松辽盆地青一段常规与非常规油气资源评价*

李 微 庞雄奇 赵正福 徐 源 张 坤

(1. 中国石油大学(北京)盆地与油藏研究中心 北京 102249； 2. 中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室 北京 102249)

松辽盆地是晚中生代以来发育的大型陆内裂陷盆地，是我国最主要的含油气盆地之一[1-3]。 据中国地质调查局最新调查结果显示，松辽盆地累计探明石油地质储量77.84×108t，天然气地质储量7 289×108m3，油气资源十分丰富[4]。

随着油气成藏理论的丰富及油气勘探技术的发展，松辽盆地不断发现新的油气资源类型[5-6]，勘探潜力巨大。尤其是盆地内沉积于裂谷后热沉降阶段的白垩系青山口组和嫩江组湖相沉积地层中蕴藏着致密油气、页岩油气等多种类型的非常规油气资源[7-8]。邹才能 等[9]认为与白垩系相关的致密油主要分布在深坳区扶扬油层和萨葡高油层内，已探明致密油面积1.3×104km2，控制储量(19.0～21.3)×108t；前人利用统计类比法评价嫩江组油页岩潜在资源量为3 591.3×108t[10]，远远超过前期评价的常规与非常规油气远景资源量[8,11-13]。自第三轮全国资源评价以来[13]，松辽盆地勘探又获得许多新的成果，相关地质认识也在不断提高，随着勘探开发精度的提高，原有的油气资源评价结果已经不再适用当前的勘探开发实际，且以往有关资源量的评 价研究多是针对单一的常规或非常规油气资源进行的，对同一源岩内不同类型的资源进行比较的研究较少，更缺乏常规油气与非常规油气资源的系统评价及对比研究。

计算烃源岩的源外排烃量和源内残留烃量是油气资源评价中不可缺少的工作。基于此，本次研究选定常规和非常规油气烃量作为评价2种油气资源的指标，在松辽盆地白垩系青一段源岩层地质地球化学特征及生排烃史研究基础上，采用排烃门限理论倡导的生烃潜力法[14]，对研究区内的常规和非常规油气烃量进行计算，并对其资源潜力进行系统评价，比较不同类别资源潜力的相对大小，以期为盆地勘探指明方向。

1 区域地质背景

松辽盆地位于中国东北地区中部，西接嫩江-白城断裂和大兴安岭，东临依兰-伊通断裂，南至赤峰-开源断裂与阴山-燕山造山带，北至逊克-铁力断裂和小兴安岭，面积约26×104km2[15]。松辽盆地可划分为6个二级构造单元：中央坳陷区、西南隆起区、东南隆起区、东北隆起区、西部斜坡区和北部倾没区，目前已发现的油气藏主要集中在中央坳陷区(图1a)。盆地内发育了中生界侏罗系与白垩系(图1b)，其中白垩系为油气分布主要层位，发育3套烃源岩层(中浅层青山口组、嫩江组及深层沙河子组)、6套主要储层及3套区域性盖层，具有良好的生储盖组合关系[16]。青山口组在垂向上可分为3段，自下而上分别为青一段、青二段和青三段，其中青一段沉积时期经历过一次大规模的湖侵，湖泊最大面积达8.7×104km2，是松辽盆地最主要的烃源岩层。

2 烃源岩基本特征

青一段为松辽盆地最主要的烃源岩层，分布面积在8×104km2以上，岩性主要为黑色泥岩夹粉砂质泥岩、油页岩、泥质粉砂岩，中央坳陷区几乎全部为暗色泥岩；厚度主要分布在60～80 m范围内，中央坳陷区厚度最大达80 m，随着距坳陷区距离的增大，厚度逐渐减小(图2a)。青一段有机质以I型和II1型为主，TOC值在研究区内波动范围较大，主要分布在1%～4%范围内，盆地中心地区TOC值较大，约为4%，盆地边缘地区TOC值较小，最外围地区TOC值小于1%(图2b)。青一段有机质成熟度Ro值因地而异，分布范围在0.4%～2.2%，中央坳陷区Ro值最高；研究区内青一段的Ro主要分布在0.8%～1.4%，有机质主要处于成熟阶段，以生油为主，少部分处于高成熟阶段，以生气为辅(图2c)。

3 资源评价原理及计算方法

现有研究对烃源岩排烃特征及其资源评价的方法较多[14,17-22]，主要有以热模拟实验为基础的模拟实验法、以化学反应过程为基础的化学动力学法、以物质平衡和排烃门限理论为基础的生烃潜力法。其中，基于排烃门限理论的生烃潜力法是进行资源评价的主要方法，该方法是在大量热解资料的基础上进行的，方法简单易行，所需要的资料容易获取、可靠性高[23-25]，因此选取其作为计算源外排烃量和源内残留烃量的主要方法。

