有机质丰度及生烃潜力分级评价标准

上古生界烃源岩有机质丰度及其生烃潜力~

对华北地区不同区块，不同类型共计1887块烃源岩样品的统计表明，上古生界烃源岩有机质丰度具有典型的煤系烃源岩的分布特点。具体表现为：
1.有机碳含量高，含量分布范围大
如（图3-2-3）所示，煤系泥岩有机碳（TOC）分布范围较宽，为0.01%～9.92%，929个样品平均值为1.90%，其中TOC＞1%者占55.54%，TOC＞3%者占21.64%，与湖相烃源岩比较，TOC含量明显较高。有机岩（煤和炭质泥岩）的TOC分布范围更宽，TOC含量为10%～95%。其中，炭质泥岩的TOC众数范围为10%～20%，煤的TOC主要范围为55%～90%（图3-2-3b），主频率范围为75%～85%，事实上构成了从泥岩到煤，TOC连续、过渡的分布特点。值得一提的是，华北地区上古生界碳酸盐岩的TOC分布颇具特殊性，TOC分布范围为0.05%～8.19%，45个样品的平均值为0.79%，其中TOC大于0.5%者占62.22%。与下古生界海相碳酸盐岩比较，上古生界碳酸盐岩的TOC均高出数倍以上，如黄骅块坳60个奥陶系碳酸盐岩的TOC平均值仅为0.14%，济阳块坳下古生界碳酸盐岩TOC平均值低于0.12%，沁水块坳中奥陶统灰岩的TOC含量为0.13%。不难发现，上古生界灰岩的高TOC特征与其显微组分组成特征所反映的地质现象基本一致。
2.具有相对低的产油潜量

图3-2-3 上古生界烃源岩有机碳含量分布频率图

对南华北、济阳、冀中、黄骅、临清、山西等区块石炭二叠系595个泥岩热解分析样品的统计表明，产油潜量Pg（Pg=S1+S2）平均值为1.92mg烃/g岩石。其中90.76%的样品Pg值小于6mg烃/g岩石，72.61%低于2mg烃/g岩石，Pg值低于0.5mg烃/g岩石者占48.91%（图3-2-4），与TOC相对较高的特征形成鲜明对照，反映上古生界烃源岩的残余生油潜量相对偏低。造成这一现象可能有下述双重原因：其一，与煤系地层的有机组成有关，相对富集镜质组和惰性组的显微组分组成特点使其生油潜能较低，其生烃属性更具生气的特点；其二，与华北地区上古生界烃源岩成熟度总体相对较高有关。

图3-2-4 华北地区上古生界煤系泥岩产油潜量分布频率图

3.可溶有机质丰度具有两极分化的特点
煤系烃源岩宽的TOC分布范围和显微组分组成特征，决定了其可溶有机质丰度分布的特殊性。以煤系碎屑烃源岩为例，其TOC含量可从0.01%连续分布至90%以上，因而从严格的意义上，以用TOC从量的角度对煤系中的泥岩与炭质泥岩、炭质泥岩与煤进行量化区分。相对较低的可溶有机质转化率和宽的有机质丰度分布范围，造成了以腐殖煤为主的煤系烃源岩的可溶有机质丰度的分布特征：一方面，具有宽的含量分布范围，50%以上的泥岩样品沥青“A”含量低于0.04%，但亦有相当数量的样品，沥青“A”含量大于0.1%（图3-2-5）；另一方面，低转化率特征使TOC低者可溶有机质丰度低，统计表明，TOC＜3%的样品，沥青“A”含量低于0.05%者占52.63%，TOC＞3%的泥岩，沥青“A”＞0.1%者占40%以上，如冀中块隆晋11井3948m石炭系TOC为7.14%的泥岩中，沥青“A”为0.4077%，文安块坳京3井4372m，TOC为4.94%的泥岩中，沥青“A”含量为0.5620%。煤中沥青“A”的含量特征尤为典型，如冀中大参1井山西组和太原组煤的沥青“A”达6.0412%和5.0250%；淮南西部煤田上石盒子组煤的沥青“A”含量达6.04%；淄博煤田朱留店矿区石炭系煤的沥青“A”亦达5.0435%，均高出煤系泥岩1～3个数量级。造成煤和炭质泥岩沥青“A”高含量的原因除与有机质丰度高有关外，有机质的成熟度特征和有机岩的吸附特性可能是又一重要影响因素。

