二次生烃与古油藏原油裂解对油气成藏的意义<br/>——以塔里木盆地巴楚—麦盖提地区寒武系烃源岩为例

二次生烃与古油藏原油裂解对油气成藏的意义
——以塔里木盆地巴楚—麦盖提地区寒武系烃源岩为例

2021-03-26曹自成徐勤琪余腾孝秦华耿锋郝建龙邓尚

新疆石油地质 2021年2期

曹自成，徐勤琪，余腾孝，秦华，耿锋，郝建龙，邓尚

（1.中国石化a.西北油田分公司；b.西北油田分公司勘探开发研究院，乌鲁木齐 830011；2.中国石化勘探分公司，成都 610041；3.中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083）

二次生烃指烃源岩经历一期或多期生烃后，因抬升剥蚀或地温梯度降低造成地温降低而停止生烃，此后经再次埋深或特殊地质热事件，地温超过之前最高地温而再次生烃的现象[1]。古油藏原油裂解则是指古油藏埋藏至一定深度，储集层中曾经富集的原油裂解为天然气和沥青，最终转化为甲烷和石墨的过程[2]。在叠合盆地油气勘探中，二次生烃与古油藏原油裂解对油气聚集成藏的贡献，越来越受重视。前人通过对低成熟原油与未成熟烃源岩进行热解生烃模拟，以计算其（残余）生烃量及其影响因素，并建立了二次生烃潜力的相关评价标准[3-8]。针对塔里木盆地巴楚—麦盖提地区目前已发现的巴什托油气田（泥盆系和石炭系）、亚松迪气田（石炭系）、和田河气田（石炭系和奥陶系）、鸟山气田（奥陶系）及BT5井气藏（奥陶系），前人认为研究区油气主要来自于高成熟—过成熟的寒武系烃源岩，仅巴什托油气田和亚松迪气田可能混有石炭系—二叠系海陆过渡相烃源岩贡献。尤其是巴楚隆起MB1 井岩心抽提产物油源对比表明，油气来自寒武系烃源岩；2012 年11 月塔中地区ZS1 井在寒武系肖尔布拉克组钻遇内幕原生型油气藏，进一步证实了寒武系烃源岩可能是塔里木盆地台盆区的主要烃源岩[9]。

由于塔里木盆地为叠合盆地，油气成藏复杂，且巴楚—麦盖提地区中—新生代构造活动强，埋藏史和热演化史恢复困难，造成油气成藏规律研究难度大，勘探方向不明，今后目标是寻找早期原生（调整）型油气藏，还是寻找次生油气藏，重点找早期供烃还是晚期供烃。笔者试图从烃源岩埋藏史和热演化史与油气运聚的角度对上述问题作出分析，并指出潜在的有利区，为相关勘探研究提供参考。

1 研究区概况

1.1 构造与沉积特征

巴楚—麦盖提地区位于塔里木盆地西南部，包括巴楚隆起和麦盖提斜坡2个构造单元（图1）。

图1 巴楚—麦盖提地区构造位置Fig.1.Tectonic location of Bachu-Maigaiti area

塔里木盆地是由多种类型的原型盆地经多期构造改造、叠合而成的大型含油气盆地。巴楚隆起为塔西南前陆盆地的前陆隆起，泥盆纪之前为水下低隆起，海西运动晚期整体隆升并露出水面，中生代整体隆升并遭受剥蚀，喜马拉雅运动晚期进一步隆升并被强烈改造，其构造格局直至现今才定型。麦盖提斜坡在泥盆纪之前为一北倾斜坡，海西运动期开始发生南北向的翘倾，喜马拉雅运动期的强烈造山运动使其变成现今的南倾斜坡[10]。

巴楚—麦盖提地区主要发育古生界和新生界（图2），因印支运动期构造抬升，上二叠统顶部部分被剥蚀，未沉积三叠系，而麦盖提斜坡东南部（和田古隆起附近）由于加里东运动晚期—海西运动早期的构造抬升，志留系和泥盆系也被剥蚀。

