洞庭盆地及周边地区页岩油气勘探潜力分析

2014-03-26曾智伟杨香华蔡鹏飞夏晨晨

石油地质与工程 2014年4期

曾智伟，杨香华，王维，蔡鹏飞，夏晨晨

(1.中国地质大学(武汉)资源学院，湖北武汉 430074；2.中国地质大学(武汉)构造与油气资源教育部重点实验室；3.中国石油大学(华东)科学技术研究院勘探开发研究分院)

页岩油气，是指从富有机质黑色页岩地层中产出的石油和天然气[1]。页岩油气开发利用是化石能源的一次重大革命，特别是页岩气，已成为全球非常规天然气勘探开发的热点方向和现实领域[2-5]。洞庭盆地自1958年开始油气勘探，先后经历了中南石油地质局(1958-1962)、中国石化江汉油田管理局(1970-1983)、中国石油开发公司和新西兰石油公司(1988-1996)、中国石油浙江勘探分公司(2003-2010)四个勘探阶段，积累了大量的钻井与地球物理资料。据20世纪70～80年代勘探估计，该盆地为年产原油6万吨的小型油田；通过2006年的勘探分析，洞庭盆地具备形成年产26万吨原油的中小型油田的物质基础[6]。但经过近60年的常规油气勘探，该盆地始终未能获得商业性突破。

洞庭盆地位于扬子准地台江南隆起带的中段，扬子地台南缘油气资源总量超过20×108t油当量[7]，资源潜力较大。近几年来，中原油田沙河街组盐间页岩与江汉油田潜江组盐间非砂岩中均发现具有商业价值的非常规油气流[8-9]，洞庭盆地沅江组也发育有与上述类似的盐间页岩与非砂岩储层，勘探潜力巨大。笔者利用现有资料对洞庭盆地及周边地区的页岩油气勘探潜力进行分析，希望能以洞庭盆地页岩油气勘探为突破口，为中下扬子地区页岩油气勘探提供新的思路。

1 区域地质背景

洞庭盆地位于扬子准地台南侧的江南隆起带中段，邻近华南褶皱系，总面积近20 000 km2，白垩纪之前作为扬子准地台的一部分，发育了元古宇变质岩基底以及震旦系-三叠系以海相为主的巨厚沉积；白垩纪-第三纪，西太平洋板块向亚洲大陆俯冲，造成壳幔再度调整，深部地幔挤压和浅层地壳拉张。洞庭盆地是在两种应力场背景之上发生、发展起来的断陷-坳陷型内陆沉积盆地[10]，可进一步划分为“三凸四凹”七个二级构造单元(图1)。

图1 洞庭盆地构造分区

饶家荣等根据地震、电磁等资料分析认为[11]，雪峰-九岭地块中下地壳为相对富铁镁质的基性-超基性火山深变质岩类物质，具有相对高速层，具高电阻、高密度、弱电磁等物理特性；益阳市古火山锥型结晶基底隆起，基性火山岩出露区有50～60 nT航磁异常显示，并呈现(-12～-20)×10-5m/s2重力高，与周边重力场存在-10×10-5m/s2的重力落差；洞庭盆地的南、北两边和东部地区可见元古代变质岩出露，并见大量的花岗岩体侵入，这些特征综合反映了洞庭盆地及周边地区存在变质-火山岩刚性稳定结晶基底。中国南方地区地层普遍受多期构造运动改造变形强烈，而洞庭盆地及周边地区由于位于扬子板块变质岩与火成岩刚性稳定基底之上，上覆沉积岩层受构造运动作用变形较弱，这有利于页岩油气的保存。

2 页岩地球化学特征

2.1 有机质丰度

洞庭盆地从震旦纪到古近纪发育了多套烃源岩层系，其中富有机质泥页岩主要分布于澧县凹陷二叠系和沅江凹陷古近系沅江组一段，且目前洞庭盆地的勘探成果主要位于沅江凹陷，少量钻井位于澧县凹陷并成功钻遇二叠系地层(澧5井)[10-12]，因此笔者将对这两个目标层位进行重点阐述。

