马朗凹陷芦草沟组页岩油流体压力与初次运移特征

黄志龙，马剑，吴红烛，陈旋，文川江，张建波

（1.中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249; 2.中国石油吐哈油田公司勘探开发研究院，新疆哈密 839000）

马朗凹陷芦草沟组页岩油流体压力与初次运移特征

黄志龙1，马剑1，吴红烛1，陈旋2，文川江2，张建波2

（1.中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249; 2.中国石油吐哈油田公司勘探开发研究院，新疆哈密 839000）

通过源岩内流体压力特征分析、地球化学分析和岩心、岩石薄片观察等方法，对马朗凹陷芦草沟组页岩油的初次运移特征进行分析。结果表明:马朗凹陷芦草沟组虽然基质孔隙小，但孔隙度并不很低，是油气储集的主要空间，石油为源内自生自储，极好的源岩层又是产油层;芦草沟组页岩油是烃源岩在低成熟—成熟早期阶段生成的，由于源岩层渗透性较差，油气不具备大规模向外排运的条件而滞留在源岩层中未发生大规模排烃，仅断裂带附近芦草沟组烃源岩生成的石油向外排运明显，大部分地区页岩油只有源内小尺度的初次运移，并且其中的云质岩外来烃最明显;源岩内大量石油滞流是超压形成的主要原因。

马朗凹陷;页岩油;初次运移;超压

近年来，非常规油气资源的勘探和开发越来越受到各国的关注［1-8］。1999年以来，三塘湖盆地勘探围绕着常规油气藏理论开展。尽管目前二叠系烃源岩中普遍见到良好的油气显示，但平面含油性差异较大，油气分布规律复杂，因而芦草沟组的钻探成功率极低，难以建成产能［9］。2010年L50井油水同出等现象启发了对研究区连续型“页岩油”的认识。然而，芦草沟组岩性复杂，储集层同时具备生烃潜力［10］，源岩内部石油的初次运移特征尚不清楚，页岩油富集是否与烃类未大量排烃有关也不是很清楚。因此，笔者通过源岩内流体压力、地球化学分析，结合岩石薄片观察，对页岩油的初次运移特征进行研究。

1 研究区地质概况

三塘湖盆地位于新疆维吾尔自治区东北部，行政属于巴里坤哈萨克自治县和伊吾县境内，北与蒙古国接壤，向北东方向延伸出境。盆地北西－南东向呈带状展布，长约500 km，宽40～70 km［11］，面积约为2.3×104km2，地理上为山间盆地，位于阿尔泰褶皱系与北天山褶皱系之间，盆地走向与现今构造走向基本一致。在区域大地构造位置上，三塘湖盆地位于西伯利亚板块南缘，在地史时期整体属于大陆边缘活动带。它北邻西伯利亚板块的阿尔泰陆壳板段，南邻哈萨克斯坦板块的北天山古生代活动大陆边缘板段，是在早古生代基底上发展起来的叠合盆地［12］。

露头及钻井揭示，三塘湖盆地马朗凹陷盖层最大厚度6.5 km，地层自上而下依次为第三系、下白垩统、上侏罗统齐古组、中侏罗统头屯河组、西山窑组、下侏罗统八道湾组、中上三叠统小泉沟群、上二叠统条湖组、芦草沟组、上石炭统卡拉岗组、哈尔加乌组、巴塔玛依内山组和下石炭统姜巴斯套组。现今残留的二叠系芦草沟组分布于马朗－条湖凹陷的西南部，东北部地层在印支运动时遭受剥蚀（图1），其原始沉积范围比现在大。原始陆源输入较少，地层岩性主要由形成于沉积水体能量较低的碳酸盐岩和暗色泥岩组成，基质孔隙发育程度较差，有机质含量高，是盆地中浅层的主力烃源岩。

图1 三塘湖盆地芦草沟组厚度分布Fig.1 Thickness of Lucaogou formation of Santanghu Basin

2 芦草沟组烃源岩发育特征

马朗凹陷二叠系芦草沟组岩性复杂，主要为灰质（云质）泥岩、碳酸盐岩、泥岩、灰质砂砾岩、凝灰质泥岩、火山碎屑岩及少量的火山岩，以纹层结构岩类最为独特。不同岩性在平面上的分布主要受控于沉积相带。芦草沟组沉积于近海的半咸水—咸水陆相湖泊，主要发育缺氧封闭性较好的还原环境，陆源碎屑供给不足，马朗凹陷二叠系以芦草沟组二段烃源岩生烃潜力最大。

平面上烃源岩具有较强的非均质性，其质量控制因素主要为岩性及沉积相带。碳酸盐岩和泥岩的过渡岩性，即灰质（云质）泥岩和泥质灰岩（云岩）不但具有较大的生烃潜力，且储集性能相对较好，是页岩油形成与储集的主要岩性。

