蔣有錄,胡洪瑾,談?dòng)衩?劉景東,趙利杰

(1.中國石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院,山東青島266580;2.中石化中原油田分公司勘探開發(fā)科學(xué)研究院,河南濮陽457001)

東濮凹陷北部地區(qū)古近系油型氣成因類型及分布特征

蔣有錄1,胡洪瑾1,談?dòng)衩?,劉景東1,趙利杰1

(1.中國石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院,山東青島266580;2.中石化中原油田分公司勘探開發(fā)科學(xué)研究院,河南濮陽457001)

以熱壓模擬實(shí)驗(yàn)?zāi)M東濮凹陷干酪根熱裂解和原油熱裂解過程,分析干酪根熱裂解氣和原油裂解氣組分特征的差異,以此建立干酪根熱裂解成因氣和原油裂解成因氣的判識(shí)方法;結(jié)合東濮凹陷北部地區(qū)天然氣碳同位素及天然氣組分?jǐn)?shù)據(jù),對研究區(qū)油型氣進(jìn)行劃分,進(jìn)而探討干酪根熱裂解氣與原油裂解氣的分布特征。結(jié)果表明,研究區(qū)古近系油型氣分為干酪根熱裂解氣與原油裂解氣,干酪根熱裂解氣具有相對較高的C1/C2值和較低的C2/C3值特征,而原油裂解氣則與之相反。干酪根熱裂解氣和原油裂解氣的分布存在明顯差異:前者分布范圍更廣,后者更近于洼陷中心分布,兩者分布的差異性與其生成及成藏條件差異有關(guān)。根據(jù)干酪根熱裂解氣與原油裂解氣分布特點(diǎn),推測在鄰近洼陷中心區(qū)具有良好的干酪根裂解成氣及原油裂解成氣的條件和油型氣勘探前景。

天然氣;成因類型;干酪根熱解氣;干酪根裂解氣;原油裂解氣;古近系;東濮凹陷

在含油氣盆地中,干酪根熱裂解成氣和原油裂解成氣是油型氣的兩種主要形成機(jī)制。一般認(rèn)為原油裂解氣包括早期形成的油藏中的原油隨埋深增大溫度升高而再次裂解成的氣體,以及烴源巖中殘留的可溶有機(jī)質(zhì)再次裂解形成的氣體[1-3]。對于干酪根成氣,按演化階段和成氣機(jī)制的差異,可分為兩個(gè)階段[4]:在成熟和高成熟階段,有機(jī)質(zhì)經(jīng)熱催化作用降解而形成天然氣(熱解氣或降解氣),以干酪根脫側(cè)鏈為主;而在過成熟階段,干酪根高溫裂解成氣(裂解氣),以干酪根本身碳鏈斷裂為主,輔以少量脫側(cè)鏈作用。在未成熟—低成熟干酪根熱壓模擬實(shí)驗(yàn)中,通常所稱的干酪根裂解氣,實(shí)際上包括地質(zhì)演化中的熱解氣和裂解氣,故亦可將其稱為熱裂解氣。不同成因機(jī)制的油型天然氣特征存在一定差異,國內(nèi)外學(xué)者對其開展了大量的研究工作,如通過干酪根和原油熱模擬實(shí)驗(yàn),確定出干酪根熱裂解氣和原油裂解氣的差異,并根據(jù)天然氣組分、碳同位素等方面的差異,確定干酪根熱裂解氣和原油裂解氣的鑒別方法[5-9],結(jié)合瀝青觀察、活化能計(jì)算與熱演化史分析等[10-11],為含油氣盆地中天然氣的動(dòng)態(tài)成藏過程研究提供了有效佐證。油型天然氣作為東濮凹陷北部地區(qū)古近系的重要天然氣類型[12-14],其成因是由干酪根熱裂解直接生氣,還是早期形成的油藏中的原油因后期埋深加大、地溫升高而進(jìn)一步裂解成氣,一直困擾著油氣地質(zhì)研究及勘探工作者,并影響了對其成藏過程的認(rèn)識(shí)。筆者以干酪根熱裂解成氣和原油裂解成氣模擬實(shí)驗(yàn)為基礎(chǔ),確定該區(qū)區(qū)分干酪根熱裂解氣和原油裂解氣的判識(shí)方法,獲得判識(shí)圖版,再結(jié)合研究區(qū)天然氣組分和天然氣同位素?cái)?shù)據(jù),對研究區(qū)古近系天然氣的成因進(jìn)行判識(shí),并總結(jié)其分布特征,為深化該區(qū)深層天然氣勘探提供理論依據(jù)。

