徐長貴 鄧 勇 范彩偉 李 才 游君君

(1. 中國海洋石油集團有限公司 北京 100010； 2. 中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057；3. 中海石油(中國)有限公司海南分公司 海南?？?570100)

自2012年美國的“頁巖油革命”以來，美國原油產(chǎn)量急劇增長，在2019年實現(xiàn)了油氣凈出口[1]。中國頁巖油資源也十分豐富，地質(zhì)資源量397×108t，可采資源量35×108t，主要分布在準噶爾、鄂爾多斯、松遼及渤海灣等盆地[2-5]。近年來中國頁巖油的勘探開發(fā)工作也取得了良好成效。鄂爾多斯盆地西南部，延長組長7油層組已建成頁巖油開發(fā)示范區(qū)；準噶爾盆地吉木薩爾凹陷據(jù)報道已發(fā)現(xiàn)十億噸的頁巖油儲量；勝利油田濟陽坳陷已有35口井的初期產(chǎn)量達工業(yè)油流標(biāo)準，累積產(chǎn)油量超過萬噸的井有5口[6]。

潿西南凹陷是北部灣盆地目前唯一油氣產(chǎn)區(qū)，經(jīng)過40多年勘探，探明原油地質(zhì)儲量約4×108m3，探明率已達37.8%，主產(chǎn)區(qū)探明率更是高達56%，整體勘探程度較高，成熟區(qū)潛力勘探目標(biāo)呈現(xiàn)“碎、小、難”的局面，單井探明儲量逐年下降，近十年來平均單井探明儲量從近300×104m3降至目前不足50×104m3。為了實現(xiàn)老油區(qū)增儲穩(wěn)產(chǎn)，頁巖油成為本區(qū)新領(lǐng)域勘探的重點拓展方向之一。

從全球看，海上頁巖油勘探是一個前瞻性領(lǐng)域，鮮見相關(guān)報道。其主要挑戰(zhàn)在于海上壓裂作業(yè)空間有限，難以實施大規(guī)模壓裂，開發(fā)成本高。雖然，潿西南凹陷經(jīng)歷了半個多世紀的油氣勘探，但由于頁巖油勘探難度大，長期以來該領(lǐng)域并沒有引起足夠重視，頁巖油研究資料較缺乏、地質(zhì)認識程度低、勘探潛力不清楚。2022年5月，中國海油以頁巖油發(fā)現(xiàn)為目標(biāo)，在潿西南凹陷首鉆WY-1井，壓裂測試獲得成功，日產(chǎn)原油20 m3，揭開了海上頁巖油勘探的序幕，具有標(biāo)志性意義。

本文基于已有鉆錄井、測井、地震及分析化驗資料，結(jié)合區(qū)域地質(zhì)研究認識，對潿西南凹陷沙港組二段下亞段油頁巖進行了分類，從生烴能力、儲集性、可動性和可壓性等4個方面分析了不同類型油頁巖特征，并在地質(zhì)特征分析評價基礎(chǔ)上，對潿西南凹陷頁巖油資源潛力進行了評估，從而認識到該凹陷具有很好的頁巖油勘探前景。

1 地質(zhì)背景

北部灣盆地位于中國南海北部灣海域，是中國近海重要的富油盆地之一。該盆地為新生代陸內(nèi)裂谷盆地，處在華南板塊的西南邊緣，總面積約2.2×104km2，主要包括潿西南凹陷、烏石凹陷、邁陳凹陷、海中凹陷、福山凹陷等(圖1)。盆地經(jīng)歷了古新世—始新世裂陷階段、漸新世走滑弱伸展階段和新近紀裂后熱沉降階段。盆地沉積序列與構(gòu)造相對應(yīng)，分別沉積了古新世長流組、始新統(tǒng)流沙港組、漸新統(tǒng)潿洲組以及中新統(tǒng)下洋組、角層組、燈樓角組(圖1)。始新世中晚期強裂陷階段，盆地斷裂活動和湖盆快速擴張作用影響，湖盆進入全盛發(fā)育時期，水體變深，沉積范圍擴大，在盆地內(nèi)沉積了以半深湖—深湖環(huán)境為主的巨厚的流沙港組泥頁巖及油頁巖地層，也是本區(qū)主要烴源巖。

