分散液態(tài)烴的成藏地位與意義

趙文智，王兆云，王東良，李劍，李永新，胡國義

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院；2.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院）

分散液態(tài)烴的成藏地位與意義

趙文智1，王兆云1，王東良2，李劍2，李永新1，胡國義1

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院；2.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院）

通過不同類型烴源巖生排烴模擬實(shí)驗(yàn)與不同源儲組合實(shí)際剖面研究，確定不同類型烴源巖在不同地質(zhì)背景下的排油率，基于源內(nèi)、源外分散液態(tài)烴和古油藏裂解成氣時機(jī)及其影響因素研究，明確油裂解型氣源灶的主生氣期，在此基礎(chǔ)上，建立以成因法為基礎(chǔ)的分散液態(tài)烴裂解氣定量評價“五步法”。不同類型烴源巖生排烴模擬實(shí)驗(yàn)、不同源儲配置排油率研究與巖石熱解參數(shù)分析等均反映烴源巖內(nèi)存在數(shù)量相當(dāng)可觀的滯留液態(tài)烴，總體特征為有機(jī)質(zhì)含量越低，排油率越小。有機(jī)碳含量小于2%的烴源巖，液態(tài)窗階段排油率多小于50%；有機(jī)碳含量為2%～4%的砂泥互層和厚層泥巖排油率分別為60%和30%。從烴源巖排出的液態(tài)烴受古地形控制，以不同豐度差異聚集在地層中，呈分散或半聚半散形式賦存，統(tǒng)稱為源外分散液態(tài)烴。源內(nèi)和源外分散液態(tài)烴進(jìn)一步深埋后，均可裂解形成常規(guī)和非常規(guī)天然氣。四川和塔里木盆地勘探實(shí)踐證明，分散型、半聚半散型和聚集型液態(tài)烴裂解氣是中國深層天然氣的重要來源，勘探地位十分重要。圖13表4參40

分散液態(tài)烴；源內(nèi)分散液態(tài)烴；源外分散液態(tài)烴；液態(tài)烴裂解氣；烴源巖排油率；液態(tài)烴裂解成氣；裂解氣定量評價

0 引言

近年來，中國四川、塔里木等盆地深層海相層系相繼發(fā)現(xiàn)一系列大氣田，其中高石梯—磨溪地區(qū)震旦系—寒武系超大型氣田是四川盆地油氣勘探近百年來發(fā)現(xiàn)的單體規(guī)模最大的氣田[1]，僅磨溪區(qū)塊寒武系龍王廟組已探明天然氣地質(zhì)儲量4 403.8×108m3；震旦系燈影組四段控制儲量2 042.9×108m3。2014年四川盆地西部地區(qū)雙探1井在二疊系棲霞組、茅口組再次獲得日產(chǎn)百萬立方米以上的高產(chǎn)氣流。塔里木盆地東部古城

低凸起上的古城6井、古城8井在奧陶系鷹山組獲高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)天然氣流[2]，日產(chǎn)氣（26.40～47.84）×104m3，為碳酸鹽巖層系未采取增產(chǎn)措施產(chǎn)量最高的氣井。此外，塔中地區(qū)中深1井在寒武系也獲得重要突破，展示了深層天然氣勘探的廣闊前景。

中國古老海相層系發(fā)育多套優(yōu)質(zhì)烴源巖，包括寒武系和中上元古界。但海相層系烴源巖多分布在疊合盆地深層，演化程度高，多處于高—過成熟階段。干酪根核磁共振分析表明高—過成熟階段干酪根中能生成油氣的碳含量均較低，說明生氣潛力很有限[3-4]。

對分散液態(tài)烴和熱成因?yàn)r青數(shù)量、分布范圍及富集程度的研究表明，分散液態(tài)烴廣泛分布于地層中，包括源內(nèi)滯留烴和源外分散液態(tài)烴，其裂解成氣對深層天然氣藏的形成具有舉足輕重的地位，是深層天然氣成藏的主要?dú)庠碵5-8]。加強(qiáng)中國海相深層油裂解型氣源灶、成藏有效性、天然氣成因等關(guān)鍵地質(zhì)問題的研究，采用成因法為基礎(chǔ)的“五步法”對分散液態(tài)烴裂解成氣進(jìn)行定量評價，不僅對認(rèn)識元古宇—古生界含油氣系統(tǒng)勘探潛力有重要理論意義，而且對擴(kuò)大勘探發(fā)現(xiàn)有重要現(xiàn)實(shí)性。

