柴西北區(qū)新近系湖相細粒沉積巖油氣富集條件

張 旭，劉成林，郭澤清，桂和榮，田繼先，吳小平，洪唯宇，班東師，徐思淵，張 蔚，張智輝

(1.中國石油大學(北京) 地球科學學院，北京 102249; 2.宿州學院 國家煤礦水害防治工程技術(shù)研究中心，安徽 宿州 234000; 3.安徽省勘查技術(shù)院，安徽 合肥 230041; 4.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院，河北 廊坊 065007; 5.中國科學技術(shù)大學 地球和空間科學學院，安徽 合肥 230026)

國內(nèi)外對細粒沉積物一直有相關(guān)研究，但究其具體定義還比較模糊，一般是指巖石粒徑<62.5 μm的黏土、粉砂級沉積物，主要包括黏土礦物、粉砂、碳酸鹽、有機質(zhì)等[1-3]。隨著頁巖油氣、致密油氣等非常規(guī)油氣資源研究的迅速發(fā)展，中國學者針對細粒沉積巖油氣的研究也在不斷深入[4-10]。近年來，國內(nèi)研究多集中在泥頁巖的沉積演化、空間展布、生烴條件、儲層物性特征、含氣特征、吸附機理、成藏規(guī)律研究，并且在南方揚子地區(qū)古生代海相地層中已經(jīng)取得了頁巖氣勘探突破，在海陸過渡相泥頁巖中也逐步深入研究[10-16]。隨著勘探的不斷進行，中國陸相盆地泥頁巖熱成熟度相對海相泥頁巖而言較低，也表現(xiàn)出了良好的油氣資源潛力[17-21]。中國新生界咸化湖盆沉積研究認為具有高的初始生成率和良好的聚集、保存條件，烴源巖中的有機質(zhì)含量中等—較高、干酪根類型好和有機質(zhì)向烴轉(zhuǎn)化率高，有利于油氣生成，具有形成大型油田的條件[22]。朱德燕等[23]在濟陽坳陷新生界沙河街組研究時發(fā)現(xiàn)在咸水階段發(fā)育的紋層狀(層狀)泥質(zhì)灰?guī)r/灰質(zhì)泥巖具有生烴能力強、儲集性好、含油性高、可動性好的特征，是頁巖油氣富集的甜點巖性。張林曄等[24]在研究東營凹陷新生界沙河街組咸化湖相泥頁巖中發(fā)現(xiàn)：在生烴與溶蝕疊合作用下形成的豐富的有機質(zhì)-礦物混合體內(nèi)儲集空間對陸相頁巖油氣賦存具有重要意義。

柴達木盆地是中國典型的中新生代陸相盆地，目前所發(fā)現(xiàn)的油氣資源主要分布在柴北緣(侏羅系)、三湖坳陷(第四系)及柴西地區(qū)(古近系—新近系)[25-26]。柴西地區(qū)在古近紀—新近紀為咸化湖盆沉積，其烴源巖形成、生烴演化及油氣藏形成均與咸化湖盆的演化有著緊密聯(lián)系[27-29]。其新近紀沉積形成的細粒沉積巖獨具特點:咸化湖盆沉積、有機質(zhì)豐度不高、熱演化程度不高、有機質(zhì)轉(zhuǎn)換率較高[30-31]，而生烴轉(zhuǎn)化率較高的烴源巖是中國陸相致密油優(yōu)質(zhì)烴源巖發(fā)育的一種主要類型[32]。柴西地區(qū)新近系細粒沉積巖(泥頁巖、泥質(zhì)粉砂巖等)主要發(fā)育在柴西北區(qū)，厚度大，分布范圍廣，具有較好的非常規(guī)油氣資源潛力[33-35]。然而，由于巖石致密、粒度小及油氣理論認識等因素的限制，在前人研究中多將細粒沉積巖作為常規(guī)油氣藏的烴源巖或蓋層來單獨研究，針對細粒沉積巖中賦存的非常規(guī)油氣資源勘探程度較低，缺乏系統(tǒng)性研究。隨著非常規(guī)油氣地質(zhì)理論的不斷深入，在研究區(qū)的南翼山、開特米里克、油泉子、小梁山等多個油氣田和含油氣構(gòu)造不斷被發(fā)現(xiàn)之后[35-36]，柴西北區(qū)作為柴達木盆地油氣資源的重要接替區(qū)，對研究區(qū)細粒沉積巖的油氣地質(zhì)條件研究越來越受關(guān)注[28]。已有研究表明上干柴溝組是柴西地區(qū)的主力生油巖，厚度大，有機質(zhì)豐度總體不高，成熟度不高，部分已經(jīng)進入生烴高峰，有機質(zhì)生烴轉(zhuǎn)化率高，并且油藏可能聚集在非構(gòu)造圈閉中，具有較好的頁巖(致密)油氣資源潛力[31,35,37-40]。因此，急切需要對研究區(qū)上干柴溝組細粒沉積巖的油氣富集條件進行系統(tǒng)研究，為后期勘探開發(fā)研究提供參考依據(jù)。

