地化录井在烃源岩早期快速评价中的应用

       摘　要：近年来渤中凹陷相继发现了数个大型油气田，为了分析渤中凹陷西斜坡的勘探潜力，利用勘探初期的地化录井资料，通过地球化学方法对研究区域的东营组烃源岩进行初步分析，研究表明研究区东营组下段在3389～3680。是段较好的烃源岩，厚度大约200m，有机质类型主要为Ⅱ1型，且已进入成熟阶段；利用氢指数估算的生烃量表明，已经生成或者排出烃源岩的油气量是相当可观的，说明该区具有一定的勘探潜力。

       关键词：渤中凹陷　有机质类型　有机质丰度　生烃量

0　引言

       渤中1-1含油构造位于渤中凹陷西斜坡，东侧紧邻渤中2-1油田，继渤中2-1油田发现之后，为了进一步扩大渤中凹陷西斜坡良好的油气勘探形势，针对渤中1-1构造浅层和深层分别钻探了数口井，笔者主要利用热解地化录井数据结合传统地球化学的分析方法来对研究区的烃源岩进行早期的评价分析，定性判定烃源岩的好坏，有机质类型以及成熟度，利用氢指数还原法估算已生烃量。

1　参数意义

       岩石热解分析技术的原理是在程控升温的热解炉中对生储油岩样品进行加热，使岩石中的烃类热蒸发成气体，并使高聚合的有机物(干酪根、沥青质、胶质)热裂解成挥发性的烃类产物。这些烃类在载气的携带下，直接由氢火焰离子检测器进行检测，经处理可得到各组分含量以及最高热解温度。S0为90℃条件下受热、氦气吹送2min所得到的岩石样品中小于C7的轻烃含量(相当于气态烃类)，S1为300℃条件下加热3min所得到的产物，大约相当于岩样中有机质或者原油中的C7-C32烃含量(相当于液态烃类)，S2是从300℃以50℃／min的升温速率程序升温至600℃并维持1min，有机质或者原油中裂解产生烃类的量，Tmax为S2最高点时对应的温度。

2　烃源岩定性评价

2．1　有机质丰度评价

       传统地球化学评价岩石有机质丰度的指标主要是总有机碳、氯仿沥青“A”、总烃和生烃势。在录井现场评价中主要运用生烃势Pg和有效碳Cp来判断。其中Cp=0.083(S0+S1+S2)，Pg=S1+S2，评价标准如表1[1]。

       在进行烃源岩评价之前，要对地化录井的数据进行筛选，因为地化录井对于泥岩层的划分有时不够准确，所以采用测井曲线划分的泥岩层数据来进行数据提取，同时在对背景资料了解的基础上，剔除了粉砂质泥岩的数据，以此来提高对数据分析的准确性。表2为BZ1-X井的Pg和Cp的统计结果。

从表2中可以看出BZ1-X井东二段上和东二段下的上部的烃源岩较差，但是在东二段下的3402～3630m有厚度达215m的中等烃源岩层，从测井上可以看出该段泥岩连续，仅夹有1～1.5m厚的粉砂质泥岩，是较好的巨厚潜在生油岩层。

2．2　有机质类型划分

       由于不同来源的、不同组成的有机质成烃潜力有很大区别，所以对有机质类型的判别是必要的，有机质类型不仅能衡量有机质产烃能力，也决定着生烃产物是以油为主还是以气为主。烃源岩中有机质根据母质来源分为腐泥型、腐殖腐泥型、腐泥腐殖型和腐殖型(即Ⅰ型、Ⅱ1型、Ⅱ2型和Ⅲ型)。对于有机质类型的判定有很多种方法，地化录井主要应用HU-Tmax图版和利用降解率D(D(％)=(Cp／TOC)*100)和氢指数来划分[2]，这里仅利用HI-Tmax图版判断有机质类型。在物理意义上，氢指数(HI)和氧指数(I0)分别与H／C、O／C原子比相近，所以对于成熟度较低的烃源岩而言，它们是很好的有机质类型判识标准，得到了很好的应用，不过近年改进仪器已不再分析氧指数，故现在一般用HI-Tmax图版来划分有机质类型。此处未对肼进行校正，原因在研究区域烃源岩的成熟度还没有达到高成熟阶段，仅仅刚进入生油阶段。当烃源岩进入高成熟和过成熟时，在进行有机质丰度和类型评价时必须进行原始状态恢复[3-5]。

       图1是BZ1-X井的有机质类型判识结果，结合成熟度的结论，划分结果如下：在未成熟层段(由于部分数据Tmax温度小于400℃，所以未在图1上显示)，深度为2764～2786m，D的平均值为27.43％，HI的平均值为258.91，厚度为18m，有机质类型属于Ⅱ1型；深度为2788～2916m，D的平均值为80.1％，HI的平均值为856.6，厚度20m，有机质类型属于Ⅰ型。

在成熟阶段，深度3165～3630m的有机质类型主要为Ⅱ1型；在2922～3081m烃源岩有机质类型为Ⅱ1-Ⅱ2型，有一段厚度为81m的有机质类型为Ⅰ型。总的来说东营组的烃源岩有机质类型较好，属于主生油源岩。

