渤海海域渤中凹陷渤中19-6大型凝析氣田天然氣來源探討

仝志剛，李友川，何將啟，姚 爽

1.中海油研究總院有限責(zé)任公司，北京 100028；2.中海石油(中國)有限公司，北京 100010

2016年渤海海域渤中凹陷西南深層太古界變質(zhì)巖中發(fā)現(xiàn)渤中19-6大型凝析氣田[1-5]，探明天然氣地質(zhì)儲量1 578×108m3，凝析油地質(zhì)儲量14 862×104m3[3]，三級油氣地質(zhì)儲量8×108t油當(dāng)量[4]，這是渤海灣盆地目前發(fā)現(xiàn)規(guī)模最大的天然氣田。該氣田的發(fā)現(xiàn)為渤海“油型”盆地找氣帶來了希望和信心。

近幾年多位學(xué)者[1-6]基于黃金管密閉體系熱模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果討論渤海天然氣的成因問題，認(rèn)為渤海優(yōu)質(zhì)的腐泥型(Ⅰ型)干酪根裂解生成的天然氣量約占烴源巖生烴潛量的37%[1]，優(yōu)質(zhì)的腐殖—腐泥型(Ⅱ1型)烴源巖在低演化階段大量生油，在高演化階段大量生氣[2-5,7-8]，為大型天然氣田的形成提供了物質(zhì)基礎(chǔ)。胡安文等[9]通過凝析油和天然氣組分、生物標(biāo)志化合物、穩(wěn)定碳同位素等多種油氣地球化學(xué)方法研究認(rèn)為渤中19-6的凝析油來自沙三段烴源巖成熟階段的產(chǎn)物，天然氣為沙三段偏腐殖型烴源巖干酪根裂解(熱解)氣[9-10]。施和生等[11]認(rèn)為渤中19-6的天然氣為沙三段烴源巖干酪根熱裂解生成的原油伴生氣和凝析油伴生氣。薛永安等[12]認(rèn)為渤中19-6的天然氣為沙三段烴源巖干酪根熱裂解生成的凝析油伴生氣，渤中凹陷巨大的生氣潛力為渤中19-6大型凝析氣田形成奠定了物質(zhì)基礎(chǔ)[7,12]。渤海湖相傾油型烴源巖可以大量生成熱解氣嗎？渤中19-6天然氣究竟來自何種類型的烴源巖，其與整個(gè)渤中凹陷烴源巖是何關(guān)系？研究清楚這些問題將對今后渤海天然氣勘探方向和目標(biāo)選擇具有非常重要的指導(dǎo)意義。本文通過分析烴源巖的熱模擬實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，結(jié)合數(shù)值模擬研究，闡明不同干酪根類型烴源巖的生排烴量和排烴氣油比變化特點(diǎn)，提出渤中19-6天然氣來源于沙三段Ⅱ1、Ⅱ2、Ⅲ型混合烴源巖，為干酪根熱解和殘留烴裂解氣的混合物，且供烴區(qū)僅為渤中凹陷西南局部區(qū)域的新觀點(diǎn)，并對下一步渤中凹陷的天然氣勘探提出建議。

1 渤海湖相烴源巖熱解生氣能力與排烴氣油比

1.1 烴源巖生烴動力學(xué)參數(shù)

為方便與前人研究成果[1,6]對比，本文采用公開發(fā)表文獻(xiàn)[6]中的渤海烴源巖熱模擬實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行分析。樣品來自遼東灣JZ20-1-1井沙一段湖相烴源巖，深度2 830～2 840 m，ω(TOC)為3.93%，IH為727 mg/g，S1為2.3 mg/g，S2為28.58 mg/g，Tmax為440 ℃，屬于優(yōu)質(zhì)腐泥型(Ⅰ型)烴源巖[13]。選用兩種恒定升溫速率(20 ℃/h與2 ℃/h)的黃金管密閉體系熱模擬實(shí)驗(yàn)，最高溫度達(dá)600 ℃。待每個(gè)樣點(diǎn)升溫至預(yù)定溫度點(diǎn)后，取出小金管分別測得其產(chǎn)油量以及產(chǎn)氣量。

