鄂尔多斯盆地中部三叠系延长组7段湖相页岩油勘探潜力
2021-10-29范柏江李亚婷陈玮常
范柏江，晋 月，师 良，李亚婷,陈玮常
(1.延安大学 石油工程与环境工程学院，陕西 延安 716000；2.集宁师范学院 地理科学与规划学院，内蒙古 乌兰察布 012000)
鄂尔多斯盆地中生界为陆相沉积，其三叠系延长组则经历了古湖泊形成、发育、消亡的完整地质演化过程。其中，延长组7段(长7段)发育优质的湖相页岩[1-2]。近年来，长庆油田在长7段已探明页岩油储量超10×108t。然而，研究区的前期开发表明，单井的页岩油产量变化大，页岩油稳产效果较差。除考虑粘土矿物含量高、塑性强，压裂改造效果不理想等工程因素外，页岩油勘探潜力的评价不足也是值得重新审视的问题。
研究区位于延安西部、甘泉北部地区，该区发育浅湖-半深湖相沉积(图1)[3]。但是，目前尚没有对该类地区的页岩油勘探目标进行深入的剖析。为了探索浅湖-半深湖相页岩油的勘探目标，在综合地质测试与分析的基础上，开展了页岩油资源潜力的剖析，最终指明具体勘探目标。
1 湖相页岩发育特征
受浅湖-半深湖相沉积背景控制，研究区页岩表现为两大特征：①页岩的厚度薄，厚度普遍为2～10 m；②页岩不纯，页岩普遍含有砂质纹层甚至薄层砂岩[4-6]。为了便于进行地化特征的对比，可将研究区长7段页岩的岩石类型划分为页岩和砂质纹层页岩两种类型[7]。页岩代表研究区内岩石类型单一，碎屑颗粒相对均匀的“纯页岩”。砂质纹层页岩则是“纯页岩”与“砂质薄层”的组合体。“砂质纹层页岩”概念的提出在于，砂质薄层的厚度极小(多数为毫米级)，难以按照纯泥/页岩或纯砂岩进行表征，因此将该类岩石定义为砂质纹层页岩。研究区页岩呈现如下特征：①颜色大多呈深色(以黑色、深灰色为主)，断面大多有光泽且相对整齐(图2a,b)；②发育水平层理(图2g)；③常可见动、植物遗迹保存(图2f)。研究区砂质纹层页岩呈现如下特征：①泥/页岩和砂岩层的厚度薄，大多数的厚度在毫米级(少数可达到厘米级)(图2c—e，h)；②泥/页岩和砂岩层构成“交互组合”结构(图2i)；③砂质纹层页岩的颜色浅于页岩，但深于研究区的致密砂岩。无论页岩还是砂质纹层页岩，均可以发育微裂缝(图2j—l)。
针对YCYV1112井的矿物组分统计表明，砂质纹层页岩中，石英平均含量36%，长石平均含量35%；粘土矿物平均含量27%；页岩中，石英平均含量31%；长石平均含量24%；粘土矿物平均含量42%[7]。由于砂质纹层页岩含有砂质层，其矿物成分中的脆性矿物往往更多，因而砂质纹层页岩的岩石力学性质可能与页岩存在差异[8]。由于颗粒组分及组成的差异，砂质纹层页岩与页岩的孔渗性存在差异[9]。从脉冲衰减实验的测试结果来看，砂质纹层页岩的孔隙度和渗透率相对较大。从岩心上看，砂质纹层页岩可以沿层理面发育层理缝，但页岩的层理缝更发育，也更易破碎。考虑到实验测试中对样品的选取会将层理缝发育的样品进行剔除。因此，页岩的整体孔渗性与砂质纹层页岩的整体孔渗性还难以进行直接对比。但可以推测的是，页岩层理缝不发育的地区，砂质纹层页岩的孔渗性较好，这在基于脉冲衰减法的孔渗测试中已经得到证实(表1)。页岩层理缝发育的地区，页岩的孔渗性有可能会更好(图2g)。
图1 鄂尔多斯盆地中部研究区位置示意图(a)、长7段沉积特征(b)和地层发育特征(c)Fig.1 Location of the study area (a),sedimentary facies (b) and stratigraphic column (c) of the Chang 7 Member in the study area,central Ordos Basin
