范柏江，同世凱，晉 月，霍萍萍，王一琳

(延安大學(xué) 石油工程與環(huán)境工程學(xué)院，陜西 延安 716000)

石油與天然氣產(chǎn)業(yè)是國民經(jīng)濟(jì)的重要支柱產(chǎn)業(yè)[1-3]。當(dāng)前，國內(nèi)的油氣開發(fā)形勢已經(jīng)趕不上油氣消耗的需求。僅石油而言，我國的對外依存度已經(jīng)超過了64%，即國內(nèi)消耗的石油中有超過六成依靠進(jìn)口[4]。根據(jù)當(dāng)前的趨勢預(yù)測，對石油天然氣的需求缺口必將越來越大[5]。由此可見，中國亟待尋找后備的石油與天然氣資源，以滿足日益增長的油氣消費(fèi)需要。

金昌坳陷位于中國西部的潮水盆地。由圖1可見，金昌坳陷的面積相對其它坳陷較小，但金昌坳陷勘探程度偏低，該坳陷究竟有多大的石油資源潛力尚不清楚。然而，從沉積體系的發(fā)育來看，中侏羅統(tǒng)具有較好的烴源巖條件[6]。其中，中侏羅統(tǒng)新河組(J2x)、青土井組(J2q)和芨芨溝組(J1j)都廣泛發(fā)育深色的泥巖，是潛在的烴源巖層系。本研究基于烴源巖的評價與分析，試圖評價該區(qū)的石油資源量，為深入的油氣勘探提供參考。

圖1 潮水盆地構(gòu)造單元區(qū)劃圖

1 烴源巖發(fā)育特征

金昌坳陷的潛在烴源巖僅在于中侏羅統(tǒng)的新河組(J2x)、青土井組(J2q)和芨芨溝組(J1j)，三套潛在烴源巖以暗色泥巖為主。由于芨芨溝組目前尚采集到烴源巖樣品，沒有詳實的數(shù)據(jù)支撐該層段的研究，因此本次針對新河組和青土井組開展了研究。

1.1 有機(jī)質(zhì)豐度

采用通用的有機(jī)碳燃燒方法(具體選用Vario TOC型儀器)開展了有機(jī)碳含量測試；采用巖石熱解儀(具體選用Rock-eval型熱解儀)開展了熱解參數(shù)的測試。測試結(jié)果表明，金昌坳陷新河組烴源巖的有機(jī)碳含量分布在0.18%～7.61%之間，平均數(shù)值為2.77%；生烴潛量的數(shù)值分布在0.09%～19.85%之間，平均數(shù)值為5.05 mg/g；氫指數(shù)平均數(shù)值為97.97 mg HC/g TOC；有機(jī)質(zhì)豐度總體較高。金昌坳陷青土井組烴源巖的有機(jī)碳含量分布在0.19%～53.59%之間，平均數(shù)值為10.23%；生烴潛量的分布在0.07%～119.17%之間，平均數(shù)值為18.01 mg/g；生烴潛量平均數(shù)值為125.9 mg/g。按照低熟-成熟烴源巖的評價與識別標(biāo)準(zhǔn)[6]，青土井組和新河組烴源巖整體上屬于好烴源巖，具有相對較好的生烴品質(zhì)。

基于測試結(jié)果，分別編制了新河組烴源巖與青土井組烴源巖的有機(jī)碳含量平面分布(圖2)。由圖2可見，在平面分布上，新河組烴源巖的有機(jī)碳含量高值區(qū)主要位于坳陷的北部與南部，北部的最高TOC可高于2.0%；南部的最高TOC可高于1.0%。青土井組烴源巖的有機(jī)碳含量高值區(qū)主要位于坳陷的北部與中部，北部的最高TOC可高于2.0%；中部的最高TOC可高于1.0%。

圖2金昌坳陷烴源巖暗色泥巖TOC分布圖

1.2 有機(jī)質(zhì)類型

新河組和青土井組烴源巖，干酪根有機(jī)顯微組分構(gòu)成上不僅包括腐泥無定形體(和藻類體)、腐殖無定形體，還包括鏡質(zhì)組顯微組分和惰質(zhì)組顯微組分。整體而言，新河組烴源巖和青土井組烴源巖，腐泥無定形體和藻類體含量相對較高[6][7]。

圖3為巖石熱解數(shù)據(jù)識別有機(jī)質(zhì)類型的圖版，由該圖可見新河組烴源巖與青土井組烴源巖的差異不大。在Tmax分布上看，兩套烴源巖主體上處于430℃～450℃之間，大致對應(yīng)于低成熟-中等成熟的熱演化階段。但是，新河組烴源巖具有部分高氫指數(shù)樣品分布，而青土井組烴源巖的氫指數(shù)基本低于250 mg HC/g TOC(圖3)[7]。依據(jù)巖石熱解數(shù)據(jù)可以判斷，新河組烴源巖的有機(jī)質(zhì)類型以Ⅱ2型和Ⅲ型有機(jī)質(zhì)為主，含有少量Ⅱ1型有機(jī)質(zhì)；青土井組有機(jī)質(zhì)類型則基本上為Ⅱ2型和Ⅲ型有機(jī)質(zhì)(圖3)。

