王 勤，谢小敏，腾格尔，芮晓庆，许 锦

(1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，江苏 无锡 214126； 2.中国石油化工集团公司油气成藏重点实验室，江苏 无锡 214126；3.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)

成烃生物是油气的原始物质来源，并能为沉积环境分析提供重要信息[1]。不同类型成烃生物生烃潜力差异较大，对烃源岩中成烃生物的分析，可为烃源岩生烃潜力、生油气性质等[2-4]提供基础数据。因此，成烃生物的研究已广泛应用于烃源岩和干酪根类型评价及沉积环境的重建[1,5-7]。

吉林省桦甸盆地发育一套始新统油页岩，赋存浅(0～500 m)，含油率高(一般为8%～13%)，灰分产率较低( 52.97%～62.10%)，为优质矿床，在工业上属低灰分、高含油率油页岩类型[8]。前人对该套油页岩的有机质组成进行过研究，其富含藻类体，并见有壳质体、镜质体及少量惰性组等[9-12]，但是深入的成烃生物分析还未见报道。本文通过显微镜及扫描电镜下样品的精细分析，结合热解Rock-Eval地球化学及生烃热模拟实验研究，揭示该套油页岩的成烃生物组成及其生烃潜力特征。

1 样品与地质背景

桦甸盆地位于吉林省桦甸县境内，出露面积约800 km2，是敦密断裂带上的新生代断陷盆地，也是我国东北地区含油页岩盆地之一[13]。盆地形成于始新世，基底为白垩系小孤山组，盆地演化初期沉积了一套冲积扇和浅湖相沉积层，继而发育了桦甸组(E2h)的黄铁矿段；盆地发育中期，断裂活动加强，沉积了数层油页岩层；晚期盆地抬升、收缩，充填了含煤(碳质页岩)段沉积。

桦甸油页岩含矿区古近系桦甸组自下而上分为三段[8]：下部黄铁矿段(E2h1)、中部油页岩段(E2h2)和上部含煤段(E2h3)(图1)。E2h1的上部以砖红色、紫色和绿色泥岩为主，夹薄层石膏；下部为灰色泥岩夹薄层砂岩，含黄铁矿层(局部可采)，沉积厚度为240～350 m。E2h2自下而上分为13～1层(可采层) 油页岩，为扩张超覆沉积；第13～9层油页岩仅发育在大城子—公郎头区，第8～1层油页岩全区发育。本次研究样品采自E2h2中部，第4～6层油页岩及其夹层(图1)。E2h3为晚期盆地抬升收缩期沉积的含煤(碳质页岩)段，上部为灰—浅灰色泥岩、灰白色中细粒砂岩互层；中部为厚层状泥岩；下部为灰色泥岩、砂岩互层。

2 分析方法

岩石热解分析利用从法国引进的岩石热解色谱质谱分析仪Rock-Eval 6进行分析。取样品30～40 mg磨成粉末，加热至300 ℃，保持3 min；然后以25 ℃/min的加温速率加热至650 ℃。

成烃生物组成分析在Leica DM4500P型显微镜下和扫描电镜Quarter200下进行鉴定。取样品新鲜部分，垂直层面制成光薄片，在Leica DM4500P型显微镜下放大500倍，对有机质生物组成进行统计分析；干酪根样品是经酸处理后制备干酪根水样，再制成干酪根涂片，在显微镜下鉴定。在此基础上，再利用扫描电镜对岩石样品中的生物形貌进行精细分析。

镜质体反射率分析，是将样品粉碎至20～40目，用树脂胶粘制成光片，在配置J&M 200显微光度计的Leica DM4500P型显微镜下，选用50×0.85的油浸物镜，反射白光下对随机镜质体反射率进行测定。反射率标样选择蓝宝石(反射率为0.59%)和钇铝榴石(反射率为0.90%)。

生烃模拟实验分析在高压反应釜内进行。岩石装入500 mL反应釜中， 在低流体压力(一般低于20 MPa)、无静岩压力的反应体系及封闭条件下进行加水热解生烃实验，流体压力主要靠生烃增压产生。实验起始温度为250 ℃，最高温度都设为550 ℃，温度点间隔25 ℃或50 ℃，所有温度点按1 ℃/min的升温速率升至设定温度，恒温48 h或96 h后再降温150 ℃后收集烃类气体(含C5+)与无机气体产物；冷阱收集随气体排出的凝析油，反应系统冷却至室温后用二氯甲烷洗涤反应釜及管道内壁收集轻质油，二者合并称为排出油(相对于模拟样品)。取出岩样经氯仿抽提所得到的可溶有机质为残留油，排出油和残留油之和为模拟实验的总油，总油与烃气为总烃产物。

