陆相页岩油气地层油气相态的确定方法初探----以鄂尔多斯盆地延长组长7段为例

周 文, 陈文玲, 邓 昆, 邓虎成，王 浩，周秋媚

(油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学)，成都 610059)

陆相页岩油气地层油气相态的确定方法初探----以鄂尔多斯盆地延长组长7段为例

周 文, 陈文玲, 邓 昆, 邓虎成，王 浩，周秋媚

(油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学)，成都 610059)

探讨鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段陆相泥页岩油气地层流体相态类型。根据高压PVT测试资料，编制出延长组油藏的相图，认为盆地西部延长组长6、长8段油藏为单一油相，东部2个油藏为油气两相，长7段泥页岩地层油气共存。根据长6、长8段典型油藏生产气油比与深度及长7段有机质热演化程度(Ro)的关系，建立了存在油气两相的长7泥页岩的深度与Ro的线性关系。根据长7段泥页岩地层的埋深和Ro等值线图，确定出盆地东部的子北、安塞、下寺湾地区、富县等地区为页岩油气(两相)分布区，页岩气由吸附气、游离气及原油溶解气构成；盆地西部其他地区为单一油相分布区，主要为页岩油赋存地区，天然气为原油溶解气。该方法可用于处于有机质热演化程度成熟阶段(Ro=0.5%～1.3%)的富有机质泥页岩地层油气相态评价。

陆相；页岩油气；油气相态；确定方法；鄂尔多斯盆地；延长组

中国中新生代湖相泥页岩处于生油高峰或生气高峰初期，生油条件好，可望成为页岩油勘探开发的新领域[1,2]。陆相页岩油气地层的发育和分布与海相页岩地层有明显的差别：受沉积相带的控制，陆相页岩油气地层分布面积小，多为砂泥岩互层，单层有效厚度变化大；受陆源的影响，有机质类型多样，湖沼相以Ⅲ型为主，深湖相以Ⅰ型为主，而浅湖相为Ⅱ型；有机质热演化程度较低，主要处于生油窗内，页岩地层常出现油气共存的现象[3,4]。对于此类泥页岩地层的油气资源评价，地层中油气相态的确定成为关键因素。

页岩油是指储存于富有机质泥页岩地层中的石油，是成熟有机质泥页岩石油的简称，一般油质较轻、黏度较低。页岩气是赋存在富有机质泥页岩体系中的天然气[5]。在陆相页岩油气地层中，天然气以3种方式贮存：吸附气、游离气和溶解气(溶解在水中和/或原油中)[6,7]。

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段泥页岩油气地层具有较好的页岩油、气开发前景。2012年5月，长庆油田在陇东地区对延长组油页岩体积压裂，获得工业油流。2011年4月，直罗-下寺湾地区柳评177井长7段压裂试气并成功点火。柳评179、新59、柳评171、延页1井等相继压裂成功并获低产气流，形成了中国第1个陆相页岩气先导试验区。经过现场解吸，柳评171井和万169井长7段页岩含气量在2.43～6.45 m3/t，包括了游离气、吸附气[4]以及油溶解气[8]。

鄂尔多斯盆地延长组长7段页岩油气地层有机质热演化程度(Ro)在0.6%～1.3%之间，地层孔隙流体在不同地区存在相态差异，地层孔隙系统中油气相态取决于油气组分，不同烃类系统的相图特征亦不同，目前的温度、压力决定了地层孔隙中油气的相态。本文通过对延长组页岩有机质热演化程度研究，对孔隙中油气相图的编制及对不同油气藏的地层温度、压力的研究，分析了延长组长7段地层的油气相态及分布变化，划分出单一油相分布区和油、气两相的分布区域，对该区富有机质页岩中的油气资源评价具有重要指导意义，也为国内外类似页岩油气地层油气相态的确定提供了初步的技术方法。

