陆相泥质烃源岩液态烃生成-排出-滞留模拟实验及其地质意义

2019-11-02张慧君程付启徐进军

中国石油大学学报（自然科学版） 2019年5期

金强, 张慧君, 程付启, 徐进军

(中国石油大学(华东)地球科学与技术学院,山东青岛 266580)

陆相生油论是中国石油地质界对世界油气勘探的理论贡献[1-2]。前人在烃源岩评价[3-4]、油气生成及模拟实验方面[5-6]做了大量工作,有效地指导了油气资源评价和勘探,但是烃源岩排烃作用还存在很多问题[7-8],张林晔等通过烃源岩剖面地球化学测试进行排烃量研究[9-10],马中良等[11]用数学模拟计算排烃量。前者是对井下高温、高压岩心样品在地面进行井下测试分析的,必然出现不可估量的损失量;后者在数值模拟计算中存在地质模型真实性和模拟条件人为性,其结果必然存在较大的不确定性。Loucks等[12]认为原始有机质含量小于1. 5%的 Ⅰ型烃源岩、小于2. 0%的 Ⅱ1型烃源岩和小于2. 5%的 Ⅱ2型烃源岩在整个生油阶段均达不到有效排油门限,这可能与实际不符。在近期兴起的页岩油研究中,非常关心不同岩性、不同有机质含量的烃源岩在不同埋藏深度条件下能够生成和排出的液态烃量[13-14],以了解页岩油赋存量。笔者利用济阳坳陷不同岩性的烃源岩样品,即渤南洼陷沙河街组沙三段的块状、层状和纹层状等烃源岩,针对液态油生成窗内的液态烃生成、排出和滞留,进行模拟地下高温、高压条件下的生排烃实验,得到3种岩性烃源岩液态烃生成和排出的过程数据,并分析排出油和滞留油的烃类组成,加深对陆相烃源岩生排烃机制、油气资源评价基础的理解,也加深对油源对比基础数据的理解。

1 地质背景

与渤海湾盆地一致,渤南洼陷沙三段下部为水进体系域、深湖—半深湖相沉积,岩性以深灰—黑色或褐灰色块状泥岩、含灰质或灰质层状泥岩或页岩为主,还有褐灰色油页岩,夹少量灰色石灰岩及白云岩(如罗69井,图1),是主力陆相烃源岩层段。该时期浮游生物极为繁盛,沟鞭藻类、疑源类、介形类及鱼等遗体化石丰富,且往往顺层分布,形成夹于泥质纹层中间的有机质富集层[15]。有机质含量丰富的泥页岩厚度一般大于300 m,页岩厚度为150～200 m[16]。取芯段进行了大量基础地球化学分析,有机碳含量大多分布在2.0%～8.0%,有机质类型以 Ⅰ、 Ⅱ1型为主, 现今埋藏深度在2 900～3 300 m,Ro值为0.7%～0.8%,刚好处于生油门限之内。图1代表的是渤南洼陷主力烃源岩,是渤海湾盆地典型烃源岩,也是目前页岩油研究的重点层位和区域。陆相烃源岩中块状、层状还是纹层状有利于排烃,一直是石油地质界未搞清楚的问题,罗69井岩心为本研究提供了很好的机遇。

2 样品与实验

罗69井在沙三段下部进行了比较完整的取芯,选择了有机质丰度较高的块状泥岩、层状泥岩和纹层状泥岩(页岩)3种样品(表1和图2)。它们从岩性和有机质性质上代表了湖相烃源岩[17],同时Gale等认为它们的排烃机制有差异[18],即页理发育的烃源岩发育层间缝隙不易形成微裂缝,所以液态烃排出量相对少[19]。

