准噶尔盆地陆东-五彩湾石炭系烃源岩特征及生烃动力学研究

颜永何, 邹艳荣, 屈振亚, 蔡玉兰, 王绪龙, 潘长春, 彭平安



准噶尔盆地陆东-五彩湾石炭系烃源岩特征及生烃动力学研究

颜永何1,2, 邹艳荣1*, 屈振亚1,2, 蔡玉兰1, 王绪龙3, 潘长春1, 彭平安1

(1. 中国科学院 广州地球化学研究所 有机地球化学国家重点实验室, 广东 广州 510640; 2. 中国科学院大学, 北京 100049; 3. 中国石油新疆油田公司, 新疆 克拉玛依 841000)

准噶尔盆地陆东-五彩湾地区石炭系具有良好的勘探前景, 该地区石炭系烃源岩有机质丰度较高, 成熟度范围宽, 主要处于成熟-高成熟演化阶段, 主要由Ⅲ型有机质组成。在对烃源岩样品进行常规评价的基础上, 用开放体系进行了热解实验和动力学模拟, 对陆东-五彩湾地区的生烃特征进行了研究, 尝试了高成熟烃源岩生烃过程研究及Ⅲ型干酪根液态烃排烃时间的估计, 并对石炭系地层产烃率进行了计算。结果显示, 陆东-五彩湾地区石炭系最早在二叠纪(距今264 Ma左右)开始生烃, 后期由于地层抬升, 在古近纪早期(距今61 Ma左右)结束生烃。下石炭统产烃率大, 液态烃排出时间估计在距今232~196 Ma之间；上石炭统产烃率较小, 液态烃排出时间估计在距今196~178 Ma之间, 但天然气生成相对较晚, 有利于天然气的保存。天然气可能主要来源于上石炭统烃源岩。

石炭系; 烃源岩; 生烃动力学; 准噶尔盆地

0 引 言

准噶尔盆地是一个大型叠合盆地, 目前是我国陆上油气勘探前景最有希望的地区之一[1]。近年来, 盆地的油气勘探获得一系列新的突破, 对于盆地的地质研究和认识也逐步加深。随着勘探的深入, 逐渐认识到盆地内石炭系具有较好的勘探前景, 如五彩湾气田、克拉美丽气田的主要烃源岩都是石炭系[2]。对盆地石炭系发育的火成岩气藏形成条件的研究表明, 火山岩相、基底断裂和生烃中心是其三大主控因素[3], 但长久以来石炭系在准噶尔盆地油气勘探中一直作为基底对待, 对石炭系生烃的研究比较薄弱。近期的一些研究认为石炭系并不是准噶尔盆地和吐哈盆地的基底[4], 这也改变了以往石炭系是盆地褶皱基底的认识, 加强了对石炭系地层的研究。其中, 石炭系有效的烃源岩主要是下石炭统滴水泉组和上石炭统巴塔玛依内山组。下石炭统烃源岩主要分布在滴水泉及五彩湾地区, 上石炭统烃源岩主要分布在准噶尔盆地东部大井、帐北地区及石西、夏盐和五彩湾地区[5]。前人对两套有效烃源岩进行过评价[2,6–9], 但在实际的勘探评价中, 仅依靠Rock-Eval、TOC及同位素等数据对烃源岩进行评价是不够的, 因为没有考虑烃源岩样品的热稳定性[10]。由于烃源岩的热稳定性与烃源岩的生烃动力学研究有紧密的关系, 且准噶尔盆地石炭系烃源岩的生烃动力学研究较少。本研究拟对准噶尔盆地陆东-五彩湾石炭系烃源岩样品进行常规分析, 并结合盆地内陆东-五彩湾地区埋藏史和热史对该地区的生烃史用开放体系下生烃动力学进行模拟, 以研究该地区的生烃过程。同时, 通过对产烃率的模拟计算, 对准噶尔盆地深部石炭系资源进行探讨, 为油气藏的下一步勘探提供资料。

1 实验样品和方法

实验样品取自准噶尔盆地石炭系(表1), 其中, 钻井样品采自滴西8井和泉5井; 野外露头样品采自双井子剖面上石炭统巴塔玛依内山组(C2b)和滴水泉剖面的下石炭统滴水泉组(C1d)。

