渤海湾盆地歧口凹陷歧北次凹沙三上亚段页岩岩相特征及含油性差异

蒲秀刚,马 超,郭彬程,周可佳,卞从胜,马建英,周素彦,曾 旭,张 辉

( 1. 中国石油大港油田公司 勘探开发研究院,天津 300280; 2. 中国石油勘探开发研究院,北京 100083; 3. 中国石油大港油田公司 第六采油厂,河北 沧州 061100 )

0 引言

中国非常规油气资源实现整体战略发展,处于致密砂岩油气和页岩油气分别为重点领域和潜在领域高速发展时期[1-5]。中国沉积盆地富有机质泥、页岩广泛发育,分布层系多,页岩油资源潜力高[4-8]。页岩油主要分布于鄂尔多斯盆地、松辽盆地、渤海湾盆地、准噶尔盆地、四川盆地、柴达木盆地、三塘湖盆地、二连盆地、南襄盆地等中新生代湖相地层[1,9-14],高潜力富有机质泥、页岩层系主要包括三叠系延长组、青山口组、沙河街组、孔店组、风城组、芦草沟组、大安寨组、核桃园组等[1,15-17]。目前,在鄂尔多斯盆地延长组、松辽盆地青山口组、渤海湾盆地孔店组和沙河街组等取得勘探突破,实现工业开发[12,16,18-21]。

页岩岩相类型、特征、展布及发育主控因素等研究是陆相页岩油勘探开发地质评价的基础。富有机质泥、页岩沉积环境复杂,岩相的划分没有统一标准,目前的主流页岩岩相的分类方案主要采用有机地球化学、矿物学和显微—微观观察等方法,以w(TOC)、全岩“黏土矿物—碳酸盐类—长英质”质量分数三单元法、沉积结构构造进行划分。根据w(TOC)、矿物组成与岩石沉积构造,柳波等[19]将松辽盆地古龙凹陷白垩系青山口组一段富有机质页岩划分为高有机质页理黏土质泥岩相、高有机质块状长英质泥岩相、中有机质块状长英质泥岩相、中有机质纹层状长英质泥岩相、低有机质纹层状长英质泥岩相、低有机质层状砂岩相、低有机质层状灰岩相7种类型。人们对四川盆地五峰—龙马溪组、 松辽盆地北部青山口组、 渤海湾盆地沧东凹陷孔店组等页岩岩相的研究较多[6,9,11,18-19],对歧口凹陷沙河街组页岩岩相的研究较少,有关岩相类型划分及页岩储层含油性的研究不明确。渤海湾盆地沧东凹陷孔二段、歧口凹陷沙一段和沙三段沉积一套厚度大、分布面积广的半深湖—深湖相泥岩和页岩,油气显示普遍,具备形成页岩油气藏的基础条件和勘探开发潜力[12-17]。近年来,沧东凹陷孔二段实现湖相页岩油勘探重大突破,多口井获得工业油流,证实中国东部渤海湾盆地页岩油资源的巨大潜力及良好勘探开发前景[12,16]。歧口凹陷沙三段页岩生烃和储集条件优越,具备形成页岩油规模开发的基础地质条件[13,17]。

人们对歧口凹陷沙三段的沉积特征、岩石类型、烃源岩评价、储集特性等研究较多,储层地质特征的研究处于前期探索阶段,未系统建立岩相分类方案,对储层含油性研究较少。基于歧口凹陷歧北次凹F39X1井系统取心资料及实验分析,研究沙三上亚段岩性、有机地球化学特征、矿物学特征、岩相类型及特征、含油性等,分析不同岩相类型页岩含油性差异,为渤海湾盆地歧口凹陷歧北次凹沙三段页岩油勘探开发提供依据。

