北部湾盆地流二段油页岩地球化学特征及成因

李友川，李宏义，兰蕾

中海油研究总院有限责任公司，北京 100028

0 引言

油页岩是一种富含有机质、高灰分的固体可燃有机矿产，含油率大于3.5%，低温干馏可提炼页岩油[1]，因此它可以作为制取页岩油的矿石原料。同时，由于油页岩含油率高，它也是现今如火如荼的页岩油气勘探开发的重要领域[2]。另外，由于油页岩有机质丰度高，生烃潜力大，它又是很多含油气盆地常规油气的重要烃源岩[3-4]。因此，油页岩分布规律的研究对常规和非常规油气的勘探开发均有十分重要的意义。钻井证实，北部湾盆地涠西南凹陷和乌石凹陷流沙港组二段均发育油页岩，油页岩是该区已发现油气的重要来源[5-6]。但是，目前对北部湾盆地油页岩的成因缺乏系统研究，对其分布规律的认识不清，制约了油页岩的资源潜力评价。本文首次对北部湾盆地油页岩开展系统的研究工作，对北部湾盆地油页岩的资源潜力评价和油气勘探具有重要的指导意义。

1 地质背景

北部湾盆地处于华南板块的西南边缘，基底由古生界粤桂隆起区和中生界海南隆起区组成，是一个典型的新生代陆内裂谷盆地，总面积约2.2×104km2（图1）[7]。以古近纪张裂阶段形成的构造格局为划分依据，北部湾盆地构造单元划分为3个一级构造单元：南部坳陷、企西隆起和北部坳陷，其中北部坳陷包括涠西南凹陷、海中凹陷和乐民凹陷等次级凹陷；南部坳陷包括乌石凹陷、迈陈凹陷、海头北凹陷、福山凹陷、雷东凹陷、纪家凹陷、昌化凹陷等次级凹陷（图1）。北部湾盆地经历了古近纪湖相和新近纪—第四纪海相两个主要沉积演化阶段，自下而上发育古近系长流组、流沙港组、涠洲组；新近系下洋组、角尾组、灯楼角组、望楼港组和第四系。古新统—早始新统长流组沉积时期，湖泊面积小，物源供应充分，为山间盆地的近源洪积相和冲积平原的低水位充填。始新统流沙港组沉积时期是湖盆扩张期，早期的流三段以滨浅湖相沉积为主，中期流二段是湖泊发育的鼎盛期，沉积了厚层的中深湖相泥岩；晚期流一段沉积时期湖水变浅，以滨浅湖相沉积为主，为高水位体系域充填。流二段沉积时期中深湖沉积分布广，涠西南凹陷流二段底部普遍发育油页岩，乌石凹陷顶部和底部也普遍发育油页岩。

图1 北部湾盆地构造单元划分Fig.1 Tectonic units of Beibuwan Basin

2 北部湾盆地流二段油页岩有机地球化学特征

钻井揭示，北部湾盆地涠西南凹陷和乌石凹陷油页岩最为发育。北部湾盆地油页岩大多呈灰褐色、褐黄色、褐色，水平层理较发育，油脂光泽不明显，部分油页岩样品点火可燃烧。涠西南凹陷在流沙港组二段上部和下部发育两套油页岩，但主要分布于流二段下部，流二段底部油页岩厚15~98 m。流二段上部油页岩发育较差，仅在部分钻井中揭示，厚度7~25 m。平面上，涠西南凹陷东部A 洼陷油页岩最为发育，在WZ6构造区厚度最大。钻井揭示，乌石凹陷东洼西北和东北部油页岩主要发育于流二段下部，WS17、WS16 井区流二段底部油页岩较厚，可达100余米；沿7号断裂下降盘在流二段上部揭示油页岩，WS22井流二段上部油页岩厚达200 余米。

