中国海相碳酸盐岩层系有机质生烃理论新解

刘文汇，腾格尔，王晓锋，黎茂稳，胡广，王杰，卢龙飞，赵恒,，陈强路，罗厚勇

（1.中国石化油气成藏重点实验室，江苏无锡 214151；2.中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所，江苏无锡214151；3.甘肃省油气资源研究重点实验室/中国科学院油气资源研究重点实验室，兰州 730000；4.中国科学院地质与地球物理研究所兰州油气资源研究中心，兰州 730000；5.西南石油大学地球科学与技术学院，成都 610500；6.中国科学院大学，北京 100049）

中国海相碳酸盐岩层系有机质生烃理论新解

刘文汇1,2，腾格尔1,2，王晓锋3,4，黎茂稳1,2，胡广5，王杰1,2，卢龙飞1,2，赵恒3,4,6，陈强路1,2，罗厚勇1,2

（1.中国石化油气成藏重点实验室，江苏无锡 214151；2.中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所，江苏无锡214151；3.甘肃省油气资源研究重点实验室/中国科学院油气资源研究重点实验室，兰州 730000；4.中国科学院地质与地球物理研究所兰州油气资源研究中心，兰州 730000；5.西南石油大学地球科学与技术学院，成都 610500；6.中国科学院大学，北京 100049）

以塔里木盆地海相碳酸盐岩层系为重点，研究烃源岩发育与油气藏之间的关系，探讨中国高热演化程度、低TOC值（小于0.5%）海相碳酸盐岩层系作为烃源岩的可能性及其生烃机理。通过对塔里木盆地烃源岩分布与塔河油田油气藏的匹配关系、烃源岩成烃生物组合及其与油气藏的地球化学特征对比分析，建立海相碳酸盐岩烃源岩成烃物质评价方法。研究得出塔里木盆地塔河油田原油并非来自泥质烃源岩，而具有来源于碳酸盐岩烃源岩的明显特征，进一步揭示高热演化碳酸盐岩中被低估的生烃物质（有机酸盐）及碳酸盐岩中优质成烃生物组合是高热演化碳酸盐岩可以作为烃源岩的关键，有机酸盐具有高温裂解成烃、主体成气和成烃转化率高的生烃特征。塔里木盆地寒武系—中下奥陶统有效碳酸盐岩烃源岩的发育模式以陆棚模式为主。图6表1参85

塔里木盆地；碳酸盐岩；烃源岩；成烃生物；有机酸盐；生烃理论

引用：刘文汇,腾格尔,王晓锋,等.中国海相碳酸盐岩层系有机质生烃理论新解[J].石油勘探与开发,2017,44(1):155-164.

LIU Wenhui,BORJIGIN Tenger,WANG Xiaofeng,et al.New knowledge of hydrocarbon generating theory of organic matter in Chinese marine carbonates[J].Petroleum Exploration and Development,2017,41(1):155-164.

0 引言

在中国陆相油气勘探突破之前，勘探界普遍认为海相层系烃源岩是常规油气最主要的来源。海相层系烃源岩中一直以传统的泥质烃源岩和高TOC值（大于0.5%）碳酸盐岩烃源岩为主，以此为出发点，海相油气勘探取得了巨大的成效。塔里木盆地海相最大油田——塔河油田的发现、鄂尔多斯盆地下古生界天然气的规模发现以及四川盆地海相下组合天然气再次取得勘探突破，显示了中国海相油气的巨大勘探潜力。但随着油气勘探的深入，海相油气规模性发现却未见与之匹配的泥质烃源岩和高TOC值碳酸盐岩烃源岩规模性发育，目前越来越多的勘探和地质证据证明，仅以高TOC值泥质和碳酸盐岩烃源岩作为烃源类型难以解释许多海相油气勘探的问题，直接影响着海相油气精细勘探和资源评价。一方面石油勘探家和石油地质家仍在寻找优质烃源岩，另一方面，人们开始对仅以传统的高TOC值烃源岩（泥质烃源岩）作为海相油气烃源的观点提出质疑。在古老的海相层系中可能存在除高TOC值烃源岩特别是泥质烃源岩之外的其他类型烃源岩，因此需要对高演化、低TOC值的碳酸盐岩作为烃源岩的可能性进行分析。

