肖 飛，楊建國，李士超，姚玉來，李 昂，張麗艷，黃一鳴，冉清昌

1.中國地質調查局 沈陽地質調查中心，遼寧 沈陽110034；2.大慶油田有限責任公司 勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶163318；3.東北石油大學 非常規(guī)油氣研究院，黑龍江 大慶163318

0 引言

隨著北美成功實現(xiàn)頁巖油的商業(yè)開發(fā)，頁巖油越來越受到石油勘探者的關注.根據美國能源情報署（U.S.Energy Information Administration，EIA）發(fā)布的報告，中國頁巖油技術可采資源量位居世界第三位［1］，資源潛力巨大.與美國頁巖油主要分布在海相盆地不同，中國頁巖油主要分布在松遼、渤海灣、鄂爾多斯和準噶爾等陸（湖）相盆地［2-7］.目前，針對粉砂巖和碳酸鹽巖夾層較發(fā)育湖相泥頁巖層系中的頁巖油，在渤海灣盆地滄東凹陷古近系孔店組和準噶爾盆地吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組業(yè)已率先實現(xiàn)工業(yè)化開發(fā)［5，7］，而針對湖相泥頁巖基質型頁巖油仍處于探索期.近年來，在松遼盆地北部松頁油1井、松頁油2井、松頁油1HF井和松頁油2HF井上白堊統(tǒng)青山口組一段（青一段）泥頁巖基質儲層中相繼獲得工業(yè)和高產工業(yè)油流突破［8］，證實了該類頁巖油也具有很好的勘探前景.相關研究表明，齊家和古龍凹陷是松遼盆地北部青一段最具頁巖油潛力的構造單元［8-10］.明確齊家和古龍凹陷頁巖油資源量，對推進松遼盆地北部頁巖油勘探開發(fā)具有重要意義.

頁巖油資源評價方法分為靜態(tài)法和動態(tài)法兩大類.靜態(tài)法應用頁巖油靜態(tài)參數計算資源量，細分為成因法（體積法系列）、類比法（豐度法系列）和統(tǒng)計法；動態(tài)法采用頁巖油開發(fā)過程中動態(tài)資料計算資源量，細分為物質平衡法、遞減法和數值模擬法［11-13］.目前，中國陸相含油氣盆地的頁巖油勘探開發(fā)總體處于探索階段，大部分地區(qū)沒有成熟的頁巖油生產數據，因而動態(tài)法在頁巖油資源評價中的應用受到限制.在靜態(tài)法中，類比法需要與具有相似地質條件并已成功開發(fā)的盆地或地區(qū)進行類比，對類比對象的要求較高，在現(xiàn)階段難以實現(xiàn)；統(tǒng)計法需要研究區(qū)具有一定數量工業(yè)井或已發(fā)現(xiàn)頁巖油氣藏且油氣資料豐富，適用于勘探程度較高的地區(qū)；成因法主要指體積法，直接通過單位體積泥頁巖含油量與泥頁巖體積的乘積計算頁巖油資源量，適用于探井資料和分析化驗資料較多的地區(qū)，是頁巖油勘探初期資源評價應用最為普遍的一種方法.

前人對松遼盆地北部青一段頁巖油資源量評價采用的計算方法均為體積法，差異主要在于含油性參數選取的不同，以及是否進行過含油性參數值的校正［10，14-16］.柳波等［14］認為氯仿瀝青“A”代表的組分相對于熱解S1更接近頁巖油，并直接以氯仿瀝青“A”為含油性參數，計算出松遼盆地北部青一段頁巖油資源量為158.25×108t；吳河勇等［10］利用輕烴校正后的熱解S1計算出頁巖油資源量為72.89×108t；薛海濤等［15-16］分別對氯仿瀝青“A”和熱解S1進行了輕烴補償校正和輕、重烴補償校正，利用校正后的兩項參數分別計算出頁巖油資源量為223.77×108t和216.58×108t.由此可見，不同學者計算出的松遼盆地北部青一段頁巖油資源量迥異，這一方面是由于采用的含油性參數及參數校正方法不同，另一方面也與含油性參數測試樣品的新鮮程度、測試手段等因素有關.鑒于此，本文在最新頁巖油參數井鉆井、測井、錄井、試油及分析測試資料的基礎上，結合老井相關資料，首先對常用的頁巖油含油性參數進行對比和優(yōu)選，然后查明齊家和古龍凹陷頁巖油富集區(qū)，最后重新計算頁巖油資源量，以期為評價研究區(qū)頁巖油資源潛力提供有益參考.

