李進步，盧雙舫，陳國輝，單俊峰，胡英杰，毛俊莉，薛海濤，王　民

[1.中國石油大學(xué)(華東) 非常規(guī)油氣與新能源研究院，山東 青島 266580；2.中國石油 遼河油田分公司 勘探開發(fā)研究院，遼寧 盤錦 124010]

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熱解參數(shù)S1的輕烴與重?zé)N校正及其意義

——以渤海灣盆地大民屯凹陷E2s4(2)段為例

李進步1，盧雙舫1，陳國輝1，單俊峰2，胡英杰2，毛俊莉2，薛海濤1，王民1

[1.中國石油大學(xué)(華東) 非常規(guī)油氣與新能源研究院，山東 青島 266580；2.中國石油 遼河油田分公司 勘探開發(fā)研究院，遼寧 盤錦 124010]

利用熱解參數(shù)S1(游離烴含量)對頁巖油進行資源評價時存在輕烴和重?zé)N損失的現(xiàn)象，導(dǎo)致計算資源量偏小。針對重?zé)N損失，將相同泥頁巖樣品經(jīng)抽提前、后熱解實驗所得的S2(熱解含量)進行對比，二者之差即為S1損失的重?zé)N含量。針對輕烴損失，基于未熟泥頁巖樣品Rock-Eval和PY-GC實驗以及對原油進行的金管實驗，根據(jù)化學(xué)動力學(xué)原理求取各動力學(xué)參數(shù)，結(jié)合EasyRo模型計算出不同成熟度時生成的C6-13與C13+的比值，將此值作為烴源巖內(nèi)殘留的C6-13與C13+比值，并在經(jīng)重?zé)N恢復(fù)之后的S1基礎(chǔ)上進行輕烴恢復(fù)。使用輕烴與重?zé)N恢復(fù)前、后的S1作為頁巖油資源評價參數(shù)，在資源量計算方面差別較大。以渤海灣盆地大民屯凹陷E2s4(2)段為例，其恢復(fù)前資源量為2.26×108t，恢復(fù)后資源量為6.47×108t，恢復(fù)后資源量為恢復(fù)前的2.86倍。因此在利用S1對頁巖油進行資源評價時，對S1的輕烴和重?zé)N恢復(fù)具有重要意義。

熱解參數(shù)S1；輕烴與重?zé)N校正；頁巖油；資源評價；大民屯凹陷；渤海灣盆地

頁巖油作為非常規(guī)能源的重要組成部分，因其資源潛力巨大而倍受關(guān)注[1-3]。作為油氣勘探的重要環(huán)節(jié)，資源量評價是頁巖油勘探的關(guān)鍵步驟之一。由于熱解實驗簡單易行，檢測結(jié)果信息量較大[4-5]，因而在頁巖油資源潛力評價的過程中常將熱解參數(shù)S1作為泥頁巖中游離烴含量，用來反映泥頁巖的含油率[6]。因此，熱解參數(shù)S1能否客觀表征殘留烴量，將直接影響頁巖油資源潛力評價結(jié)果的可信度。

然而受巖心存放條件、實驗測試分析技術(shù)及干酪根吸附和溶脹作用等的影響，S1存在輕烴與重?zé)N的損失，導(dǎo)致實測值遠低于地下實際值，因此需要對它們進行校正。其中，損失的輕烴組分(C6-13)密度小、粘度低、流動性較強，對其輕烴校正勢必影響著頁巖油可動資源的評價。相比之下，游離烴S1損失的重質(zhì)組分密度較大、粘度較高、不易被開采，但隨著開采技術(shù)的逐漸成熟，這些資源量仍具有開發(fā)潛力。因此，對S1進行輕烴與重?zé)N恢復(fù)，合理客觀地估算頁巖油總資源量，對頁巖油長遠的勘探開發(fā)具有重要意義。

