天然气地质学

准噶尔盆地玛湖凹陷风城组富结构藻源岩成烃演化特征新认识

  • 何文军 , 1, 2, 3 ,
  • 高岗 , 1, 2 ,
  • 杨森 3 ,
  • 党文龙 4 ,
  • 李娜 3 ,
  • 钱永新 3 ,
  • 张有锦 1, 2 ,
  • 刘新龙 3 ,
  • 任海姣 3 ,
  • 孙维国 1, 2 ,
  • 刘国良 3 ,
  • 戚艳平 3 ,
  • 周作铭 3 ,
  • 陈绍蓉 3
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  • 1. 中国石油大学(北京)地球科学学院,北京 102249
  • 2. 油气资源与工程全国重点实验室中国石油大学(北京),北京 102249
  • 3. 中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院,新疆 克拉玛依 834000
  • 4. 中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,陕西 西安 710021
高岗(1966-),男,陕西高陵人,教授,博士生导师,主要从事油气地质与勘探、油气地球化学、油气成藏与分布规律及资源评价研究和教学工作.E-mail:.

何文军(1988-),男,新疆博乐人,博士研究生,主要从事油气资源评价和油气勘探相关研究. E-mail:.

收稿日期: 2024-08-23

  修回日期: 2024-12-19

  网络出版日期: 2024-12-27

A new understanding of the hydrocarbon evolution characteristics of telalginite-rich source rock in Fengcheng Formation of Mahu Sag, Junngar Basin

  • Wenjun HE , 1, 2, 3 ,
  • Gang GAO , 1, 2 ,
  • Sen YANG 3 ,
  • Wenlong DANG 4 ,
  • Na LI 3 ,
  • Yongxin QIAN 3 ,
  • Youjin ZHANG 1, 2 ,
  • Xinlong LIU 3 ,
  • Haijiao REN 3 ,
  • Weiguo SUN 1, 2 ,
  • Guoliang LIU 3 ,
  • Yanping QI 3 ,
  • Zuoming ZHOU 3 ,
  • Shaorong CHEN 3
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  • 1. College of Geosciences,China University of Petroleum(Beijing),Beijing 102249,China
  • 2. State Key Laboratory of Petroleum Resource and Engineering,China University of Petroleum (Beijing),Beijing 102249,China
  • 3. Research Institute of Exploration and Development,Xinjiang Oilfield Company,PetroChina,Karamay 834000,China
  • 4. Research Institute of Exploration and Development of PetroChina Changqing Oifield Company,Xi’an 710021,China

Received date: 2024-08-23

  Revised date: 2024-12-19

  Online published: 2024-12-27

Supported by

The “Tianshan Talents” Science and Technology Innovation Leading Talents Support Program of Xinjiang Uygur Autonomous Region, China(2023TSYCLJ0002)

the Applied Science Research Project of China Petroleum and Natural Gas Corporation(2023ZZ15YJ01)

摘要

为精细了解准噶尔盆地玛湖凹陷中下二叠统风城组碱湖相富结构藻源岩的生排烃演化过程,进而认识风城组全油气系统的油气成藏特征与油气富集规律,特选取低熟富结构藻源岩进行密闭容器的加水热模拟实验研究。通过对热解液态与气态烃产率演化特征分析,以及对模拟样品的固体残渣进行TOC与热解(Rock-Eval)分析,明确富结构藻源岩的生排烃演化特征。结果表明:形成于碱湖背景的风城组富结构藻源岩具有早生早排特征,总排烃与排油效率均比较高,其有机碳恢复系数在生油高峰时已快速达到1.5左右,之后增加缓慢直至超过1.7;富结构藻源岩在生油窗内主要生成液态石油,气态烃产率在达到生油高峰之前较低,之后逐渐增加;热解液态产物的颜色变化暗示了富结构藻源岩生成的石油中胶质和沥青质含量及其密度、黏度随热演化程度先增后降,高值在生油高峰附近。该结果深化了对于风城组碱湖相源岩的成烃演化特征的认识,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。

本文引用格式

何文军 , 高岗 , 杨森 , 党文龙 , 李娜 , 钱永新 , 张有锦 , 刘新龙 , 任海姣 , 孙维国 , 刘国良 , 戚艳平 , 周作铭 , 陈绍蓉 . 准噶尔盆地玛湖凹陷风城组富结构藻源岩成烃演化特征新认识[J]. 天然气地球科学, 2025 , 36(6) : 1028 -1036 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2024.12.008

