第五章烃源岩特征及油气源对比
第一节烃源岩分布及地球化学特征
一、烃源岩岩性、岩相及厚度
1、岩性、岩相特征
柴北缘早侏罗世断陷盆地为碎屑岩沉积区，烃源岩主要为湖泊、三角洲、沼泽相暗色泥岩、页岩及炭质泥页岩，富含有机质。据研究，该地区烃源岩的主要岩相类型包括：
（1）前扇三角洲暗色泥岩
主要发育于湖西山组和小煤沟组，形成于湖水面相对较高、距物源区近、湖盆坡度相对较陡且受同沉积正断层控制的背景下，由冲积扇直接入湖形成。前扇三角洲暗色泥岩的特点是沉积厚度大，在剖面上常与厚层或透镜状的砂砾岩互层，二者之间多突变接触。前扇三角洲距河口近，有机质来源丰富，湖水较深，加上沉积速率较高、快速埋藏，有利于有机质的保存。但陆源高等植物输入较多，有机质以Ⅲ型为主。
（2）湖相暗色泥岩
主要为半深湖－深湖相，有机质既有陆源高等植物，也有湖相水生生物，其相对丰度取决于水体距物源的距离。冷西次凹的北部在早侏罗世处于较深湖区，距物源区相对较远，陆源高等植物的输入减少，水生生物较发育，所形成的暗色泥岩中Ⅱ～Ⅰ型有机质较丰富。如石深7井下侏罗统深水湖底扇暗色泥岩厚度为136m，占地层厚度的38%，有机质类型较好。
（3）沼泽相炭质泥岩
沼泽相富含植物组分的炭质泥岩、页岩甚至煤层也是重要的烃源岩，但其生油潜力有限。
从现有资料看，下侏罗统最有利的烃源岩为湖泊相暗色泥岩；中侏罗统烃源岩除了J2d6－J2d7湖相泥岩、页岩和油页岩外，还有J2d5沼泽相煤系地层。
2、研究区的烃源岩厚度分布
青海石油勘探开发研究院根据烃源岩发育的控制因素、利用测井方法识别和评价了生油岩的分布，编制了下侏罗统暗色泥岩厚度等值线图（见图5－1）。
下侏罗统具有多个生烃中心，其烃源岩厚度大，分布面积广。烃源岩厚度变化规律与地层厚度类似。其中，昆特依断陷北部的鄂博梁次凹和冷西次凹发育了巨厚的烃源岩，厚度达600～1200米，冷湖四、五号一带烃源岩厚度也较大，为400～900米左右，昆北斜坡100～200米左右，昆1井附近为200～400米左右；昆特依断陷中部厚度多为200米左右（图5－1）。对冷湖一号至三号构成有意义的下侏罗统烃源岩主要分布于冷西次凹。
图5－1 柴北缘西段下侏罗统暗色泥页岩厚度等值线图（据青海油田研究院）
中侏罗统烃源岩主要发育于J2d5、J2d6、J2d7等3个岩性段，J26－J27为中等到好生油岩，J2d5为差生油岩。平面上，中侏罗统烃源岩主要分布于冷湖构造带东北侧，赛什腾凹陷中部较厚，可达100～200米，赛什腾凹陷西部和潜西地区的厚度不到100米，因此中侏罗统烃源岩对冷湖三号及其以西的各构造没有影响。
二、烃源岩有机质丰度及类型
1、烃源岩的丰度
柴北缘存在三类烃源岩，即湖相泥岩（包括油页岩类）、沼泽相泥岩及煤(包括炭质泥岩)。因为冷湖三号构造及其以西的各构造单元的油气主要来自冷西次凹的湖相暗色泥岩，因此这里主要讨论该地区的湖相暗色泥岩的问题。
从有机碳含量分布直方图（图5－2A）可以看出，平均有机碳含量1.97％，其中好生油岩占68%，中等生油岩占18%，差生油岩占11%，非生油岩仅占3%。中等以上烃源岩占86%。表明下侏罗统烃源岩有机质丰度非常高。在昆特依断陷内，存在两个有机质丰度高值区，即鄂博梁次凹和冷西次凹，分别与两个深湖沉积区分布相一致。与研究区内成烃有关的主要是冷西次凹的烃源岩，按有机碳含量属于好烃源岩。（评价的标准是什么？）
从生烃潜力分布直方图（图5－3A）可以看出，下侏罗统生烃潜力平均值达5.79mg/g，其中生烃潜力在6mg/g以上的好生油岩占42.71%，在2～6mg/g的中等生油岩占21.88%，2～0.5mg/g的差生油岩占19.79%，而小于0.5mg/g的非生油岩仅占14.58%，中等以上烃源岩占64.59%。从纵向上看，以湖西山组第二段
泥岩生烃潜力较高，基本在6mg/g 以上，属于好烃源岩。生烃潜力评价结果表明：尽管柴北缘下侏罗统有机碳丰度较高，但生烃潜力较差，原因是有机质类型较差。（矛盾？）
和总烃（B ）含量分布直方图
和氯仿沥青“A ”（B ）分布直方图
从总烃含量分布图（图5－2B ）中可以看出，柴北缘下侏罗统生油岩总烃含量平均达434ppm ，其中，好烃源岩占30.88％，中等烃源岩占33.82％，11.76%属于差烃源岩，而非烃源岩占22％，中等～好烃源岩占64％。与生烃潜力评价结果基本一致。
暗色泥岩氯仿沥青“A ”含量（图5－3B ）平均为0.081%，其中，好烃源岩占28.81%，中等烃源岩占28.81%，差烃源岩占33.9%，而非烃源岩占9.32％，中等～好烃源岩占57％，稍差于生烃潜力评价结果。
2、有机质类型
赵文智等在对柴北缘地区下侏罗统烃源岩的干酪根元素组成、同位素分布、热解参数特征和有机质显微组分特征等进行了全面分析的基础上，对该地区的有机质类型进行了系统的鉴定。
干酪根元素组成的研究表明，柴北缘侏罗系暗色泥岩有机质类型较差。其中，湖西山组第三段有机质类型偏好，基本为Ⅱ—Ⅲ1型；湖西山组一、二段地层烃源岩类型偏差，基本为Ⅲ2型有机质。有机质类型主要与烃源岩沉积环境有关。
柴北缘侏罗系泥岩干酪根碳同位素δ13C值分布范围较广，为－21～－27％，有50％的样品为Ⅲ1型干酪根，有30％的样品为Ⅱ型干酪根，有20％的样品为Ⅲ2型干酪根。煤干酪根δ13C较重，分布于－21‰～－25‰之间，绝大多数样品为Ⅲ1型干酪根。油页岩干酪根δ13C值最轻，为－31.4‰，为Ⅰ型干酪根。由干酪根碳同位素分布可见，油页岩干酪根类型最好，煤和暗色泥岩有机质类型主要为Ⅲ1型。干酪根热解参数分析也得出了同样的认识。（评价Ⅰ型Ⅱ型干酪根占有效烃源岩比例是多少？）
综合干酪根元素组成、碳同位素特征、热解特征及有机显微组成特征，柴北缘下、中侏统烃源岩有机质类型为Ⅱ～Ⅲ2型。昆特依坳陷除鄂博梁次凹、冷西次凹有机质类型为Ⅱ型外，其它地区匀为Ⅲ1型（图5－4）。中侏罗统烃源岩多为Ⅲ2～Ⅲ1。从柴北缘下、中侏罗统烃源岩有机质类型看，下侏罗统为主要生油烃源岩，而中侏罗统应以生气为主生油为辅的烃源岩。
三、烃源岩生物标志化合物特征
1、正构烷烃
正构烷烃是源岩抽提物饱和烃馏分中分布最为广泛、含量最丰富的一个化合物系列，一般占整个饱和烃馏分的50％～80％。正构烷烃主要由生物体中的脂肪酸和酯类化合物转化而来。不同生物来源的正构烷烃碳数分布具有显著差异，以
图5－4 柴北缘西段下侏罗统有机质类型图（据青海油田研究院）
藻类、低等浮游生物为主要来源的正构烷烃以低碳数占优，主峰碳数较低，常以nC15、nC17为主峰；而陆生植物来源的正构烷烃主要源于生物蜡，因此常常以高
碳数峰群为特征。冷湖地区生油岩正构烷烃分布多呈双峰群分布，根据峰型特征
可分为两种类型：第一种类型是前峰群小，后峰群大，冷湖地区生油岩多为这一类型，（多到何程度？数字，可根据测试结果并结合沉积环境来推断）其nC21
－
／nC22
＋(和nC22＋nC23／nC28＋nC29)比值小于1.0，表明物源中高等植物较为丰富，有机质类型多属Ⅲ型有机质；第二种为前峰群高大，后峰群小，呈现低碳数的C17、C16为主峰的双峰群分布，低碳数部分明显超过高碳数部分，nC21－／nC22
比值大于1.0，最高可达2.79，nC22＋nC23/nC28＋nC29比值一般大于1.0，表明＋
低等水生生物和菌藻类较为丰富，生油岩有机质类型多属I和Ⅱ型有机质。
2、类异戊二烯烷烃
