页岩油资源潜力预测方法探讨：以三塘湖盆地马朗凹陷芦草沟组页岩油为例

柳波 ，郭小波，黄志龙，涂小仙，申英，王瑞

(1.东北石油大学 非常规油气成藏与开发省部共建国家重点实验室培育基地，黑龙江 大庆，163318；2.中国石油大学 油气资源与探测国家重点实验室，北京，102249；3.中国石油公司 吐哈油田分公司，新疆 哈密，839009)

近年来，世界常规油气资源产量呈持续降低的趋势，而全球经济的快速发展对原油需求又不断增加，使非常规油气资源的勘探和开发越来越受到各国关注[1]。国外最早认知的非常规油气为致密砂岩气、深盆气等“近源”致密储层天然气，以及煤层气、页岩气等致密“源内”天然气，目前均已成为非常规天然气勘探的重点领域[2−5]。近几年，致密储层油也获得了规模开采，例如，我国的深盆油、向斜油。北美页岩油是目前又一热点勘探领域，其中美国巴肯盆地页岩油的勘探号称“巨型油田革命”。由于烃源岩类型与热演化程度等的不同，页岩层系烃类产物为液态，原油未经过运移或经历短距离初次运移而滞留于泥页岩层系中，经压裂改造后可直接获得工业油流。美国地质调查局按照油气聚集规律分出常规油气藏和连续油气藏2个主要端元型油气藏，有部分油气藏可能同时兼具2种类型油气藏的特征，属于过渡型油气藏[6]。我国也具有形成大规模页岩油的地质条件，本文作者研究靶区三塘湖盆地马朗凹陷二叠系已完成页岩油先导性水平井钻探，压裂试采段纹层泥页岩油气显示级别高，获得每日稳产油4 m3、水20 m3左右的效果，勘探潜力巨大，然而页岩油资源潜力预测方法尚不成熟，成为今后勘探急需解决的问题。

1 页岩油资源潜力预测方法

1.1 全石油系统评估单元

目前，美国地质调查局“连续型”油气资源评价采用全石油系统评估单元(TPS-AU)方法，取代了 1995年之前的成藏组合概念方法来估算尚未发现的油气资源量[7]，并使用FORSPAN模型进行评价[8]。TPS-AU的优势在于它主要针对“连续型”烃类流体系统，将含气范围划分成若干个评价单元，评估单元的划分是建立在相似地质单元和烃类聚集类型的基础上[8−9]。页岩油作为典型的“连续型”非常规油气资源，采用全石油系统资源评价的地质要素或评价图件包括烃源岩性质及空间展布，烃源岩生成油气的赋存层位和分布，处在生油窗和生气窗内的源岩分布，具有生油气潜力的烃源岩分布范围，生烃能力最佳的烃源岩分布范围等。在以此划分的评价单元中，采用合适的方法进行资源量预测。这些资源潜力预测的方法主要包括如下介绍的体积法、类比法及成因法。

1.2 页岩油资源潜力预测方法

直接针对页岩油的资源评价方法很少提出，虽然页岩油与页岩气在形成与富集中具有一定的差异，但二者都属典型的自生自储式“连续型”油气藏，因此可借鉴页岩气的资源评价方法。根据页岩油形成与富集机理，调研国内外常规油气资源评价和页岩气资源评价原理，认为页岩油资源潜力预测方法主要包括3大类：体积法，类比法和成因法[10−13]。

(1) 体积法。由于体积法不依赖页岩油井的生产动态变化和原始生烃量，是勘探开发前期或初期资源潜力预测的最好方法，也是页岩气资源量计算中最常用的方法。页岩油在泥页岩储层中主要以游离态和吸附态赋存，由于油的性质与天然气不同的，吸附态的液态烃很难解吸，因此，页岩油的含油性主要体现在游离烃的含量。由于页岩油对温度和压力的敏感度比页岩气的要低，体积法计算资源量的参数选取和影响因素分析要相对简单。一般通过密闭取心，求得含油饱和度和孔隙度，根据有利区面积、厚度等参数即可求得页岩油资源量。

