渤海灣盆地遼河西部凹陷陸相頁巖油氣富集條件與分布模式

單衍勝,張金川,李曉光,畢彩芹,唐　躍,袁　遠

(1.中國地質(zhì)調(diào)查局 油氣資源調(diào)查中心，北京　100029； 2.中國地質(zhì)大學(北京) 能源學院,北京　100083；3.中國石油 遼河油田公司，遼寧 盤錦　124010)

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渤海灣盆地遼河西部凹陷陸相頁巖油氣富集條件與分布模式

單衍勝1,張金川2,李曉光3,畢彩芹1,唐躍1,袁遠1

(1.中國地質(zhì)調(diào)查局 油氣資源調(diào)查中心，北京100029； 2.中國地質(zhì)大學(北京) 能源學院,北京100083；3.中國石油 遼河油田公司，遼寧 盤錦124010)

摘要：在大量泥頁巖樣品化驗測試的基礎上，分析了渤海灣盆地遼河西部凹陷頁巖油氣富集的條件，探討了陸相裂谷盆地頁巖油氣分布特征和分布模式。研究認為，西部凹陷古近系沙四段和沙三段泥頁巖累計厚度大、連續(xù)性好，有機質(zhì)以腐泥型為主，發(fā)育一定量的腐殖型；有機質(zhì)豐度高，TOC平均2.67%，熱成熟度中等，Ro值0.4%～1.5%；泥頁巖孔隙和裂縫較發(fā)育，孔隙以粒間孔和溶蝕孔最為發(fā)育，裂縫以構造縫和頁理縫為主；儲集物性好，含油氣量高，具備頁巖油氣富集的基本條件。受沉積相、有機質(zhì)類型與熱成熟度聯(lián)合控制，西部凹陷以發(fā)育頁巖油為主，同時局部地區(qū)發(fā)育頁巖氣，頁巖油氣在縱向上和橫向上有規(guī)律分布。縱向上，沙四段底部到沙三段上部地層依次發(fā)育頁巖油氣—頁巖油—頁巖氣；橫向上，斷陷沉積中心以頁巖油發(fā)育為主，盆地斜坡區(qū)為頁巖油氣頻繁互層區(qū)域。

關鍵詞：分布模式；富集條件；陸相頁巖油氣；遼河西部凹陷；渤海灣盆地

在世界油氣需求持續(xù)增長、常規(guī)油氣資源不斷遞減的背景下，具有巨大資源潛力的非常規(guī)頁巖油氣成為新的熱點資源領域，其具有形成機理特殊、賦存方式多樣、分布面積廣泛、資源量巨大及開采周期長的特點[1-4]。據(jù)預測世界頁巖氣資源量達到了456×1012m3，頁巖油資源量(3400～8500)×108t，其作為世界油氣資源的重要補充和接替，吸引著全球地質(zhì)學家的目光。截至2014年底，頁巖油氣產(chǎn)業(yè)化進展最好的美國，其頁巖氣產(chǎn)量達到了2 800×108m3，年均增長率為47%，頁巖油產(chǎn)量達到了26×108t。我國對頁巖氣勘探開發(fā)技術歷經(jīng)十余年持續(xù)探索，后發(fā)優(yōu)勢漸顯，2014年在四川涪陵地區(qū)實現(xiàn)了南方古生界海相頁巖氣突破，頁巖氣單井日產(chǎn)量最高達20余萬方，成功實現(xiàn)了商業(yè)性開發(fā)。而我國北方大面積發(fā)育的中新生界陸相頁巖油氣勘查研究工作卻躑躅不前，尤其是暗色富有機質(zhì)泥頁巖發(fā)育、具備較好頁巖油氣資源勘探潛力的遼河西部凹陷，目前僅開展了前期的頁巖油氣聚集條件基礎研究工作[5-7]，還沒有實施過針對頁巖油氣的鉆井，頁巖油氣勘探程度極低，迫切需要開展頁巖油氣富集規(guī)律研究，明確西部凹陷頁巖油氣分布特征及模式，促進具有中國特色的陸相頁巖油氣基礎地質(zhì)理論研究，促成南方古生界海相頁巖氣和北方中新生界陸相頁巖油氣勘查開發(fā)齊頭并進的良好局面。

