Characteristics and hydrocarbon generation potential of Upper Paleozoic coal measure source rocks in the southeastern Ordos Basin

  • Zhan SHI , 1, 2 ,
  • Jingzhou ZHAO , 1, 2 ,
  • Xiongwei SUN 3 ,
  • Shi SHI 3 ,
  • Longmei ZHAO 3 ,
  • Jun LI 1, 2
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  • 1. School of Earth Science and Engineering,Xi 'an Shiyou University,Xi 'an 710065,China
  • 2. Shanxi Key Laboratory of Hydrocarbon Accumulation Geology,Xi 'an Shiyou University,Xi 'an 710065,China
  • 3. PetroChina Coalbed Methane Company Limited,Beijing 100028,China

Received date: 2022-12-13

  Revised date: 2023-04-08

  Online published: 2023-09-01

Supported by

The China National Science and Technology Major Special Project(2016ZX05050)

Highlights

In recent years, dozens of tight sandstone gas exploration wells in the southeast of Ordos Basin has tapped industrial gas flows and a pilot area has been developed efficiently, showing this area has a bright exploration and development prospect for tight sandstone gas. It is well-known that good gas source conditions provided by high-quality source rocks, strong hydrocarbon generation pressurization and dynamic conditions for reservoir formation are the fundamental conditions controlling the formation of large tight sandstone gas field, but source rocks in the study area haven’t been investigated systematically. In this work, based on large amount of well logging, mud logging, core, analysis and assay data, geochemical characteristics and planar distribution of coal measure source rocks in southeast of Ordos Basin have been analyzed in detail, logging interpretation model of the total organic carbon content (TOC) of coal measure source rocks have been established, and hydrocarbon generation intensity of the source rocks have been calculated on this basis. The results show that: (1)In the Upper Paleozoic of southeastern Ordos Basin, coal, carbonaceous mudstone and dark mudstone have average TOC contents of 56.2%, 9.6% and 2.4%, respectively.The organic matter type of coal is type Ⅲ, and are all in over-mature dry gas generation stage. (2)On the plane,coal and dark mudstone are widely developed in Benxi Formation and Shanxi Formation and thicken gradually from the northwest to east, while carbonaceous mudstone is thin in the study area. (3)Logging parameters such as GR, AC and DEN matching best with the measured data were picked out to establish TOC logging interpretation models of coal, carbonaceous mudstone and dark mudstone source rocks respectively by using multiple regression method.(4)The Upper Paleozoic source rocks in the southeast of Ordos Basin have higher hydrocarbon generation intensities of (17.6-58.3)×108 m3/km2,with an average of 38.4×108 m3/km2, in which the coal seams have higher hydrocarbon generation intensity than dark mudstone and carbonaceous mudstone units, and the source rocks in the east part has the highest hydrocarbon generation intensity of mainly between (29.2-58.3)×108 m3/km2, on average 42.4×108 m3/km2.

Cite this article

Zhan SHI , Jingzhou ZHAO , Xiongwei SUN , Shi SHI , Longmei ZHAO , Jun LI . Characteristics and hydrocarbon generation potential of Upper Paleozoic coal measure source rocks in the southeastern Ordos Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2023 , 34(9) : 1612 -1626 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.04.001

0 引言

近年来,鄂尔多斯盆地东缘神府、临兴、柳林、大宁—吉县等区块内,上古生界致密气勘探开发取得一系列突破性进展。盆地东南部多口探井已获得工业气流,先导试验区实现效益开发,证实其勘探潜力巨大1
就鄂尔多斯盆地东南部(本文研究区)而言,以往研究认为下二叠统山西组二段三亚段(山2 3亚段)煤系地层是该区块的主力产气层,其气源主要为石炭系—二叠系本溪组、太原组和山西组的煤、炭质泥岩和暗色泥岩2-3,勘探开发实践表明,生烃条件对鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气藏的形成和分布具有十分重要的控制作用2-7。然而,目前对盆地东部特别是东南部上古生界烃源岩的研究还很薄弱。少量论文讨论邻近本文研究区的盆地东缘临兴地区上古生界烃源岩的特征,如宋平等8、胡维强等9认为煤的厚度分布广、有机质含量高,为主力烃源岩。另外,曹跃等10则研究了盆地南部延长气区上古生界的烃源岩特征,认为该区暗色泥岩有机质丰度较高,可能具有良好的生气潜力,特别是本文研究区以往研究多集中在煤层,对于其他分布广厚度大的暗色泥岩生烃潜力并未得到重视,研究区烃源岩测井解释(TOC)模型还尚未得到深入研究。鉴于此,有必要对研究区上古生界烃源岩开展进一步深入研究和全面评价,以期为鄂尔多斯盆地东南部天然气勘探开发决策提供依据。

1 地质背景

研究区构造上位于鄂尔多斯盆地晋西挠褶带南部和伊陕斜坡东南部(图1)。致密气的勘探开发主要集中在区块西部,位于西部斜坡带,地层平缓,构造简单,断层不发育211-12
图1 鄂尔多斯盆地东南部研究区位置(a)(据文献[2]修改)及地层综合柱状图(b)

