李宏义 徐建永 李友川 武爱俊 肖伶俐 张振宇 沈 娇

(中海油研究总院有限责任公司 北京 100028)

北部湾盆地目前的油气储量发现主要集中在涠西南和乌石凹陷这两个成熟区，随着成熟区勘探程度的提高，储量发现难度日益加大，增储上产亟需勘探新区获得突破，而新区勘探评价的核心内容是烃源岩研究。钻井揭示，涠西南和乌石凹陷主力烃源岩为流沙港组二段(以下简称流二段)半深湖—深湖相烃源岩，包括泥岩、页岩和油页岩等3种类型。因此，本文主要针对这2个成熟区14口井的3种类型烃源岩的岩心、岩屑及13个典型油田的原油共计173个样品进行了系统采集和分析测试(图1)，通过有机地球化学特征对比，明确了3种类型烃源岩的生烃指标和生烃潜力；利用生排烃热模拟实验，对比了3种类型烃源岩的生排烃效率；通过油源对比参数优选与原油族群划分，并结合人工配比实验，建立了混源油来源定量判识公式，开展了13个典型油田的油源贡献定量分析，最终明确了成藏主力烃源岩岩性类型，为新区勘探潜力评价与勘探部署决策提供了重要依据。

图1 北部湾盆地典型油田与烃源岩采样井位置分布图

1 有机地球化学特征对比

针对北部湾盆地勘探成熟区流二段泥岩、页岩和油页岩等3种类型烃源岩，进行了14口井的系统采样和分析测试，并开展了有机地球化学特征对比，结果表明(表1、图2)：

表1 北部湾盆地流二段不同类型烃源岩有机地球化学参数

图2 北部湾盆地流二段不同类型烃源岩有机质类型与丰度

1) 流二段油页岩有机碳含量为3.7%～11.3%，平均6.3%；有机质类型绝大部分为Ⅰ型，少数为Ⅱ1型，显微组分以腐泥组为主(平均含量超过80%)，主要为无定型藻类体，含少量结构藻类体；生烃潜量S1+S2为7.7～73.0 mg/g，平均33.0 mg/g。

2) 流二段页岩有机碳含量为0.2%～11.7%，平均2.3%；有机质类型以Ⅱ1—Ⅱ2型为主，少数为Ⅰ型，显微组分以腐泥组(平均含量60%)和镜质组(平均含量30%)为主，腐泥组主要为无结构藻类体；生烃潜量S1+S2为0.1～45.1 mg/g，平均8.1 mg/g。

3) 流二段泥岩有机碳含量为0.1%～8.5%，平均2.4%；有机质类型大部分为Ⅱ1—Ⅱ2型，少数为Ⅰ型，显微组分以腐泥组(平均含量57%)和镜质组(平均含量38%)为主，腐泥组主要为无结构藻类体；生烃潜量S1+S2为0.1～45.2 mg/g，平均8.7 mg/g。

由此可见，流二段油页岩有机质丰度高、类型好、生烃潜力大，是该盆地最优质的烃源岩。

2 生排烃效率对比

在样品采集与优选的基础上，开展了北部湾盆地勘探成熟区流二段泥岩、页岩和油页岩等3种类型烃源岩生排烃热模拟实验，对比分析了不同类型烃源岩的生排烃效率，为后续油源对比和主力烃源岩研究提供了有力支撑。

2.1 实验设备与设计方案

烃源岩生排烃热模拟实验是研究烃源岩生烃排烃过程与机理的重要手段[1-6]，常用的实验设备有封闭式、开放式和半开放式等3种类型，其中半开放式实验装置在实验过程中可以设定地层温度、静岩压力、流体压力和排烃压力等多种参数，能够更为客观地再现地质条件下烃源岩生排烃过程。因此，本次实验采用无锡石油地质研究所研制的半封闭式地层孔隙热压生排烃模拟装置，具体实验流程包括制样装样、加温加压模拟、产物收集与定量等[1-2]。