对烃源岩样品用碳分析仪(LECO CS-230)进行有机碳含量分析, 而后用Rock-Eval 6热解仪对样品的基本地球化学参数进行测定。选取其中有代表性的样品进行酸处理, 制备成干酪根, 并用Rock-Eval 6对其进行生烃模拟实验, 升温速率为3 ℃/min, 25℃/min, 30 ℃/min; 实验数据通过动力学软件Kinetics 2000进行动力学参数计算。

表1 石炭系烃源岩样品基本地球化学参数

2 结果与讨论

2.1 烃源岩的基本地球化学特征

烃源岩中的有机质是油气形成的物质基础, 通常用总有机碳含量(TOC)和生烃潜力(1+2)等参数来表征烃源岩的有机质丰度与生烃潜力。从石炭系烃源岩样品基本地球化学参数(表1)可以看出, 样品TOC介于0.99%~13.19%之间, 平均3.35%。1+2介于0.49~35.04 mg/g之间, 平均5.47 mg/g, 其中大部分样品TOC含量大于1%, 生烃潜力大于2 mg/g; 上石炭统样品TOC含量平均3.81%, 生烃潜力平均为6.84 mg/g, 下石炭统TOC含量平均2.52%, 生烃潜力平均为3 mg/g。根据黄第藩等[11]的评价标准, 烃源岩属于较好-好烃源岩。总体而言, 上石炭统烃源岩在有机质丰度好于下石炭统烃源岩, 这与前人的研究[12]一致。

有机质类型是衡量烃源岩质量的指标之一, 不同类型的有机质生烃潜力不同, 生成的产物也不同, 生油门限值和生烃过程也有一定差别, 这主要与有机质的化学组成和结构有关[13]。准噶尔盆地石炭系烃源岩样品H分布在44~238 mg/g之间,max介于435~467 ℃之间, 运用烃源岩的岩石热解参数进行烃源岩评价, 综合考虑到烃源岩max分布区间宽, 选用了Cornord[14]的三分法对不同类型有机质成熟演化趋势进行分析(图1)。

从图1中可以看出, 烃源岩主要是由Ⅲ型有机质组成(相当于四分法的Ⅱ2-Ⅲ型), 这与前人的研究[2,5–9]是一致的。从分布区间来看, 主要集中在Ⅲ型干酪根的演化趋势线附近。成熟度指标max介于435~467 ℃之间(表1), 可以看出烃源岩演化程度从刚刚进入成熟阶段至高成熟阶段。氢指数(H)的降低主要是成熟度增加引起的(图1)。剖面样品的氧指数(O)普遍高于钻井样品3~8倍(表1), 可能与剖面样品经历的风化/氧化有关。

2.2 烃源岩的生烃动力学研究

2.2.1 生烃模拟样品的选取

烃源岩的生烃机制十分复杂, 即便是同一类型的干酪根由于其显微组分形成环境等的差异, 其生烃行为也不同, 导致其生烃动力学特征的差异[15]。在应用动力学方法进行烃源岩生烃史研究时需选研究区内代表性的样品, 能代表研究区的烃源岩生烃过程, 进行针对性的热解实验, 获得的动力学参数才能更贴近研究区实际情况。

图1 石炭系烃源岩样品IH-Tmax图解

从图1可以看出, 所有采集的样品都分布在Ⅲ型有机质演化趋势线附近。根据其沉积环境分析, 所研究的样品都处于海陆交互相[16–17], 推测其有机质来源具有相似性。因而, 选取其中未成熟或者低成熟度的样品, 对整个研究区域石炭系样品进行生烃模拟是可行的。根据样品的基本地球化学参数(表1), 研究区石炭系埋深较大, 成熟较高, 不易获得低成熟度的实验样品。B012样品成熟度相对较低, 刚刚进入成熟阶段(max=435 ℃), 该样品的模拟实验研究能较好地代表研究区成熟度普遍较高的烃源岩生烃特征和生烃过程。

2.2.2 烃源岩的动力学特征

本次研究采用国际上常用的一级平行反应模式[18],对有机质生烃过程进行动力学模拟, 用动力学软件Kinetics 2000对动力学参数进行计算。拟合的结果和动力学参数如图2所示。

