开封坳陷的中生界烃源岩主要分布在济源凹陷、黄口凹陷、成武凹陷和鱼台凹陷，其中以济源凹陷上三叠统最为发育，生烃潜力最大，是该区中生界的主力烃源岩。
1.济源凹陷中生界烃源岩特征
（1）烃源岩的时空分布
济源凹陷的中生界暗色泥岩主要发育在上三叠统椿树腰组、谭庄组和中－下侏罗统的鞍腰组和马凹组中。上三叠统总厚度达到500～1500m，其中暗色泥岩厚200～600m（图6-39），平面上呈南厚北薄的趋势。谭庄组为上三叠统的主力烃源岩，钻井揭示的暗色泥岩厚度是112～352m（表6-27），有效烃源岩占暗色泥岩比例最高达90%。椿树腰组钻井揭示暗色泥岩厚度较薄，为94.5～129m，有效烃源岩占暗色泥岩比例为75%。通过地震资料的对比解释确定，全区有效烃源岩厚度在200～500m，平面上以孟县－温县次凹为最厚，向北部及向东皆逐渐变薄。
济源凹陷的中、下侏罗统暗色泥岩厚100～400m（图6-40），平面上呈南厚北薄。其中鞍腰组暗色泥岩厚14.5～237m,70%为有效烃源岩，是中、下侏罗统的主力烃源岩。马凹组中仅有15.1～80.5m 厚的暗色泥岩，30%是有效烃源岩。全区有效烃源岩的厚度为50～250m，其中孟县－温县次凹的有效烃源岩最厚，向北部及东部皆逐渐变薄。
表6-27 济源凹陷中生界暗色泥岩厚度统计
图6-39 济源凹陷上三叠统暗色泥岩等厚图
图6-40 济源凹陷中、下侏罗统暗色泥岩等厚图
（2）烃源岩的有机地球化学特征
图6-41 济源地区中生界烃源岩有机碳分布图
a—J2m;b—J1n;c—T3t;d—T3c
1）有机质丰度：对邓5井等5口井取样测试，共获得有机碳含量分析数据286个（表6-28，表6-29）。结果表明，中侏罗统马凹组暗色泥岩73%的样品有机碳小于0.4%（图6-41），属于非－差生油岩；下侏罗统鞍腰组暗色泥岩有机碳含量明显增加，有机碳小于0.4%的样品占32%,0.6%～1.0%和1.0%～2.0%之间的样品居多，有机碳大于2.0%的样品占3.0%，含量大于0.4%的样品有机碳平均为0.91%，属较好－好的生油岩；上三叠统谭庄组暗色泥岩有机碳含量更高，以0.6%～1.0%和1.0%～2.0%及大于2.0%的样品为主，超过总数的65%，大于3.0%的样品达18%，有机碳大于0.4%的样品平均值达到1.17%，总体属于较好－好的烃源岩；上三叠统椿树腰组有机碳含量大多数样品集中在0.4%～0.6%和0.6%～1.0%之间，含量大于1.0%的样品仅为6%，缺少有机碳大于2.0%的样品，大于0.4%的样品平均值为0.69%，属差－较好的烃源岩。
表6-28 济源地区中生界烃源岩单井有机质丰度统计
由于热演化程度高，氯仿沥青“A”较低，多数样品值分布在0.015%～0.05%之间。其中，马凹组较好，氯仿沥青“A”平均为0.0403%；谭庄组较差，氯仿沥青“A”平均为0.0066%（表6-29）。总烃（HC）的含量也比较低，同样是马凹组相对较好，HC在（113～1375.5）×10-6之间，平均481.33×10-6；椿树腰组最低，H C在（8.21～72.31）×10-6之间，平均仅42.92×10-6。样品的生烃潜力（S1+S2）也非常低，大于2.0mg/g的样品数量不到10%，无法用于评价烃源岩的优劣。
表6-29 济源地区中生界烃源岩有机质丰度特征
2）有机质类型：依据干酪根碳同位素、干酪根镜检等方法对济源凹陷中生界烃源岩有机质类型进行了研究。
