准噶尔盆地玛X井风城组页岩油含油性与岩性特征关系研究

2024-01-14黄卫东李秀彬付连明李怀军罗宏斌张小虎

录井工程 2023年4期

黄卫东李秀彬付连明李怀军罗宏斌张小虎

（①中国石油新疆油田公司勘探事业部；②中国石油集团西部钻探工程有限公司地质研究院（录井工程分公司））

0 引言

页岩油是赋存于页岩层系中，未经大规模长距离运移的自生自储石油[1-2]，准噶尔盆地中-下二叠统发育一套以湖相暗色泥页岩与白云质岩为主的混积岩，蕴含丰富的非常规油气资源[3]。玛湖凹陷风城组是以碱湖优质烃源岩为基础的全油气系统典型勘探实例[4-5]。

玛湖凹陷玛北地区风城组处于碱湖相页岩油生烃中心区，生烃强度大，同时由于受陆源碎屑、火山影响，发育高孔的火山岩和优质碎屑岩，是准噶尔盆地探索碳酸盐岩、页岩、高孔火山岩、碎屑岩油气藏的重要领域。玛湖凹陷风城组地层总厚度为200～800 m，分为风一段（P1f1）、风二段（P1f2）和风三段（P1f3）。风一段主要发育云质页岩、泥岩；风二段呈现云质页岩与长英质页岩交替沉积特征；风三段发育泥质粉砂岩、云质页岩。近两年，随着风城组页岩油的大力开发，页岩油大油区初步展现，勘探意义重大。但其尚处在勘探开发的初步阶段，常规储层含油性评价技术已不能在页岩油领域有效应用，亟需找到页岩油含油性影响因素及评价方法。

1 地质难点

在常规储层中，录井评价技术在储层评价、流体性质识别等方面发挥着重要的作用，但在页岩油领域存在着较多的制约因素，总结认为目前页岩油储层在录井过程中存在以下4个难点：

（1）岩性识别难：岩性复杂，受钻井工艺影响，识别困难。

（2）物性评价难：裂缝、溶蚀孔、基质孔隙发育，储层物性评价难。

（3）含油性评价难：储层整体含油，气测全烃异常幅度差异小，常规解释方法效果差。

（4）甜点识别难：页岩油储层甜点受岩性、物性、含油性等综合因素影响，目前该区甜点认识不清。

针对上述难点，本文以玛X 井风城组页岩油岩心为研究对象，通过岩石热解分析、残余碳分析、X 射线衍射分析、X 射线荧光元素分析等技术，开展了风城组页岩油的含油性地质甜点评价与优选，通过探索其含油性与岩性的特征关系，为进一步勘探开发评价提供录井技术支撑。

如图1 所示，玛X 井位于准噶尔盆地中央坳陷玛湖凹陷，是为了探索页岩油提产方式，区块页岩油储量升级而部署的1 口大斜度预探井，本井在风二段取心两筒，取心长度11.50 m，岩心收获率100%。

图1 准噶尔盆地玛湖凹陷构造位置及玛X井位置

2 样品与实验

2.1 样品选取

本次研究选取玛X 井风城组页岩油岩心样品，其中井段4 662.30～4 668.30 m 取样12 块，岩性主要包括白云质细砂岩、白云质泥岩；井段5 166.16～5171.66 m 取样11 块，岩性主要为白云质泥岩。由于颜色及岩性不同，本文将采样井段岩心样品分为4 段进行实验。第一段（4 662.30～4 665.42 m）岩性为灰色白云质细砂岩；第二段（4665.42～4668.30 m）岩性为黑灰色白云质泥岩；第三段（5166.16～5168.66 m）岩性为深灰色白云质泥岩；第四段（5 168.66～5171.66 m）岩性为黑灰色白云质泥岩（下同）。

2.2 实验分析方法

岩石热解及残余碳分析遵循Q/SY 02141-2021《岩石热解地球化学录井规范》，采用国产YQ 系列油气组分评价仪（热解仪）、TOC残余碳分析仪。

称取颗粒状样品100 mg，加热到90℃，恒温2 min，获取天然气含量；然后样品被顶进热解炉，在温度300℃恒温3 min，检测出游离烃含量；从300℃开始以50℃/min 程序升温至600℃，恒温1 min，获取裂解烃含量，最高热解峰温度来自于裂解烃最高峰。将经过热解仪分析过的残余样品在600℃温度恒温并燃烧7 min后得到残余碳分析数据，进而得到总有机碳、有效碳、氢指数、降解指数等参数。同时开展多阶段热解分析实验，200℃恒温1 min 获取汽油馏分（轻质游离烃）；从200℃开始以50℃/min 程序升温至350℃，恒温1 min，获取柴油馏分（中质游离烃）；从350℃开始以50℃/min 升温至450℃，恒温1 min，获取蜡和重油馏分（吸附烃含量）；从450℃开始以50℃/min 升温至600℃，恒温1 min，获取胶质和沥青质馏分（裂解烃含量）。

