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        東濮凹陷沙三上鹽間段湖相頁巖油氣成藏條件

        2013-10-17 07:30:04龍勝祥武曉玲秦啟榮
        特種油氣藏 2013年4期
        關(guān)鍵詞:東濮泥巖頁巖

        吳 鮮,竇 蓮,龍勝祥,武曉玲,秦啟榮

        (1.中石化西北油田分公司,新疆 烏魯木齊 830011;2.中石化石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083;3.西南石油大學(xué),四川 成都 610500)

        引 言

        頁巖油(Shale Oil)是在成熟和高成熟演化階段生成,以游離、吸附和溶解方式賦存于泥頁巖系統(tǒng)中的原油或原油伴生氣。頁巖油與頁巖氣在賦存機(jī)理方面的區(qū)別在于前者是以賦存在微孔隙和裂縫內(nèi)的游離態(tài)為主,后者則多以吸附態(tài)為主[1-2]。東濮凹陷沙三上鹽間段發(fā)育1套由泥巖、頁巖、砂質(zhì)泥巖、膏泥巖、鈣質(zhì)泥巖組成的泥頁巖層系,具有厚度大、有機(jī)質(zhì)豐度高、熱演化程度適中的優(yōu)點(diǎn),并在近年部署的PS18-1,PS18-8等探井中已獲得較好油氣顯示和低產(chǎn)油流,預(yù)示了很好的頁巖油氣潛力。

        1 地質(zhì)背景

        東濮凹陷位于魯西南和豫東北地區(qū),屬于渤海灣盆地臨清坳陷南端1個(gè)呈北東向展布的克拉通裂陷盆地[3]。盆地內(nèi)古近系沙河街組沙三段可劃分為3 個(gè)亞段,其中沙三上亞段又可劃分為和2個(gè)亞段。沙三上時(shí)期,在構(gòu)造演化及沉積相帶上具有明顯的“東西分帶、南北分塊”的特征,其中主要研究對(duì)象為北部發(fā)育的膏鹽巖沉積區(qū),面積約400 km2,主要分布在文留、柳屯、馬寨、衛(wèi)城、戶部寨一帶[4]。

        2 泥頁巖發(fā)育特征

        2.1 巖心觀察

        東濮凹陷沙三上鹽間段泥頁巖在縱向上具有以下發(fā)育特征:①石膏-泥頁巖-鹽巖互層:鹽間段泥頁巖在縱向上非均質(zhì)性較強(qiáng),多以互層、薄層的形式交錯(cuò)發(fā)育,中間往往夾雜具有玻璃光澤、透明的灰白色鹽巖;②鹽間段泥頁巖形成于封閉的還原條件,顏色以深灰色和灰色為主,水平層理發(fā)育,層理間可見黃鐵礦、魚化石和部分生物碎片,膏鹽巖和膏泥巖段可見明顯的擠壓變形,呈結(jié)核狀、小竹葉狀、波狀、透鏡體狀;③膏鹽巖充填裂縫:沙三上時(shí)期,東濮凹陷以拉張構(gòu)造應(yīng)力為主,含鹽地層裂縫較發(fā)育,由于鹽間段鹽巖易溶解、石膏塑性較強(qiáng),造成裂縫縫隙被石膏和巖鹽充填[5]。

        2.2 泥頁巖分布特征

        泥頁巖分布面積、厚度和埋深直接關(guān)系到頁巖油氣資源規(guī)模大小和是否具有工業(yè)價(jià)值[6]。東濮凹陷沙三上鹽間段泥頁巖層系以暗色泥巖、黑色頁巖、砂質(zhì)泥巖、膏泥巖、含鹽質(zhì)泥巖、鈣質(zhì)泥巖組合為主,具有分布廣、厚度大、埋深適宜,縱、橫向巖性變化大的特點(diǎn)。泥頁巖埋藏深度主要分布在2000~3600 m,厚度變化較大,在文留周邊地區(qū)沉積厚度大,戶部寨、柳屯、馬寨、衛(wèi)城地區(qū)沉積厚度相對(duì)較小。其中鹽間段泥頁巖厚度為100~200 m鹽間段泥頁巖厚度為100~500 m,沉積中心均分布在文西地區(qū)的PS18-1、PS18-8井一帶,局部累計(jì)疊加厚度可達(dá)600 m(圖1)。

        圖1 東濮凹陷沙三上鹽湖沉積區(qū)泥頁巖厚度分布

        3 泥頁巖有機(jī)地化特征

        3.1 有機(jī)質(zhì)類型

        東濮凹陷沙三上鹽間段泥頁巖形成于深湖和半深湖沉積環(huán)境,藻類和細(xì)菌等喜鹽型生物非常發(fā)育[7]。通過64塊鹽間段泥頁巖巖心樣品分析,有機(jī)質(zhì)類型為混合型,其中Ⅰ型干酪根占33.33%,Ⅱ1型占52.78%,Ⅱ2型占13.89%,整體以生油型干酪根為主(圖2)。

