馬朗凹陷蘆草溝組頁巖油流體壓力與初次運(yùn)移特征

黃志龍，馬劍，吳紅燭，陳旋，文川江，張建波

（1.中國石油大學(xué)油氣資源與探測(cè)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249; 2.中國石油吐哈油田公司勘探開發(fā)研究院，新疆哈密 839000）

馬朗凹陷蘆草溝組頁巖油流體壓力與初次運(yùn)移特征

黃志龍1，馬劍1，吳紅燭1，陳旋2，文川江2，張建波2

（1.中國石油大學(xué)油氣資源與探測(cè)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249; 2.中國石油吐哈油田公司勘探開發(fā)研究院，新疆哈密 839000）

通過源巖內(nèi)流體壓力特征分析、地球化學(xué)分析和巖心、巖石薄片觀察等方法，對(duì)馬朗凹陷蘆草溝組頁巖油的初次運(yùn)移特征進(jìn)行分析。結(jié)果表明:馬朗凹陷蘆草溝組雖然基質(zhì)孔隙小，但孔隙度并不很低，是油氣儲(chǔ)集的主要空間，石油為源內(nèi)自生自儲(chǔ)，極好的源巖層又是產(chǎn)油層;蘆草溝組頁巖油是烴源巖在低成熟—成熟早期階段生成的，由于源巖層滲透性較差，油氣不具備大規(guī)模向外排運(yùn)的條件而滯留在源巖層中未發(fā)生大規(guī)模排烴，僅斷裂帶附近蘆草溝組烴源巖生成的石油向外排運(yùn)明顯，大部分地區(qū)頁巖油只有源內(nèi)小尺度的初次運(yùn)移，并且其中的云質(zhì)巖外來烴最明顯;源巖內(nèi)大量石油滯流是超壓形成的主要原因。

馬朗凹陷;頁巖油;初次運(yùn)移;超壓

近年來，非常規(guī)油氣資源的勘探和開發(fā)越來越受到各國的關(guān)注［1-8］。1999年以來，三塘湖盆地勘探圍繞著常規(guī)油氣藏理論開展。盡管目前二疊系烴源巖中普遍見到良好的油氣顯示，但平面含油性差異較大，油氣分布規(guī)律復(fù)雜，因而蘆草溝組的鉆探成功率極低，難以建成產(chǎn)能［9］。2010年L50井油水同出等現(xiàn)象啟發(fā)了對(duì)研究區(qū)連續(xù)型“頁巖油”的認(rèn)識(shí)。然而，蘆草溝組巖性復(fù)雜，儲(chǔ)集層同時(shí)具備生烴潛力［10］，源巖內(nèi)部石油的初次運(yùn)移特征尚不清楚，頁巖油富集是否與烴類未大量排烴有關(guān)也不是很清楚。因此，筆者通過源巖內(nèi)流體壓力、地球化學(xué)分析，結(jié)合巖石薄片觀察，對(duì)頁巖油的初次運(yùn)移特征進(jìn)行研究。

1 研究區(qū)地質(zhì)概況

三塘湖盆地位于新疆維吾爾自治區(qū)東北部，行政屬于巴里坤哈薩克自治縣和伊吾縣境內(nèi)，北與蒙古國接壤，向北東方向延伸出境。盆地北西－南東向呈帶狀展布，長約500 km，寬40～70 km［11］，面積約為2.3×104km2，地理上為山間盆地，位于阿爾泰褶皺系與北天山褶皺系之間，盆地走向與現(xiàn)今構(gòu)造走向基本一致。在區(qū)域大地構(gòu)造位置上，三塘湖盆地位于西伯利亞板塊南緣，在地史時(shí)期整體屬于大陸邊緣活動(dòng)帶。它北鄰西伯利亞板塊的阿爾泰陸殼板段，南鄰哈薩克斯坦板塊的北天山古生代活動(dòng)大陸邊緣板段，是在早古生代基底上發(fā)展起來的疊合盆地［12］。

露頭及鉆井揭示，三塘湖盆地馬朗凹陷蓋層最大厚度6.5 km，地層自上而下依次為第三系、下白堊統(tǒng)、上侏羅統(tǒng)齊古組、中侏羅統(tǒng)頭屯河組、西山窯組、下侏羅統(tǒng)八道灣組、中上三疊統(tǒng)小泉溝群、上二疊統(tǒng)條湖組、蘆草溝組、上石炭統(tǒng)卡拉崗組、哈爾加烏組、巴塔瑪依內(nèi)山組和下石炭統(tǒng)姜巴斯套組。現(xiàn)今殘留的二疊系蘆草溝組分布于馬朗－條湖凹陷的西南部，東北部地層在印支運(yùn)動(dòng)時(shí)遭受剝蝕（圖1），其原始沉積范圍比現(xiàn)在大。原始陸源輸入較少，地層巖性主要由形成于沉積水體能量較低的碳酸鹽巖和暗色泥巖組成，基質(zhì)孔隙發(fā)育程度較差，有機(jī)質(zhì)含量高，是盆地中淺層的主力烴源巖。

