吳 鮮，竇 蓮，龍勝祥，武曉玲，秦啟榮

(1.中石化西北油田分公司，新疆 烏魯木齊 830011;2.中石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083;3.西南石油大學(xué)，四川 成都 610500)

引 言

頁巖油(Shale Oil)是在成熟和高成熟演化階段生成，以游離、吸附和溶解方式賦存于泥頁巖系統(tǒng)中的原油或原油伴生氣。頁巖油與頁巖氣在賦存機(jī)理方面的區(qū)別在于前者是以賦存在微孔隙和裂縫內(nèi)的游離態(tài)為主，后者則多以吸附態(tài)為主［1－2］。東濮凹陷沙三上鹽間段發(fā)育1套由泥巖、頁巖、砂質(zhì)泥巖、膏泥巖、鈣質(zhì)泥巖組成的泥頁巖層系，具有厚度大、有機(jī)質(zhì)豐度高、熱演化程度適中的優(yōu)點(diǎn)，并在近年部署的PS18－1，PS18－8等探井中已獲得較好油氣顯示和低產(chǎn)油流，預(yù)示了很好的頁巖油氣潛力。

1 地質(zhì)背景

東濮凹陷位于魯西南和豫東北地區(qū)，屬于渤海灣盆地臨清坳陷南端1個(gè)呈北東向展布的克拉通裂陷盆地［3］。盆地內(nèi)古近系沙河街組沙三段可劃分為3 個(gè)亞段，其中沙三上亞段又可劃分為和2個(gè)亞段。沙三上時(shí)期，在構(gòu)造演化及沉積相帶上具有明顯的“東西分帶、南北分塊”的特征，其中主要研究對(duì)象為北部發(fā)育的膏鹽巖沉積區(qū)，面積約400 km2，主要分布在文留、柳屯、馬寨、衛(wèi)城、戶部寨一帶［4］。

2 泥頁巖發(fā)育特征

2.1 巖心觀察

東濮凹陷沙三上鹽間段泥頁巖在縱向上具有以下發(fā)育特征:①石膏－泥頁巖－鹽巖互層:鹽間段泥頁巖在縱向上非均質(zhì)性較強(qiáng)，多以互層、薄層的形式交錯(cuò)發(fā)育，中間往往夾雜具有玻璃光澤、透明的灰白色鹽巖;②鹽間段泥頁巖形成于封閉的還原條件，顏色以深灰色和灰色為主，水平層理發(fā)育，層理間可見黃鐵礦、魚化石和部分生物碎片，膏鹽巖和膏泥巖段可見明顯的擠壓變形，呈結(jié)核狀、小竹葉狀、波狀、透鏡體狀;③膏鹽巖充填裂縫:沙三上時(shí)期，東濮凹陷以拉張構(gòu)造應(yīng)力為主，含鹽地層裂縫較發(fā)育，由于鹽間段鹽巖易溶解、石膏塑性較強(qiáng)，造成裂縫縫隙被石膏和巖鹽充填［5］。

2.2 泥頁巖分布特征

泥頁巖分布面積、厚度和埋深直接關(guān)系到頁巖油氣資源規(guī)模大小和是否具有工業(yè)價(jià)值［6］。東濮凹陷沙三上鹽間段泥頁巖層系以暗色泥巖、黑色頁巖、砂質(zhì)泥巖、膏泥巖、含鹽質(zhì)泥巖、鈣質(zhì)泥巖組合為主，具有分布廣、厚度大、埋深適宜，縱、橫向巖性變化大的特點(diǎn)。泥頁巖埋藏深度主要分布在2000～3600 m，厚度變化較大，在文留周邊地區(qū)沉積厚度大，戶部寨、柳屯、馬寨、衛(wèi)城地區(qū)沉積厚度相對(duì)較小。其中鹽間段泥頁巖厚度為100～200 m鹽間段泥頁巖厚度為100～500 m，沉積中心均分布在文西地區(qū)的PS18－1、PS18－8井一帶，局部累計(jì)疊加厚度可達(dá)600 m(圖1)。

圖1 東濮凹陷沙三上鹽湖沉積區(qū)泥頁巖厚度分布

3 泥頁巖有機(jī)地化特征

3.1 有機(jī)質(zhì)類型

東濮凹陷沙三上鹽間段泥頁巖形成于深湖和半深湖沉積環(huán)境，藻類和細(xì)菌等喜鹽型生物非常發(fā)育［7］。通過64塊鹽間段泥頁巖巖心樣品分析，有機(jī)質(zhì)類型為混合型，其中Ⅰ型干酪根占33.33%，Ⅱ1型占52.78%，Ⅱ2型占13.89%，整體以生油型干酪根為主(圖2)。

圖2 東濮凹陷沙三上鹽間段泥頁巖干酪根類型分布

3.2 有機(jī)質(zhì)豐度

有機(jī)質(zhì)豐度是評(píng)價(jià)頁巖氣成藏條件分析的1項(xiàng)重要內(nèi)容，有機(jī)質(zhì)豐度高低直接關(guān)系到泥頁巖是否具備形成工業(yè)性頁巖油氣聚集潛力［8－9］。

