呼和湖凹陷中低煤阶煤系烃源岩地球化学特征及生烃潜力评价
2014-10-24张帆
张 帆
(中国石油大庆油田公司勘探开发研究院)
0 引言
随着煤成烃理论体系的建立,煤以及在湖沼相环境中形成的煤系泥岩已成为一类重要的烃源岩而受到人们的关注。目前国内外发现并开采的煤成气田多数为高煤阶煤层,中低煤阶的煤成气藏、煤成油藏及煤层气生烃特征及油气分布规律研究的较少。
煤系烃源岩有机质来源比较复杂,不同的显微组分生烃特征及对油气贡献不同,煤中富氢显微组分一般认为对成烃贡献大,且生油门限较早,比如木栓质体、树脂体、基质镜质体以及沥青质体在RO值0.4%左右可进入生烃阶段,由于煤系源岩为沼泽相沉积,平面上和纵向上非均质性明显,通过对烃源岩的有机岩石学及生物标志化合物等地化特征分析,对于研究烃源岩有机质母质输入、古环境重构以及烃源岩的生烃潜力评价有重要意义[1]。在煤系源岩资源评价中,产烃率是个关键参数,开展煤成烃的热模拟研究工作,加强煤系烃源岩产烃率及生烃过程的研究对资源评价具有重要的作用。
经过多年的地质研究及勘探实践,呼和湖凹陷目前已获得煤成油气工业发现,本次通过对该区煤系烃源岩地化特征进行综合研究,并通过热模拟实验等方法对煤系源岩的生烃过程及生烃潜力进行评价,深化对该区油气资源的认识并指出下步勘探方向。
1 地质背景
呼和湖凹陷位于海拉尔盆地东部断陷带,为一北东向展布且两头窄、中段宽的断陷型凹陷,长约90~100 km,宽约20~40 km,面积约为2500 km2。呼和湖凹陷总体上为东断西超的箕状凹陷,发育有南北两个次凹,北部次凹结构宽缓,构造相对简单;南部次凹结构较窄,构造复杂。盆地的沉积地层从下往上依次为:古生界,侏罗系兴安岭群,下白垩统铜钵庙组、南屯组、大磨拐河组及伊敏组,上白垩统青元岗组,第三系,第四系;沉积主体是下白垩统。构造演化可划分为3个阶段,即:早期快速充填阶段(铜钵庙组和南屯组沉积时期);中期大幅度沉降-稳定沉积阶段(大磨拐河组沉积时期);晚期湖盆回升萎缩阶段(伊敏组及其后沉积时期)。主要发育4种沉积体系:湖泊沉积体系、辫状河三角洲沉积体系、扇三角形沉积体系和重力流沉积体系。煤系地层主要分布在发育沼泽相沉积的南屯组二段、大磨拐河组二段和伊敏组一段,主要含油气层系为南屯组、大磨拐河组和伊敏组。
2 煤系烃源岩地球化学特征
2.1 烃源岩基本生烃条件评价
煤系烃源岩的有机质丰度变化范围较大,TOC从0.148%~79.061%,煤层TOC多数在30%~70%之间,煤系泥岩TOC多数在1%~5%之间;S1+S2值变化范围为0.02~207.81 mg/g, 煤层S1+S2多数在50~300 mg/g之间,煤系泥岩S1+S2多数在2~10 mg/g之间;氢指数IH值为4.82~510.28 mg/gTOC,煤层与煤系泥岩氢指数(HI)多数都分布在100-300 mg/gTOC之间。该区煤系烃源岩有机质丰度总体达到中等—好烃源岩标准[2]。
从类型来看,呼和湖凹陷烃源岩以腐殖型为主,镜下显微组分以镜质体为主,属于Ⅱ2-Ⅲ型有机质,大一和南二段泥岩类型相对较好,有部分为Ⅱ1型。
2.2 烃源岩的地化特征分析
(1)有机岩石学分析
