基于烃源岩地化参数评价页岩油运聚规律

2021-08-23李二党王小军臧起彪

油气藏评价与开发 2021年4期

代波，李二党，王小军，曹丽，马雄，臧起彪

（1.中国石油长庆油田分公司第一采油厂，陕西延安716000；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.中国石油大学（北京）地球科学学院，北京102249）

随着常规油气资源的消耗和全球油气资源需求的不断增长，页岩油资源的勘探逐步受到众多专家和学者们的关注。页岩油是指赋存于有效烃源岩中的非气态烃类，所赋存的主体也包含烃源岩夹层中的致密砂岩和石灰岩等[1-3]。页岩油运移和聚集特征的研究对页岩油资源的勘探和评价至关重要[4-8]。页岩油的分布特征与其运移和聚集规律密切相关，同时，页岩油复杂的性质和其储层强非均质性特征也决定了其在运移和聚集过程中的复杂性[6-11]。一些专家和学者常从运移通道的角度来分析页岩油的运聚特征[5,7,10]，如罗晓容等[5]分析了输导层非均质性与页岩油运聚特征的关系。刘庆等[10]研究了微裂缝发育特征对页岩油运移的影响。研究发现烃源岩地球化学特征不仅是评价烃源岩特征的有效参数，而且能够很好地反映地质历史过程中油气的变化规律[9-13]，因此，可以将其用于评价页岩油运移和聚集规律。安塞地区长7段地层富含大量的页岩油资源，其中泥质砂岩、泥岩和页岩皆是具有生烃能力的有效烃源岩，为上下层段提供了大量的油气资源。因此，以安塞地区长7段为例，通过对比不同烃源岩地球化学参数特征，来研究页岩油的运聚规律及其控制因素，可为页岩油资源勘探和评价以及分布提供理论依据。

1 区域地质概况

鄂尔多斯盆地是重要的含油气盆地之一，包括伊盟隆起、渭北隆起、晋西挠褶带、伊陕斜坡、天环坳陷和西缘冲断带六个一级构造单元（图1）[14-17]。研究区位于伊陕斜坡中南处。伊陕斜坡为向斜构造，其东部宽缓，西部窄陡，呈现出两翼不对称的构造特征[14,17-18]。安塞地区长7段地层为典型的三角洲前缘沉积体系，地层厚度主要在60～90 m，发育有水下分流河道、分流间湾、和河口坝等沉积微相，区内岩性相对单一，主要岩性为泥岩、页岩和细粉砂岩[14,17,19-20]。研究区烃源岩厚度在0～40 m，由东北向西南方向，由于受到沉积环境影响，烃源岩厚度由北向南具有逐渐增大的趋势，区内砂体和烃源岩互层叠置分布，砂岩储层和烃源岩直接接触，因此，使得研究区内发育丰富的页岩油资源。

图1 安塞地区构造位置与地层发育情况Fig.1 Tectonic location and stratum development in Ansai area

2 样品和实验

2.1 样品概况

对鄂尔多斯盆地安塞地区D199 井不同深度和不同岩性的样品系统取样，进行有机地球化学分析，共选取样品24 块，岩性包括泥岩、页岩和泥质砂岩。将样品进行编号A1，A2，…，A23，A24，以便进行总有机碳含量测试、岩石热解、族组分分析以及饱和烃分析实验。实验样品取心位置及岩性见图2。

图2 鄂尔多斯盆地安塞地区D199井柱状图及样品取心位置Fig.2 Histogram and coring position of Well-D199 in Ansai area,Ordos Basin

2.2 实验方法介绍

该次研究有关的烃源岩地球化学分析实验均在东北石油大学（大庆）实验室完成。总有机碳含量的检测、岩石热解和色谱质谱测试分别由Vario TOC型有机碳分析仪、Rock-Eval型热解仪和5975MSD型色谱质谱联用仪完成。

总有机碳含量分析：先将岩石碾磨成小于100目的粉末，然后配置5%的稀盐酸溶液与粉末样品同置于通风柜中通风3 d，再将样品放置于65 ℃的保温箱干燥3 d，最后将样品进行称重后置于锡箔中包装并放置仪器中分析。

岩石热解分析：称取大约50～100 mg 小于100目的样品并置于样品坩埚内，样品最先进到热解炉并进行裂解。裂解后的部分样品进入FID（氢火焰离子化）检测器并测定游离烃、热解烃以及最高峰温等参数，部分样品可进入红外检测器测定其他组分。族组分主要是利用试剂对组分进行分离。色谱质谱测试是通过载气将试样带入色谱柱中，使其中的各组分产生分离，然后再根据色谱图对化合物进行研究分析。

