李二庭,潘越揚,楊光慶,白海楓,馬萬云,曾濺輝,張 宇

1.新疆頁巖油勘探開發(fā)重點實驗室,新疆 克拉瑪依 834000;2.中國石油 新疆油田分公司 實驗檢測研究院,新疆 克拉瑪依 834000;3.中國石油大學(xué)(北京) 地球科學(xué)學(xué)院,北京 102249

生排油模擬實驗主要依據(jù)干酪根熱降解成烴原理和有機質(zhì)熱演化的時間—溫度補償原理。根據(jù)化學(xué)反應(yīng)速率的時間—溫度補償原理,在實驗室內(nèi)利用未熟或低熟有機質(zhì),在高溫高壓條件下通過短時間熱解生烴模擬再現(xiàn)地質(zhì)過程的低溫長時間有機質(zhì)熱演化過程[1]。國內(nèi)學(xué)者對頁巖采用不同熱模擬體系開展了較多的生排油模擬實驗。如劉顯陽等[2]采用半封閉體系對鄂爾多斯盆地頁巖開展了生排油實驗,認為頁巖生排油高峰在0.78%

圖1 準噶爾盆地吉木薩爾凹陷位置及二疊系蘆草溝組構(gòu)造等值線

1 實驗樣品及方法

1.1 樣品

前人的研究顯示,吉木薩爾凹陷蘆草溝組烴源巖類型主要為Ⅰ型和Ⅱ1型[14-15]。本文實驗選取的烴源巖樣品總有機碳(TOC)含量為5.70%,最高熱解溫度(Tmax)為444 ℃,干酪根生烴潛力(S1+S2)為34.47 mg/g,氫指數(shù)(IH)為589.55 mg/g,屬于Ⅰ型優(yōu)質(zhì)烴源巖。礦物成分以菱鐵礦和白云石為主,占比分別為34.1%和15.9%,石英含量為17.0%,黏土礦物含量為11.5%,方解石含量為9.0%,斜長石含量為5.6%。

蘆草溝組縱向上表現(xiàn)為泥質(zhì)類烴源巖與白云質(zhì)巖類、粉(細)砂巖類儲層頻繁互層,單層厚度多為厘米級,呈現(xiàn)源、儲一體的特征[16-18]。前人對蘆草溝組頁巖源儲結(jié)構(gòu)已經(jīng)取得了一些認識,郭旭光等[12]基于取心巖性分析,認為吉木薩爾蘆草溝組源儲組合可以分為3類:相對厚層儲層夾薄層烴源巖(源儲比小于1),相對厚層烴源巖夾薄層儲層(源儲比大于1)、近等厚的源儲組合(源儲比約為1)。

基于此,本次實驗選取碎屑巖+烴源巖、碳酸鹽巖+烴源巖組合,并按照儲夾源型、源儲互層型和源夾儲型進行生排油模擬實驗(圖2)。按巖石重量計算,儲夾源型儲層∶烴源巖為6∶4,源夾儲型儲層∶烴源巖為4∶6,源儲互層型儲層∶烴源巖為4∶6。其中,碎屑巖類儲集巖樣品主要來自J37井蘆草溝組,巖性主要為泥質(zhì)粉砂巖,石英含量最高,為31.1%,黏土礦物含量為23.8%,斜長石含量為19.4%,方解石含量分別為9.9%。將碎屑巖類儲集巖粉碎至60目,為了防止儲集巖中原始賦存的有機質(zhì)對實驗結(jié)果的影響,進行了三氯甲烷抽提,然后充分混合,作為本次生排油實驗碎屑巖類儲集巖樣品。碎屑巖類儲集巖與烴源巖粉碎樣品按圖2比例放入反應(yīng)釜,用一定的機械壓力壓制成直徑為38 mm的圓柱體巖心樣品。

圖2 生排油模擬實驗中不同源儲結(jié)構(gòu)組合模式示意[19]

碳酸鹽類儲集巖樣品取自J174井和J30井蘆草溝組,碳酸鹽類儲集巖為碳酸鹽巖。礦物含量中白云石含量最高,為42.0%,其次是石英和斜長石,含量分別為11.6%和12.9%,黏土礦物含量為10.9%,與碎屑巖類儲集巖處理方式相同。

