張林曄，包友書，李鉅源，李政,3，朱日房，張金功

（1.中國石化勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院；2.西北大學(xué)大陸動力學(xué)國家重點實驗室；3.成都理工大學(xué)油氣成藏國家重點實驗室）

湖相頁巖油可動性
——以渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷東營凹陷為例

張林曄1,2，包友書1，李鉅源1，李政1,3，朱日房1，張金功2

（1.中國石化勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院；2.西北大學(xué)大陸動力學(xué)國家重點實驗室；3.成都理工大學(xué)油氣成藏國家重點實驗室）

以渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷東營凹陷古近系沙河街組湖湘頁巖為例，通過采集不同埋深頁巖巖心樣品，采用實驗分析與測井資料相結(jié)合的研究方法，系統(tǒng)研究沙三下亞段（Es3x）和沙四上亞段（Es4s）頁巖孔隙度、壓縮系數(shù)、巖石力學(xué)性質(zhì)、含油飽和度、氣油比及原油飽和壓力等特征，在此基礎(chǔ)上，從地層能量角度，分析頁巖油的可動性。研究表明，Es4s和Es3x彈性可動油率和溶解氣驅(qū)動可動油率均隨深度增加而增大，Es4s頁巖彈性可動油率和溶解氣驅(qū)動可動油率均高于Es3x頁巖。2 800～4 000 m深度范圍內(nèi)，Es3x總可動油率為8%～28%，Es4s為9%～30%。綜合頁巖含油飽和度變化剖面和可動油率變化剖面，認(rèn)為3 400 m以深是東營凹陷Es3x和Es4s頁巖油勘探開發(fā)的有利區(qū)。圖11表1參27

湖相頁巖；頁巖油；可動油；孔隙度；壓縮系數(shù)；飽和壓力

0 引言

頁巖油是一種重要的非常規(guī)油氣資源[1-4]，中國廣泛發(fā)育的陸相盆地中具有豐富的頁巖油氣[1,5-6]，以產(chǎn)油為主的中國東部陸相盆地的常規(guī)油勘探中，鉆遇的頁巖層常有油氣顯示，甚至獲得工業(yè)油氣流[7-13]。北美等地區(qū)擁有一些開發(fā)頁巖油的成功經(jīng)驗，但由于其頁巖地質(zhì)特征及研究程度與中國陸相頁巖明顯不同，其經(jīng)驗不能直接用于中國陸相頁巖油的勘探開發(fā)。本文以具典型陸相盆地頁巖特征的中國東部渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷東營凹陷古近系沙河街組頁巖為研究對象，從地層能量角度，結(jié)合頁