“大埋深、高压力”条件下塔里木盆地超深层油气勘探前景

2019-05-14万旸璐黄继文庄新兵

石油实验地质 2019年2期

顾忆，万旸璐，黄继文，庄新兵，王斌，李淼

(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)

塔里木盆地顺托果勒低隆顺北超深层油气藏的发现是近年来我国海相油气勘探的重大突破[1]，该区主要勘探目的层为奥陶系碳酸盐岩，储层平均埋深超过7 500 m仍为油藏。塔河油田TS1井在井深8 400 m、温度160 ℃、压力80 MPa的上寒武统白云岩储层中见到了褐黄色液态烃[2]；塔北南坡富源1井在井深7 711 m、温度大于170 ℃的奥陶系碳酸盐岩储层中发现了油气藏[3]。这些埋深大于7 500 m的超深层油气藏的发现，对传统的烃源岩生烃演化模式提出了挑战。本文提出的“大埋深、高压力”地质条件定义为埋深超过6 500 m、地层流体压力大于60 MPa的超深地层。

顺北油气田构造上位于顺托果勒低隆(图1)，北连沙雅隆起，南接卡塔克隆起，东邻满加尔坳陷，西接阿瓦提坳陷，褶皱变形弱，是塔里木盆地相对稳定的古构造单元[4]。顺北油气田烃源岩地层时代老、埋藏深、温度高、压力大，油气成藏过程复杂，对超深层条件下的烃源岩生烃演化的认识成为制约该区油气勘探理论发展的难题之一。本文通过温压共控烃源岩热模拟实验条件分析、源岩地质背景和“大埋深、高压力”生烃演化抑制模式3个方面的研究，讨论顺北地区超深层高压力与有机质演化的关系，揭示生烃演化模式与超深层油气藏的关系，以期为超深层成烃理论和该区油气勘探提供依据。

1 压力影响烃源岩演化的研究现状

传统的油气生成演化模式主要考虑温度与时间的影响[5-6]，而压力对有机质生烃演化的作用存在争议，目前有2种不同的观点：①压力的增大在一定范围内促进有机质热演化[7]；②压力的增大明显抑制有机质热演化和生烃作用[8-11]。研究压力对有机质热演化和生烃过程中的作用，主要采用室内实验模拟和自然盆地观测2种方法，但模拟实验具有局限性，自然盆地观测具有特殊性和多解性。

1.1 超压与烃源岩演化研究进展

关于压力对烃源岩演化的影响，国内外学者的研究主要集中于超压对烃源岩演化的影响。郝芳等[8]认为，超压不仅抑制了干酪根的热降解和生烃作用，而且抑制了烃类的高温裂解；潘长春等[12]、查明等[13]研究认为，压力/超压对有机质热演化产生了较强的抑制作用。

然而，郝芳等[14]对琼东南盆地超压带进行对比研究发现，不同井超压发育的深度和程度不同，认为并不是所有超压都影响干酪根的热解和生烃作用。何生等[15]对澳大利亚西北陆架侏罗系超压地层的分析和模拟认为，超压并未对有机质热演化产生重要影响。LAW等[16]对美国绿河盆地北部超压层段(2 400～4 500 m)进行镜质体反射率与深度关系研究，并未发现超压对镜质体反射率产生可识别的影响。

超压是指地层压力明显高于同深度静水压力，而超压并不意味着绝对的高压力，因此地层(流体)压力绝对值的大小才是影响烃源岩热演化的关键。并非所有的超压盆地有机质热演化均出现异常，甚至同一沉积盆地中，也不是所有超压地层有机质的热演化均受到抑制，而是在特定的有机质演化阶段、压力达到某一门限值时才能对烃源岩演化产生抑制作用。

图1 塔里木盆地顺北油田构造位置

1.2 温压热模拟实验

模拟实验是研究有机质热演化过程的重要方法之一，在温度和时间条件相同的情况下，用相同的样品和实验体系进行不同压力下的有机质热演化模拟实验，能够分析压力对有机质演化的影响。国内外学者开展了大量的有机质热演化温压模拟实验[6，10，17-32]，不同学者所用的样品类型、实验装置、实验体系、压力介质不同，模拟结果存在巨大差异(表1)。