图2 鄂尔多斯盆地中部长7段页岩岩心特征Fig.2 Characteristics of cores from Chang 7 Member shale,central Ordos Basina.黑色页岩,页岩断面光滑且有凹凸状印模,G314井,埋深1 810.40 m,岩心照片,b.黑色页岩,页岩断面光滑且含有大量鱼鳞,Q100井,埋深1 383.07 m,岩心照片;c.砂质纹层页岩,D199井,埋深1 365.19 m,岩心照片;d.砂质纹层页岩,YCCV1245井,埋深1 564.10 m,岩心照片;e.灰色砂质纹层页岩,YCCV1252井,埋深1 388.40 m,岩心照片;f.黑色页岩,可见孢子体,YCCV1245井,埋深1 555.60 m,单偏光铸体薄片;g.黑色以及深灰色页岩,S3114井,埋深1 141.07～1 147.73 m,岩心照片;h.砂质纹层页岩渗油,W336井,埋深1 955.62 m,岩心照片;i.砂质纹层页岩,粗粒组分与细粒组分交互发育,YCYV1112井,埋深1 357.96 m,单偏光铸体薄片;j.含砂质纹层页岩,D214井,埋深1 175.21 m,单偏光铸体薄片;k.砂质纹层页岩,可见微裂缝发育,YCYV1113井,埋深2 487.30 m,单偏光铸体薄片;l.砂质纹层页岩,可见裂缝被沥青质充 填,YCCY1220井,埋深1 117.50 m,荧光薄片
表1 鄂尔多斯盆地中部长7段不同页岩物性对比Table 1 Porosity and permeability comparison of different shale samples from the Chang 7 Member,central Ordos Basin
2 有机地化特征
2.1 有机质丰度
研究区42个样品，总有机碳含量(TOC)的数值范围为0.65%～10.81%，平均数值3.30%；砂质纹层页岩的TOC范围为0.65%～5.17%，平均数值2.31%；页岩TOC数值范围为0.90%～10.81%，平均数值4.12%。根据低成熟-成熟陆相烃源岩的评价标准[10]，研究区页岩与砂质纹层页岩在有机质丰度上都达到好烃源岩标准。对比而言，页岩与砂质纹层页岩的TOC数值分布存在较大差异，页岩样品的TOC数值普遍较高。从TOC的数值范围对比可见，砂质纹层页岩的TOC主要小于2%，其TOC小于2%的样品占样品总数的47.37%；页岩的TOC主要大于2%，其TOC大于3%的样品占据样品总数的52.17%(图3)。由此可见，砂质纹层页岩的有机质丰度稍低于页岩，主要原因是其高有机质丰度的样品较少。
2.2 有机质类型与成熟度
氢指数(HI)与最高热解温度(Tmax)是体现烃源岩地球化学特征的指标，也是判别有机质类型的有效指标[11-12]。从研究区样品的统计看，Tmax的数值范围较小，主要分布于440～460 ℃，而HI的数值范围极大。研究区HI分布于36.87～576.98 mg/g，平均数值255.65 mg/g。从页岩与砂质纹层页岩的对比看，页岩的HI相对较高，页岩HI的数值范围为37.27～555.37 mg/g，平均数值297.26 mg/g；砂质纹层页岩HI的数值范围为36.87～576.98 mg/g，平均数值225.28 mg/g。在烃源岩的类型识别图版上，页岩样品以Ⅰ型有机质占主体，Ⅱ1型有机质较少，仅存在极少Ⅱ2型有机质与Ⅲ型有机质；砂质纹层页岩则以Ⅰ型、Ⅱ1型、Ⅱ2型以及Ⅲ型有机质混合分布(图4)。由上述对比可见，研究区页岩的HI较高，其主要由偏腐泥型的有机质构成，而砂质纹层页岩可以由腐泥型、腐殖型以及混合型有机质构成。
图3 鄂尔多斯盆地中部长7段砂质纹层页岩与页岩的TOC分布对比Fig.3 TOCs of shale interbeded with sandy lamina and pure shale from the Chang 7 Member,central Ordos Basin