3 烃源岩演化与超压的形成

页岩油是烃源岩中未运移出去的以吸附、游离方式存在的连续烃类聚集。页岩油的发育与烃源岩演化程度有关，当烃源岩处于生油窗的热演化阶段时，页岩中赋存的烃类为液态，称为“页岩油”。芦草沟组烃源岩处于生油窗，源岩中超压与烃源岩生烃作用有关。

3.1 烃源岩演化与源岩内地层压力关系

通过对芦草沟组烃源岩演化的分析，大部分地区源岩进入主生烃区，对应的镜质体反射率Ro为0.55%～0.75%（图2），这个阶段烃源岩的脱水作用已经处于平稳降低时期，难以形成使油气大规模运移的水动力条件。此外，处于低熟－成熟早期阶段的烃源岩由水凝胶转变为沥青凝胶，形成均一的“沥青相”，为源内运移提供了一定条件［13］，但此阶段生成的油气密度大、黏度大，所以向源外运移的阻力也大，初次运移发生的动力门限高。因此，源岩内油气排运不畅导致了源岩内孔隙压力的增高。

从实测压力系数剖面可以看出，超压顶界面深度为1.40～1.50 km，烃源岩在低成熟－成熟早期阶段对应的深度段大致为1.50～3.20 km，正处于源内异常高压力发育段（图2）。

3.2 源岩内大量石油的滞流与超压的形成

3.2.1 地层压力结构

前人已经认识到芦草沟组具有一定的异常高地层压力，压力系数明显高于上覆侏罗系的地层压力系数［14］。马朗凹陷的异常高压主要是由于盆地沉降、有机质生烃所致。具有较高异常高压的源岩层由于处于欠压实状态，孔隙度偏高，在测井资料上表现为各参数偏离正常趋势，即密度偏小、声波时差偏大等。综合考虑研究区超压在形成过程中孔隙空间的变化规律，主要利用测井资料，采用等效深度法对单井进行现今压力预测，并与实际试油压力资料进行对比校正。预测结果表明，马朗凹陷二叠系芦草沟组源内发育一定的超压，超压顶界面深度约为1.50 km（图3），优质烃源岩发育的芦草沟组二段超压最大。

在1.50 km深度处孔隙度增大，与地层开始发育超压的深度基本保持一致，说明源内地层发育的异常高压，在一定程度上保持较多原生孔隙和流体。2.60 km以下，随着生烃量的减少孔隙度开始下降，直至3.30 km以下孔隙度低于5%（图4）。

图4 芦草沟组源岩孔隙度与深度的关系Fig.4 Relationship betw een porosity and depth of Lucaogou formation source rocks

3.2.2 剩余压力平面分布与含油关系

马朗凹陷二叠系芦草沟组二段地层剩余压力比较发育，变化范围较大，从0～18 MPa均有分布（图5）。L42井附近和L9井中心带超压值较高，均大于18 MPa;L6井和L11井处超压最小，地层基本正常压实。L50井附近超压在14～16 MPa间，地层发育高压带;向L4井、L37井方向剩余压力逐渐降低;L7井处地层剩余压力变化相对较快，向凹陷中心压力值降低的梯度较大。整体上，地层压力系数的变化和剩余压力表现一致。L42井和L9井中心带压力系数高达1.6，凹陷中心L6井处压力系数最低，接近正常压力系数。L4井和L37井方向，压力系数逐渐减小，L50井附近压力系数约为1.4，向L7井方向和凹陷中心降低。

图5 芦草沟组二段地层剩余压力与含油面积叠合图Fig.5 Overlapping of susp lus pressu re and oil-bearing area of P2 l2

另外，马朗凹陷芦草沟组地层压力变化趋势与烃源岩丰度、厚度平面展布规律一致。地层压力较大的层位，其有机碳含量（w（TOC））也较高，源岩厚度也较大，进一步说明较高地层压力的异常与生烃作用有关。

从剩余压力与已发现的油藏面积叠合图上可以看出，油藏主要分布在剩余压力值中等和较高的地带，反映源岩内发育的页岩油自生自储的特点，源岩内石油的滞留引起较高异常压力，也导致石油的富集。图5中西南部的L6油藏基本位于正常压力带，该油藏是通过二次运移作用形成的，与页岩油的形成机制完全不同。

4 初次运移特征

4.1 源内不同岩性源岩间的微观初次运移特征

油气的初次运移是指烃源岩在进入生烃门限后，生成的烃类在某种动力驱动下从源岩中排出的过程。目前已有大量的研究证实芦草沟组油气来自本身烃源岩，为自生自储型聚集［15］。

