江漢盆地新溝嘴組泥質白云巖含油性分析

胡 瑩, 盧雙舫, 李文浩, 薛海濤, 張鵬飛, 李 倩

( 1. 中國石油大學(華東) 非常規油氣與新能源研究院，山東 青島 266580； 中國石油大學(華東) 地球科學與技術學院，山東 青島 266580 )

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江漢盆地新溝嘴組泥質白云巖含油性分析

胡 瑩1,2, 盧雙舫1, 李文浩1, 薛海濤1, 張鵬飛1,2, 李 倩1,2

( 1. 中國石油大學(華東) 非常規油氣與新能源研究院，山東 青島 266580； 中國石油大學(華東) 地球科學與技術學院，山東 青島 266580 )

根據油氣勘探資料，結合薄片鑒定、物性分析和地球化學分析等方法，分析江漢盆地新溝嘴組泥質白云巖富油的主控因素及界限.結果表明:江漢盆地新溝嘴組泥質白云巖有機質豐度較好，有機顯微組分以腐泥組為主，熱演化程度為低成熟—成熟階段；頁巖油的富集主要受有機質豐度和孔隙度影響，泥質白云巖儲層含油率與孔隙度關系表現為線性增加和穩定高值兩段式曲線，孔隙度大于12%的泥質白云巖儲層的含油性較好，有利層段含油率大于75 mg/g.該結果對研究區頁巖油富集的主控因素與分布特征的研究具有參考意義.

頁巖油； 含油性； 新溝嘴組； 泥質白云巖； 江漢盆地

0 引言

近年來,對頁巖油的勘探開發取得進展，在江漢盆地、準噶爾盆地和三塘湖盆地云質泥巖和泥質云巖中發現頁巖油，湖相碳酸鹽巖作為一類典型的頁巖油儲層，越來越受到人們重視[1-5].

對于自生自儲型泥質白云巖，一方面，泥質白云巖富含有機質，可作為良好的烴源巖；另一方面，泥質白云巖中的有機質、黏土礦物、瀝青質，以及裂隙系統和粉砂質巖夾層等又可以作為儲集層.頁巖含油性控制因素包括有機質類型、豐度、成熟度、孔滲特性、礦物組成及裂縫等[6-7].泥質白云巖的有機質豐度既是生油的物質基礎，也是增加儲集空間的重要因素，決定泥質白云巖的生烴強度并影響其游離氣賦存能力；泥質白云巖的孔隙度直接控制游離態烴的含量.Daniel J K和Clarkson C R等認為，在頁巖中孔隙的孔徑比較大的情況下，孔隙中可以直接儲存烴類分子；孔隙體積決定游離烴數量，且兩者呈正相關關系[8-9].針對泥頁巖含油性研究文獻較多，但目前未見白云巖孔隙度與游離烴含量關系的文獻.

江漢盆地新溝嘴組泥質白云巖含油氣顯示廣泛，已有6口直井和4口水平井獲得工業油流.該地區泥質白云巖的生烴潛力、含油性影響因素及富油主控因素界限等為目前重點研究方向.筆者以江漢盆地新溝地區典型探井新391井、新斜461井、新斜1171井和新521井為研究對象，應用地質、地球化學、試油、鉆井和測井等資料，分析新溝嘴組下段頁巖油形成條件和含油性特征，為江漢盆地的頁巖油“甜點”勘探提供參考.

1 地質概況

江漢盆地位于江漢平原中部、楊子準地臺中楊子坳陷中部，是在中、古生界海相碳酸鹽巖、碎屑巖和陸相含煤碎屑巖基底上，經燕山運動和喜山運動發展起來的白堊紀—新近紀內陸斷陷鹽湖盆地，面積約為28 760 km2.盆地經歷早燕山期的擠壓、白堊紀—古近紀的裂陷—坳陷及新近紀—第四紀的擠壓—坳陷，可劃分為江陵、潛江、陳沱口等11個凹陷帶和丫角—新溝等4個凸起帶，共15個二級構造單元[10-11](見圖1).

新溝油田位于江漢盆地丫角—新溝低凸起東段，主要含油層系為第三系新溝嘴組.新下段Ⅱ油組以泥質灰巖、泥晶白云巖為主，局部夾薄層粉砂質條帶為儲集層，是需要經過壓裂改造才能獲得工業油流的非常規油藏.2012年，新溝油田對新135井新溝嘴組原測井解釋的“干層”壓裂試油，獲得3 t/d的工業油流，該地區成為頁巖油的勘探新方向[12].

圖1 江漢盆地新溝地區構造位置Fig.1 The location of the structural belts of the Xingou area in the Jianghan basin

2 泥質白云巖分布特征及生烴潛力

2.1 分布特征

江漢盆地新溝嘴組沉積期為新下段亞熱帶潮濕至新上段半干旱偏濕古氣候條件，水體為淺水—半深水環境，為弱氧化—還原型湖泊，發育淺湖—半深湖沉積，處于湖盆萎縮早期.在物源、古地形和古氣候控制下，盆地自北向南發育砂巖、泥巖、泥質白云巖、硫酸鹽巖及鹽巖相，盆地中南部斜坡帶(新溝地區)為泥質白云巖相主要分布區，具有泥質白云巖與薄層泥巖頻繁互層沉積特征，且泥質白云巖及泥巖平面上連片、分布穩定.

