潮水盆地金昌坳陷石油资源潜力

2019-12-31范柏江同世凯霍萍萍王一琳

延安大学学报（自然科学版） 2019年4期

范柏江，同世凯，晋月，霍萍萍，王一琳

(延安大学石油工程与环境工程学院，陕西延安 716000)

石油与天然气产业是国民经济的重要支柱产业[1-3]。当前，国内的油气开发形势已经赶不上油气消耗的需求。仅石油而言，我国的对外依存度已经超过了64%，即国内消耗的石油中有超过六成依靠进口[4]。根据当前的趋势预测，对石油天然气的需求缺口必将越来越大[5]。由此可见，中国亟待寻找后备的石油与天然气资源，以满足日益增长的油气消费需要。

金昌坳陷位于中国西部的潮水盆地。由图1可见，金昌坳陷的面积相对其它坳陷较小，但金昌坳陷勘探程度偏低，该坳陷究竟有多大的石油资源潜力尚不清楚。然而，从沉积体系的发育来看，中侏罗统具有较好的烃源岩条件[6]。其中，中侏罗统新河组(J2x)、青土井组(J2q)和芨芨沟组(J1j)都广泛发育深色的泥岩，是潜在的烃源岩层系。本研究基于烃源岩的评价与分析，试图评价该区的石油资源量，为深入的油气勘探提供参考。

图1 潮水盆地构造单元区划图

1 烃源岩发育特征

金昌坳陷的潜在烃源岩仅在于中侏罗统的新河组(J2x)、青土井组(J2q)和芨芨沟组(J1j)，三套潜在烃源岩以暗色泥岩为主。由于芨芨沟组目前尚采集到烃源岩样品，没有详实的数据支撑该层段的研究，因此本次针对新河组和青土井组开展了研究。

1.1 有机质丰度

采用通用的有机碳燃烧方法(具体选用Vario TOC型仪器)开展了有机碳含量测试；采用岩石热解仪(具体选用Rock-eval型热解仪)开展了热解参数的测试。测试结果表明，金昌坳陷新河组烃源岩的有机碳含量分布在0.18%～7.61%之间，平均数值为2.77%；生烃潜量的数值分布在0.09%～19.85%之间，平均数值为5.05 mg/g；氢指数平均数值为97.97 mg HC/g TOC；有机质丰度总体较高。金昌坳陷青土井组烃源岩的有机碳含量分布在0.19%～53.59%之间，平均数值为10.23%；生烃潜量的分布在0.07%～119.17%之间，平均数值为18.01 mg/g；生烃潜量平均数值为125.9 mg/g。按照低熟-成熟烃源岩的评价与识别标准[6]，青土井组和新河组烃源岩整体上属于好烃源岩，具有相对较好的生烃品质。

基于测试结果，分别编制了新河组烃源岩与青土井组烃源岩的有机碳含量平面分布(图2)。由图2可见，在平面分布上，新河组烃源岩的有机碳含量高值区主要位于坳陷的北部与南部，北部的最高TOC可高于2.0%；南部的最高TOC可高于1.0%。青土井组烃源岩的有机碳含量高值区主要位于坳陷的北部与中部，北部的最高TOC可高于2.0%；中部的最高TOC可高于1.0%。

图2金昌坳陷烃源岩暗色泥岩TOC分布图

1.2 有机质类型

新河组和青土井组烃源岩，干酪根有机显微组分构成上不仅包括腐泥无定形体(和藻类体)、腐殖无定形体，还包括镜质组显微组分和惰质组显微组分。整体而言，新河组烃源岩和青土井组烃源岩，腐泥无定形体和藻类体含量相对较高[6][7]。

图3为岩石热解数据识别有机质类型的图版，由该图可见新河组烃源岩与青土井组烃源岩的差异不大。在Tmax分布上看，两套烃源岩主体上处于430℃～450℃之间，大致对应于低成熟-中等成熟的热演化阶段。但是，新河组烃源岩具有部分高氢指数样品分布，而青土井组烃源岩的氢指数基本低于250 mg HC/g TOC(图3)[7]。依据岩石热解数据可以判断，新河组烃源岩的有机质类型以Ⅱ2型和Ⅲ型有机质为主，含有少量Ⅱ1型有机质；青土井组有机质类型则基本上为Ⅱ2型和Ⅲ型有机质(图3)。

图3 金昌坳陷烃源岩有机质类型分布[7]

1.3 有机质成熟度

镜质体反射率(Ro)是反映有机质成熟度的有效指标之一。尽管金昌坳陷的钻井极少，实测镜质体反射率数据不够丰富，但由于研究区面积小，烃源岩的埋深差异不甚剧烈，已有井的热成熟度基本可以反映全区烃源岩的热成熟度。选取金昌坳陷Y1井1700 m埋深至3000 m埋深的烃源岩进行了镜质体反射率的测定。基于六个样品的测试发现，镜质体反射率的数值变化范围在0.6%～0.8%之间，反射率的平均数值为0.68%。上述镜质体反射率大致对应于低成熟-中等成熟的热演化阶段。由此可见，镜质体反射率数据与岩石热解数据的解释结果相一致。

基于现有的镜质体反射率数据，结合烃源岩的厚度展布，分别编制了新河组烃源岩与青土井组烃源岩的镜质体反射率(Ro)平面分布(图4)。由图4可见，金昌坳陷新河组烃源岩存在两个热成熟高值区，分别位于坳陷的北部与南部，北部的最高Ro可达到0.7%；南部的最高Ro可达到0.8%。青土井组烃源岩存在一个热成熟高值区，其位于坳陷的中部，最高Ro可达到1.0%。