1.2 生排油模擬實驗

實驗裝置為中國石油大學(xué)(北京)的半開放體系生烴排烴模擬實驗裝置。該裝置生排油實驗反應(yīng)釜直徑為38 mm。實驗中,以中心有孔的鋼制墊片(5 mm)對樣品的頂部和底部進行封閉,而烴源巖和儲集巖之間用軟質(zhì)墊片進行分割,避免烴源巖和儲集巖的隨機混合,軟質(zhì)墊片孔滲性好,不影響烴源巖的正常排油(圖2)。

前人的研究顯示,有機質(zhì)類型好、豐度高的頁巖在320～380 ℃時為快速生油階段[10],單云等[20]采用黃金管模擬準噶爾盆地蘆草溝組泥頁巖時,發(fā)現(xiàn)蘆草溝組生油高峰在370 ℃左右。因此,本次實驗選取了370℃作為目標溫度,實驗加熱程序是從20 ℃,以60 ℃/h快速升溫到370 ℃,然后恒溫72 h,實測Ro為1.2%,用于模擬生烴高峰期烴源巖的生烴特征,前人的研究認為烴源巖區(qū)向儲集層區(qū)有效排油的臨界壓力差值在3～6 MPa[18],本文選擇排油閾值為±3 MPa,模擬在生油過程中生烴增壓排油,讓樣品在反應(yīng)釜內(nèi)的流體壓力始終維持在設(shè)定壓力值的±3 MPa范圍內(nèi)。根據(jù)吉木薩爾凹陷蘆草溝組埋深,參照LEWAN等[21]的加水封閉模擬實驗,設(shè)置密封壓力115.8 MPa,靜巖壓力110.0 MPa,地層流體壓力50.0 MPa。

實驗用水采用配制好的NaHCO3型水,礦化度為11 368 mL/g,與吉木薩爾凹陷蘆草溝組實際地層水參數(shù)保持一致,參照文獻[22],采用高壓泵向反應(yīng)釜中注水,壓力為60～80MPa,保證壓制的巖心樣孔隙空間中充滿水,為確保整個生、排油過程中生烴空間被高壓液態(tài)水所充滿,升溫之前流體壓力為2～3 MPa。

1.3 模擬產(chǎn)物的收集與定量

實驗結(jié)束后,采用二氯甲烷沖洗樣品室內(nèi)固體殘渣表面、釜體內(nèi)壁以及排油管線,得到的洗出油與氣液分離裝置內(nèi)的液態(tài)油合計為排出油量(X1),儲集巖固體殘渣粉碎后的二氯甲烷抽提物作為儲集巖接收油量(X2),烴源巖固體殘渣粉碎后的二氯甲烷抽提物作為滯留油(X3),排出油、儲集巖接收油和烴源巖滯留油之和為烴源巖生油總量(X)。

通過生排油模擬實驗研究不同源儲結(jié)構(gòu)的排油效率和排油特征?？偱庞托?E)為排出油、儲集巖接收油總和除以生油總量。生油產(chǎn)率為烴源巖生油總量除以烴源巖質(zhì)量,儲集巖接收單位油量為儲集巖接收油除以儲集巖質(zhì)量,烴源巖內(nèi)部滯留的單位油量為烴源巖滯留油量除以烴源巖質(zhì)量。

2 結(jié)果與討論

2.1 碎屑巖+烴源巖生排油模擬

不同源儲組合頁巖生、排油量及滯留油量特征見圖3—圖6。碎屑巖+烴源巖為儲夾源型組合模式時,烴源巖生油總量為1 299.5 mg,總生油產(chǎn)率為32.5 mg/g(圖3)。其中,通過生烴增壓排出油量為100.7 mg,排出進入上部儲集巖的油量為320.4 mg,進入下部儲集巖的油量為41.1 mg,大部分滯留于烴源巖內(nèi)部,滯留油量為837.3 mg,根據(jù)生油量計算烴源巖的總排油效率為35.6%。上部儲集巖接收的油量高于下部,說明烴源巖生成的油優(yōu)先向上運移,上部儲層巖接收的單位油量為10.7 mg/g,下部儲集巖接收的單位油量為1.4 mg/g,烴源巖內(nèi)部滯留的單位油量為20.9 mg/g(圖4)。