对于过成熟阶段的烃源岩，Tmax数值可能出现异常，由此导致不能有效判断热成熟度；对于进入低成熟以及成熟阶段的烃源岩，Tmax是判断其成熟度的常用指标[11]。研究区页岩和砂质纹层页岩，其Tmax的数值范围较小，主要分布在440～460 ℃(图4)。一般认为Tmax<435 ℃为未成熟，435 ℃≤Tmax≤450 ℃为低成熟，450 ℃ 图4 鄂尔多斯盆地中部长7段砂质纹层页岩与页岩的有机质类型对比Fig.4 Organic matter types in shale interbeded with sandy laminas and pure shale from the Chang 7 Member,central Ordos Basin 烃源岩有机质丰度越高，其生烃能力往往越强。因此，TOC与岩石热解参数(游离烃含量S1,裂解烃含量S2)往往表现出正相关关系[7]。页岩和砂质纹层页岩，TOC与S2以及S1+S2都表现出正相关性。从热演化背景看，鄂尔多斯盆地延长组的热演化程度在低成熟-成熟阶段，烃源岩内尚有大量的有机物质没有发生烃类转化，热解参数中的S2普遍大于S1，由此使得S1+S2与S2具有相似的变化趋势(图5)。无论是页岩还是砂质纹层页岩，研究区样品的TOC与S1都没有明显的正相关关系。从样品的采取以及实验过程来看，在钻井钻达目的层时，由于地层温度和压力的改变，烃源岩中的部分轻烃开始散失；在取心至地表的过程、样品切割采取过程中、样品的运输制备及处理过程中，部分轻烃还会继续散失。由此可见，实验获得的S1可能尚不能有效表达烃源岩在地质历史时期生成的烃类。其次，页岩类烃源岩中发育大量的微孔隙及微裂缝，油气可能发生了排运过程。 图5 鄂尔多斯盆地中部长7段砂质纹层页岩与页岩的生烃能力对比Fig.5 Comparison of hydrocarbon generation copacity from shale interbeded with sandy lamina and pure shale in the Chang 7 Member,central Ordos Basina. S1与TOC关系；b. S2与TOC关系；c. S1+S2与TOC关系 尽管如此，热解参数S1仍然可以用来近似判断其生烃量。从页岩与砂质纹层页岩对比上分析，页岩S1的数值分布为0.37～8.80 mg/g，平均数值3.55 mg/g；砂质纹层页岩S1的数值分布为0.50～5.68 mg/g，平均数值2.94 mg/g，砂质纹层页岩的S1数值略微偏低。页岩S2的数值分布为0.82～28.65 mg/g，平均数值8.57 mg/g；砂质纹层页岩S1的数值分布为0.70～16.04 mg/g，平均数值5.04 mg/g，砂质纹层页岩的S2数值略微偏低。由上述对比可见，砂质纹层页岩内部的游离烃以及热解烃含量均要低于页岩，砂质纹层页岩的生烃能力极有可能弱于页岩。 鄂尔多斯盆地长7段烃源岩是主力烃源岩，它为非常规油气资源和常规油气资源提供了烃类来源[16]。前人研究认为，长7段页岩的排烃效率高，最大排烃效率可超过60%[17-18]。页岩内部的微孔隙和微裂缝分布不均匀，在相对发育部位，游离烃经排烃作用而容易聚集，因此S1代表的是烃类发生运移的结果。在进行游离烃表征过程中，孔隙与微裂缝的影响不能忽视。在表征过程中，可以采用S1/(S1+S2)来近似代表烃源岩的生烃能力。 烃源岩在排烃过程中，普遍存在地质色层效应，即不同烃类组分由于排烃能力不一致而出现的分异现象[7，19]。基于此，对页岩以及砂质纹层页岩的烃类组分开展了综合对比，具体对比指标包括饱和烃组分(SAT)、芳香烃组分(ARO)、非烃和沥青质组分(NSO+Asph)含量。