松遼盆地齊家和古龍凹陷頁(yè)巖油含油性參數(shù)優(yōu)選與資源量計(jì)算

肖 飛，楊建國(guó)，李士超，姚玉來，李 昂，張麗艷，黃一鳴，冉清昌

1.中國(guó)地質(zhì)調(diào)查局 沈陽(yáng)地質(zhì)調(diào)查中心，遼寧 沈陽(yáng)110034；2.大慶油田有限責(zé)任公司 勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶163318；3.東北石油大學(xué) 非常規(guī)油氣研究院，黑龍江 大慶163318

0 引言

隨著北美成功實(shí)現(xiàn)頁(yè)巖油的商業(yè)開發(fā)，頁(yè)巖油越來越受到石油勘探者的關(guān)注.根據(jù)美國(guó)能源情報(bào)署（U.S.Energy Information Administration，EIA）發(fā)布的報(bào)告，中國(guó)頁(yè)巖油技術(shù)可采資源量位居世界第三位［1］，資源潛力巨大.與美國(guó)頁(yè)巖油主要分布在海相盆地不同，中國(guó)頁(yè)巖油主要分布在松遼、渤海灣、鄂爾多斯和準(zhǔn)噶爾等陸（湖）相盆地［2-7］.目前，針對(duì)粉砂巖和碳酸鹽巖夾層較發(fā)育湖相泥頁(yè)巖層系中的頁(yè)巖油，在渤海灣盆地滄東凹陷古近系孔店組和準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組業(yè)已率先實(shí)現(xiàn)工業(yè)化開發(fā)［5，7］，而針對(duì)湖相泥頁(yè)巖基質(zhì)型頁(yè)巖油仍處于探索期.近年來，在松遼盆地北部松頁(yè)油1井、松頁(yè)油2井、松頁(yè)油1HF井和松頁(yè)油2HF井上白堊統(tǒng)青山口組一段（青一段）泥頁(yè)巖基質(zhì)儲(chǔ)層中相繼獲得工業(yè)和高產(chǎn)工業(yè)油流突破［8］，證實(shí)了該類頁(yè)巖油也具有很好的勘探前景.相關(guān)研究表明，齊家和古龍凹陷是松遼盆地北部青一段最具頁(yè)巖油潛力的構(gòu)造單元［8-10］.明確齊家和古龍凹陷頁(yè)巖油資源量，對(duì)推進(jìn)松遼盆地北部頁(yè)巖油勘探開發(fā)具有重要意義.

頁(yè)巖油資源評(píng)價(jià)方法分為靜態(tài)法和動(dòng)態(tài)法兩大類.靜態(tài)法應(yīng)用頁(yè)巖油靜態(tài)參數(shù)計(jì)算資源量，細(xì)分為成因法（體積法系列）、類比法（豐度法系列）和統(tǒng)計(jì)法；動(dòng)態(tài)法采用頁(yè)巖油開發(fā)過程中動(dòng)態(tài)資料計(jì)算資源量，細(xì)分為物質(zhì)平衡法、遞減法和數(shù)值模擬法［11-13］.目前，中國(guó)陸相含油氣盆地的頁(yè)巖油勘探開發(fā)總體處于探索階段，大部分地區(qū)沒有成熟的頁(yè)巖油生產(chǎn)數(shù)據(jù)，因而動(dòng)態(tài)法在頁(yè)巖油資源評(píng)價(jià)中的應(yīng)用受到限制.在靜態(tài)法中，類比法需要與具有相似地質(zhì)條件并已成功開發(fā)的盆地或地區(qū)進(jìn)行類比，對(duì)類比對(duì)象的要求較高，在現(xiàn)階段難以實(shí)現(xiàn)；統(tǒng)計(jì)法需要研究區(qū)具有一定數(shù)量工業(yè)井或已發(fā)現(xiàn)頁(yè)巖油氣藏且油氣資料豐富，適用于勘探程度較高的地區(qū)；成因法主要指體積法，直接通過單位體積泥頁(yè)巖含油量與泥頁(yè)巖體積的乘積計(jì)算頁(yè)巖油資源量，適用于探井資料和分析化驗(yàn)資料較多的地區(qū)，是頁(yè)巖油勘探初期資源評(píng)價(jià)應(yīng)用最為普遍的一種方法.

