劉順宇，趙 榮，王朋巖

（東北石油大學地球科學學院，黑龍江大慶 163318）

渤海灣盆地沙河街組烴源巖是第三系的主力烴源巖，對沙河街組烴源巖的研究一直得到廣泛的重視，朱光有等發(fā)現(xiàn)東營凹陷沙三段烴源巖在有機質(zhì)和巖性方面存在多尺度的非均質(zhì)性[1]。張守春等發(fā)現(xiàn)微層理和微裂縫是沙三段油氣運移的優(yōu)勢通道[2]。劉慶等開展了沙四段的原始有機質(zhì)恢復和生、排烴效率定量計算[3]。巢前等深入剖析S1、S2等熱解參數(shù)與有機質(zhì)賦存的關(guān)系，對烴源巖的有機質(zhì)特征和生烴差異進行研究[4]。但是可以發(fā)現(xiàn)，對有效烴源巖的研究比較少，根據(jù)宋成鵬等的研究發(fā)現(xiàn)沙三中的巖性油氣藏中有大量的沙四段原油貢獻[5-7]，且遠高于沙三下，所以沙三中、沙三下、沙四上三套烴源巖應(yīng)作為一個整體來研究，因此本文以渤海灣盆地某凹陷的沙三段及沙四段烴源巖為例，利用24口探井TOC、S1等地化數(shù)據(jù)結(jié)合生、排烴史對有效烴源巖進行評價。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

渤海灣盆地是華北地臺上發(fā)育起來的中新生代斷陷盆地，基底為太古界-中下元古界，主要發(fā)育有三套烴源巖，下第三系烴源巖、中生界烴源巖和石炭-二疊系烴源巖。研究區(qū)位于渤海灣盆地東南部，構(gòu)造上分為凹陷、斜坡及隆起三個部分（見圖1），主要發(fā)育的是下第三系烴源巖，本次研究的烴源巖層有沙四上（Es4s）、沙三下（Es3x）及沙三中（Es3z）。

2 烴源巖特征

2.1 烴源巖基本特征

研究區(qū)烴源巖以深灰色、灰色泥（頁）巖為主，灰質(zhì)泥巖次之，還發(fā)育一定的油頁巖。有機質(zhì)豐度級別較高，以“好”（33%）為主，非常好（26%）、極好（19%）次之。有機質(zhì)類型主要為Ⅰ型（35%）、Ⅱ1型（43%）和Ⅱ2型（22%）。有機質(zhì)成熟度在0.25%～0.75%的范圍內(nèi)，大約在2 600 m處達到了生油門限（見表1）?？傮w來講，研究區(qū)烴源巖巖性復雜，暗色泥巖較為發(fā)育，有機質(zhì)豐度高，屬于生油母質(zhì)，已經(jīng)開始大量生烴（見圖2）。

表1 烴源巖數(shù)據(jù)（部分）Tab.1 Date of source rocks（partial data）

圖2 烴源巖地球化學特征圖版Fig.2 Chart of basic characteristics of source rocks

圖3 烴源巖演化階段圖版Fig.3 Chart of organic matter evolution

2.2 烴源巖生、排烴特征

根據(jù)鏡質(zhì)體反射率（Ro）、溫度和生烴轉(zhuǎn)化率（S1/（S1+S2））等參數(shù)將烴源巖的生烴演化劃分為4個階段和2個臨界深度：未熟階段、生油門限、生油階段A、生油階段B、排烴門限、排烴階段（見圖3）。

未熟階段：Ro小于0.5%，對應(yīng)的深度小于2 600 m，生烴潛量較高，烴源巖潛在的生烴能力強，地層壓力隨深度線性增長，轉(zhuǎn)化率低于0.5%，變化微弱；生油門限：Ro為0.5%，對應(yīng)深度為2 600 m，轉(zhuǎn)化率開始呈線性增長；生油階段A：烴源巖達到生油門限，Ro在0.5%～0.55%，對應(yīng)的深度在2 600 m～2 900 m，生烴潛量開始減小，地層壓力隨深度逐漸偏離原趨勢，轉(zhuǎn)化率持續(xù)呈線性增長；生油階段B：Ro在0.55%～0.6%，對應(yīng)深度在2 900 m～3 100 m，生烴潛量開始增大，地層壓力明顯增大，轉(zhuǎn)化率開始呈指數(shù)增長；排烴門限：Ro為0.6%，對應(yīng)深度為3 100 m，轉(zhuǎn)化率開始減小，地層壓力開始恢復正常變化趨勢；排烴階段：Ro大于0.6%，對應(yīng)深度大于3 100 m，生烴潛量開始減小，地層壓力持續(xù)增加，轉(zhuǎn)化率持續(xù)減?。ㄅ艧N時的轉(zhuǎn)化率非真正的轉(zhuǎn)化率）。

3 有效烴源巖

3.1 有效烴源巖評價指標

有效烴源巖是指既有油氣生成又有油氣排出的巖層，有效烴源巖的確定關(guān)鍵是判斷烴源巖是否發(fā)生排烴[8，9]。因此，Ro大于0.6%是有效烴源巖的范圍。此外，根據(jù)匡立春、高崗等的研究，S1相對于TOC開始減少的點就是油氣發(fā)生排烴的TOC下限[10]，圖4（a）可以確定發(fā)生排烴的有機質(zhì)類型主要是Ⅰ、Ⅱ1型，Ⅱ2型有機質(zhì)幾乎不發(fā)生排烴，對應(yīng)的TOC下限分別為2.8%、1.8%，根據(jù)表2發(fā)現(xiàn)Ⅰ、Ⅱ1型有機質(zhì)中符合TOC下限的巖性有深灰色、灰色泥巖及油頁巖，油頁巖雖然數(shù)量較少，但有機質(zhì)含量極高。因此，研究區(qū)有效烴源巖類型主要是Ⅰ和Ⅱ1型，對應(yīng)的TOC下限分別是2.8%、1.8%，對應(yīng)的巖性分別是深灰色泥巖、油頁巖和深灰色、灰色泥巖（見圖4）。

