渤海海域渤中凹陷渤中19-6大型凝析气田天然气来源探讨

仝志刚，李友川，何将启，姚 爽

1.中海油研究总院有限责任公司，北京 100028；2.中海石油(中国)有限公司，北京 100010

2016年渤海海域渤中凹陷西南深层太古界变质岩中发现渤中19-6大型凝析气田[1-5]，探明天然气地质储量1 578×108m3，凝析油地质储量14 862×104m3[3]，三级油气地质储量8×108t油当量[4]，这是渤海湾盆地目前发现规模最大的天然气田。该气田的发现为渤海“油型”盆地找气带来了希望和信心。

近几年多位学者[1-6]基于黄金管密闭体系热模拟实验结果讨论渤海天然气的成因问题，认为渤海优质的腐泥型(Ⅰ型)干酪根裂解生成的天然气量约占烃源岩生烃潜量的37%[1]，优质的腐殖—腐泥型(Ⅱ1型)烃源岩在低演化阶段大量生油，在高演化阶段大量生气[2-5,7-8]，为大型天然气田的形成提供了物质基础。胡安文等[9]通过凝析油和天然气组分、生物标志化合物、稳定碳同位素等多种油气地球化学方法研究认为渤中19-6的凝析油来自沙三段烃源岩成熟阶段的产物，天然气为沙三段偏腐殖型烃源岩干酪根裂解(热解)气[9-10]。施和生等[11]认为渤中19-6的天然气为沙三段烃源岩干酪根热裂解生成的原油伴生气和凝析油伴生气。薛永安等[12]认为渤中19-6的天然气为沙三段烃源岩干酪根热裂解生成的凝析油伴生气，渤中凹陷巨大的生气潜力为渤中19-6大型凝析气田形成奠定了物质基础[7,12]。渤海湖相倾油型烃源岩可以大量生成热解气吗？渤中19-6天然气究竟来自何种类型的烃源岩，其与整个渤中凹陷烃源岩是何关系？研究清楚这些问题将对今后渤海天然气勘探方向和目标选择具有非常重要的指导意义。本文通过分析烃源岩的热模拟实验数据，结合数值模拟研究，阐明不同干酪根类型烃源岩的生排烃量和排烃气油比变化特点，提出渤中19-6天然气来源于沙三段Ⅱ1、Ⅱ2、Ⅲ型混合烃源岩，为干酪根热解和残留烃裂解气的混合物，且供烃区仅为渤中凹陷西南局部区域的新观点，并对下一步渤中凹陷的天然气勘探提出建议。

1 渤海湖相烃源岩热解生气能力与排烃气油比

1.1 烃源岩生烃动力学参数

为方便与前人研究成果[1,6]对比，本文采用公开发表文献[6]中的渤海烃源岩热模拟实验数据进行分析。样品来自辽东湾JZ20-1-1井沙一段湖相烃源岩，深度2 830～2 840 m，ω(TOC)为3.93%，IH为727 mg/g，S1为2.3 mg/g，S2为28.58 mg/g，Tmax为440 ℃，属于优质腐泥型(Ⅰ型)烃源岩[13]。选用两种恒定升温速率(20 ℃/h与2 ℃/h)的黄金管密闭体系热模拟实验，最高温度达600 ℃。待每个样点升温至预定温度点后，取出小金管分别测得其产油量以及产气量。

图1中的数据点自王奇等[6]实测值拟合后的曲线取得，总体上体现了腐泥型(Ⅰ型)烃源岩在低成熟阶段大量产油，少量产气的特点。EasyRo=0.96%时，产油量最大，约为448 mg/g(每克有机碳，下同)，产气量约为30 mg/g，气油比为1∶15。此后，密闭体系中的石油裂解作用加强，金管中的油量逐渐减少。部分石油逐渐裂解转化成气，产气量增大。直至最后EasyRo超过4%，金管中的石油几乎全部裂解成气。

