松南上白堊統青山口組一段不同賦存狀態頁巖油定量評價

張 輝，王志章，楊 亮，李忠誠, ，邢濟麟

1.中國石油大學(北京)地球科學學院，北京 102249 2.中國石油吉林油田公司 ，吉林 松原 138000 3.中國石油吉林油田公司勘探開發研究院，吉林 松原 138000

0 引言

近年來，頁巖油已成為全球非常規油氣勘探開發的新熱點，是重要的接替能源之一，全球頁巖油氣勘探開發取得了一系列長足進展。隨著中國頁巖氣的成功勘探和規模開發，對頁巖油的勘探開發也展開了積極探索[1-4]。頁巖油氣在我國的分布十分廣泛，經評價我國陸相頁巖油有利甜點區面積可達8.5×104km2。其中：中高成熟度頁巖油是目前重要接替領域；中低成熟度頁巖油是該行業未來發展的重大戰略性接替資源。根據目前勘探程度，我國頁巖油技術可采資源量為145×108t[5]。松遼盆地是世界上已發現油氣資源最為豐富的陸相沉積盆地，也是中國重要的產油氣盆地之一[6-10]，歷經 60余a勘探，目前已全面進入非常規油氣勘探階段[11-13]。其中，上白堊統青山口組湖相沉積為該地區中淺層主要生烴源巖，具有厚度大、分布范圍廣、有機質豐度高和類型好的特點，層系內部滯留烴富集，存在十分可觀的頁巖油資源。

一般認為，頁巖氣主要以吸附態、游離態及少量溶解態賦存于頁巖孔隙-裂縫系統中[14]。而對頁巖油來說，除了存在上述3種賦存狀態外，還存在溶脹態。頁巖油賦存狀態決定著頁巖油開采動用方式，因此，研究頁巖油賦存狀態，對開發利用頁巖油等非常規油氣資源具有重要意義[15]。本次研究以松遼盆地南部青山口組一段下段為目的層，通過計算研究區各井中不同賦存狀態的頁巖油量，揭示頁巖油在地下頁巖層系儲層中的賦存特征，為松遼盆地進一步開采頁巖油提供指導意見。

1 區域地質概況

松遼盆地位于中國東北部，是中國東部大型疊合含油氣盆地，長約750 km，寬約350 km，總面積達26×104km2[16]。根據其基底性質和蓋層的區域地質特征，松遼盆地整體分為中央坳陷區、北部傾沒區、西部斜坡區、東北隆起區、東南隆起區和西南隆起區等6個一級構造單元[17-22]。本文研究區位于松遼盆地南部中央坳陷區，面積約為2.48×104km2，包括紅崗階地 、扶新隆起帶、長嶺凹陷和華字井階地等4個二級構造單元[23](圖1)。

松遼盆地是我國東部具有斷坳雙重結構的中—新生代大型復合型沉積盆地，主要包括熱隆張裂階段(前裂谷期)、伸展斷陷階段(裂谷期)、熱沉降坳陷階段(后裂谷期)和構造反轉盆地萎縮階段4個構造演化過程[25]。青山口組自下至上劃分為青一段、青二段和青三段。松遼盆地南部青一段以泥頁巖沉積為主，局部區域發育薄層砂巖和介形灰巖[24,26]。砂巖主要分布在盆地的西部和南部，向湖盆中心厚度遞減。生物化石豐富，黃鐵礦結核發育，反映出明顯的強還原環境[23]。

