准噶尔盆地南缘中二叠统烃源岩封闭体系与开放体系生烃模拟试验研究

刘洪军 中国石油大学 （北京）油气资源与探测国家重点实验室，北京102249 西安石油大学油气资源学院，陕西 西安710065

张枝焕 （中国石油大学 （北京）油气资源与探测国家重点实验室，北京102249）

秦黎明 （中国石化石油工程技术研究院，北京100101）

朱 雷 （中国石油大学 （北京）油气资源与探测国家重点实验室，北京102249）

准噶尔盆地南缘中二叠统烃源岩封闭体系与开放体系生烃模拟试验研究

刘洪军 中国石油大学 （北京）油气资源与探测国家重点实验室，北京102249 西安石油大学油气资源学院，陕西 西安710065

张枝焕 （中国石油大学 （北京）油气资源与探测国家重点实验室，北京102249）

秦黎明 （中国石化石油工程技术研究院，北京100101）

朱 雷 （中国石油大学 （北京）油气资源与探测国家重点实验室，北京102249）

准噶尔盆地南缘地区二叠系烃源岩生烃潜力较好，部分层段达到优质烃源岩标准，勘探前景广阔。选取了南缘东部野外妖魔山和红雁池地区的野外地质剖面中二叠统不同类型干酪根的烃源岩样品，进行了开放体系与封闭体系的生烃模拟试验的研究。密闭体系的生烃模拟试验表明，南缘二叠系烃源岩Ⅰ型干酪根生油量与生气量均较高，好于Ⅱ型。并且二者的生烃演化过程也不同，Ⅰ型干酪根的镜质体反射率Ro值在1.0%左右时，吸附油量达到高峰，Ro值在1.3%左右时，排出油量达到高峰；Ⅱ型干酪根的Ro值在1.0%左右时，排出油量与吸附油量均达到高峰。开放体系模拟试验表明，不同类型干酪根的活化能存在差异，与干酪根的显微组分有关，并且从生烃转化表明，Ⅰ型干酪根的生烃转化早、快，在Ro值为0.90%左右时达到生烃高峰，Ⅱ型与Ⅲ型干酪根依次变慢。

封闭与开放体系；生烃模拟；中二叠统烃源岩；准噶尔盆地南缘

前人对烃源岩的定量的表征方法主要包括生烃模拟试验和盆地模拟两种方法，生烃模拟试验包括开放体系与封闭体系两种环境。开放体系与封闭体系的生烃模拟试验可以快速评价烃源岩干酪根的生油气潜力，并且通过其转化率来定量分析研究区的资源潜力，能够获取烃源岩的生烃动力学参数、指前因子和活化能，从简单的生烃总包反应、生油生气的平行反应至多种组分及其同位素的动力学模型的参数均可获得；此种方法迅速推广，成为烃源灶定量表征的主要方法，并且通过此方法还可以建立烃源灶的生烃演化与油气成藏的匹配关系［1～8］。对于盆地模拟而言，仍然需要生烃模拟试验来求取生烃动力学参数便于计算。因此，生烃模拟试验成为研究烃源岩生烃潜力的主要手段，为后期的资源量的评估奠定基础。对整个准噶尔盆地而言，二叠系烃源岩生烃潜力极好，油源贡献分布广，西北缘、腹部及东部多数区域油气主要来源于二叠系烃源岩，然而在南缘却未发现来源于二叠系的大型油气田，从野外的地质剖面比如妖魔山、红雁池以及大龙口剖面均可发现优质烃源岩层段。由此，笔者通过生烃模拟试验方法来研究二叠系烃源岩的生烃潜力的变化，为今后的油气勘探起指导作用。

1 地质背景

准噶尔盆地是我国西北部大型的含油气盆地，地处中亚腹地，总体形状为三角形，东西长、南北窄，其南缘主要为准噶尔盆地山前断裂带，西起精河，东至吉木萨尔，北至昌吉凹陷。南缘地区受后期的喜山运动的影响，构造活动强烈，自南向北发育三排构造带，形成了多个小型低幅度圈闭构造，分布有多个小型油气田，比如卡因迪克、呼图壁、安集海、玛纳斯、吐谷鲁、霍尔果斯、西湖、托斯台等气田［9～13］。前人研究表明，南缘地区发育多个油气成藏组合［11～13］，烃源岩主要为侏罗系和白垩系，其次为二叠系。从北部的昌吉凹陷以及南缘东部野外地质剖面均表明，二叠系烃源岩生烃潜力较好，并且早已达到生烃高峰阶段，然而在南缘并未发现来源于二叠系的大型油气田。由此，准噶尔盆地南缘地区具有较好的勘探前景。

