深层、超深层温度及热演化历史对油气相态与生烃历史的控制作用

2020-04-10任战利崔军平杨桂林陈占军

天然气工业 2020年2期

任战利崔军平祁凯杨桂林陈占军杨鹏王琨

1.西北大学大陆动力学国家重点实验室 2.西北大学地质学系 3.陇东学院

0 引言

深层、超深层是油气勘探开发未来最重要的接替领域之一。近年来，深层、超深层油气勘探获得了一系列重大突破[1-2]，受到广泛关注。四川盆地、塔里木盆地多口井在7 000 m以深发现了工业气流，塔里木盆地顺北地区超深层也获得了重大的油气突破[3]；墨西哥湾盆地深层发现了200 ℃以上的温度条件下形成的油藏[4]。

目前，钻井揭示的深层油气藏地层温度范围较宽，深层、超深层油气藏的发现对长期以来指导油气勘探的经典理论如干酪根晚期生油理论的油气温度界限提出了挑战[2]。国内外勘探实例证明，深层、超深层在高温、高压条件下仍然存在液态烃并形成了油气藏[5]，盆地内部的温度、压力及演化历史对油气的生成、成藏历史起着重要的控制作用。目前，不少学者对于温度、压力对油气成藏和油气相态存在的温度范围及油气相态间转化的影响进行了一些研究，取得了新的进展[1-14]。

中国叠合盆地热演化历史复杂，深层、超深层不同油气相态及油气生成、成藏历史有明显的差异。但迄今为止，缺乏深层、超深层温度及热演化史对油气相态及生成历史控制作用的深入系统研究。为此，笔者在收集我国含油气盆地深层、超深层温度、压力资料的基础上，结合我国盆地深层、超深层的实际情况，分析了温度及热演化史对深层、超深层油气生成、相态的影响，划分了温度与压力关系类型；在对深层、超深层热演化史类型划分的基础上，探讨了不同热历史类型盆地热演化史对油气生成及油气相态的控制作用，以期达到深化深层、超深层油气成藏机理及富集规律研究，更加有效地指导深层、超深层油气勘探的目的。

1 温度及加热时间对油气成藏相态的影响

地温是决定有机质成烃演化及油气成藏相态分布的最重要因素。随着埋藏深度及地温升高，烃源岩成熟度增高。深层、超深层烃源岩埋藏深度大，烃源岩多达高成熟及过成熟生干气阶段。干酪根晚期成油理论认为生油液态窗温度介于60～120 ℃、镜质体反射率（Ro）介于0.60%～1.35%[15]，世界上绝大部分的石油均存在于65.5～149.0 ℃的温度范围[16]，150 ℃以上高温地层不应该存在液态原油，即便考虑到有机质类型的不同和地质条件的差异，原油在150 ℃已经开始裂解，到200 ℃原油已经完全裂解[17]。然而，近期一些新的地质发现对传统观念提出了挑战，我国渤海湾盆地冀中坳陷霸县凹陷发现的牛东1井蓟县系雾迷山组、美国瓦勒维尔杰盆地的帕凯特油气田和特拉华盆地的戈麦斯油气田、波斯湾马伦油田的地层温度超过200 ℃仍有液态烃聚集，波斯湾马伦油田的产层温度已超过230 ℃[2]。这些深层、超深层原油液态窗油气温度分布范围差异大，说明独立油相可以在很高的温度条件下存在。研究结果表明，在埋深介于7 544～9 600 m的地层中，当Ro为3.0%、地层温度超过300 ℃时仍有液态烃存在，原油在200～250 ℃甚至更高的温度条件下都是稳定的[18]。

不同盆地、不同地区深层油气藏的地层温度差异大，主要与盆地经历的热演化史过程有关，受经历的温度、热时间、加热速率、压力、烃源岩母质类型等因素影响。

1.1 古老盆地古地温对油气相态的影响

不同类型盆地由于地温梯度及演化历史的不同生油窗温度及深度差异大（图1）。一般情况下，较古老盆地深层发现大量液相油藏或凝析气藏。如苏联South Caspian盆地地温梯度仅16 ℃/km，其油藏保存的底界深达8～9 km；我国塔里木盆地塔北地区接近7 km的储层中主要为黑油油藏[19-21]，塔里木盆地顺北地区超深层垂深为7 200～7 863 m奥陶系一间房组—鹰山组储层中发现了挥发油藏和轻质油藏，原油成熟度受控于油藏温度。地层温度研究结果表明，顺北地区地温梯度低，埋深8 000 m的地层温度目前仅为160～170 ℃（图1），地质历史时期奥陶系地层温度未超过170 ℃，未达到原油大量裂解温度。顺北地区奥陶系长期处于低地温环境，是保持挥发油相的关键[19-21]。在低地温梯度条件下，盆地油藏保存的深度范围大大扩展。

