Question

海相碳酸盐岩评价标准及下限的讨论

Answer 1

烃源岩有机质的丰度、类型和成熟度是影响烃源岩生烃特征的决定性因素。我国碳酸盐岩有机质类型总体稳定，主要为Ⅰ—Ⅱ型，成熟度普遍较高，碳酸盐岩烃源岩评价的关键是如何评价其有机质丰度。目前，随着地球化学分析仪器精度的提高和分析手段的增多，准确测定碳酸盐岩的有机质含量已不存在问题，因此，海相碳酸盐岩烃源岩评价的焦点是建立是一个科学合理的有机质丰度评价标准。

1.碳酸盐岩评价标准下限研究现状

碳酸盐岩烃源岩评价标准是一个颇有争议的问题，不同学者的观点相去甚远（表4-1-1），主要体现为国外研究者提出的丰度下限值为0.12%～0.50%，而国内大多在0.05%～0.2%之间，究其原因是由于研究对象、地区、源岩时代、成熟度及对下限值的认识不同所致。国外海相碳酸盐岩大都为中、新生代沉积，成熟度处于生油阶段，有机质丰度较高；而我国的海相碳酸盐岩主要为寒武纪—奥陶纪、中—新元古代沉积，大都属于高成熟—过成熟阶段，有机质丰度低。

20世纪80年代，国内学者针对我国古生代陆表海碳酸盐岩丰度较低、成熟度较高的特点，提出碳酸盐岩烃源岩的有机质丰度标准相对较低，并为石油勘探部门沿用至今。但多年的勘探实践，使我国一些地球化学工作者开始反思作为有效碳酸盐岩烃源岩的有机质丰度评价标准问题，并提出了各自的评价标准（郝石生等，1996；钟宁宁等，1998；梁狄刚等，2000；夏新宇，2000；秦建中等，2004；薛海涛等，2004），但评价标准下限值仍难以统一，梁狄刚、夏新宇等学者主张碳酸盐岩烃源岩有机质丰度下限应为0.40%～0.50%，即与泥质烃源岩的评价标准基本一致。有的学者则认为碳酸盐岩烃源岩与泥质烃源岩相比更利于生、排烃，因此，应采用较泥质烃源岩更低的评价标准。

秦建中等（2004）通过模拟实验测得碳酸盐岩排烃下限值为TOC＝0.06%～0.12%，以此为基础，参考国内外已有的评价标准，综合讨论了有机质类型、有机相、成熟度等因素的影响，提出了碳酸盐岩烃源岩的评价标准，将未熟—成熟碳酸盐岩烃源岩有机质丰度下限定为0.2%～0.4%，高成熟—过成熟碳酸盐岩烃源岩有机质丰度下限为0.1%～0.25%。并指出碳酸盐岩和泥岩烃源岩的评价标准应按生烃潜力相等或相近统一划分，但碳酸盐岩有机质丰度下限值应低于泥岩，原因是：①碳酸盐岩的有机质类型多属于偏腐泥型；②碳酸盐岩对于干酪根的催化生烃效率比泥岩高；③碳酸盐岩沉积体系趋向于形成生-储-盖三位一体的联合系统，油气运移距离近；④碳酸盐岩常常伴有石膏等良好盖层；⑤我国碳酸盐岩多处于高成熟—过成熟阶段，以生气为主，因此也应包括气源岩。钟宁宁（1999）对碳酸盐岩烃源岩尤其是渤海湾盆地碳酸盐岩烃源岩进行了研究，归纳出渤海湾盆地碳酸盐岩油源岩和气源岩的分级评价标准。碳酸盐岩沉积区（Ⅱ型有机质，成熟碳酸盐岩）油源岩有机质丰度下限值为0.18%；渤海湾盆地有机质类型为II型的成熟气源岩所对应的理论下限值约为0.13%。

由此可见，尽管国内外学者进行了大量的研究工作，碳酸盐岩烃源岩评价要取得统一的标准仍是一个十分困难的事情。烃源岩评价标准作为衡量烃源岩优劣的尺度，应当从评价目的出发，结合具体的研究对象，经过理论计算、科学实验和实例的归纳总结才能制定出科学合理的评价标准。