圖1中的數(shù)據(jù)點(diǎn)自王奇等[6]實(shí)測值擬合后的曲線取得，總體上體現(xiàn)了腐泥型(Ⅰ型)烴源巖在低成熟階段大量產(chǎn)油，少量產(chǎn)氣的特點(diǎn)。EasyRo=0.96%時(shí)，產(chǎn)油量最大，約為448 mg/g(每克有機(jī)碳，下同)，產(chǎn)氣量約為30 mg/g，氣油比為1∶15。此后，密閉體系中的石油裂解作用加強(qiáng)，金管中的油量逐漸減少。部分石油逐漸裂解轉(zhuǎn)化成氣，產(chǎn)氣量增大。直至最后EasyRo超過4%，金管中的石油幾乎全部裂解成氣。

圖1 渤海海域密閉體系烴源巖產(chǎn)烴數(shù)值模擬結(jié)果

地下流體處于半開放體系[4]，密閉體系的熱模擬實(shí)驗(yàn)并不能代表地下油氣生成的真實(shí)過程，由于裂解作用造成產(chǎn)油量偏小，產(chǎn)氣量偏大，因此直接使用其實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)確定產(chǎn)油和產(chǎn)氣量或產(chǎn)烴氣油比是不可取的。但可利用近似地下溫壓條件的密閉體系熱模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果來計(jì)算烴源巖的生油、氣動力學(xué)參數(shù)，然后再推廣到半開放體系中。本文采用KINEX軟件(美國Zetaware公司研制，理論基礎(chǔ)來自PEPPER等[14-16])，設(shè)定為密閉體系模型(與密閉體系實(shí)驗(yàn)條件保持一致)，一部分石油會吸附在干酪根中裂解，石油吸附系數(shù)最大設(shè)為100 mg/g；其余石油在干酪根外的烴源巖中裂解。將升溫速率設(shè)為2 ℃/h，考慮到上述實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)EasyRo超過4%，從200 ℃一直恒速升高到600 ℃，使得數(shù)值模擬計(jì)算結(jié)果與實(shí)測數(shù)據(jù)(氣、產(chǎn)油高峰前的油)一致(圖1)，最后得到該烴源巖的生油、氣化學(xué)動力學(xué)參數(shù)及石油裂解的化學(xué)動力學(xué)參數(shù)，活化能和頻率因子(表1)。

表1 渤海湖相烴源巖生油、氣和油裂解化學(xué)動力學(xué)參數(shù)

由于密閉體系熱模擬實(shí)驗(yàn)在抽提、恒重過程中會損失C6-C13，導(dǎo)致產(chǎn)油量無法準(zhǔn)確計(jì)量[17]，特別是實(shí)測產(chǎn)油高峰之后油的數(shù)據(jù)偏差較大，所以實(shí)測產(chǎn)油高峰后油數(shù)據(jù)與數(shù)值模擬產(chǎn)油曲線不一致。實(shí)測數(shù)據(jù)中產(chǎn)油高峰后油的量減少很快，但氣的量增加卻不大。從這一現(xiàn)象分析，此時(shí)油的計(jì)量確實(shí)存在問題。

1.2 不同類型烴源巖的熱解生氣能力

烴源巖的生烴能力與干酪根的熱裂解反應(yīng)密切相關(guān)，而開放體系的熱模擬實(shí)驗(yàn)提供了一種與干酪根熱解反應(yīng)最接近的實(shí)驗(yàn)方法[18]。筆者分析了渤海烴源巖熱解實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)[19-20](實(shí)驗(yàn)裝置由熱解儀增加氣相色譜儀改進(jìn)而成)。這些實(shí)驗(yàn)的樣品來自沙南、渤中、歧口、渤東凹陷和埕北低凸起及遼東灣地區(qū)的東二段、東三段、沙一段、沙二段、沙三段和沙四段湖相烴源巖，實(shí)驗(yàn)結(jié)果展示了總烴(S1+S2)、產(chǎn)氣量和產(chǎn)油量情況(表2)，這對于研究渤海湖湘烴源巖在干酪根熱解階段的生油、氣能力起到了重要作用。由于實(shí)驗(yàn)樣品取自未熟—低熟烴源巖，且吸附氣量相對總產(chǎn)氣量很小，不到1%，因此，可以利用其實(shí)驗(yàn)結(jié)果近似分析渤海不同干酪根類型湖相烴源巖IH與生氣量的關(guān)系。

