内蒙古西部额济纳旗苦水沟地区白山组烃源岩生烃条件研究

蒋兴超 中国地质大学 （北京）地球科学与资源学院，北京100083 油气资源与勘探技术教育部重点实验室 （长江大学）；长江大学地球化学系，湖北 荆州434023

陈践发 （油气资源与探测国家重点实验室 （中国石油大学 （北京）），北京102249）

唐友军 油气资源与勘探技术教育部重点实验室 （长江大学） 长江大学地球化学系，湖北 荆州434023

魏建设，姜 亭 （中国地质调查局西安地质调查中心，陕西 西安710054）

内蒙古西部额济纳旗苦水沟地区白山组烃源岩生烃条件研究

蒋兴超 中国地质大学 （北京）地球科学与资源学院，北京100083 油气资源与勘探技术教育部重点实验室 （长江大学）；长江大学地球化学系，湖北 荆州434023

陈践发 （油气资源与探测国家重点实验室 （中国石油大学 （北京）），北京102249）

唐友军 油气资源与勘探技术教育部重点实验室 （长江大学） 长江大学地球化学系，湖北 荆州434023

魏建设，姜 亭 （中国地质调查局西安地质调查中心，陕西 西安710054）

通过对苦水沟地区白山组实测剖面烃源岩展布特征及烃源岩的有机质丰度、有机质类型和成熟度的研究，结果表明白山组暗色泥岩发育，厚度达到了518.1m，主要沉积于浅海陆棚环境。有机碳含量分布范围0.05%～1.26%，平均值为0.57%。应用Pr／nC17与Ph／nC18的相关关系及 C27、C28、C29甾烷（ααα-20R）的相对含量，判断其有机质类型为Ⅱ1型。镜质体反射率及粘土矿物的研究均表明有机质处于过成熟阶段。综合评价认为，苦水沟地区白山组具备良好的生烃条件。

苦水沟地区；白山组；烃源岩；生烃条件

国土资源大调查项目 《西北地区中小盆地群油气资源远景调查》项目组于2010年对内蒙古西部额济纳旗苦水沟地区白山组进行了1∶1000的剖面实测。苦水沟位于额济纳旗石板泉西南约50km处，该地区白山组出露较为完整，实测中进行了系统的地质样品采集。通过对剖面实测资料和烃源岩样品的分析测试资料的研究，初步查明了白山组烃源岩分布及地球化学特征，揭示出该地区石炭系白山组具有较好的生烃条件。

1 烃源岩分布特征

额济纳旗及邻区白山组按照岩性可以划分为上、下两段，上段主要为碎屑岩段，下段为火山岩段，苦水沟剖面为白山组上段。剖面实测表明，该段厚度 （真厚度）约1430余米，其中泥质岩自下而上共发育9层，岩性主要为灰色、灰黑色粉砂质泥岩和灰色、灰黑色泥岩，前者累积厚度为380.4m，后者累积厚度为137.7m，泥质岩厚度共为518.1m，占地层厚度的36.2%。该泥质岩段为浅海陆棚相，属于陆棚泥微相。其余地层岩性主要为细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩，属于滨海相。

2 有机质丰度

该剖面采集的90件烃源岩样品均为地表露头样品。前人研究表明，产油潜量 （S1＋S2）、氯仿沥青“A”和总烃等指标受到风化作用的影响较大，而总有机碳含量 （TOC）受风化作用略小［1～3］。在未进行风化作用对烃源岩指标体系影响的研究之前，主要运用TOC指标来评价有机质丰度的大小。参考陆相烃源岩有机质丰度评价指标体系［4］，基于研究区烃源岩热演化程度较高且样品均来自地表露头的事实，考虑到热演化作用和风化作用过程中TOC的损失［5～7］，将有效烃源岩TOC含量下限确定为0.3%。

苦水沟剖面90件烃源岩样品TOC分布范围0.05%～1.26%，平均值为0.57%。样品中28.9%未达到有效烃源岩有机质丰度下限值，12.2%的样品为差烃源岩，50.0%的样品为中等烃源岩，8.9%的样品有机质丰度达到了好烃源岩标准 （图1）。由此可见，白山组烃源岩有机质丰度中等，具备较好的生烃物质基础。

图1 苦水沟白山组烃源岩TOC含量分布图

3 有机质类型

有机质类型是评价烃源岩质量的重要指标，类型的差异将会引起烃源岩有机质的生烃潜力和烃类产物的差别。前人研究表明，烃源岩样品越接近地表，风化淋滤程度越深，O／C比值增大，H／C比值减小，使得Ⅱ型干酪根向Ⅲ型转化［3］。因此，风化作用和高成熟度会使得有机质类型变差。苦水沟白山组20件样品的干酪根碳同位素较重，分布在－22.6‰～－20.2‰，平均值为－20.8‰ （图2），属于Ⅲ型有机质。而干酪根元素分析表明，白山组20件样品的干酪根的H／C原子比的比值分布在0.20～0.34之间，O／C原子比分布在0.04～0.22，显示出较低的H、O元素含量 （图3（左）），可能受风化与热成熟作用的影响较大。

某些生物标志化合物及其参数可以指示有机质的来源，进而判断出相应的有机质类型。Shanmugam提出用Pr／nC17与Ph／nC18的相关关系来指示有机质来源和成熟度［8］。图3（右）中20件白山组样品均分布在 “海相有机质”范围内，表明苦水沟白山组泥质岩有机质类型以Ⅱ1型为主。