1 区域地质概况

黄骅坳陷地处渤海湾盆地埕宁隆起(东南)和沧县隆起(西部)之间,中生代末—新生代初开始伸展裂陷,新生代出现断陷盆地,呈北东—南西向展布,面积约为1.7×104km2,是渤海湾盆地重要的二级富油气构造单元[12-13,16-17]。坳陷基底由中生界、古生界和中新元古界等组成,具有独特的构造、沉积和油气成藏特征。黄骅坳陷以孔店凸起为界分为南、北两个不同的次级沉降单元,分别为沧东凹陷和歧口凹陷(见图1(a))。沧东与歧口两大富油气凹陷发育孔二段、沙三上亚段及沙一下亚段3套主力烃源岩(见图1(b)),是常规油气藏的主要来源,也是形成非常规页岩油气的有利层段[13]。

图1 研究区构造单元与歧口凹陷沙河街组地层柱状图(据文献[22]修改)Fig.1 Stratigraphic column of the Shahejie Formation in the Qikou Depression and tectonic units in the study area(modified by reference[22])

歧口凹陷处于黄骅坳陷腹地,总体构造呈NS—近SW向,羊二庄断裂、沧东断裂、歧中断层和汉沽断层分别控制歧口凹陷的边界,是新生代以来发育的陆内伸展/裂谷盆地[13,17]。受多期构造演化的影响,歧口凹陷地质构造复杂,断裂和褶皱发育,区域被切割为许多小的构造单元,在整体上具有多凹多坡的构造特点。歧口凹陷发育5个负向和5个正向构造单元,其中负向构造单元由一个中部的主凹区(歧口主凹)及环绕主凹外部的北塘、板桥、歧北、歧南4个次凹组成,正向构造单元自南向北依次为埕北断阶带、南大港潜山构造带、北大港潜山构造带、滨海一号断裂构造带、塘沽—新港潜山构造带[17]。歧口凹陷古近系有效勘探面积为5.28×103km2,主力烃源岩层以沙三段和沙一段为主,孔店组不发育,最大埋深为11 km,厚度超过1 km。

2 岩石学特征及岩相划分

岩相类型划分是非常规页岩气和页岩油地质评价、储层评价和油气资源潜力分析的重要内容之一[18-20]。黎茂稳等[22]研究中国主要陆相页岩层系,总结页岩岩相与有机相类型识别、岩相组合特征和不同页岩层系差异性特征,分析中国主要陆相沉积盆地典型烃源岩层系的沉积岩相、有机相、有利区分布面积和累计厚度。TOC质量分数、矿物成分及沉积构造类型是揭示陆相页岩岩石学特征多样性的重要地质因素,是划分岩相类型的重要沉积学依据[19]。根据对歧北次凹沙三上亚段页岩岩心观察、显微岩石薄片鉴定、有机质、矿物质量分数及成分分析等,以页岩和粉砂岩为主体划分岩相,选取TOC质量分数、矿物成分和沉积构造类型作为划分依据。

2.1 有机地球化学特征

选取歧北次凹歧北斜坡F39X1井岩心样品127个,取心长度为40.11 m(采样深度为3 890.00～4 387.66 m),岩性以泥岩和页岩为主,夹薄层泥质粉砂岩、白云岩,具有高自然伽马、低电阻特征。

歧口凹陷歧北次凹沙三上亚段页岩w(TOC)为0.33%～2.59%,平均为1.08%,低于中国其他地区和北美地区的主要含油气页岩[23],w(TOC)超过2.00%的样品占总样品的3.3%。周立宏等[17]将w(TOC)=1.00%作为歧口凹陷沙三上亚段页岩油优质源岩的阈值,沙三上亚段页岩大多属于优质源岩。岩石热解参数S1在0.05～1.07 mg/g之间,S2在0.12～9.57 mg/g之间,样品中S1低于S2,表明生成少量原油,具有良好的页岩油生烃潜力[23]。有机质类型以Ⅱ型干酪根为主,是典型的以生油为主的富有机质湖相页岩;镜质体反射率(Ro)介于0.75%～1.11%,平均为0.88%,总体处于热催化生油气阶段,属于中低成熟度湖相页岩,液态烃是主要产物。歧北次凹沙三上亚段生烃潜量与w(TOC)呈正相关关系(见图2(a))。当w(TOC)小于1.00%时,属于差或中等烃源岩,为低有机质页岩;当w(TOC)大于1.00%时,属于好或极好烃源岩,为高有机质页岩。

