沉积盆地深层热演化历史与油气关系研究现状及存在问题

2020-08-27任战利杨桂林崔军平

非常规油气 2020年3期

任战利，祁凯，杨桂林，崔军平，杨鹏，王琨.

(1.西北大学大陆动力学国家重点实验室，陕西西安 710069；2.西北大学地质学系，陕西西安 710069)

沉积盆地的温度及热演化史对油气生成、相态、运移及成藏有重要控制作用，在深层、超深层高温、高压条件下仍然存在液态烃并形成了油气藏[1-4]。近年来，在四川盆地、塔里木盆地等盆地深层、超深层进行油气勘探获得一系列重大突破，深层、超深层将是石油工业未来最重要的发展领域之一[2-4]。2020年1月塔北隆起轮南低凸起的轮探1井在8 200 m之下的下寒武统白云岩中获得轻质原油，发现了深层、超深层在高温环境下形成的油藏[5-6]。在国外墨西哥湾盆地深层也发现了在200 ℃以上的温度下形成的油藏[7]。不同盆地不同地区的油藏温度差异大，远远超出了传统干酪根晚期生油理论的液态烃转化为天然气的温度范围。

深层油气藏的发现对深层油气生成与保存条件的理论认识有新突破[2-4]。近年来国内外学者应用多种方法分别进行了温度、加热时间、压力、热演化史对油气相态存在的温度范围、油气相态间的转化、油气生成、成藏历史的影响研究，取得了明显的进展[2-16]。本文调研了国内外含油气盆地深层温度、加热时间、热演化史对深层油气存在范围、油气相态、油气生成、成藏历史的控制作用研究现状及动态，分析了沉积盆地深层温度及热演化史对油气相态、生成及成藏的控制作用，探讨了叠合盆地超深层热演化史恢复的思路及方法，提出了超深层热演化史与油气关系研究应重视的问题。

1 深层温度及加热时间对油气相态的影响研究现状

沉积盆地实际上是一个巨大的低温热化学反应器，不同盆地、不同地区深层油气藏温度差异大，油气生成、分布与盆地经历的热演化史及现今地温场密切相关，主要受加热温度、加热时间、加热速率的控制。温度是决定油气生成的最重要的控制因素，也是控制油气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，烃源岩逐步达到成熟生油阶段、高成熟阶段、过成熟干气阶段。深层、超深层的烃源岩埋层深度大，部分处于生油窗范围内，多达高成熟及过成熟生干气阶段。

1.1 温度对油气相态的影响

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[2]，温度的演化控制着烃类的相态，高温将使原油发生裂解。不同类型的盆地由于地温梯度及演化历史的不同其生油窗温度及深度差异大，在深层相同深度不同地温梯度的盆地的温度差值最大可达100 ℃以上(图1)。世界上绝大部分石油均存在于65.5～149.0 ℃的温度范围[17,8]，150 ℃以上的高温地层不应该存在液态原油，因为原油在150 ℃已经开始裂解，到200 ℃原油已经完全裂解[16-19,8]。然而近期一些石油勘探新的发现对传统观念提出了挑战，发现了地层温度超过 200 ℃仍有液态烃聚集，最高油层温度达375 ℃[2-10,20]。以上深层、超深层原油液态窗油气温度分布范围有很大差异，说明独立油相可以在高温条件下存在，液态石油的保存深度及温度均大于传统认识深度及温度。

图1 中国主要盆地埋藏深度与温度关系Fig.1 The relationship of depth and formation temperature in China’s major basins

油气的生成及原油裂解受控于原油性质和热历史，不同的研究者通过模拟原油裂解实验，发现在地层升温速率相同的情况下，不同原油开始裂解的温度差异较大，介于165～190 ℃；原油完全裂解的温度有一定的差异，但差异小，介于 230～240 ℃[4,21-24]。液态石油的保存深度及温度均大于传统认识深度及温度，拓展了原油完全裂解的上限温度，证明了盆地液态石油可在65～240 ℃之间较宽的范围存在[4,21]。

