涪陵兴隆地区吴家坪组烃源岩生烃潜力评价

王良军，潘 磊



涪陵兴隆地区吴家坪组烃源岩生烃潜力评价

王良军，潘 磊

（中国石油化工股份有限公司勘探分公司，成都 610041）

川东南吴家坪组烃源岩是二叠系-三叠系碳酸盐岩大中型气田的主要气源，通过分析研究表明：该地区吴家坪组烃源岩的TOC均值为2.24%，主要分布在1%~7%之间，为中等-很好品质的烃源岩，其中，炭质泥岩样品的TOC均值达到4.48%，远高于其他岩性，对吴家坪组烃源岩的生烃能力贡献最高；吴家坪组炭质泥岩的δ13C值分布在-28‰~-26‰之间，其类型指数TI值均在80以上，有机质类型判断为I- II1型，产烃能力强；镜质体反射率在2.0%以上，均值达到2.29%，表明该烃源岩处于过成熟阶段，以生成干气为主。

兴隆地区；吴家坪组；有机质；生烃潜力

烃源岩条件的分析是油气成藏研究及资源评价的基础，对油气勘探工作具有重要的指导意义。前人对烃源岩的研究表明，四川盆地发育了几个区域性的潜在烃源岩，包括下寒武统的海相泥岩（牛蹄塘组），下志留统的海相页岩（龙马溪组）、下二叠统的海相泥质灰岩（栖霞组-茅口组）及上二叠统的海相煤系泥岩和灰岩（龙潭组）[1-2]。其中四川盆地龙潭组与吴家坪组为等时异相的地层单位，统称为吴家坪组。

四川盆地中下三叠统和长兴组中相继发现工业气藏以来，吴家坪组的生烃条件受到了很大的关注[3]，研究表明，吴家坪组烃源岩是长兴组和飞仙关组天然气的主要来源[4-5]，其沉积环境变化频繁，导致烃源岩的岩性组合、厚度分布等特征在纵、横向上显示出很强的差异性[6-7]。因此，对吴家坪组烃源岩生烃潜力的研究对其上覆二叠系及三叠系天然气的勘探实践有一定的借鉴作用。前人对四川盆地吴家坪组的研究主要集中在沉积相及地球化学方面[8-13]，而在吴家坪组烃源岩方面的研究较少，更是鲜有对涪陵北部吴家坪组烃源岩潜力评价的研究。本文在勘探井资料、野外剖面观察及室内分析测试的基础上，对涪陵北部兴隆地区吴家坪组烃源岩的生烃潜力进行了评价，为川东南-涪陵北部的油气勘探提供科学依据。

1 区域地质概况

四川盆地地处准地台西北隅的一个次级构造单元，为北东向的菱形沉积盆地。在地史演化中，以东吴运动为界，四川盆地早二叠世至晚二叠世初发生了重要的变革，地质格局和生物演化均发生了巨大的变化，为川东南吴家坪组烃源岩的形成提供了重要的动力学基础和大量的物质基础[3]，喜马拉雅运动是四川盆地构造格局的主要形成期。四川盆地东南部的涪陵区块位于川东弧形高陡褶皱带的万县复向斜内，盆地万县、梁平县—达川地区发育了台盆相间的沉积格局。涪陵北部主体位于梁平县、忠县及万县之间（图1），地表为川东山区，起伏大，地面海拔在120~1200m之间。

图1 川东南涪陵北部构造地质图

图2 涪陵地区地层综合柱状图(据中石化勘探分公司，2016)

涪陵地区上二叠统吴家坪组烃源岩发育良好，厚度及岩性变化较大，厚度分布在65~120m之间，岩性主要为炭质泥岩、泥岩、泥灰岩及灰岩，东吴运动导致了吴家坪组与其下覆茅口组的不整合接触（图2）。涪陵北部主要出露地层为侏罗系，部分出露二叠系。

2 烃源岩评价

中国南方古生界海相烃源岩普遍处于高、过成熟阶段[14]，因此，对研究区烃源岩生烃潜力的评价需要综合考虑有机质丰度、有机质类型及成熟度等信息。涪陵地区吴家坪组泥质岩类的总厚度整体具有“北高南低”的特点，涪陵北部吴家坪组各钻井泥质岩类的厚度均在50m以上，其中兴隆地区已钻穿的兴隆2井，其吴家坪组泥质岩类总厚度为53.5m，未钻穿的兴隆101井吴家坪组的泥质岩类总厚度达78m。涪陵北部吴家坪组普遍发育煤系地层，钻遇大量炭质泥岩、泥岩、泥灰岩及灰岩，为吴家坪组的有利烃源岩。本文引用陈建平的海相烃源岩生烃潜力评价标准[14]对涪陵北部兴隆地区吴家坪组烃源岩进行评价（表1）。