1 不同類型烴源巖排油率

烴源巖的排油率與烴源巖類型和源儲配置關(guān)系密切[9-14]。本文從不同類型烴源巖生排烴熱模擬實(shí)驗(yàn)入手，結(jié)合實(shí)際地質(zhì)剖面解剖，研究不同類型烴源巖在不同地質(zhì)條件下形成滯留烴的含量。

1.1 熱壓模擬實(shí)驗(yàn)

生排烴熱壓模擬實(shí)驗(yàn)是研究油氣生成與初次運(yùn)移的重要手段[15-20]。為使實(shí)驗(yàn)結(jié)果具有代表性，綜合考慮樣品的有機(jī)質(zhì)豐度、類型、成熟度和巖性等要素，篩選出15個海相和陸相烴源巖樣品，進(jìn)行密閉體系下加水熱模擬實(shí)驗(yàn)。樣品的基本地球化學(xué)參數(shù)見表1。

表1 模擬實(shí)驗(yàn)樣品基本地球化學(xué)特征

所選樣品干酪根類型包括Ⅰ型、Ⅱ1型、Ⅱ2型和Ⅲ型，有機(jī)碳含量為0.68%～10.08%，涵蓋了低豐度、高豐度和油頁巖3個端元，樣品Ro值為0.34%～0.68%，具備考察烴源巖生排烴全過程的條件。

模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖1，特征如下：①隨著熱演化程度增加，所有類型的烴源巖排油率均有一個快速增大段：高豐度烴源巖對應(yīng)于Ro值0.7%～1.0%的油窗階段；低豐度烴源巖對應(yīng)于Ro值1.0%～1.3%階段。這是由于生成的液態(tài)烴滿足烴源巖有機(jī)質(zhì)和黏土礦物等的吸附以后，開始從烴源巖內(nèi)部大量排出；②巖性不同、有機(jī)質(zhì)類型不同、有機(jī)質(zhì)豐度不同，排油率差異較大，總體上由Ⅰ型干酪根到Ⅱ1型干酪根、Ⅱ2型干酪根、Ⅲ型干酪根，排油率依次遞減；有機(jī)質(zhì)含量越高，排油率越高，油頁巖的排油率最大，可達(dá)80%左右；有機(jī)碳含量偏低的烴源巖，排油率相對較低，液態(tài)窗階段排油率多小于40%，最低只有20%左右。

1.2 實(shí)際地質(zhì)剖面

為分析實(shí)際地質(zhì)剖面中烴源巖排油率，并與熱模擬實(shí)驗(yàn)進(jìn)行對比，筆者選取渤海灣盆地港深48井、興隆1井和牛東1井等3口井鉆遇的湖相烴源巖進(jìn)行分析。方法是在實(shí)鉆井剖面上密集取樣并進(jìn)行氯仿瀝青“A”含量和有機(jī)碳含量測定，以氯仿瀝青“A”含量與TOC比值作為殘留烴含量，以此為基礎(chǔ)勾畫生烴趨勢線，將某一演化階段的生烴趨勢線包絡(luò)總面積與殘

留烴面積之差作為排烴面積，其與總生烴面積之比即為此演化階段的視排油率。上述3口井的烴源巖樣品分為兩類：一類是砂泥巖互層，代表源儲配置好的類型；另一類是大套厚層泥巖段，代表源儲配置差的類型。剖面分析既觀察不同類型烴源巖的滯留烴數(shù)量，也考察單層烴源巖厚度對排油率的影響。泥巖Ro值為0.6%～1.0%，處于低熟—成熟階段。

