轻质油热解动力学实验研究及对塔里木盆地台盆区油气保存深度下限的限定

Experimental study on the pyrolysis kinetics of light oil and its implications for the lower limit of hydrocarbon preservation depth in the platform basin area of the Tarim Basin

摘要

随着我国万米深钻计划的不断实施,油气热稳定性及保存深度下限引起广泛关注。塔里木盆地台盆区在万米深层仍发现轻质油气,突破了传统油气地质理论对油相保存条件的认识,使轻质油的热稳定性及保存深度下限问题成为研究焦点。本文以塔里木盆地台盆区轻质油为研究对象,综合运用黄金管热模拟实验、动力学计算、盆地模拟等多种手段,对塔里木盆地台盆区轻质油、凝析油气及湿气保存的深度下限进行了限定。实验结果显示轻质油表现出较高的热稳定性,热裂解生气动力学的频率因子为1×10¹⁴ s^-1,活化能分布范围为59~70 kcal/mol,主活化能为60 kcal/mol,在R_o(Easy%)=4.45%条件下仍具备进一步裂解生成甲烷的潜力。实际地质条件下,轻质油的热裂解生气过程可依次划分为轻质油阶段(R_o<2.00%)、凝析油气阶段(R_o=2.00%~2.30%)、湿气阶段(R_o=2.30%~2.80%),以及干气阶段(R_o>2.80%)。动力学研究表明塔北隆起轻质油阶段、凝析油气阶段与湿气阶段的保存深度下限在8 100~8 500 m、8 600~9 100 m和9 400~9 900 m范围内。顺托果勒低隆起轻质油阶段、凝析油气阶段与湿气阶段的保存深度下限在6 800~9 700 m、7 400~10 300 m和8 400~11 200 m范围内。满加尔坳陷西缘轻质油阶段、凝析油气阶段与湿气阶段的保存深度下限分别约7 000 m、7 400 m和8 200 m。塔中隆起轻质油阶段、凝析油气阶段与湿气阶段的保存深度下限分别约7 500 m、8 000 m和8 700 m。上述认识对我国超深层油气勘探具有重要的理论意义。

Abstract

The ongoing implementation of China's ultra-deep (10000 m) drilling program has increased interest in the thermal stability of hydrocarbons and their preservation depth limits. The discovery of light oil in ultra-deep strata within 10000 m in the platform area of the Tarim Basin challenges conventional theories regarding oil phase preservation at such depths. Consequently, the thermal stability and preservation depth limits of light oil have become key focuses of study. Taking the light oil from the platform area of the Tarim Basin as study object, this study determined the preservation depth limits for light oil, condensate, and wet gas by integrating gold-tube pyrolysis experiments, kinetic modeling, and basin simulation techniques. Experimental results indicate that light oil exhibits high thermal stability, with a frequency factor of 1×10¹⁴s^-1 for thermal cracking gas generation kinetics, an activation energy distribution ranging from 59 to 70 kcal/mol, and a main activation energy of 60 kcal/mol. Light oil retains the potential for further cracking to generate methane under conditions of R_o (Easy%)=4.45%. Under geological conditions, the thermal cracking sequence is defined as: light oil stage (R_o<2.00%), condensate stage (R_o=2.00%-2.30%), wet gas stage (R_o=2.30%-2.80%), and dry gas stage (R_o>2.80%). Kinetic studies indicate that the lower limits of preservation depth for the light oil stage, condensate stage, and wet gas stage in the Tabei Uplift are 8100-8500 m, 8600-9100 m, and 9400-9900 m, respectively. In the Shuntuoguole Low Uplift, these limits of preservation depth for these stages are 6800-9700 m, 7400-10300 m, and 8400-11200 m, respectively. For the western margin of the Manjiaer Depression, these lower limits are approximately 7000 m, 7400 m, and 8200 m, respectively. In the Tazhong Uplift, these limits are approximately 7500 m, 8000 m, and 8700 m, respectively. These findings provide crucial theoretical constraints for guiding ultra-deep petroleum exploration in China.

