李亚男，彭治超，戴银月

（1.西北大学地质学系，陕西西安 710069；2.西北农林科技大学农学院，陕西咸阳 712100）

油气地质

巴彦浩特盆地南缘石炭系生烃潜力评价

李亚男1，彭治超1，戴银月2

（1.西北大学地质学系，陕西西安 710069；2.西北农林科技大学农学院，陕西咸阳 712100）

巴彦浩特盆地主要发育暗色泥岩、灰岩、煤层等3大烃源岩，本文通过对相关样品做岩石热解等地化测试，得出巴彦浩特盆地南缘石炭系烃源岩有机质含量丰富，成熟度高，为良好的烃源岩，具有较高的生烃潜力；盆地南缘为较有利生油区，勘探潜力巨大。

有机质丰度；有机质成熟度；烃源岩；石炭系；巴彦浩特盆地

1 研究区域地质概况

1.1 区域构造特征

巴彦浩特盆地，位于贺兰山西侧，内蒙阿拉善左旗境内。盆地呈北东向靴型，东西长约200 km，南北宽约80 km，面积1.8×104km2。其东为贺兰山，西北为巴彦乌拉山隆起所限，而南部无明显的地貌标志。在构造上，作为阿拉善台块和祁秦地槽分界的东西向的查汗断裂横贯本区，可见巴彦浩特盆地是发育在两个性质根本不同的大地构造单元之上，其主体（中部和西北部）位于阿拉善台块的东南角，盆地南部坳陷位于走廊过渡带之上，南侧和东侧分别为祁连山褶皱山前过渡带（走廊过渡带）和贺兰山褶皱带所环绕。正是由于这两条垂直的活动带对阿拉善地台的牵制，致使被他们所挟持的台块上的三角地带表现了较大的活动性，接受了较厚的沉积地层[1]。

1.2 区域沉积地层分布

巴彦浩特盆地南缘自下而上，石炭系地层可划分为下石炭统前黑山组和臭牛沟组、中石炭统靖远组和羊虎沟组、上石炭统太原组5个组，石炭系地层在该区域出露较为完整。石炭系地层残余厚度在400 m～1 100 m，为一套半深海-三角洲相的海陆过渡相沉积[2]，发育暗色泥岩、灰岩、煤层3类烃源岩。

2 石炭系烃源岩宏观特征

2.1 盆地南缘烃源岩时空分布特征

2.1.1 烃源岩分布特征 盆地石炭系烃源岩类型主要由暗色泥岩、碳酸盐岩和煤层组成。

暗色泥岩主要发育在盆地南部的中、上石炭统[4]。前黑山组暗色泥岩主要分布于响水一带，太原组只分布于贺兰山地区，臭牛沟组、靖远组、羊虎沟组暗色泥岩分布广泛。碳酸盐岩主要分布在南缘西段的红水堡、前黑山、青羊山等剖面和西缘半个山剖面的下统。煤层在石炭系地层中均有分布，地层由老至新，煤层分布范围依次增大[5]。

2.1.2 烃源岩形成沉积环境 根据野外露头及岩心资料，将巴彦浩特盆地石炭系划分为海相沉积和海陆过渡相两大沉积体系、6种沉积相类型和12种沉积亚相（见表1）。

表1 巴彦浩特盆地石炭系沉积相类型

2.1.3 烃源岩厚度 该区烃源岩主要包含三大类：暗色泥岩、碳酸盐岩、煤层。暗色泥岩主要分布在盆地的南部中、上石炭统。东边地层较西边地层厚[6]，在天祝－武威以西烃源岩厚度不足110 m，在中卫－巴彦浩特区块烃源岩厚度大于500 m。前黑山组暗色泥岩的厚度小于55 m。臭牛沟组暗色泥岩的厚度由走廊东段向巴彦浩特盆地逐渐增加。靖远组、羊虎沟组暗色泥岩在BC2井处可达250 m左右。太原组暗色泥岩主要发育于盆地东部，厚度100 m左右，其他地区厚度小于20 m。

灰岩以中卫-海原一带为地层厚度中心，厚度可达160多米，具有东边厚西边薄的展布特征。前黑山组灰岩厚度为80 m，臭牛沟组灰岩在BC2井处达到90 m[7]，靖远组灰岩厚度为20 m，羊虎沟组、太原组灰岩厚度一般在10 m以下。

煤层在石炭系地层中均有分布，但厚度很小；最大单层厚度不到2 m，总厚度在4 m～10 m，最厚处能达到27.4 m，累积厚度不到地层总厚的1%。区域上具有东厚西薄的特点。

