在常规油气研究中, 烃源岩排烃门限的判别评价一直是石油地质学领域关注的焦点, 以往多在统计的基础上以能够生成并排出烃类而形成工业油气藏的烃源岩有机碳下限值作为常规油气资源的评价标准^[1-4]。由于统计样本空间的差异, 得出的结果也差别较大, 给烃源岩判别和评价带来较大的不确定性^[5-7]。近年来, 随着页岩油气勘探开发热潮的兴起, 如何科学确定烃源岩的有效排烃门限再次引起石油地质学家和地球化学家的关注^[8-10], 如果能够合理地确定烃源岩的排油门限, 对常规石油和页岩油的资源评价都有着非常重要的意义^[11]。然而由于现今看到的烃源岩是地质时间尺度已经完成生油气过程的岩石, 测得的有机碳是残余有机碳, 很难确定其开始演化时的有机质丰度, 而且一个潜在的烃源岩变为有效烃源岩的排烃门限并非一个常数^[12], 它取决于有机质类型、有机质成熟度等其他许多因素的变化。笔者利用无锡石油地质研究所自主研发的“烃源岩地层孔隙热压生排烃模拟实验仪”, 开展不同类型、不同有机碳含量低熟烃源岩地质条件约束下的生排油正演模拟实验, 根据实验结果, 建立一种烃源岩有效排烃门限的确定方法, 确定泥质烃源岩的有效排油门限值, 并对其在页岩油勘探的地质意义进行了探讨, 以期为常规石油和页岩油勘探提供一定的科学依据。

实验样品主要采自东濮凹陷、泌阳凹陷、白音查干凹陷、吉林桦甸露头, 筛选出5件低成熟、不同有机质类型和丰度的烃源岩样品, 并配制有机质丰度较低的样品一件, 样品的有机地球化学特征见表 1。

表 1

表 1 地层孔隙热压生排烃模拟实验样品的基本地化特征 Table 1 Geochemical characteristics of source rocks for simulation experiments 样品号 采集地 岩性 层位 镜质体反射率Ro/% 总有机碳TOC/% 氢指数IH/(mg·g-1) 类型 王24 泌阳凹陷 黑色泥岩 Eh3 0.55 4.55 763 Ⅰ 卫20 东濮凹陷 含盐页岩 Es3 0.62 3.93 592 Ⅰ 查1井 白音查干 深灰色泥岩 K1bd1 0.56 3.45 505 Ⅱ1 桦甸-3 桦甸 灰色泥岩 R 0.42 2.29 466 Ⅱ2 濮1-154 东濮凹陷 褐绿色泥岩 Es1 0.63 1.30 376 Ⅱ2 ZY-L 配制 灰色泥岩 0.56 0.78 199 Ⅲ

表 1 地层孔隙热压生排烃模拟实验样品的基本地化特征 Table 1 Geochemical characteristics of source rocks for simulation experiments

实验温压参数的设定:依据取样区典型井的埋藏演化史, 可以获知实际地区的埋深与镜质体反射率的关系, 同时根据前期烃源岩地层孔隙热压生排烃模拟实验仪开展的其他未熟—低熟烃源岩生烃模拟温度和镜质体反射率的对应关系, 以镜质体反射率为桥梁将拟模拟的演化点对应到模拟实验的温度点, 并以对应的R_o值来选取不同模拟温度不同演化阶段对应的埋深、静岩压力和流体压力值, 6件样品地质过程约束下生排油模拟实验温压参数见表 2。

表 2

表 2 模拟实验样品温压参数 Table 2 Experimental temperature and pressure parameters 样品 模拟温度/℃ 静岩压力/MPa 流体压力/MPa 王24 250 52.8 43.0 300 63.6 47.0 320 69.6 54.7 340 81.6 61.9 350 84.5 66.5 360 88.8 75.7 375 102.0 81.9 卫20 275 46.0 20.6 300 50.6 24.4 315 52.9 26.6 330 55.2 26.9 340 59.8 35.4 350 64.4 38.6 360 69.0 40.2 查1 250 36.8 20.0 275 39.1 21.5 300 43.7 23.8 310 46.0 25.0 320 50.6 27.5 335 55.2 30.0 350 59.8 32.5 360 64.4 35.0 桦甸-3 250 46.0 33.8 275 50.6 41.8 300 52.9 44.9 310 54.1 47.5 320 55.2 49.7 330 59.8 53.8 340 64.4 55.6 350 68.2 62.9 360 73.6 65.6 濮1-154 250 52.8 35.7 300 63.6 47.0 320 69.6 50.8 340 74.4 58.7 350 81.6 59.3 360 88.8 62.7 375 91.2 68.2 ZY-L 275 34.5 22.4 300 39.1 30.3 310 43.7 33.6 320 46.0 36.6 330 47.0 40.9 340 49.5 42.9 350 52.0 46.4 360 55.2 48.5

