2021, Vol. 30
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2. 长江大学 资源与环境学院, 湖北 武汉 430100;
3. 中国地质调查局 油气资源调查中心, 北京 100083
2. School of Resources and Environment, Yangtze University, Wuhan 430100, China;
3. Oil and Gas Resources Survey Center, CGS, Beijing 100083, China
松辽盆地是中国重要的含油气盆地，油气资源丰富，其白垩系上统青山口组一段（K2qn1，简称青一段）广泛发育着一套暗色泥页岩，多口井的钻井资料均有着良好的非常规油气显示[1-2]. 近年来，前人在长岭凹陷青一段泥页岩的地球化学特征、沉积环境、生排烃史以及常规与非常规油气资源评价等方面做了详尽的研究[3-5]. 但由于泥页岩非均质性的影响，常规的地球化学分析技术无法完整且准确地将整段岩性刻画出来，导致目前长岭凹陷页岩油的整体勘探程度仍不高.
近些年来，随着测井技术的不断发展，其在连续分析评价烃源岩方面的优势逐渐显现出来[6]. 本研究以吉页油1井青一段暗色泥岩为对象，对其有机质丰度、成熟度、沉积环境、有机质来源等地球化学特征进行分析和探讨，将常规地球化学研究与测井技术相结合，建立泥页岩非均质性刻画评价模型并对全段烃源岩进行分级评价，以期能为研究区进一步的勘探和开发提供可靠依据.
1 区域地质概况长岭凹陷位于松辽盆地中央拗陷南部，整体呈大型宽缓凹陷，面积约6 500 km2，西北和东南分别被红岗阶地、华字井阶地所夹持，向东过渡到扶新隆起带[7]. 长岭凹陷内部发育黑帝庙、乾安两个次级洼陷. 研究区青一段沉积时期经历了多次水进与水退作用，湖泊相和三角洲相广泛发育（图 1）.
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图 1 研究区构造区划及沉积相划分（修改自文献[7]） Fig.1 Tectonic division and sedimentary facies of the study area (Modified from Reference[7]) 1-一级构造界线（first-order tectonic boundary）；2-二级构造界线（second-order tectonic boundary）；3-三级构造界线（third-order tectonic boundary）；4-河流（river）；5-研究区（study area）；6-地名（place name）；7-井位（well location）；8-泥岩（mudstone）；9-泥质粉砂岩（argillaceous siltstone）；10-粉砂质泥岩（silty mudstone）；11-粉砂岩（siltstone） |
吉页油1井位于长岭凹陷乾安次洼东北部，为该区第一口页岩油参数井. 青一段主要发育泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩和粉砂岩等4种岩性，多见灰黑色泥岩和灰黑色砂岩夹泥岩互层现象（图 1）. 测井录井资料显示，该井青一段泥岩中有良好的油气显示.
2 泥页岩特征本研究选取吉页油1井青一段不同深度段泥页岩样品共计179件，进行岩石热解、总有机碳（TOC）及抽提等测试分析，并以2 470 m为界，将其划分为上（2 414~2 470 m）、下（2 470~2 525 m）两段分别进行分析对比.
2.1 有机质丰度实验分析结果表明，吉页油1井青一段烃源岩以暗色泥岩为主，有机质丰度较高. TOC含量分布于0.21%~5.1%之间，其中青一上段TOC平均含量为1.71%，而青一下段平均含量为1.18%；残留烃（S1）质量分数分布于0.08×10-3~3.39×10-3之间，其中青一上段S1平均值为1.59×10-3，而青一下段S1平均值仅0.84×10-3；氯仿沥青“A”的质量分数为0.03%~2.40%，青一上、下段氯仿沥青“A”均值相差不大，青一上段略高于青一下段；残留烃+裂解烃（S1+S2）质量分数为0.50×10-3~17.49×10-3，其中青一上段S1+S2均值为8.85×10-3，而青一下段均值为4.93×10-3（表 1）. 纵向上看，青一上段的有机质丰度明显高于青一下段，反映青一上段暗色泥岩油气资源前景优于青一下段.
