准噶尔盆地风城地区风城组烃源岩生排烃特征及致密油资源潜力

胡涛，庞雄奇，于飒，杨弘毅，王绪龙，庞宏，郭继刚，沈卫兵，徐静



准噶尔盆地风城地区风城组烃源岩生排烃特征及致密油资源潜力

胡涛1, 2，庞雄奇1, 2，于飒1, 2，杨弘毅3，王绪龙4，庞宏1, 2，郭继刚5，沈卫兵1, 2，徐静1,2

(1. 中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室，北京102249；2. 中国石油大学盆地与油藏研究中心，北京 102249；3. 长江大学地球科学学院，湖北武汉，430100；4. 中国石油新疆油田分公司，新疆克拉玛依，834000；5. 国土资源部油气资源战略研究中心，北京，100034)

应用地质、地球化学、测井、地震反演、沉积相和构造埋深等资料，预测烃源岩厚度、有机质丰度和有机质类型等的平面分布，采用生烃潜力方法建立风城组烃源岩的生排烃模式，评价风城组致密油的资源潜力。结果表明：风城组烃源岩分布面积广、厚度大、有机质丰度高，有机质类型以Ⅱ型为主，目前处于低成熟—成熟演化阶段。风城组烃源岩在镜质体反射率o为0.5%和0.85%时分别达到生烃门限和排烃门限。风城组烃源岩现今累积生烃量为3.185×109t，累积排烃量为1.531×109t，残留烃量为1.654×109t，其中云质岩致密油与页岩油资源量分别为0.613×109t和1.565×109t。综合分析认为，风城组烃源岩类型好、生排烃量大，为晚期排烃，具有广阔的致密油勘探前景。

准噶尔盆地；风城地区；风城组烃源岩；生排烃特征；致密油资源

致密油可分为广义致密油与狭义致密油：广义致密油是指与烃源岩层系互层共生或紧邻的致密砂岩、致密碳酸盐岩储集层中聚集的石油[1−4]；狭义致密油是指从源岩中排出，并运移至附近的致密砂岩、致密碳酸盐岩储集层中聚集的石油[4−7]。结合研究区实际地质情况，本文将储层地面空气渗透率小于1×10−3μm2，赋存于泥页岩及其互层共生或紧邻的致密储层中的石油统称为致密油，包括云质岩致密油和页岩油2类。准噶尔盆地风城地区二叠系风城组致密油资源丰 富[8]，共提交致密油三级储量1.27×108t，勘探潜力巨大。但现阶段新疆油田针对风城组致密油的勘探仅局限于埋深4 500 m以上，主要是因为对风城组这套有机质丰度较低烃源岩的生排烃能力存在一定怀疑(总有机碳含量为0.14%~3.19%，平均为1.13%)。目前国内外针对研究区风城组烃源岩的研究较少[8−11]，尤其对该套烃源岩生排烃特征的研究还是空白。国内外许多学者对烃源岩生排烃特征的研究提出了多种方法[12−17]，主要包括模拟实验法、化学动力学法和物质平衡法，但仍存在一些不足[18]。本文作者在对风城地区风城组烃源岩的地质和地球化学特征进行分析的基础之上，选取生烃潜力法作为烃源岩评价的模型[19−21]，并通过对烃源岩的原始生烃潜力进行恢复，恢复烃源岩的生排烃史，这对于客观认识风城组致密油的资源潜力，以及指导本区致密油下步的油气勘探部署具有重要的现实意义。

