高、中、低氢指数芦草沟组干酪根生烃动力学差异性研究

刘欣然, 卢 鸿, 赵忠峰, 李 亢, 彭平安

高、中、低氢指数芦草沟组干酪根生烃动力学差异性研究

刘欣然1, 2, 3, 卢 鸿1, 2*, 赵忠峰1, 2, 3, 李 亢1, 2, 3, 彭平安1, 2

(1. 中国科学院 广州地球化学研究所, 有机地球化学国家重点实验室, 广东 广州 510640; 2. 中国科学院深地科学卓越创新中心, 广东 广州 510640; 3. 中国科学院大学, 北京 100049)

芦草沟组油页岩在吉木萨尔盆地内广泛分布, 具有很强的非均质性。为探究烃源岩非均质性对生烃动力学的影响, 选取大龙口剖面芦草沟组高(724 mg/g)、中(555 mg/g)、低(219 mg/g)3个不同氢指数(HI)的干酪根样品, 进行生烃动力学热模拟实验对比研究。结果表明: HI控制烃源岩的生烃潜力, HI越高, 烃源岩的生烃能力越强, 倾油性越强, 生油气转化率越快, 气油比(GOR)越低, 生成的油芳香度越小, 生成的气态烃干燥系数越小; HI越低, 生烃能力越弱, 倾气性越强, 生油气转化率越慢, GOR越高, 生成的油芳香度越大, 生成的气态烃干燥系数越大。3个干酪根生油气动力学参数计算结果表明: HI越高, 生油气活化能分布越集中; 反之, 生油气活化能分布越分散。生烃动力学参数反演生烃史(5 ℃/Ma)结果表明: HI越高, 烃源岩生油量越大, 排油越早, 生气期越短; 反之, 生油量越小, 排油越晚, 生气期越长。根据烃源岩排油门限(100 mg/g)和排气门限(20 mg/g)研究, 将芦草沟组干酪根生烃动力学结果应用于吉木萨尔凹陷烃源岩生烃评价, 结果表明: 吉木萨尔凹陷芦草沟组成熟度为低熟–生油窗阶段, 大部分已达到排油门限但未至排气门限, 具有很高的页岩油开采潜能, 不具有天然气开采潜力。烃源岩非均质性对油气差异聚集和相态变化的启示为: HI高的烃源岩生烃占优势时产物以油相为主, HI低的烃源岩生烃占优势时产物以气相为主, 二者搭配可形成“油溶气、气溶油”的运移模式; 此外, 在高演化阶段, 低HI烃源岩的高产气能力可以对之前充注的油藏产生次生改造, 形成次生凝析气藏。

芦草沟组; 干酪根; 生烃动力学; 氢指数; 金管热解实验

0 引 言

众所周知, 烃源岩广泛存在非均质性, 表现为不同时代具有不同类型的烃源岩, 甚至是同一时代的烃源岩之间在纵向剖面和平面上也存在很强的非均质性, 具有不同的有机质丰度和成熟度, 因此, 它们的生烃动力学参数也存在较大差异(Tissot et al., 1987; Jarvie, 1991; Sundararaman et al., 1992; Tegelaarand Noble, 1994; Pepper and Corvi, 1995a; Dieckmannand Keym, 2006; Keym et al., 2006; Chen et al., 2017)。

在进行烃源岩资源评价时, 选择单个样品代表整个烃源岩地层的方法可能会引起较大的误差。Javie (1991)发现绿河页岩的5个样品生烃产率不一致, 生烃动力学参数迥异; Sundararaman et al. (1992)发现Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ型干酪根的动力学参数差别较大, 甚至同一类型干酪根的生烃动力学参数也存在区别。在盆地模拟软件中, 常选用软件默认的或某一烃源岩样品的动力学参数进行整个烃源岩层评价, 显然忽略了烃源岩在空间上的非均质性。Dieckmann and Keym (2006)对来自Draupne组的14个烃源岩进行动力学计算, 发现用生烃行为差别最大的2个样品的动力学参数进行二维盆地模拟的结果存在巨大差异。此外, 不同类型干酪根的生油气性质和产量有差别, 会影响其排烃特征和油气运移成藏过程(Pepper and Corvi, 1995a; 付广等, 2000; 包友书, 2008; 朱光有等, 2021)。可见, 烃源岩的非均质性贯穿烃源岩生排烃和油气运移成藏整个过程, 其影响不可忽略。

