孟元林， 　宋丽环，　周新桂，　孟凡晋，　吴晨亮，　肖丽华

(1.东北石油大学 地球科学学院， 黑龙江 大庆 163318； 2.中国地质调查局油气资源调查中心，北京 100029； 3.School of Geosciences, University of Houston， Houston TX 77204-2024)



木里盆地中侏罗统烃源岩生烃潜力评价

孟元林1， 宋丽环1，周新桂2，孟凡晋3，吴晨亮3，肖丽华1

(1.东北石油大学 地球科学学院， 黑龙江 大庆 163318； 2.中国地质调查局油气资源调查中心，北京 100029； 3.School of Geosciences, University of Houston， Houston TX 77204-2024)

为勘探木里盆地常规油气和非常规油气，在柴达尔剖面采集了泥岩、高碳泥岩和煤共65块样品，进行有机质丰度、类型和成熟度测试。结果表明：煤系泥岩的有机质丰度较低，属于中等偏差的烃源岩；高碳泥岩的有机质丰度达到了中等偏好的等级；煤的有机质丰度较高，属于好的煤成烃源岩。泥岩和高碳泥岩的有机质类型主要为Ⅲ1型，煤为Ⅲ1-Ⅲ2型，有良好的生油气能力。烃源岩的镜质组反射率介于0.63%～1.58%之间，处于低熟-高成熟的阶段，可大量生烃。木里盆地中侏罗统烃源岩的生油强度为1 181.88 kg/m2，生气强度为3 181.17 m3/m2，具有较高的生油气潜力。

烃源岩； 生烃潜力； 中侏罗统； 木里盆地

0　引　言

天然气水合物是一种非常规油气资源，广泛分布于永久冻土带和陆缘外围的海底沉积物中[1]，全球的天然气水合物资源量在2.8×1015～8×1018m3之间。近年来，天然气水合物勘探开发已成为国内外非常规油气勘探开发研究的热点之一[2-7]。2008年，在青海省木里盆地聚乎更矿区DK-1井钻探的过程中，发现了天然气水合物。这一发现证明木里盆地具有适合天然气水合物聚集的地质条件[8-11]。2014年，国土资源部中国地质调查局在木里盆地天然气水合物的钻探过程中，还意外发现了工业气流。气源对比的结果表明，木里盆地天然气水合物气源来自侏罗系煤系地层[10]。然而，木里盆地的常规油气勘探和非常规油气勘探刚刚拉开序幕，学者们对这一盆地中侏罗统烃源岩的生烃潜力和含油气远景均知之甚少。因此，笔者测量木里盆地的柴达尔剖面，系统地采集侏罗系的烃源岩样品，进行有机地球化学测试，试图为木里盆地常规油气和非常规油气的勘探提供科学依据。

1　区域地质概况与烃源岩岩性特征

1.1区域地质概况

木里盆地是位于青海省东部的一个中生代盆地，呈北西西—南东东走向，海拔高程在4 100～4 300 m之间，面积约2 100 km2。在木里盆地，自下而上依次发育上三叠统默勒群、中侏罗统木里组、上侏罗统享堂组、下白垩统河口群和新生界。中侏罗统是一套湖泊沼泽相的暗色煤系地层，烃源岩发育，是木里盆地油气勘探的主要目的层段[12-13]。原地质矿产部、中国石油与天然气总公司、煤炭部、大庆石油学院和中国地质调查局等部门对该盆地进行过野外石油地质调查和重、磁、电勘探，但总体上勘探程度较低[14-19]。

1.2烃源岩岩性特征

木里盆地的中侏罗统木里组是一套煤系地层，发育泥岩、高碳泥岩(TOC质量分数为6%～25%)和煤三种烃源岩。泥岩中含大量动植物化石，发育水平层理，属于湖沼相沉积，一般厚度为6.00 m左右，最大可达51.50 m，累计总厚度为174.00 m。高碳泥岩最大厚度为16.34 m，一般厚4.00～5.00 m，总厚度为26.45 m。含煤段沉积以灰绿色泥岩和粉细砂岩为主。木里组的煤层厚度较大，一般厚度在15.00 m左右，最大厚度可达47.70 m，总厚度为60.51 m。总之，该区的烃源岩较发育，具有很大的生烃潜力。

