松遼盆地北部青山口組頁巖油形成地質條件及勘探潛力

柳 波，呂延防，冉清昌,2，戴春雷，李 梅，王 猛

(1.東北石油大學 非常規油氣成藏與開發省部共建國家重點實驗室培育基地，黑龍江 大慶 163318； 2.中國石油 大慶油田有限公司 勘探開發研究院，黑龍江 大慶 163318)

頁巖氣勘探的熱潮自2005年以來席卷全球，預測全球頁巖氣資源量為456×1012m3，與全球常規天然氣、煤層氣及致密氣資源量的總和相當，頁巖油的發現更是最近勘探的熱點[1-4]。中國石油勘探很早就在幾乎所有的陸上含油氣盆地中發現了泥巖裂縫油氣藏，如松遼盆地、渤海灣盆地、四川盆地、鄂爾多斯盆地、柴達木盆地等，可以預見頁巖油的勘探前景十分廣闊[5]。

松遼盆地青山口組一段(K2qn1)是眾所周知的一套生烴能力很強的優質烴源巖發育層位，其含油氣顯示也很廣泛，在多口井巖心上可見，如哈14井、古平1井、英12井、哈18井等。其中，單井青一段泥巖裂縫段，1990、1992年進行抽汲求產，日產油分別為0.79 t及0.65 t，2011年分段壓裂，產量最高為油3.7 t/d；試油一個月穩定產量2.4 t/d，說明青一段是非常現實的頁巖油勘探層系。然而，并非所有的泥頁巖中都能發現具有工業價值的油氣，松遼盆地青一段頁巖油形成的地質條件如何，又有多大勘探潛力，能否為延續大慶油田原油長年穩產這一“奇跡”做出貢獻，都是十分有意義的關注點。基于我國頁巖油氣勘探開發現狀，結合國土資源部《全國頁巖氣資源潛力調查評價及有利區優選》工作要求，本文根據頁巖油區域地質條件調查結果，研究松遼盆地北部青一段頁巖油形成的地質條件，并初步評價了其勘探潛力。

1 頁巖油形成的地質背景

松遼盆地廣泛發育的兩套泥頁巖，即青山口組(K2qn)和嫩江組(K2n)。大量的研究工作表明，這兩套泥頁巖在埋深1 300～1 500 m左右進入生油氣門限，在埋深為2 500 m左右達到排油氣高峰階段，并由于源巖層內殘留有可觀的烴量而普遍發育有異常高壓[6-7]。

青山口組一段可細分為2個四級層序(圖1)，青一段四級層序1屬于青一段下部，是在松遼盆地大型坳陷湖盆形成演化過程中，由于盆地構造沉降和大氣降水綜合作用，湖平面波動上升、水體加深，湖盆底部水體循環不暢，沉積相帶由泉頭組沉積時期的濱淺湖亞相發展為深湖-半深湖亞相，加上海侵引發的湖海溝通事件和全球缺氧事件的影響，導致了湖盆底層水體缺氧，湖水微咸化，底棲生物大量滅絕[8]。同時，湖水表層生物的高生產力、陸源沉積物的匱乏和深湖-半深湖的強還原環境使得有機質得到較好的保存，沉積了具有水進凝縮意義的厚層富有機質頁巖和暗色泥巖，并且有機碳含量(TOC)具有明顯的旋回性。

青山口組一段沉積晚期，即對應于青一段上部的四級層序2沉積期，盆地構造沉降速度有所減慢，陸源沉積物不斷向湖盆注入堆積而導致湖平面相對下降，呈現湖退現象，盆地內廣泛發育有河流和濱淺湖沉積，深湖面積也明顯縮小，此時不利于形成富有機質頁巖，多形成泥巖較為不純的粉砂質泥巖、灰質泥巖、泥質灰巖等粘土含量相對較低的細粒沉積巖，反而可能為頁巖油的富集提供了有利的儲集條件[9]。