國外學(xué)者對S1輕烴與重?zé)N恢復(fù)的研究主要是分析不同的存放條件下，性質(zhì)不同的原油色譜實驗結(jié)果，用以確定輕烴的損失量[7-8]。Cooles認為輕烴大部分損失掉了，其中輕烴占總油量的35%(C14-/C5+)[9]，Hunt認為原油中約有30%的輕烴[10]。對于泥頁巖中干酪根吸附烴量的研究，Jarvie認為干酪根吸附烴量可達實測熱解烴S1量的2～3倍[11]。在國內(nèi)，一些學(xué)者也對S1的損失進行了不同程度的研究。勝利油田張林曄[12]等對比直接熱解和放置不同時間后熱解的結(jié)果，認為放置時間越長輕烴損失越多，放置30天以上時平均損失量為50%，以此作為輕烴校正系數(shù)。李玉恒[13]對含中質(zhì)油巖樣在室溫條件下不同放置時間的熱解結(jié)果進行分析，認為輕烴損失量隨存放條件的變化而變化，放置時間越長其損失量越大，該方法耗時較長，可操作性較差，且無法恢復(fù)泥頁巖樣品從井底上升至地表過程中損失的輕烴。也有一些學(xué)者對比密閉取心和井壁取心的熱解參數(shù)關(guān)系，對井壁取心熱解參數(shù)進行校正[14-15]，該方法準(zhǔn)確度高，但價格高昂，難以廣泛應(yīng)用。此外，國內(nèi)還有一些學(xué)者在油氣資源評價及含油性判別方面對熱解參數(shù)S1損失的進行了研究，但都沒有建立一套完整的輕重?zé)N恢復(fù)的技術(shù)[16-19]。

針對價格昂貴難以推廣或者恢復(fù)不徹底等問題，本文提出了一套對熱解參數(shù)S1進行輕烴與重?zé)N的恢復(fù)的方案。對渤海灣盆地大民屯凹陷E2s4(2)段的泥頁巖進行熱解參數(shù)S1輕烴與重?zé)N恢復(fù)研究，并利用熱解S1法對該段的頁巖油總資源量進行了評估，旨在為頁巖油資源潛力評價提供客觀參數(shù)。此外本文提出的輕烴與重?zé)N恢復(fù)方案對于常規(guī)烴源巖評價也有重要幫助。

1　輕烴與重?zé)N恢復(fù)的必要性

S1定義為巖石中的游離烴/殘留烴含量，為已經(jīng)生成尚殘留在巖石中的烴類含量。目前S1由巖石熱解儀(Rock-Eval)分析得到，為巖樣加熱到不超過300℃時揮發(fā)出的烴，基本上是C7-33的烴。然而進行熱解分析所用的巖石樣品往往是在巖心庫中靜置了很長時間，其中的輕烴(C6-13)已基本損失殆盡。

同時，巖石通過熱解分析也可得到S2，稱為裂解烴，是加熱到300℃以上有機質(zhì)裂解出來的烴類產(chǎn)物。王安喬[20]等人通過將生油巖樣品直接進行熱解實驗和生油巖樣品經(jīng)過氯仿抽提后再進行熱解實驗對比，發(fā)現(xiàn)經(jīng)氯仿抽提后的S2值比未抽提的S2小。表明S2中存在著一些液態(tài)烴類，因有機質(zhì)的吸附和溶脹作用，加之部分液態(tài)烴類沸點過高(n-C18沸點為302 ℃)，在Rock-Eval實驗中300 ℃以下無法蒸發(fā)出來[11]。傳統(tǒng)的資源評價過程中，通常用熱解S1參數(shù)來代表殘留烴，顯然會忽略在溫度高于300 ℃之后才蒸發(fā)出來的的烴類(包括高碳數(shù)烷、芳烴)和在樣品放置以及樣品制備過程中揮發(fā)出的輕烴，因此，以熱解參數(shù)S1代表殘留烴將嚴重低估真實地層殘留烴含量，無論對常規(guī)烴源巖進行地化分析還是對頁巖油進行資源評價，均會造成較大誤差，因此需對熱解參數(shù)S1進行輕烴與重?zé)N恢復(fù)。

