孙龙德等：松辽盆地古龙页岩油重点地区资源潜力

   孙龙德^1,2，贾承造²，张君峰^1,3，

崔宝文^1,4，白静^1,3，霍秋立^1,5，

徐兴友^1,3，刘卫彬^1,3，曾花森^1,5，刘伟^1,6

(1. 多资源协同陆相页岩油绿色开采全国重点实验室 黑龙江大庆 163712; 2. 中国石油天然气集团有限公司 北京 100007; 3. 中国地质调查局油气资源调查中心 北京 100083; 4. 大庆油田有限责任公司 黑龙江大庆163453; 5. 大庆油田有限责任公司勘探开发研究院 黑龙江大庆 163712; 6. 中国石油勘探开发研究院 北京 100083)

中国陆相页岩油资源潜力大^[1-3],已经成为常规油气重要且现实的资源接替领域^[4-6]。近年来,中国已在松辽盆地、鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、渤海湾盆地、四川盆地和柴达木盆地等大型含油气盆地实现页岩油勘探重大突破,相继获批建设吉木萨尔、古龙和济阳3个国家级页岩油示范区^[7-9]。陆相页岩油展现出广阔的发展前景,对保障国家能源需求和实现“稳油增气”发展目标发挥着重要的支撑作用^[10]。

松辽盆地是中国油气资源最为富集的大型超级盆地之一,上白垩统青山口组、嫩江组富有机质页岩广泛发育^[11-13],是盆地最主要的烃源岩层系,也是页岩油资源潜力最大的层系。古龙页岩指松辽盆地上白垩统含丰富有机质、具有一定成熟度和成岩演化程度的深水细粒纹层状岩系^[11]。古龙页岩油指在这类岩系中富集的、经过人工改造后有经济开发价值的油气^[11]。从地区分布来看,古龙页岩主要集中分布在齐家—古龙凹陷、三肇凹陷、长岭凹陷和大庆长垣凹陷的南部地区,以齐家—古龙凹陷为主^[12-14]。近年来,古龙页岩油勘探实现了历史性重大战略突破。2020年,古页油平1井在青山口组纯页岩层系内获得页岩油高产突破;2021年,古龙陆相页岩油国家级示范区获批建立^[15-16]。页岩油勘探的快速发展和页岩油示范区的建设都需要夯实页岩油的资源家底,落实不同级次、不同类型、不同序列的页岩油资源规模与分布,为页岩油的梯次勘探开发部署提供资源支撑^[17-19]。

随着古龙页岩油的勘探实践逐渐深入,学者们对古龙页岩油的资源潜力进行了评价,认识逐步清晰,但目前仍存在一定的局限性:①松辽盆地页岩油类型多,尚未形成统一的页岩油类型划分方案,不同类型页岩油资源评价方法与参数标准体系有待完善;②缺乏页岩油分区分级的评价认识,难以有效支撑页岩油勘探开发规划部署与战略决策;③缺乏基于生产动态资料的页岩油技术可采潜力评估,页岩油可动用潜力有待落实。

为支撑松辽盆地古龙页岩油勘探开发快速发展,系统认识松辽盆地整体页岩油资源潜力,多资源协同陆相页岩油绿色开采全国重点实验室组织多家单位联合开展了松辽盆地页岩油资源评价。在整体研究的基础上,针对松辽盆地页岩油的地质特征,建立了不同类型页岩油资源的分级评价标准,明确了松辽盆地白垩系页岩油资源规模与分布规律。按照现有开发工艺技术条件,开展了中—高成熟页岩型和砂质混合型页岩油技术可采资源潜力分析。笔者着重介绍松辽盆地古龙页岩油富集的重点地区齐家—古龙凹陷页岩油资源评价的结果与认识,以期为其他地区页岩油资源评价提供借鉴与参考。

1.1 古龙页岩油发育特征

晚白垩世,松辽盆地处于大型淡水—微咸水湖相沉积环境,沉积了嫩江组和青山口组2套湖相优质源岩,为页岩油的形成与富集奠定了物质基础^[20-22]。平面上,古龙页岩油主要分布在齐家—古龙凹陷、三肇凹陷、大庆长垣凹陷南部和长岭凹陷[图1(a)]。其中,在页岩油形成与富集地质条件上,齐家—古龙凹陷最为有利,页岩油资源品质最好^[23-24]。纵向上,古龙页岩油富集层主要分布在青山口组一段(青一段)—青山口组二段(青二段)下部、嫩江组一段(嫩一段)下部和嫩江组二段(嫩二段)^[25-26][图1(b)]。

图1 松辽盆地构造单元分区与古龙页岩油层位分布

Fig.1 Tectonic unit division of Songliao Basin and strata of Gulong shale oil

与国外海相页岩盆地和国内其他陆相盆地相比,松辽盆地古龙页岩油的发育具有独特性,表现出中等有机质丰度、较高成熟度、高游离烃含量和页理缝发育的地质优势。此外,古龙页岩具有流体相态复杂、黏土矿物含量高等突出的工程技术难点^{[11-12,27-29]}。

