Natural Gas Geoscience >

2025 , Vol. 36 >Issue 10: 1826 - 1838

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2025.04.019

The organic facies types and distribution characteristics of source rocks from the Upper Xiaganchaigou Formation in the Yingxiongling area， Qaidam Basin

  • Rujiao CHENG , 1, 2 ,
  • Feiyu WANG , 1, 2 ,
  • Yan CHEN 3 ,
  • Jing ZHANG 3 ,
  • Kunyu WU 3 ,
  • Na ZHANG 3 ,
  • Haoting XING 3 ,
  • Liben DENG 3 ,
  • Zhenhua LU 3
Expand
  • 1. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting，China University of Petroleum （Beijing），Beijing 102249，China
  • 2. College of Geosciences，China University of Petroleum （Beijing），Beijing 102249，China
  • 3. Research Institute of Exploration and Development PetroChina Qinghai Oilfield Company，Dunhuang 736202，China

Received date: 2025-04-15

  Revised date: 2025-04-29

  Online published: 2025-05-15

Supported by

The Project of Research Institute of Exploration and Development, PetroChina Qinghai Oilfield Company(Yan2022-Kantan-Jishu-23)

Fold

Abstract

The Upper Xiaganchaigou Formation in Yingxiongling area is an important exploration target for unconventional shale oil and gas resources in the Qaidam Basin. To address issues such as the strong heterogeneity of source rocks and the unclear spatial distribution of high-quality source rocks， this study， based on organic facies classification and source rock logging evaluation， delineates the thickness and spatial distribution of different organic facies source rocks in the upper Xiaoganchigou Formation. The results show that the upper Xiaganchaigou Formation primarily develops D/E and C organic facies source rocks. The source rocks of organofacies D/E exhibit a low organic matter abundance， with total organic carbon （TOC） ranging from 0.4% to 1%， and hydrogen index （I H） ranging from 200 to 400 mgHC/gTOC. The main organic macerals of organofacies D/E include vitrinite and mineral-bituminous groundmass， and the kerogens are mostly type Ⅱ2. Organofacies D/E are widely distributed in the Yingxiongling and surrounding areas， particularly in the Yingxi and Yingzhong regions， with a thickness of up to 500 m. The source rocks of organofacies C have higher organic matter abundance， with TOC greater than 1% and I H generally higher than 400 mgHC/gTOC， they are rich in telalginite and lamalginite， and the kerogens are primarily type Ⅰ-Ⅱ1. Organofacies C are mainly distributed in the Yingxi and Yingzhong areas， with a thickness of up to 100 m. Organofacies C are almost undeveloped in areas east of Yingxiongling， such as Xiaoliangshan， Nanyishan， and Youquanzi. Most of the crude oil discovered is low-sulfur oil， which indicates that the source rock is mainly low-sulfur kerogen. This study lays a foundation for the evaluation of conventional and unconventional oil and gas resources in Yingxiongling area.

Key words： Qaidam Basin; Yingxiongling area; Upper Xiaganchaigou Formation; Organic facies; Source rock logging evaluation

Cite this article

Rujiao CHENG , Feiyu WANG , Yan CHEN , Jing ZHANG , Kunyu WU , Na ZHANG , Haoting XING , Liben DENG , Zhenhua LU . The organic facies types and distribution characteristics of source rocks from the Upper Xiaganchaigou Formation in the Yingxiongling area， Qaidam Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2025 , 36(10) : 1826 -1838 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2025.04.019