表2 渤海海域湖相烴源巖熱解實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

分析結(jié)果顯示(圖2)，IH越大，干酪根熱解生氣量在總烴中的比例(G0)越小，IH=900 mg/g時(shí)，G0=0.08；IH越小，生氣量相對越大，IH=200 mg/g時(shí)，G0=0.23。該分析結(jié)果與PEPPER等[14]的研究結(jié)論很相似。以這種擬合關(guān)系式(圖2)計(jì)算本文1.1節(jié)中黃金管熱模擬實(shí)驗(yàn)中沙一段湖相烴源巖樣品(IH=727mg/g)的干酪根熱解生氣的最大比例僅為0.10，并非直接由密閉體系實(shí)驗(yàn)結(jié)果得到的0.37[1]或0.28(氣油比為1∶2.6)[6]?？梢?，渤海腐泥型烴源巖干酪根熱解生氣的比例很小。同樣，渤海腐殖—腐泥型(Ⅱ1型)、腐泥—腐殖型(Ⅱ2型)和腐殖型(Ⅲ型)烴源巖干酪根熱解生氣的比例也不大，IH=100 mg/g時(shí)，G0僅為0.30。

圖2 渤海海域湖相烴源巖熱解生氣比例與IH關(guān)系

開放體系模擬實(shí)驗(yàn)得到的生烴氣油比也不能說明地下烴源巖排出油氣的真實(shí)情況。干酪根中生成的油氣會因?yàn)橛袡C(jī)碳的吸附等作用，一部分油氣不能及時(shí)排出，隨著埋深加大、地溫升高及地質(zhì)時(shí)間的持續(xù)，這部分石油還要裂解成氣，因此，烴源巖實(shí)際的排氣量要多于開放體系，但少于密閉體系，介于二者之間。

1.3 烴源巖的排烴氣油比

實(shí)驗(yàn)室中難以模擬地下烴源巖的排油氣過程，但計(jì)算機(jī)數(shù)值模擬可以方便地進(jìn)行模擬分析。同樣借助于KINEX軟件，將表1中的化學(xué)動力學(xué)參數(shù)輸入，設(shè)定本文1.1節(jié)中腐泥型湖相烴源巖(IH=727 mg/g)的數(shù)值模擬為半開放模型(除了一部分石油在干酪根中吸附后隨著溫度升高發(fā)生裂解外，其余的都排出)。干酪根的油吸附系數(shù)最大設(shè)定為100mg/g，模擬其排烴過程中排油、氣量的變化情況(圖3)。可以發(fā)現(xiàn)在成熟早期，烴源巖的排油量遠(yuǎn)大于排氣量，到EasyRo=1.0%時(shí)累積排烴氣油比約為1∶13，EasyRo=1.3%時(shí)累積排烴氣油比約為1∶5，EasyRo=2.3%時(shí)累積排烴氣油比約為1∶2，過成熟后最終的累積排烴氣油比約為1∶1.6。說明腐泥型(Ⅰ型)烴源巖總體上是以排油為主，這也與前人的普遍認(rèn)識[14,21]是一致的。偏腐殖型湖相烴源巖在干酪根熱解過程中由于其單位有機(jī)碳的生油氣量相對較小，再加上干酪根的吸附作用，其中殘留的油在烴源巖中裂解成氣，最后以排氣為主(圖4)。

圖3 渤海海域腐泥型烴源巖半開放體系中排烴史

圖4 渤海海域腐泥—腐殖型烴源巖半開放體系中排烴史

由上述分析可知，如果形成像渤中19-6氣油比約1 000 m3/m3左右的大型凝析氣田，要么是凝析油來自腐泥型(Ⅰ型)烴源巖，大量的烴類氣來自腐殖型(Ⅲ)烴源巖；要么是其主力烴源巖為腐泥和腐殖型混合的Ⅱ1或Ⅱ2型烴源巖；亦或是油氣為Ⅰ、Ⅱ1、Ⅱ2和Ⅲ型烴源巖混合來源，而且其烴類氣是干酪根熱解和殘留烴裂解共同作用的結(jié)果。

