塔中地區(qū)海相油氣來(lái)源與相對(duì)貢獻(xiàn)量正演評(píng)價(jià)*

李倩文 龐雄奇② 霍志鵬 陳君青

LI Qianwen① PANG Xiongqi①② HUO Zhipeng③ CHEN Junqing①

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塔中地區(qū)海相油氣來(lái)源與相對(duì)貢獻(xiàn)量正演評(píng)價(jià)*

李倩文①龐雄奇①②霍志鵬③陳君青①

塔里木盆地經(jīng)歷了多期油氣充注和多期調(diào)整改造，使得已發(fā)現(xiàn)海相油氣的確切來(lái)源層位與相對(duì)貢獻(xiàn)量不明。雖然油-源對(duì)比研究揭示中上奧陶系烴源巖是這些油氣的主要來(lái)源，但中上奧陶統(tǒng)內(nèi)高TOC源巖層分布局限，不足以解釋海相油氣的大規(guī)模分布； 并且塔中地區(qū)已發(fā)現(xiàn)的天然氣儲(chǔ)量已經(jīng)遠(yuǎn)超3次資評(píng)結(jié)果，以上反映了疊合盆地油氣成藏的復(fù)雜性與地化反演方法用來(lái)進(jìn)行油源判別研究的局限性。根據(jù)疊合盆地混源油氣藏的特點(diǎn)，基于正演研究思路，對(duì)源巖層生排運(yùn)聚油氣過(guò)程進(jìn)行研究，從源巖總生烴量中依次扣除殘留烴量、無(wú)效相態(tài)損失量、運(yùn)移損失烴量、構(gòu)造破壞烴量等4部分，得到最終的遠(yuǎn)景資源量，并以此計(jì)算各源巖層的相對(duì)貢獻(xiàn)。結(jié)果表明，對(duì)于塔中地區(qū)而言，寒武系—下奧陶統(tǒng)源巖層相對(duì)貢獻(xiàn)量高于中上奧陶統(tǒng)烴源巖，兩者比率約為63%比37%； 高TOC源巖層的相對(duì)貢獻(xiàn)量高于低TOC源巖層，兩者比率約為68%比32%。奧陶系已發(fā)現(xiàn)油氣藏的規(guī)模比預(yù)期評(píng)價(jià)較大原因可能是部分油氣來(lái)自下部的寒武系烴源巖或者其內(nèi)部低TOC源巖層也對(duì)油氣成藏有所貢獻(xiàn)。

塔里木盆地 油氣來(lái)源 相對(duì)貢獻(xiàn) 寒武系—下奧陶統(tǒng)烴源巖 低豐度烴源巖

LI Qianwen①PANG Xiongqi①②HUO Zhipeng③CHEN Junqing①

圖1 塔里木盆地臺(tái)盆區(qū)海相原油分布與奧陶統(tǒng)烴源巖TOC分布特征

0 引 言

塔里木盆地是中國(guó)西部最大、油氣資源最豐富、地質(zhì)條件最復(fù)雜的疊合盆地，近20年來(lái)油氣勘探取得大進(jìn)展(賈承造， 1997； 邱中建等， 1999； 翟光明等， 2004； 龐雄奇等， 2012； 王招明等， 2014)，發(fā)現(xiàn)了越來(lái)越多的海相油氣，現(xiàn)有三級(jí)儲(chǔ)量超過(guò)40.41億噸，主要分布在塔北地區(qū)和塔中地區(qū) (圖1)。塔中地區(qū)位于塔里木盆地的中央隆起部位，主要是指塔中低凸起，為一北西向傾沒(méi)的繼承性鼻狀隆起，形成于奧陶紀(jì)，發(fā)展于志留—泥盆紀(jì)，構(gòu)造定型于泥盆紀(jì)末，晚古生代以后基本穩(wěn)定發(fā)展(賈承造， 1997)，其南、北及北西分別被塘古孜斯巴斯坳陷、滿加爾坳陷和阿瓦提坳陷包圍。

圖2 塔里木盆地高豐度烴源巖厚度等值線圖

塔中地區(qū)的油氣勘探開(kāi)發(fā)研究近年來(lái)不斷取得突破，但由于該區(qū)經(jīng)歷了多期油氣充注和多期調(diào)整改造，使得這些油氣的來(lái)源問(wèn)題長(zhǎng)期存在爭(zhēng)議，主要爭(zhēng)議在于這些海相油氣的來(lái)源及每套烴源巖的相對(duì)貢獻(xiàn)仍然不明(Graham et al.，1990； Zhang et al.，2000； Sun et al.，2003； 張水昌等， 2004； Li et al.，2010)。從事地球化學(xué)研究的學(xué)者們偏向于認(rèn)為這些海相油氣主要來(lái)自中上奧陶統(tǒng)烴源巖，因?yàn)槟壳耙寻l(fā)現(xiàn)的絕大多數(shù)的油氣與中上奧陶統(tǒng)源巖層內(nèi)的油氣具有更加相似的生物標(biāo)志物特征(張水昌等， 2000， 2004； 王招明等， 2004； 李素梅等， 2008)； 而從事地質(zhì)勘探的研究者們則認(rèn)為奧陶系內(nèi)高TOC源巖層分布局限，據(jù)TOC>0.5%的標(biāo)準(zhǔn)確定的奧陶系有效烴源巖分布范圍非常局限，體積規(guī)模和生排烴量不足以解釋目前已找到的豐富的和大范圍分布的油氣，但寒武系—下奧陶統(tǒng)中高豐度烴源巖的分布范圍則相對(duì)較大(霍志鵬等， 2013； 龐雄奇等， 2014)(圖2)； 也有很多學(xué)者認(rèn)為這些海相油氣是混合成因的，中上奧陶統(tǒng)和寒武系—下奧陶統(tǒng)烴源巖都是主力烴源巖(郭建軍等， 2007； 李素梅等， 2008； Li et al.，2010)，但混源的比例會(huì)隨地區(qū)和層位的差異而變化。