1區(qū)域地質(zhì)概況

西部凹陷為渤海灣盆地遼河坳陷內(nèi)二級負向構造單元，呈北東向展布，是一個東斷西超、東陡西緩的箕狀裂谷斷陷型盆地[8]，在復雜的前新生代基底結構基礎上,經(jīng)歷古新世拱張、始新世和漸新世裂陷和新近紀拗陷3大演化階段[9]；平面上洼隆相間，由北向南依次分布有牛心坨—臺安、盤山—陳家、清水3大次級洼陷區(qū)(圖1)；縱向上具有持續(xù)沉降、多旋回沉積的特征。其中處于裂陷初陷和深陷階段的沙四段和沙三段沉積時期，盆地基底裂陷、塊斷作用強烈，坳陷沉降速度大，快速沉陷使3個湖盆均呈現(xiàn)非補償?shù)陌肷詈詈练e環(huán)境，發(fā)育了巨厚的暗色富有機質(zhì)泥頁巖[10]，是該區(qū)最重要的烴源巖，也是頁巖油氣研究的潛在目的層段。

2暗色泥頁巖發(fā)育特征

西部凹陷沙四段和沙三段暗色泥頁巖累計厚度大、埋深適中，連續(xù)性好。沙四段泥頁巖單層厚度5～32 m，累計厚度為50～700 m，平均累計厚度385 m，埋藏深度為600～5 000 m，泥頁巖整體上呈北厚南薄、東厚西薄分布；泥頁巖厚度中心分布在陳家洼陷、清水洼陷、盤山洼陷和北部牛心坨地區(qū)，陳家洼陷泥頁巖厚度為100～400 m，牛心坨洼陷泥頁巖厚度為300～700 m，清水洼陷厚約350 m。西部凹陷沙三段泥頁巖單層厚度8～45 m，累計厚度100～1 800 m，平均650 m，埋深1 200～4 500 m，在凹陷的絕大部分區(qū)域里都有分布，整體上表現(xiàn)為中部、中南部厚，向邊部減薄的特征；以清水洼陷為泥頁巖厚度中心，厚達700～1 800 m，平均厚度為1 100 m；以陳家洼陷和牛心坨洼陷為次級厚度中心，陳家洼陷厚度為600～1 200 m，平均厚度為850 m。泥頁巖分布受構造和沉積相控制明顯，主要在各次級洼陷中心的半深湖—深湖亞相區(qū)發(fā)育，廣泛發(fā)育的富有機質(zhì)泥頁巖是頁巖油氣生成與聚集的物質(zhì)基礎和儲集體,一定厚度和分布規(guī)模的富有機質(zhì)泥頁巖決定著頁巖油氣資源豐度和分布特征[11]。

圖1　渤海灣盆地遼河西部凹陷構造單元劃分Fig.1　Structural units of the West Liaohe Sag, Bohai Bay Basin

3頁巖油氣富集條件

3.1泥頁巖地球化學特征

泥頁巖有機地球化學特征是頁巖油氣評價基本參數(shù)，包括有機碳含量、有機質(zhì)類型和成熟度等，它們影響著頁巖油氣的生成、成因類型及含量，是控制頁巖油氣聚集的重要因素[12-14]。通過對西部凹陷古近系673件泥頁巖樣品測試結果統(tǒng)計分析表明，西部凹陷沙四段有機碳含量(TOC)0.31%～11.12%，均值2.58%，沙三段泥頁巖有機碳含量0.33%～9.57%，均值2.03%；有機碳平面分布受構造及沉積相的控制明顯，高值區(qū)在牛心坨、陳家、盤山和清水洼陷，向周緣逐漸降低。較高的有機碳含量形成了該區(qū)頁巖油氣生成的物質(zhì)基礎，也為頁巖油氣儲集創(chuàng)造了條件。