整体上,青山口组页岩有机质丰度高,现今页岩残留的总有机碳(TOC)含量为1.5%~4.0%,TOC含量大于2%的页岩厚度为80~120 m。页岩有机质类型主要为Ⅰ型,氢指数(HI)为600~800 mg/g,生烃潜力大。页岩的游离烃(S₁)含量高,分布在2~15 mg/g,平均为7 mg/g,局部发育高值段,在齐家—古龙凹陷页岩油勘探主体区,页岩的S₁含量达10 mg/g以上。青山口组页岩的热演化程度相对较高,页岩成熟范围广,以青一段为例,镜质体反射率(R_o)>0.75%的成熟页岩面积超过2.2×10⁴ km²,在齐家—古龙凹陷深凹区,页岩的成熟度更高,R_o为1.2%~1.7%。

嫩江组页岩有机质丰度高,现今残留的TOC含量主体为1.0%~4.0%,最高可达15.6%,页岩有机质以Ⅰ型、Ⅱ₁型为主,页岩生烃潜力大,HI为600~800 mg/g。在埋深超过1 750 m、R_o>0.75%的嫩江组页岩段,游离烃富集,S₁含量为2~7 mg/g,含油饱和度指数(S₁与TOC含量的比值,OSI)可达100 mg/g。然而,嫩江组页岩的热演化程度相对较低,R_o整体为0.5%~0.8%,以嫩一段为例,R_o>0.75%的成熟页岩的面积不足1 500 km²,仅分布在齐家—古龙凹陷的深凹部位。

古龙页岩的突出特征之一是黏土矿物含量高,黏土矿物在古龙页岩油形成与富集过程中发挥了重要作用。古龙页岩中发育大量黏土有机复合体,黏土矿物的抑制作用增加了反应的活化能,扩大了页岩油的生成窗口,黏土矿物的加氢作用降低了歧化反应速度,增加了页岩油的轻烃产率,页岩油中的轻质组分含量高^[24]。页岩储集空间的形成与溶蚀和生烃作用有关,构成了页岩特有的纳米级孔缝—微米级页理缝双重介质的储集层,高密度分布的有机质生烃缝和微米—纳米级溶蚀孔提高了储层的储集和渗流能力。孙龙德等^[24]在古龙页岩中发现了纳米级有机黏土复合孔缝,提出成熟—高成熟演化阶段的页岩油主要富集在溶蚀孔和有机黏土复合孔缝内。古龙页岩具有全孔径含油特征,页岩油具有“原生、原储、原位”成藏特征,不同孔径中的页岩油具有不同的相态和流动性。热演化程度越高,孔缝越发育,地层压力越大,越有利于形成页岩油高产稳产富集区^[22-23]。

区域构造演化是控制齐家—古龙凹陷页岩油高效富集的主要因素。松辽盆地在嫩江组沉积晚期发生转化,由伸展盆地变为挤压盆地,构造抬升作用从东南隆起区向盆地内扩展,沉积中心逐渐向NW迁移,晚期差异构造抬升作用导致松辽盆地主要生烃凹陷的构造抬升启动时间和抬升幅度存在明显不同,南部地区的构造抬升时间要比北部地区早10~15 Ma。三肇凹陷的抬升作用发生在嫩江组沉积晚期。嫩江组沉积末期,长岭凹陷开始抬升,齐家—古龙凹陷持续沉降,直到明水组沉积末期才开始抬升^[30](图2)。因此,齐家—古龙凹陷持续埋藏时间长,构造抬升作用发生较晚,其烃源岩的演化程度明显高于长岭凹陷和三肇凹陷,其原油性质受烃源岩成熟度控制,成熟度越高,页岩中的游离烃含量越高,原油密度和黏度越小,油质越轻,易于高产。此外,晚期构造抬升作用还控制了地层能量。齐家—古龙凹陷的地层压力系数高,最高可达1.58,有利于页岩油高产。

注:Q—第四系;N—新近系;N₂t—泰康组;K₂m—明水组;K₂m₂—明水组二段;K₂m₁—明水组一段;K₂s—四方台组;K₂n—嫩江组;K₂n₅—嫩江组五段;K₂n₄—嫩江组四段;K₂n₃—嫩江组三段;K₂n₂—嫩江组二段;K₂n₁—嫩江组一段;K₂y—姚家组;K₂y₂₊₃—姚家组二段+三段;K₂y₁—姚家组一段;K₂qn₂₊₃—青山口组二段+三段;K₂qn₁—青山口组一段;K₁q—泉头组;K₁q₄—泉头组四段;K₁q₂₊₃—泉头组二段+三段;K₁q₁—泉头组一段。

图2 松辽盆地齐家—古龙凹陷、三肇凹陷和长岭凹陷典型井的地层埋藏史

Fig.2 Burial histories for typical wells in Qijia-Gulong sag,Sanzhao sag,and Changling sag of Songliao Basin