为了了解不同岩性间的微观排烃特征，对不同岩性的岩石进行氯仿抽提前后的总有机碳含量分析。对比发现，泥岩、泥灰岩、灰质泥岩等样品抽提前后w（TOC）变化较小，但含泥云岩和泥晶云岩抽提前后w（TOC）变化较大，抽提后w（TOC）明显降低（图6），说明抽提前较高的w（TOC）多为外来运移烃类的影响，源岩层内作为优质源岩的泥岩类向邻近的云质岩类小尺度排运明显。另一方面，抽提后云岩类w（TOC）普遍小于2%，可见云岩类作为烃源岩较差。

本区烃源岩岩性复杂，源岩内发育较大孔隙时，较强的毛管压力差导致石油大量滞留在较大孔隙中形成页岩油，页岩油多赋存在纹层面及水平层理间。这种微观初次运移的机制促使了本区页岩油的富集。

图6 不同岩性岩石氯仿抽提前后w（TOC）对比Fig.6 Comparison of w（TOC）in different rocks before and after extracting w ith ch loroform

4.2 源岩层初次运移特征

烃源岩有机质丰度很高（w（TOC）一般为4%～8%），高有机质含量使石油通过“沥青网络”在源岩层中形成连续性的分布，由生烃作用产生的异常高地层压力有可能是油气初次运移最重要的动力。在这种异常压力和构造运动的共同作用下，烃源岩顺着纹层、水平层理产生大量微裂缝，生成的油气在达到干酪根吸附量最大值、充满刚性颗粒间孔隙后，顺着微裂缝可以发生初次运移。但由于烃源岩尚处于低熟－成熟早期阶段，实测压力系数不超过1.4，且烃源岩连片分布范围广，传统意义的碎屑岩储层不发育，大多排烃裂缝未突破岩层发生大量排烃（图7）。因此，可以认为初次运移规模可能较小。由此可见，随着生烃作用增加的地层压力尚未能使裂缝大量开启，与之相对应的幕式排烃不明显，异常高的地层压力也正是源岩内存在滞留油的证据。分析还表明，在断裂带附近的上覆岩层中发现芦草沟组生成的石油聚集，说明由于断裂作用以及与之相伴生的裂缝，可以导致烃源岩生成的石油向外运移。除此之外的大部分地区芦草沟组烃源岩无向外大量排烃的明显证据。

图7 烃源岩超压流体引起的纹层变形Fig.7 Characteristics of lam ina deform ation by fluid overpressure of source rock

5 结论

（1）虽然马朗凹陷芦草沟组基质孔隙小，但仍然是油气储集的主要空间，石油为源内自生自储，源岩层同时也是产油层。

（2）芦草沟组页岩油是烃源岩在低成熟－成熟早期阶段生成的，由于源岩层渗透性较差，油气不具备大规模向外排运的条件而滞留在源岩层中。

（3）芦草沟组烃源岩处于生油窗，源岩内大量石油滞流是超压形成的主要原因。

（4）页岩油只有小尺度的初次运移，而且云质岩类外来烃最明显。

（5）仅在断裂带附近芦草沟组烃源岩生成的石油向外排运明显，除此之外的大部分地区，无向外大量排烃的明显证据。

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Fluid pressure and prim ary m igration characteristics of shale oil of Lucaogou form ation in M alang sag

HUANG Zhi-long1，MA Jian1，WU Hong-zhu1，CHEN Xuan2，WEN Chuan-jiang2，ZHANG Jian-bo2
（1.State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting，China University of Petroleum，Beijing 102249，China; 2.Research Institute of Exploration and Development，Tuha Oilfield Company，PetroChina，Hami839000，China）

On the basis of the analysis of the fluid pressure and geochemical characteristics aswell as observing the core and thin sections，the characteristics of the shale oil primarymigration were studied.The results show that the porosity of Lucaogou formation is not too small and it is themain reservoir space for hydrocarbons although thematrix pore of Lucaogou formation is small in the Malang sag.The oil is self-generating and self-reserving in the source rock，so the good source rock itself is also the reservoir.Moreover，the shale oil of Lucaogou formation is a kind of low-mature oil，which is generated in the lowthreshold mature stage.As a consequence of the poor permeability of the source rock，the oil can notmigrate out of the source rock on a large scale and only near the fault.Usually it has a small scale primarymigration inmostareas，and the dolomitic rock has themost obvious foreign hydrocarbons.Besides，themassive oil retention is themain reason of overpressure formation.

Malang sag;shale oil;primarymigration;overpressure

TE 122.1

A

10.3969/j.issn.1673-5005.2012.05.002

1673-5005（2012）05-0007-05

2012－02－22

国家“973”重点基础研究发展规划项目（2011CB201105）;国土资源部项目（2009GYXQ15－09）

黄志龙（1962－），男（汉族），浙江诸暨人，教授，博士，博士生导师，主要研究方向为油气运移、成藏和资源评价。

（编辑 徐会永）