馬中良, 鄭倫舉, 余曉露, 趙中熙, 李志明

(1.中國石油化工股份有限公司石油勘探開發(fā)研究院無錫石油地質(zhì)研究所,江蘇無錫 214126;2.頁巖油氣富集機(jī)理與有效開發(fā)國家重點實驗室,江蘇無錫 214126;3.國家能源頁巖油研發(fā)中心,江蘇無錫 214126; 4.中國石化油氣成藏重點實驗室,江蘇無錫 214126)

在常規(guī)油氣研究中,烴源巖排烴門限的判別評價一直是石油地質(zhì)學(xué)領(lǐng)域關(guān)注的焦點,以往多在統(tǒng)計的基礎(chǔ)上以能夠生成并排出烴類而形成工業(yè)油氣藏的烴源巖有機(jī)碳下限值作為常規(guī)油氣資源的評價標(biāo)準(zhǔn)[1-4]。由于統(tǒng)計樣本空間的差異,得出的結(jié)果也差別較大,給烴源巖判別和評價帶來較大的不確定性[5-7]。近年來,隨著頁巖油氣勘探開發(fā)熱潮的興起,如何科學(xué)確定烴源巖的有效排烴門限再次引起石油地質(zhì)學(xué)家和地球化學(xué)家的關(guān)注[8-10],如果能夠合理地確定烴源巖的排油門限,對常規(guī)石油和頁巖油的資源評價都有著非常重要的意義[11]。然而由于現(xiàn)今看到的烴源巖是地質(zhì)時間尺度已經(jīng)完成生油氣過程的巖石,測得的有機(jī)碳是殘余有機(jī)碳,很難確定其開始演化時的有機(jī)質(zhì)豐度,而且一個潛在的烴源巖變?yōu)橛行N源巖的排烴門限并非一個常數(shù)[12],它取決于有機(jī)質(zhì)類型、有機(jī)質(zhì)成熟度等其他許多因素的變化。筆者利用無錫石油地質(zhì)研究所自主研發(fā)的“烴源巖地層孔隙熱壓生排烴模擬實驗儀”,開展不同類型、不同有機(jī)碳含量低熟烴源巖地質(zhì)條件約束下的生排油正演模擬實驗,根據(jù)實驗結(jié)果,建立一種烴源巖有效排烴門限的確定方法,確定泥質(zhì)烴源巖的有效排油門限值,并對其在頁巖油勘探的地質(zhì)意義進(jìn)行了探討,以期為常規(guī)石油和頁巖油勘探提供一定的科學(xué)依據(jù)。

1 地質(zhì)條件約束下生排烴模擬實驗

1.1 實驗樣品

實驗樣品主要采自東濮凹陷、泌陽凹陷、白音查干凹陷、吉林樺甸露頭,篩選出5件低成熟、不同有機(jī)質(zhì)類型和豐度的烴源巖樣品,并配制有機(jī)質(zhì)豐度較低的樣品一件,樣品的有機(jī)地球化學(xué)特征見表1。

表1 地層孔隙熱壓生排烴模擬實驗樣品的基本地化特征

1.2 實驗參數(shù)與流程

實驗溫壓參數(shù)的設(shè)定:依據(jù)取樣區(qū)典型井的埋藏演化史,可以獲知實際地區(qū)的埋深與鏡質(zhì)體反射率的關(guān)系,同時根據(jù)前期烴源巖地層孔隙熱壓生排烴模擬實驗儀開展的其他未熟—低熟烴源巖生烴模擬溫度和鏡質(zhì)體反射率的對應(yīng)關(guān)系,以鏡質(zhì)體反射率為橋梁將擬模擬的演化點對應(yīng)到模擬實驗的溫度點,并以對應(yīng)的Ro值來選取不同模擬溫度不同演化階段對應(yīng)的埋深、靜巖壓力和流體壓力值,6件樣品地質(zhì)過程約束下生排油模擬實驗溫壓參數(shù)見表2。

儀器采用自主研發(fā)的烴源巖地層孔隙熱壓生排烴模擬實驗儀[13-15],具體實驗流程和步驟見參考文獻(xiàn)[13]～[15]。排出油由3部分組成:一是當(dāng)生烴系統(tǒng)壓力超過設(shè)定的地層流體壓力值時,開啟閥門使生烴系統(tǒng)壓力維持在設(shè)定值,最終在排烴裝置中收集到的油;二是實驗加溫結(jié)束后待整個反應(yīng)體系溫度降到150 ℃時,打開排烴閥門由生成的氣體攜帶出的輕質(zhì)油;三是烴源巖排到樣品室內(nèi)壁和連接管道空間的油。殘留油是指模擬后的烴源巖殘樣的氯仿瀝青“A”,總生油量是排出油和殘留油之和。