1 地質(zhì)概況

圖1 柴達木盆地西部地區(qū)構(gòu)造單元劃分圖及地層綜合柱狀[25,45-46]Fig.1 Tectonic units and comprehensive stratigraphic column of the western Qaidam Basin[25,45-46]

2 樣品測試分析

本次采集研究區(qū)柴7井、南8井、油6井等(圖1)新近系上干柴溝組泥巖、粉砂質(zhì)泥巖和泥質(zhì)粉砂巖巖芯樣品，分析了其有機質(zhì)豐度、類型和成熟度、礦物組成等特征，并對12塊樣品進行高壓壓汞、低溫液氮吸附、掃描電鏡等系列分析測試。

本次樣品TOC含量、有機質(zhì)類型和熱解實驗均在中國石油大學(北京)分別按照《沉積巖中總有機碳的測定》(GB/T 19145—2003)、《陸相烴源巖地球化學評價方法》(SY/T 5735—1995)和《巖石熱解分析》(GB/T 18602—2012)進行測定。由于巖石顆粒細小，發(fā)育孔裂隙多為微納米級，因此選擇高壓壓汞法、液氮吸附法和掃描電鏡來系統(tǒng)觀測樣品中孔隙結(jié)構(gòu)及其分布特征。壓汞實驗和液氮吸附實驗在北京市理化分析測試中心進行，按照國家標準GB/T 21650.1—2008和GB/T 21650.2—2008分別用POREMASTER GT60壓汞儀和NOVA 4200e全自動比表面積及孔徑分布分析儀進行測試。由于不同方法測試精度有差異，常通過壓汞法和液氮吸附法對孔隙體積進行聯(lián)合表征[47-48]，文中孔徑>50 nm的宏孔體積主要采用壓汞法測試數(shù)據(jù)，2～50 nm孔徑的介孔體積為液氮吸附法BJH模型測定結(jié)果，孔隙比表面積為液氮吸附法BET模型測定結(jié)果。掃描電鏡觀測在中國石油大學(北京)進行，觀測儀器型號為Quanta 200F。

3 細粒沉積巖特征

3.1 礦物巖石學特征

柴西北區(qū)上干柴溝組發(fā)育的細粒沉積巖主要為淺灰色、灰色、深灰色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖等，塊狀構(gòu)造，巖石致密(圖2(a),(d),(g),(i))。巖石中礦物顆粒細小，光學顯微鏡下觀察主要為混合狀和紋層狀，礦物類型主要為石英、長石、黏土礦物等(圖2(b),(c),(e),(f),(k),(l))。紋層狀粉砂質(zhì)泥巖為砂質(zhì)紋層與泥質(zhì)紋層互層，泥質(zhì)紋層中見有機質(zhì)分布，砂質(zhì)紋層中見云母、石英等礦物定向排列(圖2(e),(f))，泥巖中有機質(zhì)分布較多，砂質(zhì)顆粒相對含量少且粒度更小(圖2(h),(i))。對研究區(qū)13口鉆井共49塊樣品進行X衍射分析，結(jié)果表明上干柴溝組細粒沉積巖主要發(fā)育石英、長石、方解石、白云石、鐵白云石、黃鐵礦、黏土礦物及部分鹽類等礦物。不同樣品中礦物含量差別較大，表現(xiàn)出強非均質(zhì)性。柴7、柴8、風3、風4、堿1、油8、油6、油南1井樣品石英和長石含量較高，多大于40%;而咸8、梁3、油14及南8井樣品石英含量均較低，黏土礦物含量較高，多大于20%(表1，圖3)。