2.碳酸盐烃源岩下限值的分类

对烃源岩的评价应根据评价目的采用不同的评价标准，从石油天然气成藏的角度重新审视碳酸盐烃源岩的评价标准，应当包括3个级别的烃源岩下限标准：最低烃源岩下限、有效烃源岩下限和可能形成大规模油气田的烃源岩下限。最低烃源岩下限标准是基于生烃岩能否成为烃源岩的评价目的，是指可以完全否定其烃源岩作用的标准，因此，以生烃岩残留烃达到饱和而尚未排出时的有机质丰度为评价下限。有效烃源岩下限标准是基于烃源岩能否为油气成藏提供有效烃源的评价目的，该下限的界定则考虑烃源岩的生烃量是否足以形成有工业价值的油气藏，因此，最重要的考虑因素是烃源岩的排烃能力。可能形成大规模油气田的烃源岩评价标准是基于寻找大型油气田的评价目的，此下限值的确定是在收集世界大型油气区烃源岩有机质丰度、烃源岩厚度、排烃强度等资料的基础上，经过归纳总结得出的，这一标准也是针对油气资源战略选区的需要而提出的。

3.最低烃源岩下限

无论何种生烃机理，只有当生烃量满足了岩石吸附、孔喉充填、流体溶解等多种残留需要，多余的烃类才能排出。因此，最低烃源岩下限接近于生烃量可满足吸附烃、残留烃及包裹烃达到饱和时的有机质丰度。吸附烃和残留烃可用残留油和残留气来表示。在已知有机质的生烃产率的条件下，根据这些残留烃类的量可以直接推算出有机质的最低丰度。

（1）油源岩下限值

1）饱和吸附烃量的计算。在碳酸盐岩中可溶有机质由3个部分组成：一是岩石破碎后直接用溶剂抽提所得，即通常所说的氯仿沥青“A”；二是从破坏碳酸盐矿物结晶格架的盐酸溶液中萃取出来的，称之为氯仿沥青“B”；三是抽提后岩样的盐酸不溶残余物再次用氯仿抽提所得，即氯仿沥青“C”（周中毅等，1983；傅家谟等，1984；郝石生，1993；程克明，1996；赵政璋，2000），以上三种沥青的总量即可视为饱和吸附烃含量。张水昌等（2002）研究表明：有机质丰度高的烃源岩排烃强度大，并随着成熟度的增高不断加强；有机质丰度低的烃源岩排烃强度弱，或者只有在更高成熟阶段才会排烃。如富有机质烃源岩，当干酪根的12%～25%转化成烃时，烃类便开始并源源不断地排出和运移；而在贫有机质烃源岩中，只有当干酪根的50%～100%转化成烃时才开始排烃，甚至干酪根达到较高的演化阶段，液态烃产率减少直到停止时，残留液态烃仍未达到饱和。因此，岩石中可溶抽提物总量与有机质丰度、有机质成熟度具有一定的关系，在研究低丰度有机质饱和吸附烃含量时，应挑选有机质丰度适宜的样品，在进行临界饱和烃计算时，取凝析油带临界烃饱和含量为宜。

由华北地区下古生界岩石样品中可溶有机质与有机质成熟度关系图（图4-1-1）可见，氯仿沥青“A”对成熟度相当敏感，随成熟度的增加而迅速减少。因此，临界饱和烃的量也与成熟度有密切关系，并非一个定值。一般认为R_o在0.5%～1.3%时为烃源岩的生油窗。在R_o为1.3%时，氯仿沥青总量一般小于450×10^-6，由此大致估计在生油窗范围内，生烃量达到最高峰时，吸附烃饱和量约为425×10^-6，此值与程克明（1996）对南华北地区碳酸盐岩样品分析的结果相近，可作为最低烃源岩下限值计算的饱和吸附烃参数。

图4-1-1 低丰度有机质成熟度与有机质饱和吸附烃量的关系

2）碳酸盐岩生成液态烃产率。对不同类型、不同岩性的干酪根进行封闭体系生烃动力学模拟实验研究，并通过EASY R_o% 动力学方法计算出不同生烃速率条件下各温度点对应的成熟度（图4-1-2），转换成有机质成熟度后，生烃曲线基本吻合。实验结果可以看出，随成熟度、有机质类型、样品个体的差异以及实验方法的不同，生烃热演化结果也具有一定的差异。其中，Ⅰ型干酪根最高可生成液态烃量为325.77mg/g；Ⅱ型干酪根最高可生成液态烃量为235.84mg/g；Ⅲ型干酪根最高可生成液态烃量为56.04mg/g。

