三水盆地布二段灰岩夹层型页岩油地质特征

唐鑫萍，许 泓，曹宇畅，林火养，李 敏，曾济楚

（1.中国石油大港油田公司，天津 300280；2.中国石油南方石油勘探开发有限责任公司，海南 海口 570216；3.中国石油集团测井有限公司北京测井技术开发公司，北京 102206）

根据页岩层系的岩性组合、页岩油赋存方式，页岩油可分为单一型、夹层型、互层型和厚层型4 种[1]。夹层型页岩油的岩性组合以暗色厚层泥页岩夹薄层碳酸盐岩或粉砂岩为特征，泥页岩生成的烃类“就近”运移至“夹层型”的碳酸盐岩或粉砂岩中，形成页岩油富集层段[2-3]。近年来，在“源内找油”思路指导下，准噶尔盆地芦草沟组、松辽盆地青白口组、渤海湾盆地沙河街组等层系均在夹层型页岩中获得了工业油流，开拓了一个广阔的油气勘探领域[4-5]。

三水盆地古近系布心组二段是该盆地主要的烃源岩发育层段，以往常规油气研究通常仅将布二段作为烃源岩研究的对象[6]。虽然前人的沉积研究明确了该段“富泥”地层内、沿湖盆边缘发育大面积的碳酸盐岩，但局限于常规油气的勘探开发手段，这套碳酸盐岩单层厚度小、物性差、无自然产能的特征使其被贴上了“成藏条件差”的标签，长期未受重视[7-9]。如果这套薄层的碳酸盐岩能从页岩油“储集甜点”的角度被重新认识、重新开发，非常有望打开三水盆地勘探开发的新局面。

1 沉积背景

在三水断陷湖盆演化过程中，布二段沉积时期为湖盆发育的鼎盛时期，该时期盆地仅发育西北部物源，且物源波及范围仅占盆地面积10%左右[7-9]。在此背景下，东部斜坡为贫物源环境，发育湖相泥岩-灰岩间互沉积。该沉积背景一方面沉积形成了布二段厚层的暗色泥岩，形成该盆地主要的烃源岩；另一方面形成了东部斜坡区泥岩-灰岩间互沉积，灰岩在宏观上呈条带状分布于盆地的斜坡区，形成了烃源岩内叠置分布的薄夹层型灰岩储层（图1）。

图1 三水盆地布二段东西向连井沉积相分析

依据页岩油定义[1]，发育于泥页岩烃源岩层系内、储层单层厚度小于5 m 且储层累计厚度占泥页岩层系总厚比小于30%的原油属于页岩油范畴。为此，本文转变以往常规油气研究思路，以页岩油“源内找油”的思路，开展对页岩油成藏至关重要的烃源岩、储层研究。

2 烃源岩条件

三水盆地布二段暗色泥岩一般厚度为60～120 m，分布面积816 km2，广覆式分布于整个盆地；干酪根类型为Ⅱ1-Ⅱ2型；镜质体反射率（Ro）介于0.8%～1.6%，整体处于成熟阶段。烃源岩残余有机碳（TOC）一般为0.80%～1.80%，平均1.45%；总烃（HC）的含量一般为500×10-6～800×10-6，平均643×10-6；生烃潜量（S1+S2）一般为8.00～16.00 mg/g，平均为10.54 mg/g（表1）；有机质丰度较高，依据烃源岩划分标准[10]，为好烃源岩。本文统计结果与前人研究大体相符。

表1 三水盆地布二段烃源岩有机质丰度统计

为研究碳酸盐岩发育区（东部斜坡）的烃源岩发育情况，将TOC等值线与暗色泥岩厚度进行叠合成图分析（图2），结果表明，泥岩厚度的分布大体与沉积中心的分布相吻合，即盆地中心的泥岩最厚，向湖盆边缘减薄。TOC高值区集中分布于盆地两个区域：北部凹陷SS1 井-Z1-井-SS21 井一带、东部斜坡SJ-1井-NQ2井-SS38井一带。由此可见，TOC分布呈现出高值区靠东的规律。正因如此，东部斜坡所对应的浅湖斜坡区与TOC高值区大部分重叠。这一规律与该区早期烃源岩系统研究较为吻合：一方面，咸化湖的水体分层环境有利于有机质保存；另一方面，斜坡区较集中的晚期火山热活动有利于原始有机质转化，使得斜坡区大面积发育TOC值大于1%的“好烃源岩”[10]。

