有机相在非常规油气储层评价中的应用——以束鹿凹陷富有机质泥灰岩储层为例

李　庆， 姜在兴， 由雪莲， 赵贤正， 张锐锋

( 1. 中国石油大学(北京) 地球科学学院，北京　102249；　2. 中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室，北京　102249；　3. 中国地质大学(北京) 能源学院，北京　100083；　4. 中国地质大学(北京) 海洋学院，北京　100083；　5. 中国石油大港油田分公司，天津　300280；　6. 中国石油华北油田分公司 勘探部，河北 任丘　062552 )



有机相在非常规油气储层评价中的应用
——以束鹿凹陷富有机质泥灰岩储层为例

李庆1,2， 姜在兴3， 由雪莲4， 赵贤正5， 张锐锋6

( 1. 中国石油大学(北京) 地球科学学院，北京102249；2. 中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室，北京102249；3. 中国地质大学(北京) 能源学院，北京100083；4. 中国地质大学(北京) 海洋学院，北京100083；5. 中国石油大港油田分公司，天津300280；6. 中国石油华北油田分公司 勘探部，河北 任丘062552 )

为分析有机相对非常规油气储层的影响并对储层进行评价，以束鹿凹陷富有机质泥灰岩储层为例，根据岩石热解参数、干酪根元素组成和有机质来源等划分有机相类型，确定储层评价参数及标准。结果表明，有机质在热演化过程中生成有机质孔隙，在排烃过程中产生的酸性流体和异常高压等形成溶蚀孔隙及裂缝，可以改善储集性能。研究区有机相包括AB、B、BC、C、CD及D六种类型，缺少A类型发育。有机相变化对储层的储集性能具有重要控制作用，可作为非常规油气储层评价的参数。束鹿凹陷沙三下亚段层序2的坡折带及洼槽区部位发育具有优质有机相AB类型的高有机质泥灰岩，储集性能较好，为有利目标区。该结果对评价页岩油气等非常规油气储层具有指导意义。

有机相； 非常规油气； 储层评价； 页岩油气； 泥灰岩； 束鹿凹陷

0　引言

页岩油气等非常规油气资源在资源供给中占有越来越重要的地位，人们对页岩油气储层特征及其评价方法研究取得许多进展[1-6]。常规油气储层中源岩与储层分离，经过初次及二次运移，油气从烃源岩运移到储集层，进入圈闭而聚集成藏；页岩属非常规油气藏，具有源储一体或源储共生的特点，其油气不发生运移，或仅发生短距离的初次运移，为连续性油气聚集方式[7]。因此，有机质在页岩油气藏中起到的作用与在常规油气藏中的不同，评价非常规油气储层时，有机质是重要的评价参数。有些学者利用有机碳(TOC)质量分数及有机质类型等作为页岩油气储层[8-9]评价参数，但是将TOC质量分数作为评价参数尚没有统一的标准，且单一的TOC参数不能全面反映有机质及其对储层的影响。

Rogers M A提出有机相(Organic Facies)概念，认为有机相类似于沉积相，可以跨越时间、不受地层或岩石单位的限制[10]。郝芳等将有机相定义为含有一定有机质含量和特定成因类型的有机质地层单元[11]，与有机质质量分数、类型和沉积环境有关[12]，可以用来划分单个、一组样品或某个层位的样品。利用有机相划分不同干酪根组合时，比利用有机质类型划分更准确，原因是有机相可以反映有机质之间渐变的过程，也能反映有机质质量分数、类型及沉积环境[13-14]。

有机相是古环境判别、盆地分析及烃源岩评价的重要工具[13,15]，但还未应用到页岩油气等非常规油气储层评价体系。笔者将有机相引入到页岩油气储层评价体系，以束鹿凹陷富有机质泥灰岩储层为例，分析有机质对储层的影响及有机相在非常规油气储层评价中的应用，对完善页岩油气等非常规油气储层评价方法具有指导意义。