1 天然氣成藏地質(zhì)背景

東濮凹陷北部地區(qū)古近系具有良好的天然氣成藏條件。該區(qū)古近系泥質(zhì)烴源巖發(fā)育,以沙三下和沙三中亞段為主力烴源巖層系,干酪根類型以Ⅱ1型為主[12,15],具有埋深大、熱演化程度高等特點(diǎn)。古近紀(jì)末期沙三段烴源巖主體進(jìn)入大量生排烴階段,局部地區(qū)達(dá)到高—過成熟演化階段,現(xiàn)今鏡質(zhì)體反射率Ro普遍介于1.3%～2.0%,洼陷中心區(qū)Ro大于2.0%,具有生成大量油型天然氣的地質(zhì)條件[12]。部分地區(qū)沙三段實(shí)測地層溫度高達(dá)150～180℃,已達(dá)到原油裂解溫度[12,16],為原油裂解氣的生成聚集提供了條件。

東濮凹陷古近系發(fā)育多套鹽巖,累計(jì)厚度可達(dá)上千米,為天然氣的富集和保存提供了優(yōu)越的蓋層條件[12-16],也使得油氣主要富集于古近系沙河街組,而新近系油氣儲(chǔ)量很少[17]。古近系沙三段烴源巖系普遍發(fā)育異常高壓,不僅抑制了有機(jī)質(zhì)熱演化,使得生氣窗向下延伸,而且有效地保護(hù)了中深部儲(chǔ)層的孔隙,使異常高孔隙帶得以發(fā)育并保存[14]。因此,得益于“氣源充足、蓋層優(yōu)越、儲(chǔ)層發(fā)育良好”的成藏背景,東濮凹陷成為了渤海灣盆地最富天然氣的凹陷,尤其是該凹陷北部地區(qū)古近系天然氣資源十分豐富,且分布較為廣泛。

2 油型氣判識(shí)

前人對濟(jì)陽坳陷泥巖熱模擬實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)[18],原油裂解成氣的活化能高于干酪根直接熱裂解成氣的活化能,因此原油裂解成氣需要相對更高的溫度,從而導(dǎo)致原油裂解氣的熱演化程度要高于干酪根熱裂解氣;另外,不同生烴階段生成的干酪根熱裂解氣熱演化程度也有一定差異,二次生烴產(chǎn)物的熱演化程度亦明顯大于初次生烴。國內(nèi)外其他學(xué)者也通過熱模擬實(shí)驗(yàn),對干酪根裂解氣與原油裂解氣的地球化學(xué)特征進(jìn)行了研究[1,6-9],發(fā)現(xiàn)不同成因的油型氣地球化學(xué)特征具有明顯差異,從而為鑒別干酪根裂解氣與原油裂解氣提供了客觀依據(jù)[20]。本文中借助東濮凹陷北部地區(qū)的烴源巖與原油樣品的熱壓模擬實(shí)驗(yàn)和天然氣樣品的分析測試數(shù)據(jù),綜合前人對渤海灣盆地其他地區(qū)干酪根熱裂解氣與原油裂解氣模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果,建立研究區(qū)古近系干酪根熱裂解氣與原油裂解氣的天然氣組分判識(shí)圖版。

2.1 干酪根熱裂解與原油裂解模擬實(shí)驗(yàn)及結(jié)果

2.1.1 模擬實(shí)驗(yàn)方法

干酪根熱裂解成氣模擬實(shí)驗(yàn)步驟為:將有代表性的未熟—低熟樣品粉碎至粒徑低于0.2 mm,稱取一定量的樣品,加入一定量的水,混合均勻,放入反應(yīng)釜內(nèi)。反應(yīng)釜以軟金屬密封圈以加壓方式密封。將釜內(nèi)抽真空后,開始加熱,溫度到達(dá)設(shè)定溫度后,恒溫24小時(shí),打開閥門收集生成氣體,進(jìn)行氣相色譜分析。

原油裂解成氣模擬實(shí)驗(yàn)方法為:選取典型油藏原油樣品。稱取一定量的碳酸鈣、黏土、石英顆粒和長石顆粒,按照3∶7∶15∶15的比例混合均勻,以便模擬地下礦物介質(zhì)條件下的原油裂解反應(yīng)。并稱取一定量的原油樣品與混合物混勻,裝入反應(yīng)釜,將反應(yīng)釜抽真空。反應(yīng)釜快速升溫至指定溫度,在指定溫度下恒溫一定時(shí)間,然后打開取樣閥門,收集取出氣體,計(jì)量并送氣相色譜分析測試。取氣結(jié)束后,關(guān)閉取氣閥門,繼續(xù)快速升溫至下個(gè)設(shè)定溫度點(diǎn),恒溫一定時(shí)間后,取出生成氣體,計(jì)量測試。重復(fù)快速升溫→恒溫特定時(shí)間→取氣過程,直到完成最后一個(gè)溫度點(diǎn)實(shí)驗(yàn)。

