岩石密闭热释方法评价页岩含油性特征——以四川盆地侏罗系大安寨段为例

罗 超，张焕旭，张纪智，石学文，徐志尧，张 宇，吴 伟

1.中国石油 西南油气田公司 页岩气研究院，成都 610051；2.页岩气评价与开采四川省重点实验室，成都 610051；3.苏州冠德能源科技有限公司，江苏 苏州 215129；4.中国石油 西南油气田公司 勘探事业部，成都 610041

岩石热解方法凭借其操作简易和分析快速的优势成为表征页岩油含量的主要研究方法之一。基于热解S1(游离烃)参数建立的地化指标是评价页岩可动油含量和识别页岩油可开发层段的主流方法，比如，含油饱和度指数(OSI)[1]和可动油含量(S1-1、S1-2)[2]在众多泥页岩层段的推广和应用[3-6]，促进了页岩油勘探评价研究。当然，S1的蒸发损失是普遍存在的，与样品类型(岩性、有机质含量、渗透性等)、烃类组成、存放时间、样品处理与制备过程等因素相关，不同条件的岩石样品损失量差异显著[7]。另一方面，富有机质泥页岩的S2(干酪根生烃潜量)参数中含有部分的油，通常为10%[7]，如济阳坳陷沙河街组三段下亚段泥页岩S2含有约35%的油[2]。因此，富有机质泥页岩中，页岩油主要呈有机质吸附/互溶相、矿物颗粒吸附相和孔隙游离相三种赋存形式[8]。

在实际应用中，值得注意的是传统热解方法及其改进方法均未能准确获得S0参数，原因在于气态烃和轻烃(C10-)在岩石自然风干条件下不到半小时就达到损失高峰了[9]；出筒样品在地面周转—储存—粉碎过程中都与自然条件接触，不管如何控制这个时间，至热解实验时C10-烃类物质基本损失殆尽。事实上，C10-烃类物质直接影响着原油的黏度和品质[10]，轻质组分含量越多，原油的可动性越强，越有利于生产。因此，岩石中C10-轻质烃类组分的评价更值得重视与研究。

为了进一步降低人为和环境因素造成的烃类损失，定量研究C10-烃类含量，本文采用井场低温密闭粉碎技术，并结合密闭热释方法定量岩石中各组分烃类的含量，为准确评价页岩含油性提供新方法。

1 样品

样品来自四川盆地川中龙岗构造区页岩油预探井——L1井下侏罗统自流井组大安寨段。四川盆地早侏罗世为一大型内陆开放性淡水湖泊[11]，大安寨段沉积时为最大湖泛面时期，期间经历一次水进水退旋回[12]，大安寨段二亚段沉积时期水体最深，主体为半深湖沉积，沉积了一套灰黑色泥岩夹介壳灰岩地层。大二亚段自上而下分为3个次亚段：大二A亚段岩性主要为灰黑色页岩夹薄层介壳灰岩；大二B亚段岩性主要为褐灰色介壳灰岩夹灰黑色页岩；大二C亚段岩性主要为灰黑色页岩。

岩心样品深度3 510～3 555 m，位于大二B亚段和大二C亚段，大二B亚段岩性为介壳灰岩夹灰黑色泥页岩，大二C亚段岩性主要为灰黑色泥页岩；自上而下采集样品43块，依次编号D-1至D-43。样品在井场开展密闭粉碎热释分析后，随机选取了29块样品采用保鲜膜密封后带回实验室开展有机碳含量和岩石热解分析，井场实验与室内实验的时间间隔为9 d。

2 实验方法

2.1 有机碳含量测定

有机碳(TOC)含量采用燃烧法在碳硫分析仪上测定，遵循国家标准《沉积岩中总有机碳的测定：GB/T19145—2003》。称取约0.2 g岩石粉末样品(100目)，用5%稀盐酸除去碳酸盐矿物，再将样品用蒸馏水冲洗至中性，移至60 ℃烘箱中烘干；去除碳酸盐矿物的烘干样品移至碳硫分析仪中高温燃烧(1 200 ℃)确定有机碳含量。TOC含量用于计算含油饱和度指数[OSI=100S1/ω(TOC)][1]。

2.2 岩石热解分析

岩石热解分析遵循国家标准《岩石热解分析：GB/T18602—2012》，采用程序升温方法，借助氢火焰离子化检测器在岩石热解分析仪上测定岩石的S0、S1、S2和Tmax值。S0、S1、S2值分别为90，90～300，300～600 ℃检测的单位质量岩石中的烃含量；Tmax值为S2峰最高点对应的温度，指示有机质热裂解最高温度；S0+S1表示岩石中残留的自由烃含量，S2表示有机质热裂解产生的烃量。