Graphical abstract

关键词

轻质油 / 原油裂解 / 油气热稳定性 / 保存深度下限 / 塔里木盆地台盆区

Key words

light oil / crude oil cracking / thermal stability of oil and gas / lower limit of preservation depth / platform area of the Tarim Basin

0 引言

随着油气勘探的不断推进,深层-超深层逐渐成为油气勘探开发的重要领域^[1]。塔里木盆地作为我国陆上最重要的含油气盆地,近年来也在深层-超深层领域相继取得一系列新突破,如2025年完钻的深地塔科1井在万米深层仍发现常规可动油气,表明在地温约210 ℃的近万米特深层,仍具备液态烃的赋存条件^[2]。而传统油气地质理论认为含油气盆地存在液态石油窗,即埋深6 000 m、地层温度160 ℃是油藏分布的“死亡线”^[3]。深层-超深层领域的油气勘探实践使得塔里木盆地台盆区深层-超深层领域轻质原油的热稳定性及油气保存下限问题成为研究焦点。精准地回答这一问题,对于评价超深层勘探潜力、优选钻探目标、降低勘探风险具有决定性的战略意义。

油气相态类型的复杂性受多种因素影响,包括母质来源、复杂的生排烃史、构造运动对油气的调整改造及破坏,以及热裂解、生物降解、TSR等作用。深层-超深层高温高压的赋存环境进一步加剧了轻质原油热稳定性与保存下限研究的复杂性。针对原油热稳定性问题,国内外研究学者开展大量原油裂解动力学方面的研究^[4-12]。Behar等^[4]首次通过封闭体系热模拟实验揭示原油裂解的化学动力学规律,而Kuo和Michael^[6]开发的多组分油裂解动力学模拟技术,则实现了对原油组分演化过程的精细化表征。随后Schenk等^[8]提出将频率因子与活化能分布结合构建多参数动力学模型的思路,系统比较了湖相、海相和三角洲相原油的裂解动力学特征,该方法被广泛应用于油裂解生气过程的量化分析,为后续相态演化研究奠定了基础。Tian等^[12]通过实验-模拟一体化研究,揭示了油裂解过程中的体积膨胀与压力变化机制,为深部油气聚集预测提供了新视角。

深层-超深层油气以轻质油、凝析油气及天然气为主,然而,现有动力学参数多源于常规原油或理论模型,针对塔里木盆地台盆区深层-超深层轻质油样品的实验研究仍较为薄弱。在塔里木盆地相关研究中,Wang等^[13]、王铜山等^[14]、李贤庆等^[15]、马安来等^[16],先后开展了相关动力学及应用研究,初步揭示了该区原油的裂解行为与动力学特征。其中,Wang等^[13]与马安来等^[16]团队基于塔里木盆地样品裂解实验,初步建立了该区域的动力学参数框架,但由于实验样品以常规原油为主,未能准确表征该区轻质油的特殊热稳定行为。此外,前人对原油热裂解阶段的划分多依赖动力学过程,未能结合可直接表征油气类型的实际指标,如气油比、密度等,致使划分依据的多样性与综合性不足,造成塔里木盆地台盆区深层-超深层领域仍缺乏基于实际轻质油实验数据的定量化油气保存下限模型。

针对上述问题,为探讨塔里木盆地台盆区轻质油的热稳定性及保存深度下限,本文以塔中地区典型轻质油为研究对象,通过黄金管热模拟实验,建立轻质油的热裂解生气动力学模型,探究实验条件下及固定地质升温速率(1 ℃/Ma、5 ℃/Ma)下轻质油的热稳定性。基于盆地模拟技术分析实际钻井中轻质油的热裂解生气特征,并依据气油比划分轻质油热裂解生气过程中的各油气阶段及其对应的成熟度范围,进而预测轻质油热裂解生气过程中轻质油、凝析油气、湿气各油气演化阶段保存的深度下限。与现有研究相比,本研究选取塔中奥陶系典型轻质原油(埋深4 818~5 415 m,饱和烃含量>80%,主峰碳数为C₁₀),其地球化学特征显著区别于普通原油,为基础物性研究提供了更具代表性的真实样品;结合裂解生气产率与气油比数据,定量划分了轻质油至干气阶段的成熟度阈值;并将动力学参数与盆地模拟深度融合,构建了塔里木盆地台盆区典型构造单元的保存深度下限定量模型,克服了以往研究构造背景单一、边界条件简化的问题。因此,本研究不仅可以深化对深层-超深层轻质油热演化行为的理论认识,更通过构建具有地域针对性的油气保存深度下限定量预测模型,为塔里木盆地深层-超深层油气的资源评价与勘探决策提供了直接、可靠的理论依据与风险评价标准。

1 油气地质概况

塔里木盆地位于我国西北部,被南部的昆仑山—阿尔金山以及北部的天山—库鲁克塔格山所围限(图1^[17])。盆地以复杂的隆起与坳陷相间,其构造单元可进一步划分为“三隆五坳”^[18-20]。塔里木盆地台盆区泛指除塔南隆起、西南坳陷和库车坳陷三大前陆区之外的古生代海相地层分布区,面积约40×10⁴ km^{2 [21]}。