表 2 模拟实验样品温压参数 Table 2 Experimental temperature and pressure parameters

仪器采用自主研发的烃源岩地层孔隙热压生排烃模拟实验仪^[13-15], 具体实验流程和步骤见参考文献[13]~^[15]。排出油由3部分组成:一是当生烃系统压力超过设定的地层流体压力值时, 开启阀门使生烃系统压力维持在设定值, 最终在排烃装置中收集到的油; 二是实验加温结束后待整个反应体系温度降到150 ℃时, 打开排烃阀门由生成的气体携带出的轻质油; 三是烃源岩排到样品室内壁和连接管道空间的油。残留油是指模拟后的烃源岩残样的氯仿沥青“A”, 总生油量是排出油和残留油之和。

排烃门限是指在埋藏演化过程中, 烃源岩由于生烃量满足了自身吸附、孔隙水溶、油溶(气)和毛细管饱和等多种形成的残留需要, 并开始以游离相排出的临界点^[5-7], 油气只有在排出源岩后才能对常规油气成藏作贡献。排烃门限并非一个概念性名词, 而是可以加以定性与定量的一个重要地质指标。由干酪根晚期热降解生烃的理论模式^[6], 可知生烃门限主要受有机质的成熟度控制, 一般把镜质体反射率R_o达到0.5%作为临界点。同样, 排烃门限也可以用某些确定的指标来加以定性与定量。常用的排烃门限的识别方法主要有:①源岩生烃潜力变化特征反映排烃门限的存在, 在热解参数中, S₁和S₂分别代表游离烃、热解烃, “S₁+S₂”反映烃源岩生烃潜能, 包含残存于烃源岩中的烃以及尚未生成的烃, 生烃潜力“S₁+S₂”值的降低意味着烃源岩已达排烃门限并开始排出烃类, 降低点即是排烃门限^[6-7]; ②源岩残留烃量变化特征反映排烃门限的存在, 氯仿沥青“A”反映烃源岩中的残存有机质, 理论上, 在热演化过程中氯仿沥青“A”值有逐渐增大然后减少的趋势, 在原始烃源岩有机质丰度和类型保持一致的前提下, 氯仿沥青“A”含量的降低表明烃类的排出, 开始降低的点即是排烃门限^[6-7]。

然而常用的这些方法需要找到一个较为系统的从未熟—低熟—成熟—高过成熟的自然演化剖面, 通过系统采样分析来查找排烃的临界点, 但排烃受多种因素影响, 系统的自然演化剖面又难以寻找, 因此给排烃门限的研究带来一定困难。通过地质过程约束下的未熟烃源岩的热模拟实验可以建立一个完整的人工演化系列剖面, 根据实验结果得知烃源岩在不同演化阶段的生、排油量, 单位岩石的排油量可以表征烃源岩的排油能力, 因此可以直接利用单位岩石的排油量在深度剖面或成熟度剖面的变化来确定排油(烃)门限^[16]。

综合6组地质过程约束下的不同类型、不同有机碳含量烃源岩的热压生排油模拟实验结果, 统计发现, 在整个生油演化阶段, 单位岩石生油量小于5~8 mg/g时基本没有石油排出, 只有单位岩石的生油量大于5~8 mg/g时石油才开始排出, 对常规油气成藏贡献较大, 因此将单位岩石生油量Q_生油量=5~8 mg/g确立为烃源岩发生有效排油的最低条件(图 1、2)。值得注意的是, 此次选择的是单位岩石的生油量, 而不是单位有机碳的生油量, 这是因为以往许多学者按照单位有机碳生油量得出的排烃门限值差异较大。如Philippi^[17]最早估计了烃源岩吸附石油的数量, 认为单位有机碳吸附油量大概在30~120 mg/g才能发生有效排油; Tissot等^[18]认为未熟—低成熟阶段单位有机碳吸附油量基本上小于40 mg/g, 生油高峰阶段在100~180 mg/g; Sandvik等^[19]对以往研究数据进行复核后认为, 发生排烃的单位有机碳吸附油量应该是100 mg/g; Pepper等^[20]通过地球化学分析得出烃源岩发生排烃的单位有机碳吸附油量利用热解法是100 mg/g, 抽提法是200 mg/g; 陈建平等^[8]对中国大量典型的湖相烃源岩统计发现排烃门限时, 单位有机碳吸附油量利用热解法是100 mg/g, 抽提法是250 mg/g。可见，以单位有机碳生油量得出的排油门限不是一个固定值, 这可能是由于源岩有机质丰度、类型和烃类转化程度影响的差异。本次研究以单位岩石的吸附量划定排油门限发现尽管这6个样品的有机质类型、丰度等存在差异, 但都显示在单位岩石生油5~8 mg时发生排油, 这也可能意味着用单位岩石的生油量作为烃源岩排油门限的参数更为合适, 避免了有机质丰度、类型的影响。

