黃士鵬 江青春 汪澤成 蘇 旺 馮慶付 馮子齊

中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院

四川盆地中二疊統(tǒng)棲霞組與茅口組烴源巖的差異性

黃士鵬 江青春 汪澤成 蘇 旺 馮慶付 馮子齊

中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院

黃士鵬等.四川盆地中二疊統(tǒng)棲霞組與茅口組烴源巖的差異性.天然氣工業(yè)，2016, 36(12): 26-34.

四川盆地中二疊統(tǒng)棲霞組和茅口組都具有良好的油氣勘探前景，目前對(duì)這2套烴源巖的橫向和縱向分布特征還鮮有報(bào)道。為此，通過(guò)對(duì)17口井111塊棲霞組和茅口組巖心樣品實(shí)測(cè)總有機(jī)碳含量（TOC）的標(biāo)定，運(yùn)用分段平均值法，建立了自然伽馬測(cè)井曲線與烴源巖TOC的關(guān)系式，利用該關(guān)系式對(duì)全盆地117口井的上述2套烴源巖TOC進(jìn)行了測(cè)井評(píng)價(jià)。結(jié)果表明：①橫向上，棲霞組和茅口組烴源巖在全盆地均有分布，發(fā)育以川東地區(qū)為最好；②茅口組烴源巖在平面厚度、有機(jī)碳含量及生氣強(qiáng)度等方面均優(yōu)于棲霞組，前者厚度介于30～220 m，TOC介于0.5%～3.0%，為中等—好烴源巖，而后者厚度介于10～70 m，TOC介于0.5%～2.0%，為差—中等烴源巖；③縱向上，棲霞組烴源巖主要分布在棲一段，茅口組烴源巖主要發(fā)育于茅一段和茅二c層。結(jié)論認(rèn)為：①棲霞組生氣強(qiáng)度很低，絕大部分地區(qū)小于10×108m3/km2；②而茅口組生氣強(qiáng)度則明顯較高，為10×108～60×108m3/km2且大部分區(qū)域都大于20×108m3/km2；③后者具備形成大型氣田的物質(zhì)基礎(chǔ)。

四川盆地 中二疊世 棲霞組 茅口組 烴源巖 平面展布 有機(jī)質(zhì)豐度 差異性 測(cè)井評(píng)價(jià) 生氣強(qiáng)度

四川盆地中二疊統(tǒng)棲霞組—茅口組成為近期油氣勘探的熱點(diǎn)，目前在川西雙探1、川中南充1、磨溪31X1等井都獲得了高產(chǎn)工業(yè)氣流[1-2]，展現(xiàn)出良好的油氣勘探前景。對(duì)于棲霞組—茅口組的烴源巖研究，從區(qū)域到單個(gè)剖面、鉆井等前人都已經(jīng)做了大量工作[1,3-8]，但均未單獨(dú)對(duì)2套地層的烴源巖平面展布和縱向分布特征加以刻畫(huà)。而這2套烴源巖的平面展布和有機(jī)質(zhì)豐度差異，決定了其生烴貢獻(xiàn)的不同，研究二者烴源條件的差異性對(duì)于劃分其成藏貢獻(xiàn)有著重要的意義。

利用測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)評(píng)價(jià)烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度（TOC）的方法具有連續(xù)、快速、分辨率高的特點(diǎn)，現(xiàn)今已被廣泛應(yīng)用于烴源巖的評(píng)價(jià)研究[9-14]。相對(duì)于泥質(zhì)烴源巖，碳酸鹽巖烴源巖的測(cè)井評(píng)價(jià)則應(yīng)用較少。筆者擬通過(guò)四川盆地中二疊統(tǒng)棲霞組和茅口組巖心實(shí)測(cè)TOC與對(duì)應(yīng)深度自然伽馬（GR）值擬合，建立GR—TOC關(guān)系，進(jìn)而利用該關(guān)系式對(duì)全盆地上述2套地層進(jìn)行烴源巖測(cè)井評(píng)價(jià)，繪制平面和連井剖面圖，分析其橫向和縱向分布特征，對(duì)比2套烴源巖的差異，尋找生烴中心和優(yōu)質(zhì)烴源巖層段，以期對(duì)四川盆地中二疊統(tǒng)天然氣勘探提供幫助。

