关于富油盆地深层天然气来源与勘探前景的几点思考——以渤海海域渤中地区为例

王奇，郝芳，邹华耀，薛永安，牛成民

1.中国石油大学(华东)地球科学与技术学院，山东 青岛 266580

2.深层油气全国重点实验室(中国石油大学(华东))，山东 青岛 266580

3.中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249

4.中国海洋石油有限公司天津分公司，天津 300452

渤海湾盆地是我国新生代的陆相富油盆地，尤其是渤海湾盆地的海域部分，有着最大的渤中坳陷，古近系生烃层段多，有机质类型以倾油型(Ⅰ-Ⅱ型)为主。受新构造运动的影响，渤中地区的原油主要运聚在新近系储层中［1］。随着中浅层勘探程度的增加，深层油气勘探已日益受到重视。尤其是天然气的勘探，尽管渤海湾盆地属于典型富油盆地，渤中地区深层天然气勘探较长时间未有大的突破，直到近些年在渤中地区西南部潜山发现大型整装凝析气藏，揭示深层具有良好的天然气勘探前景［2］。前人针对天然气成因来源开展了大量研究，按生气母质可分为干酪根热解气与原油裂解气［3-5］。目前国内外大型气藏的成因多与储层原油裂解气有关，然而在勘探实践中，两种成因的天然气往往普遍存在。据前人研究表明，干酪根热解气(也称干酪根热降解气或干酪根裂解气)在生油阶段仍有较大量的天然气生成［5-7］，而且不同的母质类型，干酪根热解气的量也存在较大差异。因此，对成熟度相对偏低的富油盆地，干酪根热解气的贡献值得深入探讨。

天然气的碳同位素组成是鉴定不同类型天然气的重要手段［8］，一般而言，陆源高等植物较藻类生物具有相对重的碳同位素组成，与倾气型的煤系母质(高等植物输入为主)相比，倾油型母质生成的天然气乙烷碳同位素一般较轻。因此，通常用乙烷的碳同位素组成来区分油型气与煤型气［9］。然而据前人研究，不同营养介质或不同沉积环境下的藻类的碳同位素组成也存在差异，表明成烃母质的碳同位素组成不仅与生源有关，还与其沉积环境有联系。因此研究沉积盆地的有机碳同位素组成需从生物-环境协同演化的角度综合考虑。

考虑到勘探的经济成本与目标层位，目前国内外关于深层的深度界限尚不统一，我国东部地区由于地温梯度高，深层通常是指储层埋深超过3 500 m［10］。根据资料统计，国内外已发现的大中型油气田绝大部分属于浅层早期充注、晚期深埋保存型［11］。笔者以渤中地区多年研究成果为基础，融合相关国内外研究进展，初步探讨了渤中地区倾油型母质生气潜力、碳同位素偏重的天然气成因，以及深层原油裂解与天然气的勘探前景。

1 倾油型母质的生气潜力

低成熟烃源岩的生烃热模拟实验是对比研究有机质生烃的最直接手段。目前热模拟实验体系主要分为封闭体系、开放体系以及设定压力的半封闭体系。开放体系模拟实验是模拟烃类的即生即排过程，无法考虑压力在有机质成熟生烃过程中的影响，实验体系中也无法加入水，而水又是普遍存在于地质条件下［12］；且在地质条件下，油气生成后残留在烃源岩中的部分还会深埋遭受成熟作用。因此，开放体系下的实验数据常受到质疑，很难直接应用于地质条件［13］。封闭体系下的模拟产物均不能及时分离，即模拟的是某种组分在不同成熟度下的连串反应，表现为液态烃与重烃组分在高温下裂解为轻分子的烃类或甲烷。尽管封闭体系也与地质实际不完全符合，但结合开放体系的气体产率，仍可得出相对合理的研究区产烃图版［14］。