表1 中国古生界海相烃源岩生烃潜力评价等级划分标准

烃源岩的生烃潜力是有机质数量及质量的函数,有机质丰度、有机质类型和成熟度是关键变量，故本文从以上三个方面对涪陵北部兴隆地区吴家坪组烃源岩的生烃潜力进行评价。

2.1 有机质丰度

有机质丰度是评价烃源岩优劣的重要指标，决定着烃源岩的生烃能力及生烃数量。目前，衡量岩石有机质丰度的指标主要有总有机碳（TOC，%）、生烃潜量（S1+S2，mg/g）、氯仿沥青“A”（%）和总烃含量（HC，μg/g），其中，总有机碳的含量是最主要最可靠的指标，生烃潜量为热解参数衍生，不适用于涪陵地区成熟度过高的二叠系烃源层，本文对烃源岩有机质丰度级别主要依据有机碳含量划分。

2.1.1 总有机碳的分布

表2 兴隆地区吴家坪组各岩性TOC分布

兴隆地区吴家坪组样品的TOC数据较丰富，有机碳含量差异较大，为0.40%～6.25%，平均2.24%。其烃源岩样品（TOC>0.5%）达96%以上，57%左右的样品TOC分布在1%~7%之间（图3）。根据以上分类标准，判断兴隆地区吴家坪组样品整体为中等-很好品质的烃源岩。

2.1.2 不同岩性总有机碳的差异

沉积环境与物源的差异导致了岩性的不同，烃源岩多具有特定的岩性组合[15]。涪陵北部上二叠统吴家坪组发育炭质泥岩、泥岩、泥灰岩、硅质灰岩及灰岩等多种岩性，这些岩性能否全部或部分的成为有效烃源岩，有效烃源岩的品质如何，需要进一步的分析。本文在对兴隆地区吴家坪组取样时兼顾了岩性变化的特点，对不同岩性进行了分析，对吴家坪组各岩性样品TOC的平均值及主要分布范围的统计结果如表2所示。

由表2知，就兴隆地区吴家坪组样本数而言，炭质泥岩、泥岩及灰岩的数量较高，可知兴隆地区吴家坪组烃源岩各岩性中以炭质泥岩、泥岩及灰岩发育较为普遍。研究区吴家坪组20个炭质泥岩样品的TOC均值达到4.48%，TOC主要分布在3.90%~5.46%之间，远高于其他岩性，泥岩其次（1.20%），灰岩再次之（0.97%），可知，炭质泥岩、泥岩及灰岩对兴隆地区吴家坪组烃源岩的生烃潜力贡献较高。

2.2 有机质类型

烃源岩有机质的来源和组成关系到烃源岩的生烃潜力，不同类型的有机质，其生烃潜力、产烃类型等均存在差异，对有机质类型的研究是评价烃源岩必不可少的方面。鉴于下古生界海相地层成熟度过高，许多常用的反映有机质类型的地球化学指标（岩石热解数据等）已不适用[16]，因此，本文用干酪根碳同位素（δ13C）和类型指数（TI值）这两个指标对涪陵北部兴隆地区吴家坪组烃源岩有机质类型进行分析。

图3 兴隆地区吴家坪组TOC频率分布直方图

石油的碳同位素组成部分继承了其母质的碳同位素特征，干酪根碳同位素组成(δ13C)是目前确定过成熟海相烃源岩有机质类型的重要指标[3,17]。根据先前学者的研究[3,18-19]及实际资料，将δ13C <-28‰的定为I型，在-28‰~-26‰间定为II1型，在-26‰~-24‰间定为II2型，>-24‰为III型。

通过镜下统计烃源岩样品各显微组分含量的百分比，分别乘以不同的加权系数，得到干酪根的类型指数TI。根据TI值的大小可以确定有机质类型，公式如下：

TI=[a×(+100)+b×(+50)+c×(-75)+d×(-100)]/100 （1）

式中a、b、c、d分别代表腐泥组、壳质组、镜质组和惰性组。

TI值划分干酪根类型的标准为：I型：TI≥80；II1型：TI=40~80；II2型：TI=0~40；III型：TI<0。

表3 兴隆地区吴家坪组干酪根碳同位素及类型指数统计

表4 碳酸盐岩有机质演化阶段划分

对兴隆地区三口井吴家坪组取样4个，分析和计算其δ13C值和类型指数（表3）。从干酪根碳同位素分析来看，吴家坪组炭质泥岩的δ13C值均分布在-28‰~-26‰间，根据以上分类标准应定为II1型干酪根。从镜下各显微组分来看，其计算的类型指数TI值均在80以上，表明吴家坪组炭质泥岩腐泥组的成分较高，根据以上划分标准应定为I型干酪根。这两种评价指标的依据和原理不同，因此划分的干酪根类型略有差异，综合来看，兴隆地区吴家坪组烃源岩有机质类型介于I-II1型。