2 试验条件

封闭体系的模拟试验采用胜利油田地质科学研究院的高压釜热模拟试验装置。选取了准噶尔盆地南缘中二叠统芦草沟组 （P2l）的2个野外露头样品，有机质类型分别为Ⅰ型与Ⅱ型，样品的Ro值低 （用于模拟试验样品基本的情况见表1），可满足模拟整个烃源岩演化与生烃特征的要求。通过试验可以得到不同演化程度下烃源岩的生烃特征，并且确定其内在物质基础的变化特征以及含有的生物标志物的相对含量与参数的演化特征。

表1 热模拟试验样品的常规地球化学参数

图1 封闭体系热模拟试验装置

封闭体系的试验装置见图1，高压釜由GH4169高温合金制造，指标温度高达800℃，内部流压可达100MPa，试验温度点 分 别 为 300、325、350、400、450、500℃，每个温度点加热24h。试验过程结束后的气体与热解油分别收集，气体采取冷却后收集，残留热解油则用氯仿萃取后收集，并且将其进行族组分分离，饱和烃与芳烃采用气相色谱－质谱分析。残渣分别作有机碳与热解分析，并获取干酪根，测定Ro值。

开放体系的模拟试验采用中国石油大学 （北京）的Rock-Eval岩石热解仪进行，模拟试验研究的目的在于获取用于表征二叠系烃源岩的生烃动力学参数。试验采用4个升温速率，在不同的升温条件下，建立生烃转化率与温度的关系，求取活化能与指前因子等生烃动力学参数。每一样品在200℃恒温加热5min之后除去烃源岩内在的吸附烃，之后从200℃起，在不同的升温速率下程序升温至600℃，试验过程采用4种不同升温速率：10、20、30、50℃／min。所选取样品的常规地球化学参数如表2所示，所选取的试验样品为准噶尔盆地南缘野外地质剖面的中二叠统芦草沟组 （P2l）与红雁池组 （P2h）的16块样品。

3 结果与讨论

3.1 封闭体系生烃热模拟试验

YM-8样品 （Ⅱ2型干酪根）在300、325、350、400、450、500℃的6个温度点模拟试验得到残渣的Ro值分别为0.55%、0.69%、0.75%、1.31%、2.02%、2.23%。热解油的排油量和吸附量与Ro值的关系如图2（a）所示，在Ro＝0.55%时，排油量较低，吸附量较高；随Ro值增加，排油量与吸附量（由氯仿沥青 “A”表征）均增加，在Ro＝0.9%左右时，排出油量与吸附油量均达到高峰，吸附油量要略高于排出油量，其后吸附油量较低，而排出油量下降不明显；至Ro值达到2.0%左右时，排出油量仍达1.5mg／g。

表2 模拟样品的常规地球化学评价参数分布表

图2 模拟样品的液态产物含量与Ro关系图

图3 模拟样品气态产物的变化特征

DLK-28样品 （Ⅰ 型干酪根）在 300、325、350、400、450、500℃共6个温度点模拟试验得到残渣的Ro值分 别 为 0.7%、0.75%、0.85%、 1.22%、 1.88%、2.22%。热解油的排油量和吸附量与Ro值的关系如图2（b）所示，从图中可以看出，油页岩的生排烃模式不同于泥岩样品，Ro值在0.5%左右时，吸附油量与排出油量均较低；随演化程度的增加，Ro值在0.8%左右时，吸附油量达到高峰，而此时排出油量并未达到高峰；在Ro值在1.3%左右时，吸附量已经很低，而排出油量达到高峰，最高值40mg／g；之后排出油量缓慢降低，在Ro值达到2.0%左右时，几乎无排油量与吸附油量。

气态产物包括甲烷、乙烷、丙烷、丁烷和戊烷，并且检测到了CO2与N2。

YM-8样品气态产物与Ro值关系如图3（a）所示，从图中可以看出，甲烷、乙烷与丙烷的产率随着Ro值增大逐渐增大，其中甲烷的产率持续增加，而戊烷的产率在Ro值为1.2%左右达到峰值，丁烷在Ro值为1.9%左右达到峰值。甲烷最高累积产率在1.0%左右，总气累积产率在2.2%左右，CO2累积产率在2.0%左右，烷烃气体与CO2的产率在Ro值大于1.0%之后均有迅速增加的趋势。