2.2 钻井岩心揭示特征

该区钻井取心井位分别为X1井、BC2井两口井，其中BC2井钻遇白垩系、侏罗系芬芳河组、石炭系靖远组、羊虎沟组、臭牛沟和前黑山组地层。X1井钻遇白垩系、侏罗系芬芳河组、石炭系靖远组、臭牛沟和前黑山组地层，缺失羊虎沟组。研究区主要钻井取样井位为X1井和BC2井。X1井石炭系地层岩心取样照片，共有两次取样，取样结果显示在靖远组层位主要岩层为灰黑色泥岩，羊虎沟组为灰色中细粒长石石英砂岩。BC2井石炭系地层岩心取样照片，分别为第十一次和第五次取样，两次取样结果显示，在该钻井取心处石炭系地层主要为黑色泥岩（见图1）。

图1 巴颜浩特盆地钻井岩心取样图

3 烃源岩生烃潜力评价

3.1 有机质丰度评价

3.1.1 氯仿可溶有机质含量（“A”） 根据泥岩煤系泥岩碳酸盐岩氯仿沥青与总烃评价表（见表2），结合研究区暗色泥岩样品氯仿沥青平面分布直方图（见图2），可以看出研究区石炭系地层烃源岩暗色泥岩中氯仿沥青“A”含量大致为0.007 0%～0.075 0%，其中60%以上的样品为0.007 0%～0.020 0%；由研究区暗色泥岩样品氯仿沥青垂向分布直方图（见图3），可以看出研究区石炭系地层前黑山组、臭牛沟组氯仿沥青含量在0.01%～0.02%，数值明显小于中石炭统其他地层。

表2 烃源岩氯仿沥青与总烃评价表

3.1.2 总烃含量（HC） 在我国新生代沉积盆地中，好的烃源岩总烃含量一般在1 000×10-6左右，较好的烃源岩一般不低于500×10-6，低于100×10-6为非烃源岩。研究区暗色泥岩总烃含量为（3.9～303.2）×10-6，分布跨度大，但其最高值不足500×10-6，因此该地区烃源岩级别偏差较大。

3.1.3 岩石热解生烃潜量 根据热解结果可以粗略计算出烃源岩的生烃潜量，所谓生烃潜量是指岩石中残留烃（S1）与热解烃（S2）之和，用 Pg表示：Pg=S1+S2，根据研究区样品（30）热解分析结果，结合表3烃源岩的热解评价标准，初步判定在平面上暗色泥岩中BC2-井C2j处为好的烃源岩，其Pg值在6～7；显示为中等烃源岩的样品为X1-井C2j，其Pg值在2.5～6；其余样品为较差-非烃源岩，各占剩余样品50%左右；在垂向上中石炭统靖远组热解生烃潜量明显优于其他层位，其Pg值显示为中等-好的烃源岩（见图4）。

表3 烃源岩的热解评价标准

3.2 有机质成熟度评价

图2 研究区暗色泥岩样品氯仿沥青平面分布直方图

图3 研究区暗色泥岩样品氯仿沥青垂向分布直方图

3.2.1 镜质体反射率（Ro） 当前，烃源岩成熟度评价的方法众多，如镜质体反射率（Ro）、孢粉颜色指数（SCI）、岩石热解最高峰温（Tmax）等。但应用最多最广的还是镜质体反射率，研究区镜质体反射率（Ro）分布状况（见图5），综合分析表明：盆地有机质成熟度良好，90%的样品成熟度位于成熟-过成熟阶段，生烃潜力较好。由西向东，南部坳陷有机质成熟度逐渐增加；BC2井Ro为0.86%～0.9%，处于轻质油阶段；青羊山、西碱窝子平均 Ro为1.31%，处于凝析油-湿气阶段，大石头井沟平均Ro为2.48%，处于干气阶段。盆地南缘石炭系Ro值从下河沿至红水堡由西向东逐渐升高，有机碳成熟度也由成熟阶段过渡至高成熟阶段（见图6）。

图4 研究区热解生烃量Pg垂向分布直方图

图5 研究区石炭系Ro分布直方图

图6 研究区南部坳陷Ro柱状图

3.2.2 岩石热解最高峰温（Tmax） 岩石热解峰温（Tmax）是用于有机质成熟度评价划分标准很重要的一项参数。据羌塘盆地烃源层划分成熟阶段的主要指标[8]，当岩石热解峰温值小于430℃时，处于未成熟阶段，当岩石热解峰温值介于430℃～470℃为成熟阶段，当岩石热解峰温值介于470℃～540℃为高成熟阶段，当岩石热解峰温值大于540℃为过成熟阶段。研究区石炭系Tmax频率分布图（见图7），通过图7可以得知，60%的羊虎沟组地层处于过成熟阶段，约20%的羊虎沟组地层处于成熟-高成熟阶段；90%的靖远组地层处于过成熟阶段，约75%的臭牛沟组地层处于成熟-过成熟阶段。

