四川盆地中二叠统栖霞组与茅口组烃源岩的差异性

黄士鹏 江青春 汪泽成 苏 旺 冯庆付 冯子齐

中国石油勘探开发研究院

四川盆地中二叠统栖霞组与茅口组烃源岩的差异性

黄士鹏 江青春 汪泽成 苏 旺 冯庆付 冯子齐

中国石油勘探开发研究院

黄士鹏等.四川盆地中二叠统栖霞组与茅口组烃源岩的差异性.天然气工业，2016, 36(12): 26-34.

四川盆地中二叠统栖霞组和茅口组都具有良好的油气勘探前景，目前对这2套烃源岩的横向和纵向分布特征还鲜有报道。为此，通过对17口井111块栖霞组和茅口组岩心样品实测总有机碳含量（TOC）的标定，运用分段平均值法，建立了自然伽马测井曲线与烃源岩TOC的关系式，利用该关系式对全盆地117口井的上述2套烃源岩TOC进行了测井评价。结果表明：①横向上，栖霞组和茅口组烃源岩在全盆地均有分布，发育以川东地区为最好；②茅口组烃源岩在平面厚度、有机碳含量及生气强度等方面均优于栖霞组，前者厚度介于30～220 m，TOC介于0.5%～3.0%，为中等—好烃源岩，而后者厚度介于10～70 m，TOC介于0.5%～2.0%，为差—中等烃源岩；③纵向上，栖霞组烃源岩主要分布在栖一段，茅口组烃源岩主要发育于茅一段和茅二c层。结论认为：①栖霞组生气强度很低，绝大部分地区小于10×108m3/km2；②而茅口组生气强度则明显较高，为10×108～60×108m3/km2且大部分区域都大于20×108m3/km2；③后者具备形成大型气田的物质基础。

四川盆地 中二叠世 栖霞组 茅口组 烃源岩 平面展布 有机质丰度 差异性 测井评价 生气强度

四川盆地中二叠统栖霞组—茅口组成为近期油气勘探的热点，目前在川西双探1、川中南充1、磨溪31X1等井都获得了高产工业气流[1-2]，展现出良好的油气勘探前景。对于栖霞组—茅口组的烃源岩研究，从区域到单个剖面、钻井等前人都已经做了大量工作[1,3-8]，但均未单独对2套地层的烃源岩平面展布和纵向分布特征加以刻画。而这2套烃源岩的平面展布和有机质丰度差异，决定了其生烃贡献的不同，研究二者烃源条件的差异性对于划分其成藏贡献有着重要的意义。

利用测井数据评价烃源岩有机质丰度（TOC）的方法具有连续、快速、分辨率高的特点，现今已被广泛应用于烃源岩的评价研究[9-14]。相对于泥质烃源岩，碳酸盐岩烃源岩的测井评价则应用较少。笔者拟通过四川盆地中二叠统栖霞组和茅口组岩心实测TOC与对应深度自然伽马（GR）值拟合，建立GR—TOC关系，进而利用该关系式对全盆地上述2套地层进行烃源岩测井评价，绘制平面和连井剖面图，分析其横向和纵向分布特征，对比2套烃源岩的差异，寻找生烃中心和优质烃源岩层段，以期对四川盆地中二叠统天然气勘探提供帮助。

1 地质概况

四川盆地是古生代海相克拉通盆地与中新生代陆相前陆—陆内坳陷型沉积叠合的大型含油气盆地，呈北东向延展，外形似菱形，面积约为180 000 km2，盆地四周皆为高山环绕[15-17]。石炭纪末，四川盆地发生云南运动[15,18]，在其形成的准平原化地貌背景上，依次沉积了下二叠统梁山组、中二叠统栖霞组和茅口组，其中梁山组为泥岩碎屑岩沉积，栖霞组和茅口组为海相碳酸盐岩沉积，厚度介于150～400 m[8,18]，栖霞组自下而上分为栖一段和栖二段，茅口组分为茅一段、茅二段、茅三段和茅四段，茅四段分布比较局限，仅在川西南和川东南地区分布。中二叠统末期的东吴运动造成茅口组在盆地内部遭受不同程度的剥蚀[15,18-19]，使得中二叠统茅口组和上二叠统龙潭组之间形成区域不整合面。