在測井曲線上研究區新溝嘴組泥質白云巖表現為中密度、中伽馬和中高聲波時差，基于巖心巖性分析，利用密度、自然伽馬和聲波時差可以較好地區分泥質白云巖、膏鹽巖和砂質夾層.統計該地區新溝嘴組泥質白云巖厚度并繪制厚度平面分布圖(見圖2).由圖2可知，泥質白云巖最大厚度為100 m，高值區主要分布在由新1171井、新135井和新212井圍成的區域，在西南部分地區有分布.

圖2 江漢盆地新溝地區新溝嘴組泥質白云巖厚度平面分布Fig.2 Plane distribution of thickness of the argillaceous dolomite in Xingouzui formation in the Xingou area of the Jianghan basin

2.2 生烴潛力

人們研究鹽湖環境烴源巖生烴潛力，認為該環境下烴源巖有機碳質量分數大于0.6%就能成為好的生油巖，咸化湖泊有機質生烴轉化率高，且在有機質熱演化程度不高的情況下能大量生烴[13-17].

對江漢盆地新溝地區泥質白云巖(包括白云巖、泥質白云巖、白云質泥巖和泥巖)儲層鉆井取心并進行測試分析，泥質白云巖有機碳質量分數變化范圍較大，平均為1.13%，最大可達9.96%，其中大于0.40%的樣品占80.57%，大于0.60%的樣品占59.47%；生烴潛力指數分布在0.06～78.31 mg/g之間，平均為5.72 mg/g，其中大于2.00 mg/g的樣品占34.77%，大于6.00 mg/g的樣品占21.10%(見圖3).

圖3 江漢盆地新溝嘴組泥質白云巖有機質豐度分布特征Fig.3 Distribution characteristics of organic matter abudances of the argillaceous dolomite in Xingouzui formation in the Jianghan basin

圖4 江漢盆地新溝嘴組泥質白云巖有機顯微組分組成

Fig.4 The maceral composition of the argillaceous dolomite in the Xingouzui formation in the Jianghan basin

研究區絕大多數的泥質白云巖樣品有機碳質量分數大于0.60%，部分樣品的生烴潛力指數大于2.00 mg/g，表明烴源巖具有較好的生烴潛力;泥質白云巖有機顯微組分中以腐泥組為主(見圖4)，說明該地區泥質白云巖中可生油組分較多，具備生油的母質條件;泥質白云巖的鏡質體反射率分布在0.5%～0.8%之間，有機質熱演化程度為低成熟—成熟階段.

3 含油性特征

3.1 微觀特征

石油中多環芳香烴與非烴在熒光下具有發光特性，可以根據泥質白云巖在熒光照射下發光的性質判斷巖層中的油氣特征[18].研究區泥質白云巖儲層為中、高孔特低滲儲層，多數裂縫發育，但部分微裂縫被石鹽或硬石膏完全充填，無滲流能力.以新521井為例，在1 067.99～1 084.34 m井段泥質白云巖儲層中發育一條延伸幾十微米的裂縫，但被硬石膏完全充填，無熒光顯示(見圖5(b)).部分泥質白云巖儲層裂縫不發育，但晶間孔和粒間孔發育，并普遍含油，如新391井的1 376.42～1 388.00 m井段、1 388.01～1 396.60 m井段及1 414.98～1 425.00 m井段,泥質白云巖整體發綠黃色、黃綠色中暗光，局部見發中暗—暗色光的條帶，原因是泥質含量較多；少量的陸屑、炭質和硬石膏不發光，有時可見細小的片狀有機質發綠黃色、淡黃白色中亮光，且順長軸呈定向分布(見圖5(a、c、d)).因此，江漢盆地新溝嘴組泥質白云巖孔隙中呈大面積普遍含油特征.

圖5 江漢盆地新溝嘴組泥質白云巖熒光薄片Fig.5 The thin sections of the argillaceous dolomite in Xingouzui formation in the Jianghan basin

3.2 有機地球化學表征

人們根據巖石手標本油氣顯示級別、熱解烴量(S1)、氯仿瀝青“A”含量及含油率等參數研究含油性，其中熱解烴量和氯仿瀝青“A”含量為表征含油性的主要地球化學參數.熱解烴量代表殘留烴，表示烴源巖中液態烴的含量；氯仿瀝青“A”含量代表殘留油，表示烴源巖中液態烴加上膠質和瀝青質的含量.兩個參數主要受泥頁巖有機質豐度、類型和成熟度的影響，在實驗過程中易受到損失[6,19].Jarvie M D認為含油率除了可以用來判斷烴源巖成熟度外，還可以用來判斷頁巖油儲層含油性[20]，含油性高的泥頁巖的含油率一般大于75或100 mg/g.

