三塘湖盆地馬朗凹陷二疊系頁巖油勘探潛力分析

三塘湖盆地馬朗凹陷二疊系頁巖油勘探潛力分析

國內(nèi)外巖油氣勘探和開發(fā)的過程和成功的例子表明，該菌株的石油和天然氣資源儲量豐富，已成為未來最重要的勘探領(lǐng)域之一。頁巖氣是烴源巖中未運(yùn)移出去的以吸附、游離或者水溶方式存在的連續(xù)烴類聚集。當(dāng)烴源巖處于生油窗的熱演化階段時,頁巖中賦存的烴類為液態(tài),稱為“頁巖油”。在美國,頁巖油的勘探以巴肯頁巖最為成功,號稱“巨型油田革命”,USGS估算巴肯頁巖油含油面積約為3.8×104km2,工業(yè)儲量為3.65×109桶,并將建成為美國第二大油田。北美頁巖油氣勘探的接連成功極大地促進(jìn)了非常規(guī)油氣勘探理論的發(fā)展,并掀起了中國頁巖油氣勘探的熱潮。中國同樣具有發(fā)展非常規(guī)油氣資源的地質(zhì)條件,鄂爾多斯盆地和四川盆地也相繼發(fā)現(xiàn)了“連續(xù)型”油氣。三塘湖盆地位于新疆維吾爾自治區(qū)東北部,在地史時期整體屬于大陸邊緣活動帶。自1998年發(fā)現(xiàn)開始,位于中央坳陷帶的馬朗凹陷二疊系蘆草溝組在隨后的5年間,共探明含油面積71.2km2,探明石油地質(zhì)儲量5762×104t,而早期研究認(rèn)為油氣藏類型為裂縫型泥巖油藏,嚴(yán)重阻礙了下一步勘探突破,雖然油氣顯示豐富,卻難以建成產(chǎn)能。直至2010年,運(yùn)用頁巖油氣勘探理論鉆探部署的水平井獲得工業(yè)油流,拉開了中國頁巖油勘探的序幕?？碧綄?shí)踐表明,馬朗凹陷二疊系蘆草溝組油氣主要產(chǎn)出于蘆草溝組二段,試油段巖性以灰質(zhì)泥巖、云質(zhì)泥巖為主,TOC為1.38%~11.90%,產(chǎn)油量為0.01~22.20m3/d,產(chǎn)油層即是很好的烴源巖層。該套源巖頁理較不發(fā)育,多見水平紋層,基質(zhì)孔隙雖小,但仍然是油氣儲集的主要空間。按照USGS的全石油系統(tǒng)評估單元(TPS-AU)方法,初步估算了馬朗凹陷蘆草溝組源內(nèi)儲量規(guī)模為17579.99×104t。為此,有必要進(jìn)一步明確油氣在烴源巖層段中的富集規(guī)律,為三塘湖盆地二疊系致密源巖油氣的勘探提供地質(zhì)依據(jù)。1蘆草溝組原油的物性特征馬朗凹陷蘆草溝組源巖Ro值主要分布在0.5%~0.9%,幾乎都處于低熟—成熟階段。原油生物標(biāo)志化合物C29甾烷ββ/(ββ+αα)及C29甾烷ααα20S/(20S+20R)等成熟度參數(shù)也表明原油成熟度不高,具有有別于典型成熟原油的物性和族組成特征。馬朗凹陷蘆草溝組原油密度特征總體相近,溫度為20℃時,原油密度平均0.9003g/cm3。溫度為50℃時,原油黏度從20mPa·s到2650mPa·s均有分布,其中原油黏度最高為馬中地區(qū),平均值為738.8mPa·s,其次為牛圈湖地區(qū),平均值為382.6mPa·s,黑墩地區(qū)原油黏度最低,平均為40.9mPa·s。總體上,蘆草溝組原油具有高密度、高黏度的物性特征,在原油色譜—質(zhì)譜上也未發(fā)現(xiàn)原油遭受生物降解特征。這種高密度、高黏度的原油主要與成熟度較低有關(guān)。馬朗凹陷蘆草溝組原油具有典型的較低成熟度原油的族組成特征。其飽芳比1.95~2.96(均小于4),平均2.46;非瀝比變化范圍廣,為7.03~89.19(均大于5),平均38.02。源巖排烴作用也可以導(dǎo)致源巖中殘留的原油密度和黏度較高。然而,蘆草溝組油層厚度較大,斷裂不發(fā)育的地區(qū)源巖向外大量排烴作用并不明顯。研究表明,隨著埋深和成熟度的增加頁巖油的密度和黏度逐漸降低(圖1),由此可見,頁巖油密度和黏度高主要與原油成熟度較低有關(guān)。