多数学者研究认为，当压力在一定范围内，有机质热演化受压力抑制，高压抑制了镜质体反射率演化，但不同实验确定的压力影响烃源岩演化的门限值各不相同，压力在烃源岩不同演化阶段的影响是不同的[23,25]。

采用不同的温压热模拟实验装置会影响实验的结果。采用密封黄金管开展的温压模拟实验表明[6，17]，压力对有机质成熟过程没有影响或影响极小。其原因可能是由于金具有良好的延展性，生成的热解产物会使金管体积膨胀，反应空间始终在变化，施加压力无法直接传导至烃源岩。有限空间地层孔隙热压生排烃模拟实验[33-34]更符合地质条件下的生烃演化过程。付小东等[35]研究表明，常规高压反应釜和地层孔隙烃源岩热压模拟的差别，主要体现在上覆地层引起的静岩压力、流体压力性质和大小的差异，其结果迥异。在温度400～450 ℃、压力71 MPa条件下，镜质体反射率(Ro)明显受到抑制，残余有机质Ro值比常规模拟值低0.16～1.3个百分点，平均低0.54个百分点。韩旭[36]采用地层孔隙热压生排烃模拟实验仪，分析了不同演化阶段、不同地层压力对镜质组反射率的影响，结果表明地层压力在大于50 MPa时对镜质组反射率有较大影响，并在不同的演化阶段表现不同：在低成熟阶段压力的影响并不明显；在高成熟阶段，高流体压力对镜质组反射率的演化有一定的抑制作用；在过成熟阶段，高流体压力对镜质组反射率的演化又起到了促进作用。不同母质类型干酪根在高压力条件下抑制程度不同，对倾油型Ⅰ型、Ⅱ1型干酪根的抑制作用大于Ⅲ型。

近年来国内外学者广泛认同在封闭/半封闭条件下，高压对有机质热演化明显存在阶段性的抑制作用。由于不同沉积盆地内压力发育演化的多样性和复杂性，高压对有机质热演化的抑制作用具有不同的表现形式和程度。根据温压共控生烃模拟实验，可以认为在地温梯度较低、烃源岩埋深较大的沉积盆地中，根据传统模式已经进入高—过成熟作用阶段的超深层烃源岩，在高流体压力条件下(60 MPa)仍能保持在有利的“生油窗”范围，从而成为超深层油气聚集的有效烃源岩，并且长期持续的高流体压力对烃源岩热演化抑制更为明显，这为超深层油气勘探领域的勘探提供了重要的地质依据。

表1 国内外学者有关压力与烃源岩演化相关模拟实验条件及结果

2 “大埋深、高压力”生烃演化抑制模式

塔里木盆地顺托果勒隆起区作为中国海相碳酸盐岩油气勘探的热点区域，超深层奥陶系碳酸盐岩中蕴藏丰富的油气资源。塔里木盆地以寒武系盆地—斜坡—陆棚相泥岩为主力烃源岩[37]，并在顺托果勒隆起北部奥陶系碳酸盐岩中发现轻质油藏。该储层具有“大埋深、高压力”的特点，寒武系玉尔吐斯组烃源岩现今埋深约为10 500 m，高流体压力对有机质热演化、生排烃以及超深部油气赋存状态的影响显得尤为重要。

本文在总结前人模拟实验成果的基础上，综合考虑了研究区地层温度、地层压力、地层水相态及生烃空间等因素对烃源岩热演化的影响，采用中国石化无锡石油地质研究所研制的地层孔隙热压生排烃模拟实验仪的实验结果，对顺北地区开展中下寒武统沉积埋藏演化与有机质成熟度研究。虽然模拟的温度无法完全与实际地质情况吻合，但模拟实验的压力条件与塔里木盆地超深层地质环境更为匹配。

顺北油气田位于顺托果勒低隆北部，长期处于较为稳定的沉降埋深区域，区内没有发生规模较大的隆升剥蚀，仅受区域构造变动的影响，部分地层发生幅度不等的剥蚀或区域缺失。区内主要发育NE和NW向2组走滑断裂带(图1)，属于塔河—托甫台—跃参—跃满地区断裂向南延伸部分，从北向南逐渐收敛变少，在顺北地区“X”共轭剪切及雁列羽状特征也明显变弱，断裂多呈狭窄、连续条带状展布，晚期断裂活动较塔河地区明显减弱[1]。顺北地区与塔河油田相比，埋深大、地层齐全、构造运动相对较弱(图2)。