1.2 古龙页岩油勘探开发现状

古龙页岩油主要经历了勘探评价、先导试验和扩大试验等发展阶段^{[12-13,31-32]}。2018年,大庆油田有限责任公司(大庆油田)在松辽盆地北部的古龙凹陷部署钻探了古页1井进行系统取心,基于厘米级岩心的精细描述和实验样品的联合测试,建立了“铁柱子”井,明确了古龙页岩油在纵向上的储集能力和富油层段。古页油平1井试油获得了自喷产油量为30.5 t/d、天然气产量为13 032 m³/d的高产工业油气流,实现了在高黏土矿物含量的纯页岩层内页岩油产量的重大突破。基于此,大庆油田在齐家—古龙凹陷等地区部署了32口直井、25口水平井,系统取心42口井,岩心长度超过8 100 m,完成了5大类60项80 000余次样品分析化验。2021年,大庆油田计算古龙页岩油的预测地质储量为12.68×10⁸ t,成功设立古龙陆相页岩油国家级示范区。该示范区覆盖面积为2 778 km²[图1(a)],设计水平井500口,计划在2025年实现产油量达100×10⁴ t以上。2023年,计算古页1区块青山口组页岩油的探明地质储量为2.04×10⁸ t,古页1区块成为中国页岩油单体规模最大储量区。随着古龙页岩油开发试验技术的逐步提升,古龙页岩油的单井产油量由5.5 t/d提高至21.2 t/d,单井最终可采储量(EUR)由0.8×10⁴ t提高至2.7×10⁴ t,初步实现了高黏土矿物含量页岩油的效益开发。

2.1 页岩油类型

页岩油类型划分是页岩油资源评价的基础,不同类型页岩油的富集机制不同,资源评价方法与参数体系差别较大^[33-35]。根据松辽盆地发育全序列页岩类油气的地质背景,充分考虑未来的开发方式,为方便快速评价和计算页岩油资源量,遵循页岩油评价相关标准和规范并参考前人的页岩油类型划分方案^[36-37],笔者提出了古龙页岩油类型的划分方案(图3)和评价标准(表1)。

图3 松辽盆地古龙页岩油类型划分方案

Fig.3 Classification of Gulong shale oil in Songliao Basin

以产油层能否生油为依据,将页岩油划分为页岩型页岩油和混合型页岩油2大类^[5]。

页岩型页岩油以页岩生油、页岩储油为主,源-储一体,页岩油以游离态和吸附态赋存于页岩的纳米级孔隙和页理中,为原位滞留成藏。考虑现有和未来的不同开发工艺条件,以页岩成熟度为依据,将页岩型页岩油进一步划分为未成熟页岩型页岩油(埋深>200 m,R_o<0.5%,无可动烃,可以原位地下加热的方式开采)、低成熟页岩型页岩油(0.5%<R_o≤0.75%,有一定量的可动烃,可以原位加热的方式开采)和中—高成熟页岩型页岩油(R_o>0.75%,有大量可动烃,可以水平井体积压裂方式规模化开采)3种类型。

混合型页岩油储层本身不具备生油能力,页岩油赋存在富含有机质页岩层系的粉砂岩、细砂岩和碳酸盐岩中,单层厚度小,源-储共存,源岩与储层互层叠置。根据主要储层类型,可将混合型页岩油划分为以砂岩为主的砂质型页岩油和灰质/白云质型页岩油2类。

松辽盆地白垩系主要发育低成熟页岩型页岩油、中—高成熟页岩型页岩油、砂质混合型页岩油3种类型的页岩油资源。低成熟页岩型页岩油主要发育在嫩一段和嫩二段;中—高成熟页岩型页岩油主要发育在青一段和青二段,在嫩一段和嫩二段深埋区也有分布;砂质混合型页岩油主要发育在青二段和青一段(表1)。由于尚未开展针对松辽盆地低成熟页岩型页岩油的研究与试验,此次页岩油评价主要针对松辽盆地中—高成熟页岩型页岩油和砂质混合型页岩油开展地质与可采潜力评价。

2.2 资源评价方法

2.2.1 页岩型页岩油

国内外中—高成熟页岩型页岩油资源评价方法包括成因法、类比法和统计法等多种方法,各有其适用性^[38-39]。成因法目前只能用于评价页岩总滞留油量;类比法需要建立页岩油刻度区,但考虑到目前页岩油尚处于勘探开发的早期,刻度区参数体系的建设尚不完善,类比条件还不具备。基于松辽盆地古龙页岩油的地质特征和扎实的分析测试数据,评价主要采用统计法,统计法主要采用体积法和容积法。

中—高成熟页岩型页岩油表现为连续分布的原位滞留油藏,资源评价的理念是评价页岩内滞留的游离烃规模,确定页岩油的地质资源量^[40]。页岩游离烃量的确定方法有直接测定和间接测定2种^[41-42]。其中,直接测定法目前主要采用岩石热解法^[43-44];间接测定法则分别测定页岩的总含油量和吸附油量,再通过差减法获得游离烃量^[41]。与间接测定法相比,直接测定法的相对误差更小,而且数据的可获得性和丰富性都要更好,因此,此次页岩油资源评价的游离烃量主要采用易于取得、数据丰富的岩石热解参数表征。资源量的计算主要采用体积法:

在评价中,项目团队研发了基于数值空间建模技术的页岩油资源评价软件系统(ShaleOilAssess V1.0),实现了页岩油关键参数空间分布的预测与资源量计算,解决了地质参数空间分布非均质性的难题,提高了资源量计算的精确度。

2.2.2 砂质混合型页岩油

砂质混合型页岩油藏表现为连续性聚集弹性驱动的页岩油藏^[45]。该类型页岩油的资源量计算以运移聚集为理论依据,以容积法为主。基于目前松辽盆地青山口组砂质混合型页岩油的勘探现状,评价主要采用基于孔隙度的小面元容积法计算砂质混合型页岩油的地质资源量。其体积法的计算式为:

3.1 资源量计算的起评下限

3.1.1 中—高成熟页岩型页岩油资源的起评下限

页岩油资源评价起评条件的确定是现阶段页岩油资源评价的主要难题之一^[46-48]。合理确定不同类型页岩油关键参数的界限,是科学评价页岩油资源潜力的关键^[49]。

