Characterization and evaluation on the source rock of gas hydrate in Muli permafrost area, Nanqilian Basin
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摘要:
中国地质调查局2008年在南祁连盆地木里冻土区采集到了中国陆域第一例天然气水合物实物样品，对于天然气水合物的气体来源存在不同的认识。利用新完钻3口井样品的化验分析结果，分析了中侏罗统和上三叠统烃源岩有机地球化学特征。结果表明，中侏罗统江仓组、木里组煤系地层烃源岩有机质丰度较高，TOC（总有机碳含量）大于1%的样品占78.9%；氯仿沥青“A”含量大于0.1%的占总数的72.2%；有机质类型以Ⅱ2、Ⅱ1型为主；镜质体反射率Ro多介于0.7%~1.2%之间；71个样品生烃潜量平均值为8.8mg/g，总体处于生烃高峰期的生油阶段或凝析油阶段，属于好、很好烃源岩，为天然气水合物主力生烃层系。上三叠统尕勒得寺组亦为煤系地层烃源岩，TOC含量大于1%的样品占76.9%；氯仿沥青“A”含量小于0.05%；有机质类型以Ⅲ、Ⅱ1型为主；镜质体反射率Ro介于1.1%~1.77%之间；总体处于生湿气或干气阶段，但由于构造抬升影响其生烃潜量，平均值仅为0.35mg/g，当前整体生烃能力较差，为非烃源岩或较差烃源岩，对天然气水合物成藏贡献不大。
Abstract:China's first permafrost gas hydrate samples were collected by China Geological Survey in 2008 in Muli permafrost area, Nanqilian Basin. There exist different opinions concerning the genesis or origin of gases from gas hydrate. The organic geochemical indictors were systematically analyzed on the gas source rocks of the Middle Jurassic and the Upper Triassic from recently drilled 3 wells. The results show that the organic matter values are at high levels in source rocks of the Middle Jurassic strata (Jiangcang and Muli Formation) in the study area. 78.9% of TOC values are more than 1.0%, and 72.2% of chloroform bitumen 'A' are more than 0.1%. The main organic matter is of type Ⅱ2 and Ⅱ1. The vitrinite reflectances of most samples are between 0.7% to 1.2%. The average value of total hydrocarbon generation potential is 8.8mg/g rock in total 71 samples. So the organic matters in most samples are at mature levels, or at condensate levels, which are good and very good source rocks for the gases of gas hydrates. The organic matter values are also at high levels in source rocks of the Upper Triassic strata (Galedesi Formation). 76.9% of TOC values are more than 1.0%. The chloroform bitumen 'A' is less than 0.05%. The main organic matters are of type Ⅲ and Ⅱ1. The vitrinite reflectances of most samples are between 1.1% and 1.77%. Hence the organic matters in most samples are at post mature levels, or at dry gas levels, but the average value of total hydrocarbon generation potential is only 0.35 mg/g rock in total 39 samples, suggesting poor source rocks or barren rocks for the gases of gas hydrates.
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Keywords:
- gas hydrate /
- Middle Jurassic /
- Upper Triassic /
- source rock characteristics /
- Muli permafrost /
- Nanqilian Basin
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致谢: 成文过程中得到中国地质调查局油气资源调查中心翟刚毅教授级高工的指导，在此深表谢意。
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图 1 南祁连盆地构造单元划分及木里冻土区井位地质图[23]
Figure 1. Division of tectonic units in southern Qilian Basin and geological map of wells in Muli permafrost area
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图 3 研究区氯仿沥青”A”分布直方图
Figure 3. Middle Jurassic chloroform bitumen'A'distribution frequency histogram in the study area
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图 4 研究区干酪根类型分布直方图
Figure 4. Middle Jurassic kerogen type distribution frequency histogram in the study area
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图 6 研究区烃源岩样品热解氢指数与Tmax交会图
Figure 6. The plot of Tmax to HI of the samples in the study area
