鄂尔多斯盆地北缘石炭系太原组泥页岩生烃能力分析

杨 才，贺志强，郭仁旺，白灵麒，冯 岩，林海涛

(1.内蒙古自治区地质调查院，呼和浩特 010020；2.内蒙古第四地质矿产勘查开发院，内蒙古 乌兰察布 012000)

鄂尔多斯盆地北缘石炭系太原组泥页岩生烃能力分析

杨 才1，贺志强2，郭仁旺1，白灵麒1，冯 岩1，林海涛1

(1.内蒙古自治区地质调查院，呼和浩特 010020；2.内蒙古第四地质矿产勘查开发院，内蒙古 乌兰察布 012000)

鄂尔多斯盆地是我国大型的油气盆地，在内蒙古境内已发现苏里格、大牛地等多个大型天然气田，石炭—二叠系是主要的生烃层系。前人对煤层的生烃能力研究较多，认为煤成气对气藏贡献大。为弄清石炭系太原组泥页岩的生烃能力，通过野外调查、取样分析测试、老井资料复查等方法，对泥页岩的赋存分布、有机质类型、有机碳含量、有机质成熟度等进行了分析研究，认为太原组泥页岩具有较强的生烃能力，是本区天然气的主要烃源岩，也是页岩气的主要成藏层位，太原组泥页岩是我国北方寻找页岩气的有利层位。

鄂尔多斯盆地；太原组；海陆过渡相；泥页岩；生烃能力；页岩气

鄂尔多斯盆地位于我国西北地区东部，地跨陕西、内蒙古、山西、宁夏、甘肃五省(区)，是我国第二大内陆沉积盆地，也是我国主要的油气盆地之一。太原组几乎在全盆地均有分布，为海陆过渡相沉积，岩性为一套灰、灰白、灰黄、灰黑色砂岩、砂砾岩夹灰、灰黄、黄、灰黑、黑色泥岩及炭质泥岩，上部夹煤层。一直以来，太原组只作为气藏的烃源岩进行研究，且对煤层的生烃能力研究较多，认为煤成气对气藏贡献大[1]。对富有机质泥页岩生烃能力的研究不足。

经国务院批准，2011年12月3日，国土资源部发布了新发现矿种公告(2011年第30号)，将页岩气作为我国第172个独立矿种加强管理。中国南方地区的下寒武统牛蹄塘组、下志留统龙马溪组等海相页岩地层页岩气勘探取得突破，已建立了页岩气勘探开发示范区。随着页岩气勘探开发热的兴起，一直被认为只能作为烃源岩的泥页岩成为页岩气研究的重点。目前研究的重点集中在海相和深湖相地层泥页岩的含气性，针对海陆过渡相地层泥页岩的含气性研究很少[2-5]。本文研究的范围为鄂尔多斯盆地北缘的内蒙古部分，研究的地层为石炭系太原组泥页岩。通过野外调查、取样及有机地球化学测试和老井资料复查，从太原组的空间展布、有机地球化学特征等方面，分析太原组海陆过渡相泥页岩的生烃潜力。

1 太原组泥页岩及空间展布特征

晚石炭世，鄂尔多斯盆地由海相逐渐过渡为海陆过渡相，包括沼泽相、三角洲相、障壁岛相、瀉湖相、潮坪相和河口湾相，而富有机质泥页岩在这些沉积环境中皆有分布，其中，以沼泽相和三角洲相较为重要，沉积了太原组富有机质泥页岩层系和煤系[3-4,6]。

结合野外露头与钻井资料，太原组下部岩性为灰白色砂岩、深灰色泥岩及煤层，为沼泽相和三角洲相沉积，产腕足类化石及丰富植物化石。上部岩性为一套黑色深灰色泥岩，夹泥灰岩、灰岩，多为瀉湖相沉积，产丰富的蜓类、腕足类化石。综合分析已有资料，研究区太原组发育较好泥页岩层段，平均泥地比均大于40%，主体岩性为暗色泥岩与煤层、粉砂岩、砂岩互层。

结合野外调查与钻井资料，除北部古隆起区，太原组在全区广大范围均有分布(图1)，分布面积达6.2万km2。太原组厚度在全区变化不大，总体为北部薄(20～60m)，向南增厚(90～120m)。

