Natural Gas Geoscience >

2021 , Vol. 32 >Issue 7: 1061 - 1072

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.05.004

Geochemical characteristics and geological significance of Carboniferous source rocks in Well Wudi 1， Wuwei Basin

  • Hong-jun LIU , 1, 2 ,
  • Zhi-li DU 3 ,
  • Yi CHEN 3 ,
  • Ya TIAN 3 ,
  • Peng-bo ZHANG 1, 2 ,
  • Feng-qin WANG 1, 2
Expand
  • 1. School of Earth Sciences and Engineering，Xi’an Shiyou University，Shanxi 710065，China
  • 2. Shanxi Key Laboratory of Petroleum Accumulation Geology，Xi’an 710065，China
  • 3. Oil and Gas Survey，China Geological Survey，Beijing 100083，China

Received date: 2020-12-01

  Revised date: 2021-05-19

  Online published: 2021-07-22

Supported by

The Geological Survey Project of Oil and Gas Resource Center of China Geological Survey(121201021000150008-05)

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Highlights

Based on Well Wudi 1 in the Northern Depression of Wuwei Basin， the hydrocarbon generation potential of the carboniferous source rocks in Wuwei Basin is systematically evaluated through the comprehensive study of the parameters such as the abundance， type， maturity and the characteristics of biomarkers. The results show that the Carboniferous Taiyuan Formation is a good source rock with high organic carbon content in the Northern Depression of Wuwei Basin. The types of Carboniferous source rocks are mainly type Ⅲ， the other are type Ⅱ2. The maturity is mature to highly mature stage. In the combination of biomarkers， the peak type of n-alkanes is complete， and the main peak carbon number is mostly 17. The ratio of Pr/Ph and the gamma-paraffin parameters indicate that the organisms originate from the marine and terrestrial transition sedimentary environment in brackish water. The content of progesterone series is low， but the content of regular biological configuration steranes is high. The regular biological configuration steranes C27-C28-C29 are positively asymmetric “V” shape， and the relative content of C29 is higher than that of C27. The biological sources are mainly higher plants， and lower aquatic organisms also contribute. The content of tricyclic terpane and C30 rearranged hopanes is low， while the content of C30 hopane and C29Ts is high， and the content of Ts is lower than Tm. The type and maturity of the organic matter determine that the Carboniferous hydrocarbon source rocks are dominated by the generation of natural gas. In the future， natural gas exploration should be the main direction in the area， and liquid petroleum should be the auxiliary direction.

Cite this article

Hong-jun LIU , Zhi-li DU , Yi CHEN , Ya TIAN , Peng-bo ZHANG , Feng-qin WANG . Geochemical characteristics and geological significance of Carboniferous source rocks in Well Wudi 1， Wuwei Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2021 , 32(7) : 1061 -1072 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.05.004

0 引言

武威盆地是河西走廊地区重要的含油气盆地之一［1-2］，石炭系被认为是其主力勘探目的层系。但由于盆地主体被腾格里沙漠覆盖，仅在盆地西缘、南缘和东部有零星石炭系出露，直接制约了对武威盆地石炭系烃源岩生烃潜力的系统评价。对于武威盆地油气地质条件前人已做过相关研究［3-10］，但主要以野外地质露头资料作为基础，且以研究沉积环境及沉积背景为主［4，8-10］，对于烃源岩分析则相对很少，也无井下岩心作为依据。武地1井是中国地质调查局在武威盆地北部坳陷带实施的1口以石炭系为目的层系的油气地质调查井，为评价石炭系烃源岩生烃潜力提供了完整的岩心［11］。本文研究以武地1井石炭系靖远组、羊虎沟组及太原组岩心样品为基础，通过系统的地球化学参数分析，综合评价石炭系的生烃潜力，对进一步开展武威盆地勘探提供了基础地质依据。

