李 浩，陸建林，王保華，鹿 坤，周 燕，王 苗，趙琳潔，宋在超

(1.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質(zhì)研究所，江蘇 無錫 214126；2.中國石化 中原油田分公司 勘探開發(fā)科學(xué)研究院，河南 濮陽 457001)

頁巖油是指滯留于富有機(jī)質(zhì)泥頁巖層系中，以游離態(tài)(含凝析態(tài))、吸附態(tài)等多種方式賦存于泥頁巖微米級或納米級儲集空間中或砂巖(或碳酸鹽巖)夾層中的液態(tài)烴類，屬于自生自儲型原位或極短距離運(yùn)移聚集的非常規(guī)石油[1-4]。我國東部斷陷古近系陸相泥頁巖層系中蘊(yùn)含著豐富的頁巖油資源，據(jù)“十三五”資源評價(jià)結(jié)果，僅中國石化東部探區(qū)頁巖油地質(zhì)資源量約72×108t，頁巖油具有相當(dāng)大的勘探前景，對實(shí)現(xiàn)原油儲量接替，穩(wěn)定原油供給，尤其對東部老區(qū)油田油氣可持續(xù)發(fā)展意義重大。雖然近年來在潛江凹陷的蚌頁油1HF井、蚌頁油2井，沾化凹陷的義頁平1井以及滄東凹陷的官東1701H 井、官東 1702H 井等頁巖油專探井獲得了較高產(chǎn)量的頁巖油，但整體上頁巖油勘探未取得連續(xù)性突破。相比于北美已實(shí)現(xiàn)大規(guī)模商業(yè)開發(fā)的海相頁巖油[7-11]，中國陸相頁巖油產(chǎn)能普遍較低，二者頁巖油形成地質(zhì)條件的差異是其產(chǎn)能差別較大的重要因素[12-18]。陸相頁巖油富集機(jī)理與可動(dòng)性關(guān)鍵控制因素尚不明晰，導(dǎo)致了中國陸相頁巖油勘探開發(fā)無法獲得預(yù)期的產(chǎn)量。因此，本文以東濮凹陷為例，以地質(zhì)、盆地模擬、實(shí)驗(yàn)分析等技術(shù)為手段，結(jié)合北美頁巖油成功開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，對東濮凹陷陸相頁巖油可動(dòng)性影響因素及可動(dòng)油分布進(jìn)行了研究，落實(shí)頁巖油資源潛力，為下步勘探部署提供參考。

1 地質(zhì)背景

東濮凹陷是我國東部渤海灣盆地中一個(gè)典型的富含油氣的中新生代陸相鹽湖斷陷，呈NNE走向，勘探面積5 300 km2。受燕山運(yùn)動(dòng)和喜馬拉雅運(yùn)動(dòng)影響，形成了“兩洼一隆一陡一斜坡”的構(gòu)造格局[19-20]，主要發(fā)育東部洼陷(濮衛(wèi)次洼、濮城次洼、前梨園次洼)和西部洼陷(柳屯次洼、海通集次洼)2大生烴洼陷(圖1a)。沉積相帶具有 “南北分區(qū)、東西分帶”特征，構(gòu)造演化表現(xiàn)為早期箕狀東斷西超、晚期雙斷式凹陷[21-22]。古近系沙河街組總厚度約5 km，自下而上分為沙四段(Es4)、沙三段(Es3)、沙二段(Es2)和沙一段(Es1)，其中沙三段中、下亞段與沙四段上亞段在研究區(qū)分布最廣、厚度最大，主體屬于半深湖—深湖相，是細(xì)粒沉積巖集中發(fā)育層段。細(xì)粒沉積巖性以長英質(zhì)細(xì)粒沉積巖(泥質(zhì)粉砂巖)、混合細(xì)粒沉積巖與碳酸鹽細(xì)粒沉積巖為主，形成于沙四段沉積晚期—沙三段沉積期的強(qiáng)烈斷陷期。該時(shí)期東濮凹陷干旱與潮濕氣候交替出現(xiàn)，這種干濕氣候交替造成湖平面頻繁變化，使鹽巖與富有機(jī)質(zhì)頁巖互層共生[23-24](圖1b，c)。沙三中、下亞段富有機(jī)質(zhì)泥頁巖主要分布在北部的前梨園次洼、海通集洼陷以及濮衛(wèi)與文留地區(qū)，TOC含量在0.6%～5.1%，中位值在2.6%；S1/w(TOC)為13～157 mg/g，中位值在85 mg/g；游離油含量0.22～4.58 mg/g，中位值2.4 mg/g。

圖1 渤海灣盆地東濮凹陷構(gòu)造區(qū)劃(a)、地層柱狀圖(b)及地層剖面(c)

