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摘要：ZB1井构造上位于乌伦古坳陷西南斜坡带，受两组冲断层加持，上石炭统上火山岩段及下火山岩段具背斜形态，中生界发育低幅背斜。从烃源岩演化程度分析，石西凹陷上石炭统烃源岩在晚石炭世开始进入生烃门限，晚二叠世-早侏罗世处于生油高峰期，晚白垩世达到高成熟，现今底部处于生干气阶段，中上部仍处于生成凝析油和湿气阶段，顶部处于高熟油阶段。部署ZB1井一方面了解L6井北残留洼陷石炭系地层发育及含油气情况；二是进一步探索乌伦古地区石炭系烃源岩生烃潜力，有助于整体评价乌伦古南斜坡的勘探潜力，一旦突破，将带动整个斜坡带的中深层火山岩勘探。
关键词：西南斜坡带；烃源岩；有机质丰度；有机质类型；热演化程度
引言
乌伦古坳陷平面上分北部凸起带、红岩断阶带、中部凹陷带、西南斜坡带。纵向上分为上、下两套构造层，上部构造层包括T、J、K、E，下部构造层为古生界（C、P）。ZB1井位于乌伦古坳陷西南斜坡带，受两组冲断层加持，上石炭统上火山岩段及下火山岩段具背斜形态，中生界发育低幅背斜。部署准北1井一方面了解L6井北残留洼陷石炭系地层发育及含油气情况；二是进一步探索乌伦古地区石炭系烃源岩生烃潜力潜力，有助于整体评价乌伦古南斜坡的勘探潜力，一旦突破，将带动整个斜坡带的中深层火山岩勘探。前人对该区西南斜坡带烃源岩所做的研究工作较少，本文所涉及研究工作对本区勘探意义较大。
1 地层概况
ZB1井构造上位于乌伦古坳陷西南斜坡带。依据实钻资料、地球物理测井资料，结合邻井及区域资料综合分析认为，本井自上而下钻遇了新生界古近系，中生界白垩系、侏罗系、三叠系，古生界二叠系及石炭系；其中中生界白垩系为下统吐谷鲁群，侏罗系进一步划分为八道湾组、三工河组、西山窑组，三叠系地层为上统白碱滩组，古生界二叠系乌尔禾组，石炭系为上统巴山组。
2 烃源岩发育特征
根据录井资料，ZB1井的暗色泥质岩类主要位于侏罗系西山窑组（J2x）、三工河组（J1s）、八道湾组（J1b），三叠系白碱滩组（T3b），二叠系乌尔禾组及石炭系巴山组。本井侏罗系、三叠系、二叠系的暗色泥岩较发育，石炭系较差。现场录井自3000m开始系统进行了烃源岩热解分析，准北1井烃源岩评价主要依据热解数据对3000m至井底进行。
2.1 有机质丰度
有机质丰度是决定烃源岩品质的关键地化指标之一。目前研究生油岩有机质丰度，主要采用四项指标：有机碳（TOC）、生烃潜量（Pg）、氯仿沥青“A”、总烃（HC）。本次将采用陆相烃源岩评价方法，对ZB1井的烃源岩进行评价。
八道湾组：井段3044.0m～3420.0 m，S0在0～0.11mg/g之间，一般0.01mg/g；S1在0.01mg/g～2.27mg/g之间，一般0.11mg/g；S2在0.05 mg/g～38.19mg/g之间，一般1.32mg/g；生烃潜量Pg在0.06 mg/g～40.57mg/g之间，一般1.44mg/g；有机碳TOC在0.09 mg/g～7.79%之间，一般0.53%；有效碳PC在0.01%～4.22%之间，一般0.15%；有机质丰度较低，为差烃源岩。
白碱滩组：井段3420.00m～3609.00m，岩石热解S0在0～0.05mg/g之间，一般0.01mg/g；S1在0.02 mg/g ～0.97mg/g之间，一般0.08mg/g；S2在0.13 mg/g ～7.81mg/g之间，一般0.72mg/g；生烃潜量Pg在0.16 mg/g ～8.83mg/g之间，一般0.81mg/g；有机碳TOC在0.17%～1.12%之间，一般0.44%；有效碳PC在0.01%～0.86%之间，一般0.08%；有机质丰度较低，为差—非烃源岩。