2 頁巖油形成的地質條件

2.1 泥頁巖層區域展布

在松遼盆地北部中央坳陷區，尤其是長垣、齊家古龍、三肇、王府凹陷，青一段頁巖層系發育典型的“泥包砂”頁巖地層組合，厚層頁巖與砂巖和粉砂巖夾層共同儲氣，與Fort Worth盆地Barnett頁巖地層組合相似，易形成“混合巖性型”的頁巖油。其富有機質頁巖層系厚度為20～45 m，平均厚度32 m，主體埋深1 500～2 500 m，上覆地層較厚，與美國五大頁巖層系埋深相當(800～2 600 m)，分布面積38 723.60 km2(TOC大于1.5%)。同時，處于構造相對穩定區，無巖漿活動，較少發育規模性通天斷裂破碎帶，因而保存條件較好。

圖1 松遼盆地北部青山口組一段沉積層序綜合柱狀圖(以茂206井為例)Fig.1 Composite histogram of K1qn1 in the northern Songliao Basin (case from M206 well)

2.2 泥頁巖的巖石礦物學特征

青一段泥頁巖以發育鋯石、黃鐵礦、赤鐵礦、菱鐵礦和白鈦石為特征。通過齊平1井X-射線衍射-巖石礦物含量實測結果，其鈣質含量多為5%～20%，長英質成分多為40%～70%，粘土礦物多小于40%(圖2)。其中，粉砂巖類的礦物組成：鈣質含量一般為15%～25%，長英質成分一般為55%～70%，粘土礦物一般小于20%；泥巖類的礦物組成為：鈣質含量一般小于10%，長英質成分一般為50%～60%，粘土礦物一般15%～50%。總體而言，與美國典型頁巖油氣藏區的頁巖礦物組成具有一定的相似性。

2.3 泥頁巖的生烴條件

利用源巖干酪根元素分析結果劃分有機質類型，青一段源巖在Van Krevelen圖、熱解HI與Tmax圖均主要分布在有機質類型Ⅰ型和Ⅱ1型區域(圖3)。TOC統計結果表明，青一段泥頁巖有機碳含量為0.73%～8.68%，平均2.13%。鏡質體反射率(Ro)為0.7%～1.3%，靠近湖盆中心可達1.5%，總體處于大量生油階段(鏡質體反射率Ro：0.4%～2.0%)，與Eagle Ford盆地頁巖油熱演化程度相近。

2.4 含油頁巖層段的物性條件

泥頁巖的孔隙度與滲透率測定儀器為RecCore-04型低磁場核磁共振巖樣分析儀、脈沖滲透率儀，檢測主要依據SY/T 5336—2006、SY/T 6490—2000、QB 19561—2010標準規范。結果表明，青一段泥頁巖測試樣品的氣測孔隙度范圍為5.24%～5.25%，脈沖法測得的滲透率值范圍為0.000 3×10-3～0.001 5×10-3μm2。巖石比表面分布在2.968～2.997 m2/g，總孔體積為0.110 43～0.143 24 mL/g，平均孔徑為6.254～9.254 nm。另據大慶油田研究院測定，青一段泥頁巖(1 960～2 090 m)孔隙度為1.4%～8.7%，平均4.4%，滲透率多數小于20×10-3μm2；美國威德福實驗室測定青一段泥巖孔隙度為3.5%～5.8%，平均4.6%，滲透率0.8×10-3～3.4×10-3μm2，平均2.1×10-3μm2。綜合以上數據，青一段泥頁巖作為頁巖油儲層，屬特低孔特低滲性儲層。

圖3 松遼盆地北部青山口組一段泥頁巖有機質類型劃分Fig.3 Organic types of K1qn1 shale in the northern Songliao Basin

圖4 松遼盆地北部青山口組一段泥頁巖儲層儲集空間發育特征Fig.4 Space distribution of K1qn1 shale reservoir in the northern Songliao Basina.微裂縫與晶間微縫;b.粒間溶蝕孔與晶間微孔

