页岩油资源评价指标与方法——以松辽盆地北部青山口组页岩油为例
柳波1, 2，何佳1, 2，吕延防1，冉清昌1, 3，戴春雷1，李梅1
(1. 东北石油大学 非常规油气成藏与开发省部共建国家重点实验室培育基地，黑龙江 大庆，163318；
2. 黑龙江省高等学校科技创新团队“断裂变形、封闭性及与流体运移”，黑龙江 大庆，163318；
3. 中国石油 大庆油田有限公司 勘探开发研究院，黑龙江 大庆，163318)
摘要：基于我国页岩油勘探开发现状，结合页岩油气资源调查评价及有利区优选的相关工作要求，研究泥页岩中滞留烃丰度的影响因素，提出页岩油资源评价指标及方法。研究结果表明：在统计分析松辽盆地青山口组一段泥页岩相关参数基础上，氯仿沥青质量分数wA不但与ws1(即热解中自由烃质量比)具有正相关关系，而且成分更接近原油，其值同时受泥页岩有机质丰度和成熟度的影响，并可以由此建立定量计算模型，wA是页岩油资源评价的重要参数。根据生烃动力学原理和本区残留烃量随成熟演化的趋势可知：页岩油富集有利区的残烃量下限为0.35%，并通过蒙特卡洛法可获得计算松辽盆地北部青一段页岩油有效资源量为96.41×108 t。
关键词：页岩油；资源评价方法；蒙特卡洛法；资源量；有利区
中图分类号：TE121.1 文献标志码：A 文章编号：1672-7207(2014)11-3846-07
Parameters and method for shale oil assessment: Taking Qinshankou Formation shale oil of Northern Songliao Basin
LIU Bo1, 2, HE Jia1, 2, L
Yanfang1, RAN Qingchang1, 3, DAI Chunlei1, LI Mei1
(1. Accumulation and Development of Unconventional Oil and Gas, State Key Laboratory Cultivation Base
Jointly-constructed by Heilongjiang Province and the Ministry of Science and Technology,
Northeast Petroleum University, Daqing 163318, China;
2. “Fault Deformation, Sealing and Fluid Migration” Science and Technology Innovation Team in Colleges and Universities of Heilongjiang, Daqing 163318, China;
3. Exploration and Development Research Institute, Daqing Oilfield Company Limited, CNPC, Daqing 163318, China)
Abstract: Based on the status of shale oil exploration and development in China, and related work of shale oil and gas resource evaluation and favorable area optimization, the factors affecting the abundance of residual hydrocarbon in shale were studied, and the index and method for shale oil assessment were put forward. The results show that based on statistical analysis of shale parameters of Qingshankou Formation of Songliao Basin, mass fraction wA of chloroform bitumen not only has a positive correlation with ws1, i.e the mass ratio of hydrocarbon to rock, and its composition is closer to that of crude oil influenced by shale organic matter abundance and maturity. A quantitative calculation model can be established, and chloroform bitumen wA is the important parameter for shale oil resources evaluation. Through the hydrocarbon generation kinetics theory, combined with the quantity of residual hydrocarbon with mature trend, the lower limit of shale oil enriching area of northern Songliao Basin is 0.35%, and shale oil resources of first member volume of Qingshankou Formation calculated by Monte Carlo method is 96.41×108 t.