通常认为，姥鲛烷和植烷的前驱物是叶绿素。在氧化环境下，叶绿素植烷侧链开裂经氧化脱羧后形成姥鲛烷；在还原环境下，植烷侧链植醇经加氢还原脱水形成植烷；另一方面，在低成熟样品中，高姥植比(Pr／Ph>3)并不完全反映沉积环境，而是代表了陆源有机质的输入；再者，古细菌中C40二植烷基丙三醇二醚的选择性降解也可以生成包括植烷在内的C15至C40的类异戊二烯烷烃。下侏罗统主要以陆生植物为主的煤沼沉积，煤及炭质泥岩的类异戊二烯烷烃中姥鲛烷丰度较高，具姥鲛烷优势，Pr／Ph比值在3以上，反映了较为氧化的成煤环境，为典型陆生高等植物成因特征。（反映了氧化和还原的比值）
3、甾烷系列
甾烷广泛存在于源岩和原油中。甾烷是生物体中的甾醇在还原环境下，经甾烯(甾二烯)等中间产物转化而来。在成岩作用过程中，生物甾醇在热力等作用下形成各种生物甾烷，生物甾烷对热不稳定，进一步受热或经过催化作用，形成地质构型甾烷。不同生物来源各碳数甾烷的相对含量不尽相同，因而地质体中规则甾烷的内分布特征是确定有机母质来源的较为可靠的参数之一。一般情况下，规则甾烷内组成以C27甾烷为主，则表征以低等水生生物和藻类为主的有机质输入；而C29甾烷占优势，说明陆生高等植物的输入占主导地位。同时，高含量的甾烷以及高的甾／藿比值(≥1)似乎主要来源于浮游或底栖的藻类生物，为海相有机质的特征；相反，低含量的甾烷和低的甾／藿比值主要指示陆源和或微生物改造过的有机质输入特征。
根据甾烷的相对组成可分析生油岩有机质母质来源，冷湖地区生油岩C27甾烷含量为18.06％～22.76％，平均为20.99％，C29甾烷含量为54.91％～65.18％，平均为58.06％，C28甾烷含量为15.76％～25.09％，平均为20.95％，C29含量比C27含量高约34～49％，表明生油岩的母质类型多属腐殖型，
柴北缘侏罗系煤的重排甾烷含量相对较低，但下侏罗统烃源岩的重排甾烷含量依然较高，重排甾烷/正常甾烷＞0.4，特别是C29重排甾烷13β，17α20R和20S的峰值常常可以与5αC2720R等高。
煤和炭质泥岩中甾烷的含量相对较低，甾烷/萜烷在0.1以下，而湖相泥岩的
比值大于0.1，多在0.15以上。
第二节烃源岩成熟度和热演化史
烃源岩成熟度及生烃演化史研究是油藏解剖和油气分布规律研究的重要基础内容，是确定油气生成、运移和成藏期的前提。
一、烃源岩成熟度
确定烃源岩成熟度的常用指标有镜质体反射率（Ro）、岩石热解最高峰温Tmax及可溶有机质中的生物标志化合物等参数。
1、镜质体反射率（Ro）
不同地区下侏罗统烃源岩现今Ro值具有明显差异：在冷湖三号构造，Ro 值为0.55～0.99%，为低熟－成熟阶段，大部分正处于低成熟阶段，仅石深25井成熟度较高，处于生烃高峰阶段；冷湖四号，Ro值为0.4～1.65%，显示出该区烃源岩处于未熟－成熟－高成熟阶段；冷湖五号，Ro值为0.48～1.37%，从未熟－成熟－高成熟阶段均有分布，但大部分烃源岩处于成熟阶段。
冷湖地区烃源岩的Ro值随深度增加而明显增大，且自三号的石地22井、石深3井至冷湖四号的石深75井、石深85井再至冷湖五号的冷科1井，烃源岩的生烃门限深度自小于600米至3600米，大量生烃深度自635米至4200米，揭示烃源岩的泠科1井下侏罗统烃源岩钻至5200米深度，镜质体反射率仅为1.1%，表明冷湖地区下侏罗系烃源岩目前正处于生烃高峰阶段，有利于油藏的形成，同时，生烃门限的巨大差异也反映了不同构造剥蚀厚度的变化。
现今下侏罗统烃源成熟度分布也具有一定的规律性，冷湖地区，对于同一层位，自冷湖三号－四号－五号－六号，成熟度逐渐增加，从未熟－低成熟为主变为以低熟－成熟，进而达到成熟－高成熟，甚至于过成熟。从现今的下侏罗统烃源岩Ro等值线图可以看出，现今的有效生油岩主要集中在冷湖构造带，而鄂博梁次凹、昆北斜坡带、伊北次凹等其它地区下侏罗统烃源岩成熟度较高（Ro>1.3%），因此下侏罗统烃源岩目前热演化程度高，以生气为主，属于气源岩分布区。
2、岩石热解最高峰温Tmax
冷湖三号地区下侏罗统烃源岩的Tmax值为418～534℃；冷湖四号Tmax值为421～426℃，明显偏低，呈现出未熟特征；冷湖五号Tmax值为417～446℃，属未熟－成熟。
在冷湖五号地区，Tmax随深度增加而增大；深度为3640米时Tmax达到430℃，基本上进入生烃门限；3640～4100米以430～445℃为主，处于低成熟阶段；4100～4200米内，Tmax明显增高，形成一个峰值，最大达455℃，这一段的Ro为0.69～0.84%，有机质处于成熟阶段；4200～5200米深度内，Tmax值介
于430～450℃。
在冷湖地区的烃源岩成熟度评价中，还利用了可溶有机质演化、生物标志化合物、生标异构化参数等。总之，现今下侏罗统烃源岩多已达到成熟，但各地成熟度有所差别，并呈现一定规律。下侏罗统烃源岩自冷湖三号至七号，成熟度逐渐增加，四号－五号处于低成熟－成熟阶段，六号－七号成熟－高成熟阶段；昆特依断陷烃源岩成熟度较高。
二、烃源岩热演化史
柴北缘不同地区中生代以来埋藏史存在明显差别。下侏罗统主要分布在冷湖～南八仙构造带以西以南，但该地区在中生代晚期经历了较长时间的抬升剥蚀，缺失了中、上侏罗统－白垩系，现今仅存在下侏罗统。第三纪巨厚的沉积对烃源岩成熟度和生烃作用、时间都产生了重大影响。
据研究，在冷西次凹和鄂博梁次凹，沉积了巨厚的半深湖－深湖相下侏罗统，为该地区的主要生烃中心。根据本地区的古地温研究成果，下侏罗统烃源岩的生烃门限深度在3400～3600米左右；在该两个构造单元中，生油层于晚第三纪初期较早地进入了生烃门限，晚第三纪为主要的生烃高峰期。尽管其下部的镜质体反射率现今已超过2%，但湖西山组中上部主力生油层仍处于高成熟阶段；这两个主要生油凹陷目前正处于大量生气阶段。图5－5显示了冷西次凹的下侏罗统烃源岩的埋藏演化的大致过程，从图中可见，柴北缘地区的下侏罗统烃源岩在其沉积之后的相当长的时间内（中侏罗世－始新世）一直处于未成熟阶段，其成熟和大量生烃只是中新世之后的近20百万年的事件。
图5－5 冷西次凹下侏罗统埋藏史和生烃史图
在冷湖三、四、五号构造带，下侏罗统烃源岩在整个中生代并未达到成熟（图5－6），特别是中生代晚期该地区受到强烈的抬升，剥蚀了厚达700～1200米左
右的地层，下侏罗统烃源岩的热演化过程被中断；早第三纪期间形成的巨厚沉积仅补偿了因中生代晚期抬升而被剥蚀的厚度，因而下侏罗统烃源岩的绝大部分仍要等到晚第三纪早期才进入3600～3800米左右的生烃门限，而现今大部分仍处于生烃高峰期（图5－6）。如冷湖四号的深86井，下侏罗统烃源岩的中上部在N1的中期进入生烃门限，到晚第三纪末达到最大埋深时，才演化到成熟阶段的早中期。喜马拉雅运动晚期的抬升再次导致了下侏罗统烃源岩热演化的停滞。深86井3500米下侏罗统烃源岩的实测镜质体反射率仅在0.5%左右，也说明了这一点。
图5－6 冷湖三号构造下侏罗统烃源岩埋藏史和生烃史图
第三节冷湖三号油田原油地化特征及油源对比
一、原油地球化学特征
1、原油物性
与柴达木盆地西部第三系原油物性明显不同，冷湖地区原油以低密度、低粘度、低含硫量、中等～高含蜡量的轻质原油为特征（表5－22）。从冷湖三号到五号构造，原油凝固点、含蜡量依次降低，310℃前总收率、饱和烃＋芳烃含量逐渐增高，这可能与生油母质类型、油藏保存条件及原油成熟度有关。从冷湖三号向五号构造，生油母质类型变差，油藏埋藏深度逐渐加深，原油成熟度增大。冷湖三号油田原油含蜡量最高，310℃前总收率最低，而非烃＋沥青质含量最高，与所谓的“原生油藏”不符，说明该油田由于埋藏深度小而经历了较长时间的破坏，其中的轻质馏分和气体组分已经大量散失。
表5－1 柴北缘冷湖构造带原油物性特征
油田名称
密度
(g/cm3)
粘度
(mP a?s)
凝固点
(℃)
含蜡量
(%)
含硫量
(%)
<310℃收
率（％）
200～300℃馏分族组成
饱和烃芳烃
非烃＋
沥青质