图4-1-2 不同类型干酪根高温高压封闭体系的液态烃产率

3）油源岩有机质丰度下限值的计算。根据公式（4-1-1），用不同类型有机质的最大吸附量值除以干酪根的最大液态烃产率，可计算出Ⅱ型干酪根最低油源岩下限为0.18%，Ⅰ型干酪根最低油源岩下限为0.13%。

最大吸附量值=TOC_最低下限×最大液态烃产率　（4-1-1）

（2）气源岩下限值

1）岩石中气态烃吸附量的计算。碳酸盐岩自身残留的天然气可以看作由四部分组成：矿物和有机质表面的吸附气、矿物晶格中的包裹气、孔隙中的游离气和水溶气。

据夏新宇（2000）分析，碳酸盐岩的吸附气可以忽略；包裹气参考前人对鄂尔多斯盆地奥陶系33个样品的研究结果，取209.1ml/kg（标准状态）；溶解气含量远小于游离气，可以不考虑；游离气可通过岩石孔隙度、地层温度、压力、含气饱和度进行计算，取80ml/kg（标准状态）。因此，碳酸盐岩中有机质生气量达到289.1ml/kg（标准状态）时才能排出。

2）碳酸盐岩气态烃产率及最低气源岩下限的计算。耿新华等（2005）对海相碳酸盐岩（三塘湖盆地Ⅱ型干酪根）进行了气态烃的生烃动力学模拟，结果表明：升温速率为20℃/小时，温度约为515℃时，成熟度相当于地质条件下R_o为2.0%左右。生成的气态烃量约为232ml/g，采用此值进行气源岩最低下限值计算，结果为0.125%。钟宁宁所提出的0.13%可能考虑了溶解气和吸附气，因此，气源岩最低下限值可定为0.13%。

4.有效烃源岩下限

有效烃源岩表示该烃源岩层有一定的排烃能力，排烃强度能够满足独立成藏的要求。因此，对于寻找工业油气藏而言，有效烃源岩下限的确定更具现实意义。确定有效烃源岩的有机碳下限，应当从勘探实践出发，并通过理论计算、模拟实验加以佐证。

不仅能够生烃，而且具有一定的排烃能力是有效烃源岩区别于一般烃源岩的重要标志，通过对不同有机质丰度的碳酸盐岩样品进行高温高压热模拟实验，确定有效烃源岩下限。在高温、高压条件下，当烃源岩热演化进入大量生烃阶段，如果烃源岩生成烃的量足以产生排烃作用，则其排烃通道为热模拟条件下产生的微裂缝。因此，在生烃高峰期能够形成有烃类排出的微裂缝所需的最低有机质丰度即可认定为有效烃源岩下限。

（1）有效油源岩下限的确定

1）实验样品与方法。实验样品（表4-1-2）除C12选自辽南地区外，其他均为冀中坳陷下古生界样品，由样品T_max值可以看出，所选样品大多处于低成熟演化阶段，适于进行热模拟实验。

表4-1-2 模拟实验所用样品基本数据

模拟设备采用等温高压无水封闭体系，高压釜内样品被石英砂包围，由千斤顶提供的压力稳定在80Mpa，并通过石英砂传递到原岩样品。实验体系与卢家烂等（1994）排烃实验体系不同的是，生成的烃类不能排出体系之外，但可以进入周围的石英砂中。据前人研究，380℃时生、排烃量达到最大值，因此实验设置380℃、430℃和480℃三个等温点，每个温度点用一个原始样品进行加热48h，原岩及加热后的样品均磨制反射光片进行荧光、反射光观察。

2）实验结果。有机质丰度最低的样品C12（TOC=0.12%），原岩基本无荧光，热模拟后的样品同样基本无荧光，平行压力方向的切面有少量沥青体的出现（图版4-1-1），荧光强度较弱，未达到可以排烃的强度。而另一块垂直压力方向的切面则无荧光显示。由此可见，低丰度有机质也可生烃并有可能沿裂隙运移聚集形成沥青，这也许是某些地层出现“晶洞沥青”或沥青条带的原因，但一般这种沥青对于排烃并无现实意义。

样品A55（TOC=0.29%）的T_max值最高，显示其成熟度较高。未加热的原岩样品荧光强度最大（图版4-1-2），表明其可能处于生烃高峰。热模拟后样品的荧光随模拟温度的升高而有所减弱，且荧光呈现出矿物的形态（图版4-1-3，图版4-1-4），说明发荧光的是矿物中包裹的有机质。