這種由多個(gè)類型烴源巖在不同熱演化程度下生成的干酪根熱解和殘留烴裂解混合烴類氣，測試分析手段是很難區(qū)分的。

2 渤中19-6天然氣來源

2.1 渤中19-6供烴區(qū)

最新的油氣源對比分析，通過凝析油的生物標(biāo)志化合物和天然氣同位素資料研究認(rèn)為，渤中19-6的油氣均為沙三段湖相烴源巖的產(chǎn)物[9-12]。那么，其烴源巖的類型和空間位置如何，與渤中凹陷整個(gè)區(qū)域的沙三段烴源巖又是何關(guān)系？

通過現(xiàn)今和古構(gòu)造分析可知，渤中19-6存在繼承性的以沙三段為烴源的供烴區(qū)。從沙三段頂界深度圖研究發(fā)現(xiàn)與渤中19-6相關(guān)的供烴區(qū)有4個(gè)(圖5)，從西到東分別是供烴區(qū)1，2，3和4。供烴區(qū)2，3，4在構(gòu)造高部位缺失沙三段地層，假定油氣可以沿著不整合面運(yùn)移，這3個(gè)供烴區(qū)也可能是渤中19-6的供烴區(qū)。

圖5 渤海海域渤中凹陷沙三段烴源巖原始IH分布

由此可見，渤中19-6的供烴區(qū)僅僅與渤中凹陷西南的局部區(qū)域相關(guān)，與其北部、東部廣大區(qū)域的優(yōu)質(zhì)烴源巖沒有關(guān)系。

2.2 渤中19-6供烴區(qū)排烴史

按照目前的地質(zhì)認(rèn)識，模擬恢復(fù)了渤中19-6供烴區(qū)沙三段烴源巖的排烴史(圖6)。結(jié)果表明，該供烴區(qū)早期(東營組沉積中晚期)以排油為主，排烴氣油比約170 m3/m3。15 Ma以后，隨著烴源巖熱演化程度的增加，累積排油量增加緩慢，但排氣量增加幅度變大，累積排氣量占總排氣量的82%。渤中19-6供烴區(qū)現(xiàn)今總排氣量略大于總排油量，排烴氣油比達(dá)1 137 m3/m3，與渤中19-6探明地質(zhì)儲量的氣油比(1 062 m3/m3)非常接近。

圖6 渤海海域渤中凹陷渤中19-6供烴區(qū)沙三段烴源巖排油氣史

在一定的熱演化條件下，供烴區(qū)排烴氣油比的變化與其烴源巖的干酪根類型密切相關(guān)。渤中凹陷沙三段烴源巖原始IH分布(圖5)顯示，偏腐泥型(Ⅰ型或Ⅱ1型)的烴源巖主要分布于凹陷的東北、西北和渤中19-6的西部。渤中19-6供烴區(qū)內(nèi)沙三段烴源巖為腐殖和腐泥組分混合型烴源巖(Ⅱ1-Ⅲ型)，IH最大為522 mg/g，最小為94 mg/g，平均為291 mg/g，眾數(shù)為265 mg/g。該區(qū)烴源巖從中晚漸新世以來一直為渤中19-6供烴，現(xiàn)今沙三段底界成熟度為成熟至高成熟階段(圖7)，EasyRo的數(shù)據(jù)分布為P90為1.2%，P50為1.5%，P10為2.3%，Mean為1.6%。由此可見，渤中19-6的油氣為其供烴區(qū)內(nèi)沙三段Ⅱ1、Ⅱ2和Ⅲ型混合烴源巖成熟到高成熟階段的產(chǎn)物。供烴區(qū)排油氣模擬研究表明，渤中19-6烴類氣為干酪根熱解和殘留烴裂解的混合物，其中，干酪根熱解氣比例為8%，殘留烴裂解氣比例為92%。

