張 帆

（中國石油大慶油田公司勘探開發(fā)研究院）

0 引言

隨著煤成烴理論體系的建立，煤以及在湖沼相環(huán)境中形成的煤系泥巖已成為一類重要的烴源巖而受到人們的關注。目前國內(nèi)外發(fā)現(xiàn)并開采的煤成氣田多數(shù)為高煤階煤層，中低煤階的煤成氣藏、煤成油藏及煤層氣生烴特征及油氣分布規(guī)律研究的較少。

煤系烴源巖有機質(zhì)來源比較復雜，不同的顯微組分生烴特征及對油氣貢獻不同，煤中富氫顯微組分一般認為對成烴貢獻大，且生油門限較早，比如木栓質(zhì)體、樹脂體、基質(zhì)鏡質(zhì)體以及瀝青質(zhì)體在RO值0.4%左右可進入生烴階段，由于煤系源巖為沼澤相沉積，平面上和縱向上非均質(zhì)性明顯，通過對烴源巖的有機巖石學及生物標志化合物等地化特征分析，對于研究烴源巖有機質(zhì)母質(zhì)輸入、古環(huán)境重構(gòu)以及烴源巖的生烴潛力評價有重要意義［1］。在煤系源巖資源評價中，產(chǎn)烴率是個關鍵參數(shù)，開展煤成烴的熱模擬研究工作，加強煤系烴源巖產(chǎn)烴率及生烴過程的研究對資源評價具有重要的作用。

經(jīng)過多年的地質(zhì)研究及勘探實踐，呼和湖凹陷目前已獲得煤成油氣工業(yè)發(fā)現(xiàn)，本次通過對該區(qū)煤系烴源巖地化特征進行綜合研究，并通過熱模擬實驗等方法對煤系源巖的生烴過程及生烴潛力進行評價，深化對該區(qū)油氣資源的認識并指出下步勘探方向。

1 地質(zhì)背景

呼和湖凹陷位于海拉爾盆地東部斷陷帶，為一北東向展布且兩頭窄、中段寬的斷陷型凹陷，長約90～100 km，寬約20～40 km，面積約為2500 km2。呼和湖凹陷總體上為東斷西超的箕狀凹陷，發(fā)育有南北兩個次凹，北部次凹結(jié)構(gòu)寬緩，構(gòu)造相對簡單；南部次凹結(jié)構(gòu)較窄，構(gòu)造復雜。盆地的沉積地層從下往上依次為：古生界，侏羅系興安嶺群，下白堊統(tǒng)銅缽廟組、南屯組、大磨拐河組及伊敏組，上白堊統(tǒng)青元崗組，第三系，第四系；沉積主體是下白堊統(tǒng)。構(gòu)造演化可劃分為3個階段，即：早期快速充填階段（銅缽廟組和南屯組沉積時期）；中期大幅度沉降－穩(wěn)定沉積階段（大磨拐河組沉積時期）；晚期湖盆回升萎縮階段（伊敏組及其后沉積時期）。主要發(fā)育4種沉積體系：湖泊沉積體系、辮狀河三角洲沉積體系、扇三角形沉積體系和重力流沉積體系。煤系地層主要分布在發(fā)育沼澤相沉積的南屯組二段、大磨拐河組二段和伊敏組一段，主要含油氣層系為南屯組、大磨拐河組和伊敏組。

2 煤系烴源巖地球化學特征

2.1 烴源巖基本生烴條件評價

煤系烴源巖的有機質(zhì)豐度變化范圍較大,TOC從0.148%～79.061%，煤層TOC多數(shù)在30%～70%之間，煤系泥巖TOC多數(shù)在1%～5%之間;S1+S2值變化范圍為0.02～207.81 mg/g， 煤層S1+S2多數(shù)在50～300 mg/g之間，煤系泥巖S1+S2多數(shù)在2～10 mg/g之間；氫指數(shù)IH值為4.82～510.28 mg/gTOC，煤層與煤系泥巖氫指數(shù)（HI）多數(shù)都分布在100-300 mg/gTOC之間。該區(qū)煤系烴源巖有機質(zhì)豐度總體達到中等—好烴源巖標準［2］。