特別是流二段沉積時期，北部灣盆地古氣候溫暖潮濕，發(fā)育大型富營養(yǎng)淡水湖泊，藻類繁盛，同時湖盆深部熱流體較活躍，地溫梯度高，為有機質(zhì)富集及油頁巖發(fā)育提供有利的物質(zhì)條件[7]。在盆地流二段底部及頂部發(fā)育兩套穩(wěn)定分布的油頁巖層，尤以潿西南凹陷和烏石凹陷分布最為廣泛。流二段油頁巖主要分布于控凹斷層下降盤凹陷沉降中心及周緣，其中潿西南凹陷油頁巖主要分布于潿西南1號斷裂下降盤與2號斷裂周緣，面積大于1 000 km2；烏石凹陷油頁巖主要分布于7號斷裂下降盤及南部凹陷周緣。

圖1 北部灣盆地構(gòu)造分區(qū)及地層綜合柱狀圖Fig.1 Structure outline and division of structural units map and the synthetic stratum historgram in Beibuwan Basin

2 潿西南凹陷油頁巖沉積環(huán)境及分類

目前，北部灣盆地鉆遇油頁巖的探井(包括評價井)80多口，主要分布在潿西南凹陷和烏石凹陷，特別是潿西南凹陷。潿西南凹陷油頁巖主要發(fā)育在流沙港組二段底部和頂部，地震剖面上表現(xiàn)為低頻、連續(xù)、強反射特征，主體分布在A、B兩個洼陷的沉降中心部位，埋深2 600～5 700 m，分布面積約1 000 km2。油頁巖地層鉆、測井特征整體表現(xiàn)為高氣測、高電阻率、高聲波時差、低密度的“三高、一低”特征。潿西南凹陷鉆井油頁巖段的氣測全量Tg最高達7%，是相鄰泥頁巖的2～3倍；電阻率6～17 Ω·m，是泥頁巖的4～5倍；聲波時差120～140 μs/ft，比泥頁巖低15%～17%，密度基本介于2.25～2.40 g/cm3。

2.1 沉積環(huán)境

湖相油頁巖的發(fā)育根本上取決于盆地演化階段，同時生物活動、古氣候變遷和陸源碎屑供給也起著舉足輕重的作用[8]。古近系流沙港組油頁巖是北部灣盆地的主力烴源巖，前人從構(gòu)造活動、有機地化指標(biāo)及古生物等多個方面開展過較為詳實的沉積環(huán)境分析[9-12]。研究表明北部灣盆地流沙港組油頁巖主要發(fā)育在盆地裂谷期伸展鼎盛階段，水體平靜、沉積速率低，屬欠補償?shù)陌肷钏钏练e；有機碳(TOC)與硫(S)的比值0.01～1.6，平均0.29，指示較封閉水介質(zhì)條件，屬于偏還原環(huán)境[9]；有機地球化學(xué)參數(shù)姥鮫烷(Pr)和植烷(Ph)比值較低，主要分布在0.5～2.5，反映還原的微咸水—淡水沉積環(huán)境[12]。同時，潿西南凹陷油頁巖中浮游藻類含量較高，指示其沉積時期湖盆具有較高的生物生產(chǎn)力水平，有利于有機質(zhì)富集[10]。綜上，北部灣盆地流沙港組油頁巖主要發(fā)育在快速裂陷背景下的欠補償半深水—深水環(huán)境，生物生產(chǎn)力水平較高，且缺氧還原的水體有利于有機質(zhì)的保存。

2.2 油頁巖分類

北部灣盆地流三段上亞段至流二段下亞段沉積水體整體為不斷加深的湖侵過程。流二段下亞段作為油頁巖發(fā)育的主要層段，不同湖侵階段巖性組合特征有差異(圖2)，依據(jù)層序位置和巖性組合特征，北部灣盆地油頁巖可劃分為3類：湖侵早期發(fā)育夾層型油頁巖、湖侵中期紋層型油頁巖和湖侵晚期基質(zhì)型油頁巖(表1)。

