雅布赖盆地为早侏罗世开始发育形成的小型断陷叠合盆地，也是我国油气资源战略选区由大型含油气盆地向中小型含油气盆地转型的试点之一.该盆地于1997年勘探至今，主要研究内容仍停滞在沉积、构造、单一地球化学特征等方面(魏志彬等，2001；吴茂炳等，2007；钟福平等，2010；赵宏波等，2011；钟玮等，2013)，系统的烃源岩有机地球化学特征、成熟度演化及其与油气之间的关系等研究程度薄弱.初步勘探表明萨尔台凹陷中侏罗统具有一定的勘探开发潜力，为了进一步弄清其地球化学特征、成熟度及其演化情况，探索与油气生成的关系.本文以各种有机地球化学参数为基础，对中侏罗统烃源岩有机质丰度、有机质类型进行分析，并做出综合评价.以现今地温场为约束条件，以镜质体反射率(R_o)为古温标，建立热演化模型，揭示萨尔台凹陷中侏罗统烃源岩成熟度演化过程.

雅布赖盆地位于我国内蒙古阿拉善地区北部，面积约1.5×10⁴ km²，是受北大山逆冲推覆断裂和雅布赖山正断层控制发育的小型断陷翘倾叠合盆地(吴茂炳等，2007；赵宏波，2011).该盆地由西部坳陷和东部隆起两个一级构造单元及红杉湖凹陷、萨尔台凹陷、黑茨湾凸起三个二级构造单元构成(图 1).萨尔台凹陷位于西部坳陷南部，是盆地侏罗系地层主要的沉积中心，也是最主要的勘探研究区域.沉积地层主要以侏罗系、白垩系、第三系和第四系盖层为主，直接覆盖在前元古界斜长花岗岩变质基底之上.其中，中侏罗统(J₂)湖相暗色泥岩发育，在凹陷沉积中心暗色泥岩、粉砂质泥岩厚度可达1053 m，为主要的勘探目的层.从下到上可划分3套烃源岩层：青土井组(J_2q)、新河组下段(J_2x¹)、新河组上段(J_2x²).

图 1

Fig. 1

图 1 研究区构造位置及样品采集分布图 Fig. 1 Tectonic location and sampling points distribution

地层中埋藏的分散有机质是油气形成的物质基础，且这些有机质的丰度和类型决定着油气生成量的大小和性质，因此，对烃源岩进行有机质丰度和类型的评价具有重要意义.有机碳含量(TOC)、生烃潜力(S₁+S₂)、氯仿沥青“A”等是国内外普遍使用的有机质丰度指标(尚慧芸和李晋超，1981；胡见义等，1991；查明等，1994；陈建平等，1996；张厚福等，1999).

研究区用作TOC测定的样品主要为灰色—灰黑色泥岩，还包括少量的煤、暗色粉砂质泥岩等.由各组TOC含量分布直方图可见，在不同构造区域、不同层位TOC含量存在较大的差异.J_2x²有机碳含量在整个萨尔台凹陷普遍较低，集中分布在0~0.6%之间，为差生油岩.J_2x¹有机碳含量在斜坡带分布不均匀，主要分布在0.6%~1.0%和>4.0%两个区间之间，为中等生油岩和好生油岩的混合堆积，而在凹陷中心和黑沙低凸起地带，呈正态分布，集中分布在0.6%~1.0%之间，为中等生油岩.J_2q有机碳含量在斜坡带主要分布在>4.0%的范围内，为非常好生油岩，在凹陷中心主要分布在0~0.4%，为差生油岩，在黑沙低凸起分布在0.9%~1.2%之间，为中等生油岩(图 2).中侏罗统烃源岩生烃潜量在萨尔台凹陷的分布也表现出较强的非均质性.J_2x²生烃潜量在整个凹陷普遍偏低，集中分布在0~0.5 mg/g之间，为非或差生油岩.J_2x¹生烃潜量在斜坡带集中分布在0~2.0 mg/g和>20 mg/g区间，为差与好生油岩的混合，整体为中等—好生油岩，在凹陷中心、黑沙低凸起主要分布在0.5~1.5 mg/g、0~0.5 mg/g之间，为非或差生油岩.J_2q在斜坡带生烃潜量主体大于20 mg/g，为极好生油岩，在凹陷中心和黑沙低凸起分布较低，均表现为非或差生油岩(图 3).TOC含量和生烃潜量(S₁+S₂)所表现的的有机质丰度及分布特征，具有较高的一致性.