2 頁巖基本地質特征

2.1 巖相特征

TOC與黏土礦物含量是有效的巖相劃分依據，隨著 TOC 與黏土礦物含量的降低，巖石從發育頁理向紋層狀頁巖、塊狀構造泥巖過渡，直至成為砂巖夾層。通過地質與測井巖相綜合識別方法，在松南青一段共劃分出5 種巖相類型，分別為高有機質薄片狀頁巖、中有機質紋層狀頁巖、中有機質塊狀泥巖、低有機質紋層狀頁巖和粉-細砂巖[27]。研究表明，頁巖油資源主要富集在高有機質薄片狀頁巖和中有機質紋層狀頁巖內。其中：高有機質薄片狀頁巖頁理發育，成分以泥級黏土礦物為主，有機質含量高，顏色多為純黑色，w(TOC)一般大于2%，此類巖相主要形成于湖侵、高水位體系域的靜水沉積環境[28]；中有機質紋層狀頁巖主要由富有機質泥質紋層與貧有機質泥質、砂質紋層互層形成，顏色呈灰色或深灰色，有機質含量較高，w(TOC)在1%～2%之間，此類巖相主要是在季節性懸浮和底流作用交替沉積的靜水環境下形成[29]。

據文獻[24]修編。

2.2 地球化學特征

松南青一下段w(TOC)總體大于1.0%，屬于中高有機質豐度泥頁巖(圖2)。應用氫指數(IH)與巖石最大熱解峰溫(Tmax)關系圖(圖3)可知，青一下段烴源巖有機質類型以Ⅱ 型為主，是典型的湖相富有機質泥頁巖。有機顯微組分鑒定結果顯示，研究區青一下段有機質來源主要為以腐泥組為主的湖泊自生有機質，含少量的絲質體、孢子體和鏡質體等陸源有機質。根據鏡質體反射率可知，青一下段Ro主要分布在1.0%～1.4%區間內，烴源巖處于中成熟-高成熟階段(圖4)。綜合分析，青一下段為好烴源巖，整體處于中高成熟階段，具備形成頁巖油的資源潛力。

圖2 松南w(TOC)分布直方圖

2.3 沉積環境特征

研究樣品選取的H258、H238、CY8和TY1井分別位于不同沉積環境(H258和H238為同一沉積環境)。其中：H258井和H238井發育三角洲外前緣相沉積，長英質陸源碎屑輸入量較高，以中低有機質巖相為主；TY1井和CY8井主要以穩定的半深湖—深湖相沉積為特征，主要由高有機質頁巖相組成。

Ro.鏡質體反射率。

圖4 松南青一下段各井Ro分布直方圖

3 頁巖油賦存狀態定量評價

頁巖層系儲層中，頁巖油主要以游離態、吸附態和溶脹態3種狀態賦存。吸附態頁巖油通過范德華力和庫侖力與有機質、礦物顆粒表面相互作用以密度較高的“類固態”形式存在，被認為基本不具有流動性；游離態頁巖油賦存于較大的孔、縫中，由于距孔隙的礦物壁面有一定的距離，不受分子間相互作用力的束縛，理論上可以流動；溶脹態是指頁巖油“嵌入”有機質結構中，油分子被干酪根分子“包圍”，因此不具有流動性[27]。其中，無機礦物微納米孔喉縫中頁巖油主要以吸附態和游離態存在，有機孔隙中頁巖油主要以吸附態、游離態及溶脹態賦存于干酪根基質中。因此，頁巖油主要以干酪根溶脹態、干酪根吸附態、有機質孔隙游離態、無機礦物吸附態及無機孔隙游離態等5種賦存形式存在[27,30-34]。

本次研究主要選取松遼盆地南部不同相帶鉆井樣品開展頁巖油賦存狀態的定量評價。其中：半深湖—深湖區TY1井和CY8井共采集16個樣品；三角洲外前緣區H258井和H238井共采集4個樣品。

3.1 干酪根溶脹油量定量評價

以松南青一段泥頁巖中的Ⅱ1型干酪根為例，通常可將分子動力學模擬所得未成熟Ⅱ1型干酪根的溶脹油量作為初始溶脹油量。不同演化階段Ⅱ1型干酪根溶脹油量(Qs)可以視為初始溶脹油量(Qw)與不同演化階段Ⅱ1型干酪根質量(mk)及溶脹率減小系數(fs)的乘積。為了便于將不同賦存狀態頁巖油量能在一起進行對比，本次研究對頁巖油量進行了歸一化，以1 g原始有機碳對干酪根溶脹油量進行歸一化[27]。利用松南青一段未熟泥頁巖樣品的熱解及PY-GC實驗結果，建立并標定化學動力學模型，結合松遼盆地埋藏史熱史，計算不同Ro對應的轉化率，進一步計算不同巖相干酪根溶脹油量[27]。