圖1 不同類型烴源巖排油率對比圖

分析結(jié)果見圖2，表現(xiàn)特征為：①泥巖排油率為20%～80%，主體分布于30%～70%；②總體上有機(jī)質(zhì)豐度增高，排油率增大，TOC值2%大致對應(yīng)50%排油率，TOC值小于2%的烴源巖，液態(tài)窗階段排油率多小于50%，有機(jī)碳含量為4%～6%的泥巖段排油率最高可達(dá)75%，與熱模擬實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)吻合；③成熟度增高，烴源巖排油率增大，高演化階段，排油率趨于定值；④烴源巖厚度對排油率有顯著影響，港深48井3 906～4 056 m發(fā)育一套厚150 m連續(xù)泥巖段，其排油率僅為30%左右，遠(yuǎn)低于同等有機(jī)質(zhì)豐度（2%～4%）條件下，砂泥互層段泥巖的排油率（平均為60.4%），說明厚層烴源巖限制了液態(tài)烴的有效排出，使更多的液態(tài)烴滯留其中。

圖2 渤海灣盆地第三系湖相烴源巖排油率

2 源外分散液態(tài)烴含量

熒光和熱成因?yàn)r青觀察證實(shí)液態(tài)烴大量滯留于儲集層中；巖石熱解參數(shù)S1數(shù)量統(tǒng)計(jì)證實(shí)液態(tài)烴大量滯留于烴源巖內(nèi)。另外在二次運(yùn)移路徑中，尤其是優(yōu)勢運(yùn)移通道上也存在大量分散液態(tài)烴。

2.1 熒光和熱成因?yàn)r青數(shù)量統(tǒng)計(jì)

目前，針對烴源巖中可溶有機(jī)質(zhì)含量的分析比較多，而對儲集層中可溶有機(jī)質(zhì)含量的研究相對較少。若地層未達(dá)到原油大量裂解的溫度，源內(nèi)和源外分散有機(jī)質(zhì)仍以液態(tài)烴狀態(tài)存在，表現(xiàn)特征為樣品熒光較強(qiáng)，礦物瀝青基質(zhì)含量高。對塔里木盆地古生界儲集層148口井2 178塊樣品進(jìn)行熒光觀察，結(jié)果表明145口井1 876塊樣品有熒光，有熒光樣品所占比例很高，反映源外分散液態(tài)烴廣泛存在；不同樣品熒光有強(qiáng)、中、弱之分（見圖3），反映分散可溶有機(jī)質(zhì)多期次形成以及后期經(jīng)歷的不同受熱歷史。熱成因?yàn)r青是可溶

有機(jī)質(zhì)達(dá)到裂解溫度以后，發(fā)生熱裂解的殘余物，對塔里木盆地67口井2 436塊薄片進(jìn)行熱成因?yàn)r青觀察，其中54口井有瀝青顯示，有瀝青樣品所占比例很高。

圖3 塔里木盆地古生界儲集層樣品熒光特征

2.2 巖石熱解參數(shù)統(tǒng)計(jì)

原理上，巖石熱解參數(shù)S1可代表烴源巖中滯留烴含量，但由于熱解過程中部分高沸點(diǎn)重質(zhì)組分在300 ℃以前未流出，其與S2峰部分重疊，這部分重質(zhì)組分在高—過成熟階段也是重要生氣物質(zhì)，因此有必要對常規(guī)熱解參數(shù)S1進(jìn)行校正。本文選取四川盆地高石梯—磨溪地區(qū)高石2井、磨溪11井等寒武系—震旦系巖石樣品進(jìn)行氯仿抽提前后的巖石熱解參數(shù)對比，將抽提前后S2差值ΔS2與抽提前S1（S1i）之和記為校正后S1（S1c），二者數(shù)據(jù)回歸分析見圖4，S1c是S1i的2倍。

圖4 烴源巖熱解參數(shù)S1校正圖版

按此標(biāo)準(zhǔn)對塔里木、四川、鄂爾多斯、松遼、渤海灣等盆地海相和陸相烴源巖熱解參數(shù)進(jìn)行校正，并與熱演化參數(shù)Tmax做相關(guān)分析（見圖5）。不同演化階段烴源巖中滯留烴含量差異較大，處于液態(tài)窗階段的烴源巖中滯留烴含量最高，說明烴源巖在液態(tài)窗階段發(fā)生規(guī)模生排烴后仍有大量液態(tài)烴滯留；在液態(tài)窗階段之后的高—過成熟階段，由于滯留烴大量裂解，含量急劇降低。因此烴源巖中滯留烴含量統(tǒng)計(jì)應(yīng)考慮熱演化程度。統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示，對于塔里木盆地海相烴源巖，在Tmax為435～455 ℃液態(tài)窗階段，灰?guī)r、泥巖樣品中滯留烴平均含量為0.14 mg/g和0.47 mg/g，大于0.10 mg/g樣品比例分別為51.9%和63.5%；在Tmax大于455 ℃的高—過成熟階段，灰?guī)r、泥巖樣品中滯留烴平均含量為0.10 mg/g和0.17 mg/g，大于0.10 mg/g樣品比例

