优质烃源岩成烃生物与生烃能力动态评价

秦建中，申宝剑，陶国亮，腾格尔，仰云峰，郑伦举，付小东

(中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所，江苏无锡214126)

广泛分布于海洋和湖泊中的古代微生物是形成石油和天然气的主要原始母质[1］，微观的、广泛分布于沉积岩中的细菌、藻类、菌类等各类成烃生物经历了复杂的生物化学及化学变化，通过腐泥化及腐殖化过程形成干酪根，成为海相优质烃源岩形成的物质基础[2－5］。世界范围内的大型油气田中，海相碳酸盐岩油气探明储量约占60%。我国海相碳酸盐岩具有良好的勘探前景和巨大的潜力[6－7］，但我国海相烃源岩普遍处于高—过成熟阶段，常规评价手段难以奏效，因此海相优质烃源岩有效的评价体系是海相地层油气勘探开发中的关键问题之一。成烃生物作为油气原始物质来源，加之具有鲜明的时代特征和环境特色，在油气综合评价中具有重要意义。本研究集成扫描电镜、激光共聚焦和拉曼光谱等先进技术，结合有机岩石学、地球化学和古生物学等多学科建立的成烃生物识别技术[8－12］，实现了对超显微和高热演化成烃生物的识别，生烃模拟实验模拟不同类型成烃生物生烃潜力，为海相沉积盆地预测烃源岩有机质丰度和类型、确定不同成烃生物的生烃潜力评价提供支撑，为提高油气资源潜力评价的可靠性奠定基础。

1 海相优质烃源岩的成烃生物

本文在南方海相烃源岩研究的基础上，应用全岩扫描电镜(SEM)+能谱元素分析等方法，对南方海相上二叠统龙潭组(P2l)—大隆组(P2d)、上奥陶统五峰组(O3w)—下志留统龙马溪组(S1l)和下寒武统牛蹄塘组(－C1n)及塔里木盆地下寒武统玉尔吐斯组等优质烃源岩进行成烃生物研究，识别出海相碳酸盐岩层系优质烃源岩的成烃生物主要由4种类型组成:

(1)浮游藻类(图1a):主要包括藻纹层，可能为葡萄球藻等，多为硅质或硅化有机超显微薄层，P2中较发育。金藻门鱼鳞藻类，鳞片大小不一，具有大网眼的鳞片直径为20 μm左右，网眼直径约为3～5 μm，具有小网眼的鳞片直径为3～9 μm左右，网眼直径为0.4～0.5 μm;在一个鳞片上，可以只发育一种类型的网眼，也可以发育大小不一的网眼，多为硅质或硅化有机碎屑，常见单一鳞片，也可以看到若干个鳞片相互叠合，以斑块状成层状分布，－C1n及O3w－S1l中较发育。疑源类，有光面球藻(硅质或硅化)、小刺藻(有机)及原始硅藻等，－C1n中较发育。还有塔斯马尼亚藻(钙质或钙化)、蓝藻类(钙质或钙化等)等，P2中较发育。

(2)底栖藻类(图1b):主要包括藻席，多为硅质或钙质或铁质等，－C1n中较发育;藻孢子囊及宏观藻丝体残片，多为硅质或硅化生屑或黄铁矿化等，－C1及P2中均发育;海绵，硅质或硅化生屑，－C1n中较发育。

(3)真菌和细菌类(图1c):主要包括真菌(附体生物)菌丝，钙质或钙化有机生屑，P2及－C1中较发育;细菌、硅质或硅化细菌多含有机质，－C1n及P2中较发育，硫细菌可不含有机质，P2中较发育，铁细菌含有机质，O3w－S1l中较发育。

