巴布亚盆地东部中侏罗统—下白垩统烃源岩评价及勘探建议

刘湘，郭建华，刘辰生，旷理雄，李杰，张振



巴布亚盆地东部中侏罗统—下白垩统烃源岩评价及勘探建议

刘湘1, 2，郭建华1, 2，刘辰生1, 2，旷理雄1, 2，李杰1, 2，张振1, 2

(1. 中南大学 地球科学与信息物理学院，湖南 长沙，410083；2. 有色金属成矿预测与地质环境监测教育部重点实验室(中南大学)，湖南 长沙，410083)

以成盆、成烃和成藏理论为指导，应用总有机碳质量分数((TOC))、岩石热解、镜质体反射率(o)和气相色谱分析(GC)，结合油源对比，综合研究并评价巴布亚盆地东部中侏罗统—下白垩统5套最具代表性的烃源岩，在此基础上提出勘探建议。研究结果表明：巴布亚盆地东部中侏罗统Magobu组烃源岩的有机质丰度评级为中等—很好，有机质类型以Ⅰ型与Ⅱ型为主，主要处于成熟—高成熟阶段，是最具有生烃潜力的烃源岩；研究区中、上侏罗统烃源岩发育在冈瓦纳大陆裂解阶段，随着埋深加大，逐步进入成熟阶段，与采收的原油具有很好的亲缘关系，是研究区的主力烃源岩；提出3个有利勘探区带，按勘探潜力由大至小排序为Papuan褶皱带南部—Aure褶皱带范围内的Ⅰ类油气勘探区带、Fly台地东北部—Eastern高地—Papuan高地范围内的Ⅱ类油气勘探区带以及Fly台地西南部范围内的Ⅲ类油气勘探区带。

巴布亚盆地；烃源岩；有机质丰度；干酪根；镜质体反射率

烃源岩是指富含有机质、在地质历史过程中生成并排出或者正在生成和排出石油和天然气的岩石，其种类分别包括油源岩、气源岩和油气源岩，对油气成藏具有特殊意义[1]。烃源岩有2个基本条件：1) 它含有大量的有机物质即干酪根；2) 干酪根随着深度增加，逐渐达到生成油气的门限温度[2]。因此，通过对不同地层烃源岩进行详细对比分析，对于进一步研究烃源岩成藏条件具有非常重要的意义。巴布亚盆地的勘探工作开始于20世纪初，主要分为4个阶段[3−5]：1910—1929年为油气发现与初探阶段；1930—1959年，在盆地西部布置地震测线网，开展新生界目的层勘探；1960—1989年，技术革新推进了地球物理探测工作，开始对中生界进行初探，并发现了众多大型油气田；1990年—现今，加大盆地东部中生界砂岩勘探力度，新生界礁灰岩作为次重点，逐步实现盆地油气勘探的全面突破。巴布亚盆地东部中生界砂岩层一直以来是研究值得关注的焦点，但对该地区烃源岩缺乏系统评价研究。为此，本文作者对巴布亚盆地东部中侏罗—下白垩统岩芯样品进行取样分析，采用有机质丰度评价、干酪根类型划分、有机质成熟度分析等技术和方法，对巴布亚盆地东部中生界主力烃源岩进行定量评价，并对其生烃潜力进行综合对比分析，在此基础上提出勘探建议。