Fig.1 Study area location(a)(modified according to Ref.[2]) and comprehensive stratigraphic histogram(b) of the southeastern Ordos Basin

研究区上古生界烃源岩主要发育本溪组、太原组以及山西组(图1)。根据实地的岩心观察及测井曲线特征,将研究区的烃源岩划分为煤、炭质泥岩、泥岩。在岩心特征上,煤层颜色为黑色,多以亮煤为主,性脆、轻、易碎、污手、节理发育;炭质泥岩颜色为深灰色至黑色,略污手,岩心可观察到植物根茎、叶片化石;暗色泥岩颜色为灰色至深灰色,较炭质泥岩颜色变浅,不发育层理。
纵向上,煤、炭质泥岩、泥岩分布具有一定的差异(图1)。煤在研究区分布稳定,主要分布在本溪组顶部与山西组中下部,本溪组煤厚度分布在1.6~10.9 m之间,平均厚度为6.2 m,在太原组发育的3套灰岩中零星分布小薄煤,山西组煤厚度分布在0.9~10.6 m之间,平均厚度为5.1 m;炭质泥岩在本溪组平均厚度为1.8 m,太原组平均厚度为1.4 m,山西组平均厚度为8.4 m,可见炭质泥岩主要发育在山西组,本溪组与太原组厚度较薄,厚度不足2.0 m;本溪组发育暗色泥岩,平均厚度为18.3 m,太原组发育暗色泥岩,平均厚度为6.9 m,暗色泥岩在山西组发育较厚,平均厚度为56.9 m。

2 烃源岩地球化学特征

2.1 样品实验信息

实验样品来源于研究区内的16口钻井岩心,笔者共采集样品34块(图1),取样层位分别为本溪组、太原组、山西组,选取煤、泥岩、炭质泥岩3种烃源岩岩性,进行了烃源岩总有机碳含量测定、岩石热解分析、干酪根显微组分鉴定、有机质稳定碳同位素、镜质体反射率测定等实验。这些分析测试工作均在陕西省油气成藏地质学重点实验室完成。其中,烃源岩总有机碳含量测定采用碳硫分析仪 CS744,其测试流程为:先对样品进行预处理,目的是去除样品中的无机碳,再将处理好的样品放入碳硫分析仪CS74,其实验标准参照国家标准《沉积岩中总有机碳测定》GB/T 19145—2022,分析精度为±0.5%。岩石热解分析采用ROCK EVAL 6 热解仪,由氢火焰离子化检测器检测岩样再载气流热解过程中排出的烃;分析S 1时,仪器起始温度为300 ℃,终止温度为300 ℃,恒温时间为3 min;分析S 2时,仪器起始温度为300 ℃,终止温度为600 ℃或800 ℃,恒温时间为1 min;其实验标准参照国家标准《岩石热解分析》GB/T 18602—2012。有机质稳定碳同位素测定采用Thermo Delta V ADVANTAGE 稳定同位素比质谱仪,分析前先燃烧样品,再抽除氧气;当真空度约1 Pa时,停止抽氧,之后进行CO2转移;当真空度达到6 Pa时,CO2转移结束;再抽除杂气,完成样品制备,最后完成质谱分析;其测量精度小于0.004%,分析过程依据国家标准《地质样品有机地球化学分析方法第2部分:有机质稳定碳同位素测定同位素质谱法》GB/T 18340.2—2010。镜质体反射率测定采用显微分光光度计 CRAIC 508PV,其实验标准参照国家标准《沉积岩中镜质体反射率测定方法》SY/T 5124—2012。

2.2 有机质丰度

根据鄂尔多斯盆地东南部煤系烃源岩样品TOC统计分析表明(表1):研究区上古生界本溪组、太原组、山西组煤有机碳含量分布在19.9%~78.0%之间,其中本溪组煤的有机碳含量平均值为62.4%,太原组煤有机碳含量平均值为61.5%,山西组煤平均有机碳含量为44.6%,故纵向上,本溪组煤的有机质丰度高于其上部的太原组与山西组的煤;对于炭质泥岩的样品而言,样品有机碳含量主要分布在6.9%~25.3%之间 ,本溪组、山西组样品的TOC平均含量远高于太原组;本溪组、太原组、山西组泥岩样品的TOC平均含量分别为4.7%、2.7%、2.2%。 研究区样品S 1 +S 2值实测数据统计分析表明(表1):研究区上古生界煤的S 1 +S 2值最高,主要分布于2.5~13.0 mg/g之间,炭质泥岩的S 1 +S 2值分布于0.5~1.9 mg/g之间,暗色泥岩S 1 +S 2值最小,分布于0.2~0.6 mg/g之间。对煤、炭质泥岩和暗色泥岩13有机质丰度进行评价,结果表明:S 1 +S 2TOC呈现一定的正相关关系,煤整体为很好的烃源岩,本溪组炭质泥岩是好烃源岩,太原组炭质泥岩为差烃源岩,山西组炭质泥岩中有80%为中等—好烃源岩、少数为差—中等烃源岩;对于暗色泥岩来说,采取煤系泥岩的评价标准13,结果表明并非所有暗色泥岩的烃源岩品质都低,本溪组以及山西组暗色泥岩中有70%为中等—好的烃源岩,太原组以及山西组暗色泥岩中有15%为中等烃源岩(图2)。
表1 鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤系烃源岩有机质丰度数据

