二次生烴與古油藏原油裂解對油氣成藏的意義
——以塔里木盆地巴楚—麥蓋提地區(qū)寒武系烴源巖為例

曹自成，徐勤琪，余騰孝，秦華，耿鋒，郝建龍，鄧尚

（1.中國石化a.西北油田分公司；b.西北油田分公司勘探開發(fā)研究院，烏魯木齊 830011；2.中國石化勘探分公司，成都 610041；3.中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

二次生烴指烴源巖經(jīng)歷一期或多期生烴后，因抬升剝蝕或地溫梯度降低造成地溫降低而停止生烴，此后經(jīng)再次埋深或特殊地質熱事件，地溫超過之前最高地溫而再次生烴的現(xiàn)象[1]。古油藏原油裂解則是指古油藏埋藏至一定深度，儲集層中曾經(jīng)富集的原油裂解為天然氣和瀝青，最終轉化為甲烷和石墨的過程[2]。在疊合盆地油氣勘探中，二次生烴與古油藏原油裂解對油氣聚集成藏的貢獻，越來越受重視。前人通過對低成熟原油與未成熟烴源巖進行熱解生烴模擬，以計算其（殘余）生烴量及其影響因素，并建立了二次生烴潛力的相關評價標準[3-8]。針對塔里木盆地巴楚—麥蓋提地區(qū)目前已發(fā)現(xiàn)的巴什托油氣田（泥盆系和石炭系）、亞松迪氣田（石炭系）、和田河氣田（石炭系和奧陶系）、鳥山氣田（奧陶系）及BT5井氣藏（奧陶系），前人認為研究區(qū)油氣主要來自于高成熟—過成熟的寒武系烴源巖，僅巴什托油氣田和亞松迪氣田可能混有石炭系—二疊系海陸過渡相烴源巖貢獻。尤其是巴楚隆起MB1 井巖心抽提產(chǎn)物油源對比表明，油氣來自寒武系烴源巖；2012 年11 月塔中地區(qū)ZS1 井在寒武系肖爾布拉克組鉆遇內(nèi)幕原生型油氣藏，進一步證實了寒武系烴源巖可能是塔里木盆地臺盆區(qū)的主要烴源巖[9]。

由于塔里木盆地為疊合盆地，油氣成藏復雜，且巴楚—麥蓋提地區(qū)中—新生代構造活動強，埋藏史和熱演化史恢復困難，造成油氣成藏規(guī)律研究難度大，勘探方向不明，今后目標是尋找早期原生（調整）型油氣藏，還是尋找次生油氣藏，重點找早期供烴還是晚期供烴。筆者試圖從烴源巖埋藏史和熱演化史與油氣運聚的角度對上述問題作出分析，并指出潛在的有利區(qū)，為相關勘探研究提供參考。

1 研究區(qū)概況

1.1 構造與沉積特征

巴楚—麥蓋提地區(qū)位于塔里木盆地西南部，包括巴楚隆起和麥蓋提斜坡2個構造單元（圖1）。

圖1 巴楚—麥蓋提地區(qū)構造位置Fig.1.Tectonic location of Bachu-Maigaiti area

塔里木盆地是由多種類型的原型盆地經(jīng)多期構造改造、疊合而成的大型含油氣盆地。巴楚隆起為塔西南前陸盆地的前陸隆起，泥盆紀之前為水下低隆起，海西運動晚期整體隆升并露出水面，中生代整體隆升并遭受剝蝕，喜馬拉雅運動晚期進一步隆升并被強烈改造，其構造格局直至現(xiàn)今才定型。麥蓋提斜坡在泥盆紀之前為一北傾斜坡，海西運動期開始發(fā)生南北向的翹傾，喜馬拉雅運動期的強烈造山運動使其變成現(xiàn)今的南傾斜坡[10]。

巴楚—麥蓋提地區(qū)主要發(fā)育古生界和新生界（圖2），因印支運動期構造抬升，上二疊統(tǒng)頂部部分被剝蝕，未沉積三疊系，而麥蓋提斜坡東南部（和田古隆起附近）由于加里東運動晚期—海西運動早期的構造抬升，志留系和泥盆系也被剝蝕。

圖2 巴楚—麥蓋提地區(qū)地層綜合柱狀剖面Fig.2.Stratigraphic columnar section in Bachu-Maigaiti area

