顧 憶，萬旸璐，黃繼文，莊新兵，王 斌，李 淼

(中國石化 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質(zhì)研究所，江蘇 無錫 214126)

塔里木盆地順托果勒低隆順北超深層油氣藏的發(fā)現(xiàn)是近年來我國海相油氣勘探的重大突破[1]，該區(qū)主要勘探目的層為奧陶系碳酸鹽巖，儲層平均埋深超過7 500 m仍為油藏。塔河油田TS1井在井深8 400 m、溫度160 ℃、壓力80 MPa的上寒武統(tǒng)白云巖儲層中見到了褐黃色液態(tài)烴[2]；塔北南坡富源1井在井深7 711 m、溫度大于170 ℃的奧陶系碳酸鹽巖儲層中發(fā)現(xiàn)了油氣藏[3]。這些埋深大于7 500 m的超深層油氣藏的發(fā)現(xiàn)，對傳統(tǒng)的烴源巖生烴演化模式提出了挑戰(zhàn)。本文提出的“大埋深、高壓力”地質(zhì)條件定義為埋深超過6 500 m、地層流體壓力大于60 MPa的超深地層。

順北油氣田構(gòu)造上位于順托果勒低隆(圖1)，北連沙雅隆起，南接卡塔克隆起，東鄰滿加爾坳陷，西接阿瓦提坳陷，褶皺變形弱，是塔里木盆地相對穩(wěn)定的古構(gòu)造單元[4]。順北油氣田烴源巖地層時代老、埋藏深、溫度高、壓力大，油氣成藏過程復(fù)雜，對超深層條件下的烴源巖生烴演化的認識成為制約該區(qū)油氣勘探理論發(fā)展的難題之一。本文通過溫壓共控烴源巖熱模擬實驗條件分析、源巖地質(zhì)背景和“大埋深、高壓力”生烴演化抑制模式3個方面的研究，討論順北地區(qū)超深層高壓力與有機質(zhì)演化的關(guān)系，揭示生烴演化模式與超深層油氣藏的關(guān)系，以期為超深層成烴理論和該區(qū)油氣勘探提供依據(jù)。

1 壓力影響烴源巖演化的研究現(xiàn)狀

傳統(tǒng)的油氣生成演化模式主要考慮溫度與時間的影響[5-6]，而壓力對有機質(zhì)生烴演化的作用存在爭議，目前有2種不同的觀點：①壓力的增大在一定范圍內(nèi)促進有機質(zhì)熱演化[7]；②壓力的增大明顯抑制有機質(zhì)熱演化和生烴作用[8-11]。研究壓力對有機質(zhì)熱演化和生烴過程中的作用，主要采用室內(nèi)實驗?zāi)M和自然盆地觀測2種方法，但模擬實驗具有局限性，自然盆地觀測具有特殊性和多解性。

1.1 超壓與烴源巖演化研究進展

關(guān)于壓力對烴源巖演化的影響，國內(nèi)外學(xué)者的研究主要集中于超壓對烴源巖演化的影響。郝芳等[8]認為，超壓不僅抑制了干酪根的熱降解和生烴作用，而且抑制了烴類的高溫裂解；潘長春等[12]、查明等[13]研究認為，壓力/超壓對有機質(zhì)熱演化產(chǎn)生了較強的抑制作用。

然而，郝芳等[14]對瓊東南盆地超壓帶進行對比研究發(fā)現(xiàn)，不同井超壓發(fā)育的深度和程度不同，認為并不是所有超壓都影響干酪根的熱解和生烴作用。何生等[15]對澳大利亞西北陸架侏羅系超壓地層的分析和模擬認為，超壓并未對有機質(zhì)熱演化產(chǎn)生重要影響。LAW等[16]對美國綠河盆地北部超壓層段(2 400～4 500 m)進行鏡質(zhì)體反射率與深度關(guān)系研究，并未發(fā)現(xiàn)超壓對鏡質(zhì)體反射率產(chǎn)生可識別的影響。

超壓是指地層壓力明顯高于同深度靜水壓力，而超壓并不意味著絕對的高壓力，因此地層(流體)壓力絕對值的大小才是影響烴源巖熱演化的關(guān)鍵。并非所有的超壓盆地有機質(zhì)熱演化均出現(xiàn)異常，甚至同一沉積盆地中，也不是所有超壓地層有機質(zhì)的熱演化均受到抑制，而是在特定的有機質(zhì)演化階段、壓力達到某一門限值時才能對烴源巖演化產(chǎn)生抑制作用。