Table 1 Organic matter abundance of Upper Paleozoic coal measure source rocks in southeastern Ordos Basin

层位 岩性 TOC/% S 1+S 2)/(mg/g)
山西组 煤层 19.9 2.5
78 13.01
68.2 10.72
29.3 5.14
炭质泥岩 11.1 1.22
13.5 1.83
7.77 0.62
暗色泥岩 3 0.44
1.85 0.31
3.24 0.52
2.37 0.43
5.89 0.47
2.33 0.45
4.03 0.37
1.71 0.37
2.62 0.4
0.38 0.26
0.38 0.18
0.43 0.26
0.17 0.31
太原组 煤层 63 9.08
60 7.11
48.1 2.66
炭质泥岩 6.87 0.54
暗色泥岩 2.25 0.42
1.68 0.53
3.07 0.34
3.95 0.39
本溪组 煤层 73.3 12.99
47.3 5.60
66.6 7.52
炭质泥岩 25.3 1.87
暗色泥岩 4.7 0.58
图2 鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤和炭质泥岩(a)、暗色泥岩(b)有机质丰度评价

Fig.2 Organic matter abundance assessment of Upper Paleozoic coal and carbonaceous mudstone (a) and dark mudstone (b) in the southeastern Ordos Basin

2.3 有机质类型

2.3.1 干酪根有机质显微组成

据干酪根显微组分镜检结果(表2图3),煤的显微组分是镜质组,不含腐泥组和壳质组;炭质泥岩的显微组分:镜质组含量分布在8%~58%之间,腐泥组和壳质组含量分布在24%~89%之间;暗色泥岩的显微组分中壳质组和腐泥组的含量介于48%~90%之间,而镜质组和惰质组的含量相对于煤、炭质泥岩较低,表明鄂尔多斯盆地东南部干酪根类型总体上具有腐殖型的特征,源岩主要来自陆源高等植物供给,同时还伴有一定量水生生物的输入14-16。其中:本溪组和太原组的炭质泥岩与暗色泥岩的腐泥组、壳质组含量相对山西组偏低为24%~34%;山西组的炭质泥岩与暗色泥岩的腐泥组、壳质组含量整体偏高为48%~89%,表明山西组源岩供给相比于太原组与本溪组有所不同,有一定量水生生物的输入,这一点与前人在山西组岩心中局部观察到一些生物碎屑以及生物扰动虫孔1217的现象较为一致。
表2 鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤系烃源岩干酪根显微组成分析数据

Table 2 Microscopic composition analysis of kerogen of Upper Paleozoic coal measure source rocks in the southeastern Ordos Basin

层位 岩性 腐泥组 壳质组 镜质组 惰质组 干酪根类型指数 有机质类型
山西组 煤层 / / 80 20 -80
/ / 80 20 -80
/ / 80 20 -80
/ / 81 19 -79
炭质泥岩 / 48 38 14 -18
/ 89 8 3 35 2
/ 68 22 10 7 2
暗色泥岩 / 79 15 6 22 2
/ 90 7 3 37 2
/ 48 38 14 -18
/ 72 18 10 12 2
/ 52 36 12 -13
/ 86 9 5 31 2
/ 89 8 3 35 2
/ 91 6 3 38 2
/ 61 26 13 -2
/ 88 8 4 34 2
/ 94 4 2 42 1
/ 75 18 7 17 2
/ 78 15 7 21 2
太原组 煤层 / / 80 20 -80
/ / 75 25 -81
/ / 82 18 -79
炭质泥岩 / 34 46 20 -37
暗色泥岩 / 63 25 12 1 2
/ 78 15 7 21 2
/ 63 25 12 1 2
/ 57 29 14 -7
本溪组 煤层 / / 83 17 -79
/ / 78 22 -81
/ / 79 21 -80
炭质泥岩 / 24 58 18 -49.5
暗色泥岩 / 91 6 3 38 2

