周 文, 陳文玲, 鄧 昆, 鄧虎成，王 浩，周秋媚

(油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室(成都理工大學(xué))，成都 610059)

陸相頁巖油氣地層油氣相態(tài)的確定方法初探----以鄂爾多斯盆地延長組長7段為例

周 文, 陳文玲, 鄧 昆, 鄧虎成，王 浩，周秋媚

(油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室(成都理工大學(xué))，成都 610059)

探討鄂爾多斯盆地三疊系延長組長7段陸相泥頁巖油氣地層流體相態(tài)類型。根據(jù)高壓PVT測試資料，編制出延長組油藏的相圖，認為盆地西部延長組長6、長8段油藏為單一油相，東部2個油藏為油氣兩相，長7段泥頁巖地層油氣共存。根據(jù)長6、長8段典型油藏生產(chǎn)氣油比與深度及長7段有機質(zhì)熱演化程度(Ro)的關(guān)系，建立了存在油氣兩相的長7泥頁巖的深度與Ro的線性關(guān)系。根據(jù)長7段泥頁巖地層的埋深和Ro等值線圖，確定出盆地東部的子北、安塞、下寺灣地區(qū)、富縣等地區(qū)為頁巖油氣(兩相)分布區(qū)，頁巖氣由吸附氣、游離氣及原油溶解氣構(gòu)成；盆地西部其他地區(qū)為單一油相分布區(qū)，主要為頁巖油賦存地區(qū)，天然氣為原油溶解氣。該方法可用于處于有機質(zhì)熱演化程度成熟階段(Ro=0.5%～1.3%)的富有機質(zhì)泥頁巖地層油氣相態(tài)評價。

陸相；頁巖油氣；油氣相態(tài)；確定方法；鄂爾多斯盆地；延長組

中國中新生代湖相泥頁巖處于生油高峰或生氣高峰初期，生油條件好，可望成為頁巖油勘探開發(fā)的新領(lǐng)域[1,2]。陸相頁巖油氣地層的發(fā)育和分布與海相頁巖地層有明顯的差別：受沉積相帶的控制，陸相頁巖油氣地層分布面積小，多為砂泥巖互層，單層有效厚度變化大；受陸源的影響，有機質(zhì)類型多樣，湖沼相以Ⅲ型為主，深湖相以Ⅰ型為主，而淺湖相為Ⅱ型；有機質(zhì)熱演化程度較低，主要處于生油窗內(nèi)，頁巖地層常出現(xiàn)油氣共存的現(xiàn)象[3,4]。對于此類泥頁巖地層的油氣資源評價，地層中油氣相態(tài)的確定成為關(guān)鍵因素。

頁巖油是指儲存于富有機質(zhì)泥頁巖地層中的石油，是成熟有機質(zhì)泥頁巖石油的簡稱，一般油質(zhì)較輕、黏度較低。頁巖氣是賦存在富有機質(zhì)泥頁巖體系中的天然氣[5]。在陸相頁巖油氣地層中，天然氣以3種方式貯存：吸附氣、游離氣和溶解氣(溶解在水中和/或原油中)[6,7]。

鄂爾多斯盆地三疊系延長組長7段泥頁巖油氣地層具有較好的頁巖油、氣開發(fā)前景。2012年5月，長慶油田在隴東地區(qū)對延長組油頁巖體積壓裂，獲得工業(yè)油流。2011年4月，直羅-下寺灣地區(qū)柳評177井長7段壓裂試氣并成功點火。柳評179、新59、柳評171、延頁1井等相繼壓裂成功并獲低產(chǎn)氣流，形成了中國第1個陸相頁巖氣先導(dǎo)試驗區(qū)。經(jīng)過現(xiàn)場解吸，柳評171井和萬169井長7段頁巖含氣量在2.43～6.45 m3/t，包括了游離氣、吸附氣[4]以及油溶解氣[8]。

