孟元林，申婉琪，周新桂，李世臻，王丹丹，張文浩，曲國輝，崔存蕭

(1.東北石油大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院，黑龍江 大慶 163318； 2.中國地質(zhì)調(diào)查局 油氣資源調(diào)查中心，北京 100029)

東部盆地群下白堊統(tǒng)烴源巖特征與頁巖氣勘探潛力

孟元林1，申婉琪1，周新桂2，李世臻2，王丹丹2，張文浩2，曲國輝1，崔存蕭1

(1.東北石油大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院，黑龍江 大慶 163318； 2.中國地質(zhì)調(diào)查局 油氣資源調(diào)查中心，北京 100029)

為了研究中國東北地區(qū)東部盆地群下白堊統(tǒng)烴源巖的特征與頁巖氣勘探潛力，對三江盆地、雞西盆地、通化盆地、柳河盆地和紅廟子盆地進(jìn)行了野外樣品采集、烴源巖地球化學(xué)與巖礦測試，同時統(tǒng)計了其他盆地?zé)N源巖的地球化學(xué)參數(shù)。結(jié)果表明，東部盆地群下白堊統(tǒng)的烴源巖有機質(zhì)豐度和類型主要受沉積相的控制，有機質(zhì)成熟度受莫霍面埋深的影響。下白堊統(tǒng)沉積時研究區(qū)北部水體較淺，泥巖累積厚度大、粉砂質(zhì)含量高，有機質(zhì)豐度達(dá)到了差-中的標(biāo)準(zhǔn)，干酪根主要為Ⅱ2-Ⅲ型，目前處于成熟-高熟階段。研究區(qū)南部水體相對較深，泥巖平均累計厚度為233～446 m，但泥巖質(zhì)純，有機質(zhì)豐度較高，主要發(fā)育Ⅰ-Ⅱ2型干酪根，目前處于低熟-成熟階段。東部盆地群下白堊統(tǒng)烴源巖脆性礦物含量較高，脆性較大，主要發(fā)育粘土礦物間孔縫、粒內(nèi)孔和有機孔，具有微孔-中孔的孔喉結(jié)構(gòu)，常規(guī)油氣和頁巖氣勘探均具有良好的前景。

莫霍面;有機孔；烴源巖；頁巖氣；下白堊統(tǒng)；東部盆地群

東部盆地群系指依蘭-伊通斷裂以東的中小型沉積盆地[1-2]。在這些盆地中，下白堊統(tǒng)生、儲、蓋層發(fā)育，是一套主要的勘探目的層。在研究區(qū)北部的延吉盆地和雞西盆地的下白堊統(tǒng)中，已發(fā)現(xiàn)了工業(yè)油氣流和煤成氣流，在虎林盆地發(fā)現(xiàn)了低產(chǎn)油氣流[3-6]。在研究區(qū)南部的下白堊統(tǒng)也取得了突破，通化盆地通D1井在下白堊統(tǒng)亨通山組有62.18m的砂巖中見到良好的油氣顯示，下樺皮甸子組15.28m厚的頁巖裂縫中含油，在井口還見到氣涌。所有這一切預(yù)示著東部盆地群下白堊統(tǒng)具有良好的常規(guī)油氣和頁巖油氣含油氣遠(yuǎn)景。但由于這些中小型斷陷盆地面積不大，烴源巖主要發(fā)育在凹陷的深湖-半深湖區(qū)，油氣運移距離短，生烴灶控制著油氣藏的形成與分布，和我國大多數(shù)陸相含油氣盆地類似[7-8]，所以烴源巖的研究具有極其重要的意義。然而，目前東部盆地群下白堊統(tǒng)烴源巖的地球化學(xué)特征及其整體分布規(guī)律不詳，嚴(yán)重制約著東部盆地群油氣田的勘探。

本文對東部盆地群中的三江、雞西、通化、柳河和紅廟子盆地進(jìn)行了野外地質(zhì)調(diào)查，采集了66塊烴源巖樣品，完成了有機地球化學(xué)和巖礦的相關(guān)測試，試圖結(jié)合前人在東部盆地群下白堊統(tǒng)烴源巖的研究成果，分析烴源巖巖石學(xué)和地化特征在橫向上的變化及影響因素，探討頁巖氣的勘探潛力，為本地區(qū)油氣田勘探提供科學(xué)依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

