四川盆地高石梯—磨溪地区下寒武统筇竹寺组生烃增压定量评价

刘雯，邱楠生 ，徐秋晨 ，常健

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 中国石油大学(北京) 地球科学学院，北京 102249

0 引言

烃源岩生烃是高密度的干酪根转化成低密度的油和气的过程，由于密度差导致孔隙流体发生膨胀，在封闭条件较好的情况下便形成超压。生烃增压是油气运移的主要动力[1-2]，对其机制的研究逐渐向定量化方向发展。目前认为干酪根生气以及原油裂解生气作用是可以使含油气盆地形成大规模超压的主要原因[3-5]。对于干酪根生气增压作用，前人建立的定量计算模型没有针对氢指数对生烃的影响、烃源岩的封闭能力、原油裂解成气和烃源岩排烃后模型的变化进行讨论[6]。郭小文等在考虑了上述因素后，建立了适用于腐殖型干酪根烃源岩排烃前后生烃增压的定量模型[7]。而干酪根生油作为超压主要成因机制还存在一些争议[8-10],有的学者认为超压可以在低渗透性烃源岩中保持相对比较长的时期，甚至超过毛细管力；但也有的学者根据模型计算干酪根生油导致孔隙流体增加的体积为15%，不能产生超压[10]。国内学者在前人研究的基础上考虑了生油过程中孔隙水和油的渗漏、氢指数对生油的影响、生油作用产生的超压对孔隙水和干酪根的压实作用等因素，建立了生油增压的定量模型[11-14]。

下寒武统筇竹寺组为川中高磨地区下寒武统龙王庙组的主力烃源岩。受多期构造运动控制，筇竹寺组经历了多个连续成熟阶段，现今处于过成熟阶段[15-16]。从生物发展演化的历史可知，寒武系甚至更早的烃源岩原始母质的生源构成主要是各种海相环境下的菌藻类和一些低等的水生生物，其原始的母质类型主要以腐泥型为主[17]。因此，高磨地区深层烃源岩需要一个适用于腐泥型干酪根先生油、原油裂解生气、干酪根再裂解生气压力演化的定量模型。本文生油增压模型以腐泥型干酪根生油模型和生气模型[7,11]为基础，考虑岩石的整体压缩系数，进行校正。原油裂解生气增压计算采用Barker提出的基本方案[5]，考虑硫化氢和水生成的具体条件，对模型进行修正。

1 生烃增压模型建立

图1 川中地区寒武系筇竹寺组烃源岩生烃演化模式图Fig. 1 The pattern of hydrocarbon generation of the Cambrian Qiongzhusi Formation in the central of Sichuan Basin

深埋的腐泥型干酪根烃源岩生烃是个连续的过程。烃源岩的热演化开始以生油为主，期间干酪根热降解生成的湿气在深层高温高压条件下会溶于原油中，产生的数量和体积对压力增加的影响都作为干酪根生油阶段一起考虑。随着埋藏深度的增加，保留在烃源岩孔隙内的油逐渐裂解成天然气，当温度持续升高达到一定值时，过成熟的干酪根继续裂解生干气。本文建立的生烃增压模型遵循的基本假设有：①不考虑生烃作用影响，地层为正常压实；②干酪根减少的质量等于石油生成的质量；③烃源岩孔隙中油水共存，具有统一压力系统；④不考虑水热膨胀。图1为建立烃源岩连续生烃增压模型示意图，烃源岩先后经历了干酪根生油增压、原油裂解生气增压和干酪根裂解生气增压的过程。假设初始状态孔隙孔隙压力为静水压力(Ph)，烃源岩初始孔隙充满地层水。

1.1 干酪根生油增压定量模型

Guo等采用与正常压实状态下没有烃类生成时的压力状态相比较的方法，建立了生油增压模型[11]。其基本原理是生成的原油体积等于干酪根减少的体积和水及干酪根压缩的体积。而本次研究所采用的模型是在此基础上，考虑干酪根作为岩石骨架的一部分，采用生成原油的体积等于干酪根减少的体积和水及岩石整体压缩的体积。

