遼西雷家地區(qū)沙四段中-低熟烴源巖排烴效率與致密油-頁(yè)巖油勘探前景

王 媛,汪少勇,李建忠,張義杰

(中國(guó)石油 勘探開(kāi)發(fā)研究院,北京 100083)

隨著全球油氣勘探領(lǐng)域逐漸由高孔、高滲常規(guī)儲(chǔ)層向低孔、低滲致密儲(chǔ)層轉(zhuǎn)變,致密油氣、頁(yè)巖油氣成為當(dāng)前勘探熱點(diǎn)[1-5]。與常規(guī)油氣在物性較好的儲(chǔ)層中局部富集不同,致密油氣、頁(yè)巖油氣主要聚集在優(yōu)質(zhì)烴源巖附近或內(nèi)部,資源潛力受到優(yōu)質(zhì)烴源巖生烴潛力、排烴效率的重要影響。優(yōu)質(zhì)烴源巖指處于生油氣高峰期、有機(jī)質(zhì)豐度高、母質(zhì)類型好、生烴潛力大的烴源巖,巖石類型以富有機(jī)質(zhì)泥、頁(yè)巖為主,是油氣生成的主力[6-8]。目前對(duì)中-低熟頁(yè)巖能否成為優(yōu)質(zhì)烴源巖、其控制范圍內(nèi)頁(yè)巖油資源潛力如何研究較少。

渤海灣盆地被多個(gè)小斷陷分割,各斷陷內(nèi)古近系湖相泥、頁(yè)巖分布廣泛,具備頁(yè)巖油氣生成潛力[9-12]。然而,部分頁(yè)巖層系雖然有機(jī)質(zhì)豐度高、厚度大,但埋藏較淺,熱演化程度較低[13-15]。例如,渤海灣盆地遼河西部凹陷雷家地區(qū)沙四段泥、頁(yè)巖厚度大,有機(jī)質(zhì)類型好,實(shí)測(cè)鏡質(zhì)體反射率(Ro)在0.3%～0.7%,整體處于中-低熟階段。本次通過(guò)烴源巖地化數(shù)據(jù)、鑄體薄片及掃描電鏡分析結(jié)果,確定了雷家地區(qū)烴源巖的生烴潛力及儲(chǔ)集性能。采用有機(jī)碳含量(TOC)測(cè)井定量評(píng)價(jià)方法(ΔlgR法),估算了雷家地區(qū)沙四段66口井的TOC值,明確了高豐度(TOC>4%)優(yōu)質(zhì)烴源巖的縱橫向展布特征。通過(guò)生烴模擬實(shí)驗(yàn),確定了低熟烴源巖的排烴效率。根據(jù)定量估算的烴源巖生、排烴量,分析了雷家地區(qū)沙四段致密油、頁(yè)巖油氣勘探潛力,研究結(jié)果可為評(píng)價(jià)斷陷湖盆中-低熟優(yōu)質(zhì)烴源巖控制范圍內(nèi)的非常規(guī)油氣潛力提供借鑒。

1 研究區(qū)地質(zhì)背景

雷家地區(qū)位于遼寧省盤(pán)錦市以北,遼河坳陷西部凹陷中北部,緊鄰陳家洼陷,面積約300 km2,依次發(fā)育新生界新近系館陶組和古近系東營(yíng)組、沙河街組一段(沙一段)、沙二段、沙三段、沙四段、房身泡組、中-上元古界及太古界(圖1)。沙四段沉積時(shí)期,受臺(tái)安斷層及高升隆起的共同控制,雷家地區(qū)構(gòu)造呈西高東低的箕狀凹陷,地形北高南低。沙四段杜家臺(tái)油層、高升油層為雷家地區(qū)頁(yè)巖油主力產(chǎn)層[14]。其中,杜家臺(tái)油層自上而下又分為三個(gè)亞段,杜一亞段為深灰色泥巖、褐灰色油頁(yè)巖和云質(zhì)泥巖；杜二亞段為泥質(zhì)云巖和泥巖薄互層；杜3亞段為含泥方沸石質(zhì)云巖、云質(zhì)方沸石巖和含云方沸石質(zhì)泥巖。高升油層上部為泥巖夾泥質(zhì)白云巖,底部為粒屑云巖,主要分布在西斜坡的高部位和高升主體部位。