不同地质条件下原油在储集层中发生裂解的初始温度也会有一定差异，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[25]。刘岩等结合渤海湾盆地歧口凹陷试油测温数据和镜质体反射率数据，计算确定不同相态烃类保存的深度下限及温度，原油开始裂解的深度为4 500 m、温度为165 ℃，独立油相存在的深度下限为5 700 m、温度下限为209 ℃，对应的Ro值约为2.0%；以凝析油气态保存的深度下限为6 700 m、温度下限为240 ℃，对应的Ro值约为3.2%；6 700 m以深只存在干气[21]。李剑等根据模拟试验建立了腐泥型烃源岩全过程生烃演化模式，认为原油裂解结束时的Ro值为3.5%，温度及演化程度更高[22]。

1.2 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有重要的影响。在加热时间较短的情况下，原油可以在很高的温度下存在及稳定，地层温度最高可达375 ℃[20]。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[7]。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下存在[2,4]。莺歌海盆地的地层温度为240 ℃，实测Ro值仅为1.20%，地层中仍保存大量液态烃[26]。

在新生代快速沉降、加热时间短、地温梯度低的盆地，原油液态窗深度分布范围大大扩展，原油埋藏深度甚至可超过10 000 m[2,5,20]。塔里木盆地塔北地区在低地温梯度和晚期快速埋藏加热时间短的背景下原油开始裂解的深度为7 500～8 000 m，而大规模裂解的深度应在8 800～9 500 m之间，对应的储层温度在210～220 ℃之间，9 000 m液相石油消失[5,27]。

在古生代、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，有效加热时间长，原油液态窗温度低，油气藏深度减小，如松辽盆地[2]。

在地层升温速率相同的情况下，不同地区的原油开始裂解的温度差异大，完全裂解的温度差异小。加热速率对独立相原油存在的温度范围也有明显的影响，一般情况下，随着加温速率的升高，原油存在的温度上限在提高。在正常的沉积速率之下，由沉积埋藏所引起的地温增高的幅度为1～10 ℃/Ma，升温速率从1 ℃/Ma提高到10 ℃/Ma，对独立相原油存在的温度的影响可提高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，凝析油气态保存的最高温度约为240 ℃[21]。据全球油气田统计，最高油层温度可达375 ℃[20]。

1.3 温度与压力的关系

超深层油气藏主要受温度、压力等因素的控制。温度、压力对油气相态及油气藏的分布有重要的控制作用，特别是地层现今的地温和压力对油气的运移及聚集起到重要的控制作用[6,28]。

在深层油气藏聚集区，异常高压的发育比较普遍，异常压力对深层源岩热演化有重要控制作用。异常压力对深层源岩热演化的影响有不同认识[29-31]。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，地层压力绝对值的大小才是影响烃源岩热演化的关键[6]。在长期高压条件下对烃源岩热演化的抑制作用更明显，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，为超深层油气勘探提供了重要依据[5,6,32-33]。

不同盆地深层油气藏温度与压力关系复杂，作者根据油气层压力及温度资料，将不同盆地深层油气藏温度与压力关系划分为3种主要类型[2]，分别为：中低温高压型、高温高压型及中温低压型。不同温度与压力关系类型的盆地或地区，其深层油气生成温度、油气相态、成藏温度、运移动力及油气产量有一定的差异[2]。

2 深层热演化史恢复及热演化史类型与油气关系

2.1 深层地温场恢复及研究方法

古老盆地深层由于不同类型盆地的叠加及改造作用，叠合类型多样，不同时期盆地类型和地温场状况是有差异及动态变化的，由于盆地的多期叠加，早期盆地地温场的信息可因后期盆地的叠加被抹去或重置[1-2,34-35]。地温场信息的改造可划分为多种类型，叠合盆地热演化过程复杂，特别是叠合盆地深层、超深层热演化史难度更大。作者对古老叠合盆地古地温恢复进行了长期的研究，针对叠合盆地不同演化阶段古地温场的信息记录、保持及后期叠加改造、重置等不同情况，提出了叠合盆地古地温恢复的理论及方法[1,34-35]，该理论及方法可用于古老盆地超深层古地温及热演化史的恢复[2]。