1　区域地质概况

束鹿凹陷位于渤海湾盆地冀中坳陷南部，总体呈NNE向展布，面积为700 km2，为在古生界基底上发育的单断箕状凹陷(见图1(a))。凹陷东部以新河大断裂为界，西部向宁晋凸起超覆减薄，南部以小刘村陆梁封口，北部以衡水断裂与深县凹陷相隔(见图1(b))。

图1　束鹿凹陷地理位置、构造及井位分布Fig.1 Location and structural map of the Shulu sag

束鹿凹陷基底地层主要为寒武系及奥陶系地层，在基底上主要发育古近系地层，自下而上分别是沙河街组三段(沙三段)、沙二段、沙一段和东营组。古近纪沙河街组沉积时期，沙三段早中期为断陷扩张深陷期，边界同沉积断层强烈活动，各湖盆快速下陷，是研究区主要成湖期和烃源岩发育期，在西高东低的背景下，形成深水湖盆[16]。

束鹿凹陷在平面上具有南北分区和东西分带的特点(见图1(b))。荆丘、台家庄两个古隆起及相应的断陷活动，把束鹿凹陷划分为北洼槽、中洼槽和南洼槽三个部分。在东西向上，次级构造单元主要分为东部断阶带(陡坡带)、中央洼槽带和西部斜坡带，其中西部斜坡带又分为坡折带及缓坡带[17]。

束鹿凹陷东、南、西三面的古生界碳酸盐岩隆起区为该地区主要物源区[18]。束鹿凹陷中洼槽区沙三下亚段沉积巨厚的以浅湖、较深湖亚相为主的碳酸盐质砾岩及暗色泥灰岩，可划分为5个三级层系[19](见图2)。总体而言，沙三下亚段下部主要为碳酸盐角砾岩，中上部主要为泥灰岩。束鹿凹陷泥灰岩富含有机质，主要发育于中部洼槽及其周边，分布广，环束鹿中洼槽分布面积超过200 km2。在纵向剖面上，沙三下亚段泥灰岩总体呈东部厚、西部薄的地层展布特征，多呈致密状产出，埋深一般为3.0～5.0 km，厚度一般大于50 m，由束鹿凹陷边部向中心泥灰岩厚度逐渐增大，最大厚度约为1.0 km[16-18]。目前，在华北油田束鹿凹陷泥灰岩段已有多口井获得工业油流，为自生自储型非常规油气藏，成为华北油田致密油勘探的重要目标[20]。

2　有机质对致密油气储层的影响

在非常规油气系统中，有机质不仅决定油气生成及富集程度，对致密储层的储集能力也有重要影响，主要体现在有机质孔隙发育、溶蚀孔洞发育和异常压力缝发育三个方面。

图2　束鹿凹陷中洼槽沙三下构造及岩性剖面(据文献[19]修改)Fig.2 Transverse section across the middle segment of the Shulu sag(Modify by conference[19])

2.1有机质孔隙发育

在富有机质泥页岩及泥灰岩中发现赋存在有机质中的孔隙——有机质孔隙[21-22]，如美国密西西比Barnett页岩[23-24]。在束鹿凹陷泥灰岩中也发育有机质孔隙，为该地区主要孔隙类型之一(见图3(a-b))。

有机质孔隙在页岩油气储层孔隙网络中占有重要地位，是由有机质在成熟热演化过程中排烃产生的[24-26]。有机质从未成熟阶段到成熟阶段，部分固态干酪根生成液态及气态烃类，烃类排出后在有机质中留下孔隙[26]。有机质孔隙的发育程度受有机质质量分数、类型和成熟度的影响[27-31]。

图3　束鹿凹陷束探1H井有机质孔隙类型Fig.3 Organic matter pores types in well Shutan 1H of Sulu sag

低成熟度有机质(Ro<0.6%)，有机质孔隙不发育或发育较少[2]；当有机质成熟度达到一定程度(Ro>0.6%)时，有机质开始发育有机质孔隙，并进入油气大量生成阶段[22]。有机质类型对有机质孔隙发育的影响表现为，Ⅰ型和Ⅱ型干酪根较Ⅲ型干酪根容易形成有机质孔隙[2,22]。

