鄂尔多斯盆地东南部宜参1井烃源岩评价及气源分析

刘丽红, 周新桂, 赵省民, 杜治利, 田亚， 韩淼

(1.中国地质调查局油气资源调查中心，北京 100029； 2.北京大学石油与天然气研究中心地球与空间科学学院，北京 100871)

0 引言

鄂尔多斯盆地发育巨厚沉积岩，同时发育4套烃源岩，即下古生界过成熟的海相碳酸盐岩、上古生界海陆交互煤系、中生界内陆湖相碎屑岩及盆地边缘湖相暗色泥岩[1]。前人对上古生界煤系烃源岩进行了较深入的研究，认为是上古生界碎屑岩的主要烃源岩[2-4]，然而对下古生界碳酸盐岩的生烃潜力并未开展深入研究。就鄂尔多斯盆地而言，下古生界烃源岩的生烃潜力如何，是否具备形成大气田的气源条件，一直以来都是研究的热点和关注的重点。另外，下古生界奥陶系马家沟组天然气的成因类型和气源也存在较大争议，部分学者认为下古生界天然气大多数是油型气和煤成气的混合[5-7]，也有学者认为其主要来源于上古生界煤系地层[3,8]。早期研究表明，鄂尔多斯盆地下古生界奥陶系马家沟组海相烃源岩可能为盆地主要气源岩之一。明确下古生界烃源岩生烃潜力，对于理清下古生界天然气成藏具有重要意义。

鄂尔多斯盆地东南部宜参1井获得突破，最高日产天然气为3.7×104m3，在主要产气层取芯134 m，为本项研究提供了基础。本次研究在宜参1井上古生界山西组和下古生界马家沟组不同层段分别采集烃源岩样品6块和14块。其中山西组烃源岩样品岩性为煤岩(2块)和泥岩(4块),马家沟组烃源岩样品岩性为云(灰)质泥岩或含云质(灰质)泥岩(14块)，对其进行岩石热解、总有机碳(Total Organic Carbon,TOC)含量、生烃潜量等实验测定，分析了其生排烃特征。同时对奥陶系产气层气体成分和同位素组成进行了测定，以确定其气体来源。

1 研究区概况

鄂尔多斯盆地是在古元古代结晶基底的基础上发育起来的大型叠合盆地，其演化过程主要经历了中新元古代拗拉谷盆地发育期、古生代稳定克拉通盆地发育期、中生代类前陆盆地发育期及新生代周边断陷盆地发育期。盆地构造演化的多阶段性造就了上、下古生界两套烃源岩和多套储盖组合[9]。根据已有勘探成果和前人研究成果，鄂尔多斯盆地上古生界具“广覆式”生烃特征，其主要烃源岩为石炭系太原组—二叠系山西组的含煤地层，下古生界主要烃源岩为以奥陶系马家沟组为主的海相泥质及碳酸盐岩。

研究区位于鄂尔多斯盆地东南部宜川—黄龙地区，跨越陕北斜坡和渭北隆起两大构造单元，局部地区穿过晋西挠褶带(图1)。盆地东南部目前已有钻井53口，其中8口井获得油气显示，其中宜参1井最高日产天然气为3.7×104m3。产出层位位于奥陶系马家沟组马五1和马五4亚段。

图1 鄂尔多斯盆地构造单元划分简图[10]Fig.1 Tectonic units division of Ordos Basin[10]