通過以上分析，我們可以認為，地下源巖的S1應(yīng)該包括3部分：①實測S1；②熱解實驗前已經(jīng)損失的小分子烴類；③進入S2中的部分液態(tài)烴(高碳數(shù)烷、芳烴)(圖1)。所以，正確的資源評價要求我們必須對S1進行輕烴補償和重?zé)N校正。

2　輕烴與重?zé)N恢復(fù)的方案及應(yīng)用

2.1S1的重?zé)N恢復(fù)

眾所周知，通過對巖樣進行Rock-Eval實驗可測得游離烴含量S1，而通過對巖樣進行氯仿抽提實驗可測得殘留油(包括游離烴類和300 ℃以上熱解出的高碳數(shù)烷烴和芳烴組分)的含量，并且氯仿抽提過程會去除巖石樣品中的殘留油。因此將熱解實驗和抽提實驗有機結(jié)合，從兩個實驗所測參數(shù)的實際意義出發(fā)，對比抽提前后熱解參數(shù)的差異，就可以對S1重?zé)N損失進行校正。

圖1　頁巖油烴類組成示意圖Fig.1　Shale oil hydrocarbon component diagram

(1)

S1重?zé)N恢復(fù)公式為：

(2)

式中：K重?zé)N為S1的重?zé)N恢復(fù)系數(shù)；S1(重?zé)N恢復(fù)量)為S2經(jīng)重?zé)N恢復(fù)轉(zhuǎn)化為S1的量，mg/g。

本文根據(jù)渤海灣盆地大民屯凹陷E2s4(2)段和四川盆地的泥頁巖樣品經(jīng)氯仿抽提前后的熱解數(shù)據(jù)，經(jīng)分析發(fā)現(xiàn)ΔS2/S1與Tmax(熱解峰溫)具有負相關(guān)關(guān)系(圖3)。表明在成熟度較低時干酪根所生成的烴類較重，因此在檢測時重?zé)N損失量較大，ΔS2/S1較大。當(dāng)成熟度逐漸升高時，干酪根所生成的烴較輕，在檢測過程中重?zé)N損失量較少，ΔS2/S1較低。結(jié)合大民屯凹陷E2s4(2)段實測Tmax的分布范圍(435～450 ℃)，可以看出E2s4(2)段的重?zé)N恢復(fù)系數(shù)為0.8～5.2。根據(jù)圖3中ΔS2/S1與Tmax關(guān)系，再結(jié)合研究區(qū)的Tmax與深度關(guān)系(圖4)，不難得出研究區(qū)內(nèi)不同深度段的ΔS2/S1的值，即不同深度段的泥頁巖的重?zé)N恢復(fù)系數(shù)，這樣就可對不同深度泥頁巖損失的重?zé)N進行補償校正。

圖2　S1重?zé)N恢復(fù)實驗方案Fig.2　Experiment scheme for correction of heavy hydrocarbon loss in S1

2.2S1的輕烴恢復(fù)

目前由Rock-Eval熱解分析得到S1是樣品經(jīng)歷了長時間的放置和粉碎處理過程損失了大部分的輕烴(C6-13)后僅存的C13+部分，這勢必影響著頁巖油資源潛力的評價及其可動資源量的評價。大民屯凹陷E2s4(2)段泥頁巖樣品自井下取出已放置4-5年，本次研究認為其輕烴組分(C6-13)已全部損失。對于C6-13組分的計算，利用生烴組分動力學(xué)的方法，對泥頁巖生-殘烴中各部分比例(C13+，C6-13和C1-5)進行定量刻畫，進而在S1重?zé)N恢復(fù)的基礎(chǔ)上(相當(dāng)于已知C13+含量)進行輕烴恢復(fù)。