圖3 生排油模擬實驗中不同源儲結(jié)構(gòu)頁巖生油總量及生油產(chǎn)率特征

圖4 生排油模擬實驗中儲夾源型頁巖排出油量、儲集巖接收油量和烴源巖滯留油量

碎屑巖+烴源巖為源夾儲型組合模式時,烴源巖生油總量為1 697.2 mg,總生油產(chǎn)率為28.3 mg/g(圖3)。其中,通過生烴增壓排出油量為194.4 mg,排出進入中部儲集巖的油量為239.2 mg,滯留于上部烴源巖的油量為516.5 mg,滯留于下部烴源巖的油量為747.1 mg,根據(jù)生烴量計算烴源巖的總排油效率為25.6%。中部儲集巖接收的油量少,而下部烴源巖滯留的油量較多,中部儲集巖接收的單位油量為6.0 mg/g,上部烴源巖內(nèi)部滯留的單位油量為17.2 mg/g,下部烴源巖內(nèi)部滯留的單位油量為24.9 mg/g(圖5)。

圖5 生排油模擬實驗中源夾儲型頁巖排出油量、儲集巖接收油量和烴源巖滯留油量

碎屑巖+烴源巖為源儲互層型組合模式時,烴源巖生油總量為1 189.9 mg,總生油產(chǎn)率為19.8 mg/g(圖3)。其中,通過生烴增壓排出油量為110.6 mg,排出進入上部儲集巖的油量為141.6 mg,進入下部儲集巖的油量為112.8 mg,滯留于上部烴源巖的油量為323.8 mg,滯留于中部烴源巖的油量為252.0 mg,滯留于下部烴源巖的油量為249.1 mg,根據(jù)生烴量計算烴源巖的總排油效率為30.7%。上部儲集巖接收的油量高于下部儲集巖,烴源巖滯留量和儲集巖接收油量均出現(xiàn)從下向上逐漸增大的趨勢,說明烴源巖生成的油優(yōu)先向上運移,一部分進入了中部的儲集巖,另一部分經(jīng)過上部烴源巖排出或滯留于上部烴源巖。上部儲集巖接收的單位油量為7.1mg/g,下部儲集巖接收的單位油量為5.6mg/g,上部、中部和下部烴源巖內(nèi)部滯留的單位油量分別為16.2、12.6、12.5 mg/g(圖6)。

圖6 生排油模擬實驗中源儲互層型頁巖排出油量、儲集巖接收油量和烴源巖滯留油量

2.2 碳酸鹽巖+烴源巖生排油模擬

2.2.1 儲夾源型組合模式

烴源巖生油總量為1 000.0 mg,總生油產(chǎn)率為25.0 mg/g(圖3)。其中,通過生烴增壓排出油量為30.5 mg,排出進入上部儲集巖的油量為168.5 mg,進入下部儲集巖的油量為75.1 mg,大部分滯留于烴源巖內(nèi)部,滯留油量為725.9 mg,根據(jù)生油量計算烴源巖的總排油效率為27.4%。上部儲集巖接收的油量高于下部,說明烴源巖生成的油優(yōu)先向上運移,上部儲層巖接收的單位油量為5.6 mg/g,下部儲集巖接收的單位油量為2.5 mg/g,烴源巖內(nèi)部滯留的單位油量為18.2 mg/g(圖4)。

2.2.2 源夾儲型組合模式

烴源巖生油總量為1 195.6 mg,總生油產(chǎn)率為19.9 mg/g(圖3)。其中,通過生烴增壓排出油量為97.6mg,排出進入中部儲集巖的油量為49.7mg,滯留于上部烴源巖的油量為559.6 mg,滯留于下部烴源巖的油量為488.7 mg,根據(jù)生烴量計算烴源巖的總排油效率為12.3%。碳酸鹽型儲集巖接收的油量較少,大部分烴類都滯留在烴源巖內(nèi)部,中部儲集巖接收的單位油量為1.2 mg/g,上部和下部烴源巖內(nèi)部滯留的單位油量分別為18.6、16.3 mg/g(圖5)。