2 可動(dòng)油賦存特征

烴源巖生成的原油除部分排出烴源層系外，多數(shù)以吸附態(tài)或游離態(tài)形式賦存于泥頁巖孔隙中。微觀賦存空間的觀察儀器為Helios 650,聚焦離子束掃描電鏡(對氬離子拋光的樣品)、QUANTA 200場發(fā)射環(huán)境掃描電子顯微鏡、Oxford/X-ACT能譜儀。選取具有油氣顯示的10塊泥頁巖巖心樣品進(jìn)行場發(fā)射環(huán)境掃描電鏡觀察，制備采用液氮鉆取和切割，未進(jìn)行洗油處理，另外11塊為氬離子拋光樣品。聯(lián)合場發(fā)射環(huán)境掃描電鏡和X射線能譜分析證實(shí)，濮衛(wèi)、文留地區(qū)沙三中、下亞段泥頁巖段存在油氣顯示，頁巖油主要以游離態(tài)賦存于大孔和裂縫中，呈薄膜狀、浸染狀黏附于礦物顆粒表面，并在裂縫周圍富集，頁巖油主要賦存在粒間孔、晶間孔、溶蝕孔和連通裂縫中(圖2)。圖3中能譜顯示方解石晶間溶孔中賦存的液態(tài)烴碳元素質(zhì)量和原子百分比分別為65.47%和79.58%，而氧和鈣的原子百分比只有12.73%和6.68%，排除了無機(jī)碳的可能，表明掃描電鏡觀察到的為游離油。微裂隙溝通大量無機(jī)孔與有機(jī)質(zhì)孔形成有效的孔縫組合，是頁巖油發(fā)生短距離運(yùn)移的最重要的滲流通道。

圖2 渤海灣盆地東濮凹陷沙三段頁巖油鏡下賦存空間

圖3 渤海灣盆地東濮凹陷衛(wèi)69井沙三段頁巖方解石晶間溶蝕孔及連通裂縫中賦存液態(tài)烴及能譜特征

3 可動(dòng)性影響因素

目前可動(dòng)油含量表征的實(shí)驗(yàn)測試方法主要包括多溫階熱解[25]、核磁共振技術(shù)配合離心實(shí)驗(yàn)以及三維定量熒光分析等。多溫階熱解分析獲得游離烴量S1-1，反映泥頁巖連通孔隙中的游離油的輕質(zhì)組分，該部分在目前技術(shù)條件下容易動(dòng)用；S1-2表示游離油的中重質(zhì)組分，該部分在目前技術(shù)條件下難以動(dòng)用；S2-1表示吸附烴部分，S1-1、S1-2與S2-1之和近似反映滯留油含量，因此可動(dòng)系數(shù)可由如下公式求取：

(1)

通過東濮凹陷濮衛(wèi)與文留地區(qū)18口井160個(gè)泥頁巖樣品多溫階熱解測試分析表明，沙三中、下亞段頁巖油可動(dòng)系數(shù)主要分布在5%～25%，均值為9.9%，該值分布范圍較大，表明頁巖油可動(dòng)性影響因素復(fù)雜(圖4)。

圖4 渤海灣盆地東濮凹陷沙三段頁巖油可動(dòng)系數(shù)分布

通過分析，頁巖油可動(dòng)性與游離油含量、成熟度、埋深、物性、巖相等因素關(guān)系密切。具體分析發(fā)現(xiàn)，可動(dòng)系數(shù)與成熟度、埋深、巖相相關(guān)較明顯，而與孔隙度和TOC相關(guān)性相對較差。

3.1 不同演化階段的成熟度

成熟度是頁巖油可動(dòng)性最重要的影響因素，其影響程度具有階段性(圖5，6)。

圖5 渤海灣盆地東濮凹陷沙三段頁巖含油性與可動(dòng)性相關(guān)參數(shù)與埋深關(guān)系

(1)低熟階段(Ro=0.5%～0.7%)。埋深2 800～3 350 m，該階段烴源巖開始生油，生油效率較低，頁巖含油率與滯留油含量隨埋深增加而緩慢增高，原油主要以吸附態(tài)賦存于礦物顆粒表面，泥頁巖滯留油中吸附油所占比重較高，可動(dòng)油含量低，頁巖油可動(dòng)性較差。該階段可動(dòng)系數(shù)隨演化程度增高變化不大。

圖6渤海灣盆地東濮凹陷沙三段可動(dòng)系數(shù)與成熟度和埋深的關(guān)系

(2)中熟階段(Ro=0.7%～0.9%)。埋深3 350～3 850 m，開始進(jìn)入干酪根熱降解大量生油階段，生油效率顯著增大，泥頁巖含油率與滯留油含量隨埋深增加而迅速增大。該階段泥頁巖滯留油中游離油含量雖有所增加，但仍然以吸附油為主，而游離油又以中重質(zhì)組分為主，頁巖油可動(dòng)性一般。該階段可動(dòng)系數(shù)隨演化程度增高仍然變化不大。