前人對(duì)松遼盆地北部青一段頁(yè)巖油資源量評(píng)價(jià)采用的計(jì)算方法均為體積法，差異主要在于含油性參數(shù)選取的不同，以及是否進(jìn)行過含油性參數(shù)值的校正［10，14-16］.柳波等［14］認(rèn)為氯仿瀝青“A”代表的組分相對(duì)于熱解S1更接近頁(yè)巖油，并直接以氯仿瀝青“A”為含油性參數(shù)，計(jì)算出松遼盆地北部青一段頁(yè)巖油資源量為158.25×108t；吳河勇等［10］利用輕烴校正后的熱解S1計(jì)算出頁(yè)巖油資源量為72.89×108t；薛海濤等［15-16］分別對(duì)氯仿瀝青“A”和熱解S1進(jìn)行了輕烴補(bǔ)償校正和輕、重?zé)N補(bǔ)償校正，利用校正后的兩項(xiàng)參數(shù)分別計(jì)算出頁(yè)巖油資源量為223.77×108t和216.58×108t.由此可見，不同學(xué)者計(jì)算出的松遼盆地北部青一段頁(yè)巖油資源量迥異，這一方面是由于采用的含油性參數(shù)及參數(shù)校正方法不同，另一方面也與含油性參數(shù)測(cè)試樣品的新鮮程度、測(cè)試手段等因素有關(guān).鑒于此，本文在最新頁(yè)巖油參數(shù)井鉆井、測(cè)井、錄井、試油及分析測(cè)試資料的基礎(chǔ)上，結(jié)合老井相關(guān)資料，首先對(duì)常用的頁(yè)巖油含油性參數(shù)進(jìn)行對(duì)比和優(yōu)選，然后查明齊家和古龍凹陷頁(yè)巖油富集區(qū)，最后重新計(jì)算頁(yè)巖油資源量，以期為評(píng)價(jià)研究區(qū)頁(yè)巖油資源潛力提供有益參考.

1 頁(yè)巖油含油性參數(shù)對(duì)比與優(yōu)選

泥頁(yè)巖中頁(yè)巖油的賦存狀態(tài)主要為游離態(tài)、吸附態(tài)和溶解態(tài)［17］，當(dāng)前工程技術(shù)條件下可被開采的部分主要為游離態(tài)頁(yè)巖油（游離油）和少量溶解態(tài)頁(yè)巖油［18］，因此頁(yè)巖油資源量評(píng)價(jià)的對(duì)象主要指游離油［11，13］.利用體積法求取頁(yè)巖油資源量時(shí)，有效泥頁(yè)巖的體積是一定的，因而含油性參數(shù)是決定資源量計(jì)算結(jié)果的關(guān)鍵，主要包括氯仿瀝青“A”、熱解S1和含油飽和度.其中，氯仿瀝青“A”和熱解S1的使用最為廣泛，這主要是由于這兩個(gè)參數(shù)相對(duì)更容易獲取，但是這兩個(gè)參數(shù)同時(shí)也存在先天的不足，即不能完全反應(yīng)泥頁(yè)巖中游離油的含量.