圖4 有效烴源巖圖版Fig.4 Chart of effective source rocks

根據(jù)圖4（b）、4（c）可以看出Ⅰ型有機碳含量主要分布在大于4%的范圍內(nèi)，2%～4%次之，Ⅱ1型有機碳含量主要分布在1%～2%范圍內(nèi)，2%～4%次之，Ⅱ2型有機碳含量主要分布在0.5%～1%的范圍內(nèi)，小于0.5%次之。沙三中以Ⅱ1型為主，Ⅱ2型次之，沙三下及沙四上都是以Ⅰ型為主，Ⅱ1型次之。依據(jù)三種有機質(zhì)類型的巖性、有機質(zhì)的層位分布特征得到有機質(zhì)類型的平面預測。

表2 有效烴源巖評價指標Tab.2 Evaluation index of effective source rocks

沙三中有機質(zhì)豐度較低，分布不均，有機質(zhì)類型以Ⅱ1型為主，凹陷部位剛剛進入生油門限，沙三下及沙四上有機質(zhì)豐度高，高值主要分布在凹陷部位，有機質(zhì)類型以Ⅰ型為主，凹陷部位已經(jīng)進入排烴門限。根據(jù)有效烴源巖的類型、TOC下限、巖性、成熟度四個指標劃分有效烴源巖的范圍（見圖5），因此認為有效烴源巖主要分布在沙三下及沙四上的凹陷部位。

3.2 區(qū)域生烴潛力評價

本次研究選取了10口井進行生、排烴史的模擬，凹陷部位的生、排烴能力最強；凹陷周邊的生、排烴能力已經(jīng)減弱，以生烴為主；斜坡部位生、排烴能力最差，幾乎不發(fā)生排烴，但有微弱生烴。Ⅰ型有機質(zhì)生、排烴能力最強，即使是在斜坡也有一定的生烴能力；Ⅱ1型生、排烴能力有限，即使在凹陷部位生、排烴能力也遠不如Ⅰ型有機質(zhì)；Ⅱ2型有機質(zhì)生、排烴能力最弱。這個模擬結(jié)果與前面對有效烴源巖的劃分結(jié)果相一致。

圖5 有效烴源巖疊合圖Fig.5 Congruent map of effective source rocks

4 結(jié)論

（1）研究區(qū)有機質(zhì)生、排烴過程可分為4個階段和2個臨界深度，未熟階段（Ro＜0.5%，深度小于2 600 m）、生油門限（Ro＝0.5%，深度 2 600 m）、生油階段 A（Ro＝0.5%～0.55%，深度2 600 m～2 900 m）、生油階段B（Ro＝0.55%～0.6%，深度 2 900 m～3 100 m）、排烴門限（Ro＝0.6%，深度 3 100 m）、排烴階段（Ro＞0.6%，深度大于3 100 m）。

（2）研究區(qū)有效烴源巖類型是Ⅰ和Ⅱ1型，對應(yīng)的TOC下限分別是2.8%、1.8%，對應(yīng)的巖性分別是深灰色泥巖、油頁巖和深灰色、灰色泥巖，同時滿足Ro大于0.6%。

（3）凹陷的生、排烴能力最強；凹陷周邊僅以生烴為主，微弱排烴；斜坡微弱生烴，幾乎不發(fā)生排烴。Ⅰ型有機質(zhì)生、排烴能力最強，即使是在斜坡也有一定的生烴能力；Ⅱ1型生、排烴能力有限；Ⅱ2型有機質(zhì)生、排烴能力最弱。

吐哈油田成功研制國內(nèi)首個低溫全可溶橋塞

2018年11月20日，牛東平26井完成通井作業(yè)后順利生產(chǎn)，標志著吐哈油田工程院研發(fā)的國內(nèi)首個低溫全可溶橋塞現(xiàn)場應(yīng)用成功。

全可溶橋塞作為速鉆橋塞升級換代的體積壓裂關(guān)鍵工具，具有壓后自主溶解、井筒處理簡單的特點——壓裂后，橋塞可在預期時間內(nèi)溶入壓裂液，并通過放噴返排回地面。這不僅提高了施工效率，還為降低壓后鉆塞存在的施工風險、減少鉆塞成本創(chuàng)造了條件。這一工具受到各大油田的關(guān)注。

吐哈油田工程院機械研究所不斷技術(shù)革新，形成了適合吐哈油田油藏特點的壓裂工藝管柱及配套井下工具。10月，有4口井應(yīng)用該工具實施壓裂均獲得高產(chǎn)，累計增油1 400多噸，節(jié)約成本124.2萬元。

吐哈成功研究國內(nèi)首個低溫全可溶橋塞，為今后水平井橋塞分段壓裂提效提供了技術(shù)支持，也為國內(nèi)外同類油藏壓裂提供了技術(shù)使用的井下工具。

（摘自中國石油報第7227期）