昝 靈

(中國(guó)石化 華東油氣分公司 勘探開(kāi)發(fā)研究院，南京 210019)

近年來(lái)，隨著北美海相頁(yè)巖油實(shí)現(xiàn)商業(yè)開(kāi)發(fā)，針對(duì)國(guó)內(nèi)陸相頁(yè)巖油的勘探開(kāi)發(fā)也越來(lái)越引起油氣公司的重視。通過(guò)加強(qiáng)頁(yè)巖油基礎(chǔ)地質(zhì)研究，中石油相繼在準(zhǔn)噶爾盆地的二疊系蘆草溝組、渤海灣盆地滄東凹陷古近系孔店組等探區(qū)獲得頁(yè)巖油勘探開(kāi)發(fā)突破；中石化在渤海灣盆地濟(jì)陽(yáng)坳陷、南襄盆地泌陽(yáng)凹陷、江漢盆地潛江凹陷、蘇北盆地等也取得了頁(yè)巖油勘探突破[1-5]。其中部署在蘇北盆地金湖凹陷北港深凹帶的大斜度井獲得初產(chǎn)油22t/d，提交預(yù)測(cè)儲(chǔ)量四百多萬(wàn)噸。蘇北盆地位于郯廬斷裂東側(cè)，屬于后生斷陷盆地，整體劃分為兩坳一隆，其中東臺(tái)坳陷是目前油氣勘探開(kāi)發(fā)的主戰(zhàn)場(chǎng)。金湖凹陷北港次洼位于東臺(tái)坳陷西側(cè)，總面積202 km2，熱演化程度較高，是探索蘇北盆地頁(yè)巖油的有利區(qū)帶。該區(qū)縱向上發(fā)育古近系阜二段、阜四段2套烴源巖，其中阜二段是探索頁(yè)巖油藏最有利層系。阜二段自上而下劃分為5個(gè)亞段：①亞段為深灰色泥巖；②亞段為深灰色泥巖和厚層泥灰?guī)r；③～④亞段為灰質(zhì)泥巖夾薄層泥灰?guī)r；⑤亞段為灰色泥巖、粉砂巖和泥灰?guī)r，巖性與蘆草溝組的碳酸鹽巖、砂巖等有一定差異[6]。目前國(guó)內(nèi)發(fā)現(xiàn)的陸相頁(yè)巖油藏仍然較少，本文在對(duì)北港阜二段頁(yè)巖油藏解剖的基礎(chǔ)上，系統(tǒng)剖析烴源及儲(chǔ)集條件，明確富集主控因素，總結(jié)富集規(guī)律，以期對(duì)評(píng)價(jià)蘇北盆地頁(yè)巖油勘探有利區(qū)與勘探部署決策提供參考。

1 地質(zhì)背景

金湖凹陷是蘇北盆地東臺(tái)坳陷最西端的一個(gè)新生代沉積凹陷，總面積約5 000 km2，經(jīng)歷了晚白堊世的初始拉張階段、阜寧期的坳陷階段、戴南—三垛期的斷陷階段和鹽城期的萎縮階段[7]；發(fā)育石港、銅城和楊村3條區(qū)域性大斷層，平面上發(fā)育三河、汊澗、龍崗、氾水4個(gè)次凹；凹陷內(nèi)自西向東依次為西部斜坡帶、石港斷裂帶、汊澗斜坡帶、卞閔楊構(gòu)造帶、唐港構(gòu)造帶、寶應(yīng)斜坡帶6個(gè)正向構(gòu)造單元[8-9]，呈現(xiàn)南斷北超、南陡北緩的構(gòu)造格局。研究區(qū)位于石港斷階帶的下降盤(pán)，緊鄰西部斜坡帶。阜二段巖性具三分性，上部發(fā)育灰黑色泥巖，中部為灰黑色泥灰?guī)r、含灰—灰質(zhì)泥巖及泥質(zhì)白云巖互層，下部為粉、細(xì)砂巖與灰黑色泥巖、泥灰?guī)r不等厚互層，沉積厚度180～240 m；頁(yè)巖油主要位于中部泥灰?guī)r段，常規(guī)油主要聚集于下部砂泥巖互層段。