图1 桦甸盆地桦甸组油页岩分布及采样位置

3 结果与讨论

3.1 桦甸组油页岩基础地球化学特征

Rock-Eval和TOC数据(表1)显示，该烃源岩具有较高的TOC(1.6%～39.6%)，且TOC含量与岩性具有较好的相关性。油页岩TOC含量很高，而夹层中样品的TOC含量较低。第4层油页岩样品具有最高的TOC(24.9%～39.6%)，这层也被认为是桦甸地区页岩油品质最好的层段[13]。

除去一个粉砂岩样品(HD-11)具有很低的S1、S2和氢指数(IH)、较高的氧指数(IO=400 mg/g)外，其他样品普遍具有高的S1、S2、IH和较低的IO。这些样品中S2含量明显高于S1，主要是由于该套烃源岩成熟度较低，镜质体反射率仅为0.4%左右。氢指数含量较高，分布于230～887 mg/g之间。由氢指数和氧指数关系图(图2)可以看出，该盆地大部分烃源岩有机质属于Ⅰ型干酪根，少量属于Ⅱ型干酪根[14-16]。有机碳含量与氢指数不存在线性正相关性，有的样品(如HD-20)具有很高的TOC含量，但氢指数含量并不高(表1)，可能缘于生物组成不同，从而导致其生烃潜力差异性。

图2 桦甸盆地桦甸组烃源岩氢指数与氧指数的关系Fig.2 HI vs. OI of Huadian source rocks, Huadian Basin

样号岩性层号w(TOC)/%S1/(mg·g-1)S2/(mg·g-1)Tmax /℃IH/(mg·g-1)IO/(mg·g-1)Ro/%HD-1黑色泥岩5.200.0828.143954020HD-2碳质泥岩9.200.2367.5441734160.39HD-3油页岩429.40.65185.044062917HD-19油页岩427.30.96209.044376611HD-20油页岩439.60.95194.043649021HD-21油页岩429.81.28259.04468697HD-22油页岩433.80.81222.044365720HD-4油页岩 424.91.04216.04488677HD-5油页岩429.20.73146.0438500250.43HD-6粉砂质泥岩2.400.018.244034214HD-7含粉砂泥岩4.400.0425.443957713HD-8油页岩 516.60.35118.044271118HD-9油页岩 510.60.2985.344380513HD-10油页岩516.80.49149.044388710HD-11泥质粉砂岩4.90-0.01--400 HD-12含粉砂泥岩3.300.0922.244267317 HD-13粉砂质泥岩6.600.1115.243723031HD-14粉砂质泥岩1.600.013.944024519HD-15泥岩7.300.1145.3441621120.43HD-16油页岩619.80.43122.044361624HD-17油页岩621.70.45176.04448118HD-18油页岩616.00.35125.0444781150.39

3.2 桦甸组油页岩成烃生物组合特征

显微镜下统计分析发现，桦甸组烃源岩成烃生物以层状藻类体、结构藻类体和陆源高等植物组分为主(表2)。层状藻类体被认为主要来源于蓝藻，且一般常作为湖相或相对闭塞的海相沉积环境的指示[17]。桦甸组烃源岩样品富含层状藻类体，该组分具有较强的黄色荧光，在泥岩样品中其分布较分散(3a)，而在油页岩样品中呈密集产出(图3b)。干酪根富集后为不具特定形态的海绵状无定形体，具有强黄色荧光(图3c)。

结构藻类体来源于葡萄球藻(图4a)和硅藻(图4d)，少量光面球藻Leiosphaeridiasp.(图4b)和具刺疑源类Micrhystridiumsp.(图4c)，这些结构藻类体具有黄色荧光，呈分散状分布于样品中。硅藻大量分布于油页岩中，由于硅藻个体较小，只能通过扫描电镜来进行仔细分析(图4d) ，这些硅藻与层状藻类体交织在一起，扫描电镜能谱特征显示这些硅藻已泥化，硅质成分较少(图4e)。

此外，该组样品中也见底栖宏观藻类残片，包括多细胞叶状体(图5a,b)、红藻囊果(图5c,d)等。多细胞叶状体组织部分可见清晰的双层细胞壁结构(图5b)，细胞壁直接还能见到胞间连丝(pit connection)，这是红藻所特有的结构[18]。红藻囊果是红藻的典型特征[19]，图5c和d显示的红藻囊果组成特征，与边立曾等[20]发现的“红藻石”具有类似结构。