图1 渤海海域密闭体系烃源岩产烃数值模拟结果

地下流体处于半开放体系[4]，密闭体系的热模拟实验并不能代表地下油气生成的真实过程，由于裂解作用造成产油量偏小，产气量偏大，因此直接使用其实验数据确定产油和产气量或产烃气油比是不可取的。但可利用近似地下温压条件的密闭体系热模拟实验结果来计算烃源岩的生油、气动力学参数，然后再推广到半开放体系中。本文采用KINEX软件(美国Zetaware公司研制，理论基础来自PEPPER等[14-16])，设定为密闭体系模型(与密闭体系实验条件保持一致)，一部分石油会吸附在干酪根中裂解，石油吸附系数最大设为100 mg/g；其余石油在干酪根外的烃源岩中裂解。将升温速率设为2 ℃/h，考虑到上述实验数据EasyRo超过4%，从200 ℃一直恒速升高到600 ℃，使得数值模拟计算结果与实测数据(气、产油高峰前的油)一致(图1)，最后得到该烃源岩的生油、气化学动力学参数及石油裂解的化学动力学参数，活化能和频率因子(表1)。

表1 渤海湖相烃源岩生油、气和油裂解化学动力学参数

由于密闭体系热模拟实验在抽提、恒重过程中会损失C6-C13，导致产油量无法准确计量[17]，特别是实测产油高峰之后油的数据偏差较大，所以实测产油高峰后油数据与数值模拟产油曲线不一致。实测数据中产油高峰后油的量减少很快，但气的量增加却不大。从这一现象分析，此时油的计量确实存在问题。

1.2 不同类型烃源岩的热解生气能力

烃源岩的生烃能力与干酪根的热裂解反应密切相关，而开放体系的热模拟实验提供了一种与干酪根热解反应最接近的实验方法[18]。笔者分析了渤海烃源岩热解实验数据[19-20](实验装置由热解仪增加气相色谱仪改进而成)。这些实验的样品来自沙南、渤中、歧口、渤东凹陷和埕北低凸起及辽东湾地区的东二段、东三段、沙一段、沙二段、沙三段和沙四段湖相烃源岩，实验结果展示了总烃(S1+S2)、产气量和产油量情况(表2)，这对于研究渤海湖湘烃源岩在干酪根热解阶段的生油、气能力起到了重要作用。由于实验样品取自未熟—低熟烃源岩，且吸附气量相对总产气量很小，不到1%，因此，可以利用其实验结果近似分析渤海不同干酪根类型湖相烃源岩IH与生气量的关系。

表2 渤海海域湖相烃源岩热解实验数据

分析结果显示(图2)，IH越大，干酪根热解生气量在总烃中的比例(G0)越小，IH=900 mg/g时，G0=0.08；IH越小，生气量相对越大，IH=200 mg/g时，G0=0.23。该分析结果与PEPPER等[14]的研究结论很相似。以这种拟合关系式(图2)计算本文1.1节中黄金管热模拟实验中沙一段湖相烃源岩样品(IH=727mg/g)的干酪根热解生气的最大比例仅为0.10，并非直接由密闭体系实验结果得到的0.37[1]或0.28(气油比为1∶2.6)[6]。可见，渤海腐泥型烃源岩干酪根热解生气的比例很小。同样，渤海腐殖—腐泥型(Ⅱ1型)、腐泥—腐殖型(Ⅱ2型)和腐殖型(Ⅲ型)烃源岩干酪根热解生气的比例也不大，IH=100 mg/g时，G0仅为0.30。

图2 渤海海域湖相烃源岩热解生气比例与IH关系

开放体系模拟实验得到的生烃气油比也不能说明地下烃源岩排出油气的真实情况。干酪根中生成的油气会因为有机碳的吸附等作用，一部分油气不能及时排出，随着埋深加大、地温升高及地质时间的持续，这部分石油还要裂解成气，因此，烃源岩实际的排气量要多于开放体系，但少于密闭体系，介于二者之间。

