劉洪軍 中國石油大學 （北京）油氣資源與探測國家重點實驗室，北京102249 西安石油大學油氣資源學院，陜西 西安710065

張枝煥 （中國石油大學 （北京）油氣資源與探測國家重點實驗室，北京102249）

秦黎明 （中國石化石油工程技術研究院，北京100101）

朱 雷 （中國石油大學 （北京）油氣資源與探測國家重點實驗室，北京102249）

準噶爾盆地南緣中二疊統烴源巖封閉體系與開放體系生烴模擬試驗研究

劉洪軍 中國石油大學 （北京）油氣資源與探測國家重點實驗室，北京102249 西安石油大學油氣資源學院，陜西 西安710065

張枝煥 （中國石油大學 （北京）油氣資源與探測國家重點實驗室，北京102249）

秦黎明 （中國石化石油工程技術研究院，北京100101）

朱 雷 （中國石油大學 （北京）油氣資源與探測國家重點實驗室，北京102249）

準噶爾盆地南緣地區(qū)二疊系烴源巖生烴潛力較好，部分層段達到優(yōu)質烴源巖標準，勘探前景廣闊。選取了南緣東部野外妖魔山和紅雁池地區(qū)的野外地質剖面中二疊統不同類型干酪根的烴源巖樣品，進行了開放體系與封閉體系的生烴模擬試驗的研究。密閉體系的生烴模擬試驗表明，南緣二疊系烴源巖Ⅰ型干酪根生油量與生氣量均較高，好于Ⅱ型。并且二者的生烴演化過程也不同，Ⅰ型干酪根的鏡質體反射率Ro值在1.0%左右時，吸附油量達到高峰，Ro值在1.3%左右時，排出油量達到高峰；Ⅱ型干酪根的Ro值在1.0%左右時，排出油量與吸附油量均達到高峰。開放體系模擬試驗表明，不同類型干酪根的活化能存在差異，與干酪根的顯微組分有關，并且從生烴轉化表明，Ⅰ型干酪根的生烴轉化早、快，在Ro值為0.90%左右時達到生烴高峰，Ⅱ型與Ⅲ型干酪根依次變慢。

封閉與開放體系；生烴模擬；中二疊統烴源巖；準噶爾盆地南緣

前人對烴源巖的定量的表征方法主要包括生烴模擬試驗和盆地模擬兩種方法，生烴模擬試驗包括開放體系與封閉體系兩種環(huán)境。開放體系與封閉體系的生烴模擬試驗可以快速評價烴源巖干酪根的生油氣潛力，并且通過其轉化率來定量分析研究區(qū)的資源潛力，能夠獲取烴源巖的生烴動力學參數、指前因子和活化能，從簡單的生烴總包反應、生油生氣的平行反應至多種組分及其同位素的動力學模型的參數均可獲得；此種方法迅速推廣，成為烴源灶定量表征的主要方法，并且通過此方法還可以建立烴源灶的生烴演化與油氣成藏的匹配關系［1～8］。對于盆地模擬而言，仍然需要生烴模擬試驗來求取生烴動力學參數便于計算。因此，生烴模擬試驗成為研究烴源巖生烴潛力的主要手段，為后期的資源量的評估奠定基礎。對整個準噶爾盆地而言，二疊系烴源巖生烴潛力極好，油源貢獻分布廣，西北緣、腹部及東部多數區(qū)域油氣主要來源于二疊系烴源巖，然而在南緣卻未發(fā)現來源于二疊系的大型油氣田，從野外的地質剖面比如妖魔山、紅雁池以及大龍口剖面均可發(fā)現優(yōu)質烴源巖層段。由此，筆者通過生烴模擬試驗方法來研究二疊系烴源巖的生烴潛力的變化，為今后的油氣勘探起指導作用。

1 地質背景

準噶爾盆地是我國西北部大型的含油氣盆地，地處中亞腹地，總體形狀為三角形，東西長、南北窄，其南緣主要為準噶爾盆地山前斷裂帶，西起精河，東至吉木薩爾，北至昌吉凹陷。南緣地區(qū)受后期的喜山運動的影響，構造活動強烈，自南向北發(fā)育三排構造帶，形成了多個小型低幅度圈閉構造，分布有多個小型油氣田，比如卡因迪克、呼圖壁、安集海、瑪納斯、吐谷魯、霍爾果斯、西湖、托斯臺等氣田［9～13］。前人研究表明，南緣地區(qū)發(fā)育多個油氣成藏組合［11～13］，烴源巖主要為侏羅系和白堊系，其次為二疊系。從北部的昌吉凹陷以及南緣東部野外地質剖面均表明，二疊系烴源巖生烴潛力較好，并且早已達到生烴高峰階段，然而在南緣并未發(fā)現來源于二疊系的大型油氣田。由此，準噶爾盆地南緣地區(qū)具有較好的勘探前景。