图2 歧北次凹沙三上亚段页岩有机地球化学和矿物学特征Fig.2 Organic geochemical and mineralogical characteristics of Es3s shales in Qibei Subsag

2.2 矿物组成特征

全岩XRD结果显示,歧北次凹沙三上亚段页岩富含石英、黏土(以伊利石为主)和碳酸盐矿物(方解石和白云石),含有不同数量的斜长石和黄铁矿[23]。以长英质矿物、碳酸盐矿物和黏土矿物作为三端元,以每种矿物质量分数50%作为分界线,将页岩划分为4种类型:长英质、钙质、黏土质和混合质页岩(见图2(b))。由图2(b)可知,歧北次凹沙三上亚段页岩发育长英质、混合质和钙质页岩,其中以混合质和长英质页岩为主,黏土质页岩不发育。

2.3 沉积构造类型及特征

根据细粒岩不同有机质和矿物颗粒的粒径、质量分数、分布状态、颜色、结构均质性等,结合岩心观察及显微薄片鉴定,研究区沙三上亚段页岩沉积构造划分为纹层状、薄层状、块状3类层理,主要以纹层状和薄层状构造为主。

2.3.1 纹层状构造

纹层为沉积物或沉积岩中可分辨的最小或最薄原始沉积层,是泥岩和页岩等细粒岩中最基本的组成单位[18-20],通常发育于水动力较弱、沉积速率低且水流闭塞的深湖、半深湖的沉积环境。歧北次凹沙三上亚段页岩纹层状构造发育,在垂向上,呈泥晶—微晶方解石纹层、泥级—粉砂级长英质纹层、黏土纹层和有机质—黏土纹层中的两种或多种纹层的相互叠置,组成不同类型的结构组合,垂向上纹层与纹层之间的界限清晰(见图3)。显微镜下水平层理密集产出,成层性好,厚度较薄且均匀,厚度一般小于1.00 mm,形态呈平直或微波状。由于相邻纹层之间的矿物成分差异较大,形成“亮暗相间”的特征,纹层的明暗界限清晰。柳波等[24]将深、浅色相间水平纹层的形成归结为有机质富集作用,纹层状分布的有机质相较于分散状有机质具有更好的生烃潜力。根据颜色和成分差异,歧北次凹沙三上亚段纹层可划分为亮色纹层、褐色纹层和暗色纹层。其中,亮色纹层主要由碳酸盐矿物组成(包括细粒微晶方解石、白云石),单个纹层厚度为0.05～0.80 mm,一般大于暗色纹层的,颗粒较粗大,分布比较分散。矿物颗粒以密集且具有明显分布定向性的显微晶—隐晶方解石为主(粒径为0.5～5.0 μm),含少量粗粒、半自形方解石(粒径为10.0～50.0 μm),局部可见重结晶现象,晶间可见少量有机质。褐色纹层以粉砂级石英和长石等长英质矿物为主,夹杂少量黏土矿物,大多数富有机质,颜色较浅,单个纹层厚度为0.03～0.50 mm,颗粒细小,且分选较差。暗色纹层主要由黏土矿物和有机质组成,颜色较暗,单个纹层厚度为0.01～0.50 mm,颗粒极细,其中黏土矿物以伊利石和伊/蒙混层为主,有机质以无定形腐泥组为主。褐色纹层和暗色纹层分布相对集中,表明其形成环境的沉积作用较缓慢、沉积速率较低,具有高生物生产力、静水缺氧的特征,极少受水动力搅动和破坏[5,24]。

2.3.2 薄层状构造

薄层状构造通常发育于低能、较弱水动力条件下的沉积环境,层面平直,近水平向展布。研究区沙三上亚段页岩薄层状构造较常见,薄层状构造相较于纹层状构造厚度大,普遍超过1.00 mm(见图4),二者组成成分相似。显微岩石薄片中明、暗层状结构交互出现,明、暗界限清晰,层理厚度相对均匀,分布具有一定的规律性,其成分包括显微晶方解石、粗粒方解石、粉砂级长英质、黏土和有机质。