图2 巴楚—麦盖提地区地层综合柱状剖面Fig.2.Stratigraphic columnar section in Bachu-Maigaiti area

1.2 烃源岩分布特征

巴楚—麦盖提地区及周缘主要发育寒武系、奥陶系和石炭系3 套烃源岩，油源对比结果表明，寒武系烃源岩是研究区已发现油气藏的主要供给源[11-12]。

巴楚—麦盖提地区下寒武统肖尔布拉克组—吾松格尔组主要为台内局限潟湖相沉积，其分布较局限，主要位于巴楚隆起东部，呈东西向展布，最厚近200 m，平均厚度小于100 m。钻井证实巴楚隆起不发育下寒武统玉尔吐斯组烃源岩（图3）。玉尔吐斯组在柯坪断隆为一套浅海陆棚—斜坡相的磷质岩、硅质岩和灰黑色页岩，为有效烃源岩。沉积环境和沉积相综合研究认为，麦盖提斜坡南缘至西南坳陷可能发育玉尔吐斯组烃源岩，厚度约为0～30 m。

图3 巴楚—麦盖提地区下寒武统玉尔吐斯组烃源岩分布Fig.3.Distribution of source rocks of the Lower Cambrian Yuertusi formation in Tarim basin

1.3 油气分布特征

巴楚—麦盖提地区已发现4 个主要来源于寒武系烃源岩供给的油气田（藏）：巴什托油气田、鸟山气田、和田河气田和BT5 井气藏。其中，巴什托油气田主要产低硫、低蜡的轻质油及少量伴生湿气，其他油气田（藏）以高成熟干气为主，和田河气田产少量凝析油，鸟山气田S1 井见少量氧化降解的原油。各油气田（藏）天然气地球化学参数见表1。

2 烃源岩生烃演化特征

2.1 研究区构造演化特征

针对巴楚—麦盖提地区中—新生界大面积缺失、中生代埋藏史和热演化史恢复难的问题，对塔里木盆地巴楚地区多口井志留系—二叠系共10 件磷灰石样品的裂变径迹年代学特征进行分析，获得样品的热演化史，并建立巴楚隆起海西运动早期—喜马拉雅运动期构造隆升剥蚀过程。

表1 巴楚—麦盖提地区典型井天然气地球化学参数[13-15]Table 1.Geochemical parameters of natural gas from typical wells in Bachu-Maigaiti area[13-15]

依据取自1 420 m 下志留统T1-B 样品的磷灰石裂变径迹对海西运动期至今的构造剥蚀恢复结果显示：海西运动早期—喜马拉雅运动期的构造运动过程，其中海西运动中期的巴楚构造运动和海西运动晚期构造运动对研究区的影响较小，地层剥蚀量为100～300 m；HT1 井记录的印支运动期的剥蚀量也不超过400 m。巴楚—麦盖提地区在燕山运动期应该经历较大的埋藏深度，才能达到120 ℃的古地温，裂变径迹受热退火，之后经历有大幅度的抬升剥蚀过程（图4）。根据热冷却的幅度，可估算从侏罗纪到上新世期间，研究区总的地层剥蚀量约为2 000～3 500 m。

根据上述成果，结合层拉平技术，恢复了巴楚—麦盖提地区构造演化[16]（图5）。加里东运动早期—海西运动早期，巴楚—麦盖提地区总体为南高北低构造格局。因构造挤压，形成近东西向展布的和田古隆起（现麦盖提斜坡东段），巴楚隆起位于古隆起北斜坡，和田古隆起及围斜部位因长期隆升，中奥陶统—泥盆系大面积缺失。海西运动中期—印支运动期，受巴楚构造运动影响，柯坪断隆及巴楚隆起北缘逐渐隆升，和田古隆起则被逐渐淹没并埋藏，巴楚—麦盖提地区整体呈现南北高、中部略低的构造格局。燕山运动期—喜马拉雅运动早期，西昆仑山和南天山相继强烈活动，巴楚—麦盖提地区大幅度隆升，上二叠统—古近系被大面积剥蚀后，和田古隆起消亡，巴楚隆起被改造为由玛扎塔格断裂带与吐木休克断裂带夹持的断隆，而麦盖提地区则演化为南倾斜坡，巴楚—麦盖提地区演化为东北高、西南低的单斜构造。喜马拉雅运动期以来，塔里木盆地整体下沉接受沉积，海水自西南方向逐渐从斜坡区向巴楚隆起中心部位推进，沉积了较薄的古近系。新近纪以来进入快速沉降期，新沉积的地层厚度大致由南向北超覆剧烈减薄，此时巴楚隆起最终定型，和田古隆起也演变为斜坡带。