二叠系在洞庭盆地周缘(露头)及邻区广泛分布，面积约1 100 km2，累计厚度400～750 m，在宁乡煤炭坝及清溪冲等地厚达1 373 m[13]。碳酸盐岩生油岩发育。洞庭盆地及周边地区目前只有澧1井和澧县凹陷边缘的澧5井成功钻遇二叠系，其中在澧5井中钻遇的二叠系发育齐全，其岩性主要为海相灰黑色泥页岩与薄层泥灰岩互层，普遍发育油苗[10]。选取澧5井的86个样品进行有机碳含量、氯仿沥青“A”及总烃含量分析(表1)。分析结果表明，二叠系各组地层有机质丰度高，暗色灰岩、泥灰岩有机碳含量多大于0.2%，高者可达1.74%，达到低效资源级别，泥页岩、碳质泥岩有机碳含量多大于2%，高者可达15.39%，达到富集资源级别[6]。从层位上看，栖霞组有机质丰度相对较高，茅口组和长兴组丰度相对较低，因此，澧县凹陷栖霞组可作为洞庭盆地开展海相页岩油气勘探的一个重要目标层段。

表1 洞庭盆地西部及周缘二叠系暗色岩系地球化学数据[6]

注：数字含义表示：最小值-最大值/均值(样品数)

沅江凹陷古近系沅江组一段烃源岩分布面积约1 383 km2，累计厚度50～125 m，平均80 m 左右，横向上分布比较稳定。沅一段是沅江凹陷主要的烃源岩发育时期，其岩性主要为灰黑色灰质泥岩与泥质白云岩、泥膏岩及黑色灰质页岩互层，并可见少量的黄铁矿颗粒和炭质岩屑，基本反映了半深湖微相的沉积特点。选取湘深11、21、31井沅江组一段泥质烃源岩的58个样品进行有机碳含量、氯仿沥青“A”及总烃含量分析(表2)。分析结果表明，沅一段有机碳含量与二叠系相比相对较低，主要介于0.41%～5.91%，平均值为1.27%，有机碳含量大于0.4%的烃源岩累计厚度多介于75～100 m之间，平均值为80 m，达到低效-富集资源级别。

由于二叠系与沅江组一段的页岩地层有其独特的岩性组合特点，即黑色页岩中夹薄层灰岩，或页岩与盐间白云岩互层产出，而灰岩和盐间白云岩可以作为裂缝性储集层，这种岩性组合关系可认为是介于页岩油气资源与裂缝性油气藏之间的一种过渡形态，所以在考虑有机碳丰度下限时，不能照搬标准，因此笔者认为在这两种沉积亚相中TOC大于1.0%的区域应具有形成页岩油气资源的可能。

表2 洞庭盆地沅江凹陷沅江组一段泥质烃源岩有机质概况统计[6]

注：数字含义表示最小值-最大值/平均值(样数)

2.2 有机质类型

二叠系各组页岩地层不仅有机质丰度高，而且母质类型好，多以腐泥型有机质为主(表3)。据干酪根镜检结果显示[6]，二叠系各组地层I型有机质大于60%，其中栖霞组最高为92.3%；上二叠统除I型有机质占61.5%外，有两个样品镜质组和惰质组含量显著增高，为Ⅱ2型和Ⅲ型有机质，占样品数的30.8%(表3)，与下二叠统相比，母质类型相对变差。因此，二叠系页岩以栖霞组的母质类型最好，这与其有机质丰度相吻合。

据郭峰等研究得知[14]，洞庭盆地沅江凹陷古近系沅江组一段的原油颜色一般呈黑色-褐黑色，原油密度为0.88 g/m3，属于正常原油(0.80～0.90 g/m3)，50 ℃时原油黏度为41.7 mPa·s，凝固点为35 ℃，含蜡量为21.86%，含硫量为0.50%，为典型的陆相原油的物性特征，其有机质类型以Ⅱ型和Ⅲ型为主(表3)。

表3 洞庭盆地及周边地区二叠系-古近系干酪根镜检统计[6]

2.3 成熟度

洞庭盆地及周边地区二叠系页岩Ro值变化范围为0.53%～1.39%，处于低成熟-高成熟之间。上、下二叠统在盆地边缘露头区的石门新关、苗市、慈利和益阳煤炭坝实测镜质体反射率Ro绝大多数小于1.0%(表4)，主要介于0.80%～0.97%之间；最大热解峰温Tmax介于448～463 ℃之间，其平均值为450℃和445℃； H/C原子比多大于1，其平均值为1.25和1.33；包裹体均一温度主要介于108～142℃之间，平均值介于12～134℃之间，并以液相为主，气液比多为5%左右[12]，这表明二叠系烃源岩的有机质热演化程度较为适中，正处于石油大量生成的成熟阶段。