干酪根碳同位素 从济参1井和邓5井干酪根稳定碳同位素分析数据看（表6-30），中生界暗色泥岩干酪根碳同位素分布在－22.53%～－27.40‰。其中谭庄组和马凹组有机质类型相似，以Ⅱ：型干酪根为主，Ⅲ型次之。鞍腰组则以型Ⅲ干酪根为主。
表6-30 济源地区干酪根稳定碳同位素分析数据
干酪根镜检 结果显示，该凹陷中、下侏罗统马凹组、鞍腰组的干酪根类型较好，以Ⅱ1－Ⅱ2型为主。其中，Ⅱ1和Ⅱ2各占43%，Ⅲ型仅为7%。而该凹陷上三叠统谭庄组和椿树腰组较差，以Ⅱ2－Ⅲ型干酪根为主，占全部分析样品的89%（图6-42）。
（3）烃源岩有机质成熟度与生烃演化
1）烃源岩有机质成熟度：在6口井（邓2井、邓3井、邓5井、邓6井、豫深2井、济参1井）和西承留剖面取生油岩样品74个，进行镜质体反射率分析（表6-31），分别获取了Ro-H线性回归方程，并计算出了各井点与生油气门限值相应的烃源岩现今埋深。在此基础上，绘制了烃源岩的Ro等值线图。
图6-42 干酪根镜检类型饼图
表6-31 镜质体反射率与生油岩热解数据
2）烃源岩有机质的二次生烃条件：依据上述计算结果，济参1井的马凹－谭庄组生油岩埋深在3681～4499m 之间，全部处于湿气－凝析油阶段；豫深2井的马凹－鞍腰组生油岩埋深在2957～3024m 之间，上部仅62m 厚的含生油岩层段处于湿气－凝析油阶段，下部129m 厚的生油岩处于干气阶段；邓5井的生油岩埋深在2005～3432m 之间，仅有上部2283.2～2645m的鞍腰组生油岩处于成油带内，谭庄组生油岩全部处于湿气－干气演化阶段；邓6井谭庄组生油岩埋深在143～1390m 之间，仅有上部143～592m的谭庄组上部（Ro=1.1%～1.22%）处于成油带内，下部592～1390m的谭庄组中－下部处于湿气－凝析油演化阶段；在西承留露头上，谭庄组生油岩Ro在1.08%～1.489%之间，7个样品的平均值为1.27%，也处于生湿气－凝析油阶段。
从热解实验结果看，邓6 井282～1390m 处48个样品的Tmax为446～526℃，平均为482℃，处于成气带范围内。邓5井2044～3395m 共分析82个样品，其中马凹－韩庄组23个样品，Tmax为445～463℃，平均为455℃，基本上处于成油阶段；鞍腰组（2283～2702m）30个样品，Tmax为452～514℃，平均为470℃，处于成气带内；谭庄组（2702～3430m）39个样品，Tmax为462～525℃，处于成气带内。豫深2井在2745～3162m（J2、T3）共做8个样品，Tmax分别为500～550℃和大于550℃，基本上处于成气带内；济参1井3864.7～4749.6m（J1m+T3t）共做68个样品，Tmax为487～522℃，处于成气带内。西承留剖面6个样品，Tmax为449～529℃，平均为486℃，也处于成气带内。
综上所述，济源凹陷的中生界烃源岩现今热演化程度比较高，中生界生油岩基本都处于湿气－凝析油或干气生成阶段。根据现行的中国陆相生油岩有机质丰度评价标准，济源凹陷有利的烃源岩层位是谭庄组，属于中等－好的烃源岩。其次是鞍腰组和椿树腰组，分别属于中等－好的生油岩、差－中等的烃源岩，而马凹组仅少量样品可达到生油岩标准。
2.黄口凹陷烃源岩特征
（1）中生界烃源岩的分布
黄口凹陷的中生界暗色泥岩发育于上侏罗统—下白垩统的分水岭组。分水岭组主要分布在黄口次凹中，其中的泥岩最厚可达2400m，暗色泥岩厚度在100～500m（图6-43）。目前只有东部的两口井钻遇分水岭组，即商1井和丰参1井。在商1井3632～4002.6m 井段揭示的分水岭组厚度为372.6m（未穿），含暗色泥岩厚度为142m；在丰参1井1216～2131m钻遇分水岭组915m，含暗色泥岩厚度为167m。黄口次凹西部的杨楼洼陷尚无井钻遇该套地层，但地震资料显示，其厚度较东部明显加大，据反射特征解释，为浅湖－较深湖相沉积，推测分水岭组生油岩厚度较大。