2 自然伽马测井评价有机质丰度

有机质具有较强的吸附放射性物质的特性，富有机质地层（烃源岩）常常具有高放射性强度[20]，基于此，可以利用二者间的正相关关系进行烃源岩有机碳含量计算。

笔者采用的自然伽马测井评价碳酸盐岩烃源岩有机质丰度的方法主要为以下步骤：①采集川东地区17口井的111块栖霞组和茅口组岩心样品，测试其有机碳含量；②利用CIFlog测井软件，对栖霞组和茅口组层段的GR曲线进行标准化和归一化处理，统一单位为API，然后对归一化处理后的，对应取样深度的GR曲线进行取值（表1）；③将所述多个取样深度的GR测井数据以预定的数个API为间隔，从小到大分为多个数据段；④获取所述多个数据段中各数据段的GR测井数据和对应取样深度的有机碳含量；⑤计算所述多个数据段中各数据段的GR测井数据的平均值和对应TOC的平均值（表2）；⑥对所述多个数据段中各数据段的GR测井数据的平均值和对应的TOC的平均值进行线性拟合，得到拟合关系式。笔者将这种方法命名为自然伽马测井评价TOC平均值法。

拟合后的关系式为GR＝38.501TOC＋20.201（R2＝0.8789），两者存在很好的线性关系。将实测TOC与利用该公式计算的TOC值进行比较，两者存在较好的吻合性（图1），表明这种方法计算碳酸盐岩有机碳丰度比较可靠。应用此公式，对四川盆地117口井的栖霞组和茅口组烃源岩TOC进行了计算，并利用CIFlog测井软件统计烃源岩厚度，进而编制了2套烃源岩的平面展布和连井剖面图。

3 烃源岩平面和纵向分布

3.1平面展布

碳酸盐岩有效烃源岩的有机质丰度下限和泥质烃源岩基本相同，均为0.5%[21-23]。因此，笔者以此界限为标准，统计了栖霞组和茅口组的烃源岩厚度。

11月16日晚间，沪深交易所正式发布实施上市公司重大违法强制退市实施办法，并修订完善相关规则办法。与此同时，深交所启动对长生生物重大违法强制退市机制，该公司停牌。

栖霞组烃源岩整体上呈现西薄东厚的特点，全盆地均有分布（图2），川西地区厚度在10 m左右，川中地区厚度小于10 m。川东地区最厚，分为2个小的厚值区：达川—开江—梁平一带，厚度介于30～40 m，奉节以西厚度较大，最厚达70 m；川东南地区厚度介于20～40 m。川南地区威远—宜宾一带烃源岩的厚度介于10～30 m。

茅口组烃源岩全盆地均有分布，平面上也呈现西薄东厚的特点（图3）。茅口组烃源岩明显厚于栖霞组，平面厚度介于30～220 m，其中川中地区厚度介于30～130 m，川东地区厚度介于90～220 m。川东开江—梁平一带厚度较周围地区薄，这是由于开江古隆起雏形显现[18]，东吴运动造成该地区茅口组强烈剥蚀，地层厚度明显减薄，相应的烃源岩厚度变薄所致。川西南—川南地区存在茅四段烃源岩，因此该地区的烃源岩厚度也较大，介于120～160 m。碳酸盐岩烃源岩TOC＞2.0%为好（优质）烃源岩[22]，鉴于茅口组烃源岩的有机碳丰度总体上不是很高，一般小于2.0%，主要为中等烃源岩级别，较少可以达到好（优质）烃源岩级别。笔者将TOC＞1.0%的茅口组烃源岩平面厚度进行了分析，发现川东地区茅口组TOC＞1.0%的烃源岩厚度介于40～100 m，为厚值区，开江—梁平一带较薄，介于10～30 m；蜀南地区次之，为40～80 m；川西南地区介于40～60 m；

川西北地区介于20～60 m；川中地区较薄，一般小于40 m，大部分地区在10 m左右。TOC＞1.0%的烃源岩厚度平面分布趋势与TOC＞0.5%的厚度分布趋势基本一致，呈现川东＞蜀南＞川西南＞川西北＞川中的分布规律。

表1 四川盆地栖霞组—茅口组实测TOC和对应深度的GR值表

表2 四川盆地栖霞组—茅口组不同数据段实测TOC和GR范围及平均值表

3.2纵向分布

从北东向的连井剖面上可以看到（图4），栖霞组烃源岩主要发育于栖一段下部，有机碳含量较低，分布范围为0.5%～2.0%，绝大部分小于1.0%，川东北地区的栖霞组烃源岩在厚度和有机质丰度上均优于其他地区。