3.2.1 總有機(jī)碳含量

沙三上鹽間泥頁巖TOC分布在0.50%～6.77%，均值為1.94%(表1)。在縱向上泥頁巖TOC高值區(qū)和低值區(qū)呈波峰、波谷交替出現(xiàn)，非均值性較強(qiáng)，其中膏巖鹽附近泥頁巖段TOC含量較大，整體分布在2.0%以上，局部可達(dá)6.7%，膏泥巖和含鹽泥巖TOC相對(duì)較低，主要分布在0.5%～1.0%。初步認(rèn)為沉積環(huán)境和膏鹽巖分布特征是影響泥頁巖TOC變化的主要因素。

3.2.2 氯仿瀝青“A”

氯仿瀝青“A”含量是頁巖油資源量計(jì)算的主要參數(shù)，也是評(píng)價(jià)湖相泥頁巖有機(jī)質(zhì)豐度的指標(biāo)之一［10］。測試結(jié)果表明，沙三上鹽間泥頁巖氯仿瀝青“A”含量主要分布在0.0492% ～1.7800%，平均0.7260%，整體屬于好、較好烴源巖，具有很好的生油潛力(表1)。

3.2.3 巖石熱解

通過RockEval－Six熱解儀對(duì)柳屯洼陷PS18－1、PS18－8井沙三上鹽間泥頁巖進(jìn)行熱解分析。分析結(jié)果表明熱解溫度達(dá)到434℃時(shí)開始進(jìn)入熱解生烴高峰期，自由烴S1含量分布在0.64～6.04 mg/g，熱解烴S2分布在1.76～16.27 mg/g，生烴潛力(Pg)分布在2.4～25.34 mg/g，平均12.95 mg/g，均具有非常好的生烴潛力(表1)。

表1 東濮凹陷沙三上鹽間泥頁巖有機(jī)質(zhì)豐度統(tǒng)計(jì)

3.3 熱演化程度

熱演化程度可反映烴源巖的生油氣窗演化階段［11］。東濮凹陷泥頁巖鏡質(zhì)體反射率 Ro達(dá)到0.5%時(shí)開始進(jìn)入生烴階段，0.5%≤Ro≤1.2%時(shí)進(jìn)入生油期，Ro≥1.2%時(shí)開始進(jìn)入熱解氣階段，因此頁巖油氣藏在縱向分布上具有上油下氣的分布特征。沙三上鹽間段泥頁巖 Ro主要分布在0.50% ～1.08%，局部深洼地區(qū)可達(dá)1.40%，主要以生油為主，生氣為輔。

4 吸附氣含量分析

研究區(qū)泥頁巖吸附氣含量存在較大差異。柳屯洼陷吸附氣含量分布在1.45～1.84 m3/t，文留地區(qū)分布在0.50～0.77 m3/t，衛(wèi)城地區(qū)分布在0.531～0.590 m3/t，9塊樣品吸附氣平均含量1.06 m3/t。在溫度、壓力和TOC相同的情況下，柳屯洼陷沙三上鹽間泥頁巖吸附氣含量較高，文留地區(qū)和衛(wèi)城地區(qū)相對(duì)較低(圖3)?？傆袡C(jī)碳含量是影響吸附氣含量的主要因素之一，隨著TOC的增加吸附氣量也隨之增加，呈較好的正相關(guān)性，擬合程度較好(R2=0.573)，但不是直線關(guān)系，表明TOC還受其他因素影響。

5 泥頁巖儲(chǔ)集性分析

5.1 脆性礦物含量

沙三上鹽間泥頁巖主要由黏土、石英、斜長石、方解石、白云石、硬石膏和少量黃鐵礦、菱鐵礦組成。脆性礦物類型主要為石英(5.6% ～30.5%)、斜長石(3.0% ～51.9%)、方解石(0～29.8%)、白云石(0～22%)。脆性礦物總含量分布在33.5%～83.0%，平均為55.6%，非常有利于大型壓裂形成網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)縫，改善泥頁巖儲(chǔ)層物性特征，增加油氣泄流面積［12］。

圖3 東濮凹陷沙三上鹽間泥頁巖等溫吸附測試曲線

5.2 儲(chǔ)集空間

沙三上鹽間泥頁巖儲(chǔ)集空間可劃分為宏觀裂縫、微裂縫和微孔隙3大類。其中宏觀裂縫主要為張性縫、剪性縫、成巖縫、超壓破裂縫;微裂縫可劃分為貫穿巖片裂縫、半貫穿巖片裂縫和巖片內(nèi)裂縫3種規(guī)模，以巖片內(nèi)裂縫為主;微孔隙主要為粒間溶蝕孔、晶間孔、生物體腔溶蝕孔、鑄?？?、有機(jī)溶蝕孔和有機(jī)收縮孔(圖4)。宏觀裂縫和微裂縫均以全充填狀態(tài)為主，儲(chǔ)集空間發(fā)育程度較差，在后期大型壓裂中可起改善泥頁巖物性和孔隙連通性的作用;微孔隙呈孔隙類型多、孔隙數(shù)量多、孔徑小、充填程度低、連通性較差的特征，孔徑主要集中在0.1～0.5 μm，以未充填和半充填為主，是主要儲(chǔ)集空間，利于頁巖油氣的賦存。