1 地質(zhì)概況

四川盆地是古生代海相克拉通盆地與中新生代陸相前陸—陸內(nèi)坳陷型沉積疊合的大型含油氣盆地，呈北東向延展，外形似菱形，面積約為180 000 km2，盆地四周皆為高山環(huán)繞[15-17]。石炭紀(jì)末，四川盆地發(fā)生云南運(yùn)動(dòng)[15,18]，在其形成的準(zhǔn)平原化地貌背景上，依次沉積了下二疊統(tǒng)梁山組、中二疊統(tǒng)棲霞組和茅口組，其中梁山組為泥巖碎屑巖沉積，棲霞組和茅口組為海相碳酸鹽巖沉積，厚度介于150～400 m[8,18]，棲霞組自下而上分為棲一段和棲二段，茅口組分為茅一段、茅二段、茅三段和茅四段，茅四段分布比較局限，僅在川西南和川東南地區(qū)分布。中二疊統(tǒng)末期的東吳運(yùn)動(dòng)造成茅口組在盆地內(nèi)部遭受不同程度的剝蝕[15,18-19]，使得中二疊統(tǒng)茅口組和上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M之間形成區(qū)域不整合面。

2 自然伽馬測(cè)井評(píng)價(jià)有機(jī)質(zhì)豐度

有機(jī)質(zhì)具有較強(qiáng)的吸附放射性物質(zhì)的特性，富有機(jī)質(zhì)地層（烴源巖）常常具有高放射性強(qiáng)度[20]，基于此，可以利用二者間的正相關(guān)關(guān)系進(jìn)行烴源巖有機(jī)碳含量計(jì)算。

筆者采用的自然伽馬測(cè)井評(píng)價(jià)碳酸鹽巖烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度的方法主要為以下步驟：①采集川東地區(qū)17口井的111塊棲霞組和茅口組巖心樣品，測(cè)試其有機(jī)碳含量；②利用CIFlog測(cè)井軟件，對(duì)棲霞組和茅口組層段的GR曲線進(jìn)行標(biāo)準(zhǔn)化和歸一化處理，統(tǒng)一單位為API，然后對(duì)歸一化處理后的，對(duì)應(yīng)取樣深度的GR曲線進(jìn)行取值（表1）；③將所述多個(gè)取樣深度的GR測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)以預(yù)定的數(shù)個(gè)API為間隔，從小到大分為多個(gè)數(shù)據(jù)段；④獲取所述多個(gè)數(shù)據(jù)段中各數(shù)據(jù)段的GR測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)和對(duì)應(yīng)取樣深度的有機(jī)碳含量；⑤計(jì)算所述多個(gè)數(shù)據(jù)段中各數(shù)據(jù)段的GR測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)的平均值和對(duì)應(yīng)TOC的平均值（表2）；⑥對(duì)所述多個(gè)數(shù)據(jù)段中各數(shù)據(jù)段的GR測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)的平均值和對(duì)應(yīng)的TOC的平均值進(jìn)行線性擬合，得到擬合關(guān)系式。筆者將這種方法命名為自然伽馬測(cè)井評(píng)價(jià)TOC平均值法。

擬合后的關(guān)系式為GR＝38.501TOC＋20.201（R2＝0.8789），兩者存在很好的線性關(guān)系。將實(shí)測(cè)TOC與利用該公式計(jì)算的TOC值進(jìn)行比較，兩者存在較好的吻合性（圖1），表明這種方法計(jì)算碳酸鹽巖有機(jī)碳豐度比較可靠。應(yīng)用此公式，對(duì)四川盆地117口井的棲霞組和茅口組烴源巖TOC進(jìn)行了計(jì)算，并利用CIFlog測(cè)井軟件統(tǒng)計(jì)烴源巖厚度，進(jìn)而編制了2套烴源巖的平面展布和連井剖面圖。