(2) 类比法。类比法资源量预测主要应用在勘探开发程度较低的盆地，通过与已成功开发的地区对比，得出目的区页岩油资源丰度，乘以对应的有效面积，便可获得目的区油气资源量，是一种简单快速的资源评价方法。首先，通过盆地的大地构造背景、盆地类型与规模、沉积层序特征等宏观地质条件，初选出相似的、已成功开发的页岩油盆地；然后根据目的区页岩有机地球化学特征，如有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度、生烃演化史等，以及页岩储层物性、矿物组成、裂缝发育情况等源储性能等特征，优选出与目的区最相似的区域，进而估算研究区页岩油资源丰度情况，便可求得总的资源量。

(3) 成因法。页岩油是泥页岩生成的、未排运出烃源岩的滞留油，在常规油资源评价中作为损失量考虑。成因法适用于常规油勘探开发较成熟的盆地，当常规油资源量或地质储量已知时，通过盆地模拟法可获得盆地内泥页岩总的生油量，假定其他非常规油资源量和其他因素造成的液态烃损失可以忽略时，盆地内页岩油资源量约为总的生油量与常规油资源量之差[14]。

在我国乃至全球范围内页岩油勘探开发刚起步的实际情况下，认为以全石油系统评估单元(TPS-AU)为基础，体积法是最佳的页岩油资源量计算方法。下面以新疆三塘湖盆地二叠系芦草沟组为例，进行页岩油资源评价和区带优选分析。

2 研究区页岩油勘探概况

三塘湖盆地位于新疆维吾尔自治区东北部，行政属于巴里坤哈萨克自治县和伊吾县境内，北与蒙古国接壤，向北东方向延伸出境。盆地北西－南东向呈带状展布，长约 500 km，宽 40～70 km[15]，面积约为2.3×104km2，地理上为山间盆地，位于阿尔泰褶皱系与北天山褶皱系之间，盆地走向与现今构造走向基本一致。在区域大地构造位置上，三塘湖盆地位于西伯利亚板块南缘，南邻吐哈盆地，西邻准噶尔盆地，在地史时期整体属于大陆边缘活动带，是在早古生代基底上发展起来的叠合盆地[16]。

露头及钻井揭示，三塘湖盆地马朗凹陷盖层最大厚度6 500 m。现今残留的二叠系芦草沟组分布于马朗－条湖凹陷的西南部，东北部地层在印支运动时遭受剥蚀，其原始沉积范围比现在大。原始陆源输入较少，地层岩性主要由形成于沉积水体能量较低的碳酸盐岩和暗色泥岩组成，基质孔隙发育程度较差，有机质含量高，是盆地中浅层成藏体系的主力烃源岩层。马朗凹陷二叠系芦草沟组泥页岩为优质烃源岩，有机碳质量分数(wOC)分布于 0～18%，绝大多数样品wOC介于1%～8%，多数样品生烃潜量(S1+S2)大于4 mg/g，氯仿沥青质量分数(wA)大于 0.1%。镜质体反射率(Ro)实测数据分布在0.5%～0.9%范围内，少部分样品的Ro实测值超过0.9%，总体成熟度较低；处于低熟－成熟阶段早期；其孔隙度普遍小于 8%，渗透率低于0.05×10−3μm2，属于致密储层。图1所示为马朗凹陷二叠系试油段泥页岩含油特征。表1所示为芦草沟组产油层烃源岩有机质丰度参数。泥页岩页理不发育，多见水平纹层，基质孔隙虽小，但仍然是油气储集的主要空间(见图1)，油气自生自储，烃源岩层即是极好的产油层(见 表1)。

图1 马朗凹陷二叠系试油段泥页岩含油特征Fig.1 Oiliness characteristic of P2l test formation in Malang sag

表1 芦草沟组产油层烃源岩有机质丰度参数Table 1 Source rock evaluation of Lucaogou oil producing formation