1 区域地质背景

图1所示为准噶尔盆地风城地区地理位置图。风城地区位于准噶尔盆地西北缘哈拉阿拉特山—扎伊尔山山前凹陷内，主要由乌夏断裂带和玛湖凹陷西斜坡的部分地区组成，面积约2 039 km2(图1)。风城地区现今构造较简单[9, 22−23]，基本表现为向东南倾斜的平缓单斜，局部发育低幅度平台、背斜或鼻状构造。准噶尔盆地风城地区下二叠统风城组地层形成于残留海封闭后的咸化—半咸化陆相湖盆[24]，是一套咸化湖泊准同生期云化作用混积岩，其中碎屑岩、碳酸盐岩和火山岩呈现出相互消长的关系[25]。图2所示为准噶尔盆地风城地区风城组致密油油藏剖面图(图1中’剖面位置)。灰色白云质泥岩与灰黑色泥岩是风城组致密油的主要烃源岩，而致密油储集岩则主要是与烃源岩呈薄互层发育的泥岩白云质、白云质泥岩与白云质粉细砂岩。致密云质岩类储层和烃源岩大面积叠置分布，近源成藏，形成了大面积连续分布的云质岩致密油，具有纵向上整体含油的特征(图2)。图3所示为准噶尔盆地风城地区地层综合柱状图。云质岩致密油的油质较好，原油密度为0.825~0.923 g/cm3，平均密度为0.882 g/cm3，50 ℃原油黏度3.71~1 229 mPa∙s，平均黏度为197.23 mPa∙s，属于轻质—中质油；含蜡量(质量分数)0.88%~10%，平均4.1%，大多数均小于5%，属于低蜡型原油。储盖研究揭示了两套组合，上部盖层对油气保存与高压系统的形成至关重要(图3)。

2 样品

风城地区目前钻遇二叠系风城组的探井共有65口，其中钻穿风城组地层的探井共23口，本次研究的数据包括这23口探井中的21口，分析资料包括：129组有机碳热解分析数据，94组氯仿沥青“A”测试数据，50组有机元素分析数据，57组干酪根有机碳同位素分析数据，86组镜质体反射率o测试数据，430组储层孔渗分析数据，6个样品全烃气相色谱分析数据以及这21探井的地质分层数据、岩屑描述和岩心描述数据。这些探井较为均匀地分布在风城地区(图1)，样品全部来自于风城组烃源岩的钻井取芯，分析化验数据可靠，因此，本文在这些资料的基础上进行的研究具有一定的可靠性。研究参数见表1。

(a) 准噶尔盆地地理位置图；(b) 风城地区地理位置图；(c) 风城地区勘探成果图

图2 准噶尔盆地风城地区风城组致密油油藏剖面图(图1中AA’剖面位置)

图3 准噶尔盆地风城地区地层综合柱状图

3 研究结果

3.1 烃源岩特征

3.1.1 分布特征

图4所示为准噶尔盆地风城地区风城组有效烃源岩厚度平面等值线图。风城组烃源岩主要为白云质泥岩与黑灰色泥岩，其次还有少发育的凝灰质泥岩和凝灰质碳酸盐岩。结合沉积相和构造等高线的综合分析，风城组烃源岩总有机碳含量(质量分数，用TOC表示)大于1.0%的分布面积约2 039 km2，覆盖整个研究区；总有机碳含量TOC大于1.0%的烃源岩平均厚度约119 m，不同地区存在一定差异，整体上表现为自西北向东南逐渐减薄，其中以风城011井区与百泉1井烃源岩最为发育，最大厚度可达260 m(图4)。

3.1.2 有机质丰度

目前，衡量岩石中有机质丰度常用的指标主要包括总有机碳含量(TOC)、热解烃量(用表示，质量分数)、生烃潜量(用表示，质量分数)和氯仿沥青“A”含量(用“A”表示，质量分数)等[26−27]。

图5所示为准噶尔盆地风城地区风城组烃源岩有机质丰度评价图版及TOC平面分布等值线(图5中为数据点个数)，表2所示为烃源岩有机质丰度评价标准[27]。统计风城地区不同部位烃源岩样品的129组有机碳测试数据、129组热解测试数据及94组氯仿沥青“A”测试数据，根据泥质烃源岩有机质丰度评价标准(表2)[27]，风城地区风城组烃源岩TOC为0.14%~ 3.19%，平均为1.13%；氯仿沥青“A”质量分数为29×10−6~16 185×10−6，平均为3 357.37×10−6；生烃潜量为0.09~18.31 mg/g，平均为4.67 mg/g(图5(a)，(b)，(c))。结合沉积相和构造等高线的综合分析，研究区不同部位总有机碳含量的分布存在一定差异，整体上表现为自西北向东南不断减小，其中又以风14井区至风4井区质量分数最高，均超过2%(图5(d))。