DLK-28样品气态产物与Ro值关系如图3（b）所示，从中可以看到，甲烷、乙烷的产率随Ro值的增大而增加，而丁烷与丙烷的产率在Ro值为2.0%左右达到峰值，戊烷的产率在Ro值大于1.3%左右达到峰值，CO2的产率随Ro值增加而增加，烷烃类气体在Ro值大于2.1%之后迅速增加。总累积产率达到8%，CO2的累积产率达到2%。

图4 不同升温速率下温度与生烃率曲线

3.2 开放体系生烃模拟试验

试验结果表明，二叠系泥岩生烃率与热解温度存在较好的拟合关系 （图4），生烃高峰时刻温度一般在300～500℃。并且可根据不同的升温速率下程序控温得到的4条曲线，求取不同类型干酪根的生烃动力学的活化能与指前因子。

Ⅰ型干酪根的活化能主要分布在240～300kJ／mol，其中YM22样品 （图5（d））活化能分布最为集中，活化能主频240kJ／mol；其余3个样品相对频散，主频也主要分布在240、260与280kJ／mol。同一类型干酪根的活化能的差异可能主要是由显微组分的含量差异引起，YM22样品显微组分主要以层状浮游藻类体为主，陆源碎屑物质含量较低，活化能相对集中；而其余3个样品或多或少的含有少量的陆源碎屑物质，且多为孢子体与壳屑体，导致活化能分布相对频散 （图5）。

图5 含Ⅰ型干酪根的泥岩活化能分布图

Ⅱ1型干酪根活化能主要分布在260～300kJ／mol，主频为260kJ／mol与280kJ／mol，与Ⅰ型干酪根相比活化能分布相对更加频散，并且出现活化能的高值分布频率要高一些 （图6）。样品的全岩显微组分表明，多数样品的藻类体的含量不高，主要为陆源碎屑物质的孢子体、壳屑体以及少量的镜质体，需要的活化能要高一些。如图7所示，Ⅱ2型干酪根活化能主要分布在260～400kJ／mol，主频为280与300kJ／mol，最高值达到1000kJ／mol，样品中显微组分多为陆源高等植物的碎屑，比如孢子体、壳屑体与镜质体，几乎无藻类体的分布，Ⅱ2型干酪根需要的活化能比Ⅱ1型要高。

图6 含Ⅱ1型干酪根的泥岩活化能分布图

Ⅲ型干酪根的活化能分布在300～500kJ／mol，最高值为1000kJ／mol，样品显微组分多为镜质体与壳屑体，孢子体的含量不高，富氢组分的含量较低，化学反应需要的活化能更高 （图8）。

在上述动力学参数描述的基础上，该次研究引用了串联一级反应模型，计算含不同类型干酪根的泥岩样品的成烃转化率。串联一级反应模型可以视为干酪根热解过程中的一系列串联的具有不同活化能和指前因子的一级反应，如下式：

式中，XA为干酪根成烃转化率，%；t为干酪根热降解反应时间；T为干酪根热降解反应温度，K；A为干酪根热降解反应的视频率因子；E为干酪根热降解反应的表观活化能，kJ／mol；R是通用气体常数，R＝8.314J／（mol·K）。结合古地表温度、古地温梯度和地质过程经历的时间等资料，以及由试验过程中建立E＝E（X）与A＝A（X）关系式，即可获得地层埋深过程中的干酪根成烃转化率，最后可根据深度与Ro值的关系取得Ro值与干酪根转化率的关系图。

Ⅰ型干酪根生烃活化能较低，在Ro值为0.6%左右进入生烃门限，在Ro值为0.90%左右时成烃转化率达到100%；Ⅱ1型干酪根在Ro值为0.7%左右时开始进入生烃门限，至Ro值为1.2%左右时成烃转化率达到100%；Ⅱ2型干酪根在Ro值为1.0%左右时开始进入生烃门限，在Ro值为2.3%左右时成烃转化率达到100%；Ⅲ型干酪根在Ro值为1.3%左右时进入生烃门限，在Ro值为2.5%左右时成烃转化率达到100% （图9）。