中—高成熟页岩型页岩油主要为页岩中原位富集的可流动的烃类资源,成熟度的起算界限是中—高成熟页岩型页岩油评价的关键。表征页岩油资源富集程度的参数如TOC和S₁,其起算界限的认识相对统一,但表征页岩成熟度和页岩油流动能力的参数如R_o,其起算标准在各盆地中的认识差异就较大。在评价中,笔者基于松辽盆地青山口组和嫩江组页岩油的地质条件,结合勘探实际,建立了“以页岩有机质生烃演化为基础,页岩油赋存特征和原油性质为核心,页岩储层演化为约束,勘探实践为根本”的中—高成熟页岩型页岩油成熟度起评界限确定方案。首先,根据饱和排烃理论,青山口组和嫩江组页岩在R_o为0.75%时达到饱和吸附量,生烃潜量(S₁+S₂)开始降低,反映此时在地层条件下可以产/排油[图4(a)]。松辽盆地古龙页岩油保压岩心(18口井,384块样品)的含油量分析表明[图4(b)],当R_o>0.75%时,青山口组和嫩江组页岩中有机质的吸附油量普遍达到饱和,具有石油超越效应,即OSI超过有机质的饱和吸附量(一般取100 mg/g)。岩心热模拟实验和不同成熟度页岩油的赋存状态实测证实:当R_o为0.50%~0.75%时,页岩内的滞留烃以干酪根溶胀吸附烃为主;当R_o>0.75%时,页岩内的游离烃含量开始增加,在R_o达到1.00%后,进入游离烃富集高峰阶段。古龙页岩油的单井试油产量与R_o的关系[图4(c)]显示,当R_o>0.75%时,试油均可见油流,而在此界限以下的试油结果主要为干层,且随R_o增加,试油产量总体呈增加趋势。从滞留油的族组成(图5)来看:R_o>0.75%时,非烃+沥青质的比例开始下降;R_o约为1.0%时,非烃+沥青质的比例快速下降;R_o约为1.2%时,非烃+沥青质的比例降到最低,此后变化不大。此外,页岩的成岩演化分析表明:当R_o>0.75%时,青山口组页岩储层的成岩演化达到中成岩阶段A2期,无机矿物的转化达到关键点,蒙脱石达到消亡线,伊利石含量占主体,有利于水力压裂改造^[11,24]。综合上述生烃演化、滞留烃组分演化和页岩储层成岩演化规律确定,R_o>0.75%为松辽盆地中—高成熟页岩型页岩油资源评价的成熟度参数下限。

注:OSI—含油饱和度指数;R_o—镜质体反射率。

图4 松辽盆地青山口组和嫩江组页岩生烃潜量、含油饱和度指数与埋深的关系,以及单井试油产量与R_o的关系

Fig.4 Variation of hydrocarbon generation potential and oil saturation index of Qingshankou Formation and Nenjiang Formation shale with burial depth,and variation of oil production per well with R_o,Songliao Basin

注:R_o—镜质体反射率。

图5 松辽盆地古龙页岩滞留油的族组成与R_o的关系

Fig.5 Variation of group composition of residual shale oil with R_oin Gulong area of Songliao Basin

油气资源只有达到一定的富集程度,才具有技术经济开采的价值。卢双舫等^[50]对渤海湾盆地、江汉盆地和南襄盆地等盆地的页岩进行了分析并提出基于含油性与TOC含量关系的“三分性”特征,用以对页岩油资源的富集程度进行评价,该方法具有普遍适用性。笔者基于松辽盆地古龙页岩油保压密闭取心资料,采用保压岩心的岩石热解和TOC含量分析数据,建立了TOC含量与S₁的三分关系(图6)。从图6可以看出:当TOC含量<1.0%、S₁<2.0 mg/g时,页岩油资源为分散(无效)资源;当TOC含量为1.0%~2.0%、S₁为2.0~6.0 mg/g时,页岩油资源为低效资源;当TOC含量>2.0%、S₁>6.0 mg/g时,页岩油资源为富集资源。由此,确定了TOC含量>1.0%且S₁>2.0 mg/g为页岩型页岩油资源的起评下限。

注:S₁—游离烃;TOC—总有机碳。

图6 松辽盆地青山口组和嫩江组保压岩心TOC含量与S₁的关系

Fig.6 Relationship between TOC content and S₁ of pressure-reserved core samples from Qingshankou Formation and Nenjiang Formation in Songliao Basin

3.1.2 砂质混合型页岩油资源的起评下限

砂质混合型页岩油主要为近源运移的石油,其油藏特征与致密油相似,资源评价可以采用与致密油资源评价相同的方法,其关键参数是含油饱和度和孔隙度。通过松辽盆地砂质混合型页岩油产油井的采油强度和含油饱和度与孔隙度的相关分析确定,有效孔隙度的起评下限为4.0%[图7(a)],含油饱和度的起评下限为40%[图7(b)]。

图7 松辽盆地青山口组砂质混合型页岩油的采油强度和含油饱和度与有效孔隙度的关系

Fig.7 Variation of oil recovery intensity and oil saturation of sandy mixed shale oil with effective porosity in Qingshankou Formation,Songliao Basin

