Natural Gas Geoscience >

2021 , Vol. 32 >Issue 10: 1514 - 1531

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.05.011

Hydrocarbon generation and expulsion quantification and hydrocarbon accumulation contribution of multiple source beds in Yanchang Formation， Ordos Basin

  • Jingwei CUI , 1, 2 ,
  • Zhongyi ZHANG 3 ,
  • Jianliang LIU 4 ,
  • Guanglin LIU 3 ,
  • Xiu HUANG 1, 2 ,
  • Yalin QI 3 ,
  • Zhiguo MAO 1, 2 ,
  • Yang LI 1
Expand
  • 1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development，Beijing 100083，China
  • 2. CNPC Key Laboratory of Oil and Gas Reservoirs，Beijing 100083，China
  • 3. Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an 710018，China
  • 4. School of Geosciences，China University of Petroleum，Qingdao 266580，China

Received date: 2021-04-09

  Revised date: 2021-05-11

  Online published: 2021-10-21

Supported by

The National Science and Technology Major Project of the Ministry of Science and Technology of China(ZX201705001)

the Technology Project of Exploration and Development Research Institute of Changqing Oilfield Company, PetroChina(2019-168)

Fold

Highlights

There are several sets of source rocks in Yanchang Formation of Mesozoic in Ordos Basin. At present， Chang 7 source rock is considered to be the main source rock of Yanchang Formation， but there is a lack of evaluation methods for hydrocarbon generation and expulsion of other source rocks and hydrocarbon accumulation contribution of source rocks. By means of basin simulation and based on a large number of basic geological data and exploration results， the geological body model and thermal history model are established to carry out the simulation research on hydrocarbon generation and expulsion and accumulation of multi-source layers in Yanchang Formation under geological constraints. The results show that the hydrocarbon generation conversion rate of each source rock in Yanchang Formation is mainly distributed in 45%-75%， which still has great hydrocarbon generation potential and has the geological conditions for the in-situ exploitation of shale oil. At present， the accumulative hydrocarbon generation is 123.3 billion tons and hydrocarbon expulsion is 90 billion tons， which is dominated by heavy hydrocarbon of C 14 +. The hydrocarbon generation period and hydrocarbon expulsion period were concentrated in the Early Cretaceous， accounting for 68%-82% of the total hydrocarbon generation and expulsion amount. The simulation of hydrocarbon accumulation revealed that there was only a small amount of hydrocarbon charging in each layer of Yanchang Formation before the deposition of Cretaceous， and the early Cretaceous was the key period of hydrocarbon charging and accumulation. The upper and lower hydrocarbon source layers are characterized by “near source accumulation”， and the basin simulation results are in good agreement with the proven oil reservoirs and the predicted distribution range of oil reservoirs. The study proposed for the first time that the model of “Chang 7 main source rock multi-layer three-dimensional exploration” will be extended to the model of “multiple source rock near-source accumulation” to boost the exploration of shale oil and new layers in the Yanchang Formation of Mesozoic in the Ordos Basin.

Cite this article

Jingwei CUI , Zhongyi ZHANG , Jianliang LIU , Guanglin LIU , Xiu HUANG , Yalin QI , Zhiguo MAO , Yang LI . Hydrocarbon generation and expulsion quantification and hydrocarbon accumulation contribution of multiple source beds in Yanchang Formation， Ordos Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2021 , 32(10) : 1514 -1531 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.05.011

0 引言

鄂尔多斯盆地是中国第二大含油气盆地，中生代为陆相坳陷型盆地，石油勘探主要目的层是三叠系延长组，地质资源量为169×108 t，2020年盆地原油产量超过3 500×104 t。延长组是陆相沉积地层，由上自下划分为长1—长10共10个段［1-3］。近年来，烃源岩除长7和长9段，在长8、长6、长4+5以及长10段都有一定分布［4-7］。目前，普遍认为长7段烃源岩为好的烃源岩，有机质类型以Ⅰ—Ⅱ1型为主，属于主力烃源岩；长9和长8段烃源岩有机质类型以Ⅱ1型为主，为次要烃源岩；长4+5和长6段烃源岩有机质类型以Ⅱ2—Ⅲ型为主，评价为较差的烃源岩［8］。勘探目的层主要是长6、长8段，近年来长7段致密油和长9段下组合的石油勘探也取得重要进展，呈现出油藏类型多、层系多、类型复杂的特点［9-11］。前人对延长组全盆地或局部地区的研究涵盖了沉积演化、烃源岩刻画、储层评价、成藏要素分析以及成藏模式等领域并取得重要进展，并有效推动了延长组石油的勘探［3-4］。然而，不同于被普遍接受的长7段烃源岩主导下多层系石油立体成藏模式，延长组各含油层系的油源、各烃源岩生排烃、各油层组的成藏仍存在一定的争议［12-15］。加之缺少系统研究手段，导致各层系石油勘探的有利区、资源潜力成为制约勘探的系列问题。
盆地模拟是基于物理化学的地质机理，在时间和空间上由计算机定量模拟含油气盆地的形成和演化、烃类的生成、运移和聚集，以揭示盆地油气规律本质。在大量地质资料和分析化验资料基础上，本文采用盆地模拟软件（PetroMod 2017）开展鄂尔多斯盆地延长组多烃源岩层的生排烃和成藏模拟，以期取得3个方面的认识：①在精细烃源岩评价基础上获取各烃源层的生排烃量；②在地质模型基础上获取各层位油气成藏的过程和有利区；③通过单因素分析获取不同层位烃源岩的有效供烃范围，尽而从宏观上把握各层位油气成藏模式，从而指导各油层组的石油勘探。

