第六届非常规油气地质评价暨新能源学术研讨会
6th Symposium on Unconventional Oil and Gas Geological Evaluation and New Energy

4 / 2021-04-30 16:30:48

辽河坳陷低熟型页岩油富集条件分析

辽河坳陷,低熟页岩油

页岩油气理论与技术

辽河油田近年来泥页岩中多处发现油气显示，随着近年来理论认识、钻采工艺的提高，泥页岩油藏也得到了更多的重视。自美国页岩油获得突破之后（Sonnenberg S A,,2009；Gibson R I,1995），国内各盆地也相继开展了页岩油的研究（陈祥，2011；丁敏，2011）。近年来，西部凹陷雷家地区沙四段及大民屯凹陷沙四段的页岩油勘探获得了重大进展，显示了辽河坳陷页岩油潜力巨大。本次研究针对页岩油源储一体的成藏特点，尝试对西部凹陷雷家地区古近系泥页岩进行评价，以期对辽河坳陷非常规油藏勘探起到一定的借鉴作用。

1、西部凹陷页岩油形成的地质条件

古近系自下而上分为房身泡组、沙河街组和东营组，其中沙河街组进一步分为沙四段、沙三段，沙四段为主力页岩油发育层段。

受构造运动、气候及物源影响，沙四期西部凹陷沉积了一套深水细粒沉积岩，主要为泥岩和页岩。其中页岩主要发育在沙四段，颜色为灰色-褐灰色，厚度在40-90m不等，富含有机质，TOC大部分大于2%，Ro介于0.5-0.75%之间，S1含量平均值1.35mg/g，沥青A含量平均值0.47%，气测全烃值最高可达35%，且横向连续性好。沙四段发育四种类型页岩：1）灰、云质泥页岩及泥质云岩；2）含灰（云）泥页岩；3）硅质泥页岩；4）黏土质泥页岩。页岩具有低熟（Ro=0.3%）和成熟（Ro=0.7%）两个生油高峰，分布在深湖半深湖的粘土岩、半深湖的硅质页岩和粘土质页岩，以及咸化湖湾相的灰质、云质泥页岩，有机质类型以I型Ⅱ₁型为主，TOC≥2%，累计生烃超过190mg/g.C。页岩呈北厚南薄分布，沉降中心在曙光和雷家地区，厚度一般在30m-150m之间，最大可达250m以上。

2泥页岩储集特征

根据岩石手标本以及镜下观察，沙四段泥页岩裂缝发育，除发现基质晶间孔、粒间孔外，还发育溶蚀孔隙和微米-纳米级微裂缝。



溶蚀孔是页岩储集油气的关键储集空间。本区主要发育碳酸盐的酸性溶孔，以及黏土矿物溶蚀孔。碳酸盐溶孔主要发育在灰质页岩和云质页岩，溶蚀孔径约为5μm。黏土溶孔主要是黏土矿物的演变引起体积变小所形成的表面凹凸不平的晶间孔隙，主要是伊利石化作用，孔径约为1μm。研究区三类页岩均可见黏土间溶蚀孔。沙四期，在水深、缺氧、微咸水的还原条件下，生成了大量黄铁矿以及微晶石膏。黄铁矿呈蜂窝状或者草莓状，晶间发育微孔隙1-5μm，可以作为油气的储集空间（ Slatt R M，2011）。三类泥页岩中均可见晶间孔。微页理缝在宏观条件下识别不清，主要是沿页理层间发育，缝宽20μm左右，延伸距离不远，横向断续状，整体发育规模大，主要发育在灰质页岩和云质页岩。微缝是在后期构造运动作用下派生或成岩收缩形成的，片状结构。缝宽一般不大，在0.1-0.3μm，延伸距离2-8μm，主要发育于脆性较好的云质页岩，云质页岩的垂向裂缝被方沸石充填，在手标本上发育不同程度的垂向裂缝。

本次研究采用氮气吸附试验测试比表面积。S90井样品曲线差异不大，近于平行状，反映了灰质页岩主体为平行板状狭长型裂缝，D223井和L37井样品吸/脱附曲线差异较大，较高压下气体脱附困难，反映了黏土质页岩和云质页岩孔隙结构基本属于孔缝混合型。页岩孔径分布较单一，峰值孔径集中在3-6nm之间，平均孔直径在5.6-17nm，根据IUPAC对页岩的分类，页岩主体为中孔，含部分大孔。页岩比表面积黏土质页岩最大，为34.81m²/g，其次为云质页岩19.1m²/g，灰质页岩最低为4.076m²/g。比表面积差异主要是由于页岩主体成分粒度差异和微观页理密度引起的。黏土质泥页岩为多微孔型，云质页岩为以微孔为主、孔缝混合型，灰质页岩为多微缝型。

