川东地区下侏罗统自流井组东岳庙段烃源岩评价

2021-07-02李世临张文济李延钧

天然气勘探与开发 2021年2期

李世临张文济李延钧刘波邓勇

1. 中国石油西南油气田公司重庆气矿 2. 成都创源油气技术开发有限公司

0 引言

川东地区范围大致包括华蓥山以东，七跃山以西、大巴山以南、重庆以北的地区，属于川东高陡构造带。下侏罗统自流井组东岳庙段页岩具有分布面积广阔、埋深较浅、资源潜力大的特点。邹才能等认为陆相页岩油气是中国源岩油气最具潜力的组成类型，是中国陆上未来“进源找油”最重要的突破对象[1]。前人对四川盆地湖相页岩气地质特征也进行过研究[2-7]，特别是对川中大安寨页岩油气成藏及储层特征研究得较多[8-10]，并且对川东周边东岳庙段页岩气也进行过研究[11-12]。中石油对川东地区双12井和新4井通过老井上试东岳庙段直井段分别产气2 000 m3/d和产油16 t/d。2020年5月，中石化江汉油田部署的自流井组东岳庙段的页岩气预探井涪页10HF井放喷测试获产气5.58×104m3/d、产油17.6 m3/d的稳定工业油气流，实现了川东复兴地区陆相页岩油气勘探的重要突破[13]。《第四次油气资源评价》中四川盆地第四次油气资源评价中认为，川东地区为四川盆地东岳庙段的主生烃中心，也是大安寨段的次生烃中心[14]。为了摸清川东地区东岳庙段的勘探潜力，有必要对其烃源岩展开评价，弄清烃源岩厚度、有机质丰度、类型和成熟度，为川东地区东岳庙段油气勘探提供重要依据。

1 烃源岩厚度与分布

川东地区东岳庙段顶部为粉砂岩与上覆马鞍山段深灰带绿色泥岩分界，可分为东岳庙上亚段和东岳庙下亚段，上亚段以黑色、灰黑色页岩为主，夹泥质介壳灰岩，底以黑色页岩与下亚段顶部泥质粉砂岩、泥质细砂岩接触，为东岳庙段的烃源岩；下亚段以粉砂岩、泥质粉砂岩为主，夹浅灰色、灰色砂质泥岩，底部以深灰色泥质粉砂岩或灰质粉砂岩与珍珠冲段紫红色或深灰绿色泥岩分界（图1）。

烃源岩厚度很大程度上控制了油气分布，其展布成为烃源岩评价的重要内容。烃源岩厚度也是生烃量和生烃强度的主要计算参数。川东地区的中部发育深湖相暗色泥、页岩，形成一套良好的烃源岩。东岳庙段烃源岩主要为黑色页岩和泥岩，厚度介于25～40 m，主要分布在上亚段，较厚区域在卧龙河—沙坪场以及五百梯区块一带（图1、图2）。

图1 川东地区东岳庙段综合柱状图

图2 川东地区东岳庙段烃源岩厚度等值线图

2 有机质丰度

2.1 有机质丰度参数评价标准

烃源岩的有机质丰度是指单位重量的烃源岩中有机质的百分含量。岩石中有足够数量的有机质是形成油气的物质基础，是决定岩石生烃能力的主要因素。本次评价根据有机碳含量（TOC）和岩石热解参数（生烃潜量，即S1+S2）来评价有机质丰度。

对于泥质烃源岩，有机质丰度中有机碳下限为0.4%～0.5%（程克明等，1982；胡见义等，1991；陈建平等，1997），较为统一的标准是有机碳含量的下限值为0.5%，但有机质的热演化程度直接影响有机碳的含量，因此不同热演化阶段的有机质其有机碳丰度的下限值不同（表1）。

表1 烃源岩有机碳丰度评价标准

岩石热解分析也是一项快速获得有机质丰度信息的有效方法，在有机质丰度评价中最常用的热解参数是生烃潜量。在其他条件相近的情况下，两部分之和也随岩石中有机质含量的升高而增大。

2.2 有机碳含量

本次在川东及周边地区28口井和1个露头共106个岩心、岩屑、野外露头样品。通过样品分析，川东地区东岳庙段烃源岩有机碳含量0.50%～3.44%，平均值1.61%，最高3.44%。从平均有机碳含量直方对比图来看，川东地区东岳庙段暗色泥页岩属于较好—好烃源岩。从取样散点图来看，其中差烃源岩占6.60%，中等烃源岩占14.15%，较好烃源岩50.94%，好烃源岩占28.30%（图 3）。

