鄂尔多斯盆地长7泥岩生-储-排油特征及演化模式

葛云锦 贺永红 许璟 马芳侠 杜克锋 李红进

收稿日期：2023-10-31

基金項目：陕西省科技统筹创新工程计划项目（2012KTZB03-03）

第一作者及通信作者：葛云锦（1981-），男，教授级高工，博士，研究方向为非常规石油勘探开发技术。E-mail：121853731@qq.com。

文章编号：1673-5005（2024）02-0037-08    doi：10.3969/j.issn.1673-5005.2024.02.004

摘要：通过低成熟度泥岩生排烃模拟试验，结合高压压汞、液氮吸附、核磁共振等测试手段，对鄂尔多斯盆地延长组长7泥岩的生油、储油、排油及热演化特征进行研究，对生成原油及其可动性进行分析，建立全过程演化模式。结果表明：长7泥岩最大的生油量出现在成熟度Ro=1.0%附近，生油量约为120 mg/g TOC，而后随着成熟度增高，生液态烃量逐渐降低，气态烃量逐渐增加，累积生烃量持续增大；排出页岩油量随成熟度增加呈现先升高后降低的趋势，在Ro为1.15%时液态烃排出量最大，约为64.55 mg/g TOC，之后随后成熟度继续增大，液态烃排出率迅速降低；随热演化程度升高，泥岩微孔体积持续增大，中孔体积先增大后减少，大孔体积先减小后增大，宏孔持续增大；可动流体饱和度先增大后减小再增大，不同成熟度泥岩可动流体平均为23.17%；长7泥岩生储排烃演化过程可划分为低成熟阶段、成熟—自饱和阶段、成熟—排油阶段、成熟—高成熟阶段4个阶段。

关键词：鄂尔多斯盆地； 页岩油； 生排烃； 可动流体； 演化模式

中图分类号：TE 121.1    文献标志码：A

引用格式：葛云锦，贺永红，许璟，等.鄂尔多斯盆地长7泥岩生-储-排油特征及演化模式［J］.中国石油大学学报（自然科学版），2024，48（2）：37-44.

GE Yunjin， HE Yonghong， XU Jing， et al. Source-reservoir-oil characteristics and evolution model of Chang 7 shale in Ordos Basin ［J］.Journal of China University of Petroleum（Edition of Natural Science），2024，48（2）：37-44.

Source-reservoir-oil characteristics and evolution model

of Chang 7 shale in Ordos Basin

GE Yunjin， HE Yonghong， XU Jing， MA Fangxia， DU Kefeng， LI Hongjin

（Reseach Institute of Shaanxi Yanchang Petroleum （Group） Company Limited， Xian 710065， China）

Abstract： Based on hydrocarbon generation simulation experiments， this study investigates oil generation， storage， and discharge， as well as the thermal evolution characteristics of the Chang 7 mudstone in the Ordos Basin. Through the integration of high-pressure mercury injection， liquid nitrogen adsorption， nuclear magnetic resonance， and other testing methods， the generated crude oil and its mobility was discussed， culminating in the establishment of a comprehensive evolution model for the oil . The findings indicate that the peak oil generation of Chang 7 mud shale occurs near a maturity level of Ro=1.0%， corresponding to approximately 120 mg/g TOC. Subsequently， as maturity increases， the quantity of liquid hydrocarbons gradually decrease while gaseous hydrocarbons show a gradual increase.The cumulative hydrocarbon generation continues to rise. The discharge of liquid hydrocarbons reaches its maximum （about 64.55 mg/g TOC） at a Ro of 1.15%. As maturity further increases， the discharge rate of liquid hydrocarbons decreases rapidly. With the increase of thermal evolution degree， the micropore volume of Chang 7 mud shale continues to increase， while the mesopore volume initially increases and then decreases. The macropore volume exhibits an initial decrease followed by an increase. The movable fluid saturation experiences an initial increase， followed by a decrease， and then another increase with increasing thermal maturity. On average， the movable fluid content in mudstone with varying maturity levels is 23.17%. Based on the data pertaining to hydrocarbon generation， expulsion， retention， pore evolution， and movable fluid， the evolution process of Chang 7 mudstone can be divided into four stages： low maturity， mature self-saturation， mature drainage， and mature-high maturity.

