Distribution Characteristics and Main Controlling Factors of Main Hydrocarbon Source Rocks in Liaodong Bay Area
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摘要: 利用辽东湾地区岩心、地化及测井资料，全面评价和预测了烃源岩分布和特征，解决了烃源岩评价标准不一、发育主控因素不明确的问题.其中，东三段、沙一段和沙三段烃源岩均为该区主力烃源岩，综合利用岩心及地化资料，明确了烃源岩有机地球化学特征，结合测井信息建立了各套烃源岩有机碳含量和热解烃的测井预测模型，并预测了烃源岩的有机质丰度和类型平面分布特征；基于区域构造和沉积背景分析，归纳了辽东湾地区烃源岩发育的主控因素.结果表明，烃源岩在平面及纵向分布上均有差异，且构造沉降速率、古生产力大小和盐度值与烃源岩有机碳含量具有明显相关性.辽西和辽中凹陷共发育5个生烃中心，辽中凹陷烃源岩整体优于辽西凹陷，且由东北至西南方向，烃源岩品质逐渐变差；纵向上沙一段最优，沙三段次之，东三段最差；构造沉降速率较快、古生产力较高及沉积水体盐度高导致的缺氧环境是辽东湾地区烃源岩发育的主控因素.Abstract: This study focuses on the distribution and characteristics of hydrocarbon source rocks in Liaodong Bay area, and the related issues involving inconsistent evaluation standards and unclear development controlling factors, by using core, geochemistry and logging data. Firstly, the organic geochemical characteristics of main hydrocarbon source rocks in Dong-3, Sha-1 and Sha-3, are studied by the core and geochemistry data. Then the logging prediction model of organic carbon content and pyrolysed hydrocarbon is established with logging data to predict the plane distribution characteristics of hydrocarbon source rocks. Lastly, the main controlling factors of hydrocarbon source rocks are generalized on the basis of results of subsidence history, sedimentary background. The results show that the plane and vertical distributions of hydrocarbon source rocks are different; the tectonic subsidence rate, paleoproductivity, and salinity have correlation with organic carbon content. There are 5 hydrocarbon generation centers in Liaoxi and Liaozhong sags in the plane scale, and the quality of hydrocarbon source rocks in Liaozhong sag is better than that of Liaoxi sag, which gets increasingly worse from northeast to southwest. In vertical section, the hydrocarbon source rocks in Sha-1 is the best, good in Sha-3, but poor in Dong-3. It is found that the fast tectonic subsidence rate, high paleoproductivity and anaerobic environment caused by high salinity are the favorable factors for hydrocarbon source rock development in Liaodong Bay area.
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Key words:
- lake facies /
- hydrocarbon source rock /
- logging characteristics /
- Paleogene /
- Liaodong Bay area /
- petroleum geology
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烃源岩是形成大中型油气田的物质基础(张林晔等，2003；丁修建等，2015；陈宇航等，2016)，自发现石油和天然气以来，烃源岩评价一直是学者们分析盆地或区带油气勘探前景的一项重要工作.与湖相沉积相关的油气资源占总资源量的20%以上，因此关于湖相烃源岩形成机制问题已受到学者们普遍关注(Carroll and Bohacs, 1999；姜雪等，2010；黄雪峰等，2016).辽东湾探区位于渤海海域最北端，是渤海地区重要的油气产区和有利探区之一，最近几年由于地质认识的重要突破，相继发现了JZ25-1S、JX1-1、LD5-2和LD6-2等多个亿吨级油气田，为了解决油气来源及资源量计算等相关问题，需要对研究区烃源岩特征及发育控制因素进行系统研究.
