南堡凹陷烃源岩有机碳含量恢复研究

冯乾乾，韩一哲，李倩文.2，庞雄奇

(1.中国石油大学(北京)地球科学学院，北京 102249；2.中国石油大学(北京)盆地与油藏研究中心，北京 102249；3.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)



南堡凹陷烃源岩有机碳含量恢复研究

冯乾乾1，韩一哲1，李倩文1.2，庞雄奇2,3

(1.中国石油大学(北京)地球科学学院，北京 102249；2.中国石油大学(北京)盆地与油藏研究中心，北京 102249；3.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)

摘要：烃源岩进入成熟阶段后随着大规模生排烃作用的进行，TOC含量逐渐减少，将烃源岩内残余TOC恢复至生排烃前的原始状态有助于正确评价一个地区的烃源岩。南堡凹陷发育沙河街组和东营组两套烃源岩，有机质类型主要为Ⅱ型，Ro主要为0.5% ～1.4%，处于成熟—高成熟阶段；根据烃源岩演化过程中残余生烃母质变化原理，利用烃源岩TOC演化与各种主控因素之间的定量关系模型，对模型中烃源岩密度、孔隙度、油气发生率、生成烃类的含碳系数、排烃系数等因素在自然条件下变化的特征进行取值，计算得到了南堡凹陷烃源岩不同成熟度下的TOC恢复系数，并制作了恢复图版，研究证实，烃源岩残余有机碳恢复系数可达1.67。说明进入了排烃门限的低有机质丰度( TOC<0.5%)烃源岩不应被排除在有效烃源岩之外，其可能对南堡凹陷油气藏的形成和分布具有重要贡献。

关键词：南堡凹陷；TOC恢复；烃源岩；烃源岩评价

烃源岩中有机质数量和质量是油气形成的物质基础，决定着其生烃能力，有机质丰度是烃源岩重要表征参数[1-3]。常用的有机质丰度指标包括总有机碳含量(TOC)、氯仿沥青“A”、总烃含量(HC)和岩石热解生烃潜量(S1+S2)等[1-4]。烃源岩未大量生排烃时的有机质称为原始有机质，而现今测得的有机质通常是大量生排烃作用之后的残余有机质[5]。排烃门限理论研究表明，当烃源岩生成的烃饱和了自身各种形式的存留后，就开始大量向外排烃，并且排出烃量随烃源岩埋藏深度和演化程度的增加而增加[6]。因此，在地史过程中，烃源岩中有机质的绝对量随生排烃作用的进行而不断减少，导致反映其丰度的总有机碳含量(TOC)逐渐降低[7-8]，若用现今残余有机质的含量去评价一个地区的烃源岩和油气远景，必然会引起一定误差，对于已达到高成熟—过成熟阶段的烃源岩而言，差别更加显著。南堡凹陷主要发育沙河街组和东营组两套泥质烃源岩，有机质类型以Ⅱ型为主，Ro分布范围主要为0.5% ～1.4%，总体已处于成熟—高成熟阶段，对烃源岩TOC含量进行恢复，有助于正确认识该地区的资源潜力，对油气勘探具有现实的指导意义。

从20世纪80年代开始，许多学者提出了不同的有机质丰度恢复方法，主要有自然演化剖面法、热解模拟实验法、物质平衡法(包括化学元素守恒法、无效碳守恒法和有机质守恒法)、理论推导法(包括化学动力学法、有机质演化规律法、降解率法和回归分析法)等[4,9-15]。这些方法均有一定的适用性，但也都有一定的局限性，很难普遍适用。本文采用的TOC 变化定量关系模型是根据干酪根热降解生烃理论[2]，从烃源岩演化和油气生、留、排的角度出发，结合烃源岩内相关参数的变化，基于物质平衡理论推导出的，同时考虑到了地层压实作用和烃源岩热演化过程对生排烃作用的影响，具有一定的普遍适用性。公式中参数简单,较易从自然条件下获得，不受主观因素影响，计算结果比较接近实际[16]。

