原油裂解气资源评价的理论技术创新与评价应用——以四川盆地震旦系—寒武系为例

郭泽清,赵文智,谢增业,王志宏,姜华,李剑,朱光有

中国石油勘探开发研究院,北京,100083

内容提要：四川盆地震旦系—寒武系天然气资源丰富。近年来,在四川盆地川中古隆起和北部斜坡区先后获得了两个万亿级大气区的重大发现。为了明确该领域天然气的资源规模以及未来的勘探方向和创建一套切实可行的原油裂解气资源量的评估方法,本次研究基于该区天然气为古油藏原油裂解的基本认识,按照干酪根生油,再到古油藏裂解生气的技术路线对原油裂解气的资源量进行计算。应用成因法,采用PetroMod 3D盆地模拟软件,输入地层等厚图、岩相古地理图、烃源岩综合评价图、剥蚀量展布图以及生油动力学参数图版,建立整个盆地的三维地质模型,并切分为5个区块分别计算生油量,然后探讨了石油运聚系数、石油裂解率、天然气散失率以及寒武系石油运移的分配系数,并创建了天然气散失系数计算公式。在以上基础上,恢复了盆地及5个构造单元的生油史,并明确了古油藏形成的关键时刻,最终得到全盆地震旦系—寒武系常规天然气资源量为13.43×1012 m3,其中寒武系为5.43×1012 m3,震旦系为8.0×1012 m3。并指出除了川中地区以外,川南和川东具有巨大的勘探潜力,尤其是位于川南地区德阳—安岳裂陷槽两侧的台缘带和台内颗粒滩是下一步勘探的现实领域。本次研究在理论创新和勘探实践中都具有重要意义。

四川盆地震旦系—寒武系的勘探始于20 世纪40年代,并于1964 年在古隆起现今核部发现中国第一个整装大型气田—威远气田(宋文海,1996),产层为震旦系灯影组。自威远气田发现以来至2010年,震旦系—下古生界油气勘探经历了长达半个世纪的艰难探索(杜金虎等,2013,2014;徐春春等,2014)。2011年7月,四川盆地高石梯构造的高石1井在震旦系灯影组获日产百万立方米的高产气流,拉开了高石梯—磨溪地区震旦系—寒武系特大型气田发现和大规模评价勘探的序幕(魏国齐等,2013, 2015a, 2015b;杜金虎等,2013)。目前已在高石梯—磨溪地区7500 km2范围内(杨跃明等,2021),发现迄今为止中国单体规模最大的海相碳酸盐岩特大型气田——安岳气田,截至2022年底,探明天然气地质储量1.16×1012m3。为扩展勘探领域、寻找安岳气田后备接替区,系统开展了川中古隆起北部斜坡区天然气富集条件和风险勘探目标评价研究,截至2022年底,已相继在川中古隆起北斜坡上震旦统灯二段和灯四段(谢增业等,2021a)、下寒武统沧浪铺组(严威等,2021)取得勘探突破,展示了研究区多层系立体勘探的良好潜力,落实了万亿立方米新增地质储量,有望形成继安岳气区之外的另一个万亿立方米级大气区—蓬莱气区(杨雨等,2022)。德阳—安岳裂陷槽内和周缘震旦系—寒武系是未来油气勘探发现和获得规模储量的重要领域,未来有望再发现 (2～3)×1012m3的特大气区(魏国齐等,2022)。同时,四川盆地川中震旦系—寒武系万亿立方米级原油裂解气大气田的发现,对开拓全球中上元古界—下古生界古老地层天然气勘探领域具有重大科学与实践意义。

由上可以看出,四川盆地深层震旦系—寒武系古老碳酸盐岩天然气具有巨大勘探的潜力。目前已经基本落实了2×1012m3的天然气储量,那么剩余资源量还有多少?主要集中在哪个层系?哪个(些)区块?前人基于干酪根生气理论,用成因法计算烃源岩的生气强度,然后乘以面积进而得到生气量,再选择适当的运聚系数,得到全盆地震旦系—寒武系常规天然气的资源量为(4.6～5.5)×1012m3(邹才能等,2014;魏国齐等,2017)。该方法的理论基础是天然气直接来源于干酪根热降解或者烃源岩内分散液态烃而不是古油藏。应用上述方法,第四次资源评价的结果为4.98×1012m3(杨光等❶)。但是,目前多数学者认为安岳气田天然气主要来自原油裂解气(邹才能等,2014;徐春春等,2014;魏国齐等,2015b,2017;杨光等❶; 杨跃明等,2019;马新华等,2019;谢增业等,2021a,2021b;郭泽清等,2022)。因此,不能用干酪根热降解生气的方法评价其资源潜力。而古油藏裂解气的资源评价方法具有特殊性和一定的技术难度,目前尚未见报道。本次研究按照干酪根生油形成古油藏,然后古油藏裂解生气的技术路线,对四川盆地原油裂解成因的震旦系—寒武系常规天然气资源量进行了评价:首先利用成因法计算烃源岩的生油量,再根据运聚系数得到古油藏资源量,然后得到古油藏完全裂解生成的天然气的量,最后减去散失量即可得到天然气资源量。该方法主要有3个技术难点,一是如何确定石油的运聚系数,二是如何计算原油裂解后的生气量,三是如何确定天然气的散失量。本次研究探讨了解决上述问题的方法,形成了原油裂解气资源评价的一种新方法,同提供了震旦系—寒武系天然气资源量,对勘探实践和理论研究都具有重要意义。