2.1 流二段油页岩的有机质丰度

足够数量的有机质是形成油页岩的物质基础，是决定油页岩生烃潜力的主要因素。中国十个主要油页岩含矿区油页岩有机碳含量介于7.48%~38.02%，主要分布在10%~30%。油页岩的含油率与有机碳含量之间存在一定正相关关系，有机碳含量越高，含油率越高[8]。柳少鹏等[9]对我国中西部鄂尔多斯、准噶尔和民和三个含油气盆地中油页岩样品的分析表明，有机碳含量为3.3%的样品，含油率可以达到油页岩含油率3.5%的下限。而刘招君等[8]对我国部分陆相盆地油页岩的统计分析，认为油页岩含油率达到3.5%，其有机碳含量一般大于6%。可见，对于油页岩含油率下限的有机碳含量值，不同学者的认识存在差异，这可能与油页岩的成熟度和有机质类型有关。当油页岩达到排烃门限时，油页岩中部分烃类会从油页岩中排出，导致油页岩的含油率降低，同时有机碳含量也会降低，因此，油页岩的热演化程度和排烃作用对其含油率和有机碳含量有明显的影响。另外，不同有机质类型油页岩的生烃潜力存在较大差别，腐泥型有机质为主的油页岩生油能力强，含油率高，有机碳含量下限值低；而混合型有机质油页岩生油能力差一些，有机碳含量的下限值也会高一些。因此，不同学者针对不同地区油页岩有机碳含量下限的认识存在差异是可以理解的。

油页岩含油率与有机碳含量和热解生烃潜量等参数之间存在明显的正相关，由此建立的油页岩含油率与热解生烃潜量之间的关系式可以计算油页岩的含油率，从而评价油页岩的品质[9]。图2 显示了北部湾盆地流二段油页岩含油率与有机碳含量之间的关系，油页岩含油率主要介于3.5%~10%，达到中等和优质油页岩矿品级。以含油率3.5%作为下限，北部湾盆地油页岩的有机碳含量下限为3%。涠西南凹陷流二段油页岩有机碳含量介于3.07%~9.03%，平均5.80%；热解生烃潜量（S1+S2）介于13.23~75.66 mg/g，平均36.77 mg/g；乌石凹陷流二段油页岩有机碳含量介于3.06%~24.7%，平均6.13%；热解生烃潜量介于11.03~131.61 mg/g，平均35.02 mg/g，涠西南和乌石凹陷流二段油页岩均属于优质烃源岩（图3）。

图2 北部湾盆地油页岩含油率与有机碳含量关系图Fig.2 Correlation between oil yield and TOC in Beibuwan Basin

图3 涠西南和乌石凹陷流流二段泥岩和油页岩TOC 与S1+S2 关系图Fig.3 Hydrocarbon potentials of oil shale in Member 2 of Liushagang Formation in Beibuwan Basin

2.2 流二段油页岩的有机质类型

国内油页岩根据有机质类型可以分为腐泥型（Ⅰ）、腐殖—腐泥型（Ⅱ1）和腐泥—腐殖型（Ⅱ2）三种[8]。腐泥型油页岩其有机质主要来源于水生浮游藻类，而腐殖—腐泥型和腐泥—腐殖型油页岩其有机质为水生浮游藻类和高等植物混合来源，但腐殖—腐泥型油页岩以水生浮游藻类来源的有机质占优势，而腐泥—腐殖型油页岩以高等植物来源的有机质占优势。不同有机质类型油页岩其生油潜力存在差异，在有机碳含量相同的条件下，腐泥型油页岩生油潜力最大，腐殖—腐泥型油页岩次之，腐泥—腐殖型油页岩生油潜力最小。因此，有机质类型评价对油页岩来说非常重要。