由圖5a中可知，高有機質薄片狀頁巖各井干酪根溶脹油量平均約為23 mg/g TOC，以TY1-6最高，含油量約為43 mg/g TOC，TY1-14最低，含油量約為13 mg/g TOC。由圖5b中可知，中有機質紋層狀頁巖干酪根溶脹油量各井平均為22 mg/g TOC，以 CY8-9最高，含油量約為33 mg/g TOC，H238-19最低，含油量約為13 mg/g TOC。

3.2 干酪根吸附油量定量評價

干酪根吸附油量與干酪根的吸附面積(比表面積)和單位面積吸附油量有關，將不同階段干酪根比表面積與分子動力學模擬所得干酪根單位面積吸附油量相乘，即得到干酪根總吸附油量。松遼盆地青山口組泥頁巖的微觀孔隙可以分為微孔(<10 nm)、小孔(10～50 nm)、中孔(50～150 nm)、大孔(150～10 000 nm)。按對數坐標將每段平均分為10份，統計第n段孔徑內有機孔隙的表面積(Dn-1～Dn)，則這n段比表面積之和即為有機孔隙表面積[27]。

干酪根有機質孔隙體積及比表面積計算參考盧雙舫等建立的比表面積模型[27]。其中，利用原子力顯微鏡對研究區頁巖油樣品孔隙表面粗糙系數進行評價，CY8井為1.33，H238井為1.43，H258為1.13，TY1井為1.29；未成熟干酪根密度及干酪根中不可轉化部分的密度參考傅家謨中未熟階段及過成熟階段Ⅱ1型干酪根密度曲線圖[35]，分別為1.25及1.35 g/cm3；分子動力學模擬所得Ⅱ1型干酪根溶脹率。據此計算原始有機碳對應的干酪根有機質孔隙體積以及干酪根比表面積，結果如圖6所示：由圖6a可知，高有機質薄片狀頁巖CY8-5有機質孔隙體積最大，約為0.18 cm3/g TOC，TY1-14有機質孔隙體積最小，約為0.14 cm3/g TOC；由圖6b可知，中有機質紋層狀頁巖CY8-3有機質孔隙體積最大，約為0.19 cm3/g TOC，H238-10最小，約為0.14 cm3/g TOC；由圖6c可知，高有機質薄片狀頁巖干酪根比表面積CY8-16最大，約為17 m2/g TOC，TY1-14最小，約為7 m2/TOC；由圖6d可知，中有機質紋層狀頁巖干酪根比表面積CY8-17最大，約為23 m2/g TOC，H238-10最小，約為11 m2/g TOC。

圖5 松南青一下段高有機質薄片狀頁巖(a)和中有機質紋層狀頁巖(b)干酪根溶脹油量圖

將不同階段干酪根比表面積與分子動力學模擬所得干酪根單位面積吸附油量相乘，即得到干酪根總吸附油量[27]。由圖7a可知，高有機質薄片狀頁巖干酪根吸附油量TY1-6最高，約為51 mg/g TOC，H238-12最低，約為8 mg/g TOC；由圖7b可知，中有機質紋層狀頁巖干酪根吸附油量CY8-9最高，約為32 mg/g TOC， H238-10最低，約為7 mg/g TOC。

3.3 有機質孔隙游離油量定量評價

本次研究計算了Ⅱ1型有機質生烴增孔、油成氣形成死碳減孔、干酪根溶脹減孔、烴源巖壓實減孔量，得到不同類型的有機質在不同演化階段條件下有機孔隙體積的變化規律。有機孔隙中，頁巖油主要以吸附態及游離態兩種賦存狀態存在，有機質孔隙體積減去吸附油體積，將之與頁巖油密度相乘即可得到有機質孔隙游離油量[27]。

