北部灣盆地流二段不同類型烴源巖生排烴效率與成藏貢獻對比*

李宏義 徐建永 李友川 武愛俊 肖伶俐 張振宇 沈 嬌

(中海油研究總院有限責任公司 北京 100028)

北部灣盆地目前的油氣儲量發現主要集中在潿西南和烏石凹陷這兩個成熟區，隨著成熟區勘探程度的提高，儲量發現難度日益加大，增儲上產亟需勘探新區獲得突破，而新區勘探評價的核心內容是烴源巖研究。鉆井揭示，潿西南和烏石凹陷主力烴源巖為流沙港組二段(以下簡稱流二段)半深湖—深湖相烴源巖，包括泥巖、頁巖和油頁巖等3種類型。因此，本文主要針對這2個成熟區14口井的3種類型烴源巖的巖心、巖屑及13個典型油田的原油共計173個樣品進行了系統采集和分析測試(圖1)，通過有機地球化學特征對比，明確了3種類型烴源巖的生烴指標和生烴潛力；利用生排烴熱模擬實驗，對比了3種類型烴源巖的生排烴效率；通過油源對比參數優選與原油族群劃分，并結合人工配比實驗，建立了混源油來源定量判識公式，開展了13個典型油田的油源貢獻定量分析，最終明確了成藏主力烴源巖巖性類型，為新區勘探潛力評價與勘探部署決策提供了重要依據。

圖1 北部灣盆地典型油田與烴源巖采樣井位置分布圖

1 有機地球化學特征對比

針對北部灣盆地勘探成熟區流二段泥巖、頁巖和油頁巖等3種類型烴源巖，進行了14口井的系統采樣和分析測試，并開展了有機地球化學特征對比，結果表明(表1、圖2)：

表1 北部灣盆地流二段不同類型烴源巖有機地球化學參數

圖2 北部灣盆地流二段不同類型烴源巖有機質類型與豐度

1) 流二段油頁巖有機碳含量為3.7%～11.3%，平均6.3%；有機質類型絕大部分為Ⅰ型，少數為Ⅱ1型，顯微組分以腐泥組為主(平均含量超過80%)，主要為無定型藻類體，含少量結構藻類體；生烴潛量S1+S2為7.7～73.0 mg/g，平均33.0 mg/g。

2) 流二段頁巖有機碳含量為0.2%～11.7%，平均2.3%；有機質類型以Ⅱ1—Ⅱ2型為主，少數為Ⅰ型，顯微組分以腐泥組(平均含量60%)和鏡質組(平均含量30%)為主，腐泥組主要為無結構藻類體；生烴潛量S1+S2為0.1～45.1 mg/g，平均8.1 mg/g。

3) 流二段泥巖有機碳含量為0.1%～8.5%，平均2.4%；有機質類型大部分為Ⅱ1—Ⅱ2型，少數為Ⅰ型，顯微組分以腐泥組(平均含量57%)和鏡質組(平均含量38%)為主，腐泥組主要為無結構藻類體；生烴潛量S1+S2為0.1～45.2 mg/g，平均8.7 mg/g。

由此可見，流二段油頁巖有機質豐度高、類型好、生烴潛力大，是該盆地最優質的烴源巖。

2 生排烴效率對比

在樣品采集與優選的基礎上，開展了北部灣盆地勘探成熟區流二段泥巖、頁巖和油頁巖等3種類型烴源巖生排烴熱模擬實驗，對比分析了不同類型烴源巖的生排烴效率，為后續油源對比和主力烴源巖研究提供了有力支撐。

2.1 實驗設備與設計方案

烴源巖生排烴熱模擬實驗是研究烴源巖生烴排烴過程與機理的重要手段[1-6]，常用的實驗設備有封閉式、開放式和半開放式等3種類型，其中半開放式實驗裝置在實驗過程中可以設定地層溫度、靜巖壓力、流體壓力和排烴壓力等多種參數，能夠更為客觀地再現地質條件下烴源巖生排烴過程。因此，本次實驗采用無錫石油地質研究所研制的半封閉式地層孔隙熱壓生排烴模擬裝置，具體實驗流程包括制樣裝樣、加溫加壓模擬、產物收集與定量等[1-2]。