2 宜参1井烃源岩评价

鄂尔多斯盆地东南部地区上古生界烃源岩热演化程度高，主体地区烃源岩镜质体反射率(Ro)值超过2.0%，处于过成熟热演化阶段。在热演化过程中，会有部分烃类排出有效烃源岩，所以需要对其有机质丰度进行恢复才能合理评价烃源岩的原始生烃潜力。有学者提出不同类型有机质不同阶段的有机碳恢复系数，包括纯实验模拟法，如: 邬立言等[11]利用泌阳盆地低成熟碳酸盐岩进行模拟实验得到了恢复图版; 庞雄奇等[12]对不同KTI(干酪根类型指数)值的泥岩进行模拟实验得到了经验公式; 郝石生等[13]利用低成熟碳酸盐岩进行模拟实验得到了一组经验公式。也有学者从干酪根生烃过程中反应物-生成物之间量的制约关系出发，采用理论计算法，如元素法、降解率法[14-15]、动力学法等[16]研究烃源岩的原始生烃潜力，如夏新宇等[17]通过不同热演化阶段干酪根的元素组成及烃产物的H/C用迭代法计算出不同阶段的降解率及有机碳恢复系数，可信度较高。本研究选取表1相关参数进行有机碳含量的恢复，生烃潜力的恢复方法则按照降解率法进行。

按照夏新宇一文标准(表1)，泥岩按照Ⅱ型有机质进行恢复，其过成熟阶段有机碳恢复系数为1.85； 碳质泥岩和煤岩按照Ⅲ型有机质进行恢复，在过成熟阶段，其有机碳的恢复系数都为1.30。(S1+S2)的恢复系数利用宜参1井的分析测试数据进行计算，其中泥岩恢复系数为27，煤岩恢复系数为5.2，碳质泥岩按照经验数值10进行恢复。

表1 不同类型有机质降解率及有机碳恢复系数[17]Tab.1 Degradation rate of different types of organic matter and recovery coefficient of organic carbon[17]

2.1 山西组

(1)泥岩。宜参1井山西组4个泥岩样品的残余TOC含量为0.54%～2.31%，均值为1.65%； (S1+S2)含量为0.12～0.46 mg/g，均值为0.34 mg/g(图2、表2)。整体有机质丰度较高，其残余TOC含量均值也落入了中等烃源岩范围[18]。山西组几个生烃潜量数值较高的样品的Tmax值分布范围为545～589 ℃，均值为572 ℃(图2、表2)，达到过成熟热演化阶段[19]。由于受高的热演化程度影响，(S1+S2)值较低。恢复后总有机碳(TOC′)含量为0.99%～4.27%，均值为3.05%； 恢复后总烃[(S1+S2)′]含量为3.24～12.42 mg/g，均值为9.05 mg/g(图3)。根据恢复后的数据，综合评价为中等—好烃源岩级别。由此可见，宜参1井山西组泥岩烃源岩有机质丰度较高，有机质类型主要为Ⅱ-Ⅲ型，生烃潜力较强。

图2 宜参1井古生界烃源岩地球化学综合柱状图Fig.2 Geochemical diagram of Paleozoic source rocks from well Yican 1

编号层位岩性深度/mTOC含量/%(S1+S2)/(mg·g-1)D/%HC/(mg·g-1)Tmax/℃15-YC1-4-S4山西组煤岩2 558.3067.4009.056.297357815-YC1-4-S3山西组煤岩2 562.7566.5008.233.153658915-YC1-3-S2山西组泥岩2 534.600.5350.122.931843615-YC1-3-S1山西组泥岩2 535.902.3100.306.0546545

(续表)

(a) TOC含量恢复前后对比 (b) (S1+S2)含量恢复前后对比

图3 宜参1井山西组和马家沟组泥岩有机质丰度恢复前后对比

Fig.3 Comparison of organic matter abundance before and after restored in

Shanxi and Majiagou Formations of well Yican 1

(2)煤岩。宜参1井山西组2个煤岩样品残余TOC含量分别为67.4%和66.5%，(S1+S2)含量分别为9.05 mg/g和8.23 mg/g，HC值分别为73 mg/g和36 mg/g(图2、表2)，有机质类型为Ⅲ型，主要为生气有机质类型。

