渤海灣盆地濟陽坳陷沾化凹陷L69井古近系沙三下亞段取心段頁巖油勘探有利層段

李志明,陶國亮,黎茂穩(wěn),蔣啟貴,曹婷婷,劉 鵬,錢門輝,謝小敏,李 政

(1.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質研究所,江蘇 無錫214126; 2.頁巖油氣富集機理與有效開發(fā)國家重點實驗室,江蘇 無錫214126; 3.國家能源頁巖油研發(fā)中心,江蘇 無錫 214126； 4.中國石化 勝利油田分公司 勘探開發(fā)研究院,山東 東營257015)

沾化凹陷是渤海灣盆地濟陽坳陷主要富油氣凹陷之一,其沉積地層以古近系-新近系為主,生儲蓋條件優(yōu)越,烴源巖層主要發(fā)育在古近系沙河街組四段上亞段(沙四上亞段)、沙三下亞段以及沙一段[1]。在常規(guī)油氣勘探過程中,多口井已在烴源巖層鉆遇泥頁巖油藏并獲工業(yè)油流[2-3],其中XYS9井在沙三下亞段埋深3 355.11～3 435.29 m層段試油(未壓裂改造情況下)獲日產油38.5 t、天然氣867 m3[2,4],投產后累積產油11 346 t,產能較高[4],展示了沾化凹陷具有頁巖油勘探前景。2010年,為加快推進該凹陷頁巖油的勘探開發(fā)進程,中國石化勝利油田分公司針對沙三下亞段部署了系統(tǒng)取心井——L69井,該井取心深度段介于2 911.00～3 140.75 m(層位主要屬沙三下亞段),取心進尺229.75 m,心長221.36 m,為沾化凹陷開展頁巖油勘探開發(fā)基礎研究提供了良好的資料基礎。2011年8月,勝利油田分公司依據測井、錄井以及取心段有機碳含量等基礎有機地球化學參數,優(yōu)選了3 040.00～3 051.00 m和3 056.00～3 066.00 m井段進行射孔聯(lián)作、完井測試,獲日產油僅0.85 t,累產油也只有2.90 t。截止目前,前人已對L69井取心段沙三下亞段泥頁巖沉積相與巖石學特征[5]、儲集空間與物性特征[6-8]、微觀孔隙結構[9]、有機地球化學基本特征[3,6,10]以及泥頁巖非均質性特征及演化模式[10]等方面開展了比較系統(tǒng)地分析與評價,而L69沙三下亞段取心段是否存在頁巖油勘探有利層段尚無定論。鑒于國內外頁巖油的勘探實踐表明:賦存于富有機質泥頁巖層系內的滯留油能否有效開發(fā),與富有機質泥頁巖層系的含油性及其賦存形式、成熟度、微裂縫發(fā)育程度、地層壓力以及可壓裂改造性等諸多因素有關,但含油性及其賦存形式是其中的關鍵因素[11]。為此,本研究旨在重點通過對L69井取心段典型巖相段與XYS9井沙三下亞段出油層段含油性與賦存形式的對比剖析,結合成熟度、微裂縫發(fā)育程度、地層壓力及可壓裂改造性等,來綜合評價L69井試油層段頁巖油產量不佳的原因,探討取心段頁巖油勘探有利層段,為沾化凹陷以及我國其他地區(qū)陸相頁巖油勘探縱向選層評價提供參考與借鑒。

1 研究區(qū)地質背景

沾化凹陷位于渤海灣盆地濟陽坳陷的東北部,其西以義東斷裂與車鎮(zhèn)凹陷相接,南部與陳家莊凸起相接,東南以墾東凸起為界[12],構成一個NE向敞開的典型“北斷南超”的山間箕狀盆地[3]。沾化凹陷的一個顯著特點是斷裂非常發(fā)育,不同方向不同期次的斷裂,將凹陷分割成多個洼陷、凸起等次級構造單元(圖1)。