選取了北部灣盆地流二段泥巖、頁巖和油頁巖樣品各1份(表2)，由于油頁巖和頁巖缺少巖心資料，只能采用巖屑樣品進行實驗。為了消除3種類型烴源巖因產狀不同而對實驗結果產生影響，實驗前將3種烴源巖樣品粉碎到40～60目，取80 g裝入樣品室，并用一定的機械壓力壓制成直徑為3.5 cm的人工巖心柱。由于地層孔隙熱壓生排烴模擬裝置需要預設模擬溫度、靜巖壓力和流體壓力等參數，而這些參數的選取將直接影響實驗結果的可靠性，因此，在實驗之前通過研究區地層埋藏史和熱演化史資料分析，明確了地層埋深、溫壓、成熟度等參數之間對應關系，從而確定了實驗過程中6個模擬溫度點(270 ℃、300 ℃、330 ℃、360 ℃、390 ℃、420 ℃)對應的埋深、靜巖壓力和流體壓力等關鍵參數(表3)。

表2 北部灣盆地流二段不同類型烴源巖生排烴模擬實驗樣品基本信息

表3 北部灣盆地流二段不同類型烴源巖生排烴模擬實驗溫壓條件設計方案

2.2 生排烴效率對比

圖3為模擬實驗獲得的流二段不同類型烴源巖生排烴過程曲線，可以看出，隨著模擬溫度的增加，泥巖、頁巖和油頁巖等3種類型烴源巖樣品的油產率均呈現出先增加再降低的趨勢。

圖3 北部灣盆地流二段不同類型烴源巖生排烴過程曲線

從總生油曲線特征對比來看，由于3個樣品的活化能分布存在差異(表2)，從而導致總生油達到峰值的溫度有所不同，即：油頁巖樣品活化能主頻值較低，300 ℃時總生油達到峰值9.45 mg/g；泥巖樣品的活化能主頻值居中，330 ℃時總生油達到峰值1.81 mg/g；頁巖樣品的活化能主頻值最高，360 ℃時總生油達到峰值4.47 mg/g。從排出油曲線特征對比來看，油頁巖排出油峰值為5.42 mg/g(溫度點360 ℃)，頁巖樣品排出油峰值為2.58 mg/g(溫度點360 ℃)，泥巖樣品排出油峰值為1.59 mg/g(溫度點390 ℃)。從單位巖石總生油、排出油和殘留油的絕對量來看，油頁巖樣品明顯高于泥巖和頁巖樣品，分析認為其原因是烴源巖有機質豐度對樣品吸附的殘留油有重要影響。油頁巖樣品有機質豐度最高，殘留油吸附量最大，造成油頁巖樣品殘留油峰值(8.66 mg/g)明顯高于泥巖和頁巖樣品殘留油峰值(分別為0.78、2.49 mg/g)。而泥巖樣品有機質豐度最低，對烴源吸附作用較弱，在270、300、330 ℃等3個溫度點時的排出油占總生油比例(平均52%)明顯高于油頁巖(平均13%)和頁巖樣品(平均41%)，但其單位巖石排出油的絕對量還是遠遠小于油頁巖和頁巖的。當模擬溫度達360 ℃以后，油頁巖和頁巖樣品吸附量逐漸達到飽和，二者的排出油占總生油比例和泥巖樣品基本相當。

綜合對比認為，北部灣盆地流二段烴源巖單位巖石的生油率和排油率由高到低依次為油頁巖、頁巖和泥巖，油頁巖生油效率和排油效率分別是泥巖的5.2倍和3.4倍，頁巖生油效率和排油效率分別是泥巖的2.5倍和1.6倍。因此，油頁巖是北部灣盆地流二段生油效率和排油效率最高的烴源巖。

3 成藏貢獻對比

在上述對比分析的基礎上，系統研究了北部灣盆地勘探成熟區流二段烴源巖和原油的生物標志化合物特征參數，優選出油源對比的關鍵參數，進行了原油族群劃分，并結合人工配比實驗開展了13個典型油田的油源貢獻定量分析，最終明確了對成藏起主要貢獻的烴源巖類型。

