松辽盆地长岭凹陷青山口组一段泥页岩非均质性评价——以吉页油1井为例

张 迈，唐友军，徐兴友，白 静，李洪波

1.油气资源与探测国家重点实验室/中国石油大学（北京），北京102249；

2.长江大学 资源与环境学院，湖北 武汉430100；3.中国地质调查局 油气资源调查中心，北京100083

0 引言

松辽盆地是中国重要的含油气盆地，油气资源丰富，其白垩系上统青山口组一段（K2qn1，简称青一段）广泛发育着一套暗色泥页岩，多口井的钻井资料均有着良好的非常规油气显示［1-2］.近年来，前人在长岭凹陷青一段泥页岩的地球化学特征、沉积环境、生排烃史以及常规与非常规油气资源评价等方面做了详尽的研究［3-5］.但由于泥页岩非均质性的影响，常规的地球化学分析技术无法完整且准确地将整段岩性刻画出来，导致目前长岭凹陷页岩油的整体勘探程度仍不高.

近些年来，随着测井技术的不断发展，其在连续分析评价烃源岩方面的优势逐渐显现出来［6］.本研究以吉页油1井青一段暗色泥岩为对象，对其有机质丰度、成熟度、沉积环境、有机质来源等地球化学特征进行分析和探讨，将常规地球化学研究与测井技术相结合，建立泥页岩非均质性刻画评价模型并对全段烃源岩进行分级评价，以期能为研究区进一步的勘探和开发提供可靠依据.

1 区域地质概况

长岭凹陷位于松辽盆地中央拗陷南部，整体呈大型宽缓凹陷，面积约6 500 km2，西北和东南分别被红岗阶地、华字井阶地所夹持，向东过渡到扶新隆起带［7］.长岭凹陷内部发育黑帝庙、乾安两个次级洼陷.研究区青一段沉积时期经历了多次水进与水退作用，湖泊相和三角洲相广泛发育（图1）.

吉页油1井位于长岭凹陷乾安次洼东北部，为该区第一口页岩油参数井.青一段主要发育泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩和粉砂岩等4种岩性，多见灰黑色泥岩和灰黑色砂岩夹泥岩互层现象（图1）.测井录井资料显示，该井青一段泥岩中有良好的油气显示.

2 泥页岩特征

本研究选取吉页油1井青一段不同深度段泥页岩样品共计179件，进行岩石热解、总有机碳（TOC）及抽提等测试分析，并以2 470 m为界，将其划分为上（2 414～2 470 m）、下（2 470～2 525 m）两段分别进行分析对比.

2.1 有机质丰度

实验分析结果表明，吉页油1井青一段烃源岩以暗色泥岩为主，有机质丰度较高.TOC含量分布于0.21%～5.1%之间，其中青一上段TOC平均含量为1.71%，而青一下段平均含量为1.18%；残留烃（S1）质量分数分布于0.08×10－3～3.39×10－3之间，其中青一上段S1平均值为1.59×10－3，而青一下段S1平均值仅0.84×10－3；氯仿沥青“A”的质量分数为0.03%～2.40%，青一上、下段氯仿沥青“A”均值相差不大，青一上段略高于青一下段；残留烃＋裂解烃（S1＋S2）质量分数为0.50×10－3～17.49×10－3，其中青一上段S1＋S2均值为8.85×10－3，而青一下段均值为4.93×10－3（表1）.纵向上看，青一上段的有机质丰度明显高于青一下段，反映青一上段暗色泥岩油气资源前景优于青一下段.

表1 吉页油1井青一段烃源岩有机质丰度统计表Table 1 Organic matter abundance of K2qn1 source rock from JYY1 well

从生烃潜力上看，分别以TOC含量1%、2%，S1＋S2质量分数5×10－3、10×10－3为界限，将烃源岩划分为一般烃源岩、好烃源岩、极好烃源岩3类.通过热解数据交会图（图2）可以发现，青一上段主体处于好与极好烃源岩范畴，仅3个数据点落于一般烃源岩区间，而青一下段近一半的数据点分布在一般烃源岩区间.说明青一上段烃源岩整体生烃潜力比青一下段高.