冷湖三号0.815 5.1 14 17.2 0.03 42 71.3 15.0 13.6 冷湖四号0.8427 6.1 10 12.8 0.05 53 79.7 16.0 4.4
2、原油地球化学特征 （1）原油轻烃组成和分布
从冷湖三号构造到五号构造，原油的轻烃组成中正构烷烃含量从45％以上降到30％以下，环烷烃含量则从30～35％升高至40％以上，芳烃含量也由低变高（图5－7A ）。冷湖三、四、五号构造原油轻烃组成也是生油母质类型及其成熟度控制的。冷湖三号构造原油轻烃组成相对于五号构造富含正构烷烃而贫环烷烃，说明冷湖三号原油的生油母质类型优于五号原油，原油成熟度也低于五号原油，这也与原油的物性分析相一致。
冷湖三号原油的异丁烷/正丁烷和异戊烷/正戊烷比值比冷湖五号原油低，说明冷湖三号原油的生油母质类型好于五号，四号构造北部原油的轻烃iC 4/nC 4和iC 5/nC 5比值与冷湖三号原油接近，四号构造南部的原油轻烃iC 4/nC 4和iC 5/nC 5比值与冷湖五号原油接近。异庚烷/正庚烷比值也与此类似（图5－7B ）。
异0.0
0.2
0.4
0.0
0.4
0.8
1.2
异丁烷/正丁烷
庚烷/正庚烷
100
20
406080链烷烃芳香烃
图5－7 柴北缘冷湖构造带原油轻烃组成三角图（A ） 和异丁烷/正丁烷与异庚烷/正庚烷关系图（B ）
（2）生物标志化合物特征 1）原油饱和烃气相色谱特征
冷湖地区原油正构烃碳数分布在C 10－C 38，以低碳数烷烃含量高为特征，主峰碳在nC 10－nC 17之间，C 21－/C 22＋一般在3～10之间，OEP 值1.0～1.2之间，CPI 值为1.1左右，基本无奇偶优势，属于成熟原油；类异戊二烯烷烃丰富，原油姥植比Pr/Ph 为2.0～5.0之间，具姥鲛烷优势，反映了母质沉积环境的较强氧化作用和成油母质陆源输入占主体的特征。Pr/nC 17=0.2～0.6，Ph/nC 18=0.1～0.35，比值较低，反映原油已经成熟（图5－8）。
2）甾烷类
冷湖地区原油的规则甾烷组成以C 29>C 27>C 28甾烷分布为特征（图5－9），为不对称的V 字型分布，反映成油母质中陆源有机质输入占重要位置，冷湖原油的C 27甾烷含量介于30～40%之间，高于本地的烃源岩，说明冷湖原油来自于
周围母质类型更好的烃源岩，从反映原油成熟度的甾烷异构化参数C 29甾烷S/（S ＋R ）比值及ββ/（αα＋ββ）值可以看出，冷湖地区原油为成熟到高熟。冷湖四号、五号原油的成熟度比本地烃源岩高，说明冷湖原油来自于周围成熟度比较高的烃源岩，三号原油成熟度大部分高于本地的烃源岩，但部分烃的成熟度与原油相当，说明三号原油部分可能来自于本地烃源岩。
Pr/Ph
12P r /n C 17
Pr/Ph
P r /n C 18
图5－8 柴北缘冷湖构造带原油Pr/Ph 与Pr/nC 17、Ph/nC 18关系
不同地区原油对比
冷湖三号
冷湖四号冷湖五号马海南八仙潜伏地区鱼卡
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
C27
C28
C29
10
20
30
40
5060708090100
C27
C28C29
冷湖三号
10
20
30
40
5060708090100
C27
C28
C29
100冷湖四号
10
20
30
40
5060708090100
C27
C28
C29
图5－9 柴北缘冷湖构造带原油与烃源岩C 29甾烷组成三角图
3）藿烷类
柴北缘侏罗系原油中含有一定量的三环萜烷，其三环萜烷/藿烷>0.05，一般在0.1以上。低碳数三环萜烷分布形式为C 19>C 20>C 21>C 23，C 23三环萜烷
β20S/(20S+20R)-C 29
β/(αα+ββ)-C 29
00.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
ββ/(αα+ββ)-C 29
20S/(20S+20R)-C 29
ββ/(αα+ββ)-C 29
00.10.20.30.40.5
0.6
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
20S/(20S+20R)-C ββ/(αα+ββ)-C 29
20S/(20S+20R)-C 29
图5－10 冷湖构造带原油与烃源岩成熟度比较
（3）原油及单体烃碳同位素
冷湖原油碳同位素分布范围较宽（表5－2），在－26‰～－31‰之间。原油碳同位素与烃源岩的干酪根类型、成烃过程中的同位素分馏作用及原油成熟度密切相关。母质类型是影响原油碳同位素的主要因素。运移作用导致的同位素分馏效应一般在1‰左右，而成熟度影响也不会超过2‰。因此，柴北缘原油碳同位素如此大的差异只能从成油母质类型差异来解释。冷湖地区原油中，从三号至五号构造，原油碳同位素值由－30‰左右逐渐加重至－25‰左右，说明三号构造原油的生油母质类型优于五号构造原油，三号原油的母质为偏Ⅱ型干酪根，而五号构造原油的母质为偏Ⅲ型，这也与其它地球化学指标所反映的特征相一致。
原油单体烃碳同位素看，冷湖三号构造原油碳同位素偏轻，冷湖五号原油碳同位素偏重，冷湖四号北部的原油其单体烃碳同位素分布与三号原油相近，冷湖四号南部的原油单体烃碳同位素分布曲线与五号原油类似，同样反映了原油的母质类型的差异。
表5－2 柴北缘冷湖构造带原油碳同位素数据
二、油源对比
柴北缘第三系烃源岩不发育，且该地区的原油地球化学特征与盆地西部第三系原油差别明显，大量的研究表明冷湖地区的原油来自于侏罗系烃源岩。由上述分析可知，冷湖地区原油地球化学特征主要表现为：①正构烃碳数分布在C10－C38，以低碳数烷烃含量高为特征，主峰碳在nC10－nC17之间，C21－/C22＋一般在3～10之间，OEP值1.0～1.2之间，CPI值为1.1左右，基本无奇偶优势，属于成熟原油；类异戊二烯烷烃丰富，原油姥植比Pr/Ph为2.0～5.0之间，具姥鲛烷优势，说明生油母质以陆源输入为主、而且形成于较强的氧化沉积环境中。Pr/nC17
与Ph/nC18比值较低，分别小于0.35和0.2，反映原油已经成熟；②规则甾烷分布以C29>C27>C28为特征，反映成油母质中陆源有机质输入占重要位置。重排甾烷含量高，重排甾烷/规则甾烷比值在0.44～1.26之间，反映成油母质形成于酸性沉积环境；③含有一定量的三环萜烷，其三环萜烷/藿烷>0.05，一般在0.1以上。低碳数三环萜烷分布形式为C19>C20>C21>C23，C23三环萜烷
冷湖原油地球化学特征表明其生油母质是以陆源有机质输入占很大比例的、偏氧化的沼泽－半深湖－深湖亚相－滨浅湖亚相沉积环境的产物，其特点是以半深湖－深亚相沉积为主体，又有煤沼环境有机质的影响，与下侏罗统烃源岩沉积环境相吻合。
柴北缘下侏罗统烃源岩发育的沉积背景比较特殊。在早侏罗世，柴北缘地区形成了边断内超的边缘箕状断陷，其中充填了河流、湖泊和沼泽相沉积；昆特依断陷就是其中的一个，断陷中心主要发育于昆特依断陷的北部，并具有北断南超的特点，在早侏罗世为一统一的较大湖盆。这种构造背景控制了沉积体系的类型及空间展布：在断陷的早期，湖西山一、二段主要充填粗碎屑，沉积类型以冲积、河流和三角洲为主；断陷的中期，即湖西山组二段主要为扇三角洲、湖相沉积，湖相泥岩较发育，为生油岩主要发育时期；断陷的中后期，即湖西山三段顶部和小煤沟组主要以扇三角洲、辫状河三角洲沉积为主，三角洲砂体发育。
