刘顺宇，赵 荣，王朋岩

（东北石油大学地球科学学院，黑龙江大庆 163318）

渤海湾盆地沙河街组烃源岩是第三系的主力烃源岩，对沙河街组烃源岩的研究一直得到广泛的重视，朱光有等发现东营凹陷沙三段烃源岩在有机质和岩性方面存在多尺度的非均质性[1]。张守春等发现微层理和微裂缝是沙三段油气运移的优势通道[2]。刘庆等开展了沙四段的原始有机质恢复和生、排烃效率定量计算[3]。巢前等深入剖析S1、S2等热解参数与有机质赋存的关系，对烃源岩的有机质特征和生烃差异进行研究[4]。但是可以发现，对有效烃源岩的研究比较少，根据宋成鹏等的研究发现沙三中的岩性油气藏中有大量的沙四段原油贡献[5-7]，且远高于沙三下，所以沙三中、沙三下、沙四上三套烃源岩应作为一个整体来研究，因此本文以渤海湾盆地某凹陷的沙三段及沙四段烃源岩为例，利用24口探井TOC、S1等地化数据结合生、排烃史对有效烃源岩进行评价。

1 区域地质概况

渤海湾盆地是华北地台上发育起来的中新生代断陷盆地，基底为太古界-中下元古界，主要发育有三套烃源岩，下第三系烃源岩、中生界烃源岩和石炭-二叠系烃源岩。研究区位于渤海湾盆地东南部，构造上分为凹陷、斜坡及隆起三个部分（见图1），主要发育的是下第三系烃源岩，本次研究的烃源岩层有沙四上（Es4s）、沙三下（Es3x）及沙三中（Es3z）。

2 烃源岩特征

2.1 烃源岩基本特征

研究区烃源岩以深灰色、灰色泥（页）岩为主，灰质泥岩次之，还发育一定的油页岩。有机质丰度级别较高，以“好”（33%）为主，非常好（26%）、极好（19%）次之。有机质类型主要为Ⅰ型（35%）、Ⅱ1型（43%）和Ⅱ2型（22%）。有机质成熟度在0.25%～0.75%的范围内，大约在2 600 m处达到了生油门限（见表1）。总体来讲，研究区烃源岩岩性复杂，暗色泥岩较为发育，有机质丰度高，属于生油母质，已经开始大量生烃（见图2）。

表1 烃源岩数据（部分）Tab.1 Date of source rocks（partial data）

图2 烃源岩地球化学特征图版Fig.2 Chart of basic characteristics of source rocks

图3 烃源岩演化阶段图版Fig.3 Chart of organic matter evolution

2.2 烃源岩生、排烃特征

根据镜质体反射率（Ro）、温度和生烃转化率（S1/（S1+S2））等参数将烃源岩的生烃演化划分为4个阶段和2个临界深度：未熟阶段、生油门限、生油阶段A、生油阶段B、排烃门限、排烃阶段（见图3）。

未熟阶段：Ro小于0.5%，对应的深度小于2 600 m，生烃潜量较高，烃源岩潜在的生烃能力强，地层压力随深度线性增长，转化率低于0.5%，变化微弱；生油门限：Ro为0.5%，对应深度为2 600 m，转化率开始呈线性增长；生油阶段A：烃源岩达到生油门限，Ro在0.5%～0.55%，对应的深度在2 600 m～2 900 m，生烃潜量开始减小，地层压力随深度逐渐偏离原趋势，转化率持续呈线性增长；生油阶段B：Ro在0.55%～0.6%，对应深度在2 900 m～3 100 m，生烃潜量开始增大，地层压力明显增大，转化率开始呈指数增长；排烃门限：Ro为0.6%，对应深度为3 100 m，转化率开始减小，地层压力开始恢复正常变化趋势；排烃阶段：Ro大于0.6%，对应深度大于3 100 m，生烃潜量开始减小，地层压力持续增加，转化率持续减小（排烃时的转化率非真正的转化率）。

3 有效烃源岩

3.1 有效烃源岩评价指标

有效烃源岩是指既有油气生成又有油气排出的岩层，有效烃源岩的确定关键是判断烃源岩是否发生排烃[8，9]。因此，Ro大于0.6%是有效烃源岩的范围。此外，根据匡立春、高岗等的研究，S1相对于TOC开始减少的点就是油气发生排烃的TOC下限[10]，图4（a）可以确定发生排烃的有机质类型主要是Ⅰ、Ⅱ1型，Ⅱ2型有机质几乎不发生排烃，对应的TOC下限分别为2.8%、1.8%，根据表2发现Ⅰ、Ⅱ1型有机质中符合TOC下限的岩性有深灰色、灰色泥岩及油页岩，油页岩虽然数量较少，但有机质含量极高。因此，研究区有效烃源岩类型主要是Ⅰ和Ⅱ1型，对应的TOC下限分别是2.8%、1.8%，对应的岩性分别是深灰色泥岩、油页岩和深灰色、灰色泥岩（见图4）。

