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  中国地质 2020, Vol. 47 Issue (1): 210-219  
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引用本文
黄振凯, 郝运轻, 李双建, 沃玉进, 孙冬胜, 黎茂稳, 陈建平. 2020. 鄂尔多斯盆地长7段泥页岩层系含油气性与页岩油可动性评价——以H317井为例[J]. 中国地质, 47(1): 210-219.  
Huang Zhenkai, Hao Yunqing, Li Shuangjian, Wo Yujin, Sun Dongsheng, Li Maowen, Chen Jianping. 2020. Oil-bearing potential, mobility evaluation and significance of shale oil in Chang 7 shale system in the Ordos Basin: A case study of well H317[J]. Geology in China, 47(1): 210-219. (in Chinese with English abstract).  

鄂尔多斯盆地长7段泥页岩层系含油气性与页岩油可动性评价——以H317井为例
黄振凯1,2, 郝运轻1,2, 李双建1,2, 沃玉进1,2, 孙冬胜1,2, 黎茂稳1,2, 陈建平3    
1. 页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室, 北京 100083;
2. 中国石化石油勘探开发研究院, 北京 100083;
3. 中国石油勘探开发研究院, 北京 100081
摘要:以鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段泥页岩层系为研究对象,基于大量实际地质样品统计,建立其生、排油模式,并认为长7段页岩油的可动门限(排烃门限)在70 mg/gTOC,并以此为基础建立了适用于鄂尔多斯盆地长7段泥页岩层系页岩油含油性和可动性评价模板。评价模板中将该区页岩油划分为有效资源、潜在资源和无效资源三大类。以H317井实际地质应用实例,使用评价模板对其不同岩性进行了系统分类。H317井长7段泥页岩层系中非源岩夹层段及部分块状泥岩等可作为页岩油勘探开发的有效资源和有利目标,黑色页岩虽然含油性较好,但流体组份偏重,流动性差,针对这类资源可采用原位加热改质后开采等工程技术手段,因此可作为页岩油勘探开发的潜在资源。
关键词页岩油    泥页岩层系    含油性    可动性    油气勘查工程    鄂尔多斯盆地    
中图分类号:P618.13            文献标志码:A             文章编号:1000-3657(2020)01-0210-10
Oil-bearing potential, mobility evaluation and significance of shale oil in Chang 7 shale system in the Ordos Basin: A case study of well H317
HUANG Zhenkai1,2, HAO Yunqing1,2, LI Shuangjian1,2, WO Yujin1,2, SUN Dongsheng1,2, LI Maowen1,2, CHEN Jianping3    
1. State Key Laboratory of Shale Oil and Gas Enrichment Mechanisms and Effective Development, Beijing, 100083, China;
2. Petroleum Exploration and Production Research Institute, SINOPEC, Beijing 100083, China;
3. Research Institute of Petroleum Exploration and Development, CNPC, Beijing, 100081, China
Abstract: Taking the Chang 7 shale system of Yanchang Formation in Ordos Basin as the research target and based on the statistics of a large number of geological samples, the authors established the oil generation and expulsion model. The movable threshold (hydrocarbon expulsion threshold) of the Chang 7 shale system was considered to be 70 mg/g TOC, and the evaluation template of shale oil in Chang 7 shale system was established, which included oil-bearing potential and mobility. In the evaluation template, the shale oil in this area was divided into three categories:effective resources, potential resources and ineffective resources. Based on the actual geological application examples of well H317, the different lithologies were systematically classified using the evaluation template. Sandstone, silty mudstone and some massive mudstone in the Chang 7 shale system of well H317 are probably the effective resources and favorable targets for shale oil exploration and development. Although the oil-bearing capacity of black shale is good, the composition is heavy and that will cause the fluidity to be not as good as the other kinds of lithologies mentioned previously. However, by using engineering techniques such as situ mining, it may become a potential target for shale oil exploration in this area.
Key words: shale oil    shale system    oil-bearing    mobility    oil-gas exploration engineering    Ordos Basin    