2.2 马家沟组

马家沟组14个云(灰)质泥岩样品的整体有机质丰度较低。其中残余TOC含量分布范围为0.09%～0.33%，均值为0.17%，(S1+S2)含量分布范围为0.03～0.17 mg/g，均值为0.12 mg/g(图2、表2)，评价为非烃源岩。恢复后TOC′含量分布范围为0.17%～0.61%，均值为0.31%； 恢复后(S1+S2)′含量分布范围为0.81～4.59 mg/g，均值为3.26 mg/g(图3)。综合评价为非—差烃源岩，生烃潜力有限。

综合前面烃源岩有机质丰度研究成果，可以看出： 宜参1井上古生界山西组泥岩有机质丰度较高，生烃潜力较强，为中等—好烃源岩； 下古生界马家沟组云(灰)质泥岩样品有机质丰度较低，生烃潜力有限，为非—差烃源岩。

3 天然气类型的判识

鄂尔多斯盆地东南部宜参1井马五1、马五4储层中获得了低产天然气。测试结果显示(表3)： 其CH4含量为84.7%； 乙烷C2+重烃体积分数仅为0.4%，为典型的干气； 非烃气体体积分数为14.82%，以CO2为主，体积分数达到13.27%。天然气组分碳同位素组成分别为： CH4为-30.3‰，C2H6为-37.0‰，C3H8为-24.0‰(表4)。碳同位素存在倒转，甲烷、乙烷和丙烷关系为δ13C1>δ13C2<δ13C3。而正常有机成因天然气呈δ13C1<δ13C2<δ13C3分布[20]。对于天然气烷烃气碳同位素分布出现的倒转现象，有些学者认为是成熟度高所致[21]，实际上，这种异常分布更可能是混源作用的结果[22]。前人[23-25]研究认为，δ13C2值小于-28.8‰的为油型气,而富探1井和宜参1井的δ13C2值分布在-37.49‰～-36.11‰之间，落入了油型气的范畴。然而一般认为，δ13C3值小于-25.5‰的为油型气，富探1井2个样品的δ13C3值分别为-25.9‰和-18.2‰，宜参1井天然气样品的δ13C3值为-24‰，判识应该以煤成气为主。因此，宜参1井碳同位素倒转现象可能为混源作用的结果。

表3 研究区宜参1井、富探1井奥陶系天然气组分数据Tab.3 Ordovician natural gas composition of well Yican 1 and well Futan 1

表4 研究区宜参1井、富探1井奥陶系天然气碳、氢同位素数据Tab.4 Ordovician natural gas carbon and hydrogen isotope composition of well Yican 1 and well Futan 1

根据有机质同位素分馏原理，随热演化程度的增加，天然气碳同位素值变重，尤其是甲烷碳同位素值受热演化作用影响较大[26]。

戴金星[23]提出了煤成气和油型气回归方程，即

煤成气δ13C1=14.12 lgRo-34.39，

(1)

油型气δ13C1=15.80 lgRo-42.20，

(2)

金强等[27]利用我国主要产气区自生自储气藏数据并结合胜利油田已知气源的数据整理出Ⅰ型油型气和Ⅲ型煤成气的回归方程，即

煤成气δ13C1=26.83 lgRo-34.8

(Ro>0.9%) ，

(3)

油型气δ13C1=27.05 lgRo-47.22 ，

(4)

对研究区富探1井、宜参1井以及研究区北部的靖边气田、西北部的吴起—华池等地的δ13C1>δ13C2天然气样品进行计算，结果见表5。根据戴金星公式(表5)，按照煤成气回归方程计算，这些样品的Ro值分布范围为1.0%～1.95%，均值为1.33%，整体为煤成热解气； 按照油型气回归方程计算，样品的Ro值分布范围为3.11%～5.66%，均值为4.02%。根据金强公式(表5)，按照煤成气回归方程计算，这些样品的Ro值分布范围为1.03%～1.47%，均值为1.20%，整体为煤成热解气； 按照油型气回归方程计算，样品的Ro值分布范围为2.98%～4.22%，均值为3.44%。