图7 含Ⅱ2型干酪根的泥岩活化能分布图

图8 含Ⅲ型干酪根的泥岩活化能分布图

4 结 论

1）密闭体系的生烃模拟试验表明，南缘二叠系烃源岩Ⅰ型干酪根生油量与生气量均较高，好于Ⅱ型干酪根，并且二者的生烃演化过程也不同，Ⅰ型干酪根在Ro值在1.0%左右时，吸附油量达到高峰，而此时排出油量并未达到高峰；在Ro值在1.3%左右时，吸附量已经很低，而排出油量达到高峰，之后排出油量缓慢降低，在Ro值达到2.0%左右时，几乎无排油量与吸附油量；而Ⅱ型干酪根在Ro＝1.0%左右时，排出油量与吸附油量均达到高峰，吸附油量要略高于排出油量，其后吸附油量较低，而排出油量下降不明显。

2）开放体系试验表明，不同类型干酪根的活化能存在差异。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，这与干酪根的显微组分是有关系的。从生烃转化表明，Ⅰ型干酪根生烃活化能较低，在Ro值为0.6%左右进入生烃门限，在Ro值为0.90%左右时成烃转化率达到100%；Ⅱ1型干酪根在Ro值为0.7%左右时开始进入生烃门限，至Ro值为1.2%左右时成烃转化率达到100%；Ⅱ2型干酪根在Ro值为1.0%左右时开始进入生烃门限，在Ro值为2.3%左右时生烃转化率达到100%；Ⅲ型干酪根在Ro值为1.3%左右时进入成烃门限，在Ro值为2.5%左右时成烃转化率达到100%。

图9 不同类型干酪根的转化率与Ro值关系图版

［1］Tissot B P，Welte D H.Petroleum formation and occurrence［M］.New York：Springer-Verlag，1984.

［2］Ungger P，Pelet R.Extrapolation of the kinetics of oil and gas formation from laboratory experiments to sedimentary basins［J］.Nature，1987，327：52～54.

［3］Sweeney J J，Burnham A K.Evolution of a simple model of vitrinite reflectance based on chemical kinetics ［J］.AAPG Bulletin，1990，74 （10）：1559～1570.

［4］Behar F，Vandenbroucke M，Tang Y，et al.Thermal cracking of kerogen in open and closed systems：determination of kinetic parameters and stoichiometric coefficients for oil and gas generation ［J］.Organic Geochemistry，1997，26 （5-6）：321～339.

［5］Primio R D，Horsfield B.From petroleum-type organofacies to hydrocarbon phase prediction ［J］.AAPG Bulletin，2006，90 （7）：1031～1058.

［6］Cramer B，Faber E，Gerling P，et al.Reaction kinetics of stable carbon isotopes in natural gas-insights from dry，open system pyrolysis experiments［J］.Energy ＆Fuels，2001，15：517～532.

［7］Tian Hui，Xiao Xianming，Wilkins R W T，et al.Genetic origins of marine gases in the Tazhong area of the Tarim basin，NW China：implications from the pyrolysis of marine kerogens and crude oil［J］.International Journal of Coal Geology，2010，82 （1-2）：17～26.

［8］卢双舫.有机质成烃动力学及其应用 ［M］.北京：石油工业出版社，1996.

［9］康竹林.准噶尔盆地南缘油气勘探前景 ［J］.勘探家，1997，2（4）：31～34.

［10］李学义，邵雨，李天明.准噶尔盆地南缘三个油气成藏组合研究 ［J］.石油勘探与开发，2003，30（6）：32～34.

［11］阿布力米提，吴晓智.准南前陆冲断带中段油气分布规律及成藏模式 ［J］.新疆石油地质，2004，25（5）：489～491.

［12］况军，贾希玉.喜马拉雅运动与准噶尔盆地南缘油气成藏 ［J］.新疆石油地质，2005，26（2）：129～13.

［13］李延钧，王廷栋，张艳云，等.准噶尔盆地南缘天然气成因与成藏解剖 ［J］.沉积学报，2004，22（3）：529～534.

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

国家重点基础研究发展计划 “973”课题 （2006CB202303）；国家科技重大专项 （2008ZX05002-006）。

刘洪军 （1974-），男，1998年大学毕业，博士生，讲师，现主要从事石油地质与油气成藏方面的研究工作。

［编辑］ 宋换新