矿物分析使用粉末状样品，利用X 射线衍射分析仪进行分析，每一种矿物含量通过软件计算，并参考国际标准样品进行对比，以保证数据准确性。元素分析使用粉末状样品，选取15 g 左右，制成饼环，采用X射线荧光元素分析仪进行测量，每一种元素直接测量，得到定量分析数据。

3 实验分析结果

3.1 烃源岩地球化学要素特征

烃源岩的地球化学要素有3 个：岩石中有机质丰度、有机质成熟度和有机质类型。通过研究这3 个要素之间既相互联系又相互制约的关系对烃源岩进行评价，以确定烃源岩生烃潜量的大小，最终确定油气资源量。

3.1.1 有机质丰度

按照玛湖凹陷风城组页岩油实验结果，依照总有机碳含量和烃源岩生烃潜量将烃源岩品质分为非烃、一般、好、较好、优秀5 类[6]。本文按其分类标准对烃源岩品质进行分段分析，第一段总有机碳含量0.39%～0.83%，生烃潜量4.59～9.13 mg/g，为较好-优秀烃源岩；第二段总有机碳含量0.22%～1.53%，生烃潜量1.46～13.21 mg/g，烃源岩的品质相对较差，在每个分类标准范围内均有分布；第三段总有机碳含量1.15%～1.62%，生烃潜量7.89～13.82 mg/g，为优秀烃源岩；第四段总有机碳含量0.22%～0.56%，生烃潜量0.49～3.89 mg/g，烃源岩品质在一般-较好范围内（图2）。

图2 玛X井风城组页岩油烃源岩品质评价

3.1.2 有机质成熟度

玛X 井样品热裂解峰温度分布于426～456℃之间（图3），不同岩性的热裂解峰温度存在较大差异：第一段灰色白云质细砂岩热裂解峰温度普遍偏低，主要为426～436℃；第二段黑灰色白云质泥岩，热裂解峰温度相对升高，主要为441～455℃；第三段深灰色白云质泥岩热裂解峰温度降低，主要为430～441℃；第四段黑灰色白云质泥岩热裂解峰温度再次升高，主要为445～456℃，达到成熟阶段。通过分析认为，第一段游离烃含量普遍偏高，达到3.03～5.39 mg/g，但是裂解烃含量和氢指数偏低，表明油气为运移而来，非该岩性生油。第二段及第四段异常现象反映白云质泥岩可能对油气运移有贡献，但第二段游离烃含量0.35～2.25 mg/g 远高于第四段0.09～0.83 mg/g，说明第二段白云质泥岩已部分生油，而第四段白云质泥岩可能处于未生油或未达到生油门限阶段。整体上，第四段样品热裂解峰温度分布于426～456℃之间，属于已经达到有机质成熟阶段。

图3 玛X井风城组页岩油热裂解峰温度变化

3.1.3 有机质类型

氢指数和最高热裂解峰温度可以用于判断有机质的类型[8]。根据实验结果，玛X 井岩心样品氢指数为180.14～807.29 mg/g，平均484.69 mg/g，第一段以Ⅱ1型干酪根为主，第二段及第三段以Ⅰ型干酪根为主，第四段以Ⅱ1型干酪根为主（图4），不同岩性上干酪根类型有一些差异。

图4 玛X井风城组有机质类型划分

3.2 含油性特征

生油岩中的干酪根生成的油气混合物，经过初次运移和二次运移，最终聚集于具有渗透性和孔隙性空间中形成油气藏。含油性评价是判断油气藏是否具有商业开采价值的重要手段[9]。含油性评价主要依据游离烃含量、裂解烃含量和总有机碳含量及计算参数轻重比（游离烃含量与裂解烃含量比值，无量纲）、轻总比（游离烃含量与总烃含量比值，无量纲）。

