塔里木盆地西南地区石炭系煤系烃源岩识别与分布特征

赵永强 ，苏思羽 ，蒲仁海 ，姚 威 ，季天愚

(1.中国石化石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214126;2.中国石化油气成藏重点实验室，江苏 无锡 214126；3.西北大学大陆动力学国家重点实验室，陕西 西安 710069；4.西北大学 地质学系，陕西 西安 710069；5.中国石油勘探开发研究院，北京 100083)

0 引 言

煤系一般发育多层源岩、储层和盖层组合，具有内幕油气聚集潜力，可以形成多个大型常规和非常规天然气田[1-2]。塔里木盆地西南部巴楚隆起和麦盖提斜坡两个构造单元(简称巴麦地区)的多年的勘探实践表明，寒武系—下奥陶统的烃源岩为优质烃源岩，为玉北气田、和田河气田、鸟山气田和巴探5井等奥陶系气田提供了烃源[3-7]。巴麦地区石炭系烃源岩也具有一定的生烃作用，可能是巴什托和亚松迪油气藏的次要烃源岩，但石炭系源岩成熟度偏低[5, 8]，仅在昆仑山前柯东1井附近达到了成熟阶段[9]。石炭系存在浅海混积陆棚泥岩和碳酸盐岩两类烃源岩[10-11]，但从未发现煤系烃源岩。近年来在巴探5井、巴探10井和罗西1井石炭系卡拉沙依组发现了煤层和炭质泥岩，它们是如果在混积台地背景中发育和分布的，是否具备足够的生供烃潜力尚不清楚。本文通过岩心和岩屑样品的地球化学测试，测井和二、三维地震属性和反演等方法进行了煤系烃源岩的识别与分布研究，同时分析了卡拉沙依组的三角洲成因及其控煤作用，为寻找与煤系烃源岩有关的油气藏提供了地质依据。

1 区域地质概况

石炭系是塔里木盆地油气勘探的主要层系之一[12-15]，自下而上发育巴楚组下泥岩段、生屑灰岩段、中泥岩段、标准灰岩段、卡拉沙依组上泥岩段、砂泥岩段、含灰岩段、小海子组灰岩段等(图1(b))，在气候干湿交替及海平面升降的作用下，主要发育深水陆棚、浅水陆棚、混积台地、潟湖海湾等沉积环境[16-17]，其主要岩性为灰岩、白云岩、泥灰岩、泥岩等，局部夹煤层和膏云岩与膏泥岩[18-20]。与塔河和塔中地区相比，巴麦地区的泥岩段中的碳酸盐岩含量显著增多，灰岩段中白云岩含量增多，且局部含石膏，反映了相对咸化的环境特点[16, 21-22]。但较为特殊的是在巴麦地区卡拉沙依组局部出现了较多的煤层和炭质泥岩，其形成可能与局部淡水河流的注入和三角洲沉积有关。

图1 巴麦地区构造单元划分图(a)巴麦地区上石炭统—下二叠统综合柱状图(b)Fig.1 Tectonic unit division map of Bamai area (a) and Upper Carboniferous to Lower Permian comprehensive histogram in Bamai area (b)

研究区包含三个三维地震勘探区块，分别为XBZ三维区(面积约600 km2)、Lx1井三维区(面积约350 km2)、BT5井三维区(面积约400 km2)(图1(a))，地震资料主频约35 Hz。包含18条二维地震测线和15口探井资料，其中9口钻井位于三维地震区内。钻井揭示的上古生界地层包括二叠系库普库兹满组、南闸组、小海子组、石炭系卡拉沙依组、巴楚组，这些地层组分别以地震反射界面T52、T54、T56、T57为其底界(图1(b))。钻井在石炭系目的层平均每5 m有一包钻屑混合样品。BT5井取心井段为2 077.5～2 084 m，顶部主要分布灰黑色炭质泥岩，中下部发育深灰色泥岩夹灰黑色炭质泥岩及浅灰色粉砂质条带，局部断面见灰黑色植物印模(图2)。煤岩样品来自于岩屑，呈暗黑色，小颗粒状、玻璃光泽且染手，由后续的地化测试确定其岩性。

图2 巴探5井石炭系卡拉沙依组钻井综合剖面图Fig.2 Comprehensive stratigraphic profile of Carboniferous Karashayi Formation of well BT5

2 方 法

在岩心库采集石炭系岩芯岩屑样品30个，重点采集了BT5、BT10、BT7等5口井卡拉沙依组的煤、炭质泥岩和暗色泥岩样品。在完成样品整理、筛选等前期处理步骤后，选出石炭系卡拉沙依组和巴楚组的岩屑样品12个，岩心样品2个。所有14块样品均在西北大学大陆动力学国家重点实验室完成了有机质提取和热解实验，测定了各样品的有机碳含量、类型和成熟度。

在全区测井资料标准化基础上，根据BT5、BT10井岩心、岩屑录井和测井解释等成果建立AC-GR和RD-DEN测井交会图与岩性识别图版，确定测井资料定量识别煤层、炭质泥岩、页岩、砂岩和碳酸盐岩的阀值。

