徐陳杰，葉加仁，劉金水，曹 強，盛溢勇，余漢文

[1.中國地質(zhì)大學 構(gòu)造與油氣資源教育部重點實驗室，湖北 武漢 430074； 2.中海石油(中國)有限公司 上海分公司，上海 200030]

烴源巖生排烴過程重建是沉積盆地成烴潛力分析及油氣資源評價中的核心問題之一[1]。自Connan、Lopatin和Waples等[2-4]提出溫度可以彌補時間對烴源巖有機質(zhì)生烴的地質(zhì)效應后，出現(xiàn)了眾多通過快速升溫來模擬烴源巖生烴過程的實驗方法，使熱模擬實驗成為研究烴源巖生烴過程的重要技術手段[5-12]。隨著烴源巖成烴理論的發(fā)展和相關技術的進步[13-17]，熱模擬實驗逐漸形成了按實驗體系封閉程度劃分的3大體系，即：開放體系、封閉體系和半開放體系[18]。

地處東海陸架盆地東北部的西湖凹陷是中國近海已證實的富烴凹陷，始新統(tǒng)平湖組煤系烴源巖(暗色泥巖、碳質(zhì)泥巖及煤)為凹陷主力烴源巖[19]。前人在對平湖組烴源巖開展生排烴過程分析時，大多基于開放體系的Rock-Eval熱解實驗[20]，或封閉體系的加水熱壓高壓釜或高溫高壓黃金管熱模擬實驗[21]。Rock-Eval熱解實驗是在開放、無水、低壓下進行的，并未充分考慮壓力和生烴地質(zhì)邊界條件對油氣生排滯留過程的影響，且排除了滯留油裂解生氣，主要適用于Ⅰ型和Ⅱ型干酪根[18]，而西湖凹陷平湖組煤系烴源巖干酪根類型以Ⅲ型為主。封閉體系熱模擬實驗考慮到了烴源巖熱解生烴中溫度、流體壓力、水介質(zhì)及礦物質(zhì)對生烴過程的影響，可模擬烴源巖的最大生氣量，較適用于Ⅲ型干酪根，但由于生成的液態(tài)組分無法在實驗過程中有效排出體系，會使其與重烴氣組分在高溫條件下發(fā)生二次裂解，導致產(chǎn)物的定量研究出現(xiàn)誤差[22-23]。近年來，中國石化無錫石油地質(zhì)研究所研制的半開放體系地層孔隙熱壓模擬儀[24-25]，可根據(jù)研究區(qū)烴源巖埋藏史-熱演化史選擇性設定實驗時間、溫度、施加到樣品上的靜巖壓力、地層流體壓力、排烴方式及源-儲壓差等實驗條件，模擬烴源巖幕式生排烴過程，完成烴源巖在近地質(zhì)條件下的生排烴定量模擬，其結(jié)果較接近實際地質(zhì)情況[26-27]。為此，本次研究采用半開放體系地層孔隙熱壓模擬實驗，開展了西湖凹陷平湖組暗色泥巖生排烴過程研究，以揭示III型干酪根暗色泥巖在近地質(zhì)條件下的生排烴特征，為該區(qū)油氣資源評價提供更為合理的關鍵參數(shù)。

1 實驗樣品和方法

1.1 實驗儀器與樣品

本次實驗采用中國石化無錫石油地質(zhì)研究所研制的DK-Ⅲ型地層孔隙熱壓生排烴模擬實驗儀。該儀器可在保留烴源巖樣品原始礦物組成結(jié)構(gòu)和有機質(zhì)賦存狀態(tài)的前提下，將高壓液態(tài)水充滿與孔隙空間接近的生烴反應空間，并在與地質(zhì)條件相近的靜巖壓力、地層流體壓力和圍壓的條件下，對樣品進行有機質(zhì)高溫短時間熱解的生烴反應和可控壓差的排烴模擬實驗[25-26]。