東部盆地群包括38個主要沉積盆地，總面積約5.4×106km2。盆地基底主要由古生界和前古生界的變質(zhì)巖組成，部分地區(qū)伴有不同期次花崗巖的侵入。沉積蓋層為上古生界、中生界和新生界。在北部地區(qū)的三江、雞西和勃利等盆地，下白堊統(tǒng)從下到上依次發(fā)育滴道組、城子河組和穆棱組。在南部地區(qū)的通化、果松、渾江等盆地，下白堊統(tǒng)從下到上依次發(fā)育果松組、鷹嘴砬子組、林子頭組和亨通山組[3-6]。在早白堊世，東北地區(qū)氣候溫暖潮濕，湖泊星羅棋布，形成大量斷陷淡水湖盆。已有研究表明[4-6,9]，在下白堊統(tǒng)城子河組沉積時期，研究區(qū)北部地區(qū)主要發(fā)育海陸交互相、扇三角洲、濱淺湖相和半深湖相等沉積體系，沉積水體較淺，形成了煤系泥巖、碳質(zhì)泥巖以及煤層等烴源巖；南部地區(qū)沉積環(huán)境以湖泊相為主，只有少數(shù)地區(qū)發(fā)育湖沼相，沉積水體相對較深，主要發(fā)育湖相暗色泥巖、油頁巖，僅有少數(shù)盆地發(fā)育薄煤層。整體上，與全球白堊系烴源巖發(fā)育特征相符[10]。

2 烴源巖巖石學(xué)特征

2.1 下白堊統(tǒng)烴源巖厚度和巖性

東部盆地群下白堊統(tǒng)烴源巖累積厚度整體上具有“北厚南薄”的特征。北部地區(qū)各盆地下白堊統(tǒng)烴源巖累積厚度最厚可達(dá)1 285 m，最薄只有幾米，厚度變化較大；南部地區(qū)各盆地面積較小，下白堊統(tǒng)烴源巖累積厚度分布在100～850 m，各盆地?zé)N源巖厚度相差較小。在野外石油地質(zhì)調(diào)查過程中發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)南部的烴源巖顏色深、質(zhì)純、粉砂含量低，一般發(fā)育黑色泥巖、油頁巖和薄的煤層；研究區(qū)北部的烴源巖顏色較淺、質(zhì)不純，粉砂含量較高，多發(fā)育暗色泥巖、煤和碳質(zhì)泥巖，不發(fā)育油頁巖。

在三江、雞西、柳河、通化和紅廟子等盆地的野外地質(zhì)調(diào)查過程中，采集了烴源巖樣品，并完成了地球化學(xué)和巖礦測試(表1)。由表1可見，北部地區(qū)三江盆地穆棱組和城子河組暗色泥巖中脆性礦物(石英、鉀長石、斜長石、方解石、白云石、菱鐵礦和黃鐵礦)含量分別為39%和38%；南部地區(qū)柳河盆地亨通山組和通化盆地鷹嘴砬子組的暗色泥巖脆性礦物含量較高，分別為42%和48%，烴源巖脆性較大，有利于壓裂[11-12]，具有形成頁巖氣儲層的可能性。

2.2 下白堊統(tǒng)泥頁巖孔隙類型與有機孔影響因素

氬離子拋光后場發(fā)射掃描電鏡(FESEM)測試結(jié)果表明，東部盆地群下白堊統(tǒng)泥頁巖的孔隙類型主要包括粘土礦物間孔縫(圖1a)、有機質(zhì)和粘土礦物間裂縫(圖1a)、粒內(nèi)溶孔(圖1b)，有機孔(圖1c，e，f)和有機縫(圖1d)等。有機孔大多數(shù)呈圓形(圖1c)、橢圓形和拉長的氣泡狀(圖1e，f)，少數(shù)呈長條狀裂縫(圖1d)，這是有機質(zhì)生成和排出烴類之后形成的收縮縫。