(3)中高熟階段(Ro=0.9%～1.3%)。埋深3 850～4 400 m，烴源巖干酪根熱降解大量生油階段并開始生氣，該階段隨著埋深的增加，伴隨生氣量增多，頁巖油的原油性質(zhì)也發(fā)生了變化，隨著氣油比增高，游離油中輕質(zhì)組分增多，原油黏度大大降低，可動(dòng)油含量高，頁巖油可動(dòng)性好，可動(dòng)系數(shù)隨演化程度的增高顯著增大。

(4)高熟階段(Ro=1.3%～2.0%)。埋深4 400～5 050 m，該階段以生頁巖氣為主，伴生頁巖油。

3.2 裂縫的發(fā)育

從物性分析，可動(dòng)系數(shù)與泥頁巖孔隙度相關(guān)性不明顯(圖7)，主要原因是孔隙度大小主要影響泥頁巖儲集性，而泥頁巖滲透性決定頁巖油的滲流能力，因此頁巖油可動(dòng)性主要取決于孔縫組合的有效性。根據(jù)蓋層微孔結(jié)構(gòu)聯(lián)合測試和煤油法—?dú)怏w法孔隙度分析結(jié)果，沙三段細(xì)粒沉積巖儲層非均性強(qiáng)，孔隙度6.0%～22.8%，均值10.1%，孔隙中值半徑為2～1 216 nm。其中紋層狀細(xì)粒沉積巖孔隙度均值14.4%，主要由大孔貢獻(xiàn)，大孔孔容占比高達(dá)70%，介孔和微孔孔容占比分別為24%和6%；層狀細(xì)粒沉積巖孔隙度均值8.8%，主要由大孔和介孔貢獻(xiàn)，孔容分別占比48%和36%；塊狀細(xì)粒沉積巖孔隙度均值僅5%，其大孔顯著減少，介孔和微孔增多，孔隙度主要由介孔貢獻(xiàn)，介孔孔容占比高達(dá)61%，大孔孔容僅占比22%。由于紋層狀泥頁巖層理縫較發(fā)育，改善了泥頁巖滲透性，導(dǎo)致紋層狀細(xì)粒沉積巖相的頁巖油可動(dòng)性顯著好于塊狀細(xì)粒沉積巖(圖8)。

圖7 渤海灣盆地東濮凹陷沙三段可動(dòng)系數(shù)與孔隙度關(guān)系

圖8 渤海灣盆地東濮凹陷沙三段不同巖相泥頁巖孔隙度分布

3.3 有機(jī)質(zhì)豐度

頁巖油可動(dòng)油與TOC關(guān)系比較復(fù)雜，隨著TOC增大，泥頁巖生烴能力增強(qiáng)，可動(dòng)油量會(huì)增大(圖9a)，但由于TOC增高，有機(jī)質(zhì)的吸附性增強(qiáng)，頁巖油可動(dòng)性會(huì)有所降低(圖9b)。

圖9 渤海灣盆地東濮凹陷沙三段泥頁巖可動(dòng)油與TOC關(guān)系

4 資源潛力與可動(dòng)油分布

基于TSM盆地模擬頁巖生—排—滯留油—游離油—可動(dòng)油量計(jì)算模型，計(jì)算出東濮凹陷沙三中5～9小層生烴總量約5.58×108t，有效生油面積[w(TOC)>1%，Ro>0.6%]約474 km2，排烴總量約2.04×108t，滯留油總量約3.54×108t，游離油總量約1.45×108t，可動(dòng)油總量約0.44×108t。盆地模擬沙三中5～9小層可動(dòng)油豐度分布，模擬結(jié)果表明可動(dòng)油主要分布在洼陷帶，柳屯次洼最高，前梨園次洼和海通集次洼次之，濮衛(wèi)次洼和衛(wèi)城斜坡帶相對較低(圖10)。按深度統(tǒng)計(jì)，可動(dòng)油資源主要分布在3 500～4 500 m，占比64.9%；按成熟度統(tǒng)計(jì)，以中高熟為主，主要分布在Ro=0.9%～1.3%，占比52.8%；按有機(jī)碳含量統(tǒng)計(jì)，該層系烴源巖TOC 含量在1.0%～2.0%，占比47.8%，大于2.0%僅占比10.7%。總體上，東濮凹陷沙三段中高熟頁巖油具備較大的資源潛力。

圖10 渤海灣盆地東濮凹陷沙三中亞段5～9小層頁巖可動(dòng)油豐度分布

5 結(jié)論

(1)陸相頁巖油一部分以游離態(tài)賦存于大孔和裂縫中，并在裂縫周圍富集；另一部分以吸附態(tài)呈薄膜狀黏附于礦物顆粒表面。演化程度與裂縫的發(fā)育程度是控制頁巖油可動(dòng)性的關(guān)鍵因素，有機(jī)質(zhì)含量與頁巖孔隙度對頁巖油可動(dòng)性的影響較復(fù)雜。

(2)東濮凹陷北部洼陷帶沙三中、下亞段頁巖可動(dòng)油豐度高，資源潛力較大，是下步頁巖油勘探的重要突破方向。