        圖2 東濮凹陷沙三上鹽間段泥頁巖干酪根類型分布

        3.2 有機(jī)質(zhì)豐度

        有機(jī)質(zhì)豐度是評(píng)價(jià)頁巖氣成藏條件分析的1項(xiàng)重要內(nèi)容,有機(jī)質(zhì)豐度高低直接關(guān)系到泥頁巖是否具備形成工業(yè)性頁巖油氣聚集潛力[8-9]。

        3.2.1 總有機(jī)碳含量

        沙三上鹽間泥頁巖TOC分布在0.50%~6.77%,均值為1.94%(表1)。在縱向上泥頁巖TOC高值區(qū)和低值區(qū)呈波峰、波谷交替出現(xiàn),非均值性較強(qiáng),其中膏巖鹽附近泥頁巖段TOC含量較大,整體分布在2.0%以上,局部可達(dá)6.7%,膏泥巖和含鹽泥巖TOC相對(duì)較低,主要分布在0.5%~1.0%。初步認(rèn)為沉積環(huán)境和膏鹽巖分布特征是影響泥頁巖TOC變化的主要因素。

        3.2.2 氯仿瀝青“A”

        氯仿瀝青“A”含量是頁巖油資源量計(jì)算的主要參數(shù),也是評(píng)價(jià)湖相泥頁巖有機(jī)質(zhì)豐度的指標(biāo)之一[10]。測試結(jié)果表明,沙三上鹽間泥頁巖氯仿瀝青“A”含量主要分布在0.0492% ~1.7800%,平均0.7260%,整體屬于好、較好烴源巖,具有很好的生油潛力(表1)。

        3.2.3 巖石熱解

        通過RockEval-Six熱解儀對(duì)柳屯洼陷PS18-1、PS18-8井沙三上鹽間泥頁巖進(jìn)行熱解分析。分析結(jié)果表明熱解溫度達(dá)到434℃時(shí)開始進(jìn)入熱解生烴高峰期,自由烴S1含量分布在0.64~6.04 mg/g,熱解烴S2分布在1.76~16.27 mg/g,生烴潛力(Pg)分布在2.4~25.34 mg/g,平均12.95 mg/g,均具有非常好的生烴潛力(表1)。

        表1 東濮凹陷沙三上鹽間泥頁巖有機(jī)質(zhì)豐度統(tǒng)計(jì)

        3.3 熱演化程度

        熱演化程度可反映烴源巖的生油氣窗演化階段[11]。東濮凹陷泥頁巖鏡質(zhì)體反射率 Ro達(dá)到0.5%時(shí)開始進(jìn)入生烴階段,0.5%≤Ro≤1.2%時(shí)進(jìn)入生油期,Ro≥1.2%時(shí)開始進(jìn)入熱解氣階段,因此頁巖油氣藏在縱向分布上具有上油下氣的分布特征。沙三上鹽間段泥頁巖 Ro主要分布在0.50% ~1.08%,局部深洼地區(qū)可達(dá)1.40%,主要以生油為主,生氣為輔。

        4 吸附氣含量分析

        研究區(qū)泥頁巖吸附氣含量存在較大差異。柳屯洼陷吸附氣含量分布在1.45~1.84 m3/t,文留地區(qū)分布在0.50~0.77 m3/t,衛(wèi)城地區(qū)分布在0.531~0.590 m3/t,9塊樣品吸附氣平均含量1.06 m3/t。在溫度、壓力和TOC相同的情況下,柳屯洼陷沙三上鹽間泥頁巖吸附氣含量較高,文留地區(qū)和衛(wèi)城地區(qū)相對(duì)較低(圖3)??傆袡C(jī)碳含量是影響吸附氣含量的主要因素之一,隨著TOC的增加吸附氣量也隨之增加,呈較好的正相關(guān)性,擬合程度較好(R2=0.573),但不是直線關(guān)系,表明TOC還受其他因素影響。

        5 泥頁巖儲(chǔ)集性分析

        5.1 脆性礦物含量

        沙三上鹽間泥頁巖主要由黏土、石英、斜長石、方解石、白云石、硬石膏和少量黃鐵礦、菱鐵礦組成。脆性礦物類型主要為石英(5.6% ~30.5%)、斜長石(3.0% ~51.9%)、方解石(0~29.8%)、白云石(0~22%)。脆性礦物總含量分布在33.5%~83.0%,平均為55.6%,非常有利于大型壓裂形成網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)縫,改善泥頁巖儲(chǔ)層物性特征,增加油氣泄流面積[12]。

        圖3 東濮凹陷沙三上鹽間泥頁巖等溫吸附測試曲線

        5.2 儲(chǔ)集空間

        沙三上鹽間泥頁巖儲(chǔ)集空間可劃分為宏觀裂縫、微裂縫和微孔隙3大類。其中宏觀裂縫主要為張性縫、剪性縫、成巖縫、超壓破裂縫;微裂縫可劃分為貫穿巖片裂縫、半貫穿巖片裂縫和巖片內(nèi)裂縫3種規(guī)模,以巖片內(nèi)裂縫為主;微孔隙主要為粒間溶蝕孔、晶間孔、生物體腔溶蝕孔、鑄???、有機(jī)溶蝕孔和有機(jī)收縮孔(圖4)。宏觀裂縫和微裂縫均以全充填狀態(tài)為主,儲(chǔ)集空間發(fā)育程度較差,在后期大型壓裂中可起改善泥頁巖物性和孔隙連通性的作用;微孔隙呈孔隙類型多、孔隙數(shù)量多、孔徑小、充填程度低、連通性較差的特征,孔徑主要集中在0.1~0.5 μm,以未充填和半充填為主,是主要儲(chǔ)集空間,利于頁巖油氣的賦存。