Keywords： Ordos Basin; shale oil; hydrocarbon generation and expulsion; movable fluid; evolution model

近年来，页岩油已逐渐成为全球重要的资源与战略接替［1-4］，借鉴北美地区成功勘探开发页岩油的经验，中国陆相页岩油的勘探开发取得长足的进展［5-7］，松辽盆地、鄂尔多斯盆地等实现页岩油的勘探开发，其中鄂尔多斯盆地庆城油田提交页岩油探明地质储量达 10.52×108  t，延长组长7段也成为中国陆相页岩的研究热点［8-9］。前人对延长组长7开展沉积环境、生烃特征、孔隙演化、勘探潜力［10-11］等研究。针对长7泥页岩的生烃特征，有学者用黑色页岩和暗色泥岩分别在开放体系下进行生烃模拟试验，得到两种岩性的动力学参数［12-15］。有学者开展天然长7页岩的模拟试验，计算页岩活化能的分布［16-17］，认为页岩活化能分布范围较泥岩集中。但前期研究主要关注高有机碳含量（TOC）的黑色页岩，对TOC相对较低的暗色泥岩的生排烃过程及其孔隙演化、流体可动性的研究鲜有报道。鄂尔多斯盆地长7暗色泥岩大范围分布，也是重要的烃源岩，且暗色泥岩中的砂岩夹层水平井获得较高的页岩油产量，表明泥岩滞留烃可能对页岩油具有一定贡献，值得深入研究。因此笔者选取成熟度较低的长7泥岩块状样品开展生烃模拟试验，对生油窗范围内泥岩的生排烃特征进行定性-定量研究，获取孔隙演化、可动流体等关键参数，建立演化模式，为鄂尔多斯盆地页岩油甜点预测、资源评价提供基础数据。

1  研究样品与试验

选取位于埋深较浅的、延长探区东部C171井的长7泥岩样品进行生排烃模拟试验，取芯深度为863.00 m，样品的w（TOC）为2%， 镜质体反射率（Ro）为0.67%，有机质组分以腐泥组为主，属Ⅰ—Ⅱ1型有机质。样品石英和长石体积分数约59%，黏土矿物体积分数约35%，碳酸盐矿物体积分数低于10%。

生排烃模拟试验仪器系统主要由加压系统、高压样品室、加热系统、排烃控制系统、产物收集系统、自动控制系统及外围辅助系统等组成，高压样品室容积可容纳180 g的泥巖样品。试验步骤：①将样品装入高压样品室；②室温下对试验系统加氦气（压力大于5 MPa），平衡后检测压力变化情况，要求系统无漏；③试验条件设定，开启加压加温系统，每个样品使用 20 ℃/min加热至目标温度后，恒温72 h；④试验完成后，收集气体和排出液体产物。气液分离罐内及排烃管路和釜体内壁的液态烃用二氯甲烷溶解保存，得到排出油；固体残余物经二氯甲烷索式抽提后称量，为滞留油；收集到的气体为气态烃和CO2等混合物。根据研究区烃源岩沉积埋藏史，计算模拟试验温度、覆压条件，设定6个温度点（ 300、320、340、370、420、450 ℃） ，不同温度点计算对应埋深设定上覆压力，模拟地下条件泥岩生排烃过程。因最后450 ℃温度点产物Ro无法准确测出，仅讨论前5个温度点的试验结果。

2  试验结果

2.1  生、储、排烃特征

2.1.1  排出烃类特征

结果显示，长7泥岩的在模拟温度370 ℃时（Ro为1.15%）液态烃排出率最大，约为64.55 mg/g TOC，在热模拟温度达到420 ℃时（Ro为1.78%）达到最大气烃排出率，约为119.19 mg/g TOC。随后成熟度继续增大，液烃排出率迅速降低。反映液烃排出率随成熟度的增大具有先增加后减小的趋势，与Tissot提出的石油生成模拟式吻合（图1（a））。