北部湾盆地流二段油页岩水生藻类来源的有机质十分丰富，既有层状藻类体（图4a，c），也有结构藻类体（图4b，d），水生浮游藻类是油页岩有机质的主要来源，油页岩类型属腐泥型或腐殖—腐泥型油页岩。北部湾盆地流二段油页岩干酪根组成以腐泥无定型为主，介于62.5%~97.7%，平均71.5%；镜质组含量介于1.3%~23.6%，平均16%；同时含一定数量的壳质组和惰质组。北部湾盆地流二段腐泥型油页岩约占13%，腐殖—腐泥组油页岩约占80%，腐泥—腐殖型油页岩约占7%，以腐殖—腐泥型油页岩为主，油页岩有机质主要来源于水生浮游藻类，高等植物来源的有机质有一定贡献。烃源岩热解分析结果显示，涠西南和乌石凹陷流二段油页岩有机质类型主要为腐殖—腐泥型（Ⅱ1型），少数为腐泥型（Ⅰ型）（图5），与干酪根镜检结果基本一致。因此，北部湾盆地流二段油页岩中水生浮游藻类来源的有机质丰富，具有较强的生油能力。

图4 北部湾盆地流二段油页岩全岩有机显微组分照片（a）WS17￣2，2 140~2 145 m 层状藻类体；（b）WS17￣2，2 190~2 200 m，层状藻类体；（c）WZ12￣2，2 732 m，结构藻类体；（d）WZ12￣11，2 520 m，结构藻类体Fig.4 Photographs of whole￣rock organic macerals for oil shale in Member 2 of Liushagang Formation in Beibuwan Basin

图5 北部湾盆地流二段油页岩HI 与Tmax 关系图Fig.5 Correlation between HI and Tmax for oil shale in Member 2 of Liushagang Formation in Beibuwan Basin

2.3 流二段油页岩生物标志化合物组成

生物标志化合物是指沉积有机质和原油中那些来源于活的生物体，在有机质演化过程中具有一定稳定性，没有或较少发生变化，基本保存了原始生化组分的碳骨架，记载了原始生物母质的特殊分子结构信息的有机化合物。因此，生物标志化合物可以反映沉积岩中有机质的来源和生源母质。

研究表明，C304-甲基甾烷是北部湾盆地流二段油页岩中具有重要意义的标志化合物[5]，北部湾盆地烃源岩有机碳含量与4-甲基甾烷指数（∑基304-甲基甾烷/基甾29规则甾烷比值）存在较好的相关性（图6）。涠西南凹陷和乌石凹陷流二段油页岩通常具有较高的C304-甲基甾烷含量，4-甲基甾烷指数基本上大于1，60%以上的油页岩样品4-甲基甾烷指数大于1.5，40%以上的油页岩样品4-甲基甾烷指数大于2.0。4-甲基甾烷既可由甲藻（或沟鞭藻）形成，也可由某些细菌产生，淡水湖泊相4-甲基甾烷主要为沟鞭藻生源，沉积物中藻类化石的含量与其丰度呈正相关[10-12]。因此，北部湾盆地流二段油页岩中高丰度的4-甲基甾烷是藻类富集的重要标志，说明流二段油页岩形成时期藻类十分繁盛，这与前述北部湾盆地油页岩有机质主要来源于水生浮游藻类一致。

图6 北部湾盆地油页岩和泥岩有机碳含量与4￣甲基甾烷含量关系图Fig.6 Relationship between TOC and 4￣methylsterane content of oil shale and mudstone in Beibuwan Basin

3 北部湾盆地流二段油页岩成因探讨

国内含油页岩盆地形成环境主要为湖相和湖泊—沼泽相两类，潟湖相和海陆交互相也有油页岩发育，但不普遍[8]。不同沉积环境形成的油页岩其有机质来源存在差异。湖相环境形成的油页岩主要以水生低等生物为主，浮游藻类丰富，以腐泥型油页岩为主，而湖泊—沼泽环境形成的油页岩通常与煤系伴生，有机质为浮游藻类和高等植物混合来源，以混合型油页岩为主。无论油页岩形成于什么样的沉积环境，它都必须具备丰富的有机质来源和良好的有机质保存条件两个因素，才可能形成优质的油页岩。