1 区域地质概况

武威盆地位于甘肃省河西走廊东部，主体在甘肃省境内，有部分地区位于内蒙古自治区和宁夏回族自治区（图1）。大地构造上处于北祁连加里东褶皱带及阿拉善地块2个构造单元的交会地带［4-6］，阿拉善地块受南北两大断裂带所限，其中北部为疏勒河断裂—北山断裂—苏红图—特罗西滩断裂，南部为祁连山北缘断裂带，地块中间为龙首山断裂—吉兰泰—金昌断裂分割（图1）。盆地总体走向为近东西向，具有褶皱带—地块过渡的性质，其主体位于阿拉善地块内，总面积为2.75×104 km2。除在盆地西部、南部及东部分布有石炭系露头外，盆地内基本为沙漠覆盖，总体趋势南高北低。构造上由“三坳两隆”即北部坳陷、哈拉敖包隆起、中部坳陷、翟家隆起和南部坳陷5个一级构造单元及20个二级构造单元组成，武地1井位于北部的二级构造单元儿马湖凹陷内（图1）。前人研究认为武威盆地石炭纪为海陆过渡相沉积［4-11］，主要的沉积相有滨浅海相、滨海沼泽相、澙湖相、三角洲相，其中在滨海沼泽相中发育有厚层的黑色泥页岩并夹有薄煤层，产丰富的植物化石，这是石炭系中主要的生烃层位。从盆地周缘露头看，石炭系从下向上依次为下石炭统前黑山组、臭牛沟组，上石炭统靖远组、羊虎沟组和太原组，其中在下石炭统发育有灰岩，但分布范围局限，作为烃源岩的可能性较小［4］，上石炭统发育有厚度巨大的暗色泥页岩，最厚可达1 000余米，是主要生油气源岩［4-11］。
图1 武威盆地构造位置及武地1井井位

Fig.1 Structural location of Wuwei Basin and well location map of Well Wudi 1

2 样品采集与分析

武地1井钻至石炭系靖远组下部，其中太原组厚度为109.2 m，岩性以暗色泥页岩为主，中间夹中到薄层细砂岩，分布有厚度不均的薄层劣质煤，泥页岩厚度为71.9 m；羊虎沟组厚度为30.55 m，以暗色泥页岩与砂岩互层为主，泥页岩厚度为21.34 m；靖远组虽未钻穿，但厚度大，主要以中厚层砂岩为主，暗色泥页岩相对整个地层厚度不大，总计达70.04 m（图2）。本次采集的黑色泥页岩样品均来自上石炭统，其中太原组煤1块，太原组、羊虎沟组和靖远组暗色泥页岩样品分别为38块、3块和50块。对烃源岩样品分别进行了总有机碳（TOC）、岩石热解、氯仿沥青“A”抽提、族组分、镜质体反射率（R O）测定，有机元素、干酪根碳同位素、有机显微组分及饱和烃色谱/质谱等分析。这些分析测试工作均在中国石油大学（北京）重质油国家重点实验室完成。其中有机碳测试采用LECO CS744完成，饱和烃色谱/质谱分析（GC-MS）采用Agilent6890GC/5890MSD色谱—质谱联用仪，按国家标准《气相色谱—质谱法测定沉积物和原油中生物标志物》（GB/T18606—2017）进行分析。GC分析条件：载气，99.999%He，流速1 mL/min；色谱柱，HP-5MS（30 m×0.25 mm×0.25 μm）；进样口温度300 ℃，不分流进样；程序升温，初温50 ℃，保持1 min，以20 ℃/min速率升至120 ℃，以3 ℃/min升至310 ℃，保持10 min。MS分析条件：离子化方式，EI，70 eV；数据采集方式，全扫描/多离子（SCAN/SIM）。
图2 武地1井石炭系综合柱状图