圖1 塔里木盆地順北油田構(gòu)造位置

1.2 溫壓熱模擬實驗

模擬實驗是研究有機質(zhì)熱演化過程的重要方法之一，在溫度和時間條件相同的情況下，用相同的樣品和實驗體系進行不同壓力下的有機質(zhì)熱演化模擬實驗，能夠分析壓力對有機質(zhì)演化的影響。國內(nèi)外學(xué)者開展了大量的有機質(zhì)熱演化溫壓模擬實驗[6，10，17-32]，不同學(xué)者所用的樣品類型、實驗裝置、實驗體系、壓力介質(zhì)不同，模擬結(jié)果存在巨大差異(表1)。

多數(shù)學(xué)者研究認為，當壓力在一定范圍內(nèi)，有機質(zhì)熱演化受壓力抑制，高壓抑制了鏡質(zhì)體反射率演化，但不同實驗確定的壓力影響烴源巖演化的門限值各不相同，壓力在烴源巖不同演化階段的影響是不同的[23,25]。

采用不同的溫壓熱模擬實驗裝置會影響實驗的結(jié)果。采用密封黃金管開展的溫壓模擬實驗表明[6，17]，壓力對有機質(zhì)成熟過程沒有影響或影響極小。其原因可能是由于金具有良好的延展性，生成的熱解產(chǎn)物會使金管體積膨脹，反應(yīng)空間始終在變化，施加壓力無法直接傳導(dǎo)至烴源巖。有限空間地層孔隙熱壓生排烴模擬實驗[33-34]更符合地質(zhì)條件下的生烴演化過程。付小東等[35]研究表明，常規(guī)高壓反應(yīng)釜和地層孔隙烴源巖熱壓模擬的差別，主要體現(xiàn)在上覆地層引起的靜巖壓力、流體壓力性質(zhì)和大小的差異，其結(jié)果迥異。在溫度400～450 ℃、壓力71 MPa條件下，鏡質(zhì)體反射率(Ro)明顯受到抑制，殘余有機質(zhì)Ro值比常規(guī)模擬值低0.16～1.3個百分點，平均低0.54個百分點。韓旭[36]采用地層孔隙熱壓生排烴模擬實驗儀，分析了不同演化階段、不同地層壓力對鏡質(zhì)組反射率的影響，結(jié)果表明地層壓力在大于50 MPa時對鏡質(zhì)組反射率有較大影響，并在不同的演化階段表現(xiàn)不同：在低成熟階段壓力的影響并不明顯；在高成熟階段，高流體壓力對鏡質(zhì)組反射率的演化有一定的抑制作用；在過成熟階段，高流體壓力對鏡質(zhì)組反射率的演化又起到了促進作用。不同母質(zhì)類型干酪根在高壓力條件下抑制程度不同，對傾油型Ⅰ型、Ⅱ1型干酪根的抑制作用大于Ⅲ型。

近年來國內(nèi)外學(xué)者廣泛認同在封閉/半封閉條件下，高壓對有機質(zhì)熱演化明顯存在階段性的抑制作用。由于不同沉積盆地內(nèi)壓力發(fā)育演化的多樣性和復(fù)雜性，高壓對有機質(zhì)熱演化的抑制作用具有不同的表現(xiàn)形式和程度。根據(jù)溫壓共控生烴模擬實驗，可以認為在地溫梯度較低、烴源巖埋深較大的沉積盆地中，根據(jù)傳統(tǒng)模式已經(jīng)進入高—過成熟作用階段的超深層烴源巖，在高流體壓力條件下(60 MPa)仍能保持在有利的“生油窗”范圍，從而成為超深層油氣聚集的有效烴源巖，并且長期持續(xù)的高流體壓力對烴源巖熱演化抑制更為明顯，這為超深層油氣勘探領(lǐng)域的勘探提供了重要的地質(zhì)依據(jù)。