束鹿凹陷泥灰岩中有机质类型主要为Ⅰ型和Ⅱ型，位于热成熟区，有机质中发育有机质孔隙(见图3(a-b))。有机质孔隙呈不同形状，通常为略不规则的椭球形，部分为近圆形或不规则形状；孔隙直径约为1.0 μm，部分直径小于0.5 μm，表明大部分为纳米孔(见图3(a-b))。有机质孔隙在该地区泥灰岩中为主要储集空间类型。在一定的成熟度条件下，有机质质量分数越高、类型越好，可供有机质孔隙发育的物质基础越多，有机质孔隙度越高，对储层物性改善程度越明显。

2.2溶蚀孔洞发育

在深埋藏阶段(温度为80～120 ℃)，有机质成熟和干酪根脱羧作用产生一定数量的有机酸(如羧酸和酚酸)，以及不同类型的气体，如CO2和H2S等[32-34]。束鹿凹陷沙三下亚段地层埋深超过3 100 m，温度达到110 ℃，在泥灰岩中有机质进入成熟阶段，释放出大量的有机酸及酸性气体，使地层水转化为酸性流体。研究区岩石富含碳酸盐岩矿物，其化学成分不稳定、易溶于酸性流体而产生溶蚀孔洞。该溶蚀孔洞为研究区重要的储集空间类型，在邻近有机质的地方更容易被观察到(见图3(c-d))，表明该地区碳酸盐岩的溶解及溶蚀孔洞的产生受有机质影响，与有机质热演化有关。

2.3微裂缝发育

束鹿泥灰岩中常见与层理平行的、与残余沥青伴生的纤维状方解石(见图3(e-f))，纤维状方解石形成于油气形成过程产生的较高压力条件[35-36]。在水平地层中，最小抗张强度方向通常与层理面方向相同，当流体压力大于最小主应力时，形成垂直于最小主应力的、平行于层理的裂缝[37]。平行于层理的裂缝通常是由异常高压导致的。裂缝中存在有机质残余，表明地层中曾发生油气运移。

图4　束鹿凹陷泥灰岩孔隙度与TOC质量分数交会图(据文献[20]修改)Fig.4 Bulk porosity versus w(TOC) of the marlstone in Shulu sag(Modify by confrence [20])

束鹿凹陷泥灰岩富含有机质并处于成熟阶段，固态的干酪根热解生成液体的石油及气态的天然气，同时体积膨胀；伴随深部高温增压作用，孔隙流体压力增大[38]。由于该凹陷泥灰岩较为致密、渗透性较差，压力无法释放，进而不断聚集形成异常高压。当异常高压大于岩石的承受能力时，形成异常压力缝(见图3(e-f))；该类裂缝可以储存油气并作为油气运移的重要通道。

由束鹿凹陷泥灰岩孔隙度及TOC质量分数交会图(见图4)可见，该地区泥灰岩孔隙度与TOC质量分数表现为正相关关系，随着TOC质量分数的增大，泥灰岩孔隙度升高，表明有机质质量分数是控制储层物性的重要因素[20]。有机质质量分数控制有机质孔隙的发育，以及有机酸和地层异常高压的产生。有机质在演化过程中可以产生有机质孔隙、溶蚀孔隙和异常压力缝等，为致密油气的聚集、运移提供储集空间及渗滤通道。

3　储层评价应用

3.1有机相类型及特征

有机相有多种划分方法，Jones M A提出利用有机地化特征将有机相划分为七种类型的方法[39]。该划分方法根据岩石热解参数HI(氢指数)、干酪根元素组成、有机质来源、氧化还原性和沉积速率等将有机相划分为A、AB、B、BC、C、CD和D七种类型[40](见表1)。

表1　不同类型有机相的特征

(1)A类型。有机相HI≥850 mg/g，H/C≥1.45。岩石富含有机质，呈纹层状层理，沉积于盐湖或海洋持续缺氧环境。有机质主要来自藻类或细菌，发明亮荧光。通常发育在碳酸盐岩环境中，分布于氧化水体隔绝的湖泊凝缩段或海洋边缘。