玛X 井岩心游离烃含量0.09～5.39 mg/g，裂解烃含量0.40～12.32 mg/g，总有机碳含量0.22%～1.88%，轻重比0.07～1.68，轻总比0.07～0.63（图5）。其中：第一段岩心样品游离烃含量2.88～5.39 mg/g，平均3.71 mg/g，裂解烃含量1.71～3.91 mg/g，平均2.94 mg/g，总有机碳含量0.39%～0.83%，平均0.64%，轻重比1.01～1.68，平均1.29，轻总比0.50～0.63，平均0.56；第二段岩心样品游离烃含量0.35～2.25 mg/g，平均1.36 mg/g，裂解烃含量1.11～12.32 mg/g，平均6.59 mg/g，总有机碳含量0.22%～1.53%，平均1.06%，轻重比0.07～0.35，平均0.26，轻总比0.07～0.26，平均0.20；第三段岩心样品游离烃含量1.16～2.11 mg/g，平均1.62 mg/g，裂解烃含量6.30～11.71 mg/g，平均8.32 mg/g，总有机碳含量1.15%～1.62%，平均1.26%，轻重比0.14～0.25，平均0.20，轻总比0.12～0.20，平均0.17；第四段岩心样品游离烃含量0.09～0.83 mg/g，平均0.28 mg/g，裂解烃含量0.40～3.62 mg/g，平均1.60 mg/g，总有机碳含量0.22%～0.56%，平均0.36%，轻重比0.07～0.32，平均0.19，轻总比0.07～0.24，平均0.15。

图5 玛X井风城组页岩油含油性综合散点图

依据岩性和含油性的相关性特征可以发现，本井风城组在第一段含油性相对较好，呈现储集岩特征，第二段、第三段含油性一般，呈现储集岩与烃源岩互层特征，第四段含油性最差，为烃源岩特征（图5）。

3.3 烃类赋存状态

对页岩油产能起贡献的主要是游离态的可动烃，因此可动烃含量及其占总烃含量比例是评价页岩油成藏质量的重要参数［10-11］。评价参数包括游离烃中轻质烃类含量（S11）、游离烃中重质烃类含量（S21）、裂解烃中轻质烃类含量（S22）、裂解烃中重质烃类含量（S23）、轻重比以及轻总比。

本次实验中白云质细砂岩游离烃中轻质烃类含量较高，为0.08～2.97 mg/g，平均1.16 mg/g；白云质泥岩游离烃中轻质烃类含量低，为0.07～1.80 mg/g，平均0.47 mg/g，层间非均质性较强。因岩性不同，游离烃含量相差较大，吸附烃含量相差同样较大，较高的游离烃与吸附烃比值是风城组页岩油赋存状态的主要特征，砂岩段游离烃/吸附烃平均值为5.3，泥岩段游离烃/吸附烃平均值为0.92，轻重比在砂岩段为0.50～0.63，反映了风城组页岩油砂岩段成熟度高、油质较轻及可动性较好的特征。

为了更好的保证花生播种之后的出苗率和出苗情况，使得花生出苗整齐，播种前需要对种子进行相应的包衣或者拌种处理。针对常发病虫害的不同，可以采用不同的拌种药剂来进行应对。例如，对于蛴螬、金针虫等地下害虫较多的地区，可以采用辛硫磷或毒死蜱等药剂进行拌种，而花生茎腐病、根腐病或者白绢病等病害高发区则可以通过多菌灵、甲基硫菌灵或者2.5%咯菌腈悬浊种衣剂来进行包衣或者拌种。通过这样的方式，可以有效的降低病虫害发生的几率，更好的保障花生的产量和品质。

3.4 岩性特征

本文利用X 射线衍射分析及X 射线荧光元素分析的结果，对不同岩性的岩心矿物含量、元素含量开展分析，结果显示，玛X 井风城组主要的岩石矿物按含量高低依次为长英质矿物（石英、斜长石）、碳酸盐矿物（白云石、方解石）、黏土矿物（蒙脱石、伊利石等）和非晶矿物（无衍射角矿物），整体上表现为混层特征，不同岩性段矿物组成差异明显，显示出非均质性较强特征（图6）。

图6 玛X井风城组岩心矿物含量组成

玛X 井风城组岩心主要由镁（Mg）、铝（Al）、硅（Si）、硫（S）、钾（K）、钙（Ca）、铁（Fe）等元素组成，占总元素含量的90%以上，纵向上同样呈现出非均质性较强特征（图7）。

图7 玛X井风城组岩心元素含量组成图

第一段灰色白云质细砂岩段：长英质矿物含量为52.5%～57.9%，平均为56.4%；碳酸盐矿物含量为18.0%～26.4%，平均为21.9%；黏土矿物含量为11.6%～20.6%，平均为16.2%；非晶矿物含量为4.4%～6.7%，平均为5.5%。主要元素Mg 含量为0.57%～1.03%，平均为0.87%;Si 含量为78.73%～80.87%，平均为79.63%；Ca 含量为0.11%～0.60%，平均为0.47%。