然后对工区内的钻井制作合成地震记录完成井震标定，对巴探5三维区进行测井约束的叠后波阻抗反演。在反演数据体上根据煤层、炭质泥岩和砂岩波阻抗提取卡拉沙依组相关岩性百分含量和厚度。

根据不同钻井所测定的不同深度烃源岩样品的Ro值和井深的线性关系以及卡拉沙依组底面构造图，得到研究区目的层烃源岩成熟度随深度的变化趋势。

在煤系烃源岩分布和沉积相分析基础上，探讨混合台地地区三角洲发育特殊性及其对煤系烃源岩的控制。

3 结果分析

3.1 烃源岩地球化学特征

BT5、BT10、KT1、BT7、BT9井石炭系卡拉沙依组和巴楚组的样品测试结果表明，卡拉沙依组煤的有机碳含量介于58.1%～63.2%，平均值为60.65%，Ro值介于0.93%～1.29%，平均1.11%。炭质泥岩的有机碳含量为10.6%～18.5%，平均14.43%，Ro值介于0.78%～1.65%之间，平均1.00%。暗色泥岩有机碳含量介于0.01%～2.36%之间，平均值为0.91%，Ro介于0.80%～1.33%之间，平均1.00%。依据IH-Tmax图解[23-25]计算结果，绝大多数的煤层、炭质泥岩的有机质类型为III型，个别炭质泥岩为II2-III型(表1)。

综合石炭系卡拉沙依组煤和暗色泥岩的测试结果，其有机碳含量介于0.15%～63.2%之间，有机质类型为II2-III型，Ro值介于0.80%～1.65%，达到成熟-高成熟阶段。Tmax值介于424～437 ℃，平均值为430 ℃，比Ro指示的成熟度偏低。

表1 研究区不同岩性TOC含量、Ro及有机碳类型测定结果

图3 KT1、BT5、BT10井巴楚组连井剖面图(剖面位置见图1)Fig.3 KT1-BT5-BT10 well linked cross-section in Bachu Formation (seeing Fig.1 for the well locations)

前期样品筛选工作中发现石炭系巴楚组中、下泥岩段的所采岩屑样品大多数不满足纯暗色泥岩的送样条件，或者与干化泥浆难以区分，或者为带褐色调的氧化色。中、下泥岩段各只有一个样品满足测试条件(见图3黄色深度处)。根据有机质热演化特征，综合分析得出石炭系巴楚组中、下泥岩段暗色泥岩有机碳含量较低，介于0.01%～0.15%，平均值为0.08%，不具备生烃条件(表1)。

为了研究卡拉沙依组上部烃源岩成熟度的分布规律，利用所测Ro与所采样品深度(H)(表1)，通过线性拟合得到Ro-H之间的线性关系Ro=0.0001H+0.622。通过井震标定二、三维地震地震解释的卡拉沙依组双程时间T56和时深转换可以制作出巴麦地区卡拉沙依组底界的深度图。利用Ro-H的线性关系，可以把卡拉沙依组顶面深度图转换为镜质体反射率等值线平面图(图4)。该图反映巴麦地区卡拉沙依组烃源岩Ro值介于0.7%～1.3%，具有朝西南增高之势。

图4 巴麦地区石炭系卡拉沙依组顶面镜煤反射率等值线平面图Fig.4 Contour map of coal vitrinite reflectance of the top Carboniferous Kalashayi Formation in Bamai area

3.2 石炭系烃源岩测井识别

从测井曲线(图4)和岩性AC-GR交会图(图5)上，可以看出煤、暗色泥岩的共同点为低密度、高声波时差和低电阻率，其声波时差值均大于300 μs/m，电阻率值均小于50 Ω·m，且在测井曲线的形态上易于识别，表现为高声波时差和低密度的高幅尖刺状，其密度值一般小于2.3 g/cm3。煤、炭质泥岩、暗色泥页岩的不同则主要表现在自然伽马值的大小上，煤层GR值小于75 API，炭质泥岩GR值介于75～100 API；泥页岩GR值大于100 API(图3，图4)。因此，依据高幅尖刺状的AC、DEN测井曲线特征和GR值的大小可以识别出煤、炭质泥岩和暗色泥岩，依据上述测井特征识别出BT5井煤层2层，累加厚度约6 m；炭质泥岩5层，累加厚度约10 m；暗色泥岩9层，累加厚度约50 m，三者总厚约66 m，其中煤层和炭质泥岩占比24.2%。砂岩在测井曲线上表现为箱状，AC<240 μs/m，GR<60 API，与高电阻率碳酸盐岩易于区分，二者电阻率值界线约80 Ω·m。

图5 塔西南卡拉沙依组不同岩性的AC-GR和RD-DEN交会图Fig.5 Crossplots of AC-GR and RD-DEN logging values of different lithology of Kalashayi Formation in southwest Tarim Basin

