澳大利亞東部Eromanga盆地Toolebuc組海相頁巖油氣地質特征與風險分析

張雪峰，石雪峰，葛巖，李樂忠，唐穎

1.中海油能源發展股份有限公司 工程技術分公司，天津 300452；2.中海石油氣電集團 技術研發中心，北京 100007

0 引言

澳大利亞東部富含油氣盆地的常規油氣和煤層氣的勘探開發已經超過40年[1]。由于該地區侏羅系—白堊系頁巖十分發育，近10年來，有關頁巖油氣資源的研究和評價日漸增多。Jiang et al.[2]通過鉆井數據對Eromanga盆地頁巖開展了地球化學特征研究，并對頁巖氣成因展開分析；李樂忠等[3]對Toolebuc組頁巖生烴潛力進行了評價；葛巖等[4]分析了頁巖孔隙結構、類型對頁巖油氣保存的影響。以往的研究形成了大量成果認識，但該地區頁巖油氣的勘探整體仍處于探索階段。因此，開展頁巖油氣成藏機理、主控因素和勘探潛力等方向的研究十分必要。筆者以Eromanga盆地東北部區域為研究區，根據鉆井、地球物理和測井數據對優質頁巖分布規律、頁巖油氣地質特征、主控因素以及勘探開發風險等進行了分析，為后期勘探活動和類似的海相頁巖油氣研究提供參考。

1 區域地質概況

Eromanga盆地位于澳大利亞東北部昆士蘭州，為侏羅紀—白堊紀形成的陸內克拉通沉積盆地[5]。盆地面積約600 000 km2，局部覆蓋于晚古生代Galilee盆地之上。盆地整體可劃分為陸相-海相-陸相3套沉積環境[1]，古生代主要接受陸相沉積，形成內陸盆地，發育有寒武系至二疊系的大部分地層；早二疊世末至中晚三疊世發育大型不整合面，地層缺失；早白堊紀末期發生大規模的海侵，形成了盆地內富含有機質的頁巖層段[4]；晚白堊世地層大幅抬升，為陸相沉積環境(圖1)。

圖1 Eromanga盆地構造及地層柱狀圖(據文獻[2, 4]修改)Fig.1 Structure and stratigraphic histogram of Eromanga Basin

白堊紀Toolebuc地層由暗色泥巖、碳質頁巖、鈣質頁巖、灰巖及粉砂質泥巖組成。受下部地層地形條件的影響，頁巖厚度由南西向北東逐漸變薄，并在盆地東北部與Galilee盆地邊界出露地表[6]，最大埋深約1 500 m，厚度20～40 m。具有厚度大、埋深適中、連續性好的發育特征(圖2)。

圖2 Eromanga盆地地層東西向連井剖面圖(剖面線位置如圖1黑線所示)Fig.2 East-west connected well sections of formations in Eromanga Basin

2 泥頁巖地球化學特征

2.1 總有機碳(TOC)含量

總有機碳(TOC)含量是頁巖氣評價的一個重要指標，高TOC表明頁巖具有較強的生烴潛力和較大的吸附能力[7]。根據研究區頁巖巖芯實驗分析，采用測井方法計算，大部分實驗樣本有機碳(TOC)含量介于2.9%～9.4%，平均5.84%。根據盧雙舫[8]烴源巖含油量與TOC 關系的“三分性”劃分標準，以ω(TOC)=3.7%作為烴源巖好壞的界限，研究區Toolebuc組頁巖層具有極好的生烴潛力(圖3)。

圖3 Eromanga盆地Toolebuc組頁巖S1與TOC關系Fig.3 Relationship between S1 and TOC of Toolebuc Formation shale in Eromanga Basin