湖侵早期夾層型油頁巖，厚層灰褐色油頁巖夾灰色薄層粉—細砂巖，油頁巖累計厚度18～33 m，占比80%～95%，砂巖成分以石英為主，少量暗色礦物，分選較好(表1)。巖心精描及成像測井圖像顯示多期沖刷面、正粒序?qū)永砑吧臣y層理，泥頁巖水平層理及頁理發(fā)育，反映半深湖—深湖相泥頁巖與多期次濁流沉積。

湖侵中期紋層型油頁巖，仍以厚層灰褐色油頁巖為主，油頁巖累計厚度27～36 m，占比95%～99%，薄層粉—細砂巖厚度和占比較早期顯著降低，粒度變細，水平層理及頁理發(fā)育(圖2、表1)。

湖侵晚期基質(zhì)型油頁巖，油頁巖累計厚度23～41 m，占比達99%以上，砂巖欠發(fā)育，僅局部見厚度小于0.005 m的粉砂—泥質(zhì)粉砂巖條帶，頁理非常發(fā)育(圖2、表1)。

圖2 潿西南凹陷流沙港組油頁巖儲集層類型劃分圖Fig.2 Division diagram of oil shale reservoir types of Liushagang Formation in Weixinan sag

表1 潿西南凹陷油頁巖分類及主要特征參數(shù)對比Table 1 Main characteristic parameters comparison of the 3 types shale in Weixinan sag

3 潿西南凹陷油頁巖地質(zhì)特征

3.1 生烴特征

1) 有機質(zhì)豐度。

潿西南凹陷流沙港組二段下亞段3種類型油頁巖均含有較高有機質(zhì)豐度(圖3)。其中，夾層型油頁巖TOC普遍大于3%，平均可達5.62%；氯仿瀝青“A”為0.008 7%～1.453 9%，平均為0.900 1%；S1+S2為7.22～49.14 mg/g，平均為30.87 mg/g；IH為354.13～915.47 mg/g(TOC)，平均為600.16 mg/g(TOC)。紋層型油頁巖有機質(zhì)豐度略高于夾層型，TOC介于3.65%～8.95%，平均為6.47%；氯仿瀝青“A”為0.020 4%～1.703 4%，平均為1.075 8%；S1+S2為4.88～75.66 mg/g，平均為35.52 mg/g；IH為267.16～889.81 mg/g(TOC)，平均為524.03 mg/g(TOC)。基質(zhì)型油頁巖有機質(zhì)豐度最高，TOC為4.25%～10.3%，平均為6.79%；氯仿瀝青“A”為0.413 1%～1.531 3%，平均為0.848 5%；S1+S2為7.81～72.97 mg/g，平均為35.46 mg/g；IH為337.8～893.7 mg/g(TOC)，平均為620.46 mg/g(TOC)。

圖3 潿西南凹陷流沙港組二段油頁巖TOC與S1+S2分布特征Fig.3 Crossplot of TOC and S1+S2 of source rocks from the second member of Liushagang formation in Weixinan sag

2) 有機質(zhì)類型。

干酪根鏡鑒結(jié)果顯示，潿西南凹陷流沙港組3種類型油頁巖均以腐泥組和鏡質(zhì)組為主，這兩種組分平均含量占60%以上，最高可達96%；而陸源高等植物碎屑成分含量極少，殼質(zhì)組和惰質(zhì)組平均含量不到30%。鏡下觀察顯示，夾層型、紋層型和基質(zhì)型油頁巖內(nèi)均有大量非海相溝鞭藻、葡萄藻、光面球藻、粒面球藻及綠藻等藻類化石。除此之外，烴源巖飽和烴生物標(biāo)志化合物中還檢測到一定量C30-4甲基甾烷，且基本不含“W、T”等樹脂化合物[12]，指示其生烴母質(zhì)主要為低等水生生物，生油潛力大。根據(jù)巖石熱解最大峰溫(Tmax)與IH關(guān)系圖版，夾層型和紋層型油頁巖有機質(zhì)類型主要為Ⅰ—Ⅱ1型，基質(zhì)型油頁巖有機質(zhì)類型主要為Ⅰ型，均具有良好生油能力(圖4)。