1 区域地质概况

南堡凹陷位于渤海湾盆地黄骅坳陷东北部，为新生代断陷盆地，是渤海湾盆地北侧的一个小型油气富集区，也是一个勘探比较成熟的油气区。南堡凹陷西北部以西南庄断层为界与老王庄—西南庄凸起毗邻；东北部以柏各庄断层为界与马头营—柏各庄凸起相邻；南部与沙垒田凸起呈断超关系。地理位置处于河北省唐山市和秦皇岛市之间，北部与燕山相连，南部和东部与渤海相接，西部以涧河为界。整个南堡凹陷面积为1932km2，其中滩海面积为1100km2[17]。

南堡凹陷古近系是一个具有北断南超特征的典型箕状生油凹陷，整体呈现出“四凹三凸”的特征[17]。凹陷内部被高柳断层分割为南北两区，北区是沙河街组的沉积中心，发育柳赞构造、高尚堡构造、拾场次凹，是沙河街组主要的含油区带(图1)。南区是东营组的沉积中心，在西南庄断层的下降盘发育了老爷庙构造、北堡构造带；在滩海区域发育了南堡1号构造、南堡2号构造、南堡3号构造、南堡4号构造和南堡5号构造，南区中央地带从西向东依次发育了林雀次凹和柳南次凹两个负向构造单元，也是重要的生烃中心，馆陶组、明化镇组、东营组、沙河街组和奥陶系潜山是重要的含油气层系[18]。

2 南堡凹陷烃源岩特征

2.1 烃源岩地质特征

南堡凹陷位于渤海湾盆地黄骅坳陷北部，是新生代发育起来的北断南超的箕状生油凹陷，凹陷主要发育古近系东营组东三段( Ed3) 、沙河街组沙一段( Es1) 、沙三段( Es3)共3 套烃源岩层系。沙一段烃源岩发育于半深湖相，为深灰色泥岩，厚度为 200～300m，分布广泛，为南堡凹陷的有效烃源岩。东三段烃源岩为深灰色湖相泥岩，暗色泥岩厚度在600m左右，主要分布在林雀次凹南部和曹妃甸北部地区，其次是高柳断层南侧地区。沙三段烃源岩也是一套优质烃源岩，具有很高的有机质丰度。平面上，厚层暗色泥岩主要分布在高柳断层的北部和凹陷的中部，呈东西向条带状展布，其厚度可达300m以上。

2.2 烃源岩有机质丰度

有机质丰度是评价烃源岩生烃潜力的重要参数。目前常用的有机质丰度指标主要有有机碳含量(TOC)、岩石热解生烃潜力(S1+S2)、氯仿沥青“A”和总烃含量(HC)等。其中有机碳含量是最常用的有机质丰度指标，不同沉积环境的烃源岩评价标准不同。按照“中国陆相烃源岩有机质丰度评价标准”，确定了南堡凹陷不同层位烃源岩有机碳含量平均值分布特征：不同层位烃源岩有机质丰度分布差异大，东营组东三段和沙河街组沙三段是好的烃源岩(沙三段烃源岩主要集中在沙三段4亚段和5亚段)；沙一段为较好的烃源岩；东一段、东二段和沙二段为较差烃源岩。

2.3 有机质类型

有机质丰度决定了烃源岩生烃物质的多少，有机质类型决定了烃源岩最终能生成油气比例的多少。研究区烃源岩有机质类型主要为Ⅱ2型和Ⅱ1型，其次为Ⅲ型，少量Ⅰ型。其中东三段主要为Ⅱ2型，少量Ⅱ1型和Ⅲ型；沙一段以Ⅱ2型和Ⅲ型为主，仅个别为Ⅰ型；沙三段以Ⅱ2型和Ⅲ型为主，仅个别为Ⅰ型。沙三段有机质类型较好，其次为东三段和沙一段[16]。

2.4 烃源岩热演化程度

已有的勘探理论表明，一个地区的烃源岩达到成熟阶段并且发生过生、排烃作用，该地区才能有较高的油气勘探成功率。烃源岩的成熟度对油气勘探的成功起着至关重要的作用。目前主要利用Ro来评价烃源岩的成熟度。本次研究系统收集了南堡凹陷已有的Ro数据，统计分析镜质组反射率与埋深的变化关系(图2)，发现南堡凹陷烃源岩实测镜质组反射率Ro与埋深H有很好的指数相关性，相关公式为：Ro=0.2e0.0004H。研究区Ro主要分布在0.5%～1.4%范围内，对应埋深为2000～5500m。预测石油生成高峰对应深度应在4200m左右[17]。