表1 國內(nèi)外學(xué)者有關(guān)壓力與烴源巖演化相關(guān)模擬實驗條件及結(jié)果

2 “大埋深、高壓力”生烴演化抑制模式

塔里木盆地順托果勒隆起區(qū)作為中國海相碳酸鹽巖油氣勘探的熱點區(qū)域，超深層奧陶系碳酸鹽巖中蘊藏豐富的油氣資源。塔里木盆地以寒武系盆地—斜坡—陸棚相泥巖為主力烴源巖[37]，并在順托果勒隆起北部奧陶系碳酸鹽巖中發(fā)現(xiàn)輕質(zhì)油藏。該儲層具有“大埋深、高壓力”的特點，寒武系玉爾吐斯組烴源巖現(xiàn)今埋深約為10 500 m，高流體壓力對有機質(zhì)熱演化、生排烴以及超深部油氣賦存狀態(tài)的影響顯得尤為重要。

本文在總結(jié)前人模擬實驗成果的基礎(chǔ)上，綜合考慮了研究區(qū)地層溫度、地層壓力、地層水相態(tài)及生烴空間等因素對烴源巖熱演化的影響，采用中國石化無錫石油地質(zhì)研究所研制的地層孔隙熱壓生排烴模擬實驗儀的實驗結(jié)果，對順北地區(qū)開展中下寒武統(tǒng)沉積埋藏演化與有機質(zhì)成熟度研究。雖然模擬的溫度無法完全與實際地質(zhì)情況吻合，但模擬實驗的壓力條件與塔里木盆地超深層地質(zhì)環(huán)境更為匹配。

順北油氣田位于順托果勒低隆北部，長期處于較為穩(wěn)定的沉降埋深區(qū)域，區(qū)內(nèi)沒有發(fā)生規(guī)模較大的隆升剝蝕，僅受區(qū)域構(gòu)造變動的影響，部分地層發(fā)生幅度不等的剝蝕或區(qū)域缺失。區(qū)內(nèi)主要發(fā)育NE和NW向2組走滑斷裂帶(圖1)，屬于塔河—托甫臺—躍參—躍滿地區(qū)斷裂向南延伸部分，從北向南逐漸收斂變少，在順北地區(qū)“X”共軛剪切及雁列羽狀特征也明顯變?nèi)酰瑪嗔讯喑湿M窄、連續(xù)條帶狀展布，晚期斷裂活動較塔河地區(qū)明顯減弱[1]。順北地區(qū)與塔河油田相比，埋深大、地層齊全、構(gòu)造運動相對較弱(圖2)。

順北1井位于順托果勒低隆帶北端，中下寒武統(tǒng)烴源巖在中—晚奧陶世開始進入成熟階段，志留紀末開始進入生油期，海西期成熟度變化不大；海西晚期之后，地層持續(xù)深埋，該烴源巖在三疊紀時已達6 500 m，在印支—喜馬拉雅期埋深長期大于6 500 m。據(jù)測試分析資料，順北1號斷裂帶奧陶系油藏屬于超深、高溫、常壓的揮發(fā)油藏，地表原油密度平均為0.797 g/cm3，油藏中部海拔為-7 358～-7 716 m，油藏中部地層溫度為150.8～160.2 ℃，油藏地溫梯度2.0 ℃/hm，油藏中部地層壓力為82.98～86.76 MPa，油藏壓力系數(shù)為1.118～1.188。下伏中下寒武統(tǒng)烴源巖具有“大埋藏、高壓力”的地質(zhì)條件。

順北1井寒武系底沉積埋藏史與熱史圖(圖3)表明，本區(qū)寒武系烴源巖經(jīng)歷了早(加里東期)、晚(喜馬拉雅期)2次快速深埋期與一次抬升(加里東末)期，海西晚期以來主要表現(xiàn)為從埋深6 800 m開始緩慢沉降，至古近紀末埋藏深度僅增加約1 800 m，表現(xiàn)出了大埋深(>6 500 m)、高壓力的特點。PetroMod模擬的古地溫在海西晚期時約為145 ℃，由于塔里木盆地現(xiàn)今為低地溫梯度(2.0℃/hm)，因此現(xiàn)今中下寒武統(tǒng)烴源巖溫度約為200 ℃。

不同學(xué)者開展了大量原油裂解模擬實驗，并通過原油裂解動力學(xué)參數(shù)計算了液態(tài)烴保存溫度范圍。在未考慮壓力的情況下，塔河原油作為油相保存的地質(zhì)溫度范圍為178～206 ℃[38-39]；不同成因類型液態(tài)烴消亡溫度要高于200 ℃[40]；塔里木盆地哈得海相原油消失溫度為186.5～212 ℃[41]。研究表明，溫度是原油裂解的主要控制因素，200 ℃可作為油相下限溫度。