3) 有機質(zhì)成熟度。

根據(jù)實測鏡質(zhì)體反射率測定數(shù)據(jù)和盆地模擬結(jié)果，明確潿西南凹陷流沙港組不同巖相類型油頁巖主要處于成熟演化階段。單點埋藏史分析與生烴史模擬結(jié)果表明，流沙港組油頁巖在2 400 m左右進入生烴門限，Ro為0.6%。據(jù)此門限深度，現(xiàn)今凹陷主體部位流沙港組油頁巖仍處于生油窗范圍內(nèi)。其中，Ro大于0.8%是頁巖油勘探的較有利范圍，流沙港組二段下亞段油頁巖段中間面Ro大于0.8%的面積可達540 km2，約占烴源巖分布總面積的50%以上(圖5)。綜合分析認為，潿西南凹陷流沙港組油頁巖熱演化程度適中，現(xiàn)今仍以生油為主。

圖4 潿西南凹陷流沙港組二段油頁巖有機質(zhì)類型劃分圖版Fig.4 Distinction charts of organic matter types of oil shales from the second member of Liushagang formation in Weixinan sag

3.2 儲集特征

1) 礦物組成。

通過巖石薄片觀察、掃描電鏡分析及全巖X射線衍射分析等，潿西南凹陷流沙港組二段下亞段油頁巖層系礦物組分整體呈“礦物類型復(fù)雜、脆性礦物含量高”的特征，特別是長英質(zhì)脆性礦物含量較多，油頁巖段地層可壓性較好。油頁巖段巖石礦物組分以石英、長石等長英質(zhì)礦物為主，長英質(zhì)礦物含量30%～75%，平均52%(圖6 )；其次是黏土礦物，其含量為25%～53%，平均41%；方解石、白云石等碳酸鹽礦物含量相對偏低，平均為9%；其他礦物，如黃鐵礦、菱鐵礦、硬石膏等的平均含量為1%～4%。黏土礦物中伊利石含量高，占黏土礦物的39%～75%，平均55%；高嶺石和伊蒙混層含量相當(dāng)，平均含量分別為15%和16%；綠泥石含量偏低，平均6%。

圖5 潿西南凹陷流二段下亞段油頁巖段中間面現(xiàn)今Ro平面分布Fig.5 Intermediate surface’s Ro of oil shale from the second member of Liushagang Formation in Weixinan sag

圖6 潿西南凹陷油頁巖礦物組成分布三端元圖Fig.6 Three-terminal element diagram of shale mineral composition and distribution in Weixinan sag

2) 儲集特征。

通過巖心、巖石薄片和掃描電鏡等資料的觀察分析，北部灣盆地油頁巖發(fā)育多且小的微孔隙和裂縫，是頁巖油的主要儲集空間。孔隙類型主要為粒間孔、晶間孔、溶蝕孔等，其孔徑大小一般在幾微米到幾十納米，以幾百納米級孔為主(圖7)。同時，在油頁巖巖心樣品中可見平行或垂直于頁理面的多期微裂縫，裂縫一般較平直，是頁巖油的儲集空間類型之一，也是頁巖油的重要滲流通道。

潿西南凹陷流二段下亞段3種類型油頁巖由于巖性組合的差異，儲集特征及性能也有所差異(表1)。湖侵早期夾層型油頁巖，巖性以油頁巖為主，局部夾粉-細砂巖和泥質(zhì)粉砂巖，砂地比5%～20%，單砂層厚度0.2～2 m，孔隙度4%～9%、平均6.3%，透率0.05～4.7 mD、平均0.9 mD。湖侵中期紋層型油頁巖，巖性構(gòu)成為厚層油頁巖夾砂質(zhì)紋層，砂地比1%～5%，單砂體厚度0.005～0.2 m，以納米級粒間孔、晶間孔和溶蝕孔為主，孔隙度3.6%～5.7%、平均4.5%，滲透率0.02～1 mD、平均0.1 mD。湖侵晚期基質(zhì)型油頁巖，以油頁巖為主，紋層狀粉砂巖不發(fā)育，單砂體厚度一般小于0.005 m，孔隙類型與紋層型油頁巖相似，物性相對最差。綜合分析認為，夾層型和紋層型油頁巖具有較好的儲集空間類型和物性，基質(zhì)型油頁巖儲集性能最差。