表1 東部盆地群下白堊統(tǒng)泥巖XRD分析結(jié)果

注：表格內(nèi)數(shù)據(jù)分子為范圍值，分母為平均值，括號內(nèi)數(shù)字為統(tǒng)計樣品數(shù)。

圖1 東部盆地群下白堊統(tǒng)泥頁巖孔隙顯微照片F(xiàn)ig.1 Pores microphotoes of the Lower Cretaceous shales in the eastern basin groupa.紅廟子盆地，鷹嘴砬子組(K1y)，泥巖，Ⅱ型干酪根，Ro=0.75%，粘土礦物間裂縫、粘土礦物與有機質(zhì)之間裂縫；b.雞西盆地，城子河組(K1ch)，泥巖，長石內(nèi)溶蝕孔隙；c.三江盆地，濱頁1井，埋深602 m，城子河組(K1ch)，頁巖，Ⅱ型干酪根，Ro=0.84%，有機質(zhì)孔發(fā)育；d.通化盆地，通D1井，埋深276.9 m，亨通山組(K1h)，泥巖，Ⅱ型干酪根，Ro=1.1%，有機質(zhì)內(nèi)裂縫發(fā)育；e.雞西盆地，城子河組(K1ch)，泥巖，Ⅱ型干酪根，Ro=1.56%，有機質(zhì)孔發(fā)育；f.通化盆地，通D1井，埋深206.3 m，亨通山組(K1h)，泥巖，Ⅱ型干酪根，Ro= 2.0%，有機質(zhì)孔發(fā)育

有機孔的發(fā)育受多種地質(zhì)因素的影響與控制，最主要的影響因素是有機質(zhì)成熟度。當(dāng)有機質(zhì)成熟度較低時，泥巖中僅發(fā)育有機質(zhì)與粘土礦物之間的孔縫(圖1a)，隨烴源巖有機質(zhì)熱演化程度的增高，干酪根生成和排出油氣，形成有機孔、縫(圖1c—f)。但不同學(xué)者有關(guān)有機孔開始出現(xiàn)的時間研究結(jié)果不同，有機孔開始形成的Ro值對應(yīng)于0.6%～0.9%[13]。造成這種差異的原因，是不同地區(qū)烴源巖的排烴門限不同。有機孔之所以形成是由于烴源巖發(fā)生了排烴，而排烴門限對應(yīng)的Ro值又受控于有機質(zhì)豐度和類型。一般來說[14]，有機質(zhì)豐度越高、類型越好，生成的油氣越多，進(jìn)入排烴門限的時間越早，形成有機孔對應(yīng)的有機質(zhì)成熟度就越低。隨有機質(zhì)成熟度的增加，油氣的生成和排出持續(xù)進(jìn)行，有機孔發(fā)育程度變好(圖1a，c—f)。但當(dāng)有機質(zhì)成熟度達(dá)到某個臨界值時，有機孔開始減少，并逐步消失。不同學(xué)者的研究結(jié)果有所不同，王飛宇(2013)認(rèn)為這一臨界Ro值為2.0%[15]，而Curtis(2012)認(rèn)為是3.6%[16]。實際上，當(dāng)Ro為4.0%時，碎屑巖就開始變質(zhì)，進(jìn)入淺變質(zhì)階段[17]，烴源巖有機孔就不可避免地要減少。由此可以推測，有機孔開始減小的臨界值應(yīng)該是Ro值為4.0%左右。

2.3 下白堊統(tǒng)泥頁巖孔喉結(jié)構(gòu)

三江盆地濱頁1井(By1-n-35)、通化盆地通D1井(TD1-164,TD1-130)和雞西盆地(JxD2m2-1)泥頁巖液氮吸附法的分析結(jié)果表明(圖2；表2)，東部盆地群下白堊統(tǒng)泥頁巖孔徑較小，以微孔(<2 nm)-中孔(2～50 nm)為主，平均孔徑分別為7.18，7.91，8.63，8.49 nm。最可幾孔徑是指最可能幾率孔徑，取決于孔徑分布形態(tài)，如果是正態(tài)分布，就是平均孔徑。下白堊統(tǒng)烴源巖的最可幾孔徑≤2nm，頁巖氣主要呈吸附態(tài)存在于泥頁巖中。泥巖的孔隙度分布在1%～5%(表2)。

圖2 東部盆地群下白堊統(tǒng)泥頁巖孔徑分布Fig.2 Pore size distribution of the Lower Cretaceous shales in the eastern basin group

樣品參數(shù)By1-n-35TD1-164TD1-130JxD2m2-1BET比表面/(m2·g-1)145964647522223980114BJH總孔容/(cm3·g-1)00262001280004800170孔隙度/%524232096340BJH平均孔直徑/nm718791863849BJH(吸附)最可幾孔直徑/nm188172200180Ro/%084096099156