從類型來看，呼和湖凹陷烴源巖以腐殖型為主，鏡下顯微組分以鏡質(zhì)體為主，屬于Ⅱ2-Ⅲ型有機質(zhì)，大一和南二段泥巖類型相對較好，有部分為Ⅱ1型。

2.2 烴源巖的地化特征分析

（1）有機巖石學分析

巖石有機顯微組分反映了沉積水體的有機質(zhì)輸入特征及保存條件,烴源巖全巖有機顯微組分的組成特征及含量，尤其是富氫顯微組分不僅可以反映有機質(zhì)豐度,還可反映有機質(zhì)的類型和生烴潛力[3]。通過單偏光及熒光鏡下觀察，煤與煤系泥巖全巖反射光片顯示鏡質(zhì)體發(fā)較強熒光，鏡質(zhì)體條帶上面普遍粘結(jié)熒光碎屑顆粒，經(jīng)反復對比確定為富氫基質(zhì)鏡質(zhì)體，同時還發(fā)現(xiàn)了孢子和角質(zhì)體（圖1），表明該區(qū)煤系烴源巖由富氫顯微組分組成，生烴潛力較大。該區(qū)干酪根鏡檢結(jié)果顯示，典型的Ⅲ型有機質(zhì)在鏡下鑒定的300個點中為100%的鏡質(zhì)體，而Ⅱ2型有機質(zhì)在300個點中有140個腐泥碎屑體，這從定量上解釋了全巖鏡檢的差異。

圖1 呼和湖凹陷煤系源巖全巖鏡檢照片

（2）生物標志化合物分析

從飽和烴色譜參數(shù)來看，各套煤系源巖的Pr/Ph均較高，表明其來源于典型的湖沼相沉積環(huán)境。原油及油砂的Pr/Ph值平均為4.28，煤層Pr/Ph較高，平均值為4.52，南二段泥巖Pr/Ph平均值為2.62，大一段泥巖Pr/Ph較低，平均值小于2，從Pr/Ph值特征來看，呼和湖凹陷原油與南二段的煤層最為接近（圖2）。

煤系源巖飽和烴GC-MS特征：萜烷系列中Ts/Tm接近1，C29αββ構(gòu)型甾烷含量較高，表明源巖處于成熟階段，這與和X1井、和5井2塊樣品實測Ro值分別為1.0%和0.8%是一致的；含一定量三環(huán)萜烷，具C29甾烷系列優(yōu)勢，表明有機質(zhì)有高等植物的輸入[4]；伽馬蠟烷含量低，表明有機質(zhì)沉積于淡水環(huán)境。煤層三環(huán)萜烷（m/z=191圖中保留時間40 min以前部分）含量要更高一些，表明有機質(zhì)中高等植物的輸入更明顯（圖3）。

圖2 呼和湖凹陷原油與各套源巖Pr/Ph對比圖

圖3 呼和湖凹陷煤系源巖飽和烴GC-MS圖

煤系源巖芳烴GC-MS特征：以菲、甲基菲、二甲基菲等系列化合物為主，通過m/z=231和m/z=245譜圖(保留時間70～85 min)能看到三芳甾烷和三芳甲藻甾烷系列化合物，泥巖可見更多的異構(gòu)體，但是在總離子流圖（TIC）上響應弱，表明絕對含量低；煤層TIC圖上基本看不到三芳甾烷 （圖4）。根據(jù)Moldowan等（2005）研究認為三芳甾烷一般起源于水生真核生物，這表明煤層主要來源于高等植物，水生生物貢獻很少[4]。泥巖中三芳甾烷和三芳甲藻甾烷系列化合物豐富，具有一定含量，指示泥巖具有藻類等低等水生生物貢獻，母質(zhì)類型相對較好。

圖4 呼和湖凹陷煤系源巖芳烴GC-MS圖

3 煤系烴源巖的生烴模擬實驗及生烴潛力評價

生烴模擬實驗是進行煤系烴源巖生烴潛力評價的重要手段，不同的實驗條件可以獲取不同的產(chǎn)烴率[5]。目前所采用的實驗方法多以高溫高壓熱模擬為主，根據(jù)需要可以采取封閉和開放體系，為接近地質(zhì)條件還可以適量加水[6-9]。本次通過封閉體系中高壓釜加水和不加水實驗以及開放體系的生烴動力學模擬實驗，研究不同類型烴源巖不同演化階段的生排烴特征，為科學評價該區(qū)煤系烴源巖的生烴潛力提供理論和實驗依據(jù)。

3.1 高溫高壓釜熱模擬實驗

（1）熱模擬實驗方法及樣品選擇

進行施工前，首先，應注漿前對現(xiàn)場施工人員進行詳細的技術交底，并按注漿圖標出鉆孔位置鉆孔，注漿前，檢查設備是否正常，然后確定施工參數(shù)，水泥漿配合比采用水泥∶壓漿劑∶水=1∶0.11∶0.37，水泥漿強度為M50，比原設計襯砌混凝土強度提高。主要的技術參數(shù)詳情見表1。