(1)油6井，2 401 m，泥質(zhì)粉砂巖((a)為巖芯宏觀特征;(b)為正交偏光，有機質(zhì)顆粒分布較多，平均粒度30 μm，顆粒分選好，磨圓較差;(c)為相應(yīng)單偏光下特征);(2)南8井，2 620 m，紋層狀粉砂質(zhì)泥巖((d)為巖芯宏觀特征;(e)為正交偏光，粉砂質(zhì)與泥質(zhì)互層，顆粒分選、磨圓較好，可見有機質(zhì)顆粒分布，粉砂質(zhì)層中見云母碎片順層分布;(f)為相應(yīng)單偏光下特征);(3)南8井，2 609 m，泥巖((g)為巖芯宏觀特征;(h)為泥質(zhì)均勻分布，可見較多有機質(zhì)分布，見少量云母碎片;(i)為相應(yīng)單偏光下特征);(4)咸8井，2 765 m，泥質(zhì)粉砂巖((j)為巖芯宏觀特征;(k)為泥質(zhì)與粉砂不均勻分布，顆粒分選較好，磨圓較差;(l)為相應(yīng)單片光下特征)圖2 柴西北區(qū)上干柴溝組細粒沉積巖巖石及礦物特征Fig.2 Petrology and mineral of the Shangganchaigou fine-grained sedimentary rocks in northwestern Qaidam basin

表1 柴西北區(qū)上干柴溝組細粒沉積巖綜合參數(shù)Table 1 Comprehensive parameters of the Shangganchaigou fine-grained sedimentary rocks in northwestern Qaidam Basin

圖3 柴西北區(qū)上干柴溝組細粒沉積巖礦物組成Fig.3 Mineral composition of the Shangganchaigou fine-grained sedimentary rocks in northwestern Qaidam Basin

3.2 有機地球化學特征

對咸7井等巖芯樣品分析表明，有機碳含量總體不高，有57%樣品TOC含量<0.4%，有20%樣品(柴7、油6、南14等)TOC含量高于0.6%，少量樣品TOC含量超過1.0%(圖4)。有機質(zhì)類型以Ⅱ1型和Ⅲ型為主，含有少量Ⅰ型有機質(zhì)(圖5)。鏡質(zhì)體反射率測定表明，Ro為0.54%～1.24%，樣品多處于低成熟—成熟階段，埋深超過3 500 m時基本達到成熟階段。南翼山、油泉子、開特米里克地區(qū)上干柴溝組烴源巖成熟度相對較高，多處于成熟階段;小梁山、咸水泉地區(qū)上干柴溝組烴源巖成熟度相對較低，處于低成熟階段(圖6)。

圖6 柴西北區(qū)上干柴溝組烴源巖有機質(zhì)成熟度分布Fig.6 Vitrinite reflectance of the Shangganchaigou fine-grained sedimentary rocks in northwestern Qaidam Basin

3.3 儲集空間特征

良好的孔裂隙系統(tǒng)是影響細粒沉積巖非常規(guī)油氣儲集條件的主要因素，是細粒沉積巖中油氣賦存富集的關(guān)鍵條件[4,8,13-14,18-20,40]。

3.3.1孔隙分布特征

選擇柴7井等鉆井共12塊巖芯樣品進行壓汞實驗，其壓汞曲線表現(xiàn)3種類型:前峰型(>100 nm的孔隙優(yōu)勢發(fā)育)、后峰型(<100 nm的孔隙優(yōu)勢發(fā)育)和多峰型。風3、開2、柴7、南8井部分樣品主要發(fā)育>100 nm的孔隙，<100 nm的孔隙發(fā)育較少(圖7(a))。油8、梁3、南8井部分樣品在<100 nm孔隙出現(xiàn)高峰，而>100 nm孔徑孔隙貢獻孔隙體積較少(圖7(b))。油8、柴7井部分樣品階段進汞曲線出現(xiàn)多個峰值(圖7(c))。

液氮吸附實驗所測定樣品中孔隙分布特征與壓汞法測定結(jié)果具有很好的對應(yīng)，南8、油8井樣品中在100 nm處出現(xiàn)高峰且孔隙體積較大(圖8(a)，(c))。南8井樣品吸附-脫附曲線滯后環(huán)均很小，表現(xiàn)為曲線平緩，到飽和蒸汽壓附近變陡(圖8(b))，表明孔隙多為開放孔，主要為兩端均開口的平行板狀孔。油8、柴7(2 473.40 m)井樣品吸附-脫附曲線出現(xiàn)滯后環(huán)，表明孔隙多為半開放型孔隙，并且吸附曲線在相對壓力接近0.5時有明顯拐點，表明樣品中存在一定量的細頸瓶孔(圖8(d),(f))。而開2、風3、柴7(2 752.06 m)樣品中<100 nm孔徑的孔隙較不發(fā)育(圖8(e))，吸附-脫附曲線滯后環(huán)均很小，主要為兩端均開口的平行板狀孔(圖8(f))。樣品的吸附曲線上升速率與其開放孔的開放程度有著密切關(guān)系，吸附曲線越陡說明孔隙的開放程度越大，在相對壓力接近1時，均未達到飽和吸附，表明發(fā)生毛細凝結(jié)。