下侏罗统湖西山组烃源岩主要发育于半深湖－深湖沉积环境。断陷湖盆的狭长形态以及物源供给的远近，决定了其不同部位的烃源岩有机质性质。在湖盆靠同生断层一侧，尽管湖水较深，但水体循环较强，水介质还原性较弱，而且由于湖岸较陡，物源区近，水生生物不发育，陆源有机质输入比例高；同时，快速堆积、快速埋藏，非常有利于有机质的保存，形成了厚度大、丰度高但有机质类型较差（Ⅲ1型为主）的烃源岩。而在断陷湖盆的远离物源区一侧，陆源有机质输入减少，水生生物相对繁盛，因而形成的烃源岩有机质类型较好（以Ⅱ型为主），
如冷湖三号地区石深7井的湖西山组生油岩厚度为136m，占地层厚度的38%，有机质以Ⅱ型为主。冷西次凹的北部即属于此种沉积类型。柴北缘下侏罗统沉积环境决定了有机质类型平面展布特征，也决定了柴北缘油气性质平面分布。在冷湖三号构造，烃源岩有机质类型以Ⅱ型为主，因此，其原油地球化学特征反映混合型母质的特征；而冷湖五号构造邻近断陷湖盆的同生断层一侧，烃源岩有机质以Ⅲ1型为主。冷湖四号构造则处于Ⅱ型和Ⅲ1型有机质的过渡部位，决定了该构造原油性质介于三号和五号之间。由此可见，冷湖构造带的原油主要来自冷西次凹下侏罗统烃源岩。
岩石地球化学特征 1火山岩岩石学特征 1.1主量元素特征该旋回岩石化学成分平均值与黎彤值和戴里值相比，该旋回火山熔岩，总体具高硅、高镁，低铁、铝、钙的特点；A/NKC值反映该旋回为铝过饱和岩石类型；分异指数（DI）为3 2.63～88.51， 均值为61.04，各氧化物随着DI值的增大有不同变化，如SiO2、K2O 明显升高，Na2O稍有增高，Al2O3变化不明显，TiO2、Fe2O3、FeO、MgO、CaO明显降低，MnO、P2O5稍微降低。总体上反映了该旋回火山 岩正常的分异趋势；里特曼组合指数说明本区义县旋回火山岩具钙碱 性向碱性演化的趋势。总体上来看，依据同源岩系的δ值事连续且相 近的原理，说明义县旋回火山岩浆是同源的。 1.2微量元素特征该旋回火山岩各岩石过渡元素分配型式曲线基本协 调一致，呈明显的“W”型，表明为同源岩浆分异产物。岩石曲线出现 相交现象，是因为个别元素在不同岩石中富集水准不同所致，反映了 岩浆在运移和成岩过程中可能有外界物质的介入和混染。图中给类岩 石的Ba、Nb呈明显的波谷，说明其在该旋回岩浆演化分异过程中分异 较好，而Zr具有明显的波峰说明该元素在该旋回中比较富集。仅在流 纹岩中Th元素具有明显的波谷，说明其在流纹岩中分异较好。 1.3稀土元素特征该旋回火山熔岩各岩石稀土总量差别较大，∑REE 在94.6～230.17，平均值为152.4。与世界同类岩石维氏值相比，该 旋回火山岩基性-中性岩，为富稀土岩石，中酸性-酸性岩为贫稀土岩石。LREE/HREE值为9.26～15.49，（La/Yb）N值为11.8～27.33，（Ce/Yb）N值为7.98～17.35，La/Sm值为3.36～8.83之间，以上参 数值及稀土配分曲线特征反映该旋回火山岩各岩石均具轻稀土富集， 分馏较好；重稀土亏损，分馏较弱的特点，火山岩浆可能来源于壳幔 混源。 2火山岩形成环境及源区
专题一：烃源岩分布预测和质量评价方法及应用 油气资源量的大小（储量）—是进行勘探决策分析和勘探规划计划编制的基础和科学依据!烃源岩—能够生成石油和天然气的岩石。是生成油气的物质基础，烃源岩的质量和体积决定了生成油气的多少! 1.无井条件烃源岩分布预测 ①有井约束地震相②有井约束层序分析③有井约束地震反演④综合研究 2.判别源岩的最小有机碳含量下限标准：泥岩的有机碳≥0.5% 碳酸盐岩的有机碳≥0.3% 作为生油岩标准的最小有机碳下限值不能应用于成熟度高的地区。高成熟区目前所测得的有机碳只能反应有机质的残余数量，原始数量可能是它的两倍以上。 存在的问题 ①理论上 没有考虑有机碳的组成比例； （不同类型的有机质，生油岩干酪根中的有效碳含量不同：） ★没有考虑母质的转化程度； ★没有定量考虑母质类型； ★没有考虑排烃条件。 ②实践上 ★有些煤的有机碳丰度高，但不是有效的烃源岩； ★有些泥岩的有机碳低，但却是好的烃源岩（如柴达木盆地第三系）。 2.用氯仿沥青“A”等残留烃指标评价源岩品质 （1）理论依据 源岩排烃效率非常低（一般〈5%），源岩中目前残留烃量基本代表了原始的生烃量
●反应了残烃的指标； ●反应了源岩生烃能力和残留烃能力的变化规律； ●反应了有机质的转化率。 （2）实际情况 ★在生烃量相同的情况下，氯仿沥青“A”、热解参数“S1”以及总烃含量“HC”数值越大，意味源岩排出的烃量越小； ★煤、欠压实地层中的“A”偏高并不意味源岩的生烃量大，而是表明源岩的排烃条件差 3.有效烃源岩的判识 二、有关烃源岩的几个术语和烃源岩评价标准 1.烃源岩（生油岩或母岩）—通常把能够生成石油和天然气的岩石，称为生油（气）岩，由生油（气）岩组成的地层为生油（气）层。 有效烃源岩是指对油气藏形成作出过直接或间接贡献的烃源岩。预测有效烃源岩分布发育对于评价资源潜力和油气藏分布具有现实意义。 优质烃源岩（excellent source rock）—有机碳含量大于3%的烃源岩作为优质烃源岩。或在几套烃源岩中其中其排烃量占总排烃量50%以上贡献的烃源岩。 2.排烃门限与与烃源岩最小有机质丰度下限的关系 结论： 1. 不存在一个固定不变的有机质丰度下限标准；不同盆地、不同有机质丰度、不同演化程度，源岩进入排烃地质门限的临界地质条件均不同； 2. 同一丰度源岩不同类型时，随源岩类型由腐泥型向腐植型转变，其进入排烃地质门限要求的演化程度增强。 3. 同一源岩其有机质丰度、演化程度、源岩厚度在源岩进入排烃地质门限的临界地质条件
高 校 地 质 学 报 Geological Journal of China Universities 2007年6月，第13卷，第2期，235-249页June 2007，Vol. 13，No. 2, p. 235-249庐枞早白垩世火山岩的地球化学特征及其源区意义 谢 智，李全忠，陈江峰，高天山 （中国科学技术大学?地球和空间科学学院，中国科学院?壳幔物质与环境重点实验室，合肥 230026）摘要：从中生代到新生代，华北东部岩石圈地幔发生了减薄以及地球化学性质置换, 而扬子地块东部中生代岩石圈地幔也表现出类似的过程，对中生代火山岩的地球化学研究有助于了解这一变化过程以及发生置换时的时空关系。庐枞火山岩出露于扬子地块东部，为一套包括粗玄岩–玄武粗安岩–粗面岩的富碱橄榄安粗岩系。研究了双庙组基性火山岩，这些岩石富集Rb，K，Sr，Th和轻稀土元素，亏损高场强元素。(87Sr/86Sr)i = 0.7060~0.7063，εNd (t )=-3.9~-6.2，(206Pb/204Pb)i =17.788~18.125，(207Pb/204Pb)i = 15.511~15.546，(208Pb/204Pb)i =37.735~38.184。在喷出地表过程中，火山岩没有受到明显的地壳物质混染，因此元素和同位素组成反映了地幔源区的地球化学特征。其地幔源区具有同位素富集特征，表明火山岩源区曾受到地壳物质的影响，是富集地幔部分熔融的产物，并经历明显的结晶分异作用。庐枞火山岩的岩浆成分和源区特征反映该地区在晚中生代岩石圈地幔的伸展和软流圈地幔上涌的演化过程。 关键词：微量元素；Sr -Nd -Pb同位素；橄榄安粗岩；岩石圈伸展；双庙组 中图分类号：P588.1 中图分类号：A 文章编号：1006-7493（2007）02-0235-15 收稿日期：2007-03-26；修回日期：2007-04-27 基金项目：自然科学基金项目（40673008）和国家自然科学基金青年基金项目（40203004） 作者简介：谢智，男，1969年生，博士，副教授，主要从事同位素地球化学和年代学研究。