0 引言

有机相概念起源于煤岩学，最初用于研究煤相的原始成因类型［1］。随着研究范围的扩大，有机相的研究并不局限于聚集有机质煤，而是逐渐扩大到分散有机质［2］。ROGERS［3］最先在第十届世界石油大会（WPC）上明确提出有机相的概念并应用到石油勘探中，他认为有机相即有机质的类型和数量，以及有机质来源和沉积环境的综合特征，根据显微组分组成将有机相分为5类：开阔海藻质相、陆棚无定形相、三角洲草本相、木质相及煤质相，并初步建立了有机相、成熟度和产油气性质之间的大致关系。JONES等［4］强调有机相是一个可制图的岩石单位，不考虑沉积岩的无机面貌，根据有机质特征区别于相邻的岩石单位，综合沉积特征（沉积环境、沉积结构和构造）、有机岩石学（有机显微组分）和有机地球化学特征（H/C原子比、热解参数）划分出A、B、B—C、C及D共5个有机相，此方案的划分标志更明确，有机相类型也更具体。PEPPER等［5］提出了基于干酪根生烃动力学的有机相划分方案，按沉积环境和有机质生物组成将烃源岩分为A、B、C、D/E及F共5类有机相，各个有机相的初始氢指数（I HO）和S/C原子比值或S含量有明显区别，这一分类同时给出了各个有机相对应的生油和生气动力学参数，结合有机成熟度和热历史，可以快速定量评价不同有机相烃源岩的油气生成量和油气性质，这一分类方案在石油工业界得到广泛应用。有机相划分的目的主要有两点：①建立烃源岩有机相和油气性质的关系；②明确不同有机相（有机质类型和丰度）烃源岩的厚度，这是成因法计算油气资源量的基础。
柴达木盆地西部地区为一新生代咸化湖盆，由于勘探初期探井揭示的烃源岩较差，一度被认为烃源岩钙质含量高，有机质丰度低［6］，这与柴西地区已探明的油气储量规模不符。直到近几年在柴西坳陷的尕斯库勒地区［7］以及干柴沟地区［8］的下干柴沟组上段（E3 2）钻揭了高丰度的烃源岩，并在英雄岭地区E3 2实现了页岩油勘探的重大突破，证实了优质烃源岩的存在。但英雄岭地区E3 2厚度大，约为1~2 km，烃源岩非均质性强，高丰度烃源岩与低丰度烃源岩频繁交互，有机相变化快，目前对优质烃源岩的规模和空间展布仍不清楚。笔者基于PEPPER等［5］的有机相划分方案，依据烃源岩有机相和I H—TOC的关系，建立了柴达木盆地英雄岭地区古近系下干柴沟组上段（E3 2）烃源岩有机相划分的简化标准，进一步通过烃源岩测井评价结合沉积相资料预测了研究区不同有机相烃源岩的厚度和空间展布，为英雄岭地区油气资源评价工作奠定了基础，具有指导油气勘探和开发的现实意义。

1 区域地质概况

柴达木盆地位于中国青海省西北部，四周被昆仑山脉、祁连山脉与阿尔金山脉所环绕，是青藏高原东北部的大型新生代山间盆地。自古—新生代以来，柴达木盆地主要经历了4期构造演化阶段：海西期台缘裂陷、燕山期断坳复合、早喜马拉雅期挤压坳陷及晚喜马拉雅期挤压隆升［9］。根据主要油气勘探区域的分布和构造特征，将盆地划分为5个一级构造单元，分别是柴西坳陷、阿尔金山前带、柴北坳陷、柴东坳陷及德令哈隆起［10］［图1（a）］。目前已发现的油气资源主要分布在柴西坳陷，页岩油勘探区主要位于柴西坳陷中部的英雄岭构造带［图1（b）］。
图1 研究区地理位置和地层综合柱状图

（a）柴达木盆地构造单元划分图（据文献［10］修改）；（b）英雄岭地区E3 2—K17反射层构造图；（c）英雄岭地区地层综合柱状图（据文献［8］修改）

Fig.1 Geographical location and comprehensive stratigraphic column of the study area