其中，V1为干酪根生油阶段一次压力平衡后油的体积；Vw0和Vm0分别为孔隙水和岩石骨架的原始体积(Vw0+ Vm0=1)；Cw和Cm分别为孔隙水和岩石骨架的压缩系数；ΔP为孔隙流体压力和静水压力的差值(P1=Ph+ΔP)；I为氢指数；F为干酪根的转化率；Mk和ρk分别为烃源岩干酪根的原始质量和密度。

如果考虑烃源岩对液态油的封闭能力，定义α为石油残留系数，即存在于烃源岩孔隙中的石油质量与原始生成石油质量之比。其大小受烃源岩渗透率影响，渗透率越低，α值越大。则存在于烃源岩孔隙中石油的体积为：

其中，Ph为静水压力；Co为石油压缩系数；Mo为生成石油的质量(等于消耗的干酪根的质量)；ρo为石油密度。将公式(1)和(2)整理得到烃源岩生烃压力模型：

其中，D=ρk/ρo。

1.2 原油裂解生气增压模型

原油裂解生气的过程是氢原子重排的过程，会形成一个富氢物质和一个贫氢物质[5]。在这一理论下，Barker认为当原油全部裂解生成甲烷和含碳残渣时，1体积的油可以裂解成706.25体积的气体(标准状况下)；当有2%的氢保留在碳残渣时，1体积的油可以裂解成668.75体积的气体(标准状况下)；当有5%的氢保留在碳残余物中时且生成体积比为9：1的甲烷和乙烷时，1体积的油则可以裂解成537.5倍的气体。本次研究建立的原油裂解生气模型的初始状态是烃源岩生油结束的状态，即原油的初始状态是高温高压的地下流体。若使用标准状况下计算得到的油气转化率，则原油的实际体积需要用体积系数校正到标准状况下。原油的体积系数是地层油体积与地面脱气油体积之比，随着压力增大而升高，达到20 MPa后趋于常数，约为1.57[18]。

在开放体系中，孔隙流体压力保持静水压力，裂解所生成的气体调整为相应的体积。而在封闭体系中，空间恒定，则气体的压力会远高于相同深度的静水压力。要想得到封闭体系中气体的压力，首先要得到在标准状态下气体的体积。

假设孔隙中充满了油和水，根据Barker的计算结果[5]，计算一定体积的油可以裂解得到气体在标准状态下的体积：

其中，Vg为裂解得到的气体在标准状态下的体积；a为油在孔隙中所占的比例(%)；V1为孔隙体积(V1=Vw1+Vo1)；k为原油的裂解率；F为在标准状态下1体积的油裂解生成气体的体积倍数。

在地质条件下，原油裂解生成的气体会有一定比例溶解在孔隙水中，换算成标准状况下气体的体积为：

其中：Vgw为溶解在孔隙水中原油裂解气在标准状态下的体积；Sgw为气体在水中的溶解度；T0=273.15K和P0=0.1MPa分别为标准状态下的温度和压力；T为地层温度(K)。

则在标准状态下原油裂解得到气体的体积为：

而实际地层中可容纳气体的空间油减少的体积以及油和水被压缩的体积，再减去碳残余所占体积和水受热膨胀的体积。由于水的压缩和膨胀作用较为复杂，且对整体压力的影响较小，本次研究中不考虑水体积的变化。因此，实际地层中可容纳气体的体积为：

其中，Vr为原油裂解后剩余的碳残渣；Co为油的压缩系数。

因此，根据状态方程计算得到：

其中，Z为静岩压力下的压缩系数。

整理公式(9)得到：

其中：

通过求解方程得到压力P的表达式为：

1.3 干酪根生气增压定量模型

干酪根生气模型建立与生油模型相似，初始压力的状态不同。生油模型中，孔隙流体为水，压力处于静水压力；而生气模型中，烃源岩经历了干酪根生油增压和油裂解生气增压两个过程，初始孔隙流体为水和气，压力的初始状态为P2。则干酪根生气时，压力的状态为：

其中：D’=ρk/ρg；Vw2、Vg2和Vm2分别为原油裂解生气后孔隙水、气体和岩石骨架的体积(Vw2+Vg2+Vm2=1)；Cg为天然气的压缩系数；F’为干酪根生气的转化率；Mk和ρk分别为烃源岩剩余干酪根的质量和密度。