2 試驗條件

封閉體系的模擬試驗采用勝利油田地質科學研究院的高壓釜熱模擬試驗裝置。選取了準噶爾盆地南緣中二疊統蘆草溝組 （P2l）的2個野外露頭樣品，有機質類型分別為Ⅰ型與Ⅱ型，樣品的Ro值低 （用于模擬試驗樣品基本的情況見表1），可滿足模擬整個烴源巖演化與生烴特征的要求。通過試驗可以得到不同演化程度下烴源巖的生烴特征，并且確定其內在物質基礎的變化特征以及含有的生物標志物的相對含量與參數的演化特征。

表1 熱模擬試驗樣品的常規(guī)地球化學參數

圖1 封閉體系熱模擬試驗裝置

封閉體系的試驗裝置見圖1，高壓釜由GH4169高溫合金制造，指標溫度高達800℃，內部流壓可達100MPa，試驗溫度點 分 別 為 300、325、350、400、450、500℃，每個溫度點加熱24h。試驗過程結束后的氣體與熱解油分別收集，氣體采取冷卻后收集，殘留熱解油則用氯仿萃取后收集，并且將其進行族組分分離，飽和烴與芳烴采用氣相色譜－質譜分析。殘渣分別作有機碳與熱解分析，并獲取干酪根，測定Ro值。

開放體系的模擬試驗采用中國石油大學 （北京）的Rock-Eval巖石熱解儀進行，模擬試驗研究的目的在于獲取用于表征二疊系烴源巖的生烴動力學參數。試驗采用4個升溫速率，在不同的升溫條件下，建立生烴轉化率與溫度的關系，求取活化能與指前因子等生烴動力學參數。每一樣品在200℃恒溫加熱5min之后除去烴源巖內在的吸附烴，之后從200℃起，在不同的升溫速率下程序升溫至600℃，試驗過程采用4種不同升溫速率：10、20、30、50℃／min。所選取樣品的常規(guī)地球化學參數如表2所示，所選取的試驗樣品為準噶爾盆地南緣野外地質剖面的中二疊統蘆草溝組 （P2l）與紅雁池組 （P2h）的16塊樣品。

3 結果與討論

3.1 封閉體系生烴熱模擬試驗

YM-8樣品 （Ⅱ2型干酪根）在300、325、350、400、450、500℃的6個溫度點模擬試驗得到殘渣的Ro值分別為0.55%、0.69%、0.75%、1.31%、2.02%、2.23%。熱解油的排油量和吸附量與Ro值的關系如圖2（a）所示，在Ro＝0.55%時，排油量較低，吸附量較高；隨Ro值增加，排油量與吸附量（由氯仿瀝青 “A”表征）均增加，在Ro＝0.9%左右時，排出油量與吸附油量均達到高峰，吸附油量要略高于排出油量，其后吸附油量較低，而排出油量下降不明顯；至Ro值達到2.0%左右時，排出油量仍達1.5mg／g。

表2 模擬樣品的常規(guī)地球化學評價參數分布表

圖2 模擬樣品的液態(tài)產物含量與Ro關系圖

圖3 模擬樣品氣態(tài)產物的變化特征

DLK-28樣品 （Ⅰ 型干酪根）在 300、325、350、400、450、500℃共6個溫度點模擬試驗得到殘渣的Ro值分 別 為 0.7%、0.75%、0.85%、 1.22%、 1.88%、2.22%。熱解油的排油量和吸附量與Ro值的關系如圖2（b）所示，從圖中可以看出，油頁巖的生排烴模式不同于泥巖樣品，Ro值在0.5%左右時，吸附油量與排出油量均較低；隨演化程度的增加，Ro值在0.8%左右時，吸附油量達到高峰，而此時排出油量并未達到高峰；在Ro值在1.3%左右時，吸附量已經很低，而排出油量達到高峰，最高值40mg／g；之后排出油量緩慢降低，在Ro值達到2.0%左右時，幾乎無排油量與吸附油量。