此外，塔中地區(qū)3次資源評(píng)價(jià)結(jié)果顯示塔中地區(qū)的天然氣資源量約為4732×109m3，而現(xiàn)今已發(fā)現(xiàn)的天然氣三級(jí)儲(chǔ)量已達(dá)5943×109m3，這顯然是不合理的，出現(xiàn)這種矛盾現(xiàn)象說(shuō)明可能存在以下兩方面問(wèn)題：(1)低估了寒武系—下奧陶統(tǒng)源巖的相對(duì)貢獻(xiàn)或奧陶系內(nèi)部仍有更多的油氣有待繼續(xù)發(fā)現(xiàn)； (2)目前還沒(méi)有充分認(rèn)識(shí)到中上奧陶統(tǒng)內(nèi)廣泛發(fā)育的低豐度(TOC<0.5%)烴源巖對(duì)油氣成藏做出的貢獻(xiàn)，值得今后深入研究(霍志鵬等， 2013)。上述彼此矛盾的認(rèn)識(shí)均表明，應(yīng)該對(duì)塔中地區(qū)海相混源油氣的來(lái)源及各套源巖層的相對(duì)貢獻(xiàn)量作出更加精確的刻畫(huà)和描述。

針對(duì)目前塔中地區(qū)油氣源研究中存在的矛盾，本研究在以往地化研究的基礎(chǔ)上，結(jié)合地質(zhì)研究，從塔中地區(qū)油氣藏形成的實(shí)際條件出發(fā)，基于正演分析方法，依次研究中上奧陶統(tǒng)和下奧陶統(tǒng)-寒武系兩套烴源巖層的生、排、運(yùn)、散、聚等油氣藏形成過(guò)程，將各套源巖層的有效供聚烴量作為相應(yīng)的遠(yuǎn)景資源量并以此計(jì)算各源巖層形成的油氣對(duì)總資源量的相對(duì)貢獻(xiàn)。同時(shí)，針對(duì)目前塔中地區(qū)天然氣資源量評(píng)價(jià)與三級(jí)儲(chǔ)量存在的矛盾，本次研究試圖從TOC<0.5%的低豐度烴源巖也可以作為有效烴源巖并對(duì)油氣成藏作出貢獻(xiàn)這方面說(shuō)明可能造成資源量與儲(chǔ)量相互矛盾的其中一個(gè)原因，并計(jì)算了高低豐度烴源巖各自產(chǎn)生的油氣對(duì)總資源量的相對(duì)貢獻(xiàn)。該方法為塔中地區(qū)混源油氣的來(lái)源判別和相對(duì)貢獻(xiàn)評(píng)價(jià)提供一種更加科學(xué)和更加精細(xì)的定量研究方法，也為類似地區(qū)的油氣來(lái)源和相對(duì)貢獻(xiàn)評(píng)價(jià)提供了不同于地化分析的借鑒和指導(dǎo)。

圖3 塔中地區(qū)油氣藏平面分布圖

1 研究區(qū)概況

研究區(qū)塔中地區(qū)位于塔里木盆地中部 (圖3)，勘探面積約2.2×104km2，為一加里東期巨型古隆起，具有優(yōu)越的成藏條件(龐雄奇等， 2012)。

由于塔里木盆地的疊合盆地的性質(zhì)，塔中地區(qū)也經(jīng)歷了多期構(gòu)造變動(dòng)和多期成藏(Xiao et al.，2000；Lü et al.，2004； 鄔光輝等， 2005； 孫龍德等， 2007； Pang et al.，2010，2012)，研究表明，塔中地區(qū)的烴源巖主要經(jīng)歷了3次較大的構(gòu)造變動(dòng)時(shí)期，形成了4個(gè)主要的成藏期，他們分別是寒武紀(jì)—奧陶紀(jì)(∈-O)、志留紀(jì)—泥盆紀(jì)(S-D)、石炭紀(jì)—三疊紀(jì)(C-T)、古近紀(jì)—至今(K-Q)(圖4)。中上奧陶統(tǒng)烴源巖主要發(fā)生了兩期排烴，即印支期—晚海西期和燕山期—喜山期，主要成藏期是后兩期，整體上該套烴源巖現(xiàn)今仍處于大量生排烴期，有利于晚期油氣成藏，這和烴源巖主要處于成熟階段有關(guān)。寒武系—下奧陶統(tǒng)烴源巖發(fā)生了三期排烴，即加里東期、印支期-晚海西期和燕山期—喜山期，形成了上述4個(gè)成藏期，該套烴源巖成熟度很高，RO一般大于2.0%，達(dá)到過(guò)成熟階段，現(xiàn)今生烴潛力很小，生排烴量也較小，主要對(duì)早期油氣成藏形成貢獻(xiàn)。下文在模擬烴源巖生排烴過(guò)程時(shí)是按照這4個(gè)成藏期進(jìn)行劃分的。

