川东地区下侏罗统凉高山组烃源岩资源潜力评价

2022-10-13李世临叶朝阳张文济

天然气勘探与开发 2022年3期

李世临张静叶朝阳欧易张文济陈芮

1.中国石油西南油气田公司重庆气矿 2.中国石油西南油气田公司川中油气矿

0 引言

前人对四川盆地下侏罗统凉高山组的研究大多集中于川中地区的致密砂岩油气储层及成藏条件研究[1-5]，认为川中地区是典型的裂缝性超致密油气藏，属于岩性控制的裂缝性气藏[6]，具有面积大，油气层薄，物性差，产量低的特点[7]。王世谦等研究认为川东地区侏罗系具有与川中地区侏罗系十分相似的油气成藏条件，其烃源岩厚度大、储层致密、油气资源丰富，是四川盆地内除川中侏罗系之外还有希望找到原生油藏的一个有利地区[8-10]。邹才能等认为陆相页岩油气是中国源岩油气最具潜力的组成类型，是中国陆上未来“进源找油”最重要的突破对象[11]。无论是致密油气还是页岩油气藏，优质烃源岩是先决条件[12]。凉高山组泥页岩和致密砂岩在川东地区具有分布面积广阔、埋深较浅、资源潜力大的特点。据四川盆地第四次资评结果，川东地区为凉高山组的主生烃中心，致密油地质资源量和可采资源量分别为1.215×108t[13]。川东地区凉高山组钻井油气显示114井次，洋渡1井中测自喷获气1.83×104m3/d、油1.16 m3/d；2021年4月，天东002-X18上试凉高山组致密砂岩储层，自喷获气1.29×104m3/d，微量凝析油；2021年1月，涪陵北部的泰页1井，通过水平井钻井及分段压裂测试获气 7.5×104m3/d、油 9.8 m3/d，实现了侏罗系凉高山组湖相页岩油气新层系勘探重大突破[14]。因此，有必要对川东凉高山组烃源开展系统评价，本次通过46口井岩心、岩屑及野外露头样品共计420余样次的分析化验及92口井的TOC测井解释结果，对区内的凉高山组的烃源岩进行了定性和定量评价，基本摸清了其勘探潜力。

1 烃源岩厚度与分布

凉高山组岩性较为复杂，下段以黄绿色、灰绿色、深灰色泥页岩为主，夹中—薄层、局部厚层粉砂岩、砂岩，偶夹介壳灰岩；上段以深灰、灰黑色泥页岩为主，夹浅灰色细砂岩，偶夹薄层状介壳灰岩，砂岩石英含量较高，多为石英砂岩，水平微细层理和小型交错层理较发育。上段顶部泥页岩与上覆沙溪庙组底部砂岩接触，下段为砂岩与下伏自流井组过渡层泥岩分界（图1）。

图1 川东地区侏罗系凉高山组地层综合柱状图

川东地区以浅湖—水下三角洲沉积为主，烃源岩主要分布于浅湖沉积环境，上段和下段均有发育。根据井下岩屑录井并结合测井资料统计分析，凉高山组暗色泥页岩具有分布连续性稍差、层数多、单层厚度小的特点，发育层数5～27层，最大单层厚度6～33 m，总厚度在15～112 m之间。平面分布上川东腹地较厚，即梁平—大竹—垫江一带发育厚度较大（图2）。

图2 川东地区凉高山组烃源岩厚度等值线图

2 有机质丰度

对于泥质烃源岩，有机质丰度较为统一的标准是有机碳含量的下限值为0.5%，生烃潜量（Pg=S1+S2）下限为 1 mg/g[15-16]（表 1）。

表1 烃源岩有机碳丰度评价标准表

本次通过川东地区凉高山组46口井共187个岩心、岩屑、野外露头样品分析结果看，有166个样品有机碳含量大于0.5%，为有效烃源岩。有机碳含量分布在0.5%～3.21%，总平均值为1.23%；其中有机碳含量为0.5%～0.6%的样品比例为7.83%；有机碳含量为0.6%～1.0%的样品比例为30.72%；有机碳含量为1.0%～2.0%的样品比例为54.82%；有机碳含量为大于2.0%的样品比例为6.63%（图3），因此，川东地区凉高山组暗色泥页岩属于中等—较好烃源岩。

图3 川东地区凉高山组有机碳含量频率图和散点图

从生烃潜量来看，川东地区39口井岩心和岩屑共99个样品的S1+S2值为0.06～12.12 mg/g，平均 2.68 mg/g（图 4）。

图4 川东地区凉高山组生烃潜量（S1+S2）频率图和散点图

烃源岩有机质丰度评价综合分析认为，凉高山组烃源岩较好的为主要分布在垫江—梁平—忠县—石柱一带，平均TOC超过1.5%（图5）。

图5 川东地区凉高山组平均有机碳含量等值线图

3 有机质类型

3.1 干酪根显微组分组成

川东地区凉高山组5件样品干酪根显微组分测试结果显示，凉高山组干酪根显微组分以镜质组为主（图6），含量介于42.0%～89.0%，均值为65.6%；其次为腐泥组，含量介于3.0%～51.0%，均值为25.8%；少量惰质组（6.0%～9.0%，均值为7.8%）、壳质组（0～1%，均值0.8%）。干酪根类型指数线介于-71.75～14.00之间，显示凉高山组绝大部分样品有机质类型主要为Ⅲ型，少量Ⅱ型，分别占样品总数的80%、20%。

