地质科学  2016, Vol. 51 Issue (2): 533-546   PDF    
吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩评价及页岩油富集条件探讨

邱振1, 2, 陶辉飞3, 卢斌2, 吴晓智1, 杨智1, 唐勇4, 崔景伟1, 周杰2    
1. 中国石油勘探开发研究院 北京 100083;
2. 中国石油勘探开发研究院廊坊分院 河北廊坊 065007;
3. 中国科学院地质与地球物理研究所兰州油气资源研究中心 兰州 730000;
4. 中国石油新疆油田分公司 新疆克拉玛依 834000
基金项目: 国家重点基础研究发展计划"973"项目(编号: 2013CB228001)、中石油第四次油气资源评价重大专项(编号: 2011ZX05001)和中国科学院战略性先导科技专项(编号: XDB10010103)资助
邱振,男,1984年3月生,博士,沉积学及石油地质学专业.E-mail: qiuzhen316@163.com
2015-03-18 收稿, 2016-01-26 改回.
摘要: 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组为一套优质陆相烃源岩, 是我国当前页岩油气研究的热点地区之一.基于吉木萨尔凹陷18口井芦草沟组约为580 m岩心观察、薄片观察、地球化学测试等数据, 对芦草沟组烃源岩岩石类型、地球化学特征等方面开展了研究与评价, 结果表明: 1)芦草沟组烃源岩整体上为优质烃源岩, 且以Ⅰ—Ⅱ型有机质类型为主, 处于低熟至成熟阶段; 2)烃源岩主要划分为5种类型, 包括纯页岩、白云质页岩、纯泥岩, 白云质泥岩和粉砂质泥岩, 其有机质类型和丰度存在一定差异.综合研究得出, 吉木萨尔凹陷芦草沟组优质有效烃源岩的有机质丰度下限值为2.0%, 并认为TOC≥2.0%的烃源岩段也是该区页岩油发育的有利层段.
关键词: 页岩油    优质有效烃源岩    富集条件    芦草沟组    吉木萨尔凹陷    

中图分类号:TE121.1    doi: 10.12017/dzkx.2016.015

大面积分布的优质烃源岩是形成常规—非常规油气有序聚集体系的物质基础(邹才能等,2014)。在我国松辽盆地,青山口组和嫩江组是两套主要烃源岩层系,而青一段和嫩一段优质烃源岩的生油量占盆地总生油量的90%(侯启军等,2009),是大庆油田主力烃源岩层;在渤海湾盆地,济阳坳陷亿吨级大油田(胜利油田等)形成均与第三系优质烃源岩的存在有关(张林晔等,2003);在鄂尔多斯盆地中生界先后发现了西峰、姬塬等储量规模超过10亿吨的大油田(付金华等,2004姚泾利等,2013),其油源主要来自延长组长7段优质烃源岩(张文正等,2006杨华等,2013)。由于烃源岩层系主要由泥页岩组成,且常夹有砂岩、碳酸盐岩等薄层,故在成熟烃源岩层系中可形成丰富的非常规油资源——致密油和页岩油(USGS,2012邹才能等,20122013邱振等,2013)。

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组整体上为一套优质烃源岩,其内部集中发育上、下两个致密储层段(即上、下甜点段)(匡立春等,20122013邱振等,2015),是致密油勘探的重点层段(赵政璋等,2012)。随着凹陷内致密油勘探程度不断地深入,作为优质生油岩的泥(页)岩段内页岩油也逐渐受到石油勘探家的重视。页岩油是滞留于烃源岩内的液态烃类,不同类型烃源岩中的页岩油富集程度会存在一定差异。因此,详细地开展芦草沟组中不同类型烃源岩评价,探讨页岩富集条件,明确其发育的有利层段,这对凹陷内芦草沟组页岩油的勘探具有重要的指示意义。