圖3　ΔS2/S1-Tmax關(guān)系Fig.3　Diagram showing ΔS2/S1-Tmax relations

圖4　大民屯凹陷Tmax與深度關(guān)系Fig.4　Tmax vs. depth of Damintun Sag

如圖5所示，在泥頁巖初次裂解過程中，干酪根直接裂解成C13+，C6-13和C1-5。如果在密閉體系中，干酪根裂解生成的烴會繼續(xù)發(fā)生二次裂解，C13+裂解成C6-13和C1-5，初次裂解和二次裂解生成的C6-13繼續(xù)裂解成C1-5。在干酪根裂解過程中，各個產(chǎn)物的產(chǎn)率隨著成熟度增加而變化。

設(shè)干酪根(KEO)成油過程由一系列(NO個)平行一級反應(yīng)組成，每個反應(yīng)對應(yīng)的活化能為EOi，指前因子AOi，并設(shè)對應(yīng)每一個反應(yīng)的干酪根的原始潛量為XOi0，i=1，2，…，NO，即：

至?xí)r間t(min)時，第i個反應(yīng)的生油量為XOi，則有：

(3)

(4)

式中:KOi為第i個干酪根成油反應(yīng)的反應(yīng)速率常數(shù),無量綱；R為氣體常數(shù)(8.314 47 kJ·mol-1·K-1)；T為絕對溫度，K。

當(dāng)實驗采用恒速升溫(升溫速率D，℃/min)時：

(5)

由式(3)—(5)可得：

圖5　泥頁巖有機質(zhì)裂解生烴方案Fig.5　Pyrolysis experiment scheme of organic matterin shale

(6)

將上式從T0→T積分，并注意到XOi(T0)=0，XOi(T)=XOi得：

NO個平行反應(yīng)的總生油量為：

(8)

同理，若設(shè)干酪根直接成氣的反應(yīng)由NG個平行反應(yīng)組成，每個平行反應(yīng)的活化能為EGi，初始潛量為XGi0，可得隨溫度變化的直接生氣量的計算公式為：

(9)

與式(8)相比，式(9)僅僅是有關(guān)變量的副標(biāo)不同而已。O表示油，G表示氣，同理可得油成氣模型[21-26]。

假設(shè)泥頁巖中所殘留的各組分烴類比例與生成時各組分比例相同(即等比例排烴)，即可以得到不同成熟度下殘留的各組分烴類(C13+，C6-13和C1-5)的比值，此時不難得出殘留烴中C6-13/C13+與鏡質(zhì)體反射率EasyRo(%)的關(guān)系圖版。

為了獲取標(biāo)定有機質(zhì)成油、成氣的化學(xué)動力學(xué)模型所必需的溫度-產(chǎn)油率(產(chǎn)氣率)關(guān)系曲線，本次研究選取了大民屯凹陷A17井的泥頁巖樣品(有機質(zhì)豐度高、成熟度低)進行實驗。實驗用Rock-Eval-II型熱解儀，在10℃/min和20℃/min不同升溫速率條件下將樣品從200 ℃加熱升溫至600 ℃。實時記錄產(chǎn)物量與加熱時間的關(guān)系，即可得產(chǎn)烴率—溫度關(guān)系。為了分別標(biāo)定有機質(zhì)成油、成氣的動力學(xué)參數(shù)，在相同的加熱溫度范圍和升溫速率條件下，以30℃的溫度間隔收集熱解產(chǎn)物并進行氣相色譜分析(即PY-GC分析)，從氣相色譜圖上定出各個溫度段氣體(C1-5)和液體(C6+)組分的相對含量，結(jié)合產(chǎn)烴率與溫度關(guān)系，即可得出不同升溫速率條件下各溫度點的生油量和生氣量。進而將產(chǎn)烴(油+氣)率-溫度關(guān)系轉(zhuǎn)化為產(chǎn)油率-溫度和產(chǎn)氣率-溫度的關(guān)系，供標(biāo)定成烴、成油和成氣的動力學(xué)參數(shù)之用。