鄂爾多斯盆地延長組長7段頁巖油氣地層有機質(zhì)熱演化程度(Ro)在0.6%～1.3%之間，地層孔隙流體在不同地區(qū)存在相態(tài)差異，地層孔隙系統(tǒng)中油氣相態(tài)取決于油氣組分，不同烴類系統(tǒng)的相圖特征亦不同，目前的溫度、壓力決定了地層孔隙中油氣的相態(tài)。本文通過對延長組頁巖有機質(zhì)熱演化程度研究，對孔隙中油氣相圖的編制及對不同油氣藏的地層溫度、壓力的研究，分析了延長組長7段地層的油氣相態(tài)及分布變化，劃分出單一油相分布區(qū)和油、氣兩相的分布區(qū)域，對該區(qū)富有機質(zhì)頁巖中的油氣資源評價具有重要指導(dǎo)意義，也為國內(nèi)外類似頁巖油氣地層油氣相態(tài)的確定提供了初步的技術(shù)方法。

1 陸相頁巖油氣有機質(zhì)生烴演化

對于陸相頁巖油氣地層，有機質(zhì)類型和成熟度對油氣相態(tài)及分區(qū)有明顯的控制作用。湖相沉積的主要生物源是水生生物、細菌和藻類。按照目前不同類型有機質(zhì)熱演化階段分析[9]，Ⅰ-Ⅱa型干酪根為主的長7段泥頁巖，一般分為4個熱演化階段(圖1)：在未成熟階段(Ro<0.5%)，生成生物成因氣；在成熟階段(Ro=0.5%～1.2%)，為成油階段(“生油窗”)；在高成熟階段(Ro>1.2%)，烴類進一步裂解，形成大量熱裂解成因的濕氣和干氣；在過成熟階段，Ro的界限目前在學(xué)術(shù)界未有定論，多數(shù)學(xué)者認為Ro在2.0%左右，該階段原油完全裂解成天然氣，天然氣為干氣，有機質(zhì)熱演化進入大量瀝青形成階段。對于以上4個階段，部分學(xué)者細分出低成熟油階段(Ro=0.4%～0.6%)[9]。作者認為在“生油窗”內(nèi)可以細劃出2個階段：成熟階段早期(Ro=0.5%～0.9%)，以熱成因頁巖油為主，含少量石油伴生氣(因量少，一般為溶解氣)；成熟階段晚期(Ro=0.9%～1.2%)，油量減少，輕質(zhì)油比例增多，裂解氣量增加，天然氣部分溶解于油中，有游離天然氣(表1)。

圖1 Ⅰ-Ⅱa型干酪根熱演化階段劃分示意圖

表1 不同類型有機質(zhì)在熱演化各階段的產(chǎn)油、氣特征

2 油氣相圖的編制

相圖的編制主要根據(jù)鄂爾多斯盆地延長組長7段附近的含油層位的完鉆井PVT測試取樣，根據(jù)取樣結(jié)果按油氣組分計算出相圖。再根據(jù)評價地區(qū)或油藏實際溫度、壓力情況判斷出地層中目前的油氣相態(tài)。

通過篩選，選擇處于長7段演化程度中等地區(qū)的X井長6段(長7頁巖油氣層上部)PVT測試結(jié)果。該井PVT取樣地層溫度為50.5℃(323.5 K)，地層壓力為13.811 MPa。利用高溫高壓物性實驗和色譜分析確定了單次脫氣的油、氣組分，包含從CH4到C10+的各種烴類組分和無機氣體。將C6以上碳數(shù)的烴類組分合并為一個C6+擬組分，各階段產(chǎn)物中N2、CO2、C1、C2、C3、C4、C5和C6+共計8個組分的摩爾分數(shù)進行歸一化計算[10,11]，得到X井長6段樣品的飽和壓力為10.028 MPa，溶解氣油比(體積比)為90.56(表2)。

根據(jù)PR(Peng-Robinson)狀態(tài)方程，以實測多露點壓力局部相圖為模擬目標函數(shù)，通過模擬預(yù)測油氣體系露點線、泡點線和等液量線分布等相態(tài)變化規(guī)律，繪制出油氣體系臨界區(qū)、兩相區(qū)p-T完整相圖(圖2)。其基本原則為：當飽和壓力低于地層壓力時，油氣呈單一油相；當飽和壓力等于地層壓力時，天然氣在油中由于達到飽和狀態(tài)而出溶，油氣由單一油相轉(zhuǎn)化為油氣兩相；隨深度變淺，地層壓力繼續(xù)降低，有更多天然氣逸出[10]。從相態(tài)圖上可以看出，X井長6段樣品的地層壓力為13.811 MPa，地層溫度為323.5 K，大于該地層溫度下的飽和壓力10.028 MPa，因此，該油藏在地層原始條件下為單一油相的未飽和油藏。

