博格达地区芦草沟组页岩油散失量研究

2020-07-14王圣柱

特种油气藏 2020年3期

王圣柱

(中国石化胜利油田分公司, 山东东营 257015)

0 引言

北美地区页岩油的成功勘探开发，在世界范围内掀起了页岩油勘探的热潮，目前油气勘探已悄然进入常规与非常规油气并重的时代[1]。中国的页岩油资源丰富，无论是在西部压扭叠合盆地，还是在东部伸展断陷盆地均展现出巨大的勘探潜力[2-6]。中国专家学者在页岩油资源评价等方面取得了丰硕的研究成果[7-10]，有效指导了页岩油勘探。鉴于前期研究对象主要分布在构造相对稳定的盆地或地区，且受页岩油自生自储、源储一体成藏认识的束缚[5-6]，致使在进行页岩油资源评价时忽视了保存条件对页岩油散失的影响。准噶尔盆地博格达地区芦草沟组露头样品、钻井岩心样品，其含油率与松辽盆地、渤海湾盆地等钻井样品的含油率相比明显偏低[2-4，7-10]，且不同部位的样品含油率也存在一定差异，露头样品含油率则更低，反映出页岩油发生不同程度的散失，因此，应当把叠合盆地复杂构造区的页岩油散失评价与页岩气散失评价置于同等重要的地位[11]。复杂构造区的页岩油资源量为“残留”可动页岩油资源量，与构造相对稳定区的“原始”可动页岩油资源量不同，因此，运用稳定区的页岩油资源评价方法进行复杂构造区的页岩油资源评价存在明显的不适用性[7-10]。亟需针对叠合盆地地质结构复杂、不同区带保存条件差异大的特点，考虑页岩油散失作用，开展页岩油资源评价。选取准噶尔盆地博格达地区中二叠统芦草沟组为研究对象，通过地质结构的精细解剖，划分不同的保存评价单元，基于大量露头、钻井样品的岩石矿物组成、储集特征及有机地球化学分析，查明芦草沟组岩相发育类型及不同岩相岩石的含油性特征。在此基础上，按照保存评价单元不同，建立不同岩相页岩油的保存系数量化赋值模型，从而实现页岩油散失量的量化表征，以期为复杂构造区残留页岩油资源量的科学评价提供一种新的思路方法，更有效地推动叠合盆地的页岩油勘探。

1 地质概况

研究区位于准噶尔盆地南缘博格达地区，主体为博格达山，南北两侧分别为柴窝堡凹陷和昌吉凹陷(图1)。自晚古生代以来，博格达地区经历了裂陷、拗陷和类前陆盆地演化阶段[12-13]。中二叠世依林黑比尔根山成为重要的物源，西博格达山尚未隆升成山，东博格达山表现为水下低凸起，准噶尔盆地昌吉凹陷、柴窝堡凹陷与吐哈盆地相互连通形成统一的沉积体系，自南向北发育扇三角洲—滨浅湖—半深湖—深湖沉积[13]，研究区主体处于湖相区。芦草沟组自下而上整体表现为由粗变细的岩性组合特点，主要岩性为泥岩、页岩、砂质泥岩，夹粉砂岩和白云岩。其中，细粒泥质岩累计厚度为100～400 m，干酪根类型以Ⅰ、Ⅱ型为主，Ro为0.7%～1.3%，具有高有机质丰度、高氯仿沥青“A”含量和高生烃潜量特点；同时，岩石具有高脆性矿物含量，低黏土矿物含量特点[13-14]，具备良好的页岩油工程改造物质基础。

图1 博格达地区芦草沟组页岩油保存评价单元划分

2 页岩油岩相特征

岩相是指一定沉积环境中形成的岩石或岩石组合，是沉积环境在岩性上的综合表现。勘探实践证实，有利岩相是页岩油富集的基础。国内外专家学者提出了多种页岩油岩相划分方案[15-16]。该文探讨的页岩油岩相为广义的页岩油岩相，包括含油层和产油层为泥页岩的狭义页岩油岩相。