图1 实测TOC与计算TOC值比较图

图2 四川盆地中二叠统栖霞组烃源岩厚度图及采样井分布图

茅口组烃源岩有机质丰度明显高于栖霞组，分布范围为0.5%～3.0%（图5），有机质丰度较高的层段主要分布在茅一段和茅二c层，是茅口组最重要的烃源岩发育层段，TOC一般分布在1.0%～1.5%，部分层段的TOC＞2.0%。在川西南地区茅四段也发育烃源岩段，不过TOC含量不是很高，一般小于1.0%。根据古生界海相烃源岩总有机碳含量划分标准[22]，栖霞组为差—中等级别烃源岩，茅口组烃源岩达到中等—好级别。

利用CIFlog测井软件，对单口井的栖霞组和茅口组有效烃源岩的TOC值进行算数平均。由于TOC丰度低于1.0%的层段厚度所占比例较大，造成整体的TOC算数平均值较低。栖霞组烃源岩的TOC算数平均值分布区间为0.7%～0.9%，一般小于0.8%，平面上川东和川南地区丰度较高，部分地区可以达到0.9%，川中地区在0.7%左右。茅口组烃源岩的TOC算数平均值较高于栖霞组，介于0.7%～1.1%，高值区分布在川东和蜀南地区，川中地区TOC丰度较低，为0.7%～0.8%。

图3 四川盆地中二叠统茅口组烃源岩厚度图及采样井分布图

图4 四川盆地中二叠统栖霞组烃源岩TOC纵向连井剖面图（剖面位置见图2）

图5 四川盆地茅口组烃源岩TOC纵向连井剖面图（剖面位置见图3）

3.4生气强度

栖霞组和茅口组烃源岩在四川盆地内部绝大部分演化到过成熟阶段，少部分区域为高成熟阶段[7,24]。因此，天然气是本层系的主要勘探对象。根据烃源岩厚度、TOC、密度、有机碳降解率等参数，对2套烃源岩的生气强度进行了计算。计算公式如下：

式中Q表示生气强度，108m3/km2；S表示有效烃源岩面积，km2；H表示有效烃源岩厚度，km；D表示烃源岩密度，108t/m3；K表示有机碳降解率；KH表示有机碳含量换算成油气生成量的系数，取值1.1；TOC表示有机碳含量；正常海相原油最高累计产气率为600 mL/g。

栖霞组烃源岩厚度小，有机碳含量较低。因此其生气强度不高，一般小于10×108m3/km2，在川西地区介于（2～4）×108m3/km2，在川东地区较高，局部地区可介于（6～10）×108m3/km2。

茅口组烃源岩的生气强度明显高于栖霞组（图6），其生气强度范围为（10～60）×108m3/km2，主要在20×108m3/km2以上。川中地区生气强度介于（10～30）×108m3/km2；川东北和川西南地区为生烃中心，生气强度可介于（40～60）×108m3/km2；川西北地区的生气强度大于20×108m3/km2。根据大气田分布在生气中心及周缘（生气强度大于20×108m3/km2）的判断标准[25]，四川盆地大部分地区茅口组烃源岩具备形成大气田的物质基础。鉴于茅口组在烃源岩厚度、丰度以及生烃强度上均明显优于栖霞组。因此，来源于中二叠统碳酸盐岩烃源岩的天然气主要是茅口组烃源岩的贡献。

3.5勘探有利区

目前川西北地区双探1、川中南充1、磨溪31X1等井的中二叠统已获得天然气勘探突破，其中川西地区中二叠统烃源岩的累计厚度为60～140 m，茅口组相对富有机质层段的茅一段和茅二c层TOC主要分布区间为0.5%～1.5%，生气强度如前文所述，川西地区要大于30×108m3/km2。可以看出，川西地区中二叠统烃源岩有机碳丰度虽然不高，但累计厚度大，总体上天然气资源供给条件好。而川中地区烃源岩条件相对于川西北地区要稍差。茅口组TOC值范围在0.5%～1.5%。栖霞组烃源岩在该区的厚度小于10 m，茅口组则分布在60～120 m，生气强度上，中二叠统烃源岩总体上分布在（10～30）×108m3/ km2。虽然生气强度上部分地区小于20×108m3/km2，但根据前人研究，川西北、川中地区天然气具有下志留统龙马溪组（川西北地区）、中二叠统栖霞组—茅口组、上二叠统龙潭组等多套烃源岩生烃贡献[1-2]。因此，基于多套烃源岩的共同供烃，川中地区中二叠统气藏的烃源条件也比较好。