为了使烃源岩评价更合理, 有机相的概念应运而生。有机相的划分有很多种,如Pepper and Corvi (1995a)将具有相同生源母质、相似沉积环境和成岩作用的干酪根集合定义为有机相, 据此将全球的烃源岩划分为5个有机相, 每个有机相按照给定的动力学参数进行生烃评价和盆地模拟; 金奎励和李荣西(1998)根据沉积学、组分组合和地球化学三大标志划分了陆源沉积有机相; 朱创业(2000)根据沉积环境、生物组合、成岩环境和氧化还原条件以及有机质的特征, 将海相碳酸盐岩划分为5个沉积有机相, 用于海相烃源岩的生烃评价。可以发现, 虽然有机相划分方案各不相同, 但都离不开有机质类型。

氢指数(hydrogen index, HI)既可以划分有机质类型(黄第藩和李晋超, 1982)和评价生烃潜力(陈建平等, 1997), 也可以反映生成油的H、C原子比和脂肪碳与芳香碳的比值(Miknis et al., 1982)。本研究采取高(710 mg/g)、中(578 mg/g)、低(462 mg/g)3个不同HI的芦草沟组干酪根进行金管封闭体系生烃动力学热模拟实验, 研究不同HI芦草沟组烃源岩生烃特征的差异性。

1 样品与实验

1.1 样 品

本研究样品为准噶尔盆地南缘大龙口露头剖面二叠系芦草沟组油页岩(图1), 3个烃源岩样品的基础地球化学数据见表1。max值指示这些样品均处于未熟阶段, 适合进行生烃动力学模拟实验研究。

干酪根制备流程: 将烃源岩样品粉碎至200目, 先用溶剂(二氯甲烷∶甲醇=93∶7)索氏抽提72 h,然后用HCl和HF分别去除碳酸盐和硅酸盐矿物制得干酪根, 其C含量均大于50%(表1), 说明干酪根提取制备比较成功。

1.2 封闭热解实验

1.2.1 金管和装样

装样前, 先将加工制备好的金管(直径5 mm, 壁厚0.25 mm, 长度50 mm)的一端密封焊接, 然后将3个系列的干酪根分别装入金管。在每个温度点均备有平行样, 一根用于气态烃和重烃分析, 一根用于轻烃分析。每根金管装样量在15～70 mg之间, 从低温点到高温点装样量依次递减。之后将金管已焊接的一端浸没在水中, 水面高度在金管的2/3处, 用氩气将金管中的空气排空, 然后将金管焊封并置于烧开的热水中检漏以确保金管完全密封。

1.2.2 热解装置

所用热解炉有15个高压釜, 在炉子底部安装有风扇, 在热解实验过程中, 打开风扇, 使整个炉子受热均匀。本实验共3个系列(Dlk-1、Dlk-2和Dlk-3), 每个系列设置18个温度点, 将3个系列样品装入同一个高压釜中。由于每次最多只能放入15个高压釜, 所以整个热模拟实验分两次完成。高压釜采用并联的连接方式, 加热前通过水压使每个高压釜的压力保持在50 Mpa, 在升温过程中, 压力控制系统可以通过将水排出或注入压力管道来自动完成泄压和补压, 使整个系统压力维持在50 Mpa。

图1 准噶尔盆地地质简图和采样点位(据Xiang et al., 2016修改)

