鄂尔多斯盆地马家沟组烃源岩有效排烃有机质丰度下限探讨——以龙探1井为例

烃源岩残余有机碳含量下限值是划分有效烃源岩的重要指标之一。目前关于碳酸盐岩有效烃源岩有机碳含量下限值主要由经验分析来确定,取值高低存在比较大的分歧。鄂尔多斯盆地马家沟组碳酸盐岩热演化程度高、有机质类型好。笔者针对马家沟组烃源岩生成油气具有近距离运聚的成藏特征,从烃源岩吸附气定量分析出发,结合典型井不同有机碳含量的烃源岩排烃史模拟计算,综合分析认为以0.25%作为高成熟—过成熟碳酸盐岩有效排烃的烃源岩残余有机碳含量下限值。     

碳酸盐岩生烃指标及生烃量评价的新认识

我国存在大量平均有机碳丰度很低(一般小于0.20%)、但仍能达到以往提出的碳酸盐岩烃源岩有机碳丰度下限(一般在0.10%)的碳酸盐岩,多年的勘探未发现其能生成原生工业性油气藏,表明该下限提得过低,原因在于传统观点笼统地认为碳酸盐岩中有机质生烃能力较高、碳酸盐岩排烃率高、提出过高的高演化阶段碳酸盐岩原始有机碳恢复系数,并且未考虑运移散失。在重新考虑这些因素后,认为烃源岩平均有机碳下限指标应主要由实际情况的类比来确定。碳酸盐岩烃源岩、高—过成熟阶段的烃源岩以及气源岩的有机碳丰度下限未必分别明显低于泥岩烃源岩、成熟阶段的烃源岩和油源岩,它们的平均有机碳含量都应在0.40%~0.50%以上。     

关于碳酸盐烃源岩的评价标准

通过模拟实验测得碳酸盐岩排烃下限值为TOC=0.06%～0.12%,并提出碳酸盐岩排烃下限值与碳酸盐烃源岩有机碳下限值应是两个概念。排烃下限值是烃源岩所固有的特性,不是人们自己设定的标准,而烃源岩有机碳下限值是一个评价标准,大小可以等于或大于排烃下限值,而不能小于排烃下限值。通过对碳酸盐岩有机质丰度、有机质类型、有机相和成熟度的研究,修正了过去碳酸盐岩只按Ⅰ类有机质的评价方法,而将碳酸盐岩有机质分为Ⅰ,Ⅱ₁,Ⅱ₂₃类,将碳酸盐烃源岩划分为4类,即很好烃源岩、好烃源岩、中等烃源岩、差烃源岩。未熟—成熟碳酸盐烃源岩有机碳下限值为0.2%～0.4%;高成熟—过成熟碳酸盐烃源岩有机碳下限值为0.1%～0.25%。      

碳酸盐岩烃源岩生烃增压规律及其含义

碳酸盐岩由于成岩-固结早,烃源岩排烃的动力主要是水热增压和生烃增压。通过碳酸盐岩烃源岩不同有机碳含量样品温、压关系的模拟实验,建立了增压值与温度的数值关系模型。实验结果表明,碳酸盐岩烃源岩生烃过程中生烃增压值远高于水热增压值。碳酸盐岩烃源岩排烃动力的大小主要受烃源岩有机质丰度和温度的影响。对于同一烃源岩来说,随着热演化程度增高,生烃增压值迅速增大;当热演化程度相当时,生烃增压值与样品的有机碳含量成正相关关系。若烃源岩有机碳含量过低,烃源岩产生的生烃增压值不足以有效地把烃类排出烃源岩。由于碳酸盐岩烃源岩中含水量通常很低,则生烃增压特别是生气增压对排烃而言更为重要。因此,碳酸盐岩烃源岩遵循生烃-增压-超压-压力释放-排烃的动力学模式。     

川西南地区二叠系碳酸盐岩生烃下限研究

围绕碳酸盐岩烃源岩的评价标准特别是碳酸盐岩烃源岩生烃的有机碳下限值问题 ,选用川西南地区二、三叠系碳酸盐岩气田为研究对象 ,采用气藏地球化学与油气地质学相结合的研究方法 ,通过正演和反演的相互比较印证 ,利用先进的地球化学分析手段 ,进行了油气源对比 ,从自然剖面上研究了碳酸盐岩烃源岩有机碳分布 ,从理论上推导了碳酸盐岩生烃的有机碳下限值 ,并计算了生烃量 ,然后根据地质背景及油气勘探开发实践 ,与资源量进行了对比 ,从而确定川西南地区二叠系碳酸盐岩烃源岩生烃的有机碳下限值为 0 .3 %。同时还讨论了碳酸盐岩烃源岩在生烃机理、条件、影响因素和成烃过程等方面与泥岩烃源岩的差异以及碳酸盐岩烃源岩残余有机碳的生烃下限的影响因素等问题     