1.2 烴源巖分布特征

巴楚—麥蓋提地區(qū)及周緣主要發(fā)育寒武系、奧陶系和石炭系3 套烴源巖，油源對比結果表明，寒武系烴源巖是研究區(qū)已發(fā)現(xiàn)油氣藏的主要供給源[11-12]。

巴楚—麥蓋提地區(qū)下寒武統(tǒng)肖爾布拉克組—吾松格爾組主要為臺內(nèi)局限潟湖相沉積，其分布較局限，主要位于巴楚隆起東部，呈東西向展布，最厚近200 m，平均厚度小于100 m。鉆井證實巴楚隆起不發(fā)育下寒武統(tǒng)玉爾吐斯組烴源巖（圖3）。玉爾吐斯組在柯坪斷隆為一套淺海陸棚—斜坡相的磷質巖、硅質巖和灰黑色頁巖，為有效烴源巖。沉積環(huán)境和沉積相綜合研究認為，麥蓋提斜坡南緣至西南坳陷可能發(fā)育玉爾吐斯組烴源巖，厚度約為0～30 m。

圖3 巴楚—麥蓋提地區(qū)下寒武統(tǒng)玉爾吐斯組烴源巖分布Fig.3.Distribution of source rocks of the Lower Cambrian Yuertusi formation in Tarim basin

1.3 油氣分布特征

巴楚—麥蓋提地區(qū)已發(fā)現(xiàn)4 個主要來源于寒武系烴源巖供給的油氣田（藏）：巴什托油氣田、鳥山氣田、和田河氣田和BT5 井氣藏。其中，巴什托油氣田主要產(chǎn)低硫、低蠟的輕質油及少量伴生濕氣，其他油氣田（藏）以高成熟干氣為主，和田河氣田產(chǎn)少量凝析油，鳥山氣田S1 井見少量氧化降解的原油。各油氣田（藏）天然氣地球化學參數(shù)見表1。

2 烴源巖生烴演化特征

2.1 研究區(qū)構造演化特征

針對巴楚—麥蓋提地區(qū)中—新生界大面積缺失、中生代埋藏史和熱演化史恢復難的問題，對塔里木盆地巴楚地區(qū)多口井志留系—二疊系共10 件磷灰石樣品的裂變徑跡年代學特征進行分析，獲得樣品的熱演化史，并建立巴楚隆起海西運動早期—喜馬拉雅運動期構造隆升剝蝕過程。

表1 巴楚—麥蓋提地區(qū)典型井天然氣地球化學參數(shù)[13-15]Table 1.Geochemical parameters of natural gas from typical wells in Bachu-Maigaiti area[13-15]

依據(jù)取自1 420 m 下志留統(tǒng)T1-B 樣品的磷灰石裂變徑跡對海西運動期至今的構造剝蝕恢復結果顯示：海西運動早期—喜馬拉雅運動期的構造運動過程，其中海西運動中期的巴楚構造運動和海西運動晚期構造運動對研究區(qū)的影響較小，地層剝蝕量為100～300 m；HT1 井記錄的印支運動期的剝蝕量也不超過400 m。巴楚—麥蓋提地區(qū)在燕山運動期應該經(jīng)歷較大的埋藏深度，才能達到120 ℃的古地溫，裂變徑跡受熱退火，之后經(jīng)歷有大幅度的抬升剝蝕過程（圖4）。根據(jù)熱冷卻的幅度，可估算從侏羅紀到上新世期間，研究區(qū)總的地層剝蝕量約為2 000～3 500 m。