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表 1 吉页油1井青一段烃源岩有机质丰度统计表 Table 1 Organic matter abundance of K2qn1 source rock from JYY1 well |
从生烃潜力上看，分别以TOC含量1%、2%，S1+S2质量分数5×10-3、10×10-3为界限，将烃源岩划分为一般烃源岩、好烃源岩、极好烃源岩3类. 通过热解数据交会图（图 2）可以发现，青一上段主体处于好与极好烃源岩范畴，仅3个数据点落于一般烃源岩区间，而青一下段近一半的数据点分布在一般烃源岩区间. 说明青一上段烃源岩整体生烃潜力比青一下段高.
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图 2 吉页油1井青一段烃源岩热解参数交会图 Fig.2 Pyrolytic parameter cross plot of K2qn1 source rock from JYY1 well 1-青一上段（upper of K2qn1）；2-青一下段（lower of K2qn1） |
有机质类型不仅可以衡量有机质的产烃能力，也决定了产物的类型是油还是气. 根据不同的生物来源，干酪根可以归属为两大类：腐泥质和腐殖质. 腐泥质中的有机质主要来源于水生生物，也混有部分陆生高等植物，极有可能形成良好的油页岩. 腐殖质则是主要来源于陆生高等植物的细胞和细胞壁的有机质，不利于生油，是煤和气的良好原始物[8]. 一般情况下，干酪根是介于两者的过渡类型，其生油能力的强弱取决于它与腐泥型和腐殖型的接近程度. Tissot等[9]将干酪根划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三种类型，其中Ⅰ型干酪根又称腐泥型干酪根，HI>600×10-3（HC/Corg），生油潜能大；Ⅱ型干酪根又称腐泥腐殖型干酪根，HI在100×10-3~600×10-3之间，生油潜力中等；Ⅲ型干酪根又称腐殖型干酪根，HI <100×10-3，生油潜力差，以生气为主. 程克明等[10]结合中国陆相源岩过渡型母质占有较大比例的特点，又将HI在350×10-3~600×10-3划为腐植-腐泥型（Ⅱ1型）干酪根；100×10-3~350×10-3划为腐泥-腐植型（Ⅱ2型）干酪根.
根据热解分析资料，采用S2-TOC和Tmax-HI图版来识别干酪根类型. 通过热解参数交会图（图 3）可以发现，吉页油1井青一段烃源岩以Ⅰ型、Ⅱ型干酪根为主，无Ⅲ型干酪根，反映烃源岩生油潜力中等-好. 其中，青一上段烃源岩干酪根以Ⅰ型为主，部分为Ⅱ1型，青一下段烃源岩干酪根在Ⅰ型、Ⅱ1型和Ⅱ2型区间均有分布. 从有机质类型的角度考虑，青一段烃源岩生油潜力均较好，青一上段优于青一下段.
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图 3 吉页油1井青一段烃源岩有机质类型判识图版 Fig.3 Discrimination of organic matter type for K2qn1 source rock from JYY1 well 1-青一上段（upper of K2qn1）；2-青一下段（lower of K2qn1） |
烃源岩成熟度指有机质向石油转化的热力反应程度，能够较好地评价某地区烃源岩的实际生烃能力. 通常用镜质体反射率（Ro）和岩石热解最高峰温（Tmax）来作为成熟度指标[11-13].
本研究选取15块烃源岩样品（其中青一上段10块，青一下段5块）进行干酪根Ro分析测试. 检测结果表明，青一上段干酪根Ro为1.01%~1.35%，平均值1.21%，青一下段干酪根Ro为1.33%~1.49%，平均值1.43%，均达到了成熟阶段.
干酪根的热降解生烃过程，是依据其活化能分布的高低，由低而高逐级降解从而形成烃类物质的[14]. 随着有机质热演化的推进，最大热解温度也会随之变大. 通常将Tmax=435 ℃定为有机质成熟与未成熟的界限. 当Tmax高于435 ℃时，有机质才进入生油门限，此时油气开始生成；Tmax为435~445 ℃对应有机质的低成熟阶段；而445~485 ℃则对应有机质的成熟阶段，此时油气大量生成，进入生油高峰期；Tmax为485~510 ℃对应有机质的高成熟阶段；Tmax高于510 ℃则对应有机质的过成熟阶段，此阶段以生气为主. 吉页油1井青一段烃源岩除个别样品外，Tmax几乎均高于435 ℃，说明大部分均达到了成熟阶段. 其中，青一上段数据点主要分布于445~460 ℃，反映其成熟度较高，处于生油高峰期；青一下段数据点在435~460 ℃区间分布较均匀，反映其处于低成熟-成熟阶段（图 4）.