1 引言

鄂尔多斯盆地三叠系延长组发育的长7段泥页岩层系是该盆地主要的烃源岩层系(孙宁亮等,2019)。长7段泥页岩沉积时期为湖盆发育的鼎盛时期,深湖-半深湖相泥页岩沉积广泛发育且分布相对稳定(贾承造等,2012金之钧等,2012张金川等,2012邹才能等,2013)。该层段的有机质丰度平均分布在2%~6%,部分泥页岩TOC含量可达10%甚至更高,属于优质烃源岩(杨华等,2013高岗等, 2013, 张文正等,2015)。长7段泥页岩层系的热演化程度在盆地不同地区存在一定差异,Ro值总体分布在0.7%~1.1%,整体处于生油阶段(杨华等,2005;张文正等,2008周文等,2013王香增等,2014)。总体来看,长7段泥页岩层系具有形成页岩油的良好物质基础和资源前景(张文正等,2008周文等,2013;白玉彬等,2013;王香增等,2014)。

近些年来中国石油、中国石化及延长石油分别针对鄂尔多斯盆地长7段页岩油气资源开展了研究和勘探工作。2012年中国石油通过体积压裂等手段对陇东地区延长组油页岩进行开发后,获得较好的原油产出(白玉彬等,2012冉冶等,2016)。2011年延长石油在陕北斜坡针对长7段陆相页岩气开展勘探工作,其中取得重要突破的LP177井获得日产气量2350 m3,新WJ、延YY、LP179、新WQ等井也获得了较好的页岩气显示(耳闯等,2013姜呈馥等,2013朱定伟等,2013耳闯等,2016)。近期中石化在鄂南地区也针对长7段泥页岩层系湖相页岩油开展了相关研究工作。但相比于北美在经历将近30年的技术攻关和生产实践下在页岩油气领域取得的巨大成功而言,中国陆相页岩油勘探仍处于起步阶段(黎茂稳等,2017),总体尚未取得突破。

通过系统梳理和总结近些年来中国在陆相页岩油勘探的经验发现,针对长7段泥页岩层系的排烃效率、残留烃量,以及不同岩性(岩相)的含油性和可动性等基础问题的研究较少、认识不清晰,这些问题既是制约页岩油勘探的瓶颈问题,也是勘探家和学者们广泛关注的热点问题。如何有效地解决上述问题将对陆相页岩油富集有利岩区分布与预测、页岩油勘探具有重要意义。因此本文通过系统的地质与地球化学分析,建立了适用于延长组长7段泥页岩层系不同岩性的含油性与可动性的评价模板,以期能够对陆相页岩油资源评价等重要地质问题提供有效的解决方法。

2 研究样品及其地质与地球化学特征

本文在建立页岩含油性与可动性评价模板的工作中选取了研究区内处于不同演化阶段的延长组长7段381块泥页岩样品。本文重点讨论的H317井的泥页岩镜质体反射率大致为1.1%。H317井位处鄂尔多斯盆地中部(图 1),长7段泥页岩层段厚度约为60 m,岩性为粉砂岩、细砂岩、粉砂质泥岩、块状泥岩和黑色页岩。单井地球化学剖面(图 2)显示,2468 m以浅的粉砂质泥岩TOC含量平均2.16%,游离烃含量S1分布在2.75~5.76 mg/g,平均4.09 mg/g岩石,S1/TOC分布在107~289.5 mg/ gTOC,平均204.13 mg/gTOC,有机质类型以Ⅱ型为主;块状泥岩TOC含量平均3.46%,游离烃含量S1分布在0.29 ~4.9 mg/g岩石,平均2.01 mg/g岩石,S1/ TOC分布在53.4~74.3 mg/gTOC,平均70.83 mggTOC,有机质类型以Ⅱ型为主;2468 m以深的黑色页岩TOC含量和游离烃含量S1整体高于浅部的泥岩和粉砂质泥岩,分别分布于4%~19%和1.6~5.1 mg/g岩石,S1/TOC分布在20~45.1 mg/gTOC,平均30.93 mg/gTOC,有机质类型以Ⅰ型为主。

图 1 研究区样品采集分布图(据黄振凯等,2018 Fig. 1 Sample collection and distribution map in the study area (after Huang Zhenkai et al., 2018)
图 2 H317井热解地球化学剖面(据黄振凯,2018 Fig. 2 Geochemical profile of well H317(after Huang Zhenkai et al., 2018)
3 长7段页岩油可动性门限(排油门限)