经过多年的石油地质研究和勘探实践，研究人员证实了辽西和辽中两个凹陷为辽东湾地区油气最富集的探区，其古近系东三段、沙一段和沙三段发育了三套湖泊成因为主的烃源岩(姜雪等，2010).前人对东营组和沙河街组烃源岩的岩石学特征、有机地化特征、构造演化特征及发育环境等的研究已较为成熟(汤良杰等，2008；刘磊等，2015)，但是对各套烃源岩平面分布差异及在平面和纵向上的发育控制因素认识并不深入，并且仅依靠典型井的钻井地化数据预测烃源岩平面分布横向连续性差，严重影响预测精度.本文利用钻井、录井和测井等信息，建立适用于研究区烃源岩测井预测模型来预测烃源岩分布，归纳烃源岩平面及纵向上的分布差异性，结合盆地构造演化特征、沉积背景及古生产力等资料，分析了辽东湾地区烃源岩发育的控制因素，进而为下一步油气勘探提供方向.
1. 地质概况
辽东湾地区位于渤海湾盆地东北部，是下辽河裂谷盆地向渤海海域的自然延伸，属于发育在华北克拉通上的裂陷盆地，东西分别与胶辽隆起和燕山隆起相邻，南北与渤中坳陷和辽河断陷接壤，呈北东向长条状展布，近似长方形，面积约为2.6×104 km2.研究区构造格局见图 1，由东往西依次为辽东凹陷、辽东凸起、辽中凹陷、辽西凸起和辽西凹陷(图 1)，呈现三凹两凸、凹凸相间的构造格局(蒋恕等，2007；李德江等，2007；徐长贵等，2009；田金强等，2011；姜雪等，2013；余一欣等，2014；杨宝林等，2014)，其中辽中凹陷面积最大，辽西凹陷次之，辽东凹陷规模最小.
辽东湾地区主要发育古近系和新近系，新近系发育馆陶组和明化镇组，以河流相沉积为主；古近系由孔店组(E1-2k)、沙河街组(E2s4-E3s1)和东营组(E3d3-E3d1)组成(图 2)，以湖泊和三角洲相沉积为主(加东辉等，2007；南山等，2013；王力群等，2013; Wang et al., 2014)，多年的石油地质研究和勘探实践表明，该地区烃源岩主要发育在古近系东三段、沙一段和沙三段，有机质丰度和类型总体较好，生烃潜力较大，是目前已经确定的烃源岩层位.
2. 烃源岩特征
2.1 烃源岩有机地化特征
按照取心井尽量处于或者接近凹陷深处、样品数量多及各处区域均有分布的原则，选取辽东湾地区典型井10口(图 3)，其中辽西凹陷典型井4口，分别为位于中北部的AZ2-1、AZ3-1和AZ1-6井以及位于南部的CZ1-2井；辽中凹陷典型井6口，分别为位于北部的AZ5-1和AZ4-1井，中部的AX1-1和AX1-2井以及位于南部的BY3-1和BY1-1井.利用典型井的地球化学信息来识别烃源岩有机地化特征.
图 3 辽东湾地区古近系烃源岩有机碳(TOC)含量Fig. 3. The organic carbon content of Paleocene source rocks in Liaodong Bay area有机碳含量(TOC)是有机质丰度最重要的指标之一，TOC值越高，烃源岩生烃能力越强(Le Doan et al., 2013；Han et al., 2014；Zhao et al., 2015；周翔等，2016).选取两个凹陷10口典型井中共218个TOC实测点统计发现，沙一段烃源岩丰度最高，TOC值大于2%的样点数超过60%，平均值高达2.41%，为优质烃源岩；沙三段次之，TOC样点值多处于1%~4%范围内，平均值为1.75%，为中等-优质烃源岩；东三段最差，TOC样点值多小于2%，平均值为1.23%，整体为中等烃源岩.对于同一层位，辽中凹陷烃源岩丰度整体优于辽西凹陷.