Abstract

In order to finely understand the hydrocarbon production and drainage evolution of telalginite-rich source rock in Fengcheng Formation in the Middle and Lower Permian Alkali Lake Phase of the Mahu Sag, and then to guide the study of the hydrocarbon formation characteristics and hydrocarbon enrichment rules of the whole hydrocarbon system of the Fengcheng Formation. In this paper, after selecting the low-mature telalginite-rich source rocks, thermal pyrolysis experiments were conducted with water in closed containers, the evolutionary characteristics of pyrolysis liquid and gaseous hydrocarbon yields were analyzed, and the TOC and pyrolysis (Rock-Eval) analysis of the solid residue of the simulated samples were conducted, so as to the hydrocarbon generation and drainage evolutionary characteristics of telalginite-rich source rocks were clarified. The study concludes that telalginite-rich source rocks of the Fengcheng Formation, formed in the alkali lake background, have the characteristics of early generation and early discharge, and the total hydrocarbon discharge and oil discharge efficiency are relatively high, and their organic carbon recovery coefficient has rapidly peaks at ~1.5 at the peak of the oil generation, followed by a gradual rise to >1.7; the telalginite-rich source rocks mainly generate liquid oil in the oil generation window, and the gaseous hydrocarbon yield is low before the peak of the oil generation, and then gradually increases; the color changes of the products imply that the resin-asphaltene content of the oil generated from the telalginite-rich source rocks, as well as their density-viscosity parameters, firstly increase and then decrease with the degree of thermal evolution, and their high values are near the peak of oil production. This study deepens the understanding of the hydrocarbon formation and evolution of the source rocks of Fengcheng Formation in alkaline lake phase, which is an important guide for the selection of shale oil sweet sections and sweet spots, as well as for the in-situ reforming and production of shale oil in Fengcheng Formation, and even in other saline lake phase formations.

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1824,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)。
图1 富结构藻源岩荧光薄片(a)与生烃动力学特征(b)

Fig.1 Fluorescence slice(a) and hydrocarbon production dynamics characteristics(b) of telalginite-rich source rock

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。
图2 风城组富结构藻源岩烃产率(a)和体系压力(b)与热模拟温度关系

Fig.2 Hydrocarbon yield (a) and system pressure (b) in relation to thermal simulation temperature of telalginite-rich source rocks in Fengcheng Formation

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。
除上述产物产率、压力的规律变化外,排出油颜色也发生规律变化,随热模拟温度升高,排出油的颜色先由浅变深,到350~370 ℃时颜色最深,之后随着温度继续增加,颜色又再变浅(图3)。从总体颜色变化过程来看,在生烃高峰处排出油颜色达到最深,并且其颜色是逐渐缓慢变化的。这种特征表明,结构藻为主源岩的生油窗宽,早期和晚期都一直在持续生烃,这与生烃动力学活化能的分布特征吻合。原油主要由饱和烃、芳香烃、胶质与沥青质4种族组分组成,饱和烃无色,芳香烃呈淡黄色,只有胶质与沥青质颜色更深,所以,上述排出油的颜色变化实际上反映了族组成相对含量的变化。颜色越深,胶质和沥青质含量越高30
图3 玛湖凹陷风城组富结构藻烃源岩排出油产率及颜色特征

Fig.3 Drain oil yield and color characteristics of telalginite-rich source rocks in Fengcheng Formation of Mahu Sag

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2937-38。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

图5 玛湖凹陷北部风城组原油物性和族组成关系

Fig.5 Relationship diagram of crude oil physical property and group composition of Fengcheng Formation in the northern part of Mahu Sag

在一般认识中,随着烃源岩热演化程度的增加,可溶有机质的饱和烃含量逐渐增加,胶质与沥青质含量逐渐减少39-42,这就意味着原油密度、黏度是随热演化程度增加一直降低的,这种认识对于页岩油甜点段与甜点区选取及原位改制难以客观指导。而本文认识修正了传统认识,应该是石油地质学领域的重要进展,将会对咸化湖相页岩油甜点选取与原位改制具有现实的指导意义,页岩油藏主要以自生自储型为主,其原油特征与烃源岩演化阶段息息相关,对于风城组富结构藻源岩,其生油窗宽,生油高峰前和生油高峰之后生成的原油物性更好,更有利于页岩油的开采。
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。
图6 风城组富结构藻源岩排烃效率和累计产率与模拟温度变化

Fig.6 Hydrocarbon expulsion efficiency and cumulative yield versus simulated temperature changes of telalginite-rich source rock in Fengcheng Formation

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TOCI 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。
图7 玛湖凹陷风城组富结构藻烃源岩热模拟参数演化特征

Fig.7 Thermal simulation parameter evolution characteristics of telalginite-rich source rocks in Fengcheng Formation of Mahu Sag

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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