基于烴源巖地化參數(shù)評價頁巖油運聚規(guī)律

代 波，李二黨，王小軍，曹 麗，馬 雄，臧起彪

（1.中國石油長慶油田分公司第一采油廠，陜西延安716000；2.中國石油大學（北京）油氣資源與探測國家重點實驗室，北京102249；3.中國石油大學（北京）地球科學學院，北京102249）

隨著常規(guī)油氣資源的消耗和全球油氣資源需求的不斷增長，頁巖油資源的勘探逐步受到眾多專家和學者們的關注。頁巖油是指賦存于有效烴源巖中的非氣態(tài)烴類，所賦存的主體也包含烴源巖夾層中的致密砂巖和石灰?guī)r等[1-3]。頁巖油運移和聚集特征的研究對頁巖油資源的勘探和評價至關重要[4-8]。頁巖油的分布特征與其運移和聚集規(guī)律密切相關，同時，頁巖油復雜的性質(zhì)和其儲層強非均質(zhì)性特征也決定了其在運移和聚集過程中的復雜性[6-11]。一些專家和學者常從運移通道的角度來分析頁巖油的運聚特征[5,7,10]，如羅曉容等[5]分析了輸導層非均質(zhì)性與頁巖油運聚特征的關系。劉慶等[10]研究了微裂縫發(fā)育特征對頁巖油運移的影響。研究發(fā)現(xiàn)烴源巖地球化學特征不僅是評價烴源巖特征的有效參數(shù)，而且能夠很好地反映地質(zhì)歷史過程中油氣的變化規(guī)律[9-13]，因此，可以將其用于評價頁巖油運移和聚集規(guī)律。安塞地區(qū)長7段地層富含大量的頁巖油資源，其中泥質(zhì)砂巖、泥巖和頁巖皆是具有生烴能力的有效烴源巖，為上下層段提供了大量的油氣資源。因此，以安塞地區(qū)長7段為例，通過對比不同烴源巖地球化學參數(shù)特征，來研究頁巖油的運聚規(guī)律及其控制因素，可為頁巖油資源勘探和評價以及分布提供理論依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

鄂爾多斯盆地是重要的含油氣盆地之一，包括伊盟隆起、渭北隆起、晉西撓褶帶、伊陜斜坡、天環(huán)坳陷和西緣沖斷帶六個一級構造單元（圖1）[14-17]。研究區(qū)位于伊陜斜坡中南處。伊陜斜坡為向斜構造，其東部寬緩，西部窄陡，呈現(xiàn)出兩翼不對稱的構造特征[14,17-18]。安塞地區(qū)長7段地層為典型的三角洲前緣沉積體系，地層厚度主要在60～90 m，發(fā)育有水下分流河道、分流間灣、和河口壩等沉積微相，區(qū)內(nèi)巖性相對單一，主要巖性為泥巖、頁巖和細粉砂巖[14,17,19-20]。研究區(qū)烴源巖厚度在0～40 m，由東北向西南方向，由于受到沉積環(huán)境影響，烴源巖厚度由北向南具有逐漸增大的趨勢，區(qū)內(nèi)砂體和烴源巖互層疊置分布，砂巖儲層和烴源巖直接接觸，因此，使得研究區(qū)內(nèi)發(fā)育豐富的頁巖油資源。

圖1 安塞地區(qū)構造位置與地層發(fā)育情況Fig.1 Tectonic location and stratum development in Ansai area

2 樣品和實驗

2.1 樣品概況

對鄂爾多斯盆地安塞地區(qū)D199 井不同深度和不同巖性的樣品系統(tǒng)取樣，進行有機地球化學分析，共選取樣品24 塊，巖性包括泥巖、頁巖和泥質(zhì)砂巖。將樣品進行編號A1，A2，…，A23，A24，以便進行總有機碳含量測試、巖石熱解、族組分分析以及飽和烴分析實驗。實驗樣品取心位置及巖性見圖2。

圖2 鄂爾多斯盆地安塞地區(qū)D199井柱狀圖及樣品取心位置Fig.2 Histogram and coring position of Well-D199 in Ansai area,Ordos Basin

2.2 實驗方法介紹

該次研究有關的烴源巖地球化學分析實驗均在東北石油大學（大慶）實驗室完成?？傆袡C碳含量的檢測、巖石熱解和色譜質(zhì)譜測試分別由Vario TOC型有機碳分析儀、Rock-Eval型熱解儀和5975MSD型色譜質(zhì)譜聯(lián)用儀完成。