3.3 油氣可動性

油氣可動性是油頁巖產(chǎn)出能力甜點評價的基礎(chǔ)參數(shù)，基于核磁測井及常規(guī)測井資料分析，潿西南凹陷3種不同類型油頁巖可動孔隙度及可動油飽和度存在一定差異。湖侵早期夾層型和湖侵中期紋層型油頁巖具有較好的儲集條件，核磁測井資料計算的可動孔隙度及含油飽和度較高。湖侵早期夾層型油頁巖核磁可動孔隙度為1.05%～9.6%、平均4.8%，可動油飽和度為2.4%～41.5%、平均20.4%；湖侵中期紋層型油頁巖核磁可動孔隙度為0.5%～9.3%、平均5.5%，可動油飽和度為7.16%～39.2%、平均18.7%；湖侵晚期基質(zhì)型油頁巖可動孔隙度為1.5%～6.1%、平均3.2%，可動油飽和度為4.4%～37.4%、平均18.5%，原油可動性略差(圖8)。

圖7 潿西南凹陷頁巖油儲集層巖心及顯微照片F(xiàn)ig.7 Core and photomicrograph of shale oil reservoir in Weixinan sag

3.4 儲層可壓性

潿西南凹陷流二段下亞段油頁巖富含有機質(zhì)，層理面發(fā)育，由于礦物組成、有機質(zhì)含量及熱演化程度、沉積結(jié)構(gòu)等差異，不同類型油頁巖段巖石力學(xué)特性有一定變化(圖9)，對于后續(xù)壓裂改造會產(chǎn)生影響。巖石力學(xué)參數(shù)評價是井壁穩(wěn)定性分析和可壓性評價的基礎(chǔ)。

1) 巖石力學(xué)參數(shù)。

基于常規(guī)密度測井及陣列聲波測井資料計算巖石彈性參數(shù)，主要包括楊氏模量、泊松比等。依據(jù)巖石三軸應(yīng)力實驗進行動靜態(tài)參數(shù)同步測試，得到動靜態(tài)彈性參數(shù)之間的關(guān)系，將測井計算的動態(tài)楊氏模量和動態(tài)泊松比轉(zhuǎn)換為靜態(tài)楊氏模量和靜態(tài)泊松比，用于指導(dǎo)后續(xù)儲層工程品質(zhì)評價。基質(zhì)型油頁巖段，泊松比為0.29～0.39、楊氏模量為3.37～7.32 GPa；夾層—紋層型油頁巖，泊松比為0.20～0.35、楊氏模量為6.0～25.8 GPa。從評價結(jié)果看，自下而上，從夾層型、紋層型到基質(zhì)型油頁巖，隨著有機質(zhì)和泥質(zhì)含量增加，楊氏模量降低，泊松比略增大，可壓性有所降低，即夾層型可壓性最優(yōu)，紋層型次之(圖9)。

2) 地應(yīng)力大小與方向。

準確描述地應(yīng)力的應(yīng)力狀態(tài)是石油工程巖石力學(xué)分析中的關(guān)鍵一步，可應(yīng)用于井壁穩(wěn)定性分析和水力壓裂設(shè)計，主要描述參數(shù)包括最大、最小水平主應(yīng)力的大小及應(yīng)力方向等?？紤]到本區(qū)油頁巖段裂縫不發(fā)育，但層理面比較發(fā)育的特點，采用適用于TIV 介質(zhì)(橫向各向同性介質(zhì))的水平地應(yīng)力計算模型。計算結(jié)果，油頁巖段最小水平主應(yīng)力為49.5～64.0 MPa、平均58 MPa，最大水平主應(yīng)力在52～70 MPa、平均61.5 MPa。其中，湖侵早期夾層型油頁巖水平應(yīng)力差平均在4.5 MPa左右，湖侵中期紋層型—湖侵晚期基質(zhì)型油頁巖水平應(yīng)力差平均在1.5 MPa左右。結(jié)合電成像測井資料，明確區(qū)域現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向基本為NW—SE方向。綜合測量井段內(nèi)聲波各向異性特征較弱，但整體較快，橫波方位為較穩(wěn)定的NW—SE向(130°～140°)，這與成像資料反映的地應(yīng)力方向基本一致(圖10、11)。從本區(qū)不同類型頁巖油地應(yīng)力特征看，整體水平應(yīng)力差比較小，有利于壓裂改造。