Jarvie(2012, 2014)通过系统统计Bakken、Eagle Ford、Marcellus、Montney等北美主要的页岩油产层的S1与TOC数据后认为泥页岩层系原油流动存在特定的门限值,即含油饱和度指数(Oil Saturation Index,简称OSI,下同)为100 mg/gTOC,其地球化学意义为单位有机碳含量对应的热解S1含量(即烃指数:S1/TOC,下同),也就是说当泥页岩层系中已经生成的烃类在满足了体系内部的吸附和储集空间的容留,即OSI达到100 mg/gTOC后,多余的烃类将排出泥页岩层系。值得注意的是Jarvie(2012, 2014)得到的100 mg/gTOC页岩油可动性门限是统计北美海相泥页岩地层得到的统计性结果,而鄂尔多斯盆地长7段泥页岩层系属于典型的湖相沉积。地质条件的差异性使得前人(Jarvie, 2012, 2014)建立的页岩油可动性门限可能并不适用湖相泥页岩层系,因此确定适用于研究区内页岩油可动性门限所对应的OSI是评价页岩油可动性(或流动性)的重要基础。

鄂尔多斯盆地在地质历史过程中经历了异常热事件,同时还可能有隐伏岩浆体加热的叠加,导致盆地不同地区的上三叠统(长7段)烃源岩成熟演化出现较大差异(陈建平等,2014)。此外,盆地在早白垩世末期还经历了大幅度的构造抬升剥蚀(赵孟为等,1996赵宏刚等,2005陈瑞银等,2007;吴宝祥等,2012)。因此,埋藏深度相似的泥页岩层系的热演化程度会出现明显的差异性。鉴于上述原因,建立长7段泥页岩层系的成烃演化特征并不能简单地使用埋藏深度来成图表示。本文选用盆地不同地区261块长7段泥页岩样品的岩石热解最高峰温度(Tmax)作为热演化标尺,可以看出岩石的烃指数和生烃潜力指数(即PG/TOC:(S1+S2)/TOC,下同)随热演化程度的变化具有一定的规律性(如图 3)。前人通过生烃潜力指数的演化规律确定其排油门限(Tissot et al., 1984卢双舫等, 2008, 2009陈建平等,2014)。研究过程中首先通过生烃潜力指数与Tmax的关系确定长7段的排油门限,根据排油门限对应的Tmax即可得到长7段排油门限对应的OSI值。由图 3a可知,当Tmax达到438~440℃时长7段泥页岩层系开始进入生油阶段,泥页岩中有机质开始生油,烃指数开始快速增加,当Tmax达到445~450℃时达到生油高峰,之后开始逐渐降低。由图 3b可知,当Tmax低于445℃时泥页岩层系生烃潜力指数基本保持不变,当Tmax达到445~446℃时长7段泥页岩层系进入排油阶段,生烃潜力指数开始不断降低。如果以Tmax为445~446℃作为泥页岩层系排油门限,那么将该温度范围内对应的烃指数进行系统统计后认为,长7段泥页岩排油门限(或可动性门限)所对应的OSI大致平均为70 mg/gTOC,即当泥页岩层系中含油饱和度达到70 mg/gTOC后,多余的烃类将排出泥页岩层系。

图 3 长7段泥页岩OSI、PG/TOC与Tmax关系图 Fig. 3 Relationships of OSI, PG/TOC and Tmax of source rocks in the Chang 7 member
4 长7段页岩油含油性和可动性评价模板

前人通过总结Bakken组页岩油地质特征并结合其实际勘探开发情况后认为,只有当泥页岩层系的OSI超过其可动性门限,其才会具备一定的页岩油勘探开发潜力(Jarvie, 2012, 2014)。那么如果以建立的长7段泥页岩层系OSI为70 mg/gTOC作为页岩油可动性门限,那么图 2中2468 m以浅的粉砂岩-细砂岩、粉砂质泥页岩及部分块状泥岩都可能具有一定的页岩油潜力。但这里需要注意的一个问题就是,砂岩等夹层其自身的TOC含量非常低,如果有少量的原油运移进入这些夹层中就会导致其具有较高的OSI值,其实际页岩油资源量可能是有限的。以美国Bakken组泥页岩层系为例,其上下Bakken的OSI值一般低于 < 75 mg/g,游离烃含量(S1)为中Bakken的2~3倍,相关分析结果认为上下Bakken对该区页岩油具有较高的产能贡献(Li et al., 2015, 2018)。此外,中国潜江凹陷盐间地层的OSI值多数可达数百甚至更高,但勘探过程中发现部分游离烃含量(S1)较低的地层实际上并未获得较好的油气产出(Li et al., 2015, 2018)。因此在分析地层含油性时应将泥页岩游离烃量S1和OSI两者结合进行综合考虑。

