張 邁，唐友軍，徐興友，白 靜，李洪波

1.油氣資源與探測國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室/中國石油大學(xué)（北京），北京102249；

2.長江大學(xué) 資源與環(huán)境學(xué)院，湖北 武漢430100；3.中國地質(zhì)調(diào)查局 油氣資源調(diào)查中心，北京100083

0 引言

松遼盆地是中國重要的含油氣盆地，油氣資源豐富，其白堊系上統(tǒng)青山口組一段（K2qn1，簡稱青一段）廣泛發(fā)育著一套暗色泥頁巖，多口井的鉆井資料均有著良好的非常規(guī)油氣顯示［1-2］.近年來，前人在長嶺凹陷青一段泥頁巖的地球化學(xué)特征、沉積環(huán)境、生排烴史以及常規(guī)與非常規(guī)油氣資源評價(jià)等方面做了詳盡的研究［3-5］.但由于泥頁巖非均質(zhì)性的影響，常規(guī)的地球化學(xué)分析技術(shù)無法完整且準(zhǔn)確地將整段巖性刻畫出來，導(dǎo)致目前長嶺凹陷頁巖油的整體勘探程度仍不高.

近些年來，隨著測井技術(shù)的不斷發(fā)展，其在連續(xù)分析評價(jià)烴源巖方面的優(yōu)勢逐漸顯現(xiàn)出來［6］.本研究以吉頁油1井青一段暗色泥巖為對象，對其有機(jī)質(zhì)豐度、成熟度、沉積環(huán)境、有機(jī)質(zhì)來源等地球化學(xué)特征進(jìn)行分析和探討，將常規(guī)地球化學(xué)研究與測井技術(shù)相結(jié)合，建立泥頁巖非均質(zhì)性刻畫評價(jià)模型并對全段烴源巖進(jìn)行分級評價(jià)，以期能為研究區(qū)進(jìn)一步的勘探和開發(fā)提供可靠依據(jù).

1 區(qū)域地質(zhì)概況

長嶺凹陷位于松遼盆地中央拗陷南部，整體呈大型寬緩凹陷，面積約6 500 km2，西北和東南分別被紅崗階地、華字井階地所夾持，向東過渡到扶新隆起帶［7］.長嶺凹陷內(nèi)部發(fā)育黑帝廟、乾安兩個次級洼陷.研究區(qū)青一段沉積時(shí)期經(jīng)歷了多次水進(jìn)與水退作用，湖泊相和三角洲相廣泛發(fā)育（圖1）.

吉頁油1井位于長嶺凹陷乾安次洼東北部，為該區(qū)第一口頁巖油參數(shù)井.青一段主要發(fā)育泥巖、粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖和粉砂巖等4種巖性，多見灰黑色泥巖和灰黑色砂巖夾泥巖互層現(xiàn)象（圖1）.測井錄井資料顯示，該井青一段泥巖中有良好的油氣顯示.

2 泥頁巖特征

本研究選取吉頁油1井青一段不同深度段泥頁巖樣品共計(jì)179件，進(jìn)行巖石熱解、總有機(jī)碳（TOC）及抽提等測試分析，并以2 470 m為界，將其劃分為上（2 414～2 470 m）、下（2 470～2 525 m）兩段分別進(jìn)行分析對比.

2.1 有機(jī)質(zhì)豐度

實(shí)驗(yàn)分析結(jié)果表明，吉頁油1井青一段烴源巖以暗色泥巖為主，有機(jī)質(zhì)豐度較高.TOC含量分布于0.21%～5.1%之間，其中青一上段TOC平均含量為1.71%，而青一下段平均含量為1.18%；殘留烴（S1）質(zhì)量分?jǐn)?shù)分布于0.08×10－3～3.39×10－3之間，其中青一上段S1平均值為1.59×10－3，而青一下段S1平均值僅0.84×10－3；氯仿瀝青“A”的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.03%～2.40%，青一上、下段氯仿瀝青“A”均值相差不大，青一上段略高于青一下段；殘留烴＋裂解烴（S1＋S2）質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.50×10－3～17.49×10－3，其中青一上段S1＋S2均值為8.85×10－3，而青一下段均值為4.93×10－3（表1）.縱向上看，青一上段的有機(jī)質(zhì)豐度明顯高于青一下段，反映青一上段暗色泥巖油氣資源前景優(yōu)于青一下段.