3.2 关键参数取值方法

在页岩油资源评价中,关键参数的确定是资源量计算的基础^[51]。依据不同类型页岩油的资源评价方法,中—高成熟页岩型页岩油评价的关键参数主要为游离烃量、轻烃恢复系数和页岩有效厚度等;砂质混合型页岩油评价的关键参数主要为储层有效厚度、有效孔隙度和含油饱和度等。

3.2.1 游离烃量

页岩中的游离烃量主要采用岩石热解参数表征,但目前业界对于热解温度仍存在争议。例如:石油天然气行业标准SY/T 7661—2022^[52]规定,游离烃量的热解温度为350 ℃;而国家标准GB/T 18602—2012^[53]规定,游离烃量的热解温度为300 ℃。为了准确测得松辽盆地页岩中的游离烃量,笔者针对青山口组页岩在不同温度条件下的游离烃开展了分步热解气相色谱对比实验。当采用GB/T 18602—2012标准中的热解方案^[53]时,设置热解温度大于300 ℃,在气相色谱检测中发现页岩几乎不含游离烃,但页岩中开始出现干酪根裂解烃。而当采用SY/T 7661—2022标准中的分步热解方案^[52]时,对青山口组不同成熟度页岩开展的热解气相色谱检测结果显示:当温度升高到300 ℃以上,页岩中开始出现大量干酪根裂解烃,即轻质—中质游离烃中只有少量游离烃,包括了大量干酪根裂解烃。上述对比实验分析表明,对于青山口组页岩中的游离烃量,采用岩石热解最高温度300 ℃是符合实验结果的,能够准确反映其中的游离烃量。

在上述实验基础上,笔者基于大量常规岩心热解的S₁数据并校正,结合页岩含油量的测井计算,编制了松辽盆地不同层位页岩的含油量分布图(图8)。

注:S₁—游离烃。

图8 松辽盆地青山口组和嫩江组页岩中的游离烃分布

Fig.8 Free hydrocarbon distribution of Qingshankou Formation and Nenjiang Formation shale in Songliao Basin

3.2.2 游离烃恢复系数(K_S1)

当岩心从地层中取出,到实验分析,这一过程中温度和压力均发生变化,岩石中的油气相平衡会发生改变,轻烃(包括气态烃)发生解析,因此,常规样品的游离烃量不足以完全反映页岩的含油量,需要进行轻烃恢复^[43-44,51]。最晚至20世纪80年代,地球化学家就已认识到常规岩石热解中的S₁分析结果存在气和轻烃的损失^[54],但对于如何恢复这部分损失的烃类,长久以来没有直接的测定手段,只能通过一些间接的手段进行估算^[54-56],其结果存在不确定性且误差大。例如:Cooles等^[54]基于未成熟页岩的室内生烃模拟实验获得了轻烃组成的比例,确定了S₁测试中的轻烃损失为总烃量的35%;谌卓恒等^[55]根据物质平衡原理计算了S₁测试中的轻烃损失,认为其主要不确定性在于排烃量的确定方法;谌卓恒等^[56]采用溶解气的气油比(GOR)或地层体积因子来近似反推页岩油储层中的轻烃损失,认为其主要不确定性在于原始气油比的准确估算。

松辽盆地青山口组页岩油中的轻烃含量高,放置1 d的损失量超过50%。为了解决松辽盆地页岩油油质轻、易挥发和含油量难以准确测定的问题,笔者建立了基于保压岩心的页岩含油量及含油组成同步分析技术。当保压岩心出筒后,从样品切割、运输、分样到样品粉碎等全过程均在液氮冷冻下进行,并通过增加分析样品粒径、缩短进样时间等措施,有效降低轻烃损失。其方法概述如下:①采用保压(密闭)岩心,在样品测试前,全程采用液氮保存;②为减少天然气和轻烃损失,采用1~3 mm的块状样品,在液氮冷冻保护下进行样品制备;③采用热解气相色谱同步测定含油气组成和质量。以古页1井保压岩心(图9)为例,采用该技术不仅可以获得游离烃(C₆₊)含量及组成,还可以获得包括甲烷在内的相对完善的气态烃(C₁—C₅)含量及组成。保压岩心与常规岩心含油组成的对比结果表明,页岩油的轻烃损失不是简单的C_14-损失,而是C_10-以前的全部损失,C₁₁—C₁₄部分损失。原油与保压岩心的轻烃挥发实验结果也表明,岩心中游离烃的轻烃挥发速率远高于原油中的轻烃挥发速率。因此,以往通过间接计算获得的轻烃恢复系数存在较大误差。笔者通过对14口井保压(密闭)岩心热解分析的S₁与常规热解分析的S₁开展相关分析,采用S型函数非线性拟合,建立了松辽盆地页岩的游离烃恢复系数与R_o的关系模型(图10);恢复后的S₁与保压岩心热解分析的S₁的相对误差小于10%。从图10可以看出:低成熟阶段(R_o<0.75%),由于烃类的成熟度较低,组分偏重,轻烃损失相对较少,游离烃恢复系数一般小于1.5;中等成熟阶段(0.75%<R_o<1.20%),页岩中的轻烃损失随着成熟度增加呈指数增长,游离烃恢复系数由1.5上升到3.0;高成熟阶段(R_o>1.2%),轻烃损失量大,但相对稳定,轻烃恢复后的S₁是常规热解分析S₁的3.0~3.5倍。