注:“/”为没有数据

图3 鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤系烃源岩干酪根显微组分照片

(a)D11井,山西组煤,2 133 m,腐泥组+壳质组:含量0%,镜质组:含量80%, 惰质组:含量20%;(b)B1井,太原组煤,2 362 m,腐泥组+壳质组:含量0%,镜质组:含量82%,惰质组:含量18%;(c)B1井,本溪组煤,2 415.1 m,腐泥组+壳质组:含量0%,镜质组:含量78%,惰质组:含量22%;(d)D5井,山西组炭质泥岩,1 925.2 m,腐泥组+壳质组:含量89%,镜质组:含量8%,惰质组:含量3%;(e)B1井,太原组炭质泥岩,2 369.6 m,腐泥组+壳质组:含量34%,镜质组:46%,惰质组:含量20%;(f)B1井,本溪组炭质泥岩,2 409.8 m,腐泥组+壳质组:含量24%,镜质组:含量58%,惰质组:含量18%;(g)B1井,山西组暗色泥岩,2 330.1 m,腐泥组+壳质组:含量89%,镜质组:含量8%,惰质组:含量3%;(h)B1井,太原组暗色泥岩,2 364.9 m,腐泥组+壳质组:含量57%,镜质组:含量29%,惰质组:含量14%;(i)N3井,本溪组暗色泥岩,2 189.65 m,腐泥组+壳质组:含量91%,镜质组:含量6%,惰质组:含量3%;注:A为镜质体;B为壳质组

Fig.3 Photo of kerogen macerals of Upper Paleozoic source rocks in the southeastern Ordos Basin

为了进一步评价干酪根类型,笔者根据显微组分计算有机质类型指数18,以明确有机质类型。根据计算结果,本溪组、太原组和山西组煤的TI指数分布在-60~-80之间;本溪组和太原组炭质泥岩的TI指数均小于0,山西组炭质泥岩的TI指数主要分布在-20~0、0~40、<80之间;本溪组和太原组的暗色泥岩的TI指数主要分布在0~40和-20~0之间,山西组暗色泥岩的TI指数主要集中在0~40之间,其次在-20~0之间有分布,40~60之间内分布最少(图4)。根据石油天然气行业标准《透射光—荧光干酪根显微组分鉴定》SY/T 5125—2014:当40≤TI<80时划分为Ⅱ1型,40<TI≤0为Ⅱ2型,当TI<0为Ⅲ型。因此,认为研究区各个层位煤、本溪组和太原组炭质泥岩干酪根类型为Ⅲ型;山西组炭质泥岩干酪根类型为Ⅱ2型和Ⅲ型;本溪组暗色泥岩干酪根类型为Ⅱ2型;太原组和山西组暗色泥岩干酪根类型为Ⅱ2型和Ⅲ型,其中山西组的暗色泥岩有少量Ⅱ1型干酪根。
图4 鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤(a)、炭质泥岩(b)和暗色泥岩(c)干酪根类型指数分布直方图和煤(d)、炭质泥岩(e)和暗色泥岩(f)干酪根稳定碳同位素(δ13C)分布直方图

Fig.4 Distribution histograms of kerogen type parameters of Upper Paleozoic in the southeastern Ordos Basin, kerogen type index of coal (a), carbonaceous mudstone (b) and dark mudstone (c) and stable carbon isotope (δ13C) of coal (d), carbonaceous mudstone (e), and dark mudstone (f)

2.3.2 干酪根碳同位素

由于研究区样品的成熟度较高,T max值均大于540 ℃,R O值大于2.0%,所有样品均处于过成熟生气阶段,而干酪根碳同位素δ13C更为稳定,受成熟度作用影响较小,因此可以作为判断有机质类型较为准确的指标19
根据实测结果分析可得(表3):煤的干酪根δ13C值介于-24.6‰~-23.7‰之间,平均为-24.2‰;炭质泥岩的干酪根δ13C值介于-24.4‰~-23.7‰之间,平均为-24.12‰,与煤相差不大;暗色泥岩干酪根δ13C值略微偏低,其干酪根δ13C值介于-26.9‰~-23.5‰之间,平均为-24.2‰(图4)。根据石油天然气行业标准《陆相烃源岩地球化学评价方法》SY/T 5735—199520,腐殖型干酪根的碳同位素值主要分布于-25.5‰~-22.5‰之间,混合型的干酪根的碳同位素值主要分布于-28‰~-25.5‰之间。因此,认为该地区煤、炭质泥岩和暗色泥岩为腐殖型干酪根。
表3 鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤系烃源岩干酪根稳定碳同位素(δ13C)分析数据

Table 3 Stable carbon isotope(δ13C) of Upper Paleozoic coal measure source rocks in the southeastern Ordos Basin

层位 岩性 干酪根稳定碳同位素(δ13C) 有机质类型
山西组 煤层 -23.7
-23.7
-24.2
-24.3
炭质泥岩 -24.3
-24.4
-24.0
暗色泥岩 -23.5
-23.8
-23.6
-23.5
-23.9
-24.3
-23.7
-24.1
-24.1
-23.8
-23.6
-26.9 2
-24.9
太原组 煤层 -23.9
-23.8
-23.8
炭质泥岩 -23.8
暗色泥岩 -25.2
-24.3
-24.2
-23.9
本溪组 煤层 -24.4
-24.6
-24.4
炭质泥岩 -23.9
暗色泥岩 -24.4
这一结果与干酪根类型指数方法确定的有机质类型略有不同,主要体现在暗色泥岩与炭质泥岩的有机质类型上,由于干酪根显微组分含量测定存在一定测量误差,而干酪根碳同位素δ13C值更加稳定。因此,以干酪根碳同位素结果为主,认为鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤系烃源岩类型稳定,母质来源主要为陆生高等植物,总体具有腐殖型特征,山西组暗色泥岩含有少量Ⅱ型干酪根。