表1 3个烃源岩的基本地球化学数据

为完成生烃动力学计算, 本实验采用2 ℃/h和20 ℃/h两套程序升温: 8 h从室温升至250 ℃, 再分别以2 ℃/h和20 ℃/h的速率升至602 ℃。实验过程中采用两根热电耦来互相核验, 一根热电耦放在高压釜外侧的炉内来记录炉温, 另一根热电耦放在高压釜内来记录釜温。炉温一般比釜温高, 但相差不会超过0.5 ℃。在336～602 ℃范围内按照10 ℃、12 ℃、20 ℃或者25 ℃的温度间隔将装有金管的高压釜依次取出, 浸没在冷水中将其萃取到室温。

1.3 气态烃分析

将热解后的金管置于特制的密闭玻璃系统中, 该装置一端连接Agilent 6890N气相色谱(GC; Pan et al., 2006; Wang et al., 2013)。将玻璃系统抽真空后, 用针将金管扎破, 等待30 s使气体均匀地分布在整个装置内。打开连接GC的阀门, 让烃类气体进入GC进行分析。GC升温程序为: 60 ℃恒温1 min, 以20 ℃/min的速率升至80 ℃, 再以30 ℃/min的速率升至190 ℃, 保持1.5 min, 最后以24 ℃/min的速率降至60 ℃, 保持7.42 min。用外标法进行定量测试, 相对误差在0.5%以内。

1.4 轻烃分析

为使轻烃的定量更为准确, 本研究采用平行样收集轻烃。在每个8 mL细胞瓶中加入2 mL正戊烷和45.875 μg氘代二十四烷, 将金管置于瓶内, 盖上加有橡胶垫片的空心盖, 用钢针刺穿垫片将金管在正戊烷液面下扎破, 让气泡匀速缓慢地冒出, 然后将空心盖换成实心盖, 超声5次, 每次5 min。之后将金管剪开, 浸泡在正戊烷中, 超声5次, 每次5 min,静置24 h后取上清液进行GC测试。

采用Agilent 7890B GC进行分析测试, 分离柱为CP SIL-5 CB(30 m×320 μm×0.4 μm), 升温程序为: 40 ℃恒温5 min, 以4 ℃/min的速率升至290 ℃, 恒温32.5 min。

1.5 重烃分析

气体成分分析结束后, 将金管剪开, 放入4 mL细胞瓶中, 加入二氯甲烷, 盖上瓶盖, 超声5次, 每次5 min。利用二氯甲烷通过布氏漏斗进行抽滤, 每次抽滤溶剂量约为60 mL, 之后旋蒸、转移并称重定量。

1.6 动力学参数计算

利用Kinetics 2000软件计算液态烃和气态烃的生成动力学参数(Burnham and Braun, 1999)。基于前人研究成果(Pepper and Corvi, 1995a; Behar et al., 1997; Dieckmann, 2005), 输入两套升温速率下的实验数据(时间、温度、生烃量和生成转化率等), 计算得到指前因子和对应的活化能分布。根据阿伦尼乌斯平行一级反应动力学, 用Easyo表征两套升温速率实验下的热成熟度(Sweeney and Burnhan, 1990)。

2 结果和讨论

2.1 液态烃(重烃、轻烃和正构烷烃)的生成

3个干酪根的重烃(C14+)、轻烃(C6～C14)和正构烷烃(∑-C6+)产率的演化趋势均为先增加达到最大值, 然后随温度和Easyo增加而降低(图2)。对于C14+而言, 3个干酪根均在Easyo=1.02%时达到生烃高峰(图2a)。慢速系列下, Dlk-1、Dlk-2和Dlk-3的C14+最大产率分别为326.07 mg/g、455.08 mg/g和612.95 mg/g, 表明HI越大, 干酪根的生油能力越强。