根据油气藏和烃源岩的空间配置关系，盆地内油气资源可以分为源内和源外资源。源内资源是指在烃源岩内形成的残留在烃源岩内的油气资源，以在烃源岩内自生自储型的非常规油气资源为主，包括页岩油气、煤层气等[26]。源外资源是指生成之后排出烃源岩层，在烃源岩层之外成藏的油气资源，包括常规和非常规致密源外油气资源[9]。

根据庞雄奇 等[27]浮力成藏下限理论，含油气盆地深层油气分布规律受浮力成藏下限的控制，可以将浮力成藏下限作为划分常规和源外非常规油气资源的标准，位于浮力成藏下限之上的为常规油气，位于浮力成藏下限之下的为非常规致密油气。浮力成藏下限可根据储集层的孔渗、埋深等进行标定，一般与储层孔隙度小于10%(或12%)，渗透率小于1 mD，孔喉半径小于2 μm这一临界条件相对应。本次研究将应用生烃潜力法计算青一段源外排烃量和源内残留烃量，并根据浮力成藏下限理论确定常规和非常规油气资源。

3.1 生烃潜力法原理

生烃潜力法是以物质平衡理论为基础，基于排烃门限理论，采用综合热解参数生烃潜力指数(S1+S2)/TOC来表征烃源岩的生烃潜力(其中可溶烃S1代表样品加热温度在300 ℃以下时挥发出来的烃；热解烃S2代表干酪根在300～600 ℃时热解生成的烃)，它代表了单位质量有机质的生烃潜力。在烃源岩热解定量评价中，根据生烃潜力S1+S2在沉积剖面上的变化规律来研究烃源岩的排烃特征。生烃潜力包括以下3个部分：①尚未生成烃的干酪根或残余有机质；②已生成并残留于烃源岩中的烃类；③已排出烃源岩的烃类。

烃源岩在没有油气排出时的生烃潜力指数为原始生烃潜力指数，在开始生成油气时所对应的镜质体反射率Ro(或埋深条件)代表了烃源岩的油气生成门限，而生烃门限是指烃源岩开始大量生烃的界限，其对应岩石有机母质镜质体反射率Ro达到或是超过0.5%[28]。随着油气的生成和排出，烃源岩生烃潜力指数将逐渐减小，此时的生烃潜力指数为剩余生烃潜力指数IHcp。烃源岩的生烃潜力指数在演化过程中开始减小时，表明有烃类开始排出，而生烃潜力指数开始减小时所对应的镜质体反射率Ro(或埋深条件)代表了烃源岩的排烃门限，此时的生烃潜力指数为烃源岩的最大生烃潜力指数IHco，烃源岩最大生烃潜力指数IHco与剩余生烃潜力指数IHcp的差值为排烃率qe，即烃源岩达到排烃门限后单位有机碳排出的烃量[29-30]，如图3所示，Qp代表了烃源岩在地史过程中累积排出的烃量,通过计算残留在烃源岩内的烃量可以得到源内残留烃量Qr，通过计算排出烃源岩外的烃量可以得到源外排出烃量Qe，并根据由地层孔隙度确定的浮力成藏下限区分常规油气和致密油气烃量。

3.2 源外排烃量和源内残留烃量的计算

应用生烃潜力法计算青一段烃源岩源外排烃量和源内残留烃量的具体方法如下：

1) 收集研究区烃源岩的热解资料，建立烃源岩生烃潜力指数剖面(图4a)，以此确定烃源岩的生烃门限和排烃门限。从图4a可以看出，研究区青一段烃源岩生烃潜力具有先增大后减小的特征，呈现大肚子曲线的模式，Ro为0.5%时进入生烃门限。相关学者认为松辽盆地主力烃源岩的生烃门限为1 200 m[31]或1 400～1 700 m[32]，远小于中国其他含油气盆地。Ro为0.7%时达到生油高峰，此时最大生烃潜力指数在2 000 mg/g左右。

图4 生烃潜力法计算松辽盆地烃源岩源外排烃量及源内残留烃量

2) 根据烃源岩生烃潜力指数剖面的变化特征确定排烃门限，也就是最大原始生烃指数所对应的Ro(Ro=0.7%)，然后依据式(1)[33]计算不同埋深下烃源岩的排烃率qe(Ro)(图4b)。由于松辽盆地青山口组烃源岩的排烃门限浅，因此其排烃率较大，最大达1 525 mg/g。

3) 求出排烃率后，结合烃源岩厚度、有机碳含量(图2a、b)以及研究区地层密度(取值2.3 t/m3)等数据，根据式(2)[33]就可以求出烃源岩的排烃强度EHC(图4c)。从图4c中可以看出，青一段烃源岩排烃强度在中央坳陷区最大，可达500×104t/km2，随着距坳陷中心距离的增大，其排烃强度逐渐减小。