图 1

图 1 不同类型、不同有机碳含量烃源岩单位岩石生油量变化曲线 Fig.1 Oil generarion rate of different types and different organic carbon content of source rock

图 2

图 2 不同类型、不同有机碳含量烃源岩单位岩石排油量变化曲线 Fig.2 Oil discharge rate of different types and different organic carbon content of source rock

由模拟实验结果(图 1、2)可知, 烃源岩发生有效排油存在一个最低的生油量门限值, 且不同类型、不同有机碳含量的烃源岩发生有效排油的演化阶段也有较大差异, 类型好、有机碳含量高的烃源岩在更低的演化程度时即可发生排油。

地质条件约束下的烃源岩生排油模拟实验为有效判别某一地区某种类型烃源岩在何种演化阶段有效排油提供了重要依据, 但由于模拟实验耗时长, 往往不可能大量开展研究区不同类型、不同有机碳含量的烃源岩生排油模拟实验来确定某一烃源岩的排油门限。

故在此基础上, 分别选取王24井、查1井、桦甸-3样品作为Ⅰ型、Ⅱ₁型、Ⅱ₂型陆相泥质烃源岩作为代表性样品, 通过这3个样品的R_o-Q_生油量的关系, 求取生油指数I_o(单位有机碳的生油量)。具体求取过程为:依据单位有机碳生油量为600~800 mg/g的烃源岩为Ⅰ型烃源岩、生油量为500~600 mg/g的烃源岩为Ⅱ₁型烃源岩、生油量为400~500 mg/g的烃源岩为Ⅱ₂型烃源岩, 按照达到每种类型最低生油量的标准(Ⅰ型烃源岩要求单位有机碳生油量最低为600 mg/g、Ⅱ₁型烃源岩要求单位有机碳生油量最低为500 mg/g、Ⅱ₂型烃源岩要求单位有机碳生油量最低为400 mg/g), 除以遴选的3个代表性样品的最大生油量, 得出一个系数。3个代表性样品不同演化阶段的单位有机碳生油量乘以该系数得出的即是该种类型烃源岩不同演化阶段的最低生油指数, 也即该类烃源岩单位有机碳需要达到的最低生油量(表 3)。

表 3

表 3 不同类型烃源岩Ro-Io生油指数关系 Table 3 Ro-Io of different types of source rock Ⅰ型 Ⅱ1型 Ⅱ2型 Ro/ % 生油指数 Io (mg·g-1) Ro/ % 生油指数 Io (mg·g-1) Ro/ % 生油指数 Io (mg·g-1) 0.38 89 0.46 84 0.38 38 0.44 140 0.52 124 0.46 52 0.54 218 0.57 163 0.52 88 0.64 404 0.64 205 0.57 114 0.72 467 0.70 221 0.64 145 0.89 586 0.85 359 0.72 189 1.22 600 0.97 488 0.85 244 1.42 530 1.18 495 0.97 330 1.31 470 1.18 401 1.42 430 1.38 371 1.50 328

表 3 不同类型烃源岩Ro-Io生油指数关系 Table 3 Ro-Io of different types of source rock

根据表 3建立的3种沉积有机质类型烃源岩的R_o-I_o关系, 继而可推算不同类型、不同有机碳含量的烃源岩TOC-R_o-Q_生油量演化模型(图 3~5), 根据统计确定的有效排油门限值为单位岩石生油量Q_生油量=5~8 mg/g, 得到不同类型、不同有机质丰度的陆相泥质烃源岩有效排油门限R_o。

图 3

图 3 不同有机碳含量Ⅰ型烃源岩单位岩石生油定量图版 Fig.3 Oil generation quantitative plate of different organic carbon content of Ⅰ type source rock