岩石有机显微组分反映了沉积水体的有机质输入特征及保存条件,烃源岩全岩有机显微组分的组成特征及含量,尤其是富氢显微组分不仅可以反映有机质丰度,还可反映有机质的类型和生烃潜力[3]。通过单偏光及荧光镜下观察,煤与煤系泥岩全岩反射光片显示镜质体发较强荧光,镜质体条带上面普遍粘结荧光碎屑颗粒,经反复对比确定为富氢基质镜质体,同时还发现了孢子和角质体(图1),表明该区煤系烃源岩由富氢显微组分组成,生烃潜力较大。该区干酪根镜检结果显示,典型的Ⅲ型有机质在镜下鉴定的300个点中为100%的镜质体,而Ⅱ2型有机质在300个点中有140个腐泥碎屑体,这从定量上解释了全岩镜检的差异。
图1 呼和湖凹陷煤系源岩全岩镜检照片
(2)生物标志化合物分析
从饱和烃色谱参数来看,各套煤系源岩的Pr/Ph均较高,表明其来源于典型的湖沼相沉积环境。原油及油砂的Pr/Ph值平均为4.28,煤层Pr/Ph较高,平均值为4.52,南二段泥岩Pr/Ph平均值为2.62,大一段泥岩Pr/Ph较低,平均值小于2,从Pr/Ph值特征来看,呼和湖凹陷原油与南二段的煤层最为接近(图2)。
煤系源岩饱和烃GC-MS特征:萜烷系列中Ts/Tm接近1,C29αββ构型甾烷含量较高,表明源岩处于成熟阶段,这与和X1井、和5井2块样品实测Ro值分别为1.0%和0.8%是一致的;含一定量三环萜烷,具C29甾烷系列优势,表明有机质有高等植物的输入[4];伽马蜡烷含量低,表明有机质沉积于淡水环境。煤层三环萜烷(m/z=191图中保留时间40 min以前部分)含量要更高一些,表明有机质中高等植物的输入更明显(图3)。
图2 呼和湖凹陷原油与各套源岩Pr/Ph对比图
图3 呼和湖凹陷煤系源岩饱和烃GC-MS图
煤系源岩芳烃GC-MS特征:以菲、甲基菲、二甲基菲等系列化合物为主,通过m/z=231和m/z=245谱图(保留时间70~85 min)能看到三芳甾烷和三芳甲藻甾烷系列化合物,泥岩可见更多的异构体,但是在总离子流图(TIC)上响应弱,表明绝对含量低;煤层TIC图上基本看不到三芳甾烷 (图4)。根据Moldowan等(2005)研究认为三芳甾烷一般起源于水生真核生物,这表明煤层主要来源于高等植物,水生生物贡献很少[4]。泥岩中三芳甾烷和三芳甲藻甾烷系列化合物丰富,具有一定含量,指示泥岩具有藻类等低等水生生物贡献,母质类型相对较好。
图4 呼和湖凹陷煤系源岩芳烃GC-MS图
3 煤系烃源岩的生烃模拟实验及生烃潜力评价
生烃模拟实验是进行煤系烃源岩生烃潜力评价的重要手段,不同的实验条件可以获取不同的产烃率[5]。目前所采用的实验方法多以高温高压热模拟为主,根据需要可以采取封闭和开放体系,为接近地质条件还可以适量加水[6-9]。本次通过封闭体系中高压釜加水和不加水实验以及开放体系的生烃动力学模拟实验,研究不同类型烃源岩不同演化阶段的生排烃特征,为科学评价该区煤系烃源岩的生烃潜力提供理论和实验依据。
3.1 高温高压釜热模拟实验
(1)热模拟实验方法及样品选择
进行施工前,首先,应注浆前对现场施工人员进行详细的技术交底,并按注浆图标出钻孔位置钻孔,注浆前,检查设备是否正常,然后确定施工参数,水泥浆配合比采用水泥∶压浆剂∶水=1∶0.11∶0.37,水泥浆强度为M50,比原设计衬砌混凝土强度提高。主要的技术参数详情见表1。
实验装置及实验条件:
本次采用自行设计研制的高温高压热模拟装置。装置采用中频加热方式,最高加热温度为600℃,反应釜承受最大压力为50 MPa,采用计算机温度自动控制系统。
