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[摘 要]结合四川盆地须家河组烃源岩样品的热解参数对须家河组的烃源岩从热解参数进行评价四川盆地须家河组烃源岩中煤的有机碳含量、生烃潜量和氢指数都较高，四川盆地须家河组烃源岩总体上属于III型，生油潜力较差，以生气为主，为气源岩。烃源岩中有机显微组分中镜质组占据其中大部分，为富氢镜质组，生烃潜力大；其中基质镜质体是煤生烃作用的最大贡献者。炭质泥岩次之，说明煤和炭质泥岩是含煤盆地天然气生成的主要贡献者。
[关键词]四川盆地烃源岩热解参数生烃潜力
中图分类号：TQ530.2 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）03-0224-02
四川盆地位于中国四川省东部，是中国重要的含油气盆地之一。该盆地是目前中国发现气田数目最多、年产气量最大的盆地。经历60多年的勘探，许多学者从烃源岩条件、储集特征、主控因素、沉积体系、构造演化、成藏条件等方面对四川盆地做了许多研究。近年来，在勘探方面取得了一系列重要突破。以四川盆地上三叠统须家河组为例.须家河组纵向上可分为六段，其中须一、须三、须五段以泥页岩为主含煤层，是主要的烃源层；须二、须四、须六段以砂岩为主，是主要的储集层。其纵向上发育3套含油气系统（须一须二含油气系统、须三须四含油气系统、须五须六含油气系统），形成了配搭较佳的“三明治”式自生自储成藏组合，是四川盆地重要的勘探层系。我们通过研究四川盆地须家河组烃源岩的热解参数（氢指数，降解率，生烃潜量，Tmax）之间的关系来研究探讨煤系烃源岩有机质的富集规律。
1 煤系烃源岩最高热解峰温（Tmax）分布特征
烃源岩的热解最高峰温（Tmax）主要与烃源岩的成熟度有关。分析表明，四川盆地不同地区上三叠统须家河组烃源岩也存在一定差别（图1）。显然，这种差别主要与四川盆地不同地区煤系烃源岩的成熟度差异有关。从图1可以看出，总體上，川南地区须家河组成熟度最低，Tmax的分布范围在422-529℃，平均为474.0℃，且众数范围相对窄，主要分布在460-500℃；川中地区次之，Tmax分布在441-560℃，平均为485.3℃；川西南和川西北地区Tmax明显较高，其中以川西北地区须家河组煤系烃源岩尤为典型。该地区Tmax分布在441-577℃，平均达495.4℃。不难看出，上述分布特征是与须家河组烃源岩有机质成熟度具有较好的对应关系，也与四川盆地须家河组烃源岩的分布特征和构造发育特征具有紧密的成因联系。四川盆地须家河组煤系烃源岩厚度总体上是呈西厚东薄的展布特点，有机质的成熟度也主要展现了这种分布模式。可见，图1中Tmax的频率分布特征，主要体现了不同地区烃源岩成熟度的差别。由于不同地区Tmax的差异较大，这也将在很大程度上影响不同地区煤系烃源其它热解参数的分布特点。
2 煤系烃源岩总有机碳含量（TOC）分布特征
四川盆地须家河组是一套发育于前陆盆地的煤系地层。前陆盆地气源岩的发育模式，决定了煤系地层有机碳含量的分布特点。
有关须家河组的沉积学特征和常规有机球化学特征，前人已进行了大量的研究。从现有的研究成果来看，气源岩在全盆地的发育具有明显的不均衡性。总体上，煤系泥岩和煤层的展布总体上具有西厚东薄的特点。这与盆地内须家河组发育的构造格架是完全对应了，形成了自身的气源岩发育模式（张敏等，2010）。
川西前陆坳陷带川西南和川西北地区，泥岩有机碳含量的主频分布范围与地处川中隆起带和隆后坳陷带和斜坡带的川中和川南气源岩的主频分布范围明显不同。其中尤以煤系泥岩的有机碳含量特征最为典型。总体上，川西南和川西北地区煤系泥岩的有机碳含量相对较高，总有机碳（TOC）平均分别为2.06%和1.81%，而川南和川中地区TOC平均仅为1.35%和1.55%。可见，气源岩的有机碳含量特征明显受区域构造格架条件下沉积条件控制。