随着塔里木盆地轮南—塔河、塔中以及鄂尔多斯盆地靖边等大型油气田的发现及勘探深入，前人开展了大量的海相油气烃源岩方面的研究工作，但其油气来源仍不清楚且存在严重的分歧[1-9]。本文基于中国古生界沉积层系地质及地球化学分析，结合油气地球化学特征、成烃生物组合、成烃转化及地质过程，讨论高热演化、低TOC值碳酸盐岩成为烃源岩的可能性。

1 全球碳酸盐岩烃源岩

对全球含油气盆地不同类型烃源岩的统计表明，以泥质岩为主的烃源岩占全部烃源岩的42%，而与碳酸盐岩有关的烃源岩占全部烃源岩的58%[10-11]，这些碳酸盐岩烃源岩提供了世界大油田近一半[12]的油气资源。优质碳酸盐岩烃源岩在低—中热演化阶段TOC值高达8%～12%；而到高热演化阶段，TOC值迅速下降为1%～4%，推测母质类型较好的烃源岩在演化过程中，TOC值降低明显。Jarvie对演化过程中TOC值的变化进行了系统分析，认为好的烃源岩在高热演化阶段TOC值最多可降低80%，而有机质类型差的烃源岩TOC值最多可降低20%[13-14]，这一点对中国高热演化、低—中TOC值碳酸盐岩的评价有重要意义。对于目前处于高热演化阶段具有低TOC值的碳酸盐岩，并不能否定其在低—中热演化阶段曾经具有高TOC值的可能性。

2 中国海相油气勘探与烃源岩认识的困惑

中国油气勘探长时期集中在陆相盆地，其现有油气资源探明率处于30%～40%。而海相油气勘探现已发现大型及以上规模油气田13个，但资源探明率仅10%左右，远低于中国陆相和全球海相油气探明率（69%）。其中，下古生界海相碳酸盐岩层系勘探程度更低，天然气探明率为7%[15-17]。

前人已开展大量海相层系烃源岩研究，取得认识主要为[3-11]：①泥质烃源岩仍是烃源岩的主要类型；②碳酸盐岩烃源岩具有低TOC值、成烃母质类型好及目前无法进行有效潜力评价的特征；③低TOC值的源岩中可能存在未认识到的成烃物质，形成大量烃类。

目前中国海相油气勘探面临明显的源、藏不匹配问题，以中国3大海相油气盆地为例加以说明。①塔里木盆地发现塔河特大型油田，但其油气来源仍不明了，至今未找到传统的处于生烃阶段的富有机质优质烃源岩。能确定的高TOC值烃源层空间分布和地球化学特征与已发现规模油气藏烃类不完全一致[18-20]。②靖边大型油气田发现近20年，天然气地球化学特征显示其来源于古生界海相烃源岩[21-25]，但无论是地质分析还是钻探均未揭示与之对应的传统优质烃源岩。同时，近期在鄂尔多斯盆地中央古隆起东侧及靖边气田以西地区的中奥陶统马家沟组五段黑色碳酸盐层中进行水平井钻探，获得工业气流，天然气似乎源于传统认识的石炭-二叠系煤系烃源岩，但不具备上生下储的运聚条件和运移路径。③四川盆地古生界传统烃源岩异常发育，寒武系牛蹄塘（筇竹寺）组和志留系龙马溪组均存在TOC值很高的优质泥质烃源岩。但至今未发现其对应的规模天然气藏，而大型天然气藏天然气主要来自石炭-二叠系的泥质、泥灰质烃源岩，只有四川盆地东部石炭系气田天然气来自志留系龙马溪组。2013年在四川盆地中部古隆起发现安岳大型天然气田，认为气源与筇竹寺组烃源岩有关[26]。综上，塔里木盆地海相油气规模成藏，但烃源岩不明确；中上扬子地区多套优质烃源岩发育，但远未达到其对应的油气藏规模；鄂尔多斯盆地油气丰富，但古生界海相烃源岩仍不明确。同时，已有的大型海相油田，特别是塔里木盆地塔河油田的原油地球化学特征（包括生物标志化合物和大分子化合物），均显示出碳酸盐岩烃源岩来源的特征。因此，应重新分析中国高热演化、低TOC值海相碳酸盐岩作为烃源岩的可能性。