氯仿瀝青“A”是指使用氯仿從沉積物或巖石中直接抽提出來的可溶有機(jī)質(zhì)，經(jīng)過族組分分離可以得到石油烴類（飽和烴、芳烴）與NSO化合物（非烴、瀝青質(zhì)）（圖1），與頁(yè)巖油組成最為接近［14-15］.然而，由于氯仿抽提過程中輕烴揮發(fā)性很強(qiáng)，導(dǎo)致頁(yè)巖油中C6－13的輕烴部分損失殆盡（圖1）.因此，在使用氯仿瀝青“A”計(jì)算頁(yè)巖油資源量之前，必須對(duì)其進(jìn)行輕烴校正.基于化學(xué)動(dòng)力學(xué)原理，通過對(duì)低成熟度泥頁(yè)巖樣品的巖石熱解（rock-eval）和熱解色譜（PY-GC）實(shí)驗(yàn)，結(jié)合對(duì)應(yīng)輕質(zhì)油的金管裂解實(shí)驗(yàn)，可以獲取不同成熟度時(shí)不同碳數(shù)烴類組分的分布，進(jìn)而建立不同演化階段的輕烴恢復(fù)系數(shù)圖版［15-16］，最后依據(jù)圖版進(jìn)行輕烴校正.應(yīng)該指出的是，泥頁(yè)巖樣品原始輕烴組成受選取泥頁(yè)巖樣品的有機(jī)質(zhì)豐度、生烴母源及樣品新鮮度等因素影響，較難保證輕烴恢復(fù)系數(shù)圖版的普適性.此外，由于采取的是溶劑抽提的方式，氯仿瀝青“A”包含了部分吸附油，必須進(jìn)行吸附油去除校正.宋國(guó)奇等［11］提出排烴門限對(duì)應(yīng)的“A”/TOC可以表征泥頁(yè)巖的最大吸附能力，即吸附系數(shù)，以此估算吸附油量.但是，利用吸附系數(shù)求取的吸附油含量，實(shí)際上是泥頁(yè)巖的最大吸附油量，而氯仿瀝青“A”中僅含有部分吸附油，這樣進(jìn)行吸附油去除后的氯仿瀝青“A”顯然比正常值偏低.

熱解S1代表rock-eval實(shí)驗(yàn)中溫度在90～300℃之間從泥頁(yè)巖樣品中揮發(fā)出來的熱釋烴，對(duì)應(yīng)由有機(jī)質(zhì)生成并殘留于巖石中的碳數(shù)分布約為C7－32液態(tài)游離烴［19］.熱解S1表征的組分屬于頁(yè)巖油中石油烴類的一部分，僅從實(shí)驗(yàn)流程看，對(duì)于同一塊新鮮樣品，熱解S1的輕烴損失少于氯仿瀝青“A”，C10＋輕烴仍能得到保留（圖1）.然而，由于泥頁(yè)巖巖心從井底到地表、巖心長(zhǎng)期放置和實(shí)驗(yàn)碎樣處理等過程中，都存在著輕烴揮發(fā)損失［20］，也會(huì)造成C10－13輕烴的大量損失.對(duì)于熱解S1的輕烴校正，可以采取與氯仿瀝青“A”輕烴校正相同的方法，但輕烴恢復(fù)系數(shù)圖版是在假定熱解S1中C6－13的輕烴全部損失的情況下建立的［16］，而實(shí)際上不同樣品熱解S1的輕烴損失程度各異，這樣就會(huì)造成輕烴校正量偏高.熱解S1中缺失高碳數(shù)重?zé)N（存在于熱解S2中），以及非烴和瀝青質(zhì)組分（NSO化合物）［14］（圖1），必須進(jìn)行重?zé)N和NSO化合物校正.薛海濤等［16］采用氯仿抽提前后熱解S2的差值表征熱解S1中缺失的重?zé)N和NSO化合物組分，在一定程度上解決了熱解S1參數(shù)校正的問題，但氯仿抽提前后熱解S2差值表征的是高碳數(shù)烴類和NSO化合物的裂解烴，無法直接反映頁(yè)巖油中NSO化合物，因而校正出來的結(jié)果存在一定偏差.

圖1 氯仿瀝青“A”和熱解S1組分對(duì)比示意圖（改編自文獻(xiàn)［15］）Fig.1 Comparison between components of chloroform bitumen“A”and pyrolysis S1（Modified from Reference［15］）

綜上所述，無論是氯仿瀝青“A”，還是熱解S1，在計(jì)算頁(yè)巖油資源量之前必須進(jìn)行相應(yīng)的校正，文獻(xiàn)已報(bào)道的輕烴、重?zé)N、NSO化合物校正以及吸附油去除方法，都存在一些難以有效解決的問題，且復(fù)雜的校正流程增加了人為主觀因素干擾，參數(shù)校正的有效性難以保證（表1）.含油飽和度在內(nèi)涵上包括泥頁(yè)巖中潛在可采的游離油和溶解烴，接近于頁(yè)巖油組成.與氯仿瀝青“A”、熱解S1相比，含油飽和度參數(shù)不受輕烴、重?zé)N、NSO化合物缺失及吸附烴影響，無需進(jìn)行輕烴、重?zé)N、NSO化合物恢復(fù)和吸附油去除，從而避免了不同學(xué)者采用不同恢復(fù)系數(shù)和吸附系數(shù)，對(duì)頁(yè)巖油資源量計(jì)算結(jié)果造成的較大影響（表1）.從研究區(qū)勘探現(xiàn)狀看，齊家凹陷松頁(yè)油1井和古龍凹陷松頁(yè)油2井在目的層具有完整的巖心資料，且針對(duì)重點(diǎn)層段進(jìn)行了密閉取心和液氮冷凍取樣，獲取了大量可靠的測(cè)試數(shù)據(jù)，基本消除了含油飽和度測(cè)試中對(duì)樣品要求較高的不利因素（表1）.因此優(yōu)選含油飽和度為研究區(qū)頁(yè)巖油資源量計(jì)算的最佳含油性參數(shù).