图 2

Fig. 2

图 2 不同构造区域中侏罗统烃源岩TOC分布 Fig. 2 Distribution of TOC of Middle Jurassic source rocks in different structural locations

图 3

Fig. 3

图 3 不同构造区域中侏罗统烃源岩生烃潜量(S1+S2)分布 Fig. 3 Distribution of(S1+S2)of Middle Jurassic source rocks in different structural locations

表 1(Table 1)

表 1 泥质生油岩级别划分方案 Table 1 The classification scheme of argillaceous source rock lever according to TOC，S1+S2 and chloroform bitumen “A” 生油岩级别 TOC/% S1+S2/(mg/g) 氯仿沥青“A”/% 非或差 <0.5 0~2 <0.01 中 0.5~1 1~2 0.1~0.2 好 2~6 6~20 非常好 2~4 >20 >0.2 极好 4~>8

表 1 泥质生油岩级别划分方案 Table 1 The classification scheme of argillaceous source rock lever according to TOC，S1+S2 and chloroform bitumen “A”

本区氯仿沥青“A”测试分析较少，由斜坡带Yt8井测试分析可知，J_2x¹氯仿沥青“A”含量分布在0.036%~0.36%之间，集中分布在0.036%~0.093%之间，为中等生油岩.

有机地球化学剖面显示，在萨尔台凹陷沉积中心有效烃源岩主要集中分布在新河组，青土井组由于埋藏深，热演化程度过高，导致残留有机碳含量、氢指数等参数较新河组低，厚度较薄.沉积中心北部的斜坡带，有效烃源岩主要分布在青土井组和新河组下段，其中，新河组下段有效烃源岩在地层顶部和底部分布较厚.黑沙低凸起中侏罗统烃源岩质量整体较差(图 4).

图 4

Fig. 4

图 4 不同构造区域地球化学综合柱状图 Fig. 4 The synthesis column map of Geochemistry in different structural locations

通过残余有机碳含量、氯仿沥青“A”及生烃潜量综合评价(表 2)显示：雅布赖盆地萨尔台凹陷斜坡带J_2x¹、J_2q烃源岩为中等—好生油岩，具有较好的生油潜力；凹陷中心J_2x¹为中等—好生油岩；黑沙低凸起有机质丰度较低，生油潜力低.由此可见，萨尔台凹陷J_2x¹、J_2q烃源岩可作为盆地油源的优良物质基础.

图 5

Fig. 5

图 5 萨尔台凹陷中侏罗统烃源岩有机质类型 Fig. 5 Organic types of Middle Jurassic source rocks in Sartai Sag

图 6

Fig. 6

图 6 YT8井干酪根显微组分照片(a~h透射光照片；a′~h′荧光照片) Fig. 6 Kerogen maceral photos of YT8 well

在不同的沉积环境中，不同来源的有机质形成的干酪根，其化学性质和生烃潜力具有很大的区别.本次研究主要利用岩石热解参数法和光学法(张厚福等，1999)进行有机质类型划分.