表1 本次研究参数来源明细(数据均为平均值)

图4 准噶尔盆地风城地区风城组有效烃源岩厚度平面等值线图

(a) 岩wTOC−交会图；(b) wTOC− w“A”交会图；(c) w“A” −交会图；(d) wTOC平面分布等值线图

表2 烃源岩有机质丰度评价标准[27]

3.1.3 烃源岩有机质类型

图6所示为准噶尔盆地风城地区风城组烃源岩有机质类型鉴别图版。基于Rock−Eval热解法得到的数据，本次研究主要利用氢指数(I)−最高热解峰温度(max)交会图和氢指数(I)−氧指数(I)交会图来判别有机质类型[28]。通过分析129组风城组烃源岩的热解数据，表明该区烃源岩有机质主要以Ⅱ型干酪根为主，少量样品的有机质类型为Ⅲ型干酪根(图6(a))。样品的氢指数(I)为20.48~626.43 mg/g，大多数为200~500 mg/g；氧指数(I)为19.45~180.65 mg/g，大多数为20~120 mg/g(图6(b))。有机质类型整体表现出了以Ⅱ型干酪根为主的特点，这与I−max交会图得到的结果一致。

根据干酪根元素分析数据，主要是利用(H)/(C)−(O)/(C)交会图来判别有机质类型[27]。风城组烃源岩的50组实测数据表明，超过50%的有机质样品测试数据均显示出Ⅱ型干酪根的特性(图6(c))。

TISSOT等[29]认为可以利用(13C)来判别有机质类型。Ⅰ型干酪根的(13C)小于−28‰；Ⅱ型干酪根的(13C)为−28‰~−25‰；Ⅲ型干酪根的(13C)大于−25‰。风城组烃源岩的57组(13C)实测结果表明(图6(d))：超过80%有机质样品的(13C)实测值在−28‰~−25‰之间，总体表现出以Ⅱ型干酪根为主的特性。

综合以上4种方法，并相互验证，表明风城地区有机质类型主要以Ⅱ型干酪根为主，同时存在少量Ⅲ型干酪根类型的有机质。

(a) tmax−HI交会图；(b) OI−HI交会图；(c) n(O)/n(C)−n(H)/n(C)交会图；(d) 风城组烃源岩干酪根碳同位素含量分布直方图

3.1.4 烃源岩有机质成熟度

镜质体反射率(o)、干酪根最大热解峰温度(max)与生物标志化合物正构烷烃碳优势指数(简称CPI，用CPI表示)和正构烷烃奇偶优势比(简称OEP，用OEP表示)是常用的成熟度判识指标[29−30]。

图7所示为准噶尔盆地风城地区风城组烃源岩有机质成熟度判别图版及o平面等值线图。统计风城地区不同构造的20组样品镜质体反射率(o)测试数据、122组干酪根热解峰温度(max)以及6口井的全烃气相色谱分析结果。分析结果表明：o测试值都大于0.5%，峰值介于0.6%~1.0%之间，少部分超过1.3%(图7(a))；最大热解峰温度max总体大于400 ℃，峰值处于435~455 ℃之间，少部分大于455 ℃(图7(b))；6口井的CPI均小于1.5，OEP均小于1.4，表明测试样品为烃源岩进入成熟阶段以后的产物(图7(c))。根据邬立言等[31]对我国Ⅱ型干酪根为主烃源岩的热演化阶段划分标准[31]，研究区风城组烃源岩大多数已演化到成熟阶段，进入生烃门限，少部分烃源岩还处于低成熟演化阶段(图7)。

总体而言，研究区烃源岩已总体处于成熟阶段，正处在大规模生烃阶段。结合沉积相分布和地层厚度等资料，研究烃源岩镜质体反射率(o)的平面分布情况(图7(d))，结果表明：研究区风城组烃源岩已基本进入成熟阶段，而不同地区烃源岩的热演化程度存在一定差异，整体上表现为自西北向东南不断升高。