本文岩石热解分析的目的是与井场岩石密闭热释分析结果进行对比研究，因此实验过程中未测定热解有机碳含量(S3)和残余有机碳含量(S4)。

2.3 井场岩石密闭热释分析

井场岩石密闭热释分析系统主要由样品密封罐、低温粉碎仪、烃类含量检测器和气体发生器组成(图1)。出筒岩心取块状样品称重之后密封在样品罐中(图1a)，采用非冷媒剂冷冻技术(图1b)将样品罐冷却至0～5 ℃，再将罐内样品在低温下进行粉碎至80～100目，后与烃类检测器进行快接(图1c)，测定岩石中的烃类含量(图1d)。

图1 井场岩石密闭热释分析系统的构成

低温密闭粉碎技术实现了密封罐和样品仓的一体化，避免了样品转移和处理过程中的烃类损失，保证了样品在地表的低烃类损失。同样地，密闭热释分析也采用了程序升温方法和氢火焰离子检测器。与常规岩石热解方法不同的是：①密闭热释方法不检测S2值；②密闭热释方法在升温之前增加了低温检测。本文所采用的升温程序为不加温恒定3 min，以50 ℃/min升温速率将温度升至90 ℃，恒定5 min，再以50 ℃/min升温速率升至300 ℃，恒定12 min。测定不同含油量的一组已知样品在相同升温程序下的峰面积，建立峰面积与含油量的校正曲线，用于定量未知岩石样品中的烃含量，并归一化到样品重量。

图2 不同温度段密闭热释烃气相色谱

3 实验结果分析

3.1 岩石热解和密闭热释结果对比

密闭热释S1与岩石热解S1具有较好的线性相关性，相关系数为0.71，密闭热释S1较岩石热解S1高14%(图3)。密闭环境有效降低了烃类损失，井场密闭热释结果是可信的。两种方法获得的S0值差异显著，密闭热释S0比岩石热解S0高1～2个数量级，平均高27倍，说明岩石热解会严重低估页岩中的轻烃含量，同时也体现了密闭热释的必要性。另外，介壳灰岩S0值增大幅度差异较大，其中样品D-4和D-10介壳灰岩S0值增大不多(表1)，反映了大安寨段介壳灰岩的孔隙结构存在很强的各向异性[13]。

图3 四川盆地侏罗系自流井组大安寨段页岩岩石热解和密闭热释S0和S1对比

表1 四川盆地L1井侏罗系大安寨段取心层段岩石热解和井场密闭粉碎热解实验数据对比

4)Ro=0.018Tmax-7.16[14]。

岩石热解Tmax值与镜质体反射率(Ro)之间具有良好的相关性，Ⅱ型有机质Tmax值与Ro之间的关系为Ro=0.018Tmax-7.16[14]。大二亚段灰黑色泥页岩的Ro约为1.14%～1.28%(表1)，平均约为1.2%。

3.2 TOC与S0、S1之间的关系

大二亚段页岩的TOC含量介于0.18%～2.27%，其中介壳灰岩TOC含量介于0.18%～1.43%，泥页岩TOC含量介于0.63%～2.27%，结合岩石热解参数(表1)，判断四川盆地大安寨段泥页岩具有中等以上生烃能力。

TOC含量与岩石热解S0、井场密闭热释S0之间的关系存在明显的差异。岩石热解S0与TOC含量之间基本不存在相关性(图4a)；井场密闭热释S0与TOC含量之间存在较好的相关性(图4b)。TOC含量与岩石热解S1和井场密闭热释S1之间的关系具有相似的线性相关特征(图5)。TOC含量与密闭热释S0和S1之间的线性关系说明大安寨段页岩中游离烃含量主要受有机质含量的控制。另外，图4b、图5a和图5b都反映了在TOC含量介于0.6%～2.0%的范围内，大安寨段泥页岩TOC与游离烃含量之间具有较好的线性关系，说明游离烃含量快速增加的TOC门限值为0.6%，而TOC大于2.0%的数据点太少，有待进一步的确定。

图4 四川盆地侏罗系自流井组大安寨段页岩TOC与岩石热解S0和井场密闭热释S0之间的关系

图5 四川盆地侏罗系自流井组大安寨段页岩TOC与岩石热解S1和井场密闭热释S1之间的关系

3.3 含油饱和度指数

含油饱和度指数反映石油跨越效应，即OSI值大于100 mg/g，岩石中的原油含量超过了其滞留能力，表示页岩储层具有开采价值[7]。根据以上条件，大二亚段取心层段整体具有较好的原油可采潜力，其中大二A亚段底部—大二B亚段灰黑色泥岩和介壳灰岩互层段整体OSI值优于大二C亚段(图6)。

3.4 气态烃比例与气油比(GOR)预测

页岩储层中的流体是多组分的，流体性质(组成、黏度、相态等)是制定储层开发策略和进行有效生产的关键参数。气态烃类组分含量对储层流体的黏度和相态(液相、气相、两相共存)具有重要的影响。通常，泥浆气测数据可用于定量预测储层流体性质[15-16]。