当Easyo>1.02%时, C14+开始大量裂解, C6～C14产率快速增加(图2b), 在Easyo=1.60%时达到最大值。慢速系列下, Dlk-1、Dlk-2和Dlk-3的C6～C14最大产率分别为148.12 mg/g、139.88 mg/g和220.35 mg/g,表明HI与C6～C14产率大致成正相关关系, 但不如C14+明显。

当Easyo<0.75%时(未进入生油窗前), 只有少量∑-C6+生成(图2c), 生成的油芳香度较高, 随着热演化的进行芳香度逐渐减小(图2d)。这是因为干酪根热解初期主要生成一些氮、硫、氧化合物和沥青质, 它们会随着热演化的进行热解生成大量以饱和烃为主的烃类, 导致芳香度逐渐减小(Behar et al., 1992, 2008)。当Easyo>0.75%时(进入主生油窗后), ∑-C6+开始大量生成, 在Easyo=1.44%时, ∑-C6+产率达到最大值。慢速系列下, Dlk-1、Dlk-2和Dlk-3的∑-C6+最大产率分别为87.88 mg/g、116.51 mg/g和147.92 mg/g, 表明HI越高, ∑-C6+产率越高, 生成的油含有大量∑-C6+(图3g、h、k), 生成油的芳香度基本不变(图2d)。当Easyo>1.44%时, ∑-C6+开始大量裂解, 生成油的芳香度迅速增加, 在Easyo=2.0%时达到最大值(1.0), ∑-C6+基本裂解殆尽, 生成的液态烃以苯、萘和菲系列等轻质芳环化合物为主(图3c、j、k)。另外, 在整个生油演化阶段(生油窗和凝析油阶段), HI越高, 生成油的芳香度越低。这是因为干酪根HI越高, 其H/C值越大, 生成的液态烃产物中脂肪烃含量更高, 芳香烃含量更低, 与Miknis et al. (1982)的研究基本一致。

2.2 气态烃的生成

当Easyo<2.0%时, 3个干酪根的总气态烃(∑C1～5)产率持续增大(图4a); 当Easyo>2.0%时, Dlk-2和Dlk-3的∑C1～5产率呈稍微降低的趋势, 而Dlk-1的∑C1～5产率呈稍微增大的趋势, 说明在过成熟阶段, ∑C1～5产率演化发生了差异。Easyo>2.0%为湿气裂解和生干气阶段, 湿气裂解生成甲烷, 干酪根热解生成甲烷并伴随着焦沥青的沉淀(Hill at al., 2003), 焦沥青的沉淀和来自干酪根的甲烷分别控制着∑C1～5产率的减小和增大。当Easyo>2.0%时, Dlk-2和Dlk-3焦沥青的生成量稍大于甲烷的生成量, 因此Dlk-2和Dlk-3在这个阶段的∑C1～5产率稍微降低; 而Dlk-1焦沥青的生成量稍低于甲烷的生成量, 所以Dlk-1在这个阶段的∑C1～5产率稍微升高。

随温度和成熟度的增加, 3个干酪根的湿气(∑C2～5)产率呈先增加后减小的趋势, 并在Easyo=2.16%时达到最大值(图4b)。慢速系列下, Dlk-1、Dlk-2和Dlk-3的∑C2～5最大产率分别为136.76 mg/g、183.18 mg/g和241.84 mg/g。之后, 随着温度增大, ∑C2～5大量裂解, 干燥系数(C1/∑C1～5)迅速增大, 最后达到1.0(图4d)。

芳香度=甲基萘/(甲基萘+2×n-C13)。

1. 甲苯; 2. 萘; 3和4. 甲基萘; 5. 菲。

甲烷(C1)产率随模拟温度和成熟度的增加持续增加(图4c)。2 ℃/h的升温速率下, Dlk-1、Dlk-2和Dlk-3的C1最大产率分别为258.86 mg/g、272.56 mg/g和336.32 mg/g。由此可见, HI对C1产率的影响小于对气态烃和油产率的影响。因为C1既可以来源于干酪根降解, 也可以来源于二次油裂解(Hill et al., 2003; Wang et al., 2013)。在干酪根演化后期生干气阶段, 与HI较高的干酪根相比, HI较低的干酪根能产生更多的甲烷, 可以弥补由于二次油裂解生气而导致的差距。