2 北港頁(yè)巖油藏基本特征

2.1 北港頁(yè)巖油藏概述

三河深凹是金湖凹陷2大沉積中心之一，東部以石港斷階帶為界，西部向西逐漸過(guò)渡到金湖凹陷西斜坡(圖1),阜二段埋深3 000～4 000 m，是金湖凹陷主要生油中心之一[10]。該深凹烴源巖厚度大，演化程度高，阜二段烴源巖Ro>1.0%，阜四段烴源巖Ro達(dá)0.7%～1.0%，油源條件充足，是石港斷階帶的主要油源區(qū)。北港次洼為三河深凹南部的次級(jí)凹陷，整體為一凹中隆構(gòu)造，受數(shù)條北東東向展布的反向正斷層分割，從而形成一系列鼻狀構(gòu)造。阜二段中部為泥灰?guī)r、灰質(zhì)泥巖，局部發(fā)育生屑灰?guī)r和鮞?；?guī)r，厚度90～100 m，發(fā)育源儲(chǔ)一體型泥灰質(zhì)頁(yè)巖油藏(圖2)。目前鉆遇北港深洼帶阜二段的鉆井僅1口——BG1井，原油、烴源巖和儲(chǔ)集性等數(shù)據(jù)均來(lái)自該井。油藏埋深3 660～3 735 m，地面原油密度為0.867 g/cm3，地面原油黏度18.4 mPa·s，平均初餾點(diǎn)116.43 ℃，為輕質(zhì)油；聲波時(shí)差計(jì)算壓力系數(shù)1.3，頁(yè)巖油藏具有“四高一發(fā)育”特征，即高有機(jī)質(zhì)豐度、高脆性礦物、高演化程度、高異常壓力，裂縫發(fā)育。

圖1 蘇北盆地金湖凹陷北港次洼構(gòu)造及取樣井位置

圖2 蘇北盆地金湖凹陷北港次洼BG1井阜寧組二段綜合柱狀圖

原油的飽和烴生物標(biāo)志物特征反映成熟度較高，正構(gòu)烷烴碳數(shù)呈雙峰型，主峰碳為C17和C21，Pr/Ph為1.17(圖3a，b)；成熟度參數(shù)αααC29甾烷20S/(20S+20R)為0.24，C31S/(S+R)為0.57。原油形成于咸化烴源巖，伽馬蠟烷/C30藿烷值為0.25，三環(huán)萜烷含量中等，C20、C21、C23三環(huán)萜烷呈上升型分布(圖3c)；孕甾烷、升孕甾烷含量較高(圖3d)，ααα20RC27、C28、C29甾烷呈“V”型分布(圖3d)，ααα20RC27/C29為0.69。

圖3 蘇北盆地金湖凹陷北港次洼BG1井阜二段原油(3 690～3 700 m)飽和烴生物標(biāo)志物特征

2.2 烴源條件

阜二段頂部為灰黑色泥巖，底部為粉砂巖夾灰質(zhì)泥巖、泥灰?guī)r，中部為灰黑色灰質(zhì)泥巖、泥晶灰?guī)r，局部發(fā)育生物灰?guī)r和鮞?；?guī)r。烴源巖厚度90～100 m，阜二段中部?jī)?yōu)質(zhì)烴源巖TOC為0.53%～3.73%，平均為1.83%(n=34)；S1+S2為0.96～34.27 mg/g，平均為9.16 mg/g(n=34)，含量大于6 mg/g的樣品占總量的62%；氫指數(shù)(IH)為176～840 mg/g，平均為523 mg/g(n=34)；飽芳比為2.17～7.36，平均為3.67(n=11)；硫含量為0.44%～1.5%，平均為0.98%(n=12)；黃鐵礦含量為1.3%～5.5%，平均為3.6%(n=12)；鍶鋇比為0.08～5.15，平均為0.72(n=51)，反映源巖形成于半咸水的還原環(huán)境[11]。