1 地质概况

吉木萨尔凹陷位于准噶尔盆地东部(图 1a)(杨海波等,2004),面积约为1 200 km2,是在中石炭统褶皱基底上沉积起来的一个西断东超的箕状凹陷,其周边边界特征明显。北界为吉木萨尔断裂,西以西地断裂和老庄湾断裂与帐北断褶带相接,南以三台断裂与三台凸起相邻,东边为逐渐抬升的斜坡,最终过渡到奇台凸起上(图 1b)。该区经历了海西、印支、燕山、喜马拉雅等多期构造运动(张朝军等,2006Xiao et al.,2010)。

图 1 研究区位置(a;据杨海波等,2004)与吉木萨尔凹陷芦草沟组顶部构造图(b;据赵政璋等,2012修改) Fig. 1 Location of the study area(a;Yang et al.,2004) and the top structural map of the Lucaogou Formation in Jimsar sag(b;Zhao et al.,2012)

凹陷主要发育晚古生界—新生界,地层厚度大,最大厚度为5 000余米。在斜坡的东部边缘,二叠系—白垩系均表现为西厚向东变薄甚至剥蚀尖灭。吉木萨尔凹陷发育的地层自老而新、自下而上依次为石炭系,二叠系(将军庙组、芦草沟组、梧桐沟组),三叠系、侏罗系、白垩系、第三系及第四系等。其中二叠统芦草沟组整体上为一套半深湖—深湖相泥(页)岩为主的烃源岩段,有机质丰度高,生烃潜力大(匡立春等,2012邱振等,2015),并在其内部集中发育以砂屑白云岩、白云质粉砂岩、泥质粉细砂岩为主的储层段,是致密油勘探的重点层段(匡立春等,20122013杨华等,2013)。

自2010年以来,新疆油田分公司按照致密油勘探思路,针对该区钻揭芦草沟组的钻井进行了试油或恢复试油等工作,并取得重要突破(赵政璋等,2012)。目前已在吉23井、吉25井、吉30井、吉31井、吉171井、吉172井、吉174井、吉251井等钻井(图 1b)获工业性油流,具备巨大勘探潜力(匡立春等,2013)。

2 烃源岩岩石类型

吉木萨尔凹陷内芦草沟组整体为咸化湖盆的细粒沉积,岩性复杂多变,矿物成分多样(匡立春等,2012赵政璋等,2012)。详细而实用的岩石学分类,对开展烃源岩评价具有重要意义。

基于对凹陷内18口井岩心(累计厚度约为580 m)的详细描述、 500余件样品的镜下观察以及岩石XRD数据,将芦草沟组烃源岩细分为8小类,分别为纯页岩(图 2a)、白云质页岩(图 2b)、灰质页岩(图 2c)、纯泥岩(图 2d)、白云质泥岩(图 2e)、灰质泥岩(图 2f)、粉砂质泥岩(图 2g)和泥晶白云岩(纹层)(图 2h)。前3小类为页岩类,主要发育纹层层理,有机质纹层发育;后4小类(纯泥岩、白云质泥岩、灰质泥岩和粉砂质泥岩)为泥岩类;最后小类为白云岩类,包括纹层状泥晶白云岩和泥晶白云岩。

图 2 吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩类型 a.纯页岩;b.白云质页岩;c.灰质页岩;d.纯泥岩;e.白云质泥岩;f.灰质泥岩;g.粉砂质泥岩;h.泥晶白云岩 Fig. 2 Different types of source rocks in the Lucaogou Formation,Jimsar sag

页岩类:纯页岩主要由石英(平均含量为32.3%)和斜长石(平均含量为30.2%)组成,粘土(平均为17.4%)、白云石(平均为6.7%)、方解石(平均为5.6%)含量整体偏低。白云质页岩的矿物组成中石英和斜长石(平均分布为25%和25.6%)仍占主体,白云石含量较高,平均可达32%,但粘土和方解石含量仍然偏低,平均分别为9.8%和4.4%。与白云质页岩相比,灰质页岩中的石英(平均为20.9%)、斜长石(17.1%)、粘土(8.7%)等矿物含量相差不多,但其方解石含量平均可达41.6%,而白云石平均含量为9%。