Fig. 2 Comprehensive histogram of Carboniferous system of Well Wudi 1

3 烃源岩地球化学特征

3.1　烃源岩生烃特征

3.1.1　有机质丰度

沉积岩中残余总有机碳（TOC）含量的高低不仅能确定其有机质丰度，而且也能反映沉积水体的深浅、盆地的沉积速率和当时水体的物理化学条件，如氧化还原电位Eh、酸碱度Ph等［12］。对武地1井3个层位烃源岩样品TOC、岩石热解和抽提物等地球化学测试分析表明，其有机质丰度参数存在着一定的差别。
武地1井上石炭统太原组共发育有5层薄劣质煤，最厚不超过1 m，仅采集1块样品，其有机碳含量高达78.5%，生烃潜量（Pg）为77 mg/g，虽然这2个参数按煤系源岩标准［13］均达到优质烃源岩级别，但其氯仿沥青“A”含量为0.081%，值较低，且煤层厚度薄，整体上不可能作为主力烃源岩。
其余暗色泥页岩按太原组、羊虎沟组和靖远组分别进行了统计分析，太原组38块暗色泥页岩有机碳含量最大值为57.3%，最小值为0.38%，平均值高达4.22%［图3（a）］，其中有36.8%的样品TOC值大于2%，有39.5%的样品TOC值位于1.0%~2.0%之间，TOC值位于0.6%~1.0%之间的样品占21.1%，小于0.4%之下的仅占2.6%；羊虎沟组仅有3块样品，TOC值分别位于0.4%~0.6%、0.6%~1.0%和1.0%~2.0%范围内，最大值为1.56%，最小值为0.78%，均值为1.14%；靖远组50块样品TOC分布范围为0.13%~2.52%，均值为0.92%，TOC值高于1.0%以上的样品占44%，介于0.6%~1.0%之间占20%，小于0.6%之下的占28%。
图3 武地1井石炭系烃源岩TOC（a）和生烃潜量（S 1+S 2）（b）分布区间

Fig.3 Distribution interval diagram of TOC (a) and hydrocarbon generation potential (S 1+S 2) (b) of the Carboniferous source rocks in Well Wudi 1

总体上看，上石炭统烃源岩生烃潜量Pg（S 1+S 2）不高，太原组生烃潜量Pg分布范围为0.13~42.29 mg/g，均值为8.49 mg/g，大于2 mg/g以上的样品占比为34.2%，而小于2 mg/g的占比为65.8%［图3（b）］；羊虎沟组和靖远组样品生烃潜量均较低，仅靖远组有3.9%的样品Pg值位于2~6 mg/g之间，其余均小于2 mg/g。太原组氯仿沥青“A”含量分布于0.011%~0.654%之间，平均值为0.068%，大于0.05%以上的样品占28.6%，其余均小于0.05%；靖远组和羊虎沟组氯仿沥青“A”含量与生烃潜量具有相似的分布规律，整体较差。

3.1.2　有机质类型

有机质丰度是生成油气的物质基础，而有机质类型则决定着生成油气的类型，现今主要通过有机元素法、岩石热解参数T max—I H法、干酪根同位素法和有机显微组分指数法等多种手段来判断有机质类型［14-16］。
（1）氢指数I H与最高热解峰温T max。法国石油研究院［15］根据不同有机质类型和不同成熟度烃源岩中单位重量有机碳的生烃能力的差异提出了利用热解得到的氢指数I H与T max来划分有机质类型。T max—I H图的优点在于同时可以考虑成熟度指标对有机质类型指标的影响，避免由于外界影响因素（有机CO2）较大而导致氧指数的不准确性。武威盆地武地1井石炭系最高热解峰温的变化范围主要在455~495 ℃之间，随T max值的增加，氢指数绝大部分小于125 mg/g，少量样品大于200 mg/g，其石炭系烃源岩有机质类型主要为Ⅲ型、次为Ⅱ2型，极少数为Ⅱ1型［图4（a）］。
图4 武地1井石炭系烃源岩有机质类型划分

Fig. 4 Organic matter types division of Carboniferous source rocks in Well Wudi 1