第二段黑灰色白云质泥岩段：黏土矿物含量增加，长英质矿物减少，表现为高黏土矿物、高碳酸盐矿物和低长英质矿物的特征。其中，黏土矿物含量为11.9%～23.4%，平均为19.9%；碳酸盐矿物含量为18.3%～26.1%，平均为23.7%；长英质矿物含量为37.8%～56.6%，平均为45.1%；非晶矿物含量为3.9%～22.2%，平均为11.3%。元素Mg 含量为10.69%～13.40%，平均为11.98%；Si 含量为50.15%～65.22%，平均为57.22%；Ca 含量为5.79%～10.12%，平均为8.00%。在连续井段中，整体上与砂岩段界限明显。

第三段深灰色白云质泥岩段：黏土矿物含量为13.4%～15.6%，平均为14.3%；碳酸盐矿物含量为25.9%～31.6%，平均为28.6%；长英质矿物含量为44.1%～53.9%，平均为49.0%；非晶矿物含量为6.7%～12.3%，平均为8.2%。元素Mg 含量为8.16%～9.32%，平均为8.78%；Si 含量为54.96%～61.85%，平均为58.23%；Ca 含量为7.50%～8.96%，平均为8.22%。整体上与砂岩段矿物及元素含量差异明显。

第四段黑灰色白云质泥岩段：黏土矿物、碳酸盐矿物含量变化不大，长英质矿物增加明显，非晶矿物与长英质矿物呈现相反特征，非均质性更强。其中，黏土矿物含量为11.3%～18.7%，平均为14.9%；碳酸盐矿物含量为20.2%～29.8%，平均为24.6%；长英质矿物含量为37.3%～61.3%，平均为50.6%；非晶矿物含量为5.5%～21.4%，平均为9.9%。元素Mg 含量为9.15%～10.32%，平均为9.96%；Si 含量为53.65%～59.71%，平均为55.86%；Ca 含量为8.76%～10.45%，平均为9.55%。

综上所述，砂岩段以长英质矿物为主，碳酸盐矿物及黏土矿物含量低，Mg 元素和Ca 元素呈现低值，为储层特征。泥岩段碳酸盐矿物及黏土矿物含量升高，长英质矿物含量降低，Mg 元素和Ca 元素含量呈现高值，为生油岩特征。

4 矿物含量对含油性的影响

根据玛X 井风城组主要矿物及元素组成分析的结果可以看出，风城组页岩油主要岩性为混积页岩相，砂岩、泥岩交互沉积，且非均质性极强。不同岩性所对应的主要矿物及元素含量差异明显，这为页岩油储层含油性分析提供了便利条件。通过岩石热解分析、X 射线衍射分析及X 射线荧光元素分析等技术可知，长英质矿物的含量决定了页岩油游离烃的含量，呈现出正相关特征；碳酸盐、黏土矿物的含量决定了页岩油裂解烃含量，同样呈现出正相关特征。元素分析中Mg元素与Ca元素含量高值时，裂解烃含量同样为高值，表现特征与全岩矿物分析基本一致（表1、图8）。

表1 玛X井风城组页岩油岩性与含油性变化表

图8 玛X井风城组页岩油岩性与含油性综合图

参照前人经验，在碱湖相页岩油中普遍存在去白云石化作用，去白云石化是指碳酸盐中方解石对白云石的交代作用［12］。去白云石化对页岩油的影响可以分为两种：

第一种是矿物内部的分子置换引发矿物体积的增大而使岩石孔隙体积缩小，主要是析出的CaCO3沉淀形成方解石充填，降低了储层的孔隙度。在全岩矿物中显现出碳酸盐矿物、黏土矿物含量高，长英质矿物含量低的特征；在元素分析中显示出高Mg 元素、Ca 元素含量，低Si 元素含量的特征。在热解色谱中呈现高裂解烃、低游离烃、低轻重比的特征；在核磁共振孔隙度中呈现出低孔隙特征，一般情况下孔隙度低于5%，属于破坏性成岩作用（该类型同样适用于碱湖相页岩中，储层未经过改造，为原生储层）。

第二种是去白云石化后，方解石仍保留原始白云石菱形晶型，白云石经过选择性淋滤的去白云石化后形成白云石晶墨孔，无方解石充填或仅存少量的白云石晶簇。在全岩矿物中显现出长英质矿物含量高，碳酸盐矿物、黏土矿物含量低的特征；在元素分析中显示出高Si 元素含量，低Mg 元素及Ca 元素含量的特征。在热解色谱中呈现高游离烃、低裂解烃、高轻重比的特征；在核磁共振孔隙度中呈现出高孔隙特征，一般情况下孔隙度高于5%，属于建设性成岩作用。以孔隙性为主的页岩油储层中主要依靠建设性成岩作用获取高产工业油气流。