干酪根熱裂解和原油裂解模擬實(shí)驗(yàn)所選樣品為東濮凹陷典型性特征樣品,樣品信息如表1所示。

表1 熱壓模擬實(shí)驗(yàn)樣品信息Table 1 Information of samples for thermal pressing simulation experiment

2.1.2 干酪根熱裂解氣與原油裂解氣組分特征

東濮凹陷干酪根成氣模擬和原油裂解成氣模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明,無論是干酪根熱裂解生氣還是原油裂解生氣,其生成的天然氣中甲烷與乙烷含量的比值(C1/C2)、乙烷與丙烷含量的比值(C2/C3)均隨演化程度增大而增加。但干酪根裂解氣的ln(C1/C2)和ln(C2/C3)分別分布在1.6～3.7和0.2～0.8,而原油裂解氣的ln(C1/C2)和ln(C2/C3)分別分布在1.7～2.5和0.4～1.7;兩者ln(C1/C2)和ln(C2/C3)相關(guān)關(guān)系的斜率明顯不同(圖1),原油裂解氣的變化斜率明顯大于干酪根裂解氣的變化斜率。因此在ln(C1/C2)和ln(C2/C3)關(guān)系圖上可以清楚辨別出干酪根熱裂解氣和原油裂解氣的差異。

圖1 東濮凹陷北部地區(qū)干酪根熱裂解氣與原油裂解氣組分判識(shí)圖版Fig.1 Components identification plate of kerogen pyrolysis gas and oil cracking gas in the northern Dongpu Depression

整理前人對渤海灣盆地干酪根熱裂解及原油裂解模擬實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn),本次研究結(jié)果的ln(C1/C2)和ln(C2/C3)相關(guān)關(guān)系與前人數(shù)據(jù)具有相似的規(guī)律性。為能夠更客觀地鑒別油型氣是原油裂解成因還是干酪根熱裂解成因,綜合渤海灣盆地其他地區(qū)模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果,建立了油型氣類型組分判識(shí)圖版(圖1)。

2.2 天然氣成因類型判識(shí)

為識(shí)別天然氣是干酪根熱裂解成因還是原油裂解成因,需要對天然氣成因類型進(jìn)行初步判識(shí)(區(qū)分出煤型氣、油型氣或混合氣)。本文中采用天然氣組分碳同位素對其成因類型進(jìn)行判識(shí)。不同成因類型天然氣具有不同的輕烴碳同位素特征,利用戴金星[19]建立的δ13C1-δ13C2-δ13C3鑒別圖版,可將東濮凹陷北部地區(qū)天然氣劃分為油型氣、煤型氣和混合氣3大類(圖2),油型氣分布范圍較廣,以濮衛(wèi)、文留和橋白地區(qū)沙三中亞段為主;煤型氣分布較為局限,主要集中在沙三下亞段和沙四段的深部層系中,淺層僅在白廟的沙二段發(fā)育少量煤型氣;混合氣在各層系均有分布。

將研究區(qū)利用碳同位素鑒定為典型油型氣的天然氣組分分析數(shù)據(jù)投到干酪根熱裂解氣與原油裂解氣組分判識(shí)圖版上,可以看出,這些油型氣在組分圖版中明顯處于兩個(gè)區(qū)間(圖3),如白廟沙三上亞段主要為干酪根熱裂解氣,濮城、劉莊沙二段及研究區(qū)沙三中、下亞段主要為原油裂解氣。

理論上,無論是原油裂解氣還是干酪根熱裂解氣,在其運(yùn)移、聚集及后期保存過程中都可能發(fā)生組分分異及碳同位素分餾等作用。而實(shí)際上,東濮凹陷古近系油氣主要為漸新世末期成藏,第四紀(jì)在主力生烴洼陷區(qū)具有二次成烴及成藏過程,油氣成藏期晚,加之生烴洼陷較小,致使天然氣運(yùn)移距離短,天然氣組分分異作用及同位素分餾作用較弱。因此天然氣組分的判識(shí)圖版(圖2、3)適用于東濮凹陷的實(shí)際地質(zhì)情況。