对煤系源岩分别进行不加水和加水两种热模拟实验。样品粉碎到直径0.2~0.5 cm的小块,考虑到煤和泥岩丰度不同,每个温度点加入样品量分别为30 g和100 g,对排出油气进行计量并对其和残留岩样进行相关的地球化学分析。
其中不加水实验温度点从300℃开始,直到600℃,每隔50℃为一个恒温点,即在300℃、350℃、400℃、450℃、500℃、550℃、600℃各恒温24 h,计量各温度点生成的气体并进行色谱和同位素等分析。
加水实验中,样品放于耐高温的石英玻璃管中,加入蒸馏水70 mL。由于水的临界温度为374℃,实验温度不能使水变为超临界状态,故本次实验选取300℃、310℃、320℃、330℃、340℃、345℃、350℃、355℃、360℃、365℃等10个温度点,反应时间均为24 h。实验结束冷却到室温后进行取气,将石英管内浮于水面上的油作为排出油进行计量,岩石取出后用氯仿淋滤得到表面吸附油,两者相加即为模拟实验排出油量。
实验样品信息:模拟样品来自辉1井、和2井、和6井,其中和2井泥岩样品分2份,一份与辉1井煤样做不加水实验,另一份与和6井煤样做加水热模拟实验。
辉1井:南二段煤样,井深1435.66 m,原始模拟样品的有机碳含量 (TOC)为58.467%,S1+S2为88.05 mg/g,RO=0.55%,,属于低成熟Ⅲ型煤。
和2井:南二段煤系泥岩,井深1550.46 m,原始模拟样品的TOC为5.332%,S1+S2=13.35 mg/g,Ro=0.50%,属于低成熟Ⅲ型有机质。
和6井:南二段煤样,井深1492.57 m,样品的TOC为62.605%,S1+S2=112.95 mg/g,Ro=0.67%,属于低成熟Ⅲ型煤。
(2)不加水实验中烃源岩产气率变化特征
辉1井煤样:从实验温度和生气量关系图来看(图5),煤样总产气量为174.14 mL/g岩石,生气潜力较大;换算成质量后为104 mg/g岩石,与热解数据S1+S2为88.05 mg/g岩石比较接近,考虑到样品的非均质性,说明本次热模拟实验数据是可信的。生气窗很宽,在300℃~500℃均能大量生气,通过RO分析,对应成熟度分别为0.55%和3%,这说明煤样有机质组成复杂,从低熟到高熟阶段均能大量生气。
和2井煤系泥岩:从实验温度和生气量关系图来看(图5),煤系泥岩总产气量为31.98 mL/g岩石,单位质量岩石的产气量明显小于煤样;生气窗同样很宽,直到600℃,表明煤系泥岩与煤层特征相似,有机质组成复杂,生烃组分多。泥岩与煤样不同的是,400℃以后才开始大量成气,这应该是由于泥岩中的腐泥碎屑体生烃较晚所致。
图5 呼和湖凹陷煤系源岩不加水热模拟实验生气模板
(3)加水实验中烃源岩产烃率变化特征
从产烃模板图来看(图6),和6井煤样总产气量为44.19 mg/g岩石,总排油量为0.80 mg/g岩石,总产烃量达到44.99 mg/g岩石;和2井煤系泥岩总产气量为0.90 mg/g岩石,总排油量为0.21 mg/g岩石,总产烃量为1.11 mg/g岩石,单位质量的煤岩排油量是泥岩4倍,生气量是泥岩的40多倍,可见单位质量的煤层生烃量远大于煤系泥岩,由于本区煤层厚度大分布范围广,因此煤层对呼和湖凹陷油气成藏的贡献很大。 从生烃过程来看,煤样从330℃以后开始明显生排烃,而泥岩要滞后一些,350℃以后才开始大量生排烃,这与不加水模拟实验相似。