表2 X井延長組長6油藏油、氣組分

3 地層相態(tài)特征分析

3.1 典型油藏的相態(tài)判斷

盆地內(nèi)的鎮(zhèn)涇、西峰、下寺灣、安塞、白豹等地區(qū)具有與實驗樣品相似的油、氣組分特征。將其地層壓力和地層溫度在相態(tài)圖上進行投影，得到油氣的相態(tài)特征，C點為泡點(露點)壓力點。X井長6段樣品、鎮(zhèn)涇的長6和長8油藏、白豹長6油藏為單一油相區(qū)，延長子北和安塞的長6油藏為油氣兩相區(qū)(圖2、表3)。

圖2 X井延長組長6油藏樣品油氣擬合油氣p-T相圖

延長組不同油藏的地層溫度和地層壓力數(shù)據(jù)具有一定相關(guān)性，F(xiàn)點是地層溫度和地層壓力的相關(guān)線與相圖的交點，對應(yīng)的地層壓力為10 MPa左右，地層溫度為312 K，相當于1.1～1.3 km的埋藏深度。對于長6油藏，當埋深均值<1.2 km時，油藏中飽和的天然氣將分離出來，形成游離氣；相反，當油藏埋深均值>1.2 km時，天然氣將溶解于原油中，呈單一油相區(qū)。上述深度界線主要針對的是長6或長8段油藏。

3.2 長7段泥(頁)巖油氣相態(tài)分析

考慮到長7段地層一般具有“欠壓實”特征[12]，“源儲”壓力差一般為5 MPa左右，造成同地區(qū)長6油藏與長7地層相差5 MPa，相對于長6等砂巖油藏兩相區(qū)的深度相應(yīng)減小。另一方面，由于不同部位，長7段有機質(zhì)熱演化程度不同，隨著演化程度的增加，油質(zhì)變輕，天然氣組分變輕，天然氣量增加及油量相對減少，游離天然氣存在的可能性增大。因此，對應(yīng)演化程度，上述油氣兩相的埋深界線存在變化。

對油氣相圖特征影響較顯著的因素主要包括氣體中各組分相對含量、氣油比和原油中重烴的比例[10]。延長組的氣油比隨深度增加有增加的趨勢，說明不同的深度范圍內(nèi)，地層中油氣的組分有變化(表4、圖3-A)。在相同的溫度條件下，溶解氣含量越高，飽和壓力越大，向淺處運移過程中，開始發(fā)生油氣分離的深度越深;甲烷含量越高，飽和壓力越大，天然氣越容易從油中分離出來，開始發(fā)生油氣分離的深度越深[10]。

表4 鄂爾多斯盆地部分油藏生產(chǎn)氣油比、埋深及對應(yīng)的長7段演化程度

圖3 鄂爾多斯盆地延長組下段氣油比與深度和Ro的關(guān)系

根據(jù)氣油比與Ro的關(guān)系(圖3-B)，可以看出，研究區(qū)西部油藏埋藏較深，燕山期后，構(gòu)造抬升相對弱，剝蝕厚度小，氣油比與Ro為斜率較小的直線關(guān)系，該條線上的油藏經(jīng)相態(tài)判斷為單一油相；東部地區(qū)長6油藏，因燕山期構(gòu)造抬升，地層剝蝕量大，埋藏淺，氣油比與Ro為斜率較大的直線關(guān)系。東部地區(qū)目前埋藏淺，但有機質(zhì)熱演化程度高，生成的天然氣量多，在目前相同埋深條件下，生產(chǎn)氣油比增加，如果油氣組分變化不大，所生產(chǎn)的天然氣部分應(yīng)該是游離氣，說明東部地區(qū)存在油氣兩相，這與安塞、子北延長組油藏的相圖識別結(jié)果一致。