圖2 東濮凹陷北部地區(qū)古近系天然氣δ13C1、δ13C2、δ13C3散點(diǎn)關(guān)系Fig.2 Relationship between δ13C1,δ13C2,δ13C3scatter of Paleogene natural gas in the northern Dongpu Depression

圖3 東濮凹陷北部地區(qū)各層系天然氣ln(C1/C2)與ln(C2/C3)散點(diǎn)關(guān)系Fig.3 Relationship between ln(C1/C2)and ln(C2/C3)scatter of natural gas in each layer of the northern Dongpu Depression

3 干酪根熱裂解氣與原油裂解氣分布特征

干酪根熱裂解氣和原油裂解氣判識(shí)結(jié)果表明(圖3),研究區(qū)油型天然氣為干酪根熱裂解氣和原油裂解氣并存,不同類型天然氣的分布有一定的規(guī)律性(圖4)。已發(fā)現(xiàn)原油裂解氣多分布在近洼斜坡帶或埋深較大的范圍內(nèi),如前梨園洼陷斜坡帶的濮深12和文72-490沙三中亞段天然氣為原油裂解氣區(qū);埋深較大的橋白地區(qū)的橋69-5、白11沙三中亞段天然氣也屬于原油裂解氣區(qū)。深部儲(chǔ)層中發(fā)現(xiàn)了不發(fā)熒光的固體瀝青,為輕質(zhì)組分受熱分解溢散而致使不發(fā)熒光的固體瀝青殘留[21-22],可以證明確實(shí)存在原油裂解過程。經(jīng)上述判識(shí)圖版判別的原油裂解氣區(qū),均發(fā)現(xiàn)了瀝青,如劉莊地區(qū)的劉25井沙三上亞段4140.5 m、橋白地區(qū)的橋59井沙三下亞段4 556.8 m(圖5)。

晚期干酪根裂解氣主要分布于生烴中心附近,如文203-62井沙三中亞段天然氣。干酪根裂解氣為研究區(qū)天然氣演化的重要類型,與濮衛(wèi)、前梨園和海通集洼陷古近系烴源巖熱演化程度高且存在二次生烴具有緊密聯(lián)系,多為晚期成藏[23-24]。此類天然氣與生烴洼陷新近紀(jì)以來的再次沉降深埋有關(guān),新近紀(jì)末期,洼陷區(qū)沉積補(bǔ)償厚度超過先期剝蝕厚度,成熟度增大,烴源巖發(fā)生二次生烴并大多處于濕氣—干氣階段,由于二次生烴期以來構(gòu)造活動(dòng)弱,這些晚期生成的天然氣以近距離運(yùn)移、深層環(huán)洼部位聚集為特征[25-26]。另外,由于研究區(qū)鹽巖發(fā)育,蓋層條件好,中央隆起帶地區(qū)也發(fā)育早期生成的干酪根熱解氣,如文13-55井沙三中亞段天然氣為早期干酪根熱解氣。

圖4 東濮凹陷北部地區(qū)古近系干酪根熱裂解氣與原油裂解氣分布Fig.4 Distribution of Paleogene kerogen pyrolysis gas and oil cracking gas in the northern Dongpu Depression

圖5 東濮凹陷北部地區(qū)深層瀝青照片F(xiàn)ig.5 Photographs of asphalt from deep layers in the northern Dongpu Depression

從東濮凹陷不同成因油型氣的分布特點(diǎn)來看,已經(jīng)發(fā)現(xiàn)干酪根熱裂解成因氣分布范圍較廣,而以距離洼陷中心較遠(yuǎn)部位居多,而原油裂解成因氣分布相對更接近于生烴洼陷中心,干酪根熱裂解氣與原油裂解氣分布差異性與兩者形成的時(shí)間差異性有關(guān):干酪根熱裂解成因氣形成于烴源巖生烴開始至生烴枯竭的整個(gè)過程,成氣時(shí)間早,成氣時(shí)間間隔長,早期形成的熱解成因氣成藏時(shí)間更長,能運(yùn)移的距離也更遠(yuǎn),因此在凹陷內(nèi)分布范圍更廣;而原油裂解氣需要較高的地溫或較長的演化時(shí)間,其開始形成的時(shí)間較晚,形成的深度較深,成藏期較短,因此原油裂解氣分布也更接近于洼陷中心。距離洼陷中心最近的文203-62井為干酪根裂解成因,也說明洼陷深部帶仍具有良好的干酪根裂解成氣條件。結(jié)合干酪根裂解氣和原油裂解氣條件,推測向洼陷中心地帶,具有良好的高—過成熟干酪根晚期裂解成氣和原油裂解成氣條件。