E -mail: zxie@https://www.doczj.com/doc/911939462.html, 中国东部自北向南可以划分出如华北克拉通、大别–苏鲁造山带、扬子地块和华夏地块等地质单元。这些不同的单元有不同时代形成的基底，经历了不同的演化过程。但它们的一个共同特点就是广泛发育晚中生代岩浆岩，形成从超基性–基性到中酸性、碱性等不同系列的岩浆岩。这些岩浆岩的地球化学特征对了解中国东部晚中生代壳幔演化过程有重要的制约意义。 近年来，中国东部从中生代到新生代岩石圈减薄作用和岩浆动力学机制受到国内外学者的广泛关注，特别是华北岩石圈减薄的动力学演化研究取得了很大的进展，华北克拉通性质的岩石圈地幔被大洋型的岩石圈地幔所置换，岩石圈发生了至少100 km 的减薄（Menzies et al, 1993; Menzies and Xu, 1998; Griffin et al, 1998; Fan et al, 2000; Xu, 2001; Gao et al, 2002; Zhang et al, 2002a; Wu et al, 2003; Yang et al, 2003; Deng et al, 2004; 闫峻等，2003a；徐义 刚，2003）。同位素地球化学性质也发生显著改变，晚中生代基性岩如济南、邹平辉长岩的地幔源区表现出同位素富集的性质（Zhang et al, 2002a, 2003, 2004; Guo et al, 2001, 2003, 2004）。但在100 Ma 时，位于华北克拉通北缘的阜新碱性玄武岩表现出Nd 同位素亏损的特征(Zhang et al，2003)；73 Ma 时，鲁东幔源捕虏体的源区也具有亏损特征，并与中国东部新生代地幔特征一致（闫峻等，2003a）。 另一方面，扬子地块东部中生代—新生代玄武岩地幔源区表现出类似的从同位素富集到亏损转变的特征。对中生代长江中下游基性侵入岩和玄武岩的同位素地球化学研究表明，其原始岩浆来源于富集的岩石圈地幔，并表现出以EM II 为主的特征（Chen et al, 2001；闫峻等，2003b，2005），如相邻地区的蝌蚪山玄武岩（闫峻，2005）和北淮阳玄武岩；曾受到扬子地块俯冲物质影响的华北南缘方城玄武岩源区也同样具有趋向EM II 的同
第41卷 第1期 2008年 (总164期) 西 北 地 质 NORT HWESTERN GEOLOGY Vol.41 No.1 2008(Sum164) 文章编号:1009-6248(2008)01-0059-08 草滩沟群火山岩的地球化学特征 及其形成构造环境 朱涛1,董云鹏1,王伟2,徐静刚3,马海勇3,查理4 (1.西北大学大陆动力学国家重点实验室,西北大学地质学系,陕西西安 710069; 2.贵州大学环境与资源学院,贵州贵阳 550003; 3.中国石油长庆油田公司研究院, 陕西西安 710021; 4.长庆油田第一采油厂,陕西延安 716000) 摘 要:通过对出露于东—西秦岭交接处的草滩沟群火山岩地球化学特征的研究表明,草滩沟群火山岩具有较高的A l2O3含量和较低的T iO2含量,低 R EE等特征;球粒陨石标准化稀土元素配分图解显示呈平坦型-微弱富集型;微量元素组成以富集大离子亲石元素Cs、Rb、Ba、T h,强烈亏损N b、T a,以及高场强元素(HFSE)不分异为特征,N b、T a、Z r、Hf丰度及N b/L a,Hf/T a,L a/T a,T i/Y等值特征均显示岩浆源区受到消减组分加入的影响,与典型的岛弧玄武岩相似。综合地质、地球化学资料认为,草滩沟群玄武岩可与东秦岭丹凤群变基性火山岩对比,是早古生代秦岭洋俯冲消减作用的岩浆活动产物,代表了商丹缝合带的西延组成部分,向西延伸可与西秦岭天水关子镇-武山蛇绿混杂岩带相接。 关键词:秦岭造山带;草滩沟群;玄武岩;地球化学;构造环境 中图分类号:P591 文献标识码:A 秦岭造山带是中国南、北诸板块拼合形成的构造结合带,在研究中国大陆的形成演化过程中具有重要的意义。现有的研究表明,秦岭造山带中存在南北两条缝合带,即南部的勉略缝合带和北部的商丹缝合带(张国伟等,1996,2001),而商丹缝合带则是中国华北和华南最主要的构造边界,也是分割中国南北大陆的主要边界构造结合带。沿该带分布着一系列蛇绿混杂岩块和岛弧火山岩(张国伟等, 1995,1996;张旗等,1995;李曙光等,1993)。其中,出露较好、研究程度较高的地段主要集中在东秦岭商南—丹凤一带,目前许多研究表明在西秦岭天水关子镇及武山等地区存在蛇绿混杂岩带,并认为该蛇绿混杂岩带是商丹带的西延部分(裴先治等, 2004;杨钊等,2006;董云鹏等,待刊)。然而,在东西秦岭之间的交接地区,关于商丹缝合带的研究程度还比较薄弱,对其时空展布尚不清楚,这关系到商丹缝合带是否存在于该区以及能否西延至西秦岭地区等基础地质问题,也直接影响到对秦岭造山带早古生代带构造格局以及秦岭-祁连造山带构造交接关系的认识。 笔者在区域地质调研基础上,选取东西秦岭交接部位太白县魏家湾地区出露的一套变质火山岩,重点研究其地质、地球化学特征,探讨岩石成因及形成环境,为秦岭造山带早古生代构造格局及演化研究提供依据。 草滩沟群火山岩产于斜峪关岩群南部,其形成时代通过古生物化石间接限定为奥陶纪,而关于该套火山岩形成构造环境尚存争议,因此,在野外地 收稿日期:2007-07-21;修回日期:2007-10-18 基金项目:国家自然科学基金项目(编号:40234041,40472115)资助 作者简介:朱涛(1983-),男,青海乐都人,西北大学地质学系,硕士。通讯地址:710069,西安市太白北路229号,西北大学地质学系;E-ma il:Z hut-1983@163.co m。
第五章烃源岩特征及油气源对比 第一节烃源岩分布及地球化学特征 一、烃源岩岩性、岩相及厚度 1、岩性、岩相特征 柴北缘早侏罗世断陷盆地为碎屑岩沉积区，烃源岩主要为湖泊、三角洲、沼泽相暗色泥岩、页岩及炭质泥页岩，富含有机质。据研究，该地区烃源岩的主要岩相类型包括： （1）前扇三角洲暗色泥岩 主要发育于湖西山组和小煤沟组，形成于湖水面相对较高、距物源区近、湖盆坡度相对较陡且受同沉积正断层控制的背景下，由冲积扇直接入湖形成。前扇三角洲暗色泥岩的特点是沉积厚度大，在剖面上常与厚层或透镜状的砂砾岩互层，二者之间多突变接触。前扇三角洲距河口近，有机质来源丰富，湖水较深，加上沉积速率较高、快速埋藏，有利于有机质的保存。但陆源高等植物输入较多，有机质以川型为主。 （2）湖相暗色泥岩 主要为半深湖－深湖相，有机质既有陆源高等植物，也有湖相水生生物，其相对丰度取决于水体距物源的距离。冷西次凹的北部在早侏罗世处于较深湖区，距物源区相对较远，陆源高等植物的输入减少，水生生物较发育，所形成的暗色泥岩中U?I型有机质较丰富。如石深7井下侏罗统深水湖底扇暗色泥岩厚度为136m，占地层厚度的38%，有机质类型较好。 （3）沼泽相炭质泥岩 沼泽相富含植物组分的炭质泥岩、页岩甚至煤层也是重要的烃源岩，但其生油潜力有限。 从现有资料看，下侏罗统最有利的烃源岩为湖泊相暗色泥岩；中侏罗统烃源岩除了J2d6－J2d7湖相泥岩、页岩和油页岩外，还有J2d5沼泽相煤系地层。 2、研究区的烃源岩厚度分布 青海石油勘探开发研究院根据烃源岩发育的控制因素、利用测井方法识别和评价了生油岩的分布，编制了下侏罗统暗色泥岩厚度等值线图（见图5－1）。 下侏罗统具有多个生烃中心，其烃源岩厚度大，分布面积广。烃源岩厚度变化规律与地层厚度类似。其中，昆特依断陷北部的鄂博梁次凹和冷西次凹发育了巨厚的烃源岩，厚度达600?1200米，冷湖四、五号一带烃源岩厚度也较大，为400?900米左右，昆北斜坡1 00?200米左右，昆1 井附近为200?400米左右；昆特依断陷中部厚度多为200米左右（图5－1）。对冷湖一号至三号构成有意义的下侏罗统烃源岩主要分布于冷西次凹。