2 頁(yè)巖油成藏條件

2.1 巖性特征

遼河西部凹陷沙四段沉積時(shí)期為咸化湖盆閉塞湖灣環(huán)境,斷陷湖盆面積小,沉積分異不明顯。白云石和方沸石等化學(xué)成因礦物、石英和長(zhǎng)石等碎屑礦物與粘土礦物及有機(jī)質(zhì)混積,形成泥質(zhì)白云巖,云質(zhì)、方沸石質(zhì)泥巖或頁(yè)巖,含砂或砂質(zhì)泥巖等多種巖性,或形成以白云石、方沸石為主要礦物的白云巖和方沸石巖。X-衍射全巖分析表明,沙四段各類巖石中普遍發(fā)育粘土礦物、長(zhǎng)石-硅質(zhì)碎屑、方解石、白云石、菱鐵礦等碳酸鹽礦物以及自生方沸石等多種礦物組分。其中,粘土礦物(18%～50%)、長(zhǎng)石-石英質(zhì)碎屑(10%～38%)、白云石(6%～61%)和方沸石(6%～14%)為主要礦物成分,方沸石主要集中在杜三亞段(圖2a)。沙四段泥/頁(yè)巖、白云巖、方沸石巖既具有儲(chǔ)集能力,也具有生烴能力。對(duì)于泥/頁(yè)巖類,隨著粘土礦物和有機(jī)質(zhì)含量增加,儲(chǔ)層孔隙度逐漸變低,生烴能力逐漸變好；對(duì)于白云巖和方沸石巖類,隨著粘土礦物和有機(jī)質(zhì)含量減少,儲(chǔ)層孔隙度逐漸增高,生烴能力逐漸變差(圖2b)。

2.2 地球化學(xué)特征

得益于閉塞湖灣形成的咸化環(huán)境,沙四段不同巖性有機(jī)質(zhì)含量高,這與中國(guó)其他地區(qū)咸化水體形成的高有機(jī)質(zhì)豐度烴源巖類似[8,15]。不同巖性地化分析結(jié)果表明,含泥質(zhì)的各類巖石,其TOC普遍在1%以上,含云/含灰頁(yè)巖、油頁(yè)巖TOC最高,介于3%～8%,平均為5%(圖3a)。未熟-低熟烴源巖(Ro<0.4%)游離烴含量(S1)在0.13～10.82 mg/g,熱解烴含量(S2)在3.93～61.53 mg/g,最大生烴潛量(S1+S2)可達(dá)65 mg/g,平均為35 mg/g(圖3a)。隨著白云石、碎屑礦物含量的增加,巖性過(guò)渡為含云/含砂泥巖,TOC隨之降低。TOC最低的為泥質(zhì)云巖和位于西部斜坡附近的淺色泥頁(yè)巖,其平均值在1%左右,生烴潛量在10 mg/g以下。雷家地區(qū)沙四段烴源巖TOC與生烴潛量線性相關(guān)性明顯,相關(guān)系數(shù)為0.81(圖3b)。此外,沙四段不同巖性熱解峰溫值(Tmax)在420～460 ℃,說(shuō)明烴源巖處于低熟-成熟階段。含云質(zhì)/含灰頁(yè)巖主要富含Ⅰ-Ⅱ1型干酪根,氫指數(shù)(HI)介于600～800 mg/g,其他類型烴源巖氫指數(shù)介于300～700 mg/g。

雷家地區(qū)沙四段目前埋深在1 500～3 600 m,從西部斜坡向湖盆中心部位埋深逐漸增大。根據(jù)實(shí)測(cè)烴源巖的Ro值,雷家地區(qū)Ro在0.3%～0.7%范圍內(nèi)。西部斜坡到陳家洼陷外圍的大部分地區(qū)Ro在0.6%以下,烴源巖以生成低熟油為主。陳家洼陷內(nèi)部,烴源巖分布總面積約50 km2,Ro普遍在0.6%以上,Ro值0.6%與埋深2 700 m大致對(duì)應(yīng),陳家洼陷內(nèi)部推測(cè)最大埋深可達(dá)3 600 m,估算Ro為1%。

圖2 遼西凹陷雷家地區(qū)沙四段烴源巖礦物組成(a)及生烴潛量、儲(chǔ)集物性(b)示意圖Fig.2 Mineral composition of source rocks(a) and diagrammatic sketch of their hydrocarbon-generating potential and porosities(b)in Es4 in Leijia area,West Depression of Liaohe Basin