圖1 三塘湖盆地蘆草溝組厚度分布Fig.1 Thickness of Lucaogou formation of Santanghu Basin

2 蘆草溝組烴源巖發(fā)育特征

馬朗凹陷二疊系蘆草溝組巖性復(fù)雜，主要為灰質(zhì)（云質(zhì)）泥巖、碳酸鹽巖、泥巖、灰質(zhì)砂礫巖、凝灰質(zhì)泥巖、火山碎屑巖及少量的火山巖，以紋層結(jié)構(gòu)巖類最為獨(dú)特。不同巖性在平面上的分布主要受控于沉積相帶。蘆草溝組沉積于近海的半咸水—咸水陸相湖泊，主要發(fā)育缺氧封閉性較好的還原環(huán)境，陸源碎屑供給不足，馬朗凹陷二疊系以蘆草溝組二段烴源巖生烴潛力最大。

平面上烴源巖具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性，其質(zhì)量控制因素主要為巖性及沉積相帶。碳酸鹽巖和泥巖的過渡巖性，即灰質(zhì)（云質(zhì)）泥巖和泥質(zhì)灰?guī)r（云巖）不但具有較大的生烴潛力，且儲(chǔ)集性能相對(duì)較好，是頁巖油形成與儲(chǔ)集的主要巖性。

3 烴源巖演化與超壓的形成

頁巖油是烴源巖中未運(yùn)移出去的以吸附、游離方式存在的連續(xù)烴類聚集。頁巖油的發(fā)育與烴源巖演化程度有關(guān)，當(dāng)烴源巖處于生油窗的熱演化階段時(shí)，頁巖中賦存的烴類為液態(tài)，稱為“頁巖油”。蘆草溝組烴源巖處于生油窗，源巖中超壓與烴源巖生烴作用有關(guān)。

3.1 烴源巖演化與源巖內(nèi)地層壓力關(guān)系

通過對(duì)蘆草溝組烴源巖演化的分析，大部分地區(qū)源巖進(jìn)入主生烴區(qū)，對(duì)應(yīng)的鏡質(zhì)體反射率Ro為0.55%～0.75%（圖2），這個(gè)階段烴源巖的脫水作用已經(jīng)處于平穩(wěn)降低時(shí)期，難以形成使油氣大規(guī)模運(yùn)移的水動(dòng)力條件。此外，處于低熟－成熟早期階段的烴源巖由水凝膠轉(zhuǎn)變?yōu)闉r青凝膠，形成均一的“瀝青相”，為源內(nèi)運(yùn)移提供了一定條件［13］，但此階段生成的油氣密度大、黏度大，所以向源外運(yùn)移的阻力也大，初次運(yùn)移發(fā)生的動(dòng)力門限高。因此，源巖內(nèi)油氣排運(yùn)不暢導(dǎo)致了源巖內(nèi)孔隙壓力的增高。

從實(shí)測(cè)壓力系數(shù)剖面可以看出，超壓頂界面深度為1.40～1.50 km，烴源巖在低成熟－成熟早期階段對(duì)應(yīng)的深度段大致為1.50～3.20 km，正處于源內(nèi)異常高壓力發(fā)育段（圖2）。

3.2 源巖內(nèi)大量石油的滯流與超壓的形成

3.2.1 地層壓力結(jié)構(gòu)

前人已經(jīng)認(rèn)識(shí)到蘆草溝組具有一定的異常高地層壓力，壓力系數(shù)明顯高于上覆侏羅系的地層壓力系數(shù)［14］。馬朗凹陷的異常高壓主要是由于盆地沉降、有機(jī)質(zhì)生烴所致。具有較高異常高壓的源巖層由于處于欠壓實(shí)狀態(tài)，孔隙度偏高，在測(cè)井資料上表現(xiàn)為各參數(shù)偏離正常趨勢(shì)，即密度偏小、聲波時(shí)差偏大等。綜合考慮研究區(qū)超壓在形成過程中孔隙空間的變化規(guī)律，主要利用測(cè)井資料，采用等效深度法對(duì)單井進(jìn)行現(xiàn)今壓力預(yù)測(cè)，并與實(shí)際試油壓力資料進(jìn)行對(duì)比校正。預(yù)測(cè)結(jié)果表明，馬朗凹陷二疊系蘆草溝組源內(nèi)發(fā)育一定的超壓，超壓頂界面深度約為1.50 km（圖3），優(yōu)質(zhì)烴源巖發(fā)育的蘆草溝組二段超壓最大。

