江汉盆地新沟嘴组泥质白云岩含油性分析

胡 莹, 卢双舫, 李文浩, 薛海涛, 张鹏飞, 李 倩

( 1. 中国石油大学(华东) 非常规油气与新能源研究院，山东 青岛 266580； 中国石油大学(华东) 地球科学与技术学院，山东 青岛 266580 )



江汉盆地新沟嘴组泥质白云岩含油性分析

胡 莹1,2, 卢双舫1, 李文浩1, 薛海涛1, 张鹏飞1,2, 李 倩1,2

( 1. 中国石油大学(华东) 非常规油气与新能源研究院，山东 青岛 266580； 中国石油大学(华东) 地球科学与技术学院，山东 青岛 266580 )

根据油气勘探资料，结合薄片鉴定、物性分析和地球化学分析等方法，分析江汉盆地新沟嘴组泥质白云岩富油的主控因素及界限.结果表明:江汉盆地新沟嘴组泥质白云岩有机质丰度较好，有机显微组分以腐泥组为主，热演化程度为低成熟—成熟阶段；页岩油的富集主要受有机质丰度和孔隙度影响，泥质白云岩储层含油率与孔隙度关系表现为线性增加和稳定高值两段式曲线，孔隙度大于12%的泥质白云岩储层的含油性较好，有利层段含油率大于75 mg/g.该结果对研究区页岩油富集的主控因素与分布特征的研究具有参考意义.

页岩油； 含油性； 新沟嘴组； 泥质白云岩； 江汉盆地

0 引言

近年来,对页岩油的勘探开发取得进展，在江汉盆地、准噶尔盆地和三塘湖盆地云质泥岩和泥质云岩中发现页岩油，湖相碳酸盐岩作为一类典型的页岩油储层，越来越受到人们重视[1-5].

对于自生自储型泥质白云岩，一方面，泥质白云岩富含有机质，可作为良好的烃源岩；另一方面，泥质白云岩中的有机质、黏土矿物、沥青质，以及裂隙系统和粉砂质岩夹层等又可以作为储集层.页岩含油性控制因素包括有机质类型、丰度、成熟度、孔渗特性、矿物组成及裂缝等[6-7].泥质白云岩的有机质丰度既是生油的物质基础，也是增加储集空间的重要因素，决定泥质白云岩的生烃强度并影响其游离气赋存能力；泥质白云岩的孔隙度直接控制游离态烃的含量.Daniel J K和Clarkson C R等认为，在页岩中孔隙的孔径比较大的情况下，孔隙中可以直接储存烃类分子；孔隙体积决定游离烃数量，且两者呈正相关关系[8-9].针对泥页岩含油性研究文献较多，但目前未见白云岩孔隙度与游离烃含量关系的文献.

江汉盆地新沟嘴组泥质白云岩含油气显示广泛，已有6口直井和4口水平井获得工业油流.该地区泥质白云岩的生烃潜力、含油性影响因素及富油主控因素界限等为目前重点研究方向.笔者以江汉盆地新沟地区典型探井新391井、新斜461井、新斜1171井和新521井为研究对象，应用地质、地球化学、试油、钻井和测井等资料，分析新沟嘴组下段页岩油形成条件和含油性特征，为江汉盆地的页岩油“甜点”勘探提供参考.

1 地质概况

江汉盆地位于江汉平原中部、杨子准地台中杨子坳陷中部，是在中、古生界海相碳酸盐岩、碎屑岩和陆相含煤碎屑岩基底上，经燕山运动和喜山运动发展起来的白垩纪—新近纪内陆断陷盐湖盆地，面积约为28 760 km2.盆地经历早燕山期的挤压、白垩纪—古近纪的裂陷—坳陷及新近纪—第四纪的挤压—坳陷，可划分为江陵、潜江、陈沱口等11个凹陷带和丫角—新沟等4个凸起带，共15个二级构造单元[10-11](见图1).

新沟油田位于江汉盆地丫角—新沟低凸起东段，主要含油层系为第三系新沟嘴组.新下段Ⅱ油组以泥质灰岩、泥晶白云岩为主，局部夹薄层粉砂质条带为储集层，是需要经过压裂改造才能获得工业油流的非常规油藏.2012年，新沟油田对新135井新沟嘴组原测井解释的“干层”压裂试油，获得3 t/d的工业油流，该地区成为页岩油的勘探新方向[12].

图1 江汉盆地新沟地区构造位置Fig.1 The location of the structural belts of the Xingou area in the Jianghan basin

2 泥质白云岩分布特征及生烃潜力

2.1 分布特征

江汉盆地新沟嘴组沉积期为新下段亚热带潮湿至新上段半干旱偏湿古气候条件，水体为浅水—半深水环境，为弱氧化—还原型湖泊，发育浅湖—半深湖沉积，处于湖盆萎缩早期.在物源、古地形和古气候控制下，盆地自北向南发育砂岩、泥岩、泥质白云岩、硫酸盐岩及盐岩相，盆地中南部斜坡带(新沟地区)为泥质白云岩相主要分布区，具有泥质白云岩与薄层泥岩频繁互层沉积特征，且泥质白云岩及泥岩平面上连片、分布稳定.

