柴达木盆地北缘地区中侏罗统大煤沟组页岩油形成地质条件

2014-03-15付小东秦建中申宝剑杨振恒

岩性油气藏 2014年6期

关键词：柴达木盆地生烃页岩

付小东，饶丹，秦建中，申宝剑，许锦，杨振恒

（1.中国石油杭州地质研究院，杭州310023；2.中国石化无锡石油地质研究所，江苏无锡214151）

柴达木盆地北缘地区中侏罗统大煤沟组页岩油形成地质条件

付小东1，饶丹2，秦建中2，申宝剑2，许锦2，杨振恒2

（1.中国石油杭州地质研究院，杭州310023；2.中国石化无锡石油地质研究所，江苏无锡214151）

为研究柴北缘地区大煤沟组七段（J2d7）页岩油形成条件，通过野外地质剖面调查与岩心观察、地质实验与钻井资料相结合，对J2d7泥页岩发育特征、有机地化特征、岩矿特征、储集性能及含油性等进行了综合分析。结果表明：柴北缘地区大煤沟组J2d7富有机质泥页岩厚度大，横向分布稳定，有机质丰度高，有机质类型较好，具有良好的生油能力；J2d7泥页岩段岩性组合类型多样，泥页岩脆性矿物含量较高，发育多种储油孔隙类型；氯仿沥青“A”与S1等指数较高，表明J2d7泥页岩具有较高的滞留油含量。综合研究后认为，柴北缘地区J2d7泥页岩段具备形成页岩油的地质条件，是该区大煤沟组页岩油气勘探最有利的层段，鱼卡断陷、红山断陷、欧南凹陷和德令哈断陷等地区是页岩油勘探的相对有利区。

页岩油；形成条件；大煤沟组七段；柴北缘地区

0 引言

我国已在多个盆地或地区的泥页岩层系中获得了工业性油气流［1-7］，显示了页岩油气良好的勘探前景。柴北缘地区侏罗系大煤沟组湖相泥页岩生烃条件良好［8-14］，但经过数十年的勘探，仅发现鱼卡和马北等几个中小型油气田，相对于大煤沟组巨大的生烃潜力而言，资源探明程度较低［15-17］。柴北缘地区构造复杂［18-19］，喜山期以来强烈的构造运动使早期形成的原生油气藏遭受了不同程度的调整或破坏，因此该区近年的油气勘探以次生油气藏为主［15］，且发现的储量规模有限。页岩油气具有自生自储、源储一体或近距离运移的特征，烃类以游离、吸附及溶解态等多种方式赋存于有效生烃泥页岩层系中［2］，对保存条件的要求相对于常规油气要低［4］。因此，针对柴北缘这类构造条件复杂的地区，开展页岩油气形成条件研究，对于拓展油气勘探领域和寻找新的勘探目标层位具有重要现实意义。

柴达木盆地北部块断带（简称柴北缘）勘探面积超过3×104km2，为该盆地的一个一级构造单元，可进一步划分为多个二级构造单元［18］（图1），分布有NW和NE—NEE向2组基底断裂，形成了多个断块，沿盆地长轴方向呈带状展布［19］。陆相沉积地层主要为中生界和新生界地层。根据沉积环境和岩性特征中生界侏罗系大煤沟组可划分为7个岩性段（表1），其中一段至三段（J1d1—J1d3）属下侏罗统［10］，四段至七段（J2d4—J2d7）属中侏罗统。富有机质泥页岩主要发育在大煤沟组一段、五段和七段。J1d1发育较厚的炭质页岩和油页岩［10］，有机质丰度高，属于好—优质烃源岩，但分布局限，仅在大煤沟剖面有出露；J1d2下部以砂岩和砾岩为主，上部以泥岩和炭质泥岩为主，该段总体上生烃能力差，属于差—非烃源岩；J2d3主要为黄绿色、紫红色泥岩和紫红色砂质泥岩互层，以及绿灰色砂岩和灰黄色砾状砂岩，基本不发育富有机质泥页岩。