為了獲取標(biāo)定原油裂解成氣的化學(xué)動力學(xué)模型所必需的溫度-產(chǎn)氣率關(guān)系曲線，本次研究選用大慶原油進行金管實驗，并用HP6890氣相色譜儀進行氣相色譜分析。由氣的體積和樣品量可得各實驗點單位重量樣品的產(chǎn)氣量。在最高實驗溫度點600 ℃時，油裂解成氣能力已接近枯竭，由此可以計算出油樣全部裂解成氣時最大(極限)產(chǎn)氣率。各實驗點產(chǎn)氣率與極限產(chǎn)氣率的比值即為各點的成氣轉(zhuǎn)化率，由此可得成氣轉(zhuǎn)化率-受熱溫度關(guān)系曲線，供標(biāo)定油成氣的化學(xué)動力學(xué)模型之用。

建立在客觀實驗數(shù)據(jù)分析與有機質(zhì)生烴動力學(xué)科學(xué)理論基礎(chǔ)上，本次研究優(yōu)化了有機質(zhì)生成輕烴(C6-13)和重?zé)N(C13+)的動力學(xué)參數(shù)及油裂解成氣的相關(guān)動力學(xué)參數(shù)，擬合實驗和計算轉(zhuǎn)化率曲線。不同升溫速率與不同溫度條件下有機質(zhì)生成的輕烴(C6-13)和重?zé)N(C13+)、油裂解成氣的實驗轉(zhuǎn)化率和計算的相應(yīng)條件下的理論轉(zhuǎn)化率的擬合結(jié)果吻合較好，表明計算結(jié)果可信，其不同反應(yīng)過程的活化能分布直方圖如圖6所示。同時，根據(jù)工區(qū)的熱史及埋藏史情況，對所優(yōu)化的動力學(xué)參數(shù)進行地質(zhì)應(yīng)用，即可計算出不同成熟度下的產(chǎn)烴指數(shù)(圖7)及C6-13與C13+的比值(圖8)。

根據(jù)圖6所示，有機質(zhì)成油(干酪根成C13+和干酪根成C6-13)反應(yīng)的加權(quán)平均活化能低于其成氣(干酪根成C1-5)反應(yīng)，表明成油過程總體上比成氣過程較為容易，即干酪根的成油門限低于其成氣門限。另外，有機質(zhì)生成重質(zhì)油(C13+)反應(yīng)的平均活化能低于其成輕質(zhì)油(C6-13)，即作為大分子的干酪根直接裂解成為較長鏈分子(重質(zhì)油)的反應(yīng)較為容易些，這與客觀事實是相符的。把油成氣(C13+成C1-5和C6-13成C1-5)反應(yīng)的活化能與有機質(zhì)成油、氣的活化能分布相比，油成氣反應(yīng)的平均活化能較高，表明油裂解成氣過程的進行將更為困難，需要在更高的溫度條件下才能進行。

圖6　干酪根裂解成油、氣及油成氣 過程活化能分布直方圖Fig.6　Histogram showing distribution of activation energy during processes of kerogen generating oil and gas and oil cracking into gas

圖7　不同成熟度下有機質(zhì)生烴模式Fig.7　Hydrocarbon generation model of organic matter under different maturity

圖8　不同演化階段的C6-13/C13+圖版Fig.8　Charts of C6-13/C13+ in different evolutionary stages

從圖7上我們可以看到，在成熟度Ro達到0.38%以后有機質(zhì)開始緩慢裂解生烴。初始階段，其成油速率較大，成氣速率較為緩慢。在生成油過程中，開始以生成重質(zhì)油(C13+)為主，而生成輕質(zhì)油組分(C6-13)較少。所以開始階段隨著成熟度的緩慢增加，C6-13/C13+的值逐漸減小。當(dāng)成熟度增加到1.20%左右時，有機質(zhì)生油量(C13+)達到高峰，C6-13/C13+的值達到最低值。伴隨著成熟度繼續(xù)增加，溫度升高，大量生成的重質(zhì)油(C13+)發(fā)生裂解，生成輕質(zhì)油(C6-13)和氣(C1-5)，這樣使得裂解成氣的輕質(zhì)油(C6-13)的量得到了補充。因此，重質(zhì)油(C13+)的降低速率遠大于輕質(zhì)油(C6-13)降低的速率，導(dǎo)致C6-13/C13+的值逐漸增大，其變化趨勢如圖8所示。