因此，理論上來看，只要實際地層油氣比與Ro關(guān)系點高于單一油相線，就可以視作處于氣油兩相區(qū)(圖4)?？紤]到實際油氣性質(zhì)變化等因素引起的誤差，將圖中單一油相誤差線畫出，按上界誤差線條直線與Ro的關(guān)系，可以初步確定出不同演化程度下油氣兩相出現(xiàn)時的生產(chǎn)氣油比值；再根據(jù)生產(chǎn)氣油比與埋深的關(guān)系(圖3-A)，確定出長7段頁巖層中不同演化程度Ro與油氣兩相存在的最大埋深的關(guān)系。

do-g=4042.5Ro-2287.6

(1)

式中：do-g為油氣兩相出現(xiàn)的深度；Ro為鏡煤反射率。

利用上式，用Ro值就可以預(yù)測油氣兩相出現(xiàn)的深度，當目前埋深d

圖4 長7段泥頁巖層生產(chǎn)油氣比與Ro及油氣相態(tài)關(guān)系

4 長7頁巖油氣地層流體相態(tài)評價

前人通過油源對比分析，認為鄂爾多斯盆地延長組長6～長8主力油藏的原油主要來自延長組長8—長4+5段生油巖，其中長7段生油頁巖為主要烴源巖[13-15]。姬塬、華慶、西峰、長武地區(qū)延長組油藏的油源主要來自延長組長7段泥(頁)巖，為源內(nèi)-近源成藏[15-19]；下寺灣和富縣地區(qū)延長組的淺層天然氣主要為原油伴生氣，油氣同源，主要來自長7段泥(頁)巖[20,21]。延長組長7段頁巖生成的油氣流體運移至長6段(上部)和長8段(下部)后聚集成藏，因此，長7段頁巖油氣地層的組分與長6段和長8段的油氣組分具有相似性。

根據(jù)單井測井和測試資料統(tǒng)計，繪制出延長組長7段頁巖油氣地層的埋深圖和長7段有機質(zhì)成熟度Ro分布圖(圖5)。根據(jù)公式(1)進行判斷，可以確定出油氣兩相分布區(qū)和單一油氣相區(qū)。油氣兩相分布區(qū)主要位于盆地東部，西部地區(qū)為單一油相區(qū)(圖5)。

以盆地東部下寺灣和西部鎮(zhèn)涇地區(qū)為例進行分析。2個地區(qū)的有機質(zhì)成熟度Ro>0.9%，生烴到了熱解成因的頁巖油氣階段，具有形成頁巖氣流體的先決條件。下寺灣地區(qū)長7段頁巖油氣地層埋深在0.9～1.5 km，鎮(zhèn)涇地區(qū)長7段的頁巖油氣埋深在1.75～2.3 km。

圖5 長7段頁巖油氣地層埋深、Ro分布及相態(tài)分布圖

鄂爾多斯盆地延長組長7段頁巖生成的油、氣排出到長6段和長8段砂巖儲層中聚集成藏。受燕山期構(gòu)造運動的作用，下寺灣和鎮(zhèn)涇地區(qū)的現(xiàn)今埋深有明顯差別。下寺灣地區(qū)抬升剝蝕，長7段頁巖埋深淺，為油氣兩相；而鎮(zhèn)涇地區(qū)長7段埋深大，呈單一油相(圖6)。

圖6 鎮(zhèn)徑--下寺灣地區(qū)長7段烴源巖生排烴及相態(tài)分布剖面示意圖

油氣兩相區(qū)的下寺灣油藏中的天然氣類型為游離氣和溶解氣。溶解氣甲烷的平均摩爾分數(shù)為74.86%，重烴C2+平均摩爾分數(shù)為 32.36%，密度一般在 0.8 g/cm3以上；游離氣甲烷的平均摩爾分數(shù)為91%，重烴C2+含量低，其摩爾分數(shù)一般小于5%，密度在0.55～0.66 g/cm3之間[21]。說明下寺灣地區(qū)長7段頁巖油氣流體在地層中包括油氣兩相，地層所含氣為天然氣及原油溶解氣，天然氣中有游離氣及吸附氣。鎮(zhèn)涇地區(qū)長8段的油樣高壓PVT測試，在油藏溫度下單次脫氣后得到的天然氣的甲烷摩爾分數(shù)為22.04%，重烴C2+含量高，為原油溶解氣，該區(qū)長7段頁巖油氣流體在地層中為單一油相，天然氣為原油溶解氣(圖6)。