暗色泥頁巖有機質(zhì)顯微組分統(tǒng)計分析表明，腐泥組相對含量介于1.3%～97.2%，平均含量為52.8%，殼質(zhì)組含量介于0～68%，平均為4.8%，鏡質(zhì)組含量介于1%～97%，平均為35.9%，惰質(zhì)組介于0～87.2%，平均為6.4%；母質(zhì)類型以富含低等水生生物為特征，偏腐泥的Ⅱ1型為主，由次洼中心向周緣漸變?yōu)楦缓懺锤叩戎参锼樾紴樘卣鞯母承汀?/p>

泥頁巖樣品有機質(zhì)鏡質(zhì)體反射率在0.1%～1.6%之間，主要位于0.4%～0.8%；甾烷C29αα20S/(S+R)比值介于12%～51%，甾烷C29/(+)比值介于6%～45%。受選取的樣品深度限制，僅有少量深度較大的樣品有機質(zhì)達到高成熟和過成熟階段，大多數(shù)樣品有機質(zhì)主要介于低熟—成熟階段，但總體上西部凹陷暗色泥頁巖熱演化程度范圍廣，表現(xiàn)為從未熟—成熟—過成熟完整的熱演化特征。

3.2泥頁巖儲層特征

頁巖油氣作為一種“自生自儲”、“原地”聚集的非常規(guī)油氣，泥頁巖既是源巖，又是儲集層[15]，泥頁巖孔隙和裂縫是頁巖油氣儲集的主要空間。西部凹陷古近系暗色泥頁巖發(fā)育毫—微—納米多級孔縫系統(tǒng)，孔隙類型豐富多樣，自然裂縫發(fā)育，為孔隙—裂縫雙重介質(zhì)的儲層類型?？紫兑粤ｉg孔和溶蝕孔最為常見，局部發(fā)育有機質(zhì)孔；粒間孔隙包括伊利石、高嶺石、蒙脫石等黏土礦物粒間孔以及黃鐵礦、石英、方解石、云母等晶?；虻V物顆粒間的孔隙，孔徑一般3～9 μm，最大達到16～20μm(圖2)。溶蝕孔隙包括顆粒溶解和膠結物溶解孔隙，孔徑一般在1～20 μm。顆粒溶解孔隙又表現(xiàn)為港灣狀部分顆粒溶解孔隙、粒內(nèi)溶解孔隙、鑄?？紫兜?；膠結物的溶解主要表現(xiàn)為碳酸鹽巖膠結物的溶解，從而形成粒間溶蝕孔隙等。泥頁巖中還發(fā)育一定量的有機質(zhì)孔隙，孔徑小，一般30～500 nm，主要為泥頁巖在生烴演化過程中消耗有機碳而形成的孔隙。各種類型的孔隙大小不一，經(jīng)常呈集群狀存在于泥頁巖中，僅有少量的孔隙呈孤立狀。這些孔隙的存在，擴大了頁巖油氣儲集空間和儲集性能。裂縫形態(tài)呈平直線狀、樹枝狀和網(wǎng)狀(圖2)，包括由于砂泥互層或者泥巖的差異壓實造成的頁理縫，由于局部構造作用所形成或與局部構造作用相伴而生的構造張性裂縫和剪性裂縫，以及成巖過程中由于干縮作用、脫水作用、礦物相變作用或熱力收縮作用使得巖石體積收縮而形成的成巖收縮縫等。同時泥頁巖內(nèi)縱橫交織的裂縫與各種類型的孔隙經(jīng)常相互連通，而形成復雜的孔縫系統(tǒng)，并具有網(wǎng)格狀有限連通的特征，擴大了泥頁巖儲集層的儲集空間，改善了儲層的孔滲性，有利于油氣在頁巖層的儲存。同時裂縫又是頁巖油氣運移、開采的主要通道，決定著頁巖油氣產(chǎn)能，因此微裂縫的發(fā)育程度是頁巖油氣開發(fā)的關鍵因素[16]。

圖2　渤海灣盆地遼河西部凹陷泥頁巖孔隙、裂縫微觀特征Fig.2　Microscopic features of pores and fractures in shale, West Liaohe Sag, Bohai Bay Basin

