劉招君 孫平昌 柳 蓉 孟慶濤 白悅悅 徐銀波

(1.吉林大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院 長春 130061;2.油頁巖及共生能源礦產(chǎn)吉林省重點實驗室 長春 130061)

0 引言

泥頁巖中賦存豐富的油頁巖、頁巖油、頁巖氣等非常規(guī)能源，充分的開發(fā)、利用這些資源，可以有效的彌補(bǔ)常規(guī)資源的不足。從2003年新一輪全國資源評價起，對油頁巖的勘探、開發(fā)已持續(xù)進(jìn)行了十年，撫順、樺甸、龍口、羅子溝等地油頁巖的綠色產(chǎn)業(yè)鏈綜合利用開發(fā)方式，取得了明顯的經(jīng)濟(jì)效益。松遼盆地、準(zhǔn)噶爾盆地、鄂爾多斯盆地等巨大的油頁巖資源，也顯示出油頁巖開發(fā)、利用的巨大潛力價值［1］。

頁巖油和頁巖氣的勘探、開發(fā)在美國已取得空間的成功，極大地緩解了美國能源壓力［2～6］。我國對頁巖油、頁巖氣的研究起步較晚，2009年國土資源部油氣資源戰(zhàn)略研究中心啟動了“我國重點地區(qū)頁巖氣資源潛力及有利區(qū)優(yōu)選研究”項目［7］，其后對頁巖油也進(jìn)行了重點研究。研究過程中，在多個盆地的泥巖層中發(fā)現(xiàn)頁巖油、頁巖氣顯示［8］。結(jié)合近幾年的研究成果，我國頁巖油、頁巖氣資源十分豐富，近幾年重點研究地區(qū)集中在我國南方地區(qū)的四川盆地和上揚(yáng)子?xùn)|部海相地層中，但是針對暗色泥巖特別發(fā)育，有機(jī)質(zhì)豐度高的陸相湖盆沉積并未進(jìn)行系統(tǒng)深入的研究，如松遼盆地、準(zhǔn)噶爾盆地、鄂爾多斯盆地和渤海灣盆地等。

同樣值得注意的，在大型盆地中，由于存在較大埋藏差異，同一層位的泥巖中有機(jī)質(zhì)經(jīng)歷的熱史—排烴史明顯不同，如在Barnet和Woodford頁巖中發(fā)現(xiàn)了頁巖油、氣，并對其進(jìn)行工業(yè)開采［9］，在有機(jī)質(zhì)成熟度差異較大的大型盆地中還可能在盆地的不同部位存在油頁巖、頁巖油、頁巖氣等頁巖共生礦產(chǎn)，但針對這一系列頁巖能源礦產(chǎn)成礦(藏)機(jī)制研究尚未展開。通過研究大型盆地頁巖能源共生礦產(chǎn)的成礦(藏)模式，可以系統(tǒng)的揭示整個盆地非常規(guī)頁巖共生能源分布規(guī)律，也為大型盆地頁巖能源礦產(chǎn)勘探、開發(fā)提供理論指導(dǎo)。

1 松遼盆地頁巖能源共生礦產(chǎn)成礦(藏)條件

松遼盆地青山口組和嫩江組沉積厚層的暗色泥巖［10］，巨大的盆地規(guī)模和不同的構(gòu)造沉積、埋藏階段經(jīng)歷，導(dǎo)致同一層位的沉積巖經(jīng)歷了明顯不同的熱演化—排烴史。在松遼盆地東南隆起區(qū)已發(fā)現(xiàn)多個大型優(yōu)質(zhì)油頁巖礦床，在古龍凹陷已發(fā)現(xiàn)下白堊統(tǒng)青山口組和嫩江組頁巖油聚集，最早在大安構(gòu)造大4井青山口組泥巖段獲日產(chǎn)油2.66 t，另有50余口井見油氣顯示，4口井產(chǎn)少量油氣(古501井、英15井、英 3井、大111井)，5口井獲工業(yè)油氣流(英12井、英18井、英16井、古1井、大4井)。盆地南部新北油田泥巖裂縫性油藏幾口井已開采10余年，累計產(chǎn)油超過3×104t［7，8］，因此，松遼盆地青山口組具備頁巖共生能源礦產(chǎn)油頁巖、頁巖油、頁巖氣成礦(藏)的地質(zhì)條件。