表2 模擬實驗樣品溫壓參數(shù)Table 2 Experimental temperature andpressure parameters

1.3 實驗結(jié)果與討論

排烴門限是指在埋藏演化過程中,烴源巖由于生烴量滿足了自身吸附、孔隙水溶、油溶(氣)和毛細(xì)管飽和等多種形成的殘留需要,并開始以游離相排出的臨界點[5-7],油氣只有在排出源巖后才能對常規(guī)油氣成藏作貢獻(xiàn)。排烴門限并非一個概念性名詞,而是可以加以定性與定量的一個重要地質(zhì)指標(biāo)。由干酪根晚期熱降解生烴的理論模式[6],可知生烴門限主要受有機(jī)質(zhì)的成熟度控制,一般把鏡質(zhì)體反射率Ro達(dá)到0.5%作為臨界點。同樣,排烴門限也可以用某些確定的指標(biāo)來加以定性與定量。常用的排烴門限的識別方法主要有:①源巖生烴潛力變化特征反映排烴門限的存在,在熱解參數(shù)中,S1和S2分別代表游離烴、熱解烴,“S1+S2”反映烴源巖生烴潛能,包含殘存于烴源巖中的烴以及尚未生成的烴,生烴潛力“S1+S2”值的降低意味著烴源巖已達(dá)排烴門限并開始排出烴類,降低點即是排烴門限[6-7];②源巖殘留烴量變化特征反映排烴門限的存在,氯仿瀝青“A”反映烴源巖中的殘存有機(jī)質(zhì),理論上,在熱演化過程中氯仿瀝青“A”值有逐漸增大然后減少的趨勢,在原始烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度和類型保持一致的前提下,氯仿瀝青“A”含量的降低表明烴類的排出,開始降低的點即是排烴門限[6-7]。

然而常用的這些方法需要找到一個較為系統(tǒng)的從未熟—低熟—成熟—高過成熟的自然演化剖面,通過系統(tǒng)采樣分析來查找排烴的臨界點,但排烴受多種因素影響,系統(tǒng)的自然演化剖面又難以尋找,因此給排烴門限的研究帶來一定困難。通過地質(zhì)過程約束下的未熟烴源巖的熱模擬實驗可以建立一個完整的人工演化系列剖面,根據(jù)實驗結(jié)果得知烴源巖在不同演化階段的生、排油量,單位巖石的排油量可以表征烴源巖的排油能力,因此可以直接利用單位巖石的排油量在深度剖面或成熟度剖面的變化來確定排油(烴)門限[16]。

綜合6組地質(zhì)過程約束下的不同類型、不同有機(jī)碳含量烴源巖的熱壓生排油模擬實驗結(jié)果,統(tǒng)計發(fā)現(xiàn),在整個生油演化階段,單位巖石生油量小于5～8 mg/g時基本沒有石油排出,只有單位巖石的生油量大于5～8 mg/g時石油才開始排出,對常規(guī)油氣成藏貢獻(xiàn)較大,因此將單位巖石生油量Q生油量=5～8 mg/g確立為烴源巖發(fā)生有效排油的最低條件(圖1、2)。值得注意的是,此次選擇的是單位巖石的生油量,而不是單位有機(jī)碳的生油量,這是因為以往許多學(xué)者按照單位有機(jī)碳生油量得出的排烴門限值差異較大。如Philippi[17]最早估計了烴源巖吸附石油的數(shù)量,認(rèn)為單位有機(jī)碳吸附油量大概在30～120 mg/g才能發(fā)生有效排油;Tissot等[18]認(rèn)為未熟—低成熟階段單位有機(jī)碳吸附油量基本上小于40 mg/g,生油高峰階段在100～180 mg/g;Sandvik等[19]對以往研究數(shù)據(jù)進(jìn)行復(fù)核后認(rèn)為,發(fā)生排烴的單位有機(jī)碳吸附油量應(yīng)該是100 mg/g;Pepper等[20]通過地球化學(xué)分析得出烴源巖發(fā)生排烴的單位有機(jī)碳吸附油量利用熱解法是100 mg/g,抽提法是200 mg/g;陳建平等[8]對中國大量典型的湖相烴源巖統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)排烴門限時,單位有機(jī)碳吸附油量利用熱解法是100 mg/g,抽提法是250 mg/g?？梢?，以單位有機(jī)碳生油量得出的排油門限不是一個固定值,這可能是由于源巖有機(jī)質(zhì)豐度、類型和烴類轉(zhuǎn)化程度影響的差異。本次研究以單位巖石的吸附量劃定排油門限發(fā)現(xiàn)盡管這6個樣品的有機(jī)質(zhì)類型、豐度等存在差異,但都顯示在單位巖石生油5～8 mg時發(fā)生排油,這也可能意味著用單位巖石的生油量作為烴源巖排油門限的參數(shù)更為合適,避免了有機(jī)質(zhì)豐度、類型的影響。