古近系始新统沅江组一段泥页岩Ro值变化范围为0.99%～1.59%，其平均值为1.26%；热解峰温Tmax=437～489℃，平均448 ℃(表4)；根据孢粉颜色分析，沅一段孢粉以棕色、棕黄色为主；“颜色指数”多大于3.0，平均值为3.1，这充分表明沅一段有机质热演化程度适中，有机质转化较充分，暗色泥页岩已处成熟-生油高峰期阶段[14]。因此，处于石油大量生成的成熟阶段的二叠系及古近系始新统沅江组一段烃源岩很有可能聚集页岩油。

表4 洞庭盆地及周缘二叠系-古近系有机质演化程度统计[6]

3 页岩储集层发育特征

3.1 页岩储集层分布

洞庭盆地黑色页岩主要发育于澧县凹陷二叠系及沅江凹陷沅江组一段，而二叠系以栖霞组(P1q)的勘探潜力最大。栖霞组生油岩一般厚100～200 m，最厚可达410 m，岩性以海相灰黑色泥页岩与薄层泥灰岩互层产出为主，普遍发育油苗[10]。沅江组一段生油岩有机碳含量大于0.4%的烃源岩累计厚度多介于75～100 m，平均值为80 m[15]，沅一段在凹陷中心可达到较好或中等生油岩标准[14](图2)。

3.2 储集层油气显示特征

目前，洞庭盆地已钻探111口钻井，有40口钻井见到了不同类型、不同程度的油气显示(图3)，其中两口井测试出油[12]。二叠系油苗见于盆地西部慈利县苗市和长滩河、盆地东南部鹏头岭一带及澧5井二叠系的灰岩裂缝或晶洞中，有的敲开裂缝面可见褐色原油渗出。古近系油气显示层位集中，绝大多数见于沅江组一段，盆地油气赋存的岩性主要为泥质碳酸盐岩(91层)及少量泥质岩(16层)；油气显示类型以裂隙型为主。洞庭盆地及周边地区广泛的油气显示也证明，洞庭盆地具备页岩油气聚集的基本石油地质条件。

图2 沅江凹陷沅江组一段烃源岩厚度等值线及评价图[14]

图3 沅江凹陷油气勘查区块钻井油气显示分布

3.3 储集层物性及矿物组成

洞庭盆地二叠系灰黑色泥页岩夹薄层泥灰岩、沅一段黑色泥页岩夹白云岩，均发育裂缝型泥晶与含有机质纹层的碳酸盐岩层系，有机质纹层对白云石晶间孔隙与微裂缝的发育有着重要的影响。沅一段盐间非砂岩孔隙度介于5.16%～18.33%，个别为26.13%，大多数达到低孔-中孔储层级别，个别可达到高孔储层级别；渗透率介于(0.1～1)×10-3μm2，属于特低渗透-低渗透储层[6]，其孔、渗关系明显不匹配，不利于常规油气藏的形成。随着地层埋深的增加，地温升高，膏盐层中的石膏转化成硬石膏，以及这个过程中排出的有机酸加强了流体、岩石的相互作用，硬石膏、白云石与方解石易发生溶蚀形成一定的储集空间，为页岩油气的富集提供了场所。

脆性矿物含量的高低是影响泥页岩裂缝发育的重要因素，富含石英、白云石的黑色泥页岩脆性好，粒间孔隙发育，粒间孔直径2～3 μm[8]，且与富含方解石的泥页岩相比，其裂缝的发育程度更强[16-17]。洞庭盆地以泥页岩-碳酸盐岩为主要岩性组合，富含白云石等脆性矿物，页岩中碳酸盐岩类矿物的发育很大程度上提高了整个页岩层段的脆性，这有利于改善页岩油气储集层的经济可采性。