3 南堡凹陷烃源岩TOC恢复研究

根据Tissot提出的干酪根热降解生烃理论，有机质在热演化过程中会有油气的生成和排出，有机母质的转化过程不论作用机理如何，都是一个物质平衡过程。庞雄奇等认为有机母质的生烃过程可以概略地认为是一个物质平衡过程。设定有机母质在转化过程中C、H、O、N、S 等5 种元素不与外界其他元素发生化学反应，只在彼此之间相互作用；转化过程中的损失量ΔM全部或最大限度地形成CH4、C2H6、C3H8、C4H10、CO2、H2S、N2、H2、H2O、Oil等10种产物。通过增加一些地质与地球化学条件限制可以求出任意转化阶段的上列10 种产物的量[6，19]。

骨架不变原理[19-20]：

(1)

式中D0、D——两阶段烃源岩厚度，m；

φ0、φ——两阶段烃源岩的孔隙度，%；

物质平衡原理[2]：原始有机碳含量=残余有机碳含量+排出烃类中的有机碳含量。

烃源岩从A阶段演化到B阶段，根据骨架不变原理和物质平衡原理，庞雄奇等由此推导出残余有机碳含量与原始有机碳含量之间的关系模型，为：

(2)

式中QTOCo——原始有机碳含量，%；

QTOC——残余有机碳含量，%；

ρro、ρr——两阶段烃源岩的密度，g/cm3；

Kc——排出烃类的含碳系数(含碳量所占烃类总质量百分比)；

Ke——烃源岩的排烃效率(排出烃量占生成烃量的比率)；

Rp——有机母质的油气发生率(当前单位质量有机碳在其已发生的演化过程中累计生烃量)[16]。

研究表明，南堡凹陷烃源岩分布广泛，主要为灰色、深灰色泥岩，总体已达到成熟—高成熟演化阶段[18]，选取该区的沙河街组、东营组的主力烃源岩进行研究，根据上述TOC恢复公式，将残余有机碳含量QTOC恢复到原始有机碳含量QTOCo，能更好地评价该区的烃源岩。

3.1 烃源岩孔隙度

南堡凹陷属于典型的断陷盆地，主要发育断层油气藏，断层为主要油气运移通道，生储盖组合为互层式，以河流—湖泊沉积体系为主，砂体中泥质分布不均。其烃源岩孔隙度随埋深变化如图3所示，通过分析拟合，可以得出烃源岩孔隙度与埋深的关系式：

φn=55.127e-0.0004H

(3)

式中H——烃源岩埋深，m；

φn——烃源岩孔隙度，%。

3.2 烃源岩密度

南堡凹陷烃源岩密度随埋深变化如图4所示，关系式为：

ρn=0.0001H+1.9152

(4)

式中ρn——烃源岩密度，g/cm3。

3.3烃源岩油气发生率

油气发生率指当前1t有机母质在转化过程中累计产生的油气量。随干酪根类型和热演化程度的变化，烃源岩油气发生率也相应变化。基于干酪根生烃量物质平衡优化模型计算结果可知，南堡凹陷烃源岩有机质类型为Ⅱ2型，烃源岩油气发生率Rpn与热演化程度Ro的关系(图5)为[19]：

Rpn=0.591lnRo+0.650

(5)

3.4 生成烃类的含碳系数

生成烃类的含碳系数为单位质量的有机母质在转化过程中生成的烃类中所含有机碳的质量比率。理论上为10种产物中所含有机碳的质量与10种产物的总质量之比，它随着干酪根类型和热演化程度的不同而改变。南堡凹陷有机质类型为Ⅱ2型，烃源岩的Kcn与Ro的关系(图6)为[7]：

Kcn=0.021lnRo+0.775

(6)