注:nC₁₄—正构14烷烃;nC₁₈—正构18烷烃。

图9 古页1井保压岩心与常规样品热解游离烃组分分析对比

Fig.9 Free hydrocarbon component comparison between pressure-reserved core samples and conventional samples from Well Guye1

注:R_o—镜质体反射率;S₁—游离烃;K_S1—游离烃恢复系数。

图10 古龙页岩游离烃恢复系数与R_o的关系

Fig.10 Relationship between the recovery coefficients of free hydrocarbons and R_o in Gulong shale

3.2.3 页岩有效厚度

准确厘定页岩油富集的有效页岩厚度是确保页岩油资源量计算结果可靠性的基础。以往页岩的有效厚度主要基于烃源岩的厚度或者高有机质丰度页岩的发育厚度来确定。这种方法主要确定出富有机质页岩的发育厚度,但其并不能完全代表含油页岩的发育厚度。

因此,需要建立基于连续页岩段含油性分析的页岩有效厚度预测方法。然而,大部分油田的钻井无连续取心,含油页岩的有效厚度识别及空间预测难度大。基于ΔlogR技术思路^[57-58],笔者建立了页岩含油量的测井计算方法,通过该方法可以获得全层段页岩含油量的连续曲线。在页岩岩相分析的约束下,基于页岩油评价的起评下限值,可实现页岩有效厚度的精确厘定。

应用该技术,对青山口组和嫩江组4个评价层段页岩有效厚度的平面分布进行了预测。结果显示:青一段和青二段有效页岩在齐家—古龙凹陷、长岭凹陷和三肇凹陷均有分布,厚度中心主要分布在齐家—古龙凹陷,其中,青一段页岩的有效厚度为30~90 m,青二段页岩的有效厚度为20~120 m;嫩一段和嫩二段中—高成熟页岩有效厚度的分布相对局限,主要分布在齐家—古龙凹陷和长岭凹陷,其中,嫩一段页岩的有效厚度为10~70 m,嫩二段页岩的有效厚度为10~40 m。

3.2.4 技术可采系数

可采系数是科学评估页岩油可采资源量的关键参数。笔者系统分析了松辽盆地古龙页岩油示范区主体的开发工艺技术,根据古龙页岩油5个试验区的生产情况标定了现今工艺技术条件下的页岩油可采系数。采用目前松辽盆地页岩主体压裂工艺,基于生产时间长和生产状态稳定的典型生产井的产量递减规律拟合,分析显示古龙页岩油的产量整体呈“双曲线”递减模式^[49,59]。选取9口生产时间为330~1 100 d的页岩型页岩油典型井,2口生产时间在1 100 d以上的砂质混合型页岩油典型井,进行单井EUR计算。基于“双曲线”递减模式计算,青一段中—高成熟页岩型页岩油的单井EUR为(2.41~3.64)×10⁴ t、平均为2.59×10⁴ t;基于水平井的泄流面积计算,单井控制的地质储量为(34.7~39.4)×10⁴ t、平均为37.1×10⁴ t,技术可采系数标定为0.064~0.077、平均为0.070。青二段中—高成熟页岩型页岩油的单井EUR为(3.78~3.84)×10⁴ t、平均为3.86×10⁴ t;基于水平井的泄流面积计算,单井控制的地质储量为(46.7~50.2)×10⁴ t、平均为48.1×10⁴ t,技术可采系数标定为0.079~0.081、平均为0.080。青山口组砂质混合型页岩油的单井EUR为1.88×10⁴ t;基于水平井的泄流面积计算,单井控制的地质储量为18.3×10⁴ t,技术可采系数标定为0.1。

3.3 页岩油地质资源分级评价

由于陆相页岩具有强非均质性的特点,页岩油资源丰度在纵向上和平面上的分布存在很强的非均质性,部分资源在目前技术经济条件下无法动用。因此,需要科学厘定不同级别页岩油的资源规模,为页岩油资源开发梯次的部署提供支撑^[49-50]。基于大量实际生产数据,笔者开展了页岩油产能与关键参数的相关性分析,确定了不同级次页岩油的参数评价标准。建立的页岩油地质资源分级评价标准主要基于页岩油的资源富集程度,即从Ⅰ级—Ⅲ级。Ⅰ级资源丰度最高,是当前水平井开发的主要资源,是现实资源;Ⅱ级资源丰度中等,直井试油普遍见油流,产量相对较低,需要加大技术攻关,是潜力资源;Ⅲ级资源丰度较低,目前还不具备水平井开发的条件,是远景资源。

3.3.1 页岩型页岩油的分级评价标准

试油产量是地质与工程参数的综合反映,因此主要通过松辽盆地青山口组页岩型页岩油直井和水平井的试油产量与关键参数TOC、S₁的关系开展分析,建立页岩型页岩油的分类标准(图6、图11)。分析结果显示,当页岩的TOC含量为1.0%~1.5%、S₁为2.0~4.0 mg/g时,只有个别直井在试油中见油流,尚无水平井开发,属于Ⅲ级资源;当页岩的TOC含量为1.5%~2.0%、S₁为4.0~6.0 mg/g时,直井在试油中普遍见油,少量见工业油流,有少量水平井开发,属于Ⅱ级资源;当页岩的TOC含量大于2.0%、S₁>6 mg/g时,直井在试油中见工业油流,有大量水平井开发,属于Ⅰ级资源。