泥頁巖孔隙度和滲透率是判斷儲集性能的主要參數(shù)，也是頁巖油氣是否具有開發(fā)經(jīng)濟價值的重要指標。古近系沙四段泥頁巖有效孔隙度為1.6%～12.7%，平均為5.98%，滲透率為(0.01～0.85)×10-3μm2，平均值為0.18×10-3μm2；沙三段泥頁巖有效孔隙度為0.81%～10.7%，平均為6.06%，滲透率為(0.02～0.267 3)×10-3μm2，平均為0.047×10-3μm2，與美國頁巖產(chǎn)層的孔滲性基本相當。

3.3泥頁巖含油氣性

含氣量和含油量是表征泥頁巖含油氣性能的最重要參數(shù)，反映了泥頁巖儲集油氣的能力，是頁巖油氣聚集成藏與否的最直接證據(jù)，同時還是產(chǎn)能預測、資源量計算等方面的主要參數(shù)。本研究采用了等溫吸附模擬實驗法和現(xiàn)場解析法對泥頁巖含氣量進行測定，含油量采用實測法進行測定。

受取樣條件限制，本次研究選取雙202、冷94、雷36、冷97等井的8塊泥頁巖樣品進行了等溫吸附含氣量測定，吸附含氣量為1.51～3.05 m3/t，平均為1.86 m3/t；對當時正在鉆井施工的西部凹陷曙古165、雷84、雷52井泥頁巖6塊樣品進了現(xiàn)場解析含氣量測試，含氣量為0.77～4.07 m3/t，平均2.16 m3/t。含氣量基本上都超出1 m3/t的頁巖氣工業(yè)最低開采標準，含氣量大小總體與有機碳含量呈正相關關系(表1)。

表1　渤海灣盆地西部凹陷泥頁巖含氣量測試數(shù)據(jù)統(tǒng)計Table 1　Gas contents of shale in the West Liaohe Sag, Bohai Bay Basin

本研究對27個泥頁巖樣品進行了含油率的測試，含油率為0.09%～0.67%，平均為0.31%，基本上都超過了美國頁巖油產(chǎn)層的含油率工業(yè)下限值(0.18%)。

4頁巖油氣分布特征及模式

4.1頁巖油氣分布特征

在遼河西部凹陷各次級洼陷中心，沙河街組發(fā)育深湖和半深湖相沉積，Ⅰ-Ⅱ1干酪根類型，泥頁巖埋深超過5 000 m，Ro>1.3%，有機質(zhì)生成產(chǎn)物以凝析油和原油裂解氣為主，是頁巖油氣共生潛在發(fā)育區(qū)。特別是沙三段底部和沙四段泥頁巖在各次洼中心埋深超過了5 600 m，Ro>1.6%，有機質(zhì)進入了大量生氣階段，且該區(qū)泥頁巖孔隙裂縫發(fā)育，有利于頁巖氣的富集。洼陷中心較淺部位，沙四段和沙三段Ro>0.7%[17]，有機質(zhì)進入了成熟階段，位于生油窗內(nèi)，以生油為主，是頁巖油聚集的區(qū)域。向邊緣方向，有機質(zhì)類型逐漸過渡為偏生氣的Ⅱ2-Ⅲ型干酪根，由于腐殖型有機質(zhì)熱演化過程中生氣早，整個演化階段皆以生氣為主，因此在邊緣部位盡管Ro較低，但經(jīng)常發(fā)育有頁巖氣(圖3)。同時斜坡區(qū)在沉積旋回的控制下，其沉積環(huán)境類型過渡漸變，各種類型的沉積犬齒交錯，在剖面上表現(xiàn)頻繁交互變化，受此影響，剖面上有機質(zhì)類型也表現(xiàn)為互層特征。因此，在斜坡區(qū)鉆井過程中，常常具有鉆遇泥頁巖油氣頻繁互層的現(xiàn)象。

