0 引言
玛湖凹陷是准噶尔盆地最重要的生烃凹陷之一［1-2］，该凹陷内地层由下到上包括石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系到新生界各层段均有分布，其中下二叠统风城组是一套碱湖背景下形成的优质烃源岩层［3-7］。玛湖凹陷及其周边已发现的油气资源，主要包括15亿吨级的克百—乌夏大油区以及玛湖西斜坡两大百里油区的油气均与风城组烃源岩有关，围绕风城组烃源岩，已形成了多层系含油、多岩性储集层、多油气藏类型发育的全油气系统分布格局［8-10］。风城组作为玛湖凹陷主力烃源岩发育层段［11-12］，不同学者［13-20］对该套烃源岩分布特征、沉积条件与有机质富集机制、成烃特征、生排烃特征以及油源对比等已开展了大量的研究工作，对风城组烃源岩的宏观有机地球化学特征与成烃特征形成了一定认识，明确其母质主要是藻类、细菌和少量陆源高等有机组分，但由于风城组沉积时生物降解作用较强［21］，保存在风城组烃源岩的生物结构已被严重破坏，无法直观鉴定其生烃生物类型［5］，所以可根据母质赋存形态划分出结构藻与层状藻2种类型，夏刘文等［22］通过生物标志物鉴定，认为风城组结构藻以疑似类杜氏藻为主的耐盐性绿藻占主导地位。已有的烃源岩成烃演化等研究主要都是将风城组作为整体进行分析［2］，富含不同类型藻类尤其富含结构藻源岩的成烃演化特征缺乏更为详细的研究。由于玛湖凹陷风城组沉积环境变化较大［1］，这种变化会引起不同藻类在不同层段与地区烃源岩层中分布的差异，从而在不同地区的成烃演化过程中会有变化，进而影响烃源岩的生排烃特征与资源潜力［23］。基于此，本文选择风城组富含结构藻的源岩进行成烃模拟研究，以便精细地了解富含结构藻源岩的生排烃演化过程，进而指导风城组全油气系统的油气成藏特征与油气富集规律研究。
1 研究方法
风城组碱湖相烃源岩的母质组成中含有大量的结构藻［18，24］，这些结构藻的含量在地层中随着沉积条件的变化而逐渐变化。由于在自然剖面中要找到某种稳定含量结构藻的系列源岩进行热演化与成烃特征研究是非常困难的，所以本文主要选择风城组典型的富含结构藻源岩，通过封闭体系的高压釜进行生烃热模拟实验（实验在中国石油大学（北京）油气资源与工程全国重点实验室进行），进行富含结构藻源岩的成烃演化特征研究。油气生成模拟方法多样［25］，与其他方法相比，加水热模拟不仅使实验条件接近地下烃源岩的自然状态，产物组成还与实际油气藏的烃类组成更接近［26］。具体表现在由于水的加入，热模拟过程中会产生高压，产物中烯烃含量降低，而饱和烃含量增高。此外，因水煤气反应，气体中的一氧化碳含量大大降低［27］。
1.1 样品选择
本文研究采集风城组烃源岩样品40块，然后进行有机碳（TOC）、热解（Rock-Eval）、有机岩石学观察和生烃动力学分析。通过对比烃源岩样品的结构藻发育程度以及成熟度特征，最终选取了风城地区风5井埋深3 470.4 m风城组含有较多结构藻的低熟泥质白云岩样品开展密闭容器的加水热模拟实验。该样品的TOC值为0.97%，游离烃（S 1）和热解烃（S 2）值分别为0.87 mg/g和5.32 mg/g，岩石最高热解峰温（T max）值为433 ℃，镜质体反射率R O值为0.67%，20S/（20S+20R）-C29甾烷值为0.33，ββ/（ββ+αα）-C29甾烷值为0.21，氢指数为547 mg/g。该样品的活化能分布范围宽，在温度较低时有较多的可转化有机组分，显示了较宽的生油窗范围（图1）。
1.2 实验方法