2　烃源岩有机地球化学特征

在木里盆地的侏罗系剖面，共采集65块暗色泥岩、高碳泥岩(TOC质量分数为6%～25%)和煤岩样品，首先，进行这三种烃源岩的TOC、热解测试；然后，挑选样品，进一步完成干酪根分离，测试镜质组反射率、干酪根元素、干酪根碳同位素、干酪根显微组分、干酪根红外光谱；最后，在沥青“A”抽提的基础上，分析族组分、饱和烃GC及GC-MS等。

2.1有机质丰度

2.1.1泥岩

有机质丰度决定了烃源岩的生烃潜力和沉积盆地的含油气远景。木里盆地中侏罗统的烃源岩在柴达尔露天矿附近出露最好，风化较轻，是该盆地的地化基干剖面，其中泥岩、高碳泥岩和煤的有机质丰度参数测试结果见表1。依据陈建平等[19]提出的关于煤系地层中泥岩的有机质丰度评价标准，对其进行评价。由表1可见，43块泥岩有机碳的质量分数w1平均值为1.46%，分布范围是0.17%～5.72%，属于中等烃源岩；氯仿沥青“A”的质量分数w2为0.013 7%～0.189 3%，平均值为0.057 0%，烃源岩有机质丰度达到了中等丰度的标准；总烃质量分数w2分布在0.002 6%～0.057 8%的范围内，平均为0.020 8%，总体上达到了中等有机质丰度的标准；生烃潜量S1+S2平均为0.578 mg/g，分布范围介于0.030～2.350 mg/g之间，其中，35%的样品达到了烃源岩的标准。有机质丰度具有高有机碳、低沥青“A”、贫饱和烃和芳烃的特点。综合上述结果，木里盆地柴达尔剖面中侏罗统泥岩属于中等有机质丰度的烃源岩。

2.1.2高碳泥岩

分析表1可知，九块高碳泥岩的有机碳的质量分数平均值为11.73%，分布范围为6.66%～20.70%；生烃潜量分布在1.61 ～6.19 mg/g之间，平均为3.123 mg/g。其中,三块高碳泥岩氯仿沥青“A”的质量分数分布在0.069 0%～0.490 6%之间，平均为0.212 0%；总烃分布范围为0.013 1%～0.138 3%，平均为0.020 8%。综合有机质丰度指标的评价结果，中侏罗统高碳泥岩的有机质丰度达到了中等偏好的标准。

表1　中侏罗统烃源岩有机质丰度

注：(0.17～5.72)/1.46(43)=(最小值～最大值)/平均值(样品数量)。

2.1.3煤

分析表1可以看出，13块煤样品的有机碳分布范围为25.03%～82.40%，平均值为54.43%；生烃潜量分布在10.750～103.800 mg/g，平均值为39.936 mg/g；其中，四块煤样品的氯仿沥青“A”分布范围为0.311 8%～1.543 0%，总烃值在0.045 7%～0.185 8%之间。根据陈建平等[19]提出的煤岩有机质丰度评价标准，木里盆地的煤达到了等级为好的煤成烃源岩丰度标准。

2.2有机质类型

2.2.1泥岩

由木里盆地中侏罗统干酪根元素范氏图可见(图1)，烃源岩有机质成熟度较高，柴达尔剖面中侏罗统泥岩H与C的原子比<0.65，O与C的原子比<0.09，七块泥岩样品中有三块落入Ⅲ1型干酪根的区域，Ⅲ1型干酪根所占的比例为43%。另外四块落入图的左下角，难以用元素分类。中侏罗统泥岩干酪根三块样品的1 460 cm-1吸收峰很弱，含有较少的脂族基团，分别属于Ⅱ、Ⅲ1、Ⅲ2型干酪根。两块样品的干酪根红外1 700 cm-1吸收峰很弱，含氧基团很少，落在三角图的左边标轴上，分别属于Ⅱ型干酪根和Ⅲ1型干酪根(图2)。该区木里组的岩石热解氢指数较低，43块泥岩样品的平均值为28.60 mg/g。柴达尔剖面位于露天矿区内，风化较轻，如此低的氢指数主要是由于其成熟度过高造成的。为此，采用邬立言等[20]提出的方法，恢复柴达尔剖面中侏罗统泥岩的原始氢指数，恢复后其平均值为154.50 mg/g，有95%的样品达到了Ⅲ1型干酪根的有机质丰度标准。