图1 中国主要盆地深度与地层温度的关系图

对于古生代盆地，如滨里海盆地，经历了漫长地质时期的演化，盆地现今地温梯度低（1.2～2.2℃/100 m），埋深16～18 km的地层温度不超过200℃，这是滨里海盆地深层油气存在的关键因素。这类盆地由于地温梯度低，深层、超深层元古界、古生界经历的最高地温往往未达到原油完全裂解的界限温度值，烃源岩仍处于生油窗范围内，仍然具有找油的前景。

1.2 中新生代盆地地温及演化对油气相态的影响

沉积有机质的热演化是一个连续递进的过程，较低温度条件下以液态烃为主，高温条件下则以气态烃为主。中新生代盆地在地温梯度较高的快速增温条件下，深层在高温条件下仍然可以存在原油及凝析气藏。如新生代地温梯度较高的渤海湾盆地，由于新生代晚期大幅沉降，温度迅速升高，烃源岩热演化程度迅速升高，很快由生油向生气阶段转化，油气的相态主要受温度的控制。该盆地冀中凹陷牛东1井在埋深5 641～6 027 m发现凝析油气藏，地层温度达201℃[8]；渤中凹陷发现古潜山凝析气藏[19-21]，从渤中21-A-A井实测与镜质体反射率模拟结果来看[22]，现今东营组三段下部和沙河街组一段的优质烃源岩埋深大于4 500 m，Ro＞1.5%，转化率大于80%，进入大量生气阶段，形成凝析气藏。埋深5 141 m，温度达到180 ℃，充注高峰期为距今10 Ma以来[23]。

原油裂解受控于原油性质和热历史。原油裂解实验表明，不同原油裂解开始温度的差异较大，介于165～190 ℃，原油完全裂解的温度相近，介于230～240 ℃[2,24]（图2）；液态石油的保存深度及温度均大于传统认识深度及温度[2]。不同盆地原油由于地质背景的不同，原油液态窗的温度范围可以更宽。

在新生代低地温梯度快速埋藏缓慢升温的状况下，原油液态窗深度分布范围很宽，深度可以超过8 000 m，甚至可超过10 000 m。对于山间盆地和山前凹陷，如南里海盆地和潘农斯基盆地，盆地的快速沉降，加热时间短（不超过10～15 Ma），液态窗的温度会更高。

图2 不同原油加热升温条件下原油裂解生气转化率与温度的关系图

在中生代盆地，新生代以来沉降幅度小或新生代以来抬升剥蚀的盆地，有效加热时间较长，生油液态窗温度低，形成天然气藏的温度也低，油气藏深度也小，如松辽盆地。

1.3 加热时间对油气相态的影响

加热时间对油气相态存在的温度区间也有重要的影响，温度及加热时间是造成不同盆地油气相态存在温度区间差异的主要原因。在加热时间较短的情况下，石油可以在很高的温度状况下存在及稳定。液态烃完全消失的最大深度约为8 000 m，地层温度大于200 ℃，气藏分布的最大下限深度为10 000～12 000 m，地层温度为300～350 ℃[25]。太平洋东北部深水洋盆内发现加热时间很短、温度介于300～315 ℃条件下存在的石油[4]。新生代沉降幅度大的盆地，有效加热时间短，原油可以在很高的温度状况下存在。如我国渤海湾盆地发现的牛东1井蓟县系雾迷山组潜山凝析气田底部温度达201 ℃（对应深度6 027 m）[2]；莺歌海盆地乐东30-1-1A井井深5 011 m实测地层温度为240 ℃，实测Ro仅为1.20%，地层中仍保存大量液态烃[26]。在相同地层升温速率的情况下，不同地区的原油开始裂解的温度差异大，完全裂解的温度有一定的差异，但差异小（图2）。一般情况下液态原油发生热裂解的温度至少超过170 ℃，原油的热稳定性除受温度、加热时间等控制外，在很大程度上还受控于原油的组成，独立油相存在的地层温度范围为178～214 ℃[24]。