根據(jù)上述成果，結合層拉平技術，恢復了巴楚—麥蓋提地區(qū)構造演化[16]（圖5）。加里東運動早期—海西運動早期，巴楚—麥蓋提地區(qū)總體為南高北低構造格局。因構造擠壓，形成近東西向展布的和田古隆起（現(xiàn)麥蓋提斜坡東段），巴楚隆起位于古隆起北斜坡，和田古隆起及圍斜部位因長期隆升，中奧陶統(tǒng)—泥盆系大面積缺失。海西運動中期—印支運動期，受巴楚構造運動影響，柯坪斷隆及巴楚隆起北緣逐漸隆升，和田古隆起則被逐漸淹沒并埋藏，巴楚—麥蓋提地區(qū)整體呈現(xiàn)南北高、中部略低的構造格局。燕山運動期—喜馬拉雅運動早期，西昆侖山和南天山相繼強烈活動，巴楚—麥蓋提地區(qū)大幅度隆升，上二疊統(tǒng)—古近系被大面積剝蝕后，和田古隆起消亡，巴楚隆起被改造為由瑪扎塔格斷裂帶與吐木休克斷裂帶夾持的斷隆，而麥蓋提地區(qū)則演化為南傾斜坡，巴楚—麥蓋提地區(qū)演化為東北高、西南低的單斜構造。喜馬拉雅運動期以來，塔里木盆地整體下沉接受沉積，海水自西南方向逐漸從斜坡區(qū)向巴楚隆起中心部位推進，沉積了較薄的古近系。新近紀以來進入快速沉降期，新沉積的地層厚度大致由南向北超覆劇烈減薄，此時巴楚隆起最終定型，和田古隆起也演變?yōu)樾逼聨А?/p>

2.2 研究區(qū)熱演化史

圖4 巴楚—麥蓋提地區(qū)磷灰石裂變徑跡資料熱演化史模擬及裂變徑跡長度分布Fig.4.Simulated thermal evolution history and length of apatite fission track in Bachu-Maigaiti area

圖5 巴楚—麥蓋提地區(qū)構造演化Fig.5.Tectonic evolution in Bachu-Maigaiti area

塔里木盆地地溫梯度總體隨地史逐漸下降，中寒武世—早奧陶世，盆地處于古亞洲洋克拉通邊緣拗拉槽階段，因地殼拉張減薄，地溫梯度為32～35 ℃/km；隨著古亞洲洋的閉合，地溫梯度逐漸下降為志留紀—泥盆紀的30 ℃/km。石炭紀—二疊紀，受構造運動和巖漿活動影響，地溫梯度為30～32 ℃/km。中—新生代盆地快速沉降，中生代末地溫梯度為25 ℃/km，現(xiàn)今地溫梯度為20 ℃/km。

前人恢復的巴什托地區(qū)古地溫資料表明，該地區(qū)石炭紀及以前地溫梯度較高，達32 ℃/km，二疊紀—古近紀降低，為28 ℃/km，新近紀以來從25 ℃/km降為現(xiàn)今的21 ℃/km[17]。

2.3 寒武系烴源巖生烴演化

以研究區(qū)構造演化背景及地質熱演化史為基礎，開展巴楚—麥蓋提地區(qū)埋藏史及熱演化史研究，認為寒武系烴源巖埋藏史—生烴史大致分為“XH1 井型”和“西南坳陷型”（圖6）。

圖6 巴楚—麥蓋提地區(qū)寒武系烴源巖埋藏史—生烴史Fig.6.Burial history and hydrocarbon generation history of Cambrian source rocks in Bachu-Maigaiti area

巴楚隆起XH1 井寒武系烴源巖從沉積后至二疊紀早期一直處于埋藏階段；二疊紀中期處于抬升階段，上覆地層被剝蝕了500 m，至古近紀早期未發(fā)生沉積；古近紀至今僅沉積了150 m。埋藏史—生烴史研究認為，XH1井區(qū)烴源巖從寒武紀末進入成熟演化階段開始生烴，晚石炭世—早二疊世鏡質體反射率接近2.00%，生成大量高成熟輕質油、凝析油和濕氣，之后結束生烴，停留于高成熟階段（圖6a）。

巴楚地區(qū)寒武系烴源巖古近紀以來埋深均未超過二疊紀末期最大埋深，相鄰區(qū)部分井現(xiàn)今埋深超過二疊紀末期最大埋深，但由于地溫梯度降低，熱演化程度并未增加，如BK2井寒武系現(xiàn)今埋深比第一次最大埋深大2 000 m，但目前地溫僅180 ℃，低于二疊紀末期的200 ℃[18]。故巴楚隆起及相鄰區(qū)寒武系烴源巖生烴史為“XH1井型”，海西運動晚期后未發(fā)生二次生烴。