圖3 遼西凹陷雷家地區(qū)不同巖性烴源巖地化特征(a)及L36井烴源巖TOC與生烴潛量關(guān)系(b)Fig.3 Geochemical characteristics of different kinds of source rocks(a) and the correlation between TOC and hydrocarbon generating potential of sources rocks from Well L36(b) in Leijia area,West Depression of Liaohe Basin

2.3 儲(chǔ)集空間類型

由于雷家地區(qū)沙四段烴源巖礦物成分復(fù)雜,其孔隙類型多樣。顯微鏡下泥巖、頁(yè)巖紋層結(jié)構(gòu)明顯,紋層厚度2～4 μm,多為季節(jié)性亮、暗相間紋層,局部有機(jī)質(zhì)殘?bào)w發(fā)育。鏡下薄片可見(jiàn)少量孔隙,但構(gòu)造縫和收縮縫發(fā)育,多呈網(wǎng)狀,縫寬1～4 μm,產(chǎn)狀與地層一致,常具滑脫性質(zhì)(圖4a—c)。掃描電鏡下,頁(yè)巖孔隙主要包括粘土礦物粒間孔、方沸石內(nèi)溶蝕孔等微孔隙(孔隙半徑大于1 μm)(圖4d—f),以及有機(jī)質(zhì)孔(孔隙半徑50～200 nm)、白云石內(nèi)部溶蝕孔(孔隙半徑6～10 nm)和黃鐵礦粒間孔(孔隙半徑6～10 nm)等納米孔(圖4g—i)。其中,有機(jī)質(zhì)孔不發(fā)育,可見(jiàn)少量有機(jī)質(zhì)溶孔,說(shuō)明烴源巖盡管低熟,但仍有烴類生成和排出(圖4g)；白云石內(nèi)部溶蝕納米孔,孔隙半徑細(xì)小,與周圍較大孔隙連通性差(圖4h)。

沙四段頁(yè)巖儲(chǔ)層中裂縫發(fā)育,掃描電鏡下可見(jiàn)許多裂縫被方解石、方沸石半充填-全充填,裂縫寬5～50 μm,充填后的殘余孔隙或殘余裂縫的寬度在1～4 μm(圖4d)。方沸石對(duì)頁(yè)巖儲(chǔ)層物性起雙重控制作用。一方面,方沸石充填溶蝕孔隙或裂縫,使儲(chǔ)層物性變差；另一方面,方沸石自身發(fā)育許多溶蝕孔,改善了儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能(圖4c)。

2.4 儲(chǔ)集性能

沙四段頁(yè)巖儲(chǔ)層發(fā)育裂縫-微孔-納米孔多重、多級(jí)孔喉系統(tǒng),具有一定的儲(chǔ)集油氣能力。實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)表明,頁(yè)巖儲(chǔ)層孔隙度主要介于2%～6%,滲透率處于0.01×10-3～100×10-3μm2,裂縫較為發(fā)育時(shí),儲(chǔ)層滲透率可達(dá)300×10-3μm2以上?？紫抖扰c滲透率呈正相關(guān)趨勢(shì),但相關(guān)系數(shù)較小(圖5)。頁(yè)巖儲(chǔ)層是介于白云巖儲(chǔ)層和砂巖儲(chǔ)層之間的過(guò)渡類型。白云石含量在40%以上時(shí)可過(guò)渡為白云巖,長(zhǎng)石-石英碎屑含量在40%以上時(shí)可過(guò)渡為砂巖。由于長(zhǎng)石-石英碎屑粒間孔較為發(fā)育,且孔隙半徑都在微米級(jí)以上,當(dāng)頁(yè)巖儲(chǔ)層中長(zhǎng)石-石英碎屑含量增加時(shí),頁(yè)巖儲(chǔ)集性能變好。粘土礦物之間的孔隙主要為粒間微孔、微縫,孔隙半徑多在5 μm以下,隨著粘土礦物含量的增加,頁(yè)巖儲(chǔ)層物性變差。

