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南泥湾油田汾川区长7段烃源岩综合评价

时间:2016-09-05来源: 作者: 点击: 422次

 

王亚鹏  李平  刘亚

(延长油田股份有限公司南泥湾采油厂, 陕西延安, 7160002

 

摘要:南泥湾油田汾川区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东南部,准确的对区内烃源岩进行综合评价是勘探部署和潜力挖掘的重要基础。通过对汾川区烃源岩的分布特征、有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度等进行系统的细化研究,表明汾川区暗色泥岩厚度为10~22 m,平均厚约16.19 m;有机质丰度高,为2.79%~4.42%;有机质类型好,只要为型有机质,以2型为主,1型次之;成熟度适中,Ro值主要分布在0.50 %~1.50 %之间,已全部进入到成熟阶段。总之,研究区长7烃源岩是区内主力烃源岩,生烃潜力巨大,为区内油藏形成提供了充足的物质基础。

关键词:烃源岩  有机质丰度  成熟度  有机质类型

 

 

引言

    鄂尔多斯盆地位于华北地块西部,是我国形成历史最早、演化时间最长的沉积盆地,同时也是我国陆上第二大沉积盆地和重要的能源基地。研究区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡带的东南部(图1),陕北斜坡主要形成于早白垩世,呈向西倾斜的平缓单斜,倾角仅为10.5°。斜坡带上发育一系列由东向西倾没的低幅度鼻状隆起构造,这些鼻状隆起与砂体有机配置,往往有利于油气的富集。

1          构造分布特征

    研究区区域构造表现为东高西低的大单斜构造,坡降为每公里68 m,与鄂尔多斯盆地区域构造趋势吻合。由于砂体沉积的不均一性以及成岩压实的差异性,不同目的层段形成构造要素、面积各异的小型鼻状隆起和构造低凹区。鼻隆的起伏形态和倾没方向与斜坡的倾向近于一致,构造变化较为简单。

 

 

 

 

 

[1]


1 研究区构造位置图

2          烃源岩评价参数

2.1 有机质丰度

有机质丰度是指单位质量岩石中有机质的数量,一般来说岩石中有机质丰度愈高,生烃能力就愈强,源岩就越好。目前,评价源岩中有机质丰度所用的指标主要有总有机碳(TOC)、氯仿沥青“A”、总烃、生烃潜量(S1+S2)等。表1为常用的陆相泥质烃源岩的评价标准。

陆相烃源岩有机质丰度评价指标[1]

指标

盆湖水体类型

非生油岩

生油岩类型

中等

很好

TOC %

淡水半咸水

<0.4

0.40.6

>0.61.0

>1.02.0

>2.0

咸水超咸水

<0.2

0.20.4

>0.60.6

>0.60.8

>0.8

"A" %

<0.015

0.0150.050

>0.0500.100

>0.100.200

>0.200

HC 10-6

<100

100200

>200500

>5001000

>1000

(S1+S2 mg/g

<2

2~6

>620

>20

注:表中评价指标适用于烃源岩(生油岩)成熟度较低(Ro=0.5%0.7%)阶段的评价,当烃源岩热演化程度高时,由于油气大量排出或排烃程度不同,上列有机质丰度指标失真,应进行恢复后评价。

***井延长组长段烃源岩热解参数数据表

送样编号

井段m

(顶深~底深)

TOC

%

Tmax

ºC

S1+S2

mg/g

氯仿沥青“A

%

A/TOC

%

降解率

%

IH

mg/g

1

898.15898.24

3.53

450

13.27

0.84

19.4

31.2

270

2

899.78899.86

4.42

450

17.51

1.10

11.3

32.8

299

3

901.90901.96

3.84

451

11.94

0.69

17.1

25.8

240

4

911.20911.27

3.91

447

15.58

1.05

21.7

33.0

275

5

904.00904.07

2.79

444

9.22

0.60

16.4

27.6

226

6

906.74906.82

3.18

451

9.84

0.54

14.1

25.8

224

7

908.83908.90

3.24

451

10.11

0.60

23.6

25.9

222

8

910.00910.10

3.48

448

14.87

1.01

21.7

35.3

291

9

911.45911.54

3.70

448

14.42

0.94

14.8

32.4

270

10

913.91914.00

2.94

444

12.33

1.00

24.7

34.7

254

 

最大值

4.42

451

17.51

1.10

33.90

35.3

299

 

最小值

2.79

444

9.22

0.54

16.88

25.8

222

 