2 頁(yè)巖油富集區(qū)評(píng)價(jià)與優(yōu)選

根據(jù)頁(yè)巖油發(fā)育的地質(zhì)條件，結(jié)合前人劃分標(biāo)準(zhǔn)［11，13，17］，明確了泥頁(yè)巖厚度、有機(jī)質(zhì)豐度、有機(jī)質(zhì)成熟度和目的層埋深，作為研究區(qū)頁(yè)巖油富集區(qū)評(píng)價(jià)與優(yōu)選的4項(xiàng)關(guān)鍵參數(shù).頁(yè)巖油富集區(qū)須同時(shí)滿足有效泥頁(yè)巖厚度大于30 m（泥地比大于60%，夾層厚度小于3 m）、總有機(jī)碳TOC＞2.0%、鏡質(zhì)體反射率Ro＞0.7%和目的層埋深小于5 000 m.有效泥頁(yè)巖厚度數(shù)據(jù)通過新鉆頁(yè)巖油參數(shù)井和鉆穿目的層的老井資料統(tǒng)計(jì)得到，TOC數(shù)據(jù)通過建立測(cè)井評(píng)價(jià)模型和綜合老井測(cè)井資料獲取，Ro數(shù)據(jù)通過建立新井巖心實(shí)測(cè)Ro與埋深關(guān)系公式結(jié)合老井泥頁(yè)巖埋深獲取，目的層埋深數(shù)據(jù)通過老井分層數(shù)據(jù)和青一段頂面構(gòu)造地震解釋資料獲取.

表1 頁(yè)巖油資源量計(jì)算含油性參數(shù)綜合評(píng)價(jià)表Table 1 Comprehensive evaluation of oil-bearing parameters for shale oil resource calculation

2.1 有效泥頁(yè)巖厚度分布特征

對(duì)研究區(qū)鉆穿青一段探井的巖性資料進(jìn)行了詳細(xì)統(tǒng)計(jì)，分別繪制了齊家和古龍凹陷青一段有效泥頁(yè)巖厚度等值線圖（圖2）.結(jié)果表明，齊家和古龍凹陷青一段有效泥頁(yè)巖厚度大、分布穩(wěn)定.齊家凹陷青一段有效泥頁(yè)巖厚度為28.8～77.1 m，平均厚度50.32 m，厚度大于30 m的有效泥頁(yè)巖分布面積為2 048.83 km2（圖2a）；古龍凹陷（這里指廣義的古龍凹陷，包括狹義的古龍凹陷和龍虎泡－大安階地）青一段有效泥頁(yè)巖厚度為27.9～67.0 m，平均厚度55.69 m，厚度大于30 m的有效泥頁(yè)巖分布面積為4 933.69 km2（圖2b）.

2.2 TOC分布特征

泥頁(yè)巖測(cè)井響應(yīng)特征表明，隨有機(jī)碳含量增加，電阻率升高，聲波時(shí)差增大［21］.因此，選取對(duì)泥頁(yè)巖TOC響應(yīng)最敏感的深側(cè)向電阻率和聲波時(shí)差曲線，以松頁(yè)油1井和松頁(yè)油2井巖心TOC實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)進(jìn)行標(biāo)定，分別建立齊家和古龍凹陷青一段TOC測(cè)井評(píng)價(jià)模型.

采用松頁(yè)油1井121個(gè)和松頁(yè)油2井105個(gè)樣本點(diǎn)的測(cè)井和巖心分析資料，通過巖心刻度測(cè)井方法，分別建立了齊家和古龍凹陷TOC測(cè)井評(píng)價(jià)模型.

