東濮凹陷北部沙三段頁巖油成藏地質條件分析

2014-10-17 07:29:40陳永昌張金川慕小水張素芹

特種油氣藏 2014年3期

陳永昌，張金川，蘇惠，慕小水，張素芹

(1.中國地質大學，北京 100083;2.中石化中原油田分公司，河南鄭州 450000;3.中石化中原油田分公司，河南濮陽 457001)

1 頁巖油發育地質背景

東濮凹陷是渤海灣含油氣盆地的一個復向構造單元。大地構造位置處于華北地臺的中部，屬臨清坳陷的一個組成部分。東以蘭聊斷裂與魯西南隆起為界，西部過長垣斷裂后，逐漸過渡到內黃隆起(以下第三系剝蝕線為準)，北跨馬陵斷裂進入臨清坳陷的莘縣凹陷，南以蘭考凸起與中牟凹陷相隔，凹陷北窄南寬。東濮凹陷總體格局表現為“兩洼一隆一斜坡一斷階”，凹陷內斷層發育，以NNE、NE向為主。已發現圈閉類型以背斜、斷鼻、斷塊為主，其中主要關注的是凹陷的北部地區［1－3］。北部地區沙河街組沙三段受構造控制，泥頁巖廣泛分布，為頁巖油的形成提供了良好的地質條件。

2 頁巖油成藏條件

2.1 泥頁巖有機碳含量及成熟度

在頁巖油成藏的諸多影響因素中，泥巖的有機碳含量起著最重要的作用［1］。含油泥頁巖的有機質豐度不僅對泥頁巖的生油量起著至關重要的作用，同時還決定了頁巖油的賦存狀態和賦存模式，進而決定了頁巖油的資源豐度。

東濮凹陷北部沙三段沙三下亞段TOC為0.40% ～1.20%，均值為0.87%，Ro為 0.70% ～2.00%，均值為 1.26%;沙三中亞段 TOC為0.50% ～1.50%，均值為1.21%，Ro為0.30% ～1.20%，均值為 1.04%;沙三上亞段 TOC為0.30% ～0.70%，均值為0.58%，Ro為0.30% ～1.00%，均值為0.85%。東濮凹陷北部地區沙三段泥頁巖的干酪根類型以Ⅱ1和Ⅱ2型為主，兼有Ⅰ型和Ⅲ型。而Ⅱ型干酪根在Ro為0.50%～1.50%時處于大量生油階段。綜合分析認為凹陷北部沙三段的泥頁巖具有良好的生油潛力［1，4］。

2.2 泥頁巖厚度

作為頁巖油生成和富集的載體，具備一定含油厚度的泥頁巖是形成頁巖油富集區的基本條件，也是影響頁巖油資源量高低的重要因素之一［5－11］。東濮凹陷北部沙三段泥頁巖主要分布在濮衛次洼、柳屯次洼及前梨園次洼內。其中沙三下亞段的含油泥頁巖厚度為21～103 m，沙三中亞段含油泥頁巖的厚度為30～145 m，沙三上亞段的含油泥頁巖的厚度為27～123 m。含油泥巖厚度均達到頁巖油的經濟開發標準。

2.3 泥巖埋藏深度

含油泥頁巖的埋藏深度不僅影響到頁巖油的保存，同時也是進行頁巖油開采時必須考慮的重要的經濟條件之一［12－14］。東濮凹陷北部沙三段沙三下亞段含油泥頁巖的埋深為2800～3900 m，沙三中亞段含油泥頁巖的埋深為2400～3850 m，沙三上亞段含油泥頁巖的埋深為2000～3500 m，最深均不超過4000 m。表明凹陷北部沙三段3個亞段含油泥頁巖的埋深均在經濟技術可采范圍內。

2.4 泥頁巖儲層條件

2.4.1 泥頁巖儲層礦物特征

東濮凹陷北部沙三段泥頁巖的礦物主要有黏土礦物、石英、斜長石、白云石和黃鐵礦。其中黏土礦物的含量為31.0% ～71.0%，石英的含量為11.2%～57.9%，斜長石的含量為3.3% ～22.1%，白云石含量為1.8%～19.9%，黃鐵礦含量為1.0%～4.1%。黏土礦物主要有伊蒙混層、伊利石、高嶺石和綠泥石，其中伊蒙混層的含量較大，黏土礦物的百分含量和類型隨著成巖作用均會有所變化，其中沙三上亞段至沙三下亞段伊利石的含量呈增加的趨勢，而伊蒙混層的含量呈減小的趨勢［15］。

2.4.2 泥頁巖儲層孔滲特征

東濮凹陷北部沙三段泥頁巖孔隙度大部分為1.1% ～9.3%，均值為6.6%;滲透率大部分為0.0078 ×10－3～0.1590 ×10－3μm2，均值為0.8270 ×10－3μm2。

2.4.3 泥頁巖儲層空間

東濮凹陷北部沙三段泥頁巖的儲集空間良好，主要以裂縫為主，不僅能夠通過CT掃描觀測到毫米級別的裂縫，同時還能夠通過掃描電鏡觀察到微米級別的層理間裂縫，其中較大的裂縫可以達到10 mm左右，而較小的裂縫則不到1 μm。在廣泛發育裂縫的同時還發育有晶間溶蝕孔隙、晶間孔隙，通過大量的觀察以及相關性分析發現，方解石含量較高的地區溶蝕孔隙較為發育，從而為頁巖油的儲存提供了更大的空間。由于研究區內泥頁巖TOC含量及熱演化程度并未達到有機質孔廣泛發育的條件，區內的有機質孔并不十分發育。