选取了北部湾盆地流二段泥岩、页岩和油页岩样品各1份(表2)，由于油页岩和页岩缺少岩心资料，只能采用岩屑样品进行实验。为了消除3种类型烃源岩因产状不同而对实验结果产生影响，实验前将3种烃源岩样品粉碎到40～60目，取80 g装入样品室，并用一定的机械压力压制成直径为3.5 cm的人工岩心柱。由于地层孔隙热压生排烃模拟装置需要预设模拟温度、静岩压力和流体压力等参数，而这些参数的选取将直接影响实验结果的可靠性，因此，在实验之前通过研究区地层埋藏史和热演化史资料分析，明确了地层埋深、温压、成熟度等参数之间对应关系，从而确定了实验过程中6个模拟温度点(270 ℃、300 ℃、330 ℃、360 ℃、390 ℃、420 ℃)对应的埋深、静岩压力和流体压力等关键参数(表3)。

表2 北部湾盆地流二段不同类型烃源岩生排烃模拟实验样品基本信息

表3 北部湾盆地流二段不同类型烃源岩生排烃模拟实验温压条件设计方案

2.2 生排烃效率对比

图3为模拟实验获得的流二段不同类型烃源岩生排烃过程曲线，可以看出，随着模拟温度的增加，泥岩、页岩和油页岩等3种类型烃源岩样品的油产率均呈现出先增加再降低的趋势。

图3 北部湾盆地流二段不同类型烃源岩生排烃过程曲线

从总生油曲线特征对比来看，由于3个样品的活化能分布存在差异(表2)，从而导致总生油达到峰值的温度有所不同，即：油页岩样品活化能主频值较低，300 ℃时总生油达到峰值9.45 mg/g；泥岩样品的活化能主频值居中，330 ℃时总生油达到峰值1.81 mg/g；页岩样品的活化能主频值最高，360 ℃时总生油达到峰值4.47 mg/g。从排出油曲线特征对比来看，油页岩排出油峰值为5.42 mg/g(温度点360 ℃)，页岩样品排出油峰值为2.58 mg/g(温度点360 ℃)，泥岩样品排出油峰值为1.59 mg/g(温度点390 ℃)。从单位岩石总生油、排出油和残留油的绝对量来看，油页岩样品明显高于泥岩和页岩样品，分析认为其原因是烃源岩有机质丰度对样品吸附的残留油有重要影响。油页岩样品有机质丰度最高，残留油吸附量最大，造成油页岩样品残留油峰值(8.66 mg/g)明显高于泥岩和页岩样品残留油峰值(分别为0.78、2.49 mg/g)。而泥岩样品有机质丰度最低，对烃源吸附作用较弱，在270、300、330 ℃等3个温度点时的排出油占总生油比例(平均52%)明显高于油页岩(平均13%)和页岩样品(平均41%)，但其单位岩石排出油的绝对量还是远远小于油页岩和页岩的。当模拟温度达360 ℃以后，油页岩和页岩样品吸附量逐渐达到饱和，二者的排出油占总生油比例和泥岩样品基本相当。

综合对比认为，北部湾盆地流二段烃源岩单位岩石的生油率和排油率由高到低依次为油页岩、页岩和泥岩，油页岩生油效率和排油效率分别是泥岩的5.2倍和3.4倍，页岩生油效率和排油效率分别是泥岩的2.5倍和1.6倍。因此，油页岩是北部湾盆地流二段生油效率和排油效率最高的烃源岩。

3 成藏贡献对比

在上述对比分析的基础上，系统研究了北部湾盆地勘探成熟区流二段烃源岩和原油的生物标志化合物特征参数，优选出油源对比的关键参数，进行了原油族群划分，并结合人工配比实验开展了13个典型油田的油源贡献定量分析，最终明确了对成藏起主要贡献的烃源岩类型。