2儲集空間及游離態(tài)烴類液態(tài)石油較天然氣分子大,其賦存形式與頁巖氣略有不同。由于馬朗凹陷蘆草溝組以湖相碳酸鹽巖、泥巖及它們的過渡巖性為主,富有機(jī)質(zhì)、黏土,剛性顆粒和脆性礦物含量多,源內(nèi)的液態(tài)石油主要具有吸附態(tài)和游離態(tài)兩種賦存形式,其他的賦存形式貢獻(xiàn)不大。吸附態(tài)烴類是指吸附在干酪根和黏土顆粒表面的烴類。本區(qū)廣泛分布的烴源巖沉積時處于能量較弱、粗碎屑物源供給匱乏的安靜水體中,沉積物顆粒很細(xì),黏土礦物含量高,富含有機(jī)質(zhì),TOC主區(qū)間為3%~6%,生成的油氣直接吸附在干酪根表面(圖2)。頁巖層系中紋層巖的有機(jī)質(zhì)主要存在于泥質(zhì)紋層中,這種“干酪根網(wǎng)絡(luò)”為油氣儲集提供了大量空間。游離態(tài)烴類是指賦存在基質(zhì)孔隙和微裂縫中的烴類。鏡下具有生烴能力的灰質(zhì)泥巖、云質(zhì)泥巖等巖性的基質(zhì)普遍具有較強(qiáng)的熒光(圖3),泥巖呈似水平狀熒光特征,基質(zhì)富含無定形有機(jī)質(zhì),并可見到鏡質(zhì)體;而鑄體薄片觀察卻未見明顯的孔隙,烴類主要賦存在肉眼難以觀察的基質(zhì)孔隙中?；|(zhì)孔隙主要為石英等剛性顆粒間的原生孔隙。裂縫也是游離態(tài)烴類富集的儲集空間之一。根據(jù)毛管實(shí)驗(yàn)統(tǒng)計法求得基質(zhì)的有效儲集能力高于裂縫,并且認(rèn)為基質(zhì)的儲集能力是裂縫的2~10倍。但裂縫對儲集層的改造作用是不可忽視的,尤其是在頁巖油勘探初期,馬朗凹陷南部逆沖大型斷裂帶附近,牛圈湖、馬中背斜軸部易產(chǎn)生微裂縫,游離態(tài)油氣含量較多,且滲透性較好,有利于油氣的發(fā)現(xiàn)。隨著勘探程度的進(jìn)一步提高,勘探對象應(yīng)逐步轉(zhuǎn)向基質(zhì)富油的連續(xù)型頁巖油。3元正在形成和特點(diǎn)3.1異常高地層壓力下的排烴作用湖相細(xì)粒巖沉積受氣候影響比較大,形成的烴源巖巖性不純,石英等剛性顆粒及碳酸鹽含量較高,使烴源巖儲集空間較為發(fā)育,為頁巖油的賦存提供了空間條件。蘆草溝組烴源巖演化程度較低,生成的原油具有高密度、高黏度的物性特征,排烴所需動力要求更高。由生烴作用產(chǎn)生的異常高地層壓力是油氣初次運(yùn)移最重要的動力,這種異常壓力和構(gòu)造運(yùn)動的共同作用可以引起烴源巖順著紋層、水平層理發(fā)育大量微裂縫,生成的油氣在達(dá)到干酪根吸附量最大值并充滿剛性顆粒間孔隙后,可以順著微裂縫發(fā)生初次運(yùn)移。但由于蘆草溝組烴源巖大都處于低熟—成熟早期演化階段,烴源巖分布范圍廣、厚度大、埋深小、孔隙體積保留較多,頁巖層系內(nèi)部及頂?shù)装鍌鹘y(tǒng)意義上的碎屑儲層不發(fā)育,頁巖內(nèi)部滯油能力強(qiáng),排烴裂縫未完全突破巖層(圖4),因此,斷裂不發(fā)育的地區(qū)頁巖可能未發(fā)生大規(guī)模排烴。由此可見,隨著生烴作用增強(qiáng)引起的地層壓力未能完全開啟裂縫,與之相對應(yīng)的幕式排烴作用不明顯。另一方面,蘆草溝組源巖層內(nèi)原油與其附近的源巖可溶有機(jī)質(zhì)各生標(biāo)參數(shù)僅有微小的差別,而與淺部地層中蘆草溝組烴源巖所生的原油相差較大(圖5),同樣反映了頁巖油在源內(nèi)的運(yùn)移效應(yīng)不明顯,而向源外的運(yùn)移效應(yīng)明顯。3.2烴源巖厚度越低,油水比例隨時間的變化。據(jù)外部輸導(dǎo)層頁巖油是烴源巖生烴后,滯留在源內(nèi)未發(fā)生明顯運(yùn)移的液態(tài)烴。