图1　木里盆地干酪根元素H与C原子比-O与C原子比关系

图2　木里盆地干酪根红外光谱

图3　木里盆地烃源岩三类规则甾烷分布

实际上， 木里盆地中侏罗统柴达尔剖面泥岩含有较多的水生生物， ααα-20R-C27甾烷的相对含量较高， 一般大于28%(图3)， ααα-20R甾烷C27与C29质量比值在0.387～0.800之间， 平均为0.679， 属于Ⅲ1型干酪根。七块泥岩样品饱和烃Pr与Ph峰高比值的分布范围是1.16～2.35，平均为1.38，泥岩的Pr与Ph峰高比值较低，表明泥岩沉积时，其还原性较强。柴达尔剖面中侏罗统七块泥岩的碳同位素平均为-2.43%，分布范围为-2.75%～-2.23%，主要为Ⅲ1型干酪根，含有一定数量的Ⅱ型干酪根。泥岩干酪根中镜质组的质量分数在70%～100%之间(图4)，具有Ⅲ型干酪根的特征。

图4　木里盆地干酪根显微组成三角

综上所述，泥岩的有机质主要表现为Ⅲ1型干酪根的特征，含有少量的Ⅱ型和Ⅲ2型干酪根。

2.2.2高碳泥岩

在木里盆地，除泥岩外，还有高碳泥岩和可采煤层发育。由于中侏罗统烃源岩有机质成熟度较高，所以三块高碳泥岩落在范氏图的左下角，难以用元素将干酪根分类，其H与C原子比小于0.65，O与C原子比小于0.08(图1)。而且，木里盆地中侏罗统高碳泥岩的热演化程度较高，氢指数绝大多数小于65.00 mg/g，具有Ⅲ2型干酪根氢指数特征。高碳泥岩的镜质组质量分数在90%～95%之间(图4)，具有Ⅲ2型干酪根的地化特征。但三块高碳泥岩中含有较多的水生生物(图3)，ααα-20R甾烷C27与C29峰高比值在0.682～1.075之间，具有Ⅲ1型干酪根的特征。三块高碳泥岩的Pr与Ph峰高比的分布范围是1.36～1.96，平均为1.55，反映弱还原-弱氧化的沉积环境。柴达尔剖面中侏罗统的高碳泥岩样品落入红外三角图左下角Ⅲ1型干酪根的区域(图2)，表明其具有一定的煤成油生成能力，而且成熟演化程度较高，为本区液态烃的生成作出过积极的贡献。由上可见，木里盆地中侏罗统高碳泥岩的生烃潜力较强，属于Ⅲ1型干酪根。

2.2.3煤

在木里盆地中发育可采煤层。中侏罗统四块煤样落在范氏图的左下角(图1)，难以用元素将干酪根分类，其H与C原子比值小于0.65，O与C原子比值小于0.08。中侏罗统煤中C27甾烷和C29甾烷的相对质量分数变化较大(图3)，前者在18%～45%之间，后者在40%～62%之间。四块煤Pr与Ph峰高比的分布范围是1.67～2.35，平均为1.90，成煤环境的氧化性相对较强。煤的碳同位素较轻，小于-2.29%，属于Ⅲ1型干酪根。由图2可见，柴达尔的煤具有较强的1 460 cm-1吸收峰，含有较多的脂族基团，具有较大的生烃潜力，在红外三角图中落入Ⅰ2型、Ⅱ型和Ⅲ1型干酪根区域的比例分别为25%、50%、25%。煤中类脂组质量分数较低，一般小于10%，惰质组质量分数较高(图4)，在50%～90%之间，具有Ⅲ型干酪根的特征。总之，煤的生烃潜力相对较小，干酪根类型属于Ⅲ1型-Ⅲ2型。

