三水盆地布二段灰巖夾層型頁巖油地質特征

唐鑫萍，許 泓，曹宇暢，林火養，李 敏，曾濟楚

（1.中國石油大港油田公司，天津 300280；2.中國石油南方石油勘探開發有限責任公司，海南 海口 570216；3.中國石油集團測井有限公司北京測井技術開發公司，北京 102206）

根據頁巖層系的巖性組合、頁巖油賦存方式，頁巖油可分為單一型、夾層型、互層型和厚層型4 種[1]。夾層型頁巖油的巖性組合以暗色厚層泥頁巖夾薄層碳酸鹽巖或粉砂巖為特征，泥頁巖生成的烴類“就近”運移至“夾層型”的碳酸鹽巖或粉砂巖中，形成頁巖油富集層段[2-3]。近年來，在“源內找油”思路指導下，準噶爾盆地蘆草溝組、松遼盆地青白口組、渤海灣盆地沙河街組等層系均在夾層型頁巖中獲得了工業油流，開拓了一個廣闊的油氣勘探領域[4-5]。

三水盆地古近系布心組二段是該盆地主要的烴源巖發育層段，以往常規油氣研究通常僅將布二段作為烴源巖研究的對象[6]。雖然前人的沉積研究明確了該段“富泥”地層內、沿湖盆邊緣發育大面積的碳酸鹽巖，但局限于常規油氣的勘探開發手段，這套碳酸鹽巖單層厚度小、物性差、無自然產能的特征使其被貼上了“成藏條件差”的標簽，長期未受重視[7-9]。如果這套薄層的碳酸鹽巖能從頁巖油“儲集甜點”的角度被重新認識、重新開發，非常有望打開三水盆地勘探開發的新局面。

1 沉積背景

在三水斷陷湖盆演化過程中，布二段沉積時期為湖盆發育的鼎盛時期，該時期盆地僅發育西北部物源，且物源波及范圍僅占盆地面積10%左右[7-9]。在此背景下，東部斜坡為貧物源環境，發育湖相泥巖-灰巖間互沉積。該沉積背景一方面沉積形成了布二段厚層的暗色泥巖，形成該盆地主要的烴源巖；另一方面形成了東部斜坡區泥巖-灰巖間互沉積，灰巖在宏觀上呈條帶狀分布于盆地的斜坡區，形成了烴源巖內疊置分布的薄夾層型灰巖儲層（圖1）。

圖1 三水盆地布二段東西向連井沉積相分析

依據頁巖油定義[1]，發育于泥頁巖烴源巖層系內、儲層單層厚度小于5 m 且儲層累計厚度占泥頁巖層系總厚比小于30%的原油屬于頁巖油范疇。為此，本文轉變以往常規油氣研究思路，以頁巖油“源內找油”的思路，開展對頁巖油成藏至關重要的烴源巖、儲層研究。

2 烴源巖條件

三水盆地布二段暗色泥巖一般厚度為60～120 m，分布面積816 km2，廣覆式分布于整個盆地；干酪根類型為Ⅱ1-Ⅱ2型；鏡質體反射率（Ro）介于0.8%～1.6%，整體處于成熟階段。烴源巖殘余有機碳（TOC）一般為0.80%～1.80%，平均1.45%；總烴（HC）的含量一般為500×10-6～800×10-6，平均643×10-6；生烴潛量（S1+S2）一般為8.00～16.00 mg/g，平均為10.54 mg/g（表1）；有機質豐度較高，依據烴源巖劃分標準[10]，為好烴源巖。本文統計結果與前人研究大體相符。

表1 三水盆地布二段烴源巖有機質豐度統計

為研究碳酸鹽巖發育區（東部斜坡）的烴源巖發育情況，將TOC等值線與暗色泥巖厚度進行疊合成圖分析（圖2），結果表明，泥巖厚度的分布大體與沉積中心的分布相吻合，即盆地中心的泥巖最厚，向湖盆邊緣減薄。TOC高值區集中分布于盆地兩個區域：北部凹陷SS1 井-Z1-井-SS21 井一帶、東部斜坡SJ-1井-NQ2井-SS38井一帶。由此可見，TOC分布呈現出高值區靠東的規律。正因如此，東部斜坡所對應的淺湖斜坡區與TOC高值區大部分重疊。這一規律與該區早期烴源巖系統研究較為吻合：一方面，咸化湖的水體分層環境有利于有機質保存；另一方面，斜坡區較集中的晚期火山熱活動有利于原始有機質轉化，使得斜坡區大面積發育TOC值大于1%的“好烴源巖”[10]。