2.2 有机质类型

有机质类型不仅可以衡量有机质的产烃能力，也决定了产物的类型是油还是气.根据不同的生物来源，干酪根可以归属为两大类：腐泥质和腐殖质.腐泥质中的有机质主要来源于水生生物，也混有部分陆生高等植物，极有可能形成良好的油页岩.腐殖质则是主要来源于陆生高等植物的细胞和细胞壁的有机质，不利于生油，是煤和气的良好原始物［8］.一般情况下，干酪根是介于两者的过渡类型，其生油能力的强弱取决于它与腐泥型和腐殖型的接近程度.Tissot等［9］将干酪根划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三种类型，其中Ⅰ型干酪根又称腐泥型干酪根，HI＞600×10－3（HC/Corg），生油潜能大；Ⅱ型干酪根又称腐泥腐殖型干酪根，HI在100×10－3～600×10－3之间，生油潜力中等；Ⅲ型干酪根又称腐殖型干酪根，HI＜100×10－3，生油潜力差，以生气为主.程克明等［10］结合中国陆相源岩过渡型母质占有较大比例的特点，又将HI在350×10－3～600×10－3划为腐植－腐泥型（Ⅱ1型）干酪根；100×10－3～350×10－3划为腐泥－腐植型（Ⅱ2型）干酪根.

图1 研究区构造区划及沉积相划分（修改自文献［7］）Fig.1 Tectonic division and sedimentary facies of the study area（Modified from Reference［7］）

根据热解分析资料，采用S2－TOC和Tmax－HI图版来识别干酪根类型.通过热解参数交会图（图3）可以发现，吉页油1井青一段烃源岩以Ⅰ型、Ⅱ型干酪根为主，无Ⅲ型干酪根，反映烃源岩生油潜力中等—好.其中，青一上段烃源岩干酪根以Ⅰ型为主，部分为Ⅱ1型，青一下段烃源岩干酪根在Ⅰ型、Ⅱ1型和Ⅱ2型区间均有分布.从有机质类型的角度考虑，青一段烃源岩生油潜力均较好，青一上段优于青一下段.

2.3 烃源岩成熟度

烃源岩成熟度指有机质向石油转化的热力反应程度，能够较好地评价某地区烃源岩的实际生烃能力.通常用镜质体反射率（Ro）和岩石热解最高峰温（Tmax）来作为成熟度指标［11-13］.

图2 吉页油1井青一段烃源岩热解参数交会图Fig.2 Pyrolytic parameter cross plot of K2qn1 source rock from JYY1 well

本研究选取15块烃源岩样品（其中青一上段10块，青一下段5块）进行干酪根Ro分析测试.检测结果表明，青一上段干酪根Ro为1.01%～1.35%，平均值1.21%，青一下段干酪根Ro为1.33%～1.49%，平均值1.43%，均达到了成熟阶段.

干酪根的热降解生烃过程，是依据其活化能分布的高低，由低而高逐级降解从而形成烃类物质的［14］.随着有机质热演化的推进，最大热解温度也会随之变大.通常将Tmax＝435℃定为有机质成熟与未成熟的界限.当Tmax高于435℃时，有机质才进入生油门限，此时油气开始生成；Tmax为435～445℃对应有机质的低成熟阶段；而445～485℃则对应有机质的成熟阶段，此时油气大量生成，进入生油高峰期；Tmax为485～510℃对应有机质的高成熟阶段；Tmax高于510℃则对应有机质的过成熟阶段，此阶段以生气为主.吉页油1井青一段烃源岩除个别样品外，Tmax几乎均高于435℃，说明大部分均达到了成熟阶段.其中，青一上段数据点主要分布于445～460℃，反映其成熟度较高，处于生油高峰期；青一下段数据点在435～460℃区间分布较均匀，反映其处于低成熟—成熟阶段（图4）.