氣態(tài)產物包括甲烷、乙烷、丙烷、丁烷和戊烷，并且檢測到了CO2與N2。

YM-8樣品氣態(tài)產物與Ro值關系如圖3（a）所示，從圖中可以看出，甲烷、乙烷與丙烷的產率隨著Ro值增大逐漸增大，其中甲烷的產率持續(xù)增加，而戊烷的產率在Ro值為1.2%左右達到峰值，丁烷在Ro值為1.9%左右達到峰值。甲烷最高累積產率在1.0%左右，總氣累積產率在2.2%左右，CO2累積產率在2.0%左右，烷烴氣體與CO2的產率在Ro值大于1.0%之后均有迅速增加的趨勢。

DLK-28樣品氣態(tài)產物與Ro值關系如圖3（b）所示，從中可以看到，甲烷、乙烷的產率隨Ro值的增大而增加，而丁烷與丙烷的產率在Ro值為2.0%左右達到峰值，戊烷的產率在Ro值大于1.3%左右達到峰值，CO2的產率隨Ro值增加而增加，烷烴類氣體在Ro值大于2.1%之后迅速增加?？偫鄯e產率達到8%，CO2的累積產率達到2%。

圖4 不同升溫速率下溫度與生烴率曲線

3.2 開放體系生烴模擬試驗

試驗結果表明，二疊系泥巖生烴率與熱解溫度存在較好的擬合關系 （圖4），生烴高峰時刻溫度一般在300～500℃。并且可根據不同的升溫速率下程序控溫得到的4條曲線，求取不同類型干酪根的生烴動力學的活化能與指前因子。

Ⅰ型干酪根的活化能主要分布在240～300kJ／mol，其中YM22樣品 （圖5（d））活化能分布最為集中，活化能主頻240kJ／mol；其余3個樣品相對頻散，主頻也主要分布在240、260與280kJ／mol。同一類型干酪根的活化能的差異可能主要是由顯微組分的含量差異引起，YM22樣品顯微組分主要以層狀浮游藻類體為主，陸源碎屑物質含量較低，活化能相對集中；而其余3個樣品或多或少的含有少量的陸源碎屑物質，且多為孢子體與殼屑體，導致活化能分布相對頻散 （圖5）。

圖5 含Ⅰ型干酪根的泥巖活化能分布圖

Ⅱ1型干酪根活化能主要分布在260～300kJ／mol，主頻為260kJ／mol與280kJ／mol，與Ⅰ型干酪根相比活化能分布相對更加頻散，并且出現活化能的高值分布頻率要高一些 （圖6）。樣品的全巖顯微組分表明，多數樣品的藻類體的含量不高，主要為陸源碎屑物質的孢子體、殼屑體以及少量的鏡質體，需要的活化能要高一些。如圖7所示，Ⅱ2型干酪根活化能主要分布在260～400kJ／mol，主頻為280與300kJ／mol，最高值達到1000kJ／mol，樣品中顯微組分多為陸源高等植物的碎屑，比如孢子體、殼屑體與鏡質體，幾乎無藻類體的分布，Ⅱ2型干酪根需要的活化能比Ⅱ1型要高。

圖6 含Ⅱ1型干酪根的泥巖活化能分布圖

Ⅲ型干酪根的活化能分布在300～500kJ／mol，最高值為1000kJ／mol，樣品顯微組分多為鏡質體與殼屑體，孢子體的含量不高，富氫組分的含量較低，化學反應需要的活化能更高 （圖8）。

在上述動力學參數描述的基礎上，該次研究引用了串聯一級反應模型，計算含不同類型干酪根的泥巖樣品的成烴轉化率。串聯一級反應模型可以視為干酪根熱解過程中的一系列串聯的具有不同活化能和指前因子的一級反應，如下式：

式中，XA為干酪根成烴轉化率，%；t為干酪根熱降解反應時間；T為干酪根熱降解反應溫度，K；A為干酪根熱降解反應的視頻率因子；E為干酪根熱降解反應的表觀活化能，kJ／mol；R是通用氣體常數，R＝8.314J／（mol·K）。結合古地表溫度、古地溫梯度和地質過程經歷的時間等資料，以及由試驗過程中建立E＝E（X）與A＝A（X）關系式，即可獲得地層埋深過程中的干酪根成烴轉化率，最后可根據深度與Ro值的關系取得Ro值與干酪根轉化率的關系圖。