当Easyo<1.0%时, 3个干酪根的C1/∑C1～5持续降低; 当Easyo=1.0%～2.0%时, C1/∑C1～5变化不大; 当Easyo>2.0%时, C1/∑C1～5迅速增大, 最后达到1.0(图4d)。可以发现, 当Easyo<1.6%时, HI对C1/∑C1～5影响不大; 当Easyo>1.6%时, HI越高, C1/∑C1～5越低, 表明HI对倾油型芦草沟干酪根气态烃C1/∑C1～5的影响主要发生在二次油裂解和生干气阶段。

2.3 热解生油气演化过程

2.3.1 生油气转化率

3个干酪根的生气(∑C1～5)转化率计算结果(图5a)表明, 当Easyo<1.6%时(湿气大量裂解前), 生气转化率缓慢增加到0.3～0.4; 当Easyo=1.6%～2.0%时(轻烃大量裂解阶段), 生气转化率快速增加到0.8～0.9,之后缓慢增大至1.0。当Easyo<2.0%时, 3个干酪根的生气转化率差别不大。当Easyo>2.0%时, 湿气开始大量裂解生成干气, 生气转化率与HI的关系表现为: HI越高, 生气越快, 表明干酪根具有更短的生干气阶段; 反之, 干酪根有更长的生干气阶段。造成这一现象的原因为: 作为同一套烃源岩, HI越高, 其干酪根中的倾油组分占比越大, 倾气组分占比越小, 因而HI越大的干酪根具有更短的生气阶段(Pepper and Corvi, 1995a)。

3个干酪根的生油(∑C6+)转化率计算结果(图5b)表明, 当Easyo<0.65%时, 干酪根缓慢生油; 当Easyo>0.65%时, 干酪根生油转化率迅速增大; 当Easyo=0.9%时, 生油转化率几乎达到1.0。3个干酪根总体上表现为HI越高, 干酪根生油越快。

2.3.2 气油比

本研究将∑C1～5和∑C6+分别当作干酪根演化过程中生成的气态烃(天然气)和液态烃(油)。当Easyo<2.0%时, 3个干酪根的气油比(GOR= ∑C1～5/∑C6+)缓慢增加; 当Easyo>2.0%时, GOR开始呈指数增加(图6)。此外, 在相同的成熟度下, HI更高的干酪根具有更低的GOR, HI更低的干酪根具有更高的GOR。

2.4 生烃动力学计算与模拟

2.4.1 生油动力学参数

动力学参数模拟计算时, 通常采用单个指前因子和活化能分布的平行一级反应动力学来描述干酪根的生烃过程(Ungerer and Pelet, 1987; Schenk et al., 1993; Behar et al., 1997; Dieckmann et al., 1996; Burnham and Braun, 1999)。由于封闭体系下石油的生成和裂解存在重叠现象(Dieckmann et al., 2000), 一般假设实验测得的最大生油量占真实总生油量的95%。因此, Dlk-1、Dlk-2和Dlk-3的最大产油率分别为456 mg/g、575 mg/g和744 mg/g。考虑到补偿效应(Ungerer, 1990; Waples, 2000; Lewan et al., 2006), 并方便比较活化能的大小和分布, 本研究采用相同的指前因子((1e+14) s-1)。使用Kinetics 2000软件拟合生烃曲线并计算动力学参数, 结果显示, 3个干酪根的∑C6+生成活化能分布范围相近,约43～64 kcal/mol,平均值约53 kcal/mol(图7)。HI越高, 活化能分布越集中。