1 陆相页岩油气有机质生烃演化

对于陆相页岩油气地层，有机质类型和成熟度对油气相态及分区有明显的控制作用。湖相沉积的主要生物源是水生生物、细菌和藻类。按照目前不同类型有机质热演化阶段分析[9]，Ⅰ-Ⅱa型干酪根为主的长7段泥页岩，一般分为4个热演化阶段(图1)：在未成熟阶段(Ro<0.5%)，生成生物成因气；在成熟阶段(Ro=0.5%～1.2%)，为成油阶段(“生油窗”)；在高成熟阶段(Ro>1.2%)，烃类进一步裂解，形成大量热裂解成因的湿气和干气；在过成熟阶段，Ro的界限目前在学术界未有定论，多数学者认为Ro在2.0%左右，该阶段原油完全裂解成天然气，天然气为干气，有机质热演化进入大量沥青形成阶段。对于以上4个阶段，部分学者细分出低成熟油阶段(Ro=0.4%～0.6%)[9]。作者认为在“生油窗”内可以细划出2个阶段：成熟阶段早期(Ro=0.5%～0.9%)，以热成因页岩油为主，含少量石油伴生气(因量少，一般为溶解气)；成熟阶段晚期(Ro=0.9%～1.2%)，油量减少，轻质油比例增多，裂解气量增加，天然气部分溶解于油中，有游离天然气(表1)。

图1 Ⅰ-Ⅱa型干酪根热演化阶段划分示意图

表1 不同类型有机质在热演化各阶段的产油、气特征

2 油气相图的编制

相图的编制主要根据鄂尔多斯盆地延长组长7段附近的含油层位的完钻井PVT测试取样，根据取样结果按油气组分计算出相图。再根据评价地区或油藏实际温度、压力情况判断出地层中目前的油气相态。

通过筛选，选择处于长7段演化程度中等地区的X井长6段(长7页岩油气层上部)PVT测试结果。该井PVT取样地层温度为50.5℃(323.5 K)，地层压力为13.811 MPa。利用高温高压物性实验和色谱分析确定了单次脱气的油、气组分，包含从CH4到C10+的各种烃类组分和无机气体。将C6以上碳数的烃类组分合并为一个C6+拟组分，各阶段产物中N2、CO2、C1、C2、C3、C4、C5和C6+共计8个组分的摩尔分数进行归一化计算[10,11]，得到X井长6段样品的饱和压力为10.028 MPa，溶解气油比(体积比)为90.56(表2)。

根据PR(Peng-Robinson)状态方程，以实测多露点压力局部相图为模拟目标函数，通过模拟预测油气体系露点线、泡点线和等液量线分布等相态变化规律，绘制出油气体系临界区、两相区p-T完整相图(图2)。其基本原则为：当饱和压力低于地层压力时，油气呈单一油相；当饱和压力等于地层压力时，天然气在油中由于达到饱和状态而出溶，油气由单一油相转化为油气两相；随深度变浅，地层压力继续降低，有更多天然气逸出[10]。从相态图上可以看出，X井长6段样品的地层压力为13.811 MPa，地层温度为323.5 K，大于该地层温度下的饱和压力10.028 MPa，因此，该油藏在地层原始条件下为单一油相的未饱和油藏。

表2 X井延长组长6油藏油、气组分

3 地层相态特征分析

3.1 典型油藏的相态判断

盆地内的镇泾、西峰、下寺湾、安塞、白豹等地区具有与实验样品相似的油、气组分特征。将其地层压力和地层温度在相态图上进行投影，得到油气的相态特征，C点为泡点(露点)压力点。X井长6段样品、镇泾的长6和长8油藏、白豹长6油藏为单一油相区，延长子北和安塞的长6油藏为油气两相区(图2、表3)。

图2 X井延长组长6油藏样品油气拟合油气p-T相图

延长组不同油藏的地层温度和地层压力数据具有一定相关性，F点是地层温度和地层压力的相关线与相图的交点，对应的地层压力为10 MPa左右，地层温度为312 K，相当于1.1～1.3 km的埋藏深度。对于长6油藏，当埋深均值<1.2 km时，油藏中饱和的天然气将分离出来，形成游离气；相反，当油藏埋深均值>1.2 km时，天然气将溶解于原油中，呈单一油相区。上述深度界线主要针对的是长6或长8段油藏。

3.2 长7段泥(页)岩油气相态分析

考虑到长7段地层一般具有“欠压实”特征[12]，“源储”压力差一般为5 MPa左右，造成同地区长6油藏与长7地层相差5 MPa，相对于长6等砂岩油藏两相区的深度相应减小。另一方面，由于不同部位，长7段有机质热演化程度不同，随着演化程度的增加，油质变轻，天然气组分变轻，天然气量增加及油量相对减少，游离天然气存在的可能性增大。因此，对应演化程度，上述油气两相的埋深界线存在变化。