塔里木盆地寒武系海相烴源巖以Ⅰ型、Ⅱ1型干酪根為主，干酪根中脂碳比例高[42]，傾油性強，隨著演化程度的增加，逐漸由正常油演變?yōu)檩p質(zhì)油、揮發(fā)油為主，其熱穩(wěn)定性高于原油，200 ℃的地溫仍可生成液態(tài)烴。但在“大埋深、高壓力”地質(zhì)條件下，究竟在高壓力下達到多少溫度才以凝析氣—天然氣資源為主，仍需要進一步開展地質(zhì)背景、油氣分布等相關(guān)研究。

圖2 塔里木盆地塔河—順北地區(qū)近北東向油藏剖面

圖3 塔里木盆地順北地區(qū)順北1井沉積埋藏史

綜合模擬實驗、數(shù)值模擬和區(qū)域地質(zhì)概況，雖然模擬實驗溫度和實際地層溫度差異較大，不同烴源巖演化階段壓力的影響程度無法直接從模擬實驗中獲得，但是超深層的高壓力環(huán)境對烴源巖演化的抑制作用是明顯存在的。

中低成熟階段，烴源巖的演化主要受控于地層溫度的影響，壓力對烴源巖演化的影響并不明顯；中高成熟階段，在埋深較大的地質(zhì)條件下，烴源巖的演化不僅受地層溫度和時間的影響，地層壓力的影響也越來越明顯，尤其是在構(gòu)造穩(wěn)定的相對封閉體系中，長時間持續(xù)的高流體壓力(> 60 MPa)，則明顯抑制了烴源巖的熱演化，延長了液態(tài)烴持續(xù)生成的時間，并抑制液態(tài)烴向氣態(tài)烴轉(zhuǎn)化。

從順北地區(qū)地質(zhì)條件分析，寒武系烴源巖現(xiàn)今地層溫度在200 ℃左右，烴源巖地層壓力長時間保持在60 MPa以上，自海西晚期以來，順托果勒低隆構(gòu)造處于長期穩(wěn)定狀態(tài)，同時順北1號斷裂帶油藏具有低氣油比(<500 m3/m3)、低天然氣干燥系數(shù)(<0.87)，顯示出高壓力抑制形成的油氣藏特征。同時，現(xiàn)今油氣面貌間接表明，海西晚期后油氣沿斷裂由南向北的運聚趨勢不強，在大埋深、高壓力、低地溫梯度、構(gòu)造長期穩(wěn)定等因素的共同作用下，順北地區(qū)寒武系烴源巖受到了高壓力的生烴演化抑制，因受抑制，Ro比正常值低 0.5個百分點。由此，本文提出了“大埋深、高壓力”條件下海相烴源巖生烴演化抑制模式，認為塔里木盆地超深層烴源巖熱演化受抑制的邊界條件主要包括：①構(gòu)造長期穩(wěn)定的封閉體系；②烴源巖埋深大于6 500 m，處于中高成熟度階段，流體壓力長時間持續(xù)大于60 MPa，晚期低地溫場背景(地溫梯度小于2.0 ℃/hm)；③烴源巖母質(zhì)類型為Ⅰ、Ⅱ1型。

3 “大埋深、高壓力”生烴演化抑制模式的意義

由于超深層“大埋深、高壓力”烴源巖生烴演化抑制作用的影響，傳統(tǒng)的生烴理論已不能完全適用于塔里木盆地的超深層碳酸鹽巖油氣勘探領(lǐng)域。盡管高壓力對有機質(zhì)熱演化和生烴作用的影響是階段性的，不同地質(zhì)歷史時期壓力的發(fā)育對有機質(zhì)熱演化和生烴過程中的影響也存在巨大差異，但低地溫梯度背景下的“大埋深、高壓力”生烴演化抑制模式對塔里木盆地超深層碳酸鹽巖油氣勘探具有重要的意義。