烃源岩有机质类型是决定其生烃能力的另一重要指标.不同干酪根类型的烃源岩，生烃能力差别很大(Hakimi et al., 2012；曾花森等，2013；陈建平等，2014).利用辽西凹陷和辽中凹陷10口典型井的149个热解实验样品和89个通过显微观察确定的干酪根显微组分分析数据，采用烃源岩热解图版分析法和干酪根显微组分分析法划分烃源岩的有机质类型(图 4和图 5)，其中，显微组分分析法采用T指数定量划分有机质类型，其T指数计算公式为：
T=(100A+50B−75C−100D)/100, (1) 
图 4 辽东湾地区古近系烃源岩有机质类型Fig. 4. The organic matter types of Paleogene source rocks in Liaodong Bay area
图 5 辽东湾地区古近系烃源岩干酪根显微组分Fig. 5. The kerogen maceral of Paleogene source rocks in Liaodong Bay area式(1)中，A、B、C、D分别为腐泥组、壳质组、镜质组和惰质组的含量，单位为%.通过实测数据统计分析显示，两个凹陷相同层位有机质类型相似，其中东三段壳质组含量为20%~92%，腐泥组含量为0%~20%，镜质组+惰质组含量为3%~71%，T指数范围为-19.2~48.3，表明有机质类型以Ⅱ2型为主，含少量Ⅲ型和Ⅱ1型，即有机质以偏陆源高等植物来源为主；沙一段壳质组含量为40%~93%，腐泥组含量为3%~58%，镜质组+惰质组含量为1%~20%，T指数范围为27.8~81.5，表明有机质类型主要为Ⅱ1-Ⅰ型，含少量Ⅱ2型，即有机质以偏低等水生生物来源为主；沙三段壳质组含量为48%~87%，腐泥组含量为3%~44%，镜质组+惰质组含量为5%~30%，T指数范围为11.5~62.5，表明有机质类型主要为Ⅱ1-Ⅱ2型，含少量Ⅰ型，反映有机质多为混合型来源.
有机质成熟度是表示沉积有机质向油气转化的热演化程度，也是评价烃源岩最重要、最基本的参数之一，镜质体反射率(Ro)是研究有机质成熟度关键指标之一(沈忠民等，2009；李志明等，2013；鲁雪松等，2014).对全区82口井测点数大于30的镜质体反射率数据统计(图 6)，两个凹陷的烃源岩热演化特征略有不同，其中辽西凹陷的生油门限(Ro=0.5%)约为2 600 m，在3 360 m处(Ro=0.7%)进入中成熟阶段(大量生油阶段)；而辽中凹陷生油门限略深，为2 650 m左右，在3 380 m处达到中成熟阶段.结合辽东湾地区地震大连片资料，认为东三段凹陷处烃源岩多为低成熟阶段(Ro=0.5%~0.7%)，沙一段和沙三段凹陷处烃源岩多处于中成熟阶段，三层位烃源岩均已进入成熟生油气阶段.
图 6 辽东湾地区古近系烃源岩镜质组反射率Ro剖面Fig. 6. Vitrinite reflectance Ro section of Paleogene source rocks in Liaodong Bay area2.2 烃源岩测井响应特征
随着近年来烃源岩非均质性的发现和研究，以往由于受到钻井取心和实验分析费用的限制，获得连续的烃源岩相关参数很难，尤其是有机碳(TOC)含量和有机质类型值，常以有限的样品取其平均值来代表整套厚层烃源岩的特征.显然，平均值会掩盖有机质丰度高类型好或丰度低类型差的贡献或影响，因此计算出来的生烃量往往不准，得到的结论很可能误导勘探决策.测井信息可以间接地反映出地层的岩性及其流体等特征，部分测井曲线与烃源岩有机碳值及有机质类型值具有很强的相关性，因此，鉴于研究区180余口钻井丰富的测井资料，可尝试寻求建立一种准确定量的、易于操作的地化-测井预测模型，预测烃源岩的有机碳值和有机质类型，解决地化资料纵向及横向连续性差等问题，提高预测精度.
2.2.1 测井预测模型的建立
研究区共42口取心井，本次选取10口典型井218个样品的地化和测井资料(经标准化后)，预测的地化参数包括烃源岩的有机碳含量(TOC)和热解烃(S2)，其中TOC值为有机质丰度的重要评价参数，S2值可以结合TOC值及Tmax值(通过深度求得)判断有机质类型(朱光有等，2003).
