澳大利亞東部Eromanga盆地Toolebuc組海相頁巖油氣地質特征與風險分析

張雪峰，石雪峰，葛巖，李樂忠，唐穎

1.中海油能源發(fā)展股份有限公司 工程技術分公司，天津 300452；2.中海石油氣電集團 技術研發(fā)中心，北京 100007

0 引言

澳大利亞東部富含油氣盆地的常規(guī)油氣和煤層氣的勘探開發(fā)已經超過40年[1]。由于該地區(qū)侏羅系—白堊系頁巖十分發(fā)育，近10年來，有關頁巖油氣資源的研究和評價日漸增多。Jiang et al.[2]通過鉆井數(shù)據(jù)對Eromanga盆地頁巖開展了地球化學特征研究，并對頁巖氣成因展開分析；李樂忠等[3]對Toolebuc組頁巖生烴潛力進行了評價；葛巖等[4]分析了頁巖孔隙結構、類型對頁巖油氣保存的影響。以往的研究形成了大量成果認識，但該地區(qū)頁巖油氣的勘探整體仍處于探索階段。因此，開展頁巖油氣成藏機理、主控因素和勘探潛力等方向的研究十分必要。筆者以Eromanga盆地東北部區(qū)域為研究區(qū)，根據(jù)鉆井、地球物理和測井數(shù)據(jù)對優(yōu)質頁巖分布規(guī)律、頁巖油氣地質特征、主控因素以及勘探開發(fā)風險等進行了分析，為后期勘探活動和類似的海相頁巖油氣研究提供參考。

1 區(qū)域地質概況

Eromanga盆地位于澳大利亞東北部昆士蘭州，為侏羅紀—白堊紀形成的陸內克拉通沉積盆地[5]。盆地面積約600 000 km2，局部覆蓋于晚古生代Galilee盆地之上。盆地整體可劃分為陸相-海相-陸相3套沉積環(huán)境[1]，古生代主要接受陸相沉積，形成內陸盆地，發(fā)育有寒武系至二疊系的大部分地層；早二疊世末至中晚三疊世發(fā)育大型不整合面，地層缺失；早白堊紀末期發(fā)生大規(guī)模的海侵，形成了盆地內富含有機質的頁巖層段[4]；晚白堊世地層大幅抬升，為陸相沉積環(huán)境(圖1)。

圖1 Eromanga盆地構造及地層柱狀圖(據(jù)文獻[2, 4]修改)Fig.1 Structure and stratigraphic histogram of Eromanga Basin

白堊紀Toolebuc地層由暗色泥巖、碳質頁巖、鈣質頁巖、灰?guī)r及粉砂質泥巖組成。受下部地層地形條件的影響，頁巖厚度由南西向北東逐漸變薄，并在盆地東北部與Galilee盆地邊界出露地表[6]，最大埋深約1 500 m，厚度20～40 m。具有厚度大、埋深適中、連續(xù)性好的發(fā)育特征(圖2)。

圖2 Eromanga盆地地層東西向連井剖面圖(剖面線位置如圖1黑線所示)Fig.2 East-west connected well sections of formations in Eromanga Basin

2 泥頁巖地球化學特征

2.1 總有機碳(TOC)含量

總有機碳(TOC)含量是頁巖氣評價的一個重要指標，高TOC表明頁巖具有較強的生烴潛力和較大的吸附能力[7]。根據(jù)研究區(qū)頁巖巖芯實驗分析，采用測井方法計算，大部分實驗樣本有機碳(TOC)含量介于2.9%～9.4%，平均5.84%。根據(jù)盧雙舫[8]烴源巖含油量與TOC 關系的“三分性”劃分標準，以ω(TOC)=3.7%作為烴源巖好壞的界限，研究區(qū)Toolebuc組頁巖層具有極好的生烴潛力(圖3)。

圖3 Eromanga盆地Toolebuc組頁巖S1與TOC關系Fig.3 Relationship between S1 and TOC of Toolebuc Formation shale in Eromanga Basin