3 中国海相烃源岩分析

中国海相烃源岩除传统的泥质烃源岩外是否还存在其他类型的烃源岩是目前油气勘探最关心的问题之一，本文以塔里木盆地为例予以分析。

3.1 塔里木盆地泥质烃源岩分布

塔里木盆地沙参2井勘探突破以来，有关塔北地区乃至塔里木盆地台盆区的海相主力烃源岩一直存在着很大的争议。

20世纪80年代，沙参2井下古生界油气勘探突破后，基于区域地质分析，结合原油物理化学特征，明确了沙参2井原油的海相属性[27-30]，认为油源为海相寒武系—奥陶系碳酸盐岩，但不排除石炭-二叠系和陆相三叠系—侏罗系的混源[31-34]；但其油源是以上古生界石炭系为主还是以下古生界寒武系—奥陶系为主还不明确。进入90年代，对台盆区海相原油的油气源主要有2种观点：①以石炭系为主要源岩[7,35]。轮南地区奥陶系、石炭系和三叠系发现一批高蜡油，含蜡量为7.0%～14.6%，据此提出塔北地区原油的主力油源层是海陆交互相的石炭系。②塔北地区油气源主要来自寒武系—奥陶系源岩[36]。随后，由于塔里木盆地台盆区海相油气的大量发现，油气来源于寒武系—奥陶系烃源岩的认识基本趋于一致，黄第藩[37]明确了塔里木盆地主力海相油源层是寒武系—奥陶系碳酸盐岩和泥岩，志留系沥青砂可作为一种特殊油源，而高蜡油来源于寒武系—奥陶系的特殊细菌和菌藻类。

进入21世纪，塔里木盆地台盆区烃源岩发育层位基本上可以明确为寒武系—奥陶系，但仍存在着寒武系—中下奥陶统[11,38-44]和上奥陶统[19,45-50]作为主力烃源岩的不同认识。然而上述烃源岩不是分布比较局限，便是与已发现的油气藏不匹配[51]。

在目前研究认为的寒武系—中下奥陶统和上奥陶统烃源岩层系中，已识别出下寒武统玉尔吐斯组、上奥陶统印干组和中上奥陶统萨尔干组（台盆区）和下寒武统西大山组、下寒武统西山布拉克组、中寒武统莫合尔山组、中下奥陶统黑土凹组（东部台地）等多套泥页岩烃源岩，但这两套层系中发育的多个碳酸盐岩层是否可作为烃源岩且其生烃贡献如何，目前尚无明确认识。就海相层系而言，塔里木盆地主要有3套烃源岩，包括下寒武统玉尔吐斯组/下寒武统西山布拉克组、中下奥陶统黑土凹组和中上奥陶统的萨尔干组—上奥陶统印干组，但均为泥质或富泥质的富有机质烃源岩（见图1），前人认为玉尔吐斯组为主要烃源岩。

图1 塔里木盆地古生界地层分布及传统烃源岩发育层系

3.2 烃源岩与原油的地球化学特征对比

对海相烃源岩的显微成烃物质组合分析发现，其成烃生物主要有3大类：显微—超显微生物（包括底栖藻类、浮游藻类、真菌和细菌类），原始线叶植物和高等植物类，胞外和次生的固体沥青[52-54]。下古生界海相烃源岩中主要成烃生物为浮游藻类和底栖藻类，前者主要发育于潟湖或盆内凹陷，后者则主要发育于浅海陆棚。成烃模拟实验显示以浮游藻为主的烃源岩其TOC值产烃率是底栖藻的1倍以上[55-56]，意味着同属海相沉积的有机质，原始生物组合不同对成烃的贡献差异巨大，暗示以浮游藻类为主的干酪根才是大油气田烃类的主要贡献者。塔里木盆地烃源岩干酪根δ13C值组成对比也证明了这一点，即玉尔吐斯组高TOC值的烃源岩以底栖藻类为主，其干酪根碳同位素组成均轻于-30‰，而塔里木盆地目前发现的原油，其碳同位素组成均重于-30‰[57]。一方面说明原油并非来自底栖藻类而是浮游藻类，同时也暗示至今还未发现以轻的碳同位素组成为主的玉尔吐斯组烃源岩形成的油气，可以进一步推断，玉尔吐斯组并非塔里木盆地至今发现原油的主要贡献者。