1 地质概况

四川盆地是在扬子稳定克拉通前震旦纪变质基底上发育起来的呈NE向展布的菱形构造—沉积盆地,面积约为18×104km2,是中国重要的含油气盆地。根据盆地内的区域构造特征及油气分布特点,划分出五个一级构造单元(图1a),即川东高陡构造区、川中隆起构造区、川南低缓构造区、川西低陡构造区和川北低平构造区(杨光等❶),作为本次资源评价的基本评价单元。

图1 四川盆地构造背景及震旦系—寒武系地层特征:(a) 四川盆地大地构造位置及构造单元划分;(b) 四川盆地震旦系—奥陶系地层示意图Fig.1 Tectonic background and stratigraphic characteristics of the Sinian—Cambrian in the Sichuan Basin:(a) tectonic location and division of tectonic units in the Sichuan Basin;(b) schematic diagram of the Sinian—Ordovician strata

以跨越川南—川中—川西的东西向大剖面为例(图2),说明震旦系—寒武系地层特征(图1b)。震旦系发育陡山沱组和灯影组。陡山沱组以黑色页岩、泥岩、泥灰岩、砂质页岩等为主,在川中地区井下钻厚仅几米到10余米;灯影组为大套厚层的藻白云岩、砂屑云岩、粒屑云岩、泥岩组成,厚640～1000 m。灯影组分为四段,灯三段为黑色泥页岩,其余三段均以白云岩为主。灯二段为一套台地相碳酸盐岩建造,藻凝块白云岩及藻砂屑白云岩发育,与其下部以泥粉晶云岩为主的灯一段整合接触,与上部泥页岩、砂质白云岩构成的灯三段为假整合接触。灯四段是一套碳酸盐台地建造,与其下灯三段混积台地沉积呈整合接触,与上覆泥岩为主的筇竹寺组不整合接触。灯四段以丘滩复合体的藻凝块云岩、藻叠层云岩、藻纹层云岩、砂屑云岩为主。其中丘、滩相的藻凝块白云岩、藻砂屑白云岩中溶蚀孔隙、溶洞和裂缝发育,是优质的油气储集岩。寒武系地层假整合于灯影组之上,为一套碎屑岩至碳酸盐岩的沉积组合,自下而上将寒武系划分为麦地坪组、筇竹寺组、沧浪铺组、龙王庙组、高台组和洗象池组。麦地坪组岩性主要为黑色硅质页岩、含磷硅质岩,泥质白云岩。从钻井统计看,高石梯—磨溪地区麦地坪组地层厚度0～30 m,而裂陷槽内麦地坪组地层厚度大。筇竹寺组与沧浪铺组为海相碎屑岩沉积建造,筇竹寺组岩性主要为黑色碳质页岩、页岩、灰色粉砂岩及细砂岩,厚90～400 m;沧浪铺组为深灰色页岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩,夹薄层灰岩,厚65～300 m。而龙王庙组、高台组和洗象池组主要是一套浅水碳酸盐岩台地相的沉积。龙王庙组主要为由砂屑云岩、粒屑云岩和泥晶云岩组成,其中砂屑云岩和粒屑云岩是主要的储集层,川中地区厚0～300 m;高台组为泥岩、泥质云岩为主,夹有石膏;洗象池组主要为大套厚层的灰色白云岩。

2 生油量评价方法、关键参数及结果

2.1 评价方法

常规油气资源评价方法主要包括成因法、统计法和类比法三大类。从国外和中国开展的几轮大规模的油气资源评价工作来看,国外油气资源评价以统计法和类比法为主,而中国油气资源评价以成因法为主(宋振响等,2017)。每种方法都有优缺点和适用条件,相比较而言,对勘探程度较低的盆地级规模的油气资源评价来说,首推成因法。PetroMod是全球最著名的含油气系统模拟软件开发商德国IES公司开发的含油气系统模拟软件(成因法),是当今同类产品中最先进的软件,得到广泛应用(王斌等,2010;倪春华等,2010; 郑磊等,2013)。本次应用PetroMod软件3D模块计算四川盆地震旦系—寒武系烃源岩生油量,再根据运聚系数,得到石油的资源量。该方法需要的主要参数是: ①几何形态和地层:盆地边界、地面地形图、根据钻井和地震绘制的地层厚度图、地层地质年代、地层岩性以及沉积相图;②剥蚀事件及沉积间断:剥蚀量恢复图以及剥蚀时间;③地球化学资料:干酪根类型、有机质丰度、热成熟度(一般用实测Ro)和生烃动力学参数;④边界条件:地表温度、热流史和古水深。限于篇幅,各个参数不能逐一描述,这里就关键参数作为重点介绍,并展示其中部分图件。

2.2 关键参数

2.2.1烃源岩综合评价图

四川盆地震旦系—寒武系发育陡山沱组、灯影组泥质碳酸盐岩和灯三段以及麦地坪组和筇竹寺组5套烃源岩(魏国齐等,2017)。根据露头、钻井和地震资料编制了5套烃源岩地层等厚图和TOC等值线图(图3)。华南地区陡山沱组发育优质烃源岩(朱光有等,2021),四川盆地主要分布在城口凹陷、鄂西海槽等古隆起的边缘凹陷中,盆地内部比较薄(图3a)。灯三段分布在德阳—安岳裂陷槽北部,一般为20～40 m,高石梯—磨溪地区泥岩厚度较薄,厚度小于30 m,且分布局限(图3b)。麦地坪组主要分布在德阳—安岳裂陷槽内,如内部的高石17井厚度为128 m,资4井厚度为198 m(图2和图3c)。筇竹寺组沿裂陷槽方向烃源岩厚度最大,厚度一般在200～450 m之间,向裂陷槽两侧减薄(图2和图3d),裂陷槽南端的川南地区厚度最大。对于高—过成熟的烃源岩,实测有机碳含量必须进行校正恢复。根据泥质岩烃源岩和碳酸盐岩烃源岩在含不同类型干酪根情况下的TOC演化图版(庞雄奇等,2014),确定恢复系数,乘以实测的TOC数值即可得到原始的TOC数值。

