江汉盆地潜江凹陷古近系潜江组盐间页岩油资源评价与甜点区预测

王韶华，聂 惠，马胜钟，丁 一，李 浩，梁文华

1.中国石化 江汉油田分公司 勘探开发研究院，武汉 430223；2.中国石化 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214126

北美页岩油的成功开发和规模上产已对石油能源产生了划时代的影响[1-3]。中国陆相盆地发育多套富有机质页岩，蕴藏着丰富的页岩油资源[4-6]。江汉盆地为我国典型内陆盐湖盆地，面积3.6×104km2。潜江凹陷位于江汉盆地中部，面积0.25×104km2，北部以潜北控凹断层为界，分别与荆门、汉水凹陷、乐乡关及永隆河隆起相邻；南与通海口凸起相邻；东西两侧分别与龙赛湖、岳口低凸起和丫角—新沟低凸起呈斜坡过渡(图1)。潜江凹陷古近系潜江组从上至下划分为潜一段(Eq1)、潜二段(Eq2)、潜三段(Eq3)和潜四段(Eq4)，共有193个含盐韵律层，单韵律层厚度一般5～20 m，最厚达38 m，盐间页岩油发育在潜江组成熟的多个含盐韵律层中，分布面积占凹陷面积的70%，呈薄层状叠置分布。潜江组盐间页岩油油气显示丰富，具有较好的产油能力[7-10]。截至2020年底，共有盐间页岩油显示井128口，其中自喷井32口，井涌、井溢井19口，投入试采井39口。因此，进一步深化陆相盐湖盆地页岩油资源潜力评价研究，对指导下一步页岩油勘探开发具有重要的参考依据。

图1 江汉盆地潜江凹陷区域构造和岩相分区

1 地质概况

潜江凹陷潜江组沉积时期，只有北部单向水系进入，呈半封闭—封闭沉积环境，具北部单向多物源的特点，由此制约了潜江凹陷潜江组砂岩分布格局，砂岩自北而南减薄，砂体延伸至凹陷中南部全部尖灭；气候较湿润时，物源较充分，形成“半盆砂”，气候干旱时，砂体仅在潜北断层前缘分布，延伸距离较短，凹陷内基本为盐岩沉积。独特的陆相盐湖盆地沉积背景，形成碎屑岩和化学岩2大沉积体系，呈现出“满盆泥、满盆盐、半盆砂”的沉积特征，由于古气候干湿频繁交替，造成砂岩、盐岩尖灭线错综复杂。潜江组这种沉积特征造成了上下盐岩封隔，在烃源岩区砂岩储层欠发育，油气排烃不畅，大量油气滞留在泥、页岩系统中，形成了非常丰富的页岩油资源[11-17]。潜江凹陷潜江组发育2种类型页岩油：一是“单韵律型”页岩油，上、下盐岩封隔形成封闭体系，由1个Ⅲ级韵律组成，优质烃源岩以云质页岩、泥质白云岩为主，主要分布在盐岩尖灭线以南；二是“复韵律型”页岩油，上、下盐岩封隔形成封闭体系，由2个以上Ⅲ级韵律组成，优质烃源岩以致密砂岩、碳酸盐岩为骨架的泥页岩为主，主要分布在渗透性砂岩尖灭线与盐岩尖灭线之间。

图2 江汉盆地潜江凹陷BYY1井古近系潜江组韵律层特征

潜江组盐间页岩层有机质属于陆相生油母质，有机碳含量(TOC)一般大于1.50%，因盐间层中存在一些具有较高TOC的藻类薄层页岩及泥页岩，TOC部分可达4.65%；有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ1型为主；氯仿沥青“A”含量普遍大于0.2%，在周矶、王场等地区氯仿沥青“A”含量高达0.3%以上；烃含量在0.05%以上，其中蚌湖和周矶洼陷烃含量可达0. 21%以上。纵向上，潜三段、潜四段为成熟烃源岩层，有机质成熟度均大于0.7%。