總有機碳含量分析：先將巖石碾磨成小于100目的粉末，然后配置5%的稀鹽酸溶液與粉末樣品同置于通風柜中通風3 d，再將樣品放置于65 ℃的保溫箱干燥3 d，最后將樣品進行稱重后置于錫箔中包裝并放置儀器中分析。

巖石熱解分析：稱取大約50～100 mg 小于100目的樣品并置于樣品坩堝內(nèi)，樣品最先進到熱解爐并進行裂解。裂解后的部分樣品進入FID（氫火焰離子化）檢測器并測定游離烴、熱解烴以及最高峰溫等參數(shù)，部分樣品可進入紅外檢測器測定其他組分。族組分主要是利用試劑對組分進行分離。色譜質(zhì)譜測試是通過載氣將試樣帶入色譜柱中，使其中的各組分產(chǎn)生分離，然后再根據(jù)色譜圖對化合物進行研究分析。

3 不同烴源巖地球化學特征

TOC（總有機碳含量）、S1（可溶烴含量）、S2（熱解烴含量）、S1/TOC和S2/TOC等指標是評價烴源巖特征的基本地球化學參數(shù)[3,7,21-22]。實驗分析結果顯示，安塞地區(qū)長7段頁巖的TOC平均值為4.97%，S2平均值為11.82 mg/g，S1平均值為5.08 mg/g；泥巖的TOC平均值為3.15 %，S2平均值為6.44 mg/g，S1平均值為3.04 mg/g；泥質(zhì)砂巖的TOC平均值為1.29%，S2平均值僅為1.88 mg/g，S1平均值為3.67 mg/g：這說明研究區(qū)頁巖烴源巖的生烴能力大于泥巖烴源巖，而泥質(zhì)砂巖生烴能力最弱（表1）。

表1 D199井不同巖性基本地化特征對比Table 1 Comparison of basic geochemical characteristics of different lithology of Well-D199

統(tǒng)計結果顯示，泥質(zhì)砂巖S1/TOC值最大，分布范圍為190.19～544.33 mg/g，平均值為312.46 mg/g；泥巖S1/TOC值最小，分布范圍為27.17～249.36 mg/g，平均值為105.83 mg/g；頁巖S1/TOC值介于兩者之間，平均值為136.24 mg/g。泥巖和頁巖中，外來烴類較少，其S1/TOC基本代表了自身生成的游離烴含量。而泥質(zhì)砂巖的S1/TOC基本代表自身生成的游離烴含量和外來游離烴兩部分，由于外來烴類較多，使得泥質(zhì)砂巖的S1/TOC平均值較高，因此，泥質(zhì)砂巖的TOC相對較小，S1/TOC卻最大。

研究區(qū)烴源巖有機質(zhì)類型以Ⅱ1型和Ⅱ2型為主，其中頁巖S2/TOC值最大，分布范圍為113.08～388.66 mg/g，平均值為256.92 mg/g，主要為Ⅱ1型；泥質(zhì)砂巖S2/TOC值最小，分布范圍為60.98～204.21 mg/g，平均值為134.60 mg/g，主要為Ⅱ2型；泥巖S2/TOC值介于兩者之間，平均值為234.18 mg/g，以Ⅱ1型和Ⅱ2型為主，這與其有機質(zhì)碳含量的高低具有良好的對應關系。

總有機碳含量與烴源巖的生烴潛力有關[21]。通過對安塞地區(qū)長7段地層烴源巖實驗結果分析發(fā)現(xiàn)，其TOC與S2、S1+S2呈較好的正相關關系，相關系數(shù)分別為0.67和0.65（圖3a、圖3b）。但是，TOC與S1幾乎沒有相關性，其相關系數(shù)小于0.1（圖3c），這是由于研究區(qū)烴源巖品質(zhì)較高，熱演化程度卻僅處于生油早期，導致S2遠大于S1，因而S2的變化趨勢與S1+S2的變化趨勢大體一致。

圖3 巖石熱解參數(shù)與總有機碳的關系Fig.3 Relation between rock pyrolysis parameters and TOC

4 不同巖性中頁巖油地球化學特征

4.1 基本組分特征

烴類組分（主要是飽和烴、芳香烴以及非烴/瀝青質(zhì)）可判識頁巖油在不同巖性中的運聚集特征[3]。D199 井泥質(zhì)砂巖中飽和烴組分的平均相對含量為70.58 %，芳香烴組分的平均相對含量為5.72 %，非烴/瀝青質(zhì)組分的平均相對含量為23.72%；泥巖中飽和烴、芳香烴和非烴/瀝青質(zhì)的平均相對含量分別為45.81%、15.45%和38.74%；頁巖中飽和烴、芳香烴和非烴/瀝青質(zhì)組分的平均相對含量分別為43.51%、10.00%和46.48%（表2）。