4 页岩油气聚集模式

4.1 海相页岩油气聚集模式

洞庭盆地震旦纪-古生代处于扬子地台东南台缘盆地与大陆斜坡，海相黑色页岩较为发育，其中以二叠系泥页岩油气勘探潜力最大。以二叠系栖霞组(P1q)为例，借鉴当今北美海相页岩油气突破技术的路线和成功经验，可建立洞庭盆地元古代-古生代海相页岩油气聚集模式(图4A)。

页岩表面附近充填的裂缝发育带和“挡板”层的存在对于形成大规模页岩油气聚集十分重要。微裂缝可为页岩油气提供良好的储集空间，而“挡板”可作为水力压裂的边界条件，在水力压裂的时候，可以使应力更加集中于页岩层中，有助于储层内天然气的富集和自然产能的提高，因此高产页岩油气多发育在顶底"挡板"发育良好的地区[18-19]。洞庭盆地海相页岩微裂缝发育，与其互层的海相泥灰岩可以充当“挡板”层，故初步推测洞庭盆地及周边地区元古代-古生代海相页岩与泥灰岩良好互层产出的地层具有较大的页岩油气勘探潜力，其中页岩油的勘探潜力更大，但要获得商业性突破仍需进行更精细的勘探研究。

4.2 盐间非砂岩油气聚集模式

洞庭盆地中新生代盐间地层有机碳含量高，与上下盐层的不渗透性形成典型的“三明治”结构，使盐间地层所形成的油气就地、就近在烃源层内存储[20]，其中始新统沅江组一段的勘探潜力最大。以始新统沅江组一段(E2y1)为例，借鉴中原油田东濮凹陷沙三段盐间泥页岩及江汉盆地潜江组盐间非砂岩储层的成功经验，可建立洞庭盆地中新生代盐湖盐间非砂岩油气聚集模式(图4B)。

沅江组一段盐间泥质白云岩是较好的生油岩，其生成的油气由于上下盐岩遮挡可形成广泛分布的多层状盐间泥质白云岩油藏[21]。盐间白云岩具有韵律层薄而垂向运移距离短，欠压实严重故孔喉保持畅通以及油气运移损失小等优势，但由于其韵律层薄，层内烃源岩生烃量有限，因此在纵向上烃源岩条件较好且有断裂、盐岩层错位、盐岩刺穿等有利垂向运移通道的层段，是油气富集的有利区域[22]。盐岩发育区虽然其整体演化过程中生成的油气易于排出，但在Ro为1.28%时仍然滞留着20%的石油资源，富含大量的盐类脆性矿物而低含黏土矿物，有利于产生裂缝，易于压裂，是页岩油藏的有利区带。此外，膏盐层的发育易形成高异常地层压力，这也有利于洞庭盆地及周边地区盐间非砂岩油气的聚集以及后期的油气开发。

图4 洞庭盆地及周边地区两种页岩油气聚集模式

5 结论

(1)洞庭盆地及周边地区位于扬子板块变质岩与火成岩刚性稳定基底之上，与中国南方地区普遍变形强烈的地层相比，其上覆沉积地层受构造运动作用变形较弱，有利于页岩油气的保存。

(2)洞庭盆地及周边地区二叠系页岩TOC值多大于2%，古近系始新统沅江组一段页岩TOC值一般大于1%，有机质丰度达到了较好-好烃源岩条件；有机质类型为Ⅰ型-Ⅱ1型，以偏腐泥型有机质为主；Ro值主要介于0.99%～1.59%之间，泥页岩成熟度处于理想的石油大量生成的成熟阶段，具有较强的生油能力，形成页岩油资源的潜力较大。

(3)洞庭盆地及周边地区二叠系与沅江组一段地层厚度大，分布面积广，裂缝性油气显示丰富。洞庭盆地以泥页岩-碳酸盐岩为主要岩性组合，白云石等脆性矿物含量较高，且沅一段膏盐层发育，这有利于烃源岩中微孔隙及微裂缝的发育，有利于改善页岩油气储集层的经济可采性。

(4)洞庭盆地及周边地区具备页岩油气聚集的基本条件，具有较大的页岩油气勘探潜力，尤其是页岩油。目前洞庭盆地页岩油气的有利勘探层系为澧县凹陷二叠系海相页岩以及沅江凹陷古近系始新统沅一段膏泥岩夹白云岩，但要获得商业性突破仍需要落实更精细的勘探。

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