3 烴源巖平面和縱向分布

3.1平面展布

碳酸鹽巖有效烴源巖的有機(jī)質(zhì)豐度下限和泥質(zhì)烴源巖基本相同，均為0.5%[21-23]。因此，筆者以此界限為標(biāo)準(zhǔn)，統(tǒng)計(jì)了棲霞組和茅口組的烴源巖厚度。

11月16日晚間，滬深交易所正式發(fā)布實(shí)施上市公司重大違法強(qiáng)制退市實(shí)施辦法，并修訂完善相關(guān)規(guī)則辦法。與此同時(shí)，深交所啟動(dòng)對(duì)長(zhǎng)生生物重大違法強(qiáng)制退市機(jī)制，該公司停牌。

棲霞組烴源巖整體上呈現(xiàn)西薄東厚的特點(diǎn)，全盆地均有分布（圖2），川西地區(qū)厚度在10 m左右，川中地區(qū)厚度小于10 m。川東地區(qū)最厚，分為2個(gè)小的厚值區(qū)：達(dá)川—開(kāi)江—梁平一帶，厚度介于30～40 m，奉節(jié)以西厚度較大，最厚達(dá)70 m；川東南地區(qū)厚度介于20～40 m。川南地區(qū)威遠(yuǎn)—宜賓一帶烴源巖的厚度介于10～30 m。

茅口組烴源巖全盆地均有分布，平面上也呈現(xiàn)西薄東厚的特點(diǎn)（圖3）。茅口組烴源巖明顯厚于棲霞組，平面厚度介于30～220 m，其中川中地區(qū)厚度介于30～130 m，川東地區(qū)厚度介于90～220 m。川東開(kāi)江—梁平一帶厚度較周圍地區(qū)薄，這是由于開(kāi)江古隆起雛形顯現(xiàn)[18]，東吳運(yùn)動(dòng)造成該地區(qū)茅口組強(qiáng)烈剝蝕，地層厚度明顯減薄，相應(yīng)的烴源巖厚度變薄所致。川西南—川南地區(qū)存在茅四段烴源巖，因此該地區(qū)的烴源巖厚度也較大，介于120～160 m。碳酸鹽巖烴源巖TOC＞2.0%為好（優(yōu)質(zhì)）烴源巖[22]，鑒于茅口組烴源巖的有機(jī)碳豐度總體上不是很高，一般小于2.0%，主要為中等烴源巖級(jí)別，較少可以達(dá)到好（優(yōu)質(zhì)）烴源巖級(jí)別。筆者將TOC＞1.0%的茅口組烴源巖平面厚度進(jìn)行了分析，發(fā)現(xiàn)川東地區(qū)茅口組TOC＞1.0%的烴源巖厚度介于40～100 m，為厚值區(qū)，開(kāi)江—梁平一帶較薄，介于10～30 m；蜀南地區(qū)次之，為40～80 m；川西南地區(qū)介于40～60 m；

川西北地區(qū)介于20～60 m；川中地區(qū)較薄，一般小于40 m，大部分地區(qū)在10 m左右。TOC＞1.0%的烴源巖厚度平面分布趨勢(shì)與TOC＞0.5%的厚度分布趨勢(shì)基本一致，呈現(xiàn)川東＞蜀南＞川西南＞川西北＞川中的分布規(guī)律。

表1 四川盆地棲霞組—茅口組實(shí)測(cè)TOC和對(duì)應(yīng)深度的GR值表

表2 四川盆地棲霞組—茅口組不同數(shù)據(jù)段實(shí)測(cè)TOC和GR范圍及平均值表

3.2縱向分布

從北東向的連井剖面上可以看到（圖4），棲霞組烴源巖主要發(fā)育于棲一段下部，有機(jī)碳含量較低，分布范圍為0.5%～2.0%，絕大部分小于1.0%，川東北地區(qū)的棲霞組烴源巖在厚度和有機(jī)質(zhì)豐度上均優(yōu)于其他地區(qū)。