表2 D199井不同巖性的抽提物組成特征對比Table 2 Comparison of composition characteristics of extracts of different lithology of Well-D199

泥質(zhì)砂巖富含飽和烴組分，而非烴/瀝青質(zhì)組分較少；頁巖和泥巖則富含非烴/瀝青質(zhì)組分，而飽和烴組分較少。在飽和烴、芳香烴以及非烴/瀝青質(zhì)三端元圖版上，不同巖性的樣品表現(xiàn)出良好的分異現(xiàn)象，頁巖位于右邊，泥質(zhì)砂巖位于右上方（圖4）。

圖4 D199井烴類組分的分布特征Fig.4 Distribution characteristics of hydrocarboncomponents of Well-D199

4.2 飽和烴特征

由于樣品來自同一口井，加之埋深差別不大，所以樣品大致處于同一沉積環(huán)境，因而其各項生標參數(shù)數(shù)值變化不大。盡管如此，生標參數(shù)特征在不同巖性之間仍具有一定的差異性。對研究區(qū)15個樣品的正構烷烴（碳數(shù)11-21、碳數(shù)22-30、碳數(shù)31-39 的正構烷烴含量）分布結果進行統(tǒng)計分析得出，頁巖n-C11-21、n-C22-30和n-C31-39數(shù)值范圍分別為46.3%～50.8%、44.2%～48.1%和4.6%～5.9%，平均值分別為48.7 %、45.9 %和5.3 %；泥巖n-C11-21、n-C22-30和n-C31-39數(shù)值分別為41.4%～46.5%、48.9%～52.1%和4.6 %～6.5 %，平均值分別為44.0 %、50.4 %和5.6%；泥質(zhì)砂巖n-C11-21、n-C22-30和n-C31-39數(shù)值范圍分別為48.8 %～54.2 %、41.3 %～46.7 %和4.4 %～4.7%，平均值分別為51.2%、44.2%和4.6%。與頁巖和泥巖兩類巖性相比，泥質(zhì)砂巖的n-C31-39含量最低，n-C11-21含量最高（表3，圖5a）。

不同巖性之間，規(guī)則甾烷相對含量也不同。色譜質(zhì)譜實驗分析結果表明，烴源巖的C27、C28和C29規(guī)則甾烷相對含量（即C27、C28、C29規(guī)則甾烷分別占規(guī)則甾烷的比例）分別在19.8 %～25.6 %、27.2 %～39.8 %和40.0 %～51.8 %，平均值分別為22.3 %、33.5%和44.1%（表3）。圖5b 顯示烴源巖母質(zhì)來源為混合源，表3顯示泥質(zhì)砂巖、泥巖和頁巖的C27規(guī)則甾烷相對含量較C29低，說明高等陸地植物的貢獻較大。此外，頁巖樣品的數(shù)值變化最小，在三角圖上的分布最為集中。

表3 D199井不同巖性的生物標志物特征對比Table 3 Comparison of biomarker characteristics of different lithology of Well-D199%

圖5 烴源巖生標參數(shù)特征Fig.5 Biomarker characteristics of source rocks

5 頁巖油運聚規(guī)律主控因素探討

5.1 原油性質(zhì)對頁巖油運聚的影響

研究區(qū)是一個自生自儲的生油氣系統(tǒng)，其內(nèi)部烴無外部貢獻，且3類烴源巖皆是具有生烴能力的源巖，因此，為消除儲集空間發(fā)育對石油組分分布的影響，本次研究引用一個新的組合指標，即S1/（S1+S2）來表征頁巖油的相對含量。從頁巖油相對含量與烴類組分的表征結果來看，隨著頁巖油相對含量的增加，頁巖油中的飽和烴含量逐漸升高，非烴與瀝青質(zhì)的含量逐漸降低，而芳香烴的變化趨勢不明顯（圖6）。由于頁巖油相對含量能大致代表烴源巖內(nèi)液態(tài)烴的排運效率，上述現(xiàn)象表明排運效率越高的烴類，其飽和烴組分的含量越高，非烴與瀝青質(zhì)組分的含量越低。這是因為瀝青質(zhì)主要是一些大分子物質(zhì)，非烴則主要是具有極性的N、S、O 組分，容易吸附于干酪根表面而運移相對困難，而具有小分子的飽和烴組分則運移相對容易，所以說飽和烴組分最容易發(fā)生排運過程，非烴與瀝青質(zhì)組分最不容易發(fā)生排運過程，這說明烴類組分在排運聚過程中具有分異現(xiàn)象。