Peters等[58]对全球207个大中型油气藏地球化学研究表明，世界范围内海相碳酸盐岩和泥灰岩烃源岩生成的原油有着明显的有机地球化学特征，主要表现为C29藿烷/C30藿烷值大于0.6和C35S藿烷/C34S藿烷值大于0.8（见图2），前人对泥质烃源岩与碳酸盐岩烃源岩所形成的原油有机地球化学差异已有较为系统的研究[59-69]，体现出母质及其沉积环境对油气的控制。以此将塔河油田原油的相应有机地球化学指标进行比对，显示出明显的碳酸盐岩烃源岩特征（见图2）。因此，确定塔河油田碳酸盐岩烃源岩及其分布至关重要。

图2 世界不同类型烃源岩油气生物标志化合物指标分布图（据文献[58]修改；红五星为塔河油田样品）

原油地球化学研究表明，塔河油田主体原油来自碳酸盐岩烃源岩，而塔里木盆地海相碳酸盐岩层系中潜在碳酸盐岩烃源岩广泛分布，包括寒武系肖尔布拉克组和奥陶系良里塔格组。目前肖尔布拉克组碳酸盐岩可以确定为有效的烃源岩，其他层系仍需要进一步研究确定。

4 高热演化碳酸盐岩成源分析

碳酸盐岩不仅能够生成油气，而且能够储集油气，同时，碳酸盐岩生成的油气不易发生较长距离运移，更多是经短距离运移或未运移出烃源岩内部即聚集成藏[70-71]，即具有自生自储的性质和特征。前文述及中国古生界海相碳酸盐岩烃源岩为大型油气田提供了油气来源，暗示目前以传统方式确立的贫TOC值碳酸盐岩可能就是烃源岩。一方面，优质的成烃物质已转化成烃，致使残留TOC值降低；另一方面，可能低估了能够形成烃类但传统方法还未认识和定量的生烃物质。人们对于碳酸盐岩作为烃源岩的认识晚于泥质烃源岩，Trask于1933年指出碳酸盐岩具有一定的生烃能力[72]。在之后的几十年中，人们逐渐开始重视碳酸盐岩层系，陆续开展了系列针对性研究工作，有效地指导了油气勘探，成功发现了一批大中型油气田，如在阿拉伯盆地、扎格罗斯盆地、南墨西哥湾盆地、威利斯顿盆地、提曼—伯朝拉盆地和坎宁等盆地中发现了数十个海相碳酸盐岩大型油气田，源储均与碳酸盐岩有关。如威利斯顿盆地的古生界几乎由石灰岩、白云岩及蒸发岩组成，所含泥质岩极少，其油气主要产自上奥陶统—下石炭统的Red River组、Winnipegosis组、Bakken组和Lodgepole组[73]。该套地层是一套黑色致密的石灰岩系，为还原条件下富含有机质的沉积物，石油和沥青斑广泛分布在裂缝中，反映了烃类的原生性。在这些认识中仍然以高含TOC值作为烃源岩的最主要依据。本文着重分析低TOC值碳酸盐岩作为烃源岩的可能性。

4.1 生烃有机质测定新方法

成烃有机质是指在地质演化过程中能够形成烃类的有机质。成烃有机质包括以有机酸盐为主的酸溶有机质，因此其含量应大于TOC值。石油地质勘探专业标准化委员会对常规TOC值的测定过程制定了专门标准[74]：①用5%的盐酸除去源岩粉末中的碳酸盐成分以避免源岩中无机碳对有机碳测量的干扰；②用蒸馏水反复淋洗至中性，对固相物进行TOC值测定，而淋洗液则被丢弃。近期研究发现，大量有机质随酸解液流失而未被纳入有机碳的测量范围。通过对酸解液中流失有机质的反复提取，证实流失酸解液中含有大量的烷烃、芳烃、有机酸、酮、醛等有机质，这些有机质C/H值高，会对TOC值的测量造成较大的影响。该有机质的流失对于高有机质丰度的泥质烃源岩，如煤、炭质泥岩和油页岩等TOC值的测定影响很小。这类烃源岩TOC值测定过程能被酸溶的碳酸盐矿物本身含量较低，且泥质岩形成的偏酸性环境也不利于有机酸盐矿物的形成。但是，对于有机质丰度较低的碳酸盐岩而言，由于流失有机质所带走的有机碳在总有机碳中占到了很大的比例，有些样品流失的有机碳甚至是传统方法测定TOC值的数倍乃至十数倍，所以其TOC值的测定不能反映样品的有机碳真值。