3.1 油源對比參數優選

對比發現，流二段油頁巖、頁巖、泥巖等3種類型烴源巖中反映水體鹽度和氧化還原性的生物標志化合物特征差別不大，除個別樣品外，絕大多數樣品伽馬蠟烷/C30藿烷值主要分布在0.02～0.15(該值小于0.2指示淡水沉積環境)，Pr/Ph值主要分布在1.0～2.6，反映3種類型烴源巖都主要形成于半深湖—深湖還原水體環境。因此，3種類型烴源巖中表征沉積環境的生物標志化合物特征不能作為原油族群劃分和油源對比的有效依據。

流二段3種類型烴源巖中反映生烴母質來源的生物標志化合物特征參數，尤其是C304-甲基甾烷/C29規則甾烷指數具有明顯差異(表4、圖4)。泥巖和頁巖樣品中C29規則甾烷含量相對較高，多數樣品C27-C28-C29規則甾烷分布呈現反“L”型(C27C29)，表明生烴母質中水生生物的貢獻相對較大。尤為顯著的是，油頁巖樣品中檢測出較高豐度的C304-甲基甾烷(一般來源于溝鞭藻生物體中的4α-甲基甾醇[7-9])，造成油頁巖樣品中C304-甲基甾烷/C29規則甾烷指數明顯高于泥巖和頁巖，具體表現為：泥巖樣品中C304-甲基甾烷/C29規則甾烷指數分布范圍為0.04～0.56，平均值為0.32；頁巖樣品中C304-甲基甾烷/C29規則甾烷指數分布范圍為0.10～0.55，平均值為0.27；油頁巖樣品中C304-甲基甾烷/C29規則甾烷指數分布范圍為0.19～2.87，平均值為0.80。另外，油頁巖樣品中C304-甲基甾烷/C29規則甾烷指數高，也指示生烴母質中水生生物的貢獻更大。因此，可將反映生烴母質來源的C304-甲基甾烷/C29規則甾烷指數作為原油族群劃分和油源對比的重要依據。

表4 北部灣盆地流二段不同類型烴源巖生物標志化合物特征參數

注：Pr為姥鮫烷；Ph為植烷；Ts為18α(H)-C27三降藿烷；Tm為17α(H)-C27三降藿烷；Ol為奧利烷；Ga為伽馬蠟烷

需要說明的是，由于大多數泥巖和頁巖樣品中生物標志化合物特征相似程度比較高、較難區分，所以油源貢獻定量分析中將二者作為一種類型烴源巖(后稱為泥-頁巖)統一考慮，重點分析油頁巖、泥-頁巖兩大類烴源巖的成藏貢獻。

3.2 原油族群劃分

根據原油樣品生物標志化合物特征的綜合對比，利用原油飽和烴中甾萜烷特征對典型油田的原油族群進行劃分，并把反映生烴母質來源的C304-甲基甾烷/C29規則甾烷指數作為主要參數，將原油劃分為A、B、C等3類(表5、圖5)。通過原油與烴源巖生物標志化合物特征對比分析，認為A類原油主要源于油頁巖，C類原油主要來自泥-頁巖，B類原油屬于混源油。

表5 北部灣盆地不同族群類型原油生物標志化合物特征參數

注：Pr為姥鮫烷；Ph為植烷；Ts為18α(H)-C27三降藿烷；Tm為17α(H)-C27三降藿烷；Ol為奧利烷；Ga為伽馬蠟烷

從圖5可以看出，A、B、C等3類原油的正構烷烴分布形態總體比較完整，以雙峰型為主，反映生烴母質來源既有水生低等生物貢獻，也有陸源高等植物貢獻；Pr/Ph值分布范圍為1.08～2.41，伽馬蠟烷相對含量低，伽馬蠟烷/C30藿烷值分布范圍為0.04～0.13，指示為淡水還原環境；奧利烷總體含量也相對較低，奧利烷/C30藿烷值分布范圍為0.06～0.45，80%以上樣品奧利烷/C30藿烷值小于0.2，表明生烴母質來源中陸源高等植物的貢獻不是很大。大多數A類原油樣品奧利烷/C30藿烷值明顯較C類原油樣品要低，其C27-C28-C29規則甾烷分布呈現“L”或“V”型(C27≥C29)；而大多數C類原油樣品C27-C28-C29規則甾烷分布呈現不對稱“V”型，少數樣品呈現反“L”型(C27