不同类型的有机质具有不同的热演化轨迹，可依据氢指数(HI)与最高热解峰温(T_max)的相互关系，来判断有机质类型(王剑秋等，1992).热解参数分析表明：J_2x²烃源岩主要为Ⅲ型干酪根，含少量Ⅰ、Ⅱ型，广泛分布在整个萨尔台凹陷.J_2x¹烃源岩在凹陷中心主要为Ⅱ₂-Ⅲ型，黑沙低凸起带主要分布Ⅱ₂-Ⅲ、Ⅰ型，在斜坡带各类型干酪根均有分布，且比重相当，为Ⅰ-Ⅲ型干酪根的混合堆积.J_2q烃源岩在凹陷中心主要含Ⅲ型干酪根，在斜坡带主要为Ⅱ₁-Ⅱ₂型，黑沙低凸起主要为Ⅱ₂-Ⅲ型(图 4、图 7).

图 7

Fig. 7

图 7 中侏罗统镜质体反射率(Ro)与深度关系图 Fig. 7 Correlation between Ro(%) and depth(m)in the Middle Jurassic

表 2(Table 2)

表 2 有机质丰度综合评价结果 Table 2 Comprehensive evaluation results of organic matter abundance

表 2 有机质丰度综合评价结果 Table 2 Comprehensive evaluation results of organic matter abundance

一般情况下，通过透射光显微鉴定，并结合荧光照射等手段，可以对生油岩有机质类型得到比较直观的认识.针对干酪根显微组分的划分，由煤岩学家Teichmüller(1986)为代表的三组分划分方案，演变成如今普遍使用四组分方案，即腐泥组、壳质组、镜质组、惰质组(朱俊章等，2007).根据干酪根显微组分对生油的贡献大小，对其以不同加权系数表示，即腐泥组生油潜力最大，加权系数取+100；惰质组生油潜力最小，取-100；壳质组有一定的生油潜力，取+50；镜质组比腐泥组和壳质组差得多，取-75.将统计所得的各组分百分含量，按以上加权系数可算出类型指数(TI)值(曹庆英，1985；涂建琪等，1998).计算公式为

式中，a-腐泥组百分含量；b-壳质组百分含量；c-镜质组百分含量；d-惰质组百分含量

规定当TI≥80为Ⅰ型干酪根，40≤TI<80为Ⅱ₁型干酪根，0≤TI<40为Ⅱ₂型干酪根，TI<0为Ⅲ型干酪根.据斜坡带Yt8井(1480.0 m，J_2x²；1512~1820.0 m，J_2x¹)灰色、深灰色泥岩样品的干酪根显微组分透射光—荧光组合照片及测试结果显示：干酪根显微组分主要以腐泥组为主，含少量的惰质组和镜质组，基本不含壳质组.腐泥组呈黄色、棕黄色，云雾状或棉絮状，没有一定的外形轮廓，荧光照射下具有黄绿色荧光(图版Ⅰe-e′，h-h′)；惰质组由块状基质与微细颗粒组成，透射光下黑色不透明，荧光照射下无荧光显示，其性质相当于煤中的粗粒体，生油能力差(图版Ⅰa-a′~c-c′).通过统计各显微组分的百分比含量，并代入公式(1)，求得TI指数为-2.75~53.0，即J_2x²以Ⅲ型干酪根为主，J_2x¹主要为Ⅱ₁-Ⅱ₂型干酪根(表 3).

表 3(Table 3)

表 3 干酪根显微组分统计表 Table 3 Statistical table of kerogen maceral 样品号 层位 深度/m 岩性 腐泥组/% 壳质组/% 镜质组/% 惰质组/% 腐泥组颜色 类型指数 类型 Yt8-1 J2x2 灰色泥岩 45 无 29 黄色 -2.75 Ⅲ Yt8-2 J2x1 1512 灰色泥岩 51 30 19 黄色 9.50 Ⅱ2 Yt8-3 J2x1 1548 灰色泥岩 53 28 19 黄色 13.00 Ⅱ2 Yt8-4 J2x1 1592 灰色泥岩 56 20 24 黄色 17.00 Ⅱ2 Yt8-5 J2x1 1670 深灰色泥岩 79 10 11 黄色 60.50 Ⅱ1 Yt8-6 J2x1 1743 灰色泥岩 58 27 15 22.75 Ⅱ2 Yt8-7 J2x1 1770 深灰色泥岩 60 26 14 黄色 26.50 Ⅱ2 Yt8-8 J2x1 1820 灰色泥岩 75 12 13 棕黄 53.00 Ⅱ1

表 3 干酪根显微组分统计表 Table 3 Statistical table of kerogen maceral

岩石热解参数法和光学法分析认为萨尔台凹陷不同层位、不同次级构造位置的烃源岩类型不同.通过对研究区中侏罗统烃源岩的热演化分析，可进一步探索有机质丰度、类型与油气生成的关系.