图1 柴北缘地区构造区划及中侏罗统露头剖面位置1.德令哈断陷；2.乌兰背斜带；3.欧南凹陷；4.埃姆尼克潜山带；5.红山断陷；6.大柴旦断陷；7.大红沟背斜；8.鱼卡断陷；9.平顶山—野马背斜带；10.马海—南八仙背斜带；11.北陵丘—东陵丘背斜带；12.陀南背斜带；13.赛什腾断陷；14.冷湖背斜带；15.伊北凹陷；16.昆特伊凹陷；17.鄂博梁背斜带Fig.1 Location of Middle Jurassic field outcrops and tectonic regionalization of the northern margin of Qaidam Basin

表1 柴北缘地区大煤沟组地层划分及岩性特征Table1 Stratigraphic division and lithologic features of Dameigou Formation in the northern margin of Qaidam Basin

J2d4—J2d7纵向上表现为一完整的层序，从J2d4的低位体系域冲积扇相，到J2d5—J2d7的湖侵体系域［8］。J2d4与J2d6以砂岩和砾岩为主，泥页岩不发育；J2d5主要为沼泽—河流相沉积，发育较厚煤系泥岩，以生气为主；J2d7沉积湖盆演化至最大湖侵期的半深湖相，岩性以黑色、灰色页岩和油页岩为主，夹粉砂质泥岩和粉砂岩，是富有机质泥页岩最发育的层段，分布范围广泛，为研究区最重要的烃源岩层段［11-14］。本文将重点针对大煤沟组七段，综合分析页岩油形成的地质与地球化学条件。

1 J2d7泥页岩发育特征

1.1 横向展布特征

柴北缘地区大煤沟组在冷湖—南八仙构造带以北及以东的广大地区发育，迄今钻遇J2d7段泥页岩的钻井主要集中在鱼卡地区，露头则沿赛什腾山—鱼卡—红山及其以东的德令哈地区分布。野外露头和连井剖面对比显示，J2d7泥页岩段在整个区域上发育较稳定（图2）。在鱼卡断陷和红山断陷其厚度在数十米至200余米不等。德令哈断陷内目前尚未有探井揭示，但地震资料显示该区中侏罗统地层广泛存在，在盆地边缘的柏树山和旺尕秀等剖面都有出露，厚度数十米不等。根据地震资料和沉积相推测，德令哈断陷内J2d7页岩段厚度可能与西段的鱼卡和红山断陷相当。J2d7泥页岩在柴北缘地区最厚处位于鱼卡断陷，厚度可达200余米，其厚度变化趋势与整个中侏罗统地层厚度展布趋势基本一致，整体表现出凹陷中心厚，并向四周减薄的特点。

图2 柴北缘地区大煤沟组七段泥页岩连井剖面对比Fig.2 Well-tie section correlation of J2d7shale in the northern margin of Qaidam Basin

1.2 岩性组合特征

页岩油按照泥页岩段岩性组合和储层类型可以分为2类，即混合型和纯泥页岩型。混合型包括夹层型和互层型2个亚类，其中夹层型以美国威利斯顿盆地巴肯组页岩油为代表，互层型以Gulf Coast盆地的伊格尔福特页岩油为代表；纯泥页岩型包括基质含油型和裂缝带富油型2个亚类，以沃斯堡盆地巴尼特页岩油为代表。富有机质泥页岩层段中适当的夹层对页岩油的形成是有利的，其岩性组合对页岩油富集类型有重要控制作用［1-2］。

柴北缘地区J2d7富有机质泥页岩段具有多种类型岩性组合（参见图2）。夹层型以浅ZK19-4井下部和尕中20井上部与下部为代表，岩性组合以黑色或灰色页岩、油页岩和泥岩为主，夹粉砂岩和砂岩薄层，夹层厚度多小于3 m；互层型以尕中20井中部为代表，岩性组合为黑色、灰色页岩与灰色、灰白色粉砂岩、砂岩组成不等厚互层，泥地比大于60%。纯泥页岩型以浅ZK19-4井和大煤沟剖面为代表，岩性组合以大套的黑色、灰色、褐色页岩和油页岩为主，夹少量薄层的粉砂岩和砂岩。J2d7泥页岩段岩性组合多样，薄层砂岩类夹层较多，其相对较好的孔渗条件有利于形成页岩油“甜点”区。