1 研究区域与盆地模拟参数

1.1　研究区域

鄂尔多斯盆地三叠系延长组选区依据和原则主要为参考延长组烃源岩发育范围及现今发现油藏位置（图1），油气田分布以及地质剖面等依据参考文献［16-17］。本文模拟的重点为延长组长10段—长6段，所用分层依据均来自长庆油田勘探开发研究院。鄂尔多斯盆地主要发育4期区域性不整合，分别为三叠纪末期、中侏罗世末期、晚侏罗世末期以及晚白垩世。综合最新锆石定年结果、国际地层年代表和参考文献［18-20］，将中生代以来的各层段发育年龄和4次不整合剥蚀时间进行赋值，三叠系中—上统界线在长7段与长6段之间（表1）。
图1 鄂尔多斯盆地构造单元（a）、东西向地层剖面（b）和地层与含油气系统（c）分布特征

Fig.1 Distribution of tectonic units（a），east-west stratigraphic section（b）,stratigraphy and petroleum systems（c）in Ordos Basin

表1 鄂尔多斯盆地中—新生界地层划分及沉积、剥蚀发育时期

Table 1 Mesozoic-Cenozoic stratigraphic division, sedimentary and denudation stages in Ordos Basin

地层 沉积时间/Ma 剥蚀时间/Ma
系 统 组 段 亚段 开始 结束 开始 结束
第四系 2.6※ 0※
白垩系 下统 志丹群 145＃ 96＃ 96§ 2.6§

侏

罗

系

 上统 芬芳河组 155.7＊ 150.8＊ 150.8§ 145§
中统 安定组 164.7＊ 161.2＊ 161.2§ 155.7§
直罗组 167.7＊ 164.7＊
延安组 175.5＊ 167.7＊
下统 富县组 183＊ 175.5＊

三

叠

系

 上统

延

长

组

 长1 208.5※ 206 206§ 183§
长2 215 208.5
长3 220 215
长4+5 227※ 220
长6 长61 229 227
长62 231 229
长63 237 231
中统 长7 长71 237.3 237
长72 237.6 237.3
长73 238.5 237.6
长8 长81 239 238.5
长82 240 239
长9 长91 240.3 240
长92 241 240.3
长10 242＃ 241

注： ※数据为国际地层年代表数据；＃数据来自文献[18];＊数据来自文献[19]；§数据来自文献[20]

1.2　参数选择与验证

1.2.1　地质模型及验证

按7步方法开展鄂尔多斯盆地延长组的模拟。第一步开展中—新生界各地层发育残余厚度整理与数字化。依托2 000余口单井，对长10段、长9段、长8段、长7段、长6段、长4+5段、长3段、长2段、长1段、富县组、延安组、直罗组、安定组、白垩系底界的地层深度数据进行校正，确保地层深度模型合理。第二步，参考前人研究成果［21-25］，将鄂尔多斯盆地中—新生界划分为深湖、浅湖、滨湖、辫状河三角洲、曲流河三角洲、辫状河、曲流河、沙漠8种沉积亚相。第三步，绘制研究区中—新生界地层的砂岩百分含量，为岩相模型建立提供必要参数。第四步，确定构造事件与剥蚀量。细化自中生代以来4期不均匀抬升和地层剥蚀事件，提出前三期剥蚀量基本在300 m内，而最后一期剥蚀量基本都超400 m，盆地东部为1 600 m［18，26-27］。第五步，明确裂缝分布并建模。识别出各类级别断层共计85条并将断层数字化，确定断裂的在盆模软件中的平面和空间展布特征。第六步，建立三维地史模型。将研究区地层划分出小层。第七步，开展孔隙度模拟与验证。本文研究选取研究区41口井的实测岩心孔隙度数据以及46口井的测井解释孔隙度数据进行孔隙度模型合理性验证，发现各单井模拟地层孔隙度曲线与测井孔隙度具有非常好的匹配程度，确保地质模型的合理。