1.4 烃源岩发育规模

基于野外露头资料、结合地震资料编制了新河组烃源岩与青土井组烃源岩的厚度分布(图5)。由图5可见，在坳陷内部，新河组烃源岩分布较广，仅在西北地区以及南部局部地区出现尖灭。但是，新河组烃源岩的沉积厚度较薄，一般厚度仅有50～100 m。新河组烃源岩存在两个较大的厚度分布中心，两个厚度中心的烃源岩最大厚度均大于150 m。青土井组烃源岩分布亦较广，仅在北部和南部的局部地区出现尖灭。青土井组烃源岩也存在两个较大的厚度分布中心。其中，位于北部的厚度中心烃源岩的最大厚度仅仅超过100 m，位于南部的厚度中心烃源岩的最大厚度超过150 m。

图4金昌坳陷烃源岩暗色泥岩Ro分布图

图5 金昌坳陷烃源岩暗色泥岩厚度分布

2 烃源岩生油量模拟

在地质过程中，烃源岩的埋藏演化、地质热作用的变化是直接控制其生油气能力的地质要素。因此，在生油量模拟过程中，首先要进行埋藏历史和热历史的的恢复，基于埋藏历史和热历史，结合烃源岩的基本地球化学特征即可获得生油气的能力。

基于前人总结的研究区的地质演化背景[8-10]，结合本次实测的基本地质参数，恢复了金昌坳陷的埋藏历史及热演化历史。埋藏历史的恢复方法采用普遍使用的回剥法。回剥法是根据沉积物的压实原理，从已知的单井分层参数出发，按照地质年代由新到老的顺序逐层回剥计算[11]。生烃史恢复主要基于镜质体反射率的大小是镜质体经历的热历史的函数。根据某一地层的埋藏历史和其所经历的温度，利用这一函数关系即可计算出其镜质体反射率的演化过程。目前已有多种用于计算镜质体反射率的理论模型例如EASY%Ro模型和TTI模型[12]。由于研究区勘探数据较少，本次选择采用了TTI模型。热流数值依据部分实测数据结合综合模拟确定。基于上述方法原理，由此获得了研究区的埋藏史参数和热历史参数(表1)。

表1 金昌坳陷埋藏史及热史基本参数

图6 金昌坳陷埋藏历史与热演化历史

基于埋藏史参数和热历史参数，开展了热演化历史的模拟。从图6的模拟结果可见，在距今140 Ma以前，研究区整体上为不断沉降接受沉积的过程，青土井组和新河组烃源岩的埋藏深度较大，此时的最大埋藏深度接近2500 m。距今140 Ma至距今100 Ma，研究区整体上为构造抬升，地层遭受剥蚀的过程，地层剥蚀厚度达到249 m。距今100 Ma以来，研究区整体上为再次沉降并接受沉积的过程，青土井组和新河组烃源岩的埋藏深度在现今达到最大，此时的埋藏深度接近3000 m。现今时期，芨芨沟组、青土井组和新河组烃源岩的地层温度变化范围在120～140℃之间，镜质体反射率在0.7%-1.3%之间，烃源岩普遍进入弱成熟-中等的热演化阶段(图6)。

将埋藏历史参数、热历史参数、烃源岩地化参数整合入Basinmold软件模拟系统，依赖精细的网格单元化处理，即可获得烃源岩的生油强度参数。金昌坳陷烃源岩的生烃模拟结果表明，青土井组烃源岩的生烃强度较大，新河组烃源岩的生烃强度较小。青土井组烃源岩的累积生油强度大约为28.0 mg/g TOC；新河组烃源岩的累积生油强度大约为24.0 mg/g TOC。与陆相沉积普遍的生油强度强度相比较，该生油强度相对较弱。

3 石油资源评价

根据新一轮全国油气资源评价制定的石油运聚系数的计算原则[13]，需要对不确定地质因素依据概率评估进而计算石油资源量。基于上述原则，对各套烃源岩分别计算了不同概率下的运聚系数，包括5%、50%、95%三个概率下的石油运聚系数(表2)。将石油运聚系数与生油量模拟结果相结合，获得了金昌坳陷的石油资源量。金昌坳陷的石油资源量总计3550.9×104t(期望值)(表2)。其中，青土井组的石油资源量3544.2×104t(期望值)，新河组的石油资源量6.7×104t(期望值)(表3)。潜在含油地区内的石油资源丰度(石油资源量与其分布面积的比值)为2.7×104t/km2。

中国陆上石油资源的资源丰度差别极大，业界普遍将其划分为四个等级[14]。石油资源丰度大于30×104t/km2的地区为高丰度地区；石油资源丰度大约(10～30)×104t/km2的地区为中丰度地区；石油资源丰度大约(5～10)104t/km2的地区为低丰度地区；石油资源丰度小于5×104t/km2的地区为特低丰度地区[14]。高丰度地区往往能形成富油气盆地，如渤海湾盆地。中丰度地区往往能形成中等油气盆地，如二连盆地。低丰度地区形成的油气资源往往有限。研究区属于典型的特低丰度地区，油气资源潜力弱，仅在局部构造地区可能形成规模性的油气资源(表4)。由此可见，金昌坳陷尽管具备发育烃源岩的地质条件，能够形成一定的石油资源，但石油资源丰度低，油气资源潜力弱，针对该地区的勘探与开发存在风险。