地層熱模擬實驗要求模擬樣品的有機質(zhì)豐度高且成熟度低(未熟最佳)。受采樣條件的限制，本次在西湖凹陷采到3件樣品量符合的平湖組暗色泥巖巖心樣品，首先采用硫碳分析儀和Rock-Eval熱解儀對樣品進行有機碳和熱解參數(shù)測試分析，并測定樣品的全巖反射率。經(jīng)檢測，3件樣品中僅1件滿足地層熱模擬實驗的要求，該樣品采自西湖凹陷西部斜坡帶中北部K4井平湖組上段(圖1)，干酪根類型為Ⅲ型，其總有機碳含量(TOC)為0.68%，氫指數(shù)(HI)為49 mg/g，鏡質(zhì)體反射率(Ro)為0.75%，是西湖凹陷較為典型的暗色泥巖烴源巖樣品，具有一定的代表性。

圖1 東海西湖凹陷構(gòu)造單元劃分及采樣位置示意圖Fig.1 The division of tectonic units in the Xihu Sag,East China Sea Shelf Basin,and the schematic diagram showing the sampled locations

1.2 實驗方案

已有研究表明[28-29]，西湖凹陷烴源巖鏡質(zhì)體反射率(Ro)與埋深呈正相關關系，且凹陷深部普遍發(fā)育以烴源巖生烴增壓為主要成因的異常高壓。本次實驗根據(jù)西湖凹陷構(gòu)造—沉積演化特征、平湖組烴源巖埋藏史、熱演化史、上覆巖石密度、單井預測壓力特征等，設置了上覆靜巖壓力與地層壓力體系，并結(jié)合該儀器模擬溫度、時間與成熟度間的匹配關系，擬定了7組烴源巖生排烴模擬實驗研究方案(表1)，并按此方案進行分組實驗。實驗過程詳見文獻[25-27]。

2 結(jié)果與討論

2.1 實驗結(jié)果

通過對模擬產(chǎn)物及模擬殘樣鏡質(zhì)體反射率(Ro)測定和校正[30-33]，獲得西湖凹陷平湖組Ⅲ型干酪根暗色泥巖近地質(zhì)條件下熱模擬實驗的生排滯留油氣產(chǎn)率結(jié)果(表2；圖2—圖4)。

2.2 分析與討論

2.2.1 烴源巖生排烴特征

受模擬實驗裝置及方法的制約和氣體高擴散性的影響，烴類氣體在收集氣體產(chǎn)物時全部排出并進入產(chǎn)物收集裝置，以致難以區(qū)分排出與殘留的烴氣，因此實驗僅能獲得烴源巖的產(chǎn)氣量和累計產(chǎn)氣率。根據(jù)模擬結(jié)果(圖2—圖4)，樣品的生排烴特征可大致劃分為以下4個階段。

1) 早期快速生排油階段(Ro≈0.8%～1.0%，模擬溫度為335～360 ℃)

此階段對應烴源巖熱演化的中等成熟階段，隨著有機質(zhì)成熟度(Ro)的增高，烴源巖殘留油累計產(chǎn)率變化并不明顯；排出油累計產(chǎn)率由19.65 mg/g快速上升至49.77 mg/g，累計產(chǎn)油率亦由39.41 mg/g迅速上升至68.06 mg/g，二者皆在該階段末期接近整個演化階段的峰值；而累計排出油占比(當前排出油累計產(chǎn)率/總排出油累計產(chǎn)率)則由37.61%迅速升至95.27%，整個熱模擬實驗中收集到的排出油幾乎都來自該演化階段，排出的液態(tài)烴以輕質(zhì)油為主。同時，該階段累計產(chǎn)氣率較低且變化不明顯，氣體干燥系數(shù)較低，以濕氣為主(表2)。此階段為烴源巖的快速生排油期，生成的油快速充滿烴源巖孔隙并大量排出，排油效率高。