塔里木盆地由早古生代海相克拉通盆地与晚古生代—中新生代陆内坳陷及前陆盆地叠合而成,基底由太古代相对稳定的结晶基底和元古代的褶皱基底组成^[17,22-24]。塔里木盆地的“冷盆”属性,超深层的高压环境,盆地内寒武系主力烃源岩发育情况的不同,多期次的油气充注,断裂活动强度与期次控制,成藏后构造运动对油气藏多次的调整、改造及破坏,热裂解、气洗等复杂次生作用,都影响了塔里木盆地深层-超深层油气相态类型的多样性和分布的复杂性^[25-27]。本文的主要研究区域包括塔里木盆地台盆区的重点勘探区及代表性钻井,包括塔北隆起(哈6井、新垦9井、热普3井、跃满虚拟井)、顺托果勒低隆起(顺北5井、满深1井、顺托1井、顺南5井)、满加尔坳陷西缘(满西虚拟井)、以及塔中隆起(中古8-7井、中古7-5井)。

2 样品与方法

2.1 轻质油热裂解实验

轻质油热裂解实验样品取自塔中隆起中古511-7x井,为奥陶系原油,储层埋深4 818~5 415 m。油样呈淡黄色,族组分中饱和烃含量>80%,主峰碳数为nC₁₀(表1),全油碳同位素值δ¹³C为-31.43‰。

实验在封闭体系黄金管-高压釜装置内完成^[11,28-29]。设置2 ℃/h和20 ℃/h两组升温速率,温度每升高24 ℃设置一个取样点,温度区间336~600 ℃,对应R_o(Easy%)分别为0.73%~4.45%和0.57%~3.87%。达到目标温度后,迅速取出金管并在真空系统中用钢针刺破,释放气态烃。产物立即导入Agilent 6890N气相色谱仪,色谱程序升温如下:70 ℃恒温6 min后,以15 ℃/min升至130 ℃,随后25 ℃/min升至180 ℃并保持4 min。采用外标法定量,获得C₁-C₅各组分产率及湿度等参数。

获得热模拟实验数据后,采用Kinetic 2000软件^[28]进行生烃动力学参数拟合。依照产率曲线的演化特征,设定产率演化终点,固定或限定范围求取频率因子进行拟合计算,拟合的转化率曲线与实验值吻合最佳时,由此获取可靠的活化能分布与频率因子。将所得动力学参数结合盆地模拟技术,可进一步研究实际钻井中轻质油的热裂解生气情况,判断并预测轻质油热裂解生气过程中轻质油、凝析油气、湿气各油气演化阶段保存的深度下限。

2.2 盆地模拟方法

利用斯伦贝谢公司的PetroMod 2016软件对塔里木盆地台盆区代表性钻井进行建模,所需数据涵盖地层信息(年代、厚度与岩性)、构造事件(不整合、剥蚀时间及剥蚀量)以及边界条件数据(沉积水界面温度、古水深与古热流)等。

2.2.1 地层信息

塔里木盆地台盆区代表性钻井均从第四系钻至奥陶系,但南北地层差异显著。塔北隆起研究钻井位于哈拉哈塘凹陷,地层发育完整,新生界残余地层厚度极大(2 900~3 600 m),由北向南逐渐减薄,岩性以碎屑岩为主。中生界地层沉积较厚,均在1 600 m左右,岩性同样以碎屑岩为主,而古生界残余地层总体上呈由北向南逐渐增厚的趋势,地层厚度在1 300~2 500 m范围内变化,碎屑岩及碳酸盐岩均有发育。油气资源主要分布于奥陶系一间房组以及鹰山组一段,奥陶系储层埋藏深度在6 500~7 000 m范围内。顺托果勒低隆起地层发育情况南北差异较大,北部地层发育相对完整,南部地层则缺失较多,缺失地层包括侏罗系、泥盆系和志留系。新生界地层厚度同样从北向南逐渐减薄,厚度差异较大,分布在1 700~3 100 m之间。中生界从北向南也逐渐减薄,地层厚度变化范围为1 000~1 600 m。古生界地层厚度由北向南则呈现出先增厚又减薄的趋势,地层厚度变化范围为2 700~4 400 m。与塔北隆起相比,顺托果勒低隆起地区新生界和中生界厚度较小,古生界厚度较大。储盖组合与塔北地区类似,但储层埋藏深度普遍超过7 000 m。塔中地区代表性钻井缺失侏罗系、志留系以及中上奥陶统部分地层。新生界地层厚度在1 900 m左右,中生界和古生界地层厚度分别在1 000 m和2 900 m左右,总体上新生界和古生界厚度与顺托果勒南部地区钻井接近,而古生界厚度则介于前两个研究区之间。油气资源主要发育在奥陶系良里塔格组礁滩体储层中,埋藏深度在5 600~6 200 m范围内。满西虚拟井临近塔中东部隆起区,新生界、中生界地层厚度与塔中隆起接近,古生代是盆地主要的沉积和沉降中心,因而古生界地层厚度明显大于其他地区研究井位。