样品G29（TOC=0.37%）原岩荧光相对较高，且分布均匀（图版4-1-5）。但在加热以后，荧光强度明显减弱，由黄绿色变为褐色，此外，还有不均匀沿裂隙分布的沥青体。由于原岩中未观察到这些沥青体，因此，沥青体为大量烃类聚集的结果，应当是发生大量排烃的痕迹（图版4-1-6）。而在430℃温度点时，沥青体已经很少，大多为矿物中包裹的有机质发荧光。矿物中的有机质由于矿物的保护而保留下来，但边缘荧光已经明显较弱（图版4-1-7）。

样品G16（TOC=0.49%）成熟度相对较低、有机质丰度较高，其荧光变化却是另一种现象。原岩具有较强烈的黄绿色荧光（图版4-1-8），而380℃等温模拟实验后，样品有些区域荧光更为强烈，显示有大量烃类生成，且偶尔有沥青条带出现（图版4-1-9，图版4-1-10）。430℃等温模拟实验后，荧光明显变弱，且在弱荧光区域，显示以碳酸盐岩矿物形态出现的荧光（图版4-1-11，图版4-1-12）。

G45（TOC=0.58%）具有最高的有机质丰度和较低的成熟度，原岩样品显示强烈的黄绿色荧光（图版4-1-13），并显示有沥青体的出现。380℃等温模拟实验后，部分区域仅显示呈矿物形态的褐色弱荧光（图版4-1-14），而有些区域则显示出大量沥青体所具有的黄绿色荧光（图版4-1-15）。430℃时，总体荧光略有减弱，但沥青体所具有的荧光却几乎没有变化（图版4-1-16）。同时大量沥青体出现在与压力平行的切面上（图版4-1-17），而与压力垂直的面上则基本无沥青体的出现，或沥青体仅以条带状出现（图版4-1-18）。

上述实验表明，碳酸盐岩烃源岩有机质丰度为0.37%时，已经发生大量排烃，因此，有效油源岩下限值可定为0.35%。

3）勘探实例。前人研究表明，渤海湾盆地以下古生界烃源岩为母源的油气田较少，仅在黄骅坳陷孔西潜山发现了源自下古生界碳酸盐岩烃源岩的油藏。黄骅坳陷下古生界烃源岩有机质丰度普遍偏低，但也存在有机质丰度达0.3%～0.5%的烃源岩，如徐13井峰峰组灰岩有机质丰度为0.37%，峰峰组上段最高可达0.66%，下段最高仅0.23%；而上马家沟组二段、三段最高有机碳含量为0.38%；上马家沟组一段的泥灰岩有机质丰度达0.87%，这些有机质丰度较高的碳酸盐岩烃源岩都可能是有效油源岩。

根据模拟实验结果和勘探实例，参考前人的研究成果，针对我国渤海湾盆地海相碳酸盐岩成熟度较高的特点，有效油源岩有机质丰度下限值确定为0.35%。

（2）有效气源岩下限的确定

1）有效排烃通道形成的动力学研究。钟宁宁等（2001）研究了岩石内压和动力学参数之间的关系，并根据数学模型讨论了岩石临界破裂压力和地温之间的关系。将岩石内压与对应地温关系和临界破裂压力与地温关系叠合（图4-1-3），可以看出，不同碳酸盐岩样品产生有效排烃通道的条件是有差异的。分析认为，产生有效排烃通道的条件与岩石的烃产率有关，特别与有机质丰度有关。丰度高的碳酸盐岩样品（样品STH-2，TOC为2.73%）在大量生烃开始时就产生足够的生烃增压，使岩石产生微裂缝而形成有效的排烃通道。丰度降低，岩石产生微裂缝需要更高的温度，如样品JC-3，TOC为0.64%，岩石产生微裂缝的地温约为136℃；样品JC-4，TOC为0.46%，岩石产生微裂缝的地温约为149℃，样品TZ-1，TOC为0.25%，即使地温超过160℃岩石仍未产生微裂缝。

根据不同有机质丰度碳酸盐岩岩石内压的变化曲线（图4-1-4）可以看出，有机质类型一致时，岩石内压的变化曲线体现的是有机质丰度的影响。通过分析不同有机质丰度岩石内压曲线的变化规律，可以得到不同有机质丰度的岩石产生微裂缝形成有效排烃通道的临界条件。从4个样品的换算结果进行分析，碳酸盐岩样品产生微裂缝形成有效排烃通道的TOC临界值为0.3%左右，由于讨论的是最低下限标准，且TOC最低的实验样品TZ-1的成熟度较高（R_o为0.89%），因此，有效气源岩下限值确定为0.25%。