表1 吉頁油1井青一段烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度統(tǒng)計(jì)表Table 1 Organic matter abundance of K2qn1 source rock from JYY1 well

從生烴潛力上看，分別以TOC含量1%、2%，S1＋S2質(zhì)量分?jǐn)?shù)5×10－3、10×10－3為界限，將烴源巖劃分為一般烴源巖、好烴源巖、極好烴源巖3類.通過熱解數(shù)據(jù)交會圖（圖2）可以發(fā)現(xiàn)，青一上段主體處于好與極好烴源巖范疇，僅3個數(shù)據(jù)點(diǎn)落于一般烴源巖區(qū)間，而青一下段近一半的數(shù)據(jù)點(diǎn)分布在一般烴源巖區(qū)間.說明青一上段烴源巖整體生烴潛力比青一下段高.

2.2 有機(jī)質(zhì)類型

有機(jī)質(zhì)類型不僅可以衡量有機(jī)質(zhì)的產(chǎn)烴能力，也決定了產(chǎn)物的類型是油還是氣.根據(jù)不同的生物來源，干酪根可以歸屬為兩大類：腐泥質(zhì)和腐殖質(zhì).腐泥質(zhì)中的有機(jī)質(zhì)主要來源于水生生物，也混有部分陸生高等植物，極有可能形成良好的油頁巖.腐殖質(zhì)則是主要來源于陸生高等植物的細(xì)胞和細(xì)胞壁的有機(jī)質(zhì)，不利于生油，是煤和氣的良好原始物［8］.一般情況下，干酪根是介于兩者的過渡類型，其生油能力的強(qiáng)弱取決于它與腐泥型和腐殖型的接近程度.Tissot等［9］將干酪根劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三種類型，其中Ⅰ型干酪根又稱腐泥型干酪根，HI＞600×10－3（HC/Corg），生油潛能大；Ⅱ型干酪根又稱腐泥腐殖型干酪根，HI在100×10－3～600×10－3之間，生油潛力中等；Ⅲ型干酪根又稱腐殖型干酪根，HI＜100×10－3，生油潛力差，以生氣為主.程克明等［10］結(jié)合中國陸相源巖過渡型母質(zhì)占有較大比例的特點(diǎn)，又將HI在350×10－3～600×10－3劃為腐植－腐泥型（Ⅱ1型）干酪根；100×10－3～350×10－3劃為腐泥－腐植型（Ⅱ2型）干酪根.

圖1 研究區(qū)構(gòu)造區(qū)劃及沉積相劃分（修改自文獻(xiàn)［7］）Fig.1 Tectonic division and sedimentary facies of the study area（Modified from Reference［7］）

根據(jù)熱解分析資料，采用S2－TOC和Tmax－HI圖版來識別干酪根類型.通過熱解參數(shù)交會圖（圖3）可以發(fā)現(xiàn)，吉頁油1井青一段烴源巖以Ⅰ型、Ⅱ型干酪根為主，無Ⅲ型干酪根，反映烴源巖生油潛力中等—好.其中，青一上段烴源巖干酪根以Ⅰ型為主，部分為Ⅱ1型，青一下段烴源巖干酪根在Ⅰ型、Ⅱ1型和Ⅱ2型區(qū)間均有分布.從有機(jī)質(zhì)類型的角度考慮，青一段烴源巖生油潛力均較好，青一上段優(yōu)于青一下段.

2.3 烴源巖成熟度

烴源巖成熟度指有機(jī)質(zhì)向石油轉(zhuǎn)化的熱力反應(yīng)程度，能夠較好地評價(jià)某地區(qū)烴源巖的實(shí)際生烴能力.通常用鏡質(zhì)體反射率（Ro）和巖石熱解最高峰溫（Tmax）來作為成熟度指標(biāo)［11-13］.