印支期—燕山期,沾化凹陷受NE-SW方向擠壓應力及燕山期NE-SW方向拉張應力的影響,沾化凹陷自西向東依次發(fā)育了羅西斷層、孤西斷層和五號樁長堤斷裂,控制了早期盆地的發(fā)育[13]。后期受喜馬拉雅期區(qū)域右旋應力場及郯廬斷裂活動的影響,發(fā)育了一系列的NE向、EW向構造,該斷裂體系基本控制了新生代斷陷湖盆的形成與演化[14]。沾化凹陷具有典型的下斷上坳雙層結構,從孔店期開始裂陷以來至東營期,凹陷連續(xù)沉降沉積,其中沙三下亞段沉積時期屬于沾化凹陷的深斷陷期,盆地進入非補償階段,氣候潮濕,沉積了一套深湖-半深湖相泥質灰?guī)r和灰質泥巖,厚度一般100～500 m不等,為沾化凹陷的主力烴源層,現(xiàn)今主要處于成熟-中低成熟階段,以生油為主,因而是目前頁巖油勘探的重點層系。在古近紀末期,喜馬拉雅運動東營幕造成本區(qū)強烈的構造隆升,大規(guī)模斷裂活動,并伴隨著地層200～400 m抬升剝蝕,形成區(qū)域性不整合。新近系沉積以來,凹陷進入整體拗陷階段,凸起帶和洼陷帶同時接受沉降沉積,形成覆蓋全區(qū)、近水平產狀的新近系館陶組和明化鎮(zhèn)組[15]。

研究井L69井和對比井XYS9井分別位于沾化凹陷渤南洼陷南部的羅家鼻狀構造區(qū)和四扣洼陷(圖1),L69井揭示沙三下亞段屬一套深灰色-灰褐色深湖-半深湖相不等厚互層產出的富(含)有機質紋層狀、層狀和塊狀灰質泥巖、泥質灰?guī)r,累計厚度約188.81 m(圖2)。在埋深3 040～3 066 m試油層段,實測壓力為54.45 MPa,壓力系數高達1.82。目前,沾化凹陷沙三下亞段頁巖油勘探區(qū)域主要位于羅西斷層和孤西斷層之間,勘探面積約為910 km2[3]。

2 樣品采集與分析

為選取典型研究樣品,在對L69井取心段巖心進行精細觀察描述基礎上,結合從勝利油田收集到的熱解分析結果,編制了L69井取心段綜合柱狀圖(圖2),綜合巖性與巖相、有機碳含量(TOC)、游離烴含量(S1)以及油飽和指數(OSI)等信息,選擇L69井2 994.10～3 010.90 m(為相對高TOC，S1和OSI的富有機質層狀泥質灰?guī)r和灰質泥巖)、 3 040.35～3 072.10 m(為相對高TOC、低S1和OSI的富有機質紋層狀泥質灰?guī)r)以及3 116.90～3 130.80 m(為相對低TOC,S1和高OSI的含有機質紋層狀泥質灰?guī)r)3個深度段開展了樣品采集,采樣間距一般為1.0～2.5 m,共采集樣品54件。除深度3 130.80 m的樣品層位歸屬于沙四上亞段外,其他樣品均屬于沙三下亞段。對比井XYS9井在沙三下亞段的3 375.00～3 383.39 m和3 410.00～3 417.42 m兩個取心井段分別采集富有機質或含有機質層狀(或紋層狀)泥質灰?guī)r各5件和6件,采集間距分別為2.0 m和1.0 m。