图3 四川盆地震旦系—寒武系烃源岩厚度(m)和实测TOC等值线图(%):(a)陡山沱组;(b)灯影组三段;(c)麦地坪组;(d)筇竹寺组Fig.3 Thickness of source rocks (m) and measured TOC contour maps (%) of the Sinian System—Cambrian System in Sichuan Basin: (a) the Doushantuo Formation; (b) the 3rd Member of Dengying Formation; (c) the Maidiping Formation; (d) the Qiongzhusi Formation

2.2.2剥蚀时间和剥蚀量恢复

根据四川盆地地层充填特征和构造变形特征,将盆地构造演化划分为震旦纪构造演化阶段、寒武纪—志留纪构造演化阶段、泥盆纪—中三叠世构造演化阶段、晚三叠世—早白垩世构造演化阶段和晚白垩世—新生代构造演化阶段(王学军等,2015)。主要形成四期大的全盆地的抬升剥蚀事件:第一期为发生在震旦纪—早寒武世的桐湾运动,表现为大规模抬升、剥蚀,震旦系遭受剥蚀,整体上剥蚀厚度不大(图4a);第二期为发生在志留纪末期广西运动(属于加里东运动晚期),使川北米仓山隆起显现雏形,并剥蚀大部分地区的上志留统、泥盆系和石炭系(韩波等,2016),川中古隆起区的奥陶系—志留系遭受了强烈的剥蚀(王学军等,2015)。川中地区剥蚀量最大,厚度达到1500 m,向周缘减薄,川南和川东剥蚀量最小(图4b)。第三期为中三叠世末的印支运动,扬子板块与华北板块之间的秦岭洋自东向西闭合和板块之间的碰撞,导致四川盆地消亡、隆升和剥蚀(王学军等,2015),中三叠统遭受了不同程度的剥蚀,川中、川北和川西剥蚀量小于400 m,川东和川南剥蚀量大,平均600 m以上,(图4c),在盆地东南部地区甚至缺失上三叠统须一、须二地层;第四期为白垩纪末—新生代的晚燕山—喜山运动,盆地大规模隆升、消亡,剥蚀量巨厚的地层,川东和川西南地区剥蚀量大于3000 m(图4d)。图4a和c引用前人研究成果,图5b和d是在前人研究的基础上,在运行软件调试参数过程中修改完成的。

图4 剥蚀量等值线图(m):(a)桐湾期剥蚀厚度(据许海龙等,2012); (b)志留纪末形成的剥蚀厚度;(c)中三叠世末形成的剥蚀厚度(据杨光等❶);(d)白垩纪以来形成的剥蚀厚度Fig.4 Contour maps of denudation thickness (m): (a) the denudation thickness during the Tongwan period (after Xu Hailong et al., 2012&); (b) the denudation thickness formed at the end of the Silurian; (c) the denudation thickness formed at the end of the Middle Triassic (after Yang Guang et al❶); (d) the denudation thickness formed since Cretaceous

图5 地层等厚图(m):(a)沧浪铺组+龙王庙组+高台组+洗象池组累加厚度图;(b)上二叠统地层等厚图;(c)中—下三叠统地层等厚图;(d)白垩系+古近系+新近系累加厚度图Fig.5 Strata thickness contour maps (m):(a) accumulated thickness map of the Canglangpu, Longwangmiao, Gaotai, and Xixiangchi formations; (b) Upper Permian contour map; (c) Middle and Lower Triassic contour map; (d) accumulated thickness map of Cretaceous, Paleogene and Neogene

2.2.3地层厚度图

从下到上,地层厚度图包括陡山沱组、灯一+灯二段泥质碳酸盐岩、灯一+灯二段非泥质碳酸盐岩、灯三段、灯四段、麦地坪组、筇竹寺组、沧浪铺组+龙王庙组+高台组+洗象池组(合并为一层,图5a)、奥陶系、志留系、石炭系、下二叠统、上二叠统(图5b)、中下三叠统(图5c)、上三叠统、侏罗系、白垩系+古近系+新近系(合并为一层,图5d)和第四系,共18套地层等厚图。以上图件来源于西南油气田第四次资源评价(杨光等❶),并根据新的资料,对其中部分图件进行了更新。

2.2.4热力学参数

四川盆地地温场和大地热流研究始于20世纪80年代,前人利用盆地及周缘地区的几百口钻井温度资料和大量的热导率、生热率等热物性参数,形成了一批大地热流研究成果(黄少鹏等,1990;韩永辉等,1993;胡圣标等,2001;袁玉松等,2006;刘阳,2011;徐明等,2011;黄方等,2012;何丽娟等,2014;孙少川等,2022)。孙少川等(2022)将四川盆地划分为3个热阶段克拉通盆地早期的加里东运动阶段,具有明显的低大地热流“冷盆”特征。海西期峨眉山火成岩喷发阶段,大地热流急剧升高,形成四川盆地高地温背景。印支期以来的盆山转换与前陆盆地形成阶段,大地热流在海西期高地温背景下持续下降并逐渐稳定。鉴于前人研究成果丰富,本次研究直接引用前人成果:震旦纪、寒武纪和奥陶纪的古大地热流值采用何丽娟等(2014)的古大地热流数据;晚二叠世—中晚三叠世期的古大地热流值采用孙少川等(2022)的古大地热流数据;三叠纪、侏罗纪和白垩纪古大地热流值采用刘阳等(2011)的古大地热流数据;晚喜山期(约25 Ma)的古大地热流值和现今大地热流值采用黄方等(2012)研究成果。以上数据形成的平面图详见相关参考文献,图件略。以上图件作为常数,本次研究不做调整。