(2)AB类型。有机相HI为850～650 mg/g，H/C为1.45～1.35。岩石富含有机质，呈纹层状层理。其有机质特征与A类型的相似，但它可以发生部分降解、稀释，或存在少量陆源有机质输入。其分布范围及发育数量比A类型的大，既可发育于碳酸盐岩，也可发育于泥页岩，为持续缺氧环境沉积形成的。

(3)B类型。有机相HI为650～400 mg/g，H/C为1.35～1.15。该类型有机相分布广，是大多数油田中油气的来源[40]。岩石含有部分陆相有机质，呈纹层状层理，岩石中间出现较差有机相类型的夹层，反映底层水体缺氧环境的波动，或有富氧外来沉积物，或有质量较差的有机质输入。该类型有机相与AB和BC类型的可以混合出现，体现生物在来源、搬运及保存上的多样性。该类型有机相主要分布在深水环境中。

(4)BC类型。有机相HI为400～250 mg/g，H/C为1.15～0.95。该类型有机相在古海洋和古湖泊环境中发育。常分布于细粒硅质碎屑岩，快速沉积使沉积物捕获少量氧气，“沉积氧”环境促进沉积物的生物活性。陆相有机质是其有机质的主要来源之一。此外，海底生物扰动降低沉积物的有机质等级，使其有机质质量分数降低。

(5)C类型。有机相HI为250～125 mg/g，H/C为0.95～0.75。该类型有机相主要生成气态烃类。有机质主要为陆生木本植物，与大部分煤的组成相近。该类有机相包括富氢和贫氢的显微组分混合物，或被降解的富氢显微组分。与它相近的BC及CD类型可发育于成煤的沼泽环境、三角洲沉积环境和生物扰动的海相泥岩。该类型有机相的发育环境常具有一定氧化作用，不同干酪根组分混合沉积于海侵和早期高位体系域。

(6)CD类型。有机相HI为125～50 mg/g，H/C为0.75～0.60，为通过重度氧化环境搬运来的陆相有机质。该类有机相反映有机质在沉积物中被侵蚀再沉积的过程。

(7)D类型。有机相HI不超过50 mg/g，H/C≤0.60。该类有机相含有被高度氧化的有机质，包括烧焦的木质(木炭)、再循环的陆生来源有机质、经历热演化而过成熟的组分，以及大量从多孔沙质中经历氧化再沉积循环的木质的碎片。该类型有机相质量分数很低，没有生烃能力。

3.2有机相划分

束鹿凹陷泥灰岩干酪根类型主要为Ⅰ型及Ⅱ型，含少量Ⅲ型干酪根。最大热解峰温为424～452 ℃，平均为444 ℃，位于成熟阶段[19]。晋116X井100个样品测试结果显示TOC质量分数为1.02%～4.92%，平均为2.02%；游离烃(S1)为0.10～7.63 mg/g，平均为1.50 mg/g；裂解烃(S2)为3.31～28.36 mg/g，平均为10.50 mg/g；HI为285～810 mg/g，平均为497 mg/g；泥灰岩的H/C为0.62～1.29、O/C为0.06～0.17(见图5)。

以晋116X井为例，综合岩性特征及样品的TOC质量分数、HI及H/C，在单井上进行有机相划分(见图5)，可划分为AB、B、BC和C类型。

图5　束鹿凹陷晋116X井有机相划分Fig.5 Organic facies of well Jin116X of Shulu sag

3.3储集性能控制

图6　不同类型有机相的孔隙度分布特征Fig.6 Porosity distribution of different organic facies

束鹿凹陷泥灰岩储层孔隙度与有机质质量分数具有正相关关系(见图5)。不同类型有机相层段的孔隙度具有明显差别(见图6)。有机相AB类型孔隙度为3.20%～4.60%，平均为3.90%； B类型孔隙度为1.30%～4.80%，平均为3.00%；BC类型孔隙度为0.80%～3.70%，平均为2.30%；C类型孔隙度为0～2.10%，平均为0.90%。反映有机相类型对储层孔隙度起主要控制作用，有机相类型越好，储层孔隙度越高。晋116X井泥灰岩发育有机相AB、B、BC和C类型，其中AB类型的泥灰岩储集物性最好，为有利储层；B、BC和C类型的泥灰岩储集物性分别为较好、较差和最差。有机相控制页岩油气储层的储集性能，并可作为储层评价重要因素。