通过研究辽东湾地区烃源岩层位，发现烃源岩的测井曲线体现为“三高一低”，即高自然伽马(natural gamma ray, GR)、高声波时差(acoustic, AC)、高电阻率(true formation resistivity, RT)和低密度(density, DEN).富含有机质和粘土矿物的烃源岩层具有较强的吸附性，往往富含放射性元素，从而导致该层段GR值偏高(＞105 API)；烃源岩层中的有机质和粘土矿物一般具有低体积密度和低速度的特点，测井曲线上往往表现为高AC(＞90 μs/ft)和低DEN(＜2.5 g/cm3)的特点；成熟烃源岩层中的孔隙流体中具有液态烃，导电性差，因此体现为高RT的特征(RT＞2.8 Ω·m).本次采用Passey et al.(1990)提出的TOC定量测井评价技术，优选电阻率和声波时差测井参数，利用改进后的公式(张寒和朱光有，2007)为：
TOC=a⋅lgRT+b⋅AC+c, (2) 式(2)中，a、b、c均可通过对研究区系统采集样品分析，采用最小二乘法拟合获得.由于东三段、沙一段和沙三段构造沉积环境具有明显的差异性，因此需要分别对3套烃源岩建立TOC测井预测模型，其预测模型公式如表 1所示.
表 1 烃源岩TOC测井预测模型Table Supplementary Table The logging prediction models of organic carbon content of hydrocarbon source rocks层段 TOC测井预测模型 东三段 TOC=0.04AC+3.65lgRT-3.92 沙一段 TOC=0.08AC+5.04lgRT-7.51 沙三段 TOC=0.11AC+3.27lgRT-9.95 干酪根类型的鉴定是烃源岩评价的重要内容，利用氢指数IH与热解峰峰顶温度Tmax图版划分烃源岩有机质类型是快速定量分析烃源岩类型的有效方法，此种方法需要氢指数IH和Tmax的值，其中Tmax可以通过深度求得，而氢指数IH可以通过下列公式求得：
IH=S2/TOC×100%, (3) 其中：IH为氢指数，mg/g；S2为热解烃，mg/g；TOC为有机碳含量，%.
目前，TOC可以根据测井曲线获得连续的数据点，如何求得连续性的S2是需要解决的关键问题.经过研究发现，研究区热解烃S2与TOC之间有一定的关系，而且对于同一层位，两者关系更为显著.将已进行的热解和热模拟分析的样品分层位进行S2和TOC值相关性分析(图 7)，发现S2与TOC值呈二次正相关关系，并建立东三段、沙一段和沙三中段的S2测井预测模型公式(表 2)，回归系数r2分别为0.87、0.91和0.92.
图 7 烃源岩TOC与S2分析值散点图Fig. 7. Scatter diagrams between TOC and S2 values of hydrocarbon source rocks表 2 烃源岩S2测井预测模型Table Supplementary Table The logging prediction models of S2 values of hydrocarbon source rocks层段 S2测井预测模型 东三段 S2=0.91(TOC)2+2.35 TOC-0.29 沙一段 S2=0.13(TOC)2+6.32 TOC-3.69 沙三段 S2=0.54(TOC)2+3.98 TOC-0.99 2.2.2 准确性检验
将测井预测模型公式得到的烃源岩TOC和S2值与钻井地化资料的实测值对比(表 3)，相对误差均在18%以内，预测精度对盆地勘探部署提供较为准确的信息.