图2 苦水沟白山组烃源岩稳定碳同位素分布图

图3 苦水沟白山组烃源岩H／C-O／C原子比 （左）与Pr／nC17－Ph／nC18 （右）相关图

甾烷化合物中C27甾烷优势指示水生生物来源，C29甾烷优势则指示高等植物来源，因此，可以根据C27、C28、C29甾烷3者的相对含量指示有机质来源［9］。曾宪章等应用C27、C28、C29甾烷 （ααα－20R）3者的相对含量提出了划分有机质类型的图版［10］。苦水沟地区20件白山组样品中绝大部分分布在Ⅱ1范围内 （图4）。由此可见，风化和成熟度作用对常规的有机质类型判别指标的影响较大，而对生物标志化合物影响小，应用Pr／nC17与Ph／nC18的相关关系和C27、C28、C29甾烷（ααα-20R）3者的相对含量来判断有机质类型的结果均表明，苦水沟白山组泥质岩有机质类型为Ⅱ1型。

图4 苦水沟白山组烃源岩 C27－C28－C29甾烷三角图 （ααα-20R）

4 有机质成熟度

反映有机质成熟度的参数较多，其中最为有效、也是最为经典的参数就是镜质体反射率 （Ro）。苦水沟白山组烃源岩Ro资料表明，白山组泥质岩有机质成熟度较高，20件样品的Ro值均大于2.0%，分布在2.16%～2.62%。

粘土矿物在成岩作用过程中的转化与有机质的成熟度有较好的对应关系，2003年颁布的碎屑岩成岩阶段划分规范中规定伊／蒙间层 （I／S）中的蒙脱石层含量 （S%）与Ro的对应关系［11］。研究中分析了2件白山组砂岩样品的粘土矿物含量 （表1），粘土矿物中蒙脱石未检出，伊利石相对含量最高，而层间矿物相对含量较少，I／S中的S%均为10%，由此可知其对应的Ro大于2.0%，该结论与Ro指示有机质演化阶段的结论一致。据此可知，苦水沟剖面白山组有机质成熟度高，处于过成熟演化阶段。

表1 苦水沟白山组砂岩样品粘土矿物含量表

5 结 论

1）额济纳旗苦水沟地区白山组上段发育一套厚度约为518.1m的浅海陆棚相泥质岩，岩性主要为灰色、灰黑色的泥岩和粉砂质泥岩。

2）苦水沟地区白山组上段TOC分布在0.05%～1.26%，平均值为0.57%，有机质丰度中等。

3）根据Pr／nC17与Ph／nC18的相关关系及C27、C28、C29甾烷 （ααα-20R）3者的相对含量，判断白山组上段烃源岩有机质类型为Ⅱ1型；镜质体反射率及粘土矿物的研究均表明有机质处于过成熟阶段。

4）基于有机质丰度、有机质类型及有机质成熟度的研究结果，认为苦水沟地区白山组具备良好的生气潜力。

该研究中样品的采集得到了项目组各位同志的帮助，相关分析测试由长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室完成，在此一并表示感谢。

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［4］SY／T 5735-1995，陆相烃源岩地球化学评价方法 ［S］.

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［6］孟元林，肖丽华，杨俊生，等.风化作用对西宁盆地野外露头有机质性质的影响及校正 ［J］.地球化学，1999，28（1）：42～50.

［7］孟元林，王建国，肖丽华.野外露头的盆地模拟研究与地下烃源岩有机质成熟度的预测 ［J］.中国海上油气 （地质），1996，10（1）：13～16.

［8］Shanmugam G.Significance of coniferous rain forests and related organic matter in generating commercial quantities of oil，Gippsland Basin，Australia［J］.AAPG Bulletin，1985，69 （8）：1241～1254.

［9］Peters K E，Walters C C，Moldowan J M.The Biomarker Guide：Volume 2，Biomarkers and Isotopes in the Petroleum Exploration and Earth History ［M］.Cambridge：Cambridge University Press，2005.

［10］曾宪章，梁狄刚.中国陆相原油和生油岩中的生物标志化合物 ［M］.兰州：甘肃科学技术出版社，1989.

［11］SY／T 5477-2003，碎屑岩成岩阶段划分规范 ［S］.

Hydrocarbon Generation Conditions of Source Rocks of Baishan Formation in Kushuigou Region of Ejina Banner （County）of Western Inner Mongolia

JIANG Xing-chao，CHEN Jian-fa，TANG You-jun，WEI Jian-she，JIANG Ting（First Author’s Address：School of Geosciences and Resources，China University of Geosciences，Beijing100083，China；Key Laboratory of Exploration Technologies for Oil and Gas Resources，Ministry of Education，Department of Geochemistry，Yangtze University，Jingzhou434023，Hubei，China）

Based on the study of source rock distribution characteristics of measured sections and organic matter abundance，its type and maturity of the source rocks of Beishan Formation in Kushuigou Area.The result shows that the thickness of dark mudstone is 518.1mand it is deposited in shallow marine shelf environment.TOC content ranges from 0.05%to 1.26%and average value is 0.57.According to the relationships between the ratios of Pr／nC17and the ra-tios of Ph／nC18，steranes C27－C28－C29triangle figure，it is indicated that the organic matter type isⅡ1.The characteristics of vitrinite reflectance，clay mineral show that the source rocks are at over-mature stage.Integrated evaluation shows that the hydrocarbon source rocks of Baishan Formation have good condition of hydrocarbon generation potential.

Kushuigou Region；Baishan Formation；hydrocarbon source rocks；hydrocarbon generation condition

TE122.1

A

1000-9752（2011）08-0040-04

2011-04-15

中国地质调查局国土资源大调查项目 （1212010733506）。

蒋兴超 （1980-），男，2002年大学毕业，讲师，博士生，现主要从事油气成藏和油气地球化学方面的研究工作。

［编辑］ 宋换新