2 J2d7泥页岩生油条件

在总结前人已有研究成果的基础上，选取研究区部分钻井、浅井以及露头剖面对J2d7泥页岩进行了系统的有机地化特征分析（图3、表2）。结果表明，J2d7泥页岩总体表现出高有机质丰度、高氯仿沥青“A”含量、高生烃潜力以及较好的有机质类型的特点。

图3 柴北缘地区大煤沟组七段有机地化特征综合柱状图（鱼卡断陷浅ZK15-3井）Fig.3 Integrated column of organic geochemistry of J2d7in the northern margin of Qaidam Basin

表2 柴北缘地区大煤沟组七段泥页岩有机地化特征Table2 Organic geochemical characteristics of J2d7shale in the northern margin of Qaidam Basin

2.1 有机质丰度

高有机质丰度的泥页岩是形成页岩油的物质基础，而热解参数S1与氯仿沥青“A”是表征泥页岩含油率的重要参数，且二者明显受总有机碳含量控制（图4）。中国东部部分陆相盆地主力烃源层TOC与S1和氯仿沥青“A”关系表明，当TOC大于1.5%左右时，泥页岩的S1和氯仿沥青“A”含量才会明显增高［5］；三塘湖盆地页岩油勘探实践也证明，高TOC含量的页岩段页岩油丰度高［20］。柴北缘地区J2d7泥页岩总体呈现出高有机质丰度特征，其TOC主要为2%～10%，平均为6.24%（图4），S1+S2主要为0.05～491.37 mg/g，平均为56.2 mg/g，表明该套页岩具有良好的生烃潜力，有利于页岩油生成。

图4 柴北缘地区大煤沟组七段泥页岩有机质丰度特征Fig.4 Organic abundance of J2d7shale in the northern margin of Qaidam Basin

2.2 有机质类型

有机质类型是决定富有机质泥页岩生烃倾油还是倾气的重要因素。美国页岩油产层的泥页岩有机质类型主要为Ⅱ型干酪根，少数为Ⅰ型［2］。柴北缘地区J2d7泥页岩有机质类型较好，主要为Ⅱ型，部分为Ⅰ型，少数为Ⅲ型，总体上以生油为主。其干酪根δ13C值主要为-30‰～-25‰；氢指数（IH）较高，主要为200～600 mg/g（参见表2）。有机显微组分中以生油为主的腐泥组+壳质组平均约占70%。

2.3 有机质成熟度与生烃史

富有机质泥页岩热演化程度主体处于主生油窗（Ro=0.5%～1.5%）内时，有利于页岩油的生成［2］。露头和浅井样品分析显示，在盆地边缘地层出露区或构造高部位，J2d7泥页岩多处于成熟早期至成熟阶段，Ro主要为0.5%～1.0%，Tmax值主要为420～450℃（参见表2）。在盆地内各生烃凹陷主体区，J2d7泥页岩由于曾经或现今处于较大埋深，有机质现今热成熟度相对较高，且差异化的构造抬升和地层剥蚀，导致不同生烃凹陷J2d7富有机质泥页岩经历了不同的热演化史和生烃史［9］（图5）。

图5 柴北缘地区不同生烃凹陷大煤沟组七段泥页岩生烃演化史示意图（据文献［13］修改）Fig.5 Hydrocarbon generating history of J2d7shale at different hydrocarbon-generation sags in the northern margin of Qaidam Basin

