匡立春，高 崗，向?qū)毩?，王緒龍，王成云，柳廣弟

(1.中國石油 新疆油田公司，新疆 克拉瑪依 834000； 2.中國石油大學 油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249)

吉木薩爾凹陷蘆草溝組有效源巖有機碳含量下限分析

匡立春1，高 崗2，向?qū)毩?，王緒龍1，王成云2，柳廣弟2

(1.中國石油 新疆油田公司，新疆 克拉瑪依 834000； 2.中國石油大學 油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249)

通過對準噶爾盆地吉木薩爾凹陷吉174井蘆草溝組烴源巖發(fā)育與有機地化特征的分析，根據(jù)排烴機理，利用可溶有機質(zhì)轉(zhuǎn)化率、熱解S1/w(TOC)參數(shù)與有機碳含量的關系，確定了泥巖類烴源巖排烴有機碳含量下限值?？傮w上，吉174井蘆草溝組泥質(zhì)烴源巖發(fā)育，不同巖性泥巖生排烴條件相近，但由于不同巖性泥巖的礦物組成、有機質(zhì)特征的差異，導致其排烴的有機碳含量下限值有所不同，較純泥質(zhì)烴源巖、粉砂質(zhì)烴源巖、灰質(zhì)和云質(zhì)有效烴源巖的有機碳含量下限值分別為2.50%，2.80%，1.45%，1.30%。含碳酸鹽的有效烴源巖相對所占比例要高于較純泥巖和粉砂質(zhì)泥巖，但都超過了50%。吉174井蘆草溝組泥質(zhì)有效烴源巖發(fā)育，有機質(zhì)豐度下限值明顯較高，對油氣藏有重要貢獻。

有機碳含量下限值；有效烴源巖；吉174井；蘆草溝組；吉木薩爾凹陷；準噶爾盆地

吉木薩爾凹陷位于準噶爾盆地東部帳北斷褶帶以東，凹陷南北寬約30 km，東西長約60 km，面積約為1 500 km2[1-2]。該凹陷是在中石炭統(tǒng)褶皺基底上發(fā)展起來的一個西斷東超的箕狀凹陷(圖1)，其周邊邊界特征明顯，西以西地斷裂和老莊灣斷裂與北三臺凸起相接，北以吉木薩爾斷裂與沙奇凸起毗鄰，南面為三臺斷裂，向東則表現(xiàn)為一個逐漸抬升的斜坡，最終過渡到古西凸起上。該區(qū)經(jīng)歷了海西、印支、燕山、喜馬拉雅等多期構造運動。沉積的地層包括石炭系、二疊系、三疊系、侏羅系、白堊系、第三系及第四系，地層厚度由西向東逐漸變薄[3]。吉174井位于吉木薩爾凹陷東斜坡(圖1)。

圖1 準噶爾盆地吉木薩爾凹陷構造與吉174井位置

該井鉆遇二疊系蘆草溝組及以上地層，其中蘆草溝組全井段取心256 m，烴源巖發(fā)育，但巖性復雜，以泥巖類為主，對其中可能烴源巖進行了系統(tǒng)的分析測試。但對這種典型湖相泥巖其有效性如何確定還未進行過深入研究，已有的研究主要是對烴源巖有機地化特征進行的分析[4-6]，評價也主要依據(jù)的是一般烴源巖的評價標準[7-8]。已有的有關有效烴源巖的研究主要都是從有機質(zhì)豐度本身進行分析，未充分考慮烴源巖的排烴機理與排烴特征[9-12]。本文將重點以該井為例,依據(jù)排烴機理探討陸相湖泊泥巖的排烴與有機質(zhì)豐度下限特征。

1 吉174井烴源巖發(fā)育特征

吉174井蘆草溝組灰色、深灰色、黑色泥巖發(fā)育,在泥巖內(nèi)夾有粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖、白云巖、灰?guī)r等孔隙性儲集層。烴源巖與儲集層基本呈一體特征，屬于近源自生自儲特征。全井段不同巖性熒光顯示普遍，泥巖中都有普遍的熒光顯示，孔隙性儲集層中普遍含油，有的油層厚度僅5 cm，含油性與儲集層物性關系最為密切(圖2)。泥巖可以分為較純的泥巖、灰質(zhì)泥巖、云質(zhì)泥巖、粉砂質(zhì)泥巖等，這些不同特征的泥巖普遍都含有機質(zhì)，但由于沉積環(huán)境、物源距離、有機質(zhì)來源、水體深度等方面的差異，其有機質(zhì)特征應該存在一定差異。