2）形成小型油气田的最低烃源岩下限实例。假设生成的气态烃能够在岩石中形成裂缝并排出烃类，且不考虑二次运移、耗散等作用的影响，去除饱和吸附的气态烃量，考虑华北前古近系碳酸盐岩地层的成熟度较高的特点，运用气态烃生烃动力学数据（耿新华等，2005）对排烃所对应的有机质丰度进行计算。如有机质丰度为0.25%的碳酸盐岩，去除烃源岩吸附的0.13%，按0.12%计算，生气量可达小型气田的中值（表4-1-3，表4-1-4），考虑气态烃在成藏过程中具有相当的耗散，有效气源岩下限值定为0.25%较合理。

图4-1-3 岩石内压值-地层温度关系与理论破裂线叠合图

（据钟宁宁等，2001）

图4-1-4 不同有机质丰度的碳酸盐岩岩石内压的变化曲线

（据钟宁宁等，2001）

5.形成大规模油气田的烃源岩下限

大量的资料证明，形成大规模油气藏的烃源岩必须具有雄厚的物质基础，必须有高丰度的烃源岩。因此，从油气战略选区的需要出发，有必要确定一个适用于油气资源战略选区的烃源岩下限标准，即有机碳低于这个下限值就不可能形成大规模油气藏。

表4-1-3 中国主要含气盆地生气强度评价标准

（据戴金星，1990）

表4-1-4 形成不同级别气田所需烃源岩有机碳含量

对全球海相含油气盆地的统计分析表明，形成大中型油气田的碳酸盐烃源岩的有机质丰度均较高（表4-1-5）。法国石油研究院（1987）统计的18个盆地碳酸盐岩烃源岩的有机质含量平均值（0.67%），大大高于一般碳酸盐岩。美国、澳大利亚、加拿大、沙特阿拉伯等4个重要碳酸盐岩大油气田的碳酸盐岩有机碳含量为1.4%～4%，世界19个重要碳酸盐岩大油气田平均为3.1%（张水昌等，2002）。

表4-1-5 世界元古宇—古生界大中型油气田海相烃源岩TOC含量

续表

注：CFD=Carbonate Fields Database(Carbonate International).

由世界碳酸盐岩大型油气田（122个）烃源岩样品总有机碳（TOC）含量直方图（图4-1-5）可以看出：①TOC变化范围由0.28%～12.0%；②TOC总平均值为3.29%；③TOC为1.25%时，碳酸盐岩大油气田数目最多（10个），其次为TOC=2.1%和TOC=8%时（各8个）；④碳酸盐岩大油气田出现频率最高的烃源岩TOC范围为1%～1.5%，占总数的13.93%；碳酸盐岩大油气田分布频率集中分布在烃源岩TOC=0.5%～3%之间占总数的59.02%，而烃源岩的TOC变化在0.5%～5.5%之间的碳酸盐岩大油气田占总数的81.97%；⑤仅有2个碳酸盐岩大油气田烃源岩TOC低于0.5%。有的学者认为样品选取在构造高部位并不恰当，因为构造高部位烃源岩TOC一般明显偏低。

但碳酸盐岩大油气田常见烃源岩的岩性仍然以页岩为主，占42.7%，碳酸盐岩占13.1%；泥灰岩占15%；页岩和泥灰岩占到19.9%；碳酸盐岩和泥灰岩占到1%；碳酸盐岩和页岩占到4.9%；其他为3.4%。碳酸盐岩大油气田各种常见烃源岩的TOC范围和平均值可以看出，以碳酸盐岩和泥灰岩为主的烃源岩的TOC平均值明显低于其他岩性烃源岩，而碳酸盐烃源岩TOC具有最低值。由此似乎可以推断碳酸盐岩烃源岩下限标准应当低于其他岩性烃源岩。基于上述分析，形成大规模油气田的碳酸盐岩烃源岩有机质丰度下限定为1.0%。

图4-1-5 世界122个碳酸盐岩大油气田烃源岩有机碳含量频率分布图

（据Carbonate Fields Database（Carbonate International））

6.碳酸盐岩烃源岩各级下限标准

在充分消化国内外研究成果的基础上，通过模拟实验、科学计算和实例的归纳总结，制定了海相碳酸盐岩烃源岩的各级下限标准（表4-1-6）。

表4-1-6 碳酸盐岩烃源岩各级下限值划分标准