表1 東海西湖凹陷K4井平湖組上段Ⅲ型干酪根暗色泥巖生排烴模擬實驗方案Table 1 The scheme for the simulation of hydrocarbon generation and expulsion of dark mudstone with Type-Ⅲ kerogen in the Upper Pinghu Formation in Well K4,Xihu Sag,East China Sea Shelf Basin

表2 東海西湖凹陷平湖組Ⅲ型干酪根暗色泥巖近地質(zhì)條件下熱模擬實驗結(jié)果Table 2 Simulation results of the Pinghu Formation dark mudstone with Type-Ⅲ kerogen sampled from the Xihu Sag,East China Sea Shelf Basin,under proximate geological conditions

注：實驗Ro校正參考文獻[30-31]；原油產(chǎn)物的輕烴損失校正參考文獻[32-33]；產(chǎn)率是指每克TOC的量。

圖2 東海西湖凹陷平湖組Ⅲ型干酪根暗色泥巖烴氣體積累計產(chǎn)率-Ro關系曲線Fig.2 Relationships between the cumulative volume yield of hydrocarbon gas and Ro of the Pinghu Formation dark mudstone with Type-Ⅲ kerogen in the Xihu Sag,East China Sea Shelf Basin

圖3 東海西湖凹陷平湖組Ⅲ型干酪根暗色泥巖油累計產(chǎn)率-Ro關系曲線Fig.3 Relationship between the cumulative yield of oil and Ro of the Pinghu Formation dark mudstone with Type-Ⅲ kerogen in the Xihu Sag,East China Sea Shelf Basin

圖4 東海西湖凹陷平湖組Ⅲ型干酪根暗色泥巖累計產(chǎn)烴率-Ro關系曲線Fig.4 Relationship between the cumulative yield of hydrocarbon and Ro of the Pinghu Formation dark mudstone with Type-Ⅲ kerogen in the Xihu Sag,East China Sea Shelf Basin

2) 中期油裂解氣階段(Ro≈1.0%～1.5%，模擬溫度為360～400 ℃)

該階段樣品處于烴源巖熱演化的成熟晚期-高成熟早期階段，此時烴源巖殘留油累計產(chǎn)率由18.29 mg/g驟降至5.83 mg/g，排出油累計產(chǎn)率略有增加，累計產(chǎn)油率在達到高峰后快速下降，此階段僅能收集到極少量排出的凝析油。與此同時，累計產(chǎn)氣率開始升高，由25.15 mg/g上升至47.21 mg/g，逐漸接近累計產(chǎn)油率，產(chǎn)物類型以濕氣為主(表2)。此階段樣品已基本喪失生油能力，且在二次裂解反應作用下，保留在烴源巖孔隙中的原油裂解為烴氣并排出，使得累計產(chǎn)氣率開始快速增加，此階段的烴氣產(chǎn)物主要為原油裂解氣。

3) 后期主生氣階段(Ro≈1.5%～2.3%，模擬溫度為400～525 ℃)

該階段烴源巖樣品由高成熟階段過渡至過成熟階段，排出油累計產(chǎn)率趨于穩(wěn)定，殘留油累計產(chǎn)率在二次裂解反應作用下略有減少(由5.83 mg/g降至1.40 mg/g)，殘留在烴源巖孔隙中的少量原油一部分裂解為烴氣，其余轉(zhuǎn)化為固體瀝青、焦炭等固態(tài)物質(zhì)。累計產(chǎn)氣率由47.21 mg/g快速升至117.12 mg/g，并于Ro=1.6%時超過累計產(chǎn)油率。氣體產(chǎn)物中重烴類氣體占比逐漸減少，但甲烷占比由73.71%升至96.1%，產(chǎn)物逐漸向干氣轉(zhuǎn)變。油氣產(chǎn)率的變化揭示，樣品喪失生油能力并進入主生氣階段，烴氣產(chǎn)物主要來源于干酪根熱裂解。

4) 晚期生干氣階段(Ro≈2.3%～3.0%，模擬溫度為525～575 ℃)