3 不同烃源岩地球化学特征

TOC（总有机碳含量）、S1（可溶烃含量）、S2（热解烃含量）、S1/TOC和S2/TOC等指标是评价烃源岩特征的基本地球化学参数[3,7,21-22]。实验分析结果显示，安塞地区长7段页岩的TOC平均值为4.97%，S2平均值为11.82 mg/g，S1平均值为5.08 mg/g；泥岩的TOC平均值为3.15 %，S2平均值为6.44 mg/g，S1平均值为3.04 mg/g；泥质砂岩的TOC平均值为1.29%，S2平均值仅为1.88 mg/g，S1平均值为3.67 mg/g：这说明研究区页岩烃源岩的生烃能力大于泥岩烃源岩，而泥质砂岩生烃能力最弱（表1）。

表1 D199井不同岩性基本地化特征对比Table 1 Comparison of basic geochemical characteristics of different lithology of Well-D199

统计结果显示，泥质砂岩S1/TOC值最大，分布范围为190.19～544.33 mg/g，平均值为312.46 mg/g；泥岩S1/TOC值最小，分布范围为27.17～249.36 mg/g，平均值为105.83 mg/g；页岩S1/TOC值介于两者之间，平均值为136.24 mg/g。泥岩和页岩中，外来烃类较少，其S1/TOC基本代表了自身生成的游离烃含量。而泥质砂岩的S1/TOC基本代表自身生成的游离烃含量和外来游离烃两部分，由于外来烃类较多，使得泥质砂岩的S1/TOC平均值较高，因此，泥质砂岩的TOC相对较小，S1/TOC却最大。

研究区烃源岩有机质类型以Ⅱ1型和Ⅱ2型为主，其中页岩S2/TOC值最大，分布范围为113.08～388.66 mg/g，平均值为256.92 mg/g，主要为Ⅱ1型；泥质砂岩S2/TOC值最小，分布范围为60.98～204.21 mg/g，平均值为134.60 mg/g，主要为Ⅱ2型；泥岩S2/TOC值介于两者之间，平均值为234.18 mg/g，以Ⅱ1型和Ⅱ2型为主，这与其有机质碳含量的高低具有良好的对应关系。

总有机碳含量与烃源岩的生烃潜力有关[21]。通过对安塞地区长7段地层烃源岩实验结果分析发现，其TOC与S2、S1+S2呈较好的正相关关系，相关系数分别为0.67和0.65（图3a、图3b）。但是，TOC与S1几乎没有相关性，其相关系数小于0.1（图3c），这是由于研究区烃源岩品质较高，热演化程度却仅处于生油早期，导致S2远大于S1，因而S2的变化趋势与S1+S2的变化趋势大体一致。

图3 岩石热解参数与总有机碳的关系Fig.3 Relation between rock pyrolysis parameters and TOC

4 不同岩性中页岩油地球化学特征

4.1 基本组分特征

烃类组分（主要是饱和烃、芳香烃以及非烃/沥青质）可判识页岩油在不同岩性中的运聚集特征[3]。D199 井泥质砂岩中饱和烃组分的平均相对含量为70.58 %，芳香烃组分的平均相对含量为5.72 %，非烃/沥青质组分的平均相对含量为23.72%；泥岩中饱和烃、芳香烃和非烃/沥青质的平均相对含量分别为45.81%、15.45%和38.74%；页岩中饱和烃、芳香烃和非烃/沥青质组分的平均相对含量分别为43.51%、10.00%和46.48%（表2）。

表2 D199井不同岩性的抽提物组成特征对比Table 2 Comparison of composition characteristics of extracts of different lithology of Well-D199

泥质砂岩富含饱和烃组分，而非烃/沥青质组分较少；页岩和泥岩则富含非烃/沥青质组分，而饱和烃组分较少。在饱和烃、芳香烃以及非烃/沥青质三端元图版上，不同岩性的样品表现出良好的分异现象，页岩位于右边，泥质砂岩位于右上方（图4）。

图4 D199井烃类组分的分布特征Fig.4 Distribution characteristics of hydrocarboncomponents of Well-D199

4.2 饱和烃特征

由于样品来自同一口井，加之埋深差别不大，所以样品大致处于同一沉积环境，因而其各项生标参数数值变化不大。尽管如此，生标参数特征在不同岩性之间仍具有一定的差异性。对研究区15个样品的正构烷烃（碳数11-21、碳数22-30、碳数31-39 的正构烷烃含量）分布结果进行统计分析得出，页岩n-C11-21、n-C22-30和n-C31-39数值范围分别为46.3%～50.8%、44.2%～48.1%和4.6%～5.9%，平均值分别为48.7 %、45.9 %和5.3 %；泥岩n-C11-21、n-C22-30和n-C31-39数值分别为41.4%～46.5%、48.9%～52.1%和4.6 %～6.5 %，平均值分别为44.0 %、50.4 %和5.6%；泥质砂岩n-C11-21、n-C22-30和n-C31-39数值范围分别为48.8 %～54.2 %、41.3 %～46.7 %和4.4 %～4.7%，平均值分别为51.2%、44.2%和4.6%。与页岩和泥岩两类岩性相比，泥质砂岩的n-C31-39含量最低，n-C11-21含量最高（表3，图5a）。