2.2.2 剥蚀事件

塔里木盆地台盆区自奥陶纪以来先后经历加里东、海西、印支、燕山及喜山五期重大构造运动,形成多个区域性不整合面,自老至新依次为:中奥陶统/上奥陶统、奥陶系/志留系、志留系/泥盆系、泥盆系/石炭系、石炭系/二叠系、二叠系/三叠系、三叠系/侏罗系、侏罗系/白垩系、白垩系/古近系。总体上,加里东期塔中隆起及临近塔中东部的满西虚拟井剥蚀最为强烈,海西期塔北隆起剥蚀最为强烈,印支期至燕山期塔中隆起剥蚀较为强烈,顺托果勒低隆起各阶段剥蚀强度均相对较弱,前人研究为本研究提供了丰富的地层剥蚀量数据^[30-38]。

2.2.3 边界条件

塔里木盆地是典型的“冷盆”,具有“热壳冷幔”的岩石圈热结构^[39]。早二叠世大规模火山喷发,导致热流在短时间内快速升高,深刻影响了盆地大部分区域的热演化史。综合前人研究成果^[38,40-41],盆地热流总体表现为:加里东早期热流值高,峰值约64 mW/m²,随后逐渐降低;晚海西期部分研究区钻井受岩浆活动影响热流再次跃升至约60 mW/m²,之后持续衰减,现今热流大于30 mW/m²。区域上,基底埋深较大的坳陷区热流低于基底抬升的隆起区,其中塔中中央隆起带为盆地高热流核心^[42-44]。古水深主要依据沉积环境与岩性综合判定,塔里木盆地总体经历由早古生代海相向二叠纪后陆相的转换,因此古水深呈现出由深到浅的趋势,并伴随有早寒武世、晚奥陶世、石炭纪等多期海侵以及泥盆纪、二叠纪等多期海退,且同沉积期坳陷区水深始终大于隆起区^[45]。沉积水界面温度由PetroMod软件根据研究井位的纬度坐标按全球平均水平面温度结合古水深进行计算。

2.2.4 模型校正

模型的校正以录井报告及相关文献中的孔隙度、地层温度、地层压力以及成熟度(镜质体反射率)等实测数据为基准^{[33,35-36,38,46-49]},校正过程遵循孔隙度校正-压力校正-温度校正-生烃校正的分级顺序,模拟结果与实测数据(孔隙度、压力、温度和成熟度)拟合程度高,表明模型及其模拟结果具有较高的可靠性。如图2所示,各研究区部分代表性钻井的成熟度模拟结果与实际地质情况吻合度较高,验证了模型的有效性。

3 结果

3.1 黄金管热模拟实验结果及动力学计算结果

轻质油黄金管热裂解模拟实验的生气质量产率(总气态烃C₁-C₅、甲烷CH₄、重烃气体C₂-C₅)结果如图3所示。在轻质油热裂解过程中,总气态烃(C₁-C₅)的质量产率在初始阶段迅速增加,约在480 ℃后,产率增长趋于平稳,进入平台阶段。两种升温速率下测得的质量产率最大值接近570 mg/g(图3a)。热裂解生成甲烷(CH₄)的产率在2 ℃/h的升温速率下,于408 ℃温度点(R_o=1.36%)前始终保持在个位数水平,此后原油热裂解程度加深,产率显著上升,至528 ℃(R_o=3.46%)后产率增速趋于平缓,最终轻质油热裂解生成甲烷的产率在600 ℃达到最大值,分别为537.25 mg/g (2 ℃/h)和473.90 mg/g (20 ℃/h)(图3b)。值得注意的是,轻质油在600 ℃实验条件下热裂解生成甲烷的产率仍保持明显上升趋势,表明其在R_o=4.45%条件下仍具备进一步裂解生成甲烷的潜力。轻质油热裂解过程中,重烃气体(C₂-C₅)的产率呈现先增加后减少的变化趋势。在裂解初始阶段,其产率仅为个位数;随着温度升高,产率逐渐增加,并在两组升温速率下分别于480 ℃(2 ℃/h)和504 ℃(20 ℃/h)达到峰值,分别为346.21 mg/g和401.36 mg/g,峰值之后重烃气体的产率则迅速下降(图3c)。