3 優(yōu)質(zhì)烴源巖分布

由于致密油、頁(yè)巖油氣分布受優(yōu)質(zhì)烴源巖分布范圍限定,如何劃分“優(yōu)質(zhì)”烴源巖是進(jìn)行烴源巖評(píng)價(jià)的首要問(wèn)題。許多學(xué)者根據(jù)烴源巖TOC與揮發(fā)烴(S1)、氯仿瀝青“A”含量的相關(guān)性分析,制定了不同的致密油、頁(yè)巖油氣烴源巖分級(jí)評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)[3,5,16-18]。一般認(rèn)為,烴源巖TOC含量較低時(shí),其生成的烴類只能滿足自身吸附,難以向外供烴。烴源巖生成的烴類在滿足自身吸附后,還能大量向外排出時(shí)對(duì)應(yīng)的TOC下限為優(yōu)質(zhì)烴源巖的豐度下限[16,19-20]。根據(jù)沙四段烴源巖TOC與泥頁(yè)巖巖樣中氯仿瀝青“A”含量的相關(guān)關(guān)系,TOC從2%增大到4%時(shí),氯仿瀝青“A”含量快速增加,TOC達(dá)到4%以后,氯仿瀝青“A”含量增速放緩。說(shuō)明TOC為4%時(shí)是泥、頁(yè)巖儲(chǔ)層中烴類吸附與排出的重要界線[21]。此外,盧雙舫等認(rèn)為,頁(yè)巖油氣富集的原始TOC下限值是4%[16]。由于雷家地區(qū)沙四段烴源巖成熟度低,可將現(xiàn)今TOC近似作為原始TOC值。綜合以上因素,本文將雷家地區(qū)TOC大于4%的低熟烴源巖定為優(yōu)質(zhì)烴源巖,明確優(yōu)質(zhì)烴源巖在地層格架中的空間展布特征,對(duì)雷家地區(qū)頁(yè)巖油勘探突破具有重大指向意義。

圖4 遼西凹陷雷家地區(qū)沙四段頁(yè)巖儲(chǔ)層孔隙類型及大小Fig.4 Pore types and sizes of shale reservoirs in Es4 of Leijia area,West Depression of Liaohe Basina.L29-15井,埋深2 546 m,砂質(zhì)泥巖,網(wǎng)狀構(gòu)造縫,裂縫寬度0.1～1 mm；b.L93井,埋深2 875 m,云質(zhì)泥巖,構(gòu)造縫,裂縫寬度10～20 μm；c.L36井,埋深2 687 m,云質(zhì)泥巖,順層縫,裂縫寬度5～10 μm；d.L57井,埋深2 344.4 m,含云含砂泥巖,碳酸鹽巖充填裂縫；e.L57井,埋深2 347 m,含方沸石泥巖,方沸石內(nèi)部溶孔發(fā)育,孔隙半徑1～4 μm；f.L29-15井,埋深2 646.4 m,泥巖,伊利石粘土發(fā)育,微孔縫寬度0.1～1 μm；g.L93井,埋深2 874 m,云質(zhì)泥巖,有機(jī)質(zhì)中見(jiàn)溶蝕孔,孔隙半徑50～200 nm；h.L93井,埋深2 874 m,云質(zhì)泥巖,白云石內(nèi)部發(fā)育納米級(jí)溶蝕孔,孔隙半徑6～10 nm； i.L29-15井,埋深2 586.6 m,云質(zhì)泥巖,黃鐵礦粒間孔,孔隙半徑4～10 nm

3.1 TOC計(jì)算方法

對(duì)于低熟烴源巖,聲波時(shí)差測(cè)井和電阻率測(cè)井曲線與烴源巖TOC值之間具有較好的相關(guān)性[22]。Passey(1990)根據(jù)這一理論,建立了經(jīng)典的ΔlgR法,該方法在烴源巖評(píng)價(jià)中得到了廣泛的應(yīng)用[11,19,23-25]。本次研究采用ΔlgR法,解釋了雷家地區(qū)66口井沙四段的TOC值,統(tǒng)計(jì)了不同井點(diǎn)的優(yōu)質(zhì)烴源巖厚度,井點(diǎn)的TOC值由整段井的TOC加權(quán)平均值確定。

由于沙四段烴源巖巖性復(fù)雜,礦物成分多樣,采用ΔlgR法時(shí),不采用單一公式擬合TOC與ΔlgR之間的關(guān)系,而是充分考慮烴源巖平面分布的非均質(zhì)性,選取位于深湖相(S168井)、半深湖相(L84井)、淺湖相(G8井)的3口不同標(biāo)準(zhǔn)井,分別擬合得到各井所在典型相帶的TOC公式(表1)。

圖5 遼西凹陷雷家地區(qū)沙四段頁(yè)巖儲(chǔ)層儲(chǔ)集物性Fig.5 Porosity and permeability of shale reservoirs in Es4 of Leijia area,West Depression of Liaohe Basin

