辽河西部凹陷沙河街组泥页岩储集条件及含油性初步研究*

2015-12-10宁松华

天然气勘探与开发 2015年2期

关键词：洼陷储集含油量

韩悦宁松华

（“油气资源与勘探技术”教育部重点实验室·长江大学）

辽河西部凹陷沙河街组泥页岩储集条件及含油性初步研究*

韩悦宁松华

（“油气资源与勘探技术”教育部重点实验室·长江大学）

近年来辽河坳陷古近系泥页岩中多口井见到了良好的油气显示，气测异常十分活跃，显示了泥页岩良好的油气前景。根据页岩油源储一体的成藏特点，重点针对泥页岩源岩和储集性两方面内容进行了评价，在西部凹陷创新应用了泥页岩储集层评价方法、含油量确定方法。明确了西部凹陷沙四段、沙三段等发育优质烃源岩，其中沙四亚段灰质页岩热演化程度适中，生烃能力最强，页理缝发育，脆性矿物含量高，脆性指数最高达67，含油量最高达0.52%，为页岩油富油气层段。图4表2参8

页岩油泥页岩优质源岩储集层含油量

0 引言

页岩油概念来自国外，国内不同学者和机构对页岩油的定义不同。张金川认为，页岩油是以游离（含凝析态）、溶解态（可溶解于天然气、干酪根和残余水）等多种方式赋存于有效生烃泥页岩地层层系中且具有勘探开发意义的液态烃类[1]。赵政璋认为页岩油是以滞留在纯泥岩或页岩中的石油聚集[2]。本次研究中，通过文献调研[3-5]，结合油田勘探实际问题，将泥页岩及其薄夹层中产出的石油确定为研究对象。

辽河油田目前储量主要分布在砂砾岩、变质岩、火成岩，近年来泥页岩中多处发现油气显示，但没有把泥页岩当作储集层来开展系统的研究和评价，随着理论认识、钻采工艺的提高，泥页岩油藏也得到了更多的重视。自美国页岩油获得突破之后[6]，国内各盆地也相继开展了对页岩油的研究[7-8]。2012年，辽河坳陷西部凹陷古近系沙河街组沙三段在SG165井泥岩段试油日产油24 m3，显示了西部凹陷页岩油潜力巨大。本次研究针对页岩油源储一体的成藏特点，尝试对西部凹陷古近系泥页岩进行评价，以期对辽河坳陷非常规勘探起到一定的借鉴作用。

1 沙河街组泥页岩储集条件

1．1 泥页岩沉积的地质背景

辽河坳陷古近系自下向上划分为房身泡组、沙河街组和东营组，沙河街组可细分为四段，其中沙四段、沙三段地层是湖盆扩展发育期沉积产物，泥页岩广泛分布，也是页岩油主要富集层位。

沙四下亚段沉积时期，沉积中心局限在凹陷北部地区，主要发育了深湖—半深湖相以及滨浅湖相沉积，雷家、高升地区在滨浅湖和湖湾相中发育了泥坪，形成了白云质泥岩。沙四上亚段沉积时期，沉积中心开始向南迁移，水体加深，水域扩大，高升地区发育滨浅湖沉积和碳酸盐岩沉积。陈家洼陷地区发育滨浅湖沉积体系。在陈家洼陷的南部地区出现了半深湖沉积。沙三下亚段沉积时期，湖盆处于剧烈沉降阶段，湖盆继续深陷、扩张，盆地发生水进，导致水体加深，并且水域的范围不断向两侧扩展增大。在高升地区以南的湖盆中央地区广泛发育了半深湖沉积，沉积中心继续南移。沙三中亚段沉积时期，为盆地最大水进期，此时湖盆最深，湖盆沉积中心移至清水洼陷。沙三上亚段沉积时期，湖盆回返水退，湖盆水域收缩，水体深度相对变浅。