基于轻质油热裂解生成气态烃质量产率的实验结果,利用Kinetic 2000软件开展了动力学模拟,实验数据的拟合结果及动力学参数结果如图4所示。轻质油热裂解过程中生成总气态烃的频率因子为1×10¹⁴ s^-1,活化能分布范围为59~70 kcal/mol,主活化能为60 kcal/mol。生成甲烷的频率因子为1×10¹⁴ s^-1,活化能分布范围为60~78 kcal/mol,主活化能为67 kcal/mol。生成重烃气体的频率因子为1×10¹⁴ s^-1,活化能分布范围为59~64 kcal/mol,主活化能为61 kcal/mol。

3.2 轻质油在塔里木盆地台盆区代表性钻井储层中的热裂解生气转化率

塔里木盆地台盆区轻质油热裂解生气研究涉及到的储层分别为塔北隆起跃满虚拟井奥陶系、新垦9井奥陶系、哈6井石炭系及热普3井白垩系储层,顺托果勒低隆起顺北5井、满深1井、顺托1井和顺南5井奥陶系储层,满加尔坳陷西缘满西虚拟井奥陶系储层,以及塔中隆起中古8-7井和中古7-5井奥陶系储层。假设轻质油进入储层的温度为100 ℃左右,进入储层后轻质油达到相应温度或热演化条件即开始裂解,将动力学参数应用于盆地模型中即可研究轻质油在塔里木盆地台盆区代表性钻井储层中的热裂解生气转化率。

塔北隆起跃满虚拟井奥陶系储层中轻质油自二叠纪开始热裂解生气,转化率缓慢上升,新近纪以来显著提速,但现今轻质油热裂解生成C₁-C₅的转化率仅为5%,重烃气体C₂-C₅仅为6%,CH₄仅约1%。新垦9井奥陶系储层埋深比跃满区块稍浅,储层热演化程度低于跃满区块。轻质油自新近纪才开始热裂解生气,现今轻质油热裂解生成总气态烃C₁-C₅仅为2%,重烃气体C₂-C₅仅为2%,CH₄的转化率不足1%。哈6井石炭系储层埋藏深度较浅,无论是对于C₁-C₅、CH₄还是C₂-C₅,轻质油均从新近纪才开始裂解生成,现今转化率极低,原油几乎没有裂解。而热普3井白垩系储层由于热演化程度低,尚未达到轻质油热裂解所需的条件。总体而言,塔北研究区储层中轻质油的热裂解程度低,初始原油状态保存较好(图5a-c)。

顺托果勒低隆起顺托1井奥陶系储层中轻质油自志留纪开始裂解生成气态烃,泥盆纪开始生成CH₄,转化率缓慢增加,增加速率要大于塔北地区的研究井位,于二叠纪达到10%,三叠纪达到50%,之后转化率增长趋缓,现今总气态烃转化率为92%,重烃气体转化率为90%,甲烷转化率为19%。顺南5井奥陶系储层中轻质油自奥陶纪末期开始裂解生成气态烃,二叠纪之后转化率的增长变快,总气态烃转化率在三叠纪达到10%,侏罗纪达到50%,现今总气态烃转化率为80%,重烃气体转化率为80%,甲烷转化率为15%。满深1井奥陶系储层的轻质油热裂解生气转化率则明显低于顺托1井和顺南5井。轻质油在储层条件下自石炭纪开始裂解生成气态烃,之后转化率的增速低于顺托1井和顺南5井,现今总气态烃转化率为29%,重烃气体转化率为34%,甲烷转化率为5%。顺北5井奥陶系储层中轻质油热裂解生气的转化率则更低。轻质油在储层条件下自三叠纪开始裂解生成气态烃,现今气态烃转化率仅在1%左右,指示储层中轻质油的热裂解程度低,初始原油状态保存较好(图5d-f)。