2.4 有机质成熟度

有机质成熟度代表烃源岩处于热演化过程中的某一个阶段21,本文采用岩石热解最高峰温(T max)和镜质体反射率(R O)来研究该地区烃源岩有机质成熟度。
基于鄂尔多斯盆地东南部本溪组、太原组、山西组烃源岩样品热解数据统计分析(表4),本溪组样品T max值分布于558~563 ℃之间,平均值为560 ℃,而太原组样品T max值分布于558~564 ℃之间,平均值为560 ℃,略高于山西组样品,山西组样品T max值分布于541~563 ℃之间,平均值为556 ℃;3个层位样品T max值随着深度依次增加,不同层位不同岩性样品T max值整体差异不大(图5),采用张厚福22关于有机质演化程度标准,当T max>490 ℃时,表明烃源岩主体处于过成熟生干气阶段。
表4 鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤系烃源岩有机质成熟度数据

Table 4 Organic matter maturity of Upper Paleozoic coal measure source rocks in the southeastern Ordos Basin

层位 岩性 R O/% T max/℃
山西组 煤层 3.01 559
2.51 557
2.61 558
2.88 558
炭质泥岩 2.57 558
2.32 556
2.85 559
暗色泥岩 2.58 559
2.64 558
2.32 553
2.35 549
2.9 560
2.68 557
2.96 559
2.36 558
2.54 559
2.54 557
2.48 541
2.53 548
2.62 554
太原组 煤层 2.62 559
2.88 560
2.93 559
炭质泥岩 2.96 559
暗色泥岩 2.52 561
2.51 558
2.61 558
3.00 560
本溪组 煤层 2.53 558
2.97 560
3.11 560
炭质泥岩 2.66 559
暗色泥岩 2.68 558
图5 鄂尔多斯盆地东南部上古生界烃源岩R OT max与深度交会图

Fig.5 R OT max vs. depth of Upper Paleozoic source rocks in the southeastern Ordos Basin

镜质体反射率测试结果表明,本溪组R O值分布于2.53%~3.11%之间,平均值为2.80%;太原组样品R O值主要分布于2.51%~3.00%之间,平均值为2.70%;山西组样品R O值分布于2.32%~3.01%之间,平均值为2.60%。根据张厚福22关于有机质演化程度标准,研究区有机质均处于过成熟干气阶段,与苏里格气田、临兴地区、陇东地区5-68-9相比,研究区烃源岩成熟度更高,热演化程度更高。研究区有机质成熟度随深度变化明显(图5),因此可以建立该地区有机质成熟度与深度之间的关系式,从而得到全区有机质成熟度的分布规律,也是为计算生烃强度提供理论基础。
综上所述,结合烃源岩有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度分析认为:本溪组、太原组煤和山西组煤的品质最好,其次是本溪组、山西组的炭质泥岩和暗色泥岩、太原组的暗色泥岩,太原组的炭质泥岩为较差烃源岩。

3 烃源岩有机碳含量(TOC)测井解释模型及厚度平面分布特征

3.1 烃源岩有机碳含量(TOC)测井解释模型

前人研究认为烃源岩在测井上区别于非烃源岩,其测井响应表现为:高放射性强度、低补偿密度、高声波时差、高补偿中子、高电阻率等23-24。因此,可依据测井参数与烃源岩有机碳含量(TOC)之间的关系,建立相应的计算模型。国内学者也提出多个鄂尔多斯盆地不同地区烃源岩有机碳含量(TOC)测井解释模型。如:张成龙等25基于向量机模型,建立了鄂尔多斯盆地盐池地区长7烃源岩有机碳含量(TOC)测井解释模型,在该地区应用效果良好;贺聪等26利用多元回归法和BP神经网络,建立了鄂尔多斯盆地南部延长组的有机碳含量(TOC)解释模型,可以精准地识别连续地层中的TOC值的潜在有效烃源岩;刘瑞等24利用Th/U值结合△LogR模型根据多元回归研究方法确立了太原组—山西组TOC计算模型。因此,本文在前人的研究方法上,结合该地区不同岩性TOC值相差明显,缺少U、Th、K自然伽马能谱测井等特点,展开烃源岩有机碳含量(TOC)计算研究,提出并建立鄂尔多斯盆地东南部本溪组—山西组不同岩性有机碳含量(TOC)测井解释模型,为评价烃源岩有机质丰度及其平面分布特征提供了有效方法。