前人对干酪根进行了开放体系与封闭体系的实验产物对比研究，结果表明，尽管封闭体系下油组分的生成与裂解存在部分重叠，但在重质组分向轻质组分转化过程中的裂解气是可以近似忽略的［7］。赵文智等［5］的研究成果也表明，封闭体系下生成天然气(主要来自生成的液态烃高温二次裂解)的产率是开放体系下干酪根热解气产率的4倍左右，表明在生油高峰期排烃效率较低地区深埋的高成熟烃源岩滞留烃仍可生成大量天然气。从前人研究成果还可知，在相对低的热演化阶段(Ro(镜质体反射率)<1.5%)，干酪根热解气与原油裂解气的产率非常接近，表明在Ro=1.5%之前，大部分干酪根热解气已经大量生成(见图1)，成熟度阶段之前生成的二次裂解气可近似忽略。因此，可以用封闭体系下Ro=1.5%的产率近似代表干酪根热解气。基于地质观察与模拟实验，前人总结出好的气源岩对应的产气量应大于 0.2 mL/g［15］。若以TOC(总有机碳)含量为2%计算，好的气源岩产气率>10 mL/g。前人用渤中地区的倾油型(Ⅱ1型)烃源岩开展了封闭体系的热模拟实验，结果表明，三套古近系烃源岩在生油窗阶段已达该气源岩标准，而且Ro=1.3%时烃源岩的平均产气率均值可达100 mL/g［14］。这意味着渤中地区倾油型母质不仅能大量生成液态石油，还能大量生成天然气。基于生烃图版，王奇等［14］计算了渤中地区的区域生气强度，渤中地区古近系烃源岩的生气强度(基于现今的成熟度)普遍大于20×108m3/km2，达到了大中型气田凹陷生气强度的参照标准。而且在Ro不高于1.3%的地区，仍发现了规模性天然气(成因干酪根热解气为主［6］)。从前人的模拟实验结果还可以看出，烃源岩的生气率还与母质类型关系密切［14,17-19］。在Ro=1.5%之前，该成熟度阶段主要为干酪根热解气，烃源岩的产气率与其氢指数关系密切；也就是说，尽管煤系母质以生气为主，但单位质量TOC的产气率要显著低于倾油型母质(见图1)，充分印证了富油盆地良好的天然气勘探前景。由图1还可知，高过成熟度阶段，封闭体系下的早期生成的液态烃高演化阶段二次裂解大量生气，倾油型母质的产气率也显著高于煤系母质，这与前人关于干酪根热解与原油裂解产气率对比的结果［5］是一致的，反映了油型烃源岩深埋过程仍可能具有较好的生气潜力。需要指出的是，晚期过成熟生气潜力大小还与滞留液态烃(即深埋过程中液态烃排出效率)有关。

2 沉积有机碳同位素组成异常偏重的成因机制

图1 封闭体系下不同有机质丰度的烃源岩产气率对比 (实验结果据文献[14,17-19])

乙烷的碳同位素组成继承了沉积母质的碳同位素特征，而且受成熟度影响相对较低，故通常用乙烷的碳同位素来区分天然气的成因来源，腐殖型母质生成的天然气通常具有重的碳同位素组成。渤海湾盆地渤中地区已发现的天然气乙烷碳同位素组成平均值为-27.4‰，部分可重达-23.8‰［14］。这类乙烷碳同位素显著重于典型油型气，与煤型气相比又相对偏轻，因此有研究人员提出这种天然气碳同位素特征反映了偏腐殖型的母质供烃［20］。另外，也有学者认为偏重乙烷的碳同位素可能混有煤系烃源岩的供烃［21］。然而研究区的钻井揭示烃源岩主要为倾油型母质，并未钻遇二叠系煤系或古近系偏腐殖型的烃源岩。因此，就偏重的乙烷碳同位素而言，沉积有机质的碳同位素组成需要深入探讨。

与海洋不同的是，湖泊由于蓄水范围相对较小，对气候的演变反映灵敏。基于构造-气候协同演化，HAO等［22］揭示了沙河街组与东营组烃源岩的发育模式并建立了对应的生物标志物组合参数，即东营组具有较高的陆源有机质输入，而沙河街组尤其是沙三段，以淡水藻生源输入为主［22］。与陆相高等植物的碳同位素组成(-26.7‰～-21‰)相比，湖泊水生生物通常具有相对偏轻的碳同位素组成(-32.6‰～-27.6‰)［23］；而与东营组烃源岩(陆源输入较显著［22］)相比，沙河街组烃源岩的沉积有机碳同位素组成整体偏重，看似与陆源输入有机质贡献比例差异相矛盾。

图3 渤中地区烃源岩的四甲基甾烷指数(4MSI) 与沉积有机碳同位素之间的关系

图2 生产率主导与保存条件主导下的烃源岩与有机-无机碳同位素差值之间的关系 (据文献[27])

综上所述，就湖泊沉积物的有机碳同位素而言，一方面，古气候控制下的水文条件与营养供给影响着同沉积期的初级生产者的种类与相对丰度；另一方面，水体分层与有机质的保存影响着沉积有机质碳同位素组成，即沉积有机质的碳同位素反映的是环境-生物协同演化的结果，不同气候背景下的藻类形成的沉积有机碳同位素存在较大差异。因此在利用乙烷碳同位素组成鉴定天然气的成因类型与来源时需要慎重，尤其是对深层天然气成因的解释。

3 深层液态烃的稳定性与深层油气勘探前景

随着我国持续增长的能源需求以及较高的中浅层油气勘探程度，深层的油气成藏与分布规律已成为勘探的研究热点。从有机质生烃演化与液态烃稳定性的角度来看，深层油气可以是早期由干酪根热降解直接生成，也可以是深埋过程中烃源岩(包括滞留液态烃的源内裂解)晚期生成。纵观前人基于充注历史及成藏深度的统计(见图4)可知，按主生烃期、充注期与成藏深度可以将国内外大中型深层油气藏的形成过程分为两大类：一类是浅层早期充注-晚期深埋保存型，另一类为晚期深层直接充注型，且以第一类为主。那么，不同沉积盆地背景下，早期生成的液态烃稳定性是深层油气成藏的关键。