2.3有机质成熟度

有机质成熟度是烃源岩生烃的关键。镜质组反射率Ro主要受温度和时间的影响，是目前国际上评价烃源岩有机质成熟度和划分成岩阶段的重要指标[21-24]。

图5是柴达尔剖面有机质热演化综合地球化学剖面。由图5可见，中侏罗统在该区发育六个岩性段，煤一段及其下伏地层与煤二段及其上覆地层之间的有机质热演化规律有所不同，出现了反希尔特定律的现象，即煤的热变质程度随埋深增加而减弱。以煤一段和煤二段之间的泥砾岩段为界，根据有机质热演化特征，将其分为上部地层和下部地层。上部地层烃源岩的镜质组反射率变化范围是0.63%～1.58%，平均为1.20%，处于低熟-高成熟阶段；下部地层烃源岩镜质组反射率随深度增加而增加，其变化范围为0.79%～1.18%，平均为0.86%，处于大量生油的成熟阶段。

上部地层的tmax较高，下部地层的tmax较低。上部和下部地层的演化规律明显不同，上部地层的tmax从上到下逐渐增大，九块大样的变化范围为471～548 ℃，平均为513 ℃，处于过成熟阶段。其研究结果比镜质组反射率所得出的有机质成熟度高一个级别。下部地层烃源岩的tmax变化范围是464～539 ℃，五块样品的平均值为485 ℃，属于高成熟阶段。柴达尔剖面中侏罗统上部和下部烃源岩由于有机质成熟度的不同，烃指数S1/w(TOC)明显不同，上部的烃指数高于下部(图5)。上部烃指数的主要变化范围为0.42～15.64 mg/g，下部地层烃指数的主要变化范围为0.28～5.49 mg/g。

图5　木里盆地柴达尔剖面有机质热演化参数及深度关系

柴达尔剖面中侏罗统碳优势指数CPI随深度增加仍有减小的趋势(图5)，上部烃源岩CPI的变化范围在0.87～1.08之间，下部地层CPI的变化范围是0.99～1.13。二者有着不同的演化规律，下部地层的有机质热演化程度低于上部地层。随深度的增加，柴达尔剖面中侏罗统烃源岩饱和烃中生物标志化合物发生了一系列的异构化反应：

(1)C29甾烷S/(S+R)随深度的增加而增大(图5)，上部烃源岩和下部烃源岩的C29甾烷异构化规律明显不同，上部的变化范围为0.287～0.443，下部的变化范围是0.385～0.465。

(2)C29甾烷ββ/(ββ+αα)的值随埋深的增加而增加，上部烃源岩的变化范围是0.340～0.484，下部烃源岩的变化范围为0.467～0.601。异构化反应所反映的有机质成熟度特征与前面Ro等所反映的有机质特征有所不同，即下部地层烃源岩C29甾烷的异构化程度略高于上部地层烃源岩。其原因是C29甾烷S/(R+S)和C29甾烷ββ/(ββ+αα)仅适用于未熟-低熟阶段有机质成熟度的研究[21]，而柴达尔剖面中侏罗统的有机质成熟度较高，超出了这两个地化指标的应用范围。

(3)曾宪章等[25]的研究表明，C32藿烷S/R可用于高成熟阶段有机质热演化程度的研究，在生油门限附近为0.55～0.62，在成熟阶段为1.0～1.5。由图5可见，C32藿烷S/R随深度的增加而增加，上部烃源岩的变化范围为1.203～1.473，下部烃源岩的变化范围为0.891～1.438。上部地层的有机质成熟度高于下部。

由上述分析可知，中侏罗统有机质的热演化存在明显的异常现象，其原因是，高温热流体活动所引起的热异常[13]，即低温的大气降水渗流到地下，在深部与地层中温度相对较高的孔隙水混合，同时被深部热源进一步加热，形成高温热流体；然后，高温热流体沿着位于矿区南部的深大断裂 (一级流体运移通道)从下向上运移，通过与其相交的断层(二级流体运移通道)和煤二段之上的砂岩输导层(三级流体运移通道)进入煤二段中，在传导传热的基础上，又叠加了对流传热，加速了其中有机质的热演化，导致有机质具有较高的成熟度。煤二段下伏的泥砾岩段渗透率很低，高温热流体难以向下运移，烃源岩的有机质热演化没有受到热流体的影响，维持正常的有机质热演化规律。

2.4木里盆地中侏罗统生烃潜力

在烃源岩地化特征研究的基础上，计算单位面积烃源岩的生油气强度，从更深层次评价烃源岩的生油气潜力。

(1)