西南坳陷寒武系烴源巖主要經(jīng)歷2 個演化階段：①323.0—248.0 Ma（晚二疊世），為持續(xù)埋藏階段，最大埋深約4 000 m，鏡質體反射率約為1.20%，生成大量中質原油；②66.7 Ma 至現(xiàn)今，尤其是近10.0 Ma 以來，烴源巖快速埋藏至近12 000 m，鏡質體反射率急劇演化至約2.30%，生成大量干氣（圖6b）。該虛擬井生烴史可以代表西南坳陷及相鄰區(qū)寒武系烴源巖生烴史。

3 熱演化史對油氣成藏的影響

3.1 油氣源分析

巴楚—麥蓋提地區(qū)原油及天然氣地球化學特征表明[19-22]，巴什托油氣田天然氣主要來自寒武系高成熟烴源巖的原油伴生氣，但也可能部分來自石炭系烴源巖，原油則主要來自寒武系烴源巖，而無石炭系烴源巖生烴貢獻；鳥山氣田的天然氣為寒武系烴源巖干酪根裂解氣，所產(chǎn)少量墨綠色原油為加里東—海西運動期成藏的寒武系原油發(fā)生氧化與生物降解的殘留；和田河氣田天然氣來自寒武系烴源巖，以原油裂解氣為主[13，22]，其中東部M4 井附近天然氣是古油藏原油裂解氣，西部M3井和M8井天然氣主要是喜馬拉雅運動期充注的高成熟—過成熟干酪根裂解氣，中部M2 井天然氣為上述二者的混合；BT5 井氣藏天然氣干燥系數(shù)大（99.50%），甲烷碳同位素最重（δ13C1為-31.9‰），并發(fā)生甲烷和乙烷碳同位素倒轉，可能為新近紀以來充注的寒武系高成熟干酪根裂解氣不斷散失導致。因為相對重烴分子，甲烷分子擴散能力更強，故擴散損失的主要為甲烷組分，而12C1較13C1更易于擴散，導致剩余甲烷碳同位素變重，直至重于δ13C2，進而發(fā)生倒轉。BT5 井最終能形成氣藏是由于有更高成熟度的天然氣持續(xù)補充。

3.2 巴楚—麥蓋提地區(qū)二次生烴與古油藏原油裂解的證據(jù)與意義

埋藏史和熱演化史研究認為西南坳陷寒武系烴源巖具備二次生烴、和田古隆起古油藏具備裂解的熱演化史條件。前人研究認為，發(fā)生規(guī)模二次生烴往往伴隨構造反轉引起的烴源巖埋深增加、有機質成熟度增加；而古油藏晚期原油裂解主要受溫度控制，一般認為在130 ℃以上開始裂解，并在200 ℃后裂解完畢[7]。埋藏史和熱演化史研究認為，海西運動晚期之前巴楚—麥蓋提地區(qū)寒武系烴源巖即進入成熟階段，具備規(guī)模供烴的潛力；而和田古隆起長期處于構造相對高部位，是巴楚隆起和西南坳陷下寒武統(tǒng)烴源巖生產(chǎn)油氣的有利運移指向區(qū)，具備在下古生界碳酸鹽巖中形成海西運動期古油藏的可能；麥蓋提斜坡東段及和田河氣田鉆井在巖心上見大量瀝青，也反映可能發(fā)育海西運動期古油藏。上已述及，西南坳陷及鄰區(qū)自古近紀以來快速埋藏，如西南坳陷烴源巖鏡質體反射率由海西運動晚期的1.20%增至現(xiàn)今的2.50%以上；而和田古隆起附近地溫由約130 ℃急劇升高至240 ℃以上。故西南坳陷寒武系烴源巖存在二次生烴的條件，和田古隆起附近則存在古油藏原油裂解的條件。

其次，巴楚隆起南緣鳥山氣田、和田河氣田、BT5井氣藏和LS2 井氣藏，均以喜馬拉雅運動期干氣充注成藏，根據(jù)產(chǎn)出的高成熟天然氣組分及同位素參數(shù)，測算天然氣平均鏡質體反射率為2.50%，與西南坳陷寒武系烴源巖熱演化程度相當。上述氣田（藏）均位于巴楚隆起南緣，遠離阿瓦提坳陷而臨近麥蓋提斜坡和西南坳陷；根據(jù)喜馬拉雅運動期巴楚—麥蓋提地區(qū)構造背景，基本可以排除阿瓦提坳陷烴源巖的貢獻，這些高成熟天然氣應來自于西南坳陷的烴源巖二次生烴或古油藏原油裂解產(chǎn)物的供給。