图4 国内外大中型深层油气藏成藏年代与储层年代、成藏深度对比图(据文献[11])

国内外学者基于原油的热模拟实验对液态烃的稳定性开展了较为系统的研究。ZHAO等［29］选择塔里木盆地海相原油分别与碳酸盐岩、泥岩和砂岩进行矿物介质反应，实验结果反映不同矿物介质下原油裂解动力学参数具有差异性，碳酸盐岩矿物可大大降低活化能和原油热稳定性，泥岩次之，砂岩最小。PAN等［30］对比原油、原油+蒙脱石、原油+方解石裂解实验结果认为，蒙脱石促进原油裂解，而方解石则抑制原油裂解且增加碳同位素值，使得碳同位素偏重。黄铁矿和硫酸盐对沉积有机质热裂解产甲烷有显著的促进作用，其中硫酸盐可氧化焦沥青，形成一定量的甲烷［31］。SHUAI等［32］指出原油与水介质涉及歧化反应，促进原油裂解，影响了原油裂解生气潜力和液态烃稳定性。LIAO等［33］证明生物降解作用使得正构烷烃选择性消除导致原油裂解生气潜力显著降低，中度和重度生物降解的原油热稳定性低于未生物降解和轻度生物降解的原油。HILL等［34］选取加拿大泥盆系原油进行热模拟实验及动力学外推，表明压力对原油裂解成气过程的影响比实验室热裂解条件下更大，但仍次于温度。综上可知，介质条件与原油的物性在一定程度上影响着液态烃的稳定性、裂解产物的化学组成以及气体碳同位素组成。前人的上述实验研究也同时表明，温度才是影响原油热稳定性的关键因素。由图5可知，温度是控制油气相态演化的关键要素［35-36］，不同沉积盆地，液态烃保存的理论下限与地温梯度密切相关，制约着各沉积盆地深层液态烃的勘探。

图5 不同沉积盆地油气相态(图中实例可详见文献[35])

从原油的热裂解过程来看，储层原油裂解随着温度增高并非一次性裂解成气，而是分为两个阶段。由图6(a)可知，在Ro=1.5%之前，原油裂解产生的天然气可以近似忽略，该阶段主要是重质组分(C15+)向轻质组分(C6-14)大量转化，即以原油裂解轻质化为主。当轻质油开始大量裂解时(对应的Ro=1.5%)，原油裂解气也开始大量生成。该现象表明在较高的演化程度(如Ro=1.3%左右)，页岩中仍可能存在丰富的液态烃。需要指出的是，该现象与经典的Tisoot模式(1.3%1.3%时，源内的滞留烃裂解是逐步分阶段裂解的。由此可知，尽管渤中地区已经在中浅层发现大量油气，但近些年渤中地区的深层勘探不断突破［2, 37-40］以及模拟实验与动力学的研究均表明，渤中地区深层(储层埋深可达5 800 m［41］)仍可能存在规模的轻质油富集。考虑到晚期深埋过程，烃源岩中滞留液态烃二次裂解仍可为深部储层提供较大量的烃气，深层还可能表现为富含轻质油的凝析气赋存［42］。如前文所述，晚期高-过成熟度阶段直接由干酪根热降解生成的烃气相对较少(见图6(b))［5］，因此，深层的烃源岩热裂解气(包括干酪根热降解气与滞留烃裂解气)的资源丰度还与生油高峰期的排油效率密切相关。

图6 原油热裂解过程中产物对比图((b)分图据参考文献[5]，有修改)

4 结论

1)倾油型母质不仅能大量生油，在原油生成及其裂解轻质化阶段，干酪根的热解气也大量生成。单位质量TOC的产气率与氢指数呈正相关关系，表明油型盆地即使在不具备原油大量裂解条件下，在中-高热演化阶段仍能生成以干酪根热降解为主的一定资源丰度的天然气，满足大中型气田形成的物质需求。

2)湖盆沉积有机质碳同位素组成一方面受控于古气候控制下的水文条件与营养供给，影响着同沉积期的初级生产者的种类与相对丰度，另一方面也受水体分层与有机质保存的影响。其中高生产率主导的倾油型母质具有相对重的沉积有机碳同位素组成，因此乙烷碳同位素较重的天然气不一定来源于偏腐殖型或者煤系烃源岩，也可能来自成熟度较高的倾油型母质。

3)深埋过程中储层原油二次裂解是分阶段进行的，以Ro=1.5%为界，可将浅层充注的原油的深埋裂解过程整体分为两个阶段：第一阶段原油裂解轻质化，该阶段由油裂解生成天然气相对少；第二个阶段轻质油大量裂解生成天然气。生油高峰期(浅层)排出的原油在深埋过程中裂解生成的轻质油具有较高的热稳定性，深层烃源岩滞留的液态烃高温裂解也可提供大量的烃气。因此，即使深部储层不具备原油强烈裂解的介质条件时，仍可聚集规模性轻质油或凝析气。