圖2 吉頁油1井青一段烴源巖熱解參數(shù)交會圖Fig.2 Pyrolytic parameter cross plot of K2qn1 source rock from JYY1 well

本研究選取15塊烴源巖樣品（其中青一上段10塊，青一下段5塊）進(jìn)行干酪根Ro分析測試.檢測結(jié)果表明，青一上段干酪根Ro為1.01%～1.35%，平均值1.21%，青一下段干酪根Ro為1.33%～1.49%，平均值1.43%，均達(dá)到了成熟階段.

干酪根的熱降解生烴過程，是依據(jù)其活化能分布的高低，由低而高逐級降解從而形成烴類物質(zhì)的［14］.隨著有機(jī)質(zhì)熱演化的推進(jìn)，最大熱解溫度也會隨之變大.通常將Tmax＝435℃定為有機(jī)質(zhì)成熟與未成熟的界限.當(dāng)Tmax高于435℃時(shí)，有機(jī)質(zhì)才進(jìn)入生油門限，此時(shí)油氣開始生成；Tmax為435～445℃對應(yīng)有機(jī)質(zhì)的低成熟階段；而445～485℃則對應(yīng)有機(jī)質(zhì)的成熟階段，此時(shí)油氣大量生成，進(jìn)入生油高峰期；Tmax為485～510℃對應(yīng)有機(jī)質(zhì)的高成熟階段；Tmax高于510℃則對應(yīng)有機(jī)質(zhì)的過成熟階段，此階段以生氣為主.吉頁油1井青一段烴源巖除個別樣品外，Tmax幾乎均高于435℃，說明大部分均達(dá)到了成熟階段.其中，青一上段數(shù)據(jù)點(diǎn)主要分布于445～460℃，反映其成熟度較高，處于生油高峰期；青一下段數(shù)據(jù)點(diǎn)在435～460℃區(qū)間分布較均勻，反映其處于低成熟—成熟階段（圖4）.

3 泥頁巖非均質(zhì)性刻畫與分級評價(jià)

3.1 非均質(zhì)性刻畫

本次研究選取TOC、S1以及氯仿瀝青“A”三個參數(shù)對烴源巖非均質(zhì)性進(jìn)行刻畫，根據(jù)其實(shí)測數(shù)據(jù)，結(jié)合測井曲線，分別建立各自地球化學(xué)數(shù)學(xué)模型.測井?dāng)?shù)據(jù)處理分析在東北石油大學(xué)進(jìn)行.

3.1.1 TOC預(yù)測模型的建立

圖3 吉頁油1井青一段烴源巖有機(jī)質(zhì)類型判識圖版Fig.3 Discrimination of organic matter type for K2qn1 source rock from JYY1 well

圖4 吉頁油1井青一段烴源巖T max－深度關(guān)系圖Fig.4 T max vs.depth diagram of K2qn1 source rock from JYY1 well

根據(jù)TOC實(shí)測分析結(jié)果可知，青一上段101塊烴源巖TOC含量分布于0.33%～5.1%之間，平均值為1.71%；青一下段78塊烴源巖TOC含量分布于0.21%～3.08%之間，平均值為1.18%.結(jié)合測井曲線，分別對青一上、下兩段全段TOC進(jìn)行計(jì)算分析，并將計(jì)算結(jié)果與實(shí)測結(jié)果進(jìn)行交會分析，建立全井段TOC預(yù)測模型（圖5）.

青一上段（圖5a）：

青一下段（圖5b）：

3.1.2 S1預(yù)測模型的建立

通過熱解分析數(shù)據(jù)可知，青一上段101塊烴源巖S1質(zhì)量分?jǐn)?shù)介于0.16×10－3～3.39×10－3之間，平均值為1.59×10－3；青一下段65塊烴源巖S1質(zhì)量分?jǐn)?shù)介于0.08×10－3～2.18×10－3之間，平均值為0.84×10－3.結(jié)合測井曲線，分別對青一上、下兩段全段S1進(jìn)行計(jì)算分析，并將計(jì)算結(jié)果與實(shí)測結(jié)果進(jìn)行交會分析，建立全井段S1預(yù)測模型（圖6）.

