四川盆地梓潼凹陷MY1井烃源岩有机地球化学特征

袁东山 董 军

（1.中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川 成都 610041；2.中国石化西南油气分公司地质中心实验室，四川 成都 610041）

0 引言

四川盆地梓潼凹陷构造上属于川西坳陷带，在侏罗系蓬莱镇组（J3p），遂宁组（J3sn），上、下沙溪庙组（J2s、J2x），自流井组大安寨段（J1zd），珍珠冲段（J1zz）和须家河组（T3x）陆相层系中均有油气发现，但尚未有商业油气发现。研究认为，川西坳陷带上三叠统须家河组为三角洲相与湖泊相交替沉积，在须家河组一段、三段和五段烃源岩发育，须家河组二段和四段为主要储层段。MY1井是中国石化西南油气分公司以中下侏罗统、须家河组四段为主要目的层的一口勘探井，该井除在须五段钻遇厚层黑色页岩外，在须四段中下部也钻遇大套页岩，油气显示则主要集中在下侏罗统—须四段。该井对须四段和自流井组东岳庙段进行了测试，在须四段获低产工业气流，在自流井组东岳庙段也有一定的油气产量。虽然中国石化西南油气分公司的MY1井实现了在梓潼凹陷的油气突破，但是并未取得商业性的油气发现，对梓潼凹陷陆相烃源岩虽已有总体认识［1］，但该公司区块内前期并无钻井揭示，对烃源岩的认识多根据梓潼凹陷内其他地区的样品分析结果来推测，远低于对成都凹陷陆相烃源岩的认识程度［2-3］。笔者通过对MY1井岩屑及岩心样品有机质丰度、类型、成熟度、生物标志化合物等数据的分析，进一步落实梓潼凹陷陆相烃源岩品质、纵向分布、母源及沉积环境，以期指导研究区陆相层系的油气勘探部署工作并为须家河组油气成藏富集研究提供支撑。

1 样品及实验

MY1井位于梓潼凹陷南部，钻井揭示下侏罗统自流井组至上三叠统须家河组发育多套暗色泥岩及黑色页岩（图1）。实验分析样品为梓潼凹陷MY1井下侏罗统自流井组及上三叠统须家河组烃源岩岩心及岩屑样品，根据研究需要，主要开展了总有机碳含量分析、岩石热解分析、饱和烃生物标志化合物色谱分析鉴定、全岩显微组分鉴定及类型划分以及镜质体反射率测定。MY1井烃源岩有机质丰度实验分析结果如表1所示。

图1 研究区区域位置及地层柱状简图

2 结果与讨论

烃源岩是生成油气的基础［4］，对烃源岩有机地球化学特征的准确认识关系着后续气源对比、油气成藏主控因素及富集规律研究、油气资源评价以及勘探部署规划。

2.1 有机质丰度

目前对陆相泥质烃源岩中有机质丰度的评价指标和评价标准基本达成了共识［5］，其中有机碳含量（TOC）、生烃潜量（S1＋S2）是判别烃源岩质量的重要指标［6-9］。MY1井烃源岩TOC在不同层段有所差异（表1），J1z烃源岩TOC分布在0.11%～0.94%，平均值为0.34%，S1＋S2值分布在0.06～0.77 mg／g，平均值为0.21 mg／g；T3x5烃源岩TOC分布在0.45%～2.09%，平均值为1.04%，S1＋S2值分布在0.19～1.08 mg／g，平均值为0.53 mg／g；T3x4烃源岩TOC分布在0.43%～5.91%，平均值为2.03%，S1＋S2值分布在0.14～3.24 mg／g，平均值为1.09 mg／g；T3x3烃源岩样品较少，从样品分析数据来看，TOC较高，基本都在1.50%以上，S1＋S2值在1.12 mg／g以上。根据TOC和S1＋S2评价标准，J1z基本为非烃源岩，须家河组烃源岩基本达标，其中T3x3为较好—好烃源岩，T3x5为一般—较好烃源岩，T3x4主要为较好—好烃源岩，少部分为一般烃源岩（图2）。

图2 MY1井烃源岩质量评价图

表1 MY1井烃源岩有机质丰度数据统计表

2.2 有机质类型

干酪根显微镜下组分鉴定是判断烃源岩有机质类型最常用、最有效的方法之一［4，10］。MY1井泥岩样品干酪根分析结果显示，J1z烃源岩中镜质组含量较高，为77.9%，腐泥组和壳质组总含量则偏低，为7.0%，干酪根显微组分类型指数为-70.0；T3x烃源岩中镜质组含量基本都在70%以上，主要分布在68.8%～84.9%，腐泥组和壳质组总含量也较低，主要分布在5.7%～11.2%，类型指数为-72.0～-64.6。从显微组分的相对含量特征以及类型指数看，MY1井下侏罗统J1z和上三叠统T3x烃源岩均表现出典型的腐殖型（Ⅲ型）干酪根特征。

