松辽盆地北部青山口组页岩油形成地质条件及勘探潜力

柳 波，吕延防，冉清昌,2，戴春雷，李 梅，王 猛

(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 大庆油田有限公司 勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163318)

页岩气勘探的热潮自2005年以来席卷全球，预测全球页岩气资源量为456×1012m3，与全球常规天然气、煤层气及致密气资源量的总和相当，页岩油的发现更是最近勘探的热点[1-4]。中国石油勘探很早就在几乎所有的陆上含油气盆地中发现了泥岩裂缝油气藏，如松辽盆地、渤海湾盆地、四川盆地、鄂尔多斯盆地、柴达木盆地等，可以预见页岩油的勘探前景十分广阔[5]。

松辽盆地青山口组一段(K2qn1)是众所周知的一套生烃能力很强的优质烃源岩发育层位，其含油气显示也很广泛，在多口井岩心上可见，如哈14井、古平1井、英12井、哈18井等。其中，单井青一段泥岩裂缝段，1990、1992年进行抽汲求产，日产油分别为0.79 t及0.65 t，2011年分段压裂，产量最高为油3.7 t/d；试油一个月稳定产量2.4 t/d，说明青一段是非常现实的页岩油勘探层系。然而，并非所有的泥页岩中都能发现具有工业价值的油气，松辽盆地青一段页岩油形成的地质条件如何，又有多大勘探潜力，能否为延续大庆油田原油长年稳产这一“奇迹”做出贡献，都是十分有意义的关注点。基于我国页岩油气勘探开发现状，结合国土资源部《全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选》工作要求，本文根据页岩油区域地质条件调查结果，研究松辽盆地北部青一段页岩油形成的地质条件，并初步评价了其勘探潜力。

1 页岩油形成的地质背景

松辽盆地广泛发育的两套泥页岩，即青山口组(K2qn)和嫩江组(K2n)。大量的研究工作表明，这两套泥页岩在埋深1 300～1 500 m左右进入生油气门限，在埋深为2 500 m左右达到排油气高峰阶段，并由于源岩层内残留有可观的烃量而普遍发育有异常高压[6-7]。

青山口组一段可细分为2个四级层序(图1)，青一段四级层序1属于青一段下部，是在松辽盆地大型坳陷湖盆形成演化过程中，由于盆地构造沉降和大气降水综合作用，湖平面波动上升、水体加深，湖盆底部水体循环不畅，沉积相带由泉头组沉积时期的滨浅湖亚相发展为深湖-半深湖亚相，加上海侵引发的湖海沟通事件和全球缺氧事件的影响，导致了湖盆底层水体缺氧，湖水微咸化，底栖生物大量灭绝[8]。同时，湖水表层生物的高生产力、陆源沉积物的匮乏和深湖-半深湖的强还原环境使得有机质得到较好的保存，沉积了具有水进凝缩意义的厚层富有机质页岩和暗色泥岩，并且有机碳含量(TOC)具有明显的旋回性。

青山口组一段沉积晚期，即对应于青一段上部的四级层序2沉积期，盆地构造沉降速度有所减慢，陆源沉积物不断向湖盆注入堆积而导致湖平面相对下降，呈现湖退现象，盆地内广泛发育有河流和滨浅湖沉积，深湖面积也明显缩小，此时不利于形成富有机质页岩，多形成泥岩较为不纯的粉砂质泥岩、灰质泥岩、泥质灰岩等粘土含量相对较低的细粒沉积岩，反而可能为页岩油的富集提供了有利的储集条件[9]。

2 页岩油形成的地质条件

2.1 泥页岩层区域展布

在松辽盆地北部中央坳陷区，尤其是长垣、齐家古龙、三肇、王府凹陷，青一段页岩层系发育典型的“泥包砂”页岩地层组合，厚层页岩与砂岩和粉砂岩夹层共同储气，与Fort Worth盆地Barnett页岩地层组合相似，易形成“混合岩性型”的页岩油。其富有机质页岩层系厚度为20～45 m，平均厚度32 m，主体埋深1 500～2 500 m，上覆地层较厚，与美国五大页岩层系埋深相当(800～2 600 m)，分布面积38 723.60 km2(TOC大于1.5%)。同时，处于构造相对稳定区，无岩浆活动，较少发育规模性通天断裂破碎带，因而保存条件较好。

图1 松辽盆地北部青山口组一段沉积层序综合柱状图(以茂206井为例)Fig.1 Composite histogram of K1qn1 in the northern Songliao Basin (case from M206 well)

2.2 泥页岩的岩石矿物学特征

青一段泥页岩以发育锆石、黄铁矿、赤铁矿、菱铁矿和白钛石为特征。通过齐平1井X-射线衍射-岩石矿物含量实测结果，其钙质含量多为5%～20%，长英质成分多为40%～70%，粘土矿物多小于40%(图2)。其中，粉砂岩类的矿物组成：钙质含量一般为15%～25%，长英质成分一般为55%～70%，粘土矿物一般小于20%；泥岩类的矿物组成为：钙质含量一般小于10%，长英质成分一般为50%～60%，粘土矿物一般15%～50%。总体而言，与美国典型页岩油气藏区的页岩矿物组成具有一定的相似性。