青一上段（圖6a）：

青一下段（圖6b）：

3.1.3 氯仿瀝青“A”預(yù)測模型的建立

通過抽提分析數(shù)據(jù)可知，青一上段48塊烴源巖氯仿瀝青“A”質(zhì)量分?jǐn)?shù)介于0.05%～1.08%之間，平均值為0.51%；青一下段44塊烴源巖氯仿瀝青“A”質(zhì)量分?jǐn)?shù)介于0.03%～2.40%之間，平均值為0.47%.結(jié)合測井曲線，分別對青一上、下兩段全段氯仿瀝青“A”進(jìn)行計(jì)算分析，并將計(jì)算結(jié)果與實(shí)測結(jié)果進(jìn)行交會分析，建立全井段氯仿瀝青“A”預(yù)測模型（圖7）.

青一上段（圖7a）：

氯仿瀝青“A”＝0.9984X－0.0177（相關(guān)系數(shù)R2＝0.7885）

青一下段（圖7b）：

氯仿瀝青“A”＝1.1807X－0.1774（相關(guān)系數(shù)R2＝0.7521）

3.1.4 泥頁巖非均質(zhì)性刻畫

圖5 吉頁油1井青一段計(jì)算與實(shí)測TOC相關(guān)關(guān)系圖Fig.5 Correlation between calculated and measured TOC of K2qn1 in JYY1 well

圖6 吉頁油1井青一段計(jì)算與實(shí)測S1相關(guān)關(guān)系圖Fig.6 Correlation between calculated and measured S1 of K2qn1 in JYY1 well

圖7 吉頁油1井青一段計(jì)算與實(shí)測氯仿“A”相關(guān)關(guān)系圖Fig.7 Correlation between calculated and measured chloroform asphalt“A”of K2qn1 in JYY1 well

通過所建立的預(yù)測模型，對吉頁油1井青一段泥頁巖TOC、S1以及氯仿瀝青“A”進(jìn)行了刻畫描述（圖8）.從圖中可以發(fā)現(xiàn)，由淺至深，青一段泥頁巖的TOC與S1值波動幅度均較大，2 455 m與2 480 m分別將青一上段與青一下段劃分為兩個不同的區(qū)間.其中，2 415～2 455 m深度段所對應(yīng)的泥頁巖TOC豐度均高于1.5%，S1值在1.0×10－3～3.0×10－3之間波動；到了2 455～2 470 m深度段，泥頁巖TOC與S1均有所降低，TOC豐度在0.5%～1.5%之間變化，S1值則分布于1.0×10－3～2.0×10－3之間，大部分低于1.5×10－3；2 470～2 480 m深度段泥頁巖TOC豐度較高，約為0.5%～1.5%，S1值分布于1.0×10－3～2.0×10－3之間，大部分高于1.5×10－3；2 480 m到青一段底部對應(yīng)的泥頁巖TOC與S1再次降低，TOC豐度以低于1.5%為主，局部高于1.5%，S1值基本上低于2.0×10－3.氯仿瀝青“A”質(zhì)量分?jǐn)?shù)在青一段全段波動幅度較小，均低于1.0%，其中2 455～2 470 m和2 480～2 525 m兩個深度段泥頁巖對應(yīng)的氯仿瀝青“A”質(zhì)量分?jǐn)?shù)基本上低于0.5%.縱向上看，吉頁油1井青一段泥頁巖TOC、S1以及氯仿瀝青“A”的變化趨勢具有較高的一致性，青一上段TOC和S1明顯高于青一下段，但是氯仿瀝青“A”差異較為微弱.