超深层古地温的研究方法有镜质体反射率(沥青反射率等)、包体测温、磷灰石及锆石裂变径迹、黏土矿物转变、(U-Th)/He定年等低温热年代学方法、团簇同位素、方解石原位激光剥蚀U-Pb定年等方法[35-38]。镜质体反射率法是一种恢复热演化常用的方法，在超深层古老海相地层可采用沥青反射率等转化成等效镜质体反射率结合多种方法对热演化史演化过程有重要约束作用，已成为盆地构造—热演化史恢复的一种重要方法。国内外关于盆地热演化史恢复的方法研究总体上可以分为3类[35]。各种古地温温标对于沉积盆地热演化史的恢复都存在一定的局限性[35-37]，靠单一的方法或学科不能满足超深层热演化史恢复的要求，需从盆地叠加与改造对超深层叠合盆地古地温场信息产生影响的角度出发，选用正确的盆地地质模型及以大量实际地质资料为约束[1,34-35]，应用多种方法相互约束、互为补充、综合研究，从而真实恢复深层、超深层热演化历史[2,35,37]。

2.2 热演化史类型与油气关系

根据国内外深层、超深层盆地热演化史的分析结果[2,6,28,36-37,39-47]，作者将深层热演化史划分为4种类型(图2)：①后期快速沉降增温低地温梯度型；②后期快速沉降增温高地温梯度型；③中后期快速增温晚期抬升降温型；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[2]。

深层不同热演化史类型的盆地由于沉降及抬升过程、地温梯度，导致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[2,28,46]。

图2 深层、超深层热演化史类型划分图[6,28,36,37,39-43]Fig.2 Type map of thermal evolution history of deep and ultra-deep layers[6,28,36,37,39-43]

3 深层热演化史与油气关系应重视的问题

3.1 深层古地温及演化史真实恢复对油气成藏的重要性

古老盆地深层、超深层经历了长期的演化及多期改造，不同期次盆地的地温场存在多期次的叠加改造，过程十分复杂，古地温信息在后期盆地叠加过程中存在改造、抹去或重置的不同情况，古地温场信息记录有限，恢复难度大[12,28,35]。特别是深层海相碳酸盐岩地层由于缺乏有效的古温标，制约了热历史的恢复研究，需要对古地温恢复方法进行研究及开发。团簇同位素作为一种新的有效古温标，为碳酸盐岩地层的热历史恢复提供了可能[48]。

叠合盆地深层热演化史控制了油气的生成及成藏历史，精确恢复叠合盆地超深层温度及热演化史，对油气生成、成藏历史及勘探有重要意义[2]。

对于深层、超深层古地温及热演化史的恢复，需要根据盆地各种资料，采用叠合盆地古地温恢复的理论及多种方法的综合研究[35]。只有在精确恢复盆地深层构造热演化史恢复的基础上，才能准确地确定油气生成期、成藏历史等油气评价的关键问题，指导油气勘探[2,35,36]。

3.2 加热时间对深层油气的影响及晚期成藏的重要性

加热时间是影响油气温度、深度分布范围差异的重要原因之一，不同热演化史盆地深层原油液态窗的温度差异大[2-9]。应加强热演化史过程及加热时间对油气生成时间、油气相态及成藏期次的研究，建立不同热演化史类型盆地的深层生油液态窗温度的分布范围模式，以指导不同热演化史类型盆地的深层油气成藏研究。

3.3 压力对温度的影响及温压关系

压力对烃源岩成熟度及油气相态温度范围有一定的影响，异常压力高，加大了原油存在的深度范围[5,6]。另外不同热演化史盆地的油气压力与温度关系不同，压力与温度关系的差异对油气运移、油气相态有重要影响，应加强压力对油气相态存在的温度范围影响的定量研究及对油气成藏影响的研究。

3.4 不同烃源岩母质类型对油气生成窗温度的影响

不同类型的烃源岩生成的油气产物相态及生油窗温度不同。对海相碳酸盐岩而言，烃源岩类型好，有利于生油。塔里木盆地寒武系海相烃源岩以Ⅰ型、Ⅱ1型干酪根为主，200 ℃的地温仍可生成液态烃[6]。塔河原油作为油相，其保存的地质温度范围为178～216 ℃[32,49]。温度是原油裂解的主要控制因素，不同成因类型液态烃的消亡温度要高于200 ℃。

塔里木盆地库车凹陷烃源岩为三叠—侏罗系优质碎屑岩，以生气为主，在上新世以来(5 Ma以来)盆地快速沉降，盆地快速升温，地层温度大于150 ℃，以湿气阶段为主。

不同盆地烃源岩的特征及类型差异大，应进一步深入研究烃源岩母质类型对油气相态的影响，分析不同母质类型与油气相态及温度的关系。