注:TOC—总有机碳;S₁—游离烃。

图11 松辽盆地青山口组页岩型页岩油的直井与水平井试油产量与TOC含量、S₁的关系

Fig.11 Relationships between the shale oil production of vertical and horizantial wells and the TOC content andS₁ of shale-type shale oil in Qingshankou Formation of Songliao Basin

3.3.2 砂质混合型页岩油的分级评价标准

基于松辽盆地青山口组页岩中砂质储层的油气显示及产能,确定砂质混合型页岩油的资源分级。Ⅰ级资源砂质储层的含油显示普遍为油浸;Ⅱ级资源砂质储层的含油显示主要为油浸和油斑;Ⅲ级资源砂质储层的含油显示为油迹和油斑。基于松辽盆地北部和南部混合型页岩油的烃源岩条件、含油性与储层物性的关系(图12)分析,确定了以孔隙度、含油饱和度为核心参数的混合型页岩油资源的分级标准。Ⅰ级资源储层的孔隙度大于9%,含油饱和度大于60%;Ⅱ级资源储层的孔隙度为6%~9%,含油饱和度为50%~60%;Ⅲ级储层的孔隙度为4%~6%,含油饱和度为40%~50%。

图12 松辽盆地青山口组砂岩型页岩油储层的有效孔隙度与渗透率关系

基于松辽盆地青山口组、嫩江组页岩的关键参数研究,应用自主研发的资源评价软件对松辽盆地的2套层系4个层段、2种不同类型的页岩油资源量进行了全资源序列评价,明确了不同类型页岩油的资源规模与分布。综合评价结果表明:松辽盆地齐家—古龙凹陷中—高成熟页岩油的地质资源量为107.73×10⁸ t,溶解气的地质资源量为1.75×10¹² m³,是松辽盆地现实的接替资源。

2023年,在古页1井探明储量区,计算的探明储量与同面积、同层系资源量的评价结果对比显示,二者的吻合度超过90%,表明资源评价结果的可靠性较高。基于国际石油工程师协会(SPE)资源量分级的综合分析认为,在评价中,中—高成熟页岩油的地质资源与分级地质资源为高确定性结果。按SPE未发现资源的3U分级,中—高成熟页岩油总体达到2U资源级别,属于中等概率资源。

4.1 中—高成熟页岩油的地质资源潜力

4.1.1 页岩型页岩油

按照中—高成熟页岩型页岩油的起算标准(TOC含量>1.0%、R_o>0.75%、S₁>2 mg/g),对松辽盆地齐家—古龙凹陷青一段、青二段、嫩一段和嫩二段4个页岩层段的中—高成熟页岩型页岩油的资源量进行了计算。评价结果(表2)显示,松辽盆地齐家—古龙凹陷中—高成熟页岩型页岩油的地质资源量总计为99.78×10⁸ t,溶解气的地质资源量为1.75×10¹² m³。从纵向分布来看,中—高成熟页岩型页岩油主要分布在青一段,资源量的占比达52%;其次分布在青二段,资源量的占比达42%;嫩江组中—高成熟页岩型页岩油的资源量占比不足6%。

此外,页岩油资源富集程度的分级评价结果(表2)显示:松辽盆地齐家—古龙凹陷中—高成熟页岩型页岩油的Ⅰ级地质资源总量为38.74×10⁸ t,占比达39%;Ⅱ级地质资源总量为31.38×10⁸ t,占比达31%;Ⅲ级地质资源总量为29.66×10⁸ t,占比达30%。

4.1.2 砂质混合型页岩油

基于小面元容积法,对松辽盆地青一段、青二段砂质混合型页岩油的资源量进行了计算,落实松辽盆地齐家—古龙凹陷混合型页岩油的地质资源量为7.95×10⁸ t,主要分布在青二段和青一段。从资源富集程度的分级来看,Ⅰ级地质资源占比达42%,Ⅱ级地质资源占比达30%,Ⅲ级地质资源占比达28%。

4.2 中—高成熟页岩油的技术可采资源潜力

中—高成熟页岩油是未来开发上产的主要类型,地质资源潜力大,已开展相关开发试验和技术攻关,在松辽盆地古龙页岩油示范区已形成一定的产能规模,具备进行技术可采资源潜力评价的现实条件^[60]。

基于古龙页岩油示范区现有的主体工艺技术条件,对中—高成熟页岩型页岩油和砂质混合型页岩油开展的技术可采资源潜力评价的结果显示:目前,基于古龙页岩油试验区的主体开发技术,中—高成熟页岩油的技术可采资源量为8.10×10⁸ t,溶解气的技术可采资源量为0.13×10¹² m³。随着开发工艺技术的不断调整,古龙页岩油单井评估的EUR已大幅提升,页岩油的可采能力逐步提高。未来,随着压裂改造技术及页岩油开采工艺的进步,预计松辽盆地页岩油的可动用程度具有广阔的提升空间。

(1)松辽盆地上白垩统页岩形成于淡水湖盆沉积背景,页岩油资源具有独特性。松辽盆地页岩具有较高成熟度、高游离烃含量、页理缝发育、黏土矿物含量高和流体相态复杂等突出的地质优势和工程技术改造难点。晚白垩世的构造抬升作用导致松辽盆地各凹陷中页岩油的发育特征有较大差异。齐家—古龙凹陷遭受构造抬升作用较晚,持续埋藏时间长,其页岩的热演化程度明显高于长岭凹陷和三肇凹陷,这决定了齐家—古龙凹陷具有高成熟度、高气油比和高压力系数的页岩油富集特征,是目前松辽盆地页岩油开发的主体。