3 页岩油资源潜力预测与区带评价

3.1 全石油系统评估单元划分

根据已有烃源岩综合评价结果，首先根据烃源岩总有机碳含量(以 4%为界)将烃源岩分为高丰度烃源岩和低丰度烃源岩；其次利用现有烃源岩热解数据、可溶有机质地球化学参数随深度的演化规律，将烃源岩划分为未成熟、低成熟、成熟早期及成熟4个热演化阶段。其中，未成熟段(Ro＜0.5%)；低成熟段(Ro为0.5%～0.7%)，烃源岩生成少量油气；成熟段早期(Ro为0.7%～0.8%)，对应生烃高峰；成熟段(Ro＞0.8%)，烃源岩生成的油气量开始降低；低成熟和成熟早期阶段在升藿烷 22S/(22S+22R)成熟演化参数随深度变化关系中，存在明显变化转折点。平面上，马朗凹陷二叠系芦草沟组烃源岩有利相带划分为5个等级，分别对应高丰度成熟早期源岩区、高丰度低熟源岩区、高丰度成熟源岩区、低丰度成熟早期源岩区及低丰度未成熟源岩区。由于低丰度未熟源岩区不具备生烃能力，故不作考虑，可将烃源岩综合评价的优劣进行排序：高丰度成熟早期，高丰度低成熟，高丰度成熟，低丰度成熟早期。

根据储层物性结果建立了 4级储集物性评价标准。灰质泥岩、泥质灰岩、白云质泥岩和泥质白云岩等过渡类型的岩性，不但物性最好(孔隙度为6%～8%)，裂缝最为发育，也是较好的烃源岩，为本区最为有利岩性，为Ⅰ类储层；泥岩、粉砂质泥岩、凝灰质泥岩虽然生烃能力较强，但是物性不如Ⅰ类储层好，孔隙度为4%～7%，为Ⅱ类储层；较纯的碳酸盐岩为非烃源岩，受酸性流体改造程度小，物性差，孔隙度为1%～6%，为Ⅲ类储层；凝灰岩物性最差，平面上距烃源岩较远，孔隙度为 1%～4%，裂缝不发育，为Ⅳ类储层。

根据源储条件综合评价结果，由于低丰度未熟源岩区不具备生烃能力，故不作考虑，可以将预测单元划分为4大类，见图2。每一类预测单元具有相似的地质条件，无井区评价数据选取同一单元内的钻井数据。页岩油的富集需要同时具备较好的源储条件，在不考虑同生断裂的影响下，对马朗凹陷进行预测单元划分，见图3。

图2 预测单元划分标准Fig.2 Graduation criterion of forecasting units

图3 马朗凹陷页岩油预测单元划分图Fig.3 Graduation of forecasting units of source oil in Malang sag

3.2 资源预测参数的选取

含油饱和度是体积法计算油气资源量的主要参数之一，也是评价储层含油性的传统指标，含油饱和度越高油层质量也就越好。图4所示为对马朗凹陷同一口井、不同储层物性与含油饱和度关系。储层密闭取资料分析显示，常规砂岩储层含油饱和度与孔隙度呈正比(图4(a))，而页岩油储层二者关系较复杂，整体呈现负相关关系(图 4(b))。这是由于页岩油与常规油成藏机理的差异造成的，传统的含油饱和度评价页岩油储层含油性已不再适用，因此提出新评价指标“含油率(Po)”，即岩石中所含油的体积分数；此时，孔隙度与含油率成正比，图5所示为孔隙度与含油率的关系。需要说明的是，目前现场解析与密闭取心数据较少，本次资源量预测所用含油率为岩心密闭取心实验分析孔隙度与含油饱和度相乘所得。

根据目前的开采技术，从泥页岩试油结果与含油率的相关关系可以看出：含油率大于1.5%时，试油结果为油层、差油层；含油率小于1.5%时，试油结果为干层(图5)。含油率、含油饱和度和孔隙度三者的关系见图 6。可知：高含油率数据点对应着每级孔隙度最高的含油饱和度。因此以含油率为 1.5%作为划分油气以现今技术水平是否可采出的标准。

图4 储层物性与含油饱和度的关系Fig.4 Relationships between reservoir properties and oil saturation

图5 孔隙度与含油率的关系Fig.5 Relationships between porosity and oil ratio

图6 含油率与孔隙度、含油饱和度的关系Fig.6 Relationships between porosity, oil saturation and oil ratio