3.1 流二段油页岩形成的物质基础

北部湾盆地流二段油页岩其有机质主要来源于水生浮游藻类，属于湖相油页岩，浮游藻类生产力越高，那么形成油页岩的物质基础越好，更有利于形成优质油页岩。而浮游藻类化石丰度直接记录了古湖泊初级生产力的水平，浮游藻类化石数量在孢藻中的比例是反映古湖泊生物生产力的重要标志[13]。一般来说，古湖初级生产力高，浮游藻类化石丰度高，在一些有机质富集层段，浮游藻类甚至以化石纹层的形式保存下来。

乌石凹陷WS17 井流二段底部揭示约150 多米厚的油页岩（图7），油页岩有机碳含量介于3.99%~14.77%，平均7.48%；热解生烃潜量介于21.17~102.59 mg/g，平 均46.09 mg/g；氢 指 数 介 于370~709 mg/g，平均582 mg/g；含油率介于3.81%~9.18%，平均5.45%。由此可见，WS17 井流二段底部油页岩有机质丰度高，有机质类型好，含油率较高，是一套中等和优质油页岩，也是一套优质烃源岩。

北部湾盆地流沙港组富含百色藻、盘星藻、光面球藻和粒面球藻等湖相藻类[14]，WS17 井流二段底部油页岩的发育与藻类繁盛密切相关。WS17 井流二段底部油页岩中来源于浮游藻类的腐泥无定型有机质含量丰富，介于65%~80%（图7）。同时，油页岩样品（2 250 m 深度）中反映浮游藻类生源的C304-甲基甾烷含量很高，明显高于流二段泥岩（1 565~1 590 m和2 055~2 060 m样品）。WS17井流二段底部油页岩孢藻组合中浮游藻类的含量高达47%~73%，而流二段中部和上部泥岩中浮游藻类的含量相对较低。所有这些说明，WS17井流二段底部油页岩形成期浮游藻类十分繁盛，丰富的藻类来源的有机质是流二段油页岩形成的重要物质基础。

图7 乌石凹陷WS17 井流二段地球化学剖面Fig.7 Geological and geochemical profile of source rock of Member 2 of Liushagang Formation for well WS17 in Wushi Depression

浮游藻类的繁盛受诸多因素影响，但气候条件和古湖营养物质的丰富程度是两个最重要的因素。在温暖湿润的气候条件下，降水量丰富，植被发育稳定，稳定的植被减少了陆源碎屑物质向湖泊的供给，而带入了大量溶解的营养物质，有利于生物生长和浮游藻类的发育，有利于提高古湖的生物生产力。北部湾盆地流沙港组孢粉组合以喜热类型孢粉占优势，广温孢粉类型次之，喜温类型孢粉较少，同时喜热类型孢粉中热带—亚热带类型孢粉丰富，典型的热带类型孢粉较少，表明该时期整体为亚热带的气候类型。从反映干湿度的孢粉组合看，旱生类型孢粉均不发育，喜湿类型孢粉在流沙港组沉积时期较高，反映流沙港组沉积时期气候湿润，主要属于亚热带湿润气候[15]，具备很好的浮游藻类生长的气候条件。

磷、硫、钾、钙、镁和铁是生物生长的必要元素，钼、锌、锰、硼、钴、碘、镍、钒等微量元素对生物的生长也起着重要的作用[16]。北部湾盆地流二段烃源岩有机碳含量与微量元素之间存在较好的正相关关系（图8），有机碳含量越高，镍和钼元素的含量越高，尤其是油页岩普遍具有较高的镍和钼含量，其含量明显高于泥岩，说明流二段油页岩形成时期，古湖泊水体中镍和钼等微量元素含量高，明显具有富营养湖泊特性，从而为湖泊藻类的发育提供了很好的营养条件。

图8 北部湾盆地油页岩和泥岩有机碳含量与镍和钼含量关系图Fig.8 Relationship between TOC and Ni and Mo content of oil shale and mudstone in Beibuwan Basin

