松辽盆地东南隆起三井子地区上白垩统青山口组油页岩特征

朱小锋，代登亮，詹天宇，付涛

吉林省地质调查院,吉林 长春 130102

0 引言

松辽盆地是中国油页岩资源量最大的盆地(Ⅲ级构造单元)[1]，油页岩资源达3 236亿吨，占中国油页岩资源的45%[2]，而东南隆起区是松辽盆地油页岩主要发育区之一[3]，目前查明油页岩资源量1 024.46亿吨[2]。油页岩发育于青山口组和嫩江组中，其中青山口组油页岩厚度更大，分布更稳定[4]。在前期勘探工作中，该区青山口组油页岩的埋藏深度大多为200～800 m，2018年中国地质调查局在东南隆起三井子地区实施的吉扶地6井(JFD6井)钻遇青山口组油页岩深度超过了1 000 m。在三井子地区，以吉扶地6井青山口组油页岩为重点研究对象，有利于后期对于埋深更大的油页岩进行研究和对比，确定不同深度的油页岩品质变化特征。

1 区域地质背景

松辽盆地位于中国东北部，为一大型陆相沉积盆地[5-6]，构造上可以进一步划分为东南隆起区、东北隆起区、西南隆起区、北部倾没区、中央凹陷区、西部斜坡区6个Ⅳ级构造单元[7-8]。其中东南隆起区是油页岩主要发育的地区[3]。

松辽盆地主要发育上侏罗统、白垩系和古近系[9-10]，其中白垩系分布广，发育全[11]。自下而上发育下白垩统火石岭组、沙河子组、营城组、登娄库组，上白垩统泉头组、青山口组、姚家组、嫩江组、四方台组和明水组[12-13]。青山口组和嫩江组是松辽盆地白垩系的主要烃源岩层[14]，同时也是油页岩发育的主要地层[15]，其中青山口组油页岩发育于青一段，嫩江组油页岩发育于嫩一段和嫩二段[16]。

东南隆起区为松辽盆地主要油页岩发育区，构造单元进一步划分为登娄库背斜、青山口背斜、农安背斜、杨大城子背斜、哈拉海向斜、德惠向斜6个Ⅴ级构造单元。本次研究的三井子地区位于松辽盆地东南隆起哈拉海向斜内，实施的吉扶地6井(JFD6)位置见图1。

图1 研究区地质图及井位图Fig.1 Geological map and well location map of the study area1.新近系泰康组；2.上白垩统明水组；3.上白垩统四方台组；4.上白垩统嫩江组五段；5.上白垩统嫩江组四段；6.上白垩统嫩江组三段；7.上白垩统嫩江组二段；8.上白垩统嫩江组一段；9.上白垩统姚家组;10.上白垩统青山口组；11.上白垩统泉头组；12.地质界线及不整合界线;13.断层；14.钻孔及编号。

2 油页岩基本特征

2.1 品质特征

吉扶地6井青山口组油页岩发育深度1 058.6～1 079.9 m，共发育5层油页岩，累积厚度10.3 m(表1)。测试结果显示含油率分布范围为3.5%～10.5%，平均含油率为5.46%，油页岩半焦质量分数84%～92.7%，平均质量分数为88.88%，油页岩水分质量分数0.5%～1.8%，平均质量分数为1.04%，油页岩气体损失质量分数为1.9%～7.1%，平均质量分数为4.12%。吉扶地6井青山口组油页岩主要为中等品质油页岩。

表1 吉扶地6井青山口组油页岩低温干馏测试结果

2.2 有机质地化特征

2.2.1 有机质丰度

TOC测试数据显示其质量分数较高，5.81%～9.30%,平均为7.73%。岩石热解测试结果显示生烃潜量S1+S2较高，为42.485～86.465 mg/g，平均值为66.24 mg/g(表2)。两者显示吉扶地6井青山口组油页岩具有高有机质丰度。

表2 吉扶地6井青山口组油页岩有机质地化参数

2.2.2 有机质类型

利用岩石热解和TOC测试数据，分别进行了IH-Tmax和S2-TOC有机质类型判别投点(图2)，结果显示，吉扶地6井青山口组油页岩主要有机质类型为I型，有机质类型好，利于干酪根形成。

图2 JFD6井青山口组油页岩有机质类型判别图Fig.2 Discrimination diagram of oil shale organic matter type of Qingshankou Formation in Well JFD6

2.2.3 有机质成熟度

吉扶地6井青山口组油页岩Tmax数据显示，Tmax的分布范围为442.5～445 ℃，同时镜质体反射率Ro的结果显示其分布区间为0.48～0.55(表2)，两者表明吉扶地6井青山口组油页岩的成熟度为未熟—低熟阶段。

3 分布特征

3.1 单井垂向分布特征

JFD6井青山口组油页岩发育情况显示，油页岩发育于青一段的中下部，深度范围1 058～1 080 m，共发育5层油页岩(表1)。油页岩品质表现为低→高→低→高的变化特征。单层厚度表现为薄→厚→薄→厚的变化特征，其中第三层和第五层油页岩含油率较高，厚度较大，为相对有利层(图3)。

3.2 平面分布特征

由于三井子地区青山口组油页岩埋深深度较大，钻井遇到油页岩的较少，通过收集吉扶地6井附近钻井资料搭建了东西向和南北向的两个连井剖面，通过连井剖面探索其在平面上发分布特征。

3.2.1 矿层厚度

通过图4和图5可以看出，研究区青山口组在西北部埋深较浅，东南部埋深较深，随着埋深的增加，油页岩矿层的数量和累计厚度逐渐减少。而从单层的油页岩厚度来看，对比几层较厚层的油页岩来看，也呈现相同的特征，只是变化不是特别明显。

3.2.2 含油率

通过图4和图5可以看出，部分矿层随着深度的增加，含油率逐渐降低成非油页岩，在深度较大的井在中矿层明显减少。而在稳定分布的两层矿层中可以看出东西方向和南北方向含油率的变化不太明显。

图4 过吉扶地6井南北向连井剖面图Fig.4 Connecting-well section (North-Sourth) cross Well JFD 61.上白垩统泉头组; 2.上白垩统青山口组;3.上白垩统姚家组;4.上白垩统嫩江组一段;5.上白垩统嫩江组二段; 6.上白垩统嫩江组三段;7.上白垩统嫩江组四段; 8.第四系;9.井号及海拔;10.井深; 11.矿层及含油率。

图5 过吉扶地6井东西向连井剖面图Fig.5 Connecting-well section (East-West) cross Well JFD 61.上白垩统泉头组;2.上白垩统青山口组;3.上白垩统姚家组;4.上白垩统嫩江组一段;5.上白垩统嫩江组二段;6.上白垩统嫩江组三段;7.上白垩统嫩江组四段;8.新近系大安组;9.第四系;10.井号及海拔;11.矿层及含油率;12.井深。

4 结论

(1)吉扶地6井青山口组油页岩发育深度超过1 000 m，为1 058.6～1 079.9 m，发育油页岩共5层，累计层厚10.3 m，含油率3.5%～10.5%，平均5.46%，为中等品质油页岩。

(2)吉扶地6井青山口组油页岩有机质丰度高，平均TOC 7.72%，有机质类型主要为I型，有机质成熟度为未熟—低熟。

(3)吉扶地6井青山口组油页岩垂向上分布较集中，品质变化为为低→高→低→高，厚度变化为薄→厚→薄→厚的特征。

(4)研究区油页岩分布特征显示，青山口组油页岩累计厚度西北大，东南小，总体含油率分布具有西北高，东南低，主矿层含油率稳定的特征。