1.2.2　热史参数

热史模拟是盆模系统的重要组成部分［28-29］。常用的恢复方法涵盖地球热力学法、地球化学法和结合法［30］。本文研究选用结合法，边界条件包括古水深、古今大地热流值和古地表温度。其中，古水深（PWD）恢复是在各地层沉积相图的基础上，分别对各类沉积相进行古水深赋值，具体水深数据赋值为：河流—沼泽生物相带古水深1~2 m；滨岸—河口三角洲生物相带古水深3~15 m；浅湖生物相带水深15~35 m；半深—深湖生物相带古水深在35~60 m［31］。本研究对研究区热史模型重建时，主要利用现今热流值、最大古热流值以及侏罗纪及其以前的古热流值。鄂尔多斯盆地早侏罗世及其以前的古热流值相对较低，一般低于50 mW/m2［32］。
现今的平均地温梯度为2.93 ℃/100 m，平均大地热流值为61.78 mW/m2，属于中温型盆地，且现今地温梯度和现今热流值的分布具有东高西低的特征［32-33］。特别是鄂尔多斯盆地在中生代晚期约140~100 Ma期间，发生过一期由岩石圈深部的热活动增强造成的构造热事件，该时期的地温梯度和热流值在盆地中南部均发生异常［33］。古地温变化曲线选择古纬度北纬37°下软件中自带的温度变化曲线。

2 烃源岩特征与分布

2.1　烃源岩厚度

利用大量测井资料和实际分析数据，依据现有的分层数据，发现鄂尔多斯盆地延长组发育4套烃源岩，分别位于长9、长8、长7和长6段，受前人的研究支持［6，5，34］，对4套烃源岩数字成图（图2）。长9段烃源岩主要发育在研究区东部和西北部，厚度一般在5~25 m之间，其中东部为烃源岩发育中心，其他地区烃源岩不发育；长8段烃源岩在研究区大范围发育，厚度可达60 m以上；长7段沉积时期，在研究区中部和东南部为烃源岩发育中心，厚度可达90 m以上，不同地区烃源岩的发育位置存在明显的样式差异［15］；长6期，湖盆面积在长7期基础上缩小，烃源岩主要集中在研究区中部及南部，最厚可达70 m左右。
图2 研究区延长组烃源岩发育厚度

Fig.2 Source rock thickness of Yanchang Formation in the study area

2.2　烃源岩原始TOC和I H

本文研究在大量烃源岩地球化学评价数据和前人研究的基础上，开展各套烃源岩原始有机质含量（TOC）和氢指数（I H）计算，将得到的值输入到盆地模拟软件。典型井的地球化学数据见表2，原始TOC的恢复采用不同类型有机碳恢复系数与R O关系曲线图版进行（图3）。氢指数的计算则依据有机质类型和TOC开展恢复（表3）。
表2 典型井各层烃源岩的地球化学数据统计

Table 2 Statistics of geochemical data of source rocks in each layer of typical wells

井号 层位 TOC/% T max/℃ S 1/（mg/g） S 2/（mg/g） S 3/（mg/g）
JF75 长6 0.5 ~ 8.1 1.8 ( 32 ) 430 ~ 448 440 ( 32 ) 0.1 ~ 4.0 0.9 ( 32 ) 0.4 ~ 22.1 4.4 ( 32 ) 0.4 ~ 2.1 0.8 ( 32 )
长7 0.8 ~ 9.4 4.7 ( 297 ) 413 ~ 450 439 ( 297 ) 0.7 ~ 5.5 2.9 ( 297 ) 1.6 ~ 36.2 14.6 ( 297 ) 0.1 ~ 2.6 0.5 ( 297 )
长8 0.1 ~ 15.9 1.8 ( 65 ) 437 ~ 477 452 ( 65 ) 0 ~ 4.4 0.3 ( 65 ) 0.1 ~ 46.1 3.3 ( 65 ) 0.1 ~ 0.6 0.2 ( 65 )
长9 0.3 ~ 13.4 2.5 ( 18 ) 443 ~ 464 450 ( 18 ) 0 ~ 3.1 0.4 ( 18 ) 0.1 ~ 38.8 4.8 ( 18 ) 0.1 ~ 0.4 0.2 ( 18 )
长10 0.2 ~ 1.0 0.7 ( 3 ) 452 ~ 454 453 ( 3 ) 0 ~ 0.1 0.1 ( 3 ) 0.1 ~ 0.7 0.4 ( 3 ) 0.2 ~ 0.2 0.2 ( 3 )
SD81 长6 0.44 448 0.06 0.32 0.12
长7 0.4 ~ 6.1 2.8 ( 45 ) 441 ~ 452 448 ( 45 ) 0.1 ~ 4.3 1.5 ( 45 ) 0.2 ~ 25.4 9.4 ( 45 ) 0.1 ~ 0.2 0.2 ( 45 )
长8 0.4 ~ 6.3 2.6 ( 16 ) 444 ~ 453 448 ( 16 ) 0.1 ~ 1.6 0.6 ( 16 ) 0.4 ~ 20.9 7.5 ( 16 ) 0.1 ~ 0.3 0.2 ( 16 )
长9 0.7 ~ 29.2 6.9 ( 41 ) 446 ~ 454 449 ( 41 ) 0.1 ~ 8.4 2.0 ( 41 ) 0.4 ~ 91.4 20.4 ( 41 ) 0.1 ~ 0.3 0.2 ( 41 )
长10 0.1 ~ 5.1 1.1 ( 18 ) 446 ~ 467 456 ( 18 ) 0 ~ 0.9 0.1 ( 18 ) 0.1 ~ 11.8 1.3 ( 18 ) 0.1 ~ 0.3 0.2 ( 18 )