1 区域地质背景

巴布亚盆地是位于澳大利亚北部托雷斯海峡边缘与巴布亚新几内亚之间的1个弧后前陆盆地，盆地总覆盖面积约68.9×104km2，其中本次研究区主要位于巴布亚盆地东部区域，覆盖面积约47.3×104km2(图1)[6]。GURNIS等[7−10]结合亚太地区构造演化背景，以2D地震资料解释成果为主要依据，将巴布亚盆地东部中生代—新生代构造演化史系统地划分为陆内裂谷阶段(270.0~199.6 Ma)、冈瓦纳大陆裂解阶段(199.6~66.0 Ma)、珊瑚海扩张阶段(66.0~11.6 Ma)、美拉尼西亚岛弧碰撞阶段(11.6 Ma~现今)。多期构造演化导致研究区东西部构造差异明显，其中，西部地区广泛分布中生代地层，在东部地区中生代地层呈残洼分布，巨厚的新生代沉积物覆盖在中生代残洼之上。研究区由Fly台地、Papuan褶皱带、Papuan活动带、Owen Stanley复杂构造带、Aure褶皱带、Moresby凹陷、Eastern高地、Papuan高地和Milne蛇绿岩带共9个主要构造单元组成，其中，在Fly台地，Papuan褶皱带和Aure褶皱带覆盖了巴布亚盆地东部一半以上区域[11]。Fly台地包括西南巴布亚岛陆上部分及巴布亚湾沿线水下部分，构造样式以平缓褶皱变形、轻—中度扭断构造为主，正断层广泛发育，中生代沉积物达1 km以上，Papuan褶皱带和Aure褶皱带紧邻Fly台地，晚中新世发生弧—陆碰撞事件，该区域逐渐开始发育大量冲断层和褶皱，延续至近代仍然没有停止，以中生代边缘海至广海相碎屑岩和新生代海陆过度相碎屑岩沉积物为主。此外，Aure褶皱带由于其构造演化史上经历了晚中新世与上新世—更新世2次主要变形期，导致其发育大量逆掩断层，产状更加陡直[12]。从盆地构造演化格局分析，研究区西部地区广泛发育中生代碎屑岩，在构造改造驱动下，是烃源岩发育的良好场所。根据大量勘探实践[13−15]，巴布亚盆地东部主力烃源岩主要包括中侏罗统Magobu组和Barikewa组、上侏罗统Koi—Iange组和Imburu组以及下白垩统Ieru组(见图2)。其中，中侏罗统Magobu组烃源岩主要由生物扰动泥岩、砂岩及薄层煤线组成，厚度范围为23~364 m，平均厚度达143 m；Barikewa组烃源岩为Magobu组上覆地层，主要包含灰褐色页岩夹少量砂岩隔层，厚度范围为15~1 100 m，平均厚度为285 m。上侏罗统Koi—Iange组和Imburu组烃源岩的岩性较相似，以灰色泥岩夹砂岩及粉砂岩为主。Toro组主要以分选性较好的砂岩为主，已证实是研究区最具经济价值储层。Ieru组烃源岩为Toro组上覆地层，以灰色泥岩为主，厚度范围为42~1 947 m，平均厚度达380 m。由巴布亚盆地东部中生界烃源分布概况可知(图1)：中生界烃源岩有效分布范围为1.26×105km²，主要分布在Fly台地和Papuan褶皱带区域，尤其在Fly台地东部地区厚度最大(500~2 000 m)，具有较好的烃源岩发育条件。

图1 巴布亚盆地东部中生界烃源岩分布概况[6]

2 样品简介与实验方法

在研究区内的4口典型探井中收集30块岩芯样品，其地球化学特征见表1。其中，Magobu组岩芯样品取自Well-D和Well-Y，Barikewa组与Koi—Iange 组岩芯样品取自Well-Z和Well-Y，Imburu组和Ieru组岩芯样品取自Well-X和Well-Y。这些样品被清洗干净之后放置在烤箱中加热至50 ℃，以便充分干燥。将经过干燥处理的样品在实验室进行总有机碳质量分数((TOC))、岩石热解(Rock-Eval)、镜质体反射率(o)以及气相色谱(GC)等分析。对岩石进行热解可以获得生烃潜量(1+2)、最高热解峰温(max)、氢指数(H)与氧指数(O)。通过以上实验获取的参数用于对烃源岩有机质丰度、有机质类型以及成熟度进行分析，并为研究油源条件提供指导。

图2 巴布亚盆地东部中侏罗统—下白垩统综合柱状图[13]

表1 巴布亚盆地东部烃源层样品地球化学特征

3 烃源岩评价

3.1 岩石学特征

巴布亚盆地东部烃源岩厚度见表2。从表2可知：Magobu组烃源岩在Well-Y井中以滨岸相和三角洲相的泥岩和页岩沉积为主，包含单层23层，其中单层厚度最高达32.9 m，累计厚度为275.0 m，占该地层总厚度的54.2%；Magobu组烃源岩在Well-Z井的厚度分布与Well-Y井的厚度分布相似，岩性主要为滨岸相、浅海陆棚相灰色泥岩、页岩，尤其在Well-D井中表现为一套滨岸—三角洲相的泥岩、页岩沉积，含单层13层，单层厚度范围为3.0~260.0 m，累计厚度达1 122.0 m，具有很好的烃源岩发育条件。巴布亚盆地东部中生界岩芯样品照片见图3。从图3(a)可见深灰色泥岩样品上存在明显油污，达到油浸含油级别，可能发育在三角洲相的前三角洲部位。研究区Magobu组烃源岩主要发育在滨岸相、三角洲相、浅海陆棚相，其中，在滨岸相、浅海陆棚相发育的烃源岩主要岩性为灰色页岩，在三角洲相发育的烃源岩以深灰色泥岩为主。