英雄岭构造带形成于中—晚喜马拉雅期的大型断裂—背斜复合构造，其构造样式自西向东变化显著，由于塑性盐岩层的存在，英西—英中纵向上表现为“双层结构”，而英东不发育盐岩层，其构造样式相对简单［11］。英雄岭地区主要发育5套地层，自下而上分别是古新统—始新统路乐河组（E1+2）、始新统下干柴沟组下段（E3 1）、渐新统下干柴沟组上段（E3 2）、渐新统—中新统上干柴沟组（N1）及中新统下油砂山组（N2 1）［8］。E1+2沉积于滨湖环境，岩性上由泥质粉砂岩、砾状砂岩及泥质白云岩组成；E3 1沉积于浅湖环境，岩性上由泥质白云岩、泥质粉砂岩、泥岩及白云质泥岩组成；E3 2下部沉积于半深湖和深湖环境，发育暗色的富有机页岩，黏土质页岩、灰云质页岩与粉砂岩频繁互层，上部沉积于干旱的咸水湖环境，由泥灰岩、钙质泥岩、含石膏泥岩及盐岩组成；N1沉积于浅湖和半深湖环境，岩性上主要由泥岩、粉砂岩和碳酸盐岩组成；N2 1沉积于滨浅湖环境，主要发育粉砂岩和泥岩［图1（c）］。
英雄岭地区页岩油勘探层位于下干柴沟组上段（E3 2），由于E3 2厚度大且岩性差异显著，被分为6个（I、II、III、IV、V、VI）油层组［图1（c）］。其中IV、V、VI油层组发育暗色富有机质页岩以及砂岩、碳酸盐岩夹层，具有强烈的非均质性，是很好的烃源岩和非常规储层；I、II、III油层组发育钙质泥岩和灰云岩，以及横向上连续的盐岩层，是很好的区域盖层和非常规储层。中国石油青海油田分公司前期主要在英雄岭地区部署了一些直井，对E3 2各油层组压裂试油，在II、IV、V、VI油层组获得工业油流。同时也开展了水平井压裂试验，如该地区第一口水平井——柴平1井累计产油超万吨，证实了英雄岭地区页岩油具备稳产能力。

2 烃源岩有机相分类

PEPPER等［5］的有机相划分方案提供了5种有机相对应的生烃动力学参数，因此受到石油工业界和研究人员的广泛使用。王飞宇等［12］在此基础上，修订了有机相划分方案，与之不同的是补充了湖相烃源岩中的高硫干酪根的有机相，这不仅是因为高硫的咸水湖相烃源岩其生烃动力学特征与海相碳酸盐岩A相类似，并且进一步明确了不同有机相烃源岩的初始氢指数范围（表1）。本文基本沿用此方案，该方案的主要分类指标包括沉积环境、有机显微组分、硫含量和初始氢指数。
表1 沉积盆地烃源岩有机相分类(据文献[5,12]修改)

Table 1 Organic facies classification of source rocks in sedimentary basins (modified from Refs.[5,12])

有机相 沉积环境描述 主要有机显微组分 硫含量 I HO/（mgHC/gTOC） 典型产物
A 海相或咸水湖相，富含碳酸盐岩/蒸发盐岩 藻类体 高 400~800（650） 高硫油，API为15°~35°
B 海相，富黏土质矿物 藻类体 中 400~800（600） 正常油，API为15°~35°
C 淡水和微咸水湖相 藻类体 低 400~800（650） 低硫油，API为25°~40°
D/E 陆源沉积，滨浅湖环境 源于高等植物的壳质组（孢子体、角质体、树脂体等）和镜质组 低 200~400（330）