有机相可以综合反映有机质质量分数、类型、沉积环境等因素，以及有机质质量分数在空间的连续性变化。通过对单井在剖面上绘制有机相连井剖面图、在平面上绘制有机相平面分布图，对单井进行有机相划分，进而对储集层进行评价。

为了分析有机相在纵向上的变化及从盆地边缘到盆地中央平面上的分布，选取束鹿凹陷从湖盆边缘到湖盆中央的晋100井—晋97井—束探3井绘制有机相连井剖面图(见图7)。晋100井靠近湖盆边缘，发育有机相B、BC、C、CD和D类型，其中有机相D类型最发育，其次为C类型，其他类型发育较少。晋97井发育有机相AB、B、BC、C和CD类型，其中有机相B类型最为发育，其次为C类型。束探3井相对靠近湖盆洼槽区，发育有机相AB、B、C、CD和D类型，其中以有机相B类型为主，发育较厚层的AB类型。

图7　束鹿凹陷晋100井—晋97井—束探3井有机相连井剖面Fig.7 Organic facies cross section of well J100-J97-St3 in Shulu sag

由图7可以看出，有机相在纵向上及横向上分布不均，在靠近湖盆边缘有机质质量较差，主要为D及C类型；往湖盆中央有机质质量逐渐变好，靠近湖盆洼槽区主要发育B和AB类型。另外，不同层序的有机相发育类型相差较大，其中SQ2有机质质量最好，主要以B类型为主，且发育较厚的、有机质质量分数高的AB类型，其他层序中缺少A类型发育。

有机相发育不均导致该泥灰岩储层的储集性能差异较大，具有纵向分层、横向分带的特点。纵向上，SQ2以高有机质泥灰岩发育为主。有机相主要为AB和B类型，储集性能较好。该层为研究区主力烃源岩层，源储一体，近源成藏，为有利目标层。横向上，靠近湖盆边缘的泥灰岩有机质质量分数低，有机相以D、CD和C类型为主，且离主力生油岩较远，不利于油气的聚集。坡折带及洼槽区部位发育高有机质质量分数的纹层状泥灰岩，生储配置良好，有利于油气的运移及聚集。

4　结论

(1)束鹿凹陷中洼槽沙三下亚段富有机质泥灰岩为自生自储型非常规油气藏，有机质在热演化过程中可以生成有机质孔隙、产生酸性流体、形成溶蚀孔隙，以及形成异常高压并产生高压裂缝，为致密油气的聚集和运移提供储集空间及渗滤通道，是控制储层质量的重要因素。

(2)根据岩石热解参数、干酪根元素组成及有机质来源等，研究区有机相包括AB、B、BC、C、CD和D六种类型，缺少A类型发育。有机相对储层孔隙度有重要控制作用，有机相类型越好，储层孔隙度越高。根据有机相连井剖面，束鹿凹陷中洼槽沙三下SQ2的坡折带及洼槽区部位发育具有优质有机相AB类型的高有机质质量分数的纹层状泥灰岩，为有利储层。

(3)相比于TOC质量分数、有机质类型等非常规油气储层的评价要素，有机相可以反映有机质质量分数、类型和沉积环境等，并能体现有机质品质在空间上的连续性变化。类似于沉积相，可通过单井、连井、平面上有机相类型及分布特征对非常规油气储层进行评价。

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2015-11-30；编辑：张兆虹

国家科技重大专项(2016ZX05049006-001-002)；中国石油大学(北京)科研基金项目(2462015YJRC022)

李庆(1985-)，男，博士，讲师，主要从事沉积、储层及非常规油气勘探等方面的研究。

10.3969/j.issn.2095-4107.2016.03.001

TE122.1

A

2095-4107(2016)03-0001-09