松辽盆地南部页岩油资源潜力分析

页岩油是继页岩气之后又一个非常规勘探热点。松辽盆地南部青山口组、嫩江组发育巨厚的优质湖相泥页岩,具有巨大的页岩油资源潜力。本文通过综合分析烃源岩的有机地球化学特征、储层孔隙特征、泥页岩矿物组成及地层压力等方面,认为青山口组泥页岩有机质丰度高、有机质类型好,正处于生油高峰阶段,泥页岩的有机孔及微裂缝较发育,脆性矿物含量较高,地层异常压力发育,十分有利于页岩油的保存和采出。初步指出中央坳陷区及东南隆起区中南部是页岩油勘探的有利地区,长岭断陷和梨树断陷的沙河子组也可作为潜在的有利勘探层位。

页岩油是指赋存于富有机质泥页岩及其他岩性薄夹层中自生自储的石油,包括赋存在烃源岩孔隙、天然裂缝及碳酸盐岩、砂岩夹层中的石油,这类石油原位滞留且基本未经历运移,需要通过非常规勘探开发技术才能实现规模经济开采。我国陆相沉积盆地富有机质泥页岩分布层系多、范围广,常规勘探很早就在含油气盆地中发现了泥岩裂缝油气藏,如松辽盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地等,可见页岩油的勘探前景十分广阔。松辽盆地是我国东部大型叠合含油气盆地,盆地呈北北东向展布,总面积约26×104平方千米。松辽盆地的形成和演化大致经历了热隆张裂、裂陷、坳陷和萎缩4 个阶段,坳陷期地层按区域隆起和坳陷的发育特征划分为6 个一级构造单元,分别为北部倾没区、中央坳陷区、东北隆起区、东南隆起区、西南隆起区、西部斜坡区;二级构造单元划分为32 个,包括大庆长垣、齐家-古龙凹陷、三肇凹陷、朝阳沟阶地、长春岭背斜带、青山口隆起带、扶余隆起带等。松辽盆地白垩系地层划分为10 个组,自下而上依次为火石岭组、沙河子组、营城组、登娄库组、泉头组、青山口组、姚家组、嫩江组、四方台组和明水组。下部的火石岭组、沙河子组、营城组主要以火山岩相和湖沼相沉积为主;泉头组至嫩江组为大型湖泊、河流三角洲相沉积,以陆相碎屑岩为主;四方台组、明水组为湖盆萎缩期滨湖相、河流相沉积。本次研究从泥页岩厚度、有机地球化学特征、储层空间特征、泥页岩矿物组成、地层压力等方面,分析了松辽盆地南部页岩油形成的地质条件,评价了其资源潜力,初步指出了勘探有利区。

松辽盆地页岩油藏形成具有良好的富集条件,其中包括良好的烃源岩特征、地球化学特征、储层特征及地层压力特征。松辽盆地发育青山口组、嫩江组、沙河子组三套良好的烃源岩,均为湖相沉积,暗色泥岩主要发育在深湖-半深湖区,与沉积中心、沉降中心叠合。青山口组时期是松辽盆地急剧坳陷、盆地扩张、水进体系发育的主要时期,尤以早、中期水进最急,气候由干热变为温暖潮湿。青山口组是盆地整体下沉、湖盆的首次扩张和其后收缩条件下的沉积,伴随着波动升降,具有明显的“兴急衰缓”的特点。青山口组一段沉积早期湖侵使湖面积增大,随后三角洲不规则向湖泊延伸,湖区范围有所缩小,湖岸线呈不规则的环状展布。地层沉积厚度最大的地区主要位于中央坳陷区,为深湖-半深湖相,几乎全部为暗色泥岩,沉积中心位于盆地中心偏东地区,南薄北厚。青山口组一段暗色泥页岩厚度约10~80 米,厚度10 米以上面积约4.27 万平方千米。青山口组二、三段暗色泥页岩厚度约50~300 米,厚度50 米以上面积约2.5万平方千米。

松辽盆地南部青山口组一段暗色泥岩等厚图

嫩江组沉积时期是松辽湖盆的第二次兴盛期,也是其由极盛转为逐渐衰亡的时期。嫩江组一、二段沉积时期,湖盆急剧扩大,湖水加深,容纳速率大于堆积速率,沉降大于补偿,沉积了一套厚层的暗色泥岩、油页岩为主的半深湖-深湖相沉积,是松辽湖盆发育的鼎盛时期。嫩江组二段底部的油页岩标志着最大湖侵,是松辽湖盆的鼎盛时期。嫩江组一段暗色泥页岩厚度约10~100 米,沉积中心位于中央坳陷区偏北。深层沙河子组在强烈断陷时期发育,以构造沉降为主,发育多个相互独立的断陷,各断陷内主要为湖相泥岩沉积,发育大套半深湖-深湖相黑色、灰黑色泥岩,同时也发育煤层,是深层的主要烃源岩。勘探证实长岭断陷沙河子组烃源岩在全区均有分布,且暗色泥岩厚度较大,约为300~600 米,最厚超过1000 米。好级别烃源岩最厚可达350米,位于长岭断陷南部。