在1.50 km深度處孔隙度增大，與地層開始發(fā)育超壓的深度基本保持一致，說明源內(nèi)地層發(fā)育的異常高壓，在一定程度上保持較多原生孔隙和流體。2.60 km以下，隨著生烴量的減少孔隙度開始下降，直至3.30 km以下孔隙度低于5%（圖4）。

圖4 蘆草溝組源巖孔隙度與深度的關(guān)系Fig.4 Relationship betw een porosity and depth of Lucaogou formation source rocks

3.2.2 剩余壓力平面分布與含油關(guān)系

馬朗凹陷二疊系蘆草溝組二段地層剩余壓力比較發(fā)育，變化范圍較大，從0～18 MPa均有分布（圖5）。L42井附近和L9井中心帶超壓值較高，均大于18 MPa;L6井和L11井處超壓最小，地層基本正常壓實(shí)。L50井附近超壓在14～16 MPa間，地層發(fā)育高壓帶;向L4井、L37井方向剩余壓力逐漸降低;L7井處地層剩余壓力變化相對(duì)較快，向凹陷中心壓力值降低的梯度較大。整體上，地層壓力系數(shù)的變化和剩余壓力表現(xiàn)一致。L42井和L9井中心帶壓力系數(shù)高達(dá)1.6，凹陷中心L6井處壓力系數(shù)最低，接近正常壓力系數(shù)。L4井和L37井方向，壓力系數(shù)逐漸減小，L50井附近壓力系數(shù)約為1.4，向L7井方向和凹陷中心降低。

圖5 蘆草溝組二段地層剩余壓力與含油面積疊合圖Fig.5 Overlapping of susp lus pressu re and oil-bearing area of P2 l2

另外，馬朗凹陷蘆草溝組地層壓力變化趨勢(shì)與烴源巖豐度、厚度平面展布規(guī)律一致。地層壓力較大的層位，其有機(jī)碳含量（w（TOC））也較高，源巖厚度也較大，進(jìn)一步說明較高地層壓力的異常與生烴作用有關(guān)。

從剩余壓力與已發(fā)現(xiàn)的油藏面積疊合圖上可以看出，油藏主要分布在剩余壓力值中等和較高的地帶，反映源巖內(nèi)發(fā)育的頁巖油自生自儲(chǔ)的特點(diǎn)，源巖內(nèi)石油的滯留引起較高異常壓力，也導(dǎo)致石油的富集。圖5中西南部的L6油藏基本位于正常壓力帶，該油藏是通過二次運(yùn)移作用形成的，與頁巖油的形成機(jī)制完全不同。

4 初次運(yùn)移特征

4.1 源內(nèi)不同巖性源巖間的微觀初次運(yùn)移特征

油氣的初次運(yùn)移是指烴源巖在進(jìn)入生烴門限后，生成的烴類在某種動(dòng)力驅(qū)動(dòng)下從源巖中排出的過程。目前已有大量的研究證實(shí)蘆草溝組油氣來自本身烴源巖，為自生自儲(chǔ)型聚集［15］。

為了了解不同巖性間的微觀排烴特征，對(duì)不同巖性的巖石進(jìn)行氯仿抽提前后的總有機(jī)碳含量分析。對(duì)比發(fā)現(xiàn)，泥巖、泥灰?guī)r、灰質(zhì)泥巖等樣品抽提前后w（TOC）變化較小，但含泥云巖和泥晶云巖抽提前后w（TOC）變化較大，抽提后w（TOC）明顯降低（圖6），說明抽提前較高的w（TOC）多為外來運(yùn)移烴類的影響，源巖層內(nèi)作為優(yōu)質(zhì)源巖的泥巖類向鄰近的云質(zhì)巖類小尺度排運(yùn)明顯。另一方面，抽提后云巖類w（TOC）普遍小于2%，可見云巖類作為烴源巖較差。

本區(qū)烴源巖巖性復(fù)雜，源巖內(nèi)發(fā)育較大孔隙時(shí)，較強(qiáng)的毛管壓力差導(dǎo)致石油大量滯留在較大孔隙中形成頁巖油，頁巖油多賦存在紋層面及水平層理間。這種微觀初次運(yùn)移的機(jī)制促使了本區(qū)頁巖油的富集。

圖6 不同巖性巖石氯仿抽提前后w（TOC）對(duì)比Fig.6 Comparison of w（TOC）in different rocks before and after extracting w ith ch loroform

