一个常数，平均为0.87。

2.2.5 烃源岩排烃效率

烃源岩排烃效率Ke是指烃源岩排烃量占生烃量的比率。对烃源岩排烃特征的研究，国内外学者提出了许多方法，主要有以热模拟实验为基础的模拟实验法[29-30]、以化学反应过程为基础的化学动力学法[31]、基于物质守恒的物质平衡法[14]和以实际地质条件下烃源岩排烃效率为基础的生烃潜力法[7,20]等。本文根据生烃潜力法模型建立了塔里木盆地中—上奥陶统和中—下寒武统两套烃源岩的排烃模式图，最终得到塔中地区两套烃源岩排烃效率(图6a和图6b)。

2.3 恢复结果

对TOC恢复系数中相关参数进行合理取值，并代入式(3)计算出塔中地区I型碳酸盐岩烃源岩的TOC恢复系数(表1)。由表1的数据作出烃源岩原始TOC恢复系数随Ro变化的图版(图7)。根据实测的数据点可知，塔中地区中—上奥陶统烃源岩的Ro为0.8%～1.3%，其TOC恢复系数约为1.8；中—下寒武统烃源岩的Ro为1.6%～2.2%，其TOC恢复系数约为2.5。

注：Rp1、Kc1、K1和Rp2、Kc2、K2分别代表基于物质平衡优化模拟计算获得的油气发生率、含碳系数、恢复系数和基于实际地质条件下的氢指数变化计算获得的油气发生率、实际地质情况下的含碳系数、恢复系数。

3 塔中地区深层有效烃源岩判别标准

根据表1得出的TOC恢复系数，作出了塔中地区中—上奥陶统和中—下寒武统碳酸盐岩烃源岩原始TOC随Ro变化的图版(图8)，从图中可以看出，随着埋深的增大，热演化程度Ro增加，烃源岩内TOC先微小增加，后大量减少，最后趋于平衡。这表明地史过程中烃源岩内的有机母质丰度是发生变化的，这种变化达到一定阶段后可以很大，因此不能用一个统一的标准判别和评价处于不同演化阶段的烃源岩，也不能基于当前实测TOC判别和评价高过成熟阶段的有效烃源岩。油气勘探实践表明，烃源岩的TOC只有超过0.5%才能发生大量排烃作用并形成具有工业价值的油气藏[6,23,26,32-33]，为此本文将有效烃源岩的原始(Ro=0.5%)TOC下限值定为0.5%。根据TOC演化特征图(图8)可知，原始有机母质丰度为0.5%的烃源岩在埋深并进入排烃门限之后持续排烃过程中的TOC变化特征，进而得到不同演化阶段有效烃源岩的最低TOC判别标准(表2)。

表2　修订后的塔中地区碳酸盐岩有效烃源岩

4 塔中地区深层有效烃源岩分布预测

4.1 平面分布预测

依据重新修订后的有效烃源岩TOC下限判别标准(表2)对塔中地区有效烃源岩进行重新厘定，将TOC下限值从0.5%修订为0.2%，从烃源岩TOC分布等值线图上可以看出有效烃源岩的平面分布范围扩大了很多(图9)。以塔中奥陶系烃源岩TOC等值线图为例，依据TOC为0.5%的传统标准确定有效烃源岩的分布面积约为10×104km2；依据修订后TOC为0.2%的新标准，确定有效烃源岩的分布面积约17×104km2，增加了约1.7倍。

4.2 有效烃源岩厚度

高丰度烃源岩在测井曲线上的典型响应为高伽马、高声波时差、低密度；低丰度烃源岩的测井响应与之相反，据此可在测井曲线上标定烃源岩高丰度区和低丰度区，并计算相应的厚度(图10)。

图11为塔中地区中—上奥陶统低、高丰度烃源岩东西向分布剖面图，通过对连井剖面的详细解剖，可以看出塔中地区绝大部分井位中—上奥陶统低丰度烃源岩均有分布，厚度不等，西薄东厚，总体比高丰度烃源岩厚度大得多。依据表2中重新修订的塔中地区有效烃源岩TOC下限判别标准，对该区烃源岩进行重新评价，新标准(TOC=0.2%)确定的有效烃源岩厚度较传统标准(TOC=0.5%)确定的厚度增加了很多。以良里塔格组各井钻遇的烃源岩为例，恢复前该组有效烃源岩厚度约为14～149m，平均为44m；恢复后该组有效烃源岩厚度为61～278m，平均为162m，增加了约4倍。上述分析表明，进行TOC恢复并重新厘定有效烃源岩TOC下限标准，对于正确评价一个地区的烃源岩厚度分布具有重要意义。