1.1 區(qū)域地質(zhì)條件

松遼盆地在青山口組—嫩江組時期為典型的大型湖盆，沉積范圍分布廣泛。根據(jù)松遼盆地中生代構(gòu)造演化，結(jié)合基底性質(zhì)和蓋層的區(qū)域地質(zhì)特征，松遼盆地進(jìn)一步劃分為七個一級構(gòu)造單元，即北部傾沒區(qū)、東北隆起區(qū)、東南隆起區(qū)、開魯坳陷區(qū)、中央凹陷期、西部斜坡帶和西南隆起區(qū)(圖1)?？刂扑蛇|盆地演化發(fā)展的主要動力來自地殼深部地幔物質(zhì)的熱動力、泛太平洋板塊向歐亞洲板塊俯沖和厄霍次克海的關(guān)閉共同影響［11，12］，松遼盆地經(jīng)歷早期同裂谷沉降、中期裂谷后熱沉降和晚期裂谷后萎縮階段。

松遼盆地主要發(fā)育上侏羅統(tǒng)、白堊系和古近系。上侏羅統(tǒng)沉積白城組，下白堊系由底到頂分別為火石嶺組、沙河子組、營城組、登婁庫組、泉頭組，上白堊統(tǒng)分別為青山口組、姚家組、嫩江組、四方臺組和明水組。古近系發(fā)育不全，可見依安組、大安組和泰康組［11］，其中青山口組和嫩江組在盆地分布范圍最廣，下部均為暗色泥巖、油頁巖、介形蟲層和泥灰?guī)r沉積，上部一般為灰綠色泥巖夾細(xì)粉砂巖薄層(圖2)。

1.2 源巖條件

(1)泥巖厚度和有機(jī)質(zhì)豐度

國內(nèi)外學(xué)者一般把頁巖氣源巖總有機(jī)碳(TOC)下限標(biāo)定為0.4%～0.6%［13］，松遼盆地青山口組發(fā)育厚層的暗色泥巖，尤其青一段和青二段下部，暗色泥巖有機(jī)質(zhì)含量普遍較高，均大于頁巖氣源巖有機(jī)碳的下限值，通過統(tǒng)計分析，青山口組暗色泥巖厚度介于150～250 m之間，盆地中心中央凹陷一帶TOC大于2.0%的暗色泥巖厚度基本占整個青山口組地層的45%左右，連續(xù)沉積厚度可達(dá)100 m，如果埋藏深度過大，由于大量的排烴，在中央凹陷較深部位泥巖中的有機(jī)質(zhì)豐度相對偏小(如松科1井)(圖2);盆地邊緣厚層富有機(jī)質(zhì)泥巖累計厚度較小，基本在40米左右。特別指出，在青山口組底部發(fā)育累計近10米左右的極富有機(jī)質(zhì)泥巖(TOC＞5%)，為油頁巖沉積(圖2)。

圖1 松遼盆地區(qū)域地質(zhì)圖及Ro(%)平面分布圖(Ro%數(shù)值據(jù)大慶內(nèi)部資料)Fig.1 The geological map of Songliao Basin and the distribution of Ro(from internal data of Daqing oilfield)

(2)殘留烴量評價

游離烴(S1)是頁巖油和頁巖氣存在的直接證據(jù)［14］，熱解烴(S2)和游離烴(S1)主要反映了殘留烴含量，可以有效的揭示泥巖中有機(jī)質(zhì)豐度和殘留油(頁巖油)的相對富集程度。