3 烴源巖地球化學(xué)特征

3.1 下白堊統(tǒng)烴源巖有機質(zhì)豐度特征及影響因素

3.1.1 下白堊統(tǒng)烴源巖有機質(zhì)豐度

本文的實測數(shù)據(jù)表明，三江盆地發(fā)育煤系暗色泥巖和碳質(zhì)泥巖兩大類烴源巖。依據(jù)陳建平提出的我國煤系泥巖有機質(zhì)豐度評價標(biāo)準(zhǔn)[18]，穆棱組和城子河組烴源巖的有機質(zhì)豐度較低(表3)，碳質(zhì)泥巖為很差的烴源巖，暗色泥巖僅達(dá)到了差烴源巖的豐度標(biāo)準(zhǔn)。

雞西盆地城子河組發(fā)育了煤、碳質(zhì)泥巖和煤系泥巖3種烴源巖。烴源巖有機質(zhì)豐度較低，煤和碳質(zhì)泥巖屬于非烴源巖，暗色泥巖為差的烴源巖。

柳河、通化和紅廟子盆地僅發(fā)育湖相暗色泥巖，有機質(zhì)豐度較高，參照陸相烴源巖有機質(zhì)評價標(biāo)準(zhǔn)[19]，無論是柳河盆地亨通山組的暗色泥巖，還是通化盆地和紅廟子盆地鷹嘴砬子組的暗色泥巖，都達(dá)到了中等烴源巖的豐度標(biāo)準(zhǔn)。

以上實測數(shù)據(jù)表明，位于研究區(qū)北部的三江盆地和雞西盆地?zé)N源巖生烴能力較差，而位于研究區(qū)南部的柳河、通化和紅廟子盆地?zé)N源巖生烴潛力中等。由此可見，研究區(qū)南部烴源巖的有機質(zhì)豐度明顯比北部好。

3.1.2 下白堊統(tǒng)烴源巖有機質(zhì)豐度平面變化規(guī)律及影響因素

為了更深入地研究下白堊統(tǒng)烴源巖有機質(zhì)豐度在橫向上的變化規(guī)律，在實測數(shù)據(jù)的基礎(chǔ)上，搜集了前人大量的分析化驗資料(包括以前的實測資料)[3-6,20-47]，完成了東部盆地群下白堊統(tǒng)烴源巖綜合評價圖(圖3)。由圖3可見，研究區(qū)烴源巖的有機質(zhì)豐度具有“南高北低”的特征。有機質(zhì)豐度的這種變化特征與當(dāng)時的沉積環(huán)境密切相關(guān)。在研究區(qū)南部，下白堊統(tǒng)主要發(fā)育淡水湖泊及少量沼澤相沉積，形成了暗色湖相泥巖以及油頁巖，有機碳含量較高，烴源巖生烴潛力較大，達(dá)到了中等偏好的烴源巖豐度標(biāo)準(zhǔn)；而在研究區(qū)北部，沉積環(huán)境多樣，但沉積水體較淺，主要發(fā)育海陸交互相、扇三角洲相和濱淺湖相，烴源巖有機碳含量較高，但生烴潛力不大，屬于差-中等豐度的烴源巖。

表3 實測東部盆地群下白堊統(tǒng)烴源巖有機質(zhì)豐度

注：表格內(nèi)數(shù)據(jù)分子為范圍值，分母為平均值，括號內(nèi)數(shù)字為統(tǒng)計樣品數(shù)。

圖3 東部盆地群下白堊統(tǒng)烴源巖綜合評價Fig.3 Comprehensive assessment chart of the Lower Cretaceous source rocks in the eastern basin group