圖8 WY-1井流二段下亞段油頁巖段核磁測井油氣可動性評價結(jié)果Fig.8 Mobility results of NMR logging in the oil shale of the lower sequence of the second member of the Liushagang Formation in Well WY-1

圖9 WY-1井流二段下亞段油頁巖段巖石力學(xué)參數(shù)測井評價結(jié)果Fig.9 Logging evaluation results of rock mechanics parameters in the oil shale of the lower sequence of the second member of the Liushagang Formation in Well WY-1

3) 脆性指數(shù)評價。

脆性指數(shù)表征儲層的可壓性程度，脆性指數(shù)越高，巖石的可壓性越強，越易形成裂縫網(wǎng)絡(luò)。潿西南凹陷流二段主力油頁巖段脆性礦物含量一般大于50%，黏土礦物含量一般小于30%，依據(jù)中國湖相頁巖油選區(qū)評價標(biāo)準[13]，潿西南凹陷流二段油頁巖脆性指標(biāo)較好，具有十分有利的可壓裂性。縱向上隨巖性組合變化，潿西南凹陷流二段油頁巖段脆性也發(fā)生一定變化。湖侵早期—中期的夾層—紋層型油頁巖，砂地比1%～20%，單砂層厚度0.005～4 m，脆性礦物一般大于50%，脆性指數(shù)比較大；湖侵晚期基質(zhì)型油頁巖，脆性礦物占比略減小，脆性指數(shù)有所降低(表2)。

圖10 WY-1井流二段油頁巖段電成像井壁崩落解釋成果圖Fig.10 Borehole breakout in Well WY-1 oil shale by electric imaging logging

圖11 基于電成像及快慢橫波資料的WY-1井油頁巖段主應(yīng)力方位分布圖Fig.11 Azimuth distribution map of main stress in oil shale section of Well WY-1 based on electric imaging and fast and slow shear wave data

表2 WY-1井油頁巖段脆性指數(shù)測井評價Table 2 Brittleness index logging evaluation of oil shale in Well WY-1

3.5 與國內(nèi)外頁巖油關(guān)鍵地質(zhì)要素對比

不同于北美海相頁巖層系厚度大、地層穩(wěn)定、連續(xù)性好、易于開采的特點，國內(nèi)頁巖油產(chǎn)區(qū)主要以陸相湖盆為主，總體上頁巖油儲集層橫向非均質(zhì)性強，在含油性、儲集物性與可壓性等方面具有較強的差異性[13-17]。與國內(nèi)外主要頁巖油產(chǎn)區(qū)關(guān)鍵地質(zhì)參數(shù)對比認為，潿西南凹陷流沙港組二段下亞段油頁巖生油能力、儲集性、可壓性均比較好，預(yù)測具有較好的勘探前景。

在生油能力方面，潿西南流沙港組油頁巖與國內(nèi)主要頁巖油產(chǎn)區(qū)主力烴源巖相比，干酪根類型均為Ⅰ—Ⅱ1型，均屬于優(yōu)質(zhì)生油巖。但潿西南油頁巖有機質(zhì)豐度表現(xiàn)更好，TOC普遍大于3%，最高可達11%(表3)。

在儲集性方面，與同樣形成于淡水湖盆的松遼盆地古龍油頁巖具有相似性，巖性基本為頁巖、油頁巖夾薄層泥質(zhì)粉砂巖、粉—細砂巖，但潿西南油頁巖具有更優(yōu)的物性條件，特別是夾層型油頁巖孔隙度達2.5%～9.7%。