加热速率对独立相原油存在的温度范围也有明显的影响，升温速率从1 ℃/Ma提高到10 ℃/Ma对独立相原油存在的温度影响可提高17～27 ℃，随着加温速率的升高，加热时间短，液态窗的温度上限明显提高，独立油相存在的地层温度范围为178～214℃。在埋藏深度大及温度高的状况下，油气仍然可以独立油相存在，凝析油气态保存的下限温度约为240℃[24]。

2 压力与温度的关系及其对热演化程度的影响

温度、压力对油气相态及油气藏的分布有重要的控制作用，温度、压力密不可分，相互联系、共同作用，特别是现今的地温和地层压力对油气的形成、分布起到重要的控制作用[6-7]。

2.1 压力与温度的关系

根据油气藏实测地层压力及地层温度资料，对深层地层温度与地层压力关系进行分析，发现不同盆地及同一盆地不同构造单元地层温度与地层压力关系复杂，存在明显差异，可以将地层温度与地层压力的关系主要划分为中低温高压型、高温高压型、中温中低压型3种类型。

2.1.1 中低温高压型

此类型温压关系油气藏相对于同等埋藏深度油气藏地层温度较低，一般小于150 ℃，地层压力高，一般大于80 MPa（图3黑圈部分），该类型油气藏异常压力高，压力对热演化程度及生烃有抑制作用，生烃及成藏期一般较晚，运移成藏动力强劲。异常高压能够减缓上覆沉积物的压实作用，有利于深层、超深层高孔隙带的形成和保存。以准噶尔盆地、塔里木盆地库车凹陷克深、克拉苏、大北等气田为代表[27]。

图3 深层油气藏地层温度与地层压力的关系类型图

克深气田具超深、超高压特征，目的层为下白垩统巴什基奇克组，埋藏深度介于6 500～8 000 m，地层压力介于90～136 MPa，压力系数介于1.60～1.85，地层温度一般小于150 ℃。其中，克深2区块原始地层压力为116 MPa，压力系数为1.79，地层温度为168 ℃。克深气田天然气成熟度Ro介于2.28%～3.68%，平均值为3.10%，属于过成熟天然气。克深气田主要经历了库车组沉积期末（距今2.5 Ma）以来的天然气大量充注，气源主要来自克深区块和拜城凹陷生气中心的侏罗系煤系烃源岩，为深埋快速生烃、强源储压差作用下晚期聚集成藏，油气运移成藏动力强[28]。

2.1.2 高温高压型

该类型温压关系油气藏的地层温度、地层压力高，地层温度一般大于150 ℃，地层压力大于50 MPa（图3红圈部分），地层温度、压力高，热演化程度高，油气可以多期形成，油气运移动力强劲，烃源岩生成的油气可以穿层运移成藏，可发育与深层断裂有关的深源油气藏。

以塔里木盆地顺南、塔北及四川盆地安岳等油气田为代表的。其中，塔里木盆地顺北地区的地温梯度为2.12 ℃/100 m，奥陶系埋深为8 000 m，地层温度介于160～170 ℃，地层压力超过80 MPa。烃源岩受到了高压力的生烃演化抑制，未达到原油大量裂解温度的门限，油藏具有低气油比、低天然气干燥系数，显示出高压力抑制形成的油气藏特征，为挥发性油藏[3]；安岳气田龙王庙组气藏具多期成藏特点，气藏埋深介于4 600～5 400 m，地层温度介于140～161℃，地层压力介于56～59 MPa，压力系数介于1.06～1.65[29]；渤海湾盆地渤中凝析气藏埋深4 000 m，地层温度约140 ℃，地层压力介于40～70 MPa，为高丰度、高含凝析油的凝析气藏[8]。北海盆地Elgin、Franklin油田地层温度介于185～203 ℃，地层压力介于80～90 MPa，也属于此类。

2.1.3 中温低压型

这类型温压关系油气藏的地层温度中等，一般小于150 ℃，地层压力较低，一般小于50 MPa（图3蓝圈部分）。油气垂向运移动力弱，垂向运移不明显，运移距离小，以自生自储为主。以鄂尔多斯盆地为代表。