齊家凹陷：

古龍凹陷：

式中，RLLD為深側(cè)向電阻率，Ωm；DT為聲波時(shí)差，μs/ft.

應(yīng)用公式（1）和公式（2）分別對(duì)松頁(yè)油1井（圖3a）和松頁(yè)油2井（圖3b）進(jìn)行了連續(xù)處理解釋，測(cè)井解釋的TOC與巖心實(shí)測(cè)TOC一致性較好.

基于測(cè)井解釋模型，利用老井測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)計(jì)算獲取了各凹陷單井青一段TOC，分別繪制了齊家和古龍凹陷青一段TOC等值線圖（圖4）.結(jié)果表明：齊家凹陷青一段TOC為1.0%～4.3%，平均值2.21%；TOC大于2.0%的分布面積為2 256.27 km2，平均值2.48%（圖4a）.古龍凹陷青一段TOC為1.7%～4.7%，平均值2.63%；TOC大于2.0%的分布面積為4 764.99 km2，平均值2.67%（圖4b）.齊家和古龍凹陷青一段富有機(jī)質(zhì)泥頁(yè)巖分布面積廣、厚度大，為頁(yè)巖油富集提供了雄厚的生烴物質(zhì)基礎(chǔ).

圖2 齊家凹陷和古龍凹陷青一段有效泥頁(yè)巖厚度等值線圖Fig.2 Contour map for effective shale thickness of the first member of Qingshankou Formation in Qijia and Gulong sags

圖3 松頁(yè)油1井和松頁(yè)油2井青一段TOC測(cè)井解釋成果圖Fig.3 TOC logging interpretation for the first member of Qingshankou Formation in SYY1 and SYY2 wells

2.3 R o分布特征

泥頁(yè)巖中有機(jī)質(zhì)熱演化的化學(xué)反應(yīng)符合阿倫尼烏斯方程反映的演化規(guī)律，地層Ro值隨埋藏深度增加呈指數(shù)方式遞增［22］.利用松頁(yè)油1井11個(gè)和松頁(yè)油2井13個(gè)巖心實(shí)測(cè)Ro，分析Ro與埋藏深度關(guān)系（圖5），回歸得到了齊家和古龍凹陷Ro測(cè)井計(jì)算模型.

式中，H為地層深度，m.

基于計(jì)算模型，利用老井目的層埋深數(shù)據(jù)，計(jì)算獲取了各凹陷單井青一段Ro，分別繪制了齊家和古龍凹陷青一段Ro等值線圖（圖6）.結(jié)果表明：齊家凹陷青一段Ro為0.5%～1.5%，Ro大于0.7%的面積為2 178.15 km2（圖6a）；古龍凹陷青一段Ro在0.5%～1.5%之間，Ro大于0.7%的分布面積為4 998.73 km2（圖6b）.可以看出，齊家和古龍凹陷青一段泥頁(yè)巖整體都處于主生油期，十分有利于頁(yè)巖油的滯留富集.

2.4 目的層埋深特征

基于研究區(qū)地震處理和解釋結(jié)果，利用測(cè)井資料進(jìn)行了井震標(biāo)定，分別繪制了齊家和古龍凹陷青一段頂面埋深等值線圖（圖7）.結(jié)果表明：齊家凹陷青一段泥頁(yè)巖層系埋深為1 188～2 419 m（圖7a）；古龍凹陷整體略深，埋深為1 108～2 462 m（圖7b）.齊家和古龍凹陷青一段泥頁(yè)巖層系整體上埋藏條件適中，上覆地層較厚；同時(shí)，均處于構(gòu)造相對(duì)穩(wěn)定區(qū)，無巖漿活動(dòng)，無規(guī)模性通天斷裂，保存條件較好.