图6-43 黄口凹陷分水岭组有效烃源岩厚度分布图l
（2）中生界烃源岩的有机地球化学特征
1）有机质丰度：在黄口次凹东部的丰参1井，分水岭组40块样品的有机碳含量为0.09%～1.56%，平均仅为0.44%，有60%的样品有机碳含量小于0.4%，属非－差生油岩（表6-32；图6-44）。但从层位上看，该组中上部生油岩有机碳相对较高，平均为0.65%，属中等生油岩层，而该组下部（1630～2130m）有机碳则较低，平均为0.19%，属非生油岩。在凹陷中部的商1井，该组生油岩有机碳较低，平均为0.21%，有89%的样品有机碳含量小于0.4%，为较差－非生油层。丰参1井分水岭组11块样品的氯仿沥青“A”值为0.003%～0.099%，平均为0.044%，有27%的样品小于0.015%（表6-32；图6-45），属于中等生油岩，但在垂向上的变化也很明显。分水岭组中上部生油岩的氯仿沥青“A”相对高些，平均为0.055%，属中等生油岩，而该组下部平均为0.004%，属于非生油岩。在商1井，该组生油岩的氯仿沥青“A”值为0.003%～0.097%，平均为0.028%，有45%的样品小于0.015%，属于差生油岩。总烃含量的特征与氯仿沥青“A”相似。丰参1井分水岭组总烃含量为（104～384）×10-6，平均为210.5×10-6；商1井分析样品数量仅两块，总烃含量为（115.11～309.72）×10-6，平均为194.8×10-6。
表6-32 丰参1井和商1井分水岭组生油岩有机质丰度统计
图6-44 黄口凹陷分水岭组丰参1井和商1井有机碳频率分布图
图6-45 黄口凹陷分水岭组丰参1井和商1井氯仿沥青“A”频率分布图
2）有机质类型：根据黄口凹陷分水岭组
华北南部油气地质条件
华北南部油气地质条件
综合上述分析结果，黄口凹陷分水岭组干酪根母质类型主要表现为Ⅱ1，即腐殖腐泥型，Ⅱ2型和Ⅲ型次之。黄口凹陷丰参1井分水岭组属非－差生油岩，中上部生油岩有机质丰度相对较高，但厚度不大，属中等生油岩层，下部为非生油岩。商1井生油岩有机质丰度相对较差，也属于非－差生油岩。因此，作为黄口凹陷主要烃源岩的分水岭组，总体上属于非－差生油岩。
（3）烃源岩有机质成熟度与生烃演化
黄口凹陷的现今地温梯度较低，在东部丰参1井处平均为2.65℃/100m，在中部商1井则只有2.55℃/100m。在垂向上相比较而言，厚400～600m的沙二段（厚层泥岩、泥膏岩、含膏泥岩）地温梯度最高，约2.85℃/100m。因此，这套岩层能有效地阻止下伏地层向上散热。
商1井分水岭组生油岩段现今地温为45～78.5℃，Ro为1.210%～1.437%（表6-35），处于成油带后期－湿气凝析油带。依据10个数据点求得Ro－H 回归方程（相关系数0.75）为：H=3039.21+2709.35lnRo，进而求得商1井分水岭组生油门限（Ro=0.5%）在现今深度1161.23m 处。该井生油岩孢粉色变指数在1330m 以上小于2.5，在1330～2496m为2.5～3.24。结合此参数的垂向变化特征，推测生油岩成熟门限应在现今深度1200～1330m处。
表6-35 商1井、丰参1井分水岭组生油岩镜质体反射率数据