(4)原始线叶植物和高等植物类(图1d):原始线叶植物含有机质，多黏土化，－C1n、P2中较发育。

以上识别出的高成熟度海相烃源岩成烃生物构成了海相优质烃源岩干酪根的主体有机生物，海相优质烃源岩多为不同成烃生物的混合物。以南方四川盆地二叠系烃源岩为例，川东北P2l海相烃源岩是一套优质烃源岩(河坝1井、普光5井、毛坝3井和元坝3井等煤层不发育)，实测Ro变化在3% ～4.5%之间，有机质已经处于过成熟阶段，可溶有机质和不溶有机质地球化学分析多数已经失去原始面貌，沥青“A”含量极低，生物标志物、干酪根H/C原子比等多已失效，干酪根镜下全黑难以鉴定，给干酪根类型分析带来困难;全岩有机岩石学研究表明，有机显微组分以腐泥组或裂缝充填型沥青为主，前者相对含量多为48% ～83%，以浮游藻类和底栖藻类残屑为主，后者主要为次生组分，沥青赋存于孔隙中或动物硬体晶间孔中，而镜质体及丝质体等高等植物残屑很少见，局部偶在页理薄层中见到。可以认为，川东北P2l海相烃源岩原始有机质主要来自海洋浮游藻类或底栖藻类或动物有机残骸及少量薄层陆源高等植物的Ⅱ型干酪根(图2)。川东北河坝1井、元坝3井和毛坝3井P2l海相烃源岩成烃生物主要由浮游生物(浮游藻类)残屑(图1a1，a3)、底栖生物(底栖藻类、孢子囊及壁)残屑(图1b1)、细菌残骸(图1c2)及部分植物(线叶及高等植物)残片(图1d3)等组成，也为Ⅱ型干酪根;干酪根δ13C一般变化在－27‰～－29.5‰之间，干酪根类型也应属Ⅱ型。尽管它们的成烃生物也为浮游生物残屑、底栖生物残屑及其细菌残骸和少量陆源植物残片混合，但它们并非湖相原来意义上的陆源植物与湖相水生生物之间的混合型，而是以海相底栖生物为主体的Ⅱ型干酪根。

2 浮游藻类和底栖藻类生油气能力强

浮游藻类的原始生烃潜力相当于Ⅰ型有机质，底栖藻类相当于Ⅱ1型有机质，真菌和细菌类相当于Ⅱ型有机质，原始线叶植物(水下植物)相当于Ⅱ2型有机质，而高等植物则相当于Ⅲ型有机质。海相优质烃源岩中的“优质”实际上是烃源岩在成熟阶段生油能力的体现，除烃源岩w(TOC)＞1.5%外，干酪根类型应为Ⅰ型或Ⅱ型[11］，成烃生物主要应为浮游生物(以浮游藻类为主，相当于Ⅰ型)和底栖生物(以底栖藻类为主，相当于Ⅱ型)。

2.1 成熟阶段具有较强的生油潜力

浮游藻类和底栖藻类在成熟阶段主要是生油，且总油产率或油转化率很高，而Ⅲ型干酪根或镜质组+丝质组+少量壳质组等高等植物残骸或残屑在成熟阶段总生油产率或油转化率很低，而且在高成熟—过成熟阶段生凝析油气或烃气产率也相对较低，即干酪根为Ⅲ型的烃源岩或腐殖煤是不能成为优质烃源岩的。

图1 中国南方海相优质烃源岩成烃生物超显微有机岩石学典型照片Fig.1 Typical ultra-microscopic photographs of hydrocarbon-forming organisms in marine source rocks in South China