图3-2-5 煤系泥岩沥青“A”含量分布频率图

统计表明，沥青“A”含量大于3%的煤样，其镜质体反射率主要介于0.61%～1.40%之间，其中绝大部分为气、肥煤，其沥青“A”含量普遍高于我国东部新生界Ro介于0.24%～0.53%、壳质组含量在2.1%～23.7%的褐煤和长焰煤（沥青“A”为0.173%～2.58%），也明显高于华北地区煤级更高的烟煤和无烟煤。此外，有机岩吸附性强和煤系烃源岩可溶产物中芳烃馏分含量高的特点，抑制了煤系烃源岩的排烃作用，导致残余可溶有机质的丰度较高。煤系烃源岩可溶有机质的两极分化特征从另一侧面表征了其生烃属性以生气为主的特点。
4.烃源岩有机质丰度纵向分布具规律性
如同烃源岩显微组分含量的分布特点一样，常规有机质丰度参数值纵向分布也表现出较强的规律性。以有机碳含量为例，纵向上地层由老而新，TOC表现为递减规律。石炭系泥岩TOC平均值为2.82%，其中大于2%者占53.5%，小于1%者仅18.18%；山西组（P1s）TOC平均值为2.38%，大于2%者占49.36%，小于1%者占25.00%；下石盒子组（P1x）TOC平均值为1.06%，大于2%者仅11.19%，小于1%者占73.68%；上石盒子组（P2s）TOC平均值仅0.72%，其中小于2%者达90.83%，小于1%者亦达84.40%（表3-2-7）。其他常规有机质丰度参数的纵向分布见表3-2-7。
表3-2-7 华北地区上古生界不同层位烃源岩常规有机质丰度参数分布特征


煤和炭质泥岩有机质丰度的纵向分布差异主要表现在炭质泥岩在地层中的分布频度上。如（图3-2-6、图3-2-7）所示，上石盒子组TOC＜45%者数量极少，下石盒子组、太原组、太原组+本溪组TOC＜45%者的比例逐步增加。上述特征一方面表述了煤系烃源岩中泥岩、炭质泥岩和煤的有机碳分布的连续过渡的分布特点；另一方面，反映地层自上而下泥岩有机碳含量增加的变化趋势。（图3-2-7）中有机岩有机碳含量的频率数分布特征，从统计学角度解释了（表3-2-7）中地层由上而下有机岩TOC、沥青“A”含量降低的原因，是（图3-2-6）的补充和延续，也是煤系烃源岩有机碳连续、过渡分布特征的进一步反映。不同层位煤的TOC差别较小，而热解产油潜量、沥青“A”及总烃含量差异甚大，反映有机碳不是影响煤分级评价结果的主要因素。
5.华北各区块有机质丰度综合评价
各区块不同层位各类烃源岩的有机质丰度参数见（表3-2-8），由于样品分布不均衡，且大部分被统计样品的有机质丰度参数不匹配，部分地区某些层位的统计结果可能存在以偏概全的现象。如济阳块坳P1s泥岩，23个样品沥青“A”的平均含量为0.0124，而2个样品总烃统计数据达370×10-6，明显高于沥青“A”含量；但从总体分布来看，统计结果（表3-2-8）基本反映了华北地区上古生界有机质丰度在平面和纵向上的分布规律。即纵向上，自石炭系至上石盒子组，有机质丰度依次降低；平面上，石炭系、山西组烃源岩以冀中地区、黄骅块坳等北部地区的有机质丰度高，而上、下石盒子组烃源岩则以南部地区的TOC较高。此外，各区块有机质丰度分布还有下述特点：其一，尽管各区块同一层位的有机碳含量存在一定差异，但总体上数量级差甚小。以石炭系和山西组泥岩为例：前者TOC主要为2%～2.95%，后者为1.26%～2.83%，整体上均接近或达到好—较好烃源岩标准，反映华北地区上古生界石炭系和二叠系山西组有机质丰度总体较高。其二，TOC接近的区块，产油潜量Pg、可溶有机质丰度等差异甚大。沁水块坳山西组和石炭系泥岩TOC分别为2.33%和2.39%，与其他地区相当，但沥青“A”含量均不足0.01%，总烃不足50×10-6，Pg值不及0.50mg/g；而黄骅、冀中地区，石炭系和山西组TOC介于2.58%～2.95%，略高于沁水块坳，但其Pg值、可溶有机质丰度等均是沁水块坳的数倍乃至数十倍。不难看出，产油潜量和可溶有机质丰度具有明显的分区、分带性的分布特点。这一特点可能主要与烃源岩沉积的分带性、烃源岩分布的分带性和有机质热演化的分带性有关，其中有机质演化程度的差异可能是制约烃源岩残余生油潜量的主要因素。鉴于此，本研究中将热解产油潜量和可溶有机质丰度作为主要评价依据。由于上、下石盒子组有机质丰度低，因而上古生界烃源岩评价主要取决于石炭系和二叠系山西组。