對采集樣品系統(tǒng)開展了常規(guī)熱解與多溫階熱釋(解)分析,分析在中石化石油勘探開發(fā)研究院無錫石油地質研究所實驗地質研究中心完成。

3 含油性與賦存形式評價

3.1 含油性與賦存形式表征方法

泥頁巖含油性表征可以通過有機地球化學分析與巖心物理方法來實現(xiàn),但有機地球化學方法相對既快速又經濟,并且不易遺漏巖石中不連通的封閉孔隙中的烴類[16],故有機地球化學分析是泥頁巖含油性表征的最實用方法,主要是通過測定泥頁巖中氯仿瀝青“A”含量或熱解S1(mg/g)來實現(xiàn)[11,16-23],但氯仿瀝青“A”含量需要進行輕烴補償校正，熱解S1需要進行輕烴、重烴補償校正[11,19-23]。Jarvie(2012)則直接利用油飽和指數(OSI=100S1/TOC)-最高熱解峰溫圖解來評價泥頁巖的含油級別[24],不過輕烴校正后的結果更符合勘探實際[11],故本文采用輕烴校正后的熱解分析結果獲得油飽和指數,來評價L69井和XYS9井沙三下亞段不同深度段泥質灰?guī)r或灰質泥巖的含油級別。同時,研究表明,多溫階熱釋烴S1-1，S1-2和S2-1之和與瀝青“A”含量基本相當[23],并且多溫階熱釋(解)分析技術可以快速定量表征泥頁巖中不同賦存狀態(tài)滯留油的含量與滯留油總量。因此,該技術適用于對泥頁巖層系頁巖油有利勘探層段進行快速篩選與評價。該技術方法的理論基礎與分析流程、原理詳見[23]。本文依據多溫階熱釋(解)分析結果結合輕烴校正量,來定量評價L69井和XYS9井沙三下亞段不同深度泥質灰?guī)r或灰質泥巖的總滯留油量與不同賦存狀態(tài)滯留油的含量。另外,依據張林曄[25]和宋國奇等[26]研究結果,結合L69井和XYS9井沙三下亞段泥質灰?guī)r和灰質泥巖的常規(guī)熱解S1分析結果,研究樣品的輕烴校正值采用熱解S1×0.50求得。

圖2 沾化凹陷L69井沙三下亞段綜合柱狀圖Fig.2 Composite column of the Es3L from Well L69 in Zhanhua Sag,Jiyang Depression,Bohai Bay Basin

3.2 含油級別對比

根據L69井沙三下亞段3個深度段和XYS9井沙三下亞段2個深度段采集樣品熱解TOC，S1以及輕烴校正值,按Jarvie[24]提出的油飽和指數與含油級別劃分方案,編制了沾化凹陷L69井和XYS9井沙三下亞段輕烴校正后油飽和指數與最高熱解峰溫(Tmax)和樣品深度關系圖解(圖3),以評價L69井和XYS9井沙三下亞段不同深度段的含油級別特征。顯然,L69井沙三下亞段不同深度段典型泥質灰?guī)r或灰質泥巖含油級別具有較大差異。其中埋深2 994.10～3 010.90 m富有機質層狀泥質灰?guī)r和灰質泥巖油飽和指數均在100 mg/g以上,介于126～229 mg/g,平均達184 mg/g(樣品數n=20),油飽和指數總體隨最高熱解峰溫(Tmax)和樣品深度的增大呈降低趨勢,含油級別均屬于具頁巖油潛力；3 040.35～3 072.10 m井段除3 040.35 m和3 068.10 m的2個樣品油飽和指數之外(分別為167 mg/g和245 mg/g),其他富有機質紋層狀泥質灰?guī)r油飽和指數均在100 mg/g以下,介于31～93 mg/g,平均為67 mg/g(n=25),油飽和指數同樣總體隨最高熱解峰溫和樣品深度的增大呈降低趨勢,含油級別僅屬中含油至油顯示；3 116.90～3 126.70 m井段沙三下亞段含有機質紋層狀泥質灰?guī)r的油飽和指數均在100 mg/g以上,介于118～247 mg/g,平均為204 mg/g(n=8),油飽和指數也總體隨最高熱解峰溫和樣品深度的增大呈降低趨勢,含油級別也屬具頁巖油潛力。XYS9井沙三下亞段取心段層狀(或紋層狀)泥質灰?guī)r油飽和指數,顯著高于L69井沙三下亞段取心段油飽和指數,介于228～455 mg/g,平均為309 mg/g(n=11),含油級別均屬具頁巖油潛力。其中3 375.00～3 383.39m深度段層狀(或紋層狀)泥質灰?guī)r的油飽和指數介于228～297 mg/g,平均為265 mg/g(n=5)；3 410.00～3 417.42 m井段層狀(或紋層狀)泥質灰?guī)r的油飽和指數介于261～455 mg/g,平均為345 mg/g(n=6)。