圖1 實(shí)測(cè)TOC與計(jì)算TOC值比較圖

圖2 四川盆地中二疊統(tǒng)棲霞組烴源巖厚度圖及采樣井分布圖

茅口組烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度明顯高于棲霞組，分布范圍為0.5%～3.0%（圖5），有機(jī)質(zhì)豐度較高的層段主要分布在茅一段和茅二c層，是茅口組最重要的烴源巖發(fā)育層段，TOC一般分布在1.0%～1.5%，部分層段的TOC＞2.0%。在川西南地區(qū)茅四段也發(fā)育烴源巖段，不過(guò)TOC含量不是很高，一般小于1.0%。根據(jù)古生界海相烴源巖總有機(jī)碳含量劃分標(biāo)準(zhǔn)[22]，棲霞組為差—中等級(jí)別烴源巖，茅口組烴源巖達(dá)到中等—好級(jí)別。

利用CIFlog測(cè)井軟件，對(duì)單口井的棲霞組和茅口組有效烴源巖的TOC值進(jìn)行算數(shù)平均。由于TOC豐度低于1.0%的層段厚度所占比例較大，造成整體的TOC算數(shù)平均值較低。棲霞組烴源巖的TOC算數(shù)平均值分布區(qū)間為0.7%～0.9%，一般小于0.8%，平面上川東和川南地區(qū)豐度較高，部分地區(qū)可以達(dá)到0.9%，川中地區(qū)在0.7%左右。茅口組烴源巖的TOC算數(shù)平均值較高于棲霞組，介于0.7%～1.1%，高值區(qū)分布在川東和蜀南地區(qū)，川中地區(qū)TOC豐度較低，為0.7%～0.8%。

圖3 四川盆地中二疊統(tǒng)茅口組烴源巖厚度圖及采樣井分布圖

圖4 四川盆地中二疊統(tǒng)棲霞組烴源巖TOC縱向連井剖面圖（剖面位置見(jiàn)圖2）

圖5 四川盆地茅口組烴源巖TOC縱向連井剖面圖（剖面位置見(jiàn)圖3）

3.4生氣強(qiáng)度

棲霞組和茅口組烴源巖在四川盆地內(nèi)部絕大部分演化到過(guò)成熟階段，少部分區(qū)域?yàn)楦叱墒祀A段[7,24]。因此，天然氣是本層系的主要勘探對(duì)象。根據(jù)烴源巖厚度、TOC、密度、有機(jī)碳降解率等參數(shù)，對(duì)2套烴源巖的生氣強(qiáng)度進(jìn)行了計(jì)算。計(jì)算公式如下：

式中Q表示生氣強(qiáng)度，108m3/km2；S表示有效烴源巖面積，km2；H表示有效烴源巖厚度，km；D表示烴源巖密度，108t/m3；K表示有機(jī)碳降解率；KH表示有機(jī)碳含量換算成油氣生成量的系數(shù)，取值1.1；TOC表示有機(jī)碳含量；正常海相原油最高累計(jì)產(chǎn)氣率為600 mL/g。

棲霞組烴源巖厚度小，有機(jī)碳含量較低。因此其生氣強(qiáng)度不高，一般小于10×108m3/km2，在川西地區(qū)介于（2～4）×108m3/km2，在川東地區(qū)較高，局部地區(qū)可介于（6～10）×108m3/km2。

茅口組烴源巖的生氣強(qiáng)度明顯高于棲霞組（圖6），其生氣強(qiáng)度范圍為（10～60）×108m3/km2，主要在20×108m3/km2以上。川中地區(qū)生氣強(qiáng)度介于（10～30）×108m3/km2；川東北和川西南地區(qū)為生烴中心，生氣強(qiáng)度可介于（40～60）×108m3/km2；川西北地區(qū)的生氣強(qiáng)度大于20×108m3/km2。根據(jù)大氣田分布在生氣中心及周緣（生氣強(qiáng)度大于20×108m3/km2）的判斷標(biāo)準(zhǔn)[25]，四川盆地大部分地區(qū)茅口組烴源巖具備形成大氣田的物質(zhì)基礎(chǔ)。鑒于茅口組在烴源巖厚度、豐度以及生烴強(qiáng)度上均明顯優(yōu)于棲霞組。因此，來(lái)源于中二疊統(tǒng)碳酸鹽巖烴源巖的天然氣主要是茅口組烴源巖的貢獻(xiàn)。