2.2 有機質類型

采用有機地球化學法，根據(jù)干酪根可溶烴(S1)、熱解烴(S2)和熱解揮發(fā)份含氧揮發(fā)物(S3)以及相應的溫度，得出氫指數(shù)(HI)、氧指數(shù)(OI)、生烴潛力(S1+S2)和最大熱解峰溫(Tmax)等參數(shù)，可以快速地評價烴源巖，確定有機質類型、生油氣潛力和油氣轉化率[9]。根據(jù)氫指數(shù)(HI)與氧指數(shù)(OI)范氏圖，研究區(qū)Toolebuc組頁巖中干酪根類型以Ⅰ型和Ⅱ1型為主，有少量Ⅱ2型，極富氫而貧氧，生油傾向強烈(圖4)。

采用有機巖石學方法，通過鏡下統(tǒng)計干酪根各類有機顯微組分含量的百分比，并乘以相應的加權系數(shù)(鏡質組-75、惰質組-100、殼質組+50、腐泥組+100)，求取了Toolebuc組頁巖干酪根類型指數(shù)TI。結果顯示，3口井的4個頁巖樣品殼質組含量均在80%±，3個樣品為Ⅱ1型，1個為Ⅱ2型，均反映很好的生烴潛力(表1)。

表1 Eromanga盆地Toolebuc組頁巖干酪根顯微組分含量

圖4 Eromanga盆地Toolebuc組頁巖有機質類型判別圖Fig.4 Discriminant diagram of shale organic matter type of Toolebuc Formation in Eromanga Basin

2.3 有機質成熟度

有機質的成熟度是決定其能否向烴類轉化和轉化程度的量度[10]。常用且較有效的有機質成熟度的評價方法有鏡質體反射率(Ro)、孢粉色變指數(shù)、巖石熱解和可溶有機質等物理或化學方法等。

采用激光拉曼光譜多種顯微組分熒光變化分析法(FAMM)對研究區(qū) Toolebuc組頁巖成熟度進行計算[11]。結果顯示研究區(qū)Toolebuc組頁巖鏡質組反射率(Ro)在0.54%～0.68%之間，處于低成熟初期階段，已進入生烴門限。

研究區(qū)Toolebuc組頁巖Tmax在417.33～461.44℃之間，平均為426.18℃，表明部分樣品已達到生油的成熟度；PI在0.015～0.060之間，平均為0.034，表明有機質向可溶烴的轉化率過低，所有樣品均未能有效生成可溶烴。綜合分析，Toolebuc組頁巖雖然部分已達到生油成熟度，但是未能有效生成可溶烴(圖5)。

圖5 Eromanga盆地Toolebuc組頁巖成熟度判別圖Fig.5 Discriminant diagram of shale maturity of Toolebuc Formation in Eromanga Basin

3 頁巖油氣儲集條件

3.1 儲集空間類型

根據(jù)巖芯觀察，Toolebuc組頁巖儲集空間類型以孔隙為主，裂隙不發(fā)育?？紫额愋投鄻?，以溶蝕孔、粒間孔較為常見，偶爾可見微生物骨骼孔及粒內孔(圖6)。

3.2 頁巖礦物組成

脆性礦物含量是影響頁巖基質孔隙和微裂縫發(fā)育程度及壓裂改造方式等的重要因素，脆性礦物含量越高，巖石脆性越強，在構造運動或水力壓裂過程中越易形成天然裂縫或誘導裂縫，從而形成復雜的裂隙網(wǎng)絡，有利于頁巖氣開采。石英是頁巖儲層的主要脆性礦物，長石、白云石等也是頁巖儲層中的易脆組分[12]。

通過5口井26個頁巖巖芯樣本XRD測定，研究區(qū)Toolebuc組頁巖石英含量為8%～34%，平均為22.3%，較美國、加拿大和中國部分頁巖石英含量低[13](表2)，其均值也小于Wang[14]認為的優(yōu)質頁巖儲層石英含量的下限值25%，說明Toolebuc組頁巖脆性較低。

表2 各地區(qū)頁巖儲層石英含量比較(據(jù)文獻[13])

頁巖樣本全巖礦物XRD測定結果還顯示，Toolebuc組脆性礦物除石英以外還包括鉀長石、斜長石、黃鐵礦、白鐵礦、磷灰石和方解石，黏土礦物包括綠泥石、伊利石、高嶺石和伊-蒙混層，另有一個樣品中含極少量蒙脫石。將Toolebuc組頁巖樣品測定結果與北美Barnett頁巖[15]、四川盆地龍馬溪組頁巖比較，Toolebuc組頁巖黏土礦物含量較Barnett頁巖高，比龍馬溪組頁巖低，脆性居于Barnett頁巖和龍馬溪頁巖之間(圖7)。