优质烃源岩在低成熟—成熟阶段具有很高的生油能力，与Ⅰ型或Ⅱ型干酪根的结构或主要成烃生物浮游藻类和底栖藻类的构成及它们生油的活化能有关[13－16］。干酪根是一种复杂和不均匀的大分子缩聚物，分子结构难以用分子式表述，只能通过各种物理和化学分析新方法对干酪根提出假设结构。在未成熟—低成熟沉积岩中，不同类型或不同有机相中的干酪根具有不同结构的核、脂族链和官能团，这是干酪根类型的本质差别。Ⅰ型干酪根或无定型干酪根或浮游藻类中，核多是低环数且数量少的芳香环化合物，饱和的环状化合物数量多，氮、硫、氧的杂环或官能团少，桥键或脂族链主要是C10－C15以上的直链或支链族，其结构与原油相似，因此它在低成熟—成熟阶段是生油的。海相底栖藻类或底栖生物为主的干酪根或Ⅱ型或脂类或混合型干酪根结构可能与Ⅰ型干酪根更相似，核也多是低环数，且含有6个相连的芳香环化合物，饱和的环状化合物数量较多，氮、硫、氧的杂环或官能团较少，桥键或脂族链也含有C10－C15以上的直链或支链族，其结构也与原油具有一定的相似性，在成熟阶段也主要是生油。Ⅲ型或木质—腐殖干酪根或镜质组+丝质组+少量壳质组等高等植物残骸或残屑为主的干酪根中，核为7个相连的芳香环，环状化合物相对较少，氮、硫、氧的杂环或官能团较多，脂链族以－CH3为主，一般在(CH2)5以下，其结构与原油相差明显，C10－C15以上的直链或支链族以及环状化合物很少，它在成熟阶段不具备大量生油能力，只能在成熟中晚期生成少量轻质油气。

图2 四川盆地上二叠统(P2l－P2d)优质烃源岩不同沉积相带成烃生物发育特征Fig.2 Sedimentary facies of Upper Permian(P2l－ P2d)source rocks and their relationship with hydrocarbon-forming organisms in Sichuan Basin

中国现代海相浮游藻类、底栖藻类、南方中三叠统—寒武系、羌塘盆地侏罗—三叠系、冀北中上元古界90余块不同类型未成熟—成熟烃源岩常规生排烃热压模拟实验和10余块海相不同有机质类型(成烃生物)烃源岩原样仿真地层热压模拟实验证实:①海相不同有机质类型(成烃生物)烃源岩原样仿真地层热压模拟实验总生油量明显增加，生油高峰模拟温度错后(Ro相当)，排油量及其占总油比例在Ro＜0.9%时相对较低，Ro＞1%之后排油量和占总油比例均迅速增高并趋于一致，总生烃气量相当或略偏高一些，H2和CO2等明显减少，相对更接近地下客观实际(图3)。②Ⅰ型优质烃源岩(油页岩，浮游藻类为主)在成熟阶段是生油的，最高生油产率达到909.49 kg/t(图3)，总有机碳的总油转化率可以达到75%;生油高峰阶段的烃气产率低，只有9.91 ～89.5 kg/t，相当于生油量的0.3% ～9.8%。③Ⅱ型优质烃源岩(油页岩，底栖藻类为主)在成熟阶段最高生油产率达到427.29 kg/t(图 3)，总 有 机 碳 的 总 油转化率也可以达到35%以上。即Ⅱ型(混合型或底栖藻类为主)优质烃源岩在成熟阶段也主要是生油的，而且生油量较高，生油高峰阶段的烃气产率也低，只有 17.4 ～35.51 kg/t。但是，Ⅱ型优质烃源岩在成熟阶段的总生油量只有Ⅰ型(腐泥型或浮游藻类)优质烃源岩的50%左右(图3)，烃气产率相差并不明显。④Ⅲ型(高等植物为主)煤岩在成熟阶段最高总生油量也只有51.54 kg/t(图3)，总有机碳的总油转化率小于4.5%，此时烃气产率只有0.25 kg/t，它们难以排出煤岩，最多可能含有一定量壳质组的煤岩在成熟阶段中后期可以随气排出少量轻质油或凝析油。即Ⅲ型煤系烃源岩在成熟阶段生油量很低，仅相当于Ⅱ型优质烃源岩在成熟阶段总生油量的12.5%左右，Ⅰ型优质烃源岩的6%左右。此外，Ⅲ型煤系烃源岩在成熟生油阶段烃气产率也不高，总烃气量还低于Ⅰ、Ⅱ型优质烃源岩，即Ⅲ型煤系烃源岩不能成为优质烃源岩。