2.1 岩相类型划分

岩石矿物成分是岩相划分的基础。芦草沟组岩石类型复杂，表现为多种组分不同程度的混合沉积特征，具体细分为陆源碎屑组分、碳酸盐组分形成的层内混积和陆源碎屑岩、碳酸盐岩与混积岩构成的层系混积[13-14]。320余块岩石薄片、全岩X衍射等分析表明，岩石矿物成分多样，以长英质矿物(含量为54.5%)和碳酸盐矿物(含量为33.1%)为主，黏土矿物含量普遍较低，平均为12.4%，一般不超过20.0%，此外，还含有少量黄铁矿、菱铁矿和沸石等矿物[14]。层理构造是划分岩相的重要依据。芦草沟组露头和岩心见丰富的平行层理、水平层理、波状层理、交错层理等，整体反映出深水沉积特征，划分出块状、层状和纹层状3种类型，其中，芦草沟组下部以块状和层状构造为主，局部发育纹层状构造，中上部纹层状和层状构造发育。有机质丰度是划分岩相的另一重要指标。根据芦草沟组岩石有机质富集程度，划分出富有机质(TOC≥4.0%)、含有机质(2.0%≤TOC<4.0%)和贫有机质(TOC<2.0%)3类。采用“岩石矿物成分-沉积构造-有机质”岩相类型划分方案[15]，将芦草沟组岩石划分出泥页岩相、粉(细)砂岩相和碳酸盐岩相三大类10余个亚类。

2.2 基质型岩相

芦草沟组泥页岩相非常发育，以发育于深水环境、富(含)有机质为特点，单层厚度一般为3～5 m，累计厚度可达数百米以上，约占地层厚度的70%～90%，为基质型岩相[16]，属非常规储层。可细分为页岩相、云质页岩相、灰质页岩相、泥岩相、云质泥岩相、灰质泥岩相和粉砂质泥岩相(图2a)。(云质)页岩相有机质丰度较高，TOC含量一般大于4.0%，平均值达7.2%，纹层状构造发育，包括泥质纹层、砂质纹层、云(灰)质纹层、泥质与云(灰)质混合纹层和有机质纹层，纹层厚度一般为数厘米，甚至数毫米。泥页岩基质型岩相矿物组成整体差别不大，具有高石英、长石矿物含量和低黏土矿物含量特点。

图2 博格达地区芦草沟组基质型和夹层型岩相岩石矿物组成

2.3 夹层型岩相

粉(细)砂岩相和碳酸盐岩相最大的特点是单层厚度薄，一般厚度仅为0.05～2.00 m，最大为3.00 m左右，以夹层形式发育于泥页岩岩相之中，为夹层型岩相[17]，属常规储层或致密储层。粉(细)砂岩相包括泥质粉砂岩、细砂岩、云质粉(细)砂岩和灰质粉(细)砂岩(图2b)，其中，云质粉(细)砂岩相与云质泥页岩相矿物组成相似，灰质粉(细)砂岩相与灰质泥页岩相矿物组成相似。碳酸盐岩相包括白云岩相和灰岩相，白云岩相包括泥晶白云岩、砂屑白云岩和粉砂质白云岩，灰岩相包括泥质灰岩相、介壳灰岩相和鲕粒灰岩相等。

3 页岩油储集空间及赋存特征

3.1 页岩油储集空间

研究中采用岩石薄片、氩离子抛光和场发射扫描电镜等技术，对芦草沟组不同类型岩相的储集空间和孔隙结构进行了不同尺度的观察。

基质型岩相储层储集空间包括黏土矿物、石英、长石、白云石、方解石及黄铁矿等粒(晶)间孔和裂缝(图3)。富有机质纹层状页岩相和云质页岩相表现为高孔隙度多孔径特征，局部见构造裂缝，因其页理和裂缝发育，孔渗性变化较大。富(含)有机质层状-块状(云质)泥岩相、(灰质)泥岩相和粉砂质泥岩相储集空间主要为白云石和方解石晶间孔、黏土矿物晶间孔，纹层理缝相对不发育，局部见构造裂缝、生烃超压缝。富(含)有机质块状泥岩相、灰质泥岩相储集空间以黏土矿物晶间孔为主，表现为低孔隙度小孔径为主特征，物性最差。另外，基质型岩相富含有机质，镜下可见有机质与周围矿物接触部位形成的收缩孔和有机质内部孔，孔径一般为50～500 nm，TOC>4.0%，Ro>1.0%的样品有机质孔对总孔隙度的贡献可达2%左右。