圖3 金昌坳陷烴源巖有機(jī)質(zhì)類型分布[7]

1.3 有機(jī)質(zhì)成熟度

鏡質(zhì)體反射率(Ro)是反映有機(jī)質(zhì)成熟度的有效指標(biāo)之一。盡管金昌坳陷的鉆井極少，實測鏡質(zhì)體反射率數(shù)據(jù)不夠豐富，但由于研究區(qū)面積小，烴源巖的埋深差異不甚劇烈，已有井的熱成熟度基本可以反映全區(qū)烴源巖的熱成熟度。選取金昌坳陷Y1井1700 m埋深至3000 m埋深的烴源巖進(jìn)行了鏡質(zhì)體反射率的測定。基于六個樣品的測試發(fā)現(xiàn)，鏡質(zhì)體反射率的數(shù)值變化范圍在0.6%～0.8%之間，反射率的平均數(shù)值為0.68%。上述鏡質(zhì)體反射率大致對應(yīng)于低成熟-中等成熟的熱演化階段。由此可見，鏡質(zhì)體反射率數(shù)據(jù)與巖石熱解數(shù)據(jù)的解釋結(jié)果相一致。

基于現(xiàn)有的鏡質(zhì)體反射率數(shù)據(jù)，結(jié)合烴源巖的厚度展布，分別編制了新河組烴源巖與青土井組烴源巖的鏡質(zhì)體反射率(Ro)平面分布(圖4)。由圖4可見，金昌坳陷新河組烴源巖存在兩個熱成熟高值區(qū)，分別位于坳陷的北部與南部，北部的最高Ro可達(dá)到0.7%；南部的最高Ro可達(dá)到0.8%。青土井組烴源巖存在一個熱成熟高值區(qū)，其位于坳陷的中部，最高Ro可達(dá)到1.0%。

1.4 烴源巖發(fā)育規(guī)模

基于野外露頭資料、結(jié)合地震資料編制了新河組烴源巖與青土井組烴源巖的厚度分布(圖5)。由圖5可見，在坳陷內(nèi)部，新河組烴源巖分布較廣，僅在西北地區(qū)以及南部局部地區(qū)出現(xiàn)尖滅。但是，新河組烴源巖的沉積厚度較薄，一般厚度僅有50～100 m。新河組烴源巖存在兩個較大的厚度分布中心，兩個厚度中心的烴源巖最大厚度均大于150 m。青土井組烴源巖分布亦較廣，僅在北部和南部的局部地區(qū)出現(xiàn)尖滅。青土井組烴源巖也存在兩個較大的厚度分布中心。其中，位于北部的厚度中心烴源巖的最大厚度僅僅超過100 m，位于南部的厚度中心烴源巖的最大厚度超過150 m。

圖4金昌坳陷烴源巖暗色泥巖Ro分布圖

圖5 金昌坳陷烴源巖暗色泥巖厚度分布

2 烴源巖生油量模擬

在地質(zhì)過程中，烴源巖的埋藏演化、地質(zhì)熱作用的變化是直接控制其生油氣能力的地質(zhì)要素。因此，在生油量模擬過程中，首先要進(jìn)行埋藏歷史和熱歷史的的恢復(fù)，基于埋藏歷史和熱歷史，結(jié)合烴源巖的基本地球化學(xué)特征即可獲得生油氣的能力。

基于前人總結(jié)的研究區(qū)的地質(zhì)演化背景[8-10]，結(jié)合本次實測的基本地質(zhì)參數(shù)，恢復(fù)了金昌坳陷的埋藏歷史及熱演化歷史。埋藏歷史的恢復(fù)方法采用普遍使用的回剝法?；貏兎ㄊ歉鶕?jù)沉積物的壓實原理，從已知的單井分層參數(shù)出發(fā)，按照地質(zhì)年代由新到老的順序逐層回剝計算[11]。生烴史恢復(fù)主要基于鏡質(zhì)體反射率的大小是鏡質(zhì)體經(jīng)歷的熱歷史的函數(shù)。根據(jù)某一地層的埋藏歷史和其所經(jīng)歷的溫度，利用這一函數(shù)關(guān)系即可計算出其鏡質(zhì)體反射率的演化過程。目前已有多種用于計算鏡質(zhì)體反射率的理論模型例如EASY%Ro模型和TTI模型[12]。由于研究區(qū)勘探數(shù)據(jù)較少，本次選擇采用了TTI模型。熱流數(shù)值依據(jù)部分實測數(shù)據(jù)結(jié)合綜合模擬確定。基于上述方法原理，由此獲得了研究區(qū)的埋藏史參數(shù)和熱歷史參數(shù)(表1)。

表1 金昌坳陷埋藏史及熱史基本參數(shù)