注： 0.5 ~ 8.1 1.8 ( 32 )= 最 小 值 — 最 大 值 平 均 值 ( 样 品 数 )

图3 不同类型有机碳恢复系数与成熟度之间的关系

Fig. 3 Relationship of different types organic carbon recovery coefficient and maturity

表3 不同类型干酪根有机地球化学特征

Table 3 Organic geochemical characteristics of different types of kerogen

干酪根类型 有机组分 有机碳/% H/C I H/（mg/g）
Ⅰ 腐泥型 >3% 1.6 600~900
Ⅱ 腐泥腐殖型 >2% 1.3 300~600
Ⅲ 腐殖型 变化范围大 0.9 100~300
ⅡS 腐泥型（含硫） >3% 1.5 300~600
依据文献资料，长9段烃源岩现今平均的TOC值为5.03%，以II型有机质类型为主，实测烃源岩镜质体反射率在0.92%~1.05%之间［35-37］。按照图3，将长9段烃源岩的初始I H取值为500 mg/g。确定长9段烃源岩的原始TOC恢复系数为1.15，计算长9段烃源岩TOC值为5.78%。本文研究依据长8段烃源岩文献资料，选取TOC值为3.57%［38］。鉴于干酪根以II型为主，镜质体反射率分布在0.84%~1.37%之间，平均值为1.10%。确定长8段烃源岩的原始I H取值为500 mg/g，原始TOC恢复系数取值为1.19，计算得到原始TOC值为4.35%。长7段烃源岩研究程度最高，长7段烃源岩自下而上可细分为长73、长72和长71亚段烃源岩（图4）。鉴于长71和长72亚段烃源岩以II型干酪根为主，长73亚段烃源岩以I型干酪根为主，确定长71、长72和长73亚段烃源岩原始有机碳恢复系数分别为1.12、1.12和1.15，长71、长72和长73亚段烃源岩的原始I H分别选取650 mg/g、650 mg/g和750 mg/g。文献揭示长6段烃源岩的TOC均值为2.29%，干酪根以II型为主，实测镜质体反射率分布在0.7%~1.15%之间，均值为0.9%［36-37，39］。考虑模拟生烃量结果与长庆油田长6段烃源岩资源量评价结果，本文研究选取烃源岩原始I H值为300 mg/g。原始TOC恢复系数选取1.12，计算得到的长6段烃源岩原始TOC值为2.56%。
图4 研究区长7段各小层烃源岩现今有机质含量（TOC）分布特征

Fig.4 Distribution characteristics of current organic matter content (TOC) of each small layer source rock of Chang 7 member in the study area

2.3　烃源岩生烃动力学

尽管PetroMod 2017软件中内嵌大量不同类型烃源岩和不同油气组分的生烃动力学模板，可用于实际研究工区烃源岩生烃动力学特征不明确的生烃模拟。为更为精确和合理地模拟鄂尔多斯盆地延长组烃源岩生烃演化过程，本文研究选取利用鄂尔多斯盆地长7段烃源岩样品的黄金管热模式实验得到C2—C5、C6—C13和 C 14 +共4组分的生烃动力学模型，具体数值参见文献［40］。其中，C1生烃动力学模型采用PetroMod软件自带生烃动力学参数。