2.3 泥页岩的生烃条件

利用源岩干酪根元素分析结果划分有机质类型，青一段源岩在Van Krevelen图、热解HI与Tmax图均主要分布在有机质类型Ⅰ型和Ⅱ1型区域(图3)。TOC统计结果表明，青一段泥页岩有机碳含量为0.73%～8.68%，平均2.13%。镜质体反射率(Ro)为0.7%～1.3%，靠近湖盆中心可达1.5%，总体处于大量生油阶段(镜质体反射率Ro：0.4%～2.0%)，与Eagle Ford盆地页岩油热演化程度相近。

2.4 含油页岩层段的物性条件

泥页岩的孔隙度与渗透率测定仪器为RecCore-04型低磁场核磁共振岩样分析仪、脉冲渗透率仪，检测主要依据SY/T 5336—2006、SY/T 6490—2000、QB 19561—2010标准规范。结果表明，青一段泥页岩测试样品的气测孔隙度范围为5.24%～5.25%，脉冲法测得的渗透率值范围为0.000 3×10-3～0.001 5×10-3μm2。岩石比表面分布在2.968～2.997 m2/g，总孔体积为0.110 43～0.143 24 mL/g，平均孔径为6.254～9.254 nm。另据大庆油田研究院测定，青一段泥页岩(1 960～2 090 m)孔隙度为1.4%～8.7%，平均4.4%，渗透率多数小于20×10-3μm2；美国威德福实验室测定青一段泥岩孔隙度为3.5%～5.8%，平均4.6%，渗透率0.8×10-3～3.4×10-3μm2，平均2.1×10-3μm2。综合以上数据，青一段泥页岩作为页岩油储层，属特低孔特低渗性储层。

图3 松辽盆地北部青山口组一段泥页岩有机质类型划分Fig.3 Organic types of K1qn1 shale in the northern Songliao Basin

图4 松辽盆地北部青山口组一段泥页岩储层储集空间发育特征Fig.4 Space distribution of K1qn1 shale reservoir in the northern Songliao Basina.微裂缝与晶间微缝;b.粒间溶蚀孔与晶间微孔

扫描电镜下，该套暗色泥页岩结构较为致密，可见少量微孔隙，多在1～3 μm，少量4～7 μm。主要发育了5种类型的储集空间(图4)，即微裂缝、晶间微缝、粒间溶蚀孔、次生矿物晶间微孔及少量有机质孔，溶蚀微孔可达微米级(如长石溶蚀微孔可达10 μm)。各种类型孔隙与微裂缝伴生发育，并可能彼此连通，组成“水平+垂直的裂缝网络系统”，为滞留在泥页岩中的部分油气提供了有效的储集空间，与Pearsall页岩颗粒内“孔隙网络”孔隙结构类似[10-12]。

2.5 泥页岩层系地层压力特征

青一段泥岩单层厚度大，目前普遍欠压实，具有超压。青一段泥岩超压最早形成于青二、三段沉积时期，大部分开始形成于嫩四段沉积时期，其次是嫩二段、嫩五段和嫩三段沉积时期。由等效深度法，利用声波时差资料对其超压值大小及分布进行了研究，结果表明，青一段泥岩超压值最大可达到20 MPa，主要分布在古龙凹陷、三肇凹陷中心，在凹陷边部排烃边界减小至8 MPa以下。

3 泥页岩层系含油气性分析

泥页岩层系是指富含有机质的暗色泥岩及其所夹的薄层砂质、灰质细粒岩组成的一套岩石组合系统。页岩气主要以吸附态、游离态及溶解态的形式，页岩油则主要以游离态的形式，赋存于泥页岩或薄层砂质、灰质细粒岩的储集空间中。

3.1 泥页岩层系含油性

事实上，处于“生油窗”范围内的泥质烃源岩普遍含油(氯仿沥青“A”含量，S1)，其含油性主要取决于其自身的生油能力以及生油时期的储油能力，只有二者在时空上相耦合，才具备页岩油勘探开发的潜力。S1测定的是C14—C18烃类，与原油成份相比，缺少高碳数的烃类、沥青质及非烃含量；氯仿沥青“A”的成分包括C6—C38烃类、胶质及沥青质，与原油成分相似，参数意义与含油率接近。通过本区各层系泥页岩样品的实测氯仿沥青“A”含量统计结果，青一段(K2qn1)平均值为0.350 2%，远远高于嫩二段(K2n2)的0.055 65%、嫩一段(K2n1)0.067 6%及沙河子组(K1sh)0.036 6%，含油性最好(图5)。