3.1 超深層油氣晚期成藏

沉積埋藏演化史反映烴源巖演化過程中所處的溫壓環(huán)境。順北地區(qū)超深層海相烴源巖早期雖然經(jīng)歷過一次快速埋深階段，烴源巖已達到生烴高峰，但海西晚期以來區(qū)域構(gòu)造穩(wěn)定，長期緩慢深埋，封閉條件好，在“大埋深、高壓力”的地質(zhì)背景下，超深層古老烴源巖在高流體壓力環(huán)境下生烴演化過程受到抑制，延緩了液態(tài)烴的生成，有機質(zhì)模擬殘余物在高演化階段仍具有較高的殘余生烴潛力，更傾向于生油，抑制了天然氣生成。這意味著其在較晚地質(zhì)時期，根據(jù)傳統(tǒng)模式已進入高—過成熟階段的源巖仍可保持在揮發(fā)油—凝析油生烴階段，超深層古老烴源巖仍具備良好的生油潛力，可為超深層晚期成藏提供有利的烴源條件。

塔里木盆地勘探實踐表明，塔河油田以多期成藏為主，存在加里東晚—海西早、海西晚、燕山和喜馬拉雅期4期成藏過程，海西晚期是塔河油田主要成藏期[43]。順北超深層油氣田的發(fā)現(xiàn)，證實了海西晚期以來海相油氣晚期成藏體系的重要性。油氣特征[44]研究表明，順北1號斷裂帶原油成熟度高于北部躍參、托甫臺地區(qū)，未檢測出塔河中—重質(zhì)原油常見的25-降藿烷生物降解產(chǎn)物，表明該原油成熟度高，保存條件好。儲層流體包裹體分析、烴類包裹體熒光成熟度、烴類包裹體熒光壽命等研究表明，燕山—喜馬拉雅期是主要成藏期。因此，塔里木盆地超深層油氣勘探中油氣藏晚期成藏體系尤為重要。

3.2 超深層油氣勘探潛力

順北1號超深層油氣藏油氣主成藏期的后移，意味著根據(jù)傳統(tǒng)油氣成藏理論在超深層“大埋深、高壓力”環(huán)境下，處于中高成熟階段的烴源巖演化過程明顯延緩，同時高壓力的作用也使油藏保持的時間更長，保存深度更深，拓展了油藏勘探的深度范圍，增加了超深層找到工業(yè)性油藏的可能性。

溫度對烴源巖演化的作用固然重要，但在“大埋深、高壓力”環(huán)境下，生烴演化抑制模式使超深層烴源巖可能仍處于“生油窗”范圍內(nèi)，石油的生成窗范圍將明顯滯后于傳統(tǒng)生烴模式的預(yù)測結(jié)果，石油的實際生成量和資源量將明顯高于傳統(tǒng)理論計算值。順托果勒低隆北部地區(qū)目前并未發(fā)現(xiàn)高—過成熟的天然氣資源，僅在順托果勒隆起南部發(fā)現(xiàn)大型天然氣藏。

因此，順托果勒低隆中下寒武統(tǒng)烴源巖在燕山期以來仍具高成熟液態(tài)烴形成的條件，盆地超深層海相層系在目前的主要勘探深度范圍內(nèi)探明儲量應(yīng)仍以液態(tài)烴為主。同時，在更大埋深條件下，只要不超過一定的溫壓共控條件，烴類相態(tài)應(yīng)仍以液態(tài)烴類為主，塔里木盆地超深層油氣勘探潛力極大，仍具備尋找大型油氣藏的條件和廣闊前景。

4 結(jié)論

(1)高壓對有機質(zhì)熱演化存在階段性的抑制作用，具有不同的表現(xiàn)形式和抑制程度，長期持續(xù)的高流體壓力對中高成熟度烴源巖熱演化抑制更為明顯，Ro抑制程度比正常值低0.5個百分點以上，超深層烴源巖仍能保持在有利的“生油窗”范圍。由此提出了塔里木盆地海相烴源巖“高壓生烴演化抑制模式”。

(2)塔里木盆地超深層寒武系烴源巖具備生成液態(tài)烴的條件，其生烴熱演化受抑制的邊界條件為：①構(gòu)造長期穩(wěn)定的封閉體系；②烴源巖埋深大于6 500 m，流體壓力長時間持續(xù)大于60 MPa，晚期低地溫場背景(地溫梯度小于2.0 ℃/hm)；③烴源巖母質(zhì)類型為Ⅰ、Ⅱ1型。

(3)塔里木盆地“大埋深、高壓力”環(huán)境下的超深層寒武系烴源巖，其石油的實際生成量和資源量遠高于傳統(tǒng)理論計算值，目前的主要勘探深度范圍內(nèi)探明儲量應(yīng)仍以液態(tài)烴為主，具備尋找大型油氣藏的條件和廣闊前景。