圖4 塔中地區(qū)構(gòu)造埋藏史圖與成藏期次的關(guān)系

多方面研究和證據(jù)表明塔中地區(qū)海相油氣主要來(lái)自寒武系—下奧陶統(tǒng)(寒武系)和中上奧陶統(tǒng)(奧陶系)兩套海相烴源巖，具有混源油氣的特征，最主要的證據(jù)是塔中地區(qū)發(fā)現(xiàn)的海相油氣中的生物標(biāo)志化合物和碳同位素特征與這兩套烴源巖具有相似性。此外，塔中地區(qū)具有多期生排烴、多類型輸導(dǎo)體系和多期調(diào)整改造地質(zhì)條件，油氣成藏模式復(fù)雜，但也證明了寒武系—下奧陶統(tǒng)和中上奧陶統(tǒng)是油氣藏的主要來(lái)源，排除了來(lái)自其他層段的可能性(康玉柱， 1996； 梁狄剛等， 2000； Zhang et al.，2000； Cai et al.，2001； 金之鈞等， 2004； 張水昌等， 2004； 肖中堯等， 2005； 高志前等， 2006； 唐友軍等2007； 趙孟軍等， 2008； 霍志鵬， 2014)。

中上奧陶統(tǒng)烴源巖為臺(tái)緣斜坡灰泥丘相，巖性為灰?guī)r、泥晶灰?guī)r、含泥灰?guī)r和泥質(zhì)灰?guī)r，TOC介于0.20%～6.0%，平均值為0.64%，RO為0.81%～1.30%，有機(jī)質(zhì)類型以Ⅰ型為主，混有Ⅱ2-Ⅲ型。寒武系—下奧陶統(tǒng)烴源巖主要為蒸發(fā)潟湖相沉積，巖性以含泥云巖、含膏泥質(zhì)云巖、泥粉晶云巖為主。鉆穿寒武系的井有限，無(wú)法完全表征寒武系烴源巖的特征，以塔參1井來(lái)看，TOC介于0.25%～0.77%，平均值為0.43%，RO>2.0%，處于過(guò)成熟階段為主，有機(jī)質(zhì)類型為Ⅰ型。

圖5 塔中地區(qū)O2+3烴源巖分布特征

每套烴源巖的有機(jī)質(zhì)豐度均有高有低，且平面分布不均，以中上奧陶統(tǒng)烴源巖為例，從剖面上來(lái)看，豐度較高(TOC>0.5%)的烴源巖厚度為27.5～216.4m，而豐度較低(TOC≤0.5%)的烴源巖厚度為58.7～597.6m，后者約為前者的1.59～7.25倍 (圖5a)。從平面上來(lái)看，低豐度烴源巖在塔中地區(qū)分布更加廣泛，除在塔中I號(hào)斷裂帶和北部斜坡帶有分布外，在中央斷壘帶的南部也有分布，而高豐度烴源巖在此處很少見(jiàn) (圖5b)。

2 塔中地區(qū)海相源巖層相對(duì)貢獻(xiàn)量評(píng)價(jià)方法與烴量模擬

2.1 方法原理

為更加定量地研究塔中地區(qū)海相油氣的來(lái)源問(wèn)題并計(jì)算每套烴源巖產(chǎn)生的油氣對(duì)總資源量的相對(duì)貢獻(xiàn)，本文嘗試采用正演的方法，根據(jù)物質(zhì)平衡原理，從烴源巖生排運(yùn)聚油氣的角度出發(fā)評(píng)價(jià)源巖層的相對(duì)貢獻(xiàn)量大小 (圖6)。首先計(jì)算出源巖層的生烴總量，然后計(jì)算出它在運(yùn)聚成藏過(guò)程中的4種損耗烴量，包括源巖殘留烴量、運(yùn)移損耗烴量和構(gòu)造破壞烴量，依次扣除3種損耗烴量，最終可得到有效供聚烴量(遠(yuǎn)景資源量)，再用各源巖層提供的有效供聚烴量(資源量)評(píng)價(jià)它們的相對(duì)貢獻(xiàn)量大小，計(jì)算公式如下：

(1)

其中，

Qep=Qp-(Qrm-Qbi-Qw(i)-Qeg(i))-(Qew-Qeo-Qed)-

(Qrmo-Qsrmg-Qebc-Qwl-Qmp)

(2)