3 结果

3.1　热史和生烃转化率动态模拟

将现今大地热流平面分布和地质历史时期的平均热流值作为初始热流参数输入到盆模拟软件中开展热史模拟，然后利用现今镜质体反射率数据进行结果校正，直至模拟结果与实测数据吻合。模拟结果显示长7段烃源岩在平面上的热演化程度在华池—塔尔湾地区相对较高（R O=1.1%~1.3%），南部和西北部的R O值相对较低（<0.9%）。本文模拟得到的长7段烃源岩成熟度（R O）分布与利用大量单井烃源岩镜质体反射率数据绘制了鄂尔多斯盆地中部延长组长7段R O等值线地层图具有较高的一致性，显示了热模拟的可靠性［41］。同时，大量单井资料的地层模拟温度和现今的地层温度也具有较好的吻合性［图5（c）］。
图5 鄂尔多斯盆地长7段烃源岩热演化程度分布

（a） 模拟的长7段烃源岩成熟度平面分布；（b） 现今成熟度分布图（据文献［41］）；（c） 3口单井地层温度与实测地层温度对比（黑色十字标志为实测镜质体反射率、蓝色空心圆为实测地层温度）

Fig.5 Distribution of thermal evolution degree of Chang 7 Member source rocks in Ordos Basin

模拟结果显示三叠纪末期（206 Ma），长7段底面温度基本处于50 ℃以下，而东南部和东北部地区温度处于50~60 ℃之间；侏罗纪，长7段温度随埋深增加而逐渐升高；在侏罗纪末期（145 Ma），大部分地区处于50~70 ℃之间，南部地区地温相对较低；受早白垩世构造热事件和地层埋深的综合影响，鄂尔多斯盆地地层温度在早白垩世晚期达到最高，长7段底界面地层温度基本处于100~140 ℃之间，且中部地层温度相对于南部和东北部高；晚白垩世至第四纪，鄂尔多斯盆地处于抬升剥蚀时期，长7段底界面由于埋深变浅和热流降低，温度也逐渐下降，现今长7段底界面温度处于40~90 ℃之间，且具有自西向东温度逐渐降低的趋势（图6）。其他层位的地层温度演化史具有相似的特征。
图6 鄂尔多斯盆地长7段底界温度演化历史

Fig.6 Evolution history of the bottom temperature of Chang 7 Member oil Formation, Ordos Basin

对4套烃源岩现今生烃转换率进行对比，发现长9段烃源岩埋深最大，经历的热演化程度也最高，其中研究区东南部已有75%~92%的烃源岩完成生烃，其他区域生烃转换率基本也在50%以上，仅东北部小范围烃源岩生烃转换率相对较低（15%~50%）。长8段烃源岩现今生烃转换率主要分布在50%~80%之间，工区东北部、西北部和南部相对较低（10%~50%）；长7段烃源岩生烃转换率主要分布在45%~75%之间，同样在研究区西北部和南部相对较低；长6段烃源岩生烃转换率最低，大部分地区小于60%（图7）。不同层位烃源岩生烃转换率对比表明，延长组各烃源岩生烃转换率整体不高，仍具有一定的生烃潜力，具备开展原位转化的地质潜力。
图7 研究区延长组烃源岩现今生烃转换率

Fig.7 Current hydrocarbon generation conversion rate of Yanchang Formation source rocks in the study area

3.2　各层位烃源岩生烃量动态模拟

盆地模拟计算出延长组烃源岩的累积生烃量总和达到1 233.64×108 t，其中长73亚段烃源岩自白垩纪开始一直为生烃贡献最大的层位（图8）。从生烃组分上看，三叠纪和侏罗纪时烃源岩成熟度较低，不仅生成的烃类量少而且主要以 C 14 +的重质烃类为主（占比在90%以上）。早白垩世末期和现今，烃源岩仍以生成重质烃类为主，但占比在66%~70%之间，C6—C13烃类生成量占比26%~28%，该时期有少量甲烷气生成（占比1.9%~2.5%）。
图8 研究区延长组烃源岩不同时期生成烃类的组分差异性对比

Fig.8 Difference and comparison of hydrocarbon components of Yanchang Formation source rocks in different periods in the study area

各烃源层累积生烃量受烃源岩TOC含量、厚度、分布范围控制。重建4套烃源岩不同时期的累积生烃量演化史发现：206 Ma时，长9段烃源岩在东部小范围内生成烃类，其他地区尚未进入生烃阶段；145 Ma时，东部大范围生烃，此时生烃量（也为生烃强度，网格面积为1 km2）最大为16×104 t；在最大埋深时期（96 Ma），东部大部分地区累积生烃量在（80~200）×104 t之间；现今长9段烃源岩基本保持了最大埋深时的特征，但在研究区西北部有所增加［图8（a）—图8（d）］。不同烃源层之间对比看，烃类大量生成时期均主要集中在早白垩世［图9（e）—图9（p）］。依据图3开展生烃模拟后，发现长73亚段烃源岩生烃强度最大，其次为长72亚段烃源岩，长71亚段烃源岩相对较差。
图9 研究区延长组各烃源岩不同时期累积生烃量