3.2 烃源岩生排烃特征

3.2.1 生排烃模式

图8所示为准噶尔盆地风城地区风城组烃源岩排烃模式。利用生烃潜力法，结合风城地区钻穿风城组地层风城组烃源岩的热解数据，建立风城组烃源岩的生排烃模式。由图8可知：风城组烃源岩在o为0.5%和0.85%时分别进入生烃门限和排烃门限。当烃源岩刚进入生烃门限和排烃门限的初期，其生烃率和排烃率快速增大，但随着热演化程度的逐渐增高，生烃率和排烃率增大的速率不断变小。在镜质体反射率o达到1.13%时，烃源岩的排烃速率达到巅峰，然后随着热演化程度的增高而不断减小。随着热演化程度增大，风城组烃源岩的排烃效率可从0逐渐增大到77%。相对地，烃源岩在进入排烃门限之前，其生成油气均滞留在烃源岩中，只有极少量烃类主要以水溶相和游离相排出；而当烃源岩一旦进入排烃门限之后，烃源岩滞留烃的能力就逐渐减小到23%。但目前研究区风城组烃源岩的热演化程度为0.6%~1.4%，主体为1.05%左右(图7(a)，图7(d))，故烃源岩的排烃效率为0~68%，整体为26%；烃源岩的滞留烃效率为32%~100%，整体为74%(图8)。

3.2.2 生排烃强度、生排烃量及生排烃史

图9所示为准噶尔盆地风城地区风城组烃源岩累积生排烃强度平面等值线图。表3所示为准噶尔盆地风城地区风城组烃源岩各时期生排烃量。烃源岩生烃潜力曲线反映在不同埋深条件下烃源岩的生排烃特征，是各种地质因素作用结果的综合反映。因此，知道烃源岩的埋藏历史，就可以根据生烃潜力曲线研究各个埋藏时期烃源岩的生排烃特征。以排烃门限对应的镜质体反射率可以确定各个埋藏时期有效排烃的范围、计算排烃强度以及研究排烃中心的变化。依据生烃潜力法，采用地层回剥方法确定烃源岩的地史成熟度演化，确定各时期生烃率与排烃率的平面分布，再结合烃源岩厚度、总有机碳含量平面分布等相关数据，就可以计算出风城地区二叠系风城组烃源岩主排烃期的累积生排烃强度和生排烃量(图9，表3)，恢复其排烃史。

(a) 风城组烃源岩实测Ro分布直方图；(b) 风城组烃源岩实测热解峰温分布直方图；(c) rOEP−ICPI交会图；(d) 风城组烃源岩Ro平面分布等值线图

(a) 风城组烃源岩生排烃模式图；(b) 风城组烃源岩生排烃速率与热演化程度的关系；(c) 风城组烃源岩排烃速率与热演化程度的关系；(d) 风城组听艳艳排烃效率与热演化程度的关系

(a) 风城组烃源岩累积生烃强度平面等值线图(T3b)；(b) 风城组烃源岩累积排烃强度平面等值线图(T3b)；(c) 风城组烃源岩累积生烃强度平面等值线图(现今)；(d) 风城组烃源岩累积排烃强度平面等值线图(现今)

表3 准噶尔盆地风城地区风城组烃源岩各时期生排烃量

图10所示为准噶尔盆地风城地区风城组烃源岩累积排油量与累积排烃量之比与o的关系。准噶尔盆地风城地区风城组烃源岩的有机质以Ⅱ型干酪根为主，因此，根据准噶尔盆地Ⅱ型干酪跟的油气发生率物理模拟实验结果，求出累积排油占累积排烃的百分比随镜质组反射率(o)的演化规律(图10)。然后，将图8生排烃模式中的排烃率分为排油率和排气率，与计算累积排烃强度一样，计算风城组烃源岩各时期的累积排油强度和累积排气强度，进而得到烃源岩的排油量和排气量(表3)。

结果表明：准噶尔盆地风城地区风城组烃源岩总生烃量为3.185×109t，总排烃量为1.531×109t，总排油量为0.995×109t，总排气量为0.536×109t，排油能力远大于排气能力。

