确定烃源岩有效排烃总有机碳阈值的方法及应用

高 岗，杨尚儒，陈 果，胡丹丹，赵 克

(1.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； 2.中国石油 玉门油田青西作业区，甘肃 玉门 735200； 3.中国石油 华北油田分公司 地球物理勘探研究院，河北 任丘 062552)



确定烃源岩有效排烃总有机碳阈值的方法及应用

高 岗1，杨尚儒1，陈 果1，胡丹丹2，赵 克3

(1.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； 2.中国石油 玉门油田青西作业区，甘肃 玉门 735200； 3.中国石油 华北油田分公司 地球物理勘探研究院，河北 任丘 062552)

针对油气地质学中排烃源岩难以识别的问题，依据生排烃原理，利用常规烃源岩有机碳和热解(Rock-Eval)分析测试参数，建立了判别排烃源岩的实用方法。该方法主要基于生烃量参数[IHC=S1/w(TOC)]和沥青转化率[w(A)/w(TOC)]，判别排烃源岩的总有机碳阈值，高于该值的烃源岩即为排烃源岩。根据分析测试资料，对准噶尔盆地和三塘湖盆地二叠系芦草沟组、酒泉盆地营尔凹陷和青西凹陷白垩系下沟组以及鄂尔多斯盆地上三叠统延长组长7段的排烃源岩进行判别，判别效果较好，应用该方法时要求烃源岩的母质特征与热演化程度接近。由于气态烃易散失，所以采用的参数主要反映烃源岩中生成的液态烃量。该方法对于油源岩的判别更为有效。

总有机碳阈值；生烃量；残留烃量；饱和吸附；排烃源岩；油气生成

烃源岩指能生成并排出油气的岩石，有烃类排出是烃源岩的重要表现[1-3]。油气生成与排出并存的烃源岩即有效烃源岩，可从定性和定量两方面确定。定性方法从概念角度判别烃源岩是否有效，包括有机质丰度高、生烃潜力高，且有烃类生成和排出的烃源岩[4-7]。定量方法主要根据有机质丰度下限确定有效烃源岩，常用总有机碳(TOC)含量标定有机质丰度下限，研究结果显示：排烃源岩总有机碳阈值主要介于1%～6%[8-11]。目前确定有机质丰度下限的方法以经验统计为主，未充分考虑烃源岩的生排烃机理。本文深入探讨烃源岩生排烃机理，结合烃源岩的基本地化参数，初步建立了判别排烃源岩的方法。

1 烃源岩生排烃基本原理

烃源岩主要由无机矿物和有机质组成，且矿物颗粒与有机质颗粒间存在孔隙。在烃源岩系统中，有机质生烃前，孔隙主要被水占据，当有机质进入生烃阶段，早期生成的烃类首先占据邻近的孔隙，并排替孔隙水，随着生成烃类的增多而占据不同的孔隙空间。当烃类排出可动的孔隙水后，其余烃类才开始排出烃源岩，此时烃源岩中的烃类基本达到饱和，即烃源岩生成的烃类必须满足自身的饱和吸附才能排出[12-13]。

2 排烃源岩的识别方法

根据生排烃原理，烃源岩若只生成而不排出烃类，则该烃源岩对常规油气藏的形成是无效的[14-16]。当烃源岩的母质特征、成熟度等变化不大时，在开始排烃前，烃源岩中总有机质含量越高，生成的烃量就越多。当烃源岩生成的烃类满足了自身的饱和吸附并排出时，总有机质含量与生成的烃量间的相关关系便会改变。当有机碳含量达到某临界值并继续增加时，生成的烃类满足烃源岩的饱和吸附而排出，已生烃量将偏离正常趋势而降低。图1中拐点对应的总有机质含量为排烃源岩的有机质含量下限，烃源岩开始排烃而成为排烃源岩。因此，只有烃源岩的总有机质含量达到其阈值才能成为排烃源岩。

烃源岩常规的有机地化分析测试包括总有机碳含量、氯仿沥青“A”、热解烃(S1)等。TOC含量代表岩石中总有机碳的质量分数，氯仿沥青“A”含量为岩石中可溶有机质的质量分数，热解烃S1代表烃源岩的残留生烃量[m(烃)/m(岩石)，mg/g]。根据上述排烃源岩判别原理，利用烃源岩常规有机地化分析测试数据，确定排烃源岩的总有机碳阈值。