3.3 含油性與不同賦存形式油定量對比

依據L69井和XYS9井沙三下亞段不同深度段灰質泥巖和泥質灰?guī)r的Rock-Eval6熱解S1和多溫階熱釋烴S1-1,S1-2和S2-1結果,獲得了2口沙三下亞段不同深度段的總含油量與不同賦存形式油定量評價結果(圖4),不同賦存形式油占總含油量的百分率如圖5所示。

圖3 沾化凹陷L69井和XYS9井沙三下亞段取心段輕烴校正后油飽和指數(OSI)與最高熱解峰溫(Tmax)和樣品深度關系(底圖據文獻[24]修改)Fig.3 Diagram showing the correlation between OSI-Tmax after light hydrocarbon correction and depth for the cored intervals of the Es3L from Wells L69 and XYS9 in Zhanhua Sag,Jiyang Depression,Bohai Bay Basin(base map was modified from reference[24])a.L69井OSI-Tmax圖解;b.L69井OSI-深度圖解;c.XYS9井OSI-Tmax圖解;d.XYS9井OSI-深度圖解

L69井沙三下亞段灰質泥巖和泥質灰?guī)r的含油性較好,總含油量介于4.03～23.43 mg/g,平均為11.62 mg/g(n=53)。同時由圖4可見,在取心段的三個樣品采集段,由淺至深,總含油量總體呈現(xiàn)降低趨勢,其中2 994.10～3 010.90 m深度段,其總含油L69井沙三下亞段不同賦存狀態(tài)油的含量隨深度變化特征與總含油量變化特征基本一致,由淺至深總體呈現(xiàn)降低趨勢。輕烴校正后游離油S1-1含量介于0.53～3.70 mg/g,平均為1.71 mg/g(n=53),輕烴校正后游離油S1-1含量占總含油量的百分率介于6.83%～20.37%,平均為14.45 %(n=53)；其中2 994.10～3 010.90 m深度段,其輕烴校正后游離油量介于7.83～23.43 mg/g,平均為15.68 mg/g(n=20)；3 040.35～3 072.10 m深度段,其總含油量介于4.86～16.51 mg/g,平均為10.16 mg/g(n=25)；3 116.90～3 126.70 m深度段,其總含油量介于4.03～9.41 mg/g,平均為6.01 mg/g(n=8)。

圖4 沾化凹陷L69井和XYS9井沙三下亞段取心段含油性與不同賦存形式油定量評價結果Fig.4 Quantitative evaluation of oil content and different modes of occurrence for the cored intervals of the Es3L from Wells L69 and XYS9 in Zhanhua Sag,Jiyang Depression,Bohai Bay Basina.L69井輕烴校正后S1-1-深度圖解; b.L69井總游離油量-深度圖解; c.L69井束縛油S2-1-深度圖解; d.L69井總含油量-深度圖解; e.XYS9井輕烴校正后S1-1-深度圖解; f.XYS9井總游離油量-深度圖解; g.XYS9井束縛油S2-1-深度圖解; h.XYS9井總含油量-深度圖解