Fig.9 Cumulative hydrocarbon generation of each source rock in Yanchang Formation in different periods in the study area

3.3　延长组油气运移和聚集过程

在充分考虑地质模型中物性和裂缝基础上（输导体系另文讨论），开展了延长组各层系石油成藏模拟研究。不同层位对比发现，长91亚段和长63亚段（图10）在145 Ma之前（白垩系沉积之前），均基本没有烃类充注，长8和长7段在东南部有少量油气充注。在145~96 Ma时期，长91亚段大部分地区均有不同程度烃类充注，在西部和东南部相对较高（烃类饱和度最高为45.7%）；长82亚段中部充注大量油气（含油饱和度在20%~60%之间）；长7段则大量烃类富集在中部、西北部和东南部（油气饱和度达到了25%~65%）；工区范围长63亚段烃类充注量在大部分地区油气饱和度小于1%，仅在东南部油气富集程度相对较高（油气饱和度可达20%）。96~0 Ma时期长9段的烃类分布范围与96 Ma时期没有差别，但饱和度有明显升高，定边至环县一带烃类饱和度最高达59.5%；长82亚段，在研究区西部和东部均富集大范围油气（含油饱和度在20%~60%之间）；长73亚段部分前期富集的油气因为早白垩世末期东部构造抬升而发生调整和散失，导致现今含油饱和度分布范围较96 Ma时期大，但饱和度降低；长6段油气主要富集在东北部和东南部（含油饱和度约为40%）。总之，145~96 Ma时期是油气充注的关键时期，96~0 Ma时期为油气调整的关键时期。值得说明的是，发生在早白垩世末期的构造抬升不仅影响盆地各油层组油气成藏后的调整，也对孔隙度以及地层压力产生了重大影响［42］。
图10 研究区延长组各地质历史时期烃类饱和度

Fig.10 Hydrocarbon saturation in various geological periods of Yanchang Formation in different periods in the study area

4 讨论

4.1　生排烃过程及抬升影响

延长组不同层位烃源岩在不同时期的累积生烃量模拟结果表明：三叠纪末期（206 Ma），除长6段烃源岩未生烃外，其他层位烃源岩均已开始生烃，其中，长9段、长8段和长73亚段烃源岩的累积生烃量分布在（185~230）×106 t之间，而长72、长71亚段烃源岩仅有少量烃类生成；到侏罗纪末期（145 Ma），长73亚段烃源岩累积生烃量达到最大，为33.21×108 t，其次为长8段烃源岩，为18.67×108 t，其他层位烃源岩在该时期累积生烃量均小于10×108 t；至早白垩世末期（96 Ma），延长组各层位烃源岩的累积生烃量均大幅增加，长73亚段烃源岩累积生烃量依然最高，超过400×108 t；现今（0 Ma），各套烃源岩的累积生烃量均较96 Ma时期有所增加，整个延长组烃源岩的累积生烃量达到1 233.64×108 t。通过计算各层位烃源岩在不同时期生烃量与其累积生烃量之比，表明延长组烃源岩在三叠纪和侏罗纪生烃量较少，生烃贡献占比基本小于7%；早白垩世为主要生烃期，各层位烃源岩在该时期的生烃量占各自总生烃量的68%~82%；晚白垩世至今也有部分烃类生烃，生烃贡献占比在10%~25%之间（图11），但是主要集中在抬升后的早期（96~80 Ma），主要原因是抬升伴生的热事件导致烃源岩层的温度保持甚至超过最大埋深时的温度。
图11 不同层位烃源岩各时期生烃量占总生烃量百分比

Fig.11 Percentage of hydrocarbon generation of source rocks at different horizons in total hydrocarbon generation at different periods

晚白垩世至第四纪，鄂尔多斯盆地主要经历了地层构造抬升与剥蚀阶段。本文基于鄂尔多斯盆地基本地质模型，设计5组晚白垩世不同剥蚀厚度的概念模型，探讨延长组烃源岩主要在地层抬升的什么阶段生烃以及生烃量与剥蚀量之间的定量关系。概念模型中剥蚀厚度设置在200~1 600 m之间，烃源岩设置在底层且各参数赋值为：厚度200 m、II型干酪根、原始TOC含量为2%、原始I H值为600 mg/g，地层在96~0 Ma时期发生抬升剥蚀［图12（a）］。不同方案的生烃量史模拟结果表明：烃源岩在地层发生抬升时期存在不同程度的生烃，但生烃量与早期地层持续埋藏时期相比大幅度降低［图12（b）］。进一步将地层抬升从早至晚分为5个阶段，对不同剥蚀厚度方案的分析结果表明，地层抬升时期烃源岩可以继续生烃，但生烃期主要集中在地层抬升的初始阶段，可以占到整个抬升期生烃的61.5%以上，具有地层剥蚀厚度越大、抬升早期生烃占比越高的特征［图12（c）］。
图12 不同剥蚀厚度对生烃时间的影响