2.2 研究区热演化史

图4 巴楚—麦盖提地区磷灰石裂变径迹资料热演化史模拟及裂变径迹长度分布Fig.4.Simulated thermal evolution history and length of apatite fission track in Bachu-Maigaiti area

图5 巴楚—麦盖提地区构造演化Fig.5.Tectonic evolution in Bachu-Maigaiti area

塔里木盆地地温梯度总体随地史逐渐下降，中寒武世—早奥陶世，盆地处于古亚洲洋克拉通边缘拗拉槽阶段，因地壳拉张减薄，地温梯度为32～35 ℃/km；随着古亚洲洋的闭合，地温梯度逐渐下降为志留纪—泥盆纪的30 ℃/km。石炭纪—二叠纪，受构造运动和岩浆活动影响，地温梯度为30～32 ℃/km。中—新生代盆地快速沉降，中生代末地温梯度为25 ℃/km，现今地温梯度为20 ℃/km。

前人恢复的巴什托地区古地温资料表明，该地区石炭纪及以前地温梯度较高，达32 ℃/km，二叠纪—古近纪降低，为28 ℃/km，新近纪以来从25 ℃/km降为现今的21 ℃/km[17]。

2.3 寒武系烃源岩生烃演化

以研究区构造演化背景及地质热演化史为基础，开展巴楚—麦盖提地区埋藏史及热演化史研究，认为寒武系烃源岩埋藏史—生烃史大致分为“XH1 井型”和“西南坳陷型”（图6）。

图6 巴楚—麦盖提地区寒武系烃源岩埋藏史—生烃史Fig.6.Burial history and hydrocarbon generation history of Cambrian source rocks in Bachu-Maigaiti area

巴楚隆起XH1 井寒武系烃源岩从沉积后至二叠纪早期一直处于埋藏阶段；二叠纪中期处于抬升阶段，上覆地层被剥蚀了500 m，至古近纪早期未发生沉积；古近纪至今仅沉积了150 m。埋藏史—生烃史研究认为，XH1井区烃源岩从寒武纪末进入成熟演化阶段开始生烃，晚石炭世—早二叠世镜质体反射率接近2.00%，生成大量高成熟轻质油、凝析油和湿气，之后结束生烃，停留于高成熟阶段（图6a）。

巴楚地区寒武系烃源岩古近纪以来埋深均未超过二叠纪末期最大埋深，相邻区部分井现今埋深超过二叠纪末期最大埋深，但由于地温梯度降低，热演化程度并未增加，如BK2井寒武系现今埋深比第一次最大埋深大2 000 m，但目前地温仅180 ℃，低于二叠纪末期的200 ℃[18]。故巴楚隆起及相邻区寒武系烃源岩生烃史为“XH1井型”，海西运动晚期后未发生二次生烃。

西南坳陷寒武系烃源岩主要经历2 个演化阶段：①323.0—248.0 Ma（晚二叠世），为持续埋藏阶段，最大埋深约4 000 m，镜质体反射率约为1.20%，生成大量中质原油；②66.7 Ma 至现今，尤其是近10.0 Ma 以来，烃源岩快速埋藏至近12 000 m，镜质体反射率急剧演化至约2.30%，生成大量干气（图6b）。该虚拟井生烃史可以代表西南坳陷及相邻区寒武系烃源岩生烃史。

3 热演化史对油气成藏的影响

3.1 油气源分析

巴楚—麦盖提地区原油及天然气地球化学特征表明[19-22]，巴什托油气田天然气主要来自寒武系高成熟烃源岩的原油伴生气，但也可能部分来自石炭系烃源岩，原油则主要来自寒武系烃源岩，而无石炭系烃源岩生烃贡献；鸟山气田的天然气为寒武系烃源岩干酪根裂解气，所产少量墨绿色原油为加里东—海西运动期成藏的寒武系原油发生氧化与生物降解的残留；和田河气田天然气来自寒武系烃源岩，以原油裂解气为主[13，22]，其中东部M4 井附近天然气是古油藏原油裂解气，西部M3井和M8井天然气主要是喜马拉雅运动期充注的高成熟—过成熟干酪根裂解气，中部M2 井天然气为上述二者的混合；BT5 井气藏天然气干燥系数大（99.50%），甲烷碳同位素最重（δ13C1为-31.9‰），并发生甲烷和乙烷碳同位素倒转，可能为新近纪以来充注的寒武系高成熟干酪根裂解气不断散失导致。因为相对重烃分子，甲烷分子扩散能力更强，故扩散损失的主要为甲烷组分，而12C1较13C1更易于扩散，导致剩余甲烷碳同位素变重，直至重于δ13C2，进而发生倒转。BT5 井最终能形成气藏是由于有更高成熟度的天然气持续补充。

