济阳坳陷页岩油富集机理

2015-02-17宁方兴

特种油气藏 2015年3期

关键词：济阳洼陷岩相

宁方兴

(中石化胜利油田分公司，山东东营 257015)

济阳坳陷页岩油富集机理

宁方兴

(中石化胜利油田分公司，山东东营 257015)

近年来，由于对页岩油富集机理认识不清，济阳坳陷页岩油勘探未获得突破。在大量岩心、分析化验资料、模拟实验和数理统计的基础上，明确了济阳坳陷页岩油富集机理：有机质是页岩油生成的基础，页岩储集空间是页岩油富集的空间基础，异常压力是页岩油富集动力，有机质演化程度控制了烃类流体类型，油气的可动性利于页岩油富集，岩相决定了页岩油类型。在此基础上建立了页岩油富集模式，对济阳坳陷页岩油勘探有一定的指导意义。

页岩油；富集机理；可动性；富集模式；济阳坳陷

引言

近年来，页岩油气在北美地区勘探和开发取得了良好的效果[1-7]，胜利油田开始重视页岩油气的勘探和研究[8-13]。截至2014年底，济阳坳陷共有800多口探井在泥页岩中见到油气显示，其中38口井获工业油气流。页岩油投产井初期产能最高可达127.6 t/d，累计产油最高达27 896 t，具有较好的产能特点，展示了济阳坳陷页岩油的巨大勘探潜力。立足于济阳坳陷页岩油气的勘探实践，在大量岩心、分析化验资料、生排烃模拟实验和数理统计的基础上，对页岩油富集机理进行分析，建立了页岩油的富集模式。

1 页岩油特征

济阳坳陷的页岩油可划分为基质型、裂缝型、砂岩夹层型和碳酸盐岩夹层页岩油4种类型[14]。

基质型页岩油平面上相对于其他类型页岩油更靠近洼陷带，层位上主要分布在沙三下亚段三层组；裂缝型页岩油在断层附近分布，层位上主要分布在沙三下亚段三层组和沙四上亚段二层组；砂岩夹层型页岩油平面分布在深洼处或大型扇体前端，层位上主要分布在沙三下亚段三层组；碳酸盐岩夹层型页岩油以沙一段和沙三下亚段三层组页岩油井最多。

基质型页岩油井只出油，裂缝型页岩油油气同出井最多，其次是碳酸盐岩夹层型，砂岩夹层型仅有一口井油气同出。随着埋深的增大，页岩油气油比逐渐增高，裂缝型页岩油气油比较低，而灰岩夹层型页岩油气油比较高。

页岩油密度、黏度都随着深度的增加而降低。夹层型页岩油密度、黏度要小于泥页岩型；基质型页岩油密度、黏度最大，其次是裂缝型，砂岩夹层型最小。

基质型页岩油以油水混溶态为主，裂缝型、砂岩夹层型和碳酸盐岩夹层型页岩油以游离态为主。

不同类型页岩油井的产能存在差异。裂缝型页岩油井产能最高，其次是碳酸盐岩夹层型、砂岩夹层型，基质型页岩油井的产能最低。

2 页岩油富集机理

2.1 有机质是页岩油生成的基础

有机质是页岩油生成的物质基础。济阳坳陷泥页岩主要发育在半深湖—深湖内的咸化环境内，有机显微组分以低等水生生物藻类为主，有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ型为主。有机质的赋存状态一般为顺层富集型和顺层分散型2类。顺层富集型泥页岩多纹层发育，岩性以钙质页岩和油页岩为主，有机质丰度高，一般为3.0%～5.0%，最高可达19.6%，多平行或基本平行层理分布，呈现较强的褐黄色或棕黄色荧光。顺层分散型多呈块状，岩性以暗色泥岩为主，有机质丰度较低，一般为1.5%～3.0%，呈分散状，总体顺层定向分布，呈现暗—中褐黄—黄绿色荧光[9，15-17]。顺层富集型泥页岩生排烃效率要远高于顺层分散型泥页岩。这是因为顺层富集型泥页岩非均质性较强，水平纹层理非常发育，平行层面方向易形成有机网络，易于形成平行层面的微裂隙，水平方向的渗透性远高于垂直方向，是垂直方向渗透率的20～30倍，侧向生排烃效率高。而顺层分散型的泥页岩由于有机质呈分散状态，不易形成有机网络，也很难形成裂缝，水平方向渗透率与垂直方向渗透率都较低，侧向生排烃效率低。