2.2.3 源儲互層型組合

烴源巖生油總量為1 387.6 mg,總生油產(chǎn)率為23.1 mg/g(圖3)。其中,通過生烴增壓排出油量為115.6mg,排出進入上部儲集巖的油量為164.6mg,進入下部儲集巖的油量為101.0 mg,滯留于上部烴源巖的油量為286.1 mg,滯留于中部烴源巖的油量為292.2 mg,滯留于下部烴源巖的油量為428.1 mg,根據(jù)生烴量計算烴源巖的總排油效率為27.5%。上部儲集巖接收的單位油量為8.2 mg/g,下部儲集巖接收的單位油量為5.0 mg/g,上部、中部和下部烴源巖內(nèi)部滯留的單位油量分別為14.3、14.6、21.4 mg/g(圖6)。

2.3 不同源儲組合模式生排油組成特征

對碎屑巖+烴源巖不同源儲結(jié)構(gòu)組合生排油模擬產(chǎn)物族組成分析(圖7)。

圖7 生排油模擬實驗中不同源儲結(jié)構(gòu)頁巖生排油模擬產(chǎn)物族組成特征

2.3.1 儲夾源型組合模式

上部碎屑巖儲層抽提物中芳烴含量最高,為30.0%,然后是非烴,為27.0%,飽和烴含量為24.0%,瀝青質(zhì)含量最少,為19.0%,飽和烴/芳烴為0.8,非烴/瀝青質(zhì)為1.4;中部烴源巖抽提物中非烴含量最高,為39.0%,其次是飽和烴,為24.0%,然后是瀝青質(zhì)和芳烴,分別為20.0%和16.0%,飽和烴/芳烴為1.5,非烴/瀝青質(zhì)為2.0;下部碎屑巖儲層抽提物中瀝青質(zhì)占比最高,為49.0%,其次是非烴,為27.0%,飽和烴是14.0%,芳烴含量最低,為10.0%,飽和烴/芳烴為1.4,非烴/瀝青質(zhì)為0.5。原油中飽和烴組分極性弱,芳烴組分因其自身的芳香結(jié)構(gòu)而具有極性,膠質(zhì)和瀝青質(zhì)除富含芳香結(jié)構(gòu)外,還含有O,N,S等雜原子,所以具有更強的極性,族組成的極性順序為飽和烴<芳烴<膠質(zhì)<瀝青質(zhì)。飽和烴/芳烴、非烴/瀝青質(zhì)可以較好反映油氣的初次運移現(xiàn)象。從烴源巖中央到邊緣的方向上,飽和烴/芳烴和非烴/瀝青質(zhì)遞減,說明飽和烴較芳烴更容易運移,非烴較瀝青質(zhì)更容易運移。另外,通過族組成對比可以看出,上部儲層的油中極性組分高于下部儲層。分析認為是由于生成的油氣在向上運移過程中發(fā)生了地質(zhì)色層效應(yīng),導(dǎo)致大部分極性組分被吸附在上部碎屑巖中,而下部儲層的油族組成中飽和烴含量低,飽和烴/芳烴比值與烴源巖接近,說明未發(fā)生明顯的色層效應(yīng),烴源巖向下排油的效率不如向上排油,說明對于儲夾源型頁巖,更多的油氣經(jīng)過上部儲集巖排出。