有機(jī)質(zhì)類(lèi)型以Ⅱ1型為主，有機(jī)顯微組分中腐泥組平均為70%(n=11)，有機(jī)質(zhì)以黃綠色熒光的層狀藻類(lèi)體為主，少量亮黃綠色熒光的結(jié)構(gòu)藻類(lèi)體(圖4a，b)，含少量黃色熒光的富氫次生組分；殼質(zhì)組平均為12.7%(n=11)，含有的鏡質(zhì)體呈條帶狀或碎屑狀，反光下呈灰色(圖4c，d)；少量棕色熒光的瀝青質(zhì)體，含有一定量貧氫次生組分，顆粒在反光下呈灰白色。阜二段泥灰?guī)r在垛一段沉積末期達(dá)到低成熟，開(kāi)始生油，在垛二段沉積中期達(dá)到成熟階段，開(kāi)始大量生烴，現(xiàn)今Ro為1.1%，處于高成熟階段。

圖4 蘇北盆地金湖凹陷北港次洼BG1井阜二段(3 662～3 668 m)灰黑色灰質(zhì)泥巖有機(jī)顯微組分

2.3 含油性特征

BG1井阜二段泥頁(yè)巖有機(jī)質(zhì)豐度較高，因此含油性也較好，氯仿瀝青“A”為0.12%～0.54%，平均為0.30%(n=11)；成熟度較高，滯留油和游離油含量均與TOC呈較好正相關(guān)關(guān)系(圖5a，b)，S1為0.03～2.26 mg/g，平均為0.59 mg/g，S1>0.2 mg/g的樣品占總量82%，S1>0.5 mg/g的樣品占總量38%。現(xiàn)場(chǎng)鉆井過(guò)程中氣測(cè)異常層累計(jì)厚度達(dá)91 m，異常值最高達(dá)99.989 9%；C1-C5組分齊全，以C1為主，泥灰?guī)r巖心普遍見(jiàn)裂隙含油。由于取心后未及時(shí)開(kāi)展冷凍和熱解分析，造成輕烴損失較大，后期實(shí)測(cè)S1值偏低，含油飽和度(OSI)不高，OSI>50 mg/g的樣品占總樣品的12%(圖5c)。但現(xiàn)場(chǎng)的氣測(cè)和巖心的含油顯示均證實(shí)，北港阜二段泥灰?guī)r具有較好的含油性。

圖5 蘇北盆地金湖凹陷北港次洼BG1井阜二段泥頁(yè)巖有機(jī)碳與含油性的相關(guān)性

2.4 儲(chǔ)集特征

2.4.1 礦物組成

阜二段泥灰?guī)r、粉砂質(zhì)泥巖的黏土礦物含量為11.2%～54.8%，平均39.3%(n=11)；脆性礦物含量較高，平均為60.7%(n=11)，以石英、白云石和方解石為主，石英含量8.0%～24.1%，平均為18.8%(n=11)，白云石含量為2.4%～35.1%，平均為17.4%(n=11)，方解石含量1.5%～72%，平均為17%(n=11)，其他脆性礦物包括長(zhǎng)石、黃鐵礦、菱鐵礦，含量低于5.5%。北美頁(yè)巖油產(chǎn)層脆性礦物含量為65%～78.5%[12]，比北港阜二段略高，脆性礦物含量影響儲(chǔ)集空間、含油性及后期改造方式。北港阜二段脆性礦物較富集，有利于后期壓裂改造。