第四章优质烃源岩的分布特征及资源贡献 第一节优质烃源岩的分布特征 一、优质烃源岩的评价依据与地球化学特征 陆相泥质烃源岩一般都存在比较明显的非均质性，其中有机质丰度高、生烃潜力大的、已有生烃排烃过程的为有效烃源岩，有机质丰度特别大、生烃潜力特别高的称为优质烃源岩（金强，2002）。也有人把有机质丰度与类型俱佳的烃源岩称为优质烃源岩，如济阳坳陷下第三系的优质烃源岩和塔里木盆地的优质气源岩等（周杰等，2004）。国内外的一些研究实例也已证实，并非烃源岩厚度大，分布广，生烃潜力就大，而部分薄层的优质烃源岩层段对油气成藏起决定性作用。对于陆相含油气盆地而言，优质烃源岩是指在生物勃发期和缺氧的湖相环境中形成的有机质特别富集，演化程度适中的烃源岩，常为薄层状(有时为纹层状)以某种生物为主的有机质富集层，以不规则状分布在有效烃源岩中。由于不同盆地优质烃源岩的成因不同，所以优质烃源岩没有统一的标准，不同盆地优质烃源岩标准的制定要考虑该盆地烃源岩的沉积环境和母质来源等因素。作为优质烃源岩，一般要求烃源岩中有机质相对富集，有机质丰度指标达到好－极好烃源岩的标准，有机质类型较好（以I型或II1型为主），烃源岩中富含藻类体、壳质体等显微组分。 通过对溱潼凹陷优质烃源岩和非优质烃源岩地化特征的对比，我们认为溱潼凹陷优质烃源岩地球化学特征为：TOC一般大于1.5％，S1+S2大于10mg/g，氢指数大于400mg/g，氯仿沥青“A”大于0.1％，Ph含量高（远高于Pr），β-胡萝卜烷含量中等～很高，伽马蜡烷含量很高，有机质类型较好（以Ⅰ型或Ⅱ1型为主），烃源岩中富含藻类体、壳质体等显微组分。溱潼凹陷阜二段、阜四段、泰州组部分MA类烃源岩大部分已达到这一标准。这些烃源岩中TOC一般大于1.5%，S1+S2大于10mg/g，壳质体和矿物沥青质体含量较高，富含黄色层纹层状藻类体、黄色沥青及液态包体、亮绿黄色、团状小孢粉体，分布有黄色荧光—亮黄色孢粉体及动物沥青壳壁体和动物沥青。干酪根类型以Ⅰ型和Ⅱ1型为主。可溶有机质中伽马蜡烷、β-胡萝卜烷相对含量较高，Pr/Ph一般小于1。沉积岩主要形成于相对咸化的还原环境，沉积有机质以低等水生生源输入为主。岩石类型以暗色泥岩或泥灰岩、灰质泥岩为主。进入成熟阶段，Ro大于0.7%的优质烃源岩为成熟优质烃源岩。 二、不同层位优质烃源岩在纵向上的分布特征 溱潼凹陷优质烃源岩主要分布在阜二段和阜四段，从苏153井、苏259井、苏169井、苏120井、苏241井等井阜二段和阜四段烃源岩地化特征分布规律的分析表明，阜二段优质烃源岩占总段烃源岩的45％左右，分布在阜二段中部；阜四段优质烃源岩占总段烃源岩的 119
CHINA UNIVERSITY OF PETROLEUM 烃源岩综合评价报告 班级 姓名 学号 指导教师 2015年10月25日
前言 通过对某坳陷背斜及西部斜坡进行钻探取样，得到的各探井S3顶面深度、泥岩厚度及各项地化指标数据（见表1-1）分析，所得各项结果如下： 1、根据各探井数据及取样地化特征得到该坳陷S3暗色泥岩厚度、有机碳含量及镜质体反射率得到等值线分布平面图，再综合分析得到烃源岩综合评价图。 2、根据总烃/有机碳、“A”/有机碳、饱和烃、镜质体反射率、OEP及地温与深度关系，得到该坳陷S3烃源岩演化剖面图，据此将烃源岩演化分为未成熟阶段、成熟阶段和高成熟阶段。 由各项结果可知，该地区有利烃源岩分布多集中在背斜的翼部且深度较深的坳陷部位，分布面积较广，有很好的油气勘探前景。 一、烃源岩的演化特征 (一)烃源岩生油门限 根据绘图烃源岩演化剖面图可以看出，总烃/有机碳、“A”/有机碳和饱和烃随深度有相同的变化趋势（见附图1），在深度1400—1900m有较大值，氯仿沥青“A”在1200m处开始大量增加，代表此时的烃源岩开始大量生油。三者都在1600m处达到最大值。 据各井位镜质体反射率和地温数据拟合镜质体反射率—深度曲线和地温—深度曲线，从曲线上得出Ro=0.5时生油门限为54oC，对应的深度为1200m，意味着埋深达到1200m时该烃源岩达到成熟开始生烃。 而从OEP曲线也可以看出，生油门限以上，其随深度加深而骤降，生油门限以下下降较缓慢。在生油门限处OEP约为1.7，当烃源岩达到成熟阶段其值几乎都集中在1.2以下且幅度变化范围小，即奇数碳占优势，代表岩石中有机质向石油转化程度高，这也验证了前面所判断，此时烃源岩已经达到成熟。 (二)烃源岩演化阶段 参照镜质体反射率曲线根据有机质成熟度将烃源岩演化分为三个阶段： 未成熟阶段：深度<1200m，温度<54oC，Ro<0.5； 成熟阶段：深度1200m—2140m，温度54oC--85oC，0.5
显微组分组成 一、显微组分组成与有机质类型 根据源岩干酪根所表现出来的化学性质，源岩中的有机质被划分为腐泥型（Ⅰ型）、过渡型（Ⅱ型）和腐殖型（Ⅲ型）三种类型。这种有机质类型实际上是根据显微组分混合物的平均化学成分在van krevelen图解上的演化轨迹划分出来的。有机质类型的差别，实质上是显微组分的差别（表2-12），由于镜质组、惰性组、壳质组和腐泥组构成了源岩有机质的绝大部分，所以也就是它们组成上的差别。 造成显微组分组成差别的原因，一是原始物源不同，二是沉积环境和微生物改造作用的差异。对于煤层而言，有机质都是原地堆积的，原始物源的差别是最主要的。而对于碎屑岩和碳酸盐岩，沉积环境的控制作用更明显，腐泥物质的形成往往与滞留缺氧的特定环境有关；惰性组、镜质组和壳质组等腐殖物质则是沉积物的碎屑成分，必然按其颗粒大小，形状、比重和抗磨蚀性被分选。像惰性组分脆易碎，抗磨性差，经过不长距离搬运便成为细小的碎屑，但有时盆地边缘森林火灾形成的丝质体也可能被风力送至比较远的地方还见棱见角，呈比较大的碎片出现。壳质组分比重小、性韧抗磨，其化学成分对地表地质营力的侵蚀破坏非常稳定，故而在煤岩学中也被称为稳定组分（liptinite），壳质组分很容易被水流、风力运送，散布在各种环境的沉积物中。镜质
组分的性质介于惰性组分和壳质组分之间。若镜质组分的先质是腐殖溶胶的话，则可能出现在沉积盆地的较深水相带。源岩形成于不同环境中，自然也就是有不同的显微组分组成。 1.Ⅰ型有机质（图版Ⅷ-1,2） Ⅰ型有机质的显微组分组成简单。腐泥组含量60%以上，壳质组含量0—40%，镜质组+惰性组含量小于10%。常见的富集的Ⅰ型有机质，如各种腐泥煤（藻煤、烛藻煤等），主要的显微组分是藻类体和沥青质体，孢子体也是腐泥煤的常见组分。一般不存在惰性组分或偶尔见丝质体碎屑和惰屑体。沥青质体作为基质，而藻类体A和孢子体则是被基质“胶结”的形态分子。一些腐泥煤中，无结构镜质体含量可达15%左右，呈条带状、脉状出现。进入成熟阶段常见渗出沥青体和微粒体等次生显微组分，渗出沥青体充填于无结构镜质体的垂直楔形裂隙或孢子体的空腔中，微粒体分布在沥青质体中。 矿物沥青基质和沥青质体是Ⅰ型有机质分散的源岩中占优势的组分，但也常见藻类体和孢子体。含煤岩系的油页岩一般都有比较多的无结构镜质体和镜屑体，当无结构镜质体和镜屑体含量超过20—30%时，有机质的类型就会发生变化，成为过渡型Ⅱ型有机质。 我们对海相源岩的研究还很少，海相源岩的显微组分研究仍然是今后需要进一步开展的工作。目前研究过的少数海相源岩都属Ⅰ型有机质，显微组分几乎只有矿物沥青基质，