对油气相图特征影响较显著的因素主要包括气体中各组分相对含量、气油比和原油中重烃的比例[10]。延长组的气油比随深度增加有增加的趋势，说明不同的深度范围内，地层中油气的组分有变化(表4、图3-A)。在相同的温度条件下，溶解气含量越高，饱和压力越大，向浅处运移过程中，开始发生油气分离的深度越深;甲烷含量越高，饱和压力越大，天然气越容易从油中分离出来，开始发生油气分离的深度越深[10]。

表4 鄂尔多斯盆地部分油藏生产气油比、埋深及对应的长7段演化程度

图3 鄂尔多斯盆地延长组下段气油比与深度和Ro的关系

根据气油比与Ro的关系(图3-B)，可以看出，研究区西部油藏埋藏较深，燕山期后，构造抬升相对弱，剥蚀厚度小，气油比与Ro为斜率较小的直线关系，该条线上的油藏经相态判断为单一油相；东部地区长6油藏，因燕山期构造抬升，地层剥蚀量大，埋藏浅，气油比与Ro为斜率较大的直线关系。东部地区目前埋藏浅，但有机质热演化程度高，生成的天然气量多，在目前相同埋深条件下，生产气油比增加，如果油气组分变化不大，所生产的天然气部分应该是游离气，说明东部地区存在油气两相，这与安塞、子北延长组油藏的相图识别结果一致。

因此，理论上来看，只要实际地层油气比与Ro关系点高于单一油相线，就可以视作处于气油两相区(图4)。考虑到实际油气性质变化等因素引起的误差，将图中单一油相误差线画出，按上界误差线条直线与Ro的关系，可以初步确定出不同演化程度下油气两相出现时的生产气油比值；再根据生产气油比与埋深的关系(图3-A)，确定出长7段页岩层中不同演化程度Ro与油气两相存在的最大埋深的关系。

do-g=4042.5Ro-2287.6

(1)

式中：do-g为油气两相出现的深度；Ro为镜煤反射率。

利用上式，用Ro值就可以预测油气两相出现的深度，当目前埋深d

图4 长7段泥页岩层生产油气比与Ro及油气相态关系

4 长7页岩油气地层流体相态评价

前人通过油源对比分析，认为鄂尔多斯盆地延长组长6～长8主力油藏的原油主要来自延长组长8—长4+5段生油岩，其中长7段生油页岩为主要烃源岩[13-15]。姬塬、华庆、西峰、长武地区延长组油藏的油源主要来自延长组长7段泥(页)岩，为源内-近源成藏[15-19]；下寺湾和富县地区延长组的浅层天然气主要为原油伴生气，油气同源，主要来自长7段泥(页)岩[20,21]。延长组长7段页岩生成的油气流体运移至长6段(上部)和长8段(下部)后聚集成藏，因此，长7段页岩油气地层的组分与长6段和长8段的油气组分具有相似性。

根据单井测井和测试资料统计，绘制出延长组长7段页岩油气地层的埋深图和长7段有机质成熟度Ro分布图(图5)。根据公式(1)进行判断，可以确定出油气两相分布区和单一油气相区。油气两相分布区主要位于盆地东部，西部地区为单一油相区(图5)。

以盆地东部下寺湾和西部镇泾地区为例进行分析。2个地区的有机质成熟度Ro>0.9%，生烃到了热解成因的页岩油气阶段，具有形成页岩气流体的先决条件。下寺湾地区长7段页岩油气地层埋深在0.9～1.5 km，镇泾地区长7段的页岩油气埋深在1.75～2.3 km。

图5 长7段页岩油气地层埋深、Ro分布及相态分布图

鄂尔多斯盆地延长组长7段页岩生成的油、气排出到长6段和长8段砂岩储层中聚集成藏。受燕山期构造运动的作用，下寺湾和镇泾地区的现今埋深有明显差别。下寺湾地区抬升剥蚀，长7段页岩埋深浅，为油气两相；而镇泾地区长7段埋深大，呈单一油相(图6)。

