塔里木盆地寒武系深层油气赋存相态研究

马安来，金之钧，刘金钟

(1.中国石化 石油勘探开发研究院，北京　100083； 2.中国科学院 广州地球化学研究所，广州　510640)



塔里木盆地寒武系深层油气赋存相态研究

马安来1，金之钧1，刘金钟2

(1.中国石化 石油勘探开发研究院，北京100083； 2.中国科学院 广州地球化学研究所，广州510640)

摘要：塔里木盆地寒武系深层烃类相态是地球化学家和石油勘探家密切关注的科学问题。应用封闭体系黄金管热模拟方法，对塔里木盆地塔河油田稠油、正常原油、高蜡原油进行热模拟实验。在频率因子为1.78×1014s-1的前提下，塔河油田奥陶系井稠油具有最宽的C1-C5质量生成的活化能分布，分布范围为56~66 kcal/mol，主频活化能最低，为59 kcal/mol。根据原油转化率，使用Kinetic软件计算表明原油作为油相可以存在于178～205 ℃的储层中。依据塔里木盆地塔北、塔中、塔东、巴楚4个古隆起典型钻井寒武系古地温演化，建立了4个古隆起寒武系古油藏裂解动力学模型。模型表明塔北隆起塔深1井寒武系建隆Ⅰ顶部的古油藏至今可以保持独立油相状态，建隆Ⅰ底部的古油藏能保持凝析油状态。巴楚、塔中、塔东地区典型寒武系钻井模拟表明，寒武系中的烃类可能以天然气、凝析油为主要相态类型。

关键词：原油稳定性；原油裂解；生烃动力学；油气相态；寒武系；塔里木盆地

深层油气是指深度大于4 500 m的油气资源[1]，截至2012年6月，在全球(不含美国)349个含油气盆地中的87个盆地内,发现了1 595个深层油气藏。全球深层石油、天然气和凝析油探明和控制可采储量(2P)分别为57.55×108t,100 836×108m3,13.83×108t，合计为152.38×108t油当量。在已发现的深层油气中，石油、天然气和凝析油可采储量分别占深层油气2P总可采储量的37.8%，53.1%和9.1%，即深层油气以天然气为主[2]。目前世界上最深的油田为美国墨西哥湾深水盆地Sigsbee次盆中的Tiber油田，储层为古新统Wilcox群砂岩，储层顶界埋深为9 999 m，其中水深1 259 m，钻井最深深度为10 605 m；原油API重度为41°，储层最大温度为126.7 ℃,储层压力为137.9 MPa[3]。

Tissot等干酪根热降解理论是指导盆地油气相态预测的基础[4]，在盆地模拟时常依据盆地有机质类型的不同，生油窗界限略有差异。20世纪以来，随着温度大于160 ℃，甚至180~207 ℃的高温高压油气藏的不断发现[5]，如冀中坳陷霸县凹陷牛东1井雾迷山组埋深5 641.5~6 027 m潜山凝析油气藏，井底温度达201 ℃，20 ℃原油密度为0.772 g/cm3[6]，这使研究者在盆地模拟时采用原油不同组分的裂解活化能[7]、研究不同矿物对原油裂解的效应[8]，考虑压力对裂解抑制效用[9-10]、提出自由基理论对高温高压油气藏的存在进行解释[11]。研究表明，TSR作用使得油气藏原油裂解温度降低[12]；油气生成及裂解服从化学动力学方程，温度和时间是控制油气相态最重要的因素[4]。

塔北塔深1井在埋深8 408~8 406 m的寒武系白云岩储层中氯仿浸泡获得了少量液态烃，原油来源于寒武系[13]。在温度超过161.4 ℃、压力超90.16 MPa的地层保存着寒武系的液态烃引起了广大学者的极大关注。如朱光有等提出塔里木盆地7 000~9 000 m深度范围赋存在寒武系的可能还是石油为主[14]。2013年，中国石油塔中隆起中深1井寒武系盐下6 439~6 458 m中寒武统挥发油藏、6 597.63~6 785 m下寒武统干气气藏的发现，揭开了塔里木盆地寒武系盐下油气勘探的新篇章[15]。