3.2 烴源巖分級評價(jià)

王永春等［15］提出，可以通過TOC相對豐度、S1相對含量以及氯仿瀝青“A”的質(zhì)量分?jǐn)?shù)對烴源巖資源潛力進(jìn)行分級評價(jià).他們將TOC＞2.0%、S1＞2.0×10－3、氯仿瀝青“A”＞0.4%劃分為Ⅰ級資源；將TOC介于0.5%～2.0%、S1介于0.5×10－3～2.0×10－3、氯仿瀝青“A”介于0.1%～0.4%劃分為Ⅱ級資源；將TOC介于0.5%～1.0%、S1＜0.5×10－3、氯仿瀝青“A”＜0.1%劃分為Ⅲ級資源.根據(jù)上述評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，結(jié)合前文中非均質(zhì)性刻畫結(jié)果，對吉頁油1井青一段泥頁巖進(jìn)行分級評價(jià)（見表2）.

圖8 吉頁油1井青一段泥頁巖地球化學(xué)參數(shù)剖面圖Fig.8 Profile of geochemical parameters for K2qn1 shale from JYY1 well

青一上段Ⅰ級泥頁巖累計(jì)厚度為18.74 m，主要分布在2 414～2 435 m深度段，最大連續(xù)厚度為6.06 m，所對應(yīng)的深度段為2 416～2 422 m；Ⅱ級泥頁巖累計(jì)厚度為24.76 m，最大連續(xù)厚度為4 m，所對應(yīng)的深度段為2 422～2 426 m；Ⅲ級泥頁巖累計(jì)厚度為6.55 m，最大連續(xù)厚度為0.87 m.青一下段Ⅰ級泥頁巖累計(jì)厚度為5.25 m，主要以薄層的形式穿插于Ⅱ級泥頁巖之間，最大連續(xù)厚度1.5 m；Ⅱ級泥頁巖累計(jì)厚度為23.25 m，最大連續(xù)厚度為4.75 m，所對應(yīng)的深度段為2 473.9～2 478.7 m；Ⅲ級泥頁巖累計(jì)厚度為7.23 m，最大連續(xù)厚度為0.81 m.

泥頁巖分級評價(jià)結(jié)果表明，吉頁油1井青一段泥頁巖以Ⅱ級資源為主，約占53.34%，部分為Ⅰ級資源，占26.65%，Ⅲ級資源較少，僅占15.31%.其中青一上段Ⅰ級泥頁巖約占泥頁巖總厚度的20.82%，Ⅱ級泥頁巖約占27.51%，Ⅲ級泥頁巖約占7.28%；青一下段Ⅰ級泥頁巖約占泥頁巖總厚度的5.83%，Ⅱ級泥頁巖約占25.83%，Ⅲ級泥頁巖約占8.03%.整體上看，青一上段烴源巖要優(yōu)于青一下段烴源巖.

4 結(jié)論與認(rèn)識

1）吉頁油1井青一段烴源巖以暗色泥巖為主，有機(jī)質(zhì)豐度較高，其中青一上段的有機(jī)質(zhì)豐度明顯高于青一下段.烴源巖以Ⅰ、Ⅱ型干酪根為主，無Ⅲ型干酪根，反映烴源巖生油潛力中等—好.其中青一上段烴源巖干酪根以Ⅰ型為主，部分為Ⅱ1型，青一下段烴源巖干酪根在Ⅰ、Ⅱ1和Ⅱ2型區(qū)間均有分布.

2）吉頁油1井青一上段干酪根實(shí)測Ro為1.01%～1.35%，Tmax主要分布在445～460℃之間，青一下段干酪根實(shí)測Ro為1.33%～1.49%，Tmax主要分布在435～460℃之間，處于低成熟—成熟階段.

3）建立了吉頁油1井青一段泥巖地球化學(xué)參數(shù)預(yù)測模型，對全段泥巖非均質(zhì)性進(jìn)行了刻畫描述，并對烴源巖進(jìn)行了分級評價(jià).結(jié)果表明，青一段暗色泥頁巖以Ⅱ級資源為主，部分為Ⅰ級資源，Ⅲ級資源較少，青一上段烴源巖整體資源級別要優(yōu)于青一下段.

表2 吉頁油1井青一段泥頁巖分級評價(jià)數(shù)據(jù)表Table 2 Grading evaluation of shale in K2qn1 from JYY1 well