夹层型岩相储集空间可分为原生孔隙、次生孔隙和裂缝3类(图3)。原生孔隙主要包括粒间孔隙，其次为碎屑颗粒内、颗粒间、杂基间微孔隙。粒间孔隙孔径一般为1～30 μm，见于粉(细)砂岩、云质粉(细)砂岩中。次生孔隙主要包括粒间溶孔、粒内溶孔和晶间孔等，粒间溶孔主要为长石、白云石、方解石溶蚀孔隙，孔径多为10～50 μm，最大可达100 μm以上，约占总孔隙体积的38%，在砂屑白云岩、云质粉(细)砂岩中常见；粒内溶孔主要是长石等颗粒溶蚀形成的孔隙，少数为岩屑颗粒溶蚀形成，主要呈斑点状、蜂窝状分布，孔径一般为5～20 μm，最大可达500 μm，占总孔隙体积的17%，主要见于白云质粉砂岩、砂屑白云岩中；晶间孔主要为碳酸盐岩矿物(重)结晶作用形成的孔隙，孔径一般为1～100 μm，占总孔隙体积的15%，主要见于砂屑白云岩、云质粉(细)砂岩中，镜下观察统计，碳酸盐岩矿物和铝硅酸盐矿物溶蚀次生孔隙可占总孔隙度的4%左右。裂缝包括构造缝和成岩缝，构造缝可见于各类岩石，而成岩缝常见于碳酸盐岩。

图3 博格达地区芦草沟组不同岩相储集空间类型

3.2 页岩油赋存特征

氩离子抛光、场发射扫描电镜等实验分析，页岩油在岩石中的赋存形式有游离、溶解和吸附3种状态，以吸附态和游离态为主。根据岩相及页岩油赋存特征，将芦草沟组页岩油划分为基质型和夹层型2种类型。

基质型岩相储集空间以粒内溶孔、粒间溶孔、晶间孔、纹层理缝、黏土矿物片间孔、有机质孔和构造裂缝为主，液态烃吸附在干酪根、无机矿物颗粒表面，或呈油膜浸染状赋存于粒间、晶间、层理缝等孔隙中。同时，该类岩相中含有的大量干酪根增加了吸附态烃的含量，而其发育的纹层理缝和有机质孔增加了游离态烃的含量。粒(晶)间孔和层理(缝)、构造缝为游离烃的主要储集空间。富有机质纹层状泥页岩相中的页岩油可动性相对较好，相对易于开采；富(含)有机质块状、层状泥岩相和粉砂质泥岩相原油主要以吸附态赋存于黏土矿物片晶间孔中，可动性差，不利于开采。

粉(细)砂岩和碳酸盐岩夹层型岩相粒间孔、粒内孔、晶间孔等微米级储集空间更为发育。干酪根生成的油气在满足自身吸附、有机质孔及基质孔充填后，通过微纳米级孔隙、层理面和裂缝构成的输导体系网络，以油驱水的方式运移到邻近的夹层型岩相储层，表现为外来烃近距离运聚的特点，以游离态为主赋存于各类孔隙和裂缝中。

4 页岩油散失量评价

4.1 保存评价单元划分

页岩油散失量量化表征是复杂构造区页岩油资源评价的关键，保存条件优劣是造成岩石原始含油率与现今残留含油率存在差异的主要原因。研究区经历晚二叠世博格达山形成雏形、晚侏罗世全面隆升造山、古近纪—第四纪强烈造山演化过程，最终形成现今的构造格局，整体呈南北分带、东西分段的地质结构特点，不同区带保存条件差异大。因此，有必要根据保存条件优劣进行评价单元的划分，分单元开展“残留”页岩油资源评价。