本文应用生烃动力学方法，基于塔河油田不同类型原油金管热模拟实验，结合寒武系油藏充注时间及储层热历史，试图回答寒武系深层能否作为黑油勘探目标这一科学问题。

1样品与实验

原油样品选自塔里木盆地塔河油田T740井一间房组(O2yj)稠油、T915井阿克库勒组(T2a)正常原油、奥陶系9区T901井O2yj高蜡原油(表1)。实验方法见文献[16-17]。原油裂解动力学参数计算及地质体裂解动力学模型采用Kinetic软件。

2结果

塔河油田不同类型原油裂解过程相似，差异在于原油产气丰度的差异。以T740井奥陶系稠油为例，描述原油裂解过程及动力学参数模拟过程。

2.1原油裂解生烃动力学结果

图1列出了在2 ℃/h和20 ℃/h升温速率下T740井原油的生烃量。可以看出原油裂解气产率与热解温度、加热速率密切相关；随着热解温度的增高，甲烷和总气体积和质量产率不断增加，慢速升温条件(2 ℃/h)原油裂解生成的气体产率高于快速升温条件下的气体产率，C1-C5在2 ℃/h升温速率下，产率最大，为442.64 mL/g。此外，原油裂解过程中可以生成大量的C2-C5的重烃，C2-C5烃类随热解温度的增加表现出先增大后降低的特点，体积产率的最大值对应于热解温度460~500 ℃之间，体积产率值为125 mL/g，质量产率的最大值则对应于热解温度460~500 ℃之间，对应值为212 mg/g。

图1　塔河油田T740井原油热解过程中

2.2动力学参数模拟

2.2.1C1-C5质量产率动力学参数模拟

Schenk等[18]、Waples[19]提出用气体形成来描述原油裂解动力学，总气体产率的最大值代表原油完全裂解，这时定义原油转化率为1。运用Kinetic软件，对原油进行了生烃动力学计算。在频率因子为1.78×1014s-1的前提下，T740原油总气质量产率活化能在56~66 kcal/mol，主频活化能为59 kcal/mol(图2)。

表1　塔河油田原油热动力学实验样品

图2　塔河油田T740井奥陶系稠油

用获得的动力学参数可以很好拟合实验结果。

为了对比不同类型原油裂解产气活化能之间的差异，对T915井正常原油、T901井高蜡原油活化能计算时，统一将频率因子A定为1.78×1014s-1，总体而言，稠油具有最宽的活化能分布范围(56~66 kcal/mol)和最低的活化能主频(59 kcal/mol)，而正常原油和高蜡原油活化能分布范围较窄，活化能主频分别为61 kcal/mol和60 kcal/mol(表2)。

2.2.2本研究C1-C5质量产率动力学参数与文献比较

从表3看出海相原油裂解活化能比陆相原油裂解活化能低，如Schenk等认为海相原油的活化能为68 kcal/mol，而湖相和河流三角洲相原油裂解活化能为73.1 kcal/mol[18]；李贤庆等对牙哈陆相原油裂解生气体积产率活化能主频为69 kcal/mol，而哈德逊海相原油裂解生气体积产率活化能主频为66 kcal/mol[17]。同一样品，质量产率活化能低于体积产率活化能，如哈德逊海相原油[17，25]；同为质量产率活化能，高斯分布平均活化能要低于离散分布活化能分布主频。

表2　塔河油田不同类型原油裂解

由于离散型分布活化能比高斯型分布具有稍高的活化能主频，为了更好描述地质边界条件的不确定性(如压力边界条件、古地温恢复的误差)，采用最低裂解活化能的T740井稠油裂解动力学参数进行原油独立油相温度的确定以及钻井裂解动力学模型的建立。

3原油独立油相保存温度

国内外学者对地下原油的稳定性进行了研究[23-28]，McCain等认为独立油相存在时，原油转化率C小于51%，此时对应的GOR为570m3/m3[27]，而Hunt等认为独立油相存在时，原油转化率C小于62.5%，此时对应的GOR为891 m3/m3[28]。表4是能分布范围/主频活化能。