2.3 生烃潜量

川东地区及周边27口井岩心和岩屑共95个样品的S1+S2值为0.01～6.25 mg/g，平均2.07 mg/g（图3）。从取样散点图来看，其中非烃源岩占33.68%，差等烃源岩占17.89%，中等烃源岩45.26%，较好烃源岩占3.16%（图4）。从生烃潜量来看，川东地区东岳庙段暗色泥页岩总体以中等—较好烃源岩。

图3 川东地区及周边钻井和露头东岳庙段平均有机碳含量直方对比图和散点图

图4 川东地区及周边钻井东岳庙段平均生烃潜量直方对比图和散点图

卢双舫[15]等认为，有机质丰度评价主要以有机碳为主，生烃潜量为辅作为评价。综合认为川东地区东岳庙段暗色泥页岩属于较好—好烃源岩。

2.4 有机质丰度平面展布

东岳庙段烃源岩有机质丰度评价综合分析认为，烃源岩较好的主要分布在福禄场—大猫坪—高峰场—五百梯一带；长寿—涪陵百胜镇一带以南以及复兴场往盆地边界方向较差（图5）。

图5 川东地区东岳庙段有机碳含量等值线图

3 有机质类型

干酪根是分散有机质的主要赋存方式，代表了有机质的主体类型，在有机碳指标相同的情况下，干酪根类型的差别也会造成生烃潜力的不同。生烃潜力Ⅰ型＞Ⅱ型1＞Ⅱ型2＞Ⅲ型干酪根的显微组分可分为腐泥质、壳质组、镜质组和惰质组4个组分。本次利用有机质镜检和岩石热解参数来进行有机质类型的划分。

3.1 镜检有机质类型

本次取川东野外剖面3个和8个岩心样品进行显微组份镜检，显示所有野外侏罗系泥页岩干酪根组分以腐泥组+壳质组为主，镜检显微组分以Ⅱ1、Ⅱ2型为主（表2，图6）。岩心岩屑样品全岩光片镜下显微组份特征，有机显微组分主要以腐泥无定形和镜质体为主，镜检有机质类型：Ⅱ1型为主，少量Ⅱ2型（图7）。

图6 川东地区侏罗系野外剖面泥、页岩有机质显微类型区分图

表2 川东地区侏罗系野外剖面泥页岩有机质类型表

3.2 岩石热解参数划分有机质类型

根据东岳庙段烃源岩95个泥页岩样品最高热解温度Tmax（℃）和氢指数（IH）关系判断，样品的有机质类型主要以Ⅱ1型为主，Ⅰ型和Ⅱ2型为辅，少量Ⅲ型（图8）。

图8 东岳庙段烃源岩热解参数类型划分图

通过镜检有机质类型和岩石热解参数划分有机质类型认为，川东地区东岳庙段机质类型主要以Ⅱ1型为主，Ⅰ型和Ⅱ2型为辅，少量Ⅲ型。

4 烃源岩成熟度与生烃成藏相态

干酪根的镜质体反射率（Ro）是最直观的表征有机质成熟度的参数之一；岩石Tmax也常用于有机质或地层热演化程度的判断，但它受到的影响因素很多，诸如岩性、有机质丰度、可溶有机质含量、沥青分布与充填等。

成藏相态判别前提一是自生自储油气藏，无外来油气输入；二与地层温度压力有关，温压高则相同条件趋于气相。常用石油工程气油比或凝析油含量判别和PVT实验直接判断。

中石化江汉油田涪页10HF井放喷测试求产，获得日产气5.58×104m3、日产油17.6 m3的稳定工业油气流。东上地层压力系数大于 1.75，属于超高压系统。地层温度为 73.86℃，为低地温梯度系统。井流物组分 CH4占76.43%，轻质组分含量高；C+占2.79%，重组分含量低。生产气油比为1 746.19 m3/m3，脱气原油密度为 0.775 2 g/cm3，φ1值为 15.35，C2+为 22.98，C2/C3为 2.7，结合流体相图综合判断涪页10井东上亚段中的气藏类型为凝析气藏（图9）。

图9 涪页10HF井地层流体PVT相图

本次利用川东及周围地区31口井51个数据点做出Ro等值线图，从图中可以看出，东岳庙段Ro高值区在云阳一带，次高值区出现在福禄场一带（图10）。统计显示Ro小于1.1%占比22.6%，1.1%～1.4%占比58.1%，1.4%以上占比19.3%。东岳庙段烃源岩属于成熟晚期到高熟早期阶段，以凝析油气—湿气为主。通过实际油气产出相态与成熟度标定，由于有机质类型上的差异，已有产出油气井与成熟度对比分析，实际上侏罗系油藏与凝析气藏成熟度界限在1.1%，相应的凝析气藏与湿气藏界限在1.4%左右。由此，可预测东岳庙段区域上生烃以凝析气、湿气为主，液烃油不足13.0%（图8），表明川东地区东岳庙段以页岩气藏为主要勘探目标。