3.2 泥页岩层系含气性

青一段在钻探过程中经常出现气浸现象，在录井过程中则表现为明显的气测异常特征，说明这套泥页岩层系具有较好的含气性。为进一步证实其含气性，选取TOC大于2%，S1大于0.5%的暗色泥岩样品分别进行了含气饱和度和等温吸附测定。其中，含气饱和度的测定使用RecCore-04型低磁场核磁共振岩样分析仪，等温吸附的测定使用FY-KT 1000型等温吸附仪，并依据QB 19560—2010测定方法。结果表明，青山口组暗色泥岩的含气饱和度为13.26%～25.80%，吸附气含量随着测试压力增大和TOC值的增高而增加(图6,图7)。如，英29井青一段暗色泥岩的吸附气含量，当压力由0.40 MPa逐渐增加到10.20 MPa时，吸附气含量则由0.28 m3/t增加到2.08 m3/t。含气量的增加，可以提高页岩层系的气油比，增加原油在页岩中的流动性及可采性。

图5 松辽盆地北部各泥页岩层系氯仿沥青“A”含量统计Fig.5 Chloroform asphalt “A” box plot of each shale sequence in the northern Songliao Basin(sample No.387)

4 页岩油气勘探潜力

由于非常规储层天然气的聚集机理和过程复杂，相关计算参数难以准确把握[13-14]，故在全国页岩油资源评价方法选择中，推荐使用概率体积法或以概率体积法为主，依据概率体积法基本原理，页岩油资源量为泥页岩质量与单位质量泥页岩所含原油(含油量)之概率乘积[15]。根据页岩油形成的地质条件分析，选取富有机质泥页岩分布面积、厚度、有机碳含量、氯仿沥青“A”含量、有机质成熟度、埋深以及含油性等，作为松辽盆地北部青一段页岩油有利区优选参数。关键参数的选取主要包括以下几个方面：

图6 英29井青一段暗色泥页岩等温吸附曲线Fig.6 Isothermal adsorption curve of dark shale of K1qn1 from Ying29 well

图7 松辽盆地青一段吸附气含量与有机碳含量关系Fig.7 Relationship between adsorbed gas content and organic carbon content of K1qn1 in the northern Songliao Basin

1) 合理确定页岩油评价层段：要有充分证据证明拟计算的层段为含油泥页岩段。在含油气盆地中，页岩层段见油气显示或气测录井在该段发现气测异常；在缺少探井资料的地区，要有油苗、油迹或其他油气异常证据；在缺乏直接证据情况下，要有足以表明页岩油存在的条件和理由。

2) 有效厚度：有利区评价目的层的泥地比大于60%，泥页岩连续厚度大于30 m，最小单层泥页岩厚度大于6 m，其它岩性夹层厚度小于3 m。页岩油有利区优选时应采用有效(处于主要生油阶段且有可能形成页岩油的)厚度进行评价。

3) 有机碳含量(TOC)和镜质体反射率(Ro)：页岩油有利区评价单元内需要有TOC大于2.0%，且具有一定规模分布的富有机质泥页岩，成熟度0.5%

4) 埋藏深度：主体埋深不超过5 000 m。

5) 保存条件：保存条件良好，不受地层水淋滤影响等。

6) 含油率：低于0.1%的区域，不作为页岩油有利区。含油率以重量百分比进行表示，其概率赋值可参照离散型参数概率统计分析法进行。目前的主要方法有地球化学法、类比法、统计法、含油饱和度法、测井解释法、生产数据反演法等。本次主要使用的是地球化学法，即通过测定岩心样品中氯仿沥青“A”含量进行统计分析，编制概率分布直方图，确定其概率赋值区间。

结果表明，松辽盆地北部青一段页岩油地质资源为105.60×108t，按照类比法估算可采系数为10%的情况下，可采资源量为10.56×108t(表1)。计算数据充分说明大庆探区页岩油资源潜力丰富，是未来重要的勘探方向之一。

5 结论

1) 松辽盆地青一段为厚层-巨厚暗色泥岩与薄层砂质岩石互层，形成典型的“泥包砂”生储盖组合特征，气测异常丰富，有机碳含量0.73%～8.68%，平均2.13%，热演化程度在0.7%～1.3%之间，是页岩油气形成的最有利层位。

表1 松辽盆地北部青一段页岩油资源潜力(可采系数为0.10)Table 1 Resource potential of K1qn1 shale oil in the northern Songliao Basin

2) 青一段富有机质页岩均属特低孔特低渗性储层，经页岩储集层的微观特征研究，识别出“微孔+微缝”组合是青一段页岩储层的主要储集空间类型。

3) 通过富有机质页岩面积和厚度的正态分布概率统计、含气量的等温吸附实验等关键参数的合理赋值，计算出松辽盆地北部青一段页岩油地质资源为105.60×108t，可采资源量为10.56×108t，资源量可观，是未来重要的勘探方向之一。

参 考 文 献

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