Key words: shale oil; method for assessment; Monte Carlo method; resources volume; favorable area
世界石油工业正在经历从常规油气藏向非常规油气富集区勘探的巨变。非常规油气目前的勘探热点为页岩油气，即相对富集于富有机质暗色泥页岩地层中的原油和天然气[1-3]。页岩气的成功勘探举世瞩目[4-7]，但页岩油的研究相对滞后。目前，页岩气资源评价指标与方法已经比较成熟，美国在页岩气勘探开发程度较高的基础上，根据测试得到吸附气、游离气及部分情况下的溶解气含量，或直接通过现场解吸获得含气量，应用FORSPAN法和生产动态类方法进行资源评价[8-10]。但页岩油资源评价研究还存在较大的争议，尤其是界定页岩油有利区的参数和指标应用比较混乱[11-12]，往往人为规定因素较大，不能客观反映页岩油富集的影响因素。在此，本文作者研究泥页岩中滞留烃丰度的影响因素，提出页岩油资源评价指标及方法。
1 页岩油资源评价参数
目前公认的直接评价页岩气、页岩油富集程度的指标分别为含气量与含油率。含气量为C1~C4烃类气体及微量非烃气体与岩石的体积分数，是通过现场密闭取心测得，也可以通过计算吸附气、游离气及溶解气之和获得。含油率为C6~C38烃类、胶质及沥青质与岩石的质量分数，目前还没有规范、统一的测试标准或计算方法。此外，国内页岩油气，尤其是页岩油刚起步，含气量与含油率还缺少丰富、系统的评价数据，难以满足页岩油气有利区优选及资源评价的要求。相比之下，地球化学评价指标在各油田都有大量的数据基础，ws1与氯仿沥青质量分数wA即为直接评价烃源岩内残烃量的指标。其中，ws1为C14~C18烃类与岩石的质量比，与原油成分相比，缺少高碳数的烃类、沥青质及非烃含量；wA为可溶性有机质的质量分数，成分包括C6~C38烃类、胶质及沥青质，与原油成分相似，参数意义与含油率接近。wA与ws1具有较好的相关关系，不但单井(图1，松辽盆地北部金86井青一段32个实测数据点)相关关系好，同一层段多井数据也符合这一规律。如图2所示，松辽盆地北部青一段8口井(达32井、达34井、扶205井、古572井、金58井、金86井、民67井、英15井)的154个实测数据点，拟合得到：
wA=0.242 2×ws1＋0.158 7 (1)
R2=0.799，因此，对于具有线性相关关系的这一对参数，选择wA作为页岩油评价指标更为可靠，操作性强。
图1 松辽盆地北部单井青一段ws1与氯仿沥青质量分数wA相关关系
Fig. 1 Relationship between ws1 and wA of a single well of Qingyi member in northern Songliao basin
图2 松辽盆地北部多井青一段ws1与氯仿沥青质量分数wA相关关系
Fig. 2 Relationship between ws1 and wA of multiply wells of Qingyi member in northern Songliao basin
2 页岩油评价参数分析
目前应用wA计算页岩油资源量及优选有利区往往是通过统计平均的方法统一赋值，这种做法忽略了烃源岩生烃的非均质性，井间或没有实测数据的地区也难以获得准确的评价。因此，有必要研究wA的影响因素，根据成因法建立wA的计算评价模型，再进行资源评价与有利区优选。
2.1 wA与烃源岩质量的关系
单井分析表明，wA与有机质丰度w(TOC)具有较好的线性关系，并且拟合线向原点延伸，可近似相交，但各井相关关系的线性斜率又明显不同。如达34井青一段14个实测点的拟合结果，线性斜率为0.188 4(图3)，扶205井青一段15个实测点的拟合结果，线性斜率为0.042 0(图4)。
用同样的方法对松辽盆地北部代表不同成熟度的取样段进行了单井拟合(表1)。19口井的847个实测数据的拟合结果表明，wA与TOC的质量分数w(TOC)
的线性相关关系普遍较好，可以表示为
wA=a×w(TOC)+b (2)
R2介于0.607 4~0.942 5之间；a与b为拟合常数，根据不同单井的拟合结果赋值。
图3 达34井w(TOC)与wA相关关系
Fig. 3 Relationship between w(TOC) and wA of Da34 well
图4 扶205井w(TOC)与wA相关关系
Fig. 4 Relationship between w(TOC) and wA of Fu25 well
表1 松辽盆地北部典型井wA与w(TOC)线性拟合结果