1.2 泥页岩类型

泥页岩沉积环境的差异对页岩油成藏影响很大，作为一种自生自储型油气藏，页岩油储集层即为暗色泥岩、页岩及薄夹层。页岩通常被定义为“细粒的碎屑沉积岩”，但它在矿物组成、结构和构造上却多种多样。本次针对泥页岩，选取了黏土矿物、碳酸盐岩矿物、碎屑矿物等主要组成，结合岩心和镜下泥页岩构造，进一步将泥页岩划分为两大类8种类型（表1）。通过对比研究，深湖-半深湖的粉砂质页岩和黏土质泥页岩，以及咸化湖湾相的灰质、白云质泥页岩为本区的优质烃源岩。

表1 泥页岩分类结果表

1.3 泥页岩储集条件

页岩油作为一种自生自储的非常规资源，泥页岩既是烃源岩又是储集层。其储集空间、孔渗物性及裂缝发育程度对页岩油的富集和开发都具有重要意义。

据镜下观察，沙四段、沙三段泥页岩裂缝和孔隙同时发育，属于双重介质的储集层类型，常发育粒间孔、晶间孔、黏土间微孔及有机质孔等。如图1a中所示的球粒状黄铁矿晶体之间的微孔隙，宽约20 μm。在图1b中展示了片状伊利石黏土间微孔隙，直径约在3～5 μm之间。图1c则展示了微裂缝的发育，开度5 μm，整个视域均见。

图1 泥页岩储集空间类型

数据统计表明，沙四段泥页岩主要储集空间类型为页理缝、粒间孔、黏土间微孔及微裂缝等，孔缝直径500 nm～6 μm，属于纳米孔-微孔级别。有效孔隙度分布范围为0.8%～18.1%，平均为5.98%，渗透率分布范围为（0.0012～0.852）mD，平均值为0.17 mD。沙三段泥页岩主要发育黏土间微孔、粒间微孔，孔缝直径为150 nm～10 μm，常见天然微裂缝，属于纳米孔-微孔级别。有效孔隙度分布范围为0.8%～12.7%，平均为6.06%，渗透率分布范围为（0.0042～0.2673）mD，平均值为0.047 mD。

岩石脆性是指其在破裂前未觉察到的塑性变形的性质，亦即岩石在外力作用下（如压裂）容易破碎的性质。在体积压裂中，岩石的脆性是考虑的重要因素之一。页岩油评价中，以脆性指数刻画岩石的脆性特征，其计算方法有以下两种，即岩石组分计算法和岩石弹性参数计算法。本次研究过程中，主要根据X衍射全岩定量数据，采用岩石组分法计算脆性参数。笔者对150组数据进行统计分析，结果显示，白云质页岩脆性指数最高为73，其次为灰质页岩，脆性指数为67，粉砂质泥页岩脆性指数为56，黏土质页岩脆性指数为42，是为页岩油富集层段。

2 泥页岩含油性

2.1 含油量

页岩含油量是指每吨岩石中所含原油折算到标准温度和压力条件下（25℃，101.325 kPa）的总量，既包括原始条件下的液态原油，还包括溶解在天然气中的凝析油。页岩含油量和含气量对于页岩油气的开发至关重要，直接影响开采的经济价值。

含油量的测定是评价页岩油资源的关键参数，目前对页岩含油量的测定主要采用地球化学法、类比法、统计法、含油饱和度法、测井解释法、开发生产反演法、实测值法。地球化学法是指通过测定岩心样品中氯仿沥青“A”或全烃，或通过热解法获得热解烃量S1等参数，各项指标代表含义不同，均需辅以校正系数进行修正。由于研究区页岩油尚处于勘探初期，地化资料相对较丰富，本次对含油量的研究采用地化参数恢复法计算含油量。

由于实测氯仿沥青“A”时，在抽提过程中氯仿沥青“A”中C14-烃类全部损失。在利用氯仿沥青“A”法评价页岩含油量时需要对损失的轻烃组分进行恢复，常用恢复方法为氯仿沥青“A”的轻烃校正。经计算，得到了西部凹陷沙四段、沙三段泥页岩含油量的数据（表2），其中沙四段含油量为0.52%，沙三下亚段含油量为0.15%，沙三中亚段含油量为0.16%，在三个层位中沙四段含油性最好，达到工业油流标准。