选择上述对比指标的主要原因是非烃和沥青质组分的分子结构较大，在排烃动力较弱时它们非常难以运移，进而使得该类组分容易滞留于烃源岩内部。从统计结果上看，无论是页岩还是砂质纹层页岩，岩石内部烃类的SAT含量随S1/(S1+S2)的增大而增大，岩石内部烃类的NSO+Asph含量随S1/(S1+S2)的增大而降低；ARO含量与S1/(S1+S2)的相关性不明显(图6)。上述变化表明排烃能力越弱、排烃强度越小时，只有少数饱和烃排出，导致烃源岩内部的非烃及沥青质的含量较高；排烃能力越强、排烃强度越大时，可以有大量非烃及沥青质排出，导致烃源岩内部的非烃及沥青质组分含量降低。 其次，从页岩和砂质纹层页岩的对比上看，页岩的烃类组分含量数值变化相对较小，SAT集中分布于45.00%～65.00%，NSO+Asph集中分布于20.00%～40.00%；砂质纹层页岩的烃类组分含量数值变化相对较大，SAT和ARO都不存在明显的集中分布区间。由此可见，页岩与砂质纹层页岩的烃类组分含量没有明显的差异。究其原因，可能与排烃作用有关。页岩与砂质纹层页岩都能发生大量排烃过程，但砂质纹层页岩由于岩石性质的不均一导致其地质色层效应更加明显，最终导致组分含量差异变化更大。 研究区页岩油为挥发性强的轻质油(相对密度低于0.8)。在取心过程中，页岩的层理面、砂质纹层页岩的纹层面常可见渗油现象(图2g—h)。可以推断，实验室测量获得的游离烃含量或者抽提物含量要小于其真实的烃含量。由于游离烃比抽提物含有更多的轻质烃组分，研究者普遍采用游离烃的含量来近似代表页岩中的页岩油含量。因此，对于散失烃的定量计算是确定页岩油含量的关键。谌卓恒等学者提出了相关的经验计算公式，主张利用地表条件页岩油密度、储层条件页岩油油密度、最大热解温度等参数进行散失烃的恢复[20]。在该公式中，关键参数为损失烃量和地层体积系数[20]。 图6 鄂尔多斯盆地中部长7段砂质纹层页岩与页岩的排烃能力对比Fig.6 Comparison of hydrocarbon expulsion copacity from shale interbeded with sandy lamina and pure shale in the Chang 7 Member,central Ordos Basina. SAT含量与S1/(S1+S2)关系；b. ARO含量与S1/(S1+S2)关系；c. NSO+Asph含量与S1/(S1+S2)关系 事实上，在当前的技术条件下，还很难准确获得储层条件下的页岩油密度，但该方法不失为一种可借鉴的快速评价方法。为了相对合理地获得研究区的页岩油含量，本次将钻井获得的新鲜样品进行了密封处理并及时开展热解实验。同时，对于样品的采集、处理及制备过程中的损失烃量，采用谌卓恒等人建议的实验数值的15%(实验结果的平均数值)作为损失量[20]。基于上述方法，分别获得研究区砂质纹层页岩、页岩的Tmax的平均数值分别为447.5和451.3 ℃；实验获得游离烃量平均数值分别为2.94和3.55 mg/g；储层的地层体积系数(FVF)平均数值分别为1.31和1.50。获得研究区砂质纹层页岩、页岩的页岩油含量分别为7.22和9.42mg/g。在理论计算上，尽管砂质纹层页岩的页岩油含量稍低于页岩，但考虑到实际地质条件下的损耗过程，上述差异并不能反映实际差异，但可以作为研究区页岩油含量的估算依据。 烃类在储层的原地条件下可以发生自由流动才可将其列入可动烃类资源。由于缺乏有效的表征指标，当前大多采用油饱和度指数(OSI)进行烃源岩中可动烃的表征(OSI=100S1/TOC)。Behar等学者将OSI大于100 mg/g作为油显示的标准，认为只有大于该数值才具有开发意义[21]。