相比之下，巴楚隆起H4井和H3井下寒武統(tǒng)白云巖儲集層中以不發(fā)熒光的黑褐色瀝青為主；包裹體熒光光譜檢測局部見藍白色熒光，不發(fā)育黃色熒光和藍白色熒光的烴類包裹體，說明在H4 井一帶主要為早期充注的烴類，而晚期高成熟油氣在該區(qū)充注較少；XH1井寒武系烴源巖層段未見油氣顯示，也輔證了巴楚隆起該套烴源巖未發(fā)生明顯二次生烴。

結合構造演化與烴源巖熱演化史可知，新近紀以來，西南坳陷及相鄰區(qū)寒武系烴源巖二次生烴生成的干氣主要沿古董山斷裂向西北運移，并通過次級斷裂向BT5井氣藏充注，部分沿瑪扎塔格斷裂帶自西向東運移，并在局部圈閉中成藏，同時南部和田古隆起古油藏中的原油因新近紀以來快速埋藏，地溫超過160 ℃而大量裂解生氣，生成的干氣順瑪扎塔格斷裂帶自東向西運移，并在局部圈閉中成藏，在M2 井或M3井附近與干酪根裂解氣混合。即巴楚—麥蓋提地區(qū)油氣藏主要是二次生烴與古油藏原油裂解的產(chǎn)物。

大量與烴類共生的鹽水包裹體及不同產(chǎn)狀、成熟度瀝青證實巴楚—麥蓋提地區(qū)經(jīng)歷了多期油氣充注，但海西運動晚期以前充注的油氣，要么經(jīng)歷調整、破壞，如BT5井志留系柯坪塔格組與寒武系吾松格爾組儲集層內(nèi)見大量深色瀝青，H4 井和H3 井寒武系儲集層中見早期黑褐色瀝青，S1 井見墨綠色殘留原油；要么由于演化程度較高，生成天然氣而散失。可見，二次生烴的烴源巖與晚期原油裂解的古油藏作為特殊烴源，為巴楚—麥蓋提地區(qū)油氣晚期成藏提供了重要的烴源保障，其對油氣成藏的貢獻，或遠大于早期生烴，故應優(yōu)先考慮。

3.3 二次生烴與古油藏原油裂解生烴的成藏優(yōu)勢

與原油不同，天然氣在圈閉中成藏后就開始擴散散失，如果生氣速率下降，則儲量跟著下降，直至氣藏枯竭[23]。故早期生成的天然氣往往保存難度較大，天然氣成藏越晚，對氣藏保存越有利。

而二次生烴相當于將干酪根一次生烴后的殘余生烴潛力保存在烴源巖中，并將生烴過程推遲到晚期，避免了較早生成烴類而散失，尤其是對一次生烴后已接近或處于生氣高峰的烴源巖。

相對于烴源巖生氣，古油藏原油裂解生氣具有4個優(yōu)勢：①油的聚集系數(shù)一般比天然氣高10～40倍，生成后更易于被圈閉捕獲；②古油藏中原油不會像天然氣那樣擴散散失，使得其晚期裂解供烴成為可能；③熱變質條件下原油穩(wěn)定性比干酪根至少高3 倍[24]，如干酪根大量生氣在鏡質體反射率小于1.60%時已基本完成，而原油大量裂解生氣在鏡質體反射率大于1.60%后，即可以推遲生氣，且生氣量是前者的4倍[25]；④由于原油的裂解受控于溫度，而與鏡質體反射率無關，故一旦達到裂解溫度，即使中途地溫略有降低，也可以依靠時間的補償效應完成大部分裂解過程?？傊?，古油藏是現(xiàn)今氣藏的高效烴源，將烴源巖中的原油裂解過程轉移、集中至古油藏中并推遲進行，避免了過早生成天然氣而散失，是天然氣藏良好的中繼站。