S1-1含量介于1.31～3.70 mg/g,平均為2.69 mg/g(n=20),其輕烴校正后游離油S1-1含量占總含油量的百分率介于14.67%～19.16%,平均為17.30%(n=20)；3 040.35～3 072.10 m深度段,其輕烴校正后游離油S1-1含量介于0.54～2.29 mg/g,平均為1.15 mg/g(n=25),其輕烴校正后游離油S1-1含量占總含油量的百分率介于6.83%～20.37%,平均為11.42%(n=25)；3 116.90～3 126.70 m深度段,其輕烴校正后游離油S1-1含量介于0.53～1.55 mg/g,平均為1.01 mg/g(n=8),其輕烴校正后游離油S1-1含量占總含油量的百分率介于13.15%～18.34%,平均為16.78%(n=8)?？傆坞x油量介于1.71～10.22 mg/g,平均為4.97 mg/g(n=53),總游離油含量占總含油量的百分率介于18.79%～61.41%,平均為42.78 %(n=53)；其中2 994.10～3 010.90 m深度段,其總游離油量介于3.44～10.22 mg/g,平均為7.73 mg/g(n=20),其總游離油含量占總含油量的百分率介于41.21%～57.97%,平均為49.65%(n=20)；3 040.35～3 072.10 m深度段,其總游離油量介于1.71～6.13 mg/g,平均為3.27 mg/g(n=25),其總游離油含量占總含油量的百分率介于18.79%～57.10%,平均為32.85%(n=25)；3 116.90～3 126.70 m深度段,其總游離油量介于1.80～5.32 mg/g,平均為3.42 mg/g(n=8),其總游離油含量占總含油量的百分率介于44.67%～61.41%,平均為56.63%(n=8)。束縛油S2-1含量介于1.81～13.21 mg/g,平均為6.64 mg/g(n=53),束縛油S2-1含量占總含油量的百分率介于38.59%～81.21%,平均為57.22 %(n=53)。其中2 994.10～3 010.90 m深度段,其束縛油S2-1含量介于5.18～13.21 mg/g,平均為7.95 mg/g(n=20),其束縛油S2-1含量占總含油量的百分率介于42.03%～58.79%,平均為50.35%(n=20)；3 040.35～3 072.10 m深度段,其束縛油S2-1含量介于2.78～11.19 mg/g,平均為6.90 mg/g(n=25),其束縛油S2-1含量占總含油量的百分率介于42.90%～81.21%,平均為67.15%(n=25)；3 116.90～3 126.70 m深度段,其束縛油S2-1含量介于1.64～4.09 mg/g,平均為2.48 mg/g(n=8),束縛油S2-1含量占總含油量的百分率介于38.59%～55.33%,平均為43.37%(n=8)。

XYS9井沙三下亞段取心段層狀(或紋層狀)泥質灰?guī)r總含油量介于8.21～19.51 mg/g,平均為13.01 mg/g(n=11)。其中3 375.00～3 383.39 m深度段層狀(或紋層狀)泥質灰?guī)r的介于8.21～19.51 mg/g,平均為15.57 mg/g(n=5)；3 410.00～3 417.42 m深度段層狀(或紋層狀)泥質灰?guī)r的介于8.86～11.82 mg/g,平均為10.88 mg/g(n=6)。XYS 9井沙三下亞段取心段層狀(或紋層狀)泥質灰?guī)r不同賦存狀態(tài)油的含量隨深度變化特征與總含油量變化特征基本一致,由淺至深總體呈現(xiàn)降低趨勢。輕烴校正后游離油S1-1含量介于1.78～4.20 mg/g,平均為2.84 mg/g(n=11),其輕烴校正后游離油S1-1含量占總含油量的百分率介于20.26%～23.35%,平均為21.84 %(n=11)。其中3 375.00～3 383.39 m深度段層狀(或紋層狀)泥質灰?guī)r輕烴校正后游離油S1-1含量介于1.78～4.20 mg/g,平均為3.43 mg/g(n=5),其輕烴校正后游離油S1-1含量占總含油量的百分率介于21.53%～22.71%,平均為22.01%(n=5)；3 410.00～3 417.42 m深度段層狀(或紋層狀)泥質灰?guī)r輕烴校正后游離油S1-1含量介于2.01～2.85 mg/g,平均為2.35 mg/g(n=6),其輕烴校正后游離油S1-1含量占總含油量的百分率介于20.26%～23.35%,平均為21.69%(n=6)?？傆坞x油量介于5.45～12.24 mg/g,平均為8.60 mg/g(n=11),總游離油含量占總含油量的百分率介于62.74%～71.66%,平均為66.49 %(n=11)。其中3 375.00～3 383.39m深度段層狀(或紋層狀)泥質灰?guī)r總游離油量介于5.45～12.24 mg/g,平均為10.08 mg/g(n=5),其總游離油量占總含油量的百分率介于62.74%～66.38%,平均為65.02%(n=5)；3 410.00～3 417.42 m深度段層狀(或紋層狀)泥質灰?guī)r總游離油量介于6.10～9.14 mg/g,平均為7.39 mg/g(n=6),其總游離油量占總含油量的百分率介于64.96%～71.66%,平均為67.72%(n=6)。束縛油S2-1含量介于2.76～7.27 mg/g,平均為4.41 mg/g(n=11),束縛油S2-1含量占總含油量的百分率介于28.34%～37.26%,平均為33.51 %(n=11)。其中3 375.00～3 383.39 m深度段層狀(或紋層狀)泥質灰?guī)r束縛油S2-1含量介于2.76～7.27 mg/g,平均為5.49 mg/g(n=5),其束縛油S2-1含量占總含油量的百分率介于33.62%～37.26%,平均為34.98%(n=5)；3 410.00～3 417.42 m深度段層狀(或紋層狀)泥質灰?guī)r束縛油S2-1含量介于2.76～4.93 mg/g,平均為3.52 mg/g(n=6),其束縛油S2-1含量占總含油量的百分率介于28.34%～35.04%,平均為32.28%(n=6)。