图6 四川盆地中二叠统茅口组烃源岩生气强度平面分布图

川西地区栖霞组台缘相带发育，白云岩储层分布面积广，厚度较大，同时川西北地区茅口组热液白云岩发育区与栖霞组滩相白云岩发育叠合[1-2]，加上川西北地区烃源条件优越，所以川西北地区为中二叠统天然气勘探的Ⅰ类有利区。川中高石梯—磨溪地区为茅口组岩溶高地或岩溶斜坡发育[1-2,18,26-27],岩溶储层发育，栖霞组台内滩相与岩溶储层纵向叠置。因此，高石梯—磨溪地区是中二叠统天然气勘探Ⅱ类有利区。川东地区中二叠统烃源岩条件发育最好，志留系烃源岩在该区也为生烃中心，两者叠合，可以看出川东地区天然气资源条件最为优越。鉴于川东北地区为中二叠统岩溶斜坡发育区[1-2,18,26]，岩溶储层发育，构造发育且圈闭幅度大，但保存条件较川中地区较差[18]，为天然气勘探的Ⅲ类有利区。

4 结论

1）通过实测有机碳含量标定，运用分段平均值法，建立了栖霞组与茅口组的GR—TOC联系，结果表明两者具有良好的线性关系。

2）茅口组和栖霞组烃源岩在全盆地均有分布，发育以川东地区为最好。栖霞组烃源岩主要分布于栖一段，茅口组烃源岩主要发育于茅一段和茅二c层，川西南地区发育茅四段烃源岩。

3）茅口组烃源岩在平面厚度、有机碳含量以及生气强度等方面，均优于栖霞组；前者达到中等—好烃源岩级别，后者为差—中等级别。栖霞组生气强度一般小于10×108m3/km2；茅口组烃源岩生气强度介于（10～60）×108m3/km2，主要在20×108m3/ km2以上。后者具备形成大气田的物质基础。

4）川西北、川中和川东地区多套烃源岩供烃，气源条件优越，这3个地区中二叠统白云岩储层和/或岩溶储层发育，是天然气勘探的有利区。

致谢：成文中戴金星院士提出了宝贵的修改意见，极大地提高了论文质量，《天然气工业》审稿专家也提出了诸多建设性的修改意见和建议，在此一并表示诚挚的谢意！

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（修改回稿日期 2016-10-19 编 辑罗冬梅）

Differences between the Middle Permian Qixia and Maokou source rocks in the Sichuan Basin

Huang Shipeng, Jiang Qingchun, Wang Zecheng, Su Wang, Feng Qingfu, Feng Ziqi
(PetroChina Petroleum Exploration & Development Research Institute, Beijing 100083, China)
NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 12, pp.26-34, 12/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

The lateral and vertical distribution characteristics of the Middle Permian Qixia and Maokou source rocks in the Sichuan Basin, although with a bright exploration prospect, were rarely reported in previous literatures. According to the analysis of the tested TOC data of 111 source rock samples and the corresponding gamma-rays (GR) from 17 wells, the relationship between the TOC and GR was built, and on this basis, the TOC of the Qixia and Maokou source rocks from 117 wells all over the whole basin were calculated. The following findings were obtained. (1) Laterally, the source rocks of the two formations are both distributed in the whole basin, while those in the east are the best in quality. (2) The Maokou source rocks are better than the Qixia ones: the thickness and the TOC values of the former are 30–220 m and 0.5–3.0%, respectively, and source rocks can reach a medium to good level in quality, while those of the latter are 10–70 m and 0.5–2.0%, respectively, and source rocks in a medium quality. (3) Vertically, the Qixia source rocks are mainly developed in the 1stmember of the formation, and the Maokou ones were mainly distributed in the 1stmember and the C section of the second member of the strata. In conclusion, the gas generation intensity of the Qixia Fm, with less than 10×108m3/km2in most parts, is very low, while that of the Maokou Fm is much greater with a range of (10–60)×108m3/km2, and that in most parts is more than 20×108m3/km2, laying a robust foundation for the generation of a large gas pool. The source rocks of the Maokou Fm dominate the hydrocarbon contributions of the Middle Permian source rocks in the Sichuan Basin.

Sichuan Basin; Middle Permian; Qixia and Makou Fms; Source rock; Distribution; Difference; Logging evaluation; Gas generation intensity

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.12.004

国家科技重大专项“海相碳酸盐岩油气资源潜力与大油气田形成条件、分布规律研究”（编号：2011ZX05004-001）、中国石油天然气股份有限公司科研项目“四川盆地栖霞组—茅口组成藏条件及有利目标区评价”（编号：2015-3303-000011）、国家自然科学基金项目“不同成因凝析油的地球化学鉴别”（编号：41303037）。

黄士鹏，1984年生，工程师，博士；主要从事碳酸盐岩油气藏成藏研究工作。地址：（100083）北京市海淀区学院路20号。ORCID: 0000-0003-1706-2550。E-mail: shipenghuang@petrochina.com.cn