图1 太原组分布及埋深图Figure 1 Taiyuan Formation distribution and buried depth

2 太原组泥页岩有机地球化学特征

2.1 有机质类型

本区太原组主要沉积相为三角洲平原亚相和三角洲前缘亚相，岩性主要为泥晶生物灰岩、灰黑-黑色泥岩、砂质泥岩及灰白色石英砂岩、煤层。本区太原组构造运动微弱，海底平缓，水动力条件较弱，物质供给少，有机质主要为陆生高等植物。通过干酪根热解、镜检和全岩显微分析，对样品进行综合分析，确定有机质类型。

太原组泥页岩有机质类型样品测试结果显示，干酪根热解结果中低成熟区域显示有机质类型主要为Ⅱ2型，其次为Ⅲ型，高成熟区域不能分辨(图2a)；干酪根镜检表明有机质以腐殖无定形体、壳质碎屑体和无结构镜质体为主，绝大多数样品TI指数位于0～40，其次小于0，极少位于40～80，显示有机质类型主要是Ⅱ2型，其次是Ⅲ型(图2b)；干酪根全岩显微组分中腐泥组约占总量的7%，壳质组约占55%，镜质组约占25%，惰质组约占13%，大部分样品点位于干酪根全岩显微组分三角图中的Ⅱ2型区域，其次位于Ⅲ型区域(图2c、图2d)。

综合分析，上石炭统太原组泥页岩有机质类型主要是Ⅱ2型(偏腐殖混合型)，其次是Ⅲ型(腐殖型)。王社教等对整个鄂尔多斯盆地上古生界泥页岩有机质类型进行了统计分析，认为干酪根类型为偏腐殖混合型-腐殖型[6]。与本次研究结论一致。

2.2 有机质丰度

本次研究主要针对太原组泥页岩开展了有机碳含量(TOC)、生烃潜量(S1+S2)测试分析，评价其有机质丰度。评价有机质丰度的常用指标是有机碳含量(TOC)，有机碳是指岩石中除去碳酸盐、石墨中无机碳以外的碳，即有机碳等于总碳减去无机碳。生烃潜力(S1+S2)指标，一般能反映出未成熟的烃源岩的真正原始产烃潜力，但当有机质已经达到成熟阶段、尤其是高成熟阶段时，生烃潜量(S1+S2)只能代表残余生烃潜力。因此，随着有机质成熟度的提高，生烃潜量(S1+S2)会明显地变小。

太原组泥页岩有机碳含量(TOC)测试结果显示，TOC最低为0.6%，最高为4.3%，平均为2.46%，主体位于2.0%～2.5%(图3a)；太原组泥页岩残余生烃潜力(S1+S2)最低0.04mg/g，最高14.6mg/g，平均1.36mg/g，变化范围大，大部分样品低于2.0mg/g(图3b)。

2.3 有机质成熟度

常用的反映有机质成熟度的实验测试方法有：镜质体反射率(Ro)和烃源岩最大热解峰温(Tmax)值等。镜质体反射率是确定有机质成熟度划分油气形成阶段的十分有效指标， 最大热解峰温值是随着生油岩的埋藏深度的增大和地层时代的变老而增高，是重要的成熟度参数。

太原组泥页岩的镜质体反射率(Ro)最低为0.9%，最高为2.0%，主要位于1.2%～1.99%，平均为1.39%；最大热解峰温(Tmax)值位于443～537℃，平均489℃(图4)。

c干酪根全岩显微组分含量图 d干酪根全岩显微组分三角图图2 太原组泥页岩有机质类型特征Figure 2 Taiyuan Formation argillutite organic matter type characteristics

a有机碳含量柱状图 b残余生烃潜力柱状图图3 太原组泥页岩样品有机质丰度特征Figure 3 Taiyuan Formation argillutite sample organic matter abundance characteristics

图4 太原组泥页岩样品Tmax、Ro分布图Figure 4 Taiyuan Formation argillutite sample Tmax and Ro distribution

3 太原组泥页岩生烃能力分析

目前，研究者认为，泥页岩产生烃类气体受如下几个条件控制：具还原性质的沉积环境、泥页岩达到一定的有效厚度、有机碳含量超过下限标准、干酪根类型和成熟度适中[2]。

分析北美泥页岩生气的有机地化条件，主要表现为黑色泥页岩的有机碳含量(TOC)不小于2.00%，有机质成熟度(Ro)为1.1%～3.5%[7]。我国对海陆过渡相页岩气有利区、目标区优选的有机地化指标为：有机碳含量(TOC)大于2.0%，有机质成熟度(Ro)为Ⅰ型干酪根不小于1.2%、Ⅱ型干酪根不小于0.7%、Ⅲ型干酪根不小于0.5%[8]。符合上述指标的泥页岩即具有产生甲烷气体的能力。