图7 研究区石炭系Tmax频率分布图

3.3 影响烃源岩生烃潜力的地质因素

3.3.1 沉积环境对有机质丰度的影响 石炭系生油层的形成，具有2个有利条件：（1）频繁的海侵、海退形成了广泛分布的潟湖、滨浅湖、沼泽、三角洲环境，聚集了丰富的陆源有机质和繁盛的水生生物；（2）在持续稳定的沉积中接受了高比例的泥岩沉积[2]。据统计，多数剖面中泥岩占地层厚度的50%以上，暗色泥岩在泥岩中所占比例也较大，通常大于50%。在纵向上，多数剖面的泥岩及暗色泥岩以中统所占比例最高，上统次之，下统最小，其发育程度与有机质丰度的纵向变化相一致。在横向上，南侧红水堡、营盘水、大柳树剖面的泥岩及暗色泥岩最发育，北侧的青羊山、西碱窝子发育较差，也与有机质丰度的横向变化相一致。总之，不论纵向还是横向，在泥岩发育的层段和地区，其有机质丰度就高，在砂岩和灰岩相对发育的层段和地区，其有机质丰度就低，可见有机质丰度受沉积环境的严格控制。

3.3.2 构造运动对热演化程度的影响 与BC2井、X1井相比，该区多数剖面的热演化程度明显偏高。主要由于这些剖面正好位于祁连山活动带北缘，构造运动频繁，断裂发育，具有较高的大地热流值，致使有机质成熟度偏高。向北至西碱窝子及盆地腹部，由于该活动带影响减弱，热流值有所下降，有机质成熟度随之降低。南部下河沿剖面成熟度偏低的原因，可能在于断裂分割，使其处于长期隆升部位，并未遭到强烈的构造挤压。

4 结论

通过相关生烃潜力评价指标，如有机质丰度、有机质类型、成熟度影响烃源岩生烃潜力的地质因素等方面对研究区得出以下结论：（1）根据有机质丰度、成熟度相关测试可知暗色泥岩有机质含量高，并且普遍进入成熟－高成熟阶段，是好的烃源岩，生烃潜力大。（2）研究区石炭系最有利的生油岩地层为中下石炭统臭牛沟组、靖远组和羊虎沟组。（3）研究区较有利生油区是东西向展布的下河沿－大柳树－营盘水和红水堡一带，且东部优于西部；较差生油区是西碱窝子-青羊山及前黑山一带。

［1］刘绍平，刘学锋.巴彦浩特盆地的构造类型［J］.西南石油学院学报，2002，24（3）：24-27.

［2］宋桂桥，马玉春，刘传川，等.巴彦浩特盆地构造样式分析及其意义［J］.河南石油，1999，13（4）：8-11+14.

［3］汤锡元.内蒙古西部巴彦浩特盆地构造特征及其演化［J］.石油与天然气地质，1990，11（2）：127-135.

［4］曹新焰，严永新，林学庆，李亚玉，成新生，周扬新.应用磷灰石裂变径迹探讨巴彦浩特石炭系热演化史［J］.河南石油，2001，15（6）：9-12.

［5］腾格尔，秦建中，郑伦举.黔东南地区震旦系－二叠系海相优质烃源层的时空分布［J］.海相油气地质，2008，13（2）：37－44.

［6］熊保贤，孙自明，肖波，等.巴彦浩特盆地石炭系含油气系统及有利区带分析［J］.现代地质，2000，14（4）：429－434.

［7］曹代勇.河西走廊－巴彦浩特盆地石炭系含油气远景［J］.西北地质，2003，36（1）：63－69.

［8］王寿清.对巴彦浩特盆地油气勘探的意见［J］.河南石油，2000，（6）：1－7.

Evaluation of hydrocarbon potential of carboniferous system in Bayanhot basin

LI Yanan1，PENG Zhichao1，DAI Yinyue2
（1.Department of Geology，Northwestern University，Xi'an Shanxi 710069，China；2.College of Agriculture，Northwest Agriculture and Forestry University，Xianyang Shanxi 712100，China）

The basin has three major hydrocarbon source rocks,such as dark shale,limestone,coal seam,etc.Through the related samples do rock pyrolysis geochemical test and draw Bayanhot basin is rich in organic matter content of the carboniferous source rocks in the south edge,high maturity,good hydrocarbon source rocks,and it has the high hydrocarbon generation potential.The southern margin of the basin is the more favorable source area,there has huge exploration potential.

organic abundance；organic maturity；source rock；carboniferous；Bayanhot basin

TE121.3

A

1673-5285（2017）08-0071-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.08.017

2017－06-19