圖4 齊家凹陷和古龍凹陷青一段TOC等值線圖Fig.4 TOC contour maps for the first member of Qingshankou Formation in Qijia and Gulong sags

圖5 松頁(yè)油1井和松頁(yè)油2井青一段巖心測(cè)試R o與埋藏深度相關(guān)關(guān)系圖Fig.5 Plots of core testing R o vs.buried depth for the first member of Qingshankou Formation in SYY1 and SYY2 wells

2.5 頁(yè)巖油富集區(qū)面積

綜合上述頁(yè)巖油富集地質(zhì)條件，基于多因素綜合分析法，對(duì)松遼盆地北部齊家和古龍凹陷青一段有效泥頁(yè)巖厚度、TOC、Ro和目的層埋深等值線圖進(jìn)行了疊合，最終優(yōu)選出齊家凹陷青一段頁(yè)巖油富集區(qū)面積為1 957.23 km2（圖8a），古龍凹陷青一段頁(yè)巖油富集區(qū)面積為4 509.09 km2（圖8b）.

3 頁(yè)巖油富集區(qū)資源量計(jì)算

圖6 齊家凹陷和古龍凹陷青一段R o等值線圖Fig.6 R o contour maps for the first member of Qingshankou Formation in Qijia and Gulong sags

圖7 齊家凹陷和古龍凹陷青一段頂面埋深等值線圖Fig.7 Contour maps for roof burial depth of the first member of Qingshankou Formation in Qijia and Gulong sags

圖8 齊家凹陷和古龍凹陷青一段頁(yè)巖油富集區(qū)綜合評(píng)價(jià)圖Fig.8 Comprehensive evaluation maps for shale oil enriched area of the first member of Qingshankou Formation in Qijia and Gulong sags

齊家和古龍凹陷頁(yè)巖油富集區(qū)面積分別為1 957.23 km2和4 509.09 km2，富有機(jī)質(zhì)泥頁(yè)巖層段平均厚度分別為50.32 m和55.69 m，平均有效孔隙度分別為6.90%和5.56%，實(shí)測(cè)頁(yè)巖油密度分別為0.8200 t/m3和0.8432 t/m3，平均含油飽和度分別為35.51%和23.18%.根據(jù)下列公式計(jì)算齊家和古龍凹陷青一段頁(yè)巖油資源量：

式中，Q為頁(yè)巖油資源量，t；S為頁(yè)巖油富集區(qū)面積，km2；h為富有機(jī)質(zhì)泥頁(yè)巖層段平均厚度，m；Φ為平均有效孔隙度，%，來源于齊家凹陷松頁(yè)油1HF井（松頁(yè)油1井“直改平”水平井）和古龍凹陷松頁(yè)油2井核磁測(cè)井解釋有效孔隙度數(shù)據(jù)（松頁(yè)油2HF井為松頁(yè)油2井“直改平”水平井，由于工程原因，未對(duì)松頁(yè)油2HF井進(jìn)行核磁測(cè)井，故采用松頁(yè)油2井核磁測(cè)井孔隙度數(shù)據(jù)）；So為平均含油飽和度，%，來源于松頁(yè)油1井和松頁(yè)油2井核磁含油飽和度數(shù)據(jù)（密閉取心冷凍取樣）；ρoi為頁(yè)巖油密度，t/m3，來源于松頁(yè)油1HF井和松頁(yè)油2HF井試油取樣實(shí)測(cè)數(shù)據(jù).計(jì)算結(jié)果表明，齊家凹陷和古龍凹陷青一段頁(yè)巖油資源量分別為19.79×108t和27.29×108t.

4 結(jié)論

1）相對(duì)于氯仿瀝青“A”和熱解S1，含油飽和度參數(shù)更能完整地表征潛在可采的頁(yè)巖油，不受輕烴、重?zé)N、NSO化合物缺失及吸附油影響，在具有新鮮樣品測(cè)試數(shù)據(jù)時(shí)，更適合作為頁(yè)巖油資源量計(jì)算的含油性參數(shù).

2）基于有效泥頁(yè)巖厚度、TOC、Ro和目的層埋深4項(xiàng)關(guān)鍵參數(shù)，通過多因素疊合法查明了齊家和古龍凹陷青一段頁(yè)巖油富集區(qū)面積分別為1 957.23 km2和4 509.09 km2.

3）利用體積法作為計(jì)算方法、含油飽和度作為含油性參數(shù)，計(jì)算出齊家和古龍凹陷青一段頁(yè)巖油富集區(qū)資源量分別為19.79×108t和27.29×108t，表明研究區(qū)基質(zhì)型頁(yè)巖油具有廣闊的勘探前景.