4) 在排烃强度计算结果的基础上，根据式(3)[33]对其进行面积(图2c)积分求得排烃量Qe，最终经过计算求得的青一段源外排烃总量为2 165×108t。

qe(Ro)=IHco-IHcp(Ro)

(1)

Hρ(Ro)TOCdRo

(2)

ρ(Ro)TOCdRodn

(3)

式(1)～(3)中：qe(Ro)为单位质量有机碳的排烃率，mg/g；IHco为最大原始生烃潜力指数，mg/g；IHcp为任一演化阶段下源岩的生烃潜力指数，mg/g；EHC为排烃强度，t/km2；Qe为排烃量，t；Ro为镜质体反射率，%；Ro0为排烃门限，%；ρ(Ro)为烃源岩密度，g/cm3；TOC为有机碳含量，%；H为烃源岩厚度，m；S(n)为烃源岩面积，m2。

烃源岩内残留烃的评价方法主要基于前人的实验成果[14,33-35]和烃源岩残留烃量资料的分析，进而实现对烃源岩残留烃量计算。在实际生产中，常用热解得到的残留烃S1来表示上述残留烃的总量[36]。本次研究应用研究区目的层S1/TOC的变化来阐明残留烃量变化特征及残留烃量的计算，具体过程为：①收集研究区的S1热解数据及对应TOC数据，得到残留烃S1曲线(图4d)。从图4d可以看到,随着成熟度(埋深)的增大，S1/TOC也有由小变大再变小的“大肚子”变化规律。②进行S1值轻烃校正。由于在实测残留烃量过程中有一部分轻烃散失，须根据轻烃补偿校正公式(式4)进行校正[33,37]。③绘制出轻烃补偿校正后的S1/TOC随深度变化关系图，拟合残烃率曲线(图4e)。在获得残烃率后，根据式(2)，将公式中的qe替换成校正后的残烃率S1，结合研究区内烃源岩的厚度、密度等数据，就可以获得青一段烃源岩的残留烃强度(图4f)。从图4f中可以看出，中央坳陷区残留烃强度最大，为240×104t/km2。然后根据源外计算排烃量的公式(式3)进行源内残留烃量的计算，也就是对研究区的排烃强度进行面积上的积分，最终经过计算求得的青一段源内残留烃总量为1 102×108t。

(4)

(5)

式(4)、(5)中：Qr+为烃源岩中实际残留的包括C5+在内的液态烃量；Qr为烃源岩中实测的残留烃量，一般指C15+的液态烃量；Bk为烃源岩中C5—14组分占残留的液态烃总量的C5+的百分数；Ro为烃源岩中有机质的镜质体反射率。

4 资源潜力评价

本次研究应用生烃潜力法计算出松辽盆地白垩系青一段烃源岩的源外排烃量为2 165×108t，源内残留烃量为1 102×108t。为对不同类型的油气资源进行评价，本次研究将源外排烃量按照浮力成藏下限理论进行区分(图5)，根据研究区目的层孔隙度为10%确定出松辽盆地的浮力成藏下限为Ro=1%，并以此为界限区分常规油气和致密油气资源(图6a)。经计算得到位于浮力成藏下限之上的源外常规油气排烃量为618×108t，位于浮力成藏下限之下的源外非常规致密油气排烃量为1 547×108t，而源内残留烃量为1 102×108t(图6b)。经比较发现，松辽盆地内的常规与非常规油气烃量分别为618×108t和2 649×108t，两者比例约为1∶5,可见非常规油气资源更为丰富。

图5 松辽盆地青山口组烃源岩层及常规、致密、页岩油气藏剖面分布(剖面位置见图 1)

5 结论

1) 白垩系青一段是松辽盆地最主要的烃源岩层，其有效厚度分布范围为60～80 m，有机质以I型和II1型为主，有机质丰度较高，Ro主要集中分布在0.8%～1.4%。

2) 利用生烃潜力法计算盆地的源外排烃量和源内残留烃量时需要分析烃源岩的排烃特征。松辽盆地白垩系青一段主力烃源岩排烃门限为0.7%，最大生烃潜力指数为2 000 mg/g，最大排烃率为1 525 mg/g。经计算确定松辽盆地青一段烃源岩的源外排烃量为2 165×108t，源内残留烃量为1 102×108t。

3) 松辽盆地的浮力成藏下限为Ro=1%，据此最终确定盆地白垩系源外常规油气排烃量为618×108t，源外非常规致密油气排烃量为1 547×108t，源内非常规残留烃量为1 102×108t，常规与非常规油气烃量分别为618×108t和2 649×108t，两者比例约为1∶5,可见非常规油气资源更为丰富。