轻质油和凝析油气，

API为40°~50°

F 陆源沉积，氧化环境 镜质组和惰质组 低 100~200（158） 天然气

注：100~200（158）代表最小值—最大值(平均值)； I HO为原始氢指数

2.1　沉积环境和硫含量

之所以强调湖相烃源岩中的有机质硫含量，是因为干酪根中硫含量的高低直接影响烃源岩的生烃动力学行为，是有机相划分的重要参考依据之一。通常认为高硫干酪根的生烃活化能低于低硫干酪根，其生油窗门限温度也更低，主生油峰出现更早，排烃更早，产物多为低成熟、富沥青质的高硫重质油［5，13-14］。典型高硫干酪根的S/C原子比值通常大于0.04，典型高硫油的硫含量大于2%，如来自美国加利福尼亚州San Joaquin盆地的Monterey组高硫油和烃源岩［15］［图2（a）］。我国目前已报道的高硫烃源岩或高硫油存在于江汉盆地潜江凹陷［16］，渤海湾盆地莱州湾凹陷［17］、晋县凹陷［18］、沾化凹陷［19-20］、黄河口凹陷［21-22］、东营凹陷［23］以及河套盆地临河坳陷［24-25］。这些高硫原油和烃源岩大多形成于咸水或盐湖环境，岩性上以碳酸盐岩和蒸发岩为主，且烃源岩中残留烃含量较高，发现的油气以成熟度低、硫含量高为特点，因此咸化湖相烃源岩在未熟—低熟阶段生油生烃的“特殊性”在中国受到广泛关注。柴达木盆地英雄岭地区古近系下干柴沟组上段虽为寒冷干旱的咸化湖盆沉积［26］，但事实上其暗色富有机页岩主要发育在E3 2下部，形成于半深湖—深湖环境［图1（c）］。英雄岭及其周边地区已发现的原油数据［27］表明其API值介于25°~50°之间，油质偏轻，原油硫含量介于0.01%~1%之间，属于低硫油［图2（b）］，与江汉盆地、渤海湾盆地、河套盆地及San Joaquin盆地等地区的油质偏重的高硫油有明显区别［图2（a）］。虽然也有学者［8，28］认为柴达木盆地古近系—新近系烃源岩残留烃含量高，具有可溶有机质早期生烃、不溶有机质（干酪根）晚期生烃的特点，但是在英雄岭甚至整个柴达木盆地并没有发现大规模的高硫油，且油质偏轻，表明英雄岭地区烃源岩主要为低硫干酪根，其特殊的生烃模式还有待商榷，排除有机相为A相的可能。
图2 典型盆地原油API—硫含量特征对比

（a）典型盆地原油API—硫含量交会图（数据据文献［15-24， 27］）；（b）图2（a）中柴西坳陷原油数据点的放大

Fig.2 Comparison of API and sulfur content of crude oil in typical basins

2.2　 I H—TOC的协变关系

氢指数（I H）的高低代表了干酪根的富氢程度，直接决定了干酪根质量的好坏，因此I H是划分烃源岩有机相和干酪根类型的重要指标。全球的烃源岩实际数据表明，无论是湖相烃源岩和海相烃源岩，还是煤系油源岩，I H与总有机碳含量（TOC）存在明显相关性［12］，尤其是在未熟—低熟烃源岩中非常明显（排除成熟度对I H和TOC的影响），I H通常随TOC值的增加而增加，最后趋于平衡。值得注意的是，在不同盆地或地层，I H相似的优质烃源岩可能对应着不同的TOC区间。例如，同样是I H值高于600 mgHC/gTOC的优质烃源岩，对于鄂尔多斯盆地长7段烃源岩需要TOC值大于5%，对于渤海湾盆地东营凹陷的沙三段烃源岩需要TOC值大于3%，对于松辽盆地的青一段烃源岩需要TOC值大于2%，然而对于柴达木盆地英雄岭地区下干柴沟组上段烃源岩，当TOC值仅大于1%时，其I H值就已经高达600 mgHC/gTOC（图3）。
图3 典型盆地烃源岩I H—TOC特征对比（数据据文献［8，12］）

Fig.3 Comparison of I H and TOC characteristics of source rocks in typical basins （data is cited from Refs.［8，12］）

英雄岭及其周边地区的E3 2烃源岩数据集表明，当TOC值大于1%时，I H值普遍大于400 mgHC/gTOC，按照有机相划分标准（表1），属于C相烃源岩；当TOC值小于0.4%时，I H值普遍低于200 mgHC/gTOC，属于F相烃源岩；当TOC值介于0.4%~1.0%之间时，I H值介于200~400 mgHC/gTOC之间，属于D/E相烃源岩（图4）。其中F相烃源岩为气源岩，考虑到前人研究以及油公司的评价标准认为柴西地区E3 2烃源岩TOC值下限为0.4%［6，27，29］，柴西地区F相烃源岩由于有机质丰度太低，对油气贡献量不大，因此在对研究区有机相划分时主要分为C相和D/E相烃源岩。
图4 英雄岭及其周边地区E3 2烃源岩I H—TOC散点图（a）和箱型图（b）