在生排烃模拟之前,对样品进行热解、有机碳和可溶有机质抽提,结果见表2。可以看出,3块样品有机质丰度比较高,有机质类型均为I型,可溶有机质含量在0.63%～1.36%(说明已经处于液态烃生成阶段)。还对样品进行了薄片、荧光薄片和扫描电镜观察。在自行设计的热压模拟装置中进行了液态烃的生排烃模拟实验,装置由高压釜、加热炉、加压系统、控温系统、气体收集系统组成(图3)。温度程序升温可达650 ℃,压力可达80 MPa。将样品制成直径约1.8 cm、高约0.5 cm的圆柱体,将同一样品的3个圆柱体装入内径为2.0 cm的高压釜,进行加水热模拟实验;模拟后漂浮在水上、附着在高压釜内的液态烃即是烃源岩生烃过程中排出的液态烃,将其收集称量得到排油量;3个圆柱体岩样分别用于提取滞留烃、磨制荧光薄片和电镜观察。本实验目的是查明生油期内泥质烃源岩的生排烃过程,所以设定的有机质成熟度Ro分别为0.7%、0.8%、0.9%、1.0%和1.1%,对应的模拟温度分别为345、370、390、420和440 ℃[20]。

对排出油和滞留油进行了饱和烃色谱和色谱质谱分析,探讨了不同岩性烃源岩生排烃过程和差别,依据烃源岩生油率、排油率和含油率,建立不同岩性烃源岩生油和排油模型。

图2 模拟实验样品照片Fig.2 Photos showing samples for hydrocarbon generation and expulsion stimulation

编号S1/(mg·g-1)S2/(mg·g-1)Tmax/℃TOC/%有机质类型主峰碳Pr/PhOEP抽提有机质含量/% L69-13.1712.394403.24IC230.971.240.93 L69-24.9419.174405.93IC240.510.811.11 L69-52.7542.324427.72IC180.630.861.36

图3 油气成因热模拟实验装置示意图Fig.3 Sketch showing thermal stimulation apparatus for hydrocarbon generation and expulsion

3 结果及其分析

3.1 三种岩性烃源岩生排油数量

通过实验得到了不同岩性烃源岩在主要生油期单位有机碳液态烃和气态烃生成量、液态烃排出量和滞留量(表3)。

表3 不同岩性烃源岩液态烃生成、排出和滞留率与成熟度关系及气态烃生成率Table 3 Hydrocarbon generations, expelled and remaining liquid hydrocarbons from / in different lithological source rocks at different thermal maturities %

注:参数1—液态烃生成量,mg/g;参数2—液态烃排出量,mg/g;参数3—液态烃滞留量,mg/g;参数4—气态烃生成量,mL/g。

3.1.1 块状泥质烃源岩

实验结果表明,块状泥质烃源岩液态烃生成量、液态烃排出量、液态烃滞留量和气态烃生成量相对比较高(图4)。模拟温度为420 ℃(Ro约为1.0%),均出现了液态烃生成和排出量高峰(分别为424.1和329.9 mg/g),此时液态烃排出率达到77.8%。而成熟度Ro为0.8%时(模拟温度370 ℃),液态烃产量为357.6 mg/g,液态烃排出量为141.8 mg/g(液态烃排出率仅为53.7%),此时液态烃滞留量为165.8 mg/g,也是滞留液态烃最高峰(即液态烃滞留率为46.3%)。当Ro>0.9%时,气态烃产量快速增加,可能是导致液态烃排出量快速增加和液态烃滞留量下降的直接因素。

3.1.2 层状泥质烃源岩

图4 块状泥质烃源岩(L69-1样品)油气生成、液态烃排出、液态烃滞留量与模拟温度关系Fig.4 Curves showing quantities of hydrocarbon generations, liquid hydrocarbon expulsions and liquid hydrocarbon retentions from/in massive muddy source rocks (sample L69-1) at different thermal maturities

图5 层状烃源岩(L69-2样品)液态烃和气态烃生成、液态烃排出和滞留曲线Fig.5 Curves showing quantities of hydrocarbon generations, liquid hydrocarbon expulsions and liquid hydrocarbon retentions from/in massive muddy source rocks (sample L69-2) at different thermal maturities