（2）有机元素法。TISSOT等［15］将干酪根元素值投到范·克伦威尔图中，将这种方法运用于划分原始有机质的类型。武威盆地武地1井石炭系烃源岩干酪根的H/C原子比值分布范围为0.61~1.11，O/C原子比值为0.08~0.51，其有机质类型主要为Ⅲ型和Ⅱ2型［图4（b）］，这一结果与上述热解参数确定的有机质类型较为一致。
（3）有机显微组分与干酪根同位素法。有机岩石学是研究沉积有机质的成因—产状—组成—结构和演化等的一门学科，源自于生物来源母质各种微观特征组分在显微镜下可以快速识别，通过其母质的形成环境就可以判断烃源岩的有机质类型［17-20］。显微组分成因、特征和分类研究是有机岩石学的基础。镜下鉴定结果表明武地1井石炭系烃源岩有机显微组分主要由壳质组和镜质组成，镜质组分布范围为42%~92%，壳质组最大值为58%，最小值为8%（表1），根据显微组分计算类型指数公式TI=（100A+50B－75C－100D）/100，式中A、B、C、D分别为腐泥组、壳质组、镜质组和惰质组百分含量，据TI值可将有机质类型进行分类［21］，当TI>80 时为Ⅰ型，当80>TI>40时为Ⅱ1型，当40>TI>-20 时为Ⅱ2型；当TI<-30时为Ⅲ型。武地1井石炭系烃源岩样品TI计算结果见表1，据此可知其有机质类型主要为Ⅲ型，少量为Ⅱ2型。
表1 有机显微组分类型指数法划分有机质类型

Table 1 Organic matter types classification by organic maceral type index method

样品号 深度/m 层位 腐泥组/% 壳质组/% 镜质组/% 惰质组/% 类型指数 有机质类型
wdn-1 1 491.95 太原组 0 58 42 0 -3 Ⅱ2
wdn-4 1 590.56 靖远组 0 29 71 0 -39 Ⅲ
wdn-9 1 595.89 靖远组 0 38 62 0 -28 Ⅲ
wdn-14 1 604.21 靖远组 0 24 76 0 -45 Ⅲ
wdn-19 1 609.4 靖远组 0 32 68 0 -35 Ⅲ
wdn-24 1 614.45 靖远组 0 8 92 0 -65 Ⅲ
wdn-29 1 624.38 靖远组 0 19 81 0 -51 Ⅲ
wdn-34 1 628.65 靖远组 0 26 74 0 -43 Ⅲ
不同来源、不同环境中发育的生物具有不同的稳定碳同位素组成，在有机质的物质组成中，纤维素、木质素和类脂物是逐渐富集轻碳同位素的变化过程，即其碳同位素值是逐渐变轻。一般半深水—深水相为Ⅰ型干酪根富含类脂物，以含轻碳同位素（δ12C）较多为特征，而陆相腐殖型干酪根、木质素、镜质体等以含重碳同位素（δ13C）较多为特征。有机质类型越好，生烃潜力越高，其碳同位素值越低，反之，则碳同位素值越高［16］。武威盆地武地1井石炭系烃源岩干酪根碳同位素值分布于-23.48‰~-25.63‰之间，平均值为-24.41‰，根据黄汝昌［17］提出的干酪根碳同位素划分有机类型标准，认为δ13C>-25.5‰为Ⅲ型，-27.5‰<δ13C<-25.5‰为Ⅱ2型，在测定的8个样品中，大于-25.5‰的有7个，占比87.5%，仅有1个样品小于-25.5‰，可以确定其有机质类型以Ⅲ型为主，少量为Ⅱ2型。

3.1.3　有机质成熟度

镜质体反射率R O是目前最广泛用于确定有机质成熟度的参数，还可用来判断油气生成带，说明盆地的构造史，其主要受古地温的控制，在地温梯度相同时，与深度的关系取决于埋藏速率［14，20］。在测定的11个烃源岩样品中，R O值最小值为1.11%，最大值为1.39%，均值为1.26%。
目前学者们均认为R O>1.3%时为高成熟，低于该值而大于0.7%时则为成熟，图5（a）为深度与实测R O值频率直方图，可以看出，石炭系烃源岩样品主体处于成熟阶段，部分为高成熟阶段。郭秋麟等［21］在研究大量烃源岩热解实验数据的基础上提出最高热解峰T max也是较好的成熟度参数，且其与R O也有较好的线性关系，其公式为：R O=aT max－b（式中：R O为镜质体反射率；a和b为回归系数，分别为0.018和7.16），经计算实测R O值与计算R O值相差很小，图5（b）是计算得到的R O值频率直方图，与实测R O值具有较好的吻合性。
图5 武地1井石炭系烃源岩R O值频率直方图