图3-2-6 华北地区上古生界不同层位泥岩有机碳含量分布特征


图3-2-7 华北地区上古生界不同层位煤和炭质泥岩有机碳含量分布特征

表3-2-8 华北地区上古生界烃源岩有机质丰度与综合评价


华北古生界石油地质


表3-2-9 华北地区上古生界有机质丰度分布特征


各区块有机质丰度分级评价结果见表3-2-8。
（1）南华北坳陷区
热演化程度差异较大，产油潜量和可溶有机质丰度差异十分明显。其中，济源-太康块坳西部地区Ro值一般在2.0%以上，Pg值、沥青“A”等均较低，总体属非烃源岩；商丘-黄口、襄城-沈丘和合肥块坳、徐淮块隆区Ro主要介于0.7%～1.3%，山西组、石炭系烃源岩总体属好—较好烃源岩。
（2）渤海湾坳陷区
总体上，以黄骅和文安块坳的烃源岩较好。黄骅块坳山西组和石炭系中，45%以上的样品达到好—较好烃源岩（表3-2-9）。其中石炭系100个泥岩样品的Pg平均值达6.62mg/g，明显高于其他地区的石炭系。冀中地区二叠系山西组和石炭系中，35%～40%的样品达到好—较好烃源岩标准，有机质丰度仅次于黄骅块坳烃源岩。济阳和临清块坳比较，济阳块坳TOC、Pg值、沥青“A”含量较差级以上烃源岩的相对含量等均相对较高，但普遍不及黄骅和文安地区，属较好烃源岩。东濮块坳，有机质成熟度差异较大，其中南部地区石炭二叠系的镜质组Ro一般大于1.3%，产油潜量和可溶有机质丰度较低，总体上，有机质丰度略低于或接近于临清块坳，其中，TOC较之高约0.5%～0.7%，山西组Pg值较临清高，而石炭系Pg值略低。
（3）沁水块坳
除有机碳与其他区块接近外，其他丰度参数均较低。其中，现有的统计样品中，Pg值无一达到较好烃源岩标准，整体属较差——非烃源岩，与济源-太康块坳区西部相当。
须说明的是，鉴于难以借鉴有关气源岩的评价标准，上述评价结果主要表征不同类型烃源岩的生油条件，在某种程度上，也反映了烃源岩生气潜能的差别。有机岩或富炭泥岩中的高可溶有机质含量和低的排液态烃效应，使其不能成为有效的生油岩。加之Ⅲ型有机质较宽的生气演化范围，造成烃源岩生油、生气潜能评价标准和评价结果的差别。因而广义地讲，华北上古生界，尤其是石炭系和二叠系山西组烃源岩，有机质丰度高，生气潜能大，均系良好的气源岩。