在测井曲线上研究区新沟嘴组泥质白云岩表现为中密度、中伽马和中高声波时差，基于岩心岩性分析，利用密度、自然伽马和声波时差可以较好地区分泥质白云岩、膏盐岩和砂质夹层.统计该地区新沟嘴组泥质白云岩厚度并绘制厚度平面分布图(见图2).由图2可知，泥质白云岩最大厚度为100 m，高值区主要分布在由新1171井、新135井和新212井围成的区域，在西南部分地区有分布.

图2 江汉盆地新沟地区新沟嘴组泥质白云岩厚度平面分布Fig.2 Plane distribution of thickness of the argillaceous dolomite in Xingouzui formation in the Xingou area of the Jianghan basin

2.2 生烃潜力

人们研究盐湖环境烃源岩生烃潜力，认为该环境下烃源岩有机碳质量分数大于0.6%就能成为好的生油岩，咸化湖泊有机质生烃转化率高，且在有机质热演化程度不高的情况下能大量生烃[13-17].

对江汉盆地新沟地区泥质白云岩(包括白云岩、泥质白云岩、白云质泥岩和泥岩)储层钻井取心并进行测试分析，泥质白云岩有机碳质量分数变化范围较大，平均为1.13%，最大可达9.96%，其中大于0.40%的样品占80.57%，大于0.60%的样品占59.47%；生烃潜力指数分布在0.06～78.31 mg/g之间，平均为5.72 mg/g，其中大于2.00 mg/g的样品占34.77%，大于6.00 mg/g的样品占21.10%(见图3).

图3 江汉盆地新沟嘴组泥质白云岩有机质丰度分布特征Fig.3 Distribution characteristics of organic matter abudances of the argillaceous dolomite in Xingouzui formation in the Jianghan basin

图4 江汉盆地新沟嘴组泥质白云岩有机显微组分组成

Fig.4 The maceral composition of the argillaceous dolomite in the Xingouzui formation in the Jianghan basin

研究区绝大多数的泥质白云岩样品有机碳质量分数大于0.60%，部分样品的生烃潜力指数大于2.00 mg/g，表明烃源岩具有较好的生烃潜力;泥质白云岩有机显微组分中以腐泥组为主(见图4)，说明该地区泥质白云岩中可生油组分较多，具备生油的母质条件;泥质白云岩的镜质体反射率分布在0.5%～0.8%之间，有机质热演化程度为低成熟—成熟阶段.

3 含油性特征

3.1 微观特征

石油中多环芳香烃与非烃在荧光下具有发光特性，可以根据泥质白云岩在荧光照射下发光的性质判断岩层中的油气特征[18].研究区泥质白云岩储层为中、高孔特低渗储层，多数裂缝发育，但部分微裂缝被石盐或硬石膏完全充填，无渗流能力.以新521井为例，在1 067.99～1 084.34 m井段泥质白云岩储层中发育一条延伸几十微米的裂缝，但被硬石膏完全充填，无荧光显示(见图5(b)).部分泥质白云岩储层裂缝不发育，但晶间孔和粒间孔发育，并普遍含油，如新391井的1 376.42～1 388.00 m井段、1 388.01～1 396.60 m井段及1 414.98～1 425.00 m井段,泥质白云岩整体发绿黄色、黄绿色中暗光，局部见发中暗—暗色光的条带，原因是泥质含量较多；少量的陆屑、炭质和硬石膏不发光，有时可见细小的片状有机质发绿黄色、淡黄白色中亮光，且顺长轴呈定向分布(见图5(a、c、d)).因此，江汉盆地新沟嘴组泥质白云岩孔隙中呈大面积普遍含油特征.

图5 江汉盆地新沟嘴组泥质白云岩荧光薄片Fig.5 The thin sections of the argillaceous dolomite in Xingouzui formation in the Jianghan basin

3.2 有机地球化学表征

人们根据岩石手标本油气显示级别、热解烃量(S1)、氯仿沥青“A”含量及含油率等参数研究含油性，其中热解烃量和氯仿沥青“A”含量为表征含油性的主要地球化学参数.热解烃量代表残留烃，表示烃源岩中液态烃的含量；氯仿沥青“A”含量代表残留油，表示烃源岩中液态烃加上胶质和沥青质的含量.两个参数主要受泥页岩有机质丰度、类型和成熟度的影响，在实验过程中易受到损失[6,19].Jarvie M D认为含油率除了可以用来判断烃源岩成熟度外，还可以用来判断页岩油储层含油性[20]，含油性高的泥页岩的含油率一般大于75或100 mg/g.