2.3.2 源夾儲型組合模式

上部烴源巖抽提物中瀝青質(zhì)含量為31.0%,非烴含量為30.0%,飽和烴含量為20.0%,芳烴含量為19.0%,飽和烴/芳烴為1.1,非烴/瀝青質(zhì)為1.0;中部碎屑巖儲層抽提物中瀝青質(zhì)含量最高,為71.0%,其次是非烴組分,為12.0%,飽和烴含量為9.0%,芳烴含量為7.0%,飽和烴/芳烴為1.4,非烴/瀝青質(zhì)為0.2;下部烴源巖抽提物中瀝青質(zhì)含量高達78.0%,其次是非烴含量,為11.0%,飽和烴含量為6.0%,芳烴含量為4.0%,飽和烴/芳烴為1.5,非烴/瀝青質(zhì)為0.1;排出油中瀝青質(zhì)含量為31.0%,非烴含量為29.9%,飽和烴含量為20.3%,芳烴含量為18.7%,飽和烴/芳烴為1.1,非烴/瀝青質(zhì)為1.0。排出油與上部烴源巖族組成較為一致,說明排出油主要來自于上部烴源巖,中部碎屑巖儲層族組成與下部烴源巖一致,說明中部儲層油來自于下部烴源巖,但非烴/瀝青質(zhì)略高于下部烴源巖,可能有少部分油來自上部烴源巖貢獻。

2.3.3 源儲互層型組合模式

排出油中非烴含量最高,為41.1%,其次是瀝青質(zhì)組分,為29.9%,隨后是飽和烴和芳烴,含量分別為22.8%和6.2%。飽和烴/芳烴為3.7,非烴/瀝青質(zhì)為1.4;上部烴源巖抽提物中非烴含量最高,為38.6%,飽和烴含量為27.4%,芳烴含量為10.2%,瀝青質(zhì)含量為23.8%,飽和烴/芳烴為2.9,非烴/瀝青質(zhì)為1.6;上部碎屑巖儲層抽提物中飽和烴含量最高,為32.0%,其次是非烴和瀝青質(zhì),含量分別為28.5%和24.4%,芳烴含量最少,為15.1%,飽和烴/芳烴為2.1,非烴/瀝青質(zhì)為1.2;中部烴源巖抽提物中飽和烴含量為33.0%,芳烴含量為15.0%,非烴和瀝青質(zhì)含量分別為30.0%和21.0%,飽和烴/芳烴為2.2,非烴/瀝青質(zhì)為1.4;下部烴源巖抽提物中飽和烴含量為26.0%,芳烴含量為14.0%,非烴和瀝青質(zhì)含量分別為29.0%和30.0%,飽和烴/芳烴為1.9,非烴/瀝青質(zhì)為1.0。排出油與上部烴源巖抽提物族組成更為接近,飽和烴含量高于其他烴源巖,說明排出油主要來自于上部烴源巖。從上部烴源巖到下部烴源巖,抽提物族組分變化差異并不大,且從上部烴源巖到上部碎屑巖儲層,從中部烴源巖到上部碎屑巖儲層,飽和烴/芳烴和非烴/瀝青質(zhì)均表現(xiàn)為略有遞減趨勢,說明在源儲互層型結(jié)構(gòu)中儲層接收的運移烴主要來自鄰近的烴源巖,中部碎屑巖儲層接收的運移烴主要來自中部烴源巖,其次是上部和下部烴源巖,源儲距離越遠,排油越不明顯。

2.4 源儲組合模式對頁巖生排油的控制作用

半開放半封閉的熱壓生排烴模擬實驗排油效率與實際地質(zhì)條件下的烴源巖排油效率有很大差異,但可以一定程度上反映地質(zhì)條件下烴源巖的生排烴過程[2]。從不同源儲結(jié)構(gòu)頁巖的生排油實驗來看,頁巖的排出油量與源儲結(jié)構(gòu)有關(guān),不論是碎屑巖儲層還是碳酸鹽巖儲層,儲夾源型組合模式更有利于排油,源儲互層型略低,源夾儲型排油效率最低。在碎屑巖+烴源巖組合下,儲夾源型、源儲互層型和源夾儲型排油效率分別為35.6%、30.7%、25.6%,在碳酸鹽巖+烴源巖組合下,儲夾源型、源儲互層型和源夾儲型排油效率分別為27.4%、27.5%、12.3%(圖8),說明蘆草溝組頁巖油含油性受源儲組合類型的控制。在相同源儲組合模式下,儲層巖性不同對排油效率有較大的影響,在相同源儲組合模式下,碎屑巖儲層更有利于排油,排油效率高,如儲夾源型組合模式下,碎屑巖+烴源巖排油效率為35.6%,而碳酸鹽巖+烴源巖排油效率為27.8%(圖8)。蘆草溝組儲層為粉細砂、泥、云質(zhì)混積巖沉積,儲層巖性主要為云質(zhì)(泥質(zhì))粉細砂巖、云屑砂巖、砂屑云巖、微晶云巖。甜點體不同優(yōu)勢巖性平均含油飽和度差異不大,在70%左右,但生產(chǎn)表明巖屑長石粉細砂巖含油性較好,局部含油飽和度可達90%,開發(fā)效果好,這與實驗結(jié)果一致。