Barikewa组烃源岩在Well-Y井中主要以单层10层、最厚单层达124.5 m的浅海陆棚相—滨岸相泥页岩为主，累计厚度174.9 m，占地层总厚度的69.5%(见表2)。在岩芯样品中(见图3(b))可以识别出褐灰色—深灰色页岩中含有明显的粉砂，指示为一套浅海陆棚相—滨岸相沉积。因此，Barikewa组烃源岩在研究区呈现单层少、厚度大的特点，以浅海陆棚—滨岸相为主。从表2可知：Well-Y井的Koi—Iange组、Imburu组和Ieru组烃源岩厚度分布比较相似，单层5~13层厚度均较小，最厚只有95.0 m，累计厚度不超过 150.0 m，占地层总厚度的比例在45.0%以下；Koi—Iange组、Imburu组和Ieru组的烃源岩沉积环境也比较接近，由图3(c)、图3(d)和图3(e)可见样品中的泥岩表面分布大量粉砂，指示为一套滨岸相—浅海陆棚相的暗绿色砂岩、灰色粉砂岩和泥岩、页岩互层沉积，局部发育河流相。

表2 巴布亚盆地东部烃源岩厚度

(a) 含油污的Magobu组泥岩；(b) 含粉砂—细砂的Barikewa组页岩；(c) Koi—Iange组泥岩中的粉砂；(d) Imburu组泥岩中的粉砂；(e) Ieru组泥岩中的粉砂

3.2 有机质丰度

烃源岩有机质丰度是1个评价暗色细粒沉积物是否具备烃源岩特征的重要指标，它决定了烃源岩的生烃与排烃，并由有机碳总质量分数((TOC))来确 定[16]。根据巴布亚盆地东部岩芯样品实验室分析结果(表1)，尽管每个样品的(TOC)存在动态变化，但都超过0.4%，按烃源岩有机质丰度评价标准，以上样品均具备作为烃源岩的基本条件，尤其是Magobu组烃源岩的(TOC)范围为1.31%~6.23%，总体比其他组(0.73%~1.94%)的高。Magobu组烃源岩的(TOC)与生烃潜量(1+2)之间的关系见图4。从图4可知：当(TOC)处于好—很好评级时，1+2对应于中等—很好评级；Barikewa组烃源岩与Koi—Iange组烃源岩实验结果较接近，当(TOC)属于好评级时，1+2评价为差评级；Imburu组烃源岩与Ieru组烃源岩整体评价最差，(TOC)大部分属于中评级，1+2评价为差 评级。

图4 巴布亚盆地东部岩芯样品总有机碳质量分数与生烃潜量的关系

通过对5组来自巴布亚盆地东部的中侏罗统—下白垩统烃源岩有机质丰度进行定量评价可知：Magobu组烃源岩的有机质丰度评级为中等—很好，比评级为差—中等的其他组烃源岩更具生烃潜力。然而，该结论需要更多的样品和实验来进一步证明。

3.3 有机质类型

有机质类型是研究和评价烃源岩潜力的重要参数之一，这里讨论的有机质指沉积岩中不溶于碱、非氧化型酸和非极性有机溶剂的分散有机质，即干酪 根[17]。其中，Ⅰ型干酪根的生烃潜力最大，Ⅱ型干酪根的生烃潜力次之，Ⅲ型干酪根生烃潜力最小。在本研究中，利用从岩石热解实验中获得的氢指数(H)和氧指数(O)之间的联系来确定干酪根类型。经范氏图修改的岩芯样品分布见图5。从图5可知H与O之间存在以下关系：大部分烃源岩样品具有较低的H和O，属于III型干酪根，来源于陆地高等植物，以河流相为主；Barikewa组烃源岩和Koi—Iange组烃源岩样品分布于Ⅱ型干酪根与Ⅲ型干酪根之间的边界，因此，它们可能是来源于陆相和海相的混合物，以三角洲相为主；Imburu组烃源岩与Ieru组烃源的情况相似，均来自于以陆生高等植物为主要物源的Ⅲ型干酪根，沉积环境以河流相为主。然而，随着O增大，H也相应增大，Magobu组烃源岩样品大多数属于Ⅱ型干酪根类型，极少数为Ⅰ型干酪根，这表明该组干酪根主要来源自海相有机质的输入，以三角洲相、浅海陆棚相为主。