在可壓性方面，潿西南凹陷油頁巖相對渤海灣盆地的灰質(zhì)、白云質(zhì)頁巖或北美的黑色鈣質(zhì)頁巖，脆性礦物含量較低，但相比已經(jīng)獲得突破的松遼盆地古龍油頁巖脆性礦物含量更高，流二段夾層型油頁巖脆性礦物含量基本都大于50%，最高可達82%。壓力系數(shù)的高低直接決定了地層壓裂后地層能量對頁巖油的產(chǎn)量貢獻，潿西南凹陷流二段油頁巖地層孔隙壓力系數(shù)比國內(nèi)外頁巖油產(chǎn)區(qū)都要大，最小為1.4，最高可達2.0(表3)。

表3 潿西南凹陷與國內(nèi)外典型盆地頁巖油關(guān)鍵地質(zhì)要素特征對比Table 3 Comparison of key parameter characteristics of shale oil in Weixinan sag and other basins at home and abroad

4 潿西南凹陷頁巖油資源潛力與勘探對策

4.1 頁巖油資源潛力

勘探實踐表明，北部灣盆地潿西南凹陷流沙港組(油)頁巖廣泛發(fā)育，具有厚度大(平均223 m)、分布面積廣、生烴品質(zhì)好、成熟度適中、脆性礦物含量高等特點，具備頁巖油規(guī)模發(fā)育的地質(zhì)條件。

目前國內(nèi)外常用的頁巖油資源評價方法包括動態(tài)法和靜態(tài)法。動態(tài)法主要根據(jù)頁巖油在開發(fā)過程中的動態(tài)資料，通過數(shù)學(xué)模型定量計算資源量，可細分為曲線遞減法、單井(動態(tài))儲量估算法、數(shù)值模擬法等，該類方法主要適用于勘探開發(fā)程度較高、資料較豐富的地區(qū)。靜態(tài)法主要應(yīng)用頁巖的靜態(tài)參數(shù)計算其資源量，主要包括：成因法、類比法和統(tǒng)計法等[18]，其中成因法是最常用方法之一，低—高勘探程度的地區(qū)均適用。鑒于目前北部灣盆地潿西南凹陷頁巖油勘探剛剛起步，本次主要采用成因法中的熱解S1法對潿西南凹陷頁巖油地質(zhì)資源量進行了預(yù)測，該方法主要參數(shù)包括(油)頁巖的面積、有效厚度、密度和含油量。在地質(zhì)資源預(yù)測基礎(chǔ)上，再用地質(zhì)資源量乘以可動油比例，獲得頁巖油的可動資源量。

受沉積相分布、儲集空間類型、埋藏深度、含油量及可動性等因素控制，不同類型油頁巖資源評價關(guān)鍵參數(shù)取值存在差別。夾層型頁巖油藏主要分布于半深湖—深湖相及濁積砂沉積區(qū)，甜點區(qū)分布范圍較小，烴源巖生成的烴類通常以游離態(tài)就近聚集在薄層細粒砂巖粒間孔、晶間孔等微米—納米孔隙中，導(dǎo)致這些夾在富有機質(zhì)泥頁巖中的細粒砂質(zhì)巖類含油性通常較好。夾層型油頁巖S1含量一般大于7 mg/g，最高可達9 mg/g；烴源巖埋藏深度大，成熟度高(Ro一般為1.1%～1.3%)，原油可動性較好(可動比例一般為25%～30%)。紋層型頁巖油主要分布在半深湖—深湖相及濁積砂席狀砂沉積區(qū)，甜點區(qū)分布范圍中等，烴源巖生成的烴類除了以游離態(tài)就近聚集在薄層細粒砂巖粒間孔、晶間孔等微米—納米孔隙中，還可賦存在油頁巖層理縫、構(gòu)造縫等微裂縫中。紋層型油頁巖含油性中等，S1含量一般為5～7 mg/g ；烴源巖埋藏深度中等，成熟度較高(Ro為0.9%～1.1%)，原油可動性中等(可動比例為23%～25%)?；|(zhì)型頁巖油藏主要分布于洼中隆起帶、洼陷帶的半深湖-深湖相泥頁巖沉積區(qū)，油頁巖沉積厚度大、分布面積廣，但微孔隙、微裂縫不發(fā)育，含油性較差?；|(zhì)型油頁巖的S1含量一般介于3～5 mg/g；烴源巖埋藏較淺，有機質(zhì)成熟度較低(Ro一般為0.7%～0.9%)，烴類多以吸附態(tài)賦存于干酪根中或者黏土礦物中，可動性差(可動比例一般為20%～23%)。