2.2.5生烃动力学参数

四川盆地震旦系—寒武系烃源岩有机质类型以还原环境低等菌藻类来源的II型干酪根为主(施春华, 2012);寒武系泥岩母质类型以Ⅱ1型为主体,也有少量Ⅰ型(张林等,2008)。目前四川盆地及周缘震旦系—寒武系烃源岩处于高—过成熟阶段,导致多种研究有机质特征与生烃潜力的常见参数指标均已失效,所以无法通过热模拟实验而得到生烃动力学参数,国内外也未曾发表过其他地区寒武系烃源岩生烃动力学参数。Pepper &Corvi(1995)_TII(B)生烃动力学图版,主要是选取 II型干酪根为研究对象,以硅质碎屑岩为基础,对岩性进行合理的混合搭配,该套生烃图版对任何地质时代的海相沉积地层和碎屑岩沉积地层都适用(Pepper &Corvi,1995),在国内外得到广泛应用。于强(2012)将其应用于鄂尔多斯古生界石炭—二叠系烃源岩的生烃评价中,取得良好效果。本次研究中,寒武系烃源岩生烃动力学参数采用该图版的参数。

于占清(2012)测得了华北克拉通中元古界下马岭组页岩生烃动力学参数(图6)。样品取自张家口下花园地区的岩芯样品,其有机质类型为II1型,成熟度Ro=0.5%,TOC=5.98%,S1+S2=19.58。四川盆地陡山沱组和灯三段与华北下马岭组虽然位于不同的地台区,但是同属于元古界,沉积环境相似,地层岩性和有机质类型相近,因此,陡山沱组和灯三段烃源岩的生烃动力学参数采用下马岭组的数据。为了说明计算的可信度,另外选取了软件内置的3个生烃图版进行对比计算。依据地层岩性、干酪根类型、沉积环境和地层时代,与灯影组烃源岩(陡山沱组和灯三段)进行综合对比,下马岭组、Pepper &Corvi(1995)_TII-S(A) 、 Pepper &Corvi(1995)_TII(B) 、 Vandenbroucke et al(1999)_TII-(NorthSea)图版对应的烃源岩与灯影组烃源岩相似度依次降低。计算结果见表1。

表1 四川盆地及5个一级构造单元震旦系不同生烃图版计算的生油量对比Table 1 Comparison of oil generation quantities calculated from different hydrocarbon generation kinetics plates of the Sinian System in Sichuan Basin and five primary tectonic units

图6 华北克拉通中元古界下马岭组有机质样品生烃活化能分布图(据于占清,2012)Fig.6 Hydrocarbon generation activation energy distribution of organic matter samples from the Mesoproterozoic Xiamaling Formation in North China Craton (From Yu Zhanqing, 2012&)

另外,本次釆用Easy%Ro模型模拟烃源岩热演化史。

2.3 模型建立及校正

模型顶面由地面地形图生成,地面海拔减去基准面海拔(400 m)作为模型顶面的海拔数据。由上而下,利用18套地层厚度图建立地层格架;地层岩性设定来源于钻井资料和岩相古地理图;地层年代采用国际标准地层年龄;横向油气运移通道由不整合面和岩性输导层来形成(为了简化模型,未考虑断层的垂向运移);地层模拟成熟度的校正参数主要是实测Ro。同时将前面论述的烃源岩综合评价图(包括烃源岩厚度、有机碳含量和干酪根类型)、剥蚀时间和剥蚀量、热力学参数和生烃动力学等参数输入,建立四川盆地全层系三维地质模型。并按照前文所述的5个一级构造单元,切分为5个区块,分别进行全盆地和单个区块模拟运算(图7)。

图7 四川盆地及5个一级构造单元三维地质模型Fig.7 3D Geological models of Sichuan Basin and five primary tectonic units

首先运行全盆地三维模型,得到烃源岩成熟度模拟结果,然后选取在区域上分布均匀、能够代表不同区块的10口实测了Ro数值的井进行校正:用实测Ro数值与模拟的Ro值进行对比,期初两者往往偏差较大,这时候需要进行三维参数校正,需要调整的参数一般是剥蚀量、地层岩性、地表温度及大地热流平面图(本次研究将大地热流作为常数,不作调整),使得两者能够最大限度的吻合;当所有井的实测Ro数值与模拟的Ro值吻合的时候(图8),校正结束,此时可认为三维模型和相关参数是符合实际地质情况的。

图8 实测镜质体反射率与模拟值对比图(钻井位置见图1 a)Fig.8 Comparison between measured vitrinite reflectance and simulated values (see the drilling location in figure 1a)