3.2 流二段油页岩形成期的有机质保存条件

有机质保存条件是影响油页岩形成的另一个重要因素，还原—强还原的沉积环境有利于有机质保存和油页岩的形成。还原—强还原环境条件下，含氧底界面位于沉积物—水界面之上，在含氧界面以下形成富硫化氢的还原环境，沉积有机质得到很好的保存，因此还原硫含量可以作为评价沉积环境氧化还原性的重要指标。还原硫是以沉积物中的二价硫（S2-）百分含量表示的、反映沉积物氧化—还原环境的一种指标[17]。还原硫含量越高，沉积环境的还原性越强，有利于有机质的保存。

图9反映了北部湾盆地烃源岩还原硫含量与有机碳含量的关系。北部湾盆地流二段油页岩还原硫含量普遍高于泥岩的还原硫含量，95%的油页岩样品其还原硫含量高于1%，59%的油页岩样品其还原硫含量高于3%，25%的油页岩样品其还原硫含量高于5%。油页岩还原硫含量平均为3.63%，而泥岩还原硫含量平均含量为0.35%，说明流二段油页岩中还原硫含量很高，属于富硫的沉积环境，沉积环境具有很强的还原性，有利于有机质保存。

图9 北部湾盆地流二段油页岩和泥岩有机碳与有机硫含量关系图Fig.9 Relationship between TOC and reduced sulfur content of oil shale and mudstone in Member 2 of Liushagang Formation, Beibuwan Basin

V/（V+Ni）也是恢复水体氧化还原性的地球化学指标[18]。V/（V+Ni）比值大于0.54 代表厌氧环境，V/（V+Ni）比值介于0.46~0.54 指示贫氧的沉积环境，V/（V+Ni）比值小于0.46 指示富氧的沉积环境。北部湾盆地流二段油页岩V/（V+Ni）比值介于0.78~0.91，平均0.83，说明流二段油页岩形成时期处于厌氧沉积环境，与高的还原硫含量具有很好的一致性。

据梅博文等[19]对中国不同沉积环境烃源岩和原油的研究，一般情况下，盐湖和咸水湖具植烷优势，Pr/Ph 比值低于0.8，属于强还原环境；淡水—半咸水深湖相烃源岩和原油的Pr/Ph比值一般在0.8~2.8，属于还原—弱氧化环境；淡水湖相烃源岩和原油Pr/Ph普遍大于2.8，最高可大于4.0，属于弱氧化—氧化环境。北部湾盆地流二段油页岩Pr/Ph 比值介于0.8~3.06，0.8~2.8 的 样 品 占91.3%，Pr/Ph>2 的 样 品 占8.7%，流二段油页岩主要形成于还原—弱氧化环境。

3.3 北部湾盆地流二段油页岩发育模式

国内外学者提出了三种主要的湖相油页岩发育模式，即绿河模式、深水缺氧湖泊模式和暂时性湖泊模式[20]。

针对美国绿河盆地Wilkins Peak段油页岩，各国研究者先后建立了分层湖模式、干盐湖模式、干盐湖复合模式、生物化学分层模式和外因分层湖模式。干盐湖模式认为油页岩沉积在大型盐湖体系内的浅水但缺氧分层的半咸水—咸水湖泊中，油页岩和碳酸盐岩、层状蒸发岩以及具有较多浅水和陆地环境的沉积岩关系密切。而分层湖模式则持相反的观点，认为油页岩形成于湖水较深、较淡的沉积环境。非洲坦噶尼喀湖则是深水缺氧湖泊模式的典型代表，坦噶尼喀湖富有机质沉积物最有可能沉积在深水、长期分层、淡水—半咸水湖泊温跃层之下的缺氧水体中。最理想的环境是具有高的表层生产力和长期缺氧的湖下层，这种环境通常存在于温暖湿润、季节性差异较小的气候区。暂时性湖泊模式存在于澳大利亚各地季节性洪水形成的沿岸湖泊和潟湖区，这里发现大量呈席状分布的蓝绿藻，推测可能是某些层状油页岩的前身。这些蓝绿藻层与浅水成因和陆地成因的沉积物相伴，并发育海相特征的蒸发岩。