Fig.4 Scatter diagram （a） and box diagram （b） of I H versus TOC from the E3 2 source rocks in Yingxiongling and its surrounding areas

2.3　有机岩石学特征

烃源岩的有机岩石学特征直接反映了生烃母质组成，是有机相划分的重要指标之一。柴2-4井和柴10井是英雄岭页岩油典型井，钻揭了E3 2页岩岩心，采集不同岩相的岩心样品，垂直于层理切割岩心，并单面抛光制成全岩薄片，使用带有油浸物镜的莱卡显微镜分别在荧光和反射光下观察，可以直观地观察到英雄岭地区E3 2烃源岩有机显微组分主要由层状藻类体和结构藻类体组成，含少量镜质体，壳质组和惰质组极少见，大部分烃源岩样品具有荧光背景，含矿物沥青基质（图5）。且随着TOC值和I H值的降低，样品中镜质体含量逐渐增加，藻类体含量逐渐降低，此外，不同岩相的有机岩石学特征差异明显，总体来看，纹层状黏土质页岩富含层状藻类体，纹层状灰云质页岩富含结构藻类体，这2种岩相明显具有更高的TOC值和I H值［图5（a）—图5（c）］；而层状云灰岩或层状灰云岩以矿物沥青基质（含碎屑类脂体和星点状藻类体）和镜质体为主，TOC值和I H值较低［图5（d），图5（e）］；块状砂岩含少量镜质体，有机碳含量太低，为非烃源岩［图5（f）］。当然这种岩相和有机岩石学特征的关系还需大量样品验证才能在英雄岭地区推广。
图5 英雄岭地区E3 2烃源岩全岩样品有机岩石学特征

（a）柴10井，E3 2，2 342.7 m，纹层状黏土质页岩，荧光；（b）柴2-4井，E3 2，2 819.9 m，纹层状灰云质页岩，荧光；（c）柴2-4井，E3 2，2 822.1 m，纹层状黏土质页岩，荧光；（d）柴2-4井，E3 2，2 817.0 m，层状云灰岩，荧光；（e）柴2-4井，E3 2，2 817.6 m，层状云灰岩，反射光；（f）柴10井，E3 2，2 323.9 m，块状砂岩，反射光

Fig.5 Organic petrological characteristics of whole rock samples from E3 2 source rock in the Yingxiongling area

有机碳和热解数据也表明随着TOC值和I H值的降低，浮游藻类输入逐渐降低，而陆源有机质输入逐渐增加，干酪根类型变差，英雄岭地区E3 2烃源岩干酪根类型主要为I—II型（图6）。英雄岭地区C相烃源岩为I—II1型干酪根，富含层状藻类体和结构藻类体，D/E相烃源岩为II2型干酪根，主要含矿物沥青基质（含碎屑类脂体和星点状藻类体）和镜质体（图5，图6）。
图6 英雄岭及其周边地区E3 2烃源岩I H—T max交会图

Fig.6 Plot of I H versus T max from E3 2 source rocks in Yingxiongling and its surrounding areas

2.4　简化的有机相划分方案

从湖泊有机质的沉积学原理上说，凹陷中心有机质主要源于浮游藻类，陆源有机质输入较少，沉积速率低，有利于形成高TOC—I H的烃源岩，干酪根类型较好，而近物源区，陆源有机质输入较多，沉积速率快，从而形成低TOC—I H的烃源岩，干酪根类型较差。因此，I H和TOC的协变关系是定量划分有机相的基础。综合沉积环境、硫含量、有机岩石学特征及I H—TOC等特征，建立研究区依靠I H—TOC的协变关系划分有机相的简化标准（表2）。在英雄岭地区E3 2中，I H值高于400 mgHC/gTOC、TOC值高于1%的烃源岩为C相烃源岩；I H值介于200~400 mgHC/gTOC之间、TOC值介于0.4%~1%之间的烃源岩为D/E相烃源岩。C相烃源岩通常形成于微—中咸水的半深湖—深湖环境，富含藻类体，为低硫干酪根，其产物多为低硫的正常油；而D/E相烃源岩通常形成于微—中咸水的滨湖—浅湖环境，主要含矿物沥青基质（含碎屑类脂体和星点状藻类体）和镜质体，其产物多为低硫的轻质油和凝析油气（表2）。
表2 英雄岭地区基于TOC—I H协变关系划分E3 2烃源岩有机相的简化方案