2.3.3 块状构造

块状构造是一种在垂向上组成、颜色、粒度和结构没有明显差异的层理沉积构造类型,岩石整体表现为均质[19]。研究区沙三上亚段页岩块状构造发育较少,以泥质基质为主,层理不发育,粗粒方解石等矿物颗粒呈分散状分布于泥质基质,组分相对单一,以团块状和粗颗粒状碳酸盐矿物为主,其中夹杂长英质—黏土质—有机质碎屑(见图5)。岩石显微薄片中,岩石均匀致密,可见各种亮晶粗粒方解石等矿物均匀、混杂分布,无定向性,分选性较差,具有无定向构造的特征。

图5 歧北次凹沙三上亚段F39X1井页岩块状沉积构造Fig.5 Shale massive sedimentary structure of well F39X1 in Es3s of Qibei Subsag

2.4 岩相类型

歧口凹陷歧北次凹沙三上亚段分为5类16种岩相(包括15种页岩岩相和1种粉砂岩相)(见表1、图6),岩相类型为纹层状页岩相、层状页岩相、块状页岩相、钙质页岩相和粉砂岩相。

表1 歧北次凹沙三上亚段主要岩相分类Table 1 Classification of shale lithofacies of Es3s in Qibei Subsag

图6 歧北次凹沙三上亚段F39X1井岩相特征Fig.6 Lithofacies characteristics of shale of well F39X1 in Es3s of Qibei Subsag

2.4.1 纹层状页岩相

纹层状页岩相有机质与长英质矿物质量分数较高,w(TOC)大于1.00%,平均为1.50%,长英质矿物质量分数通常大于40.00%,钙质矿物与黏土矿物质量分数之和低于50.00%,黏土矿物质量分数为20.00%～30.00%,含黄铁矿(见图6(a-c))。岩心发育深灰色—黑色夹浅灰色纹层;显微镜下可见明显的明、暗纹层,长英质纹层明显厚于有机质纹层,暗色有机质和黏土纹层较发育,单层厚度小于1.00 mm,主要发育于半深湖—深湖相,属于在季节性悬浮和底流作用交替沉积的静水环境下形成的产物[18,25-27]。

2.4.2 层状页岩相

层状页岩相有机质质量分数较高,w(TOC)大于0.60%,平均为1.20%,长英质矿物质量分数偏高,为40.00%～50.00%,钙质矿物与黏土矿物质量分数之和大于50.00%,黏土矿物质量分数约为30.00%。岩心可见浅灰色—深灰色薄层构造;显微镜下观察粒级较小,相对致密,具有水平层理构造,矿物和有机质颗粒具有定向排列特征。浅灰色泥岩与深灰色页岩互层,单层厚度大于1.00 mm(见图6(d-f)),多形成于湖侵、高位体系域的静水沉积环境[18-19,28-29]。

2.4.3 块状页岩相

块状页岩相有机质质量分数较高,w(TOC)介于0.20%～1.20%,矿物组成以长英质为主,长英质矿物质量分数大于40.00%,发育浅灰色均匀块状构造,无纹层和薄层显示,可见成岩收缩缝;显微镜下有机质和矿物颗粒混杂分布,成层性较差。沉积环境以静水、强还原环境为主(见图6(g-i))。

2.4.4 钙质页岩相

钙质页岩相以黄灰色块状页岩为主,贫有机质,发育钙质漂砾结构,纹层不发育。钙质矿物质量分数超过20.00%,发育粉晶方解石颗粒,w(TOC)介于0.20%～1.00%。岩心可见浅灰色均匀块状构造和含钙质漂砾构造,无纹层和薄层显示,可见成岩收缩缝;显微镜下观察有机质和矿物颗粒混杂分布,成层性较差,有机质碎屑含量略有减少。沉积环境以静水、还原环境为主(见图6(j-l))。钙质页岩相整体呈浅灰色或深灰色,岩石致密,显微镜下观察有机质和矿物颗粒分布均匀,粒级整体相比纹层状和层状页岩相粗,碎屑含量略有增加,主要形成于浅湖—半深湖相,属于沉积速率较快的静水、还原环境下的产物[18-20]。