二叠系：井段3610.00m～3893.00m，岩石热解S0在0～0.21mg/g之间，一般0.01mg/g；S1在0.03 mg/g ～1.06mg/g之间，一般0.12mg/g；S2在0.17 mg/g ～7.88mg/g之间，一般0.84mg/g；生烃潜量Pg在0.20 mg/g ～9.14mg/g之间，一般0.97mg/g；有机碳TOC在0.19%～1.18%之间，一般0.5%；有效碳PC在0.03%～1.39%之间，一般0.15%；有机质丰度较低，为差烃源岩。
石炭系：井段3895.00m～4353.00m，岩石热解S0在0～0.02mg/g之间，S1在0.04 mg/g ～0.22mg/g之间，一般0.12mg/g；S2在0.28 mg/g ～2.46mg/g之间，一般1.03mg/g；生烃潜量Pg在0.32 mg/g ～2.62mg/g之间，一般1.16mg/g；有机碳TOC在0.21%～2.40%之间，一般1.05%；有效碳PC在0.05%～0.48%之间，一般0.2%。石炭系烃源岩有机碳含量较高、生烃潜量较低，主要为中等—好烃源岩。
2.2 有机质类型
有机质类型决定生烃潜力的大小，母源输入不同，有机质类型不同，其生烃潜力也不同，岩石中的不溶有机质干酪根是主要的成烃母质。本次主要依据岩石热解分析资料，根据陆相烃源岩有机质类型划分标准，对ZB1井干酪根类型作出评价。
八道湾组：氢指数HI在67.1mg/g～864.3mg/g之间，一般332.4mg/g；降解潜率D在5.6%～71.5%之间，一般27.6%；Tmax在435℃～450℃ 之间，一般441.4℃。干酪根类型为Ⅱ2-Ⅲ型。
白碱滩组：氢指数HI在60.2mg/g～916.5mg/g之间，一般217.3mg/g；降解潜率D在5.0%～76.1%之间，一般18%；Tmax在438℃～459℃ 之间，一般443.4℃。干酪根类型为Ⅱ2-Ⅲ型。
二叠系：氢指数HI在156.0mg/g～923.9mg/g之间，一般315.9mg/g；降解潜率D在12.9%～76.7%之间，一般26.2%；Tmax在440℃～456℃ 之间，一般446.8℃。干酪根类型为Ⅱ1-Ⅱ2型。
石炭系：氢指数HI在58.4mg/g～724.8mg/g之间，一般209.4mg/g；降解潜率D在4.9%～60.2%之间，一般17.4%；Tmax在443℃～548℃之间，一般477.2℃。干酪根类型为Ⅱ1-Ⅰ型。
3 区域烃源岩特征
乌伦古地区石炭系烃源岩厚度大，一般100m～600m；分布面積广，厚度大于300m的面积5877km2。从乌伦古坳陷其它各井及野外剖面烃源的研究成果看，有机质含量较高，有机质类型以II-III型为主，少量为I型，各构造单元烃源岩热演化程度差异较大（Ro 0.5%～1.7%），以处于成熟、高成熟阶段。研究已表明，中晚J进入生油高峰，K开始大量生气，为主生烃期。
上三叠统在乌伦古坳陷分布广泛，主要为滨浅湖沉积环境；岩性主要为暗色泥岩及碳质泥岩，厚度50m～164m，有机质丰度中等-高，成熟度成熟-低成熟，但类型偏腐殖型，以生气为主。乌伦古坳陷侏罗系暗色泥岩有机质丰度低、成熟度低，整体上生烃能力不足。
乌伦古地区存在晚C-P、J-K两次生烃期，不同地区生烃演化差异显著，①滴北斜坡带早期生烃。②深凹带及红岩断阶均有两次生烃，并且一次生烃时间短暂，范围小；二次生烃范围大、持续时间长。
结论