平均值

3.48

448

12.91

0.84

23.91

30.5

257

2为研究区南108井长7烃源岩热解参数数据,研究表明,长7暗色泥岩是研究区的主力烃源岩。据本次南108井的地球化学分析结果,长7暗色泥岩总有机质丰度普遍较高。所分析的10个样品中,最高达4.42 %,最低2.79 %,平均3.48 %。游离烃2.724.87mg/g,平均3.82mg/g;热解烃6.3113.21mg/g,平均9.09mg/g;生烃潜量9.2217.51mg/g,平均12.91mg/g。氯仿沥青“A”含量平均0.84%。氢指数也较高,为222299mg/g。氯仿沥青转化率(“A/TOC)平均值达23.9%,与陕北斜坡东部延长组各层系暗色泥岩相比,居全区各层系之最。

2.2 有机质类型

    有机质类型是衡量烃源岩质量的指标,不同类型的有机质生烃潜量不同且生

成的产物也不同,生油门限值和生烃过程也有一定差别。干酪根作为最重要的成烃母质,代表了有机质的主体类型。干酪根可以划分三种基本的类型(I型、II型、III),其中II型干酪根可以进一步划分为II1型和II2型。

    长7烃源岩有机显微组分统计及有机质类型划分见表3。可以看出,研究区长7烃源岩有机质类型较好,普遍属Ⅱ型有机质,以Ⅱ2型为主,Ⅱ1型次之。

研究区南***井长7段烃源岩干酪根有机显微组分及有机质类型

送样

编号

井深

m

腐泥组

壳质组

镜质组

惰质组

类型

指数

干酪根类型

1

898.15898.24

62.00

2.33

8.33

27.33

29.59

2

2

899.78899.86

67.33

1.67

6.33

24.67

38.75

2

3

901.90901.96

68.33

1.67

6.67

23.33

40.83

1

4

944.20911.27

59.67

2.33

9.33

28.67

25.17

2

5

904.00904.07

62.33

1.67

8.67

27.33

29.33

2

6

906.74906.82

59.67

1.33

9.67

29.33

23.75

2

7

908.83908.90

66.13

4.52

3.15

25.81

39.92

2

8

910.00910.10

79.33

2.33

2.67

15.67

62.82

1

9

911.45911.54

65.33

2.33

6.33

26.00

35.75

2

10

913.91914.00

81.00

1.33

2.33

15.33

64.59

1

2.3 成熟度

    Tmax法、Ro法是常规的烃源岩成熟度评价指标,其中Tmax是在岩石热解分析过程中,干酪根样品达到最大生烃率时的温度。本次研究区缺乏有机质成熟度方面的数据,由于临区下寺湾区块和研究区地质概况相似,因此,在进行烃源岩成熟度分析方面,借鉴下寺湾区块的数据(图2)。Ro值主要分布在0.50 %1.50 %之间,且随着深度的增加,镜质组反射率增大,根据有机质成熟度划分标准,长7段泥页岩的Ro处于成熟阶段[2]。研究区热解峰温(Tmax)主要分布在443℃~451℃之间,平均为447℃,恰好处于生油的高峰期。由此可以看出,长7层段的烃源岩基本已经全部进入到成熟阶段,而且都已经达到成熟期。

下寺湾延长组长7段泥页岩有机质成熟度

3          烃源岩分布特征

3.1 烃源岩的识别

 LgR技术由EXXON/ESSO石油公司推导和实验得出并成功的应用到世界各地。该技术以一定的叠合系数将算术坐标下的声波时差和算术对数坐标下电阻率曲线叠合(常用的叠合系数为0.02μs/ft,即每个电阻率对数周期对应声波时差的刻度范围为μs/ft),令两条曲线在细粒非生油岩处重合,并确定为基线位置。基线确定后,两条曲线间的间距在对数电阻率坐标上的读数即为△LgR。在含油气的储集岩或富含有机质的非储集岩中,两条曲线之间存在△LgR,利用自然伽马曲线及自然电位曲线可以辨别和排除储集层段。在富含有机质的泥岩段,两条曲线的分离有两种情况:在未成熟的富含有机质的岩石中还没有油气生成,两条曲线之间的差异仅由声波时差曲线响应造成;在成熟的烃源岩中,除了声波时差曲线响应之外,因为有液态烃类存在,电阻率增加,两条曲线间的差异由声波时差曲线和电阻率曲线共同构成。[3-4](图3

说明: logR示意图

图3  △LgR技术识别地层特征示意图(据Passey等,1990)

根据长庆油田分公司勘探开发研究院研究成果,鄂尔多斯盆地三叠系延长组烃源岩主要为长4+5~10的暗色泥岩,并以长7为主,长9次之[1]。利用△LgR技术对研究区所有井长7段进行了烃源岩识别,并绘制出烃源岩厚度图。

油页岩

圆角矩形标注: 油页岩

△logR

圆角矩形标注: △logR延175

***井烃源岩识别图

3.2 7暗色泥岩厚度分布特征

7生油岩一直被认为是鄂尔多斯盆地中生界油藏的主要来源,主要为一套深湖至浅湖相为主的泥质沉积物,中间夹有部分细粉砂及粉砂岩。表现在长7暗色泥岩厚度较薄,生油岩质量较好。其中连续厚度最大的生油岩依然是“张家滩黑页岩”,该套黑页岩中的有效生油岩在本区厚10~22 m,平均厚约16 m,且北东薄西南厚,沉积中心应该在研究区的西南面(图5)。