3 有机碳含量与氢指数（IH）、降解率（D）分布关系
图2为四川盆地不同地区须家河组有机碳含量与氢指数（IH）的分布关系。可以看出，在Tmax相对较低的川南、川中和川西南地区及成熟度相对略高的川西南地区，除少部分泥岩具有相对较高的氢指数外，总体上，泥岩的氢指数相对较低。这些地区的的煤系泥岩、炭质泥岩和煤的Tmax相对接近，但有机碳含量相对较高的炭质泥岩和煤的氢指数均明显较高。
川西北地区煤系烃源岩的氢指数分布具有明显的特征性。从Tmax的分布来看，该地区所取样品的泥岩和炭质泥岩的Tmax接近，平均分别为490.6℃和484.2℃，但煤的Tmax平均达541.6℃，显著高于该地区的泥岩和炭质泥岩。由于IH在较大程度上还受有机质成熟度的影响，从而导致该地区煤的IH明显较低。
烃源岩降解率（D）的分布也呈现了相近的分布特点（图2）。由此可见，总体上煤系烃源岩随着有机碳含量的增加，氢指数和降解率呈现出增加趋势。也就是说，对煤系烃源岩而言，有机质丰度增加的过程伴随着有机质类型变好的过程。
4 有机碳含量与生烃潜量分布关系
从上述讨论可以看出，对煤系烃源岩而言，在有机碳含量增加同时，有机质类型也会随时之变好，结果使生烃潜量具有明显增加。如表1所示，在不同类型的煤系烃源岩中，高有机碳含量烃源岩与低有机碳含量烃源岩的氢指数和降解率的比值均大于1，有机碳含量差异越大，氢指数和降解率的差异越大。进一步说明了随有机碳含量增加氢指数和降解率增加的特点。
对于煤和炭质泥岩而言，不仅有机质丰度高，而且氢指数和降解率也同样较高，因此，相应的生烃潜量（Pg）均显著较高。煤和泥岩有机碳比值为36.91，但煤的热解烃量（S2）和生烃潜量（Pg）分别是泥岩的99.27和86.26倍；煤和炭质泥岩有机碳比值为3.46，但煤的热解烃量（S2）和生烃潜量（Pg）分别是炭质泥岩的5.23和4.99倍；炭质泥岩和泥岩有机碳比值为10.67，但炭质泥岩的热解烃量（S2）和生烃潜量（Pg）分别是泥岩的18.31和17.6倍。由此可见，对煤系烃源岩而言，不同有机碳含量的烃源岩，它们生烃潜量的差异大小并不是可以用有机碳含量的差异可以体现出来的。换句话说，不同有机碳含量煤源岩生烃潜量的差异，较之其有机碳含量的差异要大得多。这就说明，煤系烃源中生烃潜力的增加程度，较之有机碳含量的增加程度明显要大。由此可见，对煤系烃源岩而言，煤和炭质泥岩不仅有机质丰度高，且有机质类型更好，生烃潜量也明显更高。显而易见，对含煤盆地而言，煤和炭质泥岩的生烃意义远比煤系泥岩大得多。也就是说，煤和炭质泥岩对含煤盆地中天然气生成更具实际意义。
5 结论
通过前述分析，四川盆地须家河组煤系烃源岩热解参数的分布具有下述特点：
有机碳含量自东向西依次增加，明显受区域构造格架条件下沉积环境的控制；总体上煤系烃源岩随着有机碳含量的增加，氢指数和降解率呈现出增加趋势；煤系烃源岩生烃潜量随着有机碳增加明显增加，幅度明显大于有机碳的增幅。
参考文献
[1] 张健，李国辉，谢继容，等.四川盆地上三叠统划分对比研究[J]。天然气工业，2006，1。
[2] 李岩，王云鹏，赵长毅，等.四川盆地上三叠统须家河组烃源岩埋藏史及热演化特征[J].2013，11；地质通报.第32卷第11期.
[3] 赵师庆，王飞宇，等.变质煤及其镜质组的煤岩学研究[J].地质通报，1990，2.
[4] 郑荣才，李国晖，雷光明，等.四川盆地须家河组层序分析与地层对比[J].天然气王业.2011，6.
[5] 朱如凯，赵霞，刘柳红，等.四川盆地须家河组沉积体系与有利储集层分布[J].石油勘探与开发.2009，2.
[6] 徐宇艳，黄光辉，思哲，等.四川盆地须家河组煤系烃源岩沉积发育模式探讨.广东石油化工学院学报[J].2012，6.