表3　不同类型原油裂解动力学参数

注：a.MSSV实验；b.金管实验；c.质量产率；d.体积产率；e.从活化能分布计算的平均活化能；f.平均活化能，均方差；g.活化

表4　不同地质升温条件下独立油相存在的地质温度

使用T740井奥陶系原油C1-C5气体质量产率动力学参数，运用Kinetic软件计算了地质条件下独立油相保存的地质温度。可以看出，在一般的地质条件下，独立油相存在的地质温度范围为178~205 ℃，51%和62.5%的原油转化率之间的差别导致地质温度之间的差别也仅在3~6 ℃。计算的独立油相保存的地质温度与Waples提出的温度相差8~12 ℃[19](表4)，而与田辉等计算的温度相差4~8 ℃[23]。这主要是由于所使用的原油活化能大小及分布类型的差异。Waples认为高斯分布1 kcal/mol活化能的差异，将导致裂解温度产生2~3 ℃的差异[19]。

4寒武系典型探井裂解动力学分析

4.1端元条件的界定

塔里木盆地油气储量富集在塔北、塔中和巴楚隆起上，商业油气来源于2套海相烃源岩：寒武系—中下奥陶统、上奥陶统烃源岩[29]。2套烃源岩具有不同的地球化学特征[29-30]，目前发现的商业原油塔北主要来自上奥陶统[31]，塔中则显示了寒武系、上奥陶统2套烃源岩的混源贡献[32]，塔东、巴楚隆起的天然气来自于寒武系烃源岩[29]。台盆区现今油气的分布与2套烃源岩的热演化历史密切相关，寒武系烃源岩演化快、生烃早，对应的生烃时期为加里东中晚期，上奥陶统烃源岩演化慢、生烃晚，海西晚期进入大量生排烃阶段，喜马拉雅期为寒武系烃源岩生干气时期及油气藏调整期[29]。

目前台盆区寒武系储层来自寒武系烃源岩的端元原油较少，文献中广为引用的为塔东隆起塔东2井寒武系—下奥陶统稠油[33],该原油经历了一定的热蚀变，原油中含有高度缩合的稠环芳烃化合物，中深1井下寒武统少量的凝析油具有寒武系生源的特征[15，34]。对于寒武系深层储层，加里东期为储层形成时期。

为了研究塔里木盆地寒武系深层油气赋存相态，选择塔北塔深1井、塔中塔参1井、塔东尉梨1井、巴楚和田1井典型寒武系钻井，它们分别代表了塔北演化型、塔中演化型、塔东早期快速演化后期剥蚀型、巴楚早期演化后期停滞型的寒武系(图3，4)。依据塔河奥陶系T740井原油裂解动力学参数，根据油气藏充注时间、储层热历史，研究寒武系储层早期充注油气藏相态随地质历史的变化。

图3　塔里木盆地典型寒武系钻井埋藏史

图4　塔里木盆地典型钻井寒武系古地温

4.2塔北塔深1井

塔深1井寒武系古油藏原油裂解动力学模拟方法如下：

(1)目标点：塔深1井寒武系建隆I的顶部、底部，建隆Ⅲ以上寒武系地层的顶部及底部。若建隆Ⅰ顶部古油藏至今保持油相状态，则不进行建隆Ⅲ以上寒武系地层的古油藏裂解动力学的模拟。

(2)埋藏史：如图3a。

参考文献(3)古地表温度与古地温梯度：古地表温度为13 ℃，古地温梯度[29]。需要指出的是现今的地温梯度设为1.78 ℃/hm，以保证与8 331 m的实际地层测试温度为161.4 ℃对应。这一地温梯度比前人的2 ℃/hm的地温梯度略低，但现今的地温梯度的差别对原油的裂解动力学结果的影响并不明显(图4a)。

(4)原油进驻储层时间设为440 Ma。

各模拟点的古油藏裂解动力学模拟结果如下：

上寒武统建隆I底部(8 408 m)，代表了建隆Ⅰ古油藏的底部。建隆Ⅰ底部8 408 m古油藏在309 Ma，C1-C5质量转化率为49.8%；在135 Ma，C1-C5质量转化率为62%，此时独立油相消失；现今，C1-C5质量转化率为74%。古油藏没有完成初次裂解过程，至今可以保持凝析油相(图5)。

上寒武统建隆Ⅰ顶部(7 792 m)，代表了建隆Ⅰ古油藏的顶部。建隆Ⅰ顶部古油藏裂解程度较低，在309 Ma，C1-C5质量转化率仅为8.9%；在135 Ma，C1-C5质量转化率为16.3%，现今，C1-C5质量转化率也仅为31.9%，远远小于51%，古油藏至今尚未达到完全裂解，仍保持油相状态(图5)。