页岩油一般分布在有机碳含量大于2%的地区。但济阳坳陷页岩油并不是分布在有机质丰度最高的洼陷中心，而是分布在洼陷中心到斜坡带过渡的地方，显示了页岩油可能并非滞留原地，而是发生了初次运移。

2.2 页岩储集空间是页岩油富集的空间基础

页岩的储集空间为页岩油的富集提供了场所。济阳坳陷泥页岩储集空间是由页岩孔隙和裂缝组成的。页岩孔隙包括黏土矿物晶间微孔、碳酸盐晶间微孔、黄铁矿晶间微孔及砂质微孔，孔径为1～10 μm，最大可达50 μm。裂缝包括水平层理缝和构造裂缝(直立缝和斜交缝)，且以水平层理缝为主，裂缝宽度小于0.01 mm，最宽可达0.80 mm，一般为0.02～0.10 mm。镜下观察表明，济阳坳陷泥页岩中裂缝广泛发育，裂缝在地下既是油气储集空间，同时也连通了泥页岩孔隙，通过裂缝网状系统连续分布，页岩油气汇集到页岩裂缝发育和孔隙较大的地方[9]。但由于济阳坳陷为陆相沉积，非均质强，地层年代新(古近系)，成岩较晚，含有伊蒙间层水敏性矿物，具有一定塑性，可压性相对北美地区差，难开采。

2.3 异常压力是页岩油富集的动力

在Ed—Nm生油时期，济阳坳陷沙四上—沙三下亚段的泥页岩受生烃增压的控制，绝大部分存在异常高压，异常压力为页岩油初次运移提供了动力，使得高压区页岩油具有较高的产能。页岩油富集区位于已大规模生油的、成熟度较高的、富有机质的页岩地层中，地层能量较高。济阳坳陷页岩油井大都分布在压力系数大于1.2的异常超压带内。但在压力系数最大地区，页岩油井分布很少；页岩油气大都分布在压力过渡带(图1)。

图1 压力系数与产能关系

从图1可以看出，页岩油井产量是正态分布的，压力系数低的地方和压力系数最高的地方，油井产量都不高。这表明页岩油生成后发生了初次运移，这种运移导致了可动油气富集区的压力会相对下降。页岩油大多呈连续相态产出，以油润湿相为主，油气生成后运移过程中毛细管力减小，容易采出。因此，异常压力过渡段最有利于页岩油富集，表明过渡带可能已发生排烃，是排烃的主要通道。

2.4 有机质演化程度控制了烃类流体类型

济阳坳陷镜质体反射率随埋深的增大而增大。随着埋藏深度逐渐增大，地温不断升高，有机质成熟度增高，在厌氧还原环境下，原始有机质由生成石油转化为天然气。有机质成熟阶段Ro值为0.5%～1.3%，以生油为主。当Ro值大于1.3时，以生气为主。济阳坳陷页岩油主要深度分布为2 500～3 900 m，3 900～4 500 m为凝析油—湿气阶段，4 500 m以下主要为页岩气阶段。

2.5 油气的可动性利于页岩油富集

页岩油的赋存状态有吸附态、游离态和混溶态。由于油的分子大，可流动性差，页岩油可动性越好，越易开采，而吸附态的页岩油很难开采。因此，济阳坳陷页岩油以寻找游离态和可动的页岩油为主。游离态和可动性好的页岩油经过一段距离的运移后，在页岩中较大的孔隙或裂缝中聚集起来。