表5 鄂尔多斯盆地下古生界天然气δ13C1>δ13C2倒转样品Ro计算表Tab.5 Ro results calculated from natural gas carbon isotope of Lower Paleozoic samples with inversed δ13C1>δ13C2

根据两人的回归方程，回归得到的Ro值比较接近。由此可见，鄂尔多斯盆地下古生界的这些δ13C1>δ13C2倒转的天然气主要为煤成热解气，主体属于煤系烃源岩在高成熟热演化阶段形成的天然气。

根据胡安平等[28]的研究，鄂尔多斯盆地下古生界奥陶系烃源岩Ro值主要分布在2.07%～2.68%，而上古生界石炭系—二叠系煤系烃源岩Ro主要分布在1.2%～2.22%。根据前面烃源岩研究成果，研究区上古生界烃源岩现阶段Ro值主要分布在2.0%～3.0%之间，下古生界烃源岩现阶段Ro值主要分布在2.0%～3.4%之间，超过3.4%的区域非常有限。

根据油型气回归方程进行计算，戴金星公式和金强公式得到的Ro值平均值分别为4.02%和3.44%，超过了烃源岩现阶段的热演化程度。由此可见，根据成熟度的回归分析，也可排除油型气的可能性。对于宜参1井天然气，用戴金星油型气公式计算Ro达到了5.66%，用金强油型气公式计算Ro也达到了4.22%，同样排除油型气的可能。

综上所述，鄂尔多斯盆地东南部下古生界天然气中δ13C1>δ13C2倒转的天然气主要为煤成热解气(部分可能为裂解气)，主体属于煤系烃源岩在高成熟热演化阶段形成的天然气，部分可能达到了过成熟阶段。宜参1井天然气主要为煤成热解气，以煤成气为主体，其中混入了少量δ13C2轻的油型气，所以导致了δ13C1>δ13C2倒转。

4 马家沟组天然气来源

鄂尔多斯盆地东南部下古生界天然气，其成因类型为煤成气为主的混合气，其中煤成气主要来自于上古生界煤系地层，混入的少量油型气可能主要来自于上古生界太原组优质海相烃源岩，也可能来自于下古生界奥陶系马家沟组局部优质烃源岩或研究区周边地区平凉组形成的古油藏。

研究认为，油型气可能主要来自于上古生界太原组优质海相烃源岩。主要依据如下。

(1)上古生界太原组存在优质的海相碳酸盐岩烃源岩。戴金星[23]、胡安平等[28]研究表明，上古生界太原组碳酸盐岩存在优质烃源岩，其TOC值一般为0.5%～3%，均值为1.15%，其有机质类型也较奥陶系好，与风化壳匹配关系好，因此可以成为油型气的气源。戴金星[23]认为此碳酸盐岩厚度不大，其生气强度为煤层的1/10左右，据此认为，靖边气田的天然气为煤成气和油型气的混合气。

(2)现有分析测试资料表明，研究区下古生界烃源岩整体生烃潜力有限。前面烃源岩生烃潜力评价也表明，鄂尔多斯盆地东南部下古生界烃源岩生烃潜力十分有限。奥陶系泥岩TOC均值仅为0.17%，整体有机质丰度较低，生烃潜力有限。

全球海相含油气盆地统计表明，形成大中型油气田的烃源岩TOC值均较高，其碳酸盐岩烃源岩TOC均值(0.67%)大大高于一般碳酸盐岩TOC均值(0.2%)，19个重要的大油气田的碳酸盐岩烃源岩TOC均值则更高(平均3.10%)(表6)。据统计，大中型碳酸盐岩油气田海相烃源岩(包括泥页岩)TOC含量平均值绝大多数大于0.5%，在全球122个大油气田烃源岩中占到98.4%[30](图4)。

表6 世界碳酸盐岩烃源岩TOC平均含量[29]Tab.6 Average TOC content of carbonate source rocks around the world[29]

