油气开发 | 米立军等：渤海海域页岩油资源潜力

文摘 2024-08-10 06:21 湖北

摘要：

渤海海域古近系沙河街组和东营组页岩油资源丰富，但勘探程度低，对页岩油资源的潜力评价和资源禀赋差异缺少系统研究，制约了勘探部署和有利区优选。基于渤海海域勘探开发实际情况，综合烃源岩地球化学实验及全岩矿物分析等，明确了渤海海域页岩油的资源潜力并指明了有利勘探方向。研究结果表明：(1)渤海海域5个富烃凹陷普遍发育优质烃源岩，成熟度适中，有利于形成页岩油。页岩油划分为分散资源、低效资源和富集资源等3类资源，各凹陷富集资源评价显示具有共同特征，总有机碳含量（TOC)>1.8%，热解游离烃量（S1)>2.0 mg/g。(2)渤海海域5个富烃凹陷页岩油富集段均有分布，其中黄河口凹陷和渤中凹陷发育2个不同深度范围的页岩油富集段，且黄河口凹陷页岩油富集段埋深较浅，分布在2 800 m左右，辽中凹陷、歧口凹陷和秦南凹陷页岩油富集段埋深分布在2 800～3 200 m。(3)渤海海域沙（沙河街组）三段、沙一段和东（东营组）三段页岩油有利区面积均超10 000 km2,5个富烃凹陷页岩油资源潜力总计超150×108 t，中-高成熟页岩油资源潜力总计超66×108 t，其中黄河口凹陷和辽中凹陷有机质丰度高、类型好，富集页岩油深度浅、资源潜力大，是现阶段最有利的勘探区域。

作者|米立军徐建永李威

原题|渤海海域页岩油资源潜力

来源|石油与天然气地质

小编|小油

→这是"油气研究前瞻"的第262篇文章

近年来，非常规油气成为全球能源结构的重要部分，尤其是页岩油气已经成为油气理论研究和勘探开发的热点领域^[1-2]。北美页岩油气历经60余年持续不断的攻关探索，依靠水平井和体积改造技术的突破及大规模推广应用，在21世纪初实现了海相页岩油气勘探开发的跨越式发展^[3]。近10年来，美国海相页岩油产量以年均超过25%的速度快速增长，2021年页岩油（致密油）产量达3.52×10⁸t，实现了由能源净进口国向能源净出口国的重大转变，也改变了全球能源供给版图和地缘政治格局^[4]。

中国陆相页岩油资源丰富，地质理论基础和勘探思路逐步从“陆相页岩生油”向“陆相页岩产油”转变^[3]，在该理论指导下，准噶尔、鄂尔多斯、松辽、渤海湾、四川、三塘湖和柴达木等盆地的页岩油勘探均取得重要进展和突破；2021年，中国陆相页岩油产量约为272.3×10⁴t，其中，鄂尔多斯盆地延长组7段页岩油产量为188.0×10⁴t，准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油产量为42.0×10⁴t，松辽盆地古龙凹陷青山口组页岩油产量为2.0×10⁴t，松辽盆地南部页岩油产量为4.7×10⁴t，三塘湖盆地页岩油产量为21.0×10⁴t^[4]。建立了新疆吉木萨尔和大庆古龙等国家级陆相页岩油示范区，中国陆相页岩油展现出良好发展前景。

目前，中国东部渤海湾盆地页岩油建产主要在黄骅坳陷和济阳坳陷，其中黄骅坳陷沧东凹陷孔店组二段页岩油产量为17.8×10⁴t^[5]，歧口凹陷沙河街组三段（沙三段）QY10-1-1井产油量为103.5 t/d^[6]，南堡凹陷沙一段NP2-46井最高产油量为18.2 t/d^[7]；济阳坳陷沙四段上亚段和沙三段下亚段均获得了工业油流，古近系页岩油产量为4.6×10⁴t^[4]。尤其重要的是在持续攻关中，渤海湾盆地济阳坳陷古近系中-高演化程度页岩油勘探获得全面突破，特别是中-低演化程度页岩油的突破，大大拓展了渤海湾盆地页岩油的勘探空间，展示了一个崭新的战略接替领域^[8]。

渤海海域为渤海湾盆地沉降和沉积中心，目前页岩油气勘探处于初始阶段，在渤中凹陷已有百余口探井钻遇高气测异常泥岩段，如BZ21-2-1井东营组发现260 m厚的高气测异常段，在渤中19-6构造上，多口井在东三段—沙三段钻遇气测高异常段，而在CFD23-1-1井沙河街组泥页岩段多处可见原油^[4]。从渤海湾盆地页岩油气勘探现状来看，渤海湾盆地具有极为广阔的前景，尤其是作为新生代沉积中心的渤海海域，拥有丰富的物质基础条件。明确渤海海域各洼陷页岩油特征及潜力、优选有利区带和凹陷，对于渤海海域页岩油勘探具有重要理论依据和勘探意义。