潜江组盐间页岩储层孔隙度4.6%～14.9%，平均9.5%；渗透率(0.3～11.5)×10-3μm2，平均1.2×10-3μm2；储集空间类型为原生孔隙(白云石晶间孔、钙芒硝晶间孔)、次生孔隙(次生晶间孔、次生晶间溶孔、洞、缝)两大类。典型井BX7井潜34-10韵律层中值孔喉半径在0.004 2～0.010 1 μm之间，排驱压力在31.32～54.07 MPa之间,中值压力在74.17～179.48 MPa之间。储层总体为中低孔—特低渗储层。不同岩相的物性分析表明，富碳纹层状灰质泥岩相孔隙度平均值为7.05%；含碳块状云—灰质泥岩相孔隙度平均值为4.86%，渗透率平均值为0.57×10-3μm2；含碳钙芒硝充填块状云质泥岩相孔隙度平均值为5.89%，渗透率为0.26×10-3μm2，以富碳纹层状灰质泥岩相储集条件最好。纹层中的4种主要岩相以富碳泥质白云岩相孔隙度平均值最高，为8.25%，储集条件表现为最优。

2 页岩油资源评价方法选择

页岩油资源评价是基于页岩油形成机制和富集的地质条件，对地质单元中页岩油聚集数量和分布区进行的评价。通常采用静态法和动态法，其中静态法包括类比法，成因法和统计法。国外，尤其是北美地区页岩油勘探程度相对较高，最常用的方法包括类比法、统计法和动态法。类比法以美国Exxon Mobil公司EUR类比法、资源网格密度法为代表；统计法包括美国地质调查局的FORSPAN法、随机模拟法、发现过程法和油气资源空间分布预测法等；动态法主要包括美国ARI公司提出的单井(动态)储量估算法等。目前，我国陆相页岩油不同于海相页岩油，具有沉积相变快、页岩非均质性强的特点，在勘探程度较低、页岩油生产井数据较少情况下，通常采用类比法和成因法[18]。类比法主要采用资源丰度类比法，成因法以热解参数法、体积法、氯仿沥青“A”法、含油饱和度法为代表。随着我国陆相页岩油研究的不断深入，TSM页岩油资源评价盆模法也取得了重大进展，其优势不断得到体现。

江汉盆地潜江组盐间页岩油具有单层多而薄、岩性复杂、烃源好、储集优、富含油的特点，其资源评价方法的选择强调多种方法的配套性、实用性、针对性和创新性，选择与之相适应的有效评价方法组合系列。经综合分析，其资源评价方法以TSM盆地模拟法为主，辅以体积法、热解参数法及类比法。针对不同评价方法关键计算参数的选取与确定，除采用经典模型参数及经验参数取值外，还充分利用新测试手段、大量分析测试数据及钻井成果数据支撑，力求合理、可信。资源量汇总采用特尔菲法，是对不同方法估算出的同一评价区的页岩油气资源量，根据可靠程度赋予不同的权重，对所有方法的估算结果进行综合,从而获得评价区资源量。

2.1 TSM盆地模拟法

TSM盆地模拟系统(V2.0)是由中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所，针对中国含油气盆地发育特点与油气响应特征集成开发的具有自主知识产权的一套软件系统。在常规油气资源评价TSM盆地模拟的基础上，紧密结合近几年我国陆相页岩油研究进展，建立了基于TSM盆地模拟与泥岩孔隙演化机理的生排烃、滞留油与可动油分布预测的新方法。TSM盆地模拟法是在一定地质作用和地质框架下进行，它是基于陆相页岩非均质性特征和生排烃过程，通过“三场”与“五史”模拟，结合地层热压模拟、页岩可动油定量表征最新实验技术，从生油量、滞留油量、游离油量和可动油量4个层次分级评价。