表1 遼西凹陷雷家地區(qū)沙四段不同相帶測(cè)井計(jì)算TOC公式Table 1 Calculation formula of ΔlgR for different sedimentary facies in Es4 of Leijia area,West Depression of Liaohe Basin

這3種不同公式估算的TOC大小與實(shí)測(cè)TOC值擬合較好(圖6)。根據(jù)實(shí)測(cè)結(jié)果，淺湖相帶的優(yōu)質(zhì)烴源巖主要分布在高升油層,厚度50 m；半深湖相帶的優(yōu)質(zhì)烴源巖主要分布在高升油層和杜二亞段,優(yōu)質(zhì)烴源巖厚度分別為60 m和100 m；深湖相帶的優(yōu)質(zhì)烴源巖主要分布在高升油層和杜一亞段—杜三亞段上部,優(yōu)質(zhì)烴源巖累積厚度分別為110 m和120 m。

圖6 遼西凹陷雷家地區(qū)沙四段不同沉積相典型井實(shí)測(cè)TOC數(shù)據(jù)與ΔlgR計(jì)算數(shù)據(jù)比較Fig.6 Comparison between measured TOC data and calculated ΔlgR data of different typical sedimentary facies in Es4 of Leijia area,West Depression of Liaohe Basin

3.2 烴源巖分布特征

平面上,雷家地區(qū)沙四段烴源巖TOC主要在2%～8%,從西斜坡向陳家洼陷中心逐漸增大(圖7a,c)。杜家臺(tái)油層與高升油層烴源巖TOC具有相同的分布趨勢(shì),TOC高值區(qū)均在陳家洼陷附近,二者優(yōu)質(zhì)烴源巖的分布面積分別為120和140 km2。杜家臺(tái)油層優(yōu)質(zhì)烴源巖累積厚度最大可達(dá)270 m(圖7b),是高升油層優(yōu)質(zhì)烴源巖累積厚度的兩倍,杜家臺(tái)油層累積厚度與TOC分布具有較好的一致性,累積厚度大于20 m的優(yōu)質(zhì)烴源巖分布面積為260 km2。高升油層優(yōu)質(zhì)烴源巖累積厚度分布不均勻,具有3個(gè)次級(jí)累積厚度高值區(qū),其中,累積厚度大于20 m的優(yōu)質(zhì)烴源巖分布面積為180 km2(圖7d)。

縱向上,優(yōu)質(zhì)烴源巖主要分布在高升油層和杜二亞段。高升油層優(yōu)質(zhì)烴源巖在陳家洼陷地區(qū)分布穩(wěn)定,平均厚度90 m,局部厚度減薄。杜二亞段優(yōu)質(zhì)烴源巖在S169井以南地區(qū)尖滅,S169井以北地區(qū)分布穩(wěn)定,厚度100 m,向高升隆起方向逐漸減薄(圖8)。

4 低熟烴源巖排烴效率

致密油、頁(yè)巖油氣以近源聚集為主,除優(yōu)質(zhì)烴源巖分布規(guī)律外,烴源巖排烴效率的研究對(duì)致密油、頁(yè)巖油氣資源潛力分析也至關(guān)重要。排烴是指油氣從低滲透烴源巖向相對(duì)高滲透儲(chǔ)集層中排驅(qū)的過(guò)程[19,26]。陳建平等總結(jié)了不同學(xué)者對(duì)排烴效率的認(rèn)識(shí)和看法,并在大量樣品分析的基礎(chǔ)上,建立了湖相烴源巖在地質(zhì)條件下的生、排烴模式[19]。一般認(rèn)為,隨著烴源巖熱演化程度增高,烴源巖排烴效率逐漸增大[19]。然而,目前對(duì)低熟烴源巖的排烴效率研究較少,忽視了斷陷湖盆低熟烴源巖的資源潛力。

圖8 遼西凹陷雷家地區(qū)沙四段優(yōu)質(zhì)烴源巖縱向分布及源-儲(chǔ)配置關(guān)系Fig.8 Vertical distribution of quality source rocks and source-reservoir configuration in Es4 in Leijia area,West Depression of Liaohe Basin