组分分析显示，随着温度增高，排出原油的饱和烃含量总体呈现先增大后减小，再增大的趋势， Ro在0.9%～1.15%生成的原油，饱和烃含量相对稳定，都约在50%，表明鄂尔多斯盆地烃源岩品质好，生成的油质均较轻，利于采出。芳烃含量则随着成熟度的增高持续增大，从Ro为0.86%的8.89%，增加到Ro为1.79%时的28.73%，其原因是随着成熟度增高，烃源岩生成液态烃逐渐变少，而此时C6—C14化合物大量裂解为C1—C5气态烃，伴随苯及其同系物的生成，导致芳烃含量逐渐增大。随试验温度的升高，非烃与沥青质含量总体呈逐渐降低的趋势，表明随烃源岩成熟度增高，生成原油中轻质含量较多。Ro为0.86%时生成的原油中沥青质与非烃含量高，表明烃源岩成熟早期生成的原油密度大，极性组分较高（图1（b））。

2.1.2  滞留烃类特征

氯仿沥青能比较准确的代表岩样中溶于氯仿的沥青物质含量，包括游离烃、吸附烃和溶解烃，可近似代表岩石中滞留的烃类物质的量。取试验结束后不同温度点的渣样，进行氯仿沥青提取，以探讨不同成熟度烃源岩样品中滞留烃类质量和组分。

从不同温度点氯仿沥青“A”的量可以看出，温度为340 ℃时（

Ro为1.0%）滞留液态烃数量最大，约为108.5 mg/g TOC，在温度为320 ℃时（Ro为0.94%）时，约为102 mg/g TOC，表明Ro为0.9%～1.0%时，泥岩中的可溶烃大量生成，为生油高峰期，但此时排出原油数量较低，说明烃源岩生成的原油刚刚达到自身饱和阶段，尚未开始大量排烃。在温度为370 ℃时（Ro为1.15%）时，排出烃达到最大值，氯仿沥青“A”快速降低，约为32.0 mg/g TOC，表明生成烃类大量排出，滞留量降低；而后随着温度升高，排出烃和滞留烃都逐渐降低（图2（a））。

组分分析显示，随着成熟度增加，滞留原油的饱和烃含量逐渐减少，Ro在0.9%～1.0%生成的原油饱和烃含量相对稳定，都大于60%，表明原油品质较好，有利于采出。随着成熟度的提高，滞留烃中芳香烃含量增大，从Ro为0.86%的13.12%，增加到Ro为1.79%时的约40%，说明随着成熟度增高，液态烃在高温下发生裂解，伴随苯及其同系物的生成。非烃与沥青质含量也随着成熟度增加而小幅增加，表明随成熟度增大，产生的非烃和沥青质较多，逐渐过渡到生气为主（图2（b））。

用排出油、滞留油的和近似代表泥页岩总生油量。结果显示，长7泥岩最大生油量出现在成熟度为Ro约为1.0%，总生油量约为120 mg/g TOC；而后随着温度升高，生油量逐渐降低，气态烃量逐渐增加，累积生烃量仍然处于上升趋势。

2.2  试验渣样分析

2.2.1  渣样热解分析

岩石热解试验结果显示，模拟试验渣样的生烃能力与原始样品相比有不同程度的减弱，温度越高，渣样产油潜量和氢指数越低，氢指数从最高约为147 mg/g降低到约为10 mg/g。以 Ro为1.1%为转折点，产油潜量和产率指数表现为快速降低和缓慢降低2个阶段。即长7泥岩的绝大多数氢元素损失发生在Ro为1.1%之前，即生油高峰之前。此外，随热成熟度的升高，渣样的有效碳总体变小，其降低的幅度与氢指数、产烃潜量变化规律相似。产率指数不断增大，表明有机质生成油气增多。