此時樣品處于烴源巖熱演化的過成熟干氣生成階段，累計產(chǎn)油率已趨于穩(wěn)定；同時，累計產(chǎn)氣率增速減緩(由117.12 mg/g逐漸增加至136.87 mg/g)，并呈趨于穩(wěn)定的趨勢，產(chǎn)物為干氣。此階段為樣品的生干氣階段，產(chǎn)物主要為干酪根裂解的高溫甲烷氣，且從實驗數(shù)據(jù)的變化趨勢可以看出，隨熱演化程度增加，樣品生烴潛力逐漸耗盡，累計產(chǎn)氣率將在Ro>3.0%后趨于穩(wěn)定。

前人研究[34]表明，高豐度Ⅰ型和Ⅱ型干酪根烴源巖排油的成熟度門限較低，通常達到生油門限(Ro=0.5%)開始生油時同時發(fā)生排油；而Ⅲ型干酪根烴源巖排油門限較高，在開始生油(Ro=0.5%)后，烴源巖需經(jīng)歷一定程度的熱演化，當Ro≥0.6%甚至Ro≥0.7%時才開始發(fā)生有效排油。巖石熱解實驗結(jié)果顯示，樣品原樣(Ro=0.75%)的生烴潛量(S1+S2)為0.33 mg/g，第一個模擬溫度點(335 ℃，Ro=0.8%)反應殘樣的生烴潛量為0.30 mg/g，第二個模擬溫度點(360 ℃，Ro=0.98%)反應殘樣的生烴潛量為0.22 mg/g?？梢钥闯觯谝粋€點殘樣的生烴潛量較原樣變化不明顯，說明該熱演化階段(Ro=0.75%～0.8%)烴源巖剛開始排油且排油量不大。結(jié)合模擬實驗結(jié)果(圖3)和實際地質(zhì)情況[19]，推斷西湖凹陷平湖組Ⅲ型干酪根暗色泥巖的排油門限(Ro)約為0.7%。

綜上所述，在有機質(zhì)熱演化的整個過程中，樣品的累計產(chǎn)氣率和累計產(chǎn)烴率呈明顯的持續(xù)上升趨勢，而累計產(chǎn)油率則呈先上升后下降并最后趨于穩(wěn)定的趨勢。根據(jù)模擬結(jié)果可以推測，在Ro=0.5%～0.7%的低成熟階段，樣品處于初期的緩慢生油階段，生成的原油賦存于烴源巖的孔隙中并未排出；Ro介于0.7%～1.0%的中等成熟階段是樣品的主要生排油階段，烴類產(chǎn)物以輕質(zhì)油為主；Ro大于1.0%后，樣品進入生氣階段，累計產(chǎn)氣率快速升高；Ro=1.5%～2.3%是樣品的主要生氣階段；Ro大于2.3%后，樣品生烴潛力逐漸衰退，主要產(chǎn)物為甲烷?？傊?，該樣品呈現(xiàn)出“排油門限高、早期生排油、中晚期生氣”的生排烴演化特征?，F(xiàn)有勘探與研究成果揭示[35-38]，西湖凹陷平湖組烴源巖現(xiàn)今成熟度基本大于1.0%，大多地區(qū)烴源巖處于主生氣階段，中央背斜帶烴源巖甚至已經(jīng)進入生干氣階段，且已發(fā)現(xiàn)的油氣資源以天然氣藏為主，僅在淺層發(fā)現(xiàn)少量凝析油藏，證實本次半開放體系的熱模擬結(jié)果較符合實際地質(zhì)情況，能夠?qū)τ蜌饪碧狡鸬揭欢ǖ膮⒖己椭笇ё饔谩?/p>

2.2.2 生排烴模型構(gòu)建

為動態(tài)模擬重建烴源巖生排烴過程及將模擬結(jié)果更好地應用于資源定量評價之中，本文構(gòu)建了樣品生氣與生排油過程及潛力評價的數(shù)學模型(圖5，圖6)。