图4 有效烃源岩图版Fig.4 Chart of effective source rocks

根据图4（b）、4（c）可以看出Ⅰ型有机碳含量主要分布在大于4%的范围内，2%～4%次之，Ⅱ1型有机碳含量主要分布在1%～2%范围内，2%～4%次之，Ⅱ2型有机碳含量主要分布在0.5%～1%的范围内，小于0.5%次之。沙三中以Ⅱ1型为主，Ⅱ2型次之，沙三下及沙四上都是以Ⅰ型为主，Ⅱ1型次之。依据三种有机质类型的岩性、有机质的层位分布特征得到有机质类型的平面预测。

表2 有效烃源岩评价指标Tab.2 Evaluation index of effective source rocks

沙三中有机质丰度较低，分布不均，有机质类型以Ⅱ1型为主，凹陷部位刚刚进入生油门限，沙三下及沙四上有机质丰度高，高值主要分布在凹陷部位，有机质类型以Ⅰ型为主，凹陷部位已经进入排烃门限。根据有效烃源岩的类型、TOC下限、岩性、成熟度四个指标划分有效烃源岩的范围（见图5），因此认为有效烃源岩主要分布在沙三下及沙四上的凹陷部位。

3.2 区域生烃潜力评价

本次研究选取了10口井进行生、排烃史的模拟，凹陷部位的生、排烃能力最强；凹陷周边的生、排烃能力已经减弱，以生烃为主；斜坡部位生、排烃能力最差，几乎不发生排烃，但有微弱生烃。Ⅰ型有机质生、排烃能力最强，即使是在斜坡也有一定的生烃能力；Ⅱ1型生、排烃能力有限，即使在凹陷部位生、排烃能力也远不如Ⅰ型有机质；Ⅱ2型有机质生、排烃能力最弱。这个模拟结果与前面对有效烃源岩的划分结果相一致。

图5 有效烃源岩叠合图Fig.5 Congruent map of effective source rocks

4 结论

（1）研究区有机质生、排烃过程可分为4个阶段和2个临界深度，未熟阶段（Ro＜0.5%，深度小于2 600 m）、生油门限（Ro＝0.5%，深度 2 600 m）、生油阶段 A（Ro＝0.5%～0.55%，深度2 600 m～2 900 m）、生油阶段B（Ro＝0.55%～0.6%，深度 2 900 m～3 100 m）、排烃门限（Ro＝0.6%，深度 3 100 m）、排烃阶段（Ro＞0.6%，深度大于3 100 m）。

（2）研究区有效烃源岩类型是Ⅰ和Ⅱ1型，对应的TOC下限分别是2.8%、1.8%，对应的岩性分别是深灰色泥岩、油页岩和深灰色、灰色泥岩，同时满足Ro大于0.6%。

（3）凹陷的生、排烃能力最强；凹陷周边仅以生烃为主，微弱排烃；斜坡微弱生烃，几乎不发生排烃。Ⅰ型有机质生、排烃能力最强，即使是在斜坡也有一定的生烃能力；Ⅱ1型生、排烃能力有限；Ⅱ2型有机质生、排烃能力最弱。

吐哈油田成功研制国内首个低温全可溶桥塞

2018年11月20日，牛东平26井完成通井作业后顺利生产，标志着吐哈油田工程院研发的国内首个低温全可溶桥塞现场应用成功。

全可溶桥塞作为速钻桥塞升级换代的体积压裂关键工具，具有压后自主溶解、井筒处理简单的特点——压裂后，桥塞可在预期时间内溶入压裂液，并通过放喷返排回地面。这不仅提高了施工效率，还为降低压后钻塞存在的施工风险、减少钻塞成本创造了条件。这一工具受到各大油田的关注。

吐哈油田工程院机械研究所不断技术革新，形成了适合吐哈油田油藏特点的压裂工艺管柱及配套井下工具。10月，有4口井应用该工具实施压裂均获得高产，累计增油1 400多吨，节约成本124.2万元。

吐哈成功研究国内首个低温全可溶桥塞，为今后水平井桥塞分段压裂提效提供了技术支持，也为国内外同类油藏压裂提供了技术使用的井下工具。

（摘自中国石油报第7227期）