3.1 油源对比参数优选

对比发现，流二段油页岩、页岩、泥岩等3种类型烃源岩中反映水体盐度和氧化还原性的生物标志化合物特征差别不大，除个别样品外，绝大多数样品伽马蜡烷/C30藿烷值主要分布在0.02～0.15(该值小于0.2指示淡水沉积环境)，Pr/Ph值主要分布在1.0～2.6，反映3种类型烃源岩都主要形成于半深湖—深湖还原水体环境。因此，3种类型烃源岩中表征沉积环境的生物标志化合物特征不能作为原油族群划分和油源对比的有效依据。

流二段3种类型烃源岩中反映生烃母质来源的生物标志化合物特征参数，尤其是C304-甲基甾烷/C29规则甾烷指数具有明显差异(表4、图4)。泥岩和页岩样品中C29规则甾烷含量相对较高，多数样品C27-C28-C29规则甾烷分布呈现反“L”型(C27C29)，表明生烃母质中水生生物的贡献相对较大。尤为显著的是，油页岩样品中检测出较高丰度的C304-甲基甾烷(一般来源于沟鞭藻生物体中的4α-甲基甾醇[7-9])，造成油页岩样品中C304-甲基甾烷/C29规则甾烷指数明显高于泥岩和页岩，具体表现为：泥岩样品中C304-甲基甾烷/C29规则甾烷指数分布范围为0.04～0.56，平均值为0.32；页岩样品中C304-甲基甾烷/C29规则甾烷指数分布范围为0.10～0.55，平均值为0.27；油页岩样品中C304-甲基甾烷/C29规则甾烷指数分布范围为0.19～2.87，平均值为0.80。另外，油页岩样品中C304-甲基甾烷/C29规则甾烷指数高，也指示生烃母质中水生生物的贡献更大。因此，可将反映生烃母质来源的C304-甲基甾烷/C29规则甾烷指数作为原油族群划分和油源对比的重要依据。

表4 北部湾盆地流二段不同类型烃源岩生物标志化合物特征参数

注：Pr为姥鲛烷；Ph为植烷；Ts为18α(H)-C27三降藿烷；Tm为17α(H)-C27三降藿烷；Ol为奥利烷；Ga为伽马蜡烷

需要说明的是，由于大多数泥岩和页岩样品中生物标志化合物特征相似程度比较高、较难区分，所以油源贡献定量分析中将二者作为一种类型烃源岩(后称为泥-页岩)统一考虑，重点分析油页岩、泥-页岩两大类烃源岩的成藏贡献。

3.2 原油族群划分

根据原油样品生物标志化合物特征的综合对比，利用原油饱和烃中甾萜烷特征对典型油田的原油族群进行划分，并把反映生烃母质来源的C304-甲基甾烷/C29规则甾烷指数作为主要参数，将原油划分为A、B、C等3类(表5、图5)。通过原油与烃源岩生物标志化合物特征对比分析，认为A类原油主要源于油页岩，C类原油主要来自泥-页岩，B类原油属于混源油。

表5 北部湾盆地不同族群类型原油生物标志化合物特征参数

注：Pr为姥鲛烷；Ph为植烷；Ts为18α(H)-C27三降藿烷；Tm为17α(H)-C27三降藿烷；Ol为奥利烷；Ga为伽马蜡烷

从图5可以看出，A、B、C等3类原油的正构烷烃分布形态总体比较完整，以双峰型为主，反映生烃母质来源既有水生低等生物贡献，也有陆源高等植物贡献；Pr/Ph值分布范围为1.08～2.41，伽马蜡烷相对含量低，伽马蜡烷/C30藿烷值分布范围为0.04～0.13，指示为淡水还原环境；奥利烷总体含量也相对较低，奥利烷/C30藿烷值分布范围为0.06～0.45，80%以上样品奥利烷/C30藿烷值小于0.2，表明生烃母质来源中陆源高等植物的贡献不是很大。大多数A类原油样品奥利烷/C30藿烷值明显较C类原油样品要低，其C27-C28-C29规则甾烷分布呈现“L”或“V”型(C27≥C29)；而大多数C类原油样品C27-C28-C29规则甾烷分布呈现不对称“V”型，少数样品呈现反“L”型(C27