結(jié)合大民屯凹陷E2s4(2)段的成熟度分布范圍(EasyRo分布在0.6%～1.2%)，可以得到輕烴恢復(fù)系數(shù)為0.5～1.0。張林曄所測渤南洼陷E2s3(下)亞段泥頁巖放置30天以上時S1輕烴平均損失量為50%，以此作為輕烴校正系數(shù)。與之相比，本次研究所求得的恢復(fù)系數(shù)偏高，其主要原因有：第一，大民屯凹陷E2s4(2)段泥頁巖樣品放置時間較長，本次認為其輕烴全部損失，而實際上巖樣中的輕烴不一定全部損失；第二，本次假設(shè)生烴和殘留烴中輕烴所占比例相同，但受到排烴條件影響，殘留烴中輕烴所占的比例要小于生烴時輕烴所占的比例，因此恢復(fù)結(jié)果比實際情況略大；第三，前人對泥頁巖進行輕烴恢復(fù)的研究過程中，認為鉆井取心后立即用液氮冷凍的巖心沒有輕烴損失，而實際上巖心在從井底到地面的過程中，輕烴已有部分損失，因此前人所做的恢復(fù)結(jié)果比實際情況略小。

對于S1來說，由于巖樣久置和粉碎過程導(dǎo)致輕烴損失，其重質(zhì)組分因吸附和溶脹作用沸點高于300℃被誤認為S2部分導(dǎo)致重?zé)N損失。對于頁巖油資源評價而言，S1的輕烴恢復(fù)主要針對C6-13，經(jīng)過重?zé)N恢復(fù)的S1(S1實測+S1重?zé)N恢復(fù)量)相當(dāng)于C13+部分，根據(jù)計算出不同演化階段的C6-13與C13+的比值，即可得到不同成熟度時殘留的C6-13值，即輕烴恢復(fù)量，其恢復(fù)公式如下：

(10)

S1(輕烴恢復(fù)量)=K輕烴(S1(實測值)+S1(重?zé)N恢復(fù)量))

(11)

式中:K輕烴為S1的輕烴恢復(fù)系數(shù),無量綱；S1(輕烴恢復(fù)量)為S1通過輕烴恢復(fù)新增的量，mg/g。

則原始S1為：

S1原始=S1(實測值)+S1(重?zé)N恢復(fù)量)+S1(輕烴恢復(fù)量)

=S1(實測值)+K重?zé)NS1(實測值)+

K輕烴(S1(實測值)+K重?zé)NS1(實測值))

=KS1S1(實測值)

(12)

所以，S1的恢復(fù)系數(shù)計算公式為：

KS1=1+K重?zé)N+K輕烴+K重?zé)NK輕烴

(13)

式中：KS1為S1的恢復(fù)系數(shù)，包括對輕烴和重?zé)N兩部分的恢復(fù)。

K輕烴(C6-13/C13+)與成熟度Ro有相關(guān)性，二者關(guān)系如圖8所示。一般情況下，油田上會有較多的成熟度(Ro)實測數(shù)據(jù)，同時我們測試了樣品的成熟度(Ro)，建立了Ro和深度的關(guān)系(圖9)，繼而可以建立K輕烴與埋深的關(guān)系，即可對不同深度段泥頁巖損失的輕烴進行補償校正。

綜上所述，我們已對不同深度段(成熟度)的泥頁巖熱解參數(shù)S1進行輕烴和重?zé)N校正，K重?zé)N與K輕烴均與成熟度Ro有關(guān)系。結(jié)合公式(13)，可知KS1也和成熟度Ro有相關(guān)關(guān)系。所以，根據(jù)研究區(qū)埋深，即可以得到S1恢復(fù)系數(shù)等值圖版(圖10)。