2 筇竹寺组烃源岩热演化

四川盆地位于中国西南上扬子克拉通的西北部，为扬子克拉通最稳定的区域。川中古隆起是四川盆地中部乐山—龙女寺鼻状构造的一部分, 位于龙泉山深大断裂以东、华蓥山深大断裂以西。在川中古隆起构造低部位高石梯—磨溪地区发现寒武系特大型气田，主力产层龙王庙组为孔洞型白云岩，寒武系筇竹寺组页岩是主要烃源岩[15,17]。筇竹寺组主要为黑色、灰黑色泥页岩、炭质泥岩，TOC为0.07%～7.56%，平均1.56%；干酪根碳同位素值分布在-36.8‰～-29.9‰之间，平均-32.8‰，具有典型腐泥型干酪根的特征。岩心观察发现，在龙王庙组白云岩和筇竹寺组的裂缝中发育不规则侵染状或粒状的固态沥青，通常为胶沥青和碳沥青，成熟度高[15]。

以磨溪9井为例，根据前人对川中地区热史的恢复结果[19-20]，采用BasinMod 1D软件的瞬时热流模型和EASY%RO模型，以现今状态为约束，模拟筇竹寺组的温度演化和成熟度。温度演化结果显示(图2)，高磨地区筇竹寺组经历了两次升温和降温过程，晚二叠世以来的第二次快速升温过程，直到晚白垩世初期，筇竹寺组底部的最高温度达到240℃。成熟度模拟结果显示(图2)，高石梯—磨溪地区筇竹寺组烃源岩现今处于过成熟阶段。早三叠世初期烃源岩开始生烃；早侏罗世初至中侏罗世末，处于生油高峰阶段(RO=0.8%～1.3%)；晚侏罗世的燕山运动之后，处于高成熟期(RO=1.3%～2.0%)；白垩纪初期，筇竹寺组泥页岩进入过成熟的干气生成阶段。因此，筇竹寺组的烃源岩生烃演化是个连续的过程，应逐步采用腐泥型干酪根生油模型、原油裂解生气模型、腐泥型干酪根生气模型模拟各阶段的压力演化。

根据高磨地区的实际情况，设置烃源岩的有机碳含量为4.36%，氢指数为15 mg/g。烃源岩孔隙度的计算采用倒数压实模型，取生油初始孔隙度为20%，腐泥型干酪根的转化率采用LLNL干酪根生烃动力学模型。筇竹寺组生烃史模拟结果显示(图2)，三叠纪初烃源岩RO达到0.5%，进入生烃门限；侏罗纪初期，距今约200 Ma筇竹寺组底部烃源岩RO达到0.7%，进入主生油期，生烃转化率为6%，对应深度为3825 m，温度为116℃；中侏罗世初期，距今约176 Ma，烃源岩RO达到1.0%生油达到高峰期，生烃转化率为82%，对应埋深为4330 m，温度为142℃；到中侏罗世末期，生油结束，烃源岩RO达到1.3%，生烃转化率为100%，埋深为5290 m，温度为168℃。从晚侏罗世初期到早白垩世初，筇竹寺组地层温度为168℃～210℃，保留在筇竹寺内的原油发生裂解生气作用，裂解率与温度的关系参考Waples的实验结果[21]。早白垩世初到晚白垩世初，埋深达到最大，筇竹寺组的RO大于2.6%，地层温度为210℃～240℃，达到干酪根裂解生气的临界条件。但目前对储层中气体成因的判别未发现干酪根裂解成因气，因此认为烃源岩中干酪根直接裂解生气的量较少，对压力的影响较小。