泥岩类:与页岩类(纯页岩、白云质页岩、灰质页岩)相比,纯泥岩、粉砂质泥岩与纯页岩具有相似矿物组成,白云质泥岩与白云质页岩具有相似的矿物组成,灰质泥岩与灰质页岩具有相似矿物组成。值得指出的是,泥(页)岩类中,粉砂质泥岩的石英、长石等颗粒含量为25%~45%,粒径一般为20~50 μm(图 2g);其余各类岩石中的石英、长石等颗粒含量一般低于15%,粒径一般小于10 μm,且所含的白云石和方解石矿物均为泥晶级别。

白云岩类:包括纹层状泥晶白云岩和泥晶白云岩,它们主要由泥晶白云石组成,粒径小于10 μm(图 2h)。其矿物组成为白云石平均含量为60%,石英与斜长石含量偏低(分别平均为16.9%和16.4%),粘土和方解石含量极低,平均为5.0%和0.7%。

吉174井是研究区取心最为完整的一口井,取心长度约为250 m,其中烃源岩类累计厚度约为211 m,约占总厚度的84%。该井的岩心特征如下: 1)纯页岩单层厚度一般为50~150 cm,累计厚度为26.4 m,所占烃源岩总厚度约为13%;2)白云质页岩,单层厚度一般为100~200 cm,厚者可达300 cm以上,累计厚度为52.8 m,所占烃源岩总厚度约为25%;3)灰质页岩,单层厚度一般为50~100 cm,累计厚度为10.8 m,所占烃源岩总厚度约为5%;4)纯泥岩,单层厚度一般为50~150 cm,厚者达200 cm以上,累计厚度为40.2 m,所占烃源岩总厚度约为19%;5)白云质泥岩,单层厚度一般为100~200 cm,厚者可达300 cm以上,累计厚度为42.5 m,所占烃源岩总厚度约为20%;6)灰质泥岩,单层厚度一般为50~100 cm,累计厚度为4.4 m,所占烃源岩总厚度约为2%;7)粉砂质泥岩,单层厚度一般为50~150 cm,累计厚度为21.6 m,所占烃源岩总厚度约为10%;8)泥晶白云岩(纹层),主要为厘米级的薄层或条带出现,且与白云质泥(页)岩具有一定过渡,累计厚度约为12.2 m,所占烃源岩总厚度约为6%。

在吉174井芦草沟组地层中,灰质页岩、灰质泥岩及泥晶白云岩(纹层)累计厚度在烃源岩类中所占比例均低于10%,且单层厚度偏薄,不是主要的烃源岩类型。因此,本文主要研究芦草沟组烃源岩中厚度占90%以上的5种岩石类型:纯页岩、白云质页岩、纯泥岩、白云质泥岩和粉砂质泥岩。

3 烃源岩地球化学特征

3.1 有机质类型

根据不同来源的390件干酪根样品的碳、氢、氧元素分析结果,法国石油研究院建立了O/C原子比和H/C原子比交汇图版进行干酪根类型判别,是常用方法之一(Van Krevelen,1984)。在该图版中(图 3a),凹陷内芦草沟组烃源岩干酪根类型总体上为Ⅰ型和Ⅱ型,少数为Ⅲ型。

图 3 吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩有机质类型识别图 a.O/C原子比和H/C原子比交汇图;b.Tmax和HI的有机质类型识别图 Fig. 3 Classification of kerogen type of source rocks in the Lucaogou Formation,Jimsar sag

法国石油研究院根据不同有机质类型、不同成熟度烃源岩中单位质量有机碳的生烃能力的差异,提出了用氢指数(HI)与最大裂解温度(Tmax)划分有机质类型,也是目前常用的方法之一(Mukhopadhyay et al.,1995)。基于凹陷内18口井的270余件烃源岩样品热解分析数据,得出凹陷内烃源岩总体上也属于Ⅰ—Ⅱ1型干酪根(图 3b),但不同类型烃源岩存在一定差异,具体为: 1)纯页岩和白云质页岩整体上属于Ⅰ型干酪根;2)白云质泥岩属于Ⅰ—Ⅱ1型干酪根;3)纯泥岩和粉砂质泥岩整体属于Ⅱ1—Ⅱ2型干酪根,少数样品为Ⅲ型干酪根。