吉木萨尔凹陷芦草沟组有效源岩有机碳含量下限分析

通过对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷吉174井芦草沟组烃源岩发育与有机地化特征的分析,根据排烃机理,利用可溶有机质转化率、热解S1/w(TOC)参数与有机碳含量的关系,确定了泥岩类烃源岩排烃有机碳含量下限值。总体上,吉174井芦草沟组泥质烃源岩发育,不同岩性泥岩生排烃条件相近,但由于不同岩性泥岩的矿物组成、有机质特征的差异,导致其排烃的有机碳含量下限值有所不同,较纯泥质烃源岩、粉砂质烃源岩、灰质和云质有效烃源岩的有机碳含量下限值分别为2.50%,2.80%,1.45%,1.30%。含碳酸盐的有效烃源岩相对所占比例要高于较纯泥岩和粉砂质泥岩,但都超过了50%。吉174井芦草沟组泥质有效烃源岩发育,有机质丰度下限值明显较高,对油气藏有重要贡献。     

海相碳酸盐岩排烃下限值研究

在灼烧过的方解石和蒙脱石及灰岩和泥岩中分别加入同一种有机质配制成不同有机碳含量的样品进行热解和加水热压模拟实验,结果表明,海相碳酸盐岩的烃吸附量一般在0.35mg/g左右,变化在0.2~0.85mg/g之间;泥页岩烃吸附量一般在1.25mg/g左右,变化在0.46~2.62mg/g之间。高成熟—过成熟海相碳酸盐岩排烃下限TOC值为0.08%左右,成熟海相富烃碳酸盐岩排烃下限TOC值为0.3%左右,排烃下限TOC值与烃源岩吸附烃含量、干酪根类型及有机质成熟度有关。      

烃源岩演化中有机碳质量与含量变化定量分析

根据有机碳质量守恒原理,建立反映有机碳质量变化的有机碳质量补偿系数数学模型;综合考虑有机碳生烃、排烃和岩石失重过程对有机碳含量的影响,建立计算有机碳含量变化的数学模型.采用正演方法,模拟计算不同类型烃源岩在不同演化阶段和不同排烃效率下有机碳质量补偿系数和有机碳含量值.计算结果表明,有机碳质量补偿系数与烃源岩有机质类型,热演化程度和排烃效率有关,Ⅰ型、Ⅱ1型、Ⅱ2型和Ⅲ型有机质烃源岩的有机碳质量补偿系数最大值分别为2.104、1.360、1.169和1.099.不同类型泥质烃源岩都存在排烃效率阀值,Ⅰ型为20%、Ⅱ1型为30%、Ⅱ2型和Ⅲ型为60%,排烃效率小于阀值时,残余有机碳含量普遍大于原始有机碳含量;排烃效率大干阀值时,残余有机碳含量普遍小于原始有机碳含量.在完全排烃条件下,Ⅰ型、Ⅱ1型、Ⅱ2型和Ⅲ型有机质类型泥质烃源岩有机碳含量最大减少幅度大致分别为43%、20%、10%和10%.     

海相不同类型烃源岩有机质丰度热演化规律

烃源岩加水热压模拟实验和自然演化剖面实测都表明,海相不同类型烃源岩的有机质丰度热演化可分为3段:未成熟-低成熟阶段(R₀小于0.8%)随成熟度的增加有机碳含量及生烃潜量变化不明显;在成熟阶段中晚期(R₀为0.8%～1.3%)有机碳含量和生烃潜量随成熟度增加逐渐降低,其根本原因是油气不断大量生成和排出;在高成熟-过成熟阶段随成熟度的增加有机碳含量变化又不明显。未成熟-低成熟阶段到高成熟阶段,有机质丰度明显降低,需要进行原始有机碳含量的恢复。经不同类型源岩对比,恢复系数与生排烃潜力、干酪根类型、成熟度和有机质含量等因素有关,而与岩性关系不大。     

柴达木盆地德令哈坳陷石炭系烃源岩评价

德令哈坳陷石炭系广泛发育,是该区一套潜在的烃源岩层系。野外地质调查及有机地球化学分析表明,石炭系烃源岩主要以碳酸盐岩、泥岩、炭质泥岩和煤为主。下石炭统烃源岩有机质热演化已进入高成熟-过成熟阶段,生油气潜力不大。上石炭统碳酸盐岩有机碳含量平均为０. ２７％,有机质类型属Ⅰ-Ⅱ型;泥岩有机碳含量平均为１.５８％,有机质类型为Ⅱ－Ⅲ１型,均达到中等-好的烃源岩标准。二者发育于还原背景下的开阔水域,且有机质热演化大多处于成熟-高成熟阶段,有较好的沉积环境和生烃潜力,是德令哈坳陷石炭系中最具潜力的源岩类型与生油气层系。     