2.4.5 粉砂岩相

粉砂岩相以深灰色的层状细砂岩为主,可见少量泥质纹层、炭屑、层理,贫有机质,发育粉砂质结构,长英质矿物质量分数大于50.00%,w(TOC)介于0.40%～1.00%,黏土矿物质量分数低于35.00%,有机质质量分数低,长英质矿物质量分数较高。岩心可见浅灰色均匀层状、块状构造,无纹层显示,可见层理缝;显微镜下观察矿物颗粒混杂分布,成层性较差,有机质碎屑含量较少,大量的碎屑颗粒散落在基质中,碎屑颗粒的粒级较粗,一般形成于水动力较强的环境[18-20](见图6(m-o))。

不同岩相页岩有机质和矿物成分差别显著,主要受控于页岩体系沉积背景[18]。w(TOC)是制约不同岩相含油性与生烃潜力的主要因素[25],长英质和钙质矿物控制储层脆性及后期油气开发[29]。可以采用“长石+石英+钙质”质量分数评价页岩的脆性[12-14],研究区沙三上亚段5类岩相的脆性矿物质量分数较高,具有较好的造缝能力,适合采用压裂技术开采。

3 岩相含油性差异

3.1 热解参数

根据样品分析统计结果,5类岩相中纹层状页岩相S1最高,粉砂岩相的最低(见图7(a))。纹层状页岩相S1主要分布在0.4～1.0 mg/g之间,多数样品属于极差—中等含油性,差含油性占比为40%,中等含油性占比为35%(见图7(b));层状页岩相、块状页岩相、钙质页岩相及粉砂岩相S1主要分布在0～0.2 mg/g之间,整体具有较差的含油性,极差—差含油性样品占比分别约为75%、90%、95%及100%(见图7(c-f))。

图7 歧北次凹沙三上亚段不同岩相S1箱型对比及分布Fig.7 S1 box diagram and S1 frequency distribution of different lithofacies of Es3s in Qibei Subsag

含油饱和度指数或石油渗流指数(OSI)是表征页岩储层内部是否具有较高游离烃的关键参数,为S1与w(TOC)的比,以100 mg/g为吸附阈值。烃类在OSI超越阈值后具备的流动特性称为超越效应或石油溢出效应[30]。超越效应越明显(OSI越大),吸附作用形成的石油流动阻力越小,烃类可流动的概率越高,越易产油[13]。

研究区沙三上亚段纹层状页岩相和层状页岩相含油饱和度指数大致相同,块状页岩相、钙质页岩相、粉砂岩相含油饱和度指数次之(见图8(a))。纹层状页岩相和层状页岩相OSI主要分布在20～50 mg/g之间,占比超过75%,其次为50～75 mg/g,占比约为20%(见图8(b-c))。层状页岩相有约7%的样品OSI分布在大于75 mg/g的区域(见图8(c))。块状页岩相、钙质页岩相和粉砂岩相OSI分布相似,在20～50 mg/g之间,占比超过85%(见图8(d-f))。

图8 歧北次凹沙三上亚段不同岩相OSI箱型对比及分布Fig.8 OSI box diagram and OSI frequency distribution of different shale lithofacies of Es3s in Qibei Subsag

3.2 含油性特征

3.2.1 荧光显示

歧北次凹沙三上亚段F39X1井不同岩相页岩显微岩石薄片荧光显示特征见图9。由图9可以看出,沙三上亚段页岩含油显示主要包括高亮度荧光、星点状荧光和无明显荧光3种。纹层状和层状页岩相在垂向上发育连续纹层和薄层构造,与页岩含油性有较好的相关关系。纹层状及层状页岩相内部主要沿长英质和有机质纹层呈高亮度荧光,在长英质和钙质矿物集合体内部存在大量星点状和高亮度荧光(见图9(a-b));长英质和钙质矿物质量分数决定页岩岩相储集空间以裂缝、溶蚀孔和粒间孔为主,微纳米尺度下沿纹层构造裂缝与基质孔隙构成立体网状渗流沟通通道,扩展液态烃运移路径,提高含油率。块状页岩及钙质页岩储集空间类型较单一(以粒内溶蚀孔隙为主),裂缝欠发育,孔隙连通性较差。块状及钙质页岩相一般无明显荧光或呈局部星点状荧光,内部油质沥青分布较为分散(见图9(c-d))。