鄂尔多斯盆地后期大幅抬升剥蚀，元古界及古生界地质历史时期埋藏深度大，现今地层埋深深度小，地层温度及地层压力较低，油气垂向运移动力弱，油气以侧向运移为主，垂向运移不明显，运移距离小，以自生自储为主，温度低，压力低，产量低。

2.2 超压对热演化程度的影响

在深层、超深层油气藏聚集地区异常高压的发育比较普遍，异常压力对深层、超深层源岩热演化有重要控制作用。异常压力对深层、超深层烃源岩热演化的影响有不同认识，Price等[30]认为，压力的增大明显地抑制有机质热演化和油气生成作用。美国绿河盆地北部超压层段（埋深介于2 400～4 500 m）镜质体反射率与深度关系研究结果并未发现超压对镜质体反射率产生可识别的影响[31]。郝芳等[32]对琼东南盆地超压带进行对比研究结果认为，不同井超压发育的深度和程度不同，并不是所有超压都影响干酪根的热解和生烃作用，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。地层（流体）压力绝对值的大小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，压力达到某一门槛值才能对有机质的演化起到抑制作用[3]。

由于盆地压力演化历史的复杂性及多样性，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。根据模拟试验结果，在地温梯度较低、烃源岩埋深较大的沉积盆地中，长期高压条件对烃源岩热演化的抑制作用更明显，Ro抑制程度比正常值低0.5%以上。这延长了超深层烃源岩液态烃持续生成的时间，并抑制液态烃向气态烃转化，也为超深层油气勘探提供了重要依据[3]。

超压的发育使得在地温梯度较高、烃源岩年代较老的沉积盆地中，已进入准变质作用阶段的深层烃源岩可能仍保持在有利的生烃、排烃阶段，成为深层油气聚集的有效烃源岩。墨西哥湾盆地华盛顿湖油田第三系埋深6 540 m的地层温度大于200 ℃，但由于130 MPa的异常高压，仍保持液态烃状态[33]。受超压抑制作用的影响，有机质的成熟度增长缓慢且其值变低，从而使生油高峰延迟。

3 深层、超深层热演化史类型及其对油气相态、生烃历史的影响

深层、超深层是由不同期次盆地叠加形成的产物，不同期次盆地的地温场不同，不同叠置方式使叠合盆地深层、超深层古地温演化历史更为复杂。古老盆地超深层、深层油气生成、成藏总体具有晚期生成、成藏的特点[3]。盆地热演化史控制了油气的生成、成藏期及油气相态，准确恢复叠合盆地超深层古地温演化历史对油气生成、成藏及评价有重要意义。

根据盆地叠合的不同及后期改造的不同，深层、超深层有不同的古地温演化过程，根据国内外深层、超深层盆地热演化史的分析结果[6,23,34-36]，按照盆地沉降抬升过程、最大埋深达及最高古地温达到时期早晚、盆地现今地温梯度的高低等，可以将深层、超深层热演化史划分类为4种主要类型（图4）[3,6,23,28,35-37]。古老盆地深层、超深层经历了长期的演化及多期改造，古地温信息在后期的演化过程中存在抹去或重置，真实恢复深层、超深层古地温的演化历史可采用作者提出的叠合盆地古地温恢复的思路及多种方法进行综合研究[38-39]。

不同热演化史类型的盆地由于沉降及抬升过程、地温梯度，加热时间存在较大差异，温度、压力变化大，盆地深层、超深层油气相态、油气生成、成藏期早晚及油气前景不同。

3.1 后期快速沉降增温低地温梯度型

这类型盆地前期地温梯度及热流值中等，后期热流值及地温梯度低，盆地后期大幅沉降，加热时间短，地层快速增温，相同埋深热演化程度相对较低，生油窗埋藏深度大、分布深度范围宽。深层、超深层目前多处于生油窗或凝析油、湿气阶段，可具有多期生烃期、成藏期，主成藏期较晚。该类型深层、超深层具有较好的油气勘探前景，是深层、超深层勘探的主要类型。