鱼卡断陷J2d7泥页岩在渐新世处于生油窗内［21］，渐新世末期以后处于抬升剥蚀阶段，现今大部分地区未达到生油高峰，但在部分区域（如尕西1井）现今热演化程度较高，且经历过生油高峰［21］。红山断陷J2d7泥页岩在中新世（N1）中期达到生油高峰，现今多处于成熟晚期。欧南凹陷J2d7泥页岩在中新世进入生油窗，现今最大埋深超过4 000 m，生烃史恢复表明现正处于生油高峰［22］。德令哈断陷主体区在中侏罗统地层沉积后一直处于持续沉降过程，J2d7泥页岩大致在中新世早期进入生油门限，在上新世中晚期达到生油高峰；在其西部怀头塔拉一带现今埋深多超过6 000 m，处于生气阶段，而在其东部尕海一带埋深多小于5 000 m，应处于生油晚期—生湿气阶段。赛什腾凹陷和尕丘凹陷J2d7泥页岩在中新世之前生油已基本结束，现今基本处于高—过成熟阶段，以生气为主。

3 泥页岩岩矿特征与储集条件

3.1 矿物组成特征

泥页岩中脆性矿物体积分数大于30%才能具有较好的可压裂性［2］。J2d7泥页岩脆性矿物（石英+长石+碳酸盐矿物）含量较高，约占矿物体积分数的50%，其中石英+长石体积分数为30.2%～65.7%，平均为41.4%，碳酸盐矿物体积分数多小于20%，平均为6.2%［图6（a）］。黏土矿物体积分数为33.2%～68.4%，平均为48.3%，主要为伊/蒙混层和高岭石，二者相对体积分数分别为42.6%和35.7%，含少量的伊利石和绿泥石。黏土矿物相对含量随深度表现出一定的变化趋势，随着埋深增加，伊/蒙混层含量逐渐降低，高岭石含量逐渐增加［图6（b）］，可能伊/蒙混层中的蒙托石层转化成了高岭石。在盆地内德令哈断陷、欧南凹陷等J2d7埋深较大的地区，随着埋深和地温增加，伊/蒙混层中蒙脱石层将在酸性介质条件下转化为高岭石，在碱性介质条件下转化为伊利石或绿泥石。伊/蒙混层含量减少会使泥页岩的水敏性降低，并增加其可压裂性。

3.2 孔渗条件

J2d7泥页岩浅井岩心孔隙度为0.74%～10.68%，平均为3.84%［图6（c）］；露头样品由于风化等因素的影响，其孔隙度明显较岩心样品大，主要为4.58%～20.96%，平均为13.44%，因而露头样品不能反映地质条件下泥页岩的真实孔隙度。利用脉冲衰减渗透率测定法分析J2d7泥岩岩心渗透率多小于0.000 1 mD［图6（d）］；因页岩难以制样并用于渗透率分析，其渗透率较难测定，岩心和露头观察显示J2d7的页岩和油页岩页理十分发育，风化后多呈薄片状，地质条件下页岩的水平渗透率应高于泥岩样品的渗透率。J2d7泥页岩比表面较大，主要为1.55～11.30 m2/g，平均为7.33 m2/g，露头样品明显要高于岩心样品。

图6 柴北缘地区大煤沟组七段泥页岩矿物组成与储层物性特征Fig.6 Mineral composition and reservior properties of J2d7shale in the northern margin of Qaidam Basin

J2d7泥页岩具有多种类型的储油孔隙空间，扫描电镜分析表明储油孔缝类型包括页理缝，构造微裂缝，黏土矿物晶体层间微缝，生屑体腔孔，石英、高岭石和石膏等矿物晶间孔，块状、条带状有机质内微孔和边缘收缩缝等（图版Ⅰ）。J2d7泥页岩岩性组合和储油空间类型多样，发育孔渗条件相对较好的薄层粉砂岩或砂岩夹层，可成为烃类近源运移的指向区，这些夹层的存在则有利于页岩油的富集。