由圖8a可知，高有機質薄片狀頁巖有機質孔隙游離油量TY1-6最高，約為159 mg/g TOC，H238-12最低，約為27 mg/g TOC；由圖8b可知，中有機質紋層狀頁巖有機質孔隙游離油量CY8-9最高，約為80 mg/g TOC，H238-19最低，約為19 mg/g TOC。

3.4 烴源巖中無機部分滯留液態烴定量評價

將松遼盆地代表性泥頁巖樣品粉碎后分成兩份：一份進行氯仿抽提實驗，得到泥頁巖中的氯仿瀝青“A”；另一份進行酸處理富集有機質，對有機質進行氯仿抽提實驗，得到賦存于干酪根中的氯仿瀝青“A”。用泥頁巖中的氯仿瀝青“A”數據減去干酪根中的氯仿瀝青“A”數據，得到的就是無機部分頁巖油量[27]。

圖6 松南青一下段高有機質薄片狀頁巖(a)、中有機質紋層狀頁巖(b)有機質孔隙體積圖以及高有機質薄片狀頁巖(c)、中有機質紋層狀頁巖(d)干酪根比表面積圖

圖7 松南青一下段高有機質薄片狀頁巖(a)和中有機質紋層狀頁巖(b)干酪根吸附油量圖

圖8 松南青一下段高有機質薄片狀頁巖(a)和中有機質紋層狀頁巖(b)有機質孔隙游離油量圖

由圖9a可知，高有機質薄片狀頁巖無機賦存油量/有機賦存油量系數最大的為TY1-1，約為0.93，TY1-8系數最小，約為0.26；由圖9b可知，中有機質紋層狀頁巖無機賦存油量/有機賦存油量系數最大的為H238-19井，約為2.20，CY8-3系數最小，約為0.96。

無機礦物吸附油量評價方法與干酪根吸附油量評價類似，等于無機礦物比表面積乘上無機礦物單位面積吸附油量；而無機孔隙游離油量則等于頁巖中無機孔隙總滯留油量減去無機礦物吸附油量[27]。為了得到無機礦物比表面積，首先開展核磁共振實驗得到頁巖全尺寸孔徑分布，然后利用掃描電鏡實驗得到無機礦物孔隙/有機質孔隙比例、無機礦物孔隙孔徑分布及有機質孔隙孔徑分布，參考盧雙舫等建立的比表面積模型[27]，計算無機礦物比表面積。由圖10a可知，高有機質薄片狀頁巖無機礦物比表面積最大的為TY1-9，約為6.7 m2/g TOC，最小的為H238-12，約為1.0 m2/g TOC；由圖10b可知，中有機質紋層狀頁巖無機礦物比表面積最大的為CY8-22，約為8.4 m2/g TOC，最小的為H238-10，約為3.5 m2/g TOC。

圖9 松南青一下段高有機質薄片狀頁巖(a)和中有機質紋層狀頁巖(b)無機賦存油量/有機賦存油量系數圖

由此得到無機礦物吸附油量、無機孔隙游離油量及隨成熟度的演化規律(圖11)：由圖11a、圖11c可知，高有機質薄片狀頁巖無機礦物吸附油量TY1-9最高，約為11.7 mg/g TOC，H238-12最低，吸附油量約為2.2 mg/g TOC；無機孔隙游離油量TY1-9最高，約為121.8 mg/g TOC，H238-12最低，約為18.7 mg/g TOC。由圖11b、圖11d可知，中有機質紋層狀頁巖無機礦物吸附油量CY8-22最高，約為15.2 mg/g TOC，H238-10最低，約為7.3 mg/g TOC；無機孔隙游離油量CY8-22最高，約為151.8 mg/g TOC，H238-10最低，約為62.9 mg/g TOC。