式中Kcn——生成烃类的含碳系数。

3.5 烃源岩排烃效率

烃源岩排烃效率为烃源岩排烃量占生烃量的百分数。干酪根类型不同、烃源岩热演化程度不同，其排烃效率不同。选取基于排烃门限理论的生烃潜力法[6]作为评价的模型，对南堡凹陷烃源岩排烃过程进行统计分析，得到南堡凹陷Ⅱ2型有机质烃源岩排烃效率Ken与Ro变化关系(图7)，其相关公式为：

(7)

3.6 TOC恢复图版

将以上参数选定后，代入恢复系数公式，求出南堡凹陷Ⅱ2型有机质烃源岩的TOC恢复系数R，公式为：

(8)

式中φn0、φn——南堡凹陷两阶段烃源岩孔隙度，%；

ρn0、ρn——南堡凹陷两阶段烃源岩的密度，g/cm3。

由式(8)计算的结果见表1。由表1可知，利用插值法可以精确地求出某一深度或热演化程度Ro时的烃源岩的埋深、密度、孔隙度等，从而应用TOC恢复公式求取恢复系数R，拟合出南堡凹陷烃源岩原始有机碳恢复图版(图8)。由图8可以看出，随着热演化程度的增加，烃源岩内TOC的含量逐渐减小，TOC恢复系数逐渐增大，恢复系数增大最快的阶段对应烃源岩大量排烃的阶段。将烃源岩残余有机碳含量乘以恢复系数就是原始有机碳含量，从而能够更好地对该地区的勘探远景进行评价。

3.7 讨论

烃源岩现今有机碳含量是其在地史过程中埋藏、生烃、排烃后的最终结果，当前测得的数值只能反映其目前残留量的大小。研究表明，Ⅱ型有机质在进入大量排烃之前(Ro<0.5%) 的原始母质含量可以达到高过成熟阶段(Ro>1.2%)残余TOC的2.2倍[16]。在这种情况下，必须对现今TOC含量较低的烃源岩进行有机碳恢复，才能进行有效烃源岩判定，否则可能大大低估盆地油气勘探潜力，对油气勘探和资源评价不利。

4 结论

(1)随着热演化程度的增加，烃源岩内TOC的含量呈逐渐减小的趋势，尤其是高过成熟阶段的烃源岩。进入了排烃门限的低有机质丰度( TOC<0.5%)烃源岩不应被排除在有效烃源岩之外，它们可能对油气藏形成和分布具有不可忽视的贡献。

(2)南堡凹陷古近系烃源岩处于成熟—高过成熟阶段，利用TOC 变化的定量关系模型，将残余TOC恢复到原始状态，恢复系数可达1.67。恢复过程同时考虑到了地层压实作用和烃源岩热演化过程对油气生排烃作用的影响，所需参数简单且较易从自然条件下获得，不受主观因素影响，计算结果比较符合南堡凹陷的实际。

(3)对南堡凹陷烃源岩TOC进行恢复，能够更为客观地分析烃源岩TOC在地史过程中的变化，准确判别与评价烃源岩的有效性，对预测有利勘探领域和评价油气资源潜力、计算不同烃源岩层对油气成藏的相对贡献具有重要的理论意义和实用价值。

参考文献

[1]柳广第.石油地质学(第四版)[M].北京:石油工业出版社，2009:153-165.

[2]Tissot B P, Welte D H.Petroleum Formation and Occurrence [M].Berlin: Springer-Vevlag，1978：1-554.

[3]Hunt J M.Petroleum Geochemistry and Geology (lstedition) [M].New York: Freman, 1979：261-273.

[4]卢双舫,刘晓艳,曲家燕,等.海拉尔盆地呼和湖凹陷烃源岩原始生烃潜力和原始有机碳的恢复[J].大庆石油学院学报,1995,19(1):31-34.

[5]霍志鹏,庞雄奇,张宝收,等.低丰度碳酸盐岩有效烃源岩存在的证据及其TOC下限[J].地质论评，2013，59(6)：1165-1176.

[6]庞雄奇.排烃门限控油气理论及应用[M].北京：石油工业出版社,1995:1-147.

[7]庞雄奇,方祖康,陈章明.地史过程中的岩石有机质含量变化及其计算[J].石油学报,1988，9(1):17-24.

[8]方祖康.有机质泥岩在热演化过程中有机碳含量的变化特征[J].大庆石油学院学报，1986，3(3):18-20.

