澳大利亚Toolebuc页岩生烃潜力评价

李乐忠 苏 展 唐 颖 蒋时馨

(中海石油气电集团技术研发中心, 北京 100007)

澳大利亚Toolebuc组页岩为一套白垩纪海相沉积环境下形成的富有机质页岩，分布于澳大利亚Eromanga盆地，分布范围广，本次研究区域位于澳大利亚昆士兰州中部，Eromanga盆地东北缘(图1)。研究区域内页岩发育稳定、构造平缓，埋深自东北向西南逐渐加大。该地区目前勘探程度较低，钻探结果表明该地区有一定的页岩油气勘探潜力，但还未获得较大的突破。

1 页岩的地质特征

1.1 页岩构造特征

Toolebuc组页岩顶面构造图如图2所示。Toolebuc页岩埋藏深度由东至西、由北向南逐渐增加，研究范围内埋深最大为1 000 m，Toolebuc组断裂多为NE-SW向或南北向展布。Toolebuc组构造整体较为平缓，断裂断距较小，对沉积的控制作用不明显。

图2 Toolebuc组页岩顶面构造图

1.2 页岩厚度

页岩厚度由东北至西南逐渐增加，东部有页岩出露地表，富含有机质页岩的厚度范围为0～40 m，页岩厚度等值线图如图3所示。

2 干酪根类型

按照岩心实验分析结果，从氢指数(HI)及氧指数(OI)交汇情况可以看出[1-2]，Toolebuc页岩干酪根类型以Ⅰ型为主，其次为Ⅱ型，如图4所示。同时，应用生烃动力学原理，通过热模拟实验分析页岩中干酪根初次裂解产物组分可以看出，热模拟生成的烃类主要为C7～C25的液态烃，反映为倾油性干酪根。

图3 页岩厚度等值线图

图4 Toolebuc页岩干酪根类型

3 有机质丰度

根据页岩岩心实验分析结果，采用测井方法计算整个页岩层段有机质含量(TOC)，计算结果如图5所示。可以看出，Toolebuc页岩层段有机质含量为2%～16%，平均为5%，有机质丰度较高。

4 页岩成熟度

实验室Toolebuc页岩鉴定结果显示，Ro为0.43～0.62，未进入生烃门限，而现场钻探过程中有明显的油气显示，表明Toolebuc页岩已经进入生烃阶段。经过分析得出，由于Toolebuc海相页岩沉积缺少高等植物，显微组分中镜质体含量比较低，在显微镜下检测Ro可靠性不高[3-9]，传统的镜下方法测得的镜质体反射率不能反映该区域Toolebuc页岩的真实成熟度(表1)。

图5 Toolebuc页岩单井有机质含量柱状图

井号镜质组质量百分数∕%测定点数实测镜质体反射率平均氢指数井A0.2～2.621～420.43～0.53662井B 0～1.020～460.45～0.53654井C 0.6～2.113～320.47～0.52536

采用激光拉曼光谱多种显微组分荧光变化分析法[10](FAMM)对该区域Toolebuc页岩成熟度进行了新的评价，评价结果显示Toolebuc页岩成熟度达0.7%以上，已进入生烃门限，与实际情况较吻合。图6为激光拉曼测荧光变化率折算镜质体反射率图。

图6 激光拉曼测荧光变化率折算镜质体反射率图

5 生烃强度模拟

使用Trinity盆地模拟软件，将地球动力学法与地球化学法相结合，以构造演化为基础，结合实验数据及区域地质认识，进行盆地模拟。模拟得出Toolebuc页岩生烃强度由东北至西南生烃量呈逐渐增大的趋势，与页岩成熟度及厚度分布规律一致，有机质类型及成熟度表明Toolebuc页岩主要以生油为主，生气量较少，研究区域内生油强度最大为37.3×104tkm2，生气强度最大为1.3×108m3km2，Toolebuc组页岩生油强度、生气强度等值线分别如图7、图8所示。

图7 Toolebuc组页岩生油强度等值线图

图8 Toolebuc组页岩生气强度等值线图

6 结 论

(1)Toolebuc页岩为海相环境形成的富含有机质页岩，具有分布范围广，厚度大，有机质含量高的特点，页岩中干酪根类型以I-II型为主。

(2)Toolebuc页岩缺乏陆生高等植物来源，显微组分中镜质体含量比较低，导致传统方法测得Toolebuc页岩镜质体反射率偏低，不能反映该区域Toolebuc页岩的真实成熟度，采用激光拉曼光谱多种显微组分荧光变化分析法得出Toolebuc页岩镜质体反射率在0.7%以上，与现场油气显示情况一致。

(3)盆地模拟结果表明Toolebuc页岩已进入生烃门限，生油强度较大，生气强度小，生烃强度的分布与页岩成熟度及厚度分布规律一致，具有较好的生烃潜力。

[1] Tissot B P，Welte D H.Petroleum Formation and Occurrence( Second Revised and Enlarged Edition) [M].New York:SpringerVerlag Berlin Heidelberg，1984:160-253.

[2] 卢双舫,张敏.油气地球化学[M].北京:石油工业出版社, 2008：207-208.

[3] 肖贤明.生油岩中镜质组类型及其反射率分布规律[J]．石油学报，1991，12(2):33-37.

[4] Baskin D K.利用干酪跟HC评价烃源岩热成熟度与生烃潜力[J].天然气地球科学,2002,13(5-6):41-49.

[5] 赵俊峰.镜质体反射率测定结果的影响因素[J].煤田地质与勘探，2004,32(6):15-17.

[6] 肖贤明.从镜质组的成因论其作为烃源岩成熟度指标的意义[J].煤田地质与勘探,1990(6):24-30.

[8] 曾凡刚,程克明.下古生界海相碳酸盐岩干酪根成熟度研究方法[J].地学前缘,2000,7(增刊):249-253.

[9] 戴鸿鸣.蜀南西南地区海相烃源岩特征与评价[J].天然气地球科学,2008,19(4):503-508.

[10] 李志明.激光拉曼光谱法分析多种显微组分荧光变化及其应用[J].岩矿测试,2008,27(5):341-344.