2.2 有機質類型

采用有機地球化學法，根據干酪根可溶烴(S1)、熱解烴(S2)和熱解揮發份含氧揮發物(S3)以及相應的溫度，得出氫指數(HI)、氧指數(OI)、生烴潛力(S1+S2)和最大熱解峰溫(Tmax)等參數，可以快速地評價烴源巖，確定有機質類型、生油氣潛力和油氣轉化率[9]。根據氫指數(HI)與氧指數(OI)范氏圖，研究區Toolebuc組頁巖中干酪根類型以Ⅰ型和Ⅱ1型為主，有少量Ⅱ2型，極富氫而貧氧，生油傾向強烈(圖4)。

采用有機巖石學方法，通過鏡下統計干酪根各類有機顯微組分含量的百分比，并乘以相應的加權系數(鏡質組-75、惰質組-100、殼質組+50、腐泥組+100)，求取了Toolebuc組頁巖干酪根類型指數TI。結果顯示，3口井的4個頁巖樣品殼質組含量均在80%±，3個樣品為Ⅱ1型，1個為Ⅱ2型，均反映很好的生烴潛力(表1)。

表1 Eromanga盆地Toolebuc組頁巖干酪根顯微組分含量

圖4 Eromanga盆地Toolebuc組頁巖有機質類型判別圖Fig.4 Discriminant diagram of shale organic matter type of Toolebuc Formation in Eromanga Basin

2.3 有機質成熟度

有機質的成熟度是決定其能否向烴類轉化和轉化程度的量度[10]。常用且較有效的有機質成熟度的評價方法有鏡質體反射率(Ro)、孢粉色變指數、巖石熱解和可溶有機質等物理或化學方法等。

采用激光拉曼光譜多種顯微組分熒光變化分析法(FAMM)對研究區 Toolebuc組頁巖成熟度進行計算[11]。結果顯示研究區Toolebuc組頁巖鏡質組反射率(Ro)在0.54%～0.68%之間，處于低成熟初期階段，已進入生烴門限。

研究區Toolebuc組頁巖Tmax在417.33～461.44℃之間，平均為426.18℃，表明部分樣品已達到生油的成熟度；PI在0.015～0.060之間，平均為0.034，表明有機質向可溶烴的轉化率過低，所有樣品均未能有效生成可溶烴。綜合分析，Toolebuc組頁巖雖然部分已達到生油成熟度，但是未能有效生成可溶烴(圖5)。

圖5 Eromanga盆地Toolebuc組頁巖成熟度判別圖Fig.5 Discriminant diagram of shale maturity of Toolebuc Formation in Eromanga Basin

3 頁巖油氣儲集條件

3.1 儲集空間類型

根據巖芯觀察，Toolebuc組頁巖儲集空間類型以孔隙為主，裂隙不發育?？紫额愋投鄻?，以溶蝕孔、粒間孔較為常見，偶爾可見微生物骨骼孔及粒內孔(圖6)。

3.2 頁巖礦物組成

脆性礦物含量是影響頁巖基質孔隙和微裂縫發育程度及壓裂改造方式等的重要因素，脆性礦物含量越高，巖石脆性越強，在構造運動或水力壓裂過程中越易形成天然裂縫或誘導裂縫，從而形成復雜的裂隙網絡，有利于頁巖氣開采。石英是頁巖儲層的主要脆性礦物，長石、白云石等也是頁巖儲層中的易脆組分[12]。

通過5口井26個頁巖巖芯樣本XRD測定，研究區Toolebuc組頁巖石英含量為8%～34%，平均為22.3%，較美國、加拿大和中國部分頁巖石英含量低[13](表2)，其均值也小于Wang[14]認為的優質頁巖儲層石英含量的下限值25%，說明Toolebuc組頁巖脆性較低。

表2 各地區頁巖儲層石英含量比較(據文獻[13])

頁巖樣本全巖礦物XRD測定結果還顯示，Toolebuc組脆性礦物除石英以外還包括鉀長石、斜長石、黃鐵礦、白鐵礦、磷灰石和方解石，黏土礦物包括綠泥石、伊利石、高嶺石和伊-蒙混層，另有一個樣品中含極少量蒙脫石。將Toolebuc組頁巖樣品測定結果與北美Barnett頁巖[15]、四川盆地龍馬溪組頁巖比較，Toolebuc組頁巖黏土礦物含量較Barnett頁巖高，比龍馬溪組頁巖低，脆性居于Barnett頁巖和龍馬溪頁巖之間(圖7)。

