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user: 4. 烃源岩评价 南贝尔凹陷西部次凹发育铜钵庙组、南屯组及大磨拐河组3套生油岩系，以前两者为主。 4.1. 有机质丰度 铜钵庙组泥岩主要发育在南洼槽，尤以中–南部地区厚层块状泥岩发育为好。其中，19-39井和19-102井的有机碳平均含量分别为2.12% (9个样)和2.24% (3个样)，均达到好生油岩标准。这两个井的S1 + S2平均含量分别为5.496 mg/g (15个样)和7.06 mg/g (3个样)，为中等–好生油岩。反映有效烃源岩的有效指标氯仿沥青“A”值，19-39井和19-102井的平均值分别为0.1458% (9个样)和0.0603% (3个样)，基本为中等–好生油岩。位于中–北洼槽的19-72井的有机碳平均含量为0.15% (2个样)，没有达到生油岩标准；该井样品的S1 + S2平均值为0.02 mg/g (2个样)，没有达到生油岩标准。 南屯组一段在西部次凹的北部和西部主要为灰色泥岩与灰色粉砂岩不等厚互层，在中–南部主要为大套灰色、灰黑色泥岩夹细砂岩、粉砂岩和泥质粉砂岩；南屯组二段则在次凹全区发育厚大的黑灰色泥岩。其中，南洼槽的19-39井、19-101井和19-102井的有机碳平均含量分别为1.87% (45个样)、1.57% (4个样)和2.24% (3个样)，中–北洼槽的19-72井为2.401% (14个样)，均达到好生油岩标准。该组泥岩生油岩的生烃潜力中等。南洼槽的19-39井、19-101井和19-102井的S1+S2平均值分别为3.098 mg/g (30个样)、3.16 mg/g (4个样)和5.03 mg/g (3个样)，基本为中等–好生油岩；中–北洼槽19-72井的S1 + S2平均值为6.45 mg/g (14个样)，达到好生油岩标准。反映有效烃源岩的有效指标氯仿沥青“A”值，19-39井、19-101井和19-102井的平均值分别为0.0408% (7个样)、0.0753% (4个样)和0.0161% (2个样)，基本为中等–差生油岩，19-72井氯仿沥青“A”的平均值为0.0344% (7个样)，为差生油岩。 大磨拐河组泥岩在西部次凹全区都有发育，主要为滨浅湖相沉积，泥岩的原始有机质丰度很高。19-39井、19-101井和19-72井的有机碳平均含量分别为1.37% (52个样)、2.47% (4个样)和2.944% (2个样)，均达到好生油岩标准。该组泥岩生油岩的生烃潜力一般。南洼槽19-39井和19-101井的S1 + S2的平均值分别为0.944 mg/g (56个样)和2.42 mg/g (4个样)，基本为差–非生油岩；中–北洼槽19-72井的S1+S2值为7.83 mg/g (2个样)，达到好生油岩标准。但反映有效烃源岩的有效指标氯仿沥青“A”值，19-39井、19-101井和19-72井的平均值分别为0.0096% (13个样)、0.0137% (1个样)和0.0232% (2个样)，均未达到生油岩的标准，据此认为大磨拐河组泥岩为非–差生油岩。 西部次凹各层位生油岩的有机质丰度综合评价列于图4 (图中，分子为平均值(样品数)，分母为最小值~最大值，图5同)。该表说明：南洼槽的铜钵庙组和南屯组为中等–好生油岩，大磨拐河组是非–差生油岩；中–北洼槽的铜钵庙组样品较少，暂视作非生油岩，南屯组为差–中等生油岩，大磨拐河组是非–差生油岩。 4.2. 有机质类型 本文采用常用的有机质类型的三类四分法，即：以水生生物为主的称I型，水生生物和陆源植物混合组成的称II型，以陆源植物为主的称III型；其中，Ⅱ型进一步划分为II 1 型(水生生物含量多于陆源植物)和II 2 型(陆源植物含量多于水生生物)。 铜钵庙组19-39井和19-102井的干酪根镜下鉴定结果显示：其类型指数(TI)位于−8.9至81.7之间(图5)，包括了3种类型的有机质。19-39井的类型指数平均值为42.11 (7个样)，为II 1 型有机质；19-102井的类型指数平均值为7.9 (3个样)，为II 2 型有机质。在干酪根元素H/C原子比对O/C原子比关系图(图6)上，19-39井的点基本落在I~II 1 型区间；19-72井的样点均落在II 2 型区间内。结合其它参数值进行综合评价，认为铜钵庙组生油岩的有机质类型主要为II型，部分为I型。 南屯组19-39井、19-102井和19-72井的干酪根镜下鉴定结果显示：其类型指数(TI)位于17.8至31.7之间(图5)，均为II 2 型有机质。在干酪根元素H/C原子比对O/C原子比关系图(图6)上，19-39井的样品点主要落在II 2 型区间，部分样点落在II 1 型区间；19-72井的样品点主要落在II 2 型区间内。