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图 4 吉页油1井青一段烃源岩Tmax-深度关系图 Fig.4 Tmax vs. depth diagram of K2qn1 source rock from JYY1 well 1-青一上段（upper of K2qn1）；2-青一下段（lower of K2qn1） |
本次研究选取TOC、S1以及氯仿沥青“A”三个参数对烃源岩非均质性进行刻画，根据其实测数据，结合测井曲线，分别建立各自地球化学数学模型. 测井数据处理分析在东北石油大学进行.
3.1.1 TOC预测模型的建立根据TOC实测分析结果可知，青一上段101块烃源岩TOC含量分布于0.33%~5.1%之间，平均值为1.71%；青一下段78块烃源岩TOC含量分布于0.21%~3.08%之间，平均值为1.18%. 结合测井曲线，分别对青一上、下两段全段TOC进行计算分析，并将计算结果与实测结果进行交会分析，建立全井段TOC预测模型（图 5）.
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图 5 吉页油1井青一段计算与实测TOC相关关系图 Fig.5 Correlation between calculated and measured TOC of K2qn1 in JYY1 well |
青一上段（图 5a）：
TOC=1.5043X+0.0821（相关系数R2=0.8093）
青一下段（图 5b）：
TOC=1.062X-0.0817（相关系数R2=0.7683）
3.1.2 S1预测模型的建立通过热解分析数据可知，青一上段101块烃源岩S1质量分数介于0.16×10-3~3.39×10-3之间，平均值为1.59×10-3；青一下段65块烃源岩S1质量分数介于0.08×10-3~2.18×10-3之间，平均值为0.84×10-3. 结合测井曲线，分别对青一上、下两段全段S1进行计算分析，并将计算结果与实测结果进行交会分析，建立全井段S1预测模型（图 6）.
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图 6 吉页油1井青一段计算与实测S1相关关系图 Fig.6 Correlation between calculated and measured S1 of K2qn1 in JYY1 well |
青一上段（图 6a）：
S1=0.9822X-0.005（相关系数R2=0.9117）
青一下段（图 6b）：
S1=1.0259X+0.0031（相关系数R2=0.566）
3.1.3 氯仿沥青“A”预测模型的建立通过抽提分析数据可知，青一上段48块烃源岩氯仿沥青“A”质量分数介于0.05%~1.08%之间，平均值为0.51 %；青一下段44块烃源岩氯仿沥青“A”质量分数介于0.03%~2.40%之间，平均值为0.47 %. 结合测井曲线，分别对青一上、下两段全段氯仿沥青“A”进行计算分析，并将计算结果与实测结果进行交会分析，建立全井段氯仿沥青“A”预测模型（图 7）.
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图 7 吉页油1井青一段计算与实测氯仿“A”相关关系图 Fig.7 Correlation between calculated and measured chloroform asphalt "A" of K2qn1 in JYY1 well |
青一上段（图 7a）：
氯仿沥青“A”=0.9984X-0.0177（相关系数R2=0.7885）
青一下段（图 7b）：
氯仿沥青“A”=1.1807X-0.1774（相关系数R2=0.7521）
3.1.4 泥页岩非均质性刻画通过所建立的预测模型，对吉页油1井青一段泥页岩TOC、S1以及氯仿沥青“A”进行了刻画描述（图 8）. 从图中可以发现，由浅至深，青一段泥页岩的TOC与S1值波动幅度均较大，2 455 m与2 480 m分别将青一上段与青一下段划分为两个不同的区间. 其中，2 415 ~2 455 m深度段所对应的泥页岩TOC丰度均高于1.5%，S1值在1.0×10-3~3.0×10-3之间波动；到了2 455~2 470 m深度段，泥页岩TOC与S1均有所降低，TOC丰度在0.5%~1.5%之间变化，S1值则分布于1.0×10-3~2.0×10-3之间，大部分低于1.5×10-3；2 470~2 480 m深度段泥页岩TOC丰度较高，约为0.5%~1.5%，S1值分布于1.0×10-3~2.0×10-3之间，大部分高于1.5×10-3；2 480 m到青一段底部对应的泥页岩TOC与S1再次降低，TOC丰度以低于1.5%为主，局部高于1.5%，S1值基本上低于2.0×10-3. 氯仿沥青“A”质量分数在青一段全段波动幅度较小，均低于1.0%，其中2 455~2 470 m和2 480~2 525 m两个深度段泥页岩对应的氯仿沥青“A”质量分数基本上低于0.5%. 纵向上看，吉页油1井青一段泥页岩TOC、S1以及氯仿沥青“A”的变化趋势具有较高的一致性，青一上段TOC和S1明显高于青一下段，但是氯仿沥青“A”差异较为微弱.