图4 ∑C1～5(a)、∑C2～5(b)、C1(c)生烃曲线及C1/∑C1～5(d)演化

图5 ∑C1～5(a)和∑C6+(b)转化率

图6 20 ℃/h(a)和2 ℃/h(b)升温速率下GOR的变化

2.4.2 生气动力学参数

考虑到可能存在的实验误差, 本研究将260 mg/g、292 mg/g和359 mg/g分别作为Dlk-1、Dlk-2和Dlk-3的最大气态烃产率。使用kinetics 2000软件拟合生烃曲线, 采用相同的指前因子((1e+15) s-1), 拟合结果显示, 3个干酪根的∑C1～5生成活化能分布范围相近, 约53～77 kcal/mol, 平均值约64 kcal/mol(图8)。HI越高, 生气活化能分布越集中, 表明生气来源更单一。

2.4.3 生烃史反演

Pepper and Corvi (1995a)将生油窗和生气窗定义为转化率介于10%～90%对应的温度, 据此可推算Dlk-1、Dlk-2和Dlk-3的生油窗分别为123～162 ℃、121～161 ℃和120～159 ℃, 生气窗分别为166～282 ℃、170～232 ℃和172～228 ℃(图9)。可见HI越高, 油气窗下限(10%)越低, 更早进入生油气窗; 生油气死亡线(90%)更低, 具有更短的生油气期。为比较3个干酪根生油气转化率的差异, 以转化率一半(50%)时的温度和成熟度为标尺(Xiang et al., 2016; Xu et al., 2017), 3个干酪根对应的Easyo分别为0.90%、0.89%和0.88%, 差别不大; 当生气转化率为50%时, 3个干酪根对应的Easyo分别为2.06%、2.02%和1.98%, 较为相近。

生烃史模拟结果表明, 芦草沟组以生油为主, 大量生气需要到高–过熟阶段。根据Pepper and Corvi (1995b)的排油门限值(100 mg/g), 用本研究实验生烃数据反演, 得到Dlk-1、Dlk-2和Dlk-3排油门限Easyo值分别为0.84%、0.79%和0.78%。因此不同HI的干酪根排油门限有一些差异, 表现为HI越高, 排油门限越低, 烃源岩排油时间越早。吉木萨尔凹陷内芦草沟组成熟度为低熟–生油窗阶段(o平均为0.85%), 说明大部分烃源岩已达到排油门限并一直处于生排油阶段。同样, 根据Pepper and Corvi (1995b)的排气门限值(20 mg/g), 吉木萨尔凹陷芦草沟组未达到排气门限, 这解释了为什么吉木萨尔凹陷有油田却没有气田(陈磊等, 2020)。此外, 芦草沟组属优质烃源岩, 富有机质页岩的吸附作用会使烃源岩内部储存大量石油(Sandvik et al., 1992), 成为重要的致密油勘探储层(Gao et al., 2016; Hu et al., 2018; 霍进, 2020)。

图7 Dlk-1、Dlk-2和Dlk-3干酪根生油活化能分布(a、c、e)及生油曲线拟合(b、d、f)

图8 Dlk-1、Dlk-2和Dlk-3干酪根生气活化能分布(a、c、e)及生气曲线拟合(b、d、f)

2.5 非均质性生烃动力学研究的意义

烃源岩的非均质性在纵向剖面和平面上广泛存在, 对盆地模拟和资源评价的影响是显而易见的(Dieckmann and Keym, 2006; Keym et al., 2006), 在盆地模拟软件中采用一个(一套)生烃动力学参数进行全盆地模拟显然是不合适的。本研究系统提供了3个不同HI干酪根的生油动力学和生气动力学参数, 有助于开展盆地生油和生气资源量的对比和量化计算, 甚至可以结合烃源岩有机相的分布以及成熟度演化进行更细致的盆地区块模拟。而且本研究提供的基于烃源岩非均质性基础上的生烃模拟实验数据, 还有助于理解地质条件下不同成熟演化阶段区块的油气相态表现。