3.2 有机质丰度

凹陷内18口井的270余件烃源岩样品TOC、热解分析等数据结果表明,芦草沟组烃源岩TOC和生烃潜量S1+S2变化较大。TOC为0.20%~32.8%,平均为4.81%(图 4a);生烃潜量S1+S2为0.14~266.0 mg/g,平均为33.1 mg/g(图 4b)。分别对纯页岩、白云质页岩、纯泥岩、白云质泥岩和粉砂质泥岩这5类烃源岩的TOC和生烃潜量S1+S2进行统计分析,结果表明: 1)纯页岩: TOC为0.82%~19.9%(剔除两件TOC高于30%样品),平均为7.00%;生烃潜量S1+S2为1.57~126.4 mg/g,平均为45.0 mg/g。2)白云质页岩: TOC为0.98%~18.0%,平均为7.31%;生烃潜量S1+S2为2.81~161.5 mg/g,平均为51.6 mg/g。3)纯泥岩: TOC为0.32%~10.2%,平均为2.41%;生烃潜量S1+S2为0.43~90.6 mg/g,平均为14.4 mg/g。4)白云质泥岩: TOC为0.33%~13.1%,平均为3.32%;生烃潜量S1+S2为0.44~86.8 mg/g,平均为22.1 mg/g。5)粉砂质泥岩: TOC为0.20%~4.67%,平均为1.34%;生烃潜量S1+S2为0.14~37.0 mg/g,平均为6.73 mg/g。

图 4 吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩TOC(a)和生烃潜量S1+S2总体分布图(b) Fig. 4 Distribution of TOC(a) and S1+S2(b)values derived from Rock-Eval pyrolysis analyses for source rocks in the Lucaogou Formation,Jimsar sag

整体上,芦草沟组5类烃源岩有机质发育程度存在较大差异,由好至差顺序如下:白云质页岩(7.31%,51.6 mg/g)>纯页岩(7.00%,45.0 mg/g)>白云质泥岩(3.32%,22.1 mg/g)>纯泥岩(2.41%,14.4 mg/g)>粉砂质泥岩(1.34%,6.73 mg/g)。

3.3 有机质成熟度

目前,有机质成熟度最常用的判别指标为镜质体反射率(Ro)(柳广弟,2009)。在岩石热解过程中,S2峰对应的温度即热解Tmax/℃也可以判断有机质的成熟度(Jarvie et al.,2001)。一般成熟度越高,热解Tmax也越高。已有研究证实有机质热解TmaxRo之间存在良好相关性,如Jarvie et al.(2001)建立了Barnett页岩Ro和热解Tmax线性关系。

吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩镜质体反射率(Ro)实测结果表明(图 5a):该套烃源岩Ro主要分布在0.6%~1.2%,平均为0.82%,总体处于低熟—成熟阶段。该凹陷内芦草沟组烃源岩热解Tmax数据统计显示(图 5b):该套烃源岩Tmax主要分布为430 ℃~450 ℃,平均为440 ℃,也反映了芦草沟组烃源岩整体上处于低熟—成熟阶段。

图 5 吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩Ro(a)与热解Tmax分布图(b) Fig. 5 Distribution diagrams of vitrinite reflectance(a) and Tmax(b)values derived from Rock-Eval pyrolysis analyses for source rocks in the Lucaogou Formation,Jimsar sag

上述芦草沟组烃源岩的有机质类型、有机质丰度和有机质成熟度的评价结果,与前人对该地区野外剖面和吉174井的烃源岩评价结果基本一致(高苑等,2013向宝力等,2013匡立春等,2014),均指示芦草沟组烃源岩整体上属于良好至优质的烃源岩,处于低熟—成熟阶段。