满加尔坳陷西缘满西虚拟井奥陶系储层条件下,轻质油于志留纪开始裂解生成气态烃,转化率增长较快,总气态烃转化率于志留纪晚期达到10%,二叠纪达到50%,白垩纪转化率达到90%,白垩纪之后转化率增长缓慢,现今转化率接近100%。甲烷转化率在二叠纪时期达到10%,现今转化率为36%,轻质油几乎完全裂解(图5g-i)。

塔中隆起中古8-7井与中古7-5井奥陶系储层中轻质油裂解生气演化趋势接近,均在二叠纪开始热裂解生成气态烃,但中古7-5井转化率更低。现今中古8-7井轻质油热裂解生成总气态烃C₁-C₅转化率仅为3%,重烃气体C₂-C₅仅为3%,CH₄的转化率不足1%。中古7-5井储层中气态烃转化率为1%(图5j-l)。总体而言,塔中隆起研究井位奥陶系储层的埋藏深度较浅,原油裂解程度低。

4 讨论

4.1 地质升温速率下的油气阶段划分

Claypool和Mancini^[50]提出原油热裂解比例(C)与气油比(GOR)的关系式:C=GOR/(3 000+GOR)。McCain和Bridges^[51]将3 200 scf/bbl(标准立方英尺/桶)(570 m³/m³)视为独立油相在储层中存在的上限,对应转化率约51%,而Hunt^[52]则把界限抬至5 000 scf/bbl(890 m³/m³),认为此时独立油相消失并进入凝析油相状态,对应的转化率约为62.5%^[16]。Waples^[10]认为前者更贴近刚开采的油气藏,后者则适用于累积开采的油气藏。同时,有研究认为轻质油与凝析油气的气油比界限为800 scf/bbl(142 m³/m³),凝析油气与湿气的气油比界限为20 000 scf/bbl(3 562 m³/m³),干气的气油比在70 000 scf/bbl(12 467 m³/m³)以上^[53-55]。利用上述原油热裂解比例与气油比关系式,结合前人关于各油气阶段的气油比划分可计算出轻质油阶段结束、凝析油气阶段结束、以及湿气阶段结束进入干气阶段分别对应的原油热裂解生成C₁-C₅的转化率分别为62.5%、87%和96%。

盆地模拟计算结果表明塔里木盆地台盆区深部地层沉积期的平均升温速率约为1 ℃/Ma,局部时间段存在的较高升温速率为5 ℃/Ma。基于上述认识,利用轻质油热裂解生气动力学参数,系统计算了地质温度0~300 ℃范围内,1 ℃/Ma及5 ℃/Ma两种升温速率下轻质油的热裂解生气(C₁-C₅)的转化率变化特征。结合前文确定的相态阈值(轻质油阶段终结、凝析油气阶段终结及湿气阶段终结分别对应62.5%、87%与96%的C₁-C₅转化率),进一步反演出1 ℃/Ma与5 ℃/Ma恒定升温条件下,原油裂解过程中各油气相态演化阶段的温度界限与成熟度界限(图6)。

在1 ℃/Ma的地质升温速率下,轻质油开始裂解生成C₁-C₅的温度为131 ℃。当裂解生成C₁-C₅的转化率达到10%时,对应的地质温度约为176 ℃。转化率升至50%时,所需的地质温度为190 ℃。转化率达到62.5%时即标志着轻质油阶段结束开始进入凝析油气阶段时,此时地质温度为193 ℃。当转化率进一步达到87%时,凝析油气阶段结束,开始进入湿气阶段,对应的地质温度为202 ℃。随后,当地质温度升至204 ℃时,轻质油裂解生成C₁-C₅的转化率达到90%。转化率升至96%时,即意味着进入干气阶段,此时所需的地质温度为221 ℃。直至地质温度演化至281 ℃时,轻质油的裂解生气转化率才达到100%。

在5 ℃/Ma的地质升温速率下,轻质油开始裂解生成C₁-C₅的温度为140 ℃。当裂解生成C₁-C₅的转化率达到10%时,对应的地质温度约为187 ℃;转化率达到50%时,所需的地质温度为201 ℃。转化率达到62.5%标志着轻质油阶段结束并进入凝析油气阶段,此时地质温度为205 ℃。转化率达到87%时,凝析油气阶段结束,开始进入湿气阶段,所需的地质温度为214 ℃。此后,当地质温度升至216 ℃时,轻质油裂解生成C₁-C₅的转化率达到90%,转化率达到96%时,即进入干气阶段,对应的地质温度分别为233 ℃。最终,当地质温度演化至295 ℃时,轻质油的裂解生气转化率才达到100%。