烃源岩有机质丰度和有机质类型是烃源岩转换成油气的物质基础，而一定的有机质成熟度则是烃源岩开始大量生烃并向油气转换的必要条件.目前用于评价有机质热演化程度的方法较多，其中镜质体反射率(R_o)是公认的研究有机质热成熟度的最佳参数之一(任战利，1992；蒋国豪等，2001；崔军平等，2007；袁玉松等，2007；Petersen et al., 2012).

研究区J_2q烃源岩R_o值分布在0.67%~1.55%之间，平均1.1%，处于中—高成熟阶段，烃源岩热演化程度较高；J_2x¹镜质体反射率值分布在0.45%~1.08%之间，平均为0.78%，处于低—中成熟阶段，烃源岩热演化程度较好；J_2x²镜质体反射率值分布在0.45%~0.7%之间，平均0.56%，处于未熟—低成熟阶段，烃源岩热演化程度较低.因此，就热演化程度而言，J_2x¹和J_2q烃源岩具有良好的生油条件.

不同的构造单元有不同的沉降史，往往会导致不同的热演化过程(任战利等，2000).萨尔台凹陷中心和斜坡带镜质体反射率随着沉积地层埋深(温度)的增加而增大，与深度(温度)呈正相关性，表明具有良好的稳定传导型古地温场.黑沙低凸起带R_o随深度呈扇形或不规则分布，在较小的深度差内具有较大的变化幅度，表明黑沙低凸起带在形成过程中受火山岩异常热作用(唐晓音等，2013；张旗等，2013)的影响，致使有机质热演化发生异常(图 7).

对于一个重要的油气勘探区而言，仅仅只知道钻井或露头样品的现今成熟度是远远不够的，为了进一步减小勘探风险，对烃源岩有机质成熟度演化的动态分析是一项重要的基础工作(杨树春等，2005).本次成熟度演化研究是在建立精细埋藏史的基础上，以现今地温场为约束条件，R_o为古温标参数，采用古地温梯度法(程本合等，2001；吴景富等，2013)，建立研究区热演化模型，进行烃源岩成熟度演化分析(图 8).分析结果表明萨尔台凹陷不同构造单元中侏罗统烃源岩成熟度演化有一定的差异：

1)中侏罗世早期(180.0 Ma)—晚侏罗世末期(140.0 Ma)： 萨尔台凹陷普遍快速沉降，中侏罗统地层温度迅速增高.在40 Ma内，J_2q烃源岩热演化经历了未熟—低熟—中熟—高熟四个演化阶段；J_2x¹自开始沉积到晚侏罗世末期经历了未熟—低熟—中熟三个阶段；J_2x²在晚侏罗世末期进入低熟阶段.

2)晚侏罗世末期—早白垩纪末(100 Ma)：在此期间发生了晚侏罗末期规模剧烈的构造隆升，致使地层冷却降温，不利于烃源岩热演化.沉积凹陷、黑沙低凸起带在早白垩世的沉降增温过程中由于地温梯度的减小以及最大埋藏深度尚未超过第一期，导致增温效应并不明显，各组烃源岩基本维持在晚侏罗世末期达到的成熟情况；斜坡带在早白垩世末地层沉降厚度超过晚侏罗世末，达到最大埋深，烃源岩进一步热演化.

3)早白垩纪末期—现今：萨尔台凹陷整体处于隆升阶段，仅在晚第三纪出现小规模的沉降，不具备烃源岩进一步热演化的温度条件.