1 頁巖油含油性參數對比與優(yōu)選

泥頁巖中頁巖油的賦存狀態(tài)主要為游離態(tài)、吸附態(tài)和溶解態(tài)［17］，當前工程技術條件下可被開采的部分主要為游離態(tài)頁巖油（游離油）和少量溶解態(tài)頁巖油［18］，因此頁巖油資源量評價的對象主要指游離油［11，13］.利用體積法求取頁巖油資源量時，有效泥頁巖的體積是一定的，因而含油性參數是決定資源量計算結果的關鍵，主要包括氯仿瀝青“A”、熱解S1和含油飽和度.其中，氯仿瀝青“A”和熱解S1的使用最為廣泛，這主要是由于這兩個參數相對更容易獲取，但是這兩個參數同時也存在先天的不足，即不能完全反應泥頁巖中游離油的含量.

氯仿瀝青“A”是指使用氯仿從沉積物或巖石中直接抽提出來的可溶有機質，經過族組分分離可以得到石油烴類（飽和烴、芳烴）與NSO化合物（非烴、瀝青質）（圖1），與頁巖油組成最為接近［14-15］.然而，由于氯仿抽提過程中輕烴揮發(fā)性很強，導致頁巖油中C6－13的輕烴部分損失殆盡（圖1）.因此，在使用氯仿瀝青“A”計算頁巖油資源量之前，必須對其進行輕烴校正.基于化學動力學原理，通過對低成熟度泥頁巖樣品的巖石熱解（rock-eval）和熱解色譜（PY-GC）實驗，結合對應輕質油的金管裂解實驗，可以獲取不同成熟度時不同碳數烴類組分的分布，進而建立不同演化階段的輕烴恢復系數圖版［15-16］，最后依據圖版進行輕烴校正.應該指出的是，泥頁巖樣品原始輕烴組成受選取泥頁巖樣品的有機質豐度、生烴母源及樣品新鮮度等因素影響，較難保證輕烴恢復系數圖版的普適性.此外，由于采取的是溶劑抽提的方式，氯仿瀝青“A”包含了部分吸附油，必須進行吸附油去除校正.宋國奇等［11］提出排烴門限對應的“A”/TOC可以表征泥頁巖的最大吸附能力，即吸附系數，以此估算吸附油量.但是，利用吸附系數求取的吸附油含量，實際上是泥頁巖的最大吸附油量，而氯仿瀝青“A”中僅含有部分吸附油，這樣進行吸附油去除后的氯仿瀝青“A”顯然比正常值偏低.

熱解S1代表rock-eval實驗中溫度在90～300℃之間從泥頁巖樣品中揮發(fā)出來的熱釋烴，對應由有機質生成并殘留于巖石中的碳數分布約為C7－32液態(tài)游離烴［19］.熱解S1表征的組分屬于頁巖油中石油烴類的一部分，僅從實驗流程看，對于同一塊新鮮樣品，熱解S1的輕烴損失少于氯仿瀝青“A”，C10＋輕烴仍能得到保留（圖1）.然而，由于泥頁巖巖心從井底到地表、巖心長期放置和實驗碎樣處理等過程中，都存在著輕烴揮發(fā)損失［20］，也會造成C10－13輕烴的大量損失.對于熱解S1的輕烴校正，可以采取與氯仿瀝青“A”輕烴校正相同的方法，但輕烴恢復系數圖版是在假定熱解S1中C6－13的輕烴全部損失的情況下建立的［16］，而實際上不同樣品熱解S1的輕烴損失程度各異，這樣就會造成輕烴校正量偏高.熱解S1中缺失高碳數重烴（存在于熱解S2中），以及非烴和瀝青質組分（NSO化合物）［14］（圖1），必須進行重烴和NSO化合物校正.薛海濤等［16］采用氯仿抽提前后熱解S2的差值表征熱解S1中缺失的重烴和NSO化合物組分，在一定程度上解決了熱解S1參數校正的問題，但氯仿抽提前后熱解S2差值表征的是高碳數烴類和NSO化合物的裂解烴，無法直接反映頁巖油中NSO化合物，因而校正出來的結果存在一定偏差.