3.1.1 烃源岩测井响应特征

在测井曲线特征上,研究区煤表现为高声波时差(AC),其值分布在250~398 µs/m之间、低补偿密度(DEN),其值分布在1.3~1.9 g/cm3之间;低自然伽马(GR),其值分布在31~194 API之间。暗色泥岩则是高自然伽马(GR),其值分布在91~358 API之间;中高声波时差(AC),其值分布在185~353 µs/m之间;中低补偿密度(DEN),其值分布在1.9~2.5 g/cm3之间 ;炭质泥岩区别于暗色泥岩,则是其声波时差(AC)值高于暗色泥岩声波时差(AC)的值,其值分布在190~403 µs/m之间。接着,将研究区山西组—本溪组取心段岩心实验分析TOC实测数据与常规测井曲线进行相关性分析,建立烃源岩TOC含量与测井资料间的定量关系模型,对鄂尔多斯盆地东南部上古生界烃源岩与多条测井曲线响应关系比较分析,结果表明(表5图6):煤、炭质泥岩、暗色泥岩的实测TOC在测井响应上有明显的差异,其中煤的TOC与声波时差(AC)呈正相关,相关系数达到0.72,与自然伽马(GR)呈负相关,相关系数达到0.69;炭质泥岩TOC与声波时差(AC)呈正相关,与密度(DEN)呈负相关,相关系数均达到0.65以上;暗色泥岩TOC与声波时差(AC)相关系数达到0.47,与密度(DEN)相关系数达到0.59。
表5 鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤系烃源岩多元回归有机碳含量测井解释模型

Table 5 Log interpretation model of multiple regression organic carbon content of Upper Paleozoic coal source rocks in the southeastern Ordos Basin

岩性 测井参数 TOC测井解释模型 相关系数
单参数 AC TOC=0.067 4×AC+48.627 0.72
GR TOC=-0.161 2×GR+79.713 0.69
CNL TOC=0.423×CNL+48.326 0.21
DEN TOC=-11.709×DEN+88.495 0.27
双参数 AC、GR TOC=0.042 8×AC-0.097 07×GR+63.067 2 0.84
三参数 AC、GR、DEN TOC=0.041 8×AC-0.086 32×GR-3.198 7×DEN+68.431 1 0.84
炭质泥岩 单参数 AC TOC=0.070 8×AC-2.071 2 0.68
GR TOC=-0.166 4×GR+39.594 0.17
CNL TOC=0.288 4×CNL+4.745 2 0.19
DEN TOC=-18.292×DEN+54.183 0.66
双参数 AC、DEN TOC=0.043 02×AC-10.581 4×DEN+27.304 5 0.75
三参数 AC、CNL、DEN TOC=0.043 5×AC+0.067 48×CNL-9.425×DEN+21.917 53 0.73
暗色泥岩 单参数 AC TOC=0.038 9×AC-6.543 0.47
GR TOC=0.012 1×GR+0.633 9 0.10
CNL TOC=0.082 9×CNL+0.118 7 0.33
DEN TOC=-4.158 8×DEN+12.91 0.59
双参数 AC、DEN TOC=0.014 84×AC-3.112 65×DEN+6.896 74 0.60
三参数 AC、CNL、DEN TOC=0.014 54×AC+0.004 31×CNL-3.018 94×DEN+6.617 2 0.60
图6 鄂尔多斯盆地东南部上古生界烃源岩的测井参数与实测TOC关系

(a)、(b)为煤实测TOC与测井参数关系;(c)、(d)为炭质泥岩实测TOC与测井参数关系;(e)、(f)为暗色泥岩实测TOC与测井参数关系

Fig.6 Relationship between logging parameters and measured TOC of Upper Paleozoic source rocks in the southeastern Ordos Basin

3.1.2 多元回归有机碳含量测井解释模型

为了精细解释烃源岩有机碳含量,需要构建多元回归模型,在将实测TOC与各种测井参数进行相关性分析的基础上,筛选出与实测TOC相关性较好的几个参数,而后使用Origin软件进行数据回归,以烃源岩实测TOC数据为因变量,其对应的测井曲线值为自变量,分别建立煤、炭质泥岩、暗色泥岩进行多元预测模型。
结果表明(表5):煤的TOC与声波时差(AC)、自然伽马(GR)二元回归关系好,相关系数达到0.84,与声波时差(AC)、自然伽马(GR)、密度(DEN)三元回归相关系数达到0.84;炭质泥岩的TOC与声波时差(AC)、密度(DEN)二元回归关系好,相关系数达到0.75,与声波时差(AC)、密度(DEN)、补偿中子(CNL)三元回归相关系数达到0.73;暗色泥岩TOC亦与声波时差(AC)、密度(DEN)二元回归关系好,相关系数较炭质泥岩的二元回归相关系数有所减少为0.6,其三元回归与声波时差(AC)、密度(DEN)、补偿中子(CNL)回归关系好,相关系数为0.6。由于二元回归分析与三元回归分析相关系数相差不大,为了减少更多的自变量对计算TOC时的影响,故选用二元回归模型对研究区烃源岩有机碳含量测井解释,其具体公式如下:
煤:TOC=0.042 8×AC-0.097 07×GR+
63.067 2
炭质泥岩:TOC=0.043 02×AC-10.581 4×
DEN+27.304 51
暗色泥岩:TOC=0.014 84×AC-3.112 65×
DEN+6.896 74
根据上述公式对145口井开展实际运算,并将计算结果与实测TOC(共计61个数据)进行对比,结果发现除去少数点误差相对较大,其余数据点相关性较好,预测TOC与实测TOC整体一致性较好(图7)。以实测TOC数据作为参考依据,统计预测TOC的绝对误差与相对误差(表6),发现预测TOC的绝对误差平均为14.6%,最小值为0.1%。因此,该模型具有良好的适用性和可靠性。
图7 鄂尔多斯盆地东南部上古生界烃源岩实测与多元回归计算TOC对比