4.2頁巖油氣分布模式

遼河西部凹陷為典型的陸相斷陷盆地，具有多期成盆性。縱向的持續(xù)沉降及沉積環(huán)境規(guī)律性分布與演化控制著泥頁巖地層有機質(zhì)類型多樣性；同時有機質(zhì)隨埋藏深度增加，其熱成熟度縱向上由淺及深逐漸增大的特征明顯[17]。受沉積環(huán)境、有機質(zhì)類型和熱成熟度等控制，頁巖油氣發(fā)育分布隨盆地形成、埋藏及沉積演化而具有較好的規(guī)律性。

圖3　渤海灣盆地遼河西部凹陷齊50井—海33井頁巖油氣分布Fig.3　Profile showing shale oil and gas distribution from well Qi50 to well Hai33 in the West Liaohe Sag, Bohai Bay Basin

古近紀早期為斷陷湖盆形成初期，盆地地形起伏較小，湖體小，水體淺，水域中發(fā)育了一定量高等植物，沉積物為富含腐殖型干酪根的碳質(zhì)泥巖、煤層等，為盆內(nèi)埋藏最深的泥頁巖，具有較高的成熟度，Ro值一般都超過了1.6%，處于有機質(zhì)熱解氣的生成階段，泥頁巖中往往具有一定的天然氣含量，但由于總體厚度不大，頁巖氣資源潛力較小。

沙四段沉積時期為裂陷湖盆形成的初陷階段，在邊界斷層控制下湖盆沉降并逐漸擴大，具有“盆小水深”的特征，接受湖相沉積，發(fā)育了半深湖和淺湖有機質(zhì)暗色泥巖、油頁巖[9]，富含腐泥型有機質(zhì)，在湖盆邊緣淺水區(qū)域發(fā)育富含以腐殖型為主的有機質(zhì)泥頁巖。而進入沙三段裂陷湖盆的深陷期，由于控盆斷層的強烈塊斷沉陷作用，湖盆急劇深陷，范圍迅速擴大，具有“盆大水深”的特征，廣泛發(fā)育深湖相—半深湖相沉積；同時，古氣候也變得溫暖潮濕，低等湖生生物大量繁殖，厚度大、分布廣，且富含腐泥型有機質(zhì)的泥頁巖廣泛發(fā)育。因此，湖盆裂陷期整體上泥頁巖發(fā)育，有機質(zhì)類型以腐泥型為主，生烴潛力大，是頁巖油氣形成最豐厚的物質(zhì)基礎；且其埋藏深度一般較大，有機質(zhì)熱成熟度較高，普遍處于成熟階段，少量的達到了過成熟演化階段，Ro值一般在0.6%～1.5%，甚至大于1.6%，處于頁巖油和油氣共存的生成階段，部分有機質(zhì)進入了頁巖氣生成階段，是頁巖油、共生的頁巖油氣甚至是頁巖氣最具潛力的區(qū)域。該時期在湖盆的周緣淺水區(qū)往往還發(fā)育一定的富含腐殖型有機質(zhì)的泥頁巖，有機質(zhì)往往也具有相對較高的熱成熟度，以生氣為主的腐殖型有機質(zhì)產(chǎn)生大量天然氣而形成頁巖氣聚集；同時由于湖盆水體的動蕩，在次級沉積旋回的控制下，該套沉積物常與上面提到的富含腐泥型的泥頁巖犬齒交錯，致使該盆地斜坡區(qū)縱向上常出現(xiàn)頁巖油和頁巖氣的頻繁互層的現(xiàn)象(圖4)。

隨著塊斷活動逐漸減弱，沉降速率相對較小，湖盆進入了其發(fā)育萎縮期，充足的物源供應條件下，過補償充填，水域面積減小，水體變淺，盆地逐漸進入了填平補齊階段，廣泛發(fā)育淺水三角洲、泛濫平原、沼澤相泥頁巖沉積，淺水陸源高等植物較發(fā)育，泥頁巖富含腐殖型有機質(zhì)，有機碳含量高。由于埋深相對于盆地裂陷期沉積產(chǎn)物淺，熱成熟度稍低，Ro值一般在0.5%～0.9%之間，處于有機質(zhì)的低熟—成熟階段。然而由于腐殖型干酪根是典型的氣源巖，具有早期生氣，且整個演化過程中持續(xù)產(chǎn)氣的特點，因此該階段泥頁巖具有較好的頁巖氣資源潛力。