2.4.2 儲(chǔ)集物性與儲(chǔ)集空間

泥灰?guī)r實(shí)測(cè)孔隙度為4.24%～8.76%，平均7.04%。實(shí)測(cè)孔隙度為6.94%的泥灰?guī)r平均孔喉半徑為5 nm，孔喉半徑2～20 nm之間的介孔占總孔隙的50%，孔喉半徑小于2 nm的微孔占總孔隙的21%，孔喉半徑大于20 nm孔隙占總孔隙的27%(圖6)。滲透率為(0.005～84.9)×10-3μm2，無(wú)天然裂縫發(fā)育段泥灰?guī)r滲透率低于0.01×10-3μm2，孔隙連通性較差(圖7)，裂縫控制泥頁(yè)巖滲透性，3 695～3 720 m偶極聲波測(cè)井顯示出良好的裂縫發(fā)育特征，實(shí)測(cè)滲透率達(dá)到84.9×10-3μm2。泥灰?guī)r巖心可見(jiàn)大量溶蝕孔，孔內(nèi)富含褐色原油(圖8a)，掃描電鏡下溶蝕孔較發(fā)育(圖8b)。泥灰?guī)r鏡下表現(xiàn)為晶粒結(jié)構(gòu)，含少部分生屑，可見(jiàn)浮游類(lèi)生物，紋層非常發(fā)育(圖8c，d)，層厚約60 μm；發(fā)育多條層理縫(圖8e，f)，裂縫間近乎平行，裂縫寬約10～15 μm，粉砂質(zhì)泥巖鏡下見(jiàn)粉晶方解石，裂隙含油。溶孔、黏土礦物晶(粒)間孔、碳酸鹽晶(粒)間孔為主要微孔隙。生物灰?guī)r、粉砂質(zhì)泥巖、紋層狀泥灰?guī)r儲(chǔ)集條件較好，主要分布在③、④亞段。

圖6 蘇北盆地金湖凹陷北港次洼BG1井阜二段泥灰?guī)r孔喉半徑分布

圖7 蘇北盆地金湖凹陷北港次洼BG1井阜二段泥灰?guī)r孔隙空間分布

圖8 蘇北盆地金湖凹陷北港次洼BG1井阜二段泥灰?guī)r微觀(guān)儲(chǔ)集特征

2.5 封蓋條件

北港阜二段泥灰質(zhì)頁(yè)巖油藏為源儲(chǔ)一體型油藏，泥灰?guī)r頂部的深湖相泥巖厚度70～80 m，在整個(gè)金湖凹陷普遍發(fā)育；該泥巖突破壓力高，達(dá)到25.9 MPa，是金湖凹陷阜二段的良好蓋層。阜二段底部為灰黑色泥巖、泥灰?guī)r與灰色粉、細(xì)砂巖不等厚互層，地層厚度為80～100 m，砂巖厚度為1～4 m，滲透率為(0.146～0.025)×10-3μm2，滲透性較差，油氣顯示不活躍，證實(shí)底板條件比較好。北港次洼位于金湖凹陷深凹帶，后期活動(dòng)性斷層不發(fā)育[13]，構(gòu)造破壞作用小，因此北港阜二段頁(yè)巖油藏保存條件好。

3 富集主控因素探討

3.1 大面積分布的優(yōu)質(zhì)烴源是頁(yè)巖油藏形成的物質(zhì)基礎(chǔ)

北港次洼處于金湖凹陷生烴中心，阜二段優(yōu)質(zhì)烴源巖厚度大、分布范圍廣、成熟度高。阜二段沉積時(shí)期，浮游藻類(lèi)、介形蟲(chóng)等生物發(fā)育，水體鹽度適中，有利于有機(jī)質(zhì)后期保存。研究表明，咸化烴源巖在低熟階段即開(kāi)始生烴[14]，早期生烴可以滿(mǎn)足孔隙本身的吸附；在垛二段沉積時(shí)期已經(jīng)達(dá)到成熟階段，開(kāi)始大規(guī)模生烴，油氣以短距離運(yùn)移為主，大多在原地聚集成藏；現(xiàn)今烴源巖處于高成熟階段，因此原油油質(zhì)輕，有利于流動(dòng)。