1) 生氣模型，將烴源巖整個產(chǎn)氣過程劃分為4個階段(圖5)，并分段擬合建立數(shù)學模型，分別為：

①G(g)=11.840 1lnRo+19.358 1

R2≈1 (0.5%≤Ro≤1.0%)

(1)

+371.981 6Ro-109.167 9

R2≈1 (1.0%

(2)

+3 143.055 8Ro-2 013.761 9

R2≈1 (1.5%

(3)

+621.323 2Ro-574.811 2

R2≈1 (2.3%

(4)

圖5 東海西湖凹陷平湖組Ⅲ型干酪根暗色泥巖產(chǎn)氣模型Fig.5 Construction of gas generation models of the Pinghu Formation dark mudstone with Type-Ⅲ kerogen in the Xihu Sag,East China Sea Shelf Basin圖中①②③④分別為不同熱演化階段內(nèi)烴氣體積累計產(chǎn)率的數(shù)學模型

式中：G(g)為累計產(chǎn)氣率，mL/g；Ro為烴源巖熱成熟度，%。

將計算得到的累計產(chǎn)氣率乘以該烴源巖的原始有機碳質(zhì)量，即可得到西湖凹陷平湖組Ⅲ型干酪根暗色泥巖的生氣量。

2) 生排油模型，如圖6所示，可將烴源巖熱成熟演化中的排油過程劃分為3個階段，同時將殘留油累計產(chǎn)率與Ro關系曲線劃分為4段，并分段擬合構(gòu)建數(shù)學模型：

-3 174.020 8Ro+758.798 5

R2≈1 (0.7%≤Ro≤1.0%)

(5)

+9.128 8Ro+44.304 4

R2≈1 (1.0%

(6)

③E(o)=51.615 8 (Ro≥1.5%)

(7)

+463.541 1Ro-138.281 7

R2≈1 (0.5%

(8)

⑤R(o)=169.448 5e-2.271 6Ro

R2≈1 (1.0%≤Ro≤1.5%)

(9)

-156.969 2Ro+111.661 8

R2≈1 (1.5%

(10)

⑦R(o)=71.159 6e-1.706 2Ro

R2≈1 (2.3%

(11)

式中：E(o)為排出油累計產(chǎn)率，mg/g；R(o)為殘留油累計產(chǎn)率，mg/g；E(o)+R(o)=G(o)即為烴源巖累計產(chǎn)油率，mg/g。

圖6 東海西湖凹陷平湖組Ⅲ型干酪根暗色泥巖生排油模型 構(gòu)建Fig.6 Construction of oil generation and expulsion models of the Pinghu Formation dark mudstone with Type-Ⅲ kerogen in the Xihu Sag,East China Sea Shelf Basin圖中①②③分別為不同熱演化階段內(nèi)排出油累計產(chǎn)率的數(shù)學模型；④⑤⑥⑦分別為不同熱演化階段內(nèi)殘留油累計產(chǎn)率的數(shù)學模型

將計算得到的累計產(chǎn)油率和排出油累計產(chǎn)率乘以該烴源巖的原始有機碳質(zhì)量，即可得到西湖凹陷平湖組Ⅲ型干酪根暗色泥巖的生油量和排油量。

2.2.3 兩種實驗方法對比

在本次實驗之前，前人曾對西湖凹陷平湖組上段Ⅲ型干酪根暗色泥巖開展了封閉體系的高溫高壓黃金管熱模擬實驗[21]。對比半開放體系(地層熱模擬)與封閉體系(黃金管熱模擬)的實驗結(jié)果可以發(fā)現(xiàn)，兩種實驗得到的累計產(chǎn)氣率變化規(guī)律相似(圖7)，但半開放體系的實驗結(jié)果總體上略高于封閉體系。