        圖4 東濮凹陷沙三上鹽間段泥頁巖微孔隙、微裂縫電鏡掃描照片

        5.3 比表面積

        吸附態(tài)的頁巖油和頁巖氣主要吸附在有機(jī)質(zhì)和孔隙表面,比表面積的大小直接影響吸附量的大小,是影響泥頁巖吸附能力的1個(gè)關(guān)鍵因素[13]。沙三上鹽間泥頁巖非均質(zhì)性強(qiáng),比表面積分布在1.50 ~31.77 m2/g,平均達(dá) 17.03 m2/g,利于吸附態(tài)頁巖氣的聚集(圖5)。

        5.4 物性特征

        5.4.1 孔隙度

        沙三上鹽間泥頁巖孔隙度分布在1.70%~11.57%,高頻段集中在2% ~6%,平均為5.25%(圖5)??紫抖确植荚?~5%的樣品達(dá)17個(gè),占總數(shù)的40%;孔隙度分布在5%~10%的泥頁巖樣品為21個(gè),占50%;孔隙度為大于10%的泥頁巖樣品僅4個(gè),占10%,主要以低孔為主。

        5.4.2 滲透率

        圖5 PS18-1井沙三上鹽間泥頁巖頁巖油氣綜合柱狀圖

        東濮凹陷沙三上鹽間泥頁巖滲透率分布在0.0019×10-3~0.0470×10-3μm2,平均0.005×10-3μm2,高頻段主要集中在 0.0008 × 10-3~0.0010 ×10-3μm2,整體處于超低滲型儲(chǔ)層(圖5)。美國主要頁巖氣產(chǎn)層滲透率主要分布在0.001×10-3μm2以下,其在開采過程中利用多段復(fù)雜壓裂的方法油氣藏可采滲透率可達(dá)0.00001×10-3μm2。因此,多級(jí)壓裂技術(shù)是頁巖油氣開采的關(guān)鍵,也是制約中國頁巖油氣開發(fā)的瓶頸[14]。

        6 保存條件

        頁巖油氣自生自儲(chǔ)于泥頁巖系統(tǒng)中,其保存條件相對(duì)常規(guī)油氣藏要求低。東濮凹陷沙三上膏鹽巖厚度大、排驅(qū)壓力和突破壓力較高,具有毛細(xì)管力和異常高壓雙重封閉機(jī)制,構(gòu)成了油氣的天然屏障。泥頁巖作為頁巖油氣儲(chǔ)層,其極強(qiáng)的物性封閉能力能阻止游離相油氣向上逸散,是非常好的蓋層。除以上影響因素外,構(gòu)造運(yùn)動(dòng)也是影響頁巖油氣保存的1個(gè)關(guān)鍵因素。東濮凹陷沙三上時(shí)期構(gòu)造活動(dòng)強(qiáng)烈,大多數(shù)構(gòu)造在該期定性,后期的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)主要表現(xiàn)為對(duì)先存構(gòu)造的進(jìn)一步鞏固和聯(lián)合發(fā)展,構(gòu)造運(yùn)動(dòng)變緩,對(duì)頁巖油氣的保存提供了積極因素。綜合以上分析,認(rèn)為東濮凹陷沙三上鹽間泥頁巖具備非常好的頁巖油氣保存條件。

        7 結(jié)論

        (1)東濮凹陷沙三上鹽間泥頁巖分布廣、厚度大、埋深適宜、非均質(zhì)性較強(qiáng),有機(jī)質(zhì)類型以生油型Ⅱ1型和Ⅰ型干酪根為主,有機(jī)質(zhì)豐度普遍較高,熱演化程度主要處于生油期,具有很好的生油潛力,應(yīng)以頁巖油勘探為主。

        (2)東濮凹陷沙三上鹽間泥頁巖物性差,屬于低孔超低滲儲(chǔ)層,但高含量的石英和方解石礦物有利于大型壓裂形成網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)縫,改善泥頁巖儲(chǔ)層物性特征;較高的比表面積和發(fā)育程度較好的微孔隙、微裂縫和宏觀裂縫可為游離態(tài)、吸附態(tài)的頁巖油氣提供有效儲(chǔ)集空間。

        (3)東濮凹陷沙三上鹽間段大面積發(fā)育的膏鹽巖層和較穩(wěn)定的后期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)為頁巖油氣提供了非常好的保存條件,生、儲(chǔ)、蓋組合良好,具有非常好的頁巖油氣成藏條件,其中柳屯洼陷地區(qū)泥頁巖有機(jī)質(zhì)豐度、吸附氣含量相對(duì)較好,可作為前期重點(diǎn)勘探對(duì)象。

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