Jarvie等学者把OSI数值为100 mg/g作为可流动性页岩油的最低指标，Hu等学者也认为该数值可以作为页岩油可流动的最低门槛[22-23]。从研究区的统计规律分析，砂质纹层页岩的OSI数值为20.23～544.33 mg/g，平均数值160.55 mg/g；页岩的OSI数值为6.41～277.78 mg/g，平均数值117.38 mg/g。相对于页岩而言，砂质纹层页岩OSI小于100 mg/g的样品所占比例较少，而OSI大于200 mg/g的样品所占比例较多(图7)。由此可见，砂质纹层页岩与页岩，两者都达到可流动性页岩油的标准，但砂质纹层页岩的可动程度似乎更高。因此，页岩和砂质纹层页岩都可以作为页岩油气的勘探目标。 在不同岩性组合上，页岩油的分布还受到岩性的严格控制。如YCCV1245井岩性变化快，基于测井特征可划分为A，B，C，D和E 5段，它们分别代表了岩石组合及不同的含油性特征。在B和C段，泥页岩、泥质砂岩、砂质纹层页岩交互发育，它们排烃效率高，含油性差异不大。在D段，厚层泥页岩发育，油气难以排运从而更容易赋存下来。此外，在泥页岩烃源岩内部，油气难以运移从而容易赋存；在泥页岩烃源岩的边部，油气容易向邻近其他岩性运移(图8)。 由于精确获取评价参数十分困难，页岩油的勘探潜力评价是当前面临的一个难题。卢双舫等主张利用TOC与S1的相对大小进行页岩油勘探潜力的快速表征；陈佳伟等基于TOC与S1的比值来确定勘探目标[24-30]。基于TOC与S1的绝对数值大小，大致可以将研究区的页岩油资源的勘探潜力划分为大、中等、低以及无潜力四类：当S1>4 mg/g且S1/TOC>1时，页岩油资源的勘探潜力大；当1 mg/g 图7 鄂尔多斯盆地中部长7段砂质纹层页岩与页岩的可动烃对比Fig.7 Comparison of movable hydrocarbons from shale interbeded with sandy lamina and pure shale in Chang 7 Member,central Ordos Basina. OSI与埋深关系；b. OSI分布 图8 鄂尔多斯盆地中部长7段页岩油赋存特征Fig.8 Occurrence of oil in the Chang 7 Member shale,central Ordos Basina.不同岩性测井曲线解释；b. AC与RILD关系 图9 鄂尔多斯盆地中部长7段页岩油勘探潜力分类(图版据[24-25])Fig.9 Exploration potential assessment for shale oil in the Chang 7 Member,central Ordos Basin(①—④分别对应于页岩油的勘探潜力为大、中等、低以及无的范畴。) 从砂质纹层页岩与页岩的对比上分析，两类岩性的主体均处于勘探潜力大以及勘探潜力中等的资源范畴；大约有26%的砂质纹层页岩样品处于低勘探潜力以及无勘探潜力的范畴；大约有39%的页岩样品处于低勘探潜力以及无勘探潜力的范畴。因此，无论是页岩还是砂质纹层页岩，它们均具有页岩油勘探潜力，砂质纹层页岩的勘探潜力甚至可能优于页岩。 从岩心尺度的宏观对比上看，页岩油可以在各类裂缝中赋存(图10a)。砂质纹层页岩中的页岩油赋存，以高角度构造裂缝以及成岩裂缝居多。以W336井为例，该井在深度1 960.58 m左右的砂质纹层页岩中，上、下页岩中有少量的页岩油渗出，但砂质夹层有较多的页岩油从中渗出(图10b)。 页岩中的页岩油赋存，以层理缝和高角度构造裂缝居多，而成岩裂缝较少(图10c，d)。以D214井为例，该井段层理缝发育。在钻井取心现场，当页岩从取心桶取出后，页岩油不断沿层理缝发生外渗。D214井页岩油的外渗方式以气泡外渗为主，但气泡的体积偏小；本井页岩油大致成浅黄色，油质属于轻质油；大约1～2 h后，气泡外渗大致结束。 