3.4 二次生烴與古油藏原油裂解生烴潛力評價及應用

前人對二次生烴潛力與原油裂解生氣量評價開展了諸多有益的研究，并取得一系列卓有成效的成果認識[3-7]。文獻［4］和文獻［5］認為，鏡質體反射率為0.60%～0.90%的烴源巖，二次生烴潛力最大；高成熟烴源巖沒有大量二次生烴能力。通過熱解未成熟烴源巖分析其二次生烴能力，發(fā)現(xiàn)升溫速率較慢有利于烴類的初次生成，但會導致殘余有機質的二次生烴潛力明顯降低。文獻［3］研究認為，由于一次生烴消耗了部分有機質，二次生烴時總有機碳含量下限必須提高，并通過計算烴源巖產(chǎn)烴率推算一次生烴停止后不同鏡質體反射率對應的二次生烴總有機碳含量下限。如對Ⅰ型和Ⅱ型有機質，當一次生烴停止后鏡質體反射率為0.65%，對應的總有機碳含量下限僅為0.86%；當一次生烴停止后鏡質體反射率為1.50%，對應的總有機碳含量下限為2.24%；當一次生烴停止后鏡質體反射率為2.00%，則其總有機碳含量下限提高至3.14%；當鏡質體反射率大于2.80%，氣源巖已無效。

研究表明，古油藏中不同母質類型的1 t 原油全部裂解可生氣664～740 m3，而實際生氣量還與裂解進行程度、升溫速率等因素有關[8，26]。

起始成熟度（溫度）一定的情況下，無論是烴源巖生烴還是原油裂解實驗，均證實慢速升溫對烴類的生成更有利[5，27]。但從生-聚-散動態(tài)平衡的角度看，顯然晚期快速生烴對油氣成藏尤其是天然氣成藏更有利。

從巴楚—麥蓋提地區(qū)目前已發(fā)現(xiàn)的油氣田（藏）來看，均主要為新生代以來形成的圈閉接受烴源供氣，故巴楚—麥蓋提地區(qū)勘探應重視2 類氣藏，第一類是新圈閉形成后，捕獲一次生烴后鏡質體反射率相對低的烴源巖二次生烴的干氣并形成氣藏；第二類是古油藏中原油裂解成氣后調整至附近新圈閉中，形成的次生氣藏。

由于巴楚—麥蓋提地區(qū)下寒武統(tǒng)臺內(nèi)潟湖相烴源巖主要分布于巴楚隆起及以東地區(qū)（圖3），烴源巖發(fā)育區(qū)一次生烴后鏡質體反射率較高（大于1.50%），同時總有機碳含量較低，達不到二次生烴標準。

鉆井及露頭資料表明，玉爾吐斯組烴源巖平均總有機碳含量較高，故一次生烴后的鏡質體反射率可適當提高。以玉爾吐斯組烴源巖分布為底圖，設定一次生烴后鏡質體反射率不高于2.00%，且二次生烴后鏡質體反射率不低于2.50%，根據(jù)上述思路，預測古油藏主要分布于和田古隆起附近（圖3），具體需在古構造分析的基礎上，落實古油藏分布與規(guī)模，并在附近尋找與之構造演化相匹配的新圈閉。

4 結論與建議

（1）二次生烴的烴源巖與原油晚期裂解的古油藏作為特殊烴源，為巴楚—麥蓋提地區(qū)油氣成藏提供了重要的烴源保障，其與現(xiàn)今圈閉的匹配是巴楚—麥蓋提地區(qū)油氣成藏的關鍵。

（2）巴楚隆起寒武系烴源巖一次生烴后已達過成熟階段，海西運動期之后均未發(fā)生二次生烴，因此，該隆起區(qū)烴源巖對油氣成藏的貢獻主要體現(xiàn)在對古油藏的供烴；而一次生烴聚集而成的古油氣藏后期未得到持續(xù)充注，且在構造活動過程中不斷散失，僅在構造調整幅度小的局部地區(qū)可能保存有早期的低成熟原油。

（3）巴楚—麥蓋提地區(qū)已發(fā)現(xiàn)的氣藏天然氣成熟度較高，氣源為喜馬拉雅運動期以來西南坳陷寒武系烴源巖的干酪根裂解氣與和田古隆附近古油藏中的原油裂解氣。

（4）應在古油藏附近尋找可能捕獲原油裂解氣的新圈閉，在二次生烴區(qū)附近尋找“二次生烴”型氣藏。