北部湾盆地流二段油页岩形成于淡水—微咸水湖泊环境，属于具有一定矿化度的硬水淡水湖[13]，其沉积模式与深水缺氧湖泊模式具有相似性，是高有机质生产力和良好的有机质保存条件共同作用的产物（图10）。浮游藻类含量等分析表明，始新世时期，北部湾盆地古湖泊具有高的有机质生产力。当时，北部湾盆地整体属于亚热带湿润气候，雨量充沛，涠西南和乌石凹陷周缘隆起区的中生界花岗岩长期遭受风化剥蚀，成为主要的沉积物源。同时，花岗岩中的P、Fe、Ni、Mo、Cu、Zn 等元素风化淋滤后通过河流输入湖泊，为浮游藻类生长提供了丰富的营养物质，促进了藻类的大量繁盛，为油页岩的形成奠定了雄厚的物质基础。

还原硫含量及微量元素比值等地球化学指标分析表明，北部湾盆地流二段油页岩形成于还原的沉积环境。北部湾盆地流二段油页岩沉积环境的还原性一方面与有机质分解耗氧有关，另一方与湖泊水体的分层有关。湖泊表层藻类死亡后沉积到湖底的过程中，藻类残体分解大量消耗湖水中的氧气，导致从湖面到湖底的含氧量逐渐降低，还原性增强（图10）。同时，湖泊水体分层有利于形成还原的沉积环境。北部湾盆地油页岩纵向分布受控于层序旋回和沉积相的变化，高有机质丰度的油页岩多发育于湖侵体系域顶部和高位体系域底部的中深湖相沉积环境，低位体系域的滨浅湖环境则不发育油页岩（图7）。主要原因在于，滨浅湖环境湖水较浅，不利于湖泊水体分层，沉积环境氧化性较强，以粗碎屑岩夹泥岩沉积为特征。而湖侵体系域顶部和高位体系域底部的中深湖相沉积环境，湖泊水体较深，易于形成稳定的水体分层，湖泊底部处于缺氧环境，大量富集H2S，沉积环境的还原性很强，有利于有机质的保存和富集，有利于油页岩的发育，这与流二段油页岩高的还原硫含量一致（图9）。因此，北部湾盆地流二段油页岩形成于淡水—微咸水湖泊环境，高有机质生产力及湖侵体系域顶部和高位体系域底部中深湖相还原的沉积环境共同控制了油页岩的发育。

图10 北部湾盆地流二段油页岩发育模式Fig.10 Development model of oil shale in Member 2 of Liushagang Formation in Beibuwan Basin

4 结论

（1）北部湾盆地涠西南凹陷和乌石凹陷流二段普遍发育油页岩，单井油页岩最大累计厚度可达200 m。北部湾盆地油页岩有机碳含量下限为3%，含油率3.5%~10%，达到中等和优质油页岩矿品级，同时也是优质烃源岩。

（2）北部湾盆地流二段油页岩中浮游藻类来源的有机质丰富，有机质类型主要为Ⅱ1型，部分为Ⅰ型，以湖相腐殖—腐泥型油页岩为主，部分为湖相腐泥型油页岩。油页岩还原硫含量普遍较高，V/（V+Ni）比值介于0.78~0.91，平均0.83，油页岩形成于还原的沉积环境。

（3）北部湾盆地始新世沉积时期，湿热的气候以及花岗岩基岩风化输入的丰富的营养物质为浮游藻类繁盛创造了极好的条件。而湖侵体系域和高位体系域时期形成的中深湖环境为有机质保存提供了还原的沉积环境。高有机质生产力及湖侵体系域顶部和高位体系域底部中深湖相还原的沉积环境共同控制了流二段油页岩的发育。