不同岩性之间，规则甾烷相对含量也不同。色谱质谱实验分析结果表明，烃源岩的C27、C28和C29规则甾烷相对含量（即C27、C28、C29规则甾烷分别占规则甾烷的比例）分别在19.8 %～25.6 %、27.2 %～39.8 %和40.0 %～51.8 %，平均值分别为22.3 %、33.5%和44.1%（表3）。图5b 显示烃源岩母质来源为混合源，表3显示泥质砂岩、泥岩和页岩的C27规则甾烷相对含量较C29低，说明高等陆地植物的贡献较大。此外，页岩样品的数值变化最小，在三角图上的分布最为集中。

表3 D199井不同岩性的生物标志物特征对比Table 3 Comparison of biomarker characteristics of different lithology of Well-D199%

图5 烃源岩生标参数特征Fig.5 Biomarker characteristics of source rocks

5 页岩油运聚规律主控因素探讨

5.1 原油性质对页岩油运聚的影响

研究区是一个自生自储的生油气系统，其内部烃无外部贡献，且3类烃源岩皆是具有生烃能力的源岩，因此，为消除储集空间发育对石油组分分布的影响，本次研究引用一个新的组合指标，即S1/（S1+S2）来表征页岩油的相对含量。从页岩油相对含量与烃类组分的表征结果来看，随着页岩油相对含量的增加，页岩油中的饱和烃含量逐渐升高，非烃与沥青质的含量逐渐降低，而芳香烃的变化趋势不明显（图6）。由于页岩油相对含量能大致代表烃源岩内液态烃的排运效率，上述现象表明排运效率越高的烃类，其饱和烃组分的含量越高，非烃与沥青质组分的含量越低。这是因为沥青质主要是一些大分子物质，非烃则主要是具有极性的N、S、O 组分，容易吸附于干酪根表面而运移相对困难，而具有小分子的饱和烃组分则运移相对容易，所以说饱和烃组分最容易发生排运过程，非烃与沥青质组分最不容易发生排运过程，这说明烃类组分在排运聚过程中具有分异现象。

图6 游离烃相对含量与烃类组分的关系Fig.6 Relation between relative content of free hydrocarbons and hydrocarbon components

另外，通过对饱和烃地化特征研究分析发现，泥质砂岩（多数是外来烃）具有多碳正构烷烃含量较低，而低碳正构烷烃含量高的特征（表3），这在很大程度上也表明大分子正构烷烃的运移相对较为困难，而小分子正构烷烃的运移相对较为容易。

此外，从不同的岩性上看，泥质砂岩的页岩油相对含量最高，其饱和烃组分含量也最高，非烃与沥青质组分的含量则最低。这是由于泥质砂岩更利于烃类的排运，泥质砂岩的烃类组分特征进一步证实了不同组分的排运难易程度具有差异。

5.2 厚度和物性对页岩油运聚的影响

图7为D199 井在1 362～1 374 m 深度范围内地化参数特征与岩石组合的关系。该段的岩性主要为砂岩、泥岩、页岩、泥质砂岩。通过对该深度段内的地化参数分析发现，在薄层砂岩、泥质砂岩岩性中，其热解烃含量极低但却具有不同含量的页岩油（游离烃），可以推断该类储层中的页岩油是由邻近页岩或泥岩生成并运移而来。

在D199井1 367.9～1 374 m深度范围内（图7），其岩性为深灰色泥岩与黑色页岩发育层段。该层段可近似作为一套较厚的烃源岩层。对比该套烃源岩可以发现，该套烃源岩上部和下部的页岩油绝对含量和相对含量均偏低，而越靠近该层的中部，页岩油绝对含量和相对含量相对偏高。这是由于地质历史时期生成的烃类会在生烃增压作用下发生运移，而不会滞留于原地，因此，可以推断，厚层烃源岩边缘的页岩油在压力的作用下更加容易发生运移。厚层烃源岩内部具有较高的页岩油含量，可能是因为烃源岩孔渗性差，在压力的作用下只有部分油气发生了排运作用，部分页岩油未能克服运移阻力而滞留于烃源岩内部，由此使得烃源岩越厚，其内部的油气就越难运移。

图7 D199井基本地化特征与岩石组合的关系Fig.7 Relation between basic geochemical characteristics and rock combination of Well-D199

在地层剖面组合上，泥质砂岩由于具有较好的孔渗条件，邻近页岩或泥岩生成的油气容易通过排烃作用进入其中。页岩或泥岩由于孔渗条件相对较差，沥青质及N、S、O 等极性大分子组分难以通过排烃作用进入邻近砂岩或者泥质砂岩，导致了泥质砂岩中具有较高的页岩油气含量（游离烃含量）。因此，可以判断岩石物性对页岩油的分布起到了控制作用。