4.1 研究樣品與分析方法

本文選取研究區(qū)半深湖相L36井烴源巖樣品進(jìn)行排烴效率實(shí)驗(yàn),L36井沙四段具整段含油特征,烴源巖成熟度較低。取樣深度2 687 m(層位為杜三亞段),樣品巖性為紋層狀云質(zhì)頁(yè)巖,實(shí)測(cè)TOC為8.58%,Ro為0.32%,S1為0.81 mg/g,S2為46.37 mg/g。采用金管封閉體系中巖石排烴效率模擬裝置進(jìn)行實(shí)驗(yàn),為避免模擬實(shí)驗(yàn)條件與烴源巖地下實(shí)際條件差別大的矛盾,根據(jù)巖石熱解分析結(jié)果,采用生烴潛力法計(jì)算排烴效率,同時(shí),也將本次實(shí)驗(yàn)結(jié)果與文獻(xiàn)中已有的地層孔隙熱壓生排烴模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果對(duì)比分析,驗(yàn)證模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果的可靠性。

研究中涉及的巖石熱解分析使用法國(guó)Vinei Technologies生產(chǎn)的Rock-Eval 6型巖石熱解儀完成,排烴效率模擬實(shí)驗(yàn)采用基于巖石樣品的生烴動(dòng)力學(xué)高壓熱模擬實(shí)驗(yàn)裝置(專利公開(kāi)號(hào)CN101149363)完成。使用的分析測(cè)試方法均按照GB/T 19145—2003,GB/T 215—2003和SY/T 5118—2005等國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)或行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行。

4.2 金管封閉體系排烴效率模擬實(shí)驗(yàn)

實(shí)驗(yàn)中將烴源巖樣品粉碎至80目,使用200目的石英砂作致密儲(chǔ)層,將烴源巖和儲(chǔ)層在氬氣保護(hù)下封閉在同一根金管中,中間用硅酸鹽隔離層隔開(kāi),在金管外部施加指定壓力,壓力隨著Ro的增高逐步變化。烴源巖生烴后,可以穿過(guò)隔離層向儲(chǔ)層運(yùn)移。該方法在實(shí)驗(yàn)條件下,能準(zhǔn)確控制溫度壓力變化,可以較為真實(shí)地模擬地質(zhì)條件(圖9)。

圖9 排烴效率實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)及工作原理Fig.9 Experimental system and working flow of hydrocarbon expulsion

實(shí)驗(yàn)所使用的金管外徑為6 mm,內(nèi)徑為5.5 mm,長(zhǎng)度為60 mm。為確保沒(méi)有空氣殘留,樣品封裝及處理在氬氣室中進(jìn)行,用氬弧焊焊封金管。金管放置于高壓釜中,通過(guò)高壓泵對(duì)高壓釜充水,高壓水使金管產(chǎn)生柔性變形,從而對(duì)樣品施加壓力。含有樣品的金管在加熱結(jié)束后,取出高壓釜。金管放入真空系統(tǒng),釋放氣體。真空系統(tǒng)與GC7890氣相色譜在線連接,采用真空采樣環(huán)進(jìn)樣,可完成C1—C5烴類氣體和CO,CO2,H2,N2和O2的分析。

在氣體分析完成后,用液氮冷凍與真空玻璃管連接的樣品瓶來(lái)收集擴(kuò)散到真空系統(tǒng)中的C6-10輕烴,取下樣品瓶后,迅速放入二氯甲烷溶劑,然后把金管從真空系統(tǒng)中取出,在硅酸鹽纖維隔離層的位置剪開(kāi)金管,其中含有硅酸鹽纖維和石英砂的金管放入有二氯甲烷溶劑的樣品瓶(定名為排烴樣品瓶)；將生烴樣品從金管中取出放入另一個(gè)樣品瓶(定名為殘留烴樣品瓶),加入二氯甲烷溶劑。含有樣品的金管取出樣品后,空金管放入排烴樣品瓶。對(duì)樣品瓶中的溶液加入氘代正構(gòu)C24作為內(nèi)標(biāo),用安捷倫7 890 N氣相色譜進(jìn)行C6—C14的輕烴分析。色譜分析完成后,萃取C14+的重?zé)N部分,用稱重法定量。

4.3 排烴效率模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果

實(shí)驗(yàn)所得數(shù)據(jù)如下表所示(表2),實(shí)驗(yàn)采用的升溫速率為1.5 ℃/h,壓力為50 MPa。烴類產(chǎn)量的單位都是mg/g。根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果,Ro在0.4%～0.8%時(shí),生成的氣量很少,生油量從5 mg/g增加到35 mg/g。Ro在0.8%之后,生成的氣量增加,生油量開(kāi)始減少(圖10a)。根據(jù)總生烴量和總排烴量計(jì)算的排烴效率值在12%～44%。在雷家地區(qū)沙四段當(dāng)前的熱演化程度下(Ro為0.3%～0.7%),烴源巖的排烴效率只有12%～17%。Ro從0.7%增加到0.9%時(shí),排烴效率增加很快,從17%增加到41.8%(圖10b)。由此可見(jiàn),成熟度對(duì)低熟烴源巖的排烴效率影響巨大。