针对上述问题，刘鹏等[75]设计了蒙脱石增稠元素分析的新方法来确定碳酸盐岩烃源岩中包含有机酸盐在内的总有机碳（为区别于已有的TOC值，简称生烃有机质测定新方法）的准确含量，为高演化海相碳酸盐岩有机质丰度及生烃潜力评价提供新依据。

利用传统方法和生烃有机质测定新方法，分别对塔里木盆地、鄂尔多斯盆地以及美国Eagle Ford盆地的碳酸盐岩与泥灰岩露头样品进行了分析，对比两种不同方法对样品有机质丰度的评价结果（见表1）。由表1可见，就碳酸盐岩有机质评价来说，即使按照目前碳酸盐岩烃源岩有机质丰度评价标准选取相对高的下限指标0.4%～0.5%[46,76]，大部分利用生烃有机质测定新方法测试样品亦均为有效烃源岩，部分可列入中—好的烃源岩范围（见表1）。需要说明的是，新方法测定的生烃有机质，其碳同位素组成在-31‰左右，说明所测的碳是有机碳，而非无机碳的介入使丰度增加。生烃有机质的测定是对碳酸盐岩烃源岩潜力评价的补充。

表1 塔里木盆地寒武系碳酸盐岩不同方法分析的TOC值丰度

4.2 成烃演化过程中TOC值变化

TOC值是残留有机碳的量，与原始有机质丰度不完全相关，特别是高热演化烃源岩，这对海相碳酸盐岩层系高热演化烃源岩评价非常重要。因此，海相碳酸盐岩层系中的原油是否一定来自于高TOC值的烃源岩值得研究。Jarvie[14]研究表明：不同类型有机质演化过程中残余有机碳的比例差异巨大（见图3），对于高热演化烃源岩，难以根据残余有机碳准确地进行原始有机碳的恢复。

图3 不同类型沉积有机质演化过程残余有机碳变化示意图（据文献[14]修改）

因碳酸盐岩烃源岩具有优质的有机质类型且有机酸盐规模发育，高的转化率使高热演化阶段碳酸盐岩烃源岩测得的TOC值更低，这种生烃有机质与残余有机碳的相关性不及泥质烃源岩明显，甚至不存在相关性。

4.3 碳酸盐岩烃源岩中的有机酸盐

有机酸盐是指在地质过程中有机酸与金属离子反应形成并保存在地层中以盐类形式存在的有机质，具有与碳酸盐矿物相容的结构，前人对其成烃特征已做过较为系统的研究[77-80]。具备丰富的可形成酸的原始有机质与碱性环境有利于有机酸盐的形成，碳酸盐-膏盐沉积环境可以为有机酸盐提供上述形成条件，因此有机酸盐主要形成于碳酸盐-膏盐沉积环境，但并非所有的碳酸盐岩中都富含有机酸盐。

4.3.1 有机酸盐溶解性

有机酸中的钠盐均溶于水，短链有机酸中的钙、镁盐也溶于水，但中等和长链有机酸中的钙、镁盐不溶或难溶于水。有机酸盐对有机溶剂的溶解具有极为明显的选择性，如硬脂酸钙溶于苯，不溶于氯仿和乙醇，而软脂酸钙微溶于苯和氯仿[81-82]。

4.3.2 有机酸盐热稳定性

热失重分析表明，有机酸盐的热失重温度明显高于同类有机酸，但远低于纯碳酸盐矿物（见图4）。硬脂酸裂解温度在230 ℃以下，有机酸盐类裂解温度在340 ℃以上，碳酸钙晶体在700 ℃以后被破坏。由此可见，有机酸盐比有机酸具有更好的热稳定性，它在低温条件下保持稳定，在高温条件下具有很强的生烃能力，可能是膏岩层系高热演化阶段的主要再生烃源。这也是海相碳酸盐岩烃源岩高热演化阶段仍有生烃能力的关键所在。