2.4.4 泥頁巖儲層結構

東濮凹陷北部沙三段泥頁巖的平均孔隙直徑為3.404～18.400 nm，均值為11.290 nm，總體上以中孔為主。

2.5 泥頁巖含油性

通過氯仿瀝青“A”輕烴系數恢復法和S1重烴系數恢復法對東濮凹陷北部地區濮6－33、衛69及衛79井等重點探井進行了含油率計算，并對其與TOC及氯仿瀝青“A”之間的相關性進行了分析。其中氯仿瀝青“A”輕烴系數恢復計算出的含油率為0.012% ～1.200%，均值為0.250%;重烴系數恢復計算出的含油率為0.018%～1.470%，均值為0.230%，表明其含油性較好。并且通過氯仿瀝青“A”輕烴系數恢復法和S1重烴系數恢復法計算出的泥頁巖含油率與TOC及氯仿瀝青“A”呈良好的正相關關系。

2.6 頁巖油保存條件

東濮凹陷發育了沙一鹽、文9鹽、衛城下鹽和文23鹽4套膏鹽巖，膏鹽巖具有較高的排驅壓力和突破壓力，加之其厚度大、地層壓力高，所以具有毛細管和異常高壓雙重封閉機制，在蓋層分級中屬于特級蓋層，其極強的物性封閉能力阻止了游離相油氣向上逸散，致使與膏巖層同沉積的烴源巖生成的油氣在各膏巖層之下富集成藏。一般情況下，在膏鹽發育區常形成欠壓實泥巖帶，該套欠壓實泥巖屬超壓蓋層，具有較強的壓力封閉能力，其除了具有較強的阻止游離相油氣逸散的物性封閉作用，即對來自生油洼陷烴源巖生成烴的封閉外，對來自下部成藏動力系統油藏改造后再次運移的油氣同樣具有封閉作用。膏鹽層構成了油氣的天然屏障，對東濮凹陷油氣的聚集與保存至關重要。鹽巖分布控制了鹽巖發育區油氣縱向富集層位和平面富集范圍，鹽間、鹽下烴源巖屬于優質烴源巖，生成的油氣不易散失，形成自生自儲、封閉、高壓的獨立成藏系統［16］。

3 頁巖油發育有利區

圖1 東濮凹陷北部沙三段頁巖油有利區分布

東濮凹陷北部地區古近系沙河街組沙三下亞段至沙三上亞段的泥頁巖均為富有機質的泥頁巖，干酪根類型以腐泥腐殖型和腐殖腐泥型為主，表明其具備良好的生油潛力(圖1)。在古近系沉積之后經整體抬升剝蝕然后再拗陷下沉，接受了新近系館陶組和明化鎮組沉積，使得沙三段的泥頁巖經過改造和熱演化之后產生了大量的頁巖油，使其具備了良好的生油潛力。在對沙三段的3個層位泥頁巖的有利區進行劃分的時候綜合考慮了泥頁巖的成藏因素、凹陷的構造因素以及常規油氣的富集情況。

3.1 Ⅰ類有利區

將東濮凹陷北部沙三段沙三下亞段至沙三上亞段TOC＞1.5%、Ro為0.5% ～2.0%、泥頁巖連續厚度不小于30 m、埋深不超過4000 m的地區劃分為Ⅰ類有利區。結合構造分析將柳屯地區劃分為沙三下亞段的Ⅰ類有利區，將前梨園及北部地區劃分為沙三中亞段的Ⅰ類有利區，將胡慶地區劃分為沙三上亞段的Ⅰ類有利區［1］。最后結合實際生產因素，將濮衛次洼和常規油氣富集的地區劃分為Ⅰ類有利區(圖1)。

3.2 Ⅱ類有利區

將TOC為1.0%～1.5%、Ro為0.5%～2.0%、泥頁巖連續厚度不小于20 m、埋深不超過4000 m的地區劃分為Ⅱ類有利區。同時也將結合構造因素和實際生產因素劃分出的Ⅰ類有利區的周緣區域劃分為Ⅱ類有利區(圖1)。

3.3 Ⅲ類有利區

將TOC為0.5%～1.0%、Ro為0.5%～2.0%、連續泥頁巖厚度不小于10 m、埋深不超過4000 m的地區劃分為Ⅲ類有利區。同時也將結合構造因素和實際生產因素劃分出的Ⅱ類有利區的周緣區域劃分為Ⅲ類有利區(圖1)。

4 結論

(1)東濮凹陷北部沙河街組沙三段泥頁巖有機質豐度高、熱演化程度適中、泥頁巖厚度較大、埋深條件較為有利。泥頁巖以裂縫為主，孔隙結構以中孔為主，脆性礦物含量較高。頁巖油含油率相對較高，并且與TOC及氯仿瀝青“A”存在著良好的正相關關系。同時巖鹽的廣泛發育為頁巖油的保存提供了良好的條件。綜合分析認為東濮凹陷北部沙三段泥頁巖具備良好的成藏地質條件及勘探遠景。

(2)綜合成藏條件、次級洼陷的發育區域及常規油氣富集地區對東濮凹陷沙三段各個亞段的頁巖油有利區進行了劃分。認為濮衛次洼、柳屯、胡慶地區及常規油氣富集區為頁巖油最優有利區域。

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