在累計產(chǎn)油率上(圖8)，半開放體系的實驗結(jié)果遠高于封閉體系，尤其在達到生油高峰后(Ro>1.0%)。當烴源巖熱成熟度(Ro)小于1.5%時，兩種實驗體系下的烴源巖累計產(chǎn)油率變化特征相似，均呈先隨Ro增加而快速升高至峰值(Ro≈1.0%)后下降的趨勢；當Ro>1.5%后，封閉體系實驗中生成的原油因無法排出，導致其在金管中大部分裂解成烴氣，使封閉實驗得到的累計產(chǎn)油率隨Ro增大而迅速下降并趨近于零，從而無法反映地質(zhì)條件下真實的生排油特征，亦難以為油氣資源評價提供合理的參數(shù)。而半開放體系實驗能模擬地下烴源巖在持續(xù)埋藏過程中的幕式排油氣過程，所生成的原油能及時被排出，避免了高熱演化階段液態(tài)烴的損失，使累計產(chǎn)油率在實驗后期隨Ro增大逐漸趨于穩(wěn)定，產(chǎn)油率變化特征更接近實際地質(zhì)情況。

上述對比揭示，近地質(zhì)條件下的半開放體系熱模擬實驗結(jié)果總體要高于封閉體系，尤其在產(chǎn)油率方面，半開放體系實驗得到的生排油特征更接近符合實際油氣分布與勘探實際，在探究烴源巖生排烴特征及用成因法計算資源量時，半開放體系的熱模擬實驗更為合適和有效。由此可見，根據(jù)此次的實驗結(jié)果對西湖凹陷進行資源量評價，將獲得較以往更多的生排油氣量。

圖7 封閉體系與半開放體系下西湖凹陷平湖組Ⅲ型干酪根暗色泥巖烴氣體積累計產(chǎn)率對比(封閉體系下的實驗數(shù)據(jù)來自文獻[21]。)Fig.7 Comparison of the cumulative volume yield of gas of the Pinghu Formation dark mudstone with Type-Ⅲ kerogen in the Xihu Sag,East China Sea Shelf Basin,between closed and semi-open systems(The experimental data of the closed system are derived from reference [21].)

圖8 封閉體系與半開放體系下西湖凹陷平湖組Ⅲ型干酪根暗色泥巖油累計產(chǎn)率對比(封閉體系下的實驗數(shù)據(jù)來自文獻[21]。)Fig.8 Comparison of the cumulative yield of oil of the Pinghu Formation dark mudstone with Type-Ⅲ kerogen in the Xihu Sag,East China Sea Shelf Basin,between closed and semi-open systems(The experimental data of the closed system are derived from reference [21].)

3 結(jié)論

1) 近地質(zhì)條件下西湖凹陷平湖組Ⅲ型干酪根暗色泥巖的排油門限較高(Ro=0.7%)，其生排油氣過程主要包括初期緩慢生油階段(Ro=0.5%～0.7%)、早期快速生排油階段(Ro=0.7%～1.0%)、中期油裂解氣階段(Ro=1.0%～1.5%)、后期主生氣階段(Ro=1.5%～2.3%)及晚期生干氣階段(Ro>2.3%)。該烴源巖生氣窗寬(Ro=1.0%～3.0%)，且在高-過熱演化階段仍具備較強的生氣能力。

2) 根據(jù)實驗結(jié)果分段建立了西湖凹陷平湖組Ⅲ型干酪根暗色泥巖的生氣與生排油過程及潛力評價的數(shù)學模型，有助于研究區(qū)的資源評價。相較于開放和封閉體系，該模型更能反映地下烴源巖的生排油氣特征，據(jù)此評價，可使西湖凹陷具有更大的資源潛力，改變以往的認識，為該地區(qū)油氣進一步勘探提供依據(jù)。

致謝：特別感謝中海石油(中國)有限公司上海分公司提供的研究資料支持，以及中國石化石油勘探開發(fā)研究院無錫石油地質(zhì)研究所提供的實驗條件和技術支持！