图6 川东地区凉高山组泥页岩干酪根显微组分镜下特征图

3.2 干酪根δ13C值

川东地区凉高山组泥页岩干酪根碳同位素测试结果显示，6个样品的干酪根δ13C值介于-25.23‰～-26.77‰之间，均值为-26.17‰，参照有机质类型划分标准[17]，测试数据显示川东地区该套目的层泥页岩干酪根类型主要表现为Ⅱ2型和Ⅲ型（图7）。

图7 川东地区凉高山组泥页岩干酪根碳同位素分布及类型划分图

3.3 烃源岩热解参数

根据对川东地区内样品所测得的热解数据分析，利用HI-Tmax岩石热解法来划分有机质类型，川东地区内凉高山组暗色泥页岩样品大部分属于Ⅱ型干酪根，含有少量Ⅲ型干酪根（图8）。

图8 川东地区凉高山组烃源岩热解参数类型划分图

结合干酪根显微组分、碳同位素、岩石热解参数三项指标，综合分析认为，川东地区凉高山组暗色泥页岩有机质类型以Ⅱ2型为主，Ⅱ1型和Ⅲ型为辅。

4 烃源岩成熟度（RO）

干酪根的镜质体反射率Ro是最直观地表征有机质成熟度的参数之一；岩石热解Tmax也常用于有机质或地层热演化程度的判断，但它受到的影响因素很多，诸如岩性、有机质丰度、可溶有机质含量、沥青分布与充填等。

川东地区凉高山组64个泥页岩样品测试结果显示，凉高山组Ro值介于0.57%～1.53%之间（图9a），平均值1.14%。Ro直方图显示（图9b），4.69%的样品Ro分布在0.5%～0.7%之间，处于未成熟阶段，这几个样品为剖面样品，Ro值较井下样品低，可能与样品受风化有关；75%的样品Ro值分布于0.7%～1.3%之间，处于成熟阶段；20.31%的样品分布于1.3%～2.0%之间，处于高成熟阶段；综上所述，凉高山组泥页岩热演化程度中等，处于成熟—高成熟演化阶段。同时，凉高山组52个热解实验数据显示，该套泥页岩Tmax值介于306～757℃之间，平均值为443.7℃，Tmax直方图显示，53.85%的样品Tmax值分布于440～450℃之间，处于成熟阶段；25%的样品分布于450～490℃之间，处于高成熟阶段（图10）；表明凉高山组52个烃源岩样品的Tmax值绝大部分处于成熟-高成熟区域，利于油气的生成，这和Ro指向是一致的。

图9 川东地区凉高山组Ro分布直方图

图10 川东地区凉高山组Tmax分布直方图

根据川东地区内30口钻井和几个剖面凉高山组暗色泥页岩样品成熟度数据，参考前人研究成果，绘制了川东地区凉高山组暗色泥页岩Ro等值线图11。从图中可以看出，在平面上，川东地区内凉高山组烃源岩有机质成熟度变化不大，呈现由中间往四周增高的趋势，垫江地区Ro值最低，由该地区向四周逐渐增大，至川东地区东部的云阳—建南—丰都以南地区，Ro值高达1.4%。

图11 川东地区凉高山组暗色泥页岩Ro等值线图

5 生烃强度定量计算

5.1 计算方法与参数

本次生烃强度的计算方法选用有机质热模拟参数法来计算川东地区内烃源岩的生烃量。计算主要参数有：烃源岩的岩石密度、有机碳含量、有机质的产烃率和有机碳恢复系数。根据测井和分析化验资料，川东地区凉高山组烃源岩岩石密度取值为2.6 t/m3。有机碳含量根据图5求出；有机质的产烃率根据图12不同类型烃源岩有机质Ro与产烃率之间的关系[13]。

图12 不同类型烃源岩产气率图版（第四次资源评价）

有机碳恢复系数（Kc）是有机质热模拟参数法重要参数之一，一般通过低成熟烃源岩热模拟实验获得残碳资料，再根据原始有机碳与残碳含量之比求出恢复系数（即C原/C残=Kc）。然后再根据各类烃源岩在不同模拟温度下的Kc值与对应的Ro值，建立起Kc～Ro关系曲线。本次所采用有机碳恢复系数（Kc）是根据原四川石油管理局研究院地质实验室的热模拟实验资料所建立起Kc～Ro关系曲线（表 2）。

表2 各类烃源岩有机碳恢复系数表[18]

5.2 计算结果

川东地区侏罗系凉高山组暗色泥岩总生烃强度一般在1.59×108～8.97×108m3/km2之间，垫江、忠县、梁平区域内构造生烃强度相对较高，其中在拔向1井可以达到8.97×108m3/km2（图13），垫江以西、长寿、涪陵以南生烃强度相对较低，甚至无生烃能力。川东地区总生烃量为7.68×1012m3，平均生烃强度为1.89×108m3/km2。