Table 2 Simplified scheme of organic facies division of E3 2 source rocks based on covariant relationship of TOC versus I H in Yingxiongling area

有机相 简化指标 其他特征
TOC/% I H/（mgHC/gTOC） 沉积环境描述 主要有机显微组分 硫含量 典型产物
C ≥1.0 ≥400

微—中咸水

半深湖—深湖

 藻类体 低 低硫的正常油
API为25°~40°
D/E 0.4~1.0 200~400

微—中咸水

滨—浅湖

 矿物沥青基质（含碎屑类脂体和星点状藻类体）和镜质体 低

低硫的轻质油和凝析油气

API为40°~50°

3 有机相的分布特征

3.1　烃源岩测井评价

有机相作为一个可填图的岩石单位，在以往的研究中［30-40］通常是利用地球化学方法结合层序地层学方法或沉积相来预测有机相的空间展布，本质上是描述不同地层单元或沉积相中有机质的地球化学特征。但沉积相并不完全等同于有机相，一套地层单元中或沉积相中有机质特征变化较大，多种有机相共存，如何描述其非均质性？英雄岭地区E3 2半深湖—深湖相页岩纹层为典型的明暗交互季节性纹层，纹层稳定连续，韵律主要为纯碳酸盐岩与暗色富有机质纹层高频交互［8，41-42］，烃源岩的非均质性很强，可以表现在毫米级尺度上，当然毫米级尺度的描述难度大，且无法推广到全区。对于研究区而言，能精细描述烃源岩非均质性的最佳数据是测井数据（连续数据，分辨率为12.5 cm）和实测TOC、热解数据（不连续数据）。利用测井资料定量评价烃源岩总有机碳含量的最常用的方法为PASSEY等［43］提出的ΔLogR法。这种方法的优点在于将有限的非连续地球化学分析数据与连续的测井数据相结合，从而获得连续的烃源岩有机质丰度数据，进而识别出不同有机质丰度的烃源岩，很好地解决了烃源岩的非均质性的问题。按照前文对研究区烃源岩I H和TOC的协变关系分析和有机相分类简化方案（表2），只需统计出单井垂向上不同TOC区间的烃源岩厚度，即可获得单井垂向上不同有机相的烃源岩厚度，理论上只要控制井数量足够多，再根据连井剖面和烃源岩沉积相展布规律对没有控制井的地区进行内插法预测，便能预测整个研究区不同有机相烃源岩厚度的平面分布。
以英雄岭地区干柴沟构造柴14井为例，利用测井资料中的电阻率（RT或RLLD）曲线和声波时差（AC）曲线计算垂向上的连续TOC数据。具体步骤如下：首先根据岩性数据，在层段中分别区分出烃源岩和非烃源岩，按照公式（1）确定基线的声波时差和电阻率，然后按照公式（2）计算各段的ΔLogR值，找出取心段实测TOC与ΔLogR的相关关系（图7），得到其拟合公式（3），最后按照公式（3）预测该井的垂向上连续的TOC数据分布（图8）。
图7 英雄岭地区柴14井E3 2烃源岩实测TOC与ΔLogR的关系

Fig.7 Relationship between measured TOC and ΔLogR from E3 2 source rock of Well Chai14 in the Yingxiongling area

图8 英雄岭地区柴14井E3 2烃源岩测井评价

Fig.8 Logging evaluation of E3 2 source rock in the Well Chai14， Yingxiongling area