式中，Qep為有效供聚烴量(kg)； Qp為源巖的總生烴量(kg)； Qrm為單位體積烴源巖殘留液態(tài)烴量(kg)； Qbi為單位體積烴源巖吸附殘留氣態(tài)烴量(m3)； Qw(i)為單位體積烴源巖中，孔隙水溶解的i組分氣態(tài)烴的量(m3)； Qog(i)為單位體積烴源巖以油溶形式殘留的i組分氣態(tài)烴量(m3)； Qew為單位體積的烴源巖以水溶相態(tài)排出的氣體量(m3)； Qeo為單位體積的烴源巖，以油溶相態(tài)排出的氣體量(m3)； Qed為地下烴源巖中烴組分在dt時(shí)間內(nèi)的擴(kuò)散量(m3)； Qrmo為儲(chǔ)層殘留油量(kg)； Qsrmg為儲(chǔ)層滯留氣量(m3)； Qwl為水溶流失烴量(kg)； Qebc為蓋前排失烴總量(kg)； Qmp為構(gòu)造變動(dòng)破壞烴量(kg)。

2.2 生烴量物質(zhì)平衡優(yōu)化模擬

本文基于有機(jī)母質(zhì)轉(zhuǎn)化過(guò)程的物質(zhì)平衡原理和優(yōu)化模擬計(jì)算方法獲得當(dāng)前單位重量有機(jī)母質(zhì)(TOC)在地史過(guò)程不同階段的油氣發(fā)生率(Rp)。該方法考慮的產(chǎn)物包括CH4、C2H6、H2O、CO2、OIL等共10種，以母質(zhì)轉(zhuǎn)化損失的所有重量最大限度地轉(zhuǎn)化為上列10種產(chǎn)物為目標(biāo)條件，在此條件的約束下模擬計(jì)算單位重量有機(jī)母質(zhì)(TOC)的10種產(chǎn)物量(Xi)，再將其換算成油氣發(fā)生率(Rp)，即可得到相應(yīng)的生烴量(龐雄奇等， 1993)。

表1 塔里木盆地碳酸鹽巖母質(zhì)生烴轉(zhuǎn)化模型的計(jì)算參數(shù)

Table1 The calculation parameters of carbonate parent transformating to hydrocarbon in Tarim Basin

RO/%有機(jī)母質(zhì)變化特征轉(zhuǎn)化過(guò)程中產(chǎn)物特征重量元素組成/%液態(tài)烴元素組成/%烴類相對(duì)產(chǎn)物KCKHKOKNKSKC10KH10KO10KN10KS10K10K2K3K40.50.9268.4610.5210.965.184.8874.378.7312.752.122.030.120.700.260.151.00.7971.419.8710.264.314.1576.508.5011.211.861.880.200.500.190.141.50.6277.756.757.674.773.0678.208.459.571.801.710.180.340.140.112.00.4480.955.886.733.482.9680.508.108.131.641.580.170.220.100.082.50.3882.805.766.243.092.1182.507.506.591.481.440.170.180.080.053.00.3684.525.245.752.521.9784.507.305.051.321.290.170.100.060.04

圖6 混合油氣來(lái)源正演研究原理圖

根據(jù)塔里木盆地塔中地區(qū)碳酸鹽巖烴源巖和其他地區(qū)烴源巖特征，本文統(tǒng)計(jì)了隨著熱演化程度的增加，干酪根有機(jī)元素C、H、O、N、S及生成油氣的變化特征，各項(xiàng)參數(shù)的統(tǒng)計(jì)結(jié)果如表1所示(霍志鵬， 2014)。在此基礎(chǔ)上，結(jié)合塔里木盆地油氣藏的實(shí)際資料對(duì)塔中地區(qū)進(jìn)行了生烴量的物質(zhì)平衡模擬，通過(guò)計(jì)算不同類型不同熱演化階段有機(jī)母質(zhì)產(chǎn)油氣量，可建立當(dāng)前單位重量有機(jī)母質(zhì)(TOC)的油氣發(fā)生率隨熱演化程度RO變化的曲線 (圖7)。結(jié)果表明，各種產(chǎn)物組分的生成量隨母質(zhì)轉(zhuǎn)化程度(RO)的增加而增大，在當(dāng)前實(shí)際地質(zhì)條件下的一噸TOC在RO達(dá)到2.5%時(shí)形成的氣態(tài)烴、液態(tài)烴和非烴氣體的量分別為594m3·Tc-1、445kg·Tc-1和268m3·Tc-1。不同產(chǎn)物隨RO增加變化的趨勢(shì)是不同的，如油的發(fā)生率在RO介于0.5%～2.0%之間時(shí)迅速增大，之后增加很少； 而甲烷的發(fā)生率則在RO為1.2%～3.0%之間時(shí)發(fā)生顯著的增加。

2.3 殘留烴量計(jì)算

在地質(zhì)條件下，烴源巖生成的烴量只有飽和了源巖自身的吸附作用、孔隙水的溶解作用、油的溶解作用(特指氣)、毛細(xì)管封閉作用等多種殘留形式的需要后，才可能從烴源巖中排出，因此，殘留烴量也包括吸附氣量、水溶殘留烴量、油溶殘留烴量及殘留液態(tài)烴量等多種形式。通過(guò)對(duì)各種形式的殘留烴的主控因素進(jìn)行分析，可以建立相應(yīng)的計(jì)算模型(龐雄奇等1993， 1998， 2007； 姜福杰等， 2008， 2010)：

(3)

(4)