不同构造环境中双峰式火山岩 的地球化学特征3 钱 青1) 王 焰1,2) 1)(中国科学院地质研究所,北京,100029) 2)(西北大学地质系,西安,710069) 摘 要 近年来的研究表明,双峰式火山岩套可以形成于大陆裂谷、洋内岛弧、活动大陆 边缘、弧后盆地等多种环境。Sm -Nd 同位素与不活动微量元素(REE ,Zr ,Ti ,Th ,Nb 等)相结合,进行综合研究,可帮助判断双峰式火山岩套成因和形成环境。本文总结了不 、稀土元素、同位素地球化学特征, 并根据对北祁连边马沟双峰式火山岩研究提出了其形成环境可能为岛弧环境,这一认识 对探讨该地区造山带演化的地球动力学具有一定的意义,对在该地区的找矿工作也有一 定的启发。 关键词 双峰式火山岩 形成环境 地球化学 边马沟 第一作者简介 钱 青 男 1969年出生 博士研究生 从事岩石学研究 通常认为,双峰式火山岩与拉张构造作用有关,产于大陆裂谷环境。近年来的研究发现,双峰式火山岩可以产于地球动力学特征明显不同的环境,如大陆裂谷、洋内岛弧[2]、活动大陆边缘[3]、弧后盆地[4]等。双峰式火山岩形成环境的判别及其成因的探讨,对恢复地球动力学演化历史有重要意义。Christian 等(1997)[1]将双峰式火山岩归纳为两大类(板内拉张和破坏板块边缘)和五种环境(大陆裂谷、板块扩张、洋内岛弧、活动陆缘和弧后扩张的早期阶段)。此外,在板块碰撞后阶段还可以形成一套与岩石圈拆沉作用有关的双峰式火山岩[5]。下面将各类双峰式火山岩组合的基本地质和地球化学特征加以归纳。 1 板内和板块扩张环境 1.1 大陆裂谷环境 此种环境以东非裂谷最著名;此外,产于洋岛、与地幔柱活动有关的双峰式火山岩也归为此类,如冰岛和加拉帕戈斯岛。东非裂谷的基性岩主要是富碱质的,可以包括从正常的拉斑玄武岩到碱性玄武岩、SiO 2不饱和的碧玄岩和霞石岩、超钾质的白榴岩以及碳酸岩等,长英质岩石也是偏碱质的,如粗面岩、响岩和碱性流纹岩等[6]。产于这种环境的玄武岩通常富Ti 、K 、P 、Nb 、Th 等大离子亲石元素(L IL E )和高场强元素(HFSE ),Zr/Nb 比值低(3～10)[1],在微量元素模式图中呈钟型分布。REE 分布为L REE/HREE 强烈分离的模式,L REE 丰度通常较高,为球粒陨石的50～500倍。由于受到不同程度陆壳混染的影响,Nd 和Sr 同位素比值可以变化很大[6],一般εNd (t )为中等的正值(+2～+5)。产于这种环境的酸性岩主要是碱性和过碱性的粗面岩和流纹岩,明显富集L REE 1998年9月24日收稿,11月25日改回。3国家自然科学基金(编号:49472101)资助项目。 9 21999年第27卷第4期Vol.27,No.4,1999 地 质 地 球 化 学GEOLO GY 2GEOCHEMISTR Y
关于烃源岩石油地球化学评价方法的探讨 烃源岩是包含有油源岩、气源岩以及油气源岩的一种岩石种类，又被称为生油岩，这是一种能够产生或者已经产生可移动烃类的岩石。基于此，本文针对烃源岩的基本要素进行分析，并且从不同的分析评价方法入手了解烃源岩的具体本质，为提升对于烃源岩石油地球化学评价方法的了解提供有效的参考。 标签：烃源岩；石油；石油地球化学评价 在不同的环境下油气生成的机理也会产生差别，主要受到的是沉积相、埋藏史、构造特征等影响。有关于油气的开采技术不断进步，为油气的勘探以及开发开辟了新的远景区，资源远景区能够帮助石油的开采相关工作获得更好的发展方向。 1 烃源岩基本要素 烃源岩作为一种与尤其生成密切相关的岩石，在物理、生化以及地质等综合过程当中都受到了影响，最终形成的细粒沉积岩当中富含碳、氢等有机质。受到环境的影响，有机质的含量也并不完全相同，生物生产率、沉积矿物以及水体沉积层的氧化都会成为其含量的重要影响要素。一些高质量的烃源岩，无论是碳酸盐岩还是夜宴都是在厌氧环境下形成的，呈现出层状的特征，并且TOC呈中高水平，其中蕴含的有机质氢碳比大部分会超过1.2。随着地壳的变动和沉积作用的积累，埋深不断增加，压力以及温度都发生了巨大的变化，这种情况下，有机质热变，会产生干酪根，由于起源存在差别，主要可以分为四类，如图1所示。 目前在石油勘探等操作的基础之上，就勘探公司钻到的深度来说石油生成过程一般还没有完成，因此从地下采集出来的样本的那个中，岩石样本还有一部分的生油能力，故而可以在实验室当中也可以观测到一定的反应。 2 烃源岩分析方法 2.1 基本分析方法 在烃源岩石油地球化学评价当中使用的方法有很多，通常来说，烃源岩内存在的石油化合物如果存在的温度低于干酪根裂解的温度，就会释放出来，通过温度变化，可以开展释放活动当中化合物的观测。在地球化学师的工作当中可以由此来确定生成石油相对于烃源岩的总体生油潜力比例数值。在目前，地学家开展烃源岩的生油能力评估，所涉及到的试验方法主要是针对露头岩样、地层岩屑等开展的，从中得到的数值能够成为判断烃源岩有机质的含量以及成熟度的重要指标。地学家们采用直接燃烧岩样法，获取到TOC值，仅需要拥有1g的岩样，就能够进行实验和计算工作。经过粉碎处理的岩样清除掉残留的碳或者污染物，并且在高温感应炉当中加热。经过燃烧干酪根当中存在的一氧化碳转化成为二氧化碳，并且能够在红外装置当中开展测量，测量的结果转化为TOC。利用TOC
作业一烃源岩综合评价 1、根据所给某钻井地层剖面（图1），确定烃源岩的层位（段）； 自然伽马测井原理：曲线是测量地层放射性的测井曲线，地层中的泥质含量越高曲线的值越高，岩石的颗粒越细，说明沉积时水体的环境就越安静，水体动荡幅度小，有机质就越容易保存；而在砂岩中，由于水体动荡水中含氧量高，有机质会被氧化，保存下来的就少。 据钻井剖面图在一、三、五段中自然伽马相对呈高值，视电阻率呈低值，因此烃源岩层主要位于一、三、五段，其它层段含有很少的烃源岩，可以忽略不计。 2、统计各层段烃源岩的厚度； 第一层的烃源岩厚度约为12m，第三层的烃源岩厚度约为30m，第五段烃源岩厚度约为30m。 3、根据所给地球化学分析数据（表1），确定烃源岩的有机质丰度、类型和成熟度；
C：有机质成熟度：通过镜质体反射率Ro求得
4、根据已有资料，计算各层段烃源岩的生烃强度； 由于题中未给出烃源岩的面积和厚度因此只能计算单位体积的烃源岩生烃
5、烃源岩综合评价 由以上可知有机质为Ⅲ型干酪根，为腐殖型有机质。Ⅲ型干酪根在生成烃类时主要是产气。干酪根成熟度大都在成熟阶段，只有一个在高成熟阶段，说明此烃源岩已经生成过原油，但还有一定的生油潜力。单位体积生烃强度以须一段、须三段、须五段较大，而须二段、须四段、须六段的单位体积生烃强度较前面三段小，说明在生油潜力方面前面三段较好，后面两段的生烃潜力较前面三段更差一些。据岩性柱状图可知一、三、五段的烃源岩的厚度较大，而二、四、六段的厚度较小，说明一、三、五段的总的有机质含量更高，最后生成的烃类也更多。 二、四、六段烃源岩的生烃量要比一、三、五段少得多，但还是有一定的烃类生成。 总体来说须一段、须三段、须五段是较好的烃源岩，须二段、须四段、须六段较差一些。