圖10 松南青一下段高有機質薄片狀頁巖(a)和中有機質紋層狀頁巖(b)無機礦物比表面積

圖11 松南青一下段高有機質薄片狀頁巖(a)、中有機質紋層狀頁巖(b)無機礦物吸附油量圖及高有機質薄片狀頁巖(c)、中有機質紋層狀頁巖(d)無機孔隙游離油量圖

3.5 不同賦存狀態頁巖油定量評價

由圖12a可知，在高有機質薄片狀頁巖不同賦存狀態滯留油量定量評價圖中，干酪根溶脹油、干酪根吸附油、有機質孔隙游離油量最高的為TY1-6，有機賦存油量可達253.0 mg/g TOC，無機礦物吸附油、無機孔隙游離油量最高的為TY1-9，無機賦存油量可達133.5 mg/g TOC；頁巖油賦存油量最低的為H238-12，有機賦存油量約54.5 mg/g TOC，無機賦存油量約20.9 mg/g TOC。由圖12b可知，在中有機質紋層狀頁巖不同賦存狀態滯留油量定量評價圖中，干酪根溶脹油、干酪根吸附油、有機質孔隙游離油量最高的為CY8-9，有機賦存油量可達142.0 mg/g TOC，無機礦物吸附油、無機孔隙游離油量最高的為CY8-22，無機賦存油量可達167.0 mg/g TOC；有機賦存油量最低的為H238-19，約50.0 mg/g TOC，無機賦存油量最低的為H238-10，約70.2 mg/g TOC。

總體來看：研究區高有機質薄片狀頁巖中頁巖油賦存狀態以有機賦存為主，無機賦存/有機賦存比值介于0.26～0.93之間；中有機質紋層狀頁巖中頁巖油賦存狀態以無機賦存為主，無機賦存/有機賦存比值介于0.96～2.20之間。高有機質薄片狀頁巖中，TY1井頁巖油賦存量最大，其次為CY8井，H238井頁巖油量最低；中有機質紋層狀頁巖中，CY8井頁巖油賦存量最大，H258井次之，H238井頁巖油量最低(表1)。研究區TY1井、CY8井位于半深湖—深湖區，靜水沉積發育大套泥頁巖；H238井位于三角洲外前緣，離物源區較近，導致其頁巖油賦存量明顯低于TY1井、CY8井。

表1 松南青一下段高有機質薄片狀頁巖和中有機質紋層狀頁巖頁巖油賦存量

圖12 松南青一下段高有機質薄片狀頁巖(a)和中有機質紋層狀頁巖(b)不同賦存狀態滯留油量定量評價

4 結論

1)松南青一下段頁巖有機質豐度較好，w(TOC)總體大于1.0%，有機質類型以Ⅱ型為主，Ro主要分布在1.0%～1.4%區間內，烴源巖整體處于中成熟-高成熟階段，具備形成頁巖油的資源潛力。

2)高有機質薄片狀頁巖中，有機賦存油量最高的為TY1-6，有機賦存油量可達253.0 mg/g TOC；無機賦存油量最高的為TY1-9，無機賦存油量可達133.5 mg/g TOC。頁巖油賦存油量最低的為H238-12，有機賦存油量約54.5 mg/g TOC，無機賦存油量約20.9 mg/g TOC。

3)中有機質紋層狀頁巖中，有機賦存油量最高的為CY8-9，有機賦存油量可達142.0 mg/g TOC，無機賦存油量最高的為CY8-22，無機賦存油量可達167.0 mg/g TOC；有機賦存油量最低的為H238-19，賦存油量約50.0 mg/g TOC，無機賦存油量最低的為H238-10，賦存油量約70.2 mg/g TOC。

4)松南青一段高有機質薄片狀頁巖中頁巖油賦存狀態以有機賦存為主，中有機質紋層狀頁巖中頁巖油賦存狀態以無機賦存為主。沉積環境控制了頁巖中頁巖油賦存量，半深湖--深湖區頁巖油賦存量較大，而外前緣區頁巖油賦存量較低。