[7] 张振苓，邬立言，舒念祖.岩热解分析参数Tmax异常的原因.石油勘探与开发[J].2006，2
[8] 唐友军，文志刚，徐耀辉.岩石热解参数及在石油勘探中的应用[J].西部探矿工程.2006，9
通讯作者：
黄光辉，男，副教授/硕士生导师，（1963-）。中国石油学会和中国地质学会会员。
[关键词]四川盆地烃源岩热解参数生烃潜力
中图分类号：TQ530.2 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）03-0224-02
四川盆地位于中国四川省东部，是中国重要的含油气盆地之一。该盆地是目前中国发现气田数目最多、年产气量最大的盆地。经历60多年的勘探，许多学者从烃源岩条件、储集特征、主控因素、沉积体系、构造演化、成藏条件等方面对四川盆地做了许多研究。近年来，在勘探方面取得了一系列重要突破。以四川盆地上三叠统须家河组为例.须家河组纵向上可分为六段，其中须一、须三、须五段以泥页岩为主含煤层，是主要的烃源层；须二、须四、须六段以砂岩为主，是主要的储集层。其纵向上发育3套含油气系统（须一须二含油气系统、须三须四含油气系统、须五须六含油气系统），形成了配搭较佳的“三明治”式自生自储成藏组合，是四川盆地重要的勘探层系。我们通过研究四川盆地须家河组烃源岩的热解参数（氢指数，降解率，生烃潜量，Tmax）之间的关系来研究探讨煤系烃源岩有机质的富集规律。
1 煤系烃源岩最高热解峰温（Tmax）分布特征
烃源岩的热解最高峰温（Tmax）主要与烃源岩的成熟度有关。分析表明，四川盆地不同地区上三叠统须家河组烃源岩也存在一定差别（图1）。显然，这种差别主要与四川盆地不同地区煤系烃源岩的成熟度差异有关。从图1可以看出，总體上，川南地区须家河组成熟度最低，Tmax的分布范围在422-529℃，平均为474.0℃，且众数范围相对窄，主要分布在460-500℃；川中地区次之，Tmax分布在441-560℃，平均为485.3℃；川西南和川西北地区Tmax明显较高，其中以川西北地区须家河组煤系烃源岩尤为典型。该地区Tmax分布在441-577℃，平均达495.4℃。不难看出，上述分布特征是与须家河组烃源岩有机质成熟度具有较好的对应关系，也与四川盆地须家河组烃源岩的分布特征和构造发育特征具有紧密的成因联系。四川盆地须家河组煤系烃源岩厚度总体上是呈西厚东薄的展布特点，有机质的成熟度也主要展现了这种分布模式。可见，图1中Tmax的频率分布特征，主要体现了不同地区烃源岩成熟度的差别。由于不同地区Tmax的差异较大，这也将在很大程度上影响不同地区煤系烃源其它热解参数的分布特点。
2 煤系烃源岩总有机碳含量（TOC）分布特征
四川盆地须家河组是一套发育于前陆盆地的煤系地层。前陆盆地气源岩的发育模式，决定了煤系地层有机碳含量的分布特点。
有关须家河组的沉积学特征和常规有机球化学特征，前人已进行了大量的研究。从现有的研究成果来看，气源岩在全盆地的发育具有明显的不均衡性。总体上，煤系泥岩和煤层的展布总体上具有西厚东薄的特点。这与盆地内须家河组发育的构造格架是完全对应了，形成了自身的气源岩发育模式（张敏等，2010）。
川西前陆坳陷带川西南和川西北地区，泥岩有机碳含量的主频分布范围与地处川中隆起带和隆后坳陷带和斜坡带的川中和川南气源岩的主频分布范围明显不同。其中尤以煤系泥岩的有机碳含量特征最为典型。总体上，川西南和川西北地区煤系泥岩的有机碳含量相对较高，总有机碳（TOC）平均分别为2.06%和1.81%，而川南和川中地区TOC平均仅为1.35%和1.55%。可见，气源岩的有机碳含量特征明显受区域构造格架条件下沉积条件控制。
3 有机碳含量与氢指数（IH）、降解率（D）分布关系