塔里木盆地库车凹陷、顺北地区、费尔干纳盆地等属于此类（图4）。以塔里木盆地库车凹陷等为例，盆地早期地温梯度及热流值中等，沉降幅度小，增温慢，三叠系—侏罗系优质烃源岩在古近纪经历的古地温低，上新世（距今5 Ma）以来盆地快速沉降，由于地温梯度低，加热时间短，埋藏深度大，盆地快速升温，盆地深层、超深层处于凝析油、湿气阶段[28]，生烃及成藏期晚。塔里木盆地顺北地区寒武系烃源岩经历了2次快速深埋期与一次抬升期，晚期快速埋藏，现今地温梯度低（2.0 ℃/100 m），中下寒武统烃源岩埋藏深度大，现今温度约为200 ℃，仍处生油阶段[3]。费尔干纳盆地地温梯度低（2.6 ℃/100 m），侏罗纪—白垩纪沉降幅度小，新生代以来大幅度沉降，古近系油层在坳陷中部深度超过6 000 m，目前处于生烃高峰期[34]。

3.2 后期快速沉降增温高地温梯度型

该类型盆地后期地温梯度较高，盆地大幅度沉降，地层增温幅度大，增温快，目前多处于生凝析油、湿气、干气阶段。生油窗埋藏深度浅，油气藏分布深度范围较窄。超压油气藏发育，生烃成藏较晚，盆地演化后期快速生烃、充注成藏，具有很好的油气勘探前景。

图4 深层、超深层热演化史类型划分图

以珠江口盆地、渤海湾盆地渤中凹陷等为代表，盆地地温梯度高，沉降幅度大，增温快（图4）。渤海湾盆地渤中凹陷第三系优质烃源岩沙一段、东三段及在新近纪（距今10 Ma）以来盆地快速沉降，由于地温梯度高，加热时间短，埋藏深度大，盆地快速升温，盆地深层、超深层处于凝析油、湿气阶段。生成的烃类气体自馆陶组（距今24.6～0 Ma）沉积以来持续充注，充注高峰期为距今10 Ma以来[23]。

3.3 中后期快速增温晚期抬升降温型

该类型盆地演化早期发生多期沉降、抬升，总体沉降缓慢，地温梯度及热流值不高；中晚期盆地发生热事件，地温梯度高，增温快，油气大量生成，最高热演化程度及油气生成期、成藏期受热事件或最大埋深控制，盆地后期发生抬升剥蚀，地温梯度及热流值降低，地层降温。油气生成、成藏期可有多期，晚期成藏期最为重要，该类型盆地具有深层油气勘探前景，关键是烃源岩及盖层保存条件。以鄂尔多斯盆地、四川盆地等为代表（图4）。

鄂尔多斯盆地元古代地层在中元古代断陷区处于生油阶段，元古代晚期抬升剥蚀。古生代沉降幅度较小，中生代大幅度沉降，早白垩世发生构造热事件[40-42]，地层埋深超过7 000 m，地层达到最大埋深及最高热演化阶段，元古界烃源岩进入生气阶段（图4、5）。晚白垩世以来盆地大幅度抬升剥蚀，地层降温，生气强度减弱，生气过程停止。在深凹槽内的元古界在中元古代经历第一次生油过程，第二次生油主要在早古到晚古生代，中生代以来主要是生气阶段，现今处于干气阶段，早白垩世是元古界、古生界生气高峰期，油气生成期受中生代晚期受构造热事件控制[40-42]。

3.4 前期大幅度沉降快速增温中后期大幅度抬升剥蚀降温型

该类型盆地早期多期沉降，地层大幅度沉降增温，某一时期达到最大埋深处于深层或超深层，地层达到最大古地温及最高热演化程度，烃源岩多处于生油窗或凝析油气阶段。盆地生油期及成藏期早，盆地中后期大幅度抬升剥蚀，地层温度降低，生烃过程停止。该类盆地深层油气前景差异大，其中油气盖层保存完好的盆地具有油气勘探前景。如东西伯利亚盆地（图4）；后期大幅度抬升改造强烈，保存条件不好者，早期形成的油气藏遭受破坏，这类盆地缺乏油气勘探前景。

图5 鄂尔多斯盆地天深1井元古界热演化史图

东西伯利亚盆地主要烃源岩为元古界海相里菲系和文德系下部黑色泥页岩，在早期奥陶纪达到最大埋深及最高古地温，盆地地温梯度较低，但烃源岩仍处于生油阶段，甚至是高成熟度原油及生气阶段，盆地后期发生缓慢抬升，大幅度剥蚀，地层降温。东西伯利亚地台下寒武统发育稳定分布的膏盐岩区域盖层，区域性膏盐岩厚度大，形成了良好的油气保存条件，早期形成的油气成藏得以保存，油气勘探潜力大[36]。