3.3 卡拉沙依组煤系烃源岩的三维地震识别与分布

根据研究区测井识别图版分析得到的卡拉沙依组煤层和炭质泥岩测井曲线阀值AC>300 μs/m、DEN<2.2 g/cm3，计算得到其波阻抗(速度乘以密度)上限值为7 333 m·s-1·g·cm-3。在BT5井区三维地震波阻抗反演体上提取卡拉沙依组中波阻抗小于7 333 m·s-1·g·cm-3百分含量图(图6)，由图可知，该区煤层和炭质泥岩向东南方向加厚。根据下一节沉积相分析，该三维区为三角洲前缘沉积区，朝东南方向变深。

图6 BT5三维地震区波阻抗小于阀值的卡拉沙依组煤系烃源岩百分含量图Fig.6 Percentage diagram of coal measure source rocks in Kalashayi Formation with wave impedance less than the threshold in BT5 three-dimension seismic area

利用Landmark的SUM模块统计了13口钻井井点卡拉沙依组烃源岩累计厚度并通过三维地震区反演得出的煤层、炭质泥岩和暗色泥岩百分含量的约束下，勾画出研究区煤层、炭质泥岩厚度等值线图(图7)。该图显示研究区内卡拉沙依组煤系烃源岩厚度为0～20 m，从北西向南东加厚，厚煤层(局部大于20 m)的面积约40 km2。

图7 巴麦地区石炭系C1k煤层和炭质泥岩累加厚度等值线图Fig.7 Isopach map of cumulative thickness of Carboniferous coal seam and Carbonaceous mudstone in Bamai area

4 三角洲对煤系烃源岩的控制

BT5三维区石炭系卡拉沙依组存在叠瓦状前积反射，自北西朝东南方向前积，三维区可识别出5个中强振幅前积波峰同相轴的叠置(图8)。对5期前积体的地震反射同相轴进行精细的追踪解释、闭合，得到5期前积体的平面展布(图9)。碎屑岩地层的前积反射可存在于多种沉积环境[23-26]。BT5、BT10分别位于第一和第二前积叶上，其对应卡拉沙依组向上变粗的三角洲前缘(图4)，故该套前积体应属于三角洲反射。结合区域钻井资料和前人研究，该套三角洲发育在潟湖沉积背景中，周边为潮坪和障壁环境，由来自北西方向的淡水河流注入形成。

图8 过巴探5-巴探10井的南东向卡拉沙依组三角洲前积反射地震剖面图(剖面位置见图6) Fig.8 Seismic section of NW-SE orientation delta progradational reflection of Karasayi Formation throughBT5-BT10 well (seeing Fig.6 for section location)

图9 五期前积反射平面叠合图(半透明色填充)Fig.9 Superposition distribution map of five-stage progradational reflections (filled with semi-translucent color)

图10 巴麦地区石炭系卡拉沙依组沉积相平面图Fig.10 Depositional facies map of Carboniferous Kalashayi Formation in Bamai area

笔者统计了研究区内卡拉沙依组13口测井的砂岩百分含量，结合三维地震岩性反演制作了巴麦地区卡拉沙依组沉积相平面图(图10)。该图显示研究区卡拉沙依组整体为潟湖沉积背景，其内发育三个来自北西的三角洲前缘朵体，三角洲部位的砂岩百分含量较高，介于25%～45%之间。研究区西部过渡为混合台地潮坪沉积。

比较图7和图10可以看出，巴麦地区的煤系烃源岩较厚区与三角洲前缘分布区基本吻合，说明在塔西南地区卡拉沙依组整体为混合台地内的潟湖沉积背景，巴探5井区存在一个来自北西淡水河流的注入，局部形成了三角洲沉积。不仅形成了三角洲前缘河口坝、分流河道等砂岩沉积，而且在三角洲平原上沉积了一定厚度的沼泽煤层和炭质泥岩。煤层与前三角洲-潟湖相的暗色泥岩一起构成了该区石炭系的烃源岩。由于煤层和炭质泥岩的有机质含量远高于潟湖相暗色泥岩，所以三角洲沉积区的煤系烃源岩比周边其他地区应该具有更好的生烃潜力。

巴探5井和巴探10井卡拉沙依组发育沼泽煤层的同时还沉积了一定厚度的三角洲前缘砂体，它们朝北西上倾方向尖灭，砂岩储层和煤系烃源岩可以构造较好的生储盖组合，具备形成自生自储岩性或复合圈闭油气藏的条件，是下一部油气勘探的一个重要方向。

5 结 论

(1)巴麦地区卡拉沙依组发育煤系烃源岩，该套煤系烃源岩有机碳含量为10.6%～63.2%，干酪根类型为II2-III，镜质体反射率介于0.78%～1.65%之间，是一套较好的低成熟-高成熟烃源岩。

(2)卡拉沙依组煤层和炭质泥岩具有低密度、高时差以及低波阻抗特征，卡拉沙依组煤系烃源岩厚度为0～20 m，从北西向南东加厚，厚煤层的面积约40 km2。

(3)卡拉沙依组烃源岩发育于三角洲-潟湖环境，其中三角洲平原相沉积了煤层和炭质泥岩，而前三角洲和潟湖则发育了暗色泥岩，它们可为三角洲前缘砂岩储层提供烃源，有望形成自生自储的复合圈闭油气藏。