分別為38.1%和41.8%?？梢姛N源巖內(nèi)滯留烴含量十分豐富，足以保證高—過成熟階段裂解成氣的規(guī)模性。

圖5 不同演化階段烴源巖內(nèi)滯留烴含量對比

圖6 不同性質(zhì)原油裂解生成烴類氣體和甲烷的活化能分布

3 分散液態(tài)烴裂解成氣熱動力學(xué)條件

不同類型烴源巖生成的原油化學(xué)組成和物性不同，導(dǎo)致原油開始裂解的溫度、大量裂解的時機(jī)和最終結(jié)束溫度都有不同。原油裂解的實(shí)質(zhì)是長鏈烴向短鏈烴轉(zhuǎn)化，最終變?yōu)榧淄椤２煌M分在不同熱演化階段的變化速率差異很大，以塔里木盆地輪南地區(qū)不同性質(zhì)海相原油為例，其裂解生成烴類氣體和甲烷的活化能分布見圖6。輕質(zhì)油裂解生成氣態(tài)烴的平均活化能較小，為248.8 kJ/mol，裂解生成甲烷的平均活化能為260.8 kJ/mol；而稠油裂解生成甲烷的平均活化能為288.1 kJ/mol，明顯偏高。巖性和流體壓力也會影響裂解成氣的時機(jī)[21-27]，前期研究成果見表2、表3。

4 分散液態(tài)烴裂解氣組成特征

分散液態(tài)烴裂解成氣過程中，無機(jī)礦物的催化裂解作用不僅影響裂解成氣的時機(jī)，也影響裂解氣的輕烴組成[28-33]。前期研究成果揭示，滯留烴裂解氣與聚集型液態(tài)烴裂解氣相比，滯留烴裂解氣更富含甲基環(huán)己烷等環(huán)烷烴[3,5]（見表4）。

為探討源外分散液態(tài)烴裂解氣是否也具有富含甲

基環(huán)己烷等環(huán)烷烴的特征，選取四川盆地磨溪地區(qū)磨溪11井震旦系燈影組二段含瀝青白云巖進(jìn)行熱解生氣模擬實(shí)驗(yàn)，3個樣品的瀝青含量分別為0.1%、0.3%和0.9%，折算成初始的液態(tài)烴含量分別約為0.2%、0.6%和1.8%。300 ℃時熱解生成的氣樣和繼續(xù)加熱至600 ℃時生成氣樣的輕烴色譜圖見圖7。

圖7 儲集層中分散瀝青裂解氣的輕烴特征

表2 儲集層巖性對液態(tài)烴裂解成氣時機(jī)的影響[21-27]

表3 壓力對液態(tài)烴裂解成氣時機(jī)的影響[21-27]

表4 分散和聚集型液態(tài)烴裂解氣輕烴組成對比[3,5]

瀝青在不同關(guān)鍵溫度點(diǎn)生成的熱解氣代表了不同成因天然氣。300 ℃以前產(chǎn)出的氣體主要為巖石吸附氣，巖樣吸附氣體的成因、熱成熟度以及后期經(jīng)歷的交換和擴(kuò)散作用均會影響其特征，現(xiàn)今顯示的是最終作用結(jié)果，300 ℃溫度下，3個樣品熱解氣輕烴組成差異較大，未表現(xiàn)出共性特征（見表4）。600 ℃時氣體組成代表瀝青裂解氣的特征，3個樣品的共性特征是均不具有甲基環(huán)己烷含量高的特點(diǎn)。據(jù)Mango等研究[28,30]，甲基環(huán)己烷等環(huán)烷烴的生成可能與酸性黏土中陽離子的異構(gòu)化作用或穩(wěn)態(tài)催化作用有關(guān)，滯留烴裂解由于黏土礦物的參與，其裂解方式以催化裂解為主，而白云巖中不具有與黏土礦物類似的催化裂解作用。這解釋了儲集層中分散液態(tài)烴裂解氣沒有源內(nèi)分散液態(tài)烴裂解氣甲基環(huán)己烷等環(huán)烷烴含量高的原因。