本文热模拟实验所用仪器为GPM-3型密闭金属模拟实验仪器，具体主要包括高压釜、加热仪、测温仪、控温保护装置、测压表以及产物收集装置等。每个实验系列设计8个温度点：290 ℃、310 ℃、330 ℃、350 ℃、370 ℃、400 ℃、450 ℃和500 ℃。具体流程是将样品粉碎成大小约为2 mm×2 mm×1 mm的块样，混合后分成8份，每份25 g，每个温度点加入25 g样品和20 mL水，以2 ℃/min的速率升温至设定温度，并恒温加热24 h后关闭仪器，等待仪器降至室温后收集仪器中的原油和天然气，并对液态烃和气态烃分别计量。依次重复不同温度点样品实验。待同一样品的一系列实验结束后，首先收集气体和排气管、高压釜内壁与残渣颗粒表面的液态产物（这些液态部分视为排出油，对固体残渣抽提可溶有机质作为残留油），然后对收集的排出油进行了族组分分离和饱和烃气相色谱—质谱分析，对收集的天然气进行组分及碳同位素分析，最后对热模拟的残渣进行岩石热解和抽提分离等实验分析。由于湖相源岩中镜质体含量较少，镜质体反射率测量相对困难，所以本文研究主要通过利用Easy% R O ［28-29］来表示热模拟实验过程中源岩热演化程度的变化。
2 热模拟产物产率演化特征
烃源岩样品的热模拟结果（图2）显示，富含结构藻源岩排出油产率具有先增后降的典型特征，大致在370 ℃左右达到峰值，可达240.72 mg/gTOC，且在早期（310 ℃）及晚期（450 ℃）生烃阶段均具有较高的排出油产率，产率值基本上在100 mg/gTOC左右，到500 ℃时仍处于80 mg/gTOC左右。残留油产率随热模拟温度升高而逐渐降低，最高值出现在低温310 ℃左右，约为185.28 mg/gTOC，到最高温500 ℃时仍处于50 mg/gTOC左右［图2（a）］。气态烃产率在较低温度下（即350 ℃之前）增长缓慢，在达到排出油高峰之后的370~400 ℃快速增加，最高值出现在500 ℃左右，气态烃产率达418.80 mg/gTOC。可见，在达到生油高峰之前，气态烃产率较低，在达到生油高峰之后，气态烃开始快速增加。
对天然气组分根据温度、压力与体积含量进行了从体积到质量的换算。排出油、残留油与气体质量之和即为总烃。根据不同模拟温度的总烃产率计算结果，在低温阶段（310 ℃）总烃产率就达到300.00 mg/gTOC，并在500 ℃达到峰值，约为536.78 mg/gTOC［图2（a）］。这些不同相态和特征的产物产率变化表明，以结构藻为主源岩在早期就生成了较多的烃类，并满足了自身的饱和吸附而开始排烃，可见，风城组富含结构藻的烃源岩生烃早，排烃早，同时排烃效率也高。
由于体系中水的存在，在加热生烃过程中，由于生烃、高温作用，高压釜内会产生较高的压力。温度越高，生烃越多，有机质因生烃膨胀越显著，所以，随着模拟温度的升高，体系内的压力在不断升高，由最低温度时的5 MPa持续上升至最高温度时的22 MPa以上［图2（b）］。这种由系统自身产生的高压与烃源岩层系内普遍存在的高压是一致的。
玛湖凹陷北部地区（玛北地区）风城组页岩油主要以原地富集和短距离运移为主［31-33］，风城组源岩S 1/TOC、原油密度、黏度（50 ℃时）以及胶质和沥青质含量之和随深度变化图显示（图4），玛北地区风城组烃源岩S 1/TOC值先增大后减小，表示烃源岩在埋深4 300 m左右达到生油高峰［图4（a）］，玛北地区风城组原油密度和黏度随深度也具有同样的变化趋势，表现为先增大后减小，在生油高峰附近达到最大值［图4（b），图4（c）］，并且同样可以观察到风城组原油胶质和沥青质含量之和也在生油高峰处达到最大值［图4（d）］。更进一步地分析认为，原油密度和黏度是受胶质和沥青质共同控制［34-36］，胶质和沥青质含量越高，原油密度、黏度也越高（图5）。这与生烃热模拟实验结果相似，在生油高峰附近，原油胶质和沥青质含量最高，排出油颜色达到最深。已有研究成果也说明具有类似的特征，通过对吉木萨尔凹陷芦草沟组、澳大利亚塔斯马尼亚下二叠统烃源岩进行生烃热模拟实验，排出油均表现为生油高峰处胶质和沥青质含量之和最高［29，37-38］。所以，排出油颜色随温度的变化实际上隐含了烃源岩热解液态产物密度、黏度随热演化程度的增加是先增而后降的。
图4 玛湖凹陷北部风城组原油物性、族组成和烃源岩热解参数随深度变化Fig.4 Variation of physical properties， group composition and source rock pyrolysis parameters of crude oil with depth from the Fengcheng Formation in the northern part of Mahu Sag |
