澳大利亚东部Eromanga盆地Toolebuc组海相页岩油气地质特征与风险分析

张雪峰，石雪峰，葛岩，李乐忠，唐颖

1.中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司，天津 300452；2.中海石油气电集团 技术研发中心，北京 100007

0 引言

澳大利亚东部富含油气盆地的常规油气和煤层气的勘探开发已经超过40年[1]。由于该地区侏罗系—白垩系页岩十分发育，近10年来，有关页岩油气资源的研究和评价日渐增多。Jiang et al.[2]通过钻井数据对Eromanga盆地页岩开展了地球化学特征研究，并对页岩气成因展开分析；李乐忠等[3]对Toolebuc组页岩生烃潜力进行了评价；葛岩等[4]分析了页岩孔隙结构、类型对页岩油气保存的影响。以往的研究形成了大量成果认识，但该地区页岩油气的勘探整体仍处于探索阶段。因此，开展页岩油气成藏机理、主控因素和勘探潜力等方向的研究十分必要。笔者以Eromanga盆地东北部区域为研究区，根据钻井、地球物理和测井数据对优质页岩分布规律、页岩油气地质特征、主控因素以及勘探开发风险等进行了分析，为后期勘探活动和类似的海相页岩油气研究提供参考。

1 区域地质概况

Eromanga盆地位于澳大利亚东北部昆士兰州，为侏罗纪—白垩纪形成的陆内克拉通沉积盆地[5]。盆地面积约600 000 km2，局部覆盖于晚古生代Galilee盆地之上。盆地整体可划分为陆相-海相-陆相3套沉积环境[1]，古生代主要接受陆相沉积，形成内陆盆地，发育有寒武系至二叠系的大部分地层；早二叠世末至中晚三叠世发育大型不整合面，地层缺失；早白垩纪末期发生大规模的海侵，形成了盆地内富含有机质的页岩层段[4]；晚白垩世地层大幅抬升，为陆相沉积环境(图1)。

图1 Eromanga盆地构造及地层柱状图(据文献[2, 4]修改)Fig.1 Structure and stratigraphic histogram of Eromanga Basin

白垩纪Toolebuc地层由暗色泥岩、碳质页岩、钙质页岩、灰岩及粉砂质泥岩组成。受下部地层地形条件的影响，页岩厚度由南西向北东逐渐变薄，并在盆地东北部与Galilee盆地边界出露地表[6]，最大埋深约1 500 m，厚度20～40 m。具有厚度大、埋深适中、连续性好的发育特征(图2)。

图2 Eromanga盆地地层东西向连井剖面图(剖面线位置如图1黑线所示)Fig.2 East-west connected well sections of formations in Eromanga Basin

2 泥页岩地球化学特征

2.1 总有机碳(TOC)含量

总有机碳(TOC)含量是页岩气评价的一个重要指标，高TOC表明页岩具有较强的生烃潜力和较大的吸附能力[7]。根据研究区页岩岩芯实验分析，采用测井方法计算，大部分实验样本有机碳(TOC)含量介于2.9%～9.4%，平均5.84%。根据卢双舫[8]烃源岩含油量与TOC 关系的“三分性”划分标准，以ω(TOC)=3.7%作为烃源岩好坏的界限，研究区Toolebuc组页岩层具有极好的生烃潜力(图3)。

图3 Eromanga盆地Toolebuc组页岩S1与TOC关系Fig.3 Relationship between S1 and TOC of Toolebuc Formation shale in Eromanga Basin

2.2 有机质类型

采用有机地球化学法，根据干酪根可溶烃(S1)、热解烃(S2)和热解挥发份含氧挥发物(S3)以及相应的温度，得出氢指数(HI)、氧指数(OI)、生烃潜力(S1+S2)和最大热解峰温(Tmax)等参数，可以快速地评价烃源岩，确定有机质类型、生油气潜力和油气转化率[9]。根据氢指数(HI)与氧指数(OI)范氏图，研究区Toolebuc组页岩中干酪根类型以Ⅰ型和Ⅱ1型为主，有少量Ⅱ2型，极富氢而贫氧，生油倾向强烈(图4)。

采用有机岩石学方法，通过镜下统计干酪根各类有机显微组分含量的百分比，并乘以相应的加权系数(镜质组-75、惰质组-100、壳质组+50、腐泥组+100)，求取了Toolebuc组页岩干酪根类型指数TI。结果显示，3口井的4个页岩样品壳质组含量均在80%±，3个样品为Ⅱ1型，1个为Ⅱ2型，均反映很好的生烃潜力(表1)。

表1 Eromanga盆地Toolebuc组页岩干酪根显微组分含量

图4 Eromanga盆地Toolebuc组页岩有机质类型判别图Fig.4 Discriminant diagram of shale organic matter type of Toolebuc Formation in Eromanga Basin

2.3 有机质成熟度

有机质的成熟度是决定其能否向烃类转化和转化程度的量度[10]。常用且较有效的有机质成熟度的评价方法有镜质体反射率(Ro)、孢粉色变指数、岩石热解和可溶有机质等物理或化学方法等。

采用激光拉曼光谱多种显微组分荧光变化分析法(FAMM)对研究区 Toolebuc组页岩成熟度进行计算[11]。结果显示研究区Toolebuc组页岩镜质组反射率(Ro)在0.54%～0.68%之间，处于低成熟初期阶段，已进入生烃门限。