图11所示为准噶尔盆地风城地区埋藏史演化图(以风南7井为例)。结合研究区的埋藏史，恢复了风城组烃源岩的生排烃史。由图11可知：二叠纪末期(256 Ma)，风城组烃源岩开始生烃，且生烃速率快速增大，但是此时尚未进入排烃门限，没有开始排烃；三叠纪末期(228 Ma)，风城组烃源岩进入排烃门限，开始排烃；三叠纪末期(225 Ma)是研究区风城组烃源岩的第1个主成藏期，此时烃源岩已进入大量生排烃阶段。生烃范围遍布整个研究区，生烃强度大小整体上表现为自西北向东南逐渐减小，以风城011井区的生烃强度最大，超过500×104t/km2(图9(a))，但该时期风城组烃源岩的排烃范围很小，局限分布于西北和南部部分地区，其中又以风7井区的排烃强度最大，超过90×104t/km2(图9(b))。此时，风城组烃源岩累积生烃量为1.995×109t，累积排烃量为0.616×109t，累积排油量为0.567×109t，累积排气量为0.049× 109t；受印支晚期构造运动的影响，研究区地层大幅度抬升遭受剥蚀[9, 22−23]，生排烃过程减缓甚至中止，虽中晚侏罗纪时期构造减缓地层不断沉降，但埋深均未超过三叠纪末期地层的埋深，生排烃作用缓慢，然后研究区在晚侏罗纪时期又遭受一次抬升剥蚀。直到白垩纪中期，风城组烃源岩的埋深才超过晚三叠纪时期的最大埋深，烃源岩开始大量生排烃(图11)；白垩纪中期—现今(85~0 Ma)，风城组烃源岩的生烃中心扩大到风城011井区—风南3井区、艾克1井区和夏72井区(图9(c))，而排烃中心则除了前期的风7井区外，风南3井区的南东区域与艾克1井的东南区域均成为新的排烃中心(图9(d))，此时，风城组烃源岩累积生烃量为3.185×109t，累积排烃量为1.531×109t，累积排油量为0.995×109t，累积排气量为0.536×109t。

图10 准噶尔盆地风城地区风城组烃源岩累积排油率与Ro的关系

图11 准噶尔盆地风城地区埋藏史演化图(以风南7井为例)

4 讨论

图12所示为准噶尔盆地风城地区风城组云质岩储层孔隙度−渗透率耦合的关系。风城地区风城组云质岩属于典型的低孔低渗型储层。风城组云质岩的430个样品的孔渗分析结果表明：93%的样品孔隙度小于10%，86.7%的样品的空气渗透率小于1×10−3μm2；而从孔隙度−渗透率耦合关系来看，JIA等[32]提出的致密油储层划分标准，云质岩储层主要为Ⅲ类储层，占65.8%；Ⅱ类储层和Ⅰ类储层分别占13.7%和3.0%(图12)，表明云质岩储层属于典型的致密储层。

在排烃史研究的基础上，通过成因法和体积法分别计算了该地区云质岩致密油和页岩油的资源量。

运聚系数是成因法计算油气资源量中最为关键的1个评价参数[33]。由于云质岩致密油的聚集以初次运移为主，只发生短距离的二次运移，具有近源成藏的特征。当孔隙度减小到10%~12%时，储层达到致密[32]。据风城组地层储层孔隙度演化史图(图13)，风城组储集层在252~248 Ma时即达到致密，远早于烃源岩开始大量排烃的时间(228 Ma)，因此，风城组云质岩致密油的油气充注发生在储层致密化之后，属于典型的先致密后成藏型致密油藏，云质岩致密油基本都可以保存下来。因此，风城组云质岩致密油的聚集系数应比常规石油的聚集系数大。由于风城地区二叠系风城组云质岩致密油与吉木萨尔地区二叠系芦草沟组云质岩致密油有相似的源储条件和保存条件[8]，本次研究采用吉木萨尔致密油的运聚系数(29.6%)，乘以产油率(0.65)，求得云质岩致密油的资源量为0.613×109t。

图12 准噶尔盆地风城地区风城组云质岩储层孔隙度−渗透率耦合关系

图13 准噶尔盆地风城地区储层孔隙度演化史(以风南7井为例)

在体积法中，含油率是准确评价页岩油资源很关键的一个参数，一般是用热解液态烃含量和氯仿沥青含量“A”表征单位质量页岩总含油率[34−35]。本研究采用热解液态烃含量表征单位质量页岩总含油率。