结合1 ℃/Ma及5 ℃/Ma两种固定地质升温速率下轻质油热裂解生气的转化率演化特征与固定地质升温速率下成熟度R_o(Easy%)的计算结果,可以得出在实际地质升温速率下,轻质油的热裂解生气过程可依次划分为轻质油阶段(R_o<2.00%)、凝析油气阶段(R_o=2.00%~2.30%)、湿气阶段(R_o=2.30%~2.80%),以及干气阶段(R_o>2.80%)。

4.2 塔里木盆地台盆区油气保存深度下限的限定及对油气勘探的启示

为明确在现今热状态条件下,塔里木盆地台盆区重点勘探区域轻质油热裂解过程中各油气演化阶段保存的深度下限,本研究基于前述建立的、以成熟度为依据的轻质油热裂解生气过程中各油气相态演化阶段的划分方案,结合盆地模拟获得的实际钻井热成熟度R_o(Easy%)-埋藏深度的关系曲线,对台盆区实际钻井的各油气演化阶段的保存深度下限进行了判定。对于塔中、塔北等现今未达到特定成熟度阶段的研究井位,则依据盆地模拟获得的热成熟度R_o(Easy%)-埋藏深度关系曲线进行拟合外推,从而预测相应油气演化阶段的保存深度下限。

塔北隆起新垦9井在轻质油热裂解生气过程中,轻质油阶段、凝析油气阶段与湿气阶段的保存深度下限分别约为8 300 m、8 900 m和9 600 m。哈6井相应各阶段的保存深度下限分别约为8 500 m、9 000 m和9 800 m。热普3井各阶段保存深度下限分别约为8 100 m、8 600 m和9 400 m。跃满虚拟井各阶段保存深度下限分别约为8 500 m、9 100 m和9 900 m(图7a-d)。

顺托果勒低隆起由北向南分布的研究井位中各油气阶段的保存深度下限总体呈现出逐渐变浅的趋势。顺北5井轻质油热裂解生气过程中,轻质油阶段、凝析油气阶段与湿气阶段的保存深度下限分别约为9 700 m、10 300 m和11 200 m。满深1井相应各阶段的保存深度下限分别约为8 000 m、8 700 m和9 700 m。顺托1井各阶段保存深度下限分别约为7 200 m、7 700 m和8 500 m。顺南5井各阶段保存深度下限分别约为6 800 m、7 400 m和8 400 m(图7e-h)。

满加尔坳陷西缘满西虚拟井热演化程度高,轻质油阶段的保存深度下限约为7 000 m,凝析油气阶段的保存深度下限约为7 400 m,湿气阶段的保存深度下限约为8 200 m(图7i)。

塔中隆起中古8-7井和中古7-5井热演化程度接近,因此保存下限也相近。其中轻质油阶段的保存深度下限约为7 500 m,凝析油气阶段的保存深度下限约为8 000 m,湿气阶段的保存深度下限约为8 700 m(图7j-k)。

不同沉积盆地因其大地热流和地温梯度的差异,其油气藏的保存深度下限也存在显著区别。就塔里木盆地而言,该盆地具有典型的低温“冷盆”特征,其热流值普遍低于中国其他主要盆地。这一热背景使其油相能够在更深的层系中得以保存,从而为塔里木盆地深层-超深层持续获得油气发现提供了重要地质条件(图8)。当前,塔里木盆地台盆区深层-超深层已成为研究和勘探的热点领域,在此背景下,明确该区域基于轻质油热解动力学的油气保存深度下限,对于坚定勘探信心、科学评估油气资源潜力及优化勘探部署具有重要的指导意义。需要指出的是,在实际勘探过程中,深度下限以浅并不直接等同于具备油气资源潜力,还必须系统评估生烃条件、储集性能、盖层封闭性及圈闭有效性等关键石油地质要素,这是一项需综合研判的系统性工作。

4.3 存在问题、挑战与未来展望

尽管热成熟度是控制轻质油保存深度的核心理论参数^[4,10],但在实际地质环境中,盖层封闭性、构造活动与次生改造作用的多因素耦合效应,常使理论预测的保存下限发生显著调整,构成油气保存研究的关键问题。首先,盖层封闭效能是决定油气能否有效保存的基础。例如,塔里木盆地顺北地区奥陶系储层上覆的泥岩盖层,其封闭能力受岩性、孔隙结构和完整性控制;当盖层因物性差或受断裂破坏而失效时,轻质油将发生逸散,导致实际保存深度明显浅于热成熟度理论预测值^[47-48]。其次,多期构造运动产生动态且复杂的影响。构造抬升导致地层冷却,可能使油藏重新趋于稳定;而断裂的活化则会形成油气散失的优势通道,对保存深度提出更高要求^[27]。此外,TSR(硫酸盐热化学还原)作用与生物降解等次生改造过程会显著降低原油的热稳定性。TSR通过化学反应催化原油裂解,使其在更低的成熟度阶段即发生破坏^[56];生物降解则通过改变原油组成影响其保存性^[57]。这些因素相互交织,使得单一基于热成熟度的预测模型在实际应用中面临挑战。