(2)页岩油按产油层能否生油可划分为页岩型页岩油和混合型页岩油2大类。页岩型页岩油按成熟度可进一步划分为中—高成熟页岩型页岩油和低成熟页岩型页岩油2类;混合型页岩油按照储层类型可进一步划分为砂质混合型页岩油和灰质/白云质混合型页岩油2类。松辽盆地主要发育中—高成熟页岩型页岩油、砂质混合型页岩油和低成熟页岩型页岩油3类页岩油资源。中—高成熟页岩型页岩油是松辽盆地资源潜力最大的页岩油类型,也是古龙页岩油目前勘探开发的重点。

(3)松辽盆地齐家—古龙凹陷页岩油资源量大,可动用潜力高。齐家—古龙凹陷中—高成熟页岩油的地质资源量为107.73×10⁸ t,溶解气资源量为1.75×10¹² m³,是现实的战略接替资源,其中,页岩型页岩油的地质资源量为99.78×10⁸ t,砂质混合型页岩油的地质资源量为7.95×10⁸ t;Ⅰ级页岩油的地质资源量为42.08×10⁸ t,Ⅱ级页岩油的地质资源量为33.67×10⁸ t,Ⅰ级+Ⅱ级资源量的占比达70%。基于古龙页岩油现有的开发试验工艺技术,中—高成熟页岩油的技术可采资源量为8.10×10⁸ t,溶解气的技术可采资源量为0.13×10¹² m³,其中,页岩型页岩油的技术可采资源量为7.27×10⁸ t,砂质混合型页岩油的技术可采资源量为0.83×10⁸ t。

(4)地质理论创新、实验技术进步以及开发生产数据的积累是页岩油资源评价的基础。目前,关于页岩油的生烃、富集和相态等研究已形成大量原创性地质认识;基于大量的保压密闭取心资料,研发了轻烃恢复技术,计算了地层的原始游离烃含量;创新了基于常规测试数据的有效页岩厚度精细预测技术。古龙页岩油的开发试验规律逐步显现,为页岩油可采系数的标定提供了科学性。以上理论认识、技术方法和基础数据等为古龙页岩油资源量的科学评价提供了有利支撑。

(5)松辽盆地页岩油的发育类型多样。页岩油勘探开发刚刚起步,地质理论和开发生产规律的认识,尚不够深入,资源潜力评价难度大,但意义也大。对于不同勘探开发阶段和不同需求主体,页岩油的资源评价方法和参数会存在一定的差别,因此会有不同的资源评价结果,以服务于国家、企业以及科学研究的不同需求。

致谢 页岩油资源评价工作得到了大庆油田有限责任公司勘探开发研究院和中国石油勘探开发研究院的大力支持,特别在成文过程中得到了刘合院士、金之钧院士、邹才能院士、韩征教授和王建教授等的悉心指导,在此一并感谢。

符号注释:

Q—页岩油地质资源量,t;A—评价面积,km²;h—储层有效厚度,m;ρ_r—页岩岩石密度,g/cm³;K_S1—游离烃恢复系数;ϕ—有效孔隙度;S_o—原始含油饱和度;ρ_o—平均地面原油密度,g/cm³;B_o—原油体积系数;R—测井电阻率,Ω·m。

基金项目: 中国地质调查局地质调查项目“全国页岩油资源潜力评价项目”(DD20242404)资助。

第一作者: 孙龙德,男,1962年3月生,2000年获中国科学院地质与地球物理研究所博士学位,现为中国工程院院士、中国石油天然气股份有限公司教授级高级工程师,长期从事油气勘探开发研究工作。Email:sunld-tlm@petrochina.com.cn

通信作者: 张君峰,男,1971年9月生,2005年获中国石油勘探开发研究院博士学位,现为中国地质调查局油气资源调查中心教授级高级工程师,主要从事油气调查与资源评价研究工作。Email:zhangjunfeng@cgs.gov.cn

作者介绍：

孙龙德，1962年3月15日出生于山东寿光，中国工程院院士，天然气田开发工程与石油地质专家，《石油学报》编委会副主任。在石油行业有超过40年工作经历，曾先后在山东胜利油田、新疆塔里木油田、南海油气区、黑龙江大庆油田和中国石油总部工作。现任怀柔国家实验室新疆基地主任，中国石油集团国家高端智库首席专家、中国石油科协主席，主要致力于油气田勘探开发研究与工程实践。是何梁何利基金科学与技术奖、光华工程科技（青年）奖获得者。获国家科技进步一等奖2项、二等奖2项，在国内外发表学术论文60余篇。

引用本文：

孙龙德, 贾承造, 张君峰, 崔宝文, 白静, 霍秋立, 徐兴友, 刘卫彬, 曾花森, 刘伟. 松辽盆地古龙页岩油重点地区资源潜力[J]. 石油学报, 2024, 45(12): 1699-1714.

Sun Longde, Jia Chengzao, Zhang Junfeng, Cui Baowen, Bai Jing, Huo Qiuli, Xu Xingyou, Liu Weibin, Zeng Huasen, Liu Wei. Resource potential of Gulong shale oil in the key areas of Songliao Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2024, 45(12): 1699-1714.