(5)

(6)

式中， Qrm為單位體積烴源巖殘留液態(tài)烴量(kg)； Qbi為單位體積烴源巖吸附殘留氣態(tài)烴量(m3)； φn為烴源巖在正常壓實(shí)狀態(tài)下的孔隙度(%)； Qw(i)為單位體積烴源巖中，孔隙水溶解的i組分氣態(tài)烴的量(m3)； Qog(i)為單位體積烴源巖以油溶形式殘留的i組分氣態(tài)烴量(m3)。 Δφ為烴源巖在欠壓實(shí)狀態(tài)下的剩余孔隙度(%)； Som為烴源巖殘留液態(tài)烴飽和度(%)； ρo為殘留液態(tài)烴的密度(kg·m-3)；i為CH4、C2H6、C3H8、C4H10等氣態(tài)烴組分；T為地層溫度(℃)；P為地層壓力(Pa)；C為有機(jī)碳含量(%)；RO為鏡質(zhì)體反射率(%)；Kw為烴源巖干濕性(實(shí)數(shù))； ρr為烴源巖密度(kg·m-3)； ai、bi為常數(shù)，取值見(jiàn)參考文獻(xiàn)； qw(i)為單位體積的孔隙水溶解的i組分氣態(tài)烴的量(m3)； So為烴源巖的含油飽和度(%)； qo(i)為單位體積液態(tài)烴溶解的i組分氣態(tài)烴量(m3)； φ為烴源巖孔隙度(%)。

圖7 塔里木盆地海相烴源巖母質(zhì)轉(zhuǎn)化生烴量?jī)?yōu)化模擬結(jié)果

圖8 基于實(shí)測(cè)殘留烴量模擬計(jì)算源巖殘留烴臨界飽和量

根據(jù)塔中地區(qū)的實(shí)際資料，通過(guò)對(duì)相關(guān)參數(shù)取值進(jìn)而模擬該區(qū)的殘留烴量殘留烴的模擬主要包括的重點(diǎn)地質(zhì)參數(shù)有鏡質(zhì)體反射率、孔隙度、地層溫度、地層壓力、含油飽和度、原油密度和地層水礦化度等。圖8 是根據(jù)塔里木盆地的實(shí)際地質(zhì)條件，通過(guò)對(duì)以上重點(diǎn)參數(shù)的選取，得到的吸附相、水溶相、油溶相和游離相的殘留烴量的模擬計(jì)算結(jié)果。

2.4 排烴相態(tài)與有效排烴量計(jì)算

源巖層在實(shí)際地質(zhì)條件下能夠以水溶相、擴(kuò)散相、油溶相和游離相4種形式向外排烴，但只有以游離相排出的烴才有利于運(yùn)移，聚集的烴量才足以對(duì)油氣成藏做出貢獻(xiàn)(Hunt， 1979； Jones et al.， 1984)，這里稱之為有效排出烴量。通過(guò)對(duì)水溶相、擴(kuò)散相、油溶相和游離相等不同相態(tài)排烴的主控因素進(jìn)行分析，可建立其定量計(jì)算模型(龐雄奇等1993， 1998， 2007； 姜福杰等， 2008， 2010)：

(7)

(8)

(9)

(10)

式中，Qew為單位體積的烴源巖以水溶相態(tài)排出的氣體量(m3)； Qeo為單位體積的烴源巖以油溶相態(tài)排出的氣體量(m3)； Qed為地下烴源巖中烴組分在dt時(shí)間內(nèi)的擴(kuò)散量(m3)； Qes為單位體積的烴源巖，以游離相態(tài)排出的油氣量(kg); Qw(i)為單位體積的孔隙水溶解的i組分氣態(tài)烴量(m3)； Qp為單位體積的烴源巖受壓實(shí)作用排出的流體量(kg)； Qr為單位體積烴源巖生成的油量(kg)； Qrm為單位體積烴源巖殘存的油量(kg)； qo(i)為不同類型氣態(tài)烴在油中的溶解度(m3·kg-1)； D(I，T，Φ)為地溫為T，孔隙度為φ條件下(i)的烴組分?jǐn)U散系數(shù)(cm2·s-1)； S為氣態(tài)烴的擴(kuò)散面積(m2)； dc/dz為沿?cái)U(kuò)散方向的烴濃度梯度(m3·m-3·m-1)； t為氣態(tài)烴的擴(kuò)散時(shí)間(s)； T為地下烴源巖的溫度(K); Qe為單位體積烴源巖的排油氣總量(kg)。

圖9 塔中地區(qū)中上奧陶統(tǒng)烴源巖排烴相態(tài)變化特征

圖10 不同期次不同層位不同豐度烴源巖運(yùn)移損失烴量對(duì)比

基于水溶相、擴(kuò)散相、油溶相和游離相排油氣原理和定量模型，對(duì)塔中地區(qū)中上奧陶統(tǒng)烴源巖的排烴相態(tài)特征進(jìn)行研究，其中將各階段的排烴量累加可以獲得烴源巖演化過(guò)程中各種相態(tài)形式的總排烴量，用不同相態(tài)的排出烴量比同一階段總排烴量可以獲得各相態(tài)排烴量比率 (圖9)。從總體上，烴源巖進(jìn)入排烴門限之前，烴源巖100%以水溶相和擴(kuò)散相向外排烴，但排出烴量小，一般不超過(guò)總排烴量的1%； 隨著RO的增大，生油氣量也增加，進(jìn)入排氣門限之后，烴源巖主要以游離相向外排氣，排出量大，一般超過(guò)總排烴量的60%～80%。當(dāng)源巖埋深達(dá)到5000m深度時(shí)，甲烷氣、重?zé)N氣和液態(tài)烴的有效排烴率可分別達(dá)到20%、40%和90%以上。