Table 1 Linear fitting results of wA and w(TOC) of typical wells in the northern Songliao basin
2.2 wA与烃源岩热演化的关系
根据wA与w(TOC)的线性关系，截距b大多小于0.1(表1)，因此原线性公式可简写为：
a=wA/w(TOC) (3)
wA/w(TOC)为有机质向油气的转化程度，即当b≈0时，a为与烃源岩热演化相关的参数，实测数据a≈wA/w(TOC)，与Ro相关关系较好也充分证实了这一点(图5)。由此说明：在wA与 w(TOC)的线性关系中，不同的斜率a是演化程度不同造成的，并且a与Ro线性关系较好。将Ro代替a，将各井所有wA与w(TOC)的实测点都投到一个图版里，就可解释这些散点的楔形分布，见图6。
图5 松辽盆地北部wA/w(TOC)与Ro的相关关系
Fig. 5 Relationship between wA/w(TOC) and Ro in northern Songliao basin
图6 松辽盆地北部wA与w(TOC)和Ro相关关系
Fig. 6 Relationship between wA and w(TOC), Ro in northern Songliao basin
由图6可知：当成熟度相同时，w(TOC)越高，wA越大；当w(TOC)相同时，成熟度越高，wA越大；即wA受控于烃源岩质量与烃源岩的演化程度，这种模型是建立在单位有机碳生烃潜力相同的假设前提。如当wA为0.5%时，可以是由w(TOC)为2%，Ro为1.0%的泥页岩生成，也可以是由w(TOC)为3%，Ro为0.8%的泥页岩生成，还可以是w(TOC)为5%，Ro为0.6%的泥页岩生成，等。总之，w(TOC)与Ro对wA的影响为互补关系。此外，从图6可知：wA趋近于2%，可能与源岩内部最大饱和烃量有关。
3 页岩油资源评价标准
王飞宇等[13]将绿河页岩和Pematang页岩与松辽盆地晚白垩世青山口组泥岩的生烃活化能Ea和频率因子A进行对比，认为全球范围内湖相源岩生烃动力学具相拟性。Pepper等[14]提出不同有机相源岩生油和生气的活化能分布模型，有机相C为典型湖相源岩，松辽盆地北部青山口组样品实验分析所获得的生油气化学动力学参数与Pepper等[14]提出的有机相C源岩的基本相似。有机相C湖相源岩生排烃的化学动力学模型如图7所示。泥页岩能否排烃取决于生油量是否能满足最大滞留量，若泥页岩生成的烃量低于最大滞留量，则泥页岩生成的烃类没有排出，会大量滞留于泥页岩内，而随着生烃的进行，泥页岩内部的滞留烃量越来越多(TI)，超过最大滞留量(约120 ℃时)后，泥页岩大量排烃，并会导致泥页岩内部的滞留烃量降低。从页岩油的角度来看，滞留烃量对应的主生烃期(110~ 150 ℃)是最有利于页岩油富集的演化阶段。在地球化学指标中，wA即为源岩中残留烃量。
图7 有机相C湖相油源岩HI和TI随温度的变化(加热速率2 ℃/Ma)[14]
Fig. 7 HI and TI changed with temperature of organic phase C of lacustrine oil source rocks (heating rate is 2 ℃/Ma)[14]
松辽盆地北部wA与Ro关系如图8所示。由图8可以看出：wA与生排烃动力模型中TI的变化趋势一致，即随着生烃演化的进行，wA在Ro=0.35%出现曲线拐点，快速增高至约1.8%~2.0%后发生排烃，随后wA缓慢降低，趋于0.35%。
图8 松辽盆地北部wA与Ro关系图
Fig. 8 Relationship between wA and Ro in northern Songliao basin
根据ws1与wA的拟合公式计算，wA为0.35%对应的ws1为0.79 mg/g，该值在ws1热演化曲线中同样对应为曲线拐点。此外，泥页岩经过大量排烃后进入过成熟阶段，一般认为是没有页岩油勘探潜力的，这个演化阶段对应的wA亦为0.35%。由此可以认为：wA大于0.35%是泥页岩内部残留烃富集的下限，根据目前国内页岩油气资源调查情况，可以将其定为有利区或是页岩油气富集区的残烃量下限。
一般将wA包络线的半幅值，即0.80%作为高效资源量的起算标准或是页岩油富集核心区的残烃量下限。根据wA的w(TOC)与热演化模型可知，页岩油富集下限即wA为0.35%对应的w(TOC)和Ro界限都是变量，更符合实际情况。与国土资源部页岩油评价指标相比，该页岩油资源评价标准对本区更具有针对性和适应性；与“三分分级评价”相比该评价标准更能解释w(TOC)与wA相关关系中包络线内部wA的非均质性，并能排除包络线“三分”画法的多解性，对于资源评价来说更为准确。