3.2.2 核磁共振实验

采用高频二维核磁共振(23 MHz)2D-NMR方法,可以对非常规页岩中轻质烃类等含氕(1H)流体进行定量划分,实验过程具有无损、快速、定量、获取地质信息丰富等优点[15,31-34]。实验设备为美国MR Cores-XX高精度台式核磁共振非常规岩心分析仪,按照SY/T 6490—2014《岩样核磁共振参数实验室测量规范》进行。

根据2D-NMR实验T2谱测量获得的含1H化合物总量乘以各区间信号占总信号的比,得到不同相态化合物的绝对量。不同页岩岩相以重质油为主,含轻质油。纹层状页岩相可动油含油量为1.54～1.89 μL/g,可动油占比为44.33%～47.06%(见图10(a-b));层状页岩相可动油平均含油量为1.22 μL/g,可动油占比为30.19%～45.76%(见图10(c-d));块状页岩相可动油含油量为1.18～1.91 μL/g,可动油占比为34.96%～55.22%(见图11(a-b));钙质页岩相可动油含油量为0.85～1.64 μL/g,可动油占比为36.07%～40.98%(见图11(c-d))。研究区纹层状和层状页岩相兼顾含油性和可动性,纹层状页岩相含油性和可动性最好。

图10 歧北次凹沙三上亚段F39X1井纹层状和层状页岩相1H化合物2D-NMR检测谱图Fig.10 2D-NMR detection spectrum of 1H compounds in Laminar and layered shale lithofacies of well F39X1 in Es3s of Qibei Subsag

图11 歧北次凹沙三上亚段F39X1井块状和钙质页岩相1H化合物2D-NMR检测谱图Fig.11 2D-NMR detection spectrum of 1H compounds in massive shale and calcareous shale of well F39X1 in Es3sof Qibei Subsag

研究区歧北次凹沙三上亚段页岩储层含油性受多重因素影响,中低成熟度富有机质烃源岩具备大规模生油的基础,页岩矿物组分与纹层和薄层状构造具有发育大规模孔—缝网连通体系的能力[23],可以有效提升页岩油储集性和渗流能力,多类型纹层和薄层状构造的垂向叠置分布构成优质的源—储共生配置(见图12)。整体上,处于热催化生油气阶段的富有机质湖相烃源岩是生油基础,纹层和薄层状构造是储油关键,多类型纹层和薄层状构造垂向配置关系是油气富集核心,三者耦合决定渤海湾盆地歧北次凹沙三上亚段页岩油的富集成藏。

图12 歧北次凹沙三上亚段纹层状页岩相微米CT三维成像(据文献[23]修改)Fig.12 Micron CT 3D imaging of laminar shale lithofacies in the Es3s in Qibei Subsag(modified by reference[23])

4 结论

(1)渤海湾盆地歧口凹陷歧北次凹沙三上亚段页岩有机质类型以Ⅱ型干酪根为主,有机质丰度中等,总体上处于热催化生油气阶段。矿物组成以石英、黏土和碳酸盐矿物为主,岩石类型多样,岩性以混合质和长英质页岩为主,发育纹层状、薄层状和块状3类层理沉积构造。

(2)研究区沙三上亚段细粒沉积岩划分为5类16种岩相,分别为纹层状页岩相、层状页岩相、块状页岩相、钙质页岩相和粉砂岩相;包括15种页岩岩相和1种粉砂岩相。

(3)沙三上亚段不同岩相页岩储层内部的含油性不同。长英质矿物质量分数及沉积构造类型对页岩油含量具有重要的控制作用。纹层状和层状页岩相内部发育大规模由有机质、矿物纹层和薄层控制的孔—缝网结构,为页岩油提供大量的有效储集空间,具有高可动油含油量特征。块状和钙质页岩相生烃潜力较差,储层结构相对致密,储集性能较差,具有低可动油含油量特征。