3 筇竹寺组压力演化

从晚二叠世到中侏罗世末期，磨溪9井筇竹寺组处于生油阶段，采用腐泥型干酪根生油增压模型定量计算压力演化。其中地层水密度为1.03 g/cm3，岩石密度2.6 g/cm3，原油密度为0.85 g/cm3。地层水压缩系数为4.4×10-4MPa-1，原油压缩系数为22×10-4MPa-1，岩石压缩系数为14×10-4MPa-1。残留系数为0.9。烃源岩干酪根的质量分数为实测TOC、岩石密度和转换因子的乘积[22]，对于由埋深引起的温度与压力的增加导致干酪根的热降解及生烃，腐泥型干酪根到TOC的转换因子为1.2。根据磨溪9井的生烃史，分别取不同时间对应筇竹寺组的温度、埋深、转化率和RO，根据生油增压模型(公式3、4)计算由于生油作用产生的累积增压量。压力演化结果显示(表1)，从250 Ma(1625 m)开始，烃源岩达到生烃门限，生油增压开始累积；从200 Ma(3825 m)到176 Ma(4330 m)，生油增压快速累积，干酪根转化率达到82%，超压累积达到59.36 MPa；到165 Ma(5223 m)生油结束时，筇竹寺组烃源岩的地层压力为119.42 MPa，由生油作用形成的累积超压达66.70 MPa，压力系数达2.27。根据公式(1)和初始孔隙度计算可得，筇竹寺组生油结束后，含油饱和度为0.44，这也是原油裂解生气的起始状态。

图2 磨溪9井埋藏史及筇竹寺组烃源岩热演化Fig. 2 The burial history and the source rocks thermalevolution in Qiongzhusi Formation of Well MX9

表1 筇竹寺组烃源岩生油增压计算结果Table 1 The overpressure results caused by oil generation in Qiongzhusi Formation

筇竹寺组干酪根生油结束后，从晚侏罗世初期到早白垩世初期，随着地层继续快速埋深，温度持续增大，保留在烃源岩内的原油继续发生裂解生气作用。根据建立的原油裂解模型(公式11)模拟裂解生气阶段筇竹寺组压力的变化。其中初始原油饱和度为0.44，油气体积转化率为537.5，甲烷在水中的溶解度体积百分数为0.03%，残余碳体积为17.5%，校正系数1.5，其余参数与腐泥型干酪根生油增压模型相一致。计算结果显示(表2)，原油裂解的起始阶段压力迅速增大，少量原油裂解产生的压力就可接近烃源岩静岩压力。du Rouchet认为当超压体系中孔隙流体压力达到上覆地层静岩压力的70%～90%时，将形成垂直微裂缝[22-23]。当筇竹寺组的原油裂解率约为9%时，地层压力达到破裂压力，烃源岩开启微裂缝，气体散失；直到地层压力再次小于破裂压力时，烃源岩闭合。原油继续裂解，当压力再次达到破裂压力时，重复排烃过程，直到140 Ma裂解结束，达到压力平衡，地层压力略低于破裂压力。需要说明的是，本次模拟所采用的烃源岩参数均为现今参数。由于川中地区的龙王庙组经历过深埋作用，全区的烃源岩演化都是过成熟状态，难以得到烃源岩低熟状态下的参数。但模拟结果显示，即使采用过成熟的烃源岩参数得到的累积压力已经逼近甚至突破盖层的破裂压力，若采用原始烃源岩参数效果类似，可能达到破裂压力的时间会更早。

综上所述，四川盆地高磨地区筇竹寺组晚二叠世时，达到生烃门限，开始生油，地层温度约为90 ℃；早侏罗世初，地层温度约为120 ℃，开始大量生烃，超压开始快速累积；中侏罗世初期，地层温度达到140 ℃，干酪根生油转化率达80%，生油阶段累积超压约60 MPa，压力系数达2.36；中侏罗世末期，地层温度约168 ℃，原油开始裂解生气，当油裂解气的转化率约为8%时，压力系数大于2.5，地层压力大于破裂压力，烃源岩开启微裂缝，气体散失；到早白垩世初期，地层温度达到210 ℃，原油完全裂解，烃源岩在原油裂解生气过程中发生幕式排烃，最终地层压力保持平衡，压力系数约为2.2 (图3)。

表2 筇竹寺组原油裂解生气增压量计算结果Table 2 The overpressure results caused by oil craking in Qiongzhusi Formation

图3 磨溪9井筇竹寺组生烃过程累积超压及压力系数演化Fig. 3 The evolution of excess pressure and pressure coefficient during the process of hydrocarbon generation in Qiongzhusi Formation of Well MX9