4 泥页岩含油性分析

4.1 泥页岩原始生油潜力

有机地化分析表明柴北缘地区J2d7泥页岩为高有机质富氢烃源岩，热压生烃模拟实验表明其具有较强的生油能力。鱼卡地区鱼33井J2d7段的2块低成熟泥页岩每吨有机碳总产油率分别为236.5 kg/t和296.3 kg/t。在古埋深或现今埋深大、有机质成熟度达到生油门限的生烃凹陷，J2d7泥页岩在地质历史上曾经历过规模生油的过程，可在泥页岩层及其夹层中滞留大量液态烃。前人的模拟实验表明，烃源岩中残留烃在Ro值约为1.0%时达到高峰，此后逐渐降低［23］。

4.2 泥页岩含油显示

泥页岩含油率是评价页岩油的关键参数，但是在页岩油勘探程度低的地区要准确获得泥页岩含油率存在困难，而热解参数S1和氯仿沥青“A”可在一定程度上反映泥页岩含油率的大小［5］。J2d7泥页岩S1和氯仿沥青“A”含量都较高，S1主要为0.5～3.0 mg/g，平均为0.8 mg/g［参见图4（b）］，氯仿沥青“A”主要为0.05%～0.40%，平均为0.21%［参见图4（c）］，其族组分中饱和烃含量较高，平均为25%以上。即使处于低成熟阶段，J2d7泥页岩也含有一定量的滞留油，如鱼33井1 400～1 510 m井段的泥页岩S1/TOC值达到10%～15%，红山地区Ro小于1.0%的样品HC/TOC值为5%～30%。前人从油页岩评价的角度对大煤沟组油页岩进行了含油率分析，以低温干馏法测得鱼卡地区油页岩含油率为7.92%～11.19%，大煤沟剖面为3.7%～13.9%［24］，可见含油率很高，但以上含油率是在加温至520℃条件下获得，相当于岩石热解过程中的生烃潜量，比地质条件下油页岩中实际滞留油量要高。J2d7富有机质页岩、油页岩有机显微组分中沥青质质量分数为16.5%～63.4%，平均为34.6%。显微镜和扫描电镜下可观察到大量条带状或团块状沥青质体或矿物沥青基质，具黄色均一的荧光，呈条带状—团块状分布（图版Ⅱ），总体上属于泥页岩基质含油型。

钻井资料表明，J2d7泥页岩段具有一定含油显示，鱼卡断陷尕中20井在J2d7泥页岩段钻进过程中普遍有油花和油珠显示，油珠呈棕褐色，并在中部发现薄层的含油砂层，但射孔试油未获得工业油流。该井在J2d7泥页岩段广泛见到含油显示，但当时未解释出具工业价值的油层。分析认为这些油珠和油花显示可能正是赋存于基质含油的泥页岩层或低孔、低渗的粉砂岩夹层中，以页岩油的形式存在。2013年7月，柴达木盆地第一口页岩气参数井柴页1井在鱼卡断陷完钻，在该井大煤沟组发现了3套含气泥页岩层段，累计厚度达141 m，其中在J2d7钻遇了6.74 m厚的油页岩段，该井的成功钻探展示了柴北缘地区大煤沟组页岩油气较广阔的勘探前景［25］。

5 不同生烃凹陷J2d7页岩油形成条件对比

基于泥页岩厚度、有机质丰度与成熟度、岩矿特征与物性条件以及含油显示等综合分析认为，柴北缘地区J2d7富有机质泥页岩段具备形成页岩油的地质条件。鱼卡断陷、红山—欧南凹陷及德令哈断陷等泥页岩发育厚度大、分布范围较广的生烃凹陷是可能的有利区，但因各生烃凹陷J2d7泥页岩厚度、分布和所经历的构造演化过程以及现今勘探程度的不同，导致各生烃凹陷页岩油勘探存在各自的有利与不利因素（表3）。