圖6為L69井沙三下亞段3個采樣分析段和XYS9井沙三下亞段2個采樣分析段總含油量均值與不同賦存形式油含量均值對比結果。顯然,L69井2 994.10～3 010.90 m井段富有機質層狀泥質灰?guī)r、灰質泥巖段與XYS9井3 375.00～3 383.39 m井段深度段層狀(或紋層狀)泥質灰?guī)r的總含油量均值近于相等,分別為15.68 mg/g和15.57 mg/g；L69井3 040.35～3 072.10 m井段富有機質紋層狀泥質灰?guī)r與XYS9井3 410.00～3 417.42 m井段層狀(或紋層狀)泥質灰?guī)r的總含油量均值基本相當,分別為10.16 mg/g和10.88 mg/g；L69井3 116.90～3 130.8 m井段含有機質紋層狀泥質灰?guī)r的總含油量均值相對最低,為5.70 mg/g。L69井2 994.10～3 010.9 m井段富有機質層狀泥質灰?guī)r、灰質泥巖段總游離油含量均值與XYS9井3 410.00～3 417.42 m井段層狀(或紋層狀)泥質灰?guī)r的總游離油含量均值基本相當,分別為7.73 mg/g和7.39 mg/g,但明顯低于XYS9井3 375.00～3 383.39 m層狀(或紋層狀)泥質灰?guī)r的總游離油含量均值10.08 mg/g；L69井3 040.35～3 072.10 m富有機質紋層狀泥質灰?guī)r和3 116.90～3 130.8 m含有機質紋層狀泥質灰?guī)r的總游離油含量均值近于相等并且相對較低,分別為3.27 mg/g和3.42 mg/g。L69井2 994.10～3 010.9 m富有機質層狀泥質灰?guī)r、灰質泥巖段輕烴校正后游離油S1-1含量均值與XYS9井3 410.00～3 417.42 m井段層狀(或紋層狀)泥質灰?guī)r的輕烴校正后游離油S1-1含量均值基本相當,分別為2.69 mg/g和2.35 mg/g,但明顯低于XYS9井3 375.00～3 383.39 m井段層狀(或紋層狀)泥質灰?guī)r的輕烴校正后游離油S1-1含量均值3.43 mg/g；L69井3 040.35～3 072.10 m井段富有機質紋層狀泥質灰?guī)r和3 116.90～3 130.8 m井段含有機質紋層狀泥質灰?guī)r的輕烴校正后游離油S1-1含量均值相近并且相對較低,分別為1.15 mg/g和1.01 mg/g。同樣,L69井2 994.10～3 010.90 m井段富有機質層狀泥質灰?guī)r、灰質泥巖段游離油S1-2含量均值與XYS9井3 410.00～3 417.42 m井段層狀(或紋層狀)泥質灰?guī)r的游離油S1-2含量均值近于相等,分別為5.04 mg/g和5.01 mg/g,但明顯低于XYS9井3 375.00～3 383.39 m井段深度段層狀(或紋層狀)泥質灰?guī)r的游離油S1-2含量均值6.65 mg/g；L69井3 040.35～3 072.10 m井段富有機質紋層狀泥質灰?guī)r和3 116.90～3 130.80 m井段含有機質紋層狀泥質灰?guī)r的游離油S1-2含量均值近于相等并且相對較低,分別為2.12 mg/g和2.41 mg/g。束縛油S2-1含量均值則以L69井2 994.10～3 010.90 m井段深度段富有機質層狀泥質灰?guī)r、灰質泥巖段最高,為7.95 mg/g；L69井3 040.35～3 072.10 m井段深度段富有機質紋層狀泥質灰?guī)r段束縛油S2-1含量均值次之,為6.90 mg/g；XYS9井3 375.00～3 383.39 m井段深度段層狀(或紋層狀)泥質灰?guī)r束縛油S2-1含量均值居第三,為5.49 mg/g；XYS9井3 410.00～3 417.42 m井段深度段層狀(或紋層狀)泥質灰?guī)r和L69井3 116.90～3 130.8 m井段深度段含有機質紋層狀泥質灰?guī)r的束縛油S2-1含量均值均相對較低,分別3.52 mg/g和2.48 mg/g。