烃源岩有机质丰度、类型是油气生成的物质基础，一定的成熟度演化是油气生成的必备条件.萨尔台凹陷烃源岩有机质丰度、类型、热演化程度在不同构造位置、不同层位其差异性较大，必然会影响油气生成的质量和规模.综合分析表明：J_2x²组烃源岩主要为Ⅲ型低丰度有机质，广泛分布于整个萨尔台凹陷，且热演化程度低，生油能力极为有限，该层位中发育的有效砂体可作为下部油气的储集体.J_2x¹烃源岩在斜坡带和沉积中心有机质丰度较高，Ⅰ-Ⅲ型干酪根均有分布，以Ⅱ₂-Ⅲ型最多，成熟度达到中熟，具有较好的生油潜力.J_2q在斜坡带为Ⅱ₂-Ⅲ型中等—好生油岩，成熟度达到中等成熟，具备大量生油的物质和热演化基础；在凹陷中心主要为低丰度的Ⅲ型有机质，但埋藏深度大，可成为潜在有利气源.黑沙低凸起带主要为低丰度的Ⅱ₂-Ⅲ型有机质，生油潜力较低(图 9)，但其所处有利构造位置可形成有效的背斜圈闭油藏.

图 8

Fig. 8

图 8 不同构造位置中侏罗统烃源岩成熟度演化模拟(a)凹陷中心(b)黑沙低凸起(c)斜坡带 Fig. 8 The maturity evolution simulation of the Middle Jurassic source rocks in different structural location

图 9

Fig. 9

图 9 烃源岩类型、成熟度与油(气)源空间组合图 Fig. 9 The constitution diagram of source rocks type，maturity and oil-gas source

热史分析表明，J_2x¹和J_2q烃源岩在中侏罗世进入快速成熟演化阶段，在晚侏罗世末期达到最大成熟度之前已开始大量生烃.而斜坡带J_2x¹、J_2q烃源岩除经历此过程外，在早白垩世末期达到最大埋深，具有二次生烃的可能.

萨尔台凹陷中侏罗统烃源岩空间分布具有非均质性，导致各组烃源岩对油气成藏的贡献与作用不同.在凹陷沉积中心，J_2q主要为Ⅲ型有机质，由于埋藏深度大，热演化达到高成熟阶段，可成为潜在的有利气源；J_2x¹以Ⅱ₂-Ⅲ型中-好烃源岩为主，热演化达到中成熟，为有利油源区.在斜坡带，J_2q、J_2x¹均为中成熟中-好烃源岩，具有良好地生油条件.在黑沙低凸起带，各组烃源岩有机质丰度较低，生油潜力较差，但所处构造位置有利于形成有效背斜圈闭油藏.J_2x¹烃源岩为差生油岩，普遍分布萨尔台凹陷全区，且热演化程度低，只能作为下部油(气)经垂向运移后的储集体.

中侏罗世早期(180.0 Ma)至晚侏罗世末期(140.0 Ma)是萨尔台凹陷中侏罗统烃源岩成熟度演化最重要的时期.在此时间段内J_2x¹、J_2q烃源岩快速经历了多阶段演化并达到中高热演化程度，是有机质开始大量向油气转化的关键时期.另外，早白垩世末(100.0 Ma)斜坡带中侏罗统达到最大埋深，成为该区域烃源岩成熟演化的第二个关键时期.凹陷沉积中心及斜坡带的J_2x¹和J_2q烃源岩，可作为雅布赖盆地油气藏的主要油源，在晚侏罗世、早白垩世大量生油(气)后，沿优势运移通道运移至有效岩性或构造圈闭而聚集成藏.

致 谢 感谢西北大学地质学系任战利研究员、中石油玉门油田分公司马国福、张睿胜等领导在成文中给予的大力帮助和支持.在此，一并对提出宝贵意见和建议的外审专家表示衷心的感谢！