2.4 计算结果

参数调试完毕,运行计算。首先,在相同参数设置条件下,分别用4个生烃动力学图版计算震旦系(陡山沱组和灯三段)的生油量。结果表明:四个图版计算的生油量差别不是太大(表1),对最终的天然气资源量的计算不会造成本质的影响。由前文可知,下马岭组和Pepper &Corvi(1995)_TII-S(A)图版与另外两个相比,其对应的烃源岩与四川盆地的陡山沱组和灯三段相似度最大,两者计算的生油量几乎相当。而前者的相似度更大,因此选取下马岭组的生烃图版是合理的。

根据下马岭组生烃图版,计算得到每套烃源岩在各构造单元的总生油量及各个历史时期的生油量。统计结果表明:全盆地寒武系总的生油量为1.05×1012t,震旦系为0.33×1012t,总计1.38×1012t,其中,川北1765.5×108t,川东2719.9×108t,川西2062.8×108t,川中3554.8×108t,川南3689.2×108t(表2)。川南和川中生油量高,川北最少。原因是川南和川中筇竹寺组烃源岩厚度大,而川北烃源岩相对不发育。

表2 四川盆地及5个一级构造单元内震旦系和寒武系各地质时期生油量(×108 t)Table 2 Oil generation in different geological periods of the Sinian and Cambrian systems in the Sichuan basin and five primary tectonic units(×108 t)

从全盆地来看,奥陶纪少量生油,志留纪以来开始大量生烃,其中二叠纪—三叠纪是主要生油期,白垩纪以来烃源岩进入高成熟期,生油停止,古油藏开始裂解。谢增业等(2021b)根据大量包裹体均一温度,发现:二叠纪—三叠纪时期,震旦系、寒武系烃源岩处于生油高峰阶段,结论与本次盆地模拟的结果是一致的。每个构造单元由于其沉积过程、构造演化以及大地热流史不尽相同,导致烃源岩热演化历史(图9)及生油演化过程(图10)存在差异。川东和川南地区埋深大,筇竹寺组烃源岩在志留纪进入成熟阶段,二叠纪后达到高成熟阶段(图9a—c),因此志留纪—二叠纪是主要生油阶段,三叠纪后生油停止;川西地区上三叠统沉积之前沉积地层厚度小,而川中地区处于继承性古隆起之上,烃源岩埋藏浅,筇竹寺组烃源岩二叠纪末开始成熟,三叠纪处于主生油阶段(图9),导致这两个地区生油期比较晚,主要生油期为三叠纪,侏罗纪仍在大量生烃;川北地区从志留纪到侏罗纪,各时期生油期较均衡,三叠纪生油量相对最大(表2,图10)。

图9 四川盆地筇竹寺组烃源岩成熟度演化史:(a)志留纪末;(b)石炭纪末;(c)二叠纪末;(d)三叠纪末;(e)侏罗纪末;(f)现今Fig.9 Maturity evolution history of source rocks of the Qiongzhusi Formation in the Sichuan Basin:(a) Late Silurian; (b) Late Carboniferous; (c) Late Permian; (d) Late Triassic; (e) Late Jurassic; (f) Today

图10 四川盆地及各构造单元生油演化历史Fig.10 Evolution history of oil generation in the Sichuan Basin and various tectonic units

含油气系统是客观评价油气资源潜力与有效发现油气藏的重要工具(赵文智等,2002)。含油气系统研究中的一个重要概念或参数即为含油气系统的关键时刻,代表含油气系统中大部分油气生成—运移—聚集的时间。限于篇幅,这里以勘探程度最高的川中地区为例,根据构造运动期次、圈闭形成史、储层演化史、包裹体均一温度、少量沥青铼锇同位素测年数据和盆地模拟成果图件等资料,编制埋藏史、烃源岩热演化史和油气系统事件图。融合以上图件建立震旦系—寒武系复合含油气系统成藏过程综合模式图(图11),展示其静态地质要素和动态地质作用以及古油藏形成的关键时刻。这里着重指出:作为研究油气充注史的一种常用方法,课题组实测了1924个包裹体均一温度(谢增业等,2021b),所测包裹体为溶蚀孔洞缝或裂缝中充填的以白云石、自生石英和方解石为宿主矿物的原生包裹体。所测包裹体主要为群体包裹体,也有零星包裹体。包裹体均一温度分布直方图见参考文献,这里不再赘述。

图11 川中地区震旦系—寒武系复合含油气系统成藏过程综合模式图Fig.11 Comprehensive model of accumulation process of Sinian System—Cambrian System composite petroleum system in central SichuanZ2—上震旦统;—寒武系;1—下寒武统;2+3—中—上寒武统;O—奥陶系;S—志留系;D—泥盆系;C—石炭系;P—二叠系;P1—下二叠统;P2—上二叠统;T—三叠系;T1+2—中—下三叠统;T3—上三叠统;J—侏罗系;K—白垩系;E—古近系;K—新近系;Q—第四系Z2—Upper Sinian Series;—Cambrian;1—Lower Cambrian;2+3—Middle—Upper Cambrian;O—Ordovician;S—Silurian;D— Devonian;C—Carboniferous;P—Permian;P1—Lower Permian;P2—Upper Permian;T—Triassic;T1+2—Lower—Middle Triassic;T3—Upper Triassic;J— Jurassic;K— Cretaceous;E—Paleogene;K— Neogene;Q—Quaternary