从试验渣样中提取干酪根进行总碳同位素（δ13C）分析，结果显示，各成熟度试验渣样的δ13C变化范围非常小，在-28.38‰ ～ -30.51‰变化，总体上随模拟温度的增加而变重。初始样品δ13C最轻为-30.51‰，在温度为340 ℃之前随温度升高缓慢变重，从340 ℃（Ro为1.0%）向370 ℃（Ro为1.15%）变化时，增重速度较快，由-30.40‰变化到-28.91‰，此后渣样δ13C值随温度增加缓慢增加，与前人试验结果基本吻合［17］。δ13C迅速变重对应着泥岩快速排烃阶段，证明Ro为1.15%时是大量排烃时期。

2.2.2  渣样孔隙变化

前人研究指出，油页岩在热模拟过程中，随着加热温度的上升，油页岩孔隙由以微孔为主逐渐变为以大孔为主［18］。通过原样及每个温度点的试验渣样的高压压汞和氮气吸附联合孔隙测试，得出不同温度下泥岩不同尺度的孔隙体积全孔径变化率曲线（图3）。结果可以看出，长7泥岩的孔隙体积主要由0.5～2 nm的微孔、10～300 nm的中—大孔和5～50 μm的宏孔组成。低成熟度（生油之前）长7泥岩孔隙体积主要在10～100 nm，微孔极少；

3  试验结果讨论

3.1  泥岩孔隙演化

Modica等［19］提出泥页岩孔隙演化主要受控于干酪根热演化，而与基质矿物孔隙演化关系不大；崔景伟等［20］认为页岩孔隙演化受生烃、机械压实和化学压实作用共同作用；吴松涛等［10］认为有机质热演化和黏土矿物转化与泥页岩孔隙演化同期发生，主要在生油窗后期—生气窗早期。因此有机质主要生烃期可能是泥页岩孔隙演化的关键时期［21］。

渣样的高压压汞和氮气吸附试验结果显示，随热演化程度升高，泥岩不同孔径对应的孔体积变化情况不同。微孔（孔径小于2 nm）的孔体积持续增大，说明有机质生烃造成有机质孔隙持续增加，与前人观点吻合［22］。中孔（孔径在2～50 nm）的孔体积先增大后减少，大孔（孔径在50～1000 nm）的孔体积先减小后增大，宏孔（孔径大于1000 nm）的孔体积一直增大。中孔（孔径在2～50 nm）和大孔（孔径在50～1000 nm）的孔体积随孔径变化率最大，表明此范围内的孔隙数量较多，对孔体积贡献最大，微孔贡献最小。

随着热演化程度的增加，泥岩样品孔隙体积呈现先变小后增加的过程。早期当0.67%1.5%时，随着气态烃产率急剧升高，孔隙体积进一步增大，尤其是宏孔明显增加（图4）。说明干酪根持续生烃会使得泥页岩孔隙体积增加，尤其是大孔隙增加明显，对页岩油气的储存、采出都具有一定促进作用。

3.2  泥岩可动流体

泥页岩内部流體可动性对页岩油勘探开发意义重大，但分析难度较大，核磁共振技术具备无损探测和高分辨率等优点，能够较准确地评价泥页岩孔隙分布和可动流体参数［23-24］。对5个不同热演化阶段的泥岩平行样品进行全盐水饱和、离心条件下的核磁共振试验，分析孔隙流体运移情况。按6000、8000、10000、12000 r/min的转速进行核磁共振离心试验操作，分别对应约1.42、2.52、3.94和5.68 MPa的离心压力，每次持续2 h，对离心处理样品进行标准核磁共振测量，用于确定T2。试验显示，即使在12000 r/min转速下，离心也不能将孔隙流体全部去除，微孔或中孔中仍存在一些不可还原流体，这种流体可能与页岩中的不可采流体和毛细管束缚流体有关。因此离心分离法只能计算可动流体饱和度，不能区分不可采流体和毛细管束缚流体。