4 L69井取心段頁巖油勘探有利層段探討

泥頁巖層系滯留油含量是決定頁巖層系是否具備頁巖油勘探潛力的物質基礎,但Steve Larter等研究指出,烴源巖中賦存于干酪根中的滯留油其運移方式主要靠擴散作用而不是經典的達西滲流作用。因此,不考慮能量補充和化學改質的人工水力壓裂作用對烴源巖中賦存于干酪根內的滯留油的生產能力影響很小[注]Larter S,Huang H,Bennett B.What don’t we know about self sourced oil reservoirs:challenges and potential solution[R].Calgary:Society of Petroleum Engineers,2012.。沾化凹陷L69井沙三下亞段取心段典型層段樣品的束縛油S2-1含量與TOC含量之間呈現(xiàn)顯著正相關關系,并且當TOC含量為零時,束縛油S2-1含量僅為0.18 mg/g(圖7)。這說明無機礦物對油的吸附能力很低,束縛油S2-1主要以吸附-互溶態(tài)賦存于干酪根中,與張林曄等[27]的實驗研究結果相吻合。這意味著滯留于泥頁巖層系內的束縛油S2-1僅通過壓裂改造也是難以有效動用的。因此,評價泥頁巖層系是否具有頁巖油勘探潛力,其游離油尤其是輕烴校正后游離油S1-1含量是關鍵因素。實際上,目前國外取得商業(yè)開發(fā)的頁巖油均為油質很輕的輕質油甚至凝析油,即使在Williston盆地Bakken組混合型頁巖油系統(tǒng)中,真正可動用的油(可有效采出的油)主要為碳數低于15的輕烴部分[28],除非泥頁巖層系裂縫系統(tǒng)異常發(fā)育。同時,具頁巖油勘探潛力層段其油飽和指數(OSI=S1×100/TOC)均大于100[24]。