图4 有机酸、有机酸盐和碳酸盐矿物热失重图

4.3.3 有机酸盐成烃特征

人们很早就认识到有机酸盐具有生烃能力，Carothers和Kharaka在研究美国墨西哥湾地区油田水中的有机酸盐时发现其能形成较多的气态烃，对德克萨斯州境内的诸多天然气藏有明显贡献[83]。然而从烃源岩研究角度进行的生烃热模拟研究仍然较少，对有机酸盐的生烃过程和生烃特征了解十分有限。雷天柱对硬脂酸钙、硬脂酸镁进行了常规釜热模拟研究，结果发现不仅有气态烃生成，还有液态烃[84]。笔者选用硬脂酸钙进行常规生烃模拟研究，发现硬脂酸钙在较高温度下才开始裂解成烃，虽从150 ℃开始就有少量液态烃生成，但液态烃生成高峰却出现在375 ℃（见图5），气态烃直到350 ℃才开始生成，在450 ℃及以上温度出现气态烃生成高峰，且气态烃产率非常高，远高于液态烃。在模拟地质条件下，有机酸盐类具有高温裂解成气的生烃特征，气态产物具有甲烷含量高的特点。硬脂酸钙的热模拟结果显示生烃峰温高于一般有机质的生烃峰温，以高温裂解成烃、主体成气和成烃转化率高为生烃特征，表明有机酸盐在较高温度条件下具有很强的生烃能力，故可能是碳酸盐岩烃源岩高热演化阶段的主要成烃物质。而不同类型和不同相带的有机酸盐等酸溶有机质在碳酸盐岩烃源岩有机质总量中的丰度差别很大，最高可达到1.68%（见表1）。

图5 硬脂酸钙热解生烃演化图

4.4 碳酸盐岩烃源岩发育

4.4.1 发育环境

碳酸盐岩烃源岩主要发育于陆棚相环境，以碳酸盐岩及碳酸盐岩与泥质过渡岩类为主，岩性为深灰色/黑灰色泥晶灰岩、含泥灰岩、泥质灰岩，或者是灰色—深灰色中薄层细粉晶白云岩，生物相以浮游藻类为主。如肖尔布拉克组下段灰色—深灰色中薄层残余颗粒细粉晶白云岩、硅化白云岩，薄层状泥质灰岩、白云岩夹黑灰色泥质页岩，发育水平层理、微波状层理。常规测试灰色泥质灰岩TOC值为0.46%～0.60%，新方法测试TOC值可达1.16%潟。除陆棚相带外，湖相、碳酸盐岩台内洼地等可能发育碳酸盐岩烃源岩，其岩性组合与沉积环境、气候有关。

4.4.2 有效烃源岩发育模式

以塔里木盆地下古生界为例，讨论烃源岩的发育模式。前人曾提出埋藏静海形式展布模式，代表性观点认为中下寒武统欠补偿盆地相、蒸发潟湖相源岩为保存模式，中上奥陶统台缘灰泥丘生油岩为生产力模式等[85]。随着勘探和研究的深入，发现无论是寒武系还是奥陶系均存在与缺氧事件有关的高丰度烃源岩和台缘灰泥丘生油岩等。据此，宏观上通过大量地震剖面和钻井资料进行层序地层和沉积相展布研究，微观上从烃源岩岩石矿物组合、成烃生物组合以及烃源岩测试方法3个方面进行分析，建立塔里木盆地古生界碳酸盐岩烃源岩发育模式。

宏观上，塔里木盆地寒武系—奥陶系沉积演化具有如下特点：①寒武纪早期大规模的海侵具有填平补齐的沉积特征，前寒武纪古地貌对玉尔吐斯组、西山布拉克组的分布具有控制作用；②寒武纪—中奥陶世整体沉积格局表现为槽盆围台格局，现今盆地改造边界内主要表现为陆棚；③中晚奥陶世台地分异，快速充填。微观上沉积岩性所包含的矿物、元素地球化学特征及成烃生物相组合均指示了烃源岩沉积环境。

根据烃源岩沉积相分析及沉积格架综合分析认为，寒武系—中下奥陶统有效烃源岩的发育模式以陆棚模式为主，其中泥质陆棚相底栖藻生物相占优势，碳酸盐陆棚相浮游藻生物相占优势。碳酸盐陆棚相因具有优质的成烃生物，能够形成良好的烃源岩。同时碳酸盐台地内也发育潟湖相碳酸盐岩烃源岩。泥质陆棚相受上升洋流和热水沉积影响，发育高丰度的烃源岩（见图6）。