5 分散液態(tài)烴裂解氣成藏地位與勘探意義

分散液態(tài)烴裂解氣是深層大氣田主要?dú)庠矗簯B(tài)烴的3種賦存狀態(tài)決定了裂解氣的來源，影響其成氣潛力與成藏時機(jī)，進(jìn)而影響深層天然氣勘探前景。

圖8 四川和塔里木盆地重點(diǎn)井天然氣輕烴圖譜特征

5.1 四川盆地和塔里木盆地深層天然氣輕烴特征

本次研究采集和分析四川盆地高石梯—磨溪、威遠(yuǎn)、羅家寨、普光氣田及塔里木盆地古城地區(qū)、和田河氣田6個氣田共38口井的天然氣輕烴數(shù)據(jù)，重點(diǎn)井輕烴圖譜見圖8。另外還收集了前人研究的塔里木輪南地區(qū)、滿東—英吉蘇、塔中主壘帶和塔中北斜坡天然氣輕烴數(shù)據(jù)。上述地區(qū)天然氣輕烴數(shù)據(jù)的甲基環(huán)己烷與正庚烷比值見圖9，沿箭頭方向天然氣成因由分散液態(tài)烴裂解氣向古油藏裂解氣轉(zhuǎn)化，即隨著液態(tài)烴富集度逐漸增大，天然氣中甲基環(huán)己烷含量逐漸減少。以甲基環(huán)己烷與正庚烷值含量比值等于1為界，A區(qū)為古油藏裂解氣或干酪根降解氣分布區(qū)。需要注意的是，

B區(qū)為普光氣田天然氣，其儲集層為三疊系飛仙關(guān)組，由于下伏二疊系龍?zhí)督M煤系烴源灶的貢獻(xiàn)，也富含甲基環(huán)己烷等環(huán)烷烴。

圖9 四川和塔里木盆地重點(diǎn)氣藏天然氣甲基環(huán)己烷與正庚烷含量比值分布圖

A區(qū)古油藏裂解氣和干酪根降解氣判識主要依據(jù)天然氣組分C1—C4組成及其同位素?cái)?shù)據(jù)，并結(jié)合區(qū)域熱演化史、構(gòu)造演化史和成藏條件綜合分析。塔中主壘帶和北斜坡天然氣、輪南奧陶系天然氣主要為干酪根降解氣，包括成熟階段的伴生氣和高成熟階段的凝析氣。以天然氣輕烴中甲基環(huán)己烷與正庚烷含量比值是否大于1、熱成因?yàn)r青分布與數(shù)量及構(gòu)造演化史分析為依據(jù)，綜合判斷四川盆地高石梯—磨溪?dú)馓铩⑼h(yuǎn)氣田、塔里木和田河氣田、滿東—英吉蘇奧陶系天然氣均以分散液態(tài)烴裂解氣為主，塔里木古城地區(qū)天然氣（古城6、古城9、古城12井）以半聚半散型液態(tài)烴和古油藏裂解氣為主，而四川羅家寨氣田、普光氣田則以古油藏裂解氣為主。