图5 巴布亚盆地东部岩芯样品分布(根据范氏图修改)

3.4 有机质成熟度

有机质成熟度指沉积有机质在热解温度、时间等因素的综合作用下向石油和天然气演化的程度，是表征其成烃有效性和产物性质的重要参数[18]。大量实践证明，只有在成熟阶段的烃源岩分布区才有较高的油气勘探成功率，烃源岩的成熟度是决定油气勘探成败的重要环节[19−21]。根据前人的研究方法，通过镜质体反射率(o)的实验结果和岩石热解实验中获得的最高热解峰温(max)来确定有机质成熟度。从表1可知大多数中生界岩芯样品的o都高于0.5%，并处于低成熟—成熟阶段，其中，o平均值从大至小对应的岩芯样品依次为：Magobu组(1.25%)，Barikewa组(0.64%)，Koi—Iange组(0.6%)，Imburu组(0.54%)和Ieru组(0.47%)；Barikewa组和Koi—Iange组的max均在450 ℃以上，且明显比其他组的岩芯样品(440 ℃以下)的高。

研究区中生界岩芯样品的镜质体反射率与最高热解峰温的关系见图6。从图6可见：大多数样品处于低成熟—成熟阶段，在此阶段的热催化作用下，烃源岩的干酪根开始大量转化为油气，这表明大部分样品达到了生油窗。其中，当max低于430 ℃时，少数Magobu组岩芯样品具有极高的o(1.7%~2.1%)。Barikewa组部分岩芯样品的o也具有与Magobu组类似的趋势，其原因可能是在样品中混入了沥青、原油等可溶有机质，受其影响，热解烃峰2引起max降低，但这需要更多样品和试验来证明。当max高于470 ℃时，Barikewa组和Koi—Iange组部分岩芯样品的o较低(0.4%~0.8%)，这表明在这2组岩芯样品中可能含有惰质体。此外，大多数Ieru组样品处于未成熟阶段与低成熟阶段之间，其成熟度在所有样品中最低。

图6 巴布亚盆地东部中生界镜质体反射率与最高热解峰温关系散点图

4 烃源岩埋藏史与热演化史

典型单井Well-D井地史数据模拟结果见图7。从图7可见：

1) 该井在白垩纪晚期之前的冈瓦纳大陆裂解阶段(199.6~66.0 Ma)为连续沉积，沉积厚度达5.0 km以上，是研究区主要的烃源岩发育期；其后，由于珊瑚海扩张事件(始于约66.0 Ma)，巴布亚盆地的构造位置处于珊瑚海的肩部，地层明显被抬升并遭受剥蚀，尤其是厚度达2.5 km的上白垩统完全被剥蚀。至始新世晚期(57.0 Ma)，共剥蚀白垩系约3.7 km厚的沉积物。

2) 在上升剥蚀时期(白垩纪晚期至始新世晚期)，剥蚀层段以下各沉积层深度变小，但厚度不变。其后，在始新世晚期(40.0~37.0 Ma)，盆地又恢复沉降，接受沉积，沉积厚度远比先前剥蚀掉的沉积物厚度小，不整合面以下地层没有受到压实作用的影响。

3) 在渐新世期间(34.0~23.0 Ma)，既无沉积作用，又无剥蚀作用，为沉积间断期，在此期间，各层厚度不变，深度也不变。至渐新世末期(23.0 Ma)，盆地又开始下降，受美拉尼西亚岛弧碰撞影响(始于11.6 Ma)，研究区开始大范围沉积，沉积的厚度等于先前剥蚀的沉积物厚度，不整合面以下地层基本没有受到压实作用的影响。