从图11可以看出川中地区油气成藏过程可划分为四个阶段:第I个阶段为志留纪的早期油气充注阶段,烃源岩Ro介于0.5%～0.8%之间,包裹体均一温度小于100℃;第II个阶段为三叠纪—早侏罗世的古油藏形成阶段,对应烃源岩大规模生油期,该时期生油量占总生油量的81%(表2),此阶段形成的包裹体均一温度介于100～160℃之间,该温度范围内的包裹体数量占总数的65%;第III个阶段为中侏罗世-白垩纪原油裂解阶段,该阶段油藏埋深超过5000m,温度超过160℃,烃源岩Ro>1.3%,烃源岩停止生油,古油藏开始裂解直至完全裂解为气藏,此阶段形成的包裹体均一温度介于160～230℃之间;第IV个阶段为喜山期气藏的调整与定型阶段,川中地区表现为快速隆升,侏罗系以上地层剥蚀殆尽,形成了威远背斜,在构造隆升和扩散作用下,散失一部分天然气。很明显,古油藏形成的关键时刻处于第II阶段的三叠纪—早侏罗世内,综合以上信息,关键时刻可定为三叠纪末(图11)。

3 天然气资源量评价方法及关键参数

首先探讨石油的运聚系数、石油裂解率和天然气散失系数。

运聚系数是成因法中最重要的参数之一,它指某一地质单元内石油和天然气资源量与生烃量之比。其中油的运聚系数取值范围从0.73%～25%(柳庄小雪等,2021),因此其数值对最终资源量的大小影响极大。但目前很难建立有效的数学模型确定运聚系数,常通过估值或回归公式的方式求取。近些年来,随着刻度区技术的发展,通过类比刻度区计算运聚系数。

塔里木盆地和四川盆地震旦纪—寒武纪受到了相同的全球性古海洋、古气候和古生物演变的影响,都经历了陆内裂谷盆地—克拉通盆地的转化,生储盖组合和原始石油地质条件发育机理具有很强的相似性(孙冬胜等,2022)。由于四川盆地震旦系—寒武系油藏已经完全裂解,不存在刻度区,这里选取地质背景相似的塔里木盆地塔中奥陶系作为借鉴,确定运聚系数。在塔里木盆地第四次油气资源评价中,将塔中奥陶系油气运聚单元作为寒武—奥陶系油气系统的刻度区,确定的石油运聚系数为1.92%,而在前一轮的资源评价中,塔中刻度区运聚系数为0.54%(杨文静等❷)。徐忠美(2011)以塔中奥陶系油气成藏体系为评价单元,基于油气成藏要素的空间匹配关系,采用油气二次运移的仿真模拟技术,运用混合法(多相达西流法+流径法)计算了评价单元的石油运聚系数,其结果为1.76%,有效解决了海相碳酸盐岩运聚系数难以确定的问题。郭泽清等(2022)根据安岳气田灯影组天然气储量反推出石油的运聚系数为1.44%～1.75%。考虑到以下三点:一是,前面所述的不同的方法相互印证,得到的运聚系数差别不大,说明小于2%的运聚系数是可行的;二是,刻度区确定的运聚系数更可靠一些;三是,小于2%的运聚系数与柳庄小雪等(2021)统计的石油运聚系数(0.73%～25%)相比是偏小的,如果再乘以类比系数(研究区类比系数≤1),就会更小。因此,本次研究直接选用了刻度区的运聚系数1.92%。

根据生油量和运聚系数,可以得到石油的聚集量,也就是历史时期石油的资源量。因为目前石油已经全部裂解,因此根据质量守恒原理,石油的资源量乘以石油裂解率就得到了天然气的量。

石油裂解率(Xm)定义为:单位质量的原油裂解生成的天然气的质量的占比。对于正常密度原油,完全裂解为甲烷天然气的量介于600～720 m3/t(Barker,1990; Schenk et al.,1997; Waples,2000; 卢双舫等,2002;孙玮等,2007;Tian Hui et al.,2008; 王民等,2017),即430～516 mg/g,那么石油裂解率(Xm)为 43.0%～51.6%(郭泽清等,2022)。按照正常原油最终裂解为甲烷的产率为650 m3/t,则Xm为46.6%。

天然气散失系数指的是散失量与原始储量的比值,下面分别讨论灯影组和龙王庙组气藏的散失系数。

灯影组的区域盖层分为麦地坪组—筇竹寺泥岩直接盖层和中下三叠统膏盐岩间接盖层。筇竹寺组厚度大(100～700 m),且满盆分布,本身既为烃源岩也为盖层,饱和水突破压力达70～150 MPa。因此,无论从岩性还是从烃浓度都可以有效地封盖下伏灯影组的气。除上述2套盖层外,川东至川南中下寒武统存在一套膏盐岩层,该膏盐岩在建深1、丁山1和宁1、宁2井都有钻遇,厚度较大,可以作为灯影组的另一套间接盖层(金之钧等,2006)。盆内威远构造及盆缘地区的筇竹寺组泥岩盖层埋深小,易发生脆性破裂,不利于天然气的保存;而盆内绝大部分地区由于埋深较大(>4000 m),塑性变好,盖层保持较好的垂向完整性,有利于天然气保存(鲁雪松等,2021)。因此,四川盆地灯影组具有非常好的盖层条件,天然气散失应该主要以扩散作用为主。李建民等(2009)根据盖层的扩散系数、扩散时间、扩散面积、扩散距离和天然气浓度差等参数,计算了威远气田震旦系天然气扩散量为4.48×108m3,散失系数为1.1%;与之相比,普光气田长兴—飞仙关组天然气散失系数也为1.1%(李建民等,2009)。除了扩散作用以外,位于川中地区的资阳—威远地区震旦系气藏由于受到喜马拉雅期强烈的隆升作用,原气藏遭到构造活动的破坏和调整,散失的天然气量为10065.02×108m3(孙玮等,2007),因此,本次研究灯影组天然气散失系数取值为1.1%,川中地区构造作用导致的天然气散失量为10065.02×108m3。