上述现象表明，研究区页岩排烃作用强烈，页岩油可以在页岩内部及其邻近砂岩中发生广泛的排运过程。该现象也表明，研究区的页岩油不但可以赋存于页岩中，还可以广泛赋存于砂质纹层页岩、砂质条带甚至邻近砂岩层中。 页岩抗压强度介于50.74～151.79 MPa，平均数值94.41 MPa；杨氏模量介于17.10～39.3 GPa，平均数值27.10 GPa；泊松比介于0.21～0.23，平均数值0.22；剪切模量介于7.01～16.24 GPa，平均数值11.10 GPa；体积模量介于10.18～22.59 GPa，平均数值16.21 GPa；含砂质纹层页岩的抗压强度介于10.43～111.68 MPa，平均数值38.24 MPa；杨氏模量介于9.43～40.64 GPa，平均数值19.71 GPa；泊松比介于0.19～0.35，平均数值0.24；剪切模量介于3.73～15.05 GPa，平均数值7.85 GPa；体积模量介于6.13～45.16 GPa，平均数值14.49 GPa。对比可见，页岩和含砂质纹层页岩都具有静态力学参数差异大的特征，两者难以进行对比。从抗张强度上看，页岩的抗张强度范围介于4.13～8.97 MPa，平均数值7.03 MPa；含砂质纹层页岩的抗张强度范围介于6.41～13.43 MPa，平均数值9.51 MPa，可见页岩的抗拉强度明显较小。 图10 鄂尔多斯盆地中部长7段岩心尺度下页岩油渗流特征Fig.10 Oil seepage in core samples from Chang 7 Member,central Ordos Basina.泥页岩中的砂质薄层渗油,Q129井,埋深1 671.16～1 671.34 m;b.页岩裂缝渗油,W336井,埋深1 954.47 m;c.页岩渗油,D214井,埋深1 170.46 m;d.砂泥交互层渗油,Q129井,埋深1 668.72～1 669.21 m 当前，研究区已经进行了页岩油的开发工作，然而，整体产量不高且产量变化大。上述现象是由于地质研究与工程研究的协同比较薄弱导致的。以YCYV1145井和YCCY1112井为例，前者以发育厚层页岩为特征，后者以发育页岩、砂质纹层页岩以及薄砂层为特征；两者均具有页岩油产量(表2)。尽管后者的产量相对较高，但考虑到地质特征(例如地层温度、地层压力、渗流通道、储层改造状态等)的差异，两者的页岩油原地储量及开发潜力差异尚难以判断。此外，研究区还存在孔隙度低、渗透性差、压力低等问题，导致钻井周期长、压裂液返排慢、返排效率低，进而造成储层污染、人造缝网再次闭合等问题。因此，针对长7段页岩油的开发，需要更加深入的地质研究和工程设计，以便增加地层能量并有效稳产。 1) 砂质纹层页岩的有机质丰度偏低，页岩有机质丰度偏高；砂质纹层页岩由混合有机质构成，页岩主要由腐泥质有机质构成；砂质纹层页岩和页岩均处于低成熟-热成熟的热演化阶段。 表2 鄂尔多斯盆地中部长7段YCYV1145井和YCCY1112井改造结果对比Table 2 Comparison of stimulation responses from Well YCCY1145 and YCYV1112 in the Chang 7 Member,central Ordos Basin 2) 砂质纹层页岩的生烃能力略低，页岩的生烃能力略高；砂质纹层页岩与页岩均能产生有效的排烃效应。砂质纹层页岩、页岩的页岩油含量分别为7.22和9.42 mg /g；砂质纹层页岩与页岩的可动用性大致相当，两种均具有页岩油勘探潜力。
3 生、排烃能力差异
3.1 生烃能力差异
3.2 排烃能力差异
4 页岩油潜力特征
4.1 页岩油含量
4.2 页岩油可动性
4.3 页岩油勘探潜力
4.4 页岩油勘探目标
5 结论