在给定条件下，有机质的构造演化与热演化史主导了油气的生成、富集和保存[22]。然而，镜质体反射率(o)被认为与烃源岩的地热变质作用有关，它是反映有机质的埋藏史和热演化史的重要指标。Well-D井热史数据模拟结果见图7。从图7可见：该区主力烃源岩—中上侏罗统烃源岩在白垩纪早期(约138.0 Ma)进入低成熟阶段(o大于 0.5%)，开始产生未熟油；在白垩纪中期(130.0 Ma)，主力烃源岩开始进入成熟阶段(o大于0.7%)，产生成熟的油；在白垩纪中后期 (116.0 Ma)，随着埋藏深度增大而进入高成熟阶段(o大于1.3%)，产物中含有湿气；自白垩纪末期(99Ma)开始逐渐进入过成熟阶段(o大于2.0%)，产物中含有干气。在上升剥蚀时期(66.0~40.0 Ma)与沉积间断期(34.0~23.0 Ma)，研究区的主力烃源岩的成熟度变化不大；自渐新世末期至现今(23.0 Ma—现今)，盆地又恢复下降，接受沉积，研究区主力烃源岩大部分处于成熟阶段—过成熟阶段。

通过对Well-D井埋藏史、热演化史的系统研究可知：巴布亚盆地东部中上侏罗统主力烃源岩在冈瓦纳大陆裂解阶段大量沉积，在白垩纪早期进入低成熟阶段，并随着埋藏深度加大，大部分烃源岩逐步达到成熟阶段，局部达到过成熟阶段。Magobu组岩芯样品中的o与max出现异常，其原因是：样品取自不同埋藏史和热演化史阶段的地层，尤其Magobu组大部分在成熟阶段，油和沥青是该阶段主要产物，其混入样品后，热解烃峰2导致max降低；此外，在美拉尼西亚岛弧碰撞阶段，可能有一些外来物质沿着断层输入至地层深部。

5 油源对比分析

选择以中生界烃源为代表的5组烃源层岩芯样品与3组来自其上覆储层的原油样品进行对比研究。这5组烃源层岩芯样品分别来自Well-Y井中Magobu组泥岩层(图8(a))，Well-Z井中Barikewa组页岩层(图8(b))，Well-Z井中Koi—Iange组泥岩层(图8(c))，Well-Y井中Imburu组泥岩层(图8(d))和Well-X井中Ieru组泥岩层(图8(e))。3组原油样品分别来自Well-Y井中Toro组砂岩层(图8(f))，Well-X井中Toro组砂岩层(图8(g))和Well-Z井中Ieru组砂岩层(图8(h))。

正构烷烃分布见图8。从图8可知：所有收集的烃源岩样品的碳原子数分布范围在15~25个之间，姥鲛烷(Pr)的峰值比植烷(Ph)的峰值更高，这表明烃源岩的有机质已经达到成熟阶段并在氧化环境中发育，如Well-Y井中原油的正构烷烃分布曲线与Well-Y井中Magobu组泥岩层正构烷烃分布曲线相似。然而，来自Well-X井和Well-Z井的原油样品的碳原子数分布范围为11~15个，同样，姥鲛烷(Pr)的峰值比植烷(Ph)的峰值更高，这表明原油样品处在过成熟阶段并在氧化环境中发育。为了更好地进行油源对比，在考虑形态学因素的基础上将其划分为以下2类：岩芯样品Y-M-1(图8(a))和Z-B-2(图8(b))的正构烷烃分布曲线与原油样品O-1(图8(f))的正构烷烃分布曲线具有很高的相似性；岩芯样品Z-K-1(图8(c))，Y-U-1(图8(d))和X-I-2(图8(e))的正构烷烃分布曲线与原油样品O-2(图8(g))和O-3(图8(h))具有很高的相似性。这表明这些原油大多数来源于巴布亚盆地东部中、上侏罗统烃源岩，部分来源于下白垩统烃源岩。

(a) Well-Y井中Magobu组泥岩层；(b) Well-Z井中Barikewa组页岩层；(c) Well-Z井中Koi—Iange组泥岩层；(d) Well-Y井中Imburu组泥岩层；(e) Well-X井中Ieru组泥岩层；(f) Well-Y井中Toro组砂岩层；(g) Well-X井中Toro组砂岩层；(h) Well-Z井中Ieru组砂岩层。

