吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩含油性评价及控制因素

张一帆 查明 丁修建 郭旭光 何文军 蒋中发 高兴

摘  要：准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩是我国典型的湖相液态烃页岩之一，具有丰富的页岩油资源。为研究准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩含油性及控制因素，以吉174井钻井岩心为主要研究对象，结合相邻井的岩心分析资料，通过页岩地球化学分析和物性分析评价芦草沟组页岩含油性，指出吉174井“甜点段”并分析其控制因素。结果表明：①吉174井烃源岩有机质丰度高、有机质类型为Ⅰ和Ⅱ型，处于低熟晚期阶段;烃源岩岩性复杂，石英、长石等脆性矿物含量较高;②采用氯仿沥青“A”含量、热解参数S1和油饱和指数（OSI）开展芦草沟组页岩含油性评价，分析总结吉174井有3个“甜点段”，页岩油潜力好，2号和3号“甜点段”含油性较好;③吉174井芦草沟组页岩含油性主要受优质烃源岩、物性较好的储层和泥页岩厚度综合控制。

关键词：页岩油;含油性评价;吉木萨尔凹陷;芦草沟组;控制因素

近几十年来，随着油气勘探开发的深入，勘探重点由“源外”逐步转为“源内”[1]，以页岩油为代表的非常规油气为国内外研究热点。目前，芦草沟组页岩油地质资源总量约25.5×108 t，理论上可采资源量约4.16×108 t，技术可采资源量约0.40×108 t，主要富集于吉30井、吉174井、吉251井等附近[1]。姜在兴等认为富有机质页岩有效厚度不小于15 m[2]。吉木萨尔凹陷在纵向上具薄互层特征，前人建立的中国页岩油有利区筛选标准并不适用[3]。为此，本文以吉木萨尔凹陷芦草沟组为研究目标，以页岩油富集区内吉174井为主，基于地质资料与地球化学资料，以氯仿沥青“A”、S1和OSI等参数对芦草沟组页岩含油性进行综合评价，总结芦草沟组页岩含油性控制因素。

1  区域地质概况

吉木萨尔凹陷处于准噶尔盆地东部隆起的西南部，是东部隆起的二级构造带（图1）[5]。位于准噶尔盆地东部地区的吉木萨尔凹陷地层发育较复杂，以早—中海西期褶皱为基底，沉积了从上石炭统至第四系比较全的巨厚沉积盖层。受构造、沉积物供给、气候等因素影响，吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组形成一套岩性较细的浅湖-深湖相沉积[6]。岩性主要为白云岩、粉细砂岩、泥岩和灰岩4大类，具岩性多变、矿物成分多样、过渡性岩类多和薄互层分布为主的特点[7]。芦草沟组具2.5个三级旋回，进一步细分成6个地层单元，烃源岩主要发育在[P2l2]和[P2l5]，也是潜在页岩油“甜点段”（图1）[8-10]。

2  芦草沟组岩石学特征和地球化学特征

2.1  岩石学特征

芦草沟组岩石类型主要有泥岩類、碳酸盐岩类、粉-细砂岩类及少量其他岩类（图2-（a），图3）。由于沉积环境和物源特征变化，不同岩层段岩石类型及组合存在较大不同。发育交错层理、波状层理、透镜状层理等构造。矿物类型包括石英、长石（斜长石、钾长石）、碳酸盐类矿物（方解石、铁白云石）、黏土矿物、黄铁矿、赤铁矿、方沸石、菱铁矿以及浊沸石等（图2-（c））。石英、长石和碳酸盐岩矿物含量高，黏土矿物含量低，斜长石含量远高于钾长石，岩石类型及组合规律具极复杂特点。

2.2  地球化学特征

芦草沟组烃源岩岩性主要为泥岩类和灰岩类。泥岩类有机质丰度最高，TOC分布范围为0.08%～19.01%，S1+S2分布范围为0.03～254.43 mg/g，属好烃源岩（图4）。有机质类型主要以Ⅰ型和Ⅱ型为主，Ⅲ型较少（图5），是最有利于生油的有机质类型。烃源岩有机质显微组分以腐泥组和壳质组为主，含量大于60%，惰质组含量非常低，小于10%[7]。吉174井烃源岩镜质体反射率（Ro）值分布在0.78%～0.95%，平均0.87%（图6），已进入富集页岩油窗[11]，处于低成熟-成熟阶段。

3  芦草沟组页岩含油       性评价

3.1  氯仿沥青“A”和热解参数S1

氯仿沥青“A”和热解参数S1常用来代表页岩油量，直观地表征页岩含油性，其值越高，表明页岩含油性越好[12]。据卢双舫等提出的页岩油资源分级标准[11]，以TOC值大于2.0%、氯仿沥青“A”值大于0.4%和S1值大于2.0 mg/g为页岩油富集资源标准下限，可分别得到吉174井有62.6%、58.2%和13.6%的样品达到标准（表1）。整体来说，芦草沟组整体页岩含油性中等，芦草沟组下段含油性较好。吉174井在[P2l4]和[P2l5]存在两个较好甜点段（2号与3号甜点段），[P2l2]存在一个比前面两个甜点段差的甜点段（1号甜点）。