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图 8 研究区烃源岩样品总有机碳含量（TOC）与生烃潜能（S1+S2）投点
Figure 8. Plot of TOC to hydrocarbon potential (S1+S2) in source rock of the study area
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图 9 研究区天然气水合物样品不同成因烃类气体鉴别
Figure 9. Identification of hydrocarbon gases from gas hydrate samples in the study area
表 1 烃源岩有机质类型划分评价标准[31]
Table 1 Evaluation criteria for classification of organic matter in source rocks
类别 类型 热解参数 化学元素 族组分 显微组分 IO HI H/C O/C 饱/芳 指数（TI） Ⅰ 腐泥 ＜20 >600 >1.4 ＜0.1 >3 80~100 Ⅱ1 腐植腐泥 20~40 250~600 1.1~1.4 0.1~0.15 1.6~3 40~80 Ⅱ2 腐泥腐植 40~60 120~250 0.8~1.1 0.15~0.25 1~1.6 0~40 Ⅲ 腐植 >60 ＜120 ＜0.8 >0.25 0.5-1 -100 
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表 2 研究区烃源岩有机质类型综合评价
Table 2 Comprehensive evaluation of organic matter types of source rocks in the study area
井名 深度/m 层位 显微组分类型指数 (TI) 化学元素 热解参数氢指数
(HI)/(mg· g-1)综合
评价腐泥质/% 壳质组/% 镜质组/% 惰质组/% 类型指数 H/C O/C 木参1井 724~725 J 9.0 61.0 24.0 6.0 16.0 0.7 0.1 71.2 Ⅱ2 木参1井 776~777 J 9.0 52.0 32.0 7.0 4.0 0.6 0.1 77.9 Ⅱ2 木参1井 876~877 J 6.0 69.0 21.0 4.0 21.0 0.9 0.1 135.9 Ⅱ2 木参1井 931~932 J 3.0 70.0 26.0 1.0 18.0 0.6 0.2 33.0 Ⅱ2 木参1井 938~939 J 14.0 74.0 11.0 1.0 42.0 0.7 0.1 70.1 Ⅱ1 木参1井 981~982 J 16.0 76.0 8.0 48.0 0.8 0.1 91.7 Ⅱ1 木参1井 1092~1093 J 9.0 76.0 15.0 36.0 0.7 0.1 96.4 Ⅱ2 木参1井 1187~1188 J 3.0 54.0 41.0 2.0 ~3.0 0.7 0.0 150.2 Ⅲ 木参1井 1272~1273 J 4.0 72.0 22.0 2.0 22.0 0.7 0.0 128.8 Ⅱ2 SK~0井 212.39 J 0.0 79.0 20.5 0.6 25.4 0.9 0.1 194.8 Ⅱ2 SK~0井 234.4 J 11.3 70.6 17.6 0.5 41.6 1.1 0.1 375.5 Ⅱ1 SK~0井 282.16 J 23.9 64.8 11.0 0.3 47.7 1.3 0.1 530.5 Ⅱ1 SK~0井 285.48 J 14.8 68.1 17.0 0.0 43.1 1.3 0.2 569.1 Ⅱ1 SK~0井 330 J 2.2 63.3 33.3 1.2 12.7 0.9 0.1 211.6 Ⅱ2 木参1井 939.16 J 1.3 28.2 68.0 2.6 ~37.8 0.7 0.1 108.3 Ⅲ 木参2井 70 J 1.1 30.7 67.6 0.6 ~32.1 0.6 0.1 Ⅲ 木参1井 1566~1567 T3g 14.0 69.0 14.0 3.0 35.0 0.6 0.1 63.6 Ⅱ2 木参1井 1676~1677 T3g 27.0 67.0 6.0 56.0 0.5 0.1 36.1 Ⅱ1 木参1井 1678~1679 T3g 25.0 68.0 5.0 2.0 53.0 0.7 0.1 17.0 Ⅱ1 木参1井 1685 T3g 40.0 55.0 4.0 1.0 64.0 0.7 0.1 22.8 Ⅱ1 木参1井 1686~1687 T3g 41.0 55.0 4.0 66.0 0.6 0.1 23.0 Ⅱ1 木参1井 1689~1690 T3g 43.0 48.0 7.0 2.0 60.0 0.6 0.1 19.0 Ⅱ1 木参1井 1692~1693 T3g 37.0 56.0 6.0 1.0 60.0 0.6 0.1 21.4 Ⅱ1 木参1井 1705~1707 T3g 44.0 53.0 3.0 68.0 0.6 0.1 18.1 Ⅱ1 木参1井 1730~1734 T3g 39.0 59.0 2.0 67.0 0.6 0.1 13.9 Ⅱ1 木参1井 1765~1766 T3g 19.0 75.0 5.0 1.0 52.0 0.7 0.1 21.1 Ⅱ1 木参1井 1814~1815 T3g 7.0 63.0 25.0 5.0 15.0 0.5 0.0 17.1 Ⅱ2 木参1井 1821~1822 T3g 14.0 70.0 15.0 1.0 37.0 0.5 0.1 15.4 Ⅱ2 木参1井 1835~1836 T3g 8.0 65.0 25.0 2.0 20.0 0.7 0.1 22.7 Ⅱ2 木参1井 1843~1844 T3g 4.0 66.0 22.0 8.0 13.0 0.6 0.1 13.4 Ⅱ2 木参1井 1846~1847 T3g 15.0 76.0 7.0 2.0 46.0 0.6 0.1 15.2 Ⅱ1 木参1井 1854~1855 T3g 15.0 79.0 5.0 1.0 50.0 0.5 0.1 14.8 Ⅱ1 木参1井 1883~1884 T3g 19.0 74.0 5.0 2.0 50.0 0.6 0.0 14.2 Ⅱ1 木参1井 1923~1924 T3g 6.0 52.0 36.0 6.0 -1.0 0.6 0.1 11.9 Ⅲ 木参1井 1503.97 T3g 1.2 25.6 71.7 1.5 -41.2 0.5 0.0 21.9 Ⅲ 木参1井 2002.63 T3g 0.0 11.0 87.4 1.6 -61.4 0.5 0.0 4.5 Ⅲ 木参1井 2004.03 T3g 0.0 39.4 59.3 1.3 -26.1 0.4 0.0 25.1 Ⅲ 木参2井 399.94 T3g 0.6 32.8 66.7 0.0 -33.1 0.7 0.1 29.9 Ⅲ 木参2井 403.24 T3g 2.0 32.2 64.9 0.9 -31.5 0.6 0.1 34.5 Ⅲ 木参2井 878.6 T3g 10.1 27.0 62.0 0.9 -23.0 0.6 0.1 43.0 Ⅲ 木参2井 1450.02 T3g 0.3 37.6 61.8 0.3 -27.5 0.6 0.1 21.9 Ⅲ
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