5.2 分散液態(tài)烴裂解氣成藏作用

上述研究表明四川高石梯—磨溪特大型氣田是以分散液態(tài)烴裂解氣為主形成的大氣田，主力含氣層系包括震旦系燈二段、燈四段和寒武系龍王廟組。以高石1井為例，剖析該區(qū)生烴演化歷史。高石1井位于樂山—龍女寺古隆起高部位，發(fā)育震旦系燈三段、陡山沱組和寒武系筇竹寺組泥巖和黑色頁巖。陡山沱組泥巖平均有機(jī)碳含量1.21%，厚度30～50 m，燈三段泥巖平均有機(jī)碳含量1.13%，厚度20～30 m，均為好烴源巖。筇竹寺組烴源巖生烴條件好，厚度大，為優(yōu)質(zhì)烴源巖。奧陶紀(jì)末—志留紀(jì)這3套烴源巖進(jìn)入生油門限，之后受抬升作用影響而終止生烴，晚二疊世以后再次深埋進(jìn)入二次生烴期。構(gòu)造演化不僅控制液態(tài)烴向天然氣轉(zhuǎn)化的時機(jī)，而且通過控制早期液態(tài)烴多種賦存狀態(tài)，影響晚期裂解氣的成藏規(guī)模。志留紀(jì)末高石梯—磨溪潛伏構(gòu)造尚未形成[34-36]，烴源巖生成的液態(tài)烴不可能在此大規(guī)模聚集；而晚二疊世—三疊紀(jì)烴源巖生成的液態(tài)烴可運(yùn)移至樂山—龍女寺古隆起，在高部位聚集形成古油藏，而在斜坡區(qū)則呈分散狀賦存。熱成因?yàn)r青含量分布及特征見圖10、圖11。

發(fā)育在大型古隆起及其斜坡部位的高石梯—磨溪?dú)馓?，其成藏過程可劃分為早期液態(tài)烴生成、保存，以及晚期裂解氣成藏兩個主要階段。液態(tài)烴的賦存狀態(tài)受排烴時地形坡度控制，以不同豐度差異性聚集在地層中。坡度較大的斜坡（坡度大于3°）在高部位呈規(guī)模聚集，且富集度高，可形成大型古油藏；而在較緩的斜坡區(qū)液態(tài)烴聚集度低，呈半聚半散的狀態(tài)，分散性大于聚集性，對保存條件要求也低；坡度更平緩的斜坡（坡度小于1°）則不能聚集成藏，液態(tài)烴則完全以分散狀態(tài)分布（見圖12）。

分散液態(tài)烴裂解氣的定量評價涉及5方面內(nèi)容，可概括為“五步法”的定量評價方法：①源內(nèi)、源外液態(tài)烴的分配比例和數(shù)量研究；②源外分散液態(tài)烴的主要分布富集區(qū)研究；③不同賦存狀態(tài)液態(tài)烴裂解成氣的轉(zhuǎn)化率研究；④研究區(qū)含油氣系統(tǒng)研究；⑤分散液態(tài)烴裂解氣的定量評價和資源評估。基于生排烴模

擬實(shí)驗(yàn)、實(shí)際地質(zhì)剖面解剖、數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)和數(shù)值模擬研究建立的以成因法為基礎(chǔ)的分散液態(tài)烴裂解氣定量評價“五步法”，實(shí)現(xiàn)了源內(nèi)源外分散液態(tài)烴裂解氣、古油藏裂解氣、干酪根降解氣的整體系統(tǒng)評價。

圖10 川中—川西震旦系頂現(xiàn)今構(gòu)造及瀝青、氣水分布疊合圖

圖11 重點(diǎn)井熱成因?yàn)r青特征（Po—孔洞；An—炭瀝青；Cl—黏土礦物；Py—黃鐵礦；Do—白云石）

圖12 四川盆地震旦系—寒武系液態(tài)烴分布

采用“五步法”評價四川盆地震旦系—寒武系烴源巖對天然氣資源的貢獻(xiàn)。研究顯示燈二段天然氣中陡山沱組、燈三段、筇竹寺組烴源巖源內(nèi)分散液態(tài)烴貢獻(xiàn)比例分別為21%、10%和2%，源外分散液態(tài)烴貢獻(xiàn)比例達(dá)67%（見圖13a）；傳統(tǒng)評價方法未考慮源外分散液態(tài)烴對天然氣的貢獻(xiàn)，陡山沱組、燈三段、筇竹寺組烴源巖貢獻(xiàn)比例分別為67%、30%和3%（見圖13b）。燈四段天然氣中陡山沱組、燈三段、筇竹寺組烴源巖源內(nèi)分散液態(tài)烴貢獻(xiàn)比例分別為1%、23%和38%，源外分散液態(tài)烴貢獻(xiàn)比例達(dá)38%（見圖13c）；傳統(tǒng)評價方法未考慮源外分散液態(tài)烴對天然氣的貢獻(xiàn)，陡山沱組、燈三段、筇竹寺組烴源巖貢獻(xiàn)比例分別為2%、22%和76%（見圖13d）。