2．3　有机质成熟度

       成熟度代表的是沉积有机质向烃类转化的程度，对于录井热解来说一般用Tmax来确定不同类型有机质的演化程度。Tmax是热解分析仪所得到的S2峰的峰顶温度，沉积有机质在埋藏过程中随着热应力的升高逐渐开始生烃，此时活化能较低、容易成烃的部分优先裂解，因此随着成熟度的升高，残余有机质的活化能越来越高，相应的生烃所需温度也逐渐升高，即Tmax逐渐升高。这是Tmax作为成熟度指标的基础。对于不同类型的有机质，其评价标准不同。

       如图2(B)是BZ1-X井的Tmax值在不同深度的数据，前面已经判定这个深度段的主要有机质类型为Ⅱ1型，所以参考表3笔者选用了435℃作为一个大致的划分是否进入生油阶段的门限，同时为了判断烃源岩是否进入高成熟阶段，还参考表3选了455℃作为标准5[39]。以此可以清楚得知BZ1-X井在深度为2764—2916m层段烃源岩未成熟，在深度为2922—3630m层段烃源岩进入了生油阶段，成熟度属于低—中成熟。

3　排烃门限

       烃源岩生成的油气只有从烃源岩中排出才对成藏有贡献，所以对于排烃门限的确定具有重要的意义。卢双航等人认为，烃源岩在演化过程中，只有当生烃量饱和了自身吸附、孔隙水溶解、油溶解气和毛细管封堵等多种形式的存留需要之后，才会开始以游离相大量排运油气，此时的地质条件称为排烃门限[6]。研究表明生烃势指数((S1+S2)／TOC)只与有机质类型和排烃量有关，因此对于同一源岩，生烃势指数随深度增加而减小，最有可能的原因就是排烃作用。开始减小的点对应着排烃门限。事实上，由于同一源岩层、同一有机相的有机质组成也存在非均质性，不是所有的数据点都能落在(S1+S2)／TOC的某条线上，而是比较分散，但是到达生烃门限后，其逐渐减小的趋势是必然的。从图2(A)中就可以看出，烃源岩的开始往外排烃的深度大致在3000m处，与Tmax相对比，在烃源岩成熟不久，就达到了排烃条件。

4　烃源岩已生烃量的估算

       研究表明烃源岩的转化率Tr是随着烃源岩进入生烃门限后，逐渐增大，未成熟的烃源岩转化率为零。Tr的大小是取决于烃源岩有机质的性质和所经历的温度和时间长短，即与烃源岩的成熟度成线性关系[1]65。对于转化率的求取已经有了较成熟的图版，对于不同成熟的烃源岩有不同的图版，笔者主要利用邬立言建立的低—中成熟烃源岩的转化率与成熟度Tmax的关系图版来获取不同成熟度烃源岩的转化率，BZ1-X井的转化率如表4所示。

       对于进入生烃门限的烃源岩，地化录井所得到的氢指数只是剩余氢指数，剩余氢指数是会随着烃源岩的成熟度变化而变化，要想知道已排除烃的量就必须知道原始氢指数[1]68。

       烃源岩原始氢指数的计算公式：

                                                      HI原=HI/(1-Tr)      (1)

       每克总有机碳的已生烃的计算公式：

                                                      Q=HI原-HI          (2)

       每吨烃源岩已经生烃的计算公式：

                                                      Q岩=Q×TOC/100     (3)

式中，Q为每克总有机碳的已生烃量，mg／g；HI原为烃源岩原始氢指数，mg／g；Q岩为每吨烃源岩已经生烃量，kg／t；TOC为烃源岩总有机碳量，％。

       利用上述公式计算了BZ1-X井的原始氢指数和已生烃量(表4)。

5　结论

       在勘探初期对于烃源岩的评价是很有必要的，通过对BZ1-X井的录井资料分析表明：渤中凹陷BZ1-1构造，东营组在3389～3680m是段较好的烃源岩，厚度大约200m，有机质类型主要为Ⅱ1型，且已进入成熟阶段。在对已生烃量计算以及对排烃深度的确定之后，发现烃源岩已生烃量及可能排烃量是很大的，是可以形成具有商业价值的油气田的，这给后期的勘探工作很大的信心。

参考文献

[1]邬立言，张振苓．地球化学录井[M]．北京：石油工业出版社，2011：53-70．

[2]毛平，姚红舵，余逸凡，等．地化录井解释评价技术研究[J]．断块油气田，2009，16(2)：55-57．

[3]孙建伟．地化热解录井在钻井过程中的应用[J]．地质装备，2011，12(5)：25-28．

[4]李鹏，罗小平，邓已寻，等．查干凹陷巴二段烃源岩评价及排烃特征研究[J]．天然气技术与经济，2012，6(2)：8-10．

[5]王勇，冯琦．岩石热解录井在松辽盆地南部新区勘探中的应用[J]．录井工程，2012，23(2)：38-41．

[6]卢双航，张敏．油气地球化学[M]．北京：石油工业出版社．2007(1)：200-243．

本文作者：李涛　李占奎　唐旸　董望利　白晓娜

作者单位：成都理工大学能源学院

                 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司

                 中国石油青海油田英东采油厂

                 奥瑞安能源国际有限公司