通过罗家地区罗69井和罗42井油源对比分析可知，该2口井页岩油碳同位素组分相似，生物标志化合物最为接近，两者具有亲缘关系。由此表明，罗69井的原油极有可能运移到了罗42井，研究区页岩油具有动态富集的特征。

根据离心和核磁共振实验表明，富有机质纹层状岩相的流体可动性较好，在3 600 r/min的情况下，纹层状岩相流体已流动，而层状和块状岩相流体尚未流动。通过对东营凹陷不同岩相的页岩样品进行了测试，建立了可动油比例变化剖面(图2)，可动油比例为8%～32%。

图2 东营凹陷可动油比例变化剖面

随着深度增加，可动油比例明显增大，可能与原油性质及流动性有关，深部原油密度、黏度低，可动性好。而不同岩相的泥页岩，可动油比例差异较大，从目前数据来看，纹层状泥页岩的可动油比例最高，层状泥页岩次之，块状泥页岩可动油比例最低。流体可动性的差异，导致产能特征不同。纹层状岩相可动性较好，因此纹层状岩相产能较高。

2.6 岩相决定了页岩油类型

通过各层系的岩心观察、薄片鉴定等资料分析表明，见到页岩油气显示的岩相主要为纹层状泥质灰岩相、层状—纹层状泥质灰岩相、纹层状—层状泥质灰岩相、层状泥质灰岩相、层状灰质泥岩相、纹层状泥质灰岩夹碳酸盐条带岩相、层状泥质灰岩夹碳酸盐条带岩相，以及受边界物源或碳酸盐含量影响形成的纹层状泥质灰岩夹砂质条带岩相[14]。济阳坳陷页岩油主要分布在纹层状—层状泥质灰岩相、灰质泥岩相和砂岩、碳酸盐岩条带中。生排烃模拟实验表明，纹层状—层状岩相里残留烃多，而前面也述及纹层状、层状岩相比块状岩相可动性好，因此济阳坳陷页岩油多赋存在纹层状—层状岩相中。纹层状—层状泥质灰岩相、灰质泥岩相层间微孔隙和方解石或白云石晶间孔发育，且方解石或白云石含量高，脆性大，在断层附近易于产生裂缝，形成裂缝型页岩油，远离断层易于形成基质型页岩油。在砂岩和碳酸盐岩条带中易于形成砂岩型页岩油和碳酸盐岩型页岩油。

3 页岩油富集模式

由页岩油的富集机理可知，济阳坳陷页岩油的富集是由有机质、页岩储集空间、异常压力、有机质演化程度、油气的可动性和岩相决定的。

沾化凹陷罗家地区沙三下亚段的烃源岩在埋深大于3 000 m时，烃源岩达到成熟阶段大规模生油，产生异常高压，之后在构造运动的作用下压力封存厢破裂，烃源岩排烃，四扣—渤南洼陷中心与洼陷边部控烃断层之间产生瞬时压差，一部分油气随断层排到义和庄凸起、埕东凸起、孤岛凸起、沾化凹陷南斜坡、陈家庄凸起等砂岩地层中成为常规油藏，剩下的油气滞留在洼陷带页岩地层中。在洼陷带边部的斜坡带控烃断层附近，在构造和异常高压双重控制下裂缝发育，多发育裂缝型页岩油，向洼陷带过渡为基质型页岩油。洼陷带砂岩和碳酸盐岩夹层发育的地方易于形成夹层型页岩油。由于纹层状岩相多发育在斜坡带，从洼陷带到斜坡带可动页岩油增加，吸附烃减少。

因此，济阳坳陷页岩油富集模式：从洼陷中心到斜坡带依次发育吸附烃、碳酸盐岩夹层型页岩油、砂岩夹层型页岩油、基质型页岩油和裂缝型页岩油，从洼陷中心到斜坡带可动页岩油增加，吸附烃减少(图3)。