对比层状烃源岩(L69-2样品)与块状烃源岩样品(L69-1)的液态烃和气态烃生成曲线(图4和图5),可以看出,它们的有机质类型和生烃潜力基本相似,但是液态烃排出和滞留曲线存在差别。因为层状结构的存在,导致液态烃排出滞后的现象(与块状烃源岩相比):当Ro<0.8%时,液态烃排出量小于液态烃滞留量,当Ro>0.9%时,液态烃排出量大于滞留量;总体看,层状烃源岩液态烃排出量小于块状烃源岩,最高液态烃排出率为55.5%。

3.1.3 纹层状泥质烃源岩

纹层状烃源岩(L69-5)油气生成曲线与上述块状和层状烃源岩也很相似(对比图4～6),说明选择的样品在排烃研究上具有可比性。与层状烃源岩相比,纹层状烃源岩的滞留液态烃的能力有所增加,滞留液态烃可达204.8 mg/g;在液态烃生成高峰期(Ro为0.9～1.0%),液态烃排出率最高为52.8%,比前两种烃源岩进一步下降。

图6 纹层状烃源岩(L69-5样品)液态烃和气态烃生成、液态烃排出和滞留曲线Fig.6 Curves showing quantities of hydrocarbon generations, liquid hydrocarbon expulsions and liquid hydrocarbon retentions from/in massive muddy source rocks (sample L69-5) at different thermal maturities

3.2 三种岩性烃源岩模拟前后荧光薄片分析

针对3种岩性烃源岩排烃情况的差异,对这些样品进行了荧光薄片分析(图7),试图分析泥质岩内的层状结构对液态烃的滞留问题,因为荧光的颜色和发光强度可以表征岩样内烃类的特征。

将生排烃模拟前的烃源岩样品荧光照片(图7上排)和模拟后的荧光照片(图7下排)对比。由图7可以看出:

(1)块状烃源岩样品模拟实验前矿物质均匀分布、不显示任何层理,可见少量的橙褐色荧光点及蓝色或褐色荧光点,裂缝中仅有少量荧光显示(图7(a));模拟后可见明显的裂缝、并且充填浅蓝色荧光油质沥青,在均匀分布的矿物基质中可见亮橙色荧光斑点(图7(a′)),说明液态烃排出比较均一。

(2)层状烃源岩样品模拟前,可见灰质条带和泥质条带间零星的胶质沥青的橙黄色荧光显示,在方解石和泥质基质内也可见零星荧光显示(图7(b));模拟后可见顺层分布的蓝色细长荧光和大量橙色荧光点,结核状方解石表面也发荧光,当模拟温度高于390 ℃时,可见新生的微裂缝,并且充填有蓝色荧光的油质沥青,方解石条带橙色荧光非常明显,泥质层与与方解石层间充填蓝色荧光,说明层状烃源岩有集中的油质沥青分布,导致液态烃排出率相对块状烃源岩下降(图7(b′))。

图7 三种岩性烃源岩生排烃模拟实验前后荧光薄片特征Fig.7 Fluorescence photos of three samples before and after the stimulations of hydrocarbon generations and expulsions

(3)纹层状烃源岩生排烃模拟前,可见方解石纹层和灰质纹层间少量橙褐色荧光(为沥青质-胶质沥青,图7(c));当模拟温度为390 ℃时,泥质纹层和灰质纹层间出现蓝色荧光(油质沥青),方解石间橙褐色荧光形成网络状,说明纹层状烃源岩滞留液态烃能力也较强(图7(c′))。

4 三种岩性烃源岩排出和滞留的液态烃组成

在对滞留和排出的液态烃进行定量同时,还对其饱和烃进行了气相色谱分析,得到不同岩样烃源岩生成和排出的液态烃组成的异同。

4.1 液态烃生成阶段饱和烃含量变化

生排烃模拟实验以后,对排出和滞留液态烃进行了饱和烃相对含量分析(表4),发现块状烃源岩排出和滞留的液态烃饱和烃含量在45%～50.5%,说明块状烃源岩对液态烃的排出选择性较弱;层状和纹层状烃源岩排出的饱和烃相对含量比块状烃源岩低,而它们的滞留液态烃饱和烃含量相对更低一些,说明这两种岩性烃源岩液态烃排出具有一定的选择性。