圖1 氯仿瀝青“A”和熱解S1組分對比示意圖（改編自文獻［15］）Fig.1 Comparison between components of chloroform bitumen“A”and pyrolysis S1（Modified from Reference［15］）

綜上所述，無論是氯仿瀝青“A”，還是熱解S1，在計算頁巖油資源量之前必須進行相應的校正，文獻已報道的輕烴、重烴、NSO化合物校正以及吸附油去除方法，都存在一些難以有效解決的問題，且復雜的校正流程增加了人為主觀因素干擾，參數校正的有效性難以保證（表1）.含油飽和度在內涵上包括泥頁巖中潛在可采的游離油和溶解烴，接近于頁巖油組成.與氯仿瀝青“A”、熱解S1相比，含油飽和度參數不受輕烴、重烴、NSO化合物缺失及吸附烴影響，無需進行輕烴、重烴、NSO化合物恢復和吸附油去除，從而避免了不同學者采用不同恢復系數和吸附系數，對頁巖油資源量計算結果造成的較大影響（表1）.從研究區(qū)勘探現(xiàn)狀看，齊家凹陷松頁油1井和古龍凹陷松頁油2井在目的層具有完整的巖心資料，且針對重點層段進行了密閉取心和液氮冷凍取樣，獲取了大量可靠的測試數據，基本消除了含油飽和度測試中對樣品要求較高的不利因素（表1）.因此優(yōu)選含油飽和度為研究區(qū)頁巖油資源量計算的最佳含油性參數.

2 頁巖油富集區(qū)評價與優(yōu)選

根據頁巖油發(fā)育的地質條件，結合前人劃分標準［11，13，17］，明確了泥頁巖厚度、有機質豐度、有機質成熟度和目的層埋深，作為研究區(qū)頁巖油富集區(qū)評價與優(yōu)選的4項關鍵參數.頁巖油富集區(qū)須同時滿足有效泥頁巖厚度大于30 m（泥地比大于60%，夾層厚度小于3 m）、總有機碳TOC＞2.0%、鏡質體反射率Ro＞0.7%和目的層埋深小于5 000 m.有效泥頁巖厚度數據通過新鉆頁巖油參數井和鉆穿目的層的老井資料統(tǒng)計得到，TOC數據通過建立測井評價模型和綜合老井測井資料獲取，Ro數據通過建立新井巖心實測Ro與埋深關系公式結合老井泥頁巖埋深獲取，目的層埋深數據通過老井分層數據和青一段頂面構造地震解釋資料獲取.

表1 頁巖油資源量計算含油性參數綜合評價表Table 1 Comprehensive evaluation of oil-bearing parameters for shale oil resource calculation

2.1 有效泥頁巖厚度分布特征

對研究區(qū)鉆穿青一段探井的巖性資料進行了詳細統(tǒng)計，分別繪制了齊家和古龍凹陷青一段有效泥頁巖厚度等值線圖（圖2）.結果表明，齊家和古龍凹陷青一段有效泥頁巖厚度大、分布穩(wěn)定.齊家凹陷青一段有效泥頁巖厚度為28.8～77.1 m，平均厚度50.32 m，厚度大于30 m的有效泥頁巖分布面積為2 048.83 km2（圖2a）；古龍凹陷（這里指廣義的古龍凹陷，包括狹義的古龍凹陷和龍虎泡－大安階地）青一段有效泥頁巖厚度為27.9～67.0 m，平均厚度55.69 m，厚度大于30 m的有效泥頁巖分布面積為4 933.69 km2（圖2b）.