1.3 烃源岩的排烃气油比

实验室中难以模拟地下烃源岩的排油气过程，但计算机数值模拟可以方便地进行模拟分析。同样借助于KINEX软件，将表1中的化学动力学参数输入，设定本文1.1节中腐泥型湖相烃源岩(IH=727 mg/g)的数值模拟为半开放模型(除了一部分石油在干酪根中吸附后随着温度升高发生裂解外，其余的都排出)。干酪根的油吸附系数最大设定为100mg/g，模拟其排烃过程中排油、气量的变化情况(图3)。可以发现在成熟早期，烃源岩的排油量远大于排气量，到EasyRo=1.0%时累积排烃气油比约为1∶13，EasyRo=1.3%时累积排烃气油比约为1∶5，EasyRo=2.3%时累积排烃气油比约为1∶2，过成熟后最终的累积排烃气油比约为1∶1.6。说明腐泥型(Ⅰ型)烃源岩总体上是以排油为主，这也与前人的普遍认识[14,21]是一致的。偏腐殖型湖相烃源岩在干酪根热解过程中由于其单位有机碳的生油气量相对较小，再加上干酪根的吸附作用，其中残留的油在烃源岩中裂解成气，最后以排气为主(图4)。

图3 渤海海域腐泥型烃源岩半开放体系中排烃史

图4 渤海海域腐泥—腐殖型烃源岩半开放体系中排烃史

由上述分析可知，如果形成像渤中19-6气油比约1 000 m3/m3左右的大型凝析气田，要么是凝析油来自腐泥型(Ⅰ型)烃源岩，大量的烃类气来自腐殖型(Ⅲ)烃源岩；要么是其主力烃源岩为腐泥和腐殖型混合的Ⅱ1或Ⅱ2型烃源岩；亦或是油气为Ⅰ、Ⅱ1、Ⅱ2和Ⅲ型烃源岩混合来源，而且其烃类气是干酪根热解和残留烃裂解共同作用的结果。

这种由多个类型烃源岩在不同热演化程度下生成的干酪根热解和残留烃裂解混合烃类气，测试分析手段是很难区分的。

2 渤中19-6天然气来源

2.1 渤中19-6供烃区

最新的油气源对比分析，通过凝析油的生物标志化合物和天然气同位素资料研究认为，渤中19-6的油气均为沙三段湖相烃源岩的产物[9-12]。那么，其烃源岩的类型和空间位置如何，与渤中凹陷整个区域的沙三段烃源岩又是何关系？

通过现今和古构造分析可知，渤中19-6存在继承性的以沙三段为烃源的供烃区。从沙三段顶界深度图研究发现与渤中19-6相关的供烃区有4个(图5)，从西到东分别是供烃区1，2，3和4。供烃区2，3，4在构造高部位缺失沙三段地层，假定油气可以沿着不整合面运移，这3个供烃区也可能是渤中19-6的供烃区。

图5 渤海海域渤中凹陷沙三段烃源岩原始IH分布

由此可见，渤中19-6的供烃区仅仅与渤中凹陷西南的局部区域相关，与其北部、东部广大区域的优质烃源岩没有关系。

2.2 渤中19-6供烃区排烃史

按照目前的地质认识，模拟恢复了渤中19-6供烃区沙三段烃源岩的排烃史(图6)。结果表明，该供烃区早期(东营组沉积中晚期)以排油为主，排烃气油比约170 m3/m3。15 Ma以后，随着烃源岩热演化程度的增加，累积排油量增加缓慢，但排气量增加幅度变大，累积排气量占总排气量的82%。渤中19-6供烃区现今总排气量略大于总排油量，排烃气油比达1 137 m3/m3，与渤中19-6探明地质储量的气油比(1 062 m3/m3)非常接近。

