劉順宇，趙 榮，王朋巖

（東北石油大學地球科學學院，黑龍江大慶 163318）

渤海灣盆地沙河街組烴源巖是第三系的主力烴源巖，對沙河街組烴源巖的研究一直得到廣泛的重視，朱光有等發(fā)現東營凹陷沙三段烴源巖在有機質和巖性方面存在多尺度的非均質性[1]。張守春等發(fā)現微層理和微裂縫是沙三段油氣運移的優(yōu)勢通道[2]。劉慶等開展了沙四段的原始有機質恢復和生、排烴效率定量計算[3]。巢前等深入剖析S1、S2等熱解參數與有機質賦存的關系，對烴源巖的有機質特征和生烴差異進行研究[4]。但是可以發(fā)現，對有效烴源巖的研究比較少，根據宋成鵬等的研究發(fā)現沙三中的巖性油氣藏中有大量的沙四段原油貢獻[5-7]，且遠高于沙三下，所以沙三中、沙三下、沙四上三套烴源巖應作為一個整體來研究，因此本文以渤海灣盆地某凹陷的沙三段及沙四段烴源巖為例，利用24口探井TOC、S1等地化數據結合生、排烴史對有效烴源巖進行評價。

1 區(qū)域地質概況

渤海灣盆地是華北地臺上發(fā)育起來的中新生代斷陷盆地，基底為太古界-中下元古界，主要發(fā)育有三套烴源巖，下第三系烴源巖、中生界烴源巖和石炭-二疊系烴源巖。研究區(qū)位于渤海灣盆地東南部，構造上分為凹陷、斜坡及隆起三個部分（見圖1），主要發(fā)育的是下第三系烴源巖，本次研究的烴源巖層有沙四上（Es4s）、沙三下（Es3x）及沙三中（Es3z）。

2 烴源巖特征

2.1 烴源巖基本特征

研究區(qū)烴源巖以深灰色、灰色泥（頁）巖為主，灰質泥巖次之，還發(fā)育一定的油頁巖。有機質豐度級別較高，以“好”（33%）為主，非常好（26%）、極好（19%）次之。有機質類型主要為Ⅰ型（35%）、Ⅱ1型（43%）和Ⅱ2型（22%）。有機質成熟度在0.25%～0.75%的范圍內，大約在2 600 m處達到了生油門限（見表1）?？傮w來講，研究區(qū)烴源巖巖性復雜，暗色泥巖較為發(fā)育，有機質豐度高，屬于生油母質，已經開始大量生烴（見圖2）。

表1 烴源巖數據（部分）Tab.1 Date of source rocks（partial data）

圖2 烴源巖地球化學特征圖版Fig.2 Chart of basic characteristics of source rocks

圖3 烴源巖演化階段圖版Fig.3 Chart of organic matter evolution

2.2 烴源巖生、排烴特征

根據鏡質體反射率（Ro）、溫度和生烴轉化率（S1/（S1+S2））等參數將烴源巖的生烴演化劃分為4個階段和2個臨界深度：未熟階段、生油門限、生油階段A、生油階段B、排烴門限、排烴階段（見圖3）。

未熟階段：Ro小于0.5%，對應的深度小于2 600 m，生烴潛量較高，烴源巖潛在的生烴能力強，地層壓力隨深度線性增長，轉化率低于0.5%，變化微弱；生油門限：Ro為0.5%，對應深度為2 600 m，轉化率開始呈線性增長；生油階段A：烴源巖達到生油門限，Ro在0.5%～0.55%，對應的深度在2 600 m～2 900 m，生烴潛量開始減小，地層壓力隨深度逐漸偏離原趨勢，轉化率持續(xù)呈線性增長；生油階段B：Ro在0.55%～0.6%，對應深度在2 900 m～3 100 m，生烴潛量開始增大，地層壓力明顯增大，轉化率開始呈指數增長；排烴門限：Ro為0.6%，對應深度為3 100 m，轉化率開始減小，地層壓力開始恢復正常變化趨勢；排烴階段：Ro大于0.6%，對應深度大于3 100 m，生烴潛量開始減小，地層壓力持續(xù)增加，轉化率持續(xù)減小（排烴時的轉化率非真正的轉化率）。

3 有效烴源巖

3.1 有效烴源巖評價指標

有效烴源巖是指既有油氣生成又有油氣排出的巖層，有效烴源巖的確定關鍵是判斷烴源巖是否發(fā)生排烴[8，9]。因此，Ro大于0.6%是有效烴源巖的范圍。此外，根據匡立春、高崗等的研究，S1相對于TOC開始減少的點就是油氣發(fā)生排烴的TOC下限[10]，圖4（a）可以確定發(fā)生排烴的有機質類型主要是Ⅰ、Ⅱ1型，Ⅱ2型有機質幾乎不發(fā)生排烴，對應的TOC下限分別為2.8%、1.8%，根據表2發(fā)現Ⅰ、Ⅱ1型有機質中符合TOC下限的巖性有深灰色、灰色泥巖及油頁巖，油頁巖雖然數量較少，但有機質含量極高。因此，研究區(qū)有效烴源巖類型主要是Ⅰ和Ⅱ1型，對應的TOC下限分別是2.8%、1.8%，對應的巖性分別是深灰色泥巖、油頁巖和深灰色、灰色泥巖（見圖4）。