顺北1井位于顺托果勒低隆带北端，中下寒武统烃源岩在中—晚奥陶世开始进入成熟阶段，志留纪末开始进入生油期，海西期成熟度变化不大；海西晚期之后，地层持续深埋，该烃源岩在三叠纪时已达6 500 m，在印支—喜马拉雅期埋深长期大于6 500 m。据测试分析资料，顺北1号断裂带奥陶系油藏属于超深、高温、常压的挥发油藏，地表原油密度平均为0.797 g/cm3，油藏中部海拔为-7 358～-7 716 m，油藏中部地层温度为150.8～160.2 ℃，油藏地温梯度2.0 ℃/hm，油藏中部地层压力为82.98～86.76 MPa，油藏压力系数为1.118～1.188。下伏中下寒武统烃源岩具有“大埋藏、高压力”的地质条件。

顺北1井寒武系底沉积埋藏史与热史图(图3)表明，本区寒武系烃源岩经历了早(加里东期)、晚(喜马拉雅期)2次快速深埋期与一次抬升(加里东末)期，海西晚期以来主要表现为从埋深6 800 m开始缓慢沉降，至古近纪末埋藏深度仅增加约1 800 m，表现出了大埋深(>6 500 m)、高压力的特点。PetroMod模拟的古地温在海西晚期时约为145 ℃，由于塔里木盆地现今为低地温梯度(2.0℃/hm)，因此现今中下寒武统烃源岩温度约为200 ℃。

不同学者开展了大量原油裂解模拟实验，并通过原油裂解动力学参数计算了液态烃保存温度范围。在未考虑压力的情况下，塔河原油作为油相保存的地质温度范围为178～206 ℃[38-39]；不同成因类型液态烃消亡温度要高于200 ℃[40]；塔里木盆地哈得海相原油消失温度为186.5～212 ℃[41]。研究表明，温度是原油裂解的主要控制因素，200 ℃可作为油相下限温度。

塔里木盆地寒武系海相烃源岩以Ⅰ型、Ⅱ1型干酪根为主，干酪根中脂碳比例高[42]，倾油性强，随着演化程度的增加，逐渐由正常油演变为轻质油、挥发油为主，其热稳定性高于原油，200 ℃的地温仍可生成液态烃。但在“大埋深、高压力”地质条件下，究竟在高压力下达到多少温度才以凝析气—天然气资源为主，仍需要进一步开展地质背景、油气分布等相关研究。

图2 塔里木盆地塔河—顺北地区近北东向油藏剖面

图3 塔里木盆地顺北地区顺北1井沉积埋藏史

综合模拟实验、数值模拟和区域地质概况，虽然模拟实验温度和实际地层温度差异较大，不同烃源岩演化阶段压力的影响程度无法直接从模拟实验中获得，但是超深层的高压力环境对烃源岩演化的抑制作用是明显存在的。

中低成熟阶段，烃源岩的演化主要受控于地层温度的影响，压力对烃源岩演化的影响并不明显；中高成熟阶段，在埋深较大的地质条件下，烃源岩的演化不仅受地层温度和时间的影响，地层压力的影响也越来越明显，尤其是在构造稳定的相对封闭体系中，长时间持续的高流体压力(> 60 MPa)，则明显抑制了烃源岩的热演化，延长了液态烃持续生成的时间，并抑制液态烃向气态烃转化。