图2为四川盆地不同地区须家河组有机碳含量与氢指数（IH）的分布关系。可以看出，在Tmax相对较低的川南、川中和川西南地区及成熟度相对略高的川西南地区，除少部分泥岩具有相对较高的氢指数外，总体上，泥岩的氢指数相对较低。这些地区的的煤系泥岩、炭质泥岩和煤的Tmax相对接近，但有机碳含量相对较高的炭质泥岩和煤的氢指数均明显较高。
川西北地区煤系烃源岩的氢指数分布具有明显的特征性。从Tmax的分布来看，该地区所取样品的泥岩和炭质泥岩的Tmax接近，平均分别为490.6℃和484.2℃，但煤的Tmax平均达541.6℃，显著高于该地区的泥岩和炭质泥岩。由于IH在较大程度上还受有机质成熟度的影响，从而导致该地区煤的IH明显较低。
烃源岩降解率（D）的分布也呈现了相近的分布特点（图2）。由此可见，总体上煤系烃源岩随着有机碳含量的增加，氢指数和降解率呈现出增加趋势。也就是说，对煤系烃源岩而言，有机质丰度增加的过程伴随着有机质类型变好的过程。
4 有机碳含量与生烃潜量分布关系
从上述讨论可以看出，对煤系烃源岩而言，在有机碳含量增加同时，有机质类型也会随时之变好，结果使生烃潜量具有明显增加。如表1所示，在不同类型的煤系烃源岩中，高有机碳含量烃源岩与低有机碳含量烃源岩的氢指数和降解率的比值均大于1，有机碳含量差异越大，氢指数和降解率的差异越大。进一步说明了随有机碳含量增加氢指数和降解率增加的特点。
对于煤和炭质泥岩而言，不仅有机质丰度高，而且氢指数和降解率也同样较高，因此，相应的生烃潜量（Pg）均显著较高。煤和泥岩有机碳比值为36.91，但煤的热解烃量（S2）和生烃潜量（Pg）分别是泥岩的99.27和86.26倍；煤和炭质泥岩有机碳比值为3.46，但煤的热解烃量（S2）和生烃潜量（Pg）分别是炭质泥岩的5.23和4.99倍；炭质泥岩和泥岩有机碳比值为10.67，但炭质泥岩的热解烃量（S2）和生烃潜量（Pg）分别是泥岩的18.31和17.6倍。由此可见，对煤系烃源岩而言，不同有机碳含量的烃源岩，它们生烃潜量的差异大小并不是可以用有机碳含量的差异可以体现出来的。换句话说，不同有机碳含量煤源岩生烃潜量的差异，较之其有机碳含量的差异要大得多。这就说明，煤系烃源中生烃潜力的增加程度，较之有机碳含量的增加程度明显要大。由此可见，对煤系烃源岩而言，煤和炭质泥岩不仅有机质丰度高，且有机质类型更好，生烃潜量也明显更高。显而易见，对含煤盆地而言，煤和炭质泥岩的生烃意义远比煤系泥岩大得多。也就是说，煤和炭质泥岩对含煤盆地中天然气生成更具实际意义。
5 结论
通过前述分析，四川盆地须家河组煤系烃源岩热解参数的分布具有下述特点：
有机碳含量自东向西依次增加，明显受区域构造格架条件下沉积环境的控制；总体上煤系烃源岩随着有机碳含量的增加，氢指数和降解率呈现出增加趋势；煤系烃源岩生烃潜量随着有机碳增加明显增加，幅度明显大于有机碳的增幅。
参考文献
[1] 张健，李国辉，谢继容，等.四川盆地上三叠统划分对比研究[J]。天然气工业，2006，1。
[2] 李岩，王云鹏，赵长毅，等.四川盆地上三叠统须家河组烃源岩埋藏史及热演化特征[J].2013，11；地质通报.第32卷第11期.
[3] 赵师庆，王飞宇，等.变质煤及其镜质组的煤岩学研究[J].地质通报，1990，2.
[4] 郑荣才，李国晖，雷光明，等.四川盆地须家河组层序分析与地层对比[J].天然气王业.2011，6.
[5] 朱如凯，赵霞，刘柳红，等.四川盆地须家河组沉积体系与有利储集层分布[J].石油勘探与开发.2009，2.
[6] 徐宇艳，黄光辉，思哲，等.四川盆地须家河组煤系烃源岩沉积发育模式探讨.广东石油化工学院学报[J].2012，6.
[7] 张振苓，邬立言，舒念祖.岩热解分析参数Tmax异常的原因.石油勘探与开发[J].2006，2
[8] 唐友军，文志刚，徐耀辉.岩石热解参数及在石油勘探中的应用[J].西部探矿工程.2006，9
通讯作者：
黄光辉，男，副教授/硕士生导师，（1963-）。中国石油学会和中国地质学会会员。