Pr—姥鲛烷；Ph—植烷

图8 巴布亚盆地东部中生界正构烷烃分布

Fig. 8 Distribution of Mesozoic n-alkanes in the eastern Papuan Basin

6 勘探建议

6.1 油气资源潜力综合评价

为了系统评价巴布亚盆地东部中侏罗统—下白垩统5套主要烃源岩的生烃潜力，综合考虑5种参数的平均值，分别是为(TOC)，1+2，o，max以及每组厚度，见图9。从图9可见：由于Magobu组泥岩层(图9(a))的5个参数综合指标均明显比其他层位的高，因而，Magobu组泥岩层是最具有油气生成潜力的层位；尽管Barikewa组页岩层(图9(b))、Koi—Iange组泥岩层(图9(c))和Ieru组泥岩层(图9(e))的厚度平均值(285~380 m)比Magobu组泥岩层的更高，但其他参数均比Magobu组泥岩层的低。此外，Imburu组泥岩层(图9(d))样品的各参数是所有烃源岩样品中最低的，这表明Imburu组泥岩层不适合油气生成。

6.2 有利勘探区带分析

巴布亚盆地划分为9个次级构造单元，面积为68.9×104km2(图1)，其中巴布亚新几内亚境内面积约为47.3×104km2。巴布亚盆地东部构造演化史见图10。分析图10可知：在古新统沉积之前，中生代地层厚度明显比上新统沉积之前的高。其原因是：巴布亚盆地东部在接受古新统—中新统沉积之前，盆地正处于晚白垩世的珊瑚海扩张期，中生代地层遭受抬升剥蚀之后，才开始沉积古新统之后的地层，往北西向，抬升剥蚀作用减弱，研究区东部地区受珊瑚海扩张影响，挤压变形强烈，中生代地层充填在基底之上，呈现残洼充填分布；研究区北部边缘受到持续至今的弧—陆碰撞作用影响，发育大量逆冲断层，是构造圈闭发育的良好部位，如Papuan褶皱带和Aure褶皱带。

在研究区中侏罗统—下白垩统烃源岩系统评价的基础上，结合各次级构造单元的油气勘探现状及构造演化史进行综合分析，可将Papuan褶皱带南部—Aure褶皱带作为Ⅰ类油气勘探区带，Fly台地东北部—Eastern高地—Papuan高地作为Ⅱ类油气勘探区带，Fly台地西南部作为Ⅲ类油气勘探区带，见图11。按照与主力生烃中心的距离，勘探潜力从大至小依次为Ⅰ类油气勘探区带、Ⅱ类油气勘探区带和Ⅲ类油气勘探区带。从图11可见：

1) Papuan褶皱带南部—Aure褶皱带为Ⅰ类油气勘探区带，区带勘探面积约6.5×104km2。该区域总体向东北倾，临近Pauan皱褶带北部与东部中、上侏罗统主力烃源岩主生烃中心，处于研究区内最有利的油气运移指向区，油气富集度最高。

2) Fly台地东北部—Eastern高地—Papuan高地为Ⅱ类油气勘探区带，区带勘探面积约16.4×104km2。该区域总体东北倾，临近Fly台地东部中、上侏罗统主力烃源岩次生烃中心，离Pauan皱褶带中、上侏罗统主力烃源岩主生烃中心较近，处于较有利的油气运移指向区，油气富集度较高。

(a) Magobu组泥岩层；(b) Barikewa组页岩层；(c) Koi—Iange组泥岩层；(d) Imburu组泥岩层；(e) Ieru组泥岩层

(a) 北东—南西向剖面；(b) 东—西向剖面

3) Fly台地西南部为Ⅲ类油气勘探区带，区带勘探面积约9.8×104km2。该区域总体东北倾，距离Fly台地东部中、上侏罗统主力烃源岩次生烃中心较近，但是距离Pauan皱褶带中、上侏罗统的主力烃源岩主生烃中心较远，处于较有利的油气运移指向区。