图5　塔里木盆地塔深1井上寒武统

需要指出的是，本文的动力学模型中没有考虑压力的效应，建隆Ⅰ底部的古油藏目前仍能保持凝析油相，目前深度为8 331.53 m，地层压力为90.16 MPa，若考虑此压力阶段的压力对原油裂解的抑制作用，可以使裂解温度降低6~8 ℃，抑制程度在10%左右[7]，深部油藏就可能处于油相和凝析气的临界处。由于上寒武统建隆Ⅰ的古油藏至今仍能保持油相状态，其上部的地层至今可以保存油相状态，因此结束模拟计算。

图6　塔里木盆地塔参1井上寒武统

4.3塔中塔参1井

塔参1井位于塔里木盆地塔中下古生界大型复式台背斜西北翼塔中4内幕断背斜高点上。该井在寒武系之下钻遇花岗岩类31 m，井深7 200 m。

塔参1井寒武系古地温演化见图4b。上寒武统底部代表了上寒武统古油藏的底部。在299 Ma，C1-C5质量转化率达到55%，在286 Ma，C1-C5质量转化率达到66.7%，此时古油藏独立油相消失，进入凝析油相，在199 Ma，C1-C5质量转化率达到99%，古油藏进入二次裂解阶段(图6)。上寒武统顶部，代表了上寒武统古油藏的顶部。从油藏进入储层后，C1-C5质量转化率仅有14%，古油藏至今可以保存独立油相[29]。

4.4塔东尉犁1井

尉犁1井寒武系古油藏裂解动力学模型为早期快速演化、后期剥蚀型。尉犁1井寒武系古地温演化见图4c。

(1)下寒武统底部，代表寒武系古油藏的最深部，C1-C5质量转化率在416 Ma分别达到99%,古油藏在志留纪末期就完全初次裂解，以后主要发生的是天然气的二次裂解过程；下寒武统顶部，代表下寒武统古油藏的顶部，C1-C5质量转化率在416 Ma分别达到98%，古油藏在志留纪末期基本完成了初次裂解，独立油相已消失(图7)。

图7　塔里木盆地尉梨1井寒武系

(2)上寒武统底部，代表上寒武统古油藏的底部，C1-C5质量转化率在402 Ma分别达到95%，独立油相已消失；上寒武统顶部，代表上寒武统古油藏的顶部，C1-C5质量转化率在402 Ma分别达到79%，原油至今没有完成初次裂解，但独立油相已于志留纪消失。

由此可见，塔东地区寒武系地层中的古油藏在志留纪、泥盆纪独立油相均已消失，下寒武统古油藏在不同深度可存在不同程度的二次裂解，上寒武统古油藏裂解程度相对较低，尚未完成初次裂解。生成的天然气可能的聚集层位为寒武系地层中。由于塔东地区泥盆纪—三叠纪持续抬升，原油裂解气很难保存到侏罗纪，即便保存到侏罗纪，考虑到侏罗纪早期断裂活动，因而难以在侏罗系储层中聚集成藏。因而，塔东地区的天然气很可能是裂解程度更低的中奥陶统古油藏。

4.5巴楚和田1井

和田1井位于巴楚隆起卡拉沙依构造带和田河西区块6号断背斜构造高部位，其寒武系古油藏裂解动力学模型为巴楚早期演化、后期停滞型。

和田1井寒武系古地温演化见图4d。中寒武统沙依里克组底部，代表了中寒武统古油藏的底部。古油藏在290 Ma，C1-C5质量转化率达到50%，此时古油藏独立油相消失，进入凝析气相，约在226 Ma，原油C1-C5质量转化率达到1，进入天然气二次裂解阶段。中寒武统沙依里克组顶部，古油藏的裂解模式几乎与底部古油藏的裂解模式相同，在216 Ma，C1-C5质量转化率达到100%，进入天然气二次裂解阶段(图8)。