3.2  油饱和度指数OSI

Jarvie提出的油饱和度指数（OSI=S1/TOC×100）可估算页岩的可采含油量。当OSI>100 mg/gTOC时，通常认为页岩具产油能力[13]。由图6可见，[P2l4]和[P2l5]中OSI出现一个较高值区域（3 254～3 335 m）。

利用OSI-Tmax图解对芦草沟组泥页岩进行含油级别判识[14]。由图7可见，吉174井OSI值范围较大（n=265），据判别标准[14]，有小部分样品（n=28）达到具页岩油潜力的含油级别，油饱和指数高达到335。资料显示“下甜点段”含油饱和度平均值为69%[8]，可验证[P2l5]含油性较好。总之，垂向上吉174井[P2l4]和[P2l5]页岩含油性较好，[P2l2]次之，其他段页岩含油性较差。

4  页岩含油性主控因素

4.1  烃源岩有机质特征保障产油能力

吉174井芦草沟组有较多有效烃源岩[15]，有机质丰度整体较好，以Ⅰ型和Ⅱ型为主，烃源岩处于成熟-高成熟演化阶段，具有利于生油的烃源岩条件。甜点段与非甜点段有机质丰度差距较大，1号“甜点段”TOC平均值3.17%，2号“甜点段”TOC平均值3.57%，最大值15.51%，3号“甜点段”TOC平均值为3.71%，最大值11.63%。非甜点段烃源岩TOC均值为2.88%，非甜点段烃源岩有机质丰度明显低于甜点段。油饱和度指数OSI存在3个高值区（图6），证明吉174井芦草沟组有较好的页岩油潜力（图7）。

当页岩有机质丰度高时，同时具有较高的排烃能力。如具有Ⅰ型干酪根烃源岩的湖相页岩具较高的生油能力和较高的驱油能力。高排油效率可能导致Ⅰ型干酪根页岩中残余油含量较低[16]。芦草沟组有机质类型主要以Ⅰ型和Ⅱ型为主。考虑到芦草沟组致密油含量较高[7]，不排除页岩油经过一次运移和二次运移导致页岩含油量下降的可能。

4.2  储层特征提供储油空间         及运移通道

芦草沟组整体物性中等，储层非均质性特征明显，属混合型页岩储层。芦草沟组具石英、长石和碳酸盐岩等脆性矿物含量高、黏土矿物含量低特点（图2-（c））。芦草沟组普遍发育超压[7]，具发育大量微裂超压页岩储层的条件[17]，有利于页岩保持异常高的孔隙和页岩油储集[18]。“甜点段”有效孔隙度范围为1.1%～26.5%，均值8.4%。“甜点段”渗透率范围0.01×10-3～11.5×10-3 μm2，均值0.5×10-3 μm2，属优质的页岩油储层[17]。

4.3  厚层泥页岩夹薄层砂、碳酸盐岩沉积特征有利          页岩油保存

吉174井烃源岩段垂向上沉积环境相对稳定，偶尔出现沉积相交替变化情况[19]。因此，烃源岩段普遍沉积厚层泥页岩夹薄层砂岩和碳酸盐岩层，这种高有机质丰度的泥页岩和与其临近的相对高孔隙度、低有机质丰度的砂岩、碳酸盐岩和泥页岩均可形成有利的页岩油储盖组合，有利于页岩油富集。同时，厚层泥页岩对排烃作用有较大影响。普遍认为厚层泥页岩超过14 m时不利于排烃[20]。吉174井芦草沟组2号和3号“甜点段”泥页层岩段厚度大于20 m（图6），远超过排烃限制范围，是最有利于滞留烃的区域，有效提高了泥页岩含油量。

5  结论

（1） 吉木萨尔凹陷芦沟草组沉积了一大套岩性较复杂的细粒混积岩。通过井资料分析发现，吉174井芦草沟组主要岩性有泥岩类、灰岩类、粉砂岩类、砂岩类及白云岩类，岩石类型和组合差别较大，脆性矿物含量较高。烃源岩TOC多大于2.0%，（S1+S2）一半以上大于6 mg/g，属较好的烃源岩。地层中泥岩相对碳酸盐岩而言，是更好的烃源岩;有机质类型以Ⅰ、Ⅱ型干酪根为主，仅有少量Ⅲ型，烃源岩处于主生油阶段;泥页岩总体处于低-成熟阶段，有利于大量生成液态烃。该区有效烃源岩的发育为页岩油的富集提供了物质基础。

（2） 吉174井芦草沟组有3个“甜点段”：[P2l2]发育1號“甜点段”，[P2l4]下部和[P2l5]上部发育2号“甜点段”，[P2l5]下部发育3号“甜点段”。2号和3号“甜点段”含油性较好，具页岩油潜力，1号“甜点段”较前两者差一些。

（3） 吉174井芦草沟组页岩含油性受烃源岩有机质特征、储层特征、脆性矿物和厚层泥页岩夹薄层砂、碳酸盐岩沉积特征综合控制，形成有利的生储盖组合，保障了页岩含油性。

致谢：在本文完成过程中，中国石油大学（华东）地球科学与技术学院资源系曲江秀副教授给予了悉心指导，在此表示感谢！

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