圖4 東濮凹陷沙三上鹽間段泥頁巖微孔隙、微裂縫電鏡掃描照片

5.3 比表面積

吸附態(tài)的頁巖油和頁巖氣主要吸附在有機(jī)質(zhì)和孔隙表面，比表面積的大小直接影響吸附量的大小，是影響泥頁巖吸附能力的1個(gè)關(guān)鍵因素［13］。沙三上鹽間泥頁巖非均質(zhì)性強(qiáng)，比表面積分布在1.50 ～31.77 m2/g，平均達(dá) 17.03 m2/g，利于吸附態(tài)頁巖氣的聚集(圖5)。

5.4 物性特征

5.4.1 孔隙度

沙三上鹽間泥頁巖孔隙度分布在1.70%～11.57%，高頻段集中在2% ～6%，平均為5.25%(圖5)?？紫抖确植荚?～5%的樣品達(dá)17個(gè)，占總數(shù)的40%;孔隙度分布在5%～10%的泥頁巖樣品為21個(gè)，占50%;孔隙度為大于10%的泥頁巖樣品僅4個(gè)，占10%，主要以低孔為主。

5.4.2 滲透率

圖5 PS18－1井沙三上鹽間泥頁巖頁巖油氣綜合柱狀圖

東濮凹陷沙三上鹽間泥頁巖滲透率分布在0.0019×10－3～0.0470×10－3μm2，平均0.005×10－3μm2，高頻段主要集中在 0.0008 × 10－3～0.0010 ×10－3μm2，整體處于超低滲型儲(chǔ)層(圖5)。美國主要頁巖氣產(chǎn)層滲透率主要分布在0.001×10－3μm2以下，其在開采過程中利用多段復(fù)雜壓裂的方法油氣藏可采滲透率可達(dá)0.00001×10－3μm2。因此，多級(jí)壓裂技術(shù)是頁巖油氣開采的關(guān)鍵，也是制約中國頁巖油氣開發(fā)的瓶頸［14］。

6 保存條件

頁巖油氣自生自儲(chǔ)于泥頁巖系統(tǒng)中，其保存條件相對(duì)常規(guī)油氣藏要求低。東濮凹陷沙三上膏鹽巖厚度大、排驅(qū)壓力和突破壓力較高，具有毛細(xì)管力和異常高壓雙重封閉機(jī)制，構(gòu)成了油氣的天然屏障。泥頁巖作為頁巖油氣儲(chǔ)層，其極強(qiáng)的物性封閉能力能阻止游離相油氣向上逸散，是非常好的蓋層。除以上影響因素外，構(gòu)造運(yùn)動(dòng)也是影響頁巖油氣保存的1個(gè)關(guān)鍵因素。東濮凹陷沙三上時(shí)期構(gòu)造活動(dòng)強(qiáng)烈，大多數(shù)構(gòu)造在該期定性，后期的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)主要表現(xiàn)為對(duì)先存構(gòu)造的進(jìn)一步鞏固和聯(lián)合發(fā)展，構(gòu)造運(yùn)動(dòng)變緩，對(duì)頁巖油氣的保存提供了積極因素。綜合以上分析，認(rèn)為東濮凹陷沙三上鹽間泥頁巖具備非常好的頁巖油氣保存條件。

7 結(jié)論

(1)東濮凹陷沙三上鹽間泥頁巖分布廣、厚度大、埋深適宜、非均質(zhì)性較強(qiáng)，有機(jī)質(zhì)類型以生油型Ⅱ1型和Ⅰ型干酪根為主，有機(jī)質(zhì)豐度普遍較高，熱演化程度主要處于生油期，具有很好的生油潛力，應(yīng)以頁巖油勘探為主。

(2)東濮凹陷沙三上鹽間泥頁巖物性差，屬于低孔超低滲儲(chǔ)層，但高含量的石英和方解石礦物有利于大型壓裂形成網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)縫，改善泥頁巖儲(chǔ)層物性特征;較高的比表面積和發(fā)育程度較好的微孔隙、微裂縫和宏觀裂縫可為游離態(tài)、吸附態(tài)的頁巖油氣提供有效儲(chǔ)集空間。

(3)東濮凹陷沙三上鹽間段大面積發(fā)育的膏鹽巖層和較穩(wěn)定的后期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)為頁巖油氣提供了非常好的保存條件，生、儲(chǔ)、蓋組合良好，具有非常好的頁巖油氣成藏條件，其中柳屯洼陷地區(qū)泥頁巖有機(jī)質(zhì)豐度、吸附氣含量相對(duì)較好，可作為前期重點(diǎn)勘探對(duì)象。

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