在研究區(qū)，S1隨著TOC含量的增加表現(xiàn)出3階段特征(圖3)，當(dāng) TOC較高(TOC＞8.0%)時，S1為穩(wěn)定的高值;當(dāng)TOC較低(TOC＜2.0%)時，S1保持穩(wěn)定的低值;當(dāng)TOC為2.0%～8.0%時，S1呈現(xiàn)明顯的上升趨勢。通過S1和TOC關(guān)系趨勢圖可以得知:穩(wěn)定高值表明當(dāng)有機(jī)質(zhì)豐度達(dá)到一定的臨界值(這里為8.0%)，所生成的油氣量總體上已經(jīng)滿足頁巖各種形式的殘留需要，豐度更高的頁巖含油氣量已經(jīng)達(dá)到飽和，多余的油氣被排出。顯然，這類頁巖的含油氣量最為豐富，也是頁巖油、頁巖氣重點勘探的層位;穩(wěn)定低值段，由于有機(jī)質(zhì)豐度比較低，生成的油氣量還難以滿足頁巖自身殘留需要，含油氣量稍低介于兩者期間的上升段，表明其含油氣量居中，是值得關(guān)注的層位。在有機(jī)質(zhì)未熟—低熟區(qū)域，當(dāng) TOC含量大于5.0%時，此層位也是油頁巖礦層，隨著TOC含量的增加，油頁巖的品質(zhì)也逐漸變好。

圖2 青山口組富含有機(jī)質(zhì)泥巖橫向及垂向分布圖 (其中松科1井資料來自［15～17］)Fig.2 The transverse and vertical distribution of organic rich mudstone in the Qingshankou Formation(The datas of SK1 borehole are from references［15～17］)

(3)干酪根類型和成熟度

H/C-O/C圖解顯示青山口組下部暗色富有機(jī)質(zhì)泥巖中干酪根類型主要為I～I(xiàn)I1型(圖3)，根據(jù)光片顯微熒光特征，有機(jī)質(zhì)主要來源于層狀藻(圖4)，偏向生油型，因此易于形成頁巖油，同是還存在油型天然氣的儲集。在青山口組上部有機(jī)質(zhì)類型變?yōu)镮I2～I(xiàn)II型(圖4)，雖然干酪根偏向生氣，但是由于有機(jī)質(zhì)豐度較低，難以成藏。

圖3 青山口組泥巖S1與TOC關(guān)系圖解Fig.3 The relationship between S1and TOC of mudstone in the Qingshankou Formation

圖4 青山口組泥巖有機(jī)質(zhì)類型及來源(H/C-O/C圖據(jù)［18］)Fig.4 The type and source of organic matter in the Qingshankou Formation(diagram H/C-O/C is from reference［18］)

在成熟度較低，有機(jī)質(zhì)豐度較高的層段，往往為油頁巖成礦和生物型頁巖氣成藏層段，大規(guī)模的頁巖氣、頁巖油成藏則需要有機(jī)質(zhì)具有相對較高的成熟度，根據(jù)Tmax(圖2)、Ro平面分布圖(圖1)、垂向散點圖及(S1+S2)/TOC散點隨著深度變化圖解(圖6)，顯示在松遼盆地東南隆起區(qū)和西部斜坡帶，青山口組富有機(jī)質(zhì)泥巖埋深基本小于1 000 m，處于未熟—低熟階段，但是在東南隆起區(qū)NGN2井青山口組底部砂巖中發(fā)現(xiàn)油砂，且生物標(biāo)志化合物特征顯示，其油源主要來自于青山口組［19］，說明東南隆起區(qū)泥巖已初步排烴，也存在形成頁巖油、頁巖氣藏的可能性;中央凹陷區(qū)域隨著埋深增大，Ro值也相應(yīng)增加，有機(jī)質(zhì)達(dá)到成熟，部分區(qū)域甚至處于過熟階段。