圖7 Toolebuc頁巖與北美Barnett頁巖、四川盆地龍馬溪組頁巖礦物組成對比圖Fig.7 Mineral composition comparison of Toolebuc shale with Barnett and Longmaxi shales

3.3 儲集空間物性

根據(jù)3口井23個SRP樣品的測試，Toolebuc組頁巖孔隙度為9%～18.5%，平均為15.4%；滲透率為1.88～116 mD，平均為13.5 mD(表3)。

表3 Eromanga盆地Toolebuc組頁巖物性特征

Toolebuc組頁巖孔隙度很高，具有油氣富集的有利條件；但由于Toolebuc組頁巖整體脆性較低，導致Toolebuc組頁巖的裂縫不發(fā)育，整體滲透率較低，嚴重制約了頁巖的滲透能力。

4 頁巖含油氣性分析

通過解吸實驗和等溫吸附實驗對比確定Toolebuc組頁巖含氣量。結果顯示，頁巖含氣量解吸結果與等溫吸附實驗結果比較接近，處于0.66～1.09 cm3/g范圍。在含氣量解吸結果中，殘余氣占總含氣量的80%±，解吸率極低，對頁巖氣開采是不利的。碳、氫同位素組成可以反映母質類型、沉積環(huán)境和演化環(huán)境，是氣體類型劃分、運移特征的重要參數(shù)[16]。生物成因氣是有機質在淺埋藏地層環(huán)境中由厭氧菌分解有機質形成，熱成因氣是有機質在深埋地層環(huán)境中受熱降解和裂解所形成的，或者是在更高地層溫度下由油裂解成氣。氣體碳氫同位素組成表明，Toolebuc組頁巖氣主要生成于有機質未成熟-早期成熟階段，為低成熟階段的熱成因氣和混合成因氣(圖8)。

圖8 Eromanga盆地Toolebuc組頁巖油氣成因判識Fig.8 Identification of oil and gas genesis of Toolebuc Formation shale in Eromanga Basin

5 頁巖油氣富集主控因素及主要風險

頁巖油氣富集的基本條件是需要一定數(shù)量的有機質達到生烴下限成熟度，生成的烴類需要有利的上覆下伏巖層和穩(wěn)定的構造條件保證油氣的保存。

盆內向斜頁巖油氣藏主要位于為斜坡，頂部和底部亦為一套砂泥混合的封蓋層，受斷裂影響分成若干次級斷塊。Toolebuc組頁巖有機碳(TOC)含量平均為5.84%，豐度很高，但整體成熟度偏低(0.54%

圖9 Eromanga盆地Toolebuc組頁巖油氣成藏模式圖Fig.9 Hydrocarbon accumulation model of Toolebuc Formation shale in Eromanga Basin

6 結論

(1)研究區(qū)頁巖油氣儲層具有“厚度大、有機質豐度高、孔隙度高”的有利方面；同時也存在“成熟度低、滲透率偏低”等不利因素。綜合對比來看，具有開展油氣勘探的潛力，但總體風險較大。

(2)根據(jù)研究區(qū)頁巖油氣成藏的特征，建議采用勘探開發(fā)一體化的思路，在研究區(qū)西南部頁巖厚度較大、埋藏較深和地球化學特征較好的地區(qū)部署一定勘探工作量，根據(jù)鉆探及評價情況制定進一步勘探策略。

(3)研究區(qū)勘探開發(fā)需要注意兩點主要風險：①研究區(qū)Toolebuc組頁巖整體成熟度相對偏低，剛進入生油門限，尚未達到油氣生成高峰。在實鉆過程中多井有油氣顯示，不排除在成熟度較低的區(qū)域，或因生物作用有少量的油氣生成。②頁巖滲透率較低，現(xiàn)場解吸率較低，不利于后期的開發(fā)生產。另外，油氣保存需要穩(wěn)定的構造條件，斷裂活動強烈的區(qū)域不利于油氣的成藏。