Fig.7 Comparison of TOC between measured and multiple regression calculations of Upper Paleozoic source rocks in the southeastern Ordos Basin

表6 研究区预测TOC与实测TOC误差分析

Table 6 Error analysis of predicted TOC and measured TOC of Upper Paleozoic source rocks in the southeastern Ordos Basin

岩性 实测TOC/% 预测TOC/% 绝对误差
60.00 63.96 6.6
68.20 68.14 0.1
63.00 61.68 2.1
78.00 77.91 0.1
48.10 46.27 3.8
73.30 76.96 5.0
66.60 61.65 7.4
47.30 50.35 6.4
87.00 77.71 10.7
69.75 71.96 3.2
71.91 76.57 6.5
炭质泥岩 10.44 13.86 32.8
11.53 13.17 14.3
22.32 18.50 17.1
26.70 23.66 11.4
26.70 21.76 18.5
14.82 19.71 33.0
6.87 9.43 37.3
7.77 5.33 31.4
13.50 11.07 18.0
11.10 8.90 19.8
27.60 25.26 8.5
29.30 30.62 4.5
暗色泥岩 2.62 2.25 14.0
1.85 1.67 9.8
3.02 1.99 34.1
2.37 1.86 21.6
2.33 1.94 16.6
2.25 2.56 13.9
4.70 3.39 27.9
3.07 2.43 21.0
2.59 2.72 5.1
1.86 2.01 7.9
1.72 1.95 13.4
1.59 1.93 21.0
1.60 1.93 21.3
1.94 1.90 1.7
1.75 1.55 11.8
2.90 1.93 33.3
2.32 1.91 17.8
2.05 1.94 5.4
1.62 1.98 22.3
2.07 2.29 10.9
6.59 5.72 13.1
6.35 5.71 10.0
2.07 1.84 11.4
1.53 1.91 24.8
2.11 1.84 12.9
1.83 1.94 6.1
2.12 2.03 4.1
1.56 1.40 10.3
1.42 1.14 20.2
0.79 1.09 38.3
1.85 1.77 4.3
1.86 1.75 6.1
1.89 1.77 6.2
2.02 1.89 6.3
2.92 2.33 20.3
1.80 2.24 24.8
1.24 1.65 33.5
2.91 2.60 10.6

3.2 厚度平面分布特征

鄂尔多斯盆地东南部烃源岩的类型主要为煤、炭质泥岩和泥岩。利用建立的TOC测井解释模型对大宁—吉县区块上古生界煤系烃源岩进行评价:平面上,煤层在鄂尔多斯盆地东南部稳定发育,总厚度达2.9~18.9 m,平均值为11.5 m,东区煤层厚度整体大于13.0 m,局部煤层厚度大于16.0 m,少数地区煤层厚度小于10.0 m;北区煤层厚度较东区煤层厚度较薄,其厚度分布在9.0 ~11.0 m之间,局部地区煤层厚度大于11.0 m;南区煤层厚度分布在7.0~9.0 m之间,局部地区煤层厚度小于7.0 m;整体来看:煤层厚度呈现为东区厚、北区较厚、南区薄的特征(图8)。平面上泥岩分布也较为广泛,炭质泥岩局部发育厚,其暗色泥岩和炭质泥岩总厚度达65.7~127.0 m,平均值为94.0 m。北区泥岩与炭质泥岩厚度较厚,厚度分布在104.0~108.0 m之间,局部厚度小于100.0 m;南区泥岩与炭质泥岩厚度主要分布在92.0~104.0 m之间,局部厚度小于92.0 m,较北区厚度较薄(图8)。
图8 鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤系煤(a)、暗色泥岩和炭质泥岩(b)厚度等值线

Fig.8 Contour map of Upper Paleozoic coal (a), dark mudstone and carbonaceous mudstone (b) thickness in the southeastern Ordos Basin

4 生烃潜力

4.1 生烃强度计算

生烃强度是根据煤、炭质泥岩、暗色泥岩等烃源岩的累计厚度、总有机碳(TOC)含量、有机质类型、有机质成熟度而得到的能够反映某研究区天然气勘探潜力的综合性指标。一般认为生烃强度与油气资源关系密切,可以利用生烃强度来评估该地区的天然气勘探潜力。
依据石油与天然气行业标准中生烃强度的计算方法,结合前人8-922对鄂尔多斯盆地的研究,选取研究区烃源岩的生烃强度计算公式为:
G = H × ρ s o u r c e   r o c k × T O C   r × 10 - 3
式中:G为烃源岩生烃强度,108 m3/km2H为烃源岩厚度,m,根据对研究区井测井解释而得;ρ source rock为烃源岩的密度,g/cm3,通过各个岩性的测井曲线读取;TOC为有机碳含量,%,根据测井相关曲线所得到的公式计算;r为产气率,m3/tTOC,根据前人对鄂尔多斯盆地煤、炭质泥岩和泥岩的热压模拟试验得到7