根據研究區4口井的試油資料及其對應的熱解烴量和含油率數據，建立不同油氣顯示級別熱解烴量和含油率的交會圖(見圖6).由圖6可知：油層級別樣品的熱解烴量多分布在1.00 mg/g以上，含油率多分布在75 mg/g以上；差油層和干層級別樣品的熱解烴量和含油率一般低于油層級別樣品的.油層級別樣品中含油率大于75 mg/g的占總數的74.5%，差油層和干層級別樣品中含油率大于75 mg/g的僅占總數的19.7%.因此，可將熱解烴量為1.00 mg/g、含油率為75 mg/g作為研究區新溝嘴組泥質白云巖頁巖油富集的下限.

3.3 含油性與儲層物性關系

研究區新溝嘴組泥質白云巖樣品巖心物性分析表明，頁巖油儲層孔隙度主要集中在8%～22%之間，平均為13.92%；滲透率多小于0.50×l0-3μm2，平均為0.25×l0-3μm2，屬中、高孔特低滲儲層.新溝嘴組下段為自生自儲型油氣儲層，烴源巖處于低熟—成熟早期階段，整體演化程度較低、原油黏度高、運移啟動壓力梯度大，且該地區為特低滲儲層，原油運移阻力大、動力不足，易滯留在源內孔隙中而聚集成藏.

泥頁巖儲層的含油性受生烴能力和儲集空間發育影響，泥頁巖孔隙度是游離態烴含量的主控因素[21].分析江漢盆地新溝嘴組下段泥質白云巖樣品的儲層物性與含油性關系，泥質白云巖儲層含油性與孔隙度關系不同于常規砂巖儲層的正相關關系，表現為兩段式曲線，即線性增加段和穩定高值段(見圖7).達到的穩定高值段時含油率約為140 mg/g，孔隙度為12%，因此，江漢盆地新溝嘴組孔隙度大于12%的泥質白云巖儲層含油性較好，是油氣富集的主要層段.

圖6 江漢盆地新溝嘴組泥質白云巖含油率和熱解烴量關系Fig.6 Relationship between oil content and S1 of the argillaceous dolomite in Xingouzui formation in the Jianghan basin

圖7 江漢盆地新溝嘴組泥質白云巖含油率與孔隙度關系Fig.7 Relationship between oil content and porosity of the argillaceous dolomite in Xingouzui formation in the Jianghan basin

4 有利區預測

泥頁巖中烴類含量富集段為頁巖油勘探開發的首選目標[22-23].泥頁巖中的干酪根、黏土礦物等組分對烴類具有一定的吸附或吸收作用，且泥頁巖孔滲條件較差，烴類流動性較差，因此，富集段的游離烴含量是評價頁巖油經濟開發的重要參數.頁巖油開發普遍采用壓裂增產措施，孔隙度也是儲層評價的重要內容.王敏研究勝利油田頁巖油密閉取心井，認為頁巖油儲層孔隙度越高，含油性越好，孔隙度是決定頁巖油富集的關鍵參數[24].

江漢盆地新溝嘴組頁巖油的富集不僅與有機質豐度有關，還受孔隙度的影響.考慮儲層頁巖油含油性富集程度及孔隙度參數，將游離烴高值區與孔隙度等值線圖疊合，其中游離烴高值區(含油率大于75 mg/g)與優質孔隙度(孔隙度大于12%)的交集為富集資源分布區，即頁巖油勘探開發有利區.新溝地區泥質白云巖的有利區主要分布在由新斜461、新391井、新561井和新斜1171井圍成的區域，呈北西西—南東東展布，東南部的有利區較西北部的小(見圖8).

圖8 江漢盆地新溝地區新溝嘴組頁巖油勘探有利區

5 結論

(1)江漢盆地新溝地區為泥質白云巖儲層主要發育區，泥質白云巖有機質豐度較高，有機顯微組分以腐泥組為主，熱演化程度為低成熟—成熟階段，具有較大的生烴潛力.

(2)江漢盆地新溝嘴組泥質白云巖孔隙呈現大面積普遍含油特征.以熱解烴量和含油率作為表征新溝嘴組泥質白云巖的含油性的參數，熱解烴量為1.00 mg/g，含油率為75 mg/g時，為研究區新溝嘴組泥質白云巖頁巖油富集的下限.

(3)泥質白云巖儲層含油率與孔隙度關系表現為線性增加和穩定高值兩段式曲線，孔隙度大于12%的泥質白云巖儲層含油性較好，是江漢盆地新溝嘴組油氣富集的主要層段.

(4)游離烴高值區(含油率大于75 mg/g)與優質孔隙度(孔隙度大于12%)交集為富集資源分布區，即頁巖油勘探開發有利區.新溝地區泥質白云巖的有利區主要分布在由新斜461、新391井、新561井和新斜1171井圍成的區域，呈北西西—南東東展布，東南部的有利區較西北部的小.

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2015-04-07；編輯：張兆虹

國家自然科學青年基金項目(41402122)；博士后科學基金面上項目(2014M561980)

胡 瑩(1991-)，女，碩士研究生，主要從事地球化學和非常規油氣方面的研究.

TP311,P632

A

2095-4107(2015)03-0076-07

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2015.03.010