A C 基线 = A C 烃源 岩 ¯ + A C 非烃 源岩 ¯ 2，
R T 基线 = R T 烃源 岩 ¯ + R T 非烃 源岩 ¯ 2
Δ L o g R = L o g ( R T / R T 基线 ) + 0.02 × ( A C - A C 基线 )
T O C = k   Δ L o g   R + b  
式中： A C 烃源 岩 ¯和 A C 非烃 源岩 ¯分别为烃源岩和非烃源岩对应的声波时差平均值，μs/m； R T 烃源 岩 ¯ 和 R T 非烃 源岩 ¯分别为烃源岩和非烃源岩对应的电阻率平均值，Ω·m； A C 基线和 R T 基线分别为基线的声波时差和电阻率，μs/m和Ω·m；TOC为总有机碳含量，%；k和b分别为TOC与ΔLogR线性相关函数的斜率和截距。
由于测井曲线数据是每1 m含8个数据点，因此每个TOC数据点对应0.125 m，按照表2的简化有机相方案中的TOC区间，统计每种有机相对应TOC区间的数据个数并乘以0.125 m即可得到该井不同有机相烃源岩的厚度。按照上述方法对英雄岭及其周边地区共31口典型井作烃源岩测井评价，统计每口井E3 2不同有机相的烃源岩厚度（表3）。
表3 英雄岭及其周边地区典型井E3 2地层中不同有机相烃源岩厚度

Table 3 Source rock thickness of different organic facies in E3 2 formation of typical wells from the Yingxiongling and its surrounding areas

井号 地区 有效烃源岩厚度/m D/E相烃源岩厚度/m C相烃源岩厚度/m
TOC≥0.4% TOC=0.4%~1.0% TOC≥1.0%
跃110 尕斯库勒 131 113 18
柴10 干柴沟 283 249 34
柴12 干柴沟 307 276 31
柴13 干柴沟 304 261 43
柴14 干柴沟 201 160 41
柴1-5 干柴沟 337 302 35
柴2-4 干柴沟 295 259 36
柴906 干柴沟 333 294 39
狮60 干柴沟 399 354 45
红113 红柳泉 323 290 33
红28 红柳泉 330 298 32
红39 红柳泉 326 289 37
红41 红柳泉 82 73 9
七东1 七个泉 339 296 43
七东2 七个泉 369 321 48
阿3 阿拉尔 0 0 0
狮203 狮子沟—英西 656 545 111
狮218 狮子沟—英西 235 156 79
狮27 狮子沟—英西 314 230 84
狮68 狮子沟—英西 592 523 69
狮探1H 狮子沟—英西 487 429 58
咸9 咸水泉 49 42 7
梁3 小梁山 33 33 0
砂新1 英东 246 218 28
柴探1 英中 224 213 11
狮62 英中 514 434 80
英探1 英中 193 159 34
油6 油泉子 68 68 0
油南3 油泉子 75 75 0
跃75 跃进 57 53 4
跃84 跃进 31 31 0

3.2　有机相空间展布

在英雄岭地区，E3 2上部（I、II、III油层组）厚度薄，主要发育蒸发岩，是很好的区域盖层，而E3 2下部（IV、V、VI油层组）厚度大，且发育富有机质页岩，是很好的烃源岩层［图1（c）］。图9展示了典型井连井剖面的连续TOC变化，垂向上TOC数据呈锯齿状分布，表明E3 2岩相变化快，富有机质层段和贫有机质层段频繁交互，高丰度烃源岩的分布规律不明显，很少见到大段的连续分布的优质烃源岩。但从整体看来，高丰度烃源岩主要集中在IV、V、VI油层组的下部，且烃源岩主要发育在干柴沟、英西、英中等地区（图9）。根据控制井不同有机相的烃源岩厚度数据（表3）并综合考虑E3 2厚度以及沉积相展布，绘制了英雄岭地区E3 2下部不同有机相烃源岩的厚度等值线图（图10）。从平面上来看，低丰度（TOC=0.4%~1.0%）的D/E相烃源岩在英雄岭及周边地区均有分布，西厚东薄，主要分布在英西、英中地区，厚度可达500 m以上［图10（a）］；而高丰度（TOC≥1.0%）的C相烃源岩主要分布在英西、英中地区，厚度可达100 m以上，在英雄岭以东如小梁山、南翼山、油泉子等地区几乎不发育C相烃源岩［图10（b）］。
图9 英雄岭地区E3 2烃源岩连井剖面［探井位置见图1（b）］