图11 巴布亚盆地东部区带综合评价图

7 结论

1) Magobu组泥岩层的有机质丰度明显比其他组烃源岩的高，同时，有机质类型主要分布于Ⅱ型，少数属于Ⅰ型，这表明其主要由海相沉积物衍生而来，有机质成熟度大部分在成熟—高成熟之间，产物以成熟油和湿气为主。然而，Barikewa组烃源岩和Koi—Iange组烃源岩主要分布于Ⅱ型干酪根与Ⅲ型干酪根之间的边界，可能来源于陆相和海相的混合物，以低熟油为主，少数为成熟油。Imburu组烃源岩与Ieru组烃源的情况相似，均来自于以陆生高等植物为主要物源的Ⅲ型干酪根，其中大部分为低熟油，局部还未成熟。经综合评价，Magobu组泥岩层最具生烃潜力，Imburu组泥岩层生烃潜力最小，其他组烃源岩的生烃潜力介于这两者之间。

2) 巴布亚盆地东部中、上侏罗统烃源岩在冈瓦纳大陆裂解阶段大量沉积，在白垩纪早期进入低成熟阶段，并随着埋藏深度加大，大部分烃源岩逐步达到成熟阶段，局部达到过成熟阶段。

3) 原油样品与烃源岩样品的正构烷烃曲线具有很好的相似性，因此，这些原油大多数来源于巴布亚盆地东部中、上侏罗统烃源岩，部分来源于下白垩统烃源岩，巴布亚盆地东部中、上侏罗统烃源岩可作为研究区的主力烃源岩。

4) 在研究区中侏罗统—下白垩统烃源岩系统评价的基础上，结合与中、上侏罗统主力生烃中心的距离，Papuan褶皱带南部—Aure褶皱带范围内的Ⅰ类油气勘探区带的勘探潜力最大，Fly台地东北部—Eastern高地—Papuan高地范围内的Ⅱ类油气勘探区带的勘探潜力次之，Fly台地西南部范围内的Ⅲ类油气勘探潜力最小。

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Evaluation and exploration suggestion of source rocks from Middle Jurassic to Lower Cretaceous in eastern Papuan Basin

LIU Xiang1, 2, GUO Jianhua1, 2, LIU Chensheng1, 2, KUANG Lixiong1, 2, LI Jie1, 2, ZHANG Zhen1, 2

(1. School of Geosciences and Info-Physics, Central South University, Changsha 410083, China;2. Key Laboratory of Metallogenic Prediction of Nonferrous Metals and Geological Environment Monitoring,Ministry of Education, Central South University, Changsha 410083, China)

With the theory guidance of basin evolution, hydrocarbon generation and hydrocarbon accumulation, the total organic carbon content((TOC)), rock-eval pyrolysis, vitrinite reflectance(o) and gas chromatography (GC) analysis were applied combined with the oil-source rocks correlation. Five sets of source rocks were evaluated from Middle Jurassic to Lower Cretaceous in eastern Papuan Basin and a series of suggestions were evaluated. The results show that the Middle Jurassic Magobu formation possesses organic matter abundance from medium to excellent, type Ⅰ and type Ⅱ dominate kerogen type and the majority of these achieves the stage of mature to high mature so that the Magobu formation is the key source rocks that possess the highest hydrocarbon generation potential. The source rocks during the period from the middle to upper Jurassic in the study area develop during the stage of gondwana continent dissociation and achieve the mature gradually with the increase of depth, which are closely related to the crude oil that is collected and deemed as the main source rocks in the study area. Three favorable exploration zones are proposed and sorted by exploration prospect from high to low, i.e., the southern Papuan fold belt—Aure fold belt (type Ⅰ), the northeast of Fly platform—Eastern plateau—Papuan plateau (type Ⅱ) and the Fly platform in the southwest(type Ⅲ).

Papuan basin; source rocks; organic matter abundance; kerogen; vitrinite reflectance

TE112

A

1672−7207(2019)03−0607−12

10.11817/j.issn.1672-7207.2019.03.014

2018−07−08；

2018−09−10

国家科技重大专项(2011ZX05030-002-005)；湖南省自然科学基金资助项目(2017JJ1034) (Project(2011ZX05030-002-005) supported by the Major Program of National Science and Technology; Project(2017JJ1034) supported by the Natural Science Foundation of Hunan Province)

郭建华，博士，教授，从事沉积学、储层地质学及层序地层学研究；E-mail: gjh796@csu.edu.cn

(编辑 陈灿华)