微裂縫不僅是頁巖層系內游離油的主要賦存空間,同時也利于頁巖油的可流動性與有效開發(fā)。L69井3個研究層段和XYS9井2個研究層段微裂縫均發(fā)育,尤其XYS9井可識別出構造裂縫15條,線密度約為1.4條/m[29-30],這是XYS9井沙三下亞段在未壓裂改造情況下也能獲高產頁巖油流的重要因素。同時,異常高壓有利于提高頁巖油的驅動力,L69井3個研究層段和XYS9井2個研究層段處于異常壓力發(fā)育深度段[31-32],其中L69井在埋深3 040～3 066 m試油段實測壓力為54.45 MPa,壓力系數為1.82。新義深9井在埋深3 355～3 430 m試油段實測壓力為60.02 MPa,壓力系數為1.79[3]。此外,脆性礦物(硅質礦物和碳酸鹽巖礦物)含量高容易產生天然裂縫和誘導裂縫,有利于頁巖油開采,優(yōu)質頁巖儲層的脆性礦物含量要大于50%,而粘土礦物含量則低于40%[33]。L69井和XYS9井沙三下亞段研究層段脆性礦物含量均值均在70%以上,而粘土礦物含量均值則低于25%[10],顯然,沙三下亞段泥頁巖層系具有良好的可壓裂改造性。因此,從微裂縫發(fā)育程度、地層壓力及可壓裂改造性角度而言,L69井沙三下亞段3個剖析層段均屬頁巖油勘探的有利層段。但是,從前面的分析可見,相對XYS9井獲得頁巖油產量的沙三下亞段而言,L69井2 994.10～3 010.9 m深度段富有機質層狀泥質灰?guī)r、灰質泥巖段,其游離油總量尤其是輕烴校正后游離油S1-1含量較之基本相近或相等,并且油飽和指數(OSI)均在100 mg/g以上,平均達184 mg/g(n=20),具備頁巖油高產的良好物質基礎。同時,盡管該層段的埋藏深度相對最淺,熱成熟度相對最低(Ro=0.78%),但抽提物生物標志物成熟度參數相對更深層段樣品的結果存在倒轉現(xiàn)象,顯示高成熟特征,表明該層段存在運移油的貢獻[34][注]黎茂穩(wěn),李志明,蔣啟貴,等.東部斷陷盆地烴源層可動油定量評價方法[R].北京:中國石化石油勘探開發(fā)研究院：2014,1-93.,與該層段總游離油/總含油量的占比百分率反而比下部層段更高相吻合(圖5),更有利于頁巖油的開發(fā)。而L69井3 040.35～3 072.10 m井段富有機質紋層狀泥質灰?guī)r段,其游離油總量和輕烴校正后游離油S1-1含量較之低2.0至3.0倍左右,并且油飽和指數(OSI)普遍小于75 mg/g,平均僅為67 mg/g(n=25),不具有頁巖油勘探開發(fā)的潛力,這應是在該層段內試油未能獲得工業(yè)頁巖油油流的根本原因。L69井3 116.90～3 126.70 m井段含有機質紋層狀泥質灰?guī)r段,雖其油飽和指數均在100 mg/g以上,平均達204 mg/g(n=8),但游離油總量和輕烴校正后游離油S1-1含量較之低2.3至3.6倍左右。因此,該層段頁巖油勘探開發(fā)潛力會顯著降低。綜上分析,L69井2 994.10～3 010.90 m井段富有機質層狀泥質灰?guī)r、灰質泥巖段應為頁巖油勘探有利層段。

圖7 沾化凹陷L69井沙三下亞段取心段束縛油S2-1與TOC關系圖解Fig.7 Diagram showing the relationship of irreducible oil S2-1 and TOC for the cored interval of the Es3L from Well L69 in Zhanhua Sag,Jiyang Depression,Bohai Bay Basin

5 結論

1) L69井3 040.35～3 072.10 m井段富有機質紋層狀泥質灰?guī)r段,其游離油總量和輕烴校正后游離油S1-1含量較獲高產頁巖油油流的XYS9井沙三下亞段低2.0～3.0倍左右,并且輕烴校正后的油飽和指數(OSI)普遍小于75 mg/g,平均僅為67 mg/g(n=25),不具有頁巖油勘探開發(fā)的潛力。游離油總量尤其輕烴校正后游離油S1-1含量不足應是在該層段內試油未能獲得工業(yè)頁巖油油流的根本原因。

2) L69井2 994.10～3 010.90 m井段富有機質層狀泥質灰?guī)r、灰質泥巖段,其游離油總量尤其是輕烴校正后游離油S1-1含量較獲高產頁巖油油流的XYS9井沙三下亞段基本相近或相等,并且油飽和指數均在100 mg/g以上,平均達184 mg/g(n=20),具備頁巖油高產的良好物質基礎。同時,微裂縫發(fā)育、具異常高壓、脆性礦物含量高,并且存在運移油的貢獻,更有利于頁巖油的開發(fā)。3 116.90～3 126.70 m井段含有機質紋層狀泥質灰?guī)r段,雖其油飽和指數均在100 mg/g以上,平均達204 mg/g(n=8),但游離油總量和輕烴校正后游離油S1-1含量較低,頁巖油勘探開發(fā)潛力有限。因此,L69井埋深2 994.10～3 010.90 m層段應為頁巖油勘探的有利層段。