表2 桦甸盆地古近系桦甸组成烃生物组分相对含量Table 2 Relative amounts of different bio-precursor macerals in Huadian source rocks, Huadian Basin

图3 桦甸盆地古近系桦甸组层状藻类体显微组分特征Fig.3 Microphotographs of lamalginite maceral in the Huadian samples, Huadian Basin

图4 桦甸盆地古近系桦甸组结构藻类体显微-扫描电镜照片Fig.4 Microscopic and SEM photos of macerals in the Huadian samples, Huadian Basin

图5 桦甸盆地古近系桦甸组底栖宏观藻类显微照片光片，油浸。a-b.底栖红藻多细胞叶状体结构；c-d.红藻囊果Fig.5 Microphotographs of rhodophyte in the Huadian shale, Huadian Basin

陆源高等植物残片，主要包括碎屑镜质体、碎屑壳质体、孢子体等组分(图6)。这些高等植物残片呈分散状分布于烃源岩中，其中在油页岩中含量较少，在碳质泥岩、粉砂质泥岩中含量相对较高。

3.3 2种含不同藻类油页岩生烃潜力对比

在桦甸组油页岩中，发现2个生物组合具有明显差异的样品。一个是以层状藻类体(67.6%)与结构藻类体(30.0%)为主的油页岩(样品HD-21)，其富含硅藻和葡萄球藻；另外一个是富含底栖藻类(43.0%)与层状藻类体(50.9%)为主的油页岩(样品HD-20)。这2个样品手标本上，富含浮游藻类的HD-21号呈黄色，而富含底栖藻类的HD-20号呈深灰色(图7)。TOC特征显示，HD-20号样品TOC高达39.6 %，而HD-21号样品TOC相对较低(29.8 %)。然而，2个样品具有相反的氢指数特征，HD-21号样品氢指数(869 mg /g)明显高于HD-20号样品(490 mg /g)(表1)。

图6 桦甸盆地古近系桦甸组高等植物残片显微照片

a-b.碎屑镜质体在透射光(a)和反射光(b)的结构特征；c.菌类体，透射光；d.壳质组(包括孢子体、碎屑壳质体和碎屑镜质体，反射光

Fig.6 Microphotographs of plant-derived macerals in the Huadian shale, Huadian Basin

将这2个样品进行生烃热模拟实验分析，结果(图8)显示，2个样品生烃模式相似，一开始随着温度增加，生成的总油量都增加，达到最大生烃量后，随着温度增加，由于油裂解生气，因此总油量不断减少。HD-20号样品在400 ℃(Ro=1.02%)时生烃量达到最大值(427 mg/g)；而HD-21号样品在425 ℃时(Ro=1.18%)达到最大生烃量(909 mg/g)。因此，富含浮游藻类的HD-21号样品生烃潜力明显高于富含底栖藻类的HD-20号样品，暗示底栖藻类可为烃源岩提供较高的有机碳，但其生烃潜力较浮游藻类差，该结果与孟庆强等[21]对现代红藻进行生烃模拟的结果一致。这主要是由于底栖宏观藻类细胞结构中脂类含量很少，重量一般不超过3%[22]。NELSON等[23]对几类宏观藻类中脂类含量检测发现，红藻(Chondracanthus)具有最低的脂类物质含量，仅为0.2%～0.3%，明显低于浮游藻类中脂类物质含量。

图7 桦甸盆地桦甸组样品HD-20(a)和HD-21(b)手标本Fig.7 Photos of samples HD-20 (a) and HD-21 (b) from the Huadian Formation, Huadian Basin

图8 桦甸盆地桦甸组油页岩样品HD-20(a)和HD-21(b)生排烃热模拟实验对比Fig.8 Yields from thermal simulation experiments to test the hydrocarbon generation potential of oil shale samples HD-20 (a) and HD-21 (b) from the Huadian Formation, Huadian Basin

4 结论

桦甸盆地桦甸组油页岩是一套优质的烃源岩，有机碳含量较高(10.6%～39.6%)，氢指数在500～887 mg/g之间，处于未成熟阶段(镜质体反射率为0.41%)。成烃生物主要来源于蓝细菌类组成的层状藻类体和浮游的结构藻类体，主要是葡萄球藻和硅藻；一些陆地植物碎屑(镜质组、惰质组和壳质组)，表明其为典型的湖泊环境。在显微镜下，局部样品中底栖红藻碎屑较多，典型的特征是叶状体及红藻囊果。对2个不同藻类组成的样品进行了模拟实验分析，富含浮游藻类的样品生烃量很高，而富含底栖藻类的样品有机碳含量较高，说明浮游藻类具有较高的生烃潜力。

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