本区太原组泥页岩是在海陆过渡相环境中沉积的，沉积速度较快，是一种封闭性较好的还原环境。有机碳含量(TOC)最低为0.6%，最高为4.3%，平均为2.46%，主体位于2.0%～2.5%。总体超过了我国对海陆过渡相页岩气有利区、目标区优选的有机碳含量指标下限。太原组泥页岩分布范围大，达到6.2万km2，厚度稳定，具有生烃的物质基础。

本区太原组泥页岩有机质类型主要是Ⅱ2型，其次是Ⅲ型。镜质体反射率(Ro)最低为0.9%，最高为2.0%，平均为1.39%，主要位于1.2%～1.99%之间。超过了海陆过渡相页岩气有利区、目标区优选的有机质成熟度指标下限，已具有较强的生烃能力。

王社教等对鄂尔多斯盆地太原组泥页岩的热模拟实验表明，Ro<0.7%时，几乎没有气态烃产出；Ro为0.7%～1.1%时，液态烃产率随Ro增大迅速下降，而气态烃产率则迅速增大；Ro>1.1%时，液态烃产率随Ro增大缓慢下降，而气态烃产率则随Ro增大迅速增大[6]。可见，在具有生烃物质的基础上，有机质的成熟度(Ro)是生气量的重要指标。本区太原组泥页岩Ro主体集中在1.2%～1.99%，以生成气态烃为主，处于有利于生成页岩气的成熟度范围内。

4 结论

1)太原组泥页岩有机碳含量(TOC)主体位于2.0%～2.5%，最高为4.3%，泥页岩分布范围大，达到6.2万km2，厚度稳定，具有生烃的物质基础。有机质类型主要是Ⅱ2型，其次是Ⅲ型。镜质体反射率(Ro)主要位于1.2%～1.99%，处于成熟—高成熟阶段，以生成气态烃为主。是本区苏里格、大牛地等气田的主要气源之一。

2)太原组泥页岩在鄂尔多斯盆地分布广泛，层位、厚度稳定，有机碳含量超过海陆过渡相页岩气有利区、目标区优选指标的要求，有机质处于有利于生成页岩气的成熟度范围内。太原组是成藏页岩气的有利层位，也是我国北方海陆过渡相地层中寻找页岩气的有利层位。

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[2]王祥,刘玉华,张敏,等.页岩气形成条件及成藏影响因素研究[J].天然气地球科学,2010,21(2):350-356.

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[6]王社教,李登华,李建忠,等.鄂尔多斯盆地页岩气勘探潜力分析[J].天然气工业,2011,31(12):40-46.

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Carboniferous Taiyuan Formation Paralic Facies Organic-rich Argillutite Hydrocarbon Generation Capacity Analysis in Northern Ordos Basin

Yang Cai1, He Zhiqiang2, Guo Renwang1, Bai Lingqi1, Feng Yan1and Lin Haitao1

(1.Inner Mongolia Institute of Geological Survey, Hohhot, Inner Mongolia 010020;2.Inner Mongolia Fourth Geology and Mineral Resources Exploration and Exploitation Institute, Ulanqab, Inner Mongolia 012000)

The Ordos Basin is a large-sized oil and gas basin in China, multiple large natural gas fields such as Surig and Daniudi have been found in the basin, while the Permo-Carboniferous is the hydrocarbon generation measures. Most previous studies put attention on coal seam hydrocarbon generation capacity; considered that the coal gas has contributed to the gas reservoir a lot. To find out hydrocarbon generation capacity of the Carboniferous Taiyuan Formation paralic facies argillutite, through field investigation, sampling analytic tests, old well information review carried out analytic study on argillutite hosting and distribution, organic matter type, organic carbon content and organic matter maturity etc. The study has shown that the argillutite has strong hydrocarbon generation capacity, thus the main source rock of natural gas in the area, also the main reservoiring horizon of shale gas. Thus the Taiyuan Formation paralic facies argillutite is the favorable horizon to prospect shale gas in North China.

Ordos Basin; Taiyuan Formation; paralic facies; argillutite; hydrocarbon generation capacity; shale gas

10.3969/j.issn.1674-1803.2017.07.04

1674-1803(2017)07-0014-04

内蒙古自治区页岩气潜力调查评价及开发利用选区研究(2012-03-ZY01)。

杨才(1967—)，男，内蒙古清水河县人，1987年毕业于长春地质学院，煤田地质与勘查专业，高级工程师，现主要从事能源地质矿产勘查工作。

2017-04-11

责任编辑：宋博辇

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