圖7 渤海海域渤中凹陷沙三段底界烴源巖成熟度

熱演化決定有機(jī)質(zhì)的成烴轉(zhuǎn)化率，有機(jī)質(zhì)的類型是決定累積生排烴氣油比的主要因素。圈閉中捕獲的油氣數(shù)量與圈閉所處的溫度和壓力條件(PVT)共同控制圈閉中流體的相態(tài)——油藏、氣藏，還是氣液兩相的油氣藏。因此，渤中19-6供烴區(qū)的排烴氣油比相對較小，是其高凝析油含量大氣田形成的重要因素。

需要說明的是，渤中19-6供烴區(qū)沙三段烴源巖累積排油氣量與探明油氣地質(zhì)儲量相當(dāng)，分析其排烴量偏小，因?yàn)橛蜌鈺谶\(yùn)移過程中被運(yùn)移路徑上的小圈閉或微型圈閉截留一部分，故很可能現(xiàn)在的地質(zhì)認(rèn)識對烴源巖規(guī)模推測偏保守。建議下一步重新認(rèn)識本區(qū)域沙三段烴源巖規(guī)模。

3 渤中19-6發(fā)現(xiàn)的啟示

渤中19-6大型凝析氣田的發(fā)現(xiàn)給渤中凹陷尋找大氣田帶來了希望和信心。根據(jù)目前的地質(zhì)模型計(jì)算渤中凹陷東營組和沙河街組烴源巖現(xiàn)今累積排氣量為210×108t油當(dāng)量，排油量為430×108t，總體以排油為主。

但凹陷內(nèi)不同匯聚單元的排烴氣油比不同，不排除再次發(fā)現(xiàn)大氣田的可能性。因此，在渤中凹陷尋找大氣田要選擇那些供烴區(qū)烴源巖排烴氣油比大、以排氣為主的目標(biāo)進(jìn)行鉆探。超深層的目標(biāo)供烴區(qū)排烴氣油比可以低至1 000 m3/m3左右，即可形成像渤中19-6這樣的凝析氣田。超深層以淺的目標(biāo)供烴區(qū)排烴氣油比要大于或遠(yuǎn)大于1 000 m3/m3，形成低凝析油含量的凝析氣田或者油氣兩相的油氣田。

總之，目標(biāo)供烴區(qū)的排烴氣油比及排烴量大小是渤中凹陷“油型”盆地尋找大氣田需首要關(guān)注的問題。

4 結(jié)論

(1)密閉體系的熱模擬實(shí)驗(yàn)可以用來研究溫壓條件下烴源巖的生烴特征及其動力學(xué)參數(shù)，但其結(jié)果不能直接應(yīng)用于生排烴過程研究。通過對開放體系熱模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析可知，渤海優(yōu)質(zhì)腐泥型湖相烴源巖(IH=727 mg/g)干酪根熱解累積生氣的比例僅為0.10，以排油為主。同樣，偏腐殖型湖相烴源巖干酪根熱解生氣的比例也不大，IH=100 mg/g時(shí)，干酪根熱解生氣比例僅為0.30，但由于干酪根的吸附作用，其中的殘留烴在烴源巖中裂解成氣，偏腐殖型烴源巖最后以排氣為主。

(2)渤中19-6大氣田的油氣來自位于其構(gòu)造區(qū)附近及東北部供烴區(qū)內(nèi)沙三段Ⅱ1、Ⅱ2和Ⅲ型混合烴源巖(IH=522～94 mg/g)成熟到高成熟階段的產(chǎn)物，天然氣為干酪根熱解和殘留烴裂解的混合物。供烴區(qū)內(nèi)沙三段烴源巖早期以排油為主，晚期(15 Ma以后)以排氣為主，晚期的排氣量占總排氣量的82%?，F(xiàn)今累積排烴氣油比為1 137 m3/m3。

(3)渤中凹陷東營組和沙河街組烴源巖現(xiàn)今的累積排氣量為210×108t油當(dāng)量，排油量為430×108t，總體以排油為主。但凹陷內(nèi)不同匯聚單元的排烴氣油比不同，不排除再次發(fā)現(xiàn)大氣田的可能性。在渤中凹陷找大氣田要選擇那些供烴區(qū)烴源巖排烴氣油比大、以排氣為主的目標(biāo)進(jìn)行鉆探。