圖4 有效烴源巖圖版Fig.4 Chart of effective source rocks

根據圖4（b）、4（c）可以看出Ⅰ型有機碳含量主要分布在大于4%的范圍內，2%～4%次之，Ⅱ1型有機碳含量主要分布在1%～2%范圍內，2%～4%次之，Ⅱ2型有機碳含量主要分布在0.5%～1%的范圍內，小于0.5%次之。沙三中以Ⅱ1型為主，Ⅱ2型次之，沙三下及沙四上都是以Ⅰ型為主，Ⅱ1型次之。依據三種有機質類型的巖性、有機質的層位分布特征得到有機質類型的平面預測。

表2 有效烴源巖評價指標Tab.2 Evaluation index of effective source rocks

沙三中有機質豐度較低，分布不均，有機質類型以Ⅱ1型為主，凹陷部位剛剛進入生油門限，沙三下及沙四上有機質豐度高，高值主要分布在凹陷部位，有機質類型以Ⅰ型為主，凹陷部位已經進入排烴門限。根據有效烴源巖的類型、TOC下限、巖性、成熟度四個指標劃分有效烴源巖的范圍（見圖5），因此認為有效烴源巖主要分布在沙三下及沙四上的凹陷部位。

3.2 區(qū)域生烴潛力評價

本次研究選取了10口井進行生、排烴史的模擬，凹陷部位的生、排烴能力最強；凹陷周邊的生、排烴能力已經減弱，以生烴為主；斜坡部位生、排烴能力最差，幾乎不發(fā)生排烴，但有微弱生烴。Ⅰ型有機質生、排烴能力最強，即使是在斜坡也有一定的生烴能力；Ⅱ1型生、排烴能力有限，即使在凹陷部位生、排烴能力也遠不如Ⅰ型有機質；Ⅱ2型有機質生、排烴能力最弱。這個模擬結果與前面對有效烴源巖的劃分結果相一致。

圖5 有效烴源巖疊合圖Fig.5 Congruent map of effective source rocks

4 結論

（1）研究區(qū)有機質生、排烴過程可分為4個階段和2個臨界深度，未熟階段（Ro＜0.5%，深度小于2 600 m）、生油門限（Ro＝0.5%，深度 2 600 m）、生油階段 A（Ro＝0.5%～0.55%，深度2 600 m～2 900 m）、生油階段B（Ro＝0.55%～0.6%，深度 2 900 m～3 100 m）、排烴門限（Ro＝0.6%，深度 3 100 m）、排烴階段（Ro＞0.6%，深度大于3 100 m）。

（2）研究區(qū)有效烴源巖類型是Ⅰ和Ⅱ1型，對應的TOC下限分別是2.8%、1.8%，對應的巖性分別是深灰色泥巖、油頁巖和深灰色、灰色泥巖，同時滿足Ro大于0.6%。

（3）凹陷的生、排烴能力最強；凹陷周邊僅以生烴為主，微弱排烴；斜坡微弱生烴，幾乎不發(fā)生排烴。Ⅰ型有機質生、排烴能力最強，即使是在斜坡也有一定的生烴能力；Ⅱ1型生、排烴能力有限；Ⅱ2型有機質生、排烴能力最弱。

吐哈油田成功研制國內首個低溫全可溶橋塞

2018年11月20日，牛東平26井完成通井作業(yè)后順利生產，標志著吐哈油田工程院研發(fā)的國內首個低溫全可溶橋塞現場應用成功。

全可溶橋塞作為速鉆橋塞升級換代的體積壓裂關鍵工具，具有壓后自主溶解、井筒處理簡單的特點——壓裂后，橋塞可在預期時間內溶入壓裂液，并通過放噴返排回地面。這不僅提高了施工效率，還為降低壓后鉆塞存在的施工風險、減少鉆塞成本創(chuàng)造了條件。這一工具受到各大油田的關注。

吐哈油田工程院機械研究所不斷技術革新，形成了適合吐哈油田油藏特點的壓裂工藝管柱及配套井下工具。10月，有4口井應用該工具實施壓裂均獲得高產，累計增油1 400多噸，節(jié)約成本124.2萬元。

吐哈成功研究國內首個低溫全可溶橋塞，為今后水平井橋塞分段壓裂提效提供了技術支持，也為國內外同類油藏壓裂提供了技術使用的井下工具。

（摘自中國石油報第7227期）