（a）基于鄂尔多斯盆地设计的单井埋藏史—成熟度史概念模型；（b）不同剥蚀厚度方案的烃源岩生烃量演化史；（c）地层抬升—剥蚀不同阶段烃源岩生烃量占整个抬升期生烃量的百分比

Fig.12 Effect of different denudation thickness on hydrocarbon generation time

延长组各层位烃源层累积排烃量演化史表明：三叠纪，由于烃源岩生烃量少，至三叠纪末期（206 Ma）几乎没有烃类排出；侏罗纪，生成的烃类在满足烃源层吸附后，至侏罗纪末期（145 Ma）仅有少量烃类排出；由于早白垩世大量烃类生成，在96 Ma时各层位烃源岩排出大量烃类，其中长73亚段烃源岩累积排烃量最大，为282×108 t，其次为长8段和长9段烃源岩，分别达到92.5×108 t和88.9×108 t；现今（0 Ma），长73亚段烃源岩累积排烃量达到467×108 t，而长6段烃源岩由于热演化程度和生烃量相对较低以及受下部烃源岩层向上排烃影响，现今累积排出烃量最低。各地质时期排烃量对比表明，早白垩世为主要排烃期，其次为晚白垩世至今的地层抬升期（图13）。晚白垩世后的排烃可能主要是受烃源岩层和储层之间孔隙降压反弹差异不同，从而形成储层对烃源岩层的“泵吸”作用［43］。
图13 研究区各套烃源岩地质历史时期排烃量

Fig.13 Hydrocarbon expulsion of each set of source rocks in the study area during geological history

4.2　成藏模拟结果可靠性评价

在地史、热史和生排烃史模型建立基础上，选择达西运移算法模拟延长组致密储层中油气运移和聚集演化史。成藏模拟时，将裂缝开启时期设置为与主生排烃期相匹配的早白垩世，成藏模拟结果表明，现今长81和长82亚段的油气分布特征相似，主要分布在研究区中部和西部，含油饱和度在30%~60%之间［图14（a）］。
图14 鄂尔多斯盆地延长组成藏模拟的含油饱和度分布与目前油气勘探效果对比

Fig. 14 Comparison of simulated oil saturation distribution and current oil and gas exploration effect of Yanchang Formation reservoir in Ordos Basin

成藏模拟结果与现今油气勘探（包括探明油藏、控制油藏和有利区位置）对比，发现各层段油气成藏模拟结果与实际勘探认识均具有较高匹配度，尤其是长81和长82亚段，模拟结果与实际认识高度一致［图14（b）］，验证盆地模拟结果的合理性。在各油层有利区之外，高含油饱和度区域很可能是下步油气勘探的重点。
为进一步验证成藏模拟结果可靠性，选取陇东地区勘探程度较高的一个小区块［位置如图14（a）所示］，开展精细的油气成藏嵌套模拟。与大模型相比（网格分辨率为2 000 m），陇东小区模型的网格分辨率更高（400 m），对应于更精细的岩相模型。在研究区大模型烃源岩生烃、排烃和运移过程中，当油气从底部或边部运移至小模型时，将在精细岩相模型的控制下进行运移和聚集。油气成藏模拟结果表明（图15），现今长81亚段油气聚集范围和饱和度较大，长82亚段油气主要聚集在陇东地区的西部，将模拟结果与陇东地区实际油气勘探成果对比显示，长81和长82亚段现今油气探明（预测）的油藏位置与模拟的油气饱和度具有较高的匹配度，表明陇东地区油气成藏模拟结果合理。尽管本文模拟已充分考虑了各类地质参数，但不可否认依然存在由尚未表征的微裂缝和断裂等所导致的实际地层中成藏运移路径复杂化，从而使成藏模拟结果在部分区域呈现偏差。总体上，基于研究区大模型和陇东地区小模型的验证结果表明，本文油气成藏模拟结果无论在盆地尺度还是油藏尺度均与实际勘探认识呈现出较好的匹配程度，说明盆地模拟技术在精细地质参数约束下开展多烃源岩层成藏模拟具有可信性。
图15 陇东小区油气成藏模拟结果与实际勘探对比

Fig.15 Comparison between oil and gas accumulation simulation results and actual exploration in Longdong district