2.3 有机质成熟度

评价烃源岩成熟度的参数主要有镜质体反射率Ro、壳质组荧光参数、热解烃峰顶温度Tmax、沥青反射率Rb和产率指数PI (PI = S1/ ( S1+ S2) )等。其中，Tmax和PI值作为热解参数不适用于成熟度过高的古生界海相地层，而且PI 值对于已经发生排烃的烃源岩将不再可靠，也容易受运移油的影响[20]。镜质体反射率、壳质组荧光参数也对成熟度过高的海相烃源岩适用性较差[21]，而沥青与镜质体的组成与结构不同，在演化阶段中也存在差异，故不能将此两种反射率值混合使用，应据其二者间的关系换算成统一尺度或单独选用其中一个参数。因此本文通过分析样品的沥青反射率，并将其换算为相当的镜质体反射率来评价涪陵北部兴隆地区吴家坪组烃源岩的成熟度，其评价标准见表4。

丰国秀和陈盛吉[22]通过对四川盆地18条剖面26对不同演化程度的样品的镜质体反射率和沥青反射率的对比得到了沥青反射率（Rb）与镜质体反射率（Ro）的转换公式，相关系数 r = 0.92 。

Ro = 0.3364 + 0.6569 Rb （2）

对兴隆地区为数不多的几口井取典型样品，分析测量其沥青反射率Rb并通过式（2）计算相当的镜质体反射率Ro（表5）。由表5知，兴隆地区吴家坪组4个炭质泥岩样品的镜质体反射率均在2.0%以上，其平均值达到2.29%，说明兴隆地区吴家坪组的热演化程度已经非常高，该期烃源岩处于过成熟阶段，以生成干气为主。

表5 涪陵北部兴隆地区吴家坪组样品沥青反射率及推算镜质体反射率

3 结论

1）涪陵北部吴家坪组各钻井泥质岩类的厚度均在50m以上。兴隆地区吴家坪组样品的TOC均值为2.24%，大部分样品的TOC值分布在1%~7%间，整体为中等-很好品质的烃源岩。其中，炭质泥岩样品的TOC均值达到4.48%，远高于其他岩性，对兴隆地区吴家坪组烃源岩的生烃潜力贡献最高。

2）吴家坪组炭质泥岩的δ13C值均分布在-28‰~-26‰间，其类型指数TI值均在80以上，判断兴隆地区吴家坪组烃源岩的有机质类型介于I- II1型。兴隆地区吴家坪组4个炭质泥岩样品的镜质体反射率均在2.0%以上，其平均值达到2.29%，表明该期烃源岩处于过成熟阶段，以生成干气为主。

3）综合来看，涪陵北部兴隆地区吴家坪组烃源岩厚度大，具备较好的生烃物质基础，产烃能力强，成熟度高，处于大量生气阶段。

[1] 黄籍中, 陈盛吉, 宋家荣, 等. 四川盆地烃源体系与大中型气田形成[J]. 中国科学(D辑:地球科学),1996,(06):504-510.

[2] 梁狄刚, 郭彤楼, 陈建平, 等. 中国南方海相生烃成藏研究的若干新进展(一) 南方四套区域性海相烃源岩的分布[J]. 海相油气地质,2008,(02):1-16.

[3] 腾格尔, 秦建中, 付小东, 等. 川东北地区上二叠统吴家坪组烃源岩评价[J]. 古地理学报,2010,12(03):334-345.

[4] ZOU H Y, HAO F, ZHU Y M, et al. Source Rocks for the Giant Puguang Gas Field, Sichuan Basin: Implication for Petroleum Exploration in Marine Sequences in South China[J]. Acta Geologica Sinica: English Edition, 2008,82(3):477-486.

[5] 朱扬明, 顾圣啸, 李颖, 等. 四川盆地龙潭组高热演化烃源岩有机质生源及沉积环境探讨[J]. 地球化学,2012,41(01):35-44.