Fig.5 R O frequency histogram of Carboniferous source rocks in Well Wudi 1

有机质经历的演化历程的差异，最高热解峰温T max发生有规律的变化，通常情况下随演化程度的增加，T max也随着变大，故该参数也能较好地反映有机质成熟度［20］。统计结果显示，武地1井石炭系烃源岩最高热解峰温T max值分布于455~495 ℃之间，平均值为461.4 ℃，这一结果也佐证了镜质体反射率R O值确定烃源岩处于成熟—高成熟阶段。

3. 2　生物标志化合物特征

3.2.1　正构烷烃及姥鲛烷和植烷特征

武地1井上石炭统太原组、羊虎沟组和靖远组暗色泥页岩可溶有机质中正构烷烃分布完整，碳数分布范围从11~35均有分布，峰型为单峰态前峰型，主峰碳数多数为17，少量为14和18［图6（a），图6（b）］，石炭系烃源岩主体已处于成熟阶段后期，少数样品已进入高成熟阶段，早期生成的高碳数正构烷烃发生裂解向低碳数转化，因此主峰碳数低可能与成熟度较高有关［22-25］；姥植比（Pr/Ph）介于0.60~1.31之间，平均值为0.89；Pr/nC17值分布范围为0.15~0.60，平均值为0.33；Ph/nC18值则分布在0.22~1.23之间，平均值为0.43（表2）。前人研究表明，姥鲛烷和植烷是植醇分别在还原和氧化环境形成，Pr/Ph值可以反映有机质的沉积环境，1<Pr/Ph<2为弱还原—弱氧化环境，Pr/Ph=0.5~1.0为还原环境［22］，据此可知武地1井石炭系暗色泥页岩应形成于海陆过渡相环境中。 n C 21 - / n C 22 +值介于1.74~6.55之间，平均值为2.79，而nC21+22/nC28+29值则分布于3~26.97之间，平均值为6.76，绝大部分数据该值小于5；反映有机质成熟度参数的碳优势指数CPI和奇偶优势比OEP基本上接近1，这表明石炭系烃源岩已经处于成熟—高成熟阶段，与前述的镜质体反射率与岩石最高热解峰温（T max）所得结果较为一致。
图6 武地1井石炭系烃源岩抽提物TIC及甾萜烷质量色谱

注：（a），（c），（e）为深度1 432.5 m处样品，C2 t黑色页岩；（b），（d），（f）为深度1 510.54 m处样品，C2 t黑色页岩

Fig.6 Mass chromatograms of TIC and steroterpane of carboniferous source rocks extracts in Well Wudi 1

表2 武地1井石炭系泥页岩抽提物正构烷烃色谱参数

Table 2 Normal alkane chromatographic parameters of the Carboniferous shale extract of Well Wudi 1

井号 层位 主峰碳 n C 21 - / n C 22 + nC21+22/nC28+29 Pr/Ph Pr/nC17 Ph/nC18 CPI OEP
武地1 C2 t 17 2.42 4.45 1.31 0.28 0.22 1.12 1.02
武地1 C2 t 17 2.52 4.92 0.94 0.32 0.35 1.21 1.01
武地1 C2 t 18 2.16 4.27 0.74 0.45 0.58 1.14 1.03
武地1 C2 t 17 1.74 3.00 1.03 0.40 0.42 1.12 1.06
武地1 C2 t 17 1.87 3.09 0.60 0.60 1.23 1.11 1.10
武地1 C2 t 17 2.43 4.71 0.66 0.21 0.34 1.16 1.02
武地1 C2 t 17 1.79 3.88 0.83 0.32 0.40 1.15 1.05
武地1 C2 t 18 2.79 26.96 0.82 0.27 0.31 1.04 1.04
武地1 C2 t 14 6.55 5.21 1.20 0.15 0.16 1.17 1.06
武地1 C2 y 17 1.97 3.50 0.90 0.36 0.43 1.20 1.03
武地1 C2 j 18 4.43 10.34 0.74 0.24 0.28 1.18 1.09