图3 优质烃源岩和煤岩原样仿真地层热压模拟实验总油产率对比Fig.3 Total oil yields of excellent source rocks and coal based on simulation experiment

2.2 高—过成熟阶段生气潜力强

图4 优质烃源岩和煤岩原样仿真地层热压模拟实验总烃气产率对比Fig.4 Total hydrocarbon gas yields of excellent source rocks and coal based on simulation experiment

海相优质烃源岩不但在低成熟—成熟阶段总生油产率高，而且在高成熟—过成熟阶段早期生气潜力强，主要是原油再裂解烃气。①Ⅰ型优质烃源岩原样仿真地层热压模拟实验高成熟—过成熟阶段早期最高生烃气产率达到418.09 kg/t(图4)，总有机碳中总烃气(甲烷)碳的转化率可以达到约32%，其中约有85%为其成熟阶段所生原油再裂解的烃气(甲烷)。即Ⅰ型优质烃源岩不但在成熟阶段总生油量很高，而且在高成熟—过成熟阶段早期生烃气产率也很高，为很好的或优质气源岩，不过烃气(甲烷)80%以上为Ⅰ型优质烃源岩早期所生原油再裂解的产物。②Ⅱ型优质烃源岩在高成熟—过成熟阶段早期最高生烃气产率达到257.06 kg/t(图4)，总有机碳中总烃气(甲烷)碳的转化率可以达到约20%，其中约有71%为其在成熟阶段所生原油再裂解的烃气(甲烷)。与Ⅰ型优质烃源岩相比，最高产烃气量约降低了38%，原油再裂解烃气(甲烷)所占总烃气比例也约降低了15%。即Ⅱ型优质烃源岩不但在成熟阶段总生油量较高，而且在高成熟—过成熟阶段早期烃气产率也较高，也为好或优质气源岩。与Ⅰ型优质烃源岩相比，其最高产烃气量约降低了30%左右，原油再裂解烃气(甲烷)所占总烃气比例也约降低了20%左右，相反干酪根直接产烃气却有所增加。③Ⅲ型煤岩原样在高成熟—过成熟阶段最高生烃气产率为117.33 kg/t，相对较低，总有机碳中总烃气(甲烷)碳的转化率约为9%，仅相当于Ⅰ型优质烃源岩的28%，Ⅱ型优质烃源岩的45%，其不能作为优质气源岩。此外，Ⅲ型煤系烃源岩在成熟生油阶段烃气产率也不高，总烃气量还低于Ⅰ、Ⅱ型优质烃源岩。也就是说，Ⅲ型煤系烃源岩不能成为优质烃源岩。但是，Ⅲ型煤系烃源岩在高成熟—过成熟阶段的产烃气量主要是干酪根直接热裂解所生，烃气量约占总生烃气量的70%以上，最高可达到90%，这与Ⅰ、Ⅱ型优质烃源岩在高成熟—过成熟阶段早期以原油再裂解烃气(甲烷)为主正相反(图3，4)。

高成熟—过成熟阶段的海相优质烃源岩生气量也高或“优质”，主要是优质烃源岩中的“可溶有机质”和运移出来后形成古油藏或储集岩中的“油”热裂解而形成天然气，优质烃源岩中干酪根直接热裂解气只占少部分。而Ⅲ型煤系烃源岩[w(TOC)＞2%］在高成熟—过成熟阶段烃气最高产率只有不到120 kg/t，其中70%以上为干酪根直接热裂解而产生。随着干酪根类型变差(Ⅰ→Ⅱ1→Ⅱ)，干酪根直接热裂解凝析气比例有所提高，但总生气量是相对减少的(图4)。也就是说，在高成熟—过成熟阶段，海相优质烃源岩尽管主要经过“油”再热裂解而形成天然气，其烃气最终转化率仍是Ⅲ型烃源岩的2～4倍，属好的气源岩或优质气源岩。因此，在油气资源评价或盆地模拟过程中，高成熟—过成熟原油裂解生烃是烃气组成的重要方面。