图 4

图 4 不同有机碳含量Ⅱ1型烃源岩单位岩石生油定量图版 Fig.4 Oil generation quantitative plate of different organic carbon content of Ⅱ1 type source rock

图 5

图 5 不同有机碳含量Ⅱ2型烃源岩单位岩石生油定量图版 Fig.5 Oil generation quantitative plate of different organic carbon content of Ⅱ2 type source rock

由表 4可知, 不同类型陆相泥质烃源岩达到排油门限所需要的有机碳TOC和演化程度R_o具有较大差异, 对于同一类型的烃源岩来说, 其有机质含量越高, 达到排油门限所需的演化程度越低。在整个生油阶段, 若Ⅰ型烃源岩的原始有机质含量TOC＜1.5%、Ⅱ₁型烃源岩的原始有机质含量TOC＜2.0%、Ⅱ₂型烃源岩的原始有机质含量TOC＜2.5%, 在整个生油窗内都达不到排油门限, 对于常规油藏研究来说可视为无效烃源岩, 生成的油只能滞留在烃源岩层系内, 是页岩油勘探的有利目标。同时, 对于一定类型、一定有机碳含量的烃源岩来说, 如果其地质过程中未达到有效排油的门限R_o, 也是页岩油勘探的有利目的层。

表 4

表 4 烃源岩有效排油门限标准 Table 4 Evaluation standard of effective oil source rock 干酪根类型 参数 有效排油门限/% Ⅰ型 Ro 0.48 0.50 0.52 0.55 0.58 0.60 0.64 0.80 TOC 5.00 4.50 4.00 3.50 3.00 2.50 2.00 1.50 Ⅱ1型 Ro 0.57 0.60 0.64 0.72 0.78 0.82 0.90 TOC 5.00 4.50 4.00 3.50 3.00 2.50 2.00 Ⅱ2型 Ro 0.67 0.70 0.75 0.84 0.90 0.95 TOC 5.00 4.50 4.00 3.50 3.00 2.50

表 4 烃源岩有效排油门限标准 Table 4 Evaluation standard of effective oil source rock

从另一方面来说, 这些未达到有效排油门限的烃源岩层系经历的演化程度也不会太高, 生成的多是大分子的重质油, 生成的气体也较少, 原油流动性差, 开采前景较差。如中国东部古近系湖相泥页岩, 干酪根类型主体以Ⅰ、Ⅱ₁为主原始有机质含量较高(平均大于2.0%), 在成熟度不超过1.0%时, 生成的油含蜡量较高、沥青质/胶质较多, 而伴生的轻烃与气态烃含量较低, 因而其弹性能量不足, 可流动性较差, 出现“口口井见油, 口口井不流”的现象。因此, 页岩油的勘探开发当前还是要定位于已发生过有效排油的烃源岩层系^[21], 镜质体反射率R_o为1.0%~1.3%, 由于热成熟度的提高, 滞留油气中含有较多的轻质油和天然气, 气油比高, 具有更大的“弹性能”, 流动性较好, 开采前景乐观。对于未发生过有效排油的烃源岩层系的石油资源或许可以期许地下原位开采技术, 如SHELL公司已开展过油页岩(未熟烃源岩)的原位加热转化开采试验^[22-23], 虽然由于经济的原因还未大规模工业化, 但随着技术的进步, 也是开采这部分页岩油资源的一种有利手段。

(1) 通过地质过程约束下不同类型、不同原始有机质丰度的烃源岩生排油模拟实验, 提出了以单位岩石生油量为单位划定烃源岩排油门限, 统计出了烃源岩发生有效排油的最低生油量门限值为5~8 mg/g。

(2) 原始有机质丰度小于1.5%的Ⅰ型烃源岩、小于2.0%的Ⅱ₁型烃源岩、小于2.5%的Ⅱ₂型烃源岩, 在整个生油窗内都达不到排油门限, 生成的油只能滞留在烃源岩层系内; 对于一定类型、一定有机质丰度的烃源岩来说, 如果其在地质过程中未达到有效排油的门限R_o, 生成的油也只能滞留在烃源岩层系; 但由于其演化程度低、油品差, 当前开采前景较差, 原位加热转化开采技术可能是开发这部分页岩油资源的一种有利手段。

(3) 页岩油的勘探开发当前要定位于已发生过有效排油、镜质体反射率R_o为1.0%~1.3%的烃源岩层系, 由于热成熟的提高, 滞留油气中含有较多的轻质油和天然气, 气油比高, 具有更大的“弹性能”, 流动性较好, 开采前景乐观。