3.2.2　甾类系列生物标志化合物

武地1井上石炭统3个层位烃源岩抽提物中甾类化合物具有较为一致的特征，孕甾烷和升孕甾烷含量低，而规则甾烷类含量高，（孕甾烷＋升孕甾烷）/ααα20RC29值最小为0.09，最大值为0.15，平均值为0.1。规则甾烷生物构型ααα20RC27、ααα20RC28和ααα20RC29的相对百分含量可以表征有机质的来源［24-26］，一般ααα20RC29含量高时被认为是陆相有机质输入标志，而ααα20RC27含量高时就认为是低等水生动植物来源，故ααα20RC27/C29值可以指示有机质来源。但易传俊等［27］、YANG等［28］、LEWAN等［29］及孙涛等［30］学者研究发现，C27/C29规则甾烷比值会受到热力作用的影响，随着成熟度的增加C29甾烷向C27和C28甾烷转化，故C27/C29值有变大的趋势，特别是当R O>1.5%以上时更为明显。本文石炭系烃源岩样品ααα20RC27/C29分布范围为0.91~0.99，平均值为0.95，两者含量接近，但后者含量相对较高，而源岩处于成熟—高成熟阶段，因热力作用可能使得C27/C29值变大；规则甾烷ααα20RC28含量相对较低，ααα20RC28/C29值介于0.73~0.77之间，平均值为0.75（表3），这3种规则生物构型甾烷C27、C28和C29呈不对称“V”型分布［图6（c），图6（d）］，说明其生物来源为混合型，以高等植物为主，但也有低等水生生物贡献，应该是过渡沉积环境下的产物。反映成熟度的2个参数αααC2920S/（20S+20R）［24-27］和C29ββ/（αα + ββ）的值变化很小，11个样品中前者有9个值为0.41，另外2个值分别为0.43和0.42，而后者其中10个样品值为0.37，仅一个为0.38，表明成熟度已经处于平衡状态，烃源岩位于成熟—高成熟阶段。
表3 武地1井石炭系烃源岩抽提物甾萜烷生物标志物参数

Table 3 Parameters of steroid and terpene biomarkers of Carboniferous source rock extracts in Well Wudi 1

层位 A B C D E F G H I J K L M N O P
C2t 0.41 0.37 0.62 0.37 0.27 0.76 0.95 0.09 0.03 0.69 0.09 1.20 2.80 0.47 0.64 1.87
C2t 0.41 0.37 0.62 0.36 0.28 0.74 0.91 0.09 0.02 0.64 0.06 1.17 2.75 0.46 0.47 1.82
C2t 0.42 0.38 0.62 0.36 0.27 0.77 0.99 0.09 0.02 0.65 0.03 1.28 2.75 0.46 0.43 1.83
C2t 0.41 0.37 0.62 0.36 0.28 0.77 0.95 0.07 0.02 0.64 0.04 1.26 2.76 0.46 0.46 1.86
C2t 0.41 0.38 0.62 0.36 0.28 0.75 0.98 0.09 0.02 0.65 0.03 1.26 2.79 0.47 0.42 1.83
C2t 0.41 0.37 0.61 0.38 0.27 0.75 0.91 0.09 0.02 0.63 0.06 1.18 2.77 0.46 0.43 1.69
C2t 0.41 0.37 0.62 0.36 0.28 0.74 0.94 0.10 0.02 0.65 0.03 1.26 2.78 0.46 0.40 1.89
C2t 0.43 0.37 0.61 0.41 0.22 0.75 0.95 0.15 0.02 0.60 0.05 0.93 2.98 0.47 0.46 1.36
C2t 0.41 0.37 0.62 0.36 0.28 0.75 0.94 0.12 0.01 0.74 0.10 1.46 0.62 0.15 0.43 1.90
C2y 0.41 0.37 0.61 0.40 0.25 0.73 0.95 0.10 0.02 0.62 0.04 1.05 2.94 0.47 0.46 1.61
C2j 0.41 0.37 0.61 0.38 0.27 0.76 0.94 0.12 0.02 0.71 0.10 1.18 2.85 0.47 0.48 1.78