本次研究过程中，主要根据X衍射全岩定量数据，采用岩石组分法计算脆性参数。对150组数据进行统计结果显示，云质页岩脆性指数最高，为73，其次为灰质页岩，脆性指数为67，硅质泥页岩脆性指数为56，粘土质页岩脆性指数最差，为42。沙四上亚段泥页岩主要类型为灰质页岩和云质页岩，其脆性指数最高，为67。

3.泥页岩含油性

本次对含油量的研究采用地化参数恢复法计算含油量。经过氯仿沥青“A”轻烃校正，建立了不同类型烃源岩的深度与补偿系数关系表，计算了沙四上亚段为0.52%。

西部凹陷古近系现今成熟度不高，烃源岩处于生油窗时期，泥页岩以生油为主，并生成一定量的伴生气溶解在原油中。L84井沙四段泥页岩现场解吸计算含气量11.8m³/t（主体成分为甲烷），反映了泥页岩中溶解气是不可忽略的资源。首先常规油藏数据是油气运移之后的结果，气油比和油、气藏的储量，压力、原油物性等关系密切，而页岩油属于原地资源，气油比的主控因素是不同深度或者成熟度下烃源岩产烃率以及地层压力，且页岩油未有效实施开发，缺少足够的实测数据建立对应的经验公式。根据不同类型烃源岩生烃模拟实验结果，建立了不同类型烃源岩Ro与溶解气油比的关系图版。

通常情况下烃源岩在Ro=0.5%时开始生热成因气，在假设初始逸散率50%的情况下，早期天然气（假设全部为甲烷）是基本完全溶解到原油中，气油比为实际原地滞留天然气与原油的比值，随着演化程度的增加，天然气产量迅速增加，同时由于储层压实程度的提升，天然气逸散率开始下降，气体达到最大饱和度以后，开始以气顶气的形态存在，气油比在之后变为最大饱和度，对应气油比公式为Rgs=-0.0224P²+2.9871P，Ⅰ，Ⅱ烃源岩对应Ro大约在0.95%，0.85%。在实际应用中，根据出油井段的深度，换算Ro求取溶解气油比，计算溶解气资源量。

4、异常高压分布特征及影响因素分析

曙北-雷家地区沙四上亚段普遍发育异常压力，但整体压力系数不是太高，压力系数主要分布在1.1-1.5之间，计算最高压力1.64，平面上湖盆中部向周围压力系数降低。

页岩压力系数与TOC有较好的正相关性，黏土质页岩压力系数略高于灰质页岩，页岩压力系数与TOC正相关的原因是有机质含量越高，生烃作用越强，生烃作用引起的增压效果最明显，也就是生烃增大作用对页岩剩余压力贡献相对较大。黏土质页岩压力系数略高的首要原因是其有机质类型和丰度略优于灰质页岩，同时黏土质页岩塑性更强，保存压力的效果更好，另外黏土质页岩裂缝多封闭，灰质页岩裂缝多充填或溶蚀，也反映黏土质页岩剩余压力更大。

5 结论

1）研究区发育深湖半深湖的粘土岩、半深湖的硅质页岩和粘土质页岩，以及咸化湖湾相的灰质、云质泥页岩等优质源岩，是页岩油形成的物质基础。

2）沙四段-沙三段发育裂缝-孔隙双重介质的储层，中孔-微孔-纳米孔多级孔喉系统，发育溶孔、晶间孔及微裂缝。灰质页岩储集空间主要为平行板状狭长型裂缝，黏土质泥页岩和云质页岩发育孔缝混合型储集空间。沙四上亚段主要为灰质页岩和云质页岩，其脆性程度最高3）页岩油含油量与深度有一定的正相关性，沙四上亚段含油量，即恢复后的氯仿沥青a含量为0.52%，含油性最好；现场解析气为油伴生气，通过生烃模拟实验计算了不同类型烃源在不同演化程度下气油比。

4）曙北-雷家地区沙四上亚段普遍发育异常压力，但压力系数不是太高，介于1.1-1.5之间。页岩压力系数与TOC有较好的正相关性，黏土质页岩压力系数略高于灰质页岩。