總體上，研究區(qū)上干柴溝組細粒沉積巖宏孔體積增量為0.000 3～0.012 3 cm3/g，平均為0.003 8 cm3/g;介孔孔隙體積增量為0.001 0～0.015 2 cm3/g，平均為0.007 5 cm3/g，介孔較發(fā)育?？紫禕ET比表面積為0.452 3～6.377 4 m2/g，平均為2.874 7 m2/g。在BJH模型中樣品孔隙平均孔徑分布范圍為5.754 7～23.520 6 nm，平均孔徑為13.943 1 nm(表1)。

3.3.2孔隙形貌特征

掃描電鏡下觀測孔隙形貌特征與壓汞、液氮吸附測定結(jié)果表現(xiàn)出較為一致規(guī)律。柴7井(2 752.06 m)樣品中發(fā)育大量粒間孔、粒內(nèi)孔和黏土礦物晶間孔，多為納米級平行板狀孔，宏孔、介孔均較為發(fā)育，并且孔隙開放性好(圖9(a)～(c))。南8井樣品中粒間孔和粒內(nèi)孔均有發(fā)育，粒內(nèi)孔隙復(fù)雜，開放性好(圖9(d)～(f))。風3井(4 286.80 m)樣品表面黏土礦物、石英、碳酸鹽礦物堆積，發(fā)育大量粒間孔，黏土礦物晶間孔發(fā)育，多為微納米孔隙(圖9(g)～(i))。油8井(2 548.85 m)樣品表面可見大量片狀鹽類礦物，部分孔隙被鹽類礦物覆蓋，宏孔體積較小，但在鹽類礦物間隙礦物堆積發(fā)育大量納米孔隙，可以提供較大比表面積和介孔體積(圖9(j)～(l))。

總體上，柴7(2 752.06 m)、南8井、油8井、梁3井均有樣品孔隙體積較大，開放性好;風3井樣品孔隙孔徑大，比表面積較小，開2井樣品孔隙體積和比表面積較小。

4 討 論

4.1 含油量影響因素分析

前人研究認為氯仿瀝青“A”含量和熱解烴量(S1)均可以反映陸相頁巖含油量大小，并且與烴源巖有機質(zhì)含量、成熟度及儲集空間等有關(guān)[49-50]。綜合考慮以上影響因素，對研究區(qū)上干柴溝組細粒沉積巖中氯仿瀝青“A”含量分析發(fā)現(xiàn)，樣品TOC含量、宏孔+介孔總體積以及介孔體積均與其氯仿瀝青“A”含量具有一定的線性正相關(guān)性，而表征樣品熱成熟度的Tmax值、孔隙BET比表面積和宏孔體積均與氯仿瀝青“A”含量無明顯相關(guān)性(圖10)，樣品的氯仿瀝青“A”含量主要與其TOC含量和介孔體積有關(guān)。

結(jié)合表1和圖10進一步分析，2號和5號樣品具有較高的TOC含量，并且達到成熟階段，有較好的生烴物質(zhì)基礎(chǔ)，并且宏孔+介孔總體積較大，介孔為孔隙體積主要貢獻者，具有較高的氯仿瀝青“A”含量。雖然11號樣品也具有相對高含量TOC含量，但處于未成熟階段，孔隙發(fā)育較差，孔隙體積小，可以提供烴類儲集的空間有限，因此氯仿瀝青“A”含量不高。盡管3號和6號樣品介孔體積大，能夠提供較多的儲集空間，但有機碳含量較低，處于低成熟階段，生烴物質(zhì)相對較少，氯仿瀝青“A”含量也不高。8號、9號和12號樣品雖然達到高成熟階段，但TOC含量低，介孔體積小，因此氯仿瀝青“A”含量很低。因此，含油量較高的樣品既要有較高的TOC含量，達到低—成熟階段，能夠較好的提供生烴基礎(chǔ)，也要有較好的儲集空間發(fā)育，介孔體積貢獻相對較大。