3.2 地質(zhì)甜點(diǎn)控制頁(yè)巖油局部富集

泥灰?guī)r儲(chǔ)層本身較致密，基質(zhì)滲透率僅0.001×10-3μm2，但孔滲條件受到沉積微相、成巖作用及天然裂縫控制，空間上發(fā)育局部甜點(diǎn)。泥灰?guī)r生烴過(guò)程中會(huì)生成大量有機(jī)酸，有利于形成次生孔隙，掃描電鏡、薄片等揭示烴源巖內(nèi)部發(fā)育大量溶蝕孔。同時(shí)，早期生成的烴類(lèi)進(jìn)一步抑制烴源巖內(nèi)部礦物的成巖作用，有利于原生孔隙保存[15-16]。巖石的組成和沉積結(jié)構(gòu)是影響巖石物性的重要因素，富有機(jī)質(zhì)的紋層狀泥灰?guī)r比塊狀泥巖具有更好的儲(chǔ)集物性；石英、長(zhǎng)石等脆性礦物發(fā)育的層段晶間孔也比較發(fā)育，為烴類(lèi)聚集提供充足空間；后期的壓裂改造也有利于溝通這些原生孔隙。

天然裂縫發(fā)育也有利于油氣聚集和后期開(kāi)發(fā)[17]。薄片下也可以見(jiàn)到北港次洼阜二段泥灰?guī)r段水平裂縫發(fā)育，主要是有機(jī)質(zhì)生烴過(guò)程中形成的。在有機(jī)質(zhì)大量生烴階段，生成的液態(tài)烴和天然氣會(huì)使烴源巖孔隙中烴類(lèi)體積增大，形成生烴增壓微裂縫[1]，裂縫能顯著提高泥頁(yè)巖儲(chǔ)層的滲透率。BG1井阜二段裂縫發(fā)育段實(shí)測(cè)滲透率達(dá)到84.9×10-3μm2，既改善了儲(chǔ)層滲透性，又有利于油氣橫向大面積運(yùn)聚成藏，有機(jī)質(zhì)生烴增壓形成的天然裂縫為后期壓裂增產(chǎn)提供了堅(jiān)實(shí)基礎(chǔ)。

3.3 高異常壓力是頁(yè)巖油藏富集高產(chǎn)的關(guān)鍵

泥巖聲波壓實(shí)曲線(xiàn)表明，北港次洼阜二段存在明顯的異常高壓，壓力系數(shù)達(dá)到1.3。阜二段屬于細(xì)粒沉積，沉積速率低，不存在欠壓實(shí)，異常高壓主要由有機(jī)質(zhì)生烴增壓形成。異常高壓使地層保持較高的能量，對(duì)于后期頁(yè)巖油穩(wěn)產(chǎn)很有幫助。BG1井后期實(shí)施的大斜度井單段(85 m)壓裂后初產(chǎn)油達(dá)到22 t/d，截至目前累產(chǎn)油一千多噸，揭示了阜二段泥灰質(zhì)頁(yè)巖油藏具有較好的勘探開(kāi)發(fā)前景。

4 結(jié)論

(1)北港泥灰質(zhì)頁(yè)巖油藏縱向上位于阜二段③～④亞段，具有高有機(jī)質(zhì)豐度、高演化程度、高脆性礦物含量、高異常壓力、天然裂縫發(fā)育的特征。

(2)阜二段③～④亞段灰質(zhì)泥巖和泥灰?guī)r為優(yōu)質(zhì)烴源巖，實(shí)測(cè)TOC含量平均為1.83%，S1平均為0.59 mg/g，有機(jī)質(zhì)類(lèi)型為Ⅰ型，Ro為1.1%，成熟度較高。原油的植烷、伽馬蠟烷、孕甾烷、三環(huán)萜烷含量中等，形成于半咸水的烴源巖。

(3)阜二段泥灰?guī)r脆性礦物含量平均為60.7%，以石英、白云石和方解石為主。實(shí)測(cè)孔隙度為4.24%～8.76%，平均為7.04%，局部溶蝕孔和天然裂縫發(fā)育。

(4)大面積分布的優(yōu)質(zhì)烴源是頁(yè)巖油藏形成的物質(zhì)基礎(chǔ)，地質(zhì)甜點(diǎn)控制了頁(yè)巖油局部富集，高異常壓力是頁(yè)巖油藏高產(chǎn)的關(guān)鍵，阜二段泥灰質(zhì)頁(yè)巖油藏具有較好的勘探開(kāi)發(fā)前景。