综上所述，A类原油甾萜烷指纹与流二段油页岩比较接近，C304-甲基甾烷含量高，其生烃母质来源中低等水生生物输入贡献占有较大比例；C类原油与流二段泥-页岩甾萜烷指纹比较接近，且C304-甲基甾烷含量低，其生烃母质来源中的低等水生生物输入贡献比例较A类原油相对要少；B类原油C304-甲基甾烷相对含量从低到高均有分布，说明其生烃母质来源中低等水生生物的输入量大小不一，是流二段油页岩与泥-页岩来源的原油混合所致。

3.3 油源贡献定量分析

在原油族群划分基础上，将反映生烃母质来源的生物标志化合物参数C304-甲基甾烷/C29规则甾烷指数作为油源对比的关键参数，对B类混源油来源进行了定量分析，并结合13个典型油田的原油探明储量数据开展了人工配比实验，最终明确了盆地油气成藏主力烃源岩类型。

人工配比实验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：首先筛选出典型的端元油样品，并按照设定比例将端元油样品混合，得到一系列模拟“混源油”样品；然后对端元油及“混源油”样品进行测试分析，得到关键地球化学参数，并结合混合比例得到该区域混合比例与关键地球化学参数的变化曲线，建立混源比例的预测模型；最后将实际混源油样品的关键地球化学参数代入预测模型，即可得出该实际混源油样品的油源贡献比例。

首先从A类原油(代表流二段油页岩来源原油)和C类原油(代表流二段泥-页岩来源原油)中选择典型样品作为人工配比实验的端元油，然后按照一定的质量比例称量，将油页岩端元油和泥-页岩端元油分别以1∶9、2∶8、3∶7、4∶6、5∶5、6∶4、7∶3、8∶2、9∶1的比例进行混合，形成9个混合原油样品(每个样品混合原油的质量为80 mg)，并对2个端元油和9个人工混合原油样品进行饱和烃色谱-质谱分析测试，得到不同比例混合原油的C304-甲基甾烷/C29规则甾烷指数(表6)，最终建立了该盆地混源油来源定量判识公式，即y=160.9x-61.85 (R2=0.997 1)，其中y为油页岩油源贡献占比；x为混源油样品的C304-甲基甾烷/C29规则甾烷指数值。

表6 北部湾盆地不同类型原油端元油混合比例及混合原油典型生物标志化合物参数

在此基础上，对北部湾盆地13个典型油田的油源进行了定量分析，明确了油页岩、泥-页岩的烃源贡献率(表7)；再结合每个油田的原油探明储量数据，计算出流二段油页岩对探明储量的贡献率为71%，流二段泥-页岩对探明储量的贡献率为29%。

表7 北部湾盆地流二段不同类型烃源岩对13个典型油田探明储量贡献率

可见，流二段油页岩对北部湾盆地涠西南、乌石凹陷原油探明储量的贡献最大，是油气成藏的主力烃源岩，因此在新区勘探潜力评价中应高度重视油页岩的分布预测及资源潜力评价。

4 结论

1) 北部湾盆地流二段发育油页岩、泥岩、页岩等3种类型半深湖—深湖相烃源岩，其中油页岩有机质丰度高、类型好，生烃潜力明显优于泥岩和页岩，是盆地内最优质的烃源岩。

2) 生排烃热模拟实验结果表明，北部湾盆地流二段3种类型烃源岩的生排烃效率由高到低依次为油页岩、页岩和泥岩，其中油页岩的生油效率和排油效率最高，分别是泥岩的5.2倍和3.4倍。

3) 生物标志化合物特征参数对比结果表明，北部湾盆地流二段油页岩C304-甲基甾烷含量明显高于泥岩和页岩，是油源对比的重要参数；13个典型油田的油源贡献定量分析结果表明，油页岩对油源贡献超过70%，是油气成藏的主力烃源岩。因此，在该盆地新区勘探潜力评价中，应高度重视油页岩的分布预测及资源潜力评价。