4 結(jié) 論

(1)在熱壓模擬實(shí)驗(yàn)、天然氣組分及同位素分析的基礎(chǔ)上,可以建立東濮凹陷不同成因類型油型的天然氣組分判識(shí)圖版,將油型天然氣細(xì)分為干酪根熱裂解氣與原油裂解氣。與原油裂解氣相比,干酪根熱裂解氣具有較高C1/C2值、低C2/C3值。

(2)東濮凹陷北部地區(qū)古近系干酪根熱裂解氣和原油裂解氣并存,但其分布存在明顯差異性,這種差異與兩者成藏條件差異有關(guān):干酪根熱裂解成氣時(shí)間間隔長,成藏時(shí)間跨度大,最大側(cè)向運(yùn)移距離較遠(yuǎn),分布廣泛;原油裂解氣所需溫度較高,其成氣及成藏時(shí)間較晚,多分布于洼陷中心地區(qū)。

(3)根據(jù)研究區(qū)已發(fā)現(xiàn)的原油裂解氣環(huán)洼陷中心分布、干酪根熱裂解氣分布廣泛的特點(diǎn),推測洼陷中心地區(qū)存在較好的高—過成熟干酪根晚期裂解成氣及原油裂解成氣條件,在洼陷中心區(qū)儲(chǔ)蓋條件發(fā)育較好的區(qū)帶,具有較大的油型氣勘探潛力。

致謝中國石油大學(xué)(北京)張枝煥教授和勝利油田勘探開發(fā)研究院包友書高級(jí)工程師對本文提出了寶貴修改意見,在此表示感謝。

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(編輯 徐會(huì)永)

Genesis and distribution of Paleogene oil type gases in the northern Dongpu Depression

JIANG Youlu1,HU Hongjin1,TAN Yuming2,LIU Jingdong1,ZHAO Lijie1
(1.School of Geosciences in China University of Petroleum,Qingdao 266580,China;2.Exploration&Development Research Institute,Zhongyuan Oilfield Company,Puyang 457001,China)

Based on pressure-thermal experiments of kerogen degrading/cracking and oil cracking with source rocks and oil samples of Dongpu Depression,the componential differences between kerogen-degraded/cracked gas and oil-cracked gas were identified,and a genesis identification chart to distinguish the two different types of gas was generated.Using this chart,and combining the data of natural gas component and carbon isotope in the northern Dongpu Depression,the genesis of the oiltype gas in the study area was studied,and the distribution characteristics of these two types were discussed.The oil type gas found in Paleogene of the northern Dongpu Depression can be clearly identified with two origins,kerogen-degraded/cracked origin and oil-cracked origin.The kerogen-degraded/cracked gas has relative high value of C1/C2and low value of C2/C3;while the oil-cracked gas has relative low value of C1/C2but high value of C2/C3.There are significant differences in the distribution of the two types of gas in the northern Dongpu Depression,the kerogen-degraded/cracked gas occur more widely than oil-cracked gases in depression,while the latter is found near sag center.The distribution differences between kerogendegraded/cracked gas and oil-cracked gas are related to their generation and accumulation condition differences.In terms of the oil type gas identification and their distribution,a conclusion is made that there are favorable formation conditions for the gas types in deep and central sag area,suggesting that there are good oil type gas potentials for exploration in the deep andcentral sag in the northern Dongpu Depression.

natural gas;genetic type;kerogen-degraded gas;kerogen-cracked gas;oil-cracked gas;Paleogene;Dongpu Depression

TE 122.1

:A

蔣有錄,胡洪瑾,談?dòng)衩?等.東濮凹陷北部地區(qū)古近系油型氣成因類型及分布特征[J].中國石油大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版),2017,41(3):42-48.

JIANG Youlu,HU Hongjin,TAN Yuming,et al.Genesis and distribution of Paleogene oil type gases in the northern Dongpu Depression[J].Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science),2017,41(3):42-48.

1673-5005(2017)03-0042-07doi:10.3969/j.issn.1673-5005.2017.03.005

2016-11-23

國家油氣重大專項(xiàng)課題(2011ZX05006-004)

蔣有錄(1959-),男,教授,博士,博士生導(dǎo)師,研究方向?yàn)橛蜌獠匦纬蓹C(jī)理與分布規(guī)律。E-mail:jiangyl@upc.edu.cn。