[9]王杰,陈践发.关于碳酸盐岩烃源岩有机质丰度恢复的探讨:以华北中、上元古界碳酸盐岩为例[J].天然气地球科学,2004，15(3):306-310.

[10]郝石生.对碳酸盐生油岩的有机质丰度及其演化特征的讨论[J].石油实验地质,1984，6(1):67-71.

[11]金强.生油岩原始有机碳恢复方法的探讨[J].石油大学学报(自然科学版),1989，13(5):1-10.

[12]肖丽华,孟元林,高大岭,等.地化录井中一种新的生、排烃量计算方法[J].石油实验地质,1998,20(1):98-102.

[13]卢双舫,徐立恒,申家年,等.富台油田成藏期与生排烃期的匹配关系[J].新疆石油地质,2006，27(3):270-272.

[14]郝石生,高岗,王飞宇,等.高—过成熟海相烃源岩[M].北京:石油工业出版社,1996：14-29.

[15]王子文,赵锡嘏,卢双舫,等.原始有机质丰度的恢复及其意义[J].大庆石油地质与开发，1991，10(4):20-26.

[16]庞雄奇,李倩文,陈践发,等.含油气盆地深部高—过成熟烃源岩TOC恢复及其应用[J].古地理学报，2014(6): 772-788.

[17]刚文哲,仵岳,高岗,等.渤海湾盆地南堡凹陷烃源岩地球化学特征与地质意义[J].石油实验地质,2012, 34(1):58-65.

[18]朱光有,张水昌,王拥军,等.渤海湾盆地南堡大油田的形成条件与富集机制[J].地质学报,2011，85(1):97-113.

[19]庞雄奇,陈章明,陈发景.含油气盆地地史、热史、生留排烃史数值模拟研究与烃源岩定量评价[M].北京:地质出版社,1993:43-59.

[20]漆家福,杨桥.关于碎屑岩的去压实校正方法的讨论:兼论李绍虎等提出的压实校正法[J].石油实验地质,2001，23(3):357-360.

[21]周杰,庞雄奇.一种生、排烃量计算方法探讨与应用[J].石油勘探与开发,2002,29(1)：24-27.

TOC Recovery of Source Rock in Nanpu Sag

Feng Qianqian1，Han Yizhe1，Li Qianwen1,2，Pang Xiongqi2,3

(1.CollegeofGeosciences,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China;2.Basin&ReservoirResearchCenter,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China;3.StateKeyLaboratoryofPetroleumResourcesandProspecting,ChinaUniversityofPetroleum，Beijing102249,China)

Abstract:In the process of geologic history, the amount of TOC gradually decreases with the mass hydrocarbon expulsion after the source rock enters mature stage.Therefore, it may contribute to evaluate the source rock in an area accurately if the residual amount of TOC in present source rock is restored to the condition where the source rock hasn’t expelled hydrocarbon.Study showed that there were two sets of source rocks in Nanpu sag, namely, the Shahejie Formation and the Dongying Formation.The organic matter type of them was mainly type Ⅱand the Ro of them ranged from 0.5% to 1.4%, which indicated that the source rocks were at the mature and highly mature stage.Based on the principle of the changes that the residual organic matter in the source rocks made in the evolution process of the source rock, a quantitative model about the amount of TOC and various main controlling factors was proposed.By given a proper value of each factor like source rock density, porosity, oil and gas incidence, carbon coefficient and expulsion coefficient of generated hydrocarbons in natural conditions, the value of TOC recovery coefficient at different thermal maturity degree in source rocks of Nanpu Sag could be calculated and the result of which was 1.67.Based on this, the evolution chart of TOC in the source rocks was also established.It was revealed that the source rocks of low organic matter abundance (TOC<0.5%)that have entered expulsion threshold should not be excluded from effective source rocks.They might contribute a lot to formation and distribution of hydrocarbon reservoirs in Nanpu sag.

Key words:Nanpu sag; TOC Recovery; source rock; evaluation of source rock

第一作者简介：冯乾乾(1994年生)，男，主要研究方向为油气成藏机理和油气资源评价。邮箱: 1181335329@qq.com。

中图分类号：TE122

文献标识码:A