ZB1井八道湾组总体有机质丰度较低，干酪根类型为Ⅱ2-Ⅲ型、热演化处于低成熟—成熟阶段；白碱滩组有机质丰度较低，干酪根类型为Ⅱ2-Ⅲ型、热演化处于低成熟—成熟阶段；二叠系有机质丰度较高，干酪根类型为Ⅱ1-Ⅱ2型、热演化处于成熟阶段，为中等—好烃源岩；石炭系烃源岩有机碳含量较高、生烃潜量较低，干酪根类型为Ⅱ1-Ⅰ型，主体为成熟阶段，部分样品处在高成熟—过成熟生气区，为中等—好烃源岩。
（作者单位：中石化胜利石油工程有限公司地质录井公司）
关键词：西南斜坡带；烃源岩；有机质丰度；有机质类型；热演化程度
引言
乌伦古坳陷平面上分北部凸起带、红岩断阶带、中部凹陷带、西南斜坡带。纵向上分为上、下两套构造层，上部构造层包括T、J、K、E，下部构造层为古生界（C、P）。ZB1井位于乌伦古坳陷西南斜坡带，受两组冲断层加持，上石炭统上火山岩段及下火山岩段具背斜形态，中生界发育低幅背斜。部署准北1井一方面了解L6井北残留洼陷石炭系地层发育及含油气情况；二是进一步探索乌伦古地区石炭系烃源岩生烃潜力潜力，有助于整体评价乌伦古南斜坡的勘探潜力，一旦突破，将带动整个斜坡带的中深层火山岩勘探。前人对该区西南斜坡带烃源岩所做的研究工作较少，本文所涉及研究工作对本区勘探意义较大。
1 地层概况
ZB1井构造上位于乌伦古坳陷西南斜坡带。依据实钻资料、地球物理测井资料，结合邻井及区域资料综合分析认为，本井自上而下钻遇了新生界古近系，中生界白垩系、侏罗系、三叠系，古生界二叠系及石炭系；其中中生界白垩系为下统吐谷鲁群，侏罗系进一步划分为八道湾组、三工河组、西山窑组，三叠系地层为上统白碱滩组，古生界二叠系乌尔禾组，石炭系为上统巴山组。
2 烃源岩发育特征
根据录井资料，ZB1井的暗色泥质岩类主要位于侏罗系西山窑组（J2x）、三工河组（J1s）、八道湾组（J1b），三叠系白碱滩组（T3b），二叠系乌尔禾组及石炭系巴山组。本井侏罗系、三叠系、二叠系的暗色泥岩较发育，石炭系较差。现场录井自3000m开始系统进行了烃源岩热解分析，准北1井烃源岩评价主要依据热解数据对3000m至井底进行。
2.1 有机质丰度
有机质丰度是决定烃源岩品质的关键地化指标之一。目前研究生油岩有机质丰度，主要采用四项指标：有机碳（TOC）、生烃潜量（Pg）、氯仿沥青“A”、总烃（HC）。本次将采用陆相烃源岩评价方法，对ZB1井的烃源岩进行评价。
八道湾组：井段3044.0m～3420.0 m，S0在0～0.11mg/g之间，一般0.01mg/g；S1在0.01mg/g～2.27mg/g之间，一般0.11mg/g；S2在0.05 mg/g～38.19mg/g之间，一般1.32mg/g；生烃潜量Pg在0.06 mg/g～40.57mg/g之间，一般1.44mg/g；有机碳TOC在0.09 mg/g～7.79%之间，一般0.53%；有效碳PC在0.01%～4.22%之间，一般0.15%；有机质丰度较低，为差烃源岩。
白碱滩组：井段3420.00m～3609.00m，岩石热解S0在0～0.05mg/g之间，一般0.01mg/g；S1在0.02 mg/g ～0.97mg/g之间，一般0.08mg/g；S2在0.13 mg/g ～7.81mg/g之间，一般0.72mg/g；生烃潜量Pg在0.16 mg/g ～8.83mg/g之间，一般0.81mg/g；有机碳TOC在0.17%～1.12%之间，一般0.44%；有效碳PC在0.01%～0.86%之间，一般0.08%；有机质丰度较低，为差—非烃源岩。
二叠系：井段3610.00m～3893.00m，岩石热解S0在0～0.21mg/g之间，一般0.01mg/g；S1在0.03 mg/g ～1.06mg/g之间，一般0.12mg/g；S2在0.17 mg/g ～7.88mg/g之间，一般0.84mg/g；生烃潜量Pg在0.20 mg/g ～9.14mg/g之间，一般0.97mg/g；有机碳TOC在0.19%～1.18%之间，一般0.5%；有效碳PC在0.03%～1.39%之间，一般0.15%；有机质丰度较低，为差烃源岩。