其油水產(chǎn)出特點(diǎn)與含油飽和度有關(guān),當(dāng)烴源巖處于埋藏較淺的部位時,壓實(shí)作用未能把儲集空間中的水排出,生成的油氣較少,油水分異較差;隨著埋藏加大,生成的烴量逐漸增多,壓實(shí)作用進(jìn)一步將孔隙中的水排出,巖石轉(zhuǎn)向親油性,孔隙中的水減少。這樣就形成了隨著成熟度和埋深的增加,油水比例逐漸增大的現(xiàn)象。試油結(jié)果表明,頁巖油多含水,且源巖成熟度越低含水越多,如位于源巖低熟區(qū)的A8、A10、A14、A9井等產(chǎn)水量多于產(chǎn)油量,位于源巖成熟區(qū)的A5、A7、A11井油水分異較好,產(chǎn)油量大于產(chǎn)水量。向凹陷內(nèi)部,隨著烴源巖成熟度增加,產(chǎn)水量逐漸減少(圖6)。在已經(jīng)開始生烴的烴源巖范圍內(nèi),由于橫向輸導(dǎo)層效率極低,原油大部分滯留在基質(zhì)孔隙和微裂縫中,難以發(fā)生源內(nèi)側(cè)向運(yùn)移,形成了頁巖油連續(xù)分布、油水分異差的特點(diǎn)。探井普遍解釋有油層,但由于頁巖油含油率不同使得單井產(chǎn)量變化較大。3.3單井壓裂井頁巖油的主要儲集空間為基質(zhì)孔隙,這些孔隙連通性差,試油時沒有自然產(chǎn)能,需要進(jìn)行人工壓裂改造才能獲得工業(yè)產(chǎn)能,壓裂使目的層產(chǎn)生大量的人工裂縫,溝通了基質(zhì)孔隙。A13井在試油初期,無油產(chǎn)量,產(chǎn)水20~170m3/d不等,在試油第12日后進(jìn)行人工壓裂,壓裂后產(chǎn)油4m3/d、水20m3/d,穩(wěn)產(chǎn)時間較長,具有單井產(chǎn)量低,穩(wěn)產(chǎn)時間長的生產(chǎn)特點(diǎn)。根據(jù)國外頁巖油氣的開采經(jīng)驗(yàn),在油產(chǎn)量有明顯降低后,可分階段進(jìn)行多次壓裂恢復(fù)產(chǎn)能。4巖漿油富集條件4.1源巖厚度、巖石學(xué)及特征馬朗凹陷蘆草溝組有機(jī)質(zhì)類型以Ⅰ型干酪根為主,具有菌藻類等微生物生源,但在平面分布上略有差別,主要受控于沉積相展布。Ⅰ型干酪根進(jìn)入生烴門限后,以生油為主。蘆草溝組烴源巖基質(zhì)富礦物瀝青質(zhì),顯微組分明顯有別于其他盆地的烴源巖,富含腐泥無定形富氫組分,為早期大量生烴的主要貢獻(xiàn)者,是三塘湖盆地蘆草溝組烴源巖生烴的主要原因。馬朗凹陷蘆草溝組主要發(fā)育的灰質(zhì)泥巖具有水平層理,頁理不發(fā)育,樣品TOC集中分布于1%~7%,Ro為0.5%~0.9%,源巖處于生油窗內(nèi),源內(nèi)烴類以液態(tài)油為主,與UticaMarcellus地區(qū)頁巖油的源巖條件類似。由于馬朗凹陷蘆草溝組的巖性致密,油氣不具備大規(guī)模運(yùn)移條件,各鉆井出油多少主要取決于該井附近烴源巖的物質(zhì)條件。統(tǒng)計結(jié)果表明,試油以產(chǎn)水為主的井,TOC分布在2%~6%,TOC統(tǒng)計直方圖峰值為1%~4%;差油層TOC分布在3%~8%,TOC統(tǒng)計峰值為4%~8%;油層TOC分布在2%~12%,統(tǒng)計峰值為4%~12%。由于液態(tài)油比天然氣分子大,烴類富集下限應(yīng)高于頁巖氣富集的源巖TOC大于2%的標(biāo)準(zhǔn)。馬朗凹陷已建成產(chǎn)能的蘆草溝組頁巖油均分布在TOC大于4%的范圍內(nèi),結(jié)合本區(qū)已有鉆井的產(chǎn)油水情況判斷,本區(qū)蘆草溝組頁巖油富集的TOC下限應(yīng)為4%(圖7)。