不同成熟度泥岩样品的T2谱在100%盐水饱和条件下具有2种类型（图5）。第一种呈单峰分布，对应成熟度较低的样品（Ro约为0.6%～0.8%），单峰时间分布于0.01～30 ms，说明泥岩样品以小孔隙为主，大孔隙不发育。第二种T2谱呈双峰分布，对应样品Ro约在1%，分别为0.01～1.75 ms和3～100 ms的峰，说明泥岩已发育部分大孔隙，孔体积明显增大。离心试验后，随着离心力的增加，左峰值左移到一个更小的时间位置，说明流体逐渐从大孔隙迁移出去。以最大离心转速12000 r/min对应的离心压力5.68 MPa计算可动流体饱和度，结果显示不同成熟度泥岩样品可动流体分布在16.53%～31.75%，平均为23.17%，比砂岩储层可动流体饱和度偏低。

3.3  长7泥岩生储排模式

根据模拟试验中泥岩生排烃、孔隙演化、可动流体的数据，长7泥岩演化过程可划分为4个阶段，即低成熟阶段、成熟—自饱和阶段、成熟—排油阶段、成熟—高成熟阶段（图6）。

（1）低成熟阶段（Ro<0.8%）。热模拟温度低于300 ℃，热解产物以油为主，排出油量约为4 mg/g TOC，滞留油量约为74 mg/g TOC，恢复的总生油量约为78 mg/g TOC；这一阶段生成的油量比较少，且基本滞留在烃源岩中，排出量较少。此时气态烃相对较少，累积产气率为2.4 mg/g TOC，气/油比较小，为86.9 m3/t。此时总孔隙体积较小，可动流体饱和度较低，约在19%，说明低成熟度的泥岩孔隙度低、小孔隙占主要地位，且孔隙连通性差，原油的可动性较差。

（2）成熟—自饱和阶段（0.8%

（3）成熟—排油阶段（1.0%

（4）成熟—高成熟阶段（Ro>1.3%）。热模拟温度大于400 ℃，气态烃产率急剧升高，液态烃产率快速降低，表明滞留油已大部分裂解，烃类气体的干燥系数也直线上升，以干气为主，本阶段以后主要生成页岩气。干酪根持续生烃，页岩孔隙体积增大，部分大孔互相沟通形成微裂缝，此阶段的可动流体也相应增大，表明泥岩渗透率持续变好。

3.4  关键时期

随着成熟度的升高，泥岩排出油呈现先升高后降低的趋势。长 7泥岩最大的生油量出现在成熟度为Ro为1.0%附近，生油量约为120 mg/g TOC；但此时未达到最大排烃效率；此时泥岩内部孔隙体积也比较大，表明滞留烃含量也达到高峰。在Ro为1.15%时，液态烃排出率最大，為64.55 mg/g TOC；之后液态烃排出率迅速降低。说明Ro为1.0%为一个关键时期，此时烃源岩内滞留烃较大，可为纯页岩型和纹层型页岩油提供一定的物质基础。Ro为1.15%对应另一个关键时期，此时页岩油排出效率最大，对砂岩夹层型页岩油成藏比较有利。

4  结  论

（1）长7泥岩最大的生油量出现在Ro=1.0%附近，总生油量约为120 mg/g TOC；而后随着温度升高，生液态烃量逐渐降低，生气态烃逐渐增多。在Ro约为1.15%时液态烃排出率最高，约为70%，之后迅速降低。两个成熟度对应不同类型页岩油勘探的关键时期。

（2）随热演化程度升高，泥岩孔隙体积有先减少后增大的趋势，与生排烃过程具有一致性。随热演化程度升高，微孔持续增多，以有机质内孔为主，但总孔体积所占比例较小，中孔—大孔体积增大较多，也是总孔体积的主要组成部分。核磁共振显示，可动流体随热演化增高呈现先增大后减小、再增大的过程。

（3）泥岩生排烃、孔隙、可动流体3者之间相互作用，相互影响。据此将长7泥岩生油窗—生气窗前期的生排烃划分为低成熟阶段、成熟—自饱和阶段、成熟—排油阶段、成熟—高成熟阶段4个阶段。

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（编辑  李  娟）