1.上古生界烃源岩
上古生界地层为海陆交互相及河流—湖泊三角洲相的石炭—二叠系含煤岩系，其烃源岩类型包括煤、暗色泥岩和灰岩。其中灰岩发育于本溪组和太原组，煤和暗色泥岩发育于本溪组、太原组和山西组，在下石盒子组也有少量存在。从厚度上，煤和暗色泥岩沉积厚度较大，分布广，是其主要的烃源岩，灰岩次之。据统计，中部气田石炭—二叠系烃源岩厚度一般为80～150m，其中煤层厚10～20m，暗色泥岩厚为60～110m。
中部气田石炭—二叠系泥质烃源岩厚度尽管不太大，但其有机质丰度高，除炭质泥岩（有机碳含量一般超过5%）外，大部分暗色泥岩的有机碳含量分布在2%～4%之间（图2-4），且地区间差别不大，都有高的有机质丰度。
石炭系灰岩主要集中发育于太原组中上部，在横山—志丹地区厚25～40m，东部厚25～50m。灰岩的显著特点是含生物碎屑，有机质丰度高，有机碳含量一般为0.5%～3%，平均为1.0%左右。
石炭—二叠系烃源岩具有高的可溶有机质丰度，表现在氯仿沥青“A”和总烃含量等指标上（表2-3）。暗色泥岩的氯仿沥青“A”含量平均值在0.0633%～0.1004%之间；总烃含量为195.84×10-6～348.60×10-6，而煤的氯仿沥青“A”和总烃的含量都较泥岩要高，有机碳平均为53.48%～63.13%，氯仿沥青“A”平均为0.6469%～1.0782%，总烃含量平均为2406.60×10-6～3219.63×10-6。石炭系碳酸盐岩也具有较高的氯仿沥青“A”含量（0.0543%～0.0879%）和总烃含量（276.20×10-6～418.04×10-6）。

图24　鄂尔多斯盆地石炭—二叠系暗色泥岩有机碳含量（%）平面分布图（据夏新宇等，2000）


表2-3　鄂尔多斯盆地石炭—二叠系烃源岩有机质丰度统计表

（据戴金星等，1997）
从表2-3还可以看出，鄂尔多斯盆地上古生界不同层位烃源岩有机质丰度存在较显著的差异，非均质性明显。以暗色泥岩为例，太原组和本溪组的可溶有机质丰度和烃转化率都高于山西组，这种差异与其沉积环境、物源条件及热演化程度有关，因为从晚石炭世至晚二叠世，由于沉积环境、沉降幅度和沉积速率的变化，有机相逐渐变差，反映在还原程度、有机质丰度乃至有机质性质上逐渐变差，同时石炭系烃源岩热演化程度比二叠系烃源岩高，高的热演化程度有利于有机质转化成烃。
2.下古生界烃源岩
鄂尔多斯盆地奥陶系海相碳酸盐岩厚度大，在中部地区可达500～800m（冯增昭等，1998）。这套源岩厚度在盆地中东部最大，一般在350～550m之间，最厚达650m，并且大部分是泥质含量较低的白云岩和灰岩，个别地区存在泥灰岩。
对630多块奥陶系马家沟组碳酸盐岩样品的有机碳含量数据统计表明（图2-5），28%的样品有机碳含量为0.10%～0.15%,25%的样品有机碳含量为0.15%～0.20%，有机碳含量为0.20%～0.30%的样品约占31%，有机碳含量＞0.30%的样品约占12%，个别样品（占2.4%）有机碳含量达到0.50%。

图2-5　鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组碳酸盐岩的有机碳含量分布

鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组烃源岩有机碳含量的平面分布见图2-6。总的来看，奥陶系海相碳酸盐岩有机碳含量大多在0.1%～0.3%之间，且东部地区较中部和西缘地区略高。
由于碳酸盐岩烃源岩有机质丰度评价至今尚没有一个统一的标准，国内外学者提出的有机碳含量下限值差别很大，最小的为0.03%，最大的可达0.50%，一般为0.10%～0.30%（程克明等，1996；包建平等，1996），因此碳酸盐岩烃源岩有机质丰度评价仍然是一个有待解决的难题。针对这一情况，陈义才等和马振芳等综合利用热模拟实验法、生烃潜力计算法、罐装岩屑—酸解烃法、全烃地球化学法及残余气饱和度法，考虑到油源岩和气源岩的不同、有机质热演化程度的差别等对有机质丰度评价的影响，确定了鄂尔多斯盆地下古生界碳酸盐岩烃源岩有机碳丰度分级评价标准（表2-4）。