表 3 烃源岩预测值与钻井实测值对比Table Supplementary Table The comparison between predictive values and drilling measured values of hydrocarbon source rocks井名 深度(m) 层位 有机碳含量TOC值 热解烃S2 实测TOC(%) 预测TOC(%) 相对误差(%) 实测S2(mg/g) 预测S2(mg/g) 相对误差(%) AZ1-4 2 550 东三段 2.02 2.17 7.43 8.13 9.09 11.81 AZ20-1 2 740 东三段 2.25 2.12 -5.78 9.77 8.78 -10.13 AZ17-1 2 650 东三段 0.58 0.61 5.17 1.39 1.48 6.08 AX1-2 2 600 东三段 1.18 1.39 17.80 4.99 4.73 -5.21 AD1-1 2 780 东三段 2.12 1.99 -6.13 7.52 7.99 6.25 AZ20-2 2 040 沙一段 1.63 1.42 -12.88 6.17 5.55 -10.05 AZ25-8 2 360 沙一段 2.77 2.95 6.49 18.26 16.09 -11.88 CZ1-7 2 400 沙一段 1.65 1.88 13.94 9.27 8.65 -6.69 BY1-1 3 200 沙一段 2.14 2.36 10.28 11.02 11.95 8.44 AX1-1 2 926 沙一段 2.60 2.55 -1.92 11.52 13.27 15.19 AZ2-4 2 440 沙三段 2.21 2.49 12.67 10.93 12.27 12.26 AZ23-1 3 000 沙三段 1.56 1.67 7.05 8.03 7.16 -10.83 AX1-2 3 100 沙三段 0.98 0.89 -9.18 3.16 2.98 -5.70 AZ25-2 2 880 沙三段 1.52 1.39 -8.55 4.96 5.59 12.70 BY1-1 3 002 沙三段 2.62 2.76 5.34 14.27 14.11 -1.12 2.3 烃源岩平面分布特征
利用研究区42口取心井的768个样品实测数据和180余口钻井的测井资料，结合该区域的构造沉积特征，获得辽东湾地区古近系3个层段烃源岩的有机碳含量及有机质类型的平面分布图(图 8).
图 8 辽东湾地区古近系烃源岩TOC和有机质类型平面分布a.东三段烃源岩TOC值平面分布；b.沙一段烃源岩TOC值平面分布；c.沙三段烃源岩TOC值平面分布；d.东三段烃源岩有机质类型平面分布；e.沙一段烃源岩有机质类型平面分布；f.沙三段烃源岩有机质类型平面分布Fig. 8. The plane distribution of TOC and types of Paleogene source rocks in Liaodong Bay area整体上看，辽西和辽中两个凹陷可以划分为5个生烃洼陷，分别为辽西北-中洼、辽西南洼、辽中北洼、辽中中洼和辽中南洼；其中辽西北-中洼和辽中北洼与下辽河断陷盆地相接，辽中南洼通向渤中坳陷.同一洼陷不同层位烃源岩品质具有明显的差异性，以辽中凹陷主要的生油气洼陷之一——辽中中洼为例，沙一段烃源岩品质最优，有机碳含量为1.5%~3.2%，有机质类型为Ⅰ型和Ⅱ1型；沙三段烃源岩品质次之，有机碳含量为1.5%~2.4%，有机质类型为Ⅱ1型；东三段品质最差，有机碳含量为1.0%~2.1%，有机质类型为Ⅱ2型.同一层位不同洼陷烃源岩质量略有差异，以沙一段为例，辽中北洼和辽中中洼烃源岩品质均较好且无明显差异，有机碳含量为2.0%~3.7%，有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ1型为主；辽中南洼和辽西北-中洼烃源岩品质次之，有机碳含量1.5%~2.5%，有机质类型主要为Ⅱ1型；辽西南洼烃源岩品质差于其他洼陷，有机碳含量为0.5%~1.5%，有机质类型Ⅱ2型.总体而言，不同层位烃源岩，沙一段品质最好，沙三段次之，东三段最差，而对于同一层位烃源岩，辽中凹陷整体优于辽西凹陷，且由东北至西南方向，烃源岩品质逐渐变差.