4.4 實(shí)驗(yàn)結(jié)果可靠性分析

除模擬實(shí)驗(yàn)法外,確定烴源巖排烴效率的方法還包括地質(zhì)剖面法、生烴動(dòng)力學(xué)法、基于物質(zhì)平衡的生烴潛力法等[27]。生烴潛力法是估算排烴效率的常用方法,其計(jì)算原理是:根據(jù)原始生烴潛量(S0)與殘余生烴潛量(S1+S2)計(jì)算排烴量,排烴量與S0的比值即為排烴效率,S0等于未熟-低熟烴源巖樣品的生烴潛量(S1+S2)[27-28]。

表2 遼西凹陷沙四段烴源巖排烴效率模擬實(shí)驗(yàn)參數(shù)Table 2 Experimental parameters for hydrocarbon expulsion efficiency simulation of source rocks in Es4 in Leijia area,West Depression of Liaohe Basin

圖10 遼西凹陷沙四段低熟源巖不同成熟度對(duì)應(yīng)的總生烴量(a)與排烴效率(b)Fig.10 Total hydrocarbon amounts(a) and hydrocarbon expulsion efficiency(b) of source rocks with various degrees of maturity in Es4 in Leijia area,West Depression of Liaohe Basin

根據(jù)上文提到的TOC與生烴潛量關(guān)系擬合結(jié)果,計(jì)算模擬實(shí)驗(yàn)樣品的S0為56.16 mg/g,其殘余生烴潛量為47.18 mg/g,由此計(jì)算的排烴效率為16%,高于模擬實(shí)驗(yàn)相似成熟度(Ro=0.41%)時(shí)的排烴效率值(12.5%)?？赡艿脑蛑皇窃摌悠返膶?shí)測(cè)Ro值較低,根據(jù)雷家地區(qū)區(qū)域地化分析結(jié)果,該深度樣品的對(duì)應(yīng)Ro應(yīng)該接近0.6%,模擬實(shí)驗(yàn)的排烴效率為14%,較計(jì)算結(jié)果低13%。

李志明等采用DK-Ⅱ型地層孔隙熱壓生排烴模擬實(shí)驗(yàn)儀對(duì)渤海灣盆地東濮凹陷衛(wèi)20井埋深2 290 m(沙三段)的鹽間灰色頁(yè)巖進(jìn)行生排烴模擬,樣品實(shí)測(cè)TOC為4.32%,Ro為0.62%,模擬成熟度在Ro為0.66%時(shí),排出的烴氣是0.74 mg/g,殘余油量為113.69 mg/g,生成的總油量為130.59 mg/g,總烴為131.33 mg/g,計(jì)算的排烴效率為13.4%[29]。該結(jié)果與本次實(shí)驗(yàn)?zāi)M結(jié)果(Ro為0.6%時(shí)排烴效率為14%)差別不大。

綜合認(rèn)為,本次模擬實(shí)驗(yàn)得到的低熟烴源巖排烴效率具有較高的可靠性。

5 致密油氣-頁(yè)巖油氣勘探潛力及有利勘探方向

5.1 勘探潛力

根據(jù)優(yōu)質(zhì)烴源巖的分布面積和累積厚度大小,結(jié)合Ro的平面及縱向分布,雷家地區(qū)沙四段成熟優(yōu)質(zhì)烴源巖主要集中在高升油層,低熟優(yōu)質(zhì)烴源巖主要集中在杜家臺(tái)油層。高升油層Ro大于0.6%的烴源巖分布面積約80 km2,優(yōu)質(zhì)烴源巖的平均累積厚度為150 m,生成成熟油1.24×108t,成熟油排出量為0.37×108t,滯留量為0.87×108t。高升油層排出的石油主要進(jìn)入杜三亞段儲(chǔ)層聚集成為致密油,而滯留烴則滯留在高升油層內(nèi)部,其中的可動(dòng)量為頁(yè)巖油資源量。根據(jù)雷家地區(qū)高升油層頁(yè)巖平均游離烴含量(0.93 mg/g)、頁(yè)巖平均密度(2.3 g/cm3)估算,高升油層中可動(dòng)頁(yè)巖油資源量為0.26×108t。