碳酸盐岩有效排烃动力条件与临界有机质丰度关系

在碳酸盐岩的可能排烃动力学模型中，微裂缝作为压力释放的有效通道至关重要。碳酸盐岩烃源岩生烃过程中微裂缝的形成难以直接观察，但可以通过模拟实验，根据产物计量和一定的数学模型，计算生烃增压值，并通过岩石物理性质得到的理论破裂压力阀值判断其形成的温压条件。结果表明，碳酸盐岩有效排烃动力与有机质丰度有关。当有机质类型和成熟度一定时．有机质丰度越高，所产生的生烃增压就越大。有机质丰度很低的碳酸盐岩在一般地温条件下，难以产生足够的生烃增压使岩石破裂并形成徽裂缝作为效排烃通道。在常规的油-2生成的温度压力条件下，有机碳含量0．2％～0．3％可能是满足有效排烃动力条件的l临界有机质丰度。图5表1参10     

对碳酸盐生油岩的有机质丰度及其演化特征的讨论

碳酸盐生油岩的有机质丰度下限问题存在不少的争议,它关系到碳酸盐沉积区的含油气远景评价,因而需要进一步加强研究。我国大部分碳酸盐生油岩(不含泥质)的剩余有机碳含量较低.平均为0.1—0.2%,但烃类含量可达100—200ppm。吉曼概括了世界上页岩和石灰岩生油岩的平均有机碳及烃的含量:页岩有机碳及烃的平均含量分别为1.14%和96ppm;石灰岩则分别为0.24%和98ppm。      

湖相烃源岩生排烃机制及生排烃效率差异性——以渤海湾盆地东营凹陷为例

湖相断陷盆地所形成的烃源岩具有强烈的非均一性,而东营凹陷作为该类盆地的典型代表,其主力烃源岩是古近系沙河街组四段上亚段(Es^4(上))、沙河街组三段下亚段(Es^3(下))和沙河街组三段中亚段(Es^3(中)),它们来自于咸水和淡水两种沉积环境。在沉积相与有机质特征研究的基础上,对比了3套地层中普通烃源岩[有机碳含量(TOC)<2%]和优质烃源岩(TOC>2%)残留液态烃产率、生烃潜力指数的演化特征,分析了排烃机制和排烃效率的差异性。由于沉积环境和埋深的不同,3套烃源岩的生排烃潜力、效率均有明显不同,相比较而言,各自的优质烃源岩是供烃成藏的主要贡献者,体现在该类烃源岩不但能形成更充足的物质基础,而且其多层理的结构也利于排烃。此外,针对不同的沉积环境总结了排烃模式。咸水环境烃源岩存在低熟和成熟两个生烃阶段,其排烃周期长、排烃效率高;而淡水环境烃源岩只存在成熟生烃阶段,其排烃周期短、排烃效率较低。沙河街组四段上亚段对资源量的贡献最大,沙河街组三段下亚段次之,而沙河街组三段中亚段最小。     

烃源岩特征与生烃动力学研究——以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组为例

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组含有丰富的油气资源,其烃源岩主要有页岩、碳酸盐质页岩和粉砂质泥岩,它们均具有有机质丰度高、生烃潜力大、当前处于低成熟至成熟阶段、有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ型为主的特征,在对其特征进行评价的基础上,选取中-低成熟度、有机质丰度较高的烃源岩进行开放体系条件下的热解实验和动力学模拟实验,进而研究烃源岩样品的生排烃特征。结果表明,芦草沟组烃源岩活化能主要为210 kJ/mol;上述3 种烃源岩中,页岩具有最高的生烃量和排烃效率,碳酸盐质页岩次之,而粉砂质泥岩的生烃量和排烃率均最低,但前两者却具有较高的滞留烃含量。综合前人的研究成果,最终认为芦草沟组烃源岩生烃增压作用是烃源岩排烃和致密油气聚集的主要动力,页岩和碳酸盐质页岩段是致密油勘探的目标层段。     

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通过对盆地北部近百件下奥陶统马家沟组碳酸盐岩的有机岩石学观察发现,碳酸盐岩中的沥青赋存形式多样,大致可分为基质型和充填型。前者呈分散状、絮状和顺层分布状等;后者则主要为孔洞型（ 晶间孔、晶间溶孔和膏膜孔） 和裂缝型（ 缝和线、构造缝等）。根据上述各种沥青赋存形式（ 产状） 和烃类色层效应将这些沥青划属原生—同层沥青。并认为普遍存在的基质型沥青代表了碳酸盐岩中原始有机质的输入和向油气的转化（ 形成原生沥青）;而充填型沥青则指示了新生成油气的排驱和初次运移（ 相应形成初次运移沥青） 。正是这种原生沥青和初次运移沥青的共同存在,对碳酸盐岩烃源岩的确认提供了最直观可信的岩石学依据。此外,从原生—同层沥青含量和残余有机碳、热解生烃潜量等大致呈正相关变化中,进一步说明了原生—同层沥青含量可作为碳酸盐岩（ 尤其是高演化碳酸盐岩） 烃源岩评价的重要指标。据此,对盆地北部马家沟组碳酸盐岩进行了生烃潜力评价。