3.2 下白堊統(tǒng)烴源巖有機質(zhì)類型及影響因素

3.2.1 下白堊統(tǒng)烴源巖有機質(zhì)類型

三江盆地下白堊統(tǒng)穆棱組和城子河組干酪根類型主要為Ⅲ型，少數(shù)為Ⅱ2型(圖4)。雞西盆地下白堊統(tǒng)城子河組烴源巖有機質(zhì)類型主要為Ⅱ型和Ⅲ型(圖4)。熱解資料顯示，柳河盆地下白堊統(tǒng)亨通山組烴源巖和紅廟子盆地下白堊統(tǒng)鷹嘴砬子組烴源巖有機質(zhì)類型均為Ⅲ型。但柳河盆地?zé)N源巖干酪根的顯微組分主要為腐殖無定形體和鏡質(zhì)組為主(圖5a，b)，紅廟子盆地?zé)N源巖干酪根的顯微組分以腐殖無定形體、鏡質(zhì)組和腐泥無定形體為主(圖5c)，有機質(zhì)來源既有陸源高等植物，又有水生生物。造成這種矛盾的原因可能是柳河和紅廟子盆地下白堊統(tǒng)烴源巖風(fēng)化嚴(yán)重，使烴源巖中的碳、氫元素流失，氧元素增加，有機質(zhì)類型變差(圖4)，但風(fēng)化作用沒有改變干酪根顯微組分的形態(tài)。在我國西寧等盆地和國外也存在類似情況[48]。由此可見，柳河盆地和紅廟子盆地下白堊統(tǒng)烴源巖的干酪根類型應(yīng)分別為Ⅱ2-Ⅲ型和Ⅱ2型(圖5a—c)。

圖4 東部盆地群下白堊統(tǒng)烴源巖有機質(zhì)類型Fig.4 Organic matter types of the Lower Cretaceous source rocks in the eastern basin groupK1m.下白堊統(tǒng)穆棱組；K1ch.下白堊統(tǒng)城子河組；K1y.下白堊統(tǒng)鷹嘴砬子組

通化盆地下白堊統(tǒng)鷹嘴砬子組烴源巖有機質(zhì)類型主要為Ⅱ1型、Ⅱ2型和Ⅲ型(圖4)，干酪根的顯微組分中，既有腐殖和腐泥無定形體(圖5d)，又有鏡質(zhì)組、絲質(zhì)體和角質(zhì)體(圖5e，f)，有機質(zhì)來源于水生生物和陸源高等植物。

3.2.2 下白堊統(tǒng)烴源巖有機質(zhì)類型平面變化規(guī)律及影響因素

研究區(qū)下白堊統(tǒng)烴源巖主要發(fā)育Ⅱ-Ⅲ型干酪根(圖3)，南部地區(qū)的有機質(zhì)類型好于北部地區(qū)。北部地區(qū)下白堊統(tǒng)烴源巖有機質(zhì)類型主要為Ⅱ2-Ⅲ型，南部地區(qū)下白堊統(tǒng)烴源巖的優(yōu)勢有機質(zhì)類型為Ⅰ-Ⅱ2型。其原因在于，北部地區(qū)沉積盆地發(fā)育于海陸交互相和濱淺湖相等淺水環(huán)境，有機質(zhì)來源于陸生高等植物及水生浮游生物，但以陸生生物為主；南部地區(qū)沉積環(huán)境主要為湖相，少數(shù)沼澤相，油頁巖較發(fā)育，水生浮游生物繁盛，在少數(shù)湖沼相烴源巖中陸源高等生物較為發(fā)育。因此，北部烴源巖具有一定的生氣潛力，南部烴源巖同時具有生油和生氣的潛力。三江、雞西、柳河、通化和紅廟子盆地的實測數(shù)據(jù)也支持了這一觀點(圖4，圖5)。

3.3 下白堊統(tǒng)烴源巖有機質(zhì)成熟度及影響因素

3.3.1 東部盆地群下白堊統(tǒng)烴源巖有機質(zhì)成熟度

烴源巖熱解和鏡質(zhì)組反射率的測試結(jié)果表明，三江、雞西、柳河、通化和紅廟子盆地下白堊統(tǒng)烴源巖有機質(zhì)成熟度較高，目前處于成熟-高成熟熱演化階段，有利于油氣的大量生成。Ro值主要分布在0.7%～1.3%和1.3%～2.0%(圖6)，Tmax值主要分布在440～450 ℃和450～480 ℃兩個區(qū)間(圖7)。