實驗裝置及實驗條件：

本次采用自行設計研制的高溫高壓熱模擬裝置。裝置采用中頻加熱方式，最高加熱溫度為600℃，反應釜承受最大壓力為50 MPa，采用計算機溫度自動控制系統(tǒng)。

對煤系源巖分別進行不加水和加水兩種熱模擬實驗。樣品粉碎到直徑0.2～0.5 cm的小塊，考慮到煤和泥巖豐度不同，每個溫度點加入樣品量分別為30 g和100 g，對排出油氣進行計量并對其和殘留巖樣進行相關的地球化學分析。

其中不加水實驗溫度點從300℃開始，直到600℃，每隔50℃為一個恒溫點，即在300℃、350℃、400℃、450℃、500℃、550℃、600℃各恒溫24 h，計量各溫度點生成的氣體并進行色譜和同位素等分析。

加水實驗中，樣品放于耐高溫的石英玻璃管中，加入蒸餾水70 mL。由于水的臨界溫度為374℃，實驗溫度不能使水變?yōu)槌R界狀態(tài)，故本次實驗選取300℃、310℃、320℃、330℃、340℃、345℃、350℃、355℃、360℃、365℃等10個溫度點，反應時間均為24 h。實驗結(jié)束冷卻到室溫后進行取氣，將石英管內(nèi)浮于水面上的油作為排出油進行計量，巖石取出后用氯仿淋濾得到表面吸附油，兩者相加即為模擬實驗排出油量。

實驗樣品信息：模擬樣品來自輝1井、和2井、和6井，其中和2井泥巖樣品分2份，一份與輝1井煤樣做不加水實驗，另一份與和6井煤樣做加水熱模擬實驗。

輝1井:南二段煤樣,井深1435.66 m，原始模擬樣品的有機碳含量 (TOC)為58.467%，S1+S2為88.05 mg/g，RO=0.55%,，屬于低成熟Ⅲ型煤。

和2井:南二段煤系泥巖,井深1550.46 m,原始模擬樣品的TOC為5.332%,S1+S2=13.35 mg/g，Ro=0.50%,屬于低成熟Ⅲ型有機質(zhì)。

和6井:南二段煤樣,井深1492.57 m,樣品的TOC為62.605%,S1+S2=112.95 mg/g，Ro=0.67%,屬于低成熟Ⅲ型煤。

（2）不加水實驗中烴源巖產(chǎn)氣率變化特征

輝1井煤樣：從實驗溫度和生氣量關系圖來看（圖5），煤樣總產(chǎn)氣量為174.14 mL/g巖石，生氣潛力較大；換算成質(zhì)量后為104 mg/g巖石，與熱解數(shù)據(jù)S1+S2為88.05 mg/g巖石比較接近，考慮到樣品的非均質(zhì)性，說明本次熱模擬實驗數(shù)據(jù)是可信的。生氣窗很寬，在300℃～500℃均能大量生氣，通過RO分析，對應成熟度分別為0.55%和3%，這說明煤樣有機質(zhì)組成復雜，從低熟到高熟階段均能大量生氣。

和2井煤系泥巖：從實驗溫度和生氣量關系圖來看（圖5），煤系泥巖總產(chǎn)氣量為31.98 mL/g巖石，單位質(zhì)量巖石的產(chǎn)氣量明顯小于煤樣；生氣窗同樣很寬，直到600℃，表明煤系泥巖與煤層特征相似，有機質(zhì)組成復雜，生烴組分多。泥巖與煤樣不同的是，400℃以后才開始大量成氣，這應該是由于泥巖中的腐泥碎屑體生烴較晚所致。

圖5 呼和湖凹陷煤系源巖不加水熱模擬實驗生氣模板

（3）加水實驗中烴源巖產(chǎn)烴率變化特征

從產(chǎn)烴模板圖來看（圖6），和6井煤樣總產(chǎn)氣量為44.19 mg/g巖石，總排油量為0.80 mg/g巖石，總產(chǎn)烴量達到44.99 mg/g巖石；和2井煤系泥巖總產(chǎn)氣量為0.90 mg/g巖石，總排油量為0.21 mg/g巖石，總產(chǎn)烴量為1.11 mg/g巖石，單位質(zhì)量的煤巖排油量是泥巖4倍，生氣量是泥巖的40多倍，可見單位質(zhì)量的煤層生烴量遠大于煤系泥巖，由于本區(qū)煤層厚度大分布范圍廣，因此煤層對呼和湖凹陷油氣成藏的貢獻很大。 從生烴過程來看，煤樣從330℃以后開始明顯生排烴，而泥巖要滯后一些，350℃以后才開始大量生排烴，這與不加水模擬實驗相似。