该方法中关键计算参数的确定：(1)泥页岩有效厚度与面积，从潜江凹陷40余口钻井统计新编制的潜江组不同韵律层泥页岩有效面积与有效厚度分布图中获得；(2)TOC恢复系数及原始TOC分布预测，热解法分析的TOC，不校正；碳硫仪分析的TOC，因有烃类损失，根据烃源岩有机质的母质类型、镜质体反射率(Ro)进行校正，采用Ⅰ型有机碳恢复图版恢复，有机碳恢复系数K与Ro的动态演变关系式为K= 0.632e0.922Ro；(3)Ro模拟及分布预测，利用30余口单井实测Ro值编制主要韵律层Ro值平面分布图，在单井模拟基础上应用相应热模拟参数，进一步开展盆地三维热—成熟度史模拟；(4)产烃率曲线图版，采用潜江凹陷W56-1井潜江组盐间页岩油层的Ⅰ型页岩有机质应用有限空间法热模拟实验实测的产油率曲线，其中，最高峰油产率达1 050 kg/t；(5)总孔隙度分布预测，应用不同成因泥页岩孔隙度恢复方法，针对不同韵律层泥页岩总孔隙度演化史开展数值模拟预测；(6)分散系数与等效埋深，按同一韵律层内纵向上烃源岩TOC和Ro差别求取；(7)含油饱和度，参考中国东部凹陷泥页岩TOC-Ro-So模型[19]；(8)可动系数，利用6口井604块样品多温阶测试数据计算获得，确定游离油系数为0.58～0.87，平均值为0.75，可动系数为0.09～0.35，平均值为0.23，基于单井实测可动油含量与实测游离油含量线性关系，预测可动油分布。

2.2 热解参数法

热解参数法属于成因法，是页岩油资源评价特有的一种常用方法，是由热解S1、富有机质页岩面积、厚度，估算页岩油地质资源量的方法。其计算公式为：

Q油=AHρS1K/100

(1)

式中：Q油为页岩油地质资源量，104t；A为评价单元面积，km2；H为含油泥页岩段厚度，m；ρ为含油泥页岩密度，g/m3；S1为热解液态烃含量，mg/g；K为S1校正系数。主要关键参数的确定：(1)热解S1值，根据实测的S1数据，从新编制的潜江凹陷潜江组不同韵律盐间泥页岩S1等值线图中获得；(2)热解S1校正系数取值为2；(3)岩石密度由江汉盆地岩心实测结果获得,不同韵律层岩石密度平均值为2.41～2.49 g/cm3。

2.3 体积法

体积法是一种简单可靠的页岩油资源评价方法，应用范围广。体积法页岩油地质资源量是由富有机质页岩面积、厚度、孔隙度、含油饱和度等参数估算获得。其计算公式为：

Q油=100AHφSoρo/Bo

(2)

式中：φ为页岩孔隙度，%；So为含油饱和度，%；ρo为原油密度，g/m3；Bo为原油体积系数。主要关键参数的确定：(1)页岩厚度与面积，从不同韵律层泥页岩有效面积与有效厚度分布图中获得；(2)页岩孔隙度、原油密度，采用实测值, 不同韵律层页岩孔隙度平均值为6.7%～12.3%，不同韵律层原油密度平均值为0.84～0.87 g/cm3；(3)含油饱和度，利用钻遇本区盐间页岩油层的3口井实测含油饱和度数据综合分析获得，含油饱和度赋值均为52.5%。

2.4 资源丰度类比法

资源丰度类比法包括面积丰度类比法、体积丰度类比法，是勘探开发程度较低地区常用的方法，也是一种简单快速的评价方法。本次采用体积资源丰度类比法。简要过程如下：首先确定评价区页岩系统展布面积、有效页岩厚度；其次根据评价区页岩油层关键地质评价因素，与已知类比区(或刻度区)页岩油对比，按地质条件相似程度，估算评价区资源丰度，最终估算评价区页岩油资源量。其中，已知类比区(或刻度区)体积资源丰度是主要关键计算参数，通过解剖刻度区获得。根据刻度区须具备勘探程度高、地质规律认识高、资源可信程度高或对油气资源预测的把握性高等“三高”条件的要求，结合区内页岩油形成的地质条件和地质评价结果，选取并建立了潜江凹陷王场北断块潜江组潜34-10韵律页岩油层刻度区。该刻度区构造上位于潜江凹陷中北部王场背斜带，面积15.7 km2，页岩油层厚度10.5 m。经解剖评价，计算潜3410韵律页岩油层地质资源体积丰度期望值为1 708.28×104t/km3，技术可采资源体积丰度期望值为392.90×104t/km3。