鱼卡断陷J2d7泥页岩发育厚度大，TOC含量高，埋深小，常规油气勘探程度相对较高，已发现鱼卡油田，部分老井在泥页岩段见有油气显示，这些因素对页岩油形成及勘探是有利的，且目前该区已有柴页1井，并在J2d7泥页岩段见到油气显示；不利因素则在于泥页岩分布范围较小（小于500 km2），有机质多处于低熟阶段，地质历史上可能未经历生油高峰，已生成的原油密度大（如鱼卡油田原油密度为0.90～0.91 g/cm3），属于重质油，因此流动性较差。

表3 柴北缘地区各生烃凹陷大煤沟组七段页岩油发育条件对比Table3 Comparison of development conditions of shale oil of J2d7in different hydrocarbon-generation sags in the northern margin of Qaidam Basin

红山—欧南地区J2d7泥页岩段页岩发育厚度和分布范围均较大，TOC含量较高，有机质成熟度相对较高，埋深适中，根据有机质成熟度和埋深推测原油密度应以正常油为主，具有一定的流动性；不利因素在于该区探井数量少，勘探程度低，目前尚未发现常规油气藏，泥页岩段含油性缺乏钻井资料佐证。

德令哈断陷J2d7泥页岩分布范围广，有机质成熟度应以成熟—高成熟为主，所生成的原油密度较小，可能以正常油或轻质油为主，渗流能力强，但该区同样探井少，勘探程度低，目前尚未发现常规油气藏。由于该区大煤沟组埋深较大，已有的少数钻井未能揭示泥页岩的发育情况，J2d7泥页岩发育厚度与分布主要是根据露头、地震资料和沉积相来预测，还有待钻井资料进一步证实其泥页岩发育厚度与分布范围及其含油性。

6 结论

（1）柴北缘地区大煤沟组七段富有机质泥页岩厚度大，横向分布稳定，有机质丰度高，有机质类型较好，具有良好的生油能力；现今在多个生烃凹陷成熟度仍处于生油窗范围内。

（2）柴北缘地区大煤沟组七段泥页岩段岩性组合类型多样，泥页岩脆性矿物含量较高，体积分数多大于40%，发育多种类型的储油孔隙空间。氯仿沥青“A”与S1等参数分析表明，大煤沟组七段泥页岩具有较高的滞留油含量。

（3）柴北缘地区J2d7富有机质泥页岩段具备形成页岩油的地质条件，是该区页岩油勘探的最有利层段，其中鱼卡断陷、红山断陷、欧南凹陷和德令哈断陷等生烃凹陷是页岩油勘探的相对有利区，但各生烃凹陷J2d7页岩油形成及勘探都存在各自的有利与不利条件。

致谢：感谢青海省煤炭地质勘查院在浅井岩心样品采集方面提供的支持与帮助。

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Geological conditions for shale oil forming of Middle Jurassic Dameigou Formation in the northern margin of Qaidam Basin

FU Xiaodong1，RAO Dan2，QIN Jianzhong2，SHEN Baojian2，XU Jin2，YANG Zhenheng2
（1.PetroChina Hangzhou Research Institute of Geology，Hangzhou 310023，China；2.Wuxi Research Institute of Petroleum Geology，Sinopec，Wuxi 214151，Jiangsu，China）

Based on field geologic section investigation,core observation,geologic test and drilling data,this paper analyzed the development characteristics,organic geochemical behavior,rock mineral features,reservoir properties and oil-bearing capability of shale of the seventh member of Dameigou Formation（J2d7）in the northern margin of Qaidam Basin.The result shows that the shale with rich organic matter of J2d7is thick vertically and continuous laterally,with high organic abundance and good organic type to generate oil.The lithologic assemblage types of J2d7shale are various,the percentage of brittle minerals is high,and it developed many kinds of pores and has high content of occluded oil.Comprehensive study demonstrates that shale of J2d7has basic geological conditions to form shale oil, and it is the best favorable target for shale oil exploration.Yuka fault depression,Hongshan fault depression,Ounan sag and Delingha fault depression may be the favorable areas for shale oil exploration.

shaleoil；formingconditions；theseventhmemberofDameigouFormation；northernmarginofQaidamBasin