为应对上述挑战,一定程度上可以采用加权因子法构建多参数耦合模型,以综合表征盖层、构造及次生作用的影响。然而,相关模型的可靠性高度依赖于各影响因子权重的合理标定,这本身是一项艰巨任务。更大的挑战在于,基于动力学的保存下限仅表征相态稳定性,实际勘探中必须结合生烃充足性、圈闭有效性等地质条件进行综合评估。即使在深度下限之内,若缺乏有效的源-储-盖配置,也难以形成工业性油气聚集^[26]。因此,未来研究需着力于厘清多因素耦合作用的具体机制与相对重要性。尤其需要针对TSR的催化效率、生物降解速率等关键过程,开展高温高压模拟实验,量化其对化学反应动力学参数的影响幅度。通过发展更精确的实验方法与数值模拟技术(如改进的动力学模拟模块),才能深化对次生改造作用机理的认识,并将其可靠地整合到盆地模拟与资源评价体系中,最终实现对深部油气保存条件更精准地预测。

5 结论

本文以塔里木盆地台盆区轻质油为研究对象,综合运用黄金管热模拟实验、动力学计算与盆地模拟等技术手段,构建了轻质油热裂解生气的动力学参数,分析了研究区实际钻井中轻质油的热裂解生气特征,依据气油比划分了轻质油热裂解生气过程中的各油气阶段对应的成熟度范围,结合动力学计算预测了研究区轻质油、凝析油气及湿气保存的深度下限,获得的主要结论如下:

(1)轻质油热裂解生气动力学的频率因子为1×10¹⁴ s^-1,活化能分布范围为59~70 kcal/mol,主活化能为60 kcal/mol,轻质油在R_o=4.45%条件下仍具备进一步裂解生成甲烷的潜力。

(2)实际地质条件下,轻质油的热裂解生气过程可依次划分为轻质油阶段(R_o<2.00%)、凝析油气阶段(R_o=2.00%~2.30%)、湿气阶段(R_o=2.30%~2.80%),以及干气阶段(R_o>2.80%)。

(3)塔北隆起轻质油阶段、凝析油气阶段与湿气阶段的保存深度下限在8 100~8 500 m、8 600~9 100 m和9 400~9 900 m范围内。顺托果勒低隆起轻质油阶段、凝析油气阶段与湿气阶段的保存深度下限在6 800~9 700 m、7 400~10 300 m和8 400~11 200 m范围内。满加尔坳陷西缘轻质油阶段、凝析油气阶段与湿气阶段的保存深度下限分别约7 000 m、7 400 m和8 200 m。塔中隆起轻质油阶段、凝析油气阶段与湿气阶段的保存深度下限分别约7 500 m、8 000 m和8 700 m。

(4)本研究选取塔中奥陶系轻质原油样品,结合裂解生气产率与气油比数据,定量划分了轻质油至干气阶段的成熟度阈值,并与盆地模拟耦合,建立了塔里木盆地台盆区保存深度下限预测模型,为塔里木盆地深层-超深层油气的资源评价与勘探决策提供了直接、可靠的理论依据与风险评价标准。然而,研究仍存在一定局限性,如模型以热演化因素为主导,样品数量与类型有限,未能全面涵盖多地质因素的耦合影响。未来需开展多因素综合建模,量化盖层封闭性、构造运动强度、次生改造作用(如TSR作用、生物降解等)等多种因素对深度下限的调整作用,并开展不同类型轻质油热稳定性对比,以提升深层油气保存条件预测的准确性与普适性。

感谢张旺高级工程师、张瑞珍博士在文章撰写过程中给予的帮助。特别感谢两位审稿人在审稿过程中提出的建设性修改意见。感谢编辑部王小龙编辑的指导与帮助。

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基金资助

中国科学院重大科技任务专项(THEMSIE04010104)

中国科学院战略性专项A类项目(XDA14010103)

国家自然科学基金项目(42273053)

国家自然科学基金项目(42203054)