图6 塔里木盆地寒武系—奥陶系主要烃源岩发育模式

5 结论

高热演化、低TOC值碳酸盐岩可能是烃源岩。与泥质烃源岩不同，古生界碳酸盐岩成源的特殊性（以低等浮游生物组合为先质，成烃演化过程中转化率高）使残留于源岩中的TOC值明显偏低；碳酸盐矿物组成的特殊性（富含“酸溶有机质”，在传统TOC值测试过程中容易流失）导致评价时低估了高热演化碳酸盐岩烃源岩的生烃潜力。但并非所有的低TOC值、高热演化的海相碳酸盐岩都曾经是有效烃源岩，碳酸盐岩中有机酸盐的富集和分布仍然受沉积环境、相带、生物发育程度甚至成岩演化过程等因素控制。

海相碳酸盐岩烃源岩潜力评价需用针对碳酸盐岩的生烃有机质测定方法，同时必须结合酸溶有机质发育的有利相带综合分析。

陆棚相、潟湖相、台内洼地等是塔里木盆地碳酸盐岩烃源岩发育的有利地带。寒武系—中下奥陶统有效烃源岩的发育模式以陆棚模式为主，其中泥质陆棚相底栖藻生物相占优势，碳酸盐陆棚相浮游藻生物相占优势。碳酸盐陆棚相因具有优质的成烃生物，能够形成良好的烃源岩。同时碳酸盐台地内也发育潟湖相碳酸盐岩烃源岩。

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（编辑 魏玮 王大锐）

New knowledge of hydrocarbon generating theory of organic matter in Chinese marine carbonates

LIU Wenhui1,2,BORJIGIN Tenger1,2,WANG Xiaofeng3,4,LI Maowen1,2,HU Guang5,WANG Jie1,2,LU Longfei1,2,ZHAO Heng3,4,6,CHEN Qianglu1,2,LUO Houyong1,2
(1.Key Laboratory of Petroleum Accumulation Mechanisms,SINOPEC,Wuxi 214151,China; 2.Wuxi Research Institute of Petroleum Geology,Sinopec Petroleum Exploration & Production Research Institute,Wuxi 214151,China; 3.Key Laboratory of Petroleum Resources,Gansu Province/Key Laboratory of Petroleum Resources Research,Chinese Academy of Sciences,Lanzhou 730000,China; 4.Lanzhou Center for Oil and Gas Resources,Institute of Geology and Geophysics,Chinese Academy of Sciences,Lanzhou 730000,China; 5.School of Earth Science and Technology,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,China; 6.University of Chinese Academy of Sciences,Beijing 100049,China)

The marine carbonates of the Tarim Basin are taken to study the relationship between source rock and oil and gas reservoirs and discuss the possibility and mechanisms of mature and low-TOC (less than 0.5%) marine carbonates being source rock.By studying the matching relationship between source rocks in Tarim Basin and hydrocarbon reservoirs in Tahe oilfield and analyzing the hydrocarbon-generating organism combination and its correlation with geochemical characteristics of oil and gas reservoirs,this study established a method to evaluate hydrocarbon generation substance of marine carbonate source rocks.It is concluded that the crude oil of the Tahe oilfield in the Tarim Basin is not derived from muddy source rocks,but has the obvious characteristics derived from carbonate source rocks.It revealed that the underestimated hydrocarbon-generating substance (organic acid salts) in the highly evolved marine carbonate rocks and high quality hydrocarbon-generating organism are the key to high-evolution carbonate rocks being as source rock.Organic acid salts have high hydrocarbon conversion rate and are mainly cracked into natural gas at high temperature.The development model of the source rocks of the Cambrian-Lower Ordovician carbonate source rocks in the Tarim Basin is dominated by the shelf model.

Tarim Basin; carbonate rocks; hydrocarbon source rock; hydrocarbon-generating organism combination; organic acid salts; hydrocarbon generating theory

国家重点基础研究发展计划（973）项目（2012CB214801）

TE122.1

：A

1000-0747(2017)01-0155-10

10.11698/PED.2017.01.19

刘文汇（1957-），男，甘肃靖远人，博士，中国石化石油勘探开发研究院首席专家，主要从事天然气地质学及油气地球化学方面研究。地址：江苏省无锡市惠山区惠钱路210号，中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所，邮政编码：214151。E-mail：whliu.syky@sinopec.com

2016-04-26

2016-12-05