[6] 刘喜停，马志鑫，颜佳新．扬子地区晚二叠世吴家坪期沉积环境及烃源岩发育的控制因素［J］．古地理学报,2010,12 ( 2 ) :245-251．

[7] 田雨, 张兴阳, 何幼斌, 等, 四川盆地晚二叠世吴家坪期岩相古地理［J］．古地理学报． 2010，12( 2) : 164-175．

[8] 何江, 郑荣才, 胡欣, 等. 四川盆地西部晚二叠世吴家坪组沉积体系[J]. 石油与天然气地质,2015,36(01):87-95.

[9] 梁新权, 周云, 蒋英, 等. 二叠纪东吴运动的沉积响应差异:来自扬子和华夏板块吴家坪组或龙潭组碎屑锆石LA-ICPMSU-Pb年龄研究[J]. 岩石学报,2013,29(10):3592-3606.

[10] 田洋, 赵小明, 牛志军, 等. 鄂西南利川二叠纪吴家坪组硅质岩成因及沉积环境[J]. 沉积学报,2013,31(04):590-599.

[11] 林良彪, 陈洪德, 朱利东. 重庆石柱吴家坪组硅质岩地球化学特征[J]. 矿物岩石,2010,30(03):52-58.

[12] 李凤杰, 刘殿鹤, 刘琪. 四川宣汉地区吴家坪组硅质岩地球化学特征及其成因探讨[J]. 天然气地球科学,2010,21(01):62-67.

[13] 林良彪, 陈洪德, 朱利东. 川东地区吴家坪组层序—岩相古地理特征[J]. 油气地质与采收率,2009,16(06):42-45+113.

[14] 陈建平, 梁狄刚, 张水昌, 等. 中国古生界海相烃源岩生烃潜力评价标准与方法[J]. 地质学报,2012,86(07):1132-1142.

[15] 邱欣卫. 鄂尔多斯盆地延长期富烃凹陷特征及其形成的动力学环境[D]. 西北大学,2011.

[16] 刘若冰, 田景春, 魏志宏, 等.川东南地区震旦系—志留系下组合有效烃源岩综合研究[J]. 天然气地球科学,2006,(06):824-828.

[17] Misz-Kennan M, Fabiańska M J. Application of organic petrology and geochemistry to coal waste studies[J]. International Journal of Coal Geology, 2011, 88(1): 1-23.

[18] 冯冲, 邹华耀, 郭彤楼, 等. 川东北及邻区上二叠统吴家坪组烃源岩评价[J]. 地球科学与环境学报,2013,35(04):18-29.

[19] 宗文明, 郜晓勇, 孙求实, 等. 华北北部凌源—宁城盆地中元古界下马岭组生烃潜力分析:以小庄户剖面为例[J/OL]. 世界地质,:1-8.

[20] EspitalieJ,Bordenave M L,Rock-eval pyrolysis [M]//BordenaveML,Applied Petroleum Geochemistry,Paris: ditions Technip,1993: 237-261．

[21] 杨平, 印峰, 余谦, 等. 四川盆地东南缘有机质演化异常与古地温场特征[J]. 天然气地球科学,2015,26(07):1299-1309.

[22] 丰国秀, 陈盛吉. 岩石中沥青反射率与镜质体反射率之间的关系[J]. 天然气工业,1988,(03):20-25+7.

The Hydrocarbon Potential of Hydrocarbon Source Rock of the Wujiaping Formation in Xinglong, Fuling

WANG Liang-jun PAN Lei

(Exploration Division, Sinopec Group, Chengdu 610041)

The hydrocarbon source rock of the Wujiaping Formation is major gas source of large gas fields of the Permian-Triassic carbonate rock in southeast Sichuan. The study indicates that TOC values of the hydrocarbon source rock of the Wujiaping Formation in Xinglong, Fuling vary from 1% to 7% with mean value of 2.24%. The carbargillite is high quality hydrocarbon source rock with mean TOC value of 4.48%. The carbargillite is characterized by δ13C values of -28‰~-26‰ and TI values of more than 80, vitrinite reflectance of more than 2.29% with mean value of 2.29%. Organic matter type of the carbargillite is I- II1type.

organic matter; carbargillite; Wujiaping Formation;hydrocarbon potential; Xinglong, Fuling

2017-11-15

国家科技重大专项《四川盆地碎屑岩层系油气富集规律与勘探评价》(2016ZX05002-004)；中石化重大科技项目《四川盆地海相大型气田目标评价与勘探关键技术》(编号P16082)

王良军（1972-），男，贵州赤水人，工程硕士，高级工程师，主要从事油气勘探与研究工作

P618.13

A

1006-0995（2018）02-0256-04

10.3969/j.issn.1006-0995.2018.02.016