致密源巖的厚度是頁巖油形成和評價的另一個重要指標(biāo)。Burnama認(rèn)為高TOC頁巖的連續(xù)厚度至少為45m才有利于頁巖氣的形成。頁巖氣形成需要的頁巖連續(xù)厚度大小還取決于其他生烴潛力指標(biāo),如生烴潛力越大,要求的頁巖厚度越小,Haynesville頁巖擁有較高的TOC,一些產(chǎn)量很高的井揭示頁巖厚度小于45m。馬朗凹陷蘆草溝組為還原環(huán)境的湖相沉積,烴源巖在垂向上連續(xù)分布,有機(jī)碳含量最高的蘆草溝組二段累積厚度10~120m。源巖厚度中心同時也對應(yīng)著有機(jī)碳含量高值分布中心,蘆草溝組二段出油的井源巖連續(xù)厚度至少為40m。馬朗凹陷蘆草溝組烴源巖主生烴帶的埋深為1800~2900m,S1/(S1+S2)達(dá)到40%以上,氯仿瀝青“A”/TOC達(dá)到20%以上,地層中的烴類含量在縱向上最大時,對應(yīng)Ro為0.55%~0.75%。平面上,目前的頁巖油主要發(fā)現(xiàn)于高豐度低熟—成熟早期烴源巖分布區(qū),未成熟區(qū)油氣顯示差,源巖進(jìn)入較高的成熟階段時(Ro>0.8%),烴源巖由于排烴作用增強(qiáng),頁巖油豐度大大降低。因此,源巖演化控制著頁巖油的分布,處于低熟—成熟階段早期的源巖頁巖油富集。綜上所述,馬朗凹陷蘆草溝組二段頁巖油富集需要滿足一定的地質(zhì)條件,即有機(jī)質(zhì)類型以Ⅰ型干酪根為主,有機(jī)碳含量至少大于4%,連續(xù)分布的源巖厚度至少大于40m,處于主生烴演化階段(Ro處于0.55%~0.75%)。4.2有機(jī)質(zhì)殘留孔、游離態(tài)儲集相帶、未固結(jié)充填巖中的烴類與頁巖油賦存形式相對應(yīng),馬朗凹陷蘆草溝組烴源巖儲集性能的特殊性主要表現(xiàn)在以下兩個方面。首先,有機(jī)質(zhì)孔隙結(jié)構(gòu)較為發(fā)育,烴類吸附在有機(jī)質(zhì)表面,增加了源巖層儲集能力。富有機(jī)質(zhì)源巖的干酪根隨著成熟度的增加逐漸向液態(tài)烴類轉(zhuǎn)化,也會導(dǎo)致巖石中孔隙度的增加。國外研究證實(shí),在TOC平均值為6.41%的情況下(質(zhì)量百分比),有機(jī)質(zhì)的體積百分比大約是12.71%。巖石中TOC越高,有機(jī)質(zhì)占巖石的體積百分比越高,在進(jìn)入生烴窗轉(zhuǎn)化為烴類后會使巖石孔隙度增加。馬朗凹陷蘆草溝組烴源巖測試結(jié)果同樣表明,有機(jī)碳含量與孔隙度成正相關(guān),高豐度的烴源巖具有較高的孔隙度(圖8),說明有機(jī)質(zhì)殘留孔在頁巖孔隙中占有重要地位。其次,游離態(tài)的烴類主要存在于剛性顆粒組成的基質(zhì)孔隙中、紋層與層理間的微裂縫中。這類有利儲集相帶的主要巖性為泥巖、灰(云)質(zhì)泥巖、泥質(zhì)灰(云)巖互層,并具有較高的碳酸鹽含量(大于25%),性脆裂縫易發(fā)育;剛性自生顆粒較多,粒間孔隙多;泥巖層多,有利源巖層系石油的滯留和富集。4.3斷裂與微裂縫之間的油相分離目前蘆草溝組頁巖油主要發(fā)現(xiàn)在1800m以下,一方面與烴源巖成熟度有關(guān)系,另一方面也與頁巖油的保存條件有關(guān)。微裂縫是源內(nèi)油層的主要儲集空間之一,并且有利于溝通源巖孔隙。但較大的向上輸導(dǎo)的油源斷裂附近,由于斷裂伴生的大量裂縫使得頁巖油的豐度大大降低。蘆草溝組烴源巖及其生成的原油生物標(biāo)志化合物特征對比表明,這類原油只在斷裂溝通的三疊—侏羅系中分布,與之對應(yīng)的斷裂帶附近的蘆草溝組頁巖油不富集(圖9)。5頁巖油富集的條件(1)蘆草溝組頁巖油是烴源巖在低成熟—