5 結(jié) 論

a.通過實際油藏的PVT資料，編制鄂爾多斯出盆地延長組油藏相圖，對區(qū)內(nèi)部分長6、長8段油藏的相態(tài)進行了確定，表明研究區(qū)西部延長組長6、長8段油藏為單一油相，東部2個油藏為油氣兩相，即圈閉中可能存在氣頂。以此為依據(jù)研究處于長6、長8段油層中部的長7段富有機質(zhì)泥頁巖中的油氣相態(tài)，從長6、長8段油藏生產(chǎn)油氣比與深度關(guān)系及與長7段的Ro關(guān)系，確定出存在油氣兩相的深度與有機質(zhì)熱演化程度的關(guān)系。該關(guān)系的確定，為長7段泥頁巖地層中油氣相態(tài)確定奠定了基礎(chǔ)。

b.根據(jù)所確定的油氣兩相深度與有機質(zhì)熱演化程度關(guān)系式，評價了長7段泥頁巖地層中油氣相態(tài)，確定出東部子北、安塞、下寺灣地區(qū)、富縣等地區(qū)為油氣兩相分布區(qū)，西部其他地區(qū)為單一油相分布區(qū)。結(jié)合油氣生產(chǎn)動態(tài)資料評價了鎮(zhèn)涇至下寺灣地區(qū)長7段頁巖油氣地層的相態(tài)特征。鎮(zhèn)涇地區(qū)長7段地層條件下為單一油相，主要為頁巖油賦存地區(qū)，天然氣為原油溶解氣；下寺灣地區(qū)長7段主要為油氣兩相，為頁巖油氣區(qū)，頁巖氣為吸附氣、游離氣及原油溶解氣構(gòu)成。

c.本文所提出的方法可以應(yīng)用于處于有機質(zhì)熱演化程度成熟階段(Ro=0.5%～1.3%)的陸相或海相等富有機質(zhì)泥頁巖地層中油氣相態(tài)特征評價。

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Determinationofoil/gasphaseincontinentalshale:takingMemberChang7shaleofYanchangFormationinOrdosBasinforexample

ZHOU Wen, CHEN Wen-ling, DENG Kun, DENG Hu-cheng, WANG Hao, ZHOU Qiu-mei

StateKeyLaboratoryofOilandGasReservoirGeologyandExploitation,ChengduUniversityofTechnology,Chengdu610059,China

This paper discusses the type of the fluid oil/gas phase in Member Chang 7 continental shale of Triassic Yanchang Formation in Ordos Basin. Based on the high pressure PVT (pressure-volume-temperature) test data, the oil/gas phase diagram of Yanchang Formation oil reservoir is mapped. The phase of Member Chang 6 & Member Chang 8 oil reservoirs in the west of the basin is considered as a single oil phase and that in the east of the basin as oil and gas phases. The oil and gas coexist in Member Chang 7 shale. According to the relationship between producing gas-oil ratio and depth of the typical Member Chang 6 & Member Chang 8 oil reservoirs and the thermal evolution of organic matter (Ro) of Member Chang 7 shale, the linear relationship between the depth andRoof Member Chang 7 oil/gas phase shale is established. Based on the depth andRodistribution isograms of Member Chang 7 shale, the Zibei, Ansai, Xiasiwan, Fuxian areas in the east of the basin are determined as shale oil and gas phases zone. The shale gas is composed of adsorbed gas, free gas and crude oil dissolved gas. The oil/gas phase in the west of the basin is a single oil phase zone, mainly occurring shale oil and the gas is crude oil dissolved gas. This determined method can be applied to phase evaluation of the continental rich in organic matter shale formations being at the organic matter maturation stage (Ro=0.5%～1.3%).

continental; shale oil and gas; oil/gas phase; determination method; Ordos Basin; Yanchang Formation

10.3969/j.issn.1671-9727.2013.06.03

1671-9727(2013)06-0640-08

TE133.1

A

2013-06-03

“十二五”國家科技重大專項(2011ZX05018-002); 國家863計劃項目(2013AA064501); 國家自然科學(xué)青年基金資助項目(41302116)

周文(1962-)，男，博士，教授，博士生導(dǎo)師,主要從事油藏地質(zhì)研究, E-mail:zhouw62@cdut.edu.cn。