从图2a可以看出, 指前因子=3.72×1014s–1, 活化能分布较宽, 为(45~69)×4.1840 kJ/mol, 主频活化能为54×4.1840 kJ/mol。根据前人的研究[10,19], (40~64)×4.1840 kJ/mol的活化能分布是典型海相干酪根活化能分布特征, (47~71)×4.1840 kJ/mol是陆相干酪根的分布范围。本研究中所选取的干酪根活化能分布介于两者之间, 且分布范围较宽, 具有海相和陆相有机质混合而成的特征, 这符合其海陆交互相的沉积环境[16–17]。从图2b中可以看出, 动力学计算结果与生烃热模拟实验测定数据非常吻合, 表明拟合计算出来的动力学参数是非常好的。

图2 开放体系下样品的生烃活化能分布(a)及生烃动力学模拟结果(b)

2.3 陆东-五彩湾地区的生烃史

理论和实践都证明, 用实验条件下得到的动力学参数可以外推到地质时间尺度[15,18], 从而模拟出地质历史烃源岩的生烃过程。

动力学参数外推到地质条件下所需的地质参数如下: (1)埋藏史。石炭系地层在二叠纪初期进入快速埋藏阶段, 而后盆地处于沉降与抬升交替进行的状态, 在沉降背景下伴有小的抬升。在白垩纪末期到古近纪经历了一次大的抬升剥蚀过程(图3)。(2)古地温。石炭纪初期, 由于火山作用的影响古地温梯度较大, 可达到50 ℃/km, 现今盆地东部的古地温梯度为25 ℃/km, 盆地的地温梯度在地质历史中逐渐降低[4]。古地表温度为9℃[20]。

模拟计算生烃史的过程中, 烃源岩埋深的选取也是至关重要的参数。由于准噶尔盆地早石炭世火山构造活动强烈, 埋藏较深, 同时很多的井位并未钻穿下石炭统地层, 下石炭统地层主要是根据地表露头及井下已有资料统计所得[4]。本次工作以国建英等[6]恢复的埋藏史和石炭系地层综合柱状图为基础, 选取石炭系两套烃源岩层, 即巴塔玛依内山组顶界面和滴水泉组顶底界面埋深作为模拟计算的深度, 计算出来的生烃转化率能代表烃源岩层生烃的边界条件。

根据陆东-五彩湾地区热演化史, 通过Easy%Ro软件可以估算烃源岩在时间-温度作用下, 在各地质时期的成熟度; 同时依据Housekneclit.[21]的研究, 将油气生成划分为三个阶段: 早期生油阶段(转化率为0.10~0.25)、主要生油阶段(转化率为0.25~ 0.65)和后期生油阶段(转化率为0.65~0.90)。陆东-五彩湾地区石炭系不同埋深的生烃史示于图4。油气的生成阶段, 可以用生烃转化率来表示, 也可以用o来表示。用转化率为0.1表示开始生烃与用o= 0.6%表示开始生烃, 其时间并不完全一致, 这是因为Easy%Ro反映的是镜质组的演化, 而转化率代表油气的生成过程, 与生烃母质密切相关。尽管如此, 镜质组反射率o依然是“生油窗”的重要指标, 能够大致反映烃源岩生成原油的成熟度区间。

以o= 0.6%作为生烃门限, 下石炭统滴水泉组(C1d)底面烃源岩开始生烃距今264 Ma, 下石炭统滴水泉组C1d顶面(C2b底面)烃源岩开始生烃距今256 Ma,上石炭统巴塔玛依内山组(C2b)顶面烃源岩距今246 Ma时开始生烃。由此可见, 巴塔玛依内山组(C2b)烃源岩生烃较晚, 这是因为其埋藏较浅, 受热程度较低。随着埋藏深度的增加, 烃源岩生烃的转化率逐渐增大, 在61 Ma(古近纪初期)因盆地抬升, 生烃过程结束, 生烃转化率保持不变(图4)。生烃结束时, 滴水泉组(C1d)底面烃源岩累积转化率率达到0.93,o= 1.75%, C1d顶面和C2b顶面烃源岩结束生烃时的转化率分别为0.91和0.88,o分别为1.53%和1.36%(表2)。