图2-6　鄂尔多斯盆地马家沟组烃源岩的有机碳含量（%）等值线图

按此标准（表2-4）评判，鄂尔多斯盆地下古生界海相碳酸盐岩本身多数样品就已达到了烃源岩标准，有部分样品属较好—好的气源岩。陈义才等在“九五”前期的攻关成果也表明，鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组不论是泥灰岩、灰岩和白云岩，其有机碳含量基本都大于0.1%，高值区可大于0.3%。按碳酸盐岩有机质丰度评价标准（表2-4），奥陶系海相碳酸盐岩就有相当部分应该属于较好—好的烃源岩。

表2-4　鄂尔多斯盆地下古生界碳酸盐岩烃源岩有机碳丰度评价标准

生烃潜量（S1+S2）也是评价烃源岩的重要指标。使用该指标评价时必须考虑成熟度的因素。鄂尔多斯盆地472个热解数据分层位分岩性统计结果见图2-7。平凉组泥灰岩S1+S2值平均0.39mg/g,S1+S2值分布于0.4mg/g以上者占30%；灰岩S1+S2值平均0.38mg/g，分布于0.1～0.2mg/g者约占60%；马家沟组泥灰岩生烃潜量S1+S2值平均0.12mg/g，分布于0.1～0.2mg/g区间占40%,0.2～0.4mg/g区间占20%,＜0.1mg/g占40%；灰岩S1+S2值平均0.17mg/g,＜0.1～0.2mg/g者占48%,0.1～0.2mg/g占近30%,＞0.2mg/g占22%；白云岩S1+S2值平均0.14mg/g。寒武系S1+S2值最低，平均0.11mg/g,0.05～0.1mg/g占50%,＞0.1mg/g占近30%。
按照烃源岩的生烃潜量（S1+S2）评价标准（程克明等，1996），平凉组为差—中等生烃潜力源岩，马家沟组基本为中等生烃潜力源岩，寒武系为中等—差的生烃潜力源岩。

根据华北地区上古生界煤系，下古生界碳酸盐岩两套烃源岩热变程度、有机质丰度、生烃潜力分布的一般特征，参照国内其他盆地研究成果，确定了本区烃源岩有机质丰度及其生烃潜力分级评价标准（表3-2-4～表3-2-6），主要有3个特点：

（1）煤系烃源岩中暗色泥岩有机碳含量普遍比较高；对其分级评价标准较一般湖相泥岩（表3-2-5）有机碳含量提高了50%～100%。碳酸盐岩热变程度高，并具有特殊的生烃机理，总烃含量普遍偏低；对其分级评价标准较一般湖相泥岩降低了40%～70%。

（2）煤的生烃潜力并不完全取决于煤的有机碳含量，而与富氢组分，如壳质组、腐泥组、富氢镜质组的含量有关。因而本分级标准中，增加了煤的富氢显微组分（E+S）相对百分含量一项指标。

表3-2-4 华北地区古生界烃源岩评价标准

表3-2-5 我国陆相生油岩有机质丰度评价标准

表3-2-6 碳酸盐岩有机质丰度（有机碳）评价标准

（3）本区下古生界碳酸盐岩在主生烃区多处于过成熟阶段，对其分级评价时采用恢复后的原始有机碳、原始生烃潜力数值。恢复方法（程克明，刘宝泉等，1996）如下：

华北古生界石油地质

C_原——原始有机碳（%）；

C_残——残余有机碳（%）；

K_c——有机碳恢复系数。

华北古生界石油地质

（S₁+S₂）_原——原始生烃潜力（kg·HC/t）；

（S₁+S₂）_残——残余生烃潜力（kg·HC/t）；

K_s——生烃潜力恢复系数。

根据物质平衡原理：

华北古生界石油地质

式（3）—（4）中，D_原和D_残分别为原始和残余降解率（有效碳/有机碳）。

实际恢复计算时，是通过Rock-Eval分析直接测得烃源岩的t_max值和残余降解率D_残值，然后结合碳同位素值，在t_max-D关系图（图3-2-2）上，或用t_max-D指数方程，确定其干酪根类型和原始降解率D_原，计算出K_c和K_s值，代入式（1）—（2），即可恢复出原始有机碳及原始生烃潜力。

图3-2-2 各类源岩原始烃降解率的变化关系图

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