图7 各评价单元平均含油率与深度的关系Fig.7 Relationships between oil ratio and depth of each forecasting area

含油率是与源储条件具有相关关系的参数。在实际钻井中，岩性以毫米级频互层，实测数据在同一深度段变化较大，但数值仍相对集中。将各区带钻井含油率实测数据分别在同一深度范围内求取统计平均值，并作出与深度的拟合关系，见图 7。分别计算出含油率大于1.5%的A类、B类、C类的潜在资源量。

D类评价单元的两口探井仅在钻井过程中有荧光级别的油气显示，含油率低于1.5%，目前的技术水平尚无法开采，赋予其Po值为实测点算术统计平均值1.12%。由于页岩油储层储集空间形成影响因素的复杂性和泥页岩生烃能力的差异性等，研究区含油率与深度之间呈现上述3种不同的相关关系。表2所示为马朗凹陷源岩油预测资源量。通过体积法计算结果表明，马朗凹陷芦草沟组源内资源量为2.74×108t，目前开采工艺下(含油率大于 1.5%)储量规模为1.76×108t(表 2)。

表2 马朗凹陷源岩油预测资源量Table 2 Forecasting resource of source rock oil in Malang sag

3.3 区带评价

“连续型”非常规油气资源有利区带的优选方法与常规油气资源不同。常规油气资源是在综合评价生、储、盖的基础上，研究油气运聚规律，寻找有利圈闭。而“连续型”勘探区带预测是在多因素综合分析的基础上，将各因素平面评价图件进行叠合，这些因素评价图包括沉积相图、厚度等值线图、成熟度图、TOC等值线图、埋深图、地温图及物性评价图。从叠合图得到的具备最多富集地质条件的部位就是有利的勘探目标区。

结合本区页岩油形成机制与富集机理，提出页岩油富集需要具备5个条件：(1) 源岩总有机碳(wOC)含量大于4%，累计厚度大于40 m；(2) 埋深为1 800～2 900 m，成熟度(Ro)在0.55%～0.75%之间；(3) 岩石脆性高，而且脆性岩石与泥岩互层；(4) 有利的岩相古地理条件，半深湖－深湖环境下的泥岩、灰质(云质)泥岩较多；(5) 强输导油源断裂较少。将上述各条件进行综合考虑，提出3个有利的勘探区带，见图8。

这3个勘探区带均处在源岩厚度较大、wOC较高的区域，烃源岩演化处于主生烃带，能够生成大量的液态烃。沉积相带有利，主要为半深湖相，沉积了灰质泥岩、云质泥岩等碳酸盐岩和泥岩的过渡岩性，源储条件优越。此外，处于相同地质条件的牛圈湖地区和马中地区均已提交储量，更加说明了该区具有极大的勘探潜力。表3所示为马朗凹陷芦草沟组二段区带预测基本特征。根据页岩油资源预测结果，牛圈湖东面积为32.47 km2，区带资源量为1 400.05×104t；马中南面积为61.18 km2，区带资源量为1 625.71×104t；牛圈湖北面积为 25.73 km2，区带资源量为1 505.03×104t。合计区带面积为119.38 km2，资源量为4 530.79×104t，见表3。

图8 马朗凹陷芦草沟组二段源岩油有利区带分布预测Fig.8 Optimise of profitable range of P2l2 source rock oil in Malang sag

表3 马朗凹陷芦草沟组二段区带预测基本特征Table 3 Essential characteristic of forecasting areas of P2l2 in Malang sag

4 结论

(1) 含油率(Po)即岩石中所含油的体积分数，用以评价页岩油的资源潜力比含油饱和度更符合页岩油的地质条件。

(2) 根据富油层位的生烃潜力和储集性能评价划分预测单元，通过已有钻井数据建立各评价单元含油率的相关关系，以此预测全区“连续型”页岩油资源潜力的方法具有较好的可行性。

(3) 目前非常规油气资源评价，在国内还处于起步阶段，在井数量足够多的前提下，通过计算机将研究区划分成更为细致的评价单元，可以大大提高资源潜力预测的准确性。

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