2.2 TOC分布特征

泥頁巖測井響應特征表明，隨有機碳含量增加，電阻率升高，聲波時差增大［21］.因此，選取對泥頁巖TOC響應最敏感的深側向電阻率和聲波時差曲線，以松頁油1井和松頁油2井巖心TOC實測數據進行標定，分別建立齊家和古龍凹陷青一段TOC測井評價模型.

采用松頁油1井121個和松頁油2井105個樣本點的測井和巖心分析資料，通過巖心刻度測井方法，分別建立了齊家和古龍凹陷TOC測井評價模型.

齊家凹陷：

古龍凹陷：

式中，RLLD為深側向電阻率，Ωm；DT為聲波時差，μs/ft.

應用公式（1）和公式（2）分別對松頁油1井（圖3a）和松頁油2井（圖3b）進行了連續(xù)處理解釋，測井解釋的TOC與巖心實測TOC一致性較好.

基于測井解釋模型，利用老井測井數據計算獲取了各凹陷單井青一段TOC，分別繪制了齊家和古龍凹陷青一段TOC等值線圖（圖4）.結果表明：齊家凹陷青一段TOC為1.0%～4.3%，平均值2.21%；TOC大于2.0%的分布面積為2 256.27 km2，平均值2.48%（圖4a）.古龍凹陷青一段TOC為1.7%～4.7%，平均值2.63%；TOC大于2.0%的分布面積為4 764.99 km2，平均值2.67%（圖4b）.齊家和古龍凹陷青一段富有機質泥頁巖分布面積廣、厚度大，為頁巖油富集提供了雄厚的生烴物質基礎.

圖2 齊家凹陷和古龍凹陷青一段有效泥頁巖厚度等值線圖Fig.2 Contour map for effective shale thickness of the first member of Qingshankou Formation in Qijia and Gulong sags

圖3 松頁油1井和松頁油2井青一段TOC測井解釋成果圖Fig.3 TOC logging interpretation for the first member of Qingshankou Formation in SYY1 and SYY2 wells

2.3 R o分布特征

泥頁巖中有機質熱演化的化學反應符合阿倫尼烏斯方程反映的演化規(guī)律，地層Ro值隨埋藏深度增加呈指數方式遞增［22］.利用松頁油1井11個和松頁油2井13個巖心實測Ro，分析Ro與埋藏深度關系（圖5），回歸得到了齊家和古龍凹陷Ro測井計算模型.

式中，H為地層深度，m.

基于計算模型，利用老井目的層埋深數據，計算獲取了各凹陷單井青一段Ro，分別繪制了齊家和古龍凹陷青一段Ro等值線圖（圖6）.結果表明：齊家凹陷青一段Ro為0.5%～1.5%，Ro大于0.7%的面積為2 178.15 km2（圖6a）；古龍凹陷青一段Ro在0.5%～1.5%之間，Ro大于0.7%的分布面積為4 998.73 km2（圖6b）.可以看出，齊家和古龍凹陷青一段泥頁巖整體都處于主生油期，十分有利于頁巖油的滯留富集.

2.4 目的層埋深特征

基于研究區(qū)地震處理和解釋結果，利用測井資料進行了井震標定，分別繪制了齊家和古龍凹陷青一段頂面埋深等值線圖（圖7）.結果表明：齊家凹陷青一段泥頁巖層系埋深為1 188～2 419 m（圖7a）；古龍凹陷整體略深，埋深為1 108～2 462 m（圖7b）.齊家和古龍凹陷青一段泥頁巖層系整體上埋藏條件適中，上覆地層較厚；同時，均處于構造相對穩(wěn)定區(qū)，無巖漿活動，無規(guī)模性通天斷裂，保存條件較好.