4.2 源巖層初次運(yùn)移特征

烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度很高（w（TOC）一般為4%～8%），高有機(jī)質(zhì)含量使石油通過“瀝青網(wǎng)絡(luò)”在源巖層中形成連續(xù)性的分布，由生烴作用產(chǎn)生的異常高地層壓力有可能是油氣初次運(yùn)移最重要的動(dòng)力。在這種異常壓力和構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的共同作用下，烴源巖順著紋層、水平層理產(chǎn)生大量微裂縫，生成的油氣在達(dá)到干酪根吸附量最大值、充滿剛性顆粒間孔隙后，順著微裂縫可以發(fā)生初次運(yùn)移。但由于烴源巖尚處于低熟－成熟早期階段，實(shí)測(cè)壓力系數(shù)不超過1.4，且烴源巖連片分布范圍廣，傳統(tǒng)意義的碎屑巖儲(chǔ)層不發(fā)育，大多排烴裂縫未突破巖層發(fā)生大量排烴（圖7）。因此，可以認(rèn)為初次運(yùn)移規(guī)模可能較小。由此可見，隨著生烴作用增加的地層壓力尚未能使裂縫大量開啟，與之相對(duì)應(yīng)的幕式排烴不明顯，異常高的地層壓力也正是源巖內(nèi)存在滯留油的證據(jù)。分析還表明，在斷裂帶附近的上覆巖層中發(fā)現(xiàn)蘆草溝組生成的石油聚集，說明由于斷裂作用以及與之相伴生的裂縫，可以導(dǎo)致烴源巖生成的石油向外運(yùn)移。除此之外的大部分地區(qū)蘆草溝組烴源巖無向外大量排烴的明顯證據(jù)。

圖7 烴源巖超壓流體引起的紋層變形Fig.7 Characteristics of lam ina deform ation by fluid overpressure of source rock

5 結(jié)論

（1）雖然馬朗凹陷蘆草溝組基質(zhì)孔隙小，但仍然是油氣儲(chǔ)集的主要空間，石油為源內(nèi)自生自儲(chǔ)，源巖層同時(shí)也是產(chǎn)油層。

（2）蘆草溝組頁巖油是烴源巖在低成熟－成熟早期階段生成的，由于源巖層滲透性較差，油氣不具備大規(guī)模向外排運(yùn)的條件而滯留在源巖層中。

（3）蘆草溝組烴源巖處于生油窗，源巖內(nèi)大量石油滯流是超壓形成的主要原因。

（4）頁巖油只有小尺度的初次運(yùn)移，而且云質(zhì)巖類外來烴最明顯。

（5）僅在斷裂帶附近蘆草溝組烴源巖生成的石油向外排運(yùn)明顯，除此之外的大部分地區(qū)，無向外大量排烴的明顯證據(jù)。

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Fluid pressure and prim ary m igration characteristics of shale oil of Lucaogou form ation in M alang sag

HUANG Zhi-long1，MA Jian1，WU Hong-zhu1，CHEN Xuan2，WEN Chuan-jiang2，ZHANG Jian-bo2
（1.State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting，China University of Petroleum，Beijing 102249，China; 2.Research Institute of Exploration and Development，Tuha Oilfield Company，PetroChina，Hami839000，China）

On the basis of the analysis of the fluid pressure and geochemical characteristics aswell as observing the core and thin sections，the characteristics of the shale oil primarymigration were studied.The results show that the porosity of Lucaogou formation is not too small and it is themain reservoir space for hydrocarbons although thematrix pore of Lucaogou formation is small in the Malang sag.The oil is self-generating and self-reserving in the source rock，so the good source rock itself is also the reservoir.Moreover，the shale oil of Lucaogou formation is a kind of low-mature oil，which is generated in the lowthreshold mature stage.As a consequence of the poor permeability of the source rock，the oil can notmigrate out of the source rock on a large scale and only near the fault.Usually it has a small scale primarymigration inmostareas，and the dolomitic rock has themost obvious foreign hydrocarbons.Besides，themassive oil retention is themain reason of overpressure formation.

Malang sag;shale oil;primarymigration;overpressure

TE 122.1

A

10.3969/j.issn.1673-5005.2012.05.002

1673-5005（2012）05-0007-05

2012－02－22

國家“973”重點(diǎn)基礎(chǔ)研究發(fā)展規(guī)劃項(xiàng)目（2011CB201105）;國土資源部項(xiàng)目（2009GYXQ15－09）

黃志龍（1962－），男（漢族），浙江諸暨人，教授，博士，博士生導(dǎo)師，主要研究方向?yàn)橛蜌膺\(yùn)移、成藏和資源評(píng)價(jià)。

（編輯 徐會(huì)永）