石炭系：井段3895.00m～4353.00m，岩石热解S0在0～0.02mg/g之间，S1在0.04 mg/g ～0.22mg/g之间，一般0.12mg/g；S2在0.28 mg/g ～2.46mg/g之间，一般1.03mg/g；生烃潜量Pg在0.32 mg/g ～2.62mg/g之间，一般1.16mg/g；有机碳TOC在0.21%～2.40%之间，一般1.05%；有效碳PC在0.05%～0.48%之间，一般0.2%。石炭系烃源岩有机碳含量较高、生烃潜量较低，主要为中等—好烃源岩。
2.2 有机质类型
有机质类型决定生烃潜力的大小，母源输入不同，有机质类型不同，其生烃潜力也不同，岩石中的不溶有机质干酪根是主要的成烃母质。本次主要依据岩石热解分析资料，根据陆相烃源岩有机质类型划分标准，对ZB1井干酪根类型作出评价。
八道湾组：氢指数HI在67.1mg/g～864.3mg/g之间，一般332.4mg/g；降解潜率D在5.6%～71.5%之间，一般27.6%；Tmax在435℃～450℃ 之间，一般441.4℃。干酪根类型为Ⅱ2-Ⅲ型。
白碱滩组：氢指数HI在60.2mg/g～916.5mg/g之间，一般217.3mg/g；降解潜率D在5.0%～76.1%之间，一般18%；Tmax在438℃～459℃ 之间，一般443.4℃。干酪根类型为Ⅱ2-Ⅲ型。
二叠系：氢指数HI在156.0mg/g～923.9mg/g之间，一般315.9mg/g；降解潜率D在12.9%～76.7%之间，一般26.2%；Tmax在440℃～456℃ 之间，一般446.8℃。干酪根类型为Ⅱ1-Ⅱ2型。
石炭系：氢指数HI在58.4mg/g～724.8mg/g之间，一般209.4mg/g；降解潜率D在4.9%～60.2%之间，一般17.4%；Tmax在443℃～548℃之间，一般477.2℃。干酪根类型为Ⅱ1-Ⅰ型。
3 区域烃源岩特征
乌伦古地区石炭系烃源岩厚度大，一般100m～600m；分布面積广，厚度大于300m的面积5877km2。从乌伦古坳陷其它各井及野外剖面烃源的研究成果看，有机质含量较高，有机质类型以II-III型为主，少量为I型，各构造单元烃源岩热演化程度差异较大（Ro 0.5%～1.7%），以处于成熟、高成熟阶段。研究已表明，中晚J进入生油高峰，K开始大量生气，为主生烃期。
上三叠统在乌伦古坳陷分布广泛，主要为滨浅湖沉积环境；岩性主要为暗色泥岩及碳质泥岩，厚度50m～164m，有机质丰度中等-高，成熟度成熟-低成熟，但类型偏腐殖型，以生气为主。乌伦古坳陷侏罗系暗色泥岩有机质丰度低、成熟度低，整体上生烃能力不足。
乌伦古地区存在晚C-P、J-K两次生烃期，不同地区生烃演化差异显著，①滴北斜坡带早期生烃。②深凹带及红岩断阶均有两次生烃，并且一次生烃时间短暂，范围小；二次生烃范围大、持续时间长。
结论
ZB1井八道湾组总体有机质丰度较低，干酪根类型为Ⅱ2-Ⅲ型、热演化处于低成熟—成熟阶段；白碱滩组有机质丰度较低，干酪根类型为Ⅱ2-Ⅲ型、热演化处于低成熟—成熟阶段；二叠系有机质丰度较高，干酪根类型为Ⅱ1-Ⅱ2型、热演化处于成熟阶段，为中等—好烃源岩；石炭系烃源岩有机碳含量较高、生烃潜量较低，干酪根类型为Ⅱ1-Ⅰ型，主体为成熟阶段，部分样品处在高成熟—过成熟生气区，为中等—好烃源岩。
（作者单位：中石化胜利石油工程有限公司地质录井公司）