圖5 柳河盆地、通化盆地和紅廟子盆地下白堊統(tǒng)烴源巖有機質(zhì)顯微組分Fig.5 Organic macerals of the Lower Cretaceous source rocks in the Liuhe Basin，Tonghua Basin and Hongmiaozi Basina.有機質(zhì)以鏡質(zhì)組和腐殖無定形體為主，見少量絲質(zhì)體，Ⅲ型，柳河盆地，亨通山組(K1h)，暗色泥巖；b.有機質(zhì)以腐殖無定形體為主，見鏡質(zhì)組，Ⅱ2型，柳河盆地，亨通山組(K1h)，暗色泥巖；c.有機質(zhì)以腐殖無定形體和鏡質(zhì)組為主，可見腐泥無定型體，Ⅱ2型，紅廟子盆地，鷹嘴砬子組(K1y)，暗色泥巖；d.有機質(zhì)以腐殖和腐泥無定形體為主，可見鏡質(zhì)組，Ⅱ1型，通化盆地，鷹嘴砬子組(K1y)，暗色泥巖；e.有機質(zhì)以腐殖無定形體為主，見鏡質(zhì)組和少量絲質(zhì)體，Ⅱ2型，通化盆地，鷹嘴砬子組(K1y)，暗色泥巖；f.有機質(zhì)以鏡質(zhì)組為主，見腐殖無定形體和少量角質(zhì)體，Ⅲ型，通化盆地，鷹嘴 砬子組(K1y)，暗色泥巖

3.3.2 下白堊統(tǒng)烴源巖有機質(zhì)成熟度平面變化規(guī)律及影響因素

東部盆地群下白堊統(tǒng)烴源巖有機質(zhì)成熟度具有“北高南低”的變化趨勢(圖3)，有機質(zhì)熱演化程度從北到南逐漸降低。研究區(qū)北部下白堊統(tǒng)烴源巖主要處于成熟-高成熟階段，研究區(qū)南部烴源巖主要處于低熟-成熟階段，少數(shù)盆地(如柳河盆地)由于受周圍火山巖的影響，成熟度偏高，達(dá)到高成熟階段。

導(dǎo)致東部盆地群下白堊統(tǒng)烴源巖有機質(zhì)成熟度分布差異的主要原因與該地區(qū)莫霍面的埋深有關(guān)。莫霍面埋藏越淺，大地?zé)崃髟礁?，地溫梯度越高，同一時代烴源巖的Ro值越高，生油門限越淺(圖8)。由圖8可見，三江、虎林、勃利和雞西盆地位于研究區(qū)北部，莫霍面埋較淺，生油門限較淺；而羅子溝、延吉和敦化盆地位于研究區(qū)南部，莫霍面埋藏較深，生油門限也相對較深。

4 下白堊統(tǒng)頁巖氣存在可能性

東部盆地群下白堊統(tǒng)暗色泥巖的有機質(zhì)豐度較高，目前處于低成熟-高成熟階段，干酪根類型以Ⅱ-Ⅲ型為主，除了生成液態(tài)烴外，還具有較強的生氣能力。全球范圍的進(jìn)一步統(tǒng)計結(jié)果表明[49-50]，已發(fā)現(xiàn)頁巖氣田烴源巖的Ro主要分布在0.4%～1.8%，TOC在1.0%～24.0%(圖9)。東部盆地群下白堊統(tǒng)烴源巖的TOC和Ro值大部分都落在了這一范圍。由此可以推測，東部盆地群下白堊統(tǒng)的烴源巖具有生成頁巖氣的潛力。

5 結(jié)論

1) 東部盆地群下白堊統(tǒng)烴源巖厚度具有“北厚南薄”的特征，但研究區(qū)南部烴源巖顏色深、質(zhì)純、粉砂含量較低，一般發(fā)育暗色泥巖、油頁巖和薄的煤層；北部烴源巖顏色較淺、粉砂含量較高，多發(fā)育暗色泥巖、煤和碳質(zhì)泥巖。

圖6 柳河、通化和紅廟子盆地下白堊統(tǒng)烴源巖鏡質(zhì)組反射率頻率分布Fig.6 Vitrinite reflectances frequency distribution of the Lower Cretaceous source rocks in the Liuhe Basin，Tonghua Basin and Hongmiaozi Basin

圖7 三江、雞西、柳河、通化和紅廟子盆地下白堊統(tǒng)烴源巖熱解峰溫頻率分布Fig.7 Tmax frequency distribution of the Lower Cretaceous source rocks in the Sanjiang Basin，Jixi Basin，Liuhe Basin，Tonghua Basin and Hong Miaozi Basin

圖8 東部盆地群莫霍面埋深、生油門限深度Fig.8 Moho depth and petroleum-generative threshold depth in the Eastern Basin Group

圖9 東部盆地群下白堊統(tǒng)烴源巖地化特征與其他頁巖油氣田對比Fig.9 Comparison of the Lower Cretaceous source rock geochemical characteristics in the Eastern Basin Group of Northeast China with those in other shale oil and gas fields around world