根据热模拟产物产率可以计算排油与总排烃效率参数。其中排油效率为某一模拟温度点排出油产率比排出油与残留油产率之和；总排烃效率为排出油与气态烃产率之和与总烃产率之比。图6显示排油效率随模拟温度先增后降，最高值在生油高峰附近。总排烃效率随热模拟温度升高先快速增加，之后平稳，转折点在生烃高峰附近（370 ℃左右）。由于实际烃源岩所处地层环境复杂，其油气排烃效率往往受源岩母质类型、源储组合、地层压力分布以及构造运动等控制，虽然热模拟排油或总排烃效率与实际烃源岩存在差异，但可以反映出早期的排油效率与总排烃效率均明显较高，仍然说明了富结构藻源岩的早生、早排特征。在到达排油高峰之后，烃源岩继续生烃，液态烃累计生烃产量缓慢增加，气态烃累计生烃产量快速增加，此时原油开始裂解，轻烃增加，源岩继续排烃。
3 地球化学参数演化特征
有机碳含量与热解参数作为重要的烃源岩评价依据［43-45］，其在热演化过程中会发生变化，这在一定程度上反映了烃源岩的成烃演化特征。图7是富结构藻源岩热模拟残渣的总有机碳和岩石热解参数随热模拟温度变化特征，可见其残渣样品的TOC和I H均随热模拟温度的升高而减小，其在370 ℃即生油高峰之前快速降低，之后降低幅度明显减小或趋于稳定［图7（a），图7（c）］，表示在热演化阶段早期富结构藻源岩生烃能力强、生烃速率快，生油高峰之后生烃能力逐渐减弱，之后生烃潜力明显降低。根据TOC变化可以计算TOC恢复系数（Kc），其值等于原始样品的TOC值除以不同模拟温度点的TOC值。图中显示，其随模拟温度的变化与TOC呈镜像关系［图7（a）］，这也说明了到达生油高峰之前是主要生烃时期，有机碳恢复系数快速由1增加至1.64。结合样品的原始氢指数为547 mg/g，模拟温度为500 ℃时最高产烃率为536.78 mg/gTOC的特征认为，结构藻的原始有机碳恢复系数不会超过2。
源岩热解烃指数（HCI）和S 1/（S 1+S 2）随模拟温度的升高表现为先增加后减小［图7（b），图7（d）］，最高值对应于生油高峰，这同样说明了在热演化阶段早期生烃能力强，生烃产率快速增加达到最大值，在到达生油高峰之后源岩的生烃能力逐渐减弱，生烃量也逐渐减小，但是仍保持一定的生烃能力，并且在热演化程度较高时仍具有一定的生烃能力。另外热解烃指数（HCI）和S 1/（S 1+S 2）的变化特征同样也与图6反映的总排烃效率的变化一致，具有早生早排的特征。目前风城组烃源岩演化阶段已达到成熟阶段，针对风城组富结构藻源岩早生早排、生油窗宽的特点，该类源岩已经具有较强的生油和排油能力，可以围绕该类源岩进行油气的勘探部署与开发优选。
4 结论
（1）准噶尔盆地玛湖凹陷风城组碱湖相富含结构藻源岩在早期成熟度较低时便开始生烃和排烃，并且排烃效率较高，其有机碳恢复系数在生油高峰前快速增加，之后增加缓慢，具有早生、早排和生油窗宽的特征。
（2）在演化阶段早期，风城组富结构藻源岩主要生成液态石油，气态烃产率较低，生油高峰后液态产物产率逐渐减小，气态烃产率快速增加。风城组富结构藻源岩生油能力强，到达生油高峰之前为主要生烃时期，在热演化阶段晚期仍能持续生烃。
（3）风城组富结构藻源岩热解液态产物的颜色随模拟温度升高先由浅变深，然后再逐渐变浅，结合玛北地区风城组原油以及烃源岩自然演化剖面特征综合反映了烃源岩生成的石油密度、黏度是随热演化增加而先增后降的，生油高峰前生油能力强、生油速率快，生成的原油物性较好，生油高峰时生油速率最快，生油能力最强，但生成原油物性较差，生油高峰后以生气和生油为主，生成原油物性逐渐变好，该认识对于风城组乃至其他咸水湖相地层页岩油甜点段、甜点区选取及页岩油原位改制与生产均具有重要的指导作用，为后续针对页岩油开发层段选取提供方向。
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