5 低丰度有效烃源岩相对贡献量

成因法对油气资源潜力进行评价的关键参数是烃源岩TOC含量、有效烃源岩的面积和厚度，见式(1)和式(2)。利用新的TOC含量、厚度、面积重新进行油气资源量计算，结果表明(表3)，塔中地区烃源岩总排烃量增加了50%以上，总资源量为原资源评价结果的1.6倍，这表明现今残余TOC小于0.5%的低丰度烃源岩对排烃量和资源量的贡献不可忽视。各层烃源岩对油气资源量的相对贡献率变化表明，深部寒武系烃源岩对奥陶系资源量也有一定贡献，这对合理分析塔中地区的油气来源、正确评价该区资源潜力及指导今后的勘探都具有重要意义。

表3　TOC恢复前后塔中地区排烃量和资源量的变化比较表

6 结　论

(1)烃源岩有机碳含量随演化程度的增加而降低，对处于高过成熟阶段的塔中地区碳酸盐岩而言，当前烃源岩内残余TOC较原始状态有较大变化，用此时的TOC去进行油气资源评价必然会引起很大误差，因此，有必要对该区烃源岩内残余有机碳含量进行恢复。

(2)通过对塔中碳酸盐岩烃源岩内残余TOC进行恢复发现，塔中地区碳酸盐岩烃源岩的恢复系数约为2.5；判别和评价高过成熟有效烃源岩不能套用一个统一不变的标准，在恢复塔中碳酸盐岩有效烃源岩的TOC后，确定的有效烃源岩判别标准为0.2%，在这一标准下，有效烃源岩的平面分布范围从10×104km2扩大到17×104km2，厚度由14～149m增加到61～278m。

(3)利用新标准确定的有效烃源岩对塔中地区资源量进行了重新评价，有效烃源岩的排烃量从354.0×108t增加到536.5×108t，增加了1.52倍，总资源量从15.1×108t增加到24.4×108t，增加了1.62倍，表明深部低丰度有效烃源岩对油气成藏的贡献不应被忽视。

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Original TOC Recovery of Hydrocarbon Source Rock and Effective Quantitative Evaluation for Deep Carbonate Formation in Central Tarim Basin

Li Qianwen1, Pang Xiongqi1,2, Chen Jianfa1,2，Huo Zhipeng3

[1.BasinandReservoirResearchCenter,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China;2.StateKeyLaboratoryofPetroleumResourcesandProspecting,Beijing102249,China;3.CollegeofGeosciences,NortheastPetroleumUniversity,Daqing,Heilongjiang163318,China]

There are two sets of carbonate hydrocarbon source rocks that lie in middle-upper Ordovician and middle-lower Cambrian, their thermal evolution degrees have reached to high or over mature stage. Based on the principle of material balance in the evolution process of deep hydrocarbon source rocks to recover the original TOC before hydrocarbon expulsion in central Tarim basin, by which the effectiveness of hydrocarbon source rock has been reevaluated in terms of its thickness and area. Results showed that the recovery coefficient of hydrocarbon source rocks in deep carbonate was 2.5 in central Tarim basin, the TOC low limit of effective hydrocarbon source rocks redrafted as 0.2% by recovered TOC in central Tarim basin, the plane distribution of effective hydrocarbon source rocks ranges from10×104km2to 17×104km2，average thickness increased from 81.5m to 169.5m；the amount of hydrocarbon expulsion confirmed by new identifying standard of effective hydrocarbon source rocks raised 1.52 times in central Tarim basin, total resource amount increased 1.62 times, which indicated that the contribution of low TOC of deep hydrocarbon source rocks should not be ignored in central Tarim basin.

Central Tarim basin; deep carbonate; hydrocarbon source rock；TOC recovery for hydrocarbon source rocks；effective source identification of hydrocarbon source rock

国家重点基础研究发展计划(973)项目(2011CB201102)。

李倩文(1992年生)，女，硕士，从事油气成藏机理与资源评价研究。邮箱：15810434649@163.com。

TE122

A