3　應(yīng)用實例

3.1頁巖油地質(zhì)條件

大民屯凹陷位于遼河斷陷盆地的東北部，分布面積約為 800 km2，包括沙河街組四段(E2s4)、沙河街組三段(E2s3)、沙河街組一段(E3s1)和東營組(E3d)。目前已在凹陷內(nèi)發(fā)現(xiàn)五套含油氣儲集層，凹陷含油氣豐度較高，是我國東部著名的“小而肥”含油凹陷。E2s4(2)段是大民屯凹陷最主要的頁巖層。

E2s4段頁巖主要以湖泊相沉積環(huán)境為主，上部為深灰色泥巖夾薄層砂巖和褐灰色泥巖，下部為雜色砂礫巖、砂巖、泥巖互層。E2s4(2)段泥頁巖分布面積廣，凹陷內(nèi)部砂巖占地層總厚度百分比較低，大部分地區(qū)砂巖占地層總厚度的百分比都在10%以內(nèi)。其暗色泥巖厚度大約為100～300 m，富含有機質(zhì)的泥頁巖埋深在1 500～3 000 m，構(gòu)成大民屯凹陷的主力烴源巖層系，也是頁巖油氣最為發(fā)育的層系。

圖9　大民屯凹陷Ro與深度關(guān)系Fig.9　Ro vs. depth of Damintun Sag

圖10　大民屯凹陷E2s4(2)段S1恢復(fù)系數(shù)Fig.10　Correction factor of S1 in the E2s4(2) member of Damintun Sag

大量地球化學(xué)分析測試結(jié)果表明，大民屯凹陷E2s4(2)段頁巖是大民屯凹陷最重要的一套烴源巖。其有機質(zhì)豐度高，有機碳含量大于1%的部分占94.05%，大于2%的部分占63.10%。有機質(zhì)類型以Ⅰ型干酪根所占含量相對較多，Ⅱ型干酪根中以Ⅱ2型占較大比例。大民屯凹陷烴源巖熱解峰溫Tmax約在2 400 m達到435 ℃，該深度以下Tmax逐漸增加，反映有機質(zhì)成熟度隨深度不斷增大。至3 300 m時，Tmax值高達450 ℃，達到生油高峰。烴源巖的熱解峰溫和深度的關(guān)系沒有出現(xiàn)Ro異常低值的現(xiàn)象，表現(xiàn)為正常的演化軌跡。

3.2資源量評估

熱解S1法是應(yīng)用熱解S1參數(shù)作為頁巖油含量的衡量指標(biāo)，利用它進行頁巖油資源量計算公式為：

(14)

式中:Q為頁巖油量，104t/km2；Si為泥頁巖面積，1 km2；Hi為測井分辨率的厚度，一般為0.125m；ρi為泥頁巖密度，g/cm3，依據(jù)實測數(shù)據(jù)本次取烴源巖密度為2.65g/cm3；S1i為有機測井響應(yīng)模型計算S1(原始數(shù)據(jù))與經(jīng)輕、重?zé)N恢復(fù)后所得S1數(shù)據(jù)，它代表了測井分辨率厚度(0.125m)的烴源巖的平均S1的值；n為有機測井響應(yīng)模型計算的單井的S1的個數(shù)。

其中，有機測井響應(yīng)模型計算縱向連續(xù)分布S1是采用改進的ΔlgR方法[28-29]，在此不做贅述。

S1作為反應(yīng)泥頁巖含油性的參數(shù)，直接參與計算頁巖油資源量，因此其大小對頁巖油資源評價有直接影響。根據(jù)體積法分別用恢復(fù)前后的S1對大民屯凹陷E2s4(2)段進行資源評價，恢復(fù)前的資源量為2.26×108t，而恢復(fù)后的資源量為6.47×108t，是恢復(fù)前資源量的2.86倍。

S1的輕烴與重?zé)N恢復(fù)對頁巖油資源評價影響較大。能否客觀地對頁巖油資源量進行評價關(guān)系到頁巖油勘探開發(fā)的相關(guān)決策，因此在預(yù)測資源量時，及時準(zhǔn)確的對S1進行輕烴與重?zé)N恢復(fù)，對頁巖油勘探開發(fā)具有重要意義。