区域地质概况

渤海海域位于渤海湾盆地东部，是渤海湾盆地新生代的沉降中心，主要划分为26个二级构造单元，包括14个凹陷和12个凸起。目前，已经证实的资源潜力最大的富烃凹陷主要有5个：渤中凹陷、辽中凹陷、秦南凹陷、黄河口凹陷和歧口凹陷[9]（图1）。渤中凹陷是渤海湾盆地沉降中心，也是渤海海域沉积厚度最大的凹陷，新生界沉积最大厚度超10 km，面积约9 000 km2；辽中凹陷位于渤海海域东北部，是陆上下辽河坳陷向辽东湾延伸部分，呈NE-SW向分布，新生界沉积最大厚度超10 km，面积超4 000 km2；黄河口凹陷位于渤中凹陷南部，以渤南低凸起为分隔带，新生界沉积最大厚度超7 km，面积超2 000 km2；歧口凹陷位于渤海海域西部与胜利油田接壤，新生界沉积最大厚度超10 km，面积约1 700 km2。

渤海海域新生代地层自下而上发育古近系孔店组、沙四段、沙三段、沙二段、沙一段、东三段、东二段、东一段，新近系馆陶组、明化镇组和第四系平原组11套沉积地层。其中沙三段、沙一段-沙二段和东三段是渤海海域全区分布的主力烃源岩层[9-12]。

渤海海域烃源岩特征

渤海海域以沙三段、沙一段和东三段为主要烃源岩层，但是受构造和沉积等因素控制，各凹陷烃源岩各有特点，本文重点针对渤海海域渤中凹陷、黄河口凹陷、辽中凹陷、歧口凹陷和秦南凹陷等进行分析研究。

图1 渤海海域构造单元划分[11]

Fig.1 Map showing the structural units in the Bohai Sea area[11]

对渤海海域3套烃源岩有机质丰度评价采用陆相烃源岩评价标准（SY/T 5735—1995）进行评价。从渤海海域有机质丰度上来看（图2），渤中凹陷烃源岩均是中等-极好烃源岩，其中沙三段、沙一段以极好烃源岩为主，东三段以中等-好烃源岩为主（图2a）；黄河口凹陷烃源岩丰度分布一致，均为中等以上烃源岩（图2b）；辽中凹陷烃源岩以中等-好烃源岩为主，局部地区发育差烃源岩（图2c）；歧口凹陷烃源岩以中等-好烃源岩为主（图2d）；秦南凹陷烃源岩以中等-好烃源岩为主（图2e）。

从有机质类型上来看（图3），各凹陷3套烃源岩分布差异较为明显。其中渤中凹陷沙三段和沙一段烃源岩以Ⅰ-Ⅱ1型为主，东三段烃源岩以Ⅱ1-Ⅱ2型为主（图3a）；黄河口凹陷烃源岩类型分布较为一致，均以Ⅰ-Ⅱ1型为主（图3b）；辽中凹陷沙三段烃源岩类型以Ⅰ-Ⅱ1型为主，局部地区发育Ⅱ1-Ⅱ2型，沙一段主要以Ⅰ-Ⅱ1型为主，东三段以Ⅱ1-Ⅱ2型为主，局部地区发育Ⅲ型（图3c）；歧口凹陷沙三段烃源岩类型以Ⅰ-Ⅱ1型为主，沙一段主要以Ⅰ-Ⅱ2型为主，东三段以Ⅱ2型为主（图d）；秦南凹陷烃源岩类型分布较为一致，均以Ⅰ-Ⅱ1型为主（图3e）。

渤海海域页岩油生成演化

泥页岩储层的页岩油潜力评价，首先需要明确泥页岩含油性及含油量，尤其是具有流动性的游离烃量。目前的地球化学实验测试参数中，能直接反映泥页岩含油量的地球化学指标主要是氯仿沥青“A”含量和热解游离烃量（S1），其中应用广泛且具有可对比性的主要是热解烃量。卢双舫等[13]认为由于干酪根不仅是生成油气的主要先质，也是吸附油气的主要介质，因此需要将反映干酪根含量最直观、有效的指标总有机碳含量（TOC）、热解烃量和氯仿沥青“A”含量结合使用，才能达到对页岩油含油性和含油量进行分级评价的目的。同时基于中国陆上盆地的大量实验数据进行统计分析，通过TOC和S1呈现出的“缓慢增加—迅速增加—保持不变”的分段性，将页岩油潜力划分为分散资源、低效资源和富集资源3类[13]。