近期鉆探的荷深1井（見圖10）位于樂山—龍女寺古隆起南翼斜坡低部位的荷包場構(gòu)造上，在燈二段（5 400～5 440 m）測試獲日產(chǎn)12.9×104m3工業(yè)氣流，實(shí)現(xiàn)重要勘探新突破。從成藏條件看，除早期震旦系沉積階段存在古隆起外，其后期長期處于低部位，為一個晚期新構(gòu)造。該井的氣源只能來自震旦系本身，是滯留烴裂解氣成藏的產(chǎn)物。

圖13 不同類型烴源灶對燈二段和燈四段天然氣的貢獻(xiàn)

5.3 分散液態(tài)烴源內(nèi)裂解成藏與頁巖氣勘探

熱成因頁巖氣的發(fā)現(xiàn)是滯留烴裂解原地成藏的有力佐證。熱成因頁巖氣是一種非常規(guī)氣藏，主要分布于具有一定厚度（一般大于15 m）的富有機(jī)質(zhì)頁巖集中段，Ro值以1.1%～3.0%為最佳，過高或過低都不利于裂解天然氣的形成和保存。此外富有機(jī)質(zhì)頁巖集中段頂?shù)装宓谋４鏃l件，以及有機(jī)質(zhì)母質(zhì)類型都對經(jīng)濟(jì)性頁巖氣的保存和成礦有重要影響。已知全球有32個國家的48個盆地含有頁巖氣資源，全球頁巖氣地質(zhì)儲量總和約為623×1012m3，技術(shù)可采資源量達(dá)到187× 1012m3，中國頁巖氣地質(zhì)資源量達(dá)百萬億立方米，可采資源量20余萬億立方米[37-40]。

6 結(jié)論

基于不同類型烴源巖生排烴模擬實(shí)驗(yàn)與不同源儲組合的實(shí)際剖面研究，確定不同類型烴源巖在不同地

質(zhì)背景下的排油率。烴源巖排油率為20%～80%，排油率與有機(jī)質(zhì)豐度、類型、演化程度，烴源巖巖性、厚度及輸導(dǎo)層發(fā)育程度等密切相關(guān)?？傮w上有機(jī)質(zhì)含量越高，排油率越大。以TOC值為2%為界，排油率約為50%，油頁巖可達(dá)80%；有機(jī)質(zhì)類型越好，排油率越高；厚層烴源巖排油率遠(yuǎn)低于同等有機(jī)質(zhì)豐度條件下砂泥互層段的排油率。TOC值為2%～4%的砂泥互層，烴源巖排油率平均為60%，而厚層泥巖段排油率可降低至30%。烴源巖內(nèi)滯留烴、熱成因?yàn)r青和儲集層熒光數(shù)量統(tǒng)計(jì)均證實(shí)分散液態(tài)烴廣泛分布。

基于源內(nèi)、源外分散液態(tài)烴和古油藏裂解成氣時機(jī)及其影響因素研究，明確了油裂解型氣源灶的主生氣期。原油裂解氣和干酪根降解氣的對比實(shí)驗(yàn)揭示，干酪根降解氣大量生成于Ro值為1.0%～1.8%階段，主體Ro值小于1.6%；而原油裂解氣大量生成于Ro值大于1.6%以后，原油裂解氣的生成時間明顯晚于干酪根降解氣的生成。單位液態(tài)有機(jī)質(zhì)的裂解氣量遠(yuǎn)大于等量干酪根的降解氣量，前者大約是后者的4倍[5]。賦存于泥巖、碳酸鹽巖和砂巖中的分散液態(tài)烴，由于不同種類礦物的催化作用，裂解成氣時機(jī)有差異，碳酸鹽巖中的分散原油主生氣期在Ro值為1.2%～3.2%階段，泥巖中的分散原油主生氣期在Ro值為1.3%～3.4%階段，砂巖中的分散原油主生氣期在Ro值為1.4%～3.6%階段。壓力對原油裂解成氣的影響總體表現(xiàn)為抑制作用。