2 烴源巖基本有機地化特征

不同巖性泥巖的有機碳含量均有較大的分布范圍(表1)。灰質(zhì)泥巖、純泥巖和粉砂質(zhì)泥巖的最高有機碳含量都超過了10%，其中灰質(zhì)泥巖達到了13.86%；云質(zhì)泥巖含量稍窄，但最低值比較高，為0.77%，最高值為7.09%。有機碳含量均值均在3%以上，純泥巖最高，其次為灰質(zhì)泥巖和粉砂質(zhì)泥巖，云質(zhì)泥巖最低，但仍高達3.30%。如果不考慮巖性，則各類泥巖綜合起來有機碳含量均值也很高，達到3.75%。不同巖性泥巖的氯仿瀝青“A”含量也較高，均值都在0.25%以上，云質(zhì)泥巖最低，但均值也高達0.273 7%；各類泥巖均值高達0.476 5%。熱解S1+S2均值也都很高，最低的云質(zhì)泥巖均值也高達12.48 mg/g。各類泥巖綜合起來S1+S2均值也高達15.70mg/g。

表1 吉木薩爾凹陷蘆草溝組不同泥巖有機質(zhì)豐度統(tǒng)計

圖2 吉木薩爾凹陷吉174井有機地化綜合柱狀圖

圖3 吉木薩爾凹陷蘆草溝組烴源巖有機地化特征

可見，不同巖性泥巖均具有較高的有機質(zhì)豐度，按照傳統(tǒng)的烴源巖有機質(zhì)豐度評價標準[6-7]，多達到了較好—好烴源巖水平。

烴源巖母質(zhì)類型總體較好，具有傾油特征(圖3)。熱解參數(shù)似乎顯示了較多的Ⅰ型有機質(zhì)，其次為混合型(圖3a)，但干酪根元素組成與碳同位素組成顯示了混合型為主的特點，部分I型和少量Ⅲ型(圖3b,c)。其中干酪根碳同位素組成顯示的有機質(zhì)類型對不同巖性還是有一定差異，較純泥巖的母質(zhì)類型以Ⅱ1型為主，有少量的Ⅰ型與Ⅱ2型母質(zhì)；云質(zhì)泥巖也顯示了類似的母質(zhì)類型分布特征；灰質(zhì)泥巖具有混合型母質(zhì)類型特征；粉砂質(zhì)泥巖的類型分布廣，各種類型均有，但仍以Ⅱ1型為主，少量的Ⅲ型(圖3c)。這在一定程度上說明了粉砂質(zhì)泥巖水動力、物源、有機質(zhì)類型多變，這與之相對較復雜的沉積條件是一致的。根據(jù)測試結(jié)果，烴源巖Ro主要分布在0.78%～0.95%之間，總體分布較為集中；熱解Tmax主要分布在430～460℃之間，主峰在450 ℃左右?？扇苡袡C質(zhì)轉(zhuǎn)化率(氯仿瀝青“A”/w(TOC))分布在0.8%～60%之間，主要分布在4%～12%之間(圖4a)，相應的代表相對于有機碳的已生烴量參數(shù)S1/w(TOC)與可溶有機質(zhì)轉(zhuǎn)化率之間有較好的相關關系，其值基本都在4 mg/g以上分布，個別最高超過200 mg/g，主峰在4～20 mg/g之間(圖4a)。所以，綜合分析，烴源巖熱演化主要處于成熟演化階段，以生液態(tài)石油為主。已有的數(shù)據(jù)顯示生油高峰對應的Ro大致在0.85%～0.90%之間(圖4b,c)。

圖4 吉木薩爾凹陷蘆草溝組烴源巖熱解S1/w(TOC)-“A”/w(TOC) -Ro的相關關系

3 烴源巖排烴特征與有機質(zhì)含量下限值分析

前面的分析表明，吉174井蘆草溝組泥巖已經(jīng)達到了生油階段。由于烴源巖內(nèi)各種礦物成分與固體干酪根的存在，其生成的石油不可能全部排出，總有一部分要殘留于烴源巖中，即烴源巖有一定的飽和吸附烴量，只有生成的烴類含量超過了飽和吸附量才能有多余的烴類排出。氯仿瀝青“A”與熱解S1就代表了烴源巖內(nèi)殘留的烴類。在成熟度大體相近時，如果不排烴，則烴源巖內(nèi)的石油會隨有機碳含量增加而不斷增多，烴類含量將與有機碳含量呈線性關系。但當生成的烴類含量超過飽和吸附量時，多余的烴類就將排出烴源巖。烴源巖瀝青“A”/w(TOC)和熱解S1/w(TOC)代表了單位有機碳對應的已生烴量。圖5顯示了這2個參數(shù)未見線性關系，而是隨有機碳含量增加出現(xiàn)了峰值，在峰值之后，瀝青“A”/w(TOC)和熱解S1/w(TOC)隨有機碳含量增加未持續(xù)明顯增加，而是降低了，降低的部分表示有烴類排出烴源巖了。峰值對應的TOC含量應大致為排烴的有機碳含量下限值。有機碳含量較低、相對生烴量較高的數(shù)據(jù)點則代表了外來運移烴的可能影響。

如果將圖5按巖性不同作圖，則峰值與TOC含量下限值分布更清晰(圖6)。依據(jù)瀝青“A”/w(TOC)