下面以安岳气田龙王庙组气藏为例,推算龙王庙组天然气的散失系数。安岳气田龙王庙组气藏属于构造背景上的岩性气藏(余忠仁,等,2016),受岩相及岩溶作用差异的影响,储层存在一定的平面非均质性,气藏被致密层分割,每个气藏具有独立的压力系统(Guo Zeqing et al., 2022),可以把单个气藏看成是定容体系。因此,龙王庙组气藏的地质模型可以认为是:①现今天然气是石油裂解后产生的天然气,无或少量干酪根生成气;②属于古老碳酸盐岩定容体系,气藏面积与古油藏面积相等。在此设定条件下,推导过程如下:

(1)原油裂解完毕,天然气发生散失之前,天然气总的物质的量为:

(1)

式(1)中n为天然气发生散失之前物质的量,单位为mol;Mg为气藏天然气总的质量,单位为g;M为天然气摩尔质量,单位为g/mol,甲烷为16。根据质量守恒原理,天然气的质量等于裂解的石油的质量。

Mg=Xm·Mo

(2)

式(2)中,Mg气藏天然气总的质量,单位为g;Xm为原油裂解率,表示生成天然气的总的质量占原油质量的百分比;Mo为古油藏原油储量,单位为g;ρo为原油的密度,单位:g/m3;V为气藏总的储集空间,在等容体系中是个常数,单位为m3;Boi为原油体积系数。

式(2)代入式(1),得到:

(3)

(2)储层中扣除沥青所占的体积,天然气所占的体积为

Vg=V-Vb,

(4)

式(4)中Vg为扣除沥青后,天然气的体积,单位为m3;Vb为沥青所占储集空间,单位为m3。

(5)

式(5)中ρb为沥青密度,单位:g/m3。将式(5)代入式(4),

(6)

(3)气藏在等容条件下,未发生天然气散失情况时,根据真实气体状态方程:

Po·Vg=Zio·n·R·T

(7)

式(7)中,Po为气藏在等容条件下,未发生天然气散失情况时的最高压力,单位为Pa;Zio为在该压力下的甲烷的压缩因子;n为天然气发生散失之前物质的量,单位为mol;R为摩尔气体常数,8.3145;T为气藏的温度,单位为K。

将式(3)和(6)代入式(7):整理后得到:

(8)

(4)气藏在等容条件下,发生天然气散失以后,现今气藏状态下,根据真实气体状态方程:

Pi·Vg=Zi·ni·R·T

(9)

式(9)中,Pi为现今气藏的初始压力,单位为Pa;ni为现今气藏天然气物质的量,单位mol ;Zi为现今气藏的原始压力条件下甲烷的压缩因子;R为摩尔气体常数,8.3145;T为气藏的温度,单位为K。

式(7)和(9)联立,整理得到:

(10)

(5)则天然气散失量占现今气藏物质的量的百分比为:(n-ni)/ni

(11)

(6)则天然气的散失量为:

(12)

式(12)中,VL为天然气散失量,单位为108m3;G为现今天然气地质储量,单位为108m3。把式(8)代入式(12),则得到:

VL=

(13)

则散失系数为散失量(VL)占古油藏裂解气总量(VL+ G)的百分比

(14)

以安岳气田磨溪区块磨溪8井区龙王庙组气藏为例,具体参数为:气藏的初始压力为Pi=75.98 MPa,温度为T=142.15℃,天然气实测的压缩因子为Zi=1.36。龙王庙组焦质沥青的密度ρb=1.30×103kg/m3(赖强等,2017)。如前文所述,裂解率Xm取值为46.6%,石油参数选用塔里木盆地塔河油田碳酸盐岩油藏的相关参数,即原油密ρo=0.844×103kg/m3,平均地层原油体积系数Boi=为1.227(赵建等,2015)。代入式(14),得到散失系数为42.07%。

综上所述,石油的运聚系数用1.92%,石油裂解率取值为46.6%,灯影组散失系数为1.1%,龙王庙组散失系数为42.07%。

研究表明灯影组天然气主要源于震旦系和寒武系烃源岩的液态烃裂解气,寒武系气藏(包括龙王庙组和沧浪铺组)天然气主要源于下寒武统烃源岩的液态烃(邹才能等,2014;魏国齐等,2015a, 2015b;谢增业等,2021a),李剑等(2001)实验研究表明油气向下运移的量占总量的25%～40%。本次研究取中间数,则寒武系烃源岩生成的石油运移到震旦系地层中的量占总量的33%。

以川中地区计算天然气资源量为例说明计算过程。据成因法得到的结果,川中地区寒武系生油量为2545.85×108t,震旦系为1008.98×108t(表2),分别乘以运聚系数1.92%,得到寒武系的石油运聚量为48.88×108t,震旦系为19.37×108t;聚集到寒武系储层内的石油为48.88×67%=32.55×108t,聚集到震旦系储层中的石油为19.37+48.88×33%=35.65×108t;寒武系内原油裂解气量为32.55×46.6%=15.17×108t,换算成体积为22744.07×108m3(地面标准状况下,甲烷密度为0.667kg/m3),震旦系内原油裂解气量为35.65×46.6%=16.61×108t,体积为24906.61×108m3;寒武系天然气散失量为22744.07×42.07%=9568.43×108m3,震旦系散失量(扩散作用+构造作用)为24906.61×1.1%+10065.02 =10338.99×108m3;则寒武系天然气资源量22744.07-9568.43=13175.64×108m3,震旦系为24906.61-10338.99=14567.62×108m3;资源量总计为13175.64+14567.62 =27743.26×108m3,即2.77×1012m3。以此类推,分别计算其他区块及全盆地资源量,列于表3中。