烃源岩埋深不同, 在地质历史过程中受热有差异, 其生烃演化过程不一致。从图4可以看出, 上石炭统巴塔玛依内山组顶、底面的成烃转化率差值随着地质历史不断变化, 下石炭统滴水泉组顶、底面的成烃转化率差值也表现出不断变化趋势, 这与其受热有重要的关系。地质历史过程中, 源岩由于埋深的加剧, 受到压实作用等外界因素的影响, 烃源岩层的厚度在不断地变化, 同时准噶尔盆地的地温梯度在不断减小, 由于厚度和古地温梯度的不断变化, 烃源岩顶、底面的地温差值是随着地质历史变化的, 这就导致了烃源岩层顶、底面成烃转化率差值的不断变化。

图3 陆东-五彩湾地区埋藏史图(据国建英等[6]修改)

图4 陆东-五彩湾地区石炭系烃源岩生烃史

表2 陆东-五彩湾地区不同埋深烃源岩生烃史模拟结果

Pepper.[22]认为, 当转化率达到0.10时, 干酪根热解生烃进入生油门限。石炭系不同层位烃源岩, 从老到新进入生油门限距今的时间分别是256、248和235 Ma, 对应的成熟度o分别为0.68%、0.66%和0.68%(表2)。

利用o0.6%~1.3%划分烃源岩的“生油窗”, 其范围基本覆盖了Housekneclit.[21]的早期生油阶段、主要生油阶段和后期生油阶段(图4)。对火山岩储层原油的研究显示, 有来自下石炭统滴水泉组的贡献[23]。由于干酪根为Ⅱ2-Ⅲ型, 以生气为主、生油为辅, 加之干酪根结构的影响, 液态烃排烃时间可能相对较晚。若按Pepper.[24]的研究, 200 mg/g作为液态烃开始排烃标准, 现今仍未排液态烃(表3),显然与实际不符。假设Ⅱ2-Ⅲ型干酪根的液态烃在生油高峰阶段(o=0.9%)开始排出, 推测陆东-五彩湾地区下石炭统烃源岩排烃时间介于232~196 Ma之间, 上石炭统液态烃排烃时间为196~178 Ma之间(图4)。

表3 陆东-五彩湾地区产烃率预测

2.4 烃源岩的产烃率

生烃动力学的模拟实验结果可以用于对研究地区不同地层中烃类产量的预测, 其结果代表该地层在研究地区地温演化中所具有的烃类生成量[25]。将单位质量的烃源岩(SR)含有的烃类总量(HC)定义为产烃率, 以产烃率来描述地层在热演化中所具有的烃类生成量。以上石炭统巴塔玛依内山组C2b顶面的产烃率计算为例: 由图4可知, 最大累积转化率为0.88, 用含量表示最大累积转化率为170.7 mg/g, 有机碳含量为1.41%, 则其产烃率为2.41 mg/g。同理可获得不同层位的产烃率(表3)。由表3可以看出, 上石炭统烃源岩的产烃率为2.41~2.46 mg/g, 下石炭统烃源岩产烃率介于2.46~2.55 mg/g之间。下石炭统的产烃率比上石炭统大。

以往认为, 五彩湾凹陷各井油气同源, 均来自下石炭统滴水泉组烃源岩[26]。但是宋岩等[26]分析认为五彩湾凹陷不同地区的天然气来源不同, 彩参1井天然气来自下石炭统滴水泉组气源岩, 彩25井天然气来自上石炭统巴塔玛依内山组气源岩。从本次实验模拟研究可以看出, 石炭系的转化率大于88%, 上下石炭统烃源岩对陆东-五彩湾地区的生烃都有贡献。下石炭统烃源岩产烃率大, 但天然气生成相对早, 保存难度大；上石炭统烃源岩产烃率较小, 但天然气生成相对较晚, 有利于天然气的保存, 天然气可能主要来源于上石炭统烃源岩, 但是盆地中不同地区应根据其烃源岩分布及成藏条件具体分析油和气的来源。研究表明[26], 陆东-五彩湾地区石炭系地层发育有火山岩储层, 孔隙和裂缝发育良好; 同时在盆地东部发育有干旱条件下的冲积扇-河流沉积, 是一套很好的局部性盖层。生烃史模拟表明, 石炭系烃源岩在61 Ma(古近纪早期)就停止生烃, 石炭系天然气能够保存至今, 与该地区发育良好的生储盖组合有关。