图6 呼和湖凹陷煤系源岩加水热模拟实验生烃模板
由于地质条件下原油的初次运移是在含水条件下以游离相为主发生的,因此加水实验更能反映油的生成和排出,从本次实验来看,单位质量的煤岩排油量是泥岩的4倍,远小于产气量的差异,这表明泥岩相对而言更倾油一些;气在地质条件下的运移相态多样,因此不加水实验更能反映气的生成,从本次实验来看,单位TOC的产气量煤岩要小于泥岩,但由于煤的TOC一般在40%~50%以上,为泥岩的十几倍以上,因此单位质量煤的产气量要远大于泥岩,呼和湖凹陷发育几十米至上百米厚的煤层,在南北洼槽分布面积大,因此该区具备以煤为主生成的煤成气资源、煤和泥岩共同生成的煤成油资源。
3.2 Rock-Eval开放体系生烃动力学研究
开放体系有机质成烃实验采用Rock-Eval 6型热解仪,分别在升温速率为5℃/min、10℃/min、30℃/min条件下,从200℃升温至700℃,实时记录产物量,即可得到产烃率和转化率与温度的关系。同时利用OPTKIN软件拟合不同温度下的反应速率常数得到指前因子及活化能分布数值。
煤和煤系泥岩的活化能分布范围广,辉1井煤样与和2井泥岩的活化能分布范围分别为159~301 kJ/mol和142~285 kJ/mol(图7),表明有机质组成复杂;煤比泥岩更加分散,这与镜下显微组分及生物标志化合物揭示的特征相吻合。煤系源岩存在较低的活化能(图上小于200 kJ/mol的部分),表明该区煤系源岩在较低成熟度下即有一定生烃能力。如前所述,在高温高压热模拟实验中,温度300℃(Ro为0.5%)时辉1井煤样也有大量气体生成,表明该区煤层能在较低成熟度下生气,故本区中低煤阶煤层如大磨拐河组二段煤层具备形成煤层气资源条件[10-11]。
图7 呼和湖凹陷煤系源岩活化能分布图
4 结论
(1)该区煤系烃源岩有机质丰度总体达到中等—好烃源岩标准;有机质类型以腐殖型为主,氢指数大部分在100~300 mg/gTOC之间,镜下显微组分以基质镜质体为主;大部分烃源岩处于中低煤阶。
(2)本区煤系烃源岩地化特征总体表现为高姥植比、含较高三环萜烷、具C29甾烷系列优势、三芳甾烷含量低等特点,煤比煤系泥岩特征更为典型,反映煤系源岩来源于相似的沉积环境,煤层主要来源于高等植物,而泥岩除了高等植物还有水生生物的输入。
(3)分别应用高温高压釜和Rock-Eval生油岩评价仪进行热模拟实验和开放体系生烃动力学研究,热模拟实验总产烃量与热解生烃潜量基本一致。煤系源岩生烃范围宽,生烃潜力较大,体现了煤系有机质多阶段生烃的特点,证实该区具备形成规模油气储量的资源基础。煤岩由于丰度高,不论是排油量还是生气量都比泥岩要高出一个数量级,因此煤层对呼和湖凹陷油气成藏的贡献很大。由于煤系源岩有机质组成复杂,存在较低的活化能,在低煤阶(Ro<0.6%)即有一定的生烃能力,故本区中低煤阶煤层如大磨拐河组二段煤层具备形成煤层气资源条件。该区煤层厚度较大分布范围广,应围绕煤层进行煤成气藏、煤成油藏和煤层气勘探。
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