2.5 運(yùn)移損失烴量計(jì)算

油氣自源巖生成之后，從源巖到圈閉運(yùn)移聚集形成具有工業(yè)價(jià)值的油氣藏以及成藏之后的調(diào)整和破壞的整個(gè)過(guò)程中，都會(huì)發(fā)生油氣的散失，其中在二次運(yùn)移的途中散失的烴量較大，應(yīng)重點(diǎn)研究。這里的運(yùn)移損失量是廣義的，它主要包括儲(chǔ)層滯留烴量、蓋前排失烴量和擴(kuò)散流失烴量等(龐雄奇等，2014)，具體計(jì)算公式如下(龐雄奇等1993， 1998， 2007； 姜福杰等， 2008， 2010)。

(11)

(12)

(13)

(14)

式中，Qrmo，Qsrmg分別為儲(chǔ)層殘留油和儲(chǔ)層滯留氣量(kg或m3)； Qebc為蓋前排失烴總量(kg)； Qwl為水溶流失烴量(kg)； Cpath為優(yōu)勢(shì)運(yùn)移通道系數(shù)(小數(shù))； Ho、Hg為儲(chǔ)層厚度(m)； SL為油氣流域面積(m2)； ρo為原油密度(g·cm-3)； qw、qo分別為天然氣在水中和油中的溶解度(m3·kg-1)； Sw為孔隙含水飽和度(小數(shù))； So為孔隙含油飽和度(小數(shù))； Sg含氣飽和度(小數(shù))； T為儲(chǔ)層絕對(duì)溫度(K)； P為儲(chǔ)層壓力(MPa)； qe為源巖排烴強(qiáng)度(kg·m-2)； Sn為源巖層分布面積(m2)； to為源巖達(dá)到排烴門限的時(shí)間(t)； t1為第一套區(qū)域性蓋層形成的時(shí)間(t)； qew為油氣在水中的溶解度(kg·kg-1)； Cpath為優(yōu)勢(shì)運(yùn)移通道系數(shù)(小數(shù))； SL為油氣流域面積(m2)； H為儲(chǔ)層厚度(m)； ΔΦ為孔隙度變化值。

根據(jù)上述方法的原理及公式可計(jì)算出塔里木盆地海相源巖層中的油氣在不同成藏期的各種運(yùn)移損耗烴量(圖10)?？梢钥闯?，在同時(shí)排烴的情況下，寒武系—下奧陶統(tǒng)烴源巖的損失烴量要小于中上奧陶統(tǒng)烴源巖，高TOC烴源巖要高于低TOC烴源巖，這可能與他們的排出烴量的相對(duì)大小有關(guān)。

圖11 塔中地區(qū)寒武系/奧陶系烴源巖相對(duì)貢獻(xiàn)量評(píng)價(jià)

圖12 塔中地區(qū)高TOC/低TOC烴源巖相對(duì)貢獻(xiàn)量評(píng)價(jià)

2.6 構(gòu)造變動(dòng)破壞烴量計(jì)算

構(gòu)造變動(dòng)破壞烴率是指被構(gòu)造變動(dòng)破壞烴量與構(gòu)造變動(dòng)前有效運(yùn)移烴量的比率，是用來(lái)定量研究構(gòu)造變動(dòng)與油氣聚散關(guān)系的重要參數(shù)。本文求取該參數(shù)的原理是，在確定油氣成藏后的主要構(gòu)造破壞事件后，恢復(fù)古油水界面，并結(jié)合現(xiàn)今油水界面確定油氣破壞烴率，然后根據(jù)主要不整合面下剝蝕厚度與有效蓋層比值來(lái)表示構(gòu)造破壞強(qiáng)度，最后建立研究區(qū)破壞烴率與構(gòu)造強(qiáng)度的關(guān)系，并通過(guò)構(gòu)造破壞強(qiáng)度來(lái)求取研究區(qū)的破壞烴率(Pang et al.， 2012)。

塔中地區(qū)油氣藏形成后，由于強(qiáng)烈的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，大部分油氣藏均經(jīng)歷了多期的構(gòu)造調(diào)整、破壞事件。從圖4 可以看出，塔中地區(qū)經(jīng)歷了三期構(gòu)造演化事件和四期成藏過(guò)程，分別是奧陶紀(jì)末期、志留紀(jì)末期和三疊紀(jì)末期。首先，通過(guò)對(duì)古油水界面進(jìn)行恢復(fù)識(shí)別出古油柱高度H，現(xiàn)今的油柱高度為h，那么油氣藏的破壞烴率為： 1-(h/H)3； 接著，用剝蝕厚度/有效蓋層厚度來(lái)表征構(gòu)造破壞強(qiáng)度； 最后，對(duì)已知井的構(gòu)造破壞烴率與構(gòu)造破壞強(qiáng)度的關(guān)系進(jìn)行擬合，得到相應(yīng)的經(jīng)驗(yàn)公式(Pang et al.， 2012)。