4　結(jié)論

1) 針對重?zé)N損失，采用抽提-熱解實驗有機結(jié)合，建立重?zé)N校正系數(shù)圖版，發(fā)現(xiàn)重?zé)N校正系數(shù)隨成熟度的增加而降低。結(jié)合大民屯凹陷Tmax的分布，得大民屯凹陷E2s4(2)段重?zé)N校正系數(shù)為0.8～5.2。

2) 對于輕烴損失，基于未熟泥頁巖樣品Rock- Eval和PY-GC實驗以及原油的金管實驗，根據(jù)化學(xué)動力學(xué)原理計算出不同成熟度時各組分烴類生成比例，將此比例作為烴源巖內(nèi)殘烴比例，結(jié)合重?zé)N恢復(fù)之后的S1含量進行輕烴恢復(fù)，建立輕烴恢復(fù)系數(shù)圖版，輕烴恢復(fù)系數(shù)隨成熟度增加呈現(xiàn)先降低后增加的趨勢，其最低值時反映了有機質(zhì)生油量達到峰值，并開始向產(chǎn)氣轉(zhuǎn)變。根據(jù)大民屯凹陷E2s4(2)段的成熟度，得該層段的輕烴恢復(fù)系數(shù)在0.5～1.0。

3) 以大民屯凹陷E2s4(2)段為例，利用S1法對其進行資源評價，恢復(fù)前的資源量為2.26×108t，而恢復(fù)后的資源量為6.47×108t，是恢復(fù)前資源量的2.86倍。因此，可以看出，在頁巖油資源評價的過程中，對S1的輕烴與重?zé)N恢復(fù)是十分必要的。

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(編輯董立)

Correction of light and heavy hydrocarbon loss for residual hydrocarbonS1and its significance to assessing resource potential of E2s4(2)member in Damintun Sag，Bohai Bay Basin

Li Jinbu1，Lu Shuangfang1，Chen Guohui1，Shan Junfeng2，Hu Yingjie2，Mao Junli2，Xue Haitao1，Wang Min1

[1.ResearchInstituteofUnconventionalPetroleumandRenewableEnergy(RIUP&RE),ChinaUniversityofPetroleum(EastChina),Qingdao,Shandong266580,China；2.PetroChinaExplorationandDevelopmentInstituteofLiaoheOilfield,Panjin,Liaoning124010,China]

Free hydrocarbon content(S1)is a frequently-used pyrolytic parameter in assessment of shale oil resource.However,light and heavy hydrocarbon losing during the process often yields result on the low side.For heavy hydrocarbon loss,we compared pyrolysed hydrocarbon content(S2)obtained through pyrolytic experiment before and after extraction of samples to estimate the lost heavy hydrocarbon ofS1.For light hydrocarbon loss,we carried out Rock-Eval and PY-GC experiments on immature shale samples and gold tube experiment on crude samples to calculate the ratio of C6-13/ C13+in different stages of maturity according to chemical dynamic theory and EasyRomodel,then took this ratio as the ratio of residual C6-13/C13+in shale,and finally performed correction of light hydrocarbon lose based on S1 obtained after heavy hydrocarbon correction.Using the corrected parameter in assessment of shale oil resource made a great difference.Taking the E2s4(2)member in Damintun Sag,Bohai Bay Basin as an example,the result is only 22.6 billion tons without correction but 2.86 times higher (64.7 billion tons) after the corrected parameter was used.It is therefore suggested that correction of light and heavy hydrocarbon loss for residual hydrocarbonS1during assessment of shale oil resources is necessary.

free hydrocarbon content(S1),light and heavy hydrocarbon correction,shale oil,resource assessment,Damintun Sag,Bohai Bay Basin

2014-09-01;

2016-07-26。

李進步(1989—)，男，博士研究生，頁巖油氣與油氣地球化學(xué)。E-mail:498891492@qq.com。

國家自然科學(xué)基金重點項目(41330313)；國家科技重大專項(2011ZX05004-001)。

0253-9985(2016)04-0538-08

10.11743/ogg20160410

TE122.1

A