3 泥页岩非均质性刻画与分级评价

3.1 非均质性刻画

本次研究选取TOC、S1以及氯仿沥青“A”三个参数对烃源岩非均质性进行刻画，根据其实测数据，结合测井曲线，分别建立各自地球化学数学模型.测井数据处理分析在东北石油大学进行.

3.1.1 TOC预测模型的建立

图3 吉页油1井青一段烃源岩有机质类型判识图版Fig.3 Discrimination of organic matter type for K2qn1 source rock from JYY1 well

图4 吉页油1井青一段烃源岩T max－深度关系图Fig.4 T max vs.depth diagram of K2qn1 source rock from JYY1 well

根据TOC实测分析结果可知，青一上段101块烃源岩TOC含量分布于0.33%～5.1%之间，平均值为1.71%；青一下段78块烃源岩TOC含量分布于0.21%～3.08%之间，平均值为1.18%.结合测井曲线，分别对青一上、下两段全段TOC进行计算分析，并将计算结果与实测结果进行交会分析，建立全井段TOC预测模型（图5）.

青一上段（图5a）：

青一下段（图5b）：

3.1.2 S1预测模型的建立

通过热解分析数据可知，青一上段101块烃源岩S1质量分数介于0.16×10－3～3.39×10－3之间，平均值为1.59×10－3；青一下段65块烃源岩S1质量分数介于0.08×10－3～2.18×10－3之间，平均值为0.84×10－3.结合测井曲线，分别对青一上、下两段全段S1进行计算分析，并将计算结果与实测结果进行交会分析，建立全井段S1预测模型（图6）.

青一上段（图6a）：

青一下段（图6b）：

3.1.3 氯仿沥青“A”预测模型的建立

通过抽提分析数据可知，青一上段48块烃源岩氯仿沥青“A”质量分数介于0.05%～1.08%之间，平均值为0.51%；青一下段44块烃源岩氯仿沥青“A”质量分数介于0.03%～2.40%之间，平均值为0.47%.结合测井曲线，分别对青一上、下两段全段氯仿沥青“A”进行计算分析，并将计算结果与实测结果进行交会分析，建立全井段氯仿沥青“A”预测模型（图7）.

青一上段（图7a）：

氯仿沥青“A”＝0.9984X－0.0177（相关系数R2＝0.7885）

青一下段（图7b）：

氯仿沥青“A”＝1.1807X－0.1774（相关系数R2＝0.7521）

3.1.4 泥页岩非均质性刻画

图5 吉页油1井青一段计算与实测TOC相关关系图Fig.5 Correlation between calculated and measured TOC of K2qn1 in JYY1 well

图6 吉页油1井青一段计算与实测S1相关关系图Fig.6 Correlation between calculated and measured S1 of K2qn1 in JYY1 well

图7 吉页油1井青一段计算与实测氯仿“A”相关关系图Fig.7 Correlation between calculated and measured chloroform asphalt“A”of K2qn1 in JYY1 well

通过所建立的预测模型，对吉页油1井青一段泥页岩TOC、S1以及氯仿沥青“A”进行了刻画描述（图8）.从图中可以发现，由浅至深，青一段泥页岩的TOC与S1值波动幅度均较大，2 455 m与2 480 m分别将青一上段与青一下段划分为两个不同的区间.其中，2 415～2 455 m深度段所对应的泥页岩TOC丰度均高于1.5%，S1值在1.0×10－3～3.0×10－3之间波动；到了2 455～2 470 m深度段，泥页岩TOC与S1均有所降低，TOC丰度在0.5%～1.5%之间变化，S1值则分布于1.0×10－3～2.0×10－3之间，大部分低于1.5×10－3；2 470～2 480 m深度段泥页岩TOC丰度较高，约为0.5%～1.5%，S1值分布于1.0×10－3～2.0×10－3之间，大部分高于1.5×10－3；2 480 m到青一段底部对应的泥页岩TOC与S1再次降低，TOC丰度以低于1.5%为主，局部高于1.5%，S1值基本上低于2.0×10－3.氯仿沥青“A”质量分数在青一段全段波动幅度较小，均低于1.0%，其中2 455～2 470 m和2 480～2 525 m两个深度段泥页岩对应的氯仿沥青“A”质量分数基本上低于0.5%.纵向上看，吉页油1井青一段泥页岩TOC、S1以及氯仿沥青“A”的变化趋势具有较高的一致性，青一上段TOC和S1明显高于青一下段，但是氯仿沥青“A”差异较为微弱.