掃描電鏡下，該套暗色泥頁巖結構較為致密，可見少量微孔隙，多在1～3 μm，少量4～7 μm。主要發育了5種類型的儲集空間(圖4)，即微裂縫、晶間微縫、粒間溶蝕孔、次生礦物晶間微孔及少量有機質孔，溶蝕微孔可達微米級(如長石溶蝕微孔可達10 μm)。各種類型孔隙與微裂縫伴生發育，并可能彼此連通，組成“水平+垂直的裂縫網絡系統”，為滯留在泥頁巖中的部分油氣提供了有效的儲集空間，與Pearsall頁巖顆粒內“孔隙網絡”孔隙結構類似[10-12]。

2.5 泥頁巖層系地層壓力特征

青一段泥巖單層厚度大，目前普遍欠壓實，具有超壓。青一段泥巖超壓最早形成于青二、三段沉積時期，大部分開始形成于嫩四段沉積時期，其次是嫩二段、嫩五段和嫩三段沉積時期。由等效深度法，利用聲波時差資料對其超壓值大小及分布進行了研究，結果表明，青一段泥巖超壓值最大可達到20 MPa，主要分布在古龍凹陷、三肇凹陷中心，在凹陷邊部排烴邊界減小至8 MPa以下。

3 泥頁巖層系含油氣性分析

泥頁巖層系是指富含有機質的暗色泥巖及其所夾的薄層砂質、灰質細粒巖組成的一套巖石組合系統。頁巖氣主要以吸附態、游離態及溶解態的形式，頁巖油則主要以游離態的形式，賦存于泥頁巖或薄層砂質、灰質細粒巖的儲集空間中。

3.1 泥頁巖層系含油性

事實上，處于“生油窗”范圍內的泥質烴源巖普遍含油(氯仿瀝青“A”含量，S1)，其含油性主要取決于其自身的生油能力以及生油時期的儲油能力，只有二者在時空上相耦合，才具備頁巖油勘探開發的潛力。S1測定的是C14—C18烴類，與原油成份相比，缺少高碳數的烴類、瀝青質及非烴含量；氯仿瀝青“A”的成分包括C6—C38烴類、膠質及瀝青質，與原油成分相似，參數意義與含油率接近。通過本區各層系泥頁巖樣品的實測氯仿瀝青“A”含量統計結果，青一段(K2qn1)平均值為0.350 2%，遠遠高于嫩二段(K2n2)的0.055 65%、嫩一段(K2n1)0.067 6%及沙河子組(K1sh)0.036 6%，含油性最好(圖5)。

3.2 泥頁巖層系含氣性

青一段在鉆探過程中經常出現氣浸現象，在錄井過程中則表現為明顯的氣測異常特征，說明這套泥頁巖層系具有較好的含氣性。為進一步證實其含氣性，選取TOC大于2%，S1大于0.5%的暗色泥巖樣品分別進行了含氣飽和度和等溫吸附測定。其中，含氣飽和度的測定使用RecCore-04型低磁場核磁共振巖樣分析儀，等溫吸附的測定使用FY-KT 1000型等溫吸附儀，并依據QB 19560—2010測定方法。結果表明，青山口組暗色泥巖的含氣飽和度為13.26%～25.80%，吸附氣含量隨著測試壓力增大和TOC值的增高而增加(圖6,圖7)。如，英29井青一段暗色泥巖的吸附氣含量，當壓力由0.40 MPa逐漸增加到10.20 MPa時，吸附氣含量則由0.28 m3/t增加到2.08 m3/t。含氣量的增加，可以提高頁巖層系的氣油比，增加原油在頁巖中的流動性及可采性。

圖5 松遼盆地北部各泥頁巖層系氯仿瀝青“A”含量統計Fig.5 Chloroform asphalt “A” box plot of each shale sequence in the northern Songliao Basin(sample No.387)