众所周知, 气油比是指示油气相态的重要指标。生成和排驱后的地下烃类流体(油和气)之间存在相互溶解和扩散(刘静江等, 2009)。气少油多时, 气溶于油中以油相存在, 当气逐渐增多, 气油比超过临界值, 将造成油相的消失和相态的转变(Claypool and Mancini, 1989), 例如油–轻质油–凝析油/凝析气–气的相态转变。不同类型的干酪根, 其产物发生相态转变的热成熟度条件不同, Ⅱ型干酪根的凝析油和湿气带对应的o为1.2%～1.4%, 而Ⅲ型干酪根的凝析油和湿气带对应的o可低至0.5%～1.0% (杨海军和朱光有, 2013)。

图9 5 ℃/Ma下Dlk-1、Dlk-2和Dlk-3干酪根的生油气演化史

本研究结果显示, HI高的烃源岩具有早生早排和气油比低的特点, HI低的烃源岩具有晚生晚排和气油比高的特点, 与Pepper and Corvi (1995a, 1995b)的研究结果吻合。本研究实验结果揭示HI低的烃源岩在高演化阶段主要生气, 与Cornford et al. (1998)的研究结果吻合。因此, 可以推断, 具有强烈非均质性的烃源岩, 在整个成熟演化生排烃阶段会发生明显的生烃产物演化差异。在低熟–生油窗阶段, HI高的优质烃源岩优先生油、排油, 并被优先排驱运移占据孔隙度和渗透率较高的储集空间, 分布在盆地周边高地。在高演化阶段, HI低的烃源岩更倾向生成气态烃占优势的轻质油和凝析油甚至凝析气, 大量后期生成的天然气经排驱、运移并充注至油藏时, 就会产生气侵作用。后期充注的天然气量足够大, 或者配合原油裂解气的加入, 都会使油藏向凝析气藏转变, 形成次生凝析油气藏(杨海军和朱光有, 2013; 朱光有等, 2021)。事实上, 在运移疏导层中的分散油, 结合后期的天然气组分进行“油溶气、气溶油”式的运移, 也是烃源岩非均质性对油气运移的有利因素。总之, 烃源岩非均质性不仅对生烃有重要影响, 对油气藏差异聚集也有一定的影响。

3 结 论

(1) HI控制烃源岩的生烃潜力。HI越高, 烃源岩的生烃能力越强, 倾油性越强, GOR越低, 生成的油芳香度越小; 反之, 倾气性越强, GOR越高, 生成的油芳香度越大。HI对倾油型芦草沟干酪根气态烃干燥系数的影响主要发生在二次油裂解和生干气阶段, 表现为HI越大, 干燥系数越小。

(2) HI越高, 生油气活化能分布越集中, 生气期越短; 反之, 生油气活化能分布越分散, 生气期更长。应用生烃动力学对吉木萨尔凹陷芦草沟组进行评价, 处于低熟–生油窗阶段的吉木萨尔凹陷芦草沟组生油潜力较高, 大部分已过排油门限, 但未达到排气门限, 具有很高的页岩油开采潜能。

(3) HI高的优质烃源岩具有早生早排的生烃行为和以油为主的产物特征, HI低的烃源岩晚生晚排, 生烃产物以轻质油和天然气为主。烃源岩的非均质性不仅对生烃产物影响较大, 在高演化阶段也可能对地下的油气相态产生重要影响, 在疏导层造成“油溶气、气溶油”式的运移, 高产气时更加强烈的充注甚至可以对油藏产生气侵作用形成凝析油气藏。

致谢:中国科学院广州地球化学研究所王强博士在气体组分分析和碳同位素测量工作中提供了技术支持; 中国科学院广州地球化学研究所盖海峰副研究员和另一位匿名审稿人对本文提出了建设性修改意见, 在此一并表示感谢。