3.5勘探有利區(qū)

目前川西北地區(qū)雙探1、川中南充1、磨溪31X1等井的中二疊統(tǒng)已獲得天然氣勘探突破，其中川西地區(qū)中二疊統(tǒng)烴源巖的累計(jì)厚度為60～140 m，茅口組相對(duì)富有機(jī)質(zhì)層段的茅一段和茅二c層TOC主要分布區(qū)間為0.5%～1.5%，生氣強(qiáng)度如前文所述，川西地區(qū)要大于30×108m3/km2?？梢钥闯?，川西地區(qū)中二疊統(tǒng)烴源巖有機(jī)碳豐度雖然不高，但累計(jì)厚度大，總體上天然氣資源供給條件好。而川中地區(qū)烴源巖條件相對(duì)于川西北地區(qū)要稍差。茅口組TOC值范圍在0.5%～1.5%。棲霞組烴源巖在該區(qū)的厚度小于10 m，茅口組則分布在60～120 m，生氣強(qiáng)度上，中二疊統(tǒng)烴源巖總體上分布在（10～30）×108m3/ km2。雖然生氣強(qiáng)度上部分地區(qū)小于20×108m3/km2，但根據(jù)前人研究，川西北、川中地區(qū)天然氣具有下志留統(tǒng)龍馬溪組（川西北地區(qū)）、中二疊統(tǒng)棲霞組—茅口組、上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M等多套烴源巖生烴貢獻(xiàn)[1-2]。因此，基于多套烴源巖的共同供烴，川中地區(qū)中二疊統(tǒng)氣藏的烴源條件也比較好。

圖6 四川盆地中二疊統(tǒng)茅口組烴源巖生氣強(qiáng)度平面分布圖

川西地區(qū)棲霞組臺(tái)緣相帶發(fā)育，白云巖儲(chǔ)層分布面積廣，厚度較大，同時(shí)川西北地區(qū)茅口組熱液白云巖發(fā)育區(qū)與棲霞組灘相白云巖發(fā)育疊合[1-2]，加上川西北地區(qū)烴源條件優(yōu)越，所以川西北地區(qū)為中二疊統(tǒng)天然氣勘探的Ⅰ類有利區(qū)。川中高石梯—磨溪地區(qū)為茅口組巖溶高地或巖溶斜坡發(fā)育[1-2,18,26-27],巖溶儲(chǔ)層發(fā)育，棲霞組臺(tái)內(nèi)灘相與巖溶儲(chǔ)層縱向疊置。因此，高石梯—磨溪地區(qū)是中二疊統(tǒng)天然氣勘探Ⅱ類有利區(qū)。川東地區(qū)中二疊統(tǒng)烴源巖條件發(fā)育最好，志留系烴源巖在該區(qū)也為生烴中心，兩者疊合，可以看出川東地區(qū)天然氣資源條件最為優(yōu)越。鑒于川東北地區(qū)為中二疊統(tǒng)巖溶斜坡發(fā)育區(qū)[1-2,18,26]，巖溶儲(chǔ)層發(fā)育，構(gòu)造發(fā)育且圈閉幅度大，但保存條件較川中地區(qū)較差[18]，為天然氣勘探的Ⅲ類有利區(qū)。

4 結(jié)論

1）通過(guò)實(shí)測(cè)有機(jī)碳含量標(biāo)定，運(yùn)用分段平均值法，建立了棲霞組與茅口組的GR—TOC聯(lián)系，結(jié)果表明兩者具有良好的線性關(guān)系。

2）茅口組和棲霞組烴源巖在全盆地均有分布，發(fā)育以川東地區(qū)為最好。棲霞組烴源巖主要分布于棲一段，茅口組烴源巖主要發(fā)育于茅一段和茅二c層，川西南地區(qū)發(fā)育茅四段烴源巖。