研究区Toolebuc组页岩Tmax在417.33～461.44℃之间，平均为426.18℃，表明部分样品已达到生油的成熟度；PI在0.015～0.060之间，平均为0.034，表明有机质向可溶烃的转化率过低，所有样品均未能有效生成可溶烃。综合分析，Toolebuc组页岩虽然部分已达到生油成熟度，但是未能有效生成可溶烃(图5)。

图5 Eromanga盆地Toolebuc组页岩成熟度判别图Fig.5 Discriminant diagram of shale maturity of Toolebuc Formation in Eromanga Basin

3 页岩油气储集条件

3.1 储集空间类型

根据岩芯观察，Toolebuc组页岩储集空间类型以孔隙为主，裂隙不发育。孔隙类型多样，以溶蚀孔、粒间孔较为常见，偶尔可见微生物骨骼孔及粒内孔(图6)。

3.2 页岩矿物组成

脆性矿物含量是影响页岩基质孔隙和微裂缝发育程度及压裂改造方式等的重要因素，脆性矿物含量越高，岩石脆性越强，在构造运动或水力压裂过程中越易形成天然裂缝或诱导裂缝，从而形成复杂的裂隙网络，有利于页岩气开采。石英是页岩储层的主要脆性矿物，长石、白云石等也是页岩储层中的易脆组分[12]。

通过5口井26个页岩岩芯样本XRD测定，研究区Toolebuc组页岩石英含量为8%～34%，平均为22.3%，较美国、加拿大和中国部分页岩石英含量低[13](表2)，其均值也小于Wang[14]认为的优质页岩储层石英含量的下限值25%，说明Toolebuc组页岩脆性较低。

表2 各地区页岩储层石英含量比较(据文献[13])

页岩样本全岩矿物XRD测定结果还显示，Toolebuc组脆性矿物除石英以外还包括钾长石、斜长石、黄铁矿、白铁矿、磷灰石和方解石，黏土矿物包括绿泥石、伊利石、高岭石和伊-蒙混层，另有一个样品中含极少量蒙脱石。将Toolebuc组页岩样品测定结果与北美Barnett页岩[15]、四川盆地龙马溪组页岩比较，Toolebuc组页岩黏土矿物含量较Barnett页岩高，比龙马溪组页岩低，脆性居于Barnett页岩和龙马溪页岩之间(图7)。

图7 Toolebuc页岩与北美Barnett页岩、四川盆地龙马溪组页岩矿物组成对比图Fig.7 Mineral composition comparison of Toolebuc shale with Barnett and Longmaxi shales

3.3 储集空间物性

根据3口井23个SRP样品的测试，Toolebuc组页岩孔隙度为9%～18.5%，平均为15.4%；渗透率为1.88～116 mD，平均为13.5 mD(表3)。

表3 Eromanga盆地Toolebuc组页岩物性特征

Toolebuc组页岩孔隙度很高，具有油气富集的有利条件；但由于Toolebuc组页岩整体脆性较低，导致Toolebuc组页岩的裂缝不发育，整体渗透率较低，严重制约了页岩的渗透能力。

4 页岩含油气性分析

通过解吸实验和等温吸附实验对比确定Toolebuc组页岩含气量。结果显示，页岩含气量解吸结果与等温吸附实验结果比较接近，处于0.66～1.09 cm3/g范围。在含气量解吸结果中，残余气占总含气量的80%±，解吸率极低，对页岩气开采是不利的。碳、氢同位素组成可以反映母质类型、沉积环境和演化环境，是气体类型划分、运移特征的重要参数[16]。生物成因气是有机质在浅埋藏地层环境中由厌氧菌分解有机质形成，热成因气是有机质在深埋地层环境中受热降解和裂解所形成的，或者是在更高地层温度下由油裂解成气。气体碳氢同位素组成表明，Toolebuc组页岩气主要生成于有机质未成熟-早期成熟阶段，为低成熟阶段的热成因气和混合成因气(图8)。

图8 Eromanga盆地Toolebuc组页岩油气成因判识Fig.8 Identification of oil and gas genesis of Toolebuc Formation shale in Eromanga Basin

5 页岩油气富集主控因素及主要风险

页岩油气富集的基本条件是需要一定数量的有机质达到生烃下限成熟度，生成的烃类需要有利的上覆下伏岩层和稳定的构造条件保证油气的保存。

盆内向斜页岩油气藏主要位于为斜坡，顶部和底部亦为一套砂泥混合的封盖层，受断裂影响分成若干次级断块。Toolebuc组页岩有机碳(TOC)含量平均为5.84%，丰度很高，但整体成熟度偏低(0.54%

图9 Eromanga盆地Toolebuc组页岩油气成藏模式图Fig.9 Hydrocarbon accumulation model of Toolebuc Formation shale in Eromanga Basin

6 结论

(1)研究区页岩油气储层具有“厚度大、有机质丰度高、孔隙度高”的有利方面；同时也存在“成熟度低、渗透率偏低”等不利因素。综合对比来看，具有开展油气勘探的潜力，但总体风险较大。

(2)根据研究区页岩油气成藏的特征，建议采用勘探开发一体化的思路，在研究区西南部页岩厚度较大、埋藏较深和地球化学特征较好的地区部署一定勘探工作量，根据钻探及评价情况制定进一步勘探策略。

(3)研究区勘探开发需要注意两点主要风险：①研究区Toolebuc组页岩整体成熟度相对偏低，刚进入生油门限，尚未达到油气生成高峰。在实钻过程中多井有油气显示，不排除在成熟度较低的区域，或因生物作用有少量的油气生成。②页岩渗透率较低，现场解吸率较低，不利于后期的开发生产。另外，油气保存需要稳定的构造条件，断裂活动强烈的区域不利于油气的成藏。