根据研究区4口井的试油资料及其对应的热解烃量和含油率数据，建立不同油气显示级别热解烃量和含油率的交会图(见图6).由图6可知：油层级别样品的热解烃量多分布在1.00 mg/g以上，含油率多分布在75 mg/g以上；差油层和干层级别样品的热解烃量和含油率一般低于油层级别样品的.油层级别样品中含油率大于75 mg/g的占总数的74.5%，差油层和干层级别样品中含油率大于75 mg/g的仅占总数的19.7%.因此，可将热解烃量为1.00 mg/g、含油率为75 mg/g作为研究区新沟嘴组泥质白云岩页岩油富集的下限.

3.3 含油性与储层物性关系

研究区新沟嘴组泥质白云岩样品岩心物性分析表明，页岩油储层孔隙度主要集中在8%～22%之间，平均为13.92%；渗透率多小于0.50×l0-3μm2，平均为0.25×l0-3μm2，属中、高孔特低渗储层.新沟嘴组下段为自生自储型油气储层，烃源岩处于低熟—成熟早期阶段，整体演化程度较低、原油黏度高、运移启动压力梯度大，且该地区为特低渗储层，原油运移阻力大、动力不足，易滞留在源内孔隙中而聚集成藏.

泥页岩储层的含油性受生烃能力和储集空间发育影响，泥页岩孔隙度是游离态烃含量的主控因素[21].分析江汉盆地新沟嘴组下段泥质白云岩样品的储层物性与含油性关系，泥质白云岩储层含油性与孔隙度关系不同于常规砂岩储层的正相关关系，表现为两段式曲线，即线性增加段和稳定高值段(见图7).达到的稳定高值段时含油率约为140 mg/g，孔隙度为12%，因此，江汉盆地新沟嘴组孔隙度大于12%的泥质白云岩储层含油性较好，是油气富集的主要层段.

图6 江汉盆地新沟嘴组泥质白云岩含油率和热解烃量关系Fig.6 Relationship between oil content and S1 of the argillaceous dolomite in Xingouzui formation in the Jianghan basin

图7 江汉盆地新沟嘴组泥质白云岩含油率与孔隙度关系Fig.7 Relationship between oil content and porosity of the argillaceous dolomite in Xingouzui formation in the Jianghan basin

4 有利区预测

泥页岩中烃类含量富集段为页岩油勘探开发的首选目标[22-23].泥页岩中的干酪根、黏土矿物等组分对烃类具有一定的吸附或吸收作用，且泥页岩孔渗条件较差，烃类流动性较差，因此，富集段的游离烃含量是评价页岩油经济开发的重要参数.页岩油开发普遍采用压裂增产措施，孔隙度也是储层评价的重要内容.王敏研究胜利油田页岩油密闭取心井，认为页岩油储层孔隙度越高，含油性越好，孔隙度是决定页岩油富集的关键参数[24].

江汉盆地新沟嘴组页岩油的富集不仅与有机质丰度有关，还受孔隙度的影响.考虑储层页岩油含油性富集程度及孔隙度参数，将游离烃高值区与孔隙度等值线图叠合，其中游离烃高值区(含油率大于75 mg/g)与优质孔隙度(孔隙度大于12%)的交集为富集资源分布区，即页岩油勘探开发有利区.新沟地区泥质白云岩的有利区主要分布在由新斜461、新391井、新561井和新斜1171井围成的区域，呈北西西—南东东展布，东南部的有利区较西北部的小(见图8).

图8 江汉盆地新沟地区新沟嘴组页岩油勘探有利区

5 结论

(1)江汉盆地新沟地区为泥质白云岩储层主要发育区，泥质白云岩有机质丰度较高，有机显微组分以腐泥组为主，热演化程度为低成熟—成熟阶段，具有较大的生烃潜力.

(2)江汉盆地新沟嘴组泥质白云岩孔隙呈现大面积普遍含油特征.以热解烃量和含油率作为表征新沟嘴组泥质白云岩的含油性的参数，热解烃量为1.00 mg/g，含油率为75 mg/g时，为研究区新沟嘴组泥质白云岩页岩油富集的下限.

(3)泥质白云岩储层含油率与孔隙度关系表现为线性增加和稳定高值两段式曲线，孔隙度大于12%的泥质白云岩储层含油性较好，是江汉盆地新沟嘴组油气富集的主要层段.

(4)游离烃高值区(含油率大于75 mg/g)与优质孔隙度(孔隙度大于12%)交集为富集资源分布区，即页岩油勘探开发有利区.新沟地区泥质白云岩的有利区主要分布在由新斜461、新391井、新561井和新斜1171井围成的区域，呈北西西—南东东展布，东南部的有利区较西北部的小.

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2015-04-07；编辑：张兆虹

国家自然科学青年基金项目(41402122)；博士后科学基金面上项目(2014M561980)

胡 莹(1991-)，女，硕士研究生，主要从事地球化学和非常规油气方面的研究.

TP311,P632

A

2095-4107(2015)03-0076-07

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2015.03.010