圖1 不同類型、不同有機(jī)碳含量烴源巖單位巖石生油量變化曲線Fig.1 Oil generarion rate of different types and different organic carbon content of source rock

圖2 不同類型、不同有機(jī)碳含量烴源巖單位巖石排油量變化曲線Fig.2 Oil discharge rate of different types and different organic carbon content of source rock

2 有效排油門限的確定及頁巖油地質(zhì)意義

2.1 有效排油門限的確定方法

由模擬實驗結(jié)果(圖1、2)可知,烴源巖發(fā)生有效排油存在一個最低的生油量門限值,且不同類型、不同有機(jī)碳含量的烴源巖發(fā)生有效排油的演化階段也有較大差異,類型好、有機(jī)碳含量高的烴源巖在更低的演化程度時即可發(fā)生排油。

地質(zhì)條件約束下的烴源巖生排油模擬實驗為有效判別某一地區(qū)某種類型烴源巖在何種演化階段有效排油提供了重要依據(jù),但由于模擬實驗耗時長,往往不可能大量開展研究區(qū)不同類型、不同有機(jī)碳含量的烴源巖生排油模擬實驗來確定某一烴源巖的排油門限。

故在此基礎(chǔ)上,分別選取王24井、查1井、樺甸-3樣品作為Ⅰ型、Ⅱ1型、Ⅱ2型陸相泥質(zhì)烴源巖作為代表性樣品,通過這3個樣品的Ro-Q生油量的關(guān)系,求取生油指數(shù)Io(單位有機(jī)碳的生油量)。具體求取過程為:依據(jù)單位有機(jī)碳生油量為600～800 mg/g的烴源巖為Ⅰ型烴源巖、生油量為500～600 mg/g的烴源巖為Ⅱ1型烴源巖、生油量為400～500 mg/g的烴源巖為Ⅱ2型烴源巖,按照達(dá)到每種類型最低生油量的標(biāo)準(zhǔn)(Ⅰ型烴源巖要求單位有機(jī)碳生油量最低為600 mg/g、Ⅱ1型烴源巖要求單位有機(jī)碳生油量最低為500 mg/g、Ⅱ2型烴源巖要求單位有機(jī)碳生油量最低為400 mg/g),除以遴選的3個代表性樣品的最大生油量,得出一個系數(shù)。3個代表性樣品不同演化階段的單位有機(jī)碳生油量乘以該系數(shù)得出的即是該種類型烴源巖不同演化階段的最低生油指數(shù),也即該類烴源巖單位有機(jī)碳需要達(dá)到的最低生油量(表3)。

表3 不同類型烴源巖Ro-Io生油指數(shù)關(guān)系

根據(jù)表3建立的3種沉積有機(jī)質(zhì)類型烴源巖的Ro-Io關(guān)系,繼而可推算不同類型、不同有機(jī)碳含量的烴源巖TOC-Ro-Q生油量演化模型(圖3～5),根據(jù)統(tǒng)計確定的有效排油門限值為單位巖石生油量Q生油量=5～8 mg/g,得到不同類型、不同有機(jī)質(zhì)豐度的陸相泥質(zhì)烴源巖有效排油門限Ro。