4 页岩油资源评价方法
页岩油气资源评价方法目前主要采用体积法、类比法及成因法。体积法由于其可操作性强，应用最为广泛，其难点在于确定代表泥页岩含油性的参数及更为贴近实际的赋值。体积法中的wA的公式为：
Q=D·S·H·wA (4)
式中，Q为页岩油资源量，t；D为泥页岩密度，t/km3；S为泥页岩分布面积，km2；H为泥页岩厚度，km。以往工作的计算方法是将wA取平均值后代入公式进行计算，由于地质因素的复杂性，计算结果的可靠性无法确定。针对以上问题，根据本文提出的wA计算模型，将蒙特卡洛法引入资源量计算中[15-16]。将w(TOC)与Ro等值线图网格化，网格密度根据计算需要可进行调整，应用模型计算网格每点的wA，代入式(4)计算每网格点的页岩油资源量，再进行蒙特卡洛加运算，即可求得目标区的页岩油资源量。
以松辽盆地北部青一段为例：1) 通过井点实测w(TOC)的平均值，结合沉积相背景，勾画出w(TOC)等值线图；2) 建立Ro与深度的演化趋势，勾画出Ro等值线图；3) 编辑程序，利用图6所示关系曲线，根据w(TOC)和Ro的平面等值分布，计算出wA的平面等值线图，找出wA大于0.35%的平面分布范围(图9)；4) 由地震剖面和探井控制，勾画出青一段厚度等值线图；5) 采用体积法计算页岩油地质资源量。
需要说明的是：在实际操作中，若通过单井w(TOC)与Ro先算出氯仿沥青wA，则在勾画wA等值线时就会缺少探井外推依据，所以，应该先通过沉积相和热演化史确定w(TOC)和Ro的平面等值线图，再计算出wA的等值线图。
由以上方法计算出的松辽盆地北部青一段页岩油总资源量为158.25×108 t，有效资源量为96.41×108 t，显示了页岩油的巨大资源潜力。若选取wA包络中值0.80%为核心区下限，可优选出4个页岩油核心区，其页岩油高效资源量总和为39.89×108 t。
图9 松辽盆地北部青山口组一段页岩油有利区分布图
Fig. 9 Favorable area of shale oil of Qingyi member in northern Songliao basin
5 结论
1) wA具有测试手段成熟简单、数据基础丰富的特点，并接近“含油率”的概念，与ws1具有较好的相关关系，可以作为页岩油资源评价和有利区优选的指标。
2) wA与烃源岩质量和演化程度具有相关关系，并可建立图版预测不同泥页岩有机质丰度对应的不同热演化阶段的wA。
3) 生烃动力学模型与wA随热演化变化趋势可以确定页岩油富集下限对应的wA为0.35%。
4) 以wA为0.35%为下限时，页岩油有效资源量为96.41×108 t，以wA为0.80%为下限时，页岩油高效资源量为39.89×108 t。
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(编辑 赵俊)
收稿日期：2013-12-20；修回日期：2014-03-13
基金项目(Foundation item)：国家青年自然科学基金资助项目(41202101)；中国博士后科学基金面上资助项目(2013M541338)；国土资源部全国油气资源战略选区调查与评价专项(2009GYXQ15)；黑龙江省教育厅科学技术研究项目(12541084) (Project(41202101) supported by the National Natural Science Foundation for the Youths; Project(2013M541338) supported by China Postdoctoral Science Foundation; Project(2009GYXQ15) supported by Investigation and Evaluation Fund of Oil and Gas Resources for the National Stategy of Ministry of Land and Resources; Project(12541084) supported by the Science and Technology Research Program of Education Department of Heilongjiang)
通信作者：柳波(1983-)，男，山西大同人，博士，副教授，从事油气成藏地质学、非常规油气地质研究；电话：04589-6503230；E-mail: liubo6869@163.com