成因法預(yù)測結(jié)果，北部灣盆地潿西南凹陷流沙港組二段頁巖油可動資源量超8×108t。其中，中—上亞段以泥頁巖為主，頁巖油可動資源量4.4×108t，下亞段巖性以油頁巖為主，頁巖油可動資源量3.6×108t，但下亞段油頁巖含油率更高，為勘探首選層段。其中，流二段下亞段夾層型頁巖油可動資源量1.7×108t、紋層型為1.1×108t、基質(zhì)型為0.8×108t。夾層型、紋層型頁巖油可動資源量占比約80%，具有更好的勘探前景。

4.2 頁巖油勘探對策

針對不同類型油頁巖生油能力、儲集性、可動性及可壓性等特征的差異，有必要采取有差異的勘探策略。對于夾層型頁巖油，其主要在富有機質(zhì)油頁巖夾的多層薄砂巖“甜點段”形式富集，具有較高的有機質(zhì)豐度、較大的可動油含量、脆性指數(shù)高及可壓性強等特點，是當(dāng)前北部灣盆地頁巖油勘探突破的首選類型；紋層型頁巖油主要在紋層狀富有機質(zhì)油頁巖內(nèi)微孔隙、微裂縫內(nèi)滯留聚集，偶見薄層砂巖“甜點段”，整體上有機質(zhì)豐度高、可動孔隙度較大、可動油含量高、脆性礦物含量較高，是北部灣盆地頁巖油勘探拓展的重要類型；基質(zhì)型頁巖油主要在厚層純油頁巖的微孔、微裂縫內(nèi)滯留聚集，有機質(zhì)豐度最高，但可動孔隙度和脆性礦物含量中等，原油可動性一般，壓裂造縫難度也較大，需依托技術(shù)進步才能有效開發(fā)。另外，流三段上亞段頂部發(fā)育的富有機質(zhì)泥頁巖與薄層泥質(zhì)粉砂巖、細砂巖等“甜點段”頻繁互層，源儲配置也較佳，屬于廣義頁巖油勘探的領(lǐng)域，可與流二段下亞段頁巖油統(tǒng)籌兼顧勘探開發(fā)。

5 結(jié)論

1) 北部灣盆地潿西南凹陷流沙港組二段是油頁巖主要發(fā)育層段，依據(jù)層序位置和巖性組合特征將沙港組二段下亞段油頁巖劃分為3類：湖侵早期夾層型、湖侵中期紋層型和湖侵晚期基質(zhì)型。

2) 在生烴能力方面，潿西南凹陷流沙港組二段下亞段3類油頁巖干酪根類型均為Ⅰ—Ⅱ1型，均含有較高有機質(zhì)豐度，具有優(yōu)質(zhì)生油能力。在儲集性和油氣可動性方面，湖侵早期夾層型油頁巖存在薄砂層甜點，局部可動孔隙度和含油飽和度最高；湖侵中期紋層型油頁巖平均可動孔隙度最高，整體具有較好的油氣可動性；湖侵晚期基質(zhì)型油頁巖，可動性略差。在儲層改造性方面，湖侵早—中期夾層和紋層型，脆性礦物含量高，應(yīng)力差小，易于壓裂改造；湖侵晚期脆性指數(shù)偏低，可壓性相對較差。

3) 成因法資源量預(yù)測結(jié)果，潿西南凹陷頁巖油可動資源量約8億噸，其中流沙港組二段下亞段頁巖油資源量約3.6億噸，夾層型和紋層型頁巖油約占80%，且生油能力、儲集性、可動性及可壓性等特征較好，具有很好的頁巖油勘探前景。