2.2 有效排油門限及其頁巖油地質(zhì)意義

由表4可知,不同類型陸相泥質(zhì)烴源巖達(dá)到排油門限所需要的有機(jī)碳TOC和演化程度Ro具有較大差異,對于同一類型的烴源巖來說,其有機(jī)質(zhì)含量越高,達(dá)到排油門限所需的演化程度越低。在整個生油階段,若Ⅰ型烴源巖的原始有機(jī)質(zhì)含量TOC<1.5%、Ⅱ1型烴源巖的原始有機(jī)質(zhì)含量TOC<2.0%、Ⅱ2型烴源巖的原始有機(jī)質(zhì)含量TOC<2.5%,在整個生油窗內(nèi)都達(dá)不到排油門限,對于常規(guī)油藏研究來說可視為無效烴源巖,生成的油只能滯留在烴源巖層系內(nèi),是頁巖油勘探的有利目標(biāo)。同時,對于一定類型、一定有機(jī)碳含量的烴源巖來說,如果其地質(zhì)過程中未達(dá)到有效排油的門限Ro,也是頁巖油勘探的有利目的層。

圖3 不同有機(jī)碳含量Ⅰ型烴源巖單位巖石生油定量圖版Fig.3 Oil generation quantitative plate of different organic carbon content ofⅠtype source rock

圖4 不同有機(jī)碳含量Ⅱ1型烴源巖單位巖石生油定量圖版Fig.4 Oil generation quantitative plate of different organic carbon content ofⅡ1 type source rock

從另一方面來說,這些未達(dá)到有效排油門限的烴源巖層系經(jīng)歷的演化程度也不會太高,生成的多是大分子的重質(zhì)油,生成的氣體也較少,原油流動性差,開采前景較差。如中國東部古近系湖相泥頁巖,干酪根類型主體以Ⅰ、Ⅱ1為主原始有機(jī)質(zhì)含量較高(平均大于2.0%),在成熟度不超過1.0%時,生成的油含蠟量較高、瀝青質(zhì)/膠質(zhì)較多,而伴生的輕烴與氣態(tài)烴含量較低,因而其彈性能量不足,可流動性較差,出現(xiàn)“口口井見油,口口井不流”的現(xiàn)象。因此,頁巖油的勘探開發(fā)當(dāng)前還是要定位于已發(fā)生過有效排油的烴源巖層系[21],鏡質(zhì)體反射率Ro為1.0%～1.3%,由于熱成熟度的提高,滯留油氣中含有較多的輕質(zhì)油和天然氣,氣油比高,具有更大的“彈性能”,流動性較好,開采前景樂觀。對于未發(fā)生過有效排油的烴源巖層系的石油資源或許可以期許地下原位開采技術(shù),如SHELL公司已開展過油頁巖(未熟烴源巖)的原位加熱轉(zhuǎn)化開采試驗[22-23],雖然由于經(jīng)濟(jì)的原因還未大規(guī)模工業(yè)化,但隨著技術(shù)的進(jìn)步,也是開采這部分頁巖油資源的一種有利手段。

表4 烴源巖有效排油門限標(biāo)準(zhǔn)

3 結(jié) 論

(1)通過地質(zhì)過程約束下不同類型、不同原始有機(jī)質(zhì)豐度的烴源巖生排油模擬實驗,提出了以單位巖石生油量為單位劃定烴源巖排油門限,統(tǒng)計出了烴源巖發(fā)生有效排油的最低生油量門限值為5～8 mg/g。

(2)原始有機(jī)質(zhì)豐度小于1.5%的Ⅰ型烴源巖、小于2.0%的Ⅱ1型烴源巖、小于2.5%的Ⅱ2型烴源巖,在整個生油窗內(nèi)都達(dá)不到排油門限,生成的油只能滯留在烴源巖層系內(nèi);對于一定類型、一定有機(jī)質(zhì)豐度的烴源巖來說,如果其在地質(zhì)過程中未達(dá)到有效排油的門限Ro,生成的油也只能滯留在烴源巖層系;但由于其演化程度低、油品差,當(dāng)前開采前景較差,原位加熱轉(zhuǎn)化開采技術(shù)可能是開發(fā)這部分頁巖油資源的一種有利手段。

(3)頁巖油的勘探開發(fā)當(dāng)前要定位于已發(fā)生過有效排油、鏡質(zhì)體反射率Ro為1.0%～1.3%的烴源巖層系,由于熱成熟的提高,滯留油氣中含有較多的輕質(zhì)油和天然氣,氣油比高,具有更大的“彈性能”,流動性較好,開采前景樂觀。

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