3 不同成烃生物生油气能力评价

在地质演化过程中，不同干酪根类型或成烃生物优质烃源岩的生排油气能力始终都是动态变化的，其评价方法和评价技术也是动态变化的。

未成熟阶段优质烃源岩干酪根尚未大量热裂解生成并排出原油，保持着原始生烃潜量(表1)，可溶有机质或残留油几乎全部为生物标志物。干酪根类型或成烃生物的评价指标主要为干酪根H/C原子比、镜下鉴定、碳同位素、有机岩石学及超显微有机岩石学、可溶有机质及生物标志物、岩石热解氢指数等(表2)。

成熟早中期优质烃源岩干酪根开始大量生排油，生烃潜量高、产油率及残留油率也高，烃气产率低，Ro一般介于0.45% ～0.8%之间。干酪根类型或成烃生物的评价指标与未成熟优质烃源岩相似，主要为干酪根H/C原子比、镜下鉴定、碳同位素等、有机岩石学及超显微有机岩石学、可溶有机质及生物标志物、岩石热解氢指数及岩石轻烃、吸附气、酸解气分析与单体烃碳同位素等(表2)。

成熟中晚期优质烃源岩正处于大量生排油气阶段，生烃潜力明显降低，Ro一般介于0.8% ～1.35%之间。干酪根类型或成烃生物的评价指标主要为干酪根镜下鉴定、干酪根碳同位素、有机岩石学或超显微有机岩石学、可溶有机质及生物标志物、岩石轻烃、吸附气、酸解气分析与单体烃碳同位素等(表2)。

高成熟优质烃源岩正处于生排凝析湿气阶段，它是干酪根和成熟阶段生成及排出的可溶有机质或油热裂解产物，生烃潜力已经较低，固体沥青产率较高，Ro一般介于1.3% ～2.0%之间。干酪根类型或成烃生物的评价指标主要为干酪根碳同位素、有机岩石学或超显微有机岩石学及岩石轻烃、吸附气、酸解气分析与单体烃碳同位素等(表2)。

过成熟优质烃源岩(Ro＞2.0%)是已经过大量生排烃的烃源岩，生烃潜力已经很低，到过成熟晚期(Ro＞4.3%)生烃潜力接近零。干酪根类型或成烃生物的辨认只能靠干酪根碳同位素、有机岩石学或超显微有机岩石学及岩石吸附气、酸解气甲烷碳同位素等(表2)。

表1 海相优质烃源岩不同干酪根类型生油气能力的动态评价数据Table 1 Dynamic evaluation of hydrocarbon generation of different kerogen types of excellent marine source rocks

表2 烃源岩干酪根类型动态评价参数或指标统计Table 2 Statistics of dynamic evaluation parameters of kerogen type of hydrocarbon source rocks

4 结论

(1)中国南方和塔里木高成熟—过成熟海相优质烃源岩识别出成烃生物主要有浮游生物(浮游藻类)、底栖生物(或底栖藻类)、菌类(真菌类和细菌)及线叶或高等植物等4大类组成，干酪根类型主要为Ⅱ型(底栖藻类、菌类及浮游藻类为主)。

(2)浮游藻类(相当于Ⅰ型)和底栖藻类(相当于Ⅱ1型)成烃生物原始生烃潜力在不同成熟阶段生油潜力不同，在高成熟—过成熟阶段生气潜力也存在差异，主要是原油再裂解烃气。

(3)不同类型的成烃生物在各成熟阶段的生油、生气潜力与评价技术和方法是动态变化的。在高成熟—过成熟阶段有机岩石学或超显微有机岩石学及干酪根碳同位素也是相对有效的评价方法。

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