结合其它参数值进行综合评价，认为南屯组生油岩的有机质类型主要为II 2 型。 大磨拐河组19-39井和19-72井的干酪根镜下鉴定结果显示：其类型指数位于18.4至73.8之间，均为II型有机质。19-39井的类型指数(TI)平均值为47.08 (6个样)，为II 1 型有机质；19-72井的类型指数(TI)平均值为24.2 (2个样)，为II 2 型有机质。在干酪根元素H/C原子比对O/C原子比关系图(图6)上，19-39井的样品点基本落在II 2 型区间，有2个样点落在III型区间；19-72井的样品点均落在III型区间内。结合其它参数值进行综合评价，认为大磨拐河组生油岩的有机质类型主要为II 2 型，部分为III型。 图4. 南贝尔凹陷西部次凹生油岩有机质丰度统计图 图5. 南贝尔凹陷西部次凹生油岩有机质类型参数统计图 图6. 南贝尔凹陷西部次凹19-39井(左)和19-72井(右)生油岩的H/C对O/C关系图 4.3. 有机质热演化 本文根据资料拥有情况，主要采用镜质体反射率Ro、正构烷烃奇偶优势比OEP、氯仿沥青“A”/C及岩石热解S1/(S1 + S2)等指标判断生油岩的有机质热演化程度。图7为19-39井的有机质热演化特征，该井是西部次凹区取样分析最系统的一口井。从图7可以看出：埋深约在1600 m左右镜质体反射率Ro值已经达到0.5%左右；埋深约在1750 m左右，镜质体反射率Ro值达到0.6%左右，奇偶优势比OEP达到1.3左右。一般认为此时有机质开始成熟并生成油气，但从氯仿沥青“A”/C及岩石热解S1/(S1 + S2)的变化特征看，似乎有机质生成烃类的量并没有明显增加。有机质生成烃类的量明显增加出现在埋深2100 m左右，在该深度镜质体反射率Ro值达到1.0%左右，奇偶优势比OEP达到1.2左右，可认为有机质在此时已进入生烃高峰期。据此认为西部次凹区有机质热演化的成熟门限深度在1700 m左右比较合适。导致该区1700~2100 m之间有机质生成烃类的量并没有明显增加的原因主要是：这一深度的大磨拐河组生油岩生成烃类的潜量非常有限，在相同演化条件下生成烃类的量没有明显增加，因此有机质向烃类的转化率没有明显变化。埋深2100 m以下为南屯组生油岩，其生油岩的质量的总趋势是由上至下逐渐变好，因此生成油气的量增加明显。至2500 m左右进入铜钵庙组生油岩后，生成油气的量增加更为明显，这种增加除与有机质演化程度有关外，与有机质的组成类型的变好也有非常密切的关系(图7)。 结合其它参数，综合分析西部次凹区生油岩的有机质热演化特征，可将其划分为3个演化阶段。1)未成熟阶段：埋深1700 m以上镜质体反射率Ro%较低，在0.5%左右；奇偶优势比OEP为1.4左右，热解烃S 2 最高峰温(Tmax)大多小于 435 ℃ ，表明有机质尚未成熟，不能生、排烃。2) 成熟阶段：埋深1750 m左右以下，镜质体反射率Ro为0.53%，奇偶优势比OEP为1.3左右，S 2 最高峰温(Tmax)大多数都大于 435 ℃ ，表明有机质开始生、排烃。3) 生油高峰阶段：埋深2300 m以下，镜质体反射率Ro为0.95%，奇偶优势OEP稳定在1.20以下，热解烃S 2 最高峰温(Tmax)大多大于 440 ℃ ，氯仿沥青“A”/C及岩石热解S1/(S1 + S2)均有明显增加，反映有机质的演化进入生油高峰时期(图7)。 19-39井埋深2600 m左右的生油岩镜质体反射率Ro为1.11%，这意味着该区在这一深度有机质还没有进入热裂解生气阶段，仍以生成液态烃为主。 图7. 南贝尔凹陷西部次凹19-39井生油岩有机质热演化特征图 4.4. 有效烃源岩分布 对南贝尔凹陷西部次凹的主要生油岩系铜钵庙组和南屯组而言，影响其有机质演化的主要构造活动发生在白垩纪末期，因该期构造活动引起白垩系的大量剥蚀。从地震反射特征分析，南洼槽的剥蚀量比中–北洼槽的剥蚀量大。本次研究主要采用压实恢复法、有机质演化Ro值变化规律法及地层地震反射延伸法进行该区的相对剥蚀量恢复，得到南洼槽19-39井以南地区的剥蚀量比中–北洼槽大200 m左右的认识。 据此，如不考虑中–北洼槽的剥蚀量，南洼槽19-39井以南地区以200 m剥蚀量恢复，可分别估算出没有经过剥蚀前南屯组二段、南屯组一段和铜钵庙组埋深大于有机质热演化成熟门限深度的分布范围，然后将分布范围线投到相应的各段地层的泥岩厚度图上，就可以得到各段泥岩埋深大于有机质热演化成熟门限深度的分布范围和厚度变化图，即有效烃源岩厚度图(图8)。 各组段有效烃源岩的最大厚度如下。在中–北洼槽，铜钵庙组有效烃源岩最大厚度为125 m，南屯组一段总体上为100 m (有4个点可略大于此值)，南屯组二段有效烃源岩最大厚度为150 m。在南洼槽，铜钵庙组有效烃源岩最大厚度为400 m，南屯组一段为350 m，南屯组二段有效烃源岩最大厚度为400 m。