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Comparative analysis of kerogens hydrocarbon generation kinetics in the Lucaogou Formation source rocks with high, medium, and low hydrogen indices

LIU Xinran1, 2, 3, LU Hong1, 2*, ZHAO Zhongfeng1, 2, 3, LI Kang1, 2, 3, PENG Ping’an1, 2

(1. State Key Laboratory of Organic Geochemistry, Guangzhou Institute of Geochemistry, Chinese Academy of Sciences, Guangzhou 510640, Guangdong, China; 2. CAS Center for Excellence in Deep Earth Science, Guangzhou 510640, Guangdong, China; 3. University of Chinese Academy of Sciences, Beijing 100049, China)

Oil shales from the Lucaogou Formation are widespread in the Jimusar Sag, exhibiting significantheterogeneity. We conducted pyrolysis experiments on three kerogens isolated from source rocks with high (724 mg/g),medium (555 mg/g), and low (219 mg/g) hydrogen indices (HI) within confined gold tubes to investigate hydrocarbon generation kinetics. Results indicate that hydrocarbon generation potential is closely associated with HI, with larger HI values corresponding to higher hydrocarbon generation potentials. Such source rocks are predisposed to generate oil with more aliphatics and fewer aromatics, resulting in lower gasoil ratios (GOR) and dryness coefficients, and faster conversion of oil and gas generation. Conversely, lower HI values lead to lower hydrocarbon generation potentials, more gas generation, and oil with more aromatics and fewer aliphatics, resulting in higher GOR and dryness coefficients, and a slower conversion of oil and gas generation. Kinetic parameter calculations revealed that higher HI values correspond to a more concentrated activation energy distribution, while lower HI values exhibit a more dispersed distribution. Hydrocarbon generation histories were reconstructed under a natural geological heating rate of 5 ℃/Ma using kinetic parameters. The results indicate that higher HI values result in increased oil generation, earlier oil discharge, and shorter gas generation times. Conversely, lower HI values are associated with reduced oil generation, delayed oil discharge, and extended gas generation periods. Applying previously established hydrocarbon expulsion thresholds for oil (100 mg/g) and gas (20 mg/g), our calculated kinetic results were used to evaluate source rock hydrocarbon generation in the Jimusar Sag. Findings suggest that the Lucaogou Formation has reached the low maturity stage in the oil window, with most source rocks exceeding the oil expulsion threshold but not reaching the gas expulsion threshold. This implies a high prospecting potential for shaleoil exploration without significant gas exploration potential. Differential hydrocarbon accumulation and phase change in strongly heterogeneous source rocks during hydrocarbon generation and evolution stages can be attributed to their distinct characteristics. Source rocks with high HI valuespredominantly yield oil-phase hydrocarbon products, while Source rocks with lower HI values favor gas-phase products. The combination of these characteristics result in the expulsion pattern of “oil dissolved in gas and gas dissolved in oil”. During the high thermal evolution stage, the high gas generation potential of low HI source rocks may exert a strong gas intrusion effect on preceding filled oil reserves, eventually leading to the formation of secondary condensate gas reservoirs.

Lucaogou Formation; kerogen; hydrocarbon generation kinetics; hydrogen index; pyrolysis experiment in gold-tube

P618.13

A

0379-1726(2023)06-0685-13

10.19700/j.0379-1726.2023.06.003

2021-11-27;

2022-03-30

国家重点研发计划“深地资源勘查开采”重点专项(2017YFC0603102)、中国科学院战略性先导科技专项A类(XDA14010102)、国家重点研发项目(2019YFC0605502)和国家自然科学基金项目(41973069、41673045)联合资助。

刘欣然(1995–), 男, 博士研究生, 油气地球化学专业。E-mail: 2543674795@qq.com

卢鸿(1971–), 男, 研究员, 主要从事油气地球化学研究。E-mail: luhong@gig.ac.cn