表4 三种岩性烃源岩不同成熟度排出和滞留饱和烃相对含量Table 4 Percentages of saturated hydrocarbon in expulsive hydrocarbons and in rententioned hydrocarbons in the three lithological source rocks %

4.2 液态烃生成阶段饱和烃组成变化

由生排烃模拟实验得到的排出和滞留液态烃饱和烃色谱图可以明显看出(图8):

(1)块状烃源岩排出和滞留液态烃饱和烃色谱特征相似,只是前者正构烷烃主峰为C-20、后者为C-23,说明块状烃源岩排烃的选择性很小(图8(a)、(a′));

(2)层状和纹层状烃源岩排出液态烃的低碳数正构烷烃明显多于滞留液态烃,正构烷烃主峰碳为C-15或C-16、而滞留液态烃饱和烃主峰碳为C-25或C-26,明显地反映了层状和纹层状烃源岩具有选择性的排烃作用。

3种岩性烃源岩不同成熟度的排出和滞留液态饱和烃色谱参数见表5。

由表5可见,轻质组分较重质组分更容易排出,反映成熟度和沉积环境的参数OEP和Pr/Ph等并无明显变化,纹层状烃源岩排出液态烃与滞留液态烃的轻、重组分的分馏现象最明显。

图8 不同岩性烃源岩成熟度为0.9%时排出与滞留液态烃饱和烃色谱Fig.8 Chromatographs of saturated hydrocarbons in expelled hydrocarbons and in remaining hydrocarbons from/in three different lithological source rocks at thermal maturity of Ro equal to 0.9%

样品性质成熟度Ro/%液态烃产状主峰碳∑C21-/∑C22+∑C21-(%)/总烃OEPPr/Ph块状烃源岩层状烃源岩纹层状烃源岩0.70.80.91.01.10.70.80.91.01.10.70.80.91.01.1排出C-230.920.591.231.22滞留C-250.310.221.240.89排出C-200.490.170.841.04滞留C-230.490.201.530.88排出C-230.790.201.091.10滞留C-202.360.570.860.37排出C-231.060.151.211.56滞留C-225.070.960.980.25排出C-191.060.761.001.30滞留C-221.130.590.920.26排出C-161.952.050.930.59滞留C-240.560.390.790.44排出C-201.210.910.840.51滞留C-220.480.300.900.55排出C-151.380.701.020.58滞留C-240.500.231.150.92排出C-151.360.461.000.68滞留C-250.430.361.040.76排出C-163.740.930.960.98滞留C-184.622.150.800.80 排出C-165.022.870.950.61滞留C-220.930.390.840.51排出C-152.412.421.000.60滞留C-250.360.171.060.68排出C-151.521.220.970.71滞留C-220.520.190.930.79排出C-191.130.300.941.15滞留C-240.420.140.930.99排出C-151.280.280.981.14滞留C-232.440.600.800.85

此外,对部分模拟实验样品进行了排出和滞留液态烃色-质分析,统计了表征成熟度参数Ts/Tm、

C29ββ/(ββ+αα)[21],表征水体盐度参数γ-蜡烷/C31-藿烷,以及反映运移的参数三环/五环、ΣC27/ΣC29等参数(表6)[22]。可以看出,块状烃源岩排出的液态烃中γ-蜡烷/C31-藿烷参数是小于滞留液态烃的,而对于层状和纹层状烃源岩,该参数是相反的;不同岩性烃源岩排出液态烃多数Ts/Tm是高于滞留液态烃的,C29ββ/(ββ+αα)参数也是如此;三环/五环、ΣC27/ΣC29两个参数在排出液态烃中高、在滞留液态烃中低,与烃源岩岩性无直接关系。

表6 三种岩性烃源岩不同演化阶段排出和滞留液态烃饱和烃色-质谱参数统计Table 6 Parameters of saturated hydrocarbon chromatograph-mass spetrometry of expulsive hydrocarbons and retentioned hydrocarbons from/in three lithological source rocks at different thermal maturies