4 优质有效烃源岩

国内外学者给出的烃源岩定义中均强调烃源岩应具有生烃和排烃能力,对油气藏有贡献(Hunt,1979柳广弟,2009)。在实际研究过程中,“烃源岩”常被作为富有机质岩石的统称,很少强调它对油气藏是否有贡献,而是采用“有效烃源岩”术语来特指对油气藏有贡献的烃源岩。侯读杰等(2008a)认为有效烃源岩是指已生成和排出大量烃类流体的岩石,对油气成藏有贡献。按照这一定义,有效烃源岩一般需具备3个条件:富含有机质、达到成熟阶段和生成的油气能有效地排出。

4.1 优质烃源岩

烃源岩评价一般是按照有机质丰度参数,如有机碳含量(TOC)、氯仿沥青“A”含量、生烃潜量(S1+S2)、总烃含量(HC)等,把烃源岩划分为非烃源岩、差烃源岩、中等烃源岩、好烃源岩、优质烃源岩(很好或非常好或极好或最好)等(胡见义等,1991Peters and Cassa,1994陈建平等,1996秦建中,2005侯读杰等,2008a2008b柳广弟,2009)。

一些学者明确提出优质烃源岩概念,如侯读杰等(2008a)认为优质烃源岩是指有机质丰度高、类型好、具有巨大的生烃和排烃能力,对油气藏有较大贡献的烃源岩。但国内勘探家和学者更为关注的优质烃源岩的判识标准,特别是其有机质丰度下限,而且没有取得统一的认识。有的学者把TOC>1.0%的烃源岩作为优质烃源岩(王力等,2009),一些学者认为优质烃源岩TOC应大于3.0%(侯读杰等,2008a2008b吴玉坤等,2013),或5%(刘新颖等,2009),但多数学者把优质烃源岩有机质丰度下限设为TOC≥2.0%(郑红菊等,2007周建林,2009母国妍等,2010蔡希源,2012卢双舫等,2012a2012b)。结合我国陆相烃源岩地球化学评价方法行业标准(中国石油天然气总公司,1995)中的有机质丰度评价指标及前人相关研究成果,本研究把TOC≥2.0%和S1+S2≥20 mg/g的烃源岩称为优质烃源岩(表 1)。

表 1 烃源岩有机质丰度评价表 Table 1 Evaluation of organic richness in source rocks

依据上述有机质丰度评价指标(表 1),吉木萨尔芦草沟组5类烃源岩中包含3类整体上为好烃源岩: 1)纯页岩和白云质页岩TOC平均值分别为7.00%和7.31%,生烃潜量S1+S2平均值分别为45.0 mg/g和51.6 mg/g,它们整体上为优质烃源岩;2)白云质泥岩TOC平均为3.32%,生烃潜量S1+S2平均为22.1 mg/g,整体上也为优质烃源岩;3)纯泥岩和粉砂质泥岩TOC平均值分别为2.41%和1.34%,生烃潜量S1+S2平均值分别为14.4 mg/g和6.73 mg/g;其中纯泥岩部分样品达到优质烃源岩范畴,粉砂质泥岩部分样品为差烃源岩和非烃源岩。

4.2 有效烃源岩

“有效”强调烃源岩达到成熟阶段且生成的油气已有效地排出(侯读杰等,2008a2008b)。烃源岩排烃的前提条件是其已生烃量满足有机质自身及矿物颗粒表面的吸附、毛细管封堵等多种形式的存留需要(统称为滞留烃量)。一般烃源岩有机质丰度低、类型差或成熟度低,生成的烃类数量很少,那么滞留烃量所占比例大,排烃量较少,对油气藏贡献不大;如烃源岩有机质丰度高、类型好或成熟度高,生成烃类的数量多,滞留烃量仅占生烃总量的一小部分,排烃量大,对油气藏贡献较大,为有效烃源岩。凹陷内芦草沟组烃源岩Ro主要分布在0.6%~1.2%,Tmax主要分布为430 ℃~450 ℃,基本达到成熟阶段。