圖6 金昌坳陷埋藏歷史與熱演化歷史

基于埋藏史參數(shù)和熱歷史參數(shù)，開展了熱演化歷史的模擬。從圖6的模擬結(jié)果可見，在距今140 Ma以前，研究區(qū)整體上為不斷沉降接受沉積的過程，青土井組和新河組烴源巖的埋藏深度較大，此時的最大埋藏深度接近2500 m。距今140 Ma至距今100 Ma，研究區(qū)整體上為構(gòu)造抬升，地層遭受剝蝕的過程，地層剝蝕厚度達(dá)到249 m。距今100 Ma以來，研究區(qū)整體上為再次沉降并接受沉積的過程，青土井組和新河組烴源巖的埋藏深度在現(xiàn)今達(dá)到最大，此時的埋藏深度接近3000 m?，F(xiàn)今時期，芨芨溝組、青土井組和新河組烴源巖的地層溫度變化范圍在120～140℃之間，鏡質(zhì)體反射率在0.7%-1.3%之間，烴源巖普遍進(jìn)入弱成熟-中等的熱演化階段(圖6)。

將埋藏歷史參數(shù)、熱歷史參數(shù)、烴源巖地化參數(shù)整合入Basinmold軟件模擬系統(tǒng)，依賴精細(xì)的網(wǎng)格單元化處理，即可獲得烴源巖的生油強(qiáng)度參數(shù)。金昌坳陷烴源巖的生烴模擬結(jié)果表明，青土井組烴源巖的生烴強(qiáng)度較大，新河組烴源巖的生烴強(qiáng)度較小。青土井組烴源巖的累積生油強(qiáng)度大約為28.0 mg/g TOC；新河組烴源巖的累積生油強(qiáng)度大約為24.0 mg/g TOC。與陸相沉積普遍的生油強(qiáng)度強(qiáng)度相比較，該生油強(qiáng)度相對較弱。

3 石油資源評價

根據(jù)新一輪全國油氣資源評價制定的石油運(yùn)聚系數(shù)的計算原則[13]，需要對不確定地質(zhì)因素依據(jù)概率評估進(jìn)而計算石油資源量?；谏鲜鲈瓌t，對各套烴源巖分別計算了不同概率下的運(yùn)聚系數(shù)，包括5%、50%、95%三個概率下的石油運(yùn)聚系數(shù)(表2)。將石油運(yùn)聚系數(shù)與生油量模擬結(jié)果相結(jié)合，獲得了金昌坳陷的石油資源量。金昌坳陷的石油資源量總計3550.9×104t(期望值)(表2)。其中，青土井組的石油資源量3544.2×104t(期望值)，新河組的石油資源量6.7×104t(期望值)(表3)。潛在含油地區(qū)內(nèi)的石油資源豐度(石油資源量與其分布面積的比值)為2.7×104t/km2。

中國陸上石油資源的資源豐度差別極大，業(yè)界普遍將其劃分為四個等級[14]。石油資源豐度大于30×104t/km2的地區(qū)為高豐度地區(qū)；石油資源豐度大約(10～30)×104t/km2的地區(qū)為中豐度地區(qū)；石油資源豐度大約(5～10)104t/km2的地區(qū)為低豐度地區(qū)；石油資源豐度小于5×104t/km2的地區(qū)為特低豐度地區(qū)[14]。高豐度地區(qū)往往能形成富油氣盆地，如渤海灣盆地。中豐度地區(qū)往往能形成中等油氣盆地，如二連盆地。低豐度地區(qū)形成的油氣資源往往有限。研究區(qū)屬于典型的特低豐度地區(qū)，油氣資源潛力弱，僅在局部構(gòu)造地區(qū)可能形成規(guī)模性的油氣資源(表4)。由此可見，金昌坳陷盡管具備發(fā)育烴源巖的地質(zhì)條件，能夠形成一定的石油資源，但石油資源豐度低，油氣資源潛力弱，針對該地區(qū)的勘探與開發(fā)存在風(fēng)險。

表3 金昌坳陷石油運(yùn)聚系數(shù)計算結(jié)果

表4 金昌坳陷石油資源量計算結(jié)果

4 結(jié)論

金昌坳陷青土井組和新河組烴源巖，在有機(jī)質(zhì)豐度上達(dá)到好烴源巖標(biāo)準(zhǔn)；熱演化程度低，處于低熟-中等成熟范圍；有機(jī)質(zhì)類型Ⅱ2型和Ⅲ型為主。

青土井組烴源巖的生烴強(qiáng)度較大，累積生油強(qiáng)度大約為28.0 mg/g TOC；新河組烴源巖的生烴強(qiáng)度較小，累積生油強(qiáng)度大約為24.0 mg/g TOC。

金昌坳陷的石油資源量總計3550.9×104t，潛在含油地區(qū)內(nèi)的石油資源豐度為2.7×104t/km2，具備一定的石油資源潛力，但存在一定的勘探風(fēng)險。