3.2 巴楚—麦盖提地区二次生烃与古油藏原油裂解的证据与意义

埋藏史和热演化史研究认为西南坳陷寒武系烃源岩具备二次生烃、和田古隆起古油藏具备裂解的热演化史条件。前人研究认为，发生规模二次生烃往往伴随构造反转引起的烃源岩埋深增加、有机质成熟度增加；而古油藏晚期原油裂解主要受温度控制，一般认为在130 ℃以上开始裂解，并在200 ℃后裂解完毕[7]。埋藏史和热演化史研究认为，海西运动晚期之前巴楚—麦盖提地区寒武系烃源岩即进入成熟阶段，具备规模供烃的潜力；而和田古隆起长期处于构造相对高部位，是巴楚隆起和西南坳陷下寒武统烃源岩生产油气的有利运移指向区，具备在下古生界碳酸盐岩中形成海西运动期古油藏的可能；麦盖提斜坡东段及和田河气田钻井在岩心上见大量沥青，也反映可能发育海西运动期古油藏。上已述及，西南坳陷及邻区自古近纪以来快速埋藏，如西南坳陷烃源岩镜质体反射率由海西运动晚期的1.20%增至现今的2.50%以上；而和田古隆起附近地温由约130 ℃急剧升高至240 ℃以上。故西南坳陷寒武系烃源岩存在二次生烃的条件，和田古隆起附近则存在古油藏原油裂解的条件。

其次，巴楚隆起南缘鸟山气田、和田河气田、BT5井气藏和LS2 井气藏，均以喜马拉雅运动期干气充注成藏，根据产出的高成熟天然气组分及同位素参数，测算天然气平均镜质体反射率为2.50%，与西南坳陷寒武系烃源岩热演化程度相当。上述气田（藏）均位于巴楚隆起南缘，远离阿瓦提坳陷而临近麦盖提斜坡和西南坳陷；根据喜马拉雅运动期巴楚—麦盖提地区构造背景，基本可以排除阿瓦提坳陷烃源岩的贡献，这些高成熟天然气应来自于西南坳陷的烃源岩二次生烃或古油藏原油裂解产物的供给。

相比之下，巴楚隆起H4井和H3井下寒武统白云岩储集层中以不发荧光的黑褐色沥青为主；包裹体荧光光谱检测局部见蓝白色荧光，不发育黄色荧光和蓝白色荧光的烃类包裹体，说明在H4 井一带主要为早期充注的烃类，而晚期高成熟油气在该区充注较少；XH1井寒武系烃源岩层段未见油气显示，也辅证了巴楚隆起该套烃源岩未发生明显二次生烃。

结合构造演化与烃源岩热演化史可知，新近纪以来，西南坳陷及相邻区寒武系烃源岩二次生烃生成的干气主要沿古董山断裂向西北运移，并通过次级断裂向BT5井气藏充注，部分沿玛扎塔格断裂带自西向东运移，并在局部圈闭中成藏，同时南部和田古隆起古油藏中的原油因新近纪以来快速埋藏，地温超过160 ℃而大量裂解生气，生成的干气顺玛扎塔格断裂带自东向西运移，并在局部圈闭中成藏，在M2 井或M3井附近与干酪根裂解气混合。即巴楚—麦盖提地区油气藏主要是二次生烃与古油藏原油裂解的产物。

大量与烃类共生的盐水包裹体及不同产状、成熟度沥青证实巴楚—麦盖提地区经历了多期油气充注，但海西运动晚期以前充注的油气，要么经历调整、破坏，如BT5井志留系柯坪塔格组与寒武系吾松格尔组储集层内见大量深色沥青，H4 井和H3 井寒武系储集层中见早期黑褐色沥青，S1 井见墨绿色残留原油；要么由于演化程度较高，生成天然气而散失。可见，二次生烃的烃源岩与晚期原油裂解的古油藏作为特殊烃源，为巴楚—麦盖提地区油气晚期成藏提供了重要的烃源保障，其对油气成藏的贡献，或远大于早期生烃，故应优先考虑。