3. 有效烃源岩发育的主要控制因素
根据辽东湾地区的烃源岩地球化学特征及地化-测井资料预测的烃源岩平面分布特征，总结出辽东湾地区烃源岩发育的主控因素为构造沉降、古生产力和保存环境.其中，构造沉降可以从根本上控制沉积环境中沉积物的保存条件，古生产力和保存环境共同决定有机质类型和有机碳含量(魏恒飞等，2013).
3.1 构造沉降
烃源岩的发育要有适宜的构造沉降条件和埋藏条件，如果没有足够的沉降量，那么沉积的有机质将被氧化分解，从而形成不了烃源岩.姜雪等(2010)通过回剥技术模拟了盆地沉降史，并计算出不同凹陷的构造沉降曲线(图 9).
研究区辽西和辽中两个生烃凹陷的沉降史相近，均经历了两次主要的构造沉降期.自沙三段时期开始的始新世中期的伸展张裂陷Ⅱ幕阶段，该阶段构造快速沉降；沙二-沙一时期沉降速率变慢，为第一裂后热沉降阶段；东三段-东二段时期沉降速率再次加快，为渐新世东营期走滑拉分与地幔和上下地壳的非均匀不连续伸展叠加的再次裂陷阶段.烃源岩层段的构造沉降速率对其有机质具有明显的控制作用，如辽中凹陷东三段的构造沉降速率高达167 m/Ma，其凹陷最深处平均TOC值可达到2.1%，而辽西凹陷东三段的构造沉降速率较小，为98 m/Ma，凹陷最深处平均TOC值仅为1.6%，显然始新世-渐新世的裂陷作用控制着辽西和辽中凹陷的构造沉降速率，进而控制着烃源岩的发育.
3.2 古生产力
3.2.1 沉积有机质的生物来源
地层中藻类的高含量通常被作为高生产力和湖盆水体发育的标志(朱光有和金强，2002；田杨等，2016).干酪根显微组分不仅能反映有机质的类型，也能反映有机质的来源.壳质组和腐泥组是富氢显微组分、倾向于生油，而镜质体为贫氢显微组分、倾向于生气(林俊峰等，2015).通过对研究区不同层位干酪根的显微组分分析(图 5)，发现东三段、沙一段和沙三段烃源岩的腐泥组+壳质组含量多数大于50%，反映了低等水生生物，特别是藻类堆积物具有相当的贡献；沙一段烃源岩镜质组含量平均为5.2%，沙三段烃源岩镜质组含量平均为9.6%，而东三段烃源岩镜质组含量平均为19.4%，明显较沙一和沙三段高，反映了东三段烃源岩具有较高的陆地高等植物贡献.通过对3个层位烃源岩分布特征研究(图 8)，烃源岩品质由好至差依次为沙一段、沙三段和东三段，这与腐泥组+壳质组含量变化趋势基本一致，暗示有机质的生物来源控制着烃源岩的发育.
3.2.2 元素地球化学指标
部分元素地球化学指标可以反映湖泊的初始生产力.Bostick et al.(2003)认为在沉积过程中，Mo含量与有机碳的堆积速率近似成正比，且Mo受后期的变化影响较少，因此富有机质沉积物中的Mo含量可以作为湖泊生物古生产力参数，间接反映生产力的大小.Tyrrell(1999)讨论了氮、磷与初级生产力的关系，提出当水体中氮含量不足时，水生生物可以从空气中获得氮，但是却不能获得磷，因此湖泊中的磷可以直接指示生物的初始生产力；Murray et al.(2000)提出磷(P)和钛(Ti)含量比值可以反映古生产力的高低.笔者对典型井15个样品(图 10)研究得出烃源岩TOC值分别与Mo及P/Ti值有明显的正相关关系.沙一段Mo元素丰富，Mo值为(2.1~4.3)×10-6；P/Ti值高，在0.21~0.24范围内，对应的有机碳丰度为2.2%~4.0%，且明显高于其他两段，说明了高的古生产力影响着辽东湾地区烃源岩的发育.