注：A为αααC2920S/（20S+20R）；B为C29ββ/（αα+ββ）；C为C3122S/(22S+22R)；D为Ts/（Ts+Tm）；E为伽马蜡烷/C30藿烷；F为ααα20RC28/C29；G为ααα20RC27/C29；H为(孕甾烷＋升孕甾烷)/ααα20RC29；I为升藿烷指数；J为三环萜烷/藿烷；K为（C19+C20）三环萜烷/藿烷；L为规则甾烷/17（α）；H为藿烷[C29-C33]；M为C29藿烷/莫烷；N为（藿烷+莫烷）C29/C30；O为C30重排藿烷/C29Ts；P为伽玛蜡烷/0.5C31αβ(22S+22R)

3.2.3　萜类系列生物标志化合物

武地1井石炭系烃源岩抽提物中萜烷的含量基本一致，三环萜烷含量相对较少，C19、C20、C21和C23三环萜烷基本呈上升型分布，而藿烷类和莫烷类含量相对丰富［图6（e），图6（f）］，（C19+C20）三环萜烷/藿烷分布范围为0.03~0.1，平均值为0.06，明显具有藿烷类优势。三降新藿烷（Ts）含量低于三降藿烷（Tm），Ts/（Ts+Tm）值十分稳定，在0.36左右；C30藿烷与C29Ts含量较其他藿烷类高，C30重排藿烷含量低，而表征沉积水体含盐量高低［31］的伽马蜡烷含量较为丰富，伽马蜡烷指数—伽玛蜡烷/C30藿烷平均值为0.27，差别不大；也有学者［32］常用伽马蜡烷/0.5C31αβ（22S+22R）值来衡量沉积水体的盐度高低，该值越大沉积环境水体越咸，11个样品该值分布在1.36~1.90之间，平均值为1.76，说明沉积环境为微咸水（表3）。升藿烷指数介于0.01~0.03之间，均值为0.02，（藿烷+莫烷）C29/C30值介于0.15~0.47之间，均值为0.44，热成熟度参数C3122S/（22S+22R）值介于0.61~0.62之间，达到成熟热平衡（表3）。