4.2 结果分析

结果表明(表7图9),东区总生烃强度最大,南区和北区生烃强度略低,但仍有部分区域生烃强度高。其中煤的生烃强度远超于炭质泥岩和暗色泥岩,煤的生烃强度最大达到53.1×108 m3/km2,而炭质泥岩的生烃强度最大值仅达到9.9×108 m3/km2,暗色泥岩的生烃强度最大值仅达到5.7×108 m3/km2。东区煤的生烃强度最大,生烃强度平均值达到34.7×108 m3/km2;南区煤的生烃强度平均值为20.3×108 m3/km2,北区煤的生烃强度略大于南区,其平均值为27.8×108 m3/km2。南区与北区的炭质泥岩的生烃强度大于东区炭质泥岩的生烃强度,其中南区炭质泥岩的平均值为4.6×108 m3/km2,北区炭质泥岩的平均值为4.4×108 m3/km2,东区炭质泥岩的平均值为3.9×108 m3/km2。暗色泥岩的生烃强度的特征也与炭质泥岩的生烃强度特征一致。而东区生烃强度最高,其总生烃强度介于(29.2~58.3)×108 m3/km2之间,平均值为42.4×108 m3/km2;而北区总生烃强度略低于东区,总生烃强度分布在(30.8~41.9)×108 m3/km2之间,平均值为37.2×108 m3/km2;南区总生烃强度分布在(17.6~48.0)×108 m3/km2之间,平均值为28.8×108 m3/km2表7)。
表7 鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤系烃源岩生烃强度

Table 7 Hydrocarbon generation intensity of Upper Paleozoic coal source rocks in the southeastern Ordos Basin

井区 生烃强度/(108 m3/km2
炭质泥岩 暗色泥岩 累计
东区 ( 18.6 ~ 53.1 ) 34.7 ( 0 ~ 9.6 ) 3.9 ( 2.4 ~ 5.7 ) 3.8 ( 29.2 ~ 58.3 ) 42.4
南区 ( 11.8 ~ 33.5 ) 20.3 ( 2 ~ 7.5 ) 4.6 ( 2.8 ~ 5.4 ) 4.1 ( 17.6 ~ 48.0 ) 28.8
北区 ( 21.8 ~ 32.0 ) 27.8 ( 1.2 ~ 9.9 ) 4.4 ( 3.4 ~ 5.7 ) 4.7 ( 30.8 ~ 41.9 ) 37.2
图9 鄂尔多斯盆地东南部上古生界煤系烃源岩总生烃强度等值线

Fig.9 Contour map of total hydrocarbon generation intensity of Upper Paleozoic coal source rocks in the southeastern Ordos Basin

4.3 勘探指导意义

对于鄂尔多斯盆地东部尤其是东南部上古生界烃源岩研究较为薄弱,缺乏对盆地东南部上古生界烃源岩的详细刻画。本文对鄂尔多斯盆地东南部本溪组、太原组和山西组烃源岩进行了全面客观的评价:本溪组—山西组煤和炭质泥岩生烃潜力大,暗色泥岩分布广厚度大,有机质丰度达到中等—好,其生烃潜力值得重视;首次提出了研究区煤、炭质泥岩和暗色泥岩的TOC测井解释模型,为进一步在平面上预测优质烃源岩提供了理论支撑。研究区气源条件充足,东区煤层生烃强度最大,其总生烃强度也最大,南区和北区生烃强度略低,但仍有部分区域生烃强度高,因此除了研究区东区,南区与北区部分生烃强度高的区域也可作为进一步勘探与开发的地区。
: ( 18.6 ~ 53.1 )   34.7 = ( 最小 最大 )   平均

5 结论

(1)研究区煤、炭质泥岩为好—很好烃源岩,暗色泥岩为中等—好烃源岩;有机质类型为Ⅲ型干酪根;烃源岩T max值均大于540 ℃,R O值普遍大于2.0%,处于过成熟生干气阶段。
(2)基于多元回归法,建立研究区TOC测井解释模型,在此基础上计算了研究区上古生界煤系烃源岩厚度,煤层主要发育在本溪组和山西组,全区呈现为东区厚、北区较厚、南区薄的特征;暗色泥岩与炭质泥岩主要分布在本溪组和山西组。
(3)研究区上古生界煤系烃源岩生烃强度大,东区累计生烃强度最大,北区次之,南区最小,其中东区煤层生烃强度最大,而南区与北区的炭质泥岩和暗色泥岩的生烃均强度大于东区炭质泥岩的生烃强度。
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Outlines

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