4 頁巖油氣勘探潛力

由于非常規儲層天然氣的聚集機理和過程復雜，相關計算參數難以準確把握[13-14]，故在全國頁巖油資源評價方法選擇中，推薦使用概率體積法或以概率體積法為主，依據概率體積法基本原理，頁巖油資源量為泥頁巖質量與單位質量泥頁巖所含原油(含油量)之概率乘積[15]。根據頁巖油形成的地質條件分析，選取富有機質泥頁巖分布面積、厚度、有機碳含量、氯仿瀝青“A”含量、有機質成熟度、埋深以及含油性等，作為松遼盆地北部青一段頁巖油有利區優選參數。關鍵參數的選取主要包括以下幾個方面：

圖6 英29井青一段暗色泥頁巖等溫吸附曲線Fig.6 Isothermal adsorption curve of dark shale of K1qn1 from Ying29 well

圖7 松遼盆地青一段吸附氣含量與有機碳含量關系Fig.7 Relationship between adsorbed gas content and organic carbon content of K1qn1 in the northern Songliao Basin

1) 合理確定頁巖油評價層段：要有充分證據證明擬計算的層段為含油泥頁巖段。在含油氣盆地中，頁巖層段見油氣顯示或氣測錄井在該段發現氣測異常；在缺少探井資料的地區，要有油苗、油跡或其他油氣異常證據；在缺乏直接證據情況下，要有足以表明頁巖油存在的條件和理由。

2) 有效厚度：有利區評價目的層的泥地比大于60%，泥頁巖連續厚度大于30 m，最小單層泥頁巖厚度大于6 m，其它巖性夾層厚度小于3 m。頁巖油有利區優選時應采用有效(處于主要生油階段且有可能形成頁巖油的)厚度進行評價。

3) 有機碳含量(TOC)和鏡質體反射率(Ro)：頁巖油有利區評價單元內需要有TOC大于2.0%，且具有一定規模分布的富有機質泥頁巖，成熟度0.5%

4) 埋藏深度：主體埋深不超過5 000 m。

5) 保存條件：保存條件良好，不受地層水淋濾影響等。

6) 含油率：低于0.1%的區域，不作為頁巖油有利區。含油率以重量百分比進行表示，其概率賦值可參照離散型參數概率統計分析法進行。目前的主要方法有地球化學法、類比法、統計法、含油飽和度法、測井解釋法、生產數據反演法等。本次主要使用的是地球化學法，即通過測定巖心樣品中氯仿瀝青“A”含量進行統計分析，編制概率分布直方圖，確定其概率賦值區間。

結果表明，松遼盆地北部青一段頁巖油地質資源為105.60×108t，按照類比法估算可采系數為10%的情況下，可采資源量為10.56×108t(表1)。計算數據充分說明大慶探區頁巖油資源潛力豐富，是未來重要的勘探方向之一。

5 結論

1) 松遼盆地青一段為厚層-巨厚暗色泥巖與薄層砂質巖石互層，形成典型的“泥包砂”生儲蓋組合特征，氣測異常豐富，有機碳含量0.73%～8.68%，平均2.13%，熱演化程度在0.7%～1.3%之間，是頁巖油氣形成的最有利層位。

表1 松遼盆地北部青一段頁巖油資源潛力(可采系數為0.10)Table 1 Resource potential of K1qn1 shale oil in the northern Songliao Basin

2) 青一段富有機質頁巖均屬特低孔特低滲性儲層，經頁巖儲集層的微觀特征研究，識別出“微孔+微縫”組合是青一段頁巖儲層的主要儲集空間類型。

3) 通過富有機質頁巖面積和厚度的正態分布概率統計、含氣量的等溫吸附實驗等關鍵參數的合理賦值，計算出松遼盆地北部青一段頁巖油地質資源為105.60×108t，可采資源量為10.56×108t，資源量可觀，是未來重要的勘探方向之一。

參 考 文 獻

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