密闭热释分析可准确测定岩样中的气态烃含量，定义气态烃比例为气态烃含量占总游离烃含量的比例。岩石中气态烃比例越高，储层流体黏度越低。另外，气态烃含量越高，原始气油比越大，原油流动性越好，越有利于页岩油开采。因此，在同一套页岩地层中，一般高气油比层段是页岩油评价的甜点。

L1井侏罗系大安寨段泥浆气全烃组分以甲烷为主(图6)，气测值约在3 510 m分为上下两段，下段气测值高于上段。上段甲烷气测值较稳定(<2%)；下段甲烷气测值介于2%～8%，且在3 510～ 3 522 m之间存在一个高值区，3 522 m以下泥页岩层段气测值随深度缓慢变高。泥浆脱附气湿度在3 510～3 512 m之间较低，约为23.7%；3 512 m以下泥浆脱附气湿度介于30%～43%。基于泥浆气测数据计算3 510～3 512 m的储层流体GOR值约为1 700 m3/m3，指示储层流体为凝析油[7]；其余取心层段GOR值均小于500 m3/m3，储层流体为正常原油[7]。GOR值反映大二亚段泥页岩主要处于黑油生成阶段[7]，低于镜质体反射率所指示的热成熟度阶段，这一方面与干酪根生油气性有关，另一方面可能与油气组成在层段内的分异作用有关。另外，GOR值指示大二A亚段底部储层流体黏度最小，对页岩油生产最有利。

图6 四川盆地L1井侏罗系自流井组大安寨段含油性综合评价

取心层段泥页岩中气态烃比例数据离散度高，气态烃比例介于0.4%～12.2%，平均为4.8%，指示Ⅱ型干酪根处于生油晚期(凝析油早期生成)阶段[17]，与气油比和反射率值指示的成熟阶段一致。值得注意的是，气测高值区对应气态烃比例低值区(图6)。溶解气含量高，地层压力相对较高，流体相对黏度低。地层压力较高的岩层在破碎时溶解气损失量更大，形成气测高值(3 510～3 520 m和3 536～3 558 m 2个气测相对高值区间)，而整个层段气态烃含量均较低(表1)，游离烃含量在气测高值层段相对较高(图6)，形成了气态烃比例低的特征。

3.5 可动油含量

岩石中油含量超过临界值时，多余的油可以不受残余有机质的吸附作用而自由流动，多余的油便是岩石中的可动油[18]。岩石含油量临界值与其总有机碳含量有关，据推测，每克富有机质岩石能够滞留70～80 mg油，一般采用每克TOC滞留0.1 g油作为可动油含量计算阀值[3]。根据LI等[18]提出的计算方法，L1井大安寨段取心层段泥页岩中可动油含量介于0～5.25 mg/g，平均为1.06 mg/g，2/3层段可动油含量小于1 mg/g，大二A亚段底部—大二B亚段顶部可动油含量较高(图6)。

综合泥浆气测、页岩地化参数与可动油含量、储层流体性质等评价参数，川中龙岗地区L1井下侏罗统自流井组大安寨段页岩层段处于生油晚期，具有良好的页岩油勘探前景。尤其是大二A亚段底部泥岩和大二B亚段顶部介壳灰岩具有优良的含油率和较高的气油比(图6)，是该地区页岩油勘探的有利层段。

水平井靶窗制定采纳了井场密闭热释评价结果，靶体深度为3 505～3 515m。水平井长度1 000m，前800 m以大二A亚段底部泥岩为主层段，后200 m以大二B亚段顶部灰岩为主层段；分段压裂试油结果显示，泥岩为主层段的获油气产量，灰岩为主层段的则无油气显示。

4 结论

(1)井场密闭热释方法可有效解决页岩岩心出筒后在地面周转—储存—粉碎过程中低碳烃(C10-)的损失难题，快速获得可靠的游离烃含量数据。

(2)通过对四川盆地川中龙岗构造L1井大安寨段取心层段游离烃含量对比实验表明，井场密闭热释方法获得的S0和S1值分别是岩石热解的27.2倍和1.14倍(平均值)。

(3)L1井大安寨段取心层段TOC含量介于0.18%～2.27%，S0值介于0.026～0.984 mg/g，S1值介于0.113～5.989 mg/g，OSI值介于45～437 mg/g，热成熟度Ro介于1.14%～1.28%，具有良好的页岩油勘探前景。

(4)基于井场密闭热释方法计算的气态烃比例与泥浆气测、游离烃含量和OSI值具有相反的指示意义，说明钻头破碎岩层时溶解气损失量大，残留量小，形成了气测高、气态烃比例低(“一高一低”)的特征。

(5)综合泥浆气测、页岩地化参数与可动油含量、储层流体性质等评价参数，川中龙岗地区L1井下侏罗统自流井组大二A亚段底部泥岩和大二B亚段顶部介壳灰岩具有优良的含油率和较高的气油比，是该地区页岩油勘探的有利层段。