3）茅口組烴源巖在平面厚度、有機(jī)碳含量以及生氣強(qiáng)度等方面，均優(yōu)于棲霞組；前者達(dá)到中等—好烴源巖級(jí)別，后者為差—中等級(jí)別。棲霞組生氣強(qiáng)度一般小于10×108m3/km2；茅口組烴源巖生氣強(qiáng)度介于（10～60）×108m3/km2，主要在20×108m3/ km2以上。后者具備形成大氣田的物質(zhì)基礎(chǔ)。

4）川西北、川中和川東地區(qū)多套烴源巖供烴，氣源條件優(yōu)越，這3個(gè)地區(qū)中二疊統(tǒng)白云巖儲(chǔ)層和/或巖溶儲(chǔ)層發(fā)育，是天然氣勘探的有利區(qū)。

致謝：成文中戴金星院士提出了寶貴的修改意見(jiàn)，極大地提高了論文質(zhì)量，《天然氣工業(yè)》審稿專家也提出了諸多建設(shè)性的修改意見(jiàn)和建議，在此一并表示誠(chéng)摯的謝意！

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（修改回稿日期 2016-10-19 編 輯羅冬梅）

Differences between the Middle Permian Qixia and Maokou source rocks in the Sichuan Basin

Huang Shipeng, Jiang Qingchun, Wang Zecheng, Su Wang, Feng Qingfu, Feng Ziqi
(PetroChina Petroleum Exploration & Development Research Institute, Beijing 100083, China)
NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 12, pp.26-34, 12/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

The lateral and vertical distribution characteristics of the Middle Permian Qixia and Maokou source rocks in the Sichuan Basin, although with a bright exploration prospect, were rarely reported in previous literatures. According to the analysis of the tested TOC data of 111 source rock samples and the corresponding gamma-rays (GR) from 17 wells, the relationship between the TOC and GR was built, and on this basis, the TOC of the Qixia and Maokou source rocks from 117 wells all over the whole basin were calculated. The following findings were obtained. (1) Laterally, the source rocks of the two formations are both distributed in the whole basin, while those in the east are the best in quality. (2) The Maokou source rocks are better than the Qixia ones: the thickness and the TOC values of the former are 30–220 m and 0.5–3.0%, respectively, and source rocks can reach a medium to good level in quality, while those of the latter are 10–70 m and 0.5–2.0%, respectively, and source rocks in a medium quality. (3) Vertically, the Qixia source rocks are mainly developed in the 1stmember of the formation, and the Maokou ones were mainly distributed in the 1stmember and the C section of the second member of the strata. In conclusion, the gas generation intensity of the Qixia Fm, with less than 10×108m3/km2in most parts, is very low, while that of the Maokou Fm is much greater with a range of (10–60)×108m3/km2, and that in most parts is more than 20×108m3/km2, laying a robust foundation for the generation of a large gas pool. The source rocks of the Maokou Fm dominate the hydrocarbon contributions of the Middle Permian source rocks in the Sichuan Basin.

Sichuan Basin; Middle Permian; Qixia and Makou Fms; Source rock; Distribution; Difference; Logging evaluation; Gas generation intensity

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.12.004

國(guó)家科技重大專項(xiàng)“海相碳酸鹽巖油氣資源潛力與大油氣田形成條件、分布規(guī)律研究”（編號(hào)：2011ZX05004-001）、中國(guó)石油天然氣股份有限公司科研項(xiàng)目“四川盆地棲霞組—茅口組成藏條件及有利目標(biāo)區(qū)評(píng)價(jià)”（編號(hào)：2015-3303-000011）、國(guó)家自然科學(xué)基金項(xiàng)目“不同成因凝析油的地球化學(xué)鑒別”（編號(hào)：41303037）。

黃士鵬，1984年生，工程師，博士；主要從事碳酸鹽巖油氣藏成藏研究工作。地址：（100083）北京市海淀區(qū)學(xué)院路20號(hào)。ORCID: 0000-0003-1706-2550。E-mail: shipenghuang@petrochina.com.cn