图 10 烃源岩TOC-Mo及TOC-P/TiFig. 10. The correlation figures between TOC-Mo and TOC-P/Ti of source rocks3.3 保存环境
当湖盆底部水体为缺氧还原条件时，降落到湖底的水生生物和陆源有机质才能被保存到沉积物中.缺氧环境是指水体中溶解氧含量低于0.5 mL/L，除细菌外，其他生物(特别是底栖生物)不能生存，在这样环境中沉积下来的有机质才能保存(金强等，2008).在陆相湖盆中，水体由盐度和温度形成的分层作用可以导致缺氧环境的形成，其中咸化湖泊水体因密度形成上下盐度不一致，易形成稳定的分层(金强和查明，2000).微量元素变化能够反映古湖泊水体盐度演化.B、Sr和Ga等微量元素与古湖泊水体盐度变化具有内在的联系，本次采用B、B/Ga和Sr/Ba 3个参数，基于傅强(2005)提出的盐度划分指标(表 4)，对辽东湾地区烃源岩发育的保存条件进行了分析.
表 4 元素地球化学指标的盐度指示意义Table Supplementary Table Salinity fingerprint of the elemental geochemistry沉积环境 B(10-6) B/Ga Sr/Ba 咸水 ＞100 ＞4 ＞1 半咸水 60~100 3~4 ＞1 淡水 ＜60 ＜3 ＜1 辽西凹陷AZ2-1井东三段和沙三段岩性为灰色泥岩(图 11)，B元素范围主要为(50~60)×10-6，说明了这两个层段为淡水湖泊沉积，发育烃源岩TOC的平均值分别为1.57%与2.08%；而沙一段岩性主要为白云岩和深灰色-黑色的泥岩层，且B元素平均含量高达87.5×10-6，证明了该层段沉积时期湖水盐度大，整体处于缺氧-半缺氧的环境中，烃源岩TOC的平均值为2.85%，与东三、沙三两个层段的烃源岩相比，其TOC值明显变大，说明盐度增大可导致水体分层，控制缺氧程度，进而影响烃源岩的发育.此外，根据辽东湾地区10口典型井15个样点数的B/Ga和Sr/Ba值(图 12)，同样证明东三段及沙三段处于淡水环境中，烃源岩TOC的平均值分别为1.42%和2.12%，而沙一段处于半咸水环境，烃源岩TOC的平均值高达2.95%，均可证明相同的观点.
4. 结论
(1) 辽西凹陷和辽中凹陷古近系主要发育沙三段、沙一段和东三段3套湖泊相成因的烃源岩.根据典型井的热解、热模拟实验及有机岩石学数据，认为沙一段烃源岩有机质丰度最高，多来自于生产力较高的偏低等水生生物，沙三段烃源岩有机质丰度较高且多为混合型来源，东三段烃源岩有机质丰度最低，多来自于生产力较低的偏陆源高等植物.
(2) 利用典型井地化-测井信息建立了研究区烃源岩有机碳含量(TOC)和热解烃(S2)的测井定量预测模型，并预测了研究区烃源岩有机碳含量和有机质类型平面分布，认为研究区共存在5个生烃中心.其中，辽中凹陷烃源岩品质(有机质丰度和类型)整体优于辽西凹陷，且由东北至西南方向，烃源岩品质逐渐变差.
(3) 根据研究区构造沉降史、有机岩石学及元素地球化学资料等，结合烃源岩平面分布特征，认为辽东湾地区古近系烃源岩的发育主要受到构造沉降、古生产力和保存环境等因素控制，进而导致烃源岩品质在平面和纵向上具有一定的差异性.