4 地质意义

总有机碳含量（TOC）和热解生烃潜量（Pg）是评价烃源岩有机质丰度的主要指标［33］。生烃潜力除了与有机质丰度有关外，还与有机质类型、成熟度密切相关。将武地1井所有石炭系烃源岩样品有机质丰度按层位进行统计，根据有机质丰度评价标准，其中太原组TOC为“非”烃源岩的样品仅占全部样品的2.6%，无“差”的烃源岩，“中等”烃源岩占总样品数约为21.1%，“好”及“优”这两个级别的烃源岩占76.3%［图3（a）］，生烃潜量（Pg）整体相对较差，有21%的样品为“好”—“优”质烃源岩［图3（b）］，13.2%的样品为“中等”级别，其余为“差—非”等级。其氯仿沥青“A”和总烃分布规律与生烃潜力具有相似的规律，究其偏低的原因，可能与烃源岩的成熟度有关，若成熟度高则烃源岩中有机质已经生成烃类并发生了运移或岩样经历外界风化破坏所致［14］。靖远组烃源岩样品中有机碳含量为“好—优”等的占44%，“中等”的占20%，其余则为“差—非”级别［图3（a）］；从生烃潜量（Pg）来看，仅有3.9%的样品达到了“中等”，其余则为“差”级别及以下［图3（b）］。
用多种方法确定武地1井石炭系3个不同组暗色泥页岩其有机质类型基本一致，主要为Ⅲ型，其次为Ⅱ2型，而Ⅱ1型有机质很少（图4，表1）。其有机质类型决定了在同等成熟阶段，石炭系烃源岩应该优先生成天然气，可能会生成少量石油［33］。此外，上石炭统太原组、羊虎沟组和靖远组的烃源岩，无论是运用传统的镜质体反射率R O和最高热解峰温T max，还是从生物标志化合物参数如CPI、OEP、αααC2920S/（20S+20R）、C29ββ/（αα+ββ）以及C3122S/（22S+22R）等分析，纵向上看其烃源岩成熟度差别不大（图2，图5），主体处于成熟阶段后期，小部分处于高成熟阶段。
根据烃源岩生烃潜力评价标准［13，33］并综合有机质类型与有机质成熟实验数据可知，上石炭统暗色泥页岩，生烃潜力太原组为“较好—好”（表4），而羊虎沟组和靖远组为“较差”。纵向上看（图2），暗色泥页岩有机碳、Pg、氯仿沥青“A”等反映有机质丰度的参数总体上从上向下这些均由大变小的规律，这也从另一个方面说明靖远组与羊虎沟要比太原组烃源岩级别差、生烃潜力弱。
表4 武地1井石炭系不同层位烃源岩生烃潜力综合评价

Table 4 Comprehensive evaluation of hydrocarbon generation potential of Carboniferous source rocks of different formations of Well Wudi 1

层位 有机质丰度 有机质类型 有机质成熟度 综合评价结果
TOC/% Pg/（mg/g） R O/% T max/℃
C2 t 0.38 ~ 57.3 4.22 ( 38 ) 0.13 ~ 42.29 8.49 ( 38 )

Ⅲ型为主

少量Ⅱ2型

 1.11 ~ 1.39 1.24 ( 9 ) 455 ~ 495 459.3 ( 38 ) 较好—好
C2 y 0.78 ~ 1.56 1.14 ( 3 ) 0.17 ~ 0.84 0.58 ( 3 ) 1.37 460 ~ 477 466 ( 3 ) 较差
C2 j 0.13 ~ 2.52 0.92 ( 50 0.03 ~ 3.45 0.48 ( 50 ) 1.24 457 ~ 498 461 ( 50 ) 较差

注：表中数据为（最小值-最大值）/平均值（样品数）

从有机质丰度、有机质类型和有机质成熟度参数分析，武威盆地北部儿马湖凹陷武地1井石炭系太原组暗色泥页岩是一套“较好—好”烃源岩，生烃潜力大，而羊虎沟组和靖远组的烃源岩生烃潜力较差。鉴于有机质类型和有机质成熟参数，今后研究区的勘探方向应以优先寻找天然气为主，液态石油为辅。

5 结论

（1）武威盆地武地1井石炭系太原组煤系烃源岩为一套“较好—好”烃源岩，而羊虎沟和靖远组为“较差”烃源岩。
（2）武地1井石炭系煤系烃源岩有机质类型以Ⅲ型为主，Ⅱ2型次之，很少有Ⅱ1型，总体上处于成熟—高成熟阶段。
（3）武地1井石炭系烃源岩抽提物中正构烷烃峰型为单峰态前峰型，主峰碳多数为17，姥植比及伽马蜡烷参数均表明其为微咸水的海陆过渡相沉积环境，孕甾烷系列含量低而规则甾烷类含量高，生物构型规则甾烷C27、C28和C29呈不对称“V”型，且C29相对含量大于C27，表明生物来源以高等植物为主，低等水生生物也有贡献；三环萜烷含量少而藿烷类含量高，Ts含量低于Tm含量。
（4）有机质类型和有机质成熟度决定了武威盆地儿马湖凹陷今后的油气勘探应该以寻找天然气为主，液态石油为辅。

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