上寒武统下丘里塔格组底部，代表上寒武统古油藏的底部，古油藏在246 Ma，C1-C5质量转化率达到54.9%，在235 Ma，C1-C5质量转化率达到67.7%，此时独立油相消失，古油藏进入凝析气相，约在146 Ma，C1-C5质量转化率稳定在80%；至今，C1-C5质量转化率为80.9%，古油藏仍可以保持凝析气相。上寒武统下丘里塔格组顶部，代表上寒武统古油藏的顶部，古油藏现今C1-C5质量转化率为44.6%,原油至今可以保持独立油相。

图8　塔里木盆地和田1井寒武系

从塔里木盆地四大古隆起典型寒武系油藏裂解动力学模型可以看出，中下寒武统油藏均不能以独立油相存在，因此塔中、巴楚寒武系盐下的油气勘探应以天然气、凝析油为主要目标，这与塔中隆起中深1井的油气勘探成果是一致的。

5结论

(1)采用黄金管热模拟实验方法对塔里木盆地塔河油田海相稠油、正常原油及高蜡原油3种不同类型原油进行了热模拟实验,在频率因子A为1.78×1014s-1前提下，奥陶系稠油具有最宽的C1-C5质量生成的活化能分布，范围为56~66 kcal/mol，最低的活化能主频为59 kcal/mol。

(2)依据奥陶系稠油裂解动力学参数,使用Kinetic软件计算原油作为独立油相可以至少存在于178 ℃的储层中。

(3)依据原油裂解动力学参数,结合塔深1井寒武系古地温在地质时期的演化,在不考虑压力的情况下,模拟计算结果表明塔深1井上寒武统建隆Ⅰ顶部的古油藏至今仍能保持油相状态,建隆Ⅰ底部的古油藏能保持凝析油状态，表明塔北8 000 m的深层仍具有石油的勘探前景。

(4)塔中、巴楚、塔东地区典型寒武系钻井裂解动力学模拟表明，塔中、巴楚地区寒武系烃类相态可能以天然气、凝析油为主要类型。

致谢：感谢中国科学院广州地球化学研究所田辉博士、潘长春研究员在研究中给予的指导与帮助。

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(编辑黄娟)

Hydrocarbon phase in the deep Cambrian of the Tarim Basin

Ma Anlai1, Jin Zhijun1, Liu Jinzhong2

(1.SINOPECPetroleumExplorationandProductionResearchInstitute,Beijing100083,China;2.GuangzhouInstitute

ofGeochemistry,ChineseAcademyofSciences,Guangzhou,Guangdong510640,China)

Abstract:The hydrocarbon phase of the deep Cambrian in the Tarim Basin is a scientific focus of geochemists and explorationists. Thermal simulations of heavy oil, normal oil and waxy-oil from the Tahe Oilfield in the Tarim Basin were carried out using a gold-tube confined system. For a frequency factor (A) of 1.78×1014s-1, the activation energy range of C1-C5gas yield of heavy oil is the widest, ranging from 56 to 66 kcal/mol, and the dominant potential is at 59 kcal/mol. In view of the ratio of oil conversion to gas, oil can be a separate phase at temperatures of 178-205 ℃. According to the paleo-temperatures of the Cambrian wells from the Tabei, Tazhong, Tadong and Machu uplifts, four dynamic models of the Cambrian reservoir cracking were established. The paleo-oil reservoir of well Tashen1 in the Tabei Uplift can be as a separate oil phase above Builtup Ⅰ in the Cambrian at present, whereas only condensate oil phase existsat the bottom of the UpliftⅠ. The models of the Cambrian paleo-oil reservoirs of typical wells from the Bachu Uplift, Tazhong Uplift and Tadong Uplift suggest that the hydrocarbon phase of the above areas may be dominated by gas and condensate phases.

Key words:oil stability; oil cracking; hydrocarbon generation kinetics; hydrocarbon phase; Cambrian; Tarim Basin

基金项目：国家重点基础研究发展计划(973计划)项目(2012CB214800，2005CB422108)、中石化科技部项目(P07021)及国家重大专项项目(2011ZX05005-001,2008ZX05005-001)联合资助。

作者简介：马安来(1969—)，男，博士，副教授，从事油气地球化学与油气成藏机理研究。E-mail:maal.syky@sinopec.com。

收稿日期：2015-03-30；

修订日期：2015-09-17。

中图分类号：TE122.1

文献标志码：A

文章编号：1001-6112(2015)06-0681-08doi：10.11781/sysydz201506681