勘探實(shí)踐證實(shí)，分散液態(tài)烴裂解氣可形成常規(guī)、非常規(guī)天然氣。液態(tài)烴裂解生氣時機(jī)晚、散失量少、成藏有效性高、資源潛力大。通過對源外分散液態(tài)烴裂解氣輕烴特征的分析，以及四川、塔里木盆地天然氣樣品的輕烴分析數(shù)據(jù)，明確了以甲基環(huán)己烷與正庚烷含量比值等于1為界是判識分散液態(tài)烴裂解氣和古油藏裂解氣的重要參數(shù)。四川盆地高石梯—磨溪?dú)馓?、威遠(yuǎn)氣田、塔里木盆地和田河氣田以分散液態(tài)烴裂解氣為主，塔里木古城地區(qū)天然氣（古城6、古城9、古城12井）以半聚半散型液態(tài)烴和古油藏裂解氣為主，而四川盆地羅家寨氣田、普光氣田則以古油藏裂解氣為主。大型古隆起及其斜坡部位的古油藏、半聚半散型液態(tài)烴、源內(nèi)滯留烴全方位的供氣，為形成海相深層大型、超大型氣田奠定了氣源基礎(chǔ)。

致謝：中國石油勘探開發(fā)研究院袁慶東、張麗萍博士提供了一些風(fēng)險(xiǎn)井和塔里木盆地?cái)?shù)據(jù)，中國石油天然氣集團(tuán)公司天然氣成藏與開發(fā)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室馬衛(wèi)、王義鳳博士幫助完成部分生排烴模擬實(shí)驗(yàn)，在此一并致以謝意。

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（編輯 林敏捷）

Contribution and significance of dispersed liquid hydrocarbons to reservoir formation

Zhao Wenzhi1,Wang Zhaoyun1,Wang Dongliang2,Li Jian2,Li Yongxin1,Hu Guoyi1
(1.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development,Beijing 100083,China; 2.Langfang Branch,PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development,Langfang 065007,China)

Oil expulsion rate of different types of source rock in geologic settings are estimated by modeling hydrocarbon generation and expulsion and examining the geological sections of different source-reservoir combinations.The major gas generation peak of oil-cracked gas kitchen is determined by study on the gas generation timing of dispersed liquid hydrocarbon inside and outside source rock and ancient oil reservoirs,and the factors affecting the gas generation timing.A “five-step method” based on the origin method is set up to quantitatively evaluate the cracked gas generated by dispersed liquid hydrocarbons.The hydrocarbon generation and expulsion experiment of different types of source rock,the study on oil expulsion rate of different source-reservoir combinations,analysis of rock pyrolysis parameters of reservoir rock all show that there is a large amount of liquid hydrocarbons retained in the source rock,and the feature on the whole is the oil expulsion rate decreases with the reducing of total organic carbon (TOC).The expulsion rate of source rock with TOC of less than 2% is below 50% in general during the liquid-window stage,while that of alternating sandstone and mudstone and of thick mudstone,with TOC of 2%?4%,are 60% and 30% respectively.Affected by the ancient landform,the expelled liquid hydrocarbons accumulated in different abundance in formations,with dispersed or semi-dispersed and semi-gathered form,and they are called dispersed liquid hydrocarbons outside source rock.When buried deeper,both dispersed liquid hydrocarbons inside and outside the source can be cracked into natural gas to form conventional and unconventional gas accumulations.Exploration practices in the Sichuan and Tarim basins have proven that the cracked gas generated by dispersed,semi-dispersed and semi-accumulated,and accumulated liquid hydrocarbons is an important source of deep natural gas in China,and takes an important position in gas exploration.

dispersed liquid hydrocarbon; dispersed liquid hydrocarbon inside source rock; dispersed liquid hydrocarbon outside source rock; liquid hydrocarbon cracked gas; source rock oil expulsion rate; liquid hydrocarbon cracking into gas; quantitative evaluation of cracked gas

國家科技重大專項(xiàng)（2011ZX05004）；中國石油國際合作項(xiàng)目（2008E-07-14）

TE122

A

1000-0747(2015)04-0401-13

10.11698/PED.2015.04.01

趙文智（1958-），男，河北昌黎人，中國工程院院士，博士生導(dǎo)師，長期從事石油地質(zhì)綜合研究與勘探工作。地址：北京市海淀區(qū)學(xué)院路20號，中國石油勘探開發(fā)研究院院辦，郵政編碼：100083。E-mail：zwz@petrochina.com.cn

2015-01-13

2015-05-10