圖6 呼和湖凹陷煤系源巖加水熱模擬實驗生烴模板

由于地質(zhì)條件下原油的初次運移是在含水條件下以游離相為主發(fā)生的，因此加水實驗更能反映油的生成和排出，從本次實驗來看，單位質(zhì)量的煤巖排油量是泥巖的4倍，遠小于產(chǎn)氣量的差異，這表明泥巖相對而言更傾油一些；氣在地質(zhì)條件下的運移相態(tài)多樣，因此不加水實驗更能反映氣的生成，從本次實驗來看，單位TOC的產(chǎn)氣量煤巖要小于泥巖，但由于煤的TOC一般在40%～50%以上，為泥巖的十幾倍以上，因此單位質(zhì)量煤的產(chǎn)氣量要遠大于泥巖，呼和湖凹陷發(fā)育幾十米至上百米厚的煤層，在南北洼槽分布面積大，因此該區(qū)具備以煤為主生成的煤成氣資源、煤和泥巖共同生成的煤成油資源。

3.2 Rock-Eval開放體系生烴動力學研究

開放體系有機質(zhì)成烴實驗采用Rock-Eval 6型熱解儀,分別在升溫速率為5℃/min、10℃/min、30℃/min條件下,從200℃升溫至700℃，實時記錄產(chǎn)物量,即可得到產(chǎn)烴率和轉(zhuǎn)化率與溫度的關系。同時利用OPTKIN軟件擬合不同溫度下的反應速率常數(shù)得到指前因子及活化能分布數(shù)值。

煤和煤系泥巖的活化能分布范圍廣，輝1井煤樣與和2井泥巖的活化能分布范圍分別為159～301 kJ/mol和142～285 kJ/mol（圖7），表明有機質(zhì)組成復雜；煤比泥巖更加分散，這與鏡下顯微組分及生物標志化合物揭示的特征相吻合。煤系源巖存在較低的活化能（圖上小于200 kJ/mol的部分），表明該區(qū)煤系源巖在較低成熟度下即有一定生烴能力。如前所述，在高溫高壓熱模擬實驗中，溫度300℃（Ro為0.5%）時輝1井煤樣也有大量氣體生成，表明該區(qū)煤層能在較低成熟度下生氣，故本區(qū)中低煤階煤層如大磨拐河組二段煤層具備形成煤層氣資源條件[10-11]。

圖7 呼和湖凹陷煤系源巖活化能分布圖

4 結(jié)論

（1）該區(qū)煤系烴源巖有機質(zhì)豐度總體達到中等—好烴源巖標準；有機質(zhì)類型以腐殖型為主,氫指數(shù)大部分在100～300 mg/gTOC之間，鏡下顯微組分以基質(zhì)鏡質(zhì)體為主；大部分烴源巖處于中低煤階。

（2）本區(qū)煤系烴源巖地化特征總體表現(xiàn)為高姥植比、含較高三環(huán)萜烷、具C29甾烷系列優(yōu)勢、三芳甾烷含量低等特點，煤比煤系泥巖特征更為典型，反映煤系源巖來源于相似的沉積環(huán)境，煤層主要來源于高等植物，而泥巖除了高等植物還有水生生物的輸入。

（3）分別應用高溫高壓釜和Rock-Eval生油巖評價儀進行熱模擬實驗和開放體系生烴動力學研究，熱模擬實驗總產(chǎn)烴量與熱解生烴潛量基本一致。煤系源巖生烴范圍寬，生烴潛力較大，體現(xiàn)了煤系有機質(zhì)多階段生烴的特點，證實該區(qū)具備形成規(guī)模油氣儲量的資源基礎。煤巖由于豐度高，不論是排油量還是生氣量都比泥巖要高出一個數(shù)量級，因此煤層對呼和湖凹陷油氣成藏的貢獻很大。由于煤系源巖有機質(zhì)組成復雜，存在較低的活化能，在低煤階（Ro<0.6%）即有一定的生烴能力，故本區(qū)中低煤階煤層如大磨拐河組二段煤層具備形成煤層氣資源條件。該區(qū)煤層厚度較大分布范圍廣，應圍繞煤層進行煤成氣藏、煤成油藏和煤層氣勘探。

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