3 排烃源岩的识别方法应用实例

利用上述排烃源岩识别方法确定了准噶尔盆地与三塘湖盆地二叠系芦草沟组、酒泉盆地白垩系下沟组和鄂尔多斯盆地上三叠统延长组长7段排烃源岩的总有机碳阈值。

图1 排烃源岩识别方法示意

3.1 吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组排烃源岩

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组泥质烃源岩形成于咸化湖沉积环境，储层岩性主要为粉砂岩和碳酸盐岩，源储互层且呈大面积接触[17-18]。烃源岩排烃条件良好，地化分析结果显示：源岩母质类型主要为混合型，部分为腐泥型，具有倾油特征。烃源岩主要处于生油高峰前的热演化阶段，母质特征与热演化程度变化小。本文采用相对生烃量参数[IHC=S1/w(TOC)]和沥青转化率[w(A)/w(TOC)]进行排烃源岩的判别分析。根据排烃原理，绘制了准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组泥质烃源岩w(TOC)与IHC、w(A)/w(TOC)的关系图(图2)。

由图2可得：随w(TOC)的增加，IHC和w(A)/w(TOC)值均具有先增后降的特征，表明当烃源岩的w(TOC)达到一定值时才开始大量排烃，拐点对应的w(TOC)即为排烃源岩的总有机碳阈值。吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组排烃源岩的总有机碳阈值约为1%，当w(TOC)<1%时，烃源岩生成的油气未满足自身吸附；当w(TOC)>1%时，烃源岩生成的油气满足自身吸附并开始排烃。

图2 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组排烃源岩TOC阈值判别图版

3.2 三塘湖盆地二叠系芦草沟组排烃源岩

三塘湖盆地芦草沟组烃源岩发育特征与准噶尔盆地基本接近[19-20]，但同样方法确定的排烃源岩TOC阈值在2.2%左右(图3)，明显高于准噶尔盆地芦草沟组排烃源岩，这种差异与源储关系和运移作用有关。三塘湖盆地芦草沟组更发育泥质白云岩，当次生溶孔、裂缝发育时，可作为储集层，具有自生自储特征。除自身含有的原始有机质可以生烃外，也可能有邻近烃源岩生成的油气运移而来，受外来烃的影响大，导致IHC和w(A)/w(TOC)值不降反增，使得拐点位置向w(TOC)高值区移动。准噶尔盆地芦草沟组主要呈源储互层特征，泥质烃源岩生成的油气相对较容易排出烃源岩进入邻近的储集层，受外来烃的影响较小，故排烃源岩的TOC阀值相对较低。

3.3 酒泉盆地白垩系下沟组排烃源岩

酒泉盆地油气勘探主要集中在酒东坳陷营尔凹陷和酒西坳陷青西凹陷，2个凹陷的主要烃源岩均为白垩系下沟组(K1g)[21-22]。酒泉盆地分割性强，2个凹陷下沟组沉积环境存在差异，营尔凹陷下沟组主要形成于微咸水—淡水沉积环境，泥岩为主要烃源岩，白云石含量很少或无。母质类型以混合型为主，腐泥型较少，具倾油倾气特征，热演化程度相对较高，以液态石油为主，少量伴生气。依据排烃源岩TOC阈值判别图版，营尔凹陷下沟组排烃源岩的总有机碳阈值约为0.8%(图4)。

青西凹陷下沟组主要形成于咸化湖沉积环境，岩性包括泥岩、白云质泥岩、泥质白云岩和白云岩，较纯的白云岩很少，普遍含有泥质。泥岩为主要烃源岩，母质类型以混合型为主，少量腐泥型，具倾油特征，主要处于生油高峰前的热演化阶段，以生油为主。青西凹陷下沟组排烃源岩的总有机碳阈值约为1.0%(图5)。2个凹陷排烃源岩总有机碳阈值的差异主要与其热演化程度有关，当烃源岩的w(TOC)含量相近时，热演化程度越高，生成烃类越多，满足排烃源岩条件的总有机碳阈值会向低值区迁移。由于营尔凹陷下沟组烃源岩的成熟度总体高于青西凹陷，故其排烃源岩的总有机碳阈值相对较低。

图4 酒泉盆地营尔凹陷白垩系下沟组排烃源岩TOC阈值判别图版

图5 酒泉盆地青西凹陷白垩系下沟组排烃源岩TOC阈值判别图版

图6 鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段排烃源岩TOC阈值判别图版

3.4 鄂尔多斯盆地三叠系长7段排烃源岩

鄂尔多斯盆地的烃源岩主要为延长组湖相泥质岩、油页岩，主力烃源岩层段为长7段[23-25]。本文主要确定长7段排烃源岩的总有机碳阈值。长7段烃源岩的w(TOC)介于0.2%～37%，其中油页岩的w(TOC)>3%。母质类型以混合型为主，油页岩主要为倾油型母质，且处于生油热演化阶段。依据判别图版，排烃源岩的总有机碳阈值约为1.5%(图6)。可见所有的油页岩均为排烃源岩，部分泥岩也为排烃源岩。由于分析数据有限，图6中2个图版确定的排烃源岩的总有机碳阈值存在细微差异。笔者认为分析数据较多的结果更为可信，因此在分析w(A)/w(TOC)数据变化规律时，必须参考IHC的分析结果。