綜上所述，A類原油甾萜烷指紋與流二段油頁巖比較接近，C304-甲基甾烷含量高，其生烴母質來源中低等水生生物輸入貢獻占有較大比例；C類原油與流二段泥-頁巖甾萜烷指紋比較接近，且C304-甲基甾烷含量低，其生烴母質來源中的低等水生生物輸入貢獻比例較A類原油相對要少；B類原油C304-甲基甾烷相對含量從低到高均有分布，說明其生烴母質來源中低等水生生物的輸入量大小不一，是流二段油頁巖與泥-頁巖來源的原油混合所致。

3.3 油源貢獻定量分析

在原油族群劃分基礎上，將反映生烴母質來源的生物標志化合物參數C304-甲基甾烷/C29規則甾烷指數作為油源對比的關鍵參數，對B類混源油來源進行了定量分析，并結合13個典型油田的原油探明儲量數據開展了人工配比實驗，最終明確了盆地油氣成藏主力烴源巖類型。

人工配比實驗是研究混源油混合比例的有效方法之一[10-14]，其基本思路是：首先篩選出典型的端元油樣品，并按照設定比例將端元油樣品混合，得到一系列模擬“混源油”樣品；然后對端元油及“混源油”樣品進行測試分析，得到關鍵地球化學參數，并結合混合比例得到該區域混合比例與關鍵地球化學參數的變化曲線，建立混源比例的預測模型；最后將實際混源油樣品的關鍵地球化學參數代入預測模型，即可得出該實際混源油樣品的油源貢獻比例。

首先從A類原油(代表流二段油頁巖來源原油)和C類原油(代表流二段泥-頁巖來源原油)中選擇典型樣品作為人工配比實驗的端元油，然后按照一定的質量比例稱量，將油頁巖端元油和泥-頁巖端元油分別以1∶9、2∶8、3∶7、4∶6、5∶5、6∶4、7∶3、8∶2、9∶1的比例進行混合，形成9個混合原油樣品(每個樣品混合原油的質量為80 mg)，并對2個端元油和9個人工混合原油樣品進行飽和烴色譜-質譜分析測試，得到不同比例混合原油的C304-甲基甾烷/C29規則甾烷指數(表6)，最終建立了該盆地混源油來源定量判識公式，即y=160.9x-61.85 (R2=0.997 1)，其中y為油頁巖油源貢獻占比；x為混源油樣品的C304-甲基甾烷/C29規則甾烷指數值。

表6 北部灣盆地不同類型原油端元油混合比例及混合原油典型生物標志化合物參數

在此基礎上，對北部灣盆地13個典型油田的油源進行了定量分析，明確了油頁巖、泥-頁巖的烴源貢獻率(表7)；再結合每個油田的原油探明儲量數據，計算出流二段油頁巖對探明儲量的貢獻率為71%，流二段泥-頁巖對探明儲量的貢獻率為29%。

表7 北部灣盆地流二段不同類型烴源巖對13個典型油田探明儲量貢獻率

可見，流二段油頁巖對北部灣盆地潿西南、烏石凹陷原油探明儲量的貢獻最大，是油氣成藏的主力烴源巖，因此在新區勘探潛力評價中應高度重視油頁巖的分布預測及資源潛力評價。

4 結論

1) 北部灣盆地流二段發育油頁巖、泥巖、頁巖等3種類型半深湖—深湖相烴源巖，其中油頁巖有機質豐度高、類型好，生烴潛力明顯優于泥巖和頁巖，是盆地內最優質的烴源巖。

2) 生排烴熱模擬實驗結果表明，北部灣盆地流二段3種類型烴源巖的生排烴效率由高到低依次為油頁巖、頁巖和泥巖，其中油頁巖的生油效率和排油效率最高，分別是泥巖的5.2倍和3.4倍。

3) 生物標志化合物特征參數對比結果表明，北部灣盆地流二段油頁巖C304-甲基甾烷含量明顯高于泥巖和頁巖，是油源對比的重要參數；13個典型油田的油源貢獻定量分析結果表明，油頁巖對油源貢獻超過70%，是油氣成藏的主力烴源巖。因此，在該盆地新區勘探潛力評價中，應高度重視油頁巖的分布預測及資源潛力評價。