圖2 三水盆地布二段暗色泥巖厚度與TOC 等值線疊合

綜合分析可知，三水盆地布二段富有機質烴源巖大面積分布，TOC高值區與東部斜坡較為匹配，東部斜坡具備較好的頁巖油烴源基礎。

3 儲層特征

研究區碳酸鹽巖儲層巖性主要為灰泥灰巖（亦稱泥晶灰巖）和泥灰巖（圖3a、b）。灰泥灰巖的礦物成分主要為方解石，含量85%以上（圖3c）；泥灰巖的礦物成分主要為方解石和黏土礦物（伊利石為主），部分泥灰巖發生白云石化（圖3d），形成白云質泥灰巖。巖石結構組分主要為灰泥、生物化石碎片、粉砂級別的內碎屑等。碳酸鹽巖顆粒含量較低，膠結物以灰泥為主，顏色為較暗的灰色-深灰色，結合其單層較薄、與泥巖互層的特征，可知碳酸鹽巖總體形成于較弱的水動力沉積環境。

三水盆地布二段巖心常見裂縫發育，在巖石薄片、掃描電鏡中常見基質孔隙，儲集空間以裂縫、晶間孔為主，孔隙結構為“基質孔-裂縫型”。常規物性分析測試的孔隙度為2.8%～8.4%，滲透率一般小于1×10-3μm2。雖然巖石較為致密，但油氣顯示較好，以油跡-油斑為主，總體顯示活躍。針對這一特征，本次研究對儲層開展了巖心分析、薄片觀察、掃描電鏡分析，結果表明，灰巖裂縫發育段具有裂縫含油的特征，取心時常見原油從裂縫中滲出（圖3a）；薄片觀察可見巖石中較發育裂縫、基質孔，且多被黑色有機質充填（圖3e、f）；掃描電鏡下可見，巖石基質孔主要為微米級別的方解石晶間孔，多為2～6 μm。

圖3 三水盆地布二段碳酸鹽巖儲層圖像特征

綜合分析表明，油氣顯示好的層段，往往也是基質孔、裂縫較為發育的層段，這種良好的響應關系，說明孔縫網絡對于頁巖油成藏的重要作用。

4 頁巖油“甜點”特征

綜合烴源巖和儲層分析，可以明確，三水盆地布二段優質烴源巖內灰巖儲層疊置連片發育，組成源儲互層型的源儲配置關系，形成連續分布的夾層型頁巖油藏；“基質孔-裂縫”組成的孔縫網絡既是儲集空間又是源儲輸導體系，利于油氣富集形成儲集甜點，源內夾層型頁巖油儲層具有“物性決定含油氣”的特征。

鑒于研究區缺乏頁巖油針對性的鉆井和實驗分析資料，本文在充分利用前期資料基礎上，開展初步的頁巖油甜點特征綜合分析。根據本區夾層型頁巖油特征，以物性為突破點，結合電性、巖性、含油氣性、烴源巖性、脆性等特征，建立“六性”綜合柱狀圖，劃分五套頁巖油儲集甜點（圖4）。

圖4 三水盆地布二段碳酸鹽巖夾層型頁巖油甜點評價

縱向上的烴源巖TOC規律為：布二段中上部TOC值較高，一般為1.2%～1.8%；布二段下部TOC值相對較低，一般為0.8%～1.4%。從優中選優的角度，布二段中上部為烴源巖條件更好的層段。與上下泥巖圍巖較高的烴源巖指標相比，灰巖儲層甜點的烴源巖指標較低，這一特點與渤海灣盆地沙河街組等地的夾層型頁巖油儲層相似[1-3]，但與單一型頁巖油儲層較高的烴源巖指標明顯不同[11-12]，這也正是夾層型頁巖油與單一型頁巖油最大的區別。本區夾層型頁巖油甜點具有物性較好、含油性好、脆性好的特點，且縱向厚度大、發育相對集中，單井最大累計厚度70 m。

因為本區頁巖油甜點本質為優質烴源巖內的灰巖儲層集中發育區，因此甜點的預測實質上即是灰巖儲層的預測，通常泥巖層系內灰巖集中發育段均具“強振幅、較連續”的地震反射特征，這方面可充分借鑒祝圣賢等[13]對于三水盆地前期的地震相研究與儲層預測成果。考慮到夾層型灰巖儲層在研究區斜坡內具有大面積發育、疊置連片的特征，本區夾層型頁巖油的勘探開發潛力不容小覷，非常有望成為一個新的油氣增產點。

5 結論

（1）三水盆地布二段在貧物源背景下形成泥巖-灰巖間互沉積；富有機質烴源巖大面積分布、TOC高值區與東部斜坡較為匹配，使東部斜坡具備較好的頁巖油烴源巖基礎；碳酸鹽巖儲層巖性主要為灰泥灰巖和泥灰巖，孔隙結構為“基質孔-裂縫型”，油氣顯示活躍。

（2）三水盆地布二段優質烴源巖內的灰巖儲層疊置連片發育，形成連續分布的夾層型頁巖油；油氣顯示好的層段，基質孔、裂縫較為發育，“基質孔-裂縫”組成的孔縫網絡既是儲集空間又是源儲輸導體系，利于油氣富集形成儲集甜點。

（3）三水盆地布二段夾層型頁巖油儲集甜點段具有“灰巖集中、物性較好、脆性好、含油性好”的特征，表明該區具備良好的夾層型頁巖油“源內成藏”條件，改變了對該套薄層、致密灰巖“成藏條件差”的固有認識。