烃源岩中的滞留烃量一般可用通过氯仿抽提得到的氯仿沥青“A”含量表示,也可用岩石热解(Rock-Eval)方法得到的S1近似代表(Jarvie,2012卢双舫等,2012b)。基于凹陷内芦草沟组烃源岩单位有机质滞留烃量(S1/TOC)与TOC关系图(图 6a图 6b),可以看到两者以TOC=4%为界具有截然不同的关系:

图 6 吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩生排烃与TOC关系图(b为a的局部放大) Fig. 6 Relationship between TOC and S1/TOC values for source rocks in the Lucaogou Formation,Jimsar sag

1)当TOC>4%,烃源岩主要为纯页岩和白云质页岩,S1/TOC比值明显变小,整体上低于100 mg/g TOC(图 6a);

2)当TOC<4%,烃源岩主要为泥岩类样品,包括粉砂质泥岩、纯泥岩和白云质泥岩。整体上看来,这些样品的S1/TOC随TOC增加出现了峰值(约为320 mg/g TOC)(图 6b),而在峰值之后,S1/TOC随TOC增加逐渐降低。由于烃源岩内滞留烃量存在临界饱和量,故这个峰值应为烃源岩中滞留烃量的临界值(高于此值样品可能受到外源烃类的影响)。在该峰值之后,烃源岩的S1/TOC减少是烃源岩排烃作用的结果。

因此,可以认为峰值对应的TOC=2%应为本凹陷内烃源岩发生排烃作用的下限值,即有效烃源岩的TOC下限值为2%。这与优质烃源岩的TOC下限值较为一致,故本凹陷内TOC≥2.0%烃源岩可称为优质有效烃源岩。

以TOC=2%作为判别有效烃源岩的下限值,分别对凹陷内纯页岩、白云质页岩、泥岩、白云质泥岩和粉砂质泥岩这5类烃源岩TOC进行统计分析,结果表明:纯页岩中优质有效烃源岩样品占88%、白云质页岩中占91%、纯泥岩中占47%、白云质泥岩中占69%、粉砂质泥岩中占27%。

5 页岩油富集条件

前人大量研究表明,影响页岩油富集程度(即烃源岩中滞留烃量)的因素较多,如岩性(矿物成分)、有机质丰度、生烃量、成熟度、烃源岩层厚度与面积、地层温压条件、裂缝发育程度等(庞雄奇等,2007康玉柱,2012梁世君等,2012柳波等,2012卢双舫等,2012b邹才能等,2013)。上述烃源岩分析表明,芦草沟组烃源岩有机质主要为Ⅰ~Ⅱ类型,当前处于低熟至成熟阶段(Ro=0.6%~1.2%)。从成熟度和有机质类型来看,非常有利于页岩油的聚集(姜在兴等,2014)。下面将重点探讨凹陷内芦草沟组烃源岩有机质丰度(TOC)高低对页岩油富集程度的影响。

图 7a图 7b可知,S1含量随TOC增大呈3段式变化: 1)当TOC<0.5%时,S1含量整体上偏低,一般小于0.5 mg/g,主要为粉砂质泥岩和泥岩;2)当TOC为0.5%~2%时,S1含量整体上随TOC含量增加而增高(图 7b),主要为白云质泥岩和泥岩;3)当TOC≥2%,S1含量整体上大于0.5 mg/g,并保持相对稳定变化范围(1~4 mg/g)(图 7a),主要为页岩、白云质页岩和白云质泥岩。这一变化趋势与松辽盆地青山口组烃源岩的具有较好相似性,即页岩油含油量与TOC关系具有“三分性”(卢双舫等,2012b)。因此,可以认为高有机质丰度有利于页岩油的富集,本研究中TOC≥2%烃源岩样品数占总样品数超过70%,而纯页岩和白云质页岩近90%的样品的TOC均超过2%,是页岩油发育的有利岩性层段。