圖4　渤海灣盆地遼河西部凹陷 陸相斷陷湖盆頁巖油氣分布模式Fig.4　Shale oil and gas distribution model of continental faulted basin in the West Liaohe Sag, Bohai Bay Basin

盆地后期拗陷期，盆地整體沉陷，范圍較大，分布穩(wěn)定的巨厚沉積物覆蓋于下部的盆地裂陷期地層之上，使下部地層埋藏深度加深，加速了有機質(zhì)熱成熟的進程，同時還對裂陷期沉積物中的頁巖油氣起到封蓋保存作用。

5結論

(1)遼河西部凹陷陸相泥頁巖厚度大，連續(xù)性好；有機質(zhì)類型豐富，有機質(zhì)以腐泥型為主，發(fā)育一定量的腐殖型；有機質(zhì)豐度高，TOC平均2.67%，熱成熟度中等，Ro值為0.4%～1.5%；孔隙、裂縫發(fā)育，儲集物性好，含氣量或含油量較高，具備頁巖油氣富集的基本條件。

(2)受沉積相、有機質(zhì)類型與熱成熟度聯(lián)合控制，遼河西部凹陷頁巖油氣共生和伴生，在縱向上和橫向上有規(guī)律分布?？v向上沙四段底部到沙三段上部依次發(fā)育頁巖油氣—頁巖油—頁巖氣；橫向上斷陷沉積中心以頁巖油發(fā)育為主，盆地斜坡區(qū)為頁巖油氣頻繁互層區(qū)域。

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(編輯徐文明)

文章編號：1001-6112(2016)04-0496-06

doi：10.11781/sysydz201604496

收稿日期：2016-03-31；

修訂日期：2016-06-12。

作者簡介：單衍勝(1976—)，男，博士，工程師，從事非常規(guī)天然氣地質(zhì)研究。E-mail：shanger@sohu.com。

基金項目：國家自然科學基金(40672087)和中國地質(zhì)調(diào)查局新疆準南煤層氣基礎地質(zhì)調(diào)查項目(12120115007901)聯(lián)合資助。

中圖分類號：TE132.2

文獻標識碼：A

Hydrocarbon enrichment conditions and distribution in continental shale, West Liaohe Sag, Bohai Bay Basin

ShanYansheng1, Zhang Jinchuan2, Li Xiaoguang3, Bi Caiqin1, Tang Yue1, Yuan Yuan1

(1. Oil and Gas Survey Center, China Geological Survey Bureau, Beijing 100029, China; 2. School of Energy Resources,ChinaUniversityofGeosciences,Beijing100083,China; 3.Exploration&DevelopmentResearchInstituteofLiaoheOilfieldBranchCompany,PetroChina,Panjin,Liaoning124010,China)

Abstract:We analyzed the hydrocarbon enrichment conditions in shale in the West Liaohe Sag of Bohai Bay Basin, and discussed the distribution features and pattern of shale oil and gas in continental rift basins, based on the tests of a large number of shale samples. The shale in the third and fourth members of Paleogene Shahejie Formation in the West Liaohe Sag has a large total thickness, wide distribution, good continuity, high TOC content (average 2.67%), and medium maturity (0.4%-1.5%). Organic matter is mainly sapropelic, and partially of humic type. The shale developed considerable pores, mostly intergranular and dissolution pores, and tectonic (with some interlayer) fractures. Favorable physical properties of reservoirs and high hydrocarbon content made the study area a good place for shale oil and gas enrichment. Controlled by sedimentary facies, organic matter type and thermal maturity, the West Liaohe Sag mainly yields shale oil, and regionally shale gas. From the bottom of the fourth member to the upper part of the third member of the Shehejie Formation, we found shale oil and gas, shale oil, and shale gas in turn. In the basin center, we mainly found shale oil, while on the slope we found interbedded shale oil and gas.

Key words:distribution model; enrichment condition; continental shale oil and gas; West Liaohe Sag; Bohai Bay Basin