3.3 二次生烃与古油藏原油裂解生烃的成藏优势

与原油不同，天然气在圈闭中成藏后就开始扩散散失，如果生气速率下降，则储量跟着下降，直至气藏枯竭[23]。故早期生成的天然气往往保存难度较大，天然气成藏越晚，对气藏保存越有利。

而二次生烃相当于将干酪根一次生烃后的残余生烃潜力保存在烃源岩中，并将生烃过程推迟到晚期，避免了较早生成烃类而散失，尤其是对一次生烃后已接近或处于生气高峰的烃源岩。

相对于烃源岩生气，古油藏原油裂解生气具有4个优势：①油的聚集系数一般比天然气高10～40倍，生成后更易于被圈闭捕获；②古油藏中原油不会像天然气那样扩散散失，使得其晚期裂解供烃成为可能；③热变质条件下原油稳定性比干酪根至少高3 倍[24]，如干酪根大量生气在镜质体反射率小于1.60%时已基本完成，而原油大量裂解生气在镜质体反射率大于1.60%后，即可以推迟生气，且生气量是前者的4倍[25]；④由于原油的裂解受控于温度，而与镜质体反射率无关，故一旦达到裂解温度，即使中途地温略有降低，也可以依靠时间的补偿效应完成大部分裂解过程。总之，古油藏是现今气藏的高效烃源，将烃源岩中的原油裂解过程转移、集中至古油藏中并推迟进行，避免了过早生成天然气而散失，是天然气藏良好的中继站。

3.4 二次生烃与古油藏原油裂解生烃潜力评价及应用

前人对二次生烃潜力与原油裂解生气量评价开展了诸多有益的研究，并取得一系列卓有成效的成果认识[3-7]。文献［4］和文献［5］认为，镜质体反射率为0.60%～0.90%的烃源岩，二次生烃潜力最大；高成熟烃源岩没有大量二次生烃能力。通过热解未成熟烃源岩分析其二次生烃能力，发现升温速率较慢有利于烃类的初次生成，但会导致残余有机质的二次生烃潜力明显降低。文献［3］研究认为，由于一次生烃消耗了部分有机质，二次生烃时总有机碳含量下限必须提高，并通过计算烃源岩产烃率推算一次生烃停止后不同镜质体反射率对应的二次生烃总有机碳含量下限。如对Ⅰ型和Ⅱ型有机质，当一次生烃停止后镜质体反射率为0.65%，对应的总有机碳含量下限仅为0.86%；当一次生烃停止后镜质体反射率为1.50%，对应的总有机碳含量下限为2.24%；当一次生烃停止后镜质体反射率为2.00%，则其总有机碳含量下限提高至3.14%；当镜质体反射率大于2.80%，气源岩已无效。

研究表明，古油藏中不同母质类型的1 t 原油全部裂解可生气664～740 m3，而实际生气量还与裂解进行程度、升温速率等因素有关[8，26]。

起始成熟度（温度）一定的情况下，无论是烃源岩生烃还是原油裂解实验，均证实慢速升温对烃类的生成更有利[5，27]。但从生-聚-散动态平衡的角度看，显然晚期快速生烃对油气成藏尤其是天然气成藏更有利。

从巴楚—麦盖提地区目前已发现的油气田（藏）来看，均主要为新生代以来形成的圈闭接受烃源供气，故巴楚—麦盖提地区勘探应重视2 类气藏，第一类是新圈闭形成后，捕获一次生烃后镜质体反射率相对低的烃源岩二次生烃的干气并形成气藏；第二类是古油藏中原油裂解成气后调整至附近新圈闭中，形成的次生气藏。

由于巴楚—麦盖提地区下寒武统台内潟湖相烃源岩主要分布于巴楚隆起及以东地区（图3），烃源岩发育区一次生烃后镜质体反射率较高（大于1.50%），同时总有机碳含量较低，达不到二次生烃标准。

钻井及露头资料表明，玉尔吐斯组烃源岩平均总有机碳含量较高，故一次生烃后的镜质体反射率可适当提高。以玉尔吐斯组烃源岩分布为底图，设定一次生烃后镜质体反射率不高于2.00%，且二次生烃后镜质体反射率不低于2.50%，根据上述思路，预测古油藏主要分布于和田古隆起附近（图3），具体需在古构造分析的基础上，落实古油藏分布与规模，并在附近寻找与之构造演化相匹配的新圈闭。