图 7 吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩S1含量与TOC关系图(b为a的局部放大) Fig. 7 Relationship between TOC and S1 values for source rocks in the Lucaogou Formation,Jimsar sag
6 结论

(1)芦草沟组烃源岩Ro主要分布在0.6%~1.2%,平均为0.82%,总体处于低熟—成熟阶段;有机质类型总体上属于Ⅰ—Ⅱ1型;TOC和生烃潜量S1+S2整体偏高,平均分别为4.81%和33.1 mg/g。

(2)不同类型烃源岩的有机质类型和丰度存在一定差异,具体为: 1)纯页岩和白云质页岩整体上属于Ⅰ型干酪根,TOC分别为7.00%和7.31%,生烃潜量S1+S2分别为45.0 mg/g和51.6 mg/g;2)白云质泥岩属于Ⅰ—Ⅱ1型干酪根,TOC为3.32%,生烃潜量S1+S2为22.1 mg/g;3)纯泥岩和粉砂质泥岩整体属于Ⅱ1—Ⅱ2型干酪根,少数样品为Ⅲ型干酪根,TOC分别为2.41%和1.34%,生烃潜量S1+S2分别为14.4 mg/g和6.73 mg/g。

(3)吉木萨尔凹陷芦草沟组优质有效烃源岩TOC下限值为2%。优质有效烃源岩在各类型烃源岩中的发育程度存在一定差异:纯页岩和白云质页岩中最为发育,分别为88%和91%;白云质泥岩中次之,为69%;而纯泥岩和粉砂质泥岩中较差,分别为47%和27%。

(4)凹陷芦草沟组页岩油含量(S1)与TOC变化关系具有“三分性”,一般高有机质丰度有利于页岩油的富集,TOC≥2.0%烃源岩段是寻找页岩油的有利层段。

致谢    感谢新疆油田公司勘探开发研究院杨海波、常秋生、陈磊、王刚等在现场工作中提供的帮助。在撰写该文过程中,得到中石油勘探开发研究院邹才能、李建忠、杨涛、郭秋麟、陶士振、郑民、李登华、谢红兵等指导,在此表示衷心感谢。

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Source rock evaluation and enrichment conditions of shale oil for Lucaogou Formation in Jimsar sag

Qiu Zhen1, 2, Tao Huifei3, Lu Bin2, Wu Xiaozhi1, Yang Zhi1, Tang Yong4, Cui Jingwei1, Zhou Jie2    
1. Research Institute of Petroleum Exploration and Development, PetroChina, Beijing 100083;
2. Langfang Branch, PetroChina Exploration and Development Research Institute, Langfang, Hebei 065007;
3. Key Laboratory of Petroleum Resources Resource Research, Institute of Geology and Geophysiscs, Chinese Academy of Sciences, Lanzhou 730000;
4. PetroChina Xinjiang Oilfield Company, Karamay, Xinjiang 834000
Abstract: The source rocks of Lucaogou Formation in Jimusar sag, Junggar Basin is a set of excellent continental hydrocarbon source rock, and is also one of the hotspots of the shale oil and gas research in China. On the basis the examination of 580 meters of 18 well cores, observation of thin sections and organic geochemistry analysis, the rocks types and organic geochemistry characteristics of the source rocks were comprehensively studied. The results reflected that: 1)On the whole, the hydrocarbon source rocks of the Lucaogou Formation were high quality source rock, whose kerogen were mainly Ⅰ~Ⅱ types, and were at the stage of low maturity to maturity; 2)The source rocks could mainly be classified into five rock types: pure shale, dolomitic shale, pure mudstone, dolomitic mudstone and silty mudstone. Through comprehensive study, the organic carbon content limit value of the high quality and effective source rock of the Lucaogou Formation hydrocarbon source rocks was 2.0%. Meanwhile, the hydrocarbon source rocks with TOC≥2.0% were also the favorable layers for shale oil in the Jimusar sag.
Key words: Shale oil    High quality and effective source rock    Enrichment conditions    Lucaogou Formation    Jimsar sag