(4)泥巖礦物巖石組成

根據(jù)系統(tǒng)的X衍射分析，泥巖中陸源碎屑礦物主要為石英，含有少量的正長石和斜長石，其含量多數(shù)介于40%～55%之間;碳酸鹽礦物主要為方解石和白云石，含量也占有一定比例，在5%～30%之間;黏土礦物主要為伊利石、蒙脫石和伊蒙混層，含量介于35%～55%，說明本區(qū)泥巖具有良好的脆性特征。

1.3 儲層特征

油頁巖為固體沉積礦產(chǎn)，不需要進(jìn)行儲層研究。頁巖油、頁巖氣具有自生自儲的特征，主要為吸附態(tài)和游離態(tài)，富集在黏土顆粒、有機(jī)質(zhì)表面，泥巖內(nèi)部應(yīng)力集中面，巖性變化接觸面或脆性薄弱面產(chǎn)生的裂縫中以及砂泥巖互層中細(xì)粒砂巖中［20，21］。儲層屬性特征影響頁巖油、頁巖氣成藏。本次重點對泥頁巖孔隙類型、孔隙特征進(jìn)行初步分析。

(1)泥巖孔隙度

在常規(guī)儲層中，孔隙度是描述儲層特性的一個重要方面，頁巖儲層也是如此。一般泥巖孔隙度為0.5%～6.0%。Chalmers(2008)研究發(fā)現(xiàn)在富有機(jī)質(zhì)泥巖中，孔隙度往往與有機(jī)質(zhì)含量呈現(xiàn)正相關(guān)性［22］，且泥巖的孔隙度一般較大。通過對本區(qū)富有機(jī)質(zhì)泥巖、油頁巖等進(jìn)行孔隙度測試，其介于4.1%～14.0%之間，且通過泥巖TOC與孔隙度之間的關(guān)系，往往有機(jī)質(zhì)豐度較高的層段對應(yīng)的孔隙度也較高，如TOC為12.6%的油頁巖其孔隙度高達(dá)14.0%，這說明越是富集有機(jī)質(zhì)的泥巖本身就是很好的儲層。

(2)儲集空間

通過掃描電鏡、顯微鏡系統(tǒng)觀察，初步發(fā)現(xiàn)青山口組泥巖中發(fā)育多種孔隙類型。如通過掃描電鏡可見顆粒粒間微孔、粒內(nèi)微孔、黏土層間微孔、黃鐵礦晶間空以及黏土質(zhì)條帶和鈣質(zhì)條帶層界面孔隙等;顯微鏡下富含有機(jī)質(zhì)條帶和碎屑巖條帶層面孔隙、介形蟲和碎屑顆粒粒間孔、介形蟲內(nèi)部溶蝕孔等;通過巖芯觀察可見，巖石脆性條件較強(qiáng)或排烴形成的裂縫條帶、泥巖層面、節(jié)理帶以及斷層帶等均為頁巖油、頁巖氣的良好儲層，此外泥巖中的砂質(zhì)條帶、生物擾動形成的砂質(zhì)充填蟲孔等也具有一定的儲集空間(圖5)。

2 頁巖能源共生礦產(chǎn)預(yù)測成礦(藏)模式

根據(jù)松遼盆地構(gòu)造—沉降史，在東南隆起區(qū)，青山口組埋藏較淺，泥巖中有機(jī)質(zhì)成熟度較低，同時湖泊具有極高的湖泊生產(chǎn)力，導(dǎo)致大量的有機(jī)質(zhì)富集于湖底。在海侵背景下，水體鹽度較高，含氧界面較高，湖底保存條件極佳［19，23，24］，因此，沉積了厚度較大的油頁巖。東南隆起區(qū)較小的埋藏深度，地溫較低，適合甲烷菌等微生物生存，在消耗有機(jī)質(zhì)的過程中，形成大量的甲烷等氣體，較弱的成巖壓實作用和極為豐富的生物骨架為頁巖氣成藏提供足夠的空間，因此在富有機(jī)質(zhì)層段原地保存富集，可能存在生物型頁巖氣藏。而且本區(qū)域可能在油頁巖成礦層中同樣存在頁巖氣藏，如吉林油田在松南長嶺拗陷油頁巖層中發(fā)現(xiàn)生物型頁巖氣藏①吉林油田內(nèi)部專家交流。