图2 渤海海域烃源岩评价

Fig.2 Evaluation of source rocks in the Bohai Sea area

a.渤中凹陷；b.黄河口凹陷；c.辽中凹陷；d.歧口凹陷；e.秦南凹陷

图3 渤海海域烃源岩有机质类型分布

Fig.3 Organic matter types of source rocks in the Bohai Sea area

a.渤中凹陷；b.黄河口凹陷；c.辽中凹陷；d.歧口凹陷；e.秦南凹陷

针对渤海海域泥页岩页岩油潜力，通过分凹陷进行评价，在对凹陷页岩油潜力评价的基础上，宏观对比各凹陷页岩油潜力，分析其异同点。渤海海域中渤中凹陷S1与TOC的关系具有明显的三段式特征（图4a）：当TOC较低（<0.8%）时，趋势线基本平直，S1保持稳定低值，分布在0.5 mg/g左右，属于分散资源；当TOC介于0.8%～1.8%时，S1则呈现明显的上升趋势，属于低效资源；当TOC较高（>1.8%）时，S1则保持相对稳定的高值，趋势线也保持平直，属于富集资源。黄河口凹陷、辽中凹陷、歧口凹陷、秦南凹陷泥页岩S1与TOC的关系与渤中凹陷相似，均具有三段式分布特征（图4b—e），分散资源与低效资源的TOC界限略有差异，主要分布在0.6%～0.8%，而富集资源的TOC界限与渤中凹陷一致，均为TOC>1.8%。同时从图4中可以看出，渤海海域渤中凹陷、黄河口凹陷、辽中凹陷、歧口凹陷、秦南凹陷中富集资源与低效资源S1分界线均为2.0 mg/g；因此从渤海海域各凹陷页岩油的三段式分布可以看出，渤海海域页岩油富集资源的划分界线具有一致性，从地化参数来看主要分布在TOC>1.8%、S1>2.0 mg/g区间。

图4 渤海海域烃源岩S1-TOC关系图

Fig.4 S1-TOC content cross plots of source rocks in the Bohai Sea area

a.渤中凹陷；b.黄河口凹陷；c.辽中凹陷；d.歧口凹陷；e.秦南凹陷

渤海海域泥页岩TOC=1.8%的稳定高值段代表了有机质丰度的临界值，烃源岩所生成的液态烃量可以满足页岩各种形式的吸附和滞留需要，丰度更高时页岩滞留油量达到饱和，即泥页岩中富含游离烃，相应的游离油也达到了高峰，这类泥页岩的含油量最为丰富，属于富集资源，是近期页岩油评价和勘探最现实的对象。而在TOC<0.7%的稳定低值段，代表该部分泥页岩有机质丰度低，滞留油量有限，从S1<1.0 mg/g也可以看出，该类泥页岩滞留量少且分散，以游离态分布于烃源岩孔隙中或吸附于有机质表面，属于目前难以被开发的一类资源，经济性有限，即分散资源。介于富集资源与分散资源部分，表明泥页岩中已经生成了一定的游离烃量，但是含油饱和度不如富集资源部分，具有一定的潜力，属于潜在的低效资源。

然而，也要注意到渤海海域目前测试的泥页岩样品发生了一定的轻烃损失，导致基于S1含量值评价的页岩含油性差于实际含油性，即泥页岩实际的含油性要优于依据目前数据所评价的页岩油潜力。因此综合分析认为，渤海海域沙三段、沙一段和东三段泥页岩含油性较好，具有良好的页岩油勘探潜力。

渤海海域页岩油可动性评价

Jarive等[14]提出含油饱和度指数（OSI）作为页岩油可动性的评价指标，OSI是表征页岩层系是否具有较高游离烃量（S1）的关键参数。国内外页岩油勘探实践证实[6,15],S1/TOC比值一般作为页岩油可动性的指标，其值越大，页岩油可动性越好[16]。

渤海海域泥页岩游离烃与深度关系表现在各凹陷中具有明显的差异性。渤中凹陷沙三段、沙一段和东三段泥页岩游离烃含量与深度关系显示（图5),S1和S1/TOC具有双高峰特征，其中埋深在3 500 m以浅S1和S1/TOC与深度呈现正相关性，为游离烃递增阶段；埋深在3 500～4 000 m达到第一个高峰，此时0.7%

图5 渤中凹陷游离烃垂向分布特征

Fig.5 Vertical distribution of free hydrocarbons in the Bozhong Sag