Ⅰ型干酪根生烴活化能較低，在Ro值為0.6%左右進入生烴門限，在Ro值為0.90%左右時成烴轉化率達到100%；Ⅱ1型干酪根在Ro值為0.7%左右時開始進入生烴門限，至Ro值為1.2%左右時成烴轉化率達到100%；Ⅱ2型干酪根在Ro值為1.0%左右時開始進入生烴門限，在Ro值為2.3%左右時成烴轉化率達到100%；Ⅲ型干酪根在Ro值為1.3%左右時進入生烴門限，在Ro值為2.5%左右時成烴轉化率達到100% （圖9）。

圖7 含Ⅱ2型干酪根的泥巖活化能分布圖

圖8 含Ⅲ型干酪根的泥巖活化能分布圖

4 結 論

1）密閉體系的生烴模擬試驗表明，南緣二疊系烴源巖Ⅰ型干酪根生油量與生氣量均較高，好于Ⅱ型干酪根，并且二者的生烴演化過程也不同，Ⅰ型干酪根在Ro值在1.0%左右時，吸附油量達到高峰，而此時排出油量并未達到高峰；在Ro值在1.3%左右時，吸附量已經很低，而排出油量達到高峰，之后排出油量緩慢降低，在Ro值達到2.0%左右時，幾乎無排油量與吸附油量；而Ⅱ型干酪根在Ro＝1.0%左右時，排出油量與吸附油量均達到高峰，吸附油量要略高于排出油量，其后吸附油量較低，而排出油量下降不明顯。

2）開放體系試驗表明，不同類型干酪根的活化能存在差異。Ⅰ型干酪根的活化能主要分布在240～300kJ／mol，Ⅱ1型干酪根活化能主要分布在260～300kJ／mol，Ⅱ2型干酪根活化能主要分布在260～400kJ／mol，Ⅲ型干酪根的活化能分布在300～500kJ／mol，這與干酪根的顯微組分是有關系的。從生烴轉化表明，Ⅰ型干酪根生烴活化能較低，在Ro值為0.6%左右進入生烴門限，在Ro值為0.90%左右時成烴轉化率達到100%；Ⅱ1型干酪根在Ro值為0.7%左右時開始進入生烴門限，至Ro值為1.2%左右時成烴轉化率達到100%；Ⅱ2型干酪根在Ro值為1.0%左右時開始進入生烴門限，在Ro值為2.3%左右時生烴轉化率達到100%；Ⅲ型干酪根在Ro值為1.3%左右時進入成烴門限，在Ro值為2.5%左右時成烴轉化率達到100%。

圖9 不同類型干酪根的轉化率與Ro值關系圖版

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Simulation Experiment of Open and Closed System of Permian Source Rocks in the Southern Junggar Basin

LIU Hong－jun，ZHANG Zhi-huan，QING Li-ming，ZHU Lei（First Author’s Address：State Key Laboratory for Petroleum Resource and Prospecting，China Univesity of Petroleum，Beijing102249，China；College of Oil and Gas Resources，Xi’an Shiyou University，Xi’an710065，Shannxi，China）

In the south of Junggar Basin，the generation potential of the Permian source rocks were good，part of it reached the assessment standard of high quality with wide exploration prospects.According to the simulation experiment of the open system and closed system，the simulation of the Permian source rock samples of different kinds of kerogen was analyzed from Yaomoshan and Hongyanchi Areas in the east of southern Junggar Basin.The results show that the oil and gas generation quantity of the KerogenⅠis larger than that of KerogenⅡ.Additionally，the generation hydrocarbon evolution of both two kerogens is different.When the Ro ratio is 1.0%，the adsorption oil of KerogenⅠis at the peak，and when theRoratio is 1.3%，the expulsive oil of KerogenⅡis at the peak.The simulation experiment of the open system shows that active energy of different kerogens is different in virtue of their macerals.Alternatively，from the generation hydrocarbon evolution，the generation hydrocarbon transformation of the KerogenⅠis faster and earlier，it is at the peak whenRois about 0.90%，the generation of KerogenⅡandⅢslows down orderly.

open and closed system；hydrocarbon generation simulation；middle Permian source rock；Southern Junggar basin

TE122.1

A

1000-9752 （2012）04-0014-07

2011-09-11

國家重點基礎研究發(fā)展計劃 “973”課題 （2006CB202303）；國家科技重大專項 （2008ZX05002-006）。

劉洪軍 （1974-），男，1998年大學畢業(yè)，博士生，講師，現主要從事石油地質與油氣成藏方面的研究工作。

［編輯］ 宋換新