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图 3 辽东湾地区古近系烃源岩有机碳(TOC)含量
Fig. 3. The organic carbon content of Paleocene source rocks in Liaodong Bay area
图 4 辽东湾地区古近系烃源岩有机质类型
Fig. 4. The organic matter types of Paleogene source rocks in Liaodong Bay area
图 5 辽东湾地区古近系烃源岩干酪根显微组分
Fig. 5. The kerogen maceral of Paleogene source rocks in Liaodong Bay area
图 6 辽东湾地区古近系烃源岩镜质组反射率Ro剖面
Fig. 6. Vitrinite reflectance Ro section of Paleogene source rocks in Liaodong Bay area
图 7 烃源岩TOC与S2分析值散点图
Fig. 7. Scatter diagrams between TOC and S2 values of hydrocarbon source rocks
图 8 辽东湾地区古近系烃源岩TOC和有机质类型平面分布
a.东三段烃源岩TOC值平面分布；b.沙一段烃源岩TOC值平面分布；c.沙三段烃源岩TOC值平面分布；d.东三段烃源岩有机质类型平面分布；e.沙一段烃源岩有机质类型平面分布；f.沙三段烃源岩有机质类型平面分布
Fig. 8. The plane distribution of TOC and types of Paleogene source rocks in Liaodong Bay area
图 10 烃源岩TOC-Mo及TOC-P/Ti
Fig. 10. The correlation figures between TOC-Mo and TOC-P/Ti of source rocks
表 1 烃源岩TOC测井预测模型
Table 1. The logging prediction models of organic carbon content of hydrocarbon source rocks
层段 TOC测井预测模型 东三段 TOC=0.04AC+3.65lgRT-3.92 沙一段 TOC=0.08AC+5.04lgRT-7.51 沙三段 TOC=0.11AC+3.27lgRT-9.95 
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表 2 烃源岩S2测井预测模型
Table 2. The logging prediction models of S2 values of hydrocarbon source rocks
层段 S2测井预测模型 东三段 S2=0.91(TOC)2+2.35 TOC-0.29 沙一段 S2=0.13(TOC)2+6.32 TOC-3.69 沙三段 S2=0.54(TOC)2+3.98 TOC-0.99
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表 3 烃源岩预测值与钻井实测值对比
Table 3. The comparison between predictive values and drilling measured values of hydrocarbon source rocks
井名 深度(m) 层位 有机碳含量TOC值 热解烃S2 实测TOC(%) 预测TOC(%) 相对误差(%) 实测S2(mg/g) 预测S2(mg/g) 相对误差(%) AZ1-4 2 550 东三段 2.02 2.17 7.43 8.13 9.09 11.81 AZ20-1 2 740 东三段 2.25 2.12 -5.78 9.77 8.78 -10.13 AZ17-1 2 650 东三段 0.58 0.61 5.17 1.39 1.48 6.08 AX1-2 2 600 东三段 1.18 1.39 17.80 4.99 4.73 -5.21 AD1-1 2 780 东三段 2.12 1.99 -6.13 7.52 7.99 6.25 AZ20-2 2 040 沙一段 1.63 1.42 -12.88 6.17 5.55 -10.05 AZ25-8 2 360 沙一段 2.77 2.95 6.49 18.26 16.09 -11.88 CZ1-7 2 400 沙一段 1.65 1.88 13.94 9.27 8.65 -6.69 BY1-1 3 200 沙一段 2.14 2.36 10.28 11.02 11.95 8.44 AX1-1 2 926 沙一段 2.60 2.55 -1.92 11.52 13.27 15.19 AZ2-4 2 440 沙三段 2.21 2.49 12.67 10.93 12.27 12.26 AZ23-1 3 000 沙三段 1.56 1.67 7.05 8.03 7.16 -10.83 AX1-2 3 100 沙三段 0.98 0.89 -9.18 3.16 2.98 -5.70 AZ25-2 2 880 沙三段 1.52 1.39 -8.55 4.96 5.59 12.70 BY1-1 3 002 沙三段 2.62 2.76 5.34 14.27 14.11 -1.12
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表 4 元素地球化学指标的盐度指示意义
Table 4. Salinity fingerprint of the elemental geochemistry
沉积环境 B(10-6) B/Ga Sr/Ba 咸水 ＞100 ＞4 ＞1 半咸水 60~100 3~4 ＞1 淡水 ＜60 ＜3 ＜1
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