从顺北地区地质条件分析，寒武系烃源岩现今地层温度在200 ℃左右，烃源岩地层压力长时间保持在60 MPa以上，自海西晚期以来，顺托果勒低隆构造处于长期稳定状态，同时顺北1号断裂带油藏具有低气油比(<500 m3/m3)、低天然气干燥系数(<0.87)，显示出高压力抑制形成的油气藏特征。同时，现今油气面貌间接表明，海西晚期后油气沿断裂由南向北的运聚趋势不强，在大埋深、高压力、低地温梯度、构造长期稳定等因素的共同作用下，顺北地区寒武系烃源岩受到了高压力的生烃演化抑制，因受抑制，Ro比正常值低 0.5个百分点。由此，本文提出了“大埋深、高压力”条件下海相烃源岩生烃演化抑制模式，认为塔里木盆地超深层烃源岩热演化受抑制的边界条件主要包括：①构造长期稳定的封闭体系；②烃源岩埋深大于6 500 m，处于中高成熟度阶段，流体压力长时间持续大于60 MPa，晚期低地温场背景(地温梯度小于2.0 ℃/hm)；③烃源岩母质类型为Ⅰ、Ⅱ1型。

3 “大埋深、高压力”生烃演化抑制模式的意义

由于超深层“大埋深、高压力”烃源岩生烃演化抑制作用的影响，传统的生烃理论已不能完全适用于塔里木盆地的超深层碳酸盐岩油气勘探领域。尽管高压力对有机质热演化和生烃作用的影响是阶段性的，不同地质历史时期压力的发育对有机质热演化和生烃过程中的影响也存在巨大差异，但低地温梯度背景下的“大埋深、高压力”生烃演化抑制模式对塔里木盆地超深层碳酸盐岩油气勘探具有重要的意义。

3.1 超深层油气晚期成藏

沉积埋藏演化史反映烃源岩演化过程中所处的温压环境。顺北地区超深层海相烃源岩早期虽然经历过一次快速埋深阶段，烃源岩已达到生烃高峰，但海西晚期以来区域构造稳定，长期缓慢深埋，封闭条件好，在“大埋深、高压力”的地质背景下，超深层古老烃源岩在高流体压力环境下生烃演化过程受到抑制，延缓了液态烃的生成，有机质模拟残余物在高演化阶段仍具有较高的残余生烃潜力，更倾向于生油，抑制了天然气生成。这意味着其在较晚地质时期，根据传统模式已进入高—过成熟阶段的源岩仍可保持在挥发油—凝析油生烃阶段，超深层古老烃源岩仍具备良好的生油潜力，可为超深层晚期成藏提供有利的烃源条件。

塔里木盆地勘探实践表明，塔河油田以多期成藏为主，存在加里东晚—海西早、海西晚、燕山和喜马拉雅期4期成藏过程，海西晚期是塔河油田主要成藏期[43]。顺北超深层油气田的发现，证实了海西晚期以来海相油气晚期成藏体系的重要性。油气特征[44]研究表明，顺北1号断裂带原油成熟度高于北部跃参、托甫台地区，未检测出塔河中—重质原油常见的25-降藿烷生物降解产物，表明该原油成熟度高，保存条件好。储层流体包裹体分析、烃类包裹体荧光成熟度、烃类包裹体荧光寿命等研究表明，燕山—喜马拉雅期是主要成藏期。因此，塔里木盆地超深层油气勘探中油气藏晚期成藏体系尤为重要。

3.2 超深层油气勘探潜力

顺北1号超深层油气藏油气主成藏期的后移，意味着根据传统油气成藏理论在超深层“大埋深、高压力”环境下，处于中高成熟阶段的烃源岩演化过程明显延缓，同时高压力的作用也使油藏保持的时间更长，保存深度更深，拓展了油藏勘探的深度范围，增加了超深层找到工业性油藏的可能性。

温度对烃源岩演化的作用固然重要，但在“大埋深、高压力”环境下，生烃演化抑制模式使超深层烃源岩可能仍处于“生油窗”范围内，石油的生成窗范围将明显滞后于传统生烃模式的预测结果，石油的实际生成量和资源量将明显高于传统理论计算值。顺托果勒低隆北部地区目前并未发现高—过成熟的天然气资源，仅在顺托果勒隆起南部发现大型天然气藏。

因此，顺托果勒低隆中下寒武统烃源岩在燕山期以来仍具高成熟液态烃形成的条件，盆地超深层海相层系在目前的主要勘探深度范围内探明储量应仍以液态烃为主。同时，在更大埋深条件下，只要不超过一定的温压共控条件，烃类相态应仍以液态烃类为主，塔里木盆地超深层油气勘探潜力极大，仍具备寻找大型油气藏的条件和广阔前景。