圖8 生排油模擬實驗中不同源儲結(jié)構(gòu)頁巖排油效率特征

從排出油、儲層中接收油及烴源巖中滯留油的族組成特征來看,儲集巖中的接收油主要來自鄰源供油,源儲距離越遠,供烴關(guān)系越不明顯,如儲夾源型組合模式下,排出油量+上部儲集巖接收油量為421.1 mg,而下部儲集巖接收油量僅為41.1 mg(圖4a),源儲互層模式下,上部儲層接收油主要來自中部烴源巖供烴,與下部烴源巖滯留油組成有一定的差異(圖7c)。

總的來看,對于儲夾源型頁巖來說,主要為鄰源供烴的特點,儲層的含油性受烴源巖品質(zhì)、儲層物性和厚度的共同影響,烴源巖品質(zhì)越好,生烴能力越強,儲層含油性越好,儲層物性越好,厚度越大,越有利頁巖油富集,但厚度越大,巖性變化,可能會造成含油性表現(xiàn)出較強非均質(zhì)性,且距離源儲界面越遠,儲層的含油飽和度可能更低。對于源夾儲型頁巖來說,以自生自儲為主,烴源巖的滯留油含量較高,難以排出(圖5b),且儲層巖性不同對其生排油效率影響較大。對于源儲互層型頁巖來說,以鄰源供烴為主,自生自儲為輔,源儲距離整體較源夾儲型和儲夾源型小,因此,從烴源巖到儲集巖,抽提物族組分變化差異并不大,儲層巖性不同對其生排油效率影響相對較弱,含油性非均質(zhì)性弱。源儲互層型和儲夾源型是蘆草溝組頁巖油勘探的較為有利的配置組合。

3 結(jié)論

(1)對準噶爾盆地東部吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖進行烴源巖生排油模擬實驗顯示,頁巖的生排油產(chǎn)率與源儲結(jié)構(gòu)關(guān)系密切。實驗條件下,儲夾源型組合模式更有利于排油,排油效率為27.4%～35.6%;源儲互層型略低,排油效率為27.5%～25.6%;源夾儲型排油效率最低,排油效率為12.3%～25.6%。

(2)在相同源儲組合模式下,儲層巖性不同對排油效率有較大的影響,在相同源儲組合模式下,碎屑巖儲層更有利于排油,排油效率高。

(3)排出油、儲層中接收油及烴源巖中滯留油的族組成特征對比顯示,儲集巖中的接收油主要來自鄰源供烴,源儲距離越遠,供烴關(guān)系越不明顯,儲夾源型頁巖主要為鄰源供烴的特點,源夾儲型頁巖以自生自儲為主,烴源巖的滯留油含量較高,源儲互層型頁巖以鄰源供烴為主,自生自儲為輔,源儲距離整體較源夾儲型和儲夾源型小。整體上,源儲互層型和儲夾源型是蘆草溝組頁巖油勘探的較為有利的配置組合。

利益沖突聲明/Conflict of Interests

所有作者聲明不存在利益沖突。

All authors disclose no relevant conflict of interests.

作者貢獻/Authors’ Contributions

李二庭,馬萬云,曾濺輝參與實驗設(shè)計,論文的編寫及修改;楊光慶完成實驗操作;潘越揚,白海楓,張宇參與論文編寫、圖件編輯及修改。所有作者均閱讀并同意最終稿件的提交。

LI Erting, MA Wanyun and ZENG Jianhui designed the experiment and drafted and revised the manuscript. YANG Guangqing completed the experimental operation. PAN Yueyang, BAI Haifeng and ZHANG Yu participated in drafting and revising the manuscript and drawing the diagrams. All the authors have read the last version of paper and consented for submission.