3 资源潜力评价与甜点区预测

3.1 页岩油资源潜力评价

潜江凹陷潜江组盐间页岩油纵向分布层段多，资源规模差异明显，结合勘探生产现状，拟定了起算标准：(1)盐间韵律层泥页岩段厚度大于5 m；(2)计算时采用有效(处于生油阶段且有可能形成页岩油的)厚度进行赋值计算，ω(TOC)≥1%，Ro在0.7%～1.3%；(3)有利含油泥页岩连续分布的面积大于30 km2；(4)根据盐间页岩油韵律层发育规模、有机质丰度、类型、成熟度及含油性等地质条件，评价其供烃能力并分类，综合供烃系数须达中等以上；(5)主体埋深4 500 m 以浅，无规模性通天断裂破碎带，不受地层水淋滤影响等。

表1 江汉盆地潜江凹陷古近系潜江组页岩油层特征参数

表2 江汉盆地潜江凹陷古近系潜江组韵律层页岩油资源评价结果

图3 江汉盆地潜江凹陷古近系潜江组页岩油地质资源量分布

从资源深度分布看，2 000～3 500 m的地质资源量占比最高，其地质资源量为6.93×108t，可采资源量为1.09×108t，占潜江组总地质资源量的87%；3 500～4 500 m次之，其地质资源量为1.07×108t，可采资源量为0.17×108t，占潜江组总地质资源量的13%；2 000 m以浅，无地质资源量。

对潜江凹陷潜江组盐间页岩油资源根据富集概率、规模、可采性等条件开展资源分级评价[20]，划分Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三大类。(1)Ⅰ类资源不但富集概率高，而且资源规模较大，技术经济实用性较好，具有较好勘探开发潜力和前景，是最有利的勘探区块或开发目标，近期可升级、可动用。(2)Ⅱ类资源富集概率较高，但技术难度较大或资源规模较小，或者富集概率一般，但资源规模较大，总体经济可采性有限，需要加强技术攻关或地质条件研究，近期不可动用，但随着技术进步或经济条件改善有望动用。(3)Ⅲ类资源具有一定规模，但品位较差，不具备经济价值，需要长期探索有效开发技术才能动用。预测潜江组页岩油Ⅰ类地质资源量为2.43×108t，可采资源量为0.38×108t；Ⅱ类地质资源量为5.57×108t，可采资源量为0.88×108t。

3.2 页岩油甜点区预测

页岩油地质甜点区评价的核心是优选烃源品质优、热演化程度适宜，储集性能好、含油性好、可动性强、微裂缝(包括层理缝、页理缝)相对发育，封盖条件优越的区带，尤其是凹陷(洼陷)的斜坡带和凹(洼)中背斜带[21-22]。由于各盆地(凹陷)地质条件不同，国内外各盆地(凹陷)页岩层系页岩油地质甜点区评价的关键参数与指标界限不尽相同。

综合分析区内各项基础资料，结合盐间页岩油藏非均质性强、烃源条件好、储集条件优、含油性高的特点，采用岩性岩相、烃源、储集条件、含油性和地层压力系数相结合的方法，提出了潜江凹陷潜江组盐间页岩油勘探有利区评价标准。其有利区评价标准如下：(1)盐间页岩油层单层厚度大于8 m，岩性岩相以纹层状云岩泥质相为主；(2)ω(TOC)≥2.0%，Ro≥0.7%；(3)孔隙度大于8%，中值孔喉半径大于40 nm；(4)S1≥5 mg/g；(5)压力系数大于1.2，脆性指数大于50%，埋藏深度小于4 km。在勘探有利区范围内，依据(1)密度小于2.55 g/cm3、声波大于250 μs/m；(2)可动油量S1-1>0.25 mg/g、油饱和度指数大于300mg/g；(3)厚度×S1大于90 m·mg/g，综合圈定出甜点区。

图4 江汉盆地潜江凹陷古近系潜江组韵律盐间页岩油综合评价

4 结论

(1)潜江凹陷潜江组盐间页岩油呈单层多而薄、岩相复杂、有机质丰度高、含油性好的地质特点，结合勘探开发程度，选择了以TSM盆地模拟法为主，辅以体积法、热解参数法及资源丰度类比法相结合的有效资源评价方法。

(3)潜江凹陷潜江组盐间页岩油资源主要分布在13个单韵律层、1个复韵律层，预测地质资源量为8×108t，技术可采资源量为1.26×108t。其中，Ⅰ类地质资源量为2.43×108t，技术可采资源量为0.38×108t；Ⅱ类地质资源量为5.57×108t，技术可采资源量为0.88×108t。