3.2 烃源岩分级评价

王永春等［15］提出，可以通过TOC相对丰度、S1相对含量以及氯仿沥青“A”的质量分数对烃源岩资源潜力进行分级评价.他们将TOC＞2.0%、S1＞2.0×10－3、氯仿沥青“A”＞0.4%划分为Ⅰ级资源；将TOC介于0.5%～2.0%、S1介于0.5×10－3～2.0×10－3、氯仿沥青“A”介于0.1%～0.4%划分为Ⅱ级资源；将TOC介于0.5%～1.0%、S1＜0.5×10－3、氯仿沥青“A”＜0.1%划分为Ⅲ级资源.根据上述评价标准，结合前文中非均质性刻画结果，对吉页油1井青一段泥页岩进行分级评价（见表2）.

图8 吉页油1井青一段泥页岩地球化学参数剖面图Fig.8 Profile of geochemical parameters for K2qn1 shale from JYY1 well

青一上段Ⅰ级泥页岩累计厚度为18.74 m，主要分布在2 414～2 435 m深度段，最大连续厚度为6.06 m，所对应的深度段为2 416～2 422 m；Ⅱ级泥页岩累计厚度为24.76 m，最大连续厚度为4 m，所对应的深度段为2 422～2 426 m；Ⅲ级泥页岩累计厚度为6.55 m，最大连续厚度为0.87 m.青一下段Ⅰ级泥页岩累计厚度为5.25 m，主要以薄层的形式穿插于Ⅱ级泥页岩之间，最大连续厚度1.5 m；Ⅱ级泥页岩累计厚度为23.25 m，最大连续厚度为4.75 m，所对应的深度段为2 473.9～2 478.7 m；Ⅲ级泥页岩累计厚度为7.23 m，最大连续厚度为0.81 m.

泥页岩分级评价结果表明，吉页油1井青一段泥页岩以Ⅱ级资源为主，约占53.34%，部分为Ⅰ级资源，占26.65%，Ⅲ级资源较少，仅占15.31%.其中青一上段Ⅰ级泥页岩约占泥页岩总厚度的20.82%，Ⅱ级泥页岩约占27.51%，Ⅲ级泥页岩约占7.28%；青一下段Ⅰ级泥页岩约占泥页岩总厚度的5.83%，Ⅱ级泥页岩约占25.83%，Ⅲ级泥页岩约占8.03%.整体上看，青一上段烃源岩要优于青一下段烃源岩.

4 结论与认识

1）吉页油1井青一段烃源岩以暗色泥岩为主，有机质丰度较高，其中青一上段的有机质丰度明显高于青一下段.烃源岩以Ⅰ、Ⅱ型干酪根为主，无Ⅲ型干酪根，反映烃源岩生油潜力中等—好.其中青一上段烃源岩干酪根以Ⅰ型为主，部分为Ⅱ1型，青一下段烃源岩干酪根在Ⅰ、Ⅱ1和Ⅱ2型区间均有分布.

2）吉页油1井青一上段干酪根实测Ro为1.01%～1.35%，Tmax主要分布在445～460℃之间，青一下段干酪根实测Ro为1.33%～1.49%，Tmax主要分布在435～460℃之间，处于低成熟—成熟阶段.

3）建立了吉页油1井青一段泥岩地球化学参数预测模型，对全段泥岩非均质性进行了刻画描述，并对烃源岩进行了分级评价.结果表明，青一段暗色泥页岩以Ⅱ级资源为主，部分为Ⅰ级资源，Ⅲ级资源较少，青一上段烃源岩整体资源级别要优于青一下段.

表2 吉页油1井青一段泥页岩分级评价数据表Table 2 Grading evaluation of shale in K2qn1 from JYY1 well