圖5 研究區(qū)青山口組暗色泥巖中頁巖油/氣儲集空間類型a.黃鐵礦晶間孔和伊利石層內(nèi)孔，NGN2井，192.1 m，×12 000;b.伊利石層面微裂縫，NGN2井，192.1 m，×40 000;c.伊利石層層間孔隙，NGN2井，192.1 m，×60 000;d.碎屑顆粒和介形蟲粒間孔隙，NGN2井，198.1 m，正交偏光;e.介形蟲粒內(nèi)溶蝕孔，NGN2，189.1 m，正交偏光;f.泥巖中砂質(zhì)條帶;g.泥巖裂縫北方解石充填。Fig.5 Reservoir spaces of shale oil and shale gas in dark mudstone in Qingshankou Formation，Songliao Basin

中央凹陷區(qū)埋藏深度大于1 000 m，有機(jī)質(zhì)基本處于大量排烴階段，生成大量的油氣，充填于泥頁巖孔隙中，同時由于泥巖大量排烴，造成地層超壓及排烴造孔和有機(jī)質(zhì)本身較為發(fā)育孔隙，可使泥巖儲集頁巖氣、頁巖油能力增加，因此基本在埋深1 000～2 000 m之間的富有機(jī)質(zhì)層形成頁巖油、頁巖氣藏，如在中央凹陷區(qū)古龍凹陷發(fā)現(xiàn)泥巖中的頁巖油、頁巖氣［7，8］。

當(dāng)?shù)貙勇裆畲笥? 000 m，Ro超過1.0%，有機(jī)質(zhì)基本處于熱裂解階段，也是重要的濕氣、凝析氣形成階段，因此在中央凹陷最大埋深處，泥巖中頁巖油成藏能力降低，但是本階段由于大量的氣體來源，可形成頁巖氣藏。

圖6 泥頁巖能源共生礦產(chǎn)分布規(guī)律預(yù)測圖Fig.6 The predicted distribution of shale coexistent energy minerals

松遼盆地埋藏深度整體呈現(xiàn)由盆地邊緣向盆地中心逐漸增大，因此，松遼盆地頁巖能源成礦(藏)規(guī)律可能為東南隆起區(qū)和中央凹陷隆起地區(qū)為油頁巖成礦和生物型頁巖氣有利成藏帶;中央凹陷的大部分地區(qū)可能為頁巖油、熱解型頁巖氣有利成藏帶;中央凹陷埋藏最深部位為發(fā)育熱裂解型頁巖氣有利成藏帶。這些頁巖能源共生礦產(chǎn)呈環(huán)狀分布于盆地中(圖6)。

3 結(jié)論

(1)松遼盆地上白堊統(tǒng)青山口組形成于大型的陸相拗陷盆地時期，沉積有巨厚的暗色富有機(jī)質(zhì)泥巖，其中TOC＞2%的泥巖厚度可達(dá)100 m，有機(jī)質(zhì)主要為I～I(xiàn)I1型，Ro介于0.5%～1.7%之間，泥巖具有較高的孔隙度，鑒于該盆地規(guī)模巨大，埋藏深度差異明顯，具備形成油頁巖、頁巖油、頁巖氣等非常規(guī)頁巖能源共生礦產(chǎn)成礦(藏)的地質(zhì)條件。

(2)松遼盆地東南隆起區(qū)和中央凹陷隆起地區(qū)為油頁巖成礦和生物型頁巖氣成藏有利區(qū)帶;中央凹陷大部分地區(qū)可能為頁巖油、熱解型頁巖氣成藏有利區(qū)帶;中央凹陷埋藏最深部位可能發(fā)育熱裂解型頁巖氣成藏帶，這些頁巖共生能源礦產(chǎn)可能整體呈環(huán)狀分布在盆地中。

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