=

其中：为页岩油资源量，t；为页岩有效面积，m2；为页岩有效厚度，m；为页岩密度，t/m3；为单位质量页岩总含油率，%。

采用体积法计算风城地区二叠系风城组页岩油资源量约1.565×109t。滞留烃资源量与页岩油资源量之间存在差值(0.089×109t)，分析认为该差值可能是由以下2个因素所致：厚层页岩之间存在薄层云质岩储层；热解无法反映原油中重质部分的质量分数，所以，热解低于实际残留油量。

5 结论

1) 风城地区二叠系风城组烃源岩分布面积广，厚度大，丰度较高，有机质类型以Ⅱ型为主，热演化程度达到低成熟—成熟演化阶段，为一套十分优越的烃源岩。

2) 风城地区风城组烃源岩在镜质体反射率o为0.5%和0.85%时分别进入生烃门限和排烃门限；风城组烃源岩现今累积排烃效率达46%；风城组烃源岩现今累积生烃量为3.185×109t，累积排烃量为1.531×109t，累积排油量为0.995×109t，烃源岩中的残留烃量为1.654×109t。

3) 风城地区风城组云质岩致密油资源量为0.613×109t，页岩油资源量约1.565×109t。滞留烃资源量与页岩油资源量之间的差值(0.089×109t)是由以下因素导致：厚层页岩之间存在薄层云质岩储层；热解指标无法反映原油中重质部分的含量，所以，热解数值低于实际残留油量。

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(编辑 陈爱华)

Hydrocarbon generation and expulsion characteristics of P1f source rocks and tight oil accumulation potential of Fengcheng area on northwest margin of Junggar Basin, Northwest China

HU Tao1, 2, PANG Xiongqi1, 2, YU Sa1, 2, YANG Hongyi3, WANG Xulong4, PANG Hong1, 2,GUO Jigang5, SHEN Weibing1, 2, XU Jing1, 2

(1. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting, Beijing 102249, China;2. Basin and Reservoir Research Center of China Petroleum University, Beijing 102249, China;3. College of Geoscience, Yangtze University, Wuhan 430100, China;4. Xinjiang Oilfield Company, Petro China, Karamay 834000, China;5. Strategic Research Center of Oil and Gas Resources, Ministry of Land and Resources, Beijing 100034, China)

Based on the comprehensive analysis of geological and geochemical characteristics of single well, seismic inversion, sedimentary facies, tectonic burial depth, etc., this paper investigated the characteristics of P1f source rocks, predicted the horizontal distributions of the following aspects: the thickness of source rocks, abundance and type of organic matter, etc. And on this basis, an improved hydrocarbon generation potential methodology together with basin simulation technique were applied to unravel the petroleum generation and expulsion characteristics of P1f source rocks in Fengcheng area. The results show that P1f source rocks distribute widely which are thick, have high total organic content, are dominated by Ⅱ-type kerogen, and have entered low mature-mature stage. And the modeling results indicate that the source rocks reach hydrocarbon generation threshold and hydrocarbon expulsion threshold at 0.5%oand 0.85%oand the comprehensive hydrocarbon expulsion efficiency is about 46%. The amount of generation and expulsion from P1f source rocks is 3.185×109t and 1.531×109t, respectively, with a residual amount of 1.654×109t within the source rocks. In general, the P1f source rocks have generated and expulsed large amounts of hydrocarbon, and the expelling occurrs in the late period, indicating a promising tight oil resource prospect.

Junggar Basin; Fengcheng Area; P1f source rocks;hydrocarbon generation and expulsion characteristics; tight oil resource potential

10.11817/j.issn.1672−7207.2017.02.022

P618.13

A

1672−7207(2017)02−0427−13

2016−03−05；

2016−05−28

国家重点基础研究发展计划(973计划)项目(2011CB201102)(Project(2011CB201102) supported by the National Basic Research Development Program (973 Program) of China)

庞雄奇，教授，博士生导师，从事油气成藏机理与资源评价研究；E-mail：pangxq@cup.edu.cn