4 讨论

压力和温度的耦合关系决定温度参数是生烃增压模型中的重要条件，不仅影响着生油阶段干酪根的转化率，也影响着原油裂解的速率。除热史背景外，生油增压模型中，烃源岩有机碳含量、氢指数和残留系数对生油增压强度都有影响，以氢指数的影响最小，有机碳含量次之，残留系数影响最大[11,25-26]。石油残留系数决定烃源岩孔隙中的残留油饱和度，不仅对生油阶段的压力有很大影响，也是原油裂解生气增压模型的重要参数。对于磨溪9井，有机碳含量为4.36%，氢指数为15 mg/g，当残留系数大于0.5时，才会形成明显超压。当残留系数每增加0.05时，相同深度增加压力7 MPa～8 MPa，压力系数增大0.3～0.4，说明烃源岩封闭条件对生油增压具有非常重要的影响(图4)。烃源岩的封闭条件越好，生油作用所产生的超压程度越大。

对于原油裂解气模型，模型中油气的油气转化率、初始含油饱和度和裂解速率是最重要的参数，分别与原油的组分和烃源岩的封闭性有关。当其他参数一定时，原油中硫的含量越高，压力增大的幅度越小(图5)。若原油中含有一定量的硫和氧，也会消耗一部分氢，形成硫化氢和水(原油中的氮则一般形成氮气)。特别是在铁含量较低的碳酸盐岩中，原油中的硫难以形成黄铁矿而以硫化氢作为原油裂解的产物。当甲烷和硫化氢的比例达到2:1时，原油中20%的氢会用来形成硫化氢和氢硫酸，则1体积的原油裂解只能得到431.25倍的气体。对高磨地区龙王庙组天然气和沥青族组分分析显示，硫的摩尔含量较低，考虑到原油运移过程中元素的变化，硫的含量在0～7.5%。本文中原油裂解速率与温度的关系式参照Waples发表的成果，但近年来很多学者研究表明，超压的形成会抑制原油裂解的进度，特别是原油裂解的启动温度[25-26]。

图4 磨溪9井筇竹寺组不同残留系数(α)下生油阶段地层压力和压力系数随深度变化关系Fig. 4 The pore pressure and pressure coefficient caused by oil generation at different retention coefficient vary with depth of Qiongzhusi Formation in Well MX9

图5 磨溪9井筇竹寺组不同组分原油裂解生气地层压力和压力系数随深度变化关系Fig. 5 The pore pressure and pressure coefficient caused by oil cracking at different retention coefficient vary with depth of Qiongzhusi Formation in Well MX9

5 结论

(1)川中高磨地区下寒武统筇竹寺组烃源岩经历了晚二叠世末到中侏罗世末的生油阶段、中侏罗世末到早白垩世初的原油裂解生油阶段和后期干酪根生气阶段。考虑到岩石的整体压缩系数和原油组分特征，建立了适用于腐泥型干酪根连续生烃的增压模型。

(2)由生油增压模型计算，川中地区筇竹寺组晚二叠世末到三叠纪末生油初期阶段，超压开始累积，缓慢增大；早侏罗世初，进入生油窗阶段，超压快速累积，到中侏罗世初期超压达到最大，压力系数约为2.4；到中侏罗世末期，生油作用结束，超压程度略有降低，压力系数约为2.27。由原油裂解生气增压模型计算，中侏罗世末期到早白垩世初期筇竹寺组内保

留原油进入裂解生气阶段。当油裂解气的转化率约为9%时，压力系数大于2.5，地层压力大于破裂压力，烃源岩开启微裂缝，气体散失；到早白垩世初期，原油完全裂解。烃源岩在原油裂解生气过程中发生幕式排烃，最终地层压力保持平衡，压力系数约为2.2。

(3)除有机质类型、有机质丰度和热史背景外，烃源岩的封闭条件是影响生烃增压作用的重要因素。封闭性越好，烃源岩生油阶段产生的超压越大，烃源岩内的含油饱和度越高。而烃源岩生油阶段残留的含油饱和度是原油裂解生气阶段的初始状态。对于原油裂解生气模型，油气转化率和原油裂解速率是最重要的参数。油气转化率受原油组分影响，含硫量越高，油气转化率越低，压力增大程度越低。而超压对原油裂解的起始阶段有抑制作用，裂解开始的温度更高，裂解速率则会降低。