长7段381块TOC含量大于0.5%且处于成熟阶段泥页岩样品(Ro:0.8%~1.2%)的岩石热解和有机碳数据统计具有明显的“三段性”特征:当TOC大于8%±时,S1保持在稳定的高值段;TOC低于1.2%±时,S1保持在稳定的低值段;当TOC介于1.2%±和8%±时,S1处于快速升高段。按照卢双舫等(2012)通过岩石热解获得其游离烃量(S1),并对页岩油资源进行了分类:S1稳定高值段定义为页岩油的富集资源;S1稳定低值段为页岩油分散资源或无效资源;S1快速升高段为页岩油低效资源或潜在资源。页岩油分散资源与低效资源分界线对应的S1值,即TOC为1.2%±与上包络线的交点对应的S1值,大致为1 mg/g岩石。低效资源与富集资源的分界线为下包络线稳定段对应的S1值,大致为3 mg/g岩石。富集资源的上限为外包络线稳定段对应的S1值,大致为6 mg/g岩石。值得注意的是,前人的分类方法主要是根据游离烃量(S1,即其绝对含油量)对页岩油资源进行的分类,但该分类方法中并未考虑原油可动性问题(即可动性门限)。如果将前文建立的原油可动性门限对应的OSI(70 mg/gTOC)与图 4结合,则可细分为5个区域(表 1),综合考虑样品的绝对含油量(S1)和原油可动性,将上述5个区域划分为页岩油有效资源、潜在资源和无效资源。这里需要注意的是,由于非源岩类夹层的TOC含量普遍较低,其在分类图版中的分布可能是在TOC低于2%区域内的非常狭窄部分。因此为重点揭示泥页岩样品含油性和可动性,分类图版中并未统计非源岩夹层样品。

图 4 长7段泥页岩样品TOC与S1关系图 Fig. 4 Relationships of TOC and S1 of source rocks in the Chang 7 Member
表 1 长7段泥页岩层系含油性综合评价表 Table 1 Comprehensive evaluation table for oil-bearing properties of source rocks in the Chang 7 Member
5 评价模板的实际应用

前人研究表明,有利于泥页岩层系中页岩油产出的镜质体反射率大致在1.0%~1.1%(Jarvie, 2012, 2014黎茂稳等,2018)。因此在对页岩油含油性评价模板的实际地质应用过程中选用Ro为1.1%的H317井长7段泥页岩层段作为应用实例。

将H317井不同岩性(图 2a~d)的热解、有机碳数据投点在该模板(图 5)中后发现大部分粉砂岩-细砂岩、粉砂质泥岩样品多位于1号和2号区域,即S1介于1~6 mg/g,OSI指数均高于70 mg/gTOC;部分块状泥岩位于2号区域,即S1介于1~3 mg/g,OSI高于70 mg/gTOC;大部分黑色页岩样品位于3号区域,即S1介于3~6 mg/g,OSI低于70 mg/gTOC;少量位于4号区域,即S1介于1~3 mg/g,OSI低于70 mg/ gTOC。选取不同区域中不同岩性样品滞留油抽提物四组分含量特征差异明显(图 6),处于模板1号和2号区域的粉砂岩-细砂岩、粉砂质泥岩及部分块状泥岩滞留油的饱和烃和芳香烃含量明显高于处于3号和4号区域的黑色页岩。粉砂岩-细砂岩的饱和烃和芳香烃含量分别为85%和6.5%,占比将近92%;粉砂质泥岩饱和烃和芳香烃含量分别为81.4%和3.0%,占比将近85%;部分块状泥岩饱和烃和芳香烃含量分别为66%和18.6%,占比将近85%;黑色页岩饱和烃和芳香烃含量分别为32.1%和21.5%,占比将近54%,非烃及沥青质含量分别为28.5%和17.9%,占比将近46%。从组分含量特征上来看,H317井中处于1号和2号区域的粉砂岩-细砂岩、粉砂质泥岩及部分块状泥岩滞留油的轻质组分明显高于主体处在3号区域的黑色页岩。