3 结 论

对准噶尔盆地陆东-五彩湾地区石炭系烃源岩采样分析研究结果表明, 烃源岩样品总体上是较好-好的烃源岩, 上石炭统烃源岩丰度高于下石炭统, 有机质类型主要是由Ⅲ型, 成熟度介于成熟-高成熟阶段。样品在H-max图上主要在Ⅲ型干酪根的演化趋势线附近。选取成熟度较低的样品进行动力学模拟, 并将动力学参数外推到地质条件下, 进行生烃史研究。

对陆东-五彩湾地区生烃史的模拟研究表明, 地质历史过程中, 烃源岩不同埋深, 其生烃转化率不同, 下石炭统生烃转化率较高。陆东-五彩湾地区最早开始生烃的时间是二叠纪(距今264 Ma左右), 在古近纪早期(距今61 Ma左右)由于盆地的抬升, 生烃过程结束。下石炭统烃源岩产烃率大, 液态烃排出时间估计在232~196 Ma之间; 上石炭统烃源岩产烃率较小, 液态烃排出时间估计在196~178 Ma之间, 但天然气生成相对较晚, 有利于天然气的保存。天然气可能主要来源于上石炭统烃源岩。上下石炭统产烃率的模拟计算, 为准噶尔盆地深部石炭系资源量计算提供了资料, 同时也为生烃中心的进一步确定提供了可能, 可结合盆地内火山岩相及基底断裂分布, 指导准噶尔盆地石炭系火成岩油气藏勘探。

本研究工作得到了国家重大油气专项(2011ZX05­008-002)的资助。

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Characteristics and hydrocarbon generation kinetics of the Carboniferous source rocks in the Ludong-Wucaiwan area, the Junggar Basin

YAN Yong-he1,2, ZOU Yan-rong1*, QU Zhen-ya1,2, CAI Yu-lan1, WANG Xu-long3, PAN Chang-chun1and PENG Ping-an1

1. State Key Laboratory of Organic Geochemistry, Guangzhou Institute of Geochemistry, Chinese Academy of Sciences, Guangzhou 510640, China;2. University of Chinese Academy of Sciences, Beijing 100049, China; 3. Exploration and Development Institute, PetroChina Xinjiang Oilfield Company, Karamay 841000, China

There are good exploration prospects of petroleum from the Carboniferous source rocks in the Ludong-Wucaiwan area, the Junggar Basin. Routine analysis was carried out to evaluate the Carboniferous source rock samples collected from the Ludong-Wucaiwan area. The results show that the Carboniferous source rocks have high abundance, wide maturity range from mature to high mature, and the source rock have organic matter with Type Ⅲ kerogen. Further kinetic study was performed by using open system pyrolysis to elucidate the characteristics of the hydrocarbon generation. The tries on the hydrocarbon generation process of the matured source rocks and the estimation of liquid hydrocarbon expulsion from type Ⅲ kerogen are conducted, and hydrocarbon yield of Carboniferous hydrocarbon source rocks was calculated. The results show that the hydrocarbon-generation started in the Permian (about 264 Ma), and ended in the early Paleogene (about 61 Ma), since the strata uplifted. The Lower Carboniferous hydrocarbon source rocks, which have large hydrocarbon yield, expulsed the liquid hydrocarbon from 232 Ma to 196 Ma. The Upper Carboniferous hydrocarbon source rocks, which have small hydrocarbon yield, expulsed the liquid hydrocarbon from 196 Ma to 178 Ma. However, the natural gas generated relatively late from the Upper Carboniferous, which is beneficial to be preserved. The natural gas probably derived from the Upper Carboniferous source rocks.

Carboniferous; source rocks; hydrocarbon generation kinetics; Junggar Basin

P597

A

0379-1726(2014)05-0502-08

2013-08-20;

2013-10-30;

2014-04-15

国家重大油气专项(2011ZX05008-002)

颜永何(1989–), 男, 硕士研究生, 研究方向为油气地球化学。E-mail: yanyong.he@163.com

ZOU Yan-rong, E-mail: zouyr@gig.ac.cn; Tel: +86-20-85290187