根据芦草沟组地层埋深、构造变形强度、断裂发育程度、上覆盖层发育情况和地层压力条件等因素，将研究区划分出凹陷区、构造稳定区、冲断改造区和地表出露区4类保存评价单元(图1)。凹陷区指距离博格达山造山带具有一定距离，构造变形相对较弱的区域，如吉木萨尔凹陷，同时也包括对冲构造控制下的地堑或单向冲断构造样式控制下的大型负向单元，如达坂城次凹和阜康、妖魔山等大型推覆断层下盘，芦草沟组凹陷区埋深一般超过3 000 m，中二叠统红雁池组、上二叠统梧桐沟组、下三叠统韭菜园子组和上三叠统黄山街组区域性盖层发育，断层不发育，或断层仅断至白垩系及以下层位，具有较好的保存条件，地层压力系数可达1.2以上。构造稳定区为低角度推覆滑脱断裂控制下的宽缓褶皱区，构造变形相对较弱，侏罗系、三叠系和二叠系保存较为齐全，芦草沟组构造稳定区一般埋深为1 500～3 000 m，断层断距较小，对盖层的破坏程度较小，保存条件较好，为常压—弱超压区，如奇台庄向斜区。冲断改造区是指由一系列高角度逆冲断层、反冲断层、紧闭褶皱和断块组成的强烈构造变形区，芦草沟组冲断改造区埋深为500～1 500 m，区域性盖层遭受一定程度的剥蚀，大部分断层断至地表，保存条件较差，为常压区，如米泉冲断区、奇台庄冲断区。地表出露区是指紧邻博格达山造山带的高角度冲断断层控制下的构造断阶区或滑脱断层控制的冲出构造区，芦草沟组，甚至下二叠统井井子沟组或石炭系出露地表，保存条件差(图4)。

图4 博格达地区芦草沟组页岩油评价单元划分剖面

4.2 页岩油散失量表征

页岩油散失量研究的核心是合理地确定不同评价单元的保存系数权重。为了减少保存系数权重赋值的人为因素影响，结合不同岩相页岩油赋存特征差异，基于大量实测样品，分岩相、分保存评价单元开展了页岩油散失量的评价。

4.2.1 有机质丰度与含油率量化图版

选取井子沟、红雁池等典型剖面和吉174、奇1等重点探井，完成了2 300余项样品的TOC和岩石热解测试分析。图5为不同评价单元(岩相)TOC与热解性函数关系。基于岩石TOC与含油性参数(热解烃S1)关系分析认为，岩石的储集空间类型、孔隙结构和保存条件控制了基质型和夹层型岩相含油性差异，基质型岩相TOC与含油率呈幂函数关系，夹层型岩相TOC与含油率为线性函数关系，且保存条件越好，样品的含油率越高(图5、表1)。

4.2.2 页岩油散失量量化表征

为了解决不同保存评价单元页岩油绝对散失量难以确定的问题，提出了相对保存系数的概念。将保存条件最为优越的凹陷区作为标准刻度区，其保存系数权重赋值为1.0。根据建立的不同评价单元(岩相)的TOC与含油率量化模型，分别将构造稳定区、冲断改造区、地表出露区与标准刻度区进行比对，确定其对应的相对保存系数权重赋值，具体方法见式(1)、(2)。

图5 博格达地区芦草沟组不同评价单元(岩相)有机碳含量与热解烃S1函数关系

表1 博格达地区芦草沟组不同评价单元保存系数赋值函数关系

Table 1 Function ofsave coefficient assignment in different evaluation units of Lucaogou Formation in Bogda area