表3 四川盆地及5个一级构造单元天然气资源量Table 3 Natural gas resources of the whole basin and 5 primary tectonic units

震旦系气藏为震旦系和寒武系气源岩混源形成的天然气聚集,其中震旦系气源对灯四段、灯二段气藏贡献比例均值台缘带为39%～54%,台内为55%～68%(赵文智等,2021)。全盆地灯影组石油聚集量为130.24×108t,震旦系供油量为63.06×108t(表3),占比为48.42%,在合理范围之内,说明寒武系烃源岩生成的石油对震旦系的分配系数(33%)是适当的。

从表3得出,全盆地天然气资源量为13.43×1012m3,其中寒武系资源量为5.43×1012m3,震旦系为8.00×1012m3,因此震旦系资源量大于寒武系。川南天然气资源量为3.82×1012m3,川中为2.77×1012m3,川东为2.88×1012m3,川西为2.09×1012m3,川北为1.86×1012m3。截止目前,在川中古隆起及北斜坡上,震旦系—寒武系领域有望探明2×1012m3的天然气储量,整个盆地探明率不到15%,说明仍处于勘探的初期阶段。目前发现储量主要集中在川中地区,但从资源量分布来看,川南和川东地区具有巨大的勘探潜力。川东高陡构造深层发育大构造群,寒武系膏岩层系有利于圈闭定型和天然气保存,且广泛发育了潟湖周缘滩体。灯四段沉积期德阳—安岳裂陷槽向南延伸,影响至川南地区(黎荣等,2023),川南地区裂陷槽两侧的台缘带和台内颗粒滩是下一步勘探的现实领域。

4 讨论

成因法计算油气资源量,在理论基础和技术方面都是比较成熟的。但目前作为关键参数之一的运聚系数的取值依然是最主要的问题,盆地模拟技术也无法解决。目前主要采用估值、回归公式的方式求取或者通过类比刻度区计算运聚系数。由于研究区震旦系—寒武系烃源岩成熟度高,现今不存在油藏,无法选择刻度区,文中选取了地质背景相似的塔里木盆地塔中奥陶系油气系统的运聚单元作为刻度区,确定运聚系数;由于无法用本区的高—过成熟烃源岩做生烃模拟实验,生烃活化能借用了其他地区的图版;另外油气散失的定量化计算以及散失途径的确定一直是石油地学界的一大难题。该研究克服了以上技术难点,按照干酪根生油,再到古油藏裂解生气的技术路线计算原油裂解气的资源量是一次全新的尝试,不仅实现了在盆地尺度上三维空间内烃源岩成熟度和生油的演化过程以及各构造单元生油量的相对大小(技术成熟,可靠性依赖于基础图件),而且得到了总的以及各构造单元的天然气资源量(参数的求取有据可依,结果相对可靠)。

目前四川盆地震旦系—寒武系整体勘探程度偏低,根据露头、地震和有限的钻井资料建立的相关基础图件(地层厚度图、烃源岩综合评价图等),必然随着勘探的进展而不断修改完善。跟随基础图件的更新和地质认识的深化,天然气资源量也会是动态变化的。

5 结论

(1)全盆地寒武系生油量为1.05×1012t,震旦系为0.33×1012t,总计1.38×1012t。从全盆地来看,奥陶纪少量生油,志留纪以来开始大量生烃,其中二叠纪—三叠纪是主要生油期,白垩纪以来烃源岩进入高成熟期,生油停止,古油藏开始裂解。每个构造单元由于其沉积过程、构造演化以及大地热流史不尽相同,导致烃源岩热演化史和生油演化过程存在差异。川中地区烃源岩埋藏浅,生油期相对较晚,古油藏形成于三叠纪—早侏罗世,古油藏形成的关键时刻为三叠纪末。

(2)全盆地震旦系—寒武系天然气资源量为13.43×1012m3,其中寒武系资源量为5.43×1012m3,震旦系为8.0×1012m3。川南、川中、川东、川西和川北天然气资源量分别为3.82、2.77、2.88、2.09和1.86×1012m3。整个盆地震旦系—寒武系天然气资源量巨大,坚定了勘探信心,并指明除了川中地区以外,川南和川东具有巨大的勘探潜力,尤其是位于川南地区德阳—安岳裂陷槽两侧的台缘带和台内颗粒滩是下一步勘探的现实领域。

(3)创建了天然气散失量计算公式,探讨了石油运聚系数、石油裂解率以及寒武系石油运移的分配系数的取值;创新了用成因法计算古老碳酸盐岩原油裂解气资源资量的方法和思路,为后续该类型天然气的资源评价提供了参考。

致谢：由于成因法涉及众多参数和图件,工作量大,部分地层等厚图和剥蚀量图,以及所有大地热流值直接引用前人成果;本地区无法获得烃源岩生油动力学参数图版,直接引用其他相类似烃源岩的图版,在此一并致谢!

注 释 / Notes

❶ 杨光, 朱华, 苑保国, 等. 2016. 四川盆地第四次油气资源评价. 成都: 中国石油西南油气田分公司研究报告.

❷ 杨文静, 黄少英, 张宝收, 等. 2016. 塔里木盆地第四次油气资源评价. 库尔勒: 中国石油塔里木油田分公司研究报告.