2) 下白堊統(tǒng)泥頁巖的脆性礦物含量在38%～48%，脆性較大，孔喉直徑主要為微孔-中孔，最可幾孔為微孔，天然氣在泥頁巖中主要以吸附態(tài)的形式存在。干酪根有機孔主要受有機質(zhì)成熟度的影響，其次為有機質(zhì)類型。隨有機質(zhì)成熟度的增加，有機孔發(fā)育程度變好。干酪根類型越好，有機質(zhì)孔越發(fā)育。

3) 東部盆地群下白堊統(tǒng)沉積時期，從北到南水體變深，有機質(zhì)豐度升高，有機質(zhì)類型變好。研究區(qū)北部下白堊統(tǒng)烴源巖達(dá)到了差-中的有機質(zhì)豐度標(biāo)準(zhǔn)，有機質(zhì)類型主要為Ⅱ2-Ⅲ型；南部烴源巖達(dá)到了中-好的有機質(zhì)豐度標(biāo)準(zhǔn)，發(fā)育I-Ⅱ2型干酪根。

4) 東部盆地群下白堊統(tǒng)烴源巖有機質(zhì)成熟度具有“北高南低”的分布特征，研究區(qū)北部烴源巖達(dá)到了成熟-高成熟的演化階段，南部烴源巖達(dá)到了低熟-成熟的演化階段。有機質(zhì)成熟度的主要影響因素是莫霍面埋深，北部莫霍面埋藏淺，地溫梯度高，生油門限淺；南部莫霍面埋藏深，地溫梯度低，生油門限深。

5) 東部盆地群下白堊統(tǒng)泥頁巖的地化特征和儲層性能良好，無論是常規(guī)油氣，還是頁巖氣勘探均具有良好的勘探遠(yuǎn)景。

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(編輯 張玉銀)

Characteristics of the Lower Cretaceous source rocks and shale gas exploration potential of eastern basin group，NE China

Meng Yuanlin1，Shen Wanqi1，Zhou Xingui2，Li Shizhen2，Wang Dandan2，Zhang Wenhao2，Qu Guohui1，Cui Cunxiao1

(1.College of Earth Science，Northeast Petroleum University，Daqing，Heilongjiang 163318，China；2.OilandGasResourcesResearchCenterofChinaGeologicalSurvey，Beijing100029，China)

In order to study the characteristics of Lower Cretaceous source rocks and shale gas exploration potential of the eastern basin group in Northeast China,field sampling,geochemical analysis and rock-mineral tests of source rocks were performed and geochemical parameters were measured in the Sanjiang Basin,Jixi Basin,Tonghua Basin,Liuhe Basin and Hongmiaozi Basin.The results indicate that the abundance and type of organic matter in the Lower Cretaceous source rocks are mainly controlled by sedimentary facies,while the maturity of source rocks is influenced by the depth of Moho surface.The Lower Cretaceous source rocks in the north of the study area were deposited in shallow water environment that results in large cumulative thickness of mudstones and higher silt content.These source rocks contain type Ⅱ2kerogen and Ⅲ kerogen and are graded as poor-moderate source rocks at mature to over-mature stages.The Lower Cretaceous source rocks in the south of the study area were deposited in deeper water environment that results in thick mudstone deposition (with thickness of 233 m to 446 m) and high organic content.These source rocks mainly contain type Ⅰ-Ⅱ2kerogen at low-mature to mature stages.Moreover,the Lower Cretaceous hydrocarbon source rocks are characterized by high content of brittle minerals,important content for development of pores and fractures between clay minerals,intergranular pores as well as organic pores with pore throat structure of micro- and meso- pore.Therefore,there exists favorable exploration prospects for both conventional hydrocarbon and shale gas in Lower Cretaceous of eastern basin group in Northeast China.

Moho surface,organic pore，source rock，shale gas，Lower Cretaceous，eastern basin group

2015-10-16;

2016-04-07。

孟元林(1960—)，男，教授、博士生導(dǎo)師。E-mail:QHDMYL@163.com。

國家自然科學(xué)基金項目(U1262106，41572135)；國家科技重大專項(2016ZX05046-001-006)；國土資源部中國地質(zhì)調(diào)查局項目(12120115001701)。

0253-9985(2016)06-0893-10

10.11743/ogg20160611

TE132.2

A