Fig.9 Connecting well section of E3 2 source rock in the Yingxiongling area （the location of wells is shown in Fig. 1（b））

图10 英雄岭地区E3 2地层不同有机相烃源岩厚度等值线

（a）D/E相烃源岩（TOC=0.4%~1.0%）厚度等值线；（b）C相烃源岩（TOC≥1.0%）厚度等值线

Fig.10 Thickness contour map of different organic facies source rock in the E3 2 formation， Yingxiongling area

通常来说，C相烃源岩为优质的倾油型烃源岩，生排烃较早，产正常油，油质偏重，而D/E相烃源岩为倾气型烃源岩，生排烃较晚，产轻质油和凝析油气（表1）。目前英雄岭构造带以西的油气田多产正常油，API值较小，而英雄岭构造带以东的油气田多产轻质油和凝析油气，API值较大［图2（b）］，这与烃源岩有机相的空间展布规律是一致的。
明确不同有机相烃源岩的划分方案及其空间展布对油气资源评价具有重要意义：①建立烃源岩有机相和油气性质的关系，进而可从钻揭的烃源岩性质推测潜在的油气性质（正演），也可从已发现的油气性质推测潜在的烃源岩性质（反演）；②明确了不同有机相（有机质类型和丰度）烃源岩的厚度，可以更加快捷、更加合理地使用成因法计算油气资源量。在成因法计算生烃量的过程中通常需要输入烃源岩厚度、TOC、I H、生烃动力学模型以及地层格架和地温场等信息。在以往的油气资源评价工作中，各大石油公司和许多学者通常依据测井和录井资料，将暗色泥岩厚度粗略地当作有效烃源岩厚度，由于忽视了烃源岩的非均质性，容易夸大优质烃源岩的厚度，并且未区分不同有机相的烃源岩厚度。事实上，即使在同一口井并且深度相近的目的层段，多种有机相共存，既有高丰度烃源岩，也有低丰度烃源岩。因此TOC等值线平面图以及I H等值线平面图（平面上某位置只能是好烃源岩或只能是差烃源岩，这种图件的表达并不合理）难以准确描述厚度较大的烃源岩层，而有机相（可以简单理解成有机质类型和丰度的综合特征）烃源岩厚度图很好地表达了不同有机相烃源岩所对应的厚度、TOC、I H值，且不同有机相烃源岩可以分别调用不同的生烃动力学模型（生油气动力学参数），使得资源量计算更加合理。

4 结论

（1）明确了柴达木盆地英雄岭地区E3 2烃源岩TOC和I H的协变关系以及不同有机相的TOC、I H范围：C相烃源岩的TOC值高于1%，I H值普遍高于400 mgHC/gTOC；D/E相烃源岩的TOC值介于0.4%~1%之间，I H值介于200~400 mgHC/gTOC之间。
（2）英雄岭地区E3 2烃源岩干酪根类型多为I—II型干酪根，其中C相烃源岩为I—II1型干酪根，富含层状藻类体和结构藻类体，D/E相烃源岩为II2型干酪根，主要含矿物沥青基质（含碎屑类脂体和星点状藻类体）和镜质体。
（3）英雄岭及其周边地区已发现的原油API值介于25°~50°之间，油质较轻，原油硫含量介于0.01%~1%之间，属于低硫油，表明烃源岩主要是低硫干酪根。
（4）英雄岭地区E3 2烃源岩主要发育在E3 2下部的IV、V、VI油层组，优质源岩主要分布在各油层组的下部。平面上D/E相烃源岩在英雄岭及其周边地区均有分布，主要分布在英西—英中地区，厚度可达500 m，而C相烃源岩主要分布在英西—英中地区，厚度可达100 m，在英雄岭以东如小梁山、南翼山、油泉子等地区几乎不发育C相烃源岩。

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