图4 全球122个碳酸盐岩大油气田烃源岩TOC频率分布图[30]Fig.4 TOC frequency histogram of source rocks from 122 large carbonate oil and gas fields around the world[30]

我国海相油气勘探实践也进一步说明，高有机质丰度烃源岩层对于形成具有商业价值的油气藏具有重要作用。目前认为四川盆地主要存在4套气源岩： 中、下寒武统源岩，下志留统泥岩，二叠系煤系地层和三叠系。以上均为高有机质丰度(>0.5%)层段，是主力气源岩。塔里木盆地高有机质丰度的中、上奥陶统源岩(TOC含量为0.5%～5.4%)，是古生界海相成因的商业性油藏形成的基础，高有机质丰度的寒武系源岩(TOC含量为0.5%～5.52%)使台盆区也相当富气，发现了和田河气田和克拉克气藏[31]。

由此可见，下古生界烃源岩成为研究区油型气主要提供者的可能性较低，但并不是说下古生界油型气就不可能成为个别气藏的气源。下古生界也可能成为部分气藏油型气的气源层位，主要依据如下。

(1)奥陶系个别局部次洼中可能发育有效烃源岩。虽然整体而言研究区下古生界奥陶系和寒武系烃源岩整体生烃潜力有限，但也有研究者认为，在个别有限的区域可能存在优质烃源岩。黄正良等[32]研究表明，在城川1井的马五6亚段发育的烃源岩TOC含量最高达到1.68%。TOC含量大于0.5%的烃源岩厚度达到了20 m，TOC含量大于1%的烃源岩厚度为4 m。由此可见，在研究区奥陶系个别局部洼陷缺氧环境中，也可能存在有机质丰度相对较高的烃源岩，甚至TOC含量大于1%的优质烃源岩，能提供一定量的油型气，成为下古生界气藏中油型气的来源。

(2)奥陶系储层沥青的存在，表明可能存在原油裂解气的生成。马春生等[33]研究表明，近年来随着勘探开发工作的深入，在鄂尔多斯盆地中央隆起带上，已有较多探井在奥陶系风化壳储层内钻遇了含沥青层段(表7)，记录了石油向天然气转化的历史。

表7 鄂尔多斯盆地中央隆起带部分探井含沥青层厚度统计[33]Tab.7 Bitumen layer thickness of some wells in central uplift of Ordos Basin[33]

马春生等[33]研究认为，该古油藏的主要烃源岩为主要分布在鄂尔多斯盆地西、南部的中奥陶统平凉组。平凉组发育优质烃源岩，其中鄂7井平凉组泥岩TOC含量最高，平均值为2.17%，其他钻井或露头剖面取样测定的TOC含量峰值在0.6%～0.8%之间。由此可见，下古生界也可能为奥陶系气藏提供一定量的油型气。

4 结论

(1)鄂尔多斯盆地东南部宜参1井获得天然气重大突破，主力烃源岩为山西组泥岩，马家沟组云(灰)质泥岩评价为差—非烃源岩。天然气组分碳同位素组成分别为： CH4为-30.3‰，C2H6为-37.0‰，C3H8为-24‰，碳同位素存在倒转，为δ13C1>δ13C2<δ13C3。δ13C1>δ13C2倒转的天然气主要为煤成热解气，主体属于煤系烃源岩在高成熟热演化阶段形成的天然气，混入了少量δ13C2轻的油型气，所以导致了δ13C1>δ13C2的倒转。

(2)鄂尔多斯盆地东南部下古生界天然气，其成因类型为煤成气为主的混合气，其中煤成气主要来自于上古生界煤系地层，混入的少量油型气可能主要来自于上古生界太原组优质海相烃源岩，也可能来自于下古生界奥陶系马家沟组局部优质烃源岩或研究区周边地区平凉组形成的古油藏。

致谢： 本文取样和写作过程中得到了长江大学文志刚教授的大力支持，同时评审专家为本文提出了非常宝贵的意见，在此一并致谢！