圖7 Toolebuc頁巖與北美Barnett頁巖、四川盆地龍馬溪組頁巖礦物組成對比圖Fig.7 Mineral composition comparison of Toolebuc shale with Barnett and Longmaxi shales

3.3 儲集空間物性

根據3口井23個SRP樣品的測試，Toolebuc組頁巖孔隙度為9%～18.5%，平均為15.4%；滲透率為1.88～116 mD，平均為13.5 mD(表3)。

表3 Eromanga盆地Toolebuc組頁巖物性特征

Toolebuc組頁巖孔隙度很高，具有油氣富集的有利條件；但由于Toolebuc組頁巖整體脆性較低，導致Toolebuc組頁巖的裂縫不發育，整體滲透率較低，嚴重制約了頁巖的滲透能力。

4 頁巖含油氣性分析

通過解吸實驗和等溫吸附實驗對比確定Toolebuc組頁巖含氣量。結果顯示，頁巖含氣量解吸結果與等溫吸附實驗結果比較接近，處于0.66～1.09 cm3/g范圍。在含氣量解吸結果中，殘余氣占總含氣量的80%±，解吸率極低，對頁巖氣開采是不利的。碳、氫同位素組成可以反映母質類型、沉積環境和演化環境，是氣體類型劃分、運移特征的重要參數[16]。生物成因氣是有機質在淺埋藏地層環境中由厭氧菌分解有機質形成，熱成因氣是有機質在深埋地層環境中受熱降解和裂解所形成的，或者是在更高地層溫度下由油裂解成氣。氣體碳氫同位素組成表明，Toolebuc組頁巖氣主要生成于有機質未成熟-早期成熟階段，為低成熟階段的熱成因氣和混合成因氣(圖8)。

圖8 Eromanga盆地Toolebuc組頁巖油氣成因判識Fig.8 Identification of oil and gas genesis of Toolebuc Formation shale in Eromanga Basin

5 頁巖油氣富集主控因素及主要風險

頁巖油氣富集的基本條件是需要一定數量的有機質達到生烴下限成熟度，生成的烴類需要有利的上覆下伏巖層和穩定的構造條件保證油氣的保存。

盆內向斜頁巖油氣藏主要位于為斜坡，頂部和底部亦為一套砂泥混合的封蓋層，受斷裂影響分成若干次級斷塊。Toolebuc組頁巖有機碳(TOC)含量平均為5.84%，豐度很高，但整體成熟度偏低(0.54%

圖9 Eromanga盆地Toolebuc組頁巖油氣成藏模式圖Fig.9 Hydrocarbon accumulation model of Toolebuc Formation shale in Eromanga Basin

6 結論

(1)研究區頁巖油氣儲層具有“厚度大、有機質豐度高、孔隙度高”的有利方面；同時也存在“成熟度低、滲透率偏低”等不利因素。綜合對比來看，具有開展油氣勘探的潛力，但總體風險較大。

(2)根據研究區頁巖油氣成藏的特征，建議采用勘探開發一體化的思路，在研究區西南部頁巖厚度較大、埋藏較深和地球化學特征較好的地區部署一定勘探工作量，根據鉆探及評價情況制定進一步勘探策略。

(3)研究區勘探開發需要注意兩點主要風險：①研究區Toolebuc組頁巖整體成熟度相對偏低，剛進入生油門限，尚未達到油氣生成高峰。在實鉆過程中多井有油氣顯示，不排除在成熟度較低的區域，或因生物作用有少量的油氣生成。②頁巖滲透率較低，現場解吸率較低，不利于后期的開發生產。另外，油氣保存需要穩定的構造條件，斷裂活動強烈的區域不利于油氣的成藏。