附图15-1 南泥湾油田汾川区延长组长7烃源岩厚度等值线图

研究区延长组长7烃源岩厚度分布图

3.3 烃源岩平面展布特征

    陆相盆地中的深湖相及浅湖相、沼泽相是有利的烃源岩分布区。以深湖相的暗色泥页岩和油页岩为最好,生油指标最高,有机质最丰富。长期持续性沉降,沉降中心与沉积中心一致的大型湖泊,其深湖相沉积厚度大,分布面积广,干酪根多属于腐泥型,生油层的体积及厚度较大,油气资源十分丰富[6]

烃源岩厚度图

烃源岩厚度与沉积相叠合图

    研究区烃源岩厚度分布主要表现为由南西向北东逐渐变薄的趋势(图6)。深湖-半深湖微相烃源岩厚度较大,研究区南部最厚。北东方向水下分流河道,烃源岩厚度小。

4          结论

1)研究区长7段有机碳含量和氯仿沥青“A”含量较高,生烃潜量和氢指数中等;有机质干酪根为 = 2 \* ROMAN \* MERGEFORMAT II1型,有机物的来源主要是陆生植物;烃源岩基本已经全部进入到成熟阶段,而且都已经达到成熟期,为级别好~很好的生油岩。

2)研究区富有机质油页岩主要为长7段底部“张家滩页岩”,根据测井识别,研究区有效生油岩厚度为1022 m,平均厚约16m。烃源岩连续性较好且分布较为稳定。研究区烃源岩厚度平面分布主要表现为由南西向北东降低的趋势。深湖相地区,烃源岩厚度大。

 

参考文献:

[1]  中原石油勘探局勘探开发研究院.SY/T5735-1995, 陆相烃源岩地球化学评价方法[S]. 北京:中国石油天然气总公司, 1996.

[2]  杨镱婷, 张金川, 王香增, . 陆相页岩气的泥页岩评价-以延长下寺湾区上三叠统延长组长7段为例[J]. 东北石油大学学报, 2012, 36(4): 10-18.

[3]  Passey Q R, Creaney S, Kulla J B, et al. A practical model for organic richness from porosity and resistivity logs [J]. AAPG Bulletin, 1990, 74(12): 1777-1794.

[4]  杨涛涛, 范国章, 吕福亮, . 烃源岩测井响应特征及识别评价方法[J]. 天然气地球科学, 2013, 24(2): 414-422.

[5]  何自新. 鄂尔多斯盆地演化与油气[M]. 北京: 石油工业出版社, 2003.

[6]  欧阳欣. 沉积体系与油气富集的关系讨论[J]. 地下水, 2015, 37(1): 233-237.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Comprehensive evaluation on Chang 8 formation source rock of Fenchuan area in Nanniwan oil field

Wang Yapeng et al (Nanniwan Oil Production Plant of Yanchang Oil field Company, Yan an,ShaanXi,716002)

Abstract: Nanniwan oilfield Fenchuan area is located in southeastern of Ordos Basin. Detailed studying the hydrocarbon source rocks and their distribution characteristics is an important basis for the exploration deployment and the evaluation of the potential. After the specific study of characteristics of hydrocarbon source rock distribution, abundance, types, and maturation, it shows that the hydrocarbon source rock in Fenchuan area has tremendous generation potential because of high organic matter abundance, good type, and appropriate maturity. The thickness of hydrocarbon source rock ranges from 10m to 22m, with an average of 16m; The organic carbon content is high, ranging from 2.79% to 4.42%; organic kerogen is type II, most of them are type II2; Ro is generally between 0.5% to 1.5%, which means the hydrocarbon source rock has been mature.

Key Words: hydrocarbon source rock organic matter abundancematurity organic matter type

 



作者简介: 王亚鹏(1979-),男,本科,工程师,毕业于中国石油大学(华东)石油工程专业,现从事油气田开发工作。

本刊创刊于1982年,是由自治区科技厅主管、自治区科技信息研究院主办,由自治区科技情报学会协办、国内外公开发行的省级综合性科技刊物,是反映内蒙古自治区科技与经济发展的窗口。杂志入选《中国期刊全文数据(CJFD)》全文收录期刊和《中国学术期刊综合评价数据(CAJCED)统计刊源期刊,《中国核心期刊(遴选)数据库》收录。本刊是公开发行的综合性科技期刊,为月刊,大16开本。本刊坚持以科技创新为目标,融科技、经济、信息、产业、市场为一体,是促进科技成果转化、推动科技进步、加强技术创新,促进经济发展的专业性期刊。