图6 渤海海域渤中凹陷渤中19-6供烃区沙三段烃源岩排油气史

在一定的热演化条件下，供烃区排烃气油比的变化与其烃源岩的干酪根类型密切相关。渤中凹陷沙三段烃源岩原始IH分布(图5)显示，偏腐泥型(Ⅰ型或Ⅱ1型)的烃源岩主要分布于凹陷的东北、西北和渤中19-6的西部。渤中19-6供烃区内沙三段烃源岩为腐殖和腐泥组分混合型烃源岩(Ⅱ1-Ⅲ型)，IH最大为522 mg/g，最小为94 mg/g，平均为291 mg/g，众数为265 mg/g。该区烃源岩从中晚渐新世以来一直为渤中19-6供烃，现今沙三段底界成熟度为成熟至高成熟阶段(图7)，EasyRo的数据分布为P90为1.2%，P50为1.5%，P10为2.3%，Mean为1.6%。由此可见，渤中19-6的油气为其供烃区内沙三段Ⅱ1、Ⅱ2和Ⅲ型混合烃源岩成熟到高成熟阶段的产物。供烃区排油气模拟研究表明，渤中19-6烃类气为干酪根热解和残留烃裂解的混合物，其中，干酪根热解气比例为8%，残留烃裂解气比例为92%。

图7 渤海海域渤中凹陷沙三段底界烃源岩成熟度

热演化决定有机质的成烃转化率，有机质的类型是决定累积生排烃气油比的主要因素。圈闭中捕获的油气数量与圈闭所处的温度和压力条件(PVT)共同控制圈闭中流体的相态——油藏、气藏，还是气液两相的油气藏。因此，渤中19-6供烃区的排烃气油比相对较小，是其高凝析油含量大气田形成的重要因素。

需要说明的是，渤中19-6供烃区沙三段烃源岩累积排油气量与探明油气地质储量相当，分析其排烃量偏小，因为油气会在运移过程中被运移路径上的小圈闭或微型圈闭截留一部分，故很可能现在的地质认识对烃源岩规模推测偏保守。建议下一步重新认识本区域沙三段烃源岩规模。

3 渤中19-6发现的启示

渤中19-6大型凝析气田的发现给渤中凹陷寻找大气田带来了希望和信心。根据目前的地质模型计算渤中凹陷东营组和沙河街组烃源岩现今累积排气量为210×108t油当量，排油量为430×108t，总体以排油为主。

但凹陷内不同汇聚单元的排烃气油比不同，不排除再次发现大气田的可能性。因此，在渤中凹陷寻找大气田要选择那些供烃区烃源岩排烃气油比大、以排气为主的目标进行钻探。超深层的目标供烃区排烃气油比可以低至1 000 m3/m3左右，即可形成像渤中19-6这样的凝析气田。超深层以浅的目标供烃区排烃气油比要大于或远大于1 000 m3/m3，形成低凝析油含量的凝析气田或者油气两相的油气田。

总之，目标供烃区的排烃气油比及排烃量大小是渤中凹陷“油型”盆地寻找大气田需首要关注的问题。

4 结论

(1)密闭体系的热模拟实验可以用来研究温压条件下烃源岩的生烃特征及其动力学参数，但其结果不能直接应用于生排烃过程研究。通过对开放体系热模拟实验结果分析可知，渤海优质腐泥型湖相烃源岩(IH=727 mg/g)干酪根热解累积生气的比例仅为0.10，以排油为主。同样，偏腐殖型湖相烃源岩干酪根热解生气的比例也不大，IH=100 mg/g时，干酪根热解生气比例仅为0.30，但由于干酪根的吸附作用，其中的残留烃在烃源岩中裂解成气，偏腐殖型烃源岩最后以排气为主。

(2)渤中19-6大气田的油气来自位于其构造区附近及东北部供烃区内沙三段Ⅱ1、Ⅱ2和Ⅲ型混合烃源岩(IH=522～94 mg/g)成熟到高成熟阶段的产物，天然气为干酪根热解和残留烃裂解的混合物。供烃区内沙三段烃源岩早期以排油为主，晚期(15 Ma以后)以排气为主，晚期的排气量占总排气量的82%。现今累积排烃气油比为1 137 m3/m3。

(3)渤中凹陷东营组和沙河街组烃源岩现今的累积排气量为210×108t油当量，排油量为430×108t，总体以排油为主。但凹陷内不同汇聚单元的排烃气油比不同，不排除再次发现大气田的可能性。在渤中凹陷找大气田要选择那些供烃区烃源岩排烃气油比大、以排气为主的目标进行钻探。