杜家臺(tái)油層烴源巖(Ro在0.3%～0.6%)分布面積約280 km2,平均累積厚度為250 m,生成低熟油0.82×108t,低熟油排出量0.08×108t,滯留量為0.74×108t,根據(jù)雷家地區(qū)杜家臺(tái)油層頁(yè)巖平均游離烴含量(0.41 mg/g)、頁(yè)巖平均密度(2.3 g/cm3)估算,杜家臺(tái)油層中可動(dòng)頁(yè)巖油資源量為0.66×108t。

致密油-頁(yè)巖油氣近源-源內(nèi)聚集的特點(diǎn)表明其具有較高的聚集效率。根據(jù)生排烴量估算結(jié)果,雷家地區(qū)280 km2的有利烴源巖分布面積內(nèi),總生油量為2.06×108t。杜家臺(tái)油層為致密油、頁(yè)巖油的主力層段,致密油資源量為0.45×108t,頁(yè)巖油資源量為0.66×108t。高升油層頁(yè)巖油的資源量為0.26×108t。

5.2 勘探方向

由于沉積湖盆小、水體咸化等原因,雷家地區(qū)沙四段各類巖性均具有一定的生烴潛力和儲(chǔ)集能力。因此,不能完全把頁(yè)巖儲(chǔ)層和致密儲(chǔ)層區(qū)分開(kāi)。根據(jù)優(yōu)質(zhì)烴源巖分析結(jié)果,陳家洼陷及其周圍地區(qū)為雷家地區(qū)致密油、頁(yè)巖油最有利勘探區(qū)。其中,高升油層烴源巖達(dá)到成熟階段,烴源巖厚度大、豐度高,且高升油層頁(yè)巖儲(chǔ)層、白云巖儲(chǔ)層和細(xì)粒砂巖儲(chǔ)層之間是逐漸過(guò)渡的,三者之前沒(méi)有明顯的界限,適合致密油、頁(yè)巖油整體開(kāi)發(fā)；杜家臺(tái)油層杜三段局部地區(qū)發(fā)育顆粒云巖灘微相的白云巖儲(chǔ)層發(fā)育,既可以儲(chǔ)集下部高升油層向上運(yùn)移的成熟油,又可以儲(chǔ)集杜家臺(tái)油層生成的低熟油,油源供給豐富,源儲(chǔ)配置條件優(yōu)越,為致密油有利勘探區(qū)。另外,由于雷家地區(qū)沙四段烴源巖熱演化程度低,頁(yè)巖氣資源潛力非常有限。

6 結(jié)論

1) 雷家地區(qū)沙四段由于多種礦物成分混積,形成的巖石既有儲(chǔ)集性能,又有一定的生烴潛力。其中,含云質(zhì)/含灰頁(yè)巖的有機(jī)碳含量最高,介于3%～8%,平均為5%,生烴潛量在10～50 mg/g,平均為35 mg/g,為最優(yōu)質(zhì)烴源巖。雷家地區(qū)沙四段頁(yè)巖儲(chǔ)層的主要儲(chǔ)集空間為構(gòu)造縫、收縮縫(縫寬1～4 μm),以及粘土礦物粒間孔、方沸石內(nèi)溶蝕孔等微孔隙(孔隙半徑大于1 μm)。

2) 雷家地區(qū)沙四段烴源巖TOC主要在2%～8%,杜家臺(tái)油層與高升油層優(yōu)質(zhì)烴源巖的分布面積分別為120和140 km2。縱向上,優(yōu)質(zhì)烴源巖主要分布在高升油層和杜二段。

3) 成熟度對(duì)低熟烴源巖的排烴效率影響很大,在雷家地區(qū)沙四段當(dāng)前熱演化程度下,烴源巖的排烴效率只有12%～17%。Ro從0.7%增加到0.9%時(shí),排烴效率增加很快,從17%增加到41.8%。根據(jù)優(yōu)質(zhì)烴源巖的分布面積和累積厚度大小,結(jié)合Ro及排烴效率,估算雷家地區(qū)總生油量可達(dá)2.06×108t,其中致密油為0.45×108t,頁(yè)巖油為0.92×108t。高升油層適合致密油、頁(yè)巖油整體開(kāi)發(fā)；杜三段則以白云巖類致密儲(chǔ)層為勘探重點(diǎn)。由于熱演化程度低,雷家地區(qū)沙四段頁(yè)巖氣資源潛力有限。