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图 8 吉页油1井青一段泥页岩地球化学参数剖面图 Fig.8 Profile of geochemical parameters for K2qn1 shale from JYY1 well |
王永春等[15]提出，可以通过TOC相对丰度、S1相对含量以及氯仿沥青“A”的质量分数对烃源岩资源潜力进行分级评价. 他们将TOC>2.0%、S1>2.0×10-3、氯仿沥青“A”>0.4%划分为Ⅰ级资源；将TOC介于0.5%~2.0%、S1介于0.5×10-3~2.0×10-3、氯仿沥青“A”介于0.1%~0.4%划分为Ⅱ级资源；将TOC介于0.5%~1.0%、S1 < 0.5×10-3、氯仿沥青“A” < 0.1%划分为Ⅲ级资源. 根据上述评价标准，结合前文中非均质性刻画结果，对吉页油1井青一段泥页岩进行分级评价（见表 2）.
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表 2 吉页油1井青一段泥页岩分级评价数据表 Table 2 Grading evaluation of shale in K2qn1 from JYY1 well |
青一上段Ⅰ级泥页岩累计厚度为18.74 m，主要分布在2 414~2 435 m深度段，最大连续厚度为6.06 m，所对应的深度段为2 416~2 422 m；Ⅱ级泥页岩累计厚度为24.76 m，最大连续厚度为4 m，所对应的深度段为2 422~2 426 m；Ⅲ级泥页岩累计厚度为6.55 m，最大连续厚度为0.87 m. 青一下段Ⅰ级泥页岩累计厚度为5.25 m，主要以薄层的形式穿插于Ⅱ级泥页岩之间，最大连续厚度1.5 m；Ⅱ级泥页岩累计厚度为23.25 m，最大连续厚度为4.75 m，所对应的深度段为2 473.9~2 478.7 m；Ⅲ级泥页岩累计厚度为7.23 m，最大连续厚度为0.81 m.
泥页岩分级评价结果表明，吉页油1井青一段泥页岩以Ⅱ级资源为主，约占53.34%，部分为Ⅰ级资源，占26.65%，Ⅲ级资源较少，仅占15.31%. 其中青一上段Ⅰ级泥页岩约占泥页岩总厚度的20.82%，Ⅱ级泥页岩约占27.51%，Ⅲ级泥页岩约占7.28%；青一下段Ⅰ级泥页岩约占泥页岩总厚度的5.83%，Ⅱ级泥页岩约占25.83%，Ⅲ级泥页岩约占8.03%. 整体上看，青一上段烃源岩要优于青一下段烃源岩.
4 结论与认识1）吉页油1井青一段烃源岩以暗色泥岩为主，有机质丰度较高，其中青一上段的有机质丰度明显高于青一下段. 烃源岩以Ⅰ、Ⅱ型干酪根为主，无Ⅲ型干酪根，反映烃源岩生油潜力中等-好. 其中青一上段烃源岩干酪根以Ⅰ型为主，部分为Ⅱ1型，青一下段烃源岩干酪根在Ⅰ、Ⅱ1和Ⅱ2型区间均有分布.
2）吉页油1井青一上段干酪根实测Ro为1.01%~1.35%，Tmax主要分布在445~460 ℃之间，青一下段干酪根实测Ro为1.33%~1.49%，Tmax主要分布在435~460 ℃之间，处于低成熟-成熟阶段.
3）建立了吉页油1井青一段泥岩地球化学参数预测模型，对全段泥岩非均质性进行了刻画描述，并对烃源岩进行了分级评价. 结果表明，青一段暗色泥页岩以Ⅱ级资源为主，部分为Ⅰ级资源，Ⅲ级资源较少，青一上段烃源岩整体资源级别要优于青一下段.
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