表2 西部凹陷泥页岩含油量表

2.2 现场解吸

为了及时、准确的获得目的层泥页岩吸附气量，需要开展现场解吸实验。它是一种测量泥页岩含气量的方法，其基本流程是在钻井过程中准确记录几个关键时刻，岩心提上井口后迅速装入密封罐，在模拟地层温度条件下测量页岩中自然解吸气量，解吸结束后，利用实测解吸气量和解吸时间的平方根进行线性回归求得损失气量，最后将岩心粉碎，测量其残余气量。为准确评价泥页岩的含油气能力提供了重要依据。

L84井位于辽河西部凹陷陈家洼陷内，在该井的2761 m处取心，岩性以深灰色泥页岩为主。沙三段和沙四段是该区主要的烃源岩发育层位，沙三段有机碳质量分数一般在2%左右，洼陷中心部位高达3%以上，镜质体反射率(Ro)为0.4%～0.6%之间，干酪根类型主要为II1型，其次为I型和II2型；沙四段有机碳质量分数一般在2%～3%，洼陷中心部位高达4%～5%，镜质体反射率一般大于0.5%，有机碳类型主要为I型和II2型，生烃强度大。

录井气测全烃值异常显示明显，全烃最高可达90%。对L84井沙四段页岩岩心样品进行现场解吸实验（图2），解吸过程中，气体连续不间断涌现，直观地显示辽河西部凹陷页岩油气的潜力。含气量为2040 mL，拟合相关系数为0.9945，经计算得到含气量值为8.6 m3/t，远超出工业标准。在该区内对多口井进行解吸，在古近系泥页岩同样有良好的油气显示。

源岩干酪根类型、有机质丰度和热演化程度对泥页岩含油量有重要控制作用。有机质是油气生成的物质基础，腐泥型有机质倾向于生成液态烃类，腐殖型有机质倾向于生成气态烃类，对页岩油来说，Ⅰ型和Ⅱ1型干酪跟较为有利。同时，有机质丰度和热演化程度对生烃量多少有直接影响，较高的丰度和适中的成熟度可以增加页岩油含量。当有机质丰度达到一定的临界值，而且处在成熟的生油窗范围内时，所生成的油量能够满足页岩各种形式的残留需要，达到饱和。这类页岩的含油量较高，是勘探评价的有效目标。

图2 L84井沙四段2761 m页岩解吸气量

3 有效泥页岩评价

结合泥页岩实际地质情况，参考张金川的页岩油评价方法[1]，综合评价西部凹陷有效泥页岩主要是沙四段为白云质页岩和灰质页岩，沙三段的粉砂质泥页岩和黏土岩。关于有效厚度的界定，主要参考了气测异常、泥地比、连续厚度、夹层砂岩厚度、埋深、有机碳含量、热演化程度、储集空间、孔渗物性及脆性等因素。

沙四上段有效泥页岩干酪根类型以Ⅰ-Ⅱ型为主，有机碳质量分数分数普遍大于2%，最高达14.2%。主体位于低熟—成熟阶段，Ro在0.3%~1.5%之间，是有效的目标层段（图3）。沙三段有效泥页岩发育在沙三中下段，有机碳质量分数基本大于1.0%，。有机质类型以Ⅱ型为主，在湖盆边部为Ⅲ型干酪根，有机质类型较好，主体进入生油高峰期，是主要目的层系（图3）。

通过对比分析，对西部凹陷沙河街组有效泥页岩进行了平面展布的研究。沙四段有效泥页岩呈北厚南薄分布（图4a），厚度中心在曙光和雷家地区，厚度一般在30～150 m之间，最大可达250 m以上。随着沉积中心的转移，沙三下亚段有效泥页岩厚度中心也向东南部偏移，主要发育在盘山和清水洼陷，北部牛心坨洼陷也有发育。清水洼陷厚度大、分布面积广，厚度最大可达200 m以上。沙三中亚段有效泥页岩分布范围最广（图4b），泥页岩厚度中心主要发育在陈家洼陷和清水洼陷，清水洼陷地区是泥页岩沉积中心，最大厚度超过了300 m以上。