图6 镇径--下寺湾地区长7段烃源岩生排烃及相态分布剖面示意图

油气两相区的下寺湾油藏中的天然气类型为游离气和溶解气。溶解气甲烷的平均摩尔分数为74.86%，重烃C2+平均摩尔分数为 32.36%，密度一般在 0.8 g/cm3以上；游离气甲烷的平均摩尔分数为91%，重烃C2+含量低，其摩尔分数一般小于5%，密度在0.55～0.66 g/cm3之间[21]。说明下寺湾地区长7段页岩油气流体在地层中包括油气两相，地层所含气为天然气及原油溶解气，天然气中有游离气及吸附气。镇泾地区长8段的油样高压PVT测试，在油藏温度下单次脱气后得到的天然气的甲烷摩尔分数为22.04%，重烃C2+含量高，为原油溶解气，该区长7段页岩油气流体在地层中为单一油相，天然气为原油溶解气(图6)。

5 结 论

a.通过实际油藏的PVT资料，编制鄂尔多斯出盆地延长组油藏相图，对区内部分长6、长8段油藏的相态进行了确定，表明研究区西部延长组长6、长8段油藏为单一油相，东部2个油藏为油气两相，即圈闭中可能存在气顶。以此为依据研究处于长6、长8段油层中部的长7段富有机质泥页岩中的油气相态，从长6、长8段油藏生产油气比与深度关系及与长7段的Ro关系，确定出存在油气两相的深度与有机质热演化程度的关系。该关系的确定，为长7段泥页岩地层中油气相态确定奠定了基础。

b.根据所确定的油气两相深度与有机质热演化程度关系式，评价了长7段泥页岩地层中油气相态，确定出东部子北、安塞、下寺湾地区、富县等地区为油气两相分布区，西部其他地区为单一油相分布区。结合油气生产动态资料评价了镇泾至下寺湾地区长7段页岩油气地层的相态特征。镇泾地区长7段地层条件下为单一油相，主要为页岩油赋存地区，天然气为原油溶解气；下寺湾地区长7段主要为油气两相，为页岩油气区，页岩气为吸附气、游离气及原油溶解气构成。

c.本文所提出的方法可以应用于处于有机质热演化程度成熟阶段(Ro=0.5%～1.3%)的陆相或海相等富有机质泥页岩地层中油气相态特征评价。

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Determinationofoil/gasphaseincontinentalshale:takingMemberChang7shaleofYanchangFormationinOrdosBasinforexample

ZHOU Wen, CHEN Wen-ling, DENG Kun, DENG Hu-cheng, WANG Hao, ZHOU Qiu-mei

StateKeyLaboratoryofOilandGasReservoirGeologyandExploitation,ChengduUniversityofTechnology,Chengdu610059,China

This paper discusses the type of the fluid oil/gas phase in Member Chang 7 continental shale of Triassic Yanchang Formation in Ordos Basin. Based on the high pressure PVT (pressure-volume-temperature) test data, the oil/gas phase diagram of Yanchang Formation oil reservoir is mapped. The phase of Member Chang 6 & Member Chang 8 oil reservoirs in the west of the basin is considered as a single oil phase and that in the east of the basin as oil and gas phases. The oil and gas coexist in Member Chang 7 shale. According to the relationship between producing gas-oil ratio and depth of the typical Member Chang 6 & Member Chang 8 oil reservoirs and the thermal evolution of organic matter (Ro) of Member Chang 7 shale, the linear relationship between the depth andRoof Member Chang 7 oil/gas phase shale is established. Based on the depth andRodistribution isograms of Member Chang 7 shale, the Zibei, Ansai, Xiasiwan, Fuxian areas in the east of the basin are determined as shale oil and gas phases zone. The shale gas is composed of adsorbed gas, free gas and crude oil dissolved gas. The oil/gas phase in the west of the basin is a single oil phase zone, mainly occurring shale oil and the gas is crude oil dissolved gas. This determined method can be applied to phase evaluation of the continental rich in organic matter shale formations being at the organic matter maturation stage (Ro=0.5%～1.3%).

continental; shale oil and gas; oil/gas phase; determination method; Ordos Basin; Yanchang Formation

10.3969/j.issn.1671-9727.2013.06.03

1671-9727(2013)06-0640-08

TE133.1

A

2013-06-03

“十二五”国家科技重大专项(2011ZX05018-002); 国家863计划项目(2013AA064501); 国家自然科学青年基金资助项目(41302116)

周文(1962-)，男，博士，教授，博士生导师,主要从事油藏地质研究, E-mail:zhouw62@cdut.edu.cn。