圖4 齊家凹陷和古龍凹陷青一段TOC等值線圖Fig.4 TOC contour maps for the first member of Qingshankou Formation in Qijia and Gulong sags

圖5 松頁油1井和松頁油2井青一段巖心測試R o與埋藏深度相關關系圖Fig.5 Plots of core testing R o vs.buried depth for the first member of Qingshankou Formation in SYY1 and SYY2 wells

2.5 頁巖油富集區(qū)面積

綜合上述頁巖油富集地質條件，基于多因素綜合分析法，對松遼盆地北部齊家和古龍凹陷青一段有效泥頁巖厚度、TOC、Ro和目的層埋深等值線圖進行了疊合，最終優(yōu)選出齊家凹陷青一段頁巖油富集區(qū)面積為1 957.23 km2（圖8a），古龍凹陷青一段頁巖油富集區(qū)面積為4 509.09 km2（圖8b）.

3 頁巖油富集區(qū)資源量計算

圖6 齊家凹陷和古龍凹陷青一段R o等值線圖Fig.6 R o contour maps for the first member of Qingshankou Formation in Qijia and Gulong sags

圖7 齊家凹陷和古龍凹陷青一段頂面埋深等值線圖Fig.7 Contour maps for roof burial depth of the first member of Qingshankou Formation in Qijia and Gulong sags

圖8 齊家凹陷和古龍凹陷青一段頁巖油富集區(qū)綜合評價圖Fig.8 Comprehensive evaluation maps for shale oil enriched area of the first member of Qingshankou Formation in Qijia and Gulong sags

齊家和古龍凹陷頁巖油富集區(qū)面積分別為1 957.23 km2和4 509.09 km2，富有機質泥頁巖層段平均厚度分別為50.32 m和55.69 m，平均有效孔隙度分別為6.90%和5.56%，實測頁巖油密度分別為0.8200 t/m3和0.8432 t/m3，平均含油飽和度分別為35.51%和23.18%.根據下列公式計算齊家和古龍凹陷青一段頁巖油資源量：

式中，Q為頁巖油資源量，t；S為頁巖油富集區(qū)面積，km2；h為富有機質泥頁巖層段平均厚度，m；Φ為平均有效孔隙度，%，來源于齊家凹陷松頁油1HF井（松頁油1井“直改平”水平井）和古龍凹陷松頁油2井核磁測井解釋有效孔隙度數據（松頁油2HF井為松頁油2井“直改平”水平井，由于工程原因，未對松頁油2HF井進行核磁測井，故采用松頁油2井核磁測井孔隙度數據）；So為平均含油飽和度，%，來源于松頁油1井和松頁油2井核磁含油飽和度數據（密閉取心冷凍取樣）；ρoi為頁巖油密度，t/m3，來源于松頁油1HF井和松頁油2HF井試油取樣實測數據.計算結果表明，齊家凹陷和古龍凹陷青一段頁巖油資源量分別為19.79×108t和27.29×108t.

4 結論

1）相對于氯仿瀝青“A”和熱解S1，含油飽和度參數更能完整地表征潛在可采的頁巖油，不受輕烴、重烴、NSO化合物缺失及吸附油影響，在具有新鮮樣品測試數據時，更適合作為頁巖油資源量計算的含油性參數.

2）基于有效泥頁巖厚度、TOC、Ro和目的層埋深4項關鍵參數，通過多因素疊合法查明了齊家和古龍凹陷青一段頁巖油富集區(qū)面積分別為1 957.23 km2和4 509.09 km2.

3）利用體積法作為計算方法、含油飽和度作為含油性參數，計算出齊家和古龍凹陷青一段頁巖油富集區(qū)資源量分別為19.79×108t和27.29×108t，表明研究區(qū)基質型頁巖油具有廣闊的勘探前景.