图 5 H317井典型样品在页岩油含油性评价模板投点图 Fig. 5 Point chart of typical samples of well H317 in shale oil-bearing evaluation template
图 6 H317井长7段泥页岩层段不同岩性样品抽提物四组分特征 a—饱和烃;b—芳香烃;c—非烃;d—沥青质 Fig. 6 Component characteristics of extracts from different lithological samples of the Chang 7 Member of Well H317 a-Saturated hydrocarbon; b-Aromatic hydrocarbon; c-Non-hydrocarbon; d-Asphaltene

结合前人关于该套地层油气相态、气油比及模拟实验等研究认识(白玉彬等,2012周文等,2013Li et al., 2018),初步认为:H317井中处于1号和2号区域中的长7段泥页岩层系中粉砂岩-细砂岩及粉砂质泥岩中的滞留油整体含油量和流动性较好,其可以作为页岩油勘探开发的有效资源和有利目标,这与该区前期勘探及相关认识基本一致(杨华等,2015)。块状泥岩中的烃类组分偏轻,且以单一油相为主,气油比相对较低,残留有机质和黏土矿物等对其吸附作用的强度要弱于黑色页岩(Li et al., 2015, 2018),其内部滞留油的流动性要强于黑色页岩,其可作为页岩油勘探的潜在资源和目标。相比之下,黑色页岩中的滞留油的含油性较好但可流动性较差,其内部滞留油不能按照前述两种主要岩性中的页岩油勘探开发方式进行开采。

笔者认为导致H317井长7段黑色页岩中含油性及滞留油可动性较差原因有两个方面:首先,H317井黑色页岩有机质类型以Ⅰ型为主,当前的热演化程度(Ro为1.1%±)对应的排烃效率在50%~ 70%(黄振凯等,2018),表明其在地质历史过程中已经发生过排烃,部分(易于流动的组分)进入了上覆的粉砂岩-细砂岩、粉砂质泥岩、块状泥岩中。当前残留的烃类OSI平均仅有31 mg/gTOC,远低于前文建立的长7段泥页岩层段的排油门限(或可动性门限)70 mg/gTOC,也就是说目前残留的烃类量尚未满足泥页岩自身的容留和吸附,无法向外运移和排驱;第二,地球化学剖面(图 2)可知黑色页岩段的有机质丰度普遍较高,从相似相溶的角度来看,高有机质丰度对滞留烃类也具有一定的吸附作用,加之页岩中黏土矿物也会对滞留烃类产生吸附,因此导致其可动性变差。

综上所述认为,H317井泥页岩层系在当前热演化程度下,虽然其内部滞留了30%~50%的烃类,但在综合考虑其体系中不同岩性的含油性、可动性、滞留油组分含量特征及气油比等地质因素后认为,H317井长7段泥页岩层系中的非源岩夹层段及部分块状泥岩可作为页岩油的有效资源和有利勘探目标。黑色页岩的含油性较好,但其OSI较低,原油可动性较差,针对这类岩性可采取如油页岩原位开采等工程技术手段,其可作为页岩油勘探开发的潜在资源。

6 结论

通过长7段泥页岩层系大量烃源岩样品的实际地质统计,建立了其生、排油模式,并认为长7段页岩油的可动门限(排烃门限)在70 mg/gTOC,并以此为基础建立了适用于鄂尔多斯盆地长7段泥页岩层系页岩油含油性和可动性评价模板。评价模板中将该区页岩油划分为有效资源、潜在资源和无效资源三大类。

本文以H317井位实际地质应用实例,使用评价模板对其不同岩性进行了系统分类。H317井长7段泥页岩层系中非源岩夹层段及部分块状泥岩等可作为页岩油勘探开发的有效资源和有利目标,黑色页岩中的含油性较好,但可流动性较差,针对这类岩性可采取如油页岩原位开采等工程技术手段,其可作为页岩油勘探开发的潜在资源。

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