圖6 游離烴相對含量與烴類組分的關系Fig.6 Relation between relative content of free hydrocarbons and hydrocarbon components

另外，通過對飽和烴地化特征研究分析發(fā)現(xiàn)，泥質(zhì)砂巖（多數(shù)是外來烴）具有多碳正構烷烴含量較低，而低碳正構烷烴含量高的特征（表3），這在很大程度上也表明大分子正構烷烴的運移相對較為困難，而小分子正構烷烴的運移相對較為容易。

此外，從不同的巖性上看，泥質(zhì)砂巖的頁巖油相對含量最高，其飽和烴組分含量也最高，非烴與瀝青質(zhì)組分的含量則最低。這是由于泥質(zhì)砂巖更利于烴類的排運，泥質(zhì)砂巖的烴類組分特征進一步證實了不同組分的排運難易程度具有差異。

5.2 厚度和物性對頁巖油運聚的影響

圖7為D199 井在1 362～1 374 m 深度范圍內(nèi)地化參數(shù)特征與巖石組合的關系。該段的巖性主要為砂巖、泥巖、頁巖、泥質(zhì)砂巖。通過對該深度段內(nèi)的地化參數(shù)分析發(fā)現(xiàn)，在薄層砂巖、泥質(zhì)砂巖巖性中，其熱解烴含量極低但卻具有不同含量的頁巖油（游離烴），可以推斷該類儲層中的頁巖油是由鄰近頁巖或泥巖生成并運移而來。

在D199井1 367.9～1 374 m深度范圍內(nèi)（圖7），其巖性為深灰色泥巖與黑色頁巖發(fā)育層段。該層段可近似作為一套較厚的烴源巖層。對比該套烴源巖可以發(fā)現(xiàn)，該套烴源巖上部和下部的頁巖油絕對含量和相對含量均偏低，而越靠近該層的中部，頁巖油絕對含量和相對含量相對偏高。這是由于地質(zhì)歷史時期生成的烴類會在生烴增壓作用下發(fā)生運移，而不會滯留于原地，因此，可以推斷，厚層烴源巖邊緣的頁巖油在壓力的作用下更加容易發(fā)生運移。厚層烴源巖內(nèi)部具有較高的頁巖油含量，可能是因為烴源巖孔滲性差，在壓力的作用下只有部分油氣發(fā)生了排運作用，部分頁巖油未能克服運移阻力而滯留于烴源巖內(nèi)部，由此使得烴源巖越厚，其內(nèi)部的油氣就越難運移。

圖7 D199井基本地化特征與巖石組合的關系Fig.7 Relation between basic geochemical characteristics and rock combination of Well-D199

在地層剖面組合上，泥質(zhì)砂巖由于具有較好的孔滲條件，鄰近頁巖或泥巖生成的油氣容易通過排烴作用進入其中。頁巖或泥巖由于孔滲條件相對較差，瀝青質(zhì)及N、S、O 等極性大分子組分難以通過排烴作用進入鄰近砂巖或者泥質(zhì)砂巖，導致了泥質(zhì)砂巖中具有較高的頁巖油氣含量（游離烴含量）。因此，可以判斷巖石物性對頁巖油的分布起到了控制作用。

6 結論

1）研究區(qū)烴源巖類型以Ⅱ1型和Ⅱ2型為主，其中頁巖以Ⅱ1型為主；泥巖以Ⅱ1型和Ⅱ2型為主；泥質(zhì)砂巖主要為Ⅱ2型。

2）安塞地區(qū)長7 段烴源巖的排烴受巖性的控制，不同烴源巖的生烴能力差異較大，頁巖生烴能力最強，泥巖次之，泥質(zhì)砂巖最弱。泥質(zhì)砂巖中S1不代表原地的游離烴含量，而是游離烴發(fā)生運移后的結果。

3）不同巖性中頁巖油的的基本組分（飽和烴、芳香烴和非烴/瀝青質(zhì)組分）分布具有明顯的分異現(xiàn)象，生標參數(shù)特征在不同巖性中的分布也具有一定的差異。

4）烴源巖母質(zhì)來源為混合源，泥巖、頁巖和泥質(zhì)砂巖的C27規(guī)則甾烷相對含量較C29低，說明高等陸地植物的貢獻較大。

5）原油性質(zhì)、源儲厚度和物性對頁巖油的運聚皆有較強的影響。小分子烴類組分相對容易運移，飽和烴組分相對于非烴/瀝青質(zhì)容易運移，烴源巖厚度越薄，其內(nèi)部的油氣越容易運移。