4.3　各烃源岩成藏贡献评价

基于上述合理的油气成藏数值模拟模型，通过只保留长9段烃源岩而将长8和长7段烃源岩设置为不具备生烃能力的泥岩层，建立新的三维盆地模型，模拟长9段烃源岩生烃能力对各油层组油气成藏的贡献。同样，建立只保留长8、长7段烃源岩的2个三维盆地模型，分别评价长8、长7段烃源岩对各油层油气成藏贡献量。模拟结果表明，当只保留长9段烃源岩时，生成的油气主要富集在长9段内部，部分油气分别向下、向上排出并运移至长10段和长8段，而运移至长7段的油气明显减少，各层段油气富集范围与长9段烃源岩分布范围较一致［图16（a）—图16（d）］；当只保留长8段烃源岩时，生成的油气主要富集在长8段内部，并部分聚集在其下部和上部地层，运移并富集到长10段的烃类较少，表明长8段烃源岩对长10段油气成藏贡献不大［图16（e）—图16（h）］；当只保留长7段烃源岩时，油气主要富集在长7段及其下部的长8段，而在长9和长10段聚集量较少［图16（i）—图16（l）］。
图16 鄂尔多斯盆地长9、长8和长7段烃源层分别对延长组各层段油气充注与聚集的影响程度（现今）

Fig. 16 Influence degree of Chang 9， Chang 8 and Chang 7 members source rocks on hydrocarbon charging and accumulation of each member of Yanchang Formation， Ordos Basin （now）

定量评价结果表明，长10段油气基本来自于其上部的长9段烃源岩，其他层位烃源岩基本无贡献。长91亚段紧邻上覆长8段烃源岩，受到长9和长8段2套烃源岩共同供烃，依据文献资料，长8段烃源岩生烃范围更广、能力更强［5，15，38］，本文模拟结果显示长8段烃源岩对长91亚段油气成藏的贡献量可达64.8%，主要在姬塬和陇东地区［图16（f）］，而长9段烃源岩贡献量为31.8%，主要在姬塬和陕北地区［图16（b）］。虽然长7段烃源岩生烃能力最强，但远离长91亚段，因此对其成藏贡献量较低。长81亚段紧邻长7段烃源岩，其油气富集主要受长7段烃源岩影响，贡献量可达56.6%，其次为长8段烃源岩，而来自长9段烃源岩的贡献量最低。长73亚段的油气富集基本来自其自身烃源岩的贡献，达到89.5%，来自长8和长9段烃源岩的贡献分别只有8.7%和1.8%（图17）。整体上而言，烃源岩单因素模拟方法对定量明确各层位烃源岩对延长组不同层段油气成藏定量贡献的评价有一定参考价值。值得特别说明的是，烃源岩单因素方法进行油气排烃和运移模拟也存在一定不足，比如目前某单层模拟排出的烃类要先在输导层中的孔隙中充注达到一定饱和度后才能继续运移，而事实上一旦有其他烃源岩供烃并达到运移条件则不需要在进行饱和。因此，也需要客观认识这种基于单要素分析的模拟结果存在的不足。
图17 鄂尔多斯盆地长9、长8和长7段烃源层分别对延长组各层段油气富集的贡献率

Fig.17 Contribution rate of Chang 9， Chang 8 and Chang 7 members source rocks to oil and gas enrichment in each member of Yanchang Formation， Ordos Basin

5 结论

鄂尔多斯盆地范围中生界含油气系统三维盆地模拟模型，利用大量井资料进行深度模型、压实模型和热史模型校正，开展了多套烃源层生排烃和成藏模拟研究，取得以下认识：
（1）白垩纪早期受构造热事件和埋深双重影响，延长组各烃源岩的成熟度快速增大，随后由于构造抬升，烃源岩成熟度基本保持不变。烃源岩的成熟度具有东南高、西部低的整体特征。烃源岩现今处于主力生油窗时期，仍具有较大生烃潜力，具备原位转化的物质条件。
（2）烃源岩累积生烃量与其TOC含量、厚度、展布之间具有密切正比关系。长7段烃源岩层中长73亚段生烃强度最大，在三叠纪尚未开始生烃，烃类大量生成时期主要集中在早白垩世。烃源岩排烃量史模拟结果表明三叠纪和侏罗纪，由于烃类生成量较少，排烃量相对更少；早白垩世和晚白垩世至今均为主要排烃时期，略滞后主要生烃期。目前盆地内的探明油藏和预测油藏分布与本次模拟得到的现今烃类分布范围具有很好的吻合程度。
（3）模拟结果揭示延长组各烃源层上下呈“近源成藏”的特征，首次提出将“长7段主力烃源层多层系立体勘探”模式跨越到“多烃源层近源成藏”模式，不仅为围绕长7段的致密油和页岩油勘探开发提供了资源和地质依据，也为盆地内新区新层系的石油勘探提供了指导。

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