涠西南凹陷流沙港组页岩油赋存特征及可动性评价

2024-02-02胡德胜游君君孙文钊白楠周刚

断块油气田 2024年1期

胡德胜，游君君，孙文钊，白楠，周刚

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江 524057）

0 引言

页岩油作为非常规油气的一种，具有连续分布、自生自储、资源量巨大等特征，是中国油气领域战略性接替资源［1-2］。我国页岩油资源丰富，目前已先后建立了新疆吉木萨尔、长庆陇东和大庆古龙3 个页岩油国家级示范区［3-4］。页岩油的赋存状态是制约页岩油开发的首要问题，这是因为页岩油在岩石储集空间中的赋存量和赋存形式决定了页岩油的可动性，可动性则决定了页岩油的开采效果［5-6］。现阶段，对于页岩油赋存特征和可动性评价的研究方法包括多溶剂逐级抽提法、多温阶热解法、激光共聚焦法、核磁共振法和分子动力学法等［7-16］。

2022 年5 月，中海油在涠西南凹陷部署了我国海上首口页岩油探井涠1（W-1）井，压裂测试成功并获得商业油流，标志着我国海上页岩油勘探取得重大突破，展示了海上页岩油领域广阔的勘探前景［17］。但涠西南凹陷页岩油勘探仍处于初级阶段，亟需明确页岩油赋存特征及其可动性评价，为下一步有利区的优选提供参考。本文以流沙港组二段（流二段）下层序—流沙港组三段（流三段）上层序为研究对象，通过有机地球化学实验明确其烃源条件，利用荧光薄片和激光共聚焦实验明确不同类型页岩油赋存特征，并应用多温阶热解实验定量表征其可动油质量分数，进一步明确不同类型页岩油可动性的主控因素。

1 地质概况

涠西南凹陷位于南海西部北部湾海域（见图1），是一个在前古近系基底上发育的以新生代沉积为主的断陷湖盆［18-19］，经历了古近纪裂陷和新近纪坳陷2 个演化阶段。始新世时期，在强裂陷作用下，湖盆范围扩大，水体急剧加深，在流沙港组二段下层序—流沙港组三段上层序沉积了一套以油页岩、泥岩和页岩为主，同时发育薄层砂岩的优质页岩油层系。

图1 涠西南凹陷周缘构造区划Fig.1 Tectonic division of the periphery of Weixi′nan Sag

从底部流沙港组三段上层序—顶部流沙港组二段下层序，涠西南凹陷沉积相从前三角洲亚相浊积水道、席状砂微相向半深湖—深湖相转变，砂体发育逐渐减弱，厚度逐渐减薄。因此，基于沉积相和岩石组构特征的变化，利用砂地比和单层砂体厚度2 个参数，将该套页岩油层系划分为基质型、纹层型、夹层型、互层型4种类型（见图2）：基质型岩性主要为黑褐色油页岩，砂地比小于1%，单层砂体厚度小于0.005 m；纹层型岩性主要为黑褐色油页岩，偶见灰褐色泥质粉砂岩薄层，砂地比介于1%～5%，单层砂体厚度介于0.005～0.200 m；夹层型岩性主要为黑褐色油页岩夹灰褐色粉砂岩薄层，砂地比介于5%～20%，单层砂体厚度介于0.200～2.000 m；互层型岩性主要为灰褐色泥岩，同时发育灰褐色粉砂质泥岩、粉砂岩、细砂岩薄层，砂地比介于20%～30%，单层砂体厚度介于2.000～4.000 m。

图2 W-1 井地层综合柱状图Fig.2 Comprehensive stratigraphic column of Well W-1

2 实验方法

本文实验样品来自W-1 井和A-1 井，岩心样品共32 个，完成了荧光薄片、激光共聚焦、常规岩石热解和多温阶热解实验。岩屑样品139 个，完成了有机碳测定、岩石热解分析、族组分分析和全岩矿物衍射等实验。荧光薄片实验样品为块状样，垂直层理面制作薄片，使用Axio Imager A2m 偏光显微镜，通过蓝色荧光源进行镜下观察。激光共聚焦实验样品为块状样，使用Zeiss LSM700 激光共聚焦显微镜，进行20 层切片扫描成像，其原理基于不同赋存状态原油反射激光波长的差异，后期利用软件将激光聚焦图像进行可视化表征。常规岩石热解和多温阶热解样品为粉末样，使用ROCK-EVAL 6 热解仪，FID 检测范围介于100 V～125 mV。其中，多温阶热解升温程序设定为200 ℃恒温1 min、350 ℃恒温1 min、450 ℃恒温1 min、600 ℃恒温1 min。以上实验样品送至中海油湛江实验中心完成。