岩石热解参数除用于评价有机质丰度外，还可用于判别有机质的类型。MY1井J1z和T3x烃源岩氢指数均小于100，分布范围为14～73，60%的样品在50以下，J1z烃源岩氧指数介于14～236，T3x烃源岩氧指数介于3～120，表现出Ⅲ型干酪根特征（图3）。J1z烃源岩S2／S3值介于0.23～4.62；T3x烃源岩84%的样品S1＋S2值小于2 mg／g，介于0.14～1.34 mg／g，80%的样品S2／S3值小于5，介于0.33～4.86。岩石热解参数指标也表明，MY1井下侏罗统J1z和上三叠统T3x烃源岩的有机质类型为Ⅲ型。

图3 MY1井烃源岩有机质类型判别图

2.3 有机质成熟度

镜质体反射率值（Ro）是判断陆相泥质烃源岩有机质最成熟的指标。MY1井J1z烃源岩Ro值在0.92%～1.02%，T3x5烃源岩Ro值在1.31%～1.40%，平均值为1.36%，T3x4烃源岩Ro值都在1.40%以上，表明自流井组烃源岩成熟度较低，基本处于成熟阶段早期，须家河组烃源岩均已进入高成熟演化阶段。

从MY1井烃源岩样品有机质最高裂解温度Tmax来看，须家河组样品的Tmax值基本介于481～500℃，通过Tmax与S1／（S1+S2）相关分析，也表明须家河组烃源岩有机质处于高成熟演化阶段（图4）。

图4 MY1井烃源岩成熟度评价图

2.4 烃源岩的生物标志化合物特征

饱和链烷烃特征能有效指示有机质输入特征及其形成环境［11-13］。MY1井自流井组烃源岩正构烷烃碳数范围为C15～C37，呈双峰型分布，前峰碳为C18，后峰碳为C29，∑nC21-／∑nC22+为0.68，（nC21+nC22）／（nC28＋nC29）为0.63，Pr／Ph值为0.42，指示自流井组烃源岩以还原环境下的陆源高等植物来源为主，同时有部分低等水生生物贡献（图5）。须家河组烃源岩正构烷烃碳数范围为C16～C35，呈前峰型单峰分布，主峰碳为C18，∑nC21-／∑nC22+介于0.66～1.29，（nC21＋nC22）／（nC28＋nC29）除一个样品值为1.45外，其余样品值介于0.82～1.26，Pr／Ph值介于0.42～0.74，考虑须家河组烃源岩处于高成熟演化阶段，认为须家河组烃源岩主要为还原环境下的陆源高等植物来源（图6）。自流井组及须家河组烃源岩饱和烃正构烷烃基线明显漂移，出现“鼓包”（图5、图6），推断自流井组及须家河组烃源岩均遭受了不同程度的水洗及生物降解作用。

图5 MY1井自流井组烃源岩抽提物饱和烃色谱图

图6 MY1井须家河组烃源岩抽提物饱和烃色谱图

甾萜烷生物标志物也能反映烃源岩母源信息［13-14］，在所分析的自流井组和须家河组烃源岩中，C29甾烷占优势，ααα20RC27／C29值介于0.68～0.99，表明其母质输入中以高等植物贡献为主。自流井组和须家河组烃源岩样品中普遍检测到三环萜烷（C19～C29）的分布，C23三环萜烷相对含量最高，指示主要为咸水湖相沉积；伽马蜡烷含量与烃源岩沉积时的水体盐度有关，能有效地指示沉积环境［15］，自流井组和须家河组烃源岩伽马蜡烷／藿烷值分布范围为0.17～0.30，同时样品中均检测出相对较高含量的孕甾烷和升孕甾烷，表明自流井组及须家河组烃源岩主要形成于咸水还原沉积环境。指示烃源岩成熟度的生物标志化合物参数一般在未成熟—成熟阶段特征性明显［12-14］，但也能侧面反映出烃源岩处于高成熟阶段。自流井组和须家河组烃源岩Tm／Ts值分布范围为1.07～1.47，藿烷／莫烷值分布范围为5.42～6.83，αααC29甾烷22S／（22S＋22R）比值为0.41～0.49，说明自流井组和须家河组烃源岩处于成熟—高成熟演化阶段。

3 结论

1）MY1井自流井组烃源岩基本为非烃源岩，须家河组须三段和须四段烃源岩为较好—好烃源岩，须家河组须五段烃源岩为一般—较好烃源岩。须家河组烃源岩有机质类型主要为腐殖型，处于高成熟演化阶段。

2）生物标志化合物特征显示，MY1井自流井组和须家河组烃源岩主要为以陆源高等植物来源为主，有少量低等水生生物贡献，主要形成于咸水还原沉积环境，有利于有机质的保存。自流井组及须家河组烃源岩可能遭受不同程度的水洗及生物降解作用。