在丰参1井的1061～1280m 井段见有数层安山岩和玄武岩，对下伏生油岩造成了明显的烘烤影响。此井1300m 以下测得的19个Ro数据，随深度变化而增大的规律性被扰乱，可能与此有关系。例如，在该井1326～1331m和1388～1395m 井段测定的Ro值，分别只有0.74%和0.73%，但在上面靠近火山岩的1304m 深度上，泥岩Ro实测平均值为1.25%。据目前的地震和钻探成果，这种火山岩仅在黄口凹陷丰参1井附近存在，因此烘烤作用可能只是局部过程。
需要指出的是，黄口凹陷现今1200m 以下深度的生油岩均显示出成熟生油岩的特征。但是，商1井和丰参1井在1200m 深度现今地温仅为45～50℃，与生油岩的成熟度很不协调。黄口凹陷在古近纪末发生了强烈的抬升运动，导致沙二段上部、沙一段和东营组被剥蚀殆尽，并且在古近系和新近系之间留下明显的角度不整合。因此，我们认为该凹陷生油岩的成熟特征是在古近纪处于最大古埋深时的热演化结果。据研究，商1井和丰参1井的剥蚀厚度分别为600m和730m。因此，生油岩的古成熟门限深度应在1800～1900m。分水岭组的沉积、沉降中心大致吻合，主要发育在虞城次凸东侧的刘堤圈—杨楼一带，地层最大沉积厚度大于2000m。在黄口次凹东部的丰参1井，分水岭组Ro值为0.67%～0.85%；而中部的商1井分水岭组Ro值为1.09%～1.43%。这些情况说明，分水岭组生油岩整体处于生油液态窗中，并具有从东向西成熟度增高的特点（图6-46）。
与Ro值相应，岩石热解实验结果也证实，黄口凹陷中生界的烃源岩整体处于生油液态窗中。例如，商1井井深小于1250m 时，Tmax一般低于435℃，当井深大于1250m 时，Tmax一般大于435℃，Es2烃源岩处于未成熟阶段；而J3-K1烃源岩的Tmax在440～465℃范围内，正处于生油窗内。丰参1井分水岭组烃源岩的Tmax在435℃左右，则表明刚刚进入生油门限。
综上所述，分水岭组生油烃源岩现今大部分已成熟，并具有自东向西、自南向北成熟度增高的特点。杨楼、后黄楼洼陷的分水岭组烃源岩于始新世沙四段－沙三段沉积时开始生油，至渐新世沙二段时进入主要生油阶段。刘堤圈一带分水岭组生油岩在K2末期已经成熟，燕山末期构造运动后被抬升剥蚀，生油终止，至新近纪第四纪沉积后，再度进入生油阶段。
3.成武凹陷和鱼台凹陷中生界烃源岩特征及评价
成武凹陷和鱼台凹陷中生界暗色泥岩也分布在上侏罗统—下白垩统的分水岭组中。成武凹陷的鲁3井、鱼台凹陷的78-4钻孔、黄口凹陷的丰参1井、商1井都钻遇该层。这是一套暗色生油岩，上部（78-4井338.61～388.27m）为浅灰、灰绿色泥岩与浅灰、黄灰色粉砂质泥岩、泥质粉砂岩互层；中部（78-4井388.27～933m）为深灰、灰黑色泥岩夹浅灰、灰色粉、细砂岩；下部（鲁3井2724～3002m）为紫褐色泥岩、砂质泥岩与紫红色砂砾岩互层。
图6-46 黄口凹陷分水岭组底界Ro等值线（%）图
78-4井钻遇分水岭组厚约900m，其中暗色泥岩厚337m（表6-36），占地层总厚度的37.1%，剩余有机碳为0.35%～0.98%，氯仿沥青“A”为0.063%～0.109%，饱和烃为19.4%～29.1%。与邻区对比发现，其有机地球化学指标高于商1井，而与滕县凹陷东1井和黄口凹陷丰参1井上部类似（表6-37）。该套地层为稳定环境下的深水－半深水相沉积，具有一定的生烃能力，为差－较好生油岩。在成武凹陷未钻遇分水岭组暗色泥岩。
表6-36 鱼台凹陷及其邻区分水岭组暗色泥岩厚度统计
表6-37 分水岭组烃源岩有机地球化学特征对比