3 结果与讨论

3.1 有机地化特征

对涠西南凹陷流三段上层序—流二段下层序不同类型的页岩油储层开展烃源岩品质评价（见图3），由图3 可知，基质型和纹层型属于优烃源岩，夹层型和互层型属于好烃源岩。

图3 W-1 井流三段上层序—流二段下层序生烃品质Fig.3 Hydrocarbon generation quality from the upper sequence of the third Member to the lower sequence of the second Member of Well W-1

基质型和纹层型的母质类型以Ⅰ型为主，少量为Ⅱ1型；总有机碳质量分数（TOC）为0.86%～10.30%，平均为5.11%；热解烃质量分数（S1）为0.8～25.9 mg/g，平均为8.48 mg/g；含油饱和度指数（OSI）为86.65～426.92 mg/g，平均为169.70 mg/g，整体含油性较好。夹层型和互层型的母质类型以Ⅰ型、Ⅱ1型为主；TOC 为0.76%～7.83%，平均为2.15%；S1为2.61～14.35 mg/g，平均为4.40 mg/g；OSI 为49.94～500.72 mg/g，平均为260.92mg/g，相对基质型和纹层型含油性偏低，但可动性更好。

涠西南凹陷流沙港组生烃门限约为2 400 m［20］，W-1 井该段页岩油层系埋深介于2 944～3 253 m，正处于生油阶段，整体烃源岩品质好，母质类型利于生油，可动性较好，为页岩油的勘探开发提供了有利条件。

3.2 页岩油赋存特征

基质型和纹层型页岩油储层镜下显示发育明显的层理构造，主要为黏土层和有机质黏土混合层，局部发育小型透镜状粉砂体（见图4a—e）。夹层型和互层型页岩油储层多发育薄层砂岩，以石英、长石和岩屑矿物为主，粒径介于100～500 μm，粒间充填泥质（见图4f—i）。根据原油的不同组分在紫外光或蓝光等激发下会发出不同颜色荧光的特征，可直观地观察到石油沥青在储层中的分布状况，为岩石含油性、石油赋存状态提供微观可视化信息［21］。

图4 不同类型页岩油储层荧光薄片特征Fig.4 Characteristics of fluorescent thin sections of different types of shale oil reservoirs

在蓝光激发下可以发现，4 种类型页岩油储层整体都显示出明显的荧光特征，以中亮橙色、褐橙色、黄色和中暗绿色等为主，油质沥青、胶质沥青和沥青质沥青都有发育，具有较高—中低级别含油性（见图4）。其中：基质型和纹层型页岩油储层中，有机质浸染黏土层以中暗绿色荧光为主，发光强度较低，组分重；而黏土层以中亮褐橙色荧光为主，相对而言发光强度更高，同时可见部分透镜状沥青发亮—中亮橙色、黄色荧光，为油质沥青，组分相对更轻（见图4c，e）。夹层型和互层型页岩油储层中，沥青主要集中分布于长英质矿物粒间孔内泥质充填物中，局部丰度较高，发亮—中暗黄色、褐黄色、黄褐色荧光，以油质沥青为主，沥青质沥青为辅，整体相对于基质型和纹层型页岩油储层的组分更轻（见图4g，i）。

荧光薄片虽然能够在一定程度上反映页岩油的赋存状态，但荧光无法反映饱和烃的分布，而饱和烃是可动油中重要的组成部分。因此，本文通过激光共聚焦技术，利用不同分子结构的物质在同一激光源照射下产生不同波长的荧光来区分石油轻重组分，并运用软件对页岩油组分微观分布进行可视化表征［22-23］。其中：绿色表示页岩油轻质组分，以饱和烃和芳香烃为主，可动性相对较高；红色表示页岩油重质组分，以非烃和沥青质为主，可动性相对较低。结果表明，不同类型页岩油微观分布存在一定共性，表现为轻、重组分呈点状或弥漫状分布于基质孔隙中，且分异性不明显。但在局部区域，页岩油轻、重质组分分别存在一定的富集现象。其中：页岩油重质组分主要富集于部分有机质残体内（见图5a，b）；而轻质组分一部分富集于部分透镜状粉砂体内相对较大的粒间孔隙内，一部分富集于层理缝内（见图5c—f）。

图5 不同类型页岩油储层激光共聚焦成像特征Fig.5 Laser confocal imaging features of different types of shale oil reservoirs