本文利用Pang et al.(2012)建立的構(gòu)造變動(dòng)破壞烴率預(yù)測(cè)模型獲得了塔中地區(qū)的構(gòu)造變動(dòng)破壞烴率。研究結(jié)果顯示，塔中地區(qū)4個(gè)成藏期的構(gòu)造變動(dòng)破壞烴率分別為68%、59%， 28%和0%。這說(shuō)明，進(jìn)入排烴高峰期越晚或晚期排出烴量越多的源巖層的有效性越好。

3 塔中地區(qū)海相源巖層相對(duì)貢獻(xiàn)量評(píng)價(jià)結(jié)果

本文基于源巖層有效供聚烴量評(píng)價(jià)源巖層對(duì)油氣成藏的貢獻(xiàn)。有效供聚烴量系指從源巖總排烴量中扣除了源巖層進(jìn)入門限前的排失烴量、蓋層形成前的排失烴量、水溶相和擴(kuò)散相排失烴量、排出后受構(gòu)造變動(dòng)破壞的烴量等4部分后的剩余烴量，它們可供聚集成藏并在合適條件下保存起來(lái)構(gòu)成潛在資源，稱為有效供聚烴量(遠(yuǎn)景資源量)。它們的相對(duì)大小體現(xiàn)了源巖層對(duì)研究區(qū)油氣成藏直接的和間接的貢獻(xiàn)。

3.1 寒武系烴源巖和奧陶系烴源巖相對(duì)貢獻(xiàn)量評(píng)價(jià)

通過(guò)對(duì)寒武系和奧陶系烴源巖各成藏期的生烴量和損耗烴量進(jìn)行模擬計(jì)算，得到最終的有效供聚烴量，通過(guò)公式(15)可計(jì)算出寒武系源巖層或奧陶系源巖層對(duì)整個(gè)塔中地區(qū)油氣的相對(duì)貢獻(xiàn)大小，結(jié)果如圖11 所示。

寒武系/奧陶系源巖層相對(duì)貢獻(xiàn)(%)

(15)

對(duì)寒武系—下奧陶統(tǒng)烴源巖層而言，每個(gè)成藏期的有效供聚烴量(遠(yuǎn)景資源量)分別為6.5、4.0、10.1和8.4億噸，對(duì)總的有效供聚烴量的相對(duì)貢獻(xiàn)量分別約為100%、100%、66%和42%； 對(duì)中上奧陶統(tǒng)烴源巖層而言，前兩個(gè)成藏期未發(fā)生生排烴作用，后兩個(gè)成藏期的有效供聚烴量(遠(yuǎn)景資源量)分別為5.1和11.8億噸，相對(duì)貢獻(xiàn)量分別約為34%和58%。

寒武系源巖層整個(gè)成藏期的總有效供聚烴量約占整個(gè)塔中總有效供聚烴量的63%，奧陶系源巖層整個(gè)成藏期的總有效供聚烴量約占37%。寒武系源巖層的相對(duì)貢獻(xiàn)量大于奧陶系源巖層，且早期相對(duì)貢獻(xiàn)更大，晚期相對(duì)貢獻(xiàn)有所減少。塔中地區(qū)寒武系和奧陶系兩套烴源巖中，寒武系對(duì)油氣成藏的貢獻(xiàn)作用可能更大，這與地化分析認(rèn)知有所不同。

3.2 高TOC烴源巖和低TOC烴源巖各階段相對(duì)貢獻(xiàn)量評(píng)價(jià)

通過(guò)對(duì)高低TOC烴源巖的各期生烴量和損耗烴量的模擬計(jì)算，可得到最終的有效供聚烴量，通過(guò)公式(16)可計(jì)算出高TOC(>0.5%)源巖層或低TOC(≤0.5%)源巖層對(duì)整個(gè)塔中地區(qū)的油氣相對(duì)貢獻(xiàn)大小，結(jié)果如圖12 所示。

(16)

對(duì)高TOC(>0.5%)烴源巖層而言，每個(gè)成藏期的有效供聚烴量(遠(yuǎn)景資源量)分別為6.9、3.0、14.0和12.6億噸，對(duì)總的有效供聚烴量的相對(duì)貢獻(xiàn)量分別約為63%、61%、68%和72%； 對(duì)低TOC(≤0.5%)烴源巖層而言，每個(gè)成藏期的有效供聚烴量(遠(yuǎn)景資源量)分別為4.1、1.9、6.5和5.0億噸，對(duì)總的有效供聚烴量的相對(duì)貢獻(xiàn)量分別約為37%、39%、32%和28%。