（五）证实柴达木盆地震旦系－下古生界发育良好的烃源岩 （1）烃源岩地质特征 柴达木盆地震旦系－下古生界发育稳定型、活动型两类沉积地层。在柴北缘欧龙布鲁克地区稳定型沉积地层中，发育震旦系全吉群上部、下古生界两套烃源岩。在柴达木盆地其它地区活动型下古生界沉积地层中，发育滩间山群a段、铁石达斯群A段烃源岩。 在柴北缘全吉山－欧龙布鲁克一带，震旦系－下古生界为稳定型沉积。震旦系全吉群下部为一套紫红色砾岩沉积，中部为一套纯净的石英砂岩沉积部，上部发育灰黑色-黑色页岩夹泥质粉砂岩，碎屑岩总厚度为1179.44m，其中暗色页岩厚度为185.06m。下古生界寒武系为一套台型碳酸盐岩沉积，总厚度956.47m。下奥陶统多泉山组下部亮晶灰岩与亮晶白云岩互层段，上部岩性以灰色-深灰色泥晶灰岩、细晶灰岩为主，厚度1187.44m。石灰沟组发育厚层黑色页岩，厚度280m。中奥陶统大头羊沟组为一套砾岩-含砾砂岩-砂质白云岩-角砾状灰岩-灰岩组成的滨海-浅海相沉积建造。 柴达木盆地其它地区下古生界为活动型沉积，在柴北缘为滩间山群，在柴南缘为铁石达斯群。 滩间山群、铁石达斯群是一套中基性火山岩,细碎屑岩(类复理石)和碳酸盐岩组成的弧后火山-浅海沉积建造，由海相碳酸盐岩、碎屑岩以及火山岩组成。滩间山群分为五个岩段，包括b.d两个火山岩段以及a.c.e三个沉积岩段。a岩段为泥岩夹结晶灰岩段，c.e都为砾岩段，c岩段中发育火山碎屑沉积且c岩段发生强烈动力变质作用。 滩间山群a段（O3tn a）、铁石达斯群A段发育黑色泥岩，部分已变质成千枚
岩，主要出露在滩间山、石棉矿和纳赤台地区，其中滩间山地区黑色泥岩厚约70.01m，为好的烃源岩。 （2）烃源岩地球化学特征 ①有机质丰度 A、欧龙布鲁克剖面： 全吉群的黑色页岩TOC值为0.02～0.55%，平均值为0.27%；氯仿沥青“A”范围为0.001%～0.0041%，平均值为0.002%（图2-24）；生烃潜量S1+S2范围为0.01mg/g～0.05mg/g，平均值为0.02mg/g。 图2-24 全吉群氯仿沥青“A”与TOC分布图 寒武系的页岩TOC范围为0.01%～0.11%，平均值为0.05%；氯仿沥青“A”范围为0.0012%～0.0043%，平均值为0.0023%（图2-25）；生烃潜量S1+S2范围为0.02mg/g～0.03mg/g，平均值为0.02 mg/g。 寒武系的灰岩TOC范围为0.02%～0.08%，平均值为0.04%；氯仿沥青“A”范围为0.0016～0.0032%，平均值为0.0022%；生烃潜量S1+S2范围为0.01mg/g～0.15mg/g，平均值为0.065 mg/g。 下奥陶统的多泉山组灰岩TOC值为0.01%～0.19%，平均值为0.05%；氯
第五节烃源岩及其地球化学研究 一、烃源岩的定义 烃源岩:指富含有机质能生成并提供工业数量石油的岩石。如果只提供工业数量的天然气，称生气母岩或气源岩。 由生油岩组成的地层叫生油层。在相同的地质背景下和一定的地史阶段中形成的生油岩与非生油岩的组合称为生油层系。 二、生油岩的岩石类型 泥质岩类：泥岩、页岩等； 碳酸盐岩类：泥灰岩、生物灰岩以及富含有机质的灰岩等。 泥岩和泥灰岩是石油原始物质大量赋存的场所。 特征：粒度细——小于0.05mm，颜色暗——黑、深灰、灰绿、灰褐色等，富含有机质，偶见原生油苗，常见分散黄铁矿等。岩性特征是确定生油岩最简便、最直观的标志。 三、烃源岩的有机地球化学研究 （一）有机质丰度 1.有机碳:系指岩石中残留的有机碳，即岩石中有机碳链化合物的总称，以单位重量岩石中有机碳的重量百分数表示。 生油岩有机碳的下限：细粒页岩为0.4%；而碳酸盐岩可低至 0.3%，甚至 0.1%。咸化环境形成的泥质生油岩可降低至 0.3%。 2.氯仿沥青“A”和总烃含量 可视为石油运移后残留下来的原石油，二者的含量同时反映了有机质向石油转化的程度。 氯仿沥青“A”下限值：0.0025%—0.003%； 总烃下限值：0.0005%—0.001%。 陆相生油层评价标准（胡见义、黄第藩，1991）
（二）有机质的类型 1、元素分析法
2、热解法 由J.Espitalie等发展了一种研究生油岩特征的热解方法，即生油岩分析仪，可以直接从岩样测出其中所含的吸附烃（S1）、干酪根热解烃（S2）和二氧化碳（S3）与水等含氧挥发物，以及相应的温度。 3、正构烷烃
从 C10～C40，主峰碳位置在 nC27、nC29和 nC31。 来源于海相的浮游植物和藻类的有机质气相色谱图上具有中等分子量的正构烷烃，主峰碳位置在 nC15和nC17，为单峰型。 如台湾新竹的上第三系原油为海相原油，南海北部湾下第三系原油为陆相原油。
文章编号:100020747(2002)0420050203 烃源岩测井识别与评价方法研究 王贵文1,朱振宇2,朱广宇3 (1.石油大学(北京);2.中国科学院地质与地球物理研究所;3.东南大学) 摘要:烃源岩测井评价通过纵向连续的高分辨率测井信息估算地层的有机碳含量,弥补了因取心不足而造成的在区域范围内识别与评价烃源岩的困难,为资源量估算及油气勘探决策提供地质依据。研究了用Δlg R 、多元统计分析和人工神经网络方法根据测井信息识别与评价烃源岩的方法,用这些方法对塔里木盆地台盆区21口井寒武2奥陶系进行烃源岩层段识别与评价,将测井资料处理成果与岩心的有机地化、地质录井资料相互检验,证实所用方法基本满足烃源岩评价的需要。图6参7(朱振宇摘) 关键词:烃源岩;有机碳含量;多元统计;人工神经网络;测井信息;识别中图分类号:P631.811 文献标识码:B 有机碳含量(TOC )是反映岩石有机质丰度最主要的指标。对岩心、岩屑样品进行有机地球化学分析,可获得有机质丰度和转化率等系列参数。然而,岩心样品有限,分析费用昂贵且费时,特别是岩屑分析结果可能不准确。利用测井曲线估算地层有机碳含量,既可以克服以上缺点,同时容易得到区域范围的地层有机碳含量数据,为资源量估算及油气勘探决策提供地质依据。笔者在充分考察前人有关烃源岩测井分析方法的基础上,分析与对比Δlg R 法、多元统计分析法和人工神经网络法[127]的特点,并将这些方法运用于塔里木盆地台盆区寒武2奥陶系烃源岩的测井分析与评价中,取得了较好的效果。 1烃源岩的测井响应 富含有机碳的烃源岩具有密度低和吸附性强等特征。假设富含有机碳的烃源岩由岩石骨架、固体有机质和孔隙流体组成,非烃源岩仅由岩石骨架和孔隙流体组成(见图1a ),未成熟烃源岩中的孔隙空间仅被地层水充填(见图1b ),而成熟烃源岩的部分有机质转化为液态烃进入孔隙,其孔隙空间被地层水和液态烃共同充填(见图1c )。测井曲线对岩层有机碳含量和充填孔隙的流体物理性质差异的响应,是利用测井曲线识别和评价烃源岩的基础 。 图1 岩石组成示意图 正常情况下,有机碳含量越高的岩层在测井曲线上的异常越大,测定异常值就能反算出有机碳含量。测井曲线对烃源岩的响应主要有:①在自然伽马曲线和能谱测井曲线上表现为高异常,原因是烃源岩层一般富含放射性元素,如吸咐特殊元素U 。②烃源岩层密度低于其它岩层,在密度曲线上表现为低密度异常,在声波时差曲线上表现为高时差异常。③成熟烃源岩层在电阻率曲线上表现为高异常,原因是其孔隙流体中有液态烃,不易导电,利用这一响应可识别烃源岩成熟与否。 2识别烃源岩的Δlg R 技术 将声波时差曲线(专门刻度孔隙度的测井曲线)叠合在电阻率曲线上(最好是探测仪器所测曲线),两条曲线的幅度差(以每个深度增量来确定)即为Δlg R 。幅度差用相对刻度表示,即每两个对数电阻率循环为 -328μs/m (100μs/δt ),相对于1个电阻率单位的比率为-164μs/m (50μs/δt )。以细粒的非烃源岩为基线,基 线定义在两条曲线“轨迹”一致或在一个有意义的深度段正好重叠处。 Δlg R 与TOC 呈线性关系,并且是成熟度的函数。如果成熟度可以确定,可以将Δlg R 转换为TOC 。Passey 等(1990)经过分析后,提出了相应的经验公式: TOC =Δlg R ×10 a 其中a =2.297-0.1688LOM LOM 是热变指数,反映有机质成熟度,可以根据大量样品分析(如镜质体反射率分析)得到,或从埋藏史和热史评价中得到。 5 石 油 勘 探 与 开 发 2002年8月 PETRO LE UM EXP LORATI ON AND DE VE LOP ME NT V ol.29 N o.4