评价单元不同岩相有机质丰度与含油率函数关系基质型夹层型凹陷区C凹sh=0.1748A1.3565,R2=0.726C凹s=-0.5123+1.1577A,R2=0.606构造稳定区C稳sh=0.1254A1.3122,R2=0.869C稳s=-0.2804+0.5098A,R2=0.672冲断改造区C冲sh=0.0416A1.3364,R2=0.740C冲s=-0.1272+0.2101A,R2=0.685地表出露区C露sh=0.0289A1.3565,R2=0.872C露s=-0.1285+0.1824A,R2=0.634注:C凹sh为凹陷区基质型岩相岩石热解吸附烃S1含量,mg/g;C稳sh为构造稳定区基质型岩相岩石热解吸附烃S1含量,mg/g;C冲sh为冲断改造区基质型岩相岩石热解吸附烃S1含量,mg/g;C露sh为地表露头区基质型岩相岩石热解吸附烃S1含量,mg/g;C凹s为凹陷区夹层型岩相岩石热解吸附烃S1含量,mg/g;C稳s为构造稳定区夹层型岩相岩石热解吸附烃S1含量,mg/g;C冲s为冲断改造区夹层型岩相岩石热解吸附烃S1含量,mg/g;C露s为地表露头区夹层型岩相岩石热解吸附烃S1含量,mg/g;A为岩石有机质丰度值,%;R2为曲线回归系数的平方。

(1)

(2)

式中：KS1单元ish为某评价单元基质型岩相热解烃S1法相对保存系数权重赋值；S1标准sh为标准区(凹陷区)基质型岩相热解烃S1含量，mg/g；S1单元ish为某评价单元基质型岩相热解烃S1含量，mg/g；KS1单元is为某评价单元夹层型岩相热解烃S1法相对保存系数权重赋值；S1标准s为标准区(凹陷区)夹层型岩相热解烃S1含量，mg/g；S1单元si为某评价单元夹层型岩相热解烃S1含量，mg/g。

为了保证不同评价单元的TOC与含油率比对样本具有代表性，需根据不同岩相类型的有机碳含量分布特征，选取合理的TOC比对区间(m，n]和比对间隔(B)，进而确定比对样本点及样本数N，取样本点相对保存系数权重赋值的算术平均值作为相应评价单元对应岩相的保存系数综合权重赋值，见式(3)～(6)。

(3)

(4)

(5)

式中：N为不同评价单元比对样本数；i为某一类评价单元，包括构造稳定区、冲断改造区或地表露头区；m为TOC比对区间左侧低值，%；n为TOC比对区间右侧高值，%；B为TOC比对取值间隔，%；K单元is综为评价单元i砂岩型页岩油保存系数相对权重赋值算数平均值；K单元isj为评价单元i夹层型岩相第j个样本点保存系数相对权重赋值；K单元ish综为评价单元i泥岩型页岩油保存系数相对权重赋值算数平均值；K单元ishj为评价单元i基质型岩相第j个样本点保存系数相对权重赋值j为比对样本数目，个；Num为样品个数，个。

根据上述保存系数综合权重赋值公式，确定了研究区4类评价单元基质型和夹层型页岩油的相对保存系数，其中，基质型岩相凹陷区为1.00，构造稳定区为0.67，冲断改造区为0.29，地表露头区为0.16；夹层型岩相凹陷区为1.00，构造稳定区为0.41，冲断改造区为0.16，地表露头区为0.13。研究表明，受博格达山隆升造山作用的影响，芦草沟组不同岩相类型的页岩油在地质历史时期均发生了不同程度的散失，原油散失量可占原始页岩油量的35%～85%，夹层型岩相页岩油以游离态赋存形式为主，散失作用更加明显，同一保存评价单元内其散失量较基质型页岩油偏高。

4.3 残留页岩油资源量

为了准确评价芦草沟组的页岩油资源潜力，在基质型和夹层型“原始”可动页岩油资源量计算的基础上[7-10]，考虑页岩油散失作用，依据凹陷区、构造稳定区、冲断改造区和地表露头区4类保存评价单元的保存系数权重赋值进行了“残留”可动页岩油资源量计算。芦草沟组基质型“残留”页岩油资源量为8.11×108t，夹层型“残留”页岩油资源量为6.59×108t，“残留”页岩油资源量仅为“原始”页岩油资源量的35.0%左右。保存条件好坏与页岩油散失量大小关系密切，保存条件越差，散失量越大，如博格达山北缘米泉地区，强烈的构造改造造成了该区带的页岩油大量散失，“残留”页岩油资源量仅相当于“原始”资源量的21.1%。