(2)

式中：Qso——单位面积(1 m2)烃源岩的生油量，kg/m2；

Qsg——单位面积(1 m2)烃源岩的生气量，m3/m2；

d——厚度，m；

ρ——烃源岩密度，煤取1.42×103kg/m3，泥岩取2.3×103kg/m3；

i——单层烃源岩序号，1，2，…，N；

r——原始有机碳恢复系数；

Koi——液态烃产率；

Kgi——气态烃产率，m3/t。

式(1)和式(2)中原始有机碳恢复系数r、液态烃产率Koi和气态烃产率Kgi取自热压模拟实验的结果[16]。计算结果表明，木里盆地柴达尔剖面中侏罗统单位面积烃源岩(泥岩、高碳泥岩、煤)的生油强度和总生气强度分别为1 181.88 kg/m2、3 181.17 m3/m2，相当于生烃强度为4.427 97 Mt/km2。根据我国应用生烃强度评价盆地生烃潜力的标准[26]，木里盆地具有良好的生烃能力，属于II类含油气盆地，既可以生成液态烃，也可以生成气态烃，并形成天然气水合物，但液态烃的生成量大于气态烃的生成量。

3　结　论

(1)木里盆地中侏罗统木里组泥岩达到了中等有机质丰度的标准；高碳泥岩有机质的丰度较高，具有一定生烃潜力；中侏罗统的煤属于比较好的煤成烃源岩。

(2)木里盆地中侏罗统为一套湖沼相沉积，其中泥岩和高碳泥岩的有机质类型主要为Ⅲ1型，煤为Ⅲ1-Ⅲ2型, 既可以形成液态烃，也可以生成气态烃，并形成天然气水合物。

(3)木里盆地柴达尔剖面中侏罗统有机质热演化规律比较复杂，下部地层处于成熟阶段，但上部地层进入高成熟阶段。

(4)木里盆地中侏罗统烃源岩的生油强度是1 181.88 kg/m2，生气强度为3 181.17 m3/m2，生气潜力大于生油潜力。

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(编辑荀海鑫)

Hydrocarbon potential evaluation of Mid-Jurassic source rocks, Muli Basin

MENGYuanlin1，SONGLihuan1，ZHOUXingui2，MENGFanjin3，WUChenliang3，XIAOLihua1

(1.School of Geosciences， Northeast Petroleum University， Daqing 163318， China；2.Oil & Gas Resources Survey of China Geological Survey， Beijing 100029， China；3.School of Geosciences, University of Houston, Houston TX 77204-2024， USA)

This paper is concerned with investigating the source rock potential of the Mid-Jurassic coal-bearing strata in the Muli Basin. The investigation works towards testing TOC, organic-matter type, and maturity using a total of 65 samples of mudstone, high carbonaceous mudstone, and coal collected from Chaidaer outcrop. The study suggests that the mudstones with a lower TOC are classified as low-to medium-quality source rock; high-carbonaceous mudstones are classified as medium-to good-quality source rock and the coal is ranked as good-quality source rock with high TOC; mudstone and high-carbonaceous mudstones consist mainly of type Ⅲ1kerogen and the coal are blessed with Ⅲ1-Ⅲ2type kerogens with a higher hydrocarbon-generating potential; the value of vitrinite reflectance(Ro) of the studied source rocks varies from 0.63% to 1.58%, suggesting that the source rocks occurring within low to high maturity stages are more likely to develop into the main hydrocarbon-generating phase; and the oil and gas resource densities of Mid-Jurassic source rocks of Muli Basin range between 1.181 88 Mt/km2and 3.181 17 km3/km2, demonstrating a higher gas-generating potential.

source rocks； hydrocarbon potential； Middle Jurassic； Muli Basin

2016-01-25

国家自然科学基金联合基金项目(U1262106)；国土资源部中国地质调查局项目(12120115001701)

孟元林(1960-)，男，山西省繁峙人，教授，博士，博士生导师，研究方向：有机地球化学与非常规油气，E-mail：qhdmyl@163.com。

10.3969/j.issn.2095-7262.2016.02.010

P618.13

2095-7262(2016)02-0157-06

A