高TOC(>0.5%)源巖層在整個(gè)成藏期的總有效供聚烴量約占整個(gè)塔中總有效供聚烴量的68%，低TOC(≤0.5%)源巖層的有效供聚烴量約占整個(gè)塔中總有效供聚烴量的32%。高TOC(>0.5%)源巖層的相對(duì)貢獻(xiàn)量大于低TOC(≤0.5%)源巖層，且早期相對(duì)貢獻(xiàn)更大，晚期相對(duì)貢獻(xiàn)有所減少。但低TOC源巖層的相對(duì)貢獻(xiàn)量也不容忽視，其排出的油氣對(duì)總資源量的貢獻(xiàn)約為32%，表明在塔里木盆地中目前已發(fā)現(xiàn)的油氣儲(chǔ)量難以與資源量相匹配的其中一個(gè)原因可能是低豐度源巖對(duì)油氣成藏具有一定的貢獻(xiàn)，而這部分源巖在資源評(píng)價(jià)時(shí)往往容易被忽視。

4 討論與結(jié)論

(1)塔里木盆地塔中地區(qū)海相油氣主要來(lái)自寒武系—下奧陶統(tǒng)和中上奧陶系兩套烴源巖層。寒武系—下奧陶統(tǒng)烴源巖層以高TOC源巖為主且分布廣泛，它進(jìn)入排出門限早、總排烴量大、有效排烴比率高、經(jīng)歷構(gòu)造變動(dòng)次數(shù)多； 中上奧陶系烴源巖層以低TOC源巖為主且分布較廣泛，它進(jìn)入排烴門限晚、有效排烴比率低、總排烴量小、經(jīng)歷構(gòu)造變動(dòng)次數(shù)少。綜合考慮排烴門限、排烴相態(tài)、排烴期次及構(gòu)造變動(dòng)影響，確認(rèn)寒武系源巖最終形成的累積資源量約為29億噸，占總資源量的63%，這表明在塔中混源油氣中，寒武系烴源巖可能占主導(dǎo)地位，深部烴源巖生成的油氣對(duì)資源量的貢獻(xiàn)不容小覷。

(2)寒武系和奧陶系兩套烴源巖內(nèi)的有機(jī)質(zhì)豐度有高有低，可分為高TOC(>0.5%)源巖層和低TOC(≤0.5%)源巖層兩類。高TOC源巖進(jìn)入排烴門限早(RO≤1.0%)、單位體積排出烴量大、總排烴體積?。?低TOC源巖進(jìn)入排烴門限晚(RO>1.0%)、單位體積排出烴量小、總排烴體積大。綜合考慮排烴門限、排烴相態(tài)、排烴期次及構(gòu)造變動(dòng)影響可知，低TOC源巖排出的油氣最終形成的累積資源量約為17.5億噸，約占總資源量的32%，表明低豐度源巖層對(duì)油氣成藏具有一定的貢獻(xiàn)，在油氣資源評(píng)價(jià)中這一部分不能忽略。

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JournalofEngineeringGeology工程地質(zhì)學(xué)報(bào) 1004-9665/2016/24(5)- 0847- 09

FORWARD ANALYSIS OF SOURCES AND RELATIVE CONTRIBUTIONS OF MARINE OIL AND GAS IN TAHZONG AREA，TARIM BASIN

Due to the blend of multi-source oil and gas as well as multi-period tectonics in Tarim Basin， the origin and relative contribution of these marine oil and gas has not been clear. According to oil-source correlation， source rocks of O1+2are the main origin of these oil & gas. However， the fact that the distribution of source rocks with highTOC(>0.5%) is quite partial， can not reflect the large-scale found reserves. Furthermore， the found gas reserves in Tarim Basin have exceeded the result of the 3rdresource evaluation. These contradictions show the limitation of oil-source correlation in the superimposed basin. For this study， forward modelling method is used to simulate the processes of hydrocarbon generation and expulsion of potential marine source rocks. Effective quantity of hydrocarbon accumulation namely quantity of resources can be obtained by deducting the critical saturation of residual hydrocarbon， loss of diffusion phases， loss of hydrocarbon residued in the migration and damaged by tectonic movements from the total amount of hydrocarbon expulsion， which can be used to assess the relative contributions of oil & gas of each set of source rock. Studies show that the amount of resources can be provided by the Cambrian source rocks is higher than that by Ordovician source rocks. The ratio is about 63%to 37%. The amount of resources that can be provided by source rocks with low abundance is lower than those by source rocks with high abundance. The ratio is about 32%to 68%.The reason that the scale of reserves in Ordovician is larger than the predicted may be the contribution of part oil & gas coming from the Cambrian or source rocks with lowTOC(≤0.5%).

Tarim Basin， Multi-source oil and gas， Relative contribution， Cambrian and Lower Ordovician source rocks， Low abundance of source rocks

10.13544/j.cnki.jeg.2016.05.013

2016-04-12;

2016-08-17.

國(guó)家重點(diǎn)基礎(chǔ)研究發(fā)展計(jì)劃(973計(jì)劃)(2011CB201100)資助.

李倩文(1992-)，女，碩士生，從事油氣藏形成機(jī)理與分布規(guī)律研究. Email：15810434649@163.com

簡(jiǎn)介： 龐雄奇(1961-)，男，博士，教授，博士生導(dǎo)師，從事油氣藏形成機(jī)理與分布規(guī)律研究. Email：pangxq@cup.edu.cn

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