對樣品孔隙影響因素研究發(fā)現(xiàn)其TOC含量與宏孔體積有一定負相關(guān)性，而與介孔體積有一定正相關(guān)性(圖11(a))。樣品的成熟度(Tmax)與其宏孔、介孔體積均沒有明顯線性相關(guān)性，但在低—成熟階段介孔體積出現(xiàn)高值(圖11(b))。石英+長石+黃鐵礦含量與樣品宏孔體積有一定正相關(guān)性，該含量大于60%的樣品具有較大宏孔體積，介孔體積也較發(fā)育(圖11(c))，這與石英、長石等礦物顆粒聚集易形成大量的粒間孔、粒內(nèi)孔隙有關(guān)(圖9(h),(i))。黏土礦物含量與樣品宏孔體積有一定線性負相關(guān)性，與介孔體積有線性正相關(guān)性(圖11(d))，這與黏土礦物層間易形成大量微納米級孔隙有關(guān)(圖9(g)，高黏土礦物含量樣品中介孔較發(fā)育。碳酸鹽巖礦物含量與其宏孔、介孔體積均沒有明顯相關(guān)性(圖11(e))。因此，研究區(qū)樣品孔隙體積發(fā)育與TOC含量、礦物含量和熱成熟度均有關(guān)系。

4.2 有利勘探區(qū)初步優(yōu)選

在漸新世至中新世中期(E32—N12)，柴達木古湖盆水體變深，湖面擴大，廣泛發(fā)育湖相地層[30]，柴西北區(qū)上干柴溝組沉積中心分布在茫崖凹陷。細粒沉積巖形成的油氣藏受到烴源巖厚度、有機碳含量、成熟度、儲集空間等眾多因素的影響[2-4,8-9,17-21,47-48]。金強等(2001)對柴西地區(qū)上、下干柴溝組生油巖進行分析，確定出有效生油巖的有機碳含量下限為0.4%[51]。根據(jù)鉆井資料統(tǒng)計，柴西北區(qū)上干柴溝組細粒沉積巖厚度普遍>500 m，在油泉子、開特米里克地區(qū)可達900余米，由此往外厚度逐漸減小。有機碳含量由西往東逐漸減少，在油泉子、干柴溝、南翼山等地區(qū)TOC含量較高，平均含量大于0.6%。茫崖凹陷內(nèi)細粒沉積巖總體處于低成熟—成熟階段，在開特米里克和鄂博山附近成熟度可達到1.0%～1.3%。南8、油8、柴7、梁3井測定孔隙體積及比表面積較大，開2和風3井樣品孔隙體積及比表面積較小。因此，綜合細粒沉積巖厚度、TOC含量、成熟度及儲集空間特征，干柴溝-油泉子-南翼山地區(qū)上干柴溝組細粒沉積巖厚度大、有機質(zhì)演化成熟、TOC含量較高、儲集空間發(fā)育(圖12)，初步優(yōu)選為下一步非常規(guī)油氣有利勘探區(qū)。

5 結(jié) 論

(1)柴西北區(qū)上干柴溝組細粒沉積巖厚度普遍大于500 m，在油泉子、開特米里克地區(qū)可達900余m，由此往外厚度逐漸減小;有機碳含量不高，TOC含量>0.6%的烴源巖主要分布在干柴溝、油泉子和南翼山等地區(qū);有機質(zhì)以Ⅱ1-Ⅲ型為主，少量Ⅰ型有機質(zhì);烴源巖多處于低成熟—成熟階段。

(2)柴西北區(qū)上干柴溝組細粒沉積巖非均質(zhì)性強，介孔較為發(fā)育。樣品氯仿瀝青“A”含量與TOC含量、介孔體積均有正相關(guān)性，與Tmax,BET比表面積及宏孔體積均無明顯相關(guān)性;孔隙體積受到TOC含量、礦物含量及熱成熟度控制。

(3)干柴溝—油泉子—南翼山地區(qū)上干柴溝組細粒沉積巖發(fā)育厚度大、有機質(zhì)演化成熟、TOC含量較高、儲集空間發(fā)育，可以作為柴西北區(qū)致密油/頁巖油下一步勘探有利區(qū)。

致謝本文得到了中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院和青海油田勘探開發(fā)研究院的領(lǐng)導(dǎo)、專家的支持和幫助，在此一并表示感謝。