3.3 页岩油可动性评价

多温阶热解技术是现阶段运用较多的对可动油和吸附油定量评价的方法之一。前人主要通过进一步细分常规热解升温阶段，并结合热解组分色谱分析对各阶段热解产物进行分析，验证其烃组分。实验结果中S1-1为轻油组分（200 ℃恒温1 min），S1-2为轻中质油组分（350 ℃恒温1 min），S2-1为重烃、胶质沥青（450 ℃恒温1 min），S2-2为干酪根热解再生烃（600 ℃恒温1 min）。其中，S1-1反映了现实可动油质量分数，S1-1+S1-2反映了最大可动油质量分数，S2-1反映了吸附油质量分数（含重烃和干酪根互溶烃），S1-1+S1-2+S2-1反映了总含油质量分数，（S1-1+S1-2）/（S1-1+S1-2+S2-1）反映了最大可动油占比［21］。实验结果显示：基质型页岩油储层总含油质量分数为13.06～20.84 mg/g，平均为17.15 mg/g；最大可动油质量分数为6.88～11.61 mg/g，平均为9.09 mg/g；最大可动油占比为47.70%～59.97%，平均为52.90%。纹层型页岩油储层总含油质量分数为1.72～33.07 mg/g，平均为21.89 mg/g；最大可动油质量分数为1.05～19.29 mg/g，平均为12.53 mg/g；最大可动油占比为48.98%～63.16%，平均为57.32%。夹层型页岩油储层总含油质量分数为13.37～20.72 mg/g，平均为17.05 mg/g；最大可动油质量分数为8.29～11.94 mg/g，平均为10.12 mg/g；最大可动油占比为62.00%～57.63%，平均为59.80%。互层型页岩油储层总含油质量分数为9.25～48.84 mg/g，平均为27.64 mg/g；最大可动油质量分数为7.94～42.63 mg/g，平均为24.45 mg/g；最大可动油占比为85.84%～91.78%，平均为88.30%。

本次多温阶热解实验中，基质型、纹层型和夹层型页岩油储层样品取自油页岩，纹层型页岩油储层整体可动油质量分数和可动油占比较高，基质型和夹层型相当；而互层型页岩油储层的样品取自砂岩薄层，可动油质量分数和可动油占比远超过其他3 种类型（见图6）。这表明互层型页岩油储层中相对较为发育的砂岩薄层最易于富集可动油，是涠西南凹陷页岩油勘探开发的首要目标，该结果与前文所述的页岩油赋存特征一致。

图6 不同类型页岩油储层多温阶热解实验结果Fig.6 Experimental results of multi-temperature pyrolysis of different types of shale oil reservoirs

3.4 页岩油可动性主控因素

3.4.1 有机质成熟度

有机质成熟度是影响页岩油可动性的因素之一，在干酪根生烃的整个过程中，随着成熟度增加，受干酪根及其产物降解作用的影响，产物相应地发生改变，饱和烃和芳香烃代表其中主要的轻质组分。成熟度主要受埋深的影响，成熟度与埋深呈正相关。结合涠西南凹陷其他钻遇流三段上层序—流二段下层序的井资料发现：随着成熟度的增加，S1随之增大，并逐渐趋于稳定，进入生烃高峰期；饱和烃+芳香烃质量分数同样随之增大，表明页岩油可动性越来越好（见图7）。

图7 埋深对页岩油可动性的影响Fig.7 Influence of burial depth on shale oil mobility

3.4.2 有机质丰度

吸附油（以沥青质和非烃组分为主）中含有大量极性官能团，具有极性强、分子量大的特征，这使得其更易通过离子键或氢键等形式吸附在干酪根表面［24］，可动油则具有相反的特征。如图8a 所示：TOC 小于4%时，其与最大可动油质量分数呈正相关；TOC 大于4%时，最大可动油质量分数趋于稳定。这表明在TOC 小于4%时，有机质生烃主要满足其自身吸附作用及充填自身储集空间，有机质丰度越高，可动油质量分数越高，直至开始排烃，可动油质量分数趋于稳定。而对于有机质自身来说，总有机碳质量分数与吸附油质量分数呈正相关，与最大可动油占比呈负相关，与吸附油占比呈正相关（见图8b—d）。这与前文有机质浸染黏土层和部分有机质残体中多富集页岩油重质组分认识一致，说明有机质对页岩油重质组分具有强吸附性。

图8 有机质丰度对页岩油可动性的影响Fig.8 Influence of organic matter abundance on shale oil mobility

3.4.3 储层物性及矿物组成

涠西南凹陷基质型、纹层型和夹层型油页岩储层以页岩为主，互层型则发育大量薄层砂岩，岩性的不同意味着储层物性、矿物组成和储集空间的变化，进一步影响页岩可动油的富集。孔隙度、长英质矿物质量分数与最大可动油质量分数呈正相关，黏土矿物质量分数与最大可动油质量分数呈负相关，碳酸盐矿物质量分数与最大可动油质量分数未见明显相关性（见图9）。但这种相关性实际上是由砂岩样品引起的，油页岩样品并未见明显相关性。究其原因认为，对于纯油页岩层，由于具有相对较高的黏土矿物质量分数和总有机碳质量分数，因此一方面具有较强的吸附能力，另一方面塑性较强，难以形成有效孔隙。依据前文研究，其可动油的富集主要依靠于层理缝的发育。而对于薄层砂岩，其物性更好，易于发育孔径较大的孔隙，为可动油的富集提供了有效的储集空间，因此常形成薄层砂岩甜点段。在现阶段技术条件下，薄层砂岩发育的互层型油页岩储层更有利于后期开发。