图2 三水盆地布二段暗色泥岩厚度与TOC 等值线叠合

综合分析可知，三水盆地布二段富有机质烃源岩大面积分布，TOC高值区与东部斜坡较为匹配，东部斜坡具备较好的页岩油烃源基础。

3 储层特征

研究区碳酸盐岩储层岩性主要为灰泥灰岩（亦称泥晶灰岩）和泥灰岩（图3a、b）。灰泥灰岩的矿物成分主要为方解石，含量85%以上（图3c）；泥灰岩的矿物成分主要为方解石和黏土矿物（伊利石为主），部分泥灰岩发生白云石化（图3d），形成白云质泥灰岩。岩石结构组分主要为灰泥、生物化石碎片、粉砂级别的内碎屑等。碳酸盐岩颗粒含量较低，胶结物以灰泥为主，颜色为较暗的灰色-深灰色，结合其单层较薄、与泥岩互层的特征，可知碳酸盐岩总体形成于较弱的水动力沉积环境。

三水盆地布二段岩心常见裂缝发育，在岩石薄片、扫描电镜中常见基质孔隙，储集空间以裂缝、晶间孔为主，孔隙结构为“基质孔-裂缝型”。常规物性分析测试的孔隙度为2.8%～8.4%，渗透率一般小于1×10-3μm2。虽然岩石较为致密，但油气显示较好，以油迹-油斑为主，总体显示活跃。针对这一特征，本次研究对储层开展了岩心分析、薄片观察、扫描电镜分析，结果表明，灰岩裂缝发育段具有裂缝含油的特征，取心时常见原油从裂缝中渗出（图3a）；薄片观察可见岩石中较发育裂缝、基质孔，且多被黑色有机质充填（图3e、f）；扫描电镜下可见，岩石基质孔主要为微米级别的方解石晶间孔，多为2～6 μm。

图3 三水盆地布二段碳酸盐岩储层图像特征

综合分析表明，油气显示好的层段，往往也是基质孔、裂缝较为发育的层段，这种良好的响应关系，说明孔缝网络对于页岩油成藏的重要作用。

4 页岩油“甜点”特征

综合烃源岩和储层分析，可以明确，三水盆地布二段优质烃源岩内灰岩储层叠置连片发育，组成源储互层型的源储配置关系，形成连续分布的夹层型页岩油藏；“基质孔-裂缝”组成的孔缝网络既是储集空间又是源储输导体系，利于油气富集形成储集甜点，源内夹层型页岩油储层具有“物性决定含油气”的特征。

鉴于研究区缺乏页岩油针对性的钻井和实验分析资料，本文在充分利用前期资料基础上，开展初步的页岩油甜点特征综合分析。根据本区夹层型页岩油特征，以物性为突破点，结合电性、岩性、含油气性、烃源岩性、脆性等特征，建立“六性”综合柱状图，划分五套页岩油储集甜点（图4）。

图4 三水盆地布二段碳酸盐岩夹层型页岩油甜点评价

纵向上的烃源岩TOC规律为：布二段中上部TOC值较高，一般为1.2%～1.8%；布二段下部TOC值相对较低，一般为0.8%～1.4%。从优中选优的角度，布二段中上部为烃源岩条件更好的层段。与上下泥岩围岩较高的烃源岩指标相比，灰岩储层甜点的烃源岩指标较低，这一特点与渤海湾盆地沙河街组等地的夹层型页岩油储层相似[1-3]，但与单一型页岩油储层较高的烃源岩指标明显不同[11-12]，这也正是夹层型页岩油与单一型页岩油最大的区别。本区夹层型页岩油甜点具有物性较好、含油性好、脆性好的特点，且纵向厚度大、发育相对集中，单井最大累计厚度70 m。

因为本区页岩油甜点本质为优质烃源岩内的灰岩储层集中发育区，因此甜点的预测实质上即是灰岩储层的预测，通常泥岩层系内灰岩集中发育段均具“强振幅、较连续”的地震反射特征，这方面可充分借鉴祝圣贤等[13]对于三水盆地前期的地震相研究与储层预测成果。考虑到夹层型灰岩储层在研究区斜坡内具有大面积发育、叠置连片的特征，本区夹层型页岩油的勘探开发潜力不容小觑，非常有望成为一个新的油气增产点。

5 结论

（1）三水盆地布二段在贫物源背景下形成泥岩-灰岩间互沉积；富有机质烃源岩大面积分布、TOC高值区与东部斜坡较为匹配，使东部斜坡具备较好的页岩油烃源岩基础；碳酸盐岩储层岩性主要为灰泥灰岩和泥灰岩，孔隙结构为“基质孔-裂缝型”，油气显示活跃。

（2）三水盆地布二段优质烃源岩内的灰岩储层叠置连片发育，形成连续分布的夹层型页岩油；油气显示好的层段，基质孔、裂缝较为发育，“基质孔-裂缝”组成的孔缝网络既是储集空间又是源储输导体系，利于油气富集形成储集甜点。

（3）三水盆地布二段夹层型页岩油储集甜点段具有“灰岩集中、物性较好、脆性好、含油性好”的特征，表明该区具备良好的夹层型页岩油“源内成藏”条件，改变了对该套薄层、致密灰岩“成藏条件差”的固有认识。