圖5 吉木薩爾凹陷吉174井蘆草溝組泥巖類相對生烴量參數(shù)與TOC關系

圖6 吉木薩爾凹陷蘆草溝組不同巖性泥巖相對生烴量參數(shù)-TOC關系

巖性TOC含量下限值/%瀝青“A”/w(TOC)確定S1/w(TOC)確定平均值泥巖2.702.302.50粉砂質(zhì)泥巖3.302.302.80灰質(zhì)泥巖1.601.301.45云質(zhì)泥巖1.301.301.30

和熱解S1/w(TOC)確定有機碳含量下限值有一定差異，前者確定的下限值略高于后者，取均值作為排烴的有機碳含量下限值(表2)。其中較純泥巖與粉砂質(zhì)泥巖相比，有機碳含量下限值稍低，為2.50%，后者稍高，為2.80%，這應該與較純泥巖沉積水體相對更深、水生生物母質(zhì)貢獻相對較大、生烴潛力較高有關；粉砂質(zhì)泥巖母質(zhì)類型稍差，生成相同量的烴就需相對更多的有機碳含量?；屹|(zhì)與云質(zhì)泥巖下限值更低，分別為1.45%和1.40%，這主要是由于碳酸鹽與黏土礦物相比，吸附性要弱，在相近條件下，碳酸鹽含量高，滿足飽和吸附的烴量相對要低，因而需要的有機碳含量就要低一些；而黏土礦物含量高，滿足飽和吸附的烴量相對就要高，因而需要的有機碳含量就要高一些。

依據(jù)上述的有機碳含量下限值，根據(jù)有機碳含量分布特征確定較純泥巖有57%的樣品達到了有效烴源巖標準，粉砂質(zhì)泥巖有56%的樣品可以作為有效烴源巖，灰質(zhì)泥巖為66%，云質(zhì)泥巖為77%?？梢姴煌瑤r性泥巖的樣品有效烴源巖達標率有一定差異，應該與生排烴特征的差異有關。

4 結(jié)論與認識

吉174井蘆草溝組烴源巖以泥巖為主，不同巖性泥巖母質(zhì)類型與成熟度相近，有相近的生排烴條件。依據(jù)可溶有機質(zhì)轉(zhuǎn)化率、熱解S1/w(TOC)參數(shù)可以較好地確定烴源巖排烴的有機碳含量下限值，據(jù)此確定較純、粉砂質(zhì)、灰質(zhì)、云質(zhì)泥質(zhì)有效烴源巖的有機碳含量下限值分別為2.50%，2.80%，1.45%，1.30%。含碳酸鹽的有效烴源巖相對所占比例要高于較純泥巖和粉砂質(zhì)泥巖，均超過了50%。總之，吉174井有較多的有效烴源巖分布。

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(編輯 徐文明)

Lowest limit of organic carbon content in effective source rocks from Lucaogou Formation in Jimusar Sag

Kuang Lichun1, Gao Gang2, Xiang Baoli1, Wang Xulong1, Wang Chengyun2, Liu Guangdi2

(1.XinjiangOilFieldCompany,PetroChina,Karamay,Xinjiang834000,China;2.StateKeyLaboratoryofPetroleumResourceandProspecting,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China)

The generation and organic geochemical features of source rocks from the Lucaogou Formation in Ji174 well area in the Jimusar Sag of the Junggar Basin were studied. According to hydrocarbon expulsion laws as well as the relationships between soluble organic matter transformation rate, pyrolysisS1/w(TOC) and organic carbon content, the lowest limit of organic carbon content for hydrocarbon expulsion in lutaceous source rocks was determined. In the Lucaogou Formation in Ji174 well area, lutaceous source rocks developed well, and their hydrocarbon generation conditions were similar even though the lithology was various. Due to the differences in mineral compositions and organic matter characteristics, the lowest limit of organic carbon content for hydrocarbon expulsion was different. For pure lutaceous, silty, calcareous and dolomite source rocks, the lowest limits were 2.50%,2.80%,1.45% and 1.30%, respectively. The carbonate-containing effective source rocks took larger proportions than pure and silty mudstones, all over 50%. It was concluded that in the Lucaogou Formation in Ji174 well area, lutaceous effective source rocks were well-developed, and the lowest limits of organic carbon content were higher, which were favorable for hydrocarbon reservoirs.

lowest limit of organic carbon content; effective source rock; Ji174 well; Lucaogou Formation; Jimusar Sag; Junggar Basin

1001-6112(2014)02-0224-06

10.11781/sysydz201402224

2013-02-02；

2014-02-22。

匡立春(1962—)，男，博士，教授級高級工程師，從事石油地質(zhì)綜合研究及油氣勘探、科研管理工作。E-mail: klc@petrochina.com.cn。

全國油氣資源戰(zhàn)略選區(qū)調(diào)查與評價專項“西北區(qū)頁巖氣資源調(diào)查評價與選區(qū)”子項目 (14B12XQ150903)資助。

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