地球化学实验分析结果表明,青山口组一段有机质丰度高,有机碳含量为1%~4%,平均1.87%;氯仿沥青“A”为0.28%~0.64%;S1+S2 为1.21~9.87 毫克/克。三个评价标准均显示青山口组一段的主体部分属于好烃源岩或极好烃源岩级别。有机质类型以I 型、II1 型为主,极少部分表现为II2 型;镜质体反射率(Ro)为0.5%~1%,表明成熟度处于低熟-成熟阶段。从有机质的丰度、类型和成熟度来看,青山口组一段泥页岩具有良好的生油能力且正处在大量生油阶段,是本区的主要生油岩之一,因其生油量巨大,可大量排油形成油藏,同时大量原油可能在原地滞留,为页岩油藏的形成提供物质基础,是松辽盆地页岩油重点勘探层位。

松辽盆地南部青山口组一段暗色泥岩TOC 等值线图

松辽盆地南部青山口组泥页岩有机质类型划分

嫩江组一段有机质丰度较高,有机碳含量为0.92%~8.31%;氯仿沥青“A”为0.53%~0.75%;S1+S2 为5.64~20.04 毫克/克。三个评价标准均显示嫩江组一段主体部分属于好烃源岩或极好烃源岩级别。有机质类型以I 型、II 型为主;镜质体反射率(Ro)为0.5%~0.8%,表明成熟度低于青山口组一段,大部分处于低熟阶段,部分为成熟阶段。沙河子组有机碳含量为0.2%~6.1%,有机质类型以II2 型和III 型为主,镜质体反射率(Ro)为1.4%~2.2%,虽然有机地球化学特征较好,但成熟度较高,主要以生气为主。但该套烃源岩有机质的非均质性较强,演化程度不一,因此在演化程度适当的地区,沙河子组也具有页岩油资源潜力。

松辽盆地南部青山口组泥页岩储集层发育多种孔缝类型,包括有机质孔、粒间孔隙、微裂缝。有机孔又包括原生有机质孔隙和后期生烃有机质孔隙,此种孔隙类型在中央坳陷区的长岭凹陷较为发育;粒间孔隙分为多种类型,主要包括黏土矿物与黄铁矿之间的粒间孔隙、粘土矿物颗粒间孔隙以及脆性矿物粒间孔隙三种类型;微裂缝主要有三种类型:有机质与无机矿物边缘微裂缝、有机质与黏土矿物边缘微裂缝以及黏土矿物之间微裂缝。微孔隙、裂缝多以微米-纳米级为主,普遍小于1.5 微米。微裂缝大多是微孔隙的延伸,长度十几微米不等。微裂缝的发育为页岩油的赋存提供了有效的储集空间,也为储层的改造提供了条件。松辽盆地南部青山口组泥页岩孔隙度分布在1.4%~9.5%之间,4 块样品>7.5%,均值6.9%;渗透率0.017~0.179 毫达西,均值0.109 毫达西,泥页岩物性特征属于低孔低渗。

松辽盆地南部青山口组泥页岩储层微观孔隙结构特征 a. 塔25 井,1992.94 米,有机质微孔隙;b. 塔25 井,1988.41 米,微裂缝;c. 增深3 井,786.15 米,粒间微孔隙;d. 增深3 井,815.86 米,粒间微孔隙

松辽盆地南部青山口组泥页岩脆性矿物含量30.7%~63%,以石英和斜长石为主,含量在39%~53%之间,含有一定量的钾长石、白云石和方解石等矿物。粘土矿物含量28%~59.4%,以伊/蒙混层和伊利石为主,伊/蒙混层含量30%~79%,均值53.6%,伊利石含量16%~58%,平均40%,还含有少量的绿泥石和高岭石。脆性矿物含量越高,在压裂外力作用下越易形成诱导裂缝,和早期存在的天然裂缝形成树—网状裂缝群,有利于页岩油的开采。

青山口组泥页岩粘土矿物相对含量分布图

大量的研究工作表明,青山口组一段泥岩单层厚度大,普遍欠压实,在埋深1300~1500 米左右进入生油气门限,在埋深为2500 米左右达到排油气高峰阶段,并由于源岩层内残留有可观的烃量而普遍发育有异常高压。根据钻井实测数据统计,青山口组一段泥岩普遍具有高压,压力系数一般大于1.2,最高可达1.57,主要分布在中央坳陷区一带。异常压力的存在是页岩油开采的关键要素之一。

页岩油资源潜力一般根据页岩油形成的地质条件分析,选取富有机质泥页岩分布面积、厚度、有机碳含量、氯仿沥青“A”含量、有机质成熟度等,作为勘探潜力评价参数。松辽盆地南部青山口组泥页岩有机质丰度高、类型好(偏生油型干酪根)、厚度大,目前普遍处于生油高峰阶段,页岩油资源潜力巨大;嫩江组泥页岩与青山口组泥页岩类似,但由于埋深较浅,部分地区演化程度略低,页岩油资源潜力略低于青山口组;沙河子组演化程度较高,大部分处于生气阶段,仅部分埋深较浅,演化程度适中的地区可能存在一定的页岩油资源潜力。据全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选(2013)结果,吉林省页岩油(全部来自松辽盆地南部)地质资源潜力约45.67 亿吨,但由于现有技术的局限性,我们只能开采其中很少一部分。研究认为,随着技术的进步,页岩油采出2%、5%甚至10%都是可能的。参考北美地区页岩油气的评价标准,考虑松辽盆地南部的生排烃特点、泥页岩物性、矿物组分、裂缝发育程度等,初步认为青山口组页岩油分布面积较广,整个中央坳陷区、东南隆起区钓鱼台凹陷及西部斜坡区洮安-海坨构造一带都是页岩油勘探较为有利的地区。沙河子组虽然整体演化程度较高,但存在演化程度适中的地区,如长岭断陷、梨树断陷等,也可作为页岩油勘探的有利区。

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