4 排烃源岩识别方法讨论

排烃源岩的确定是油气地质研究的难点之一，本文提出的排烃源岩判别方法建立在大量分析测试数据基础上，假定烃源岩的母质类型与热演化总体相近。实际研究的烃源岩母质类型与热演化均有一定的变化范围，烃源岩的w(TOC)大于阈值即代表已经排烃，但小于该值未必不排烃，只是其排烃量相对较低。只有当烃源岩的w(TOC)大于阈值时，才能排出更多烃类，对源外油气藏的形成更为有效。

从排烃源岩的判别参数来看，该方法应用于生油岩更为有效，因为沥青“A”主要代表了烃源岩中的可溶有机质，而气态烃更容易散失，热解烃S1也主要代表了烃源岩中的液态烃。对于以生气为主的烃源岩，上述确定排烃源岩总有机碳阈值的方法还需深入探讨。实际地质中的沉积环境、沉积相、气候条件、烃源岩母质类型、热演化程度都存在差异，排烃源岩的总有机碳阈值也不同。针对分析数据较多的地区，可以尝试区分母质类型和热演化程度，来确定其排烃源岩的总有机碳阈值，该工作还需深入研究。

5 结论

(1)本文提出了判别排烃源岩的方法，主要利用相对生烃量参数[IHC=S1/w(TOC)]和沥青转化率[w(A)/w(TOC)]，操作性较强。该方法要求烃源岩的母质特征和热演化程度要大致接近，或仅在较小的范围内变化。

(2)利用排烃源岩判别图版确定了准噶尔盆地与三塘湖盆地二叠系芦草沟组、酒泉盆地营尔凹陷和青西凹陷白垩系下沟组以及鄂尔多斯盆地三叠系长7段排烃源岩的总有机碳阈值，分别为1%，2.2%，0.8%，1%，1.5%，判别效果较好。

(3)不同地区和层位的烃源岩母质类型、热演化程度及源储配置关系存在差异，应分别确定其排烃源岩的总有机碳阈值。气态烃易发生散失，本文采用的参数主要反映烃源岩中生成的液态烃量，该方法对于油源岩的判别更为有效。

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(编辑 黄 娟)

Method and application for identifying TOC threshold of hydrocarbon-expelling source rocks

Gao Gang1, Yang Shangru1, Chen Guo1, Hu Dandan2, Zhao Ke3

(1.StateKeyLaboratoryofPetroleumResourcesandProspecting,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China; 2.QingxiOperationalZoneofYumenOilfieldCompany,CNPC,Yumen,Gansu735200,China; 3.GeophysicalExplorationResearchInstituteofHuabeiOilfieldCompany,CNPC,Renqiu,Hebei062552,China)

Considering the fact that hydrocarbon-expelling source rocks are difficult to identify in oil and gas geology, a method to distinguish hydrocarbon-expelling source rocks was proposed using the conventional TOC and pyrolysis analysis parameters (Rock-Eval). This method is used to identify the TOC threshold, based on hydrocarbon-generation amount parameters [IHC=S1/w(TOC) andw(A)/w(TOC)]. Only when TOC content is higher than the threshold, can the source rock be regarded as hydrocarbon-expelling source rock. This method was applied to the source rocks in the Permian Lucaogou Formation in the Junggar and Santanghu basins, the Cretaceous Xiagou Formation in the Ying’er and Qingxi sags in the Jiuquan Basin, and the Upper Triassic Yanchang Formation Chang-7 member in the Ordos Basin. The discriminant results are useful, but it requires source rocks with similar organic matter type and maturity. The parameters represent liquid hydrocarbon amount. Gaseous hydrocarbons are lost easily, and as a result, the method is more effective for oil source rock.

TOC threshold; hydrocarbon generating amount; remained hydrocarbon amount; saturated absorption hydrocarbon; hydrocarbon-expelling source rock; oil and gas generation

1001-6112(2017)03-0397-05

10.11781/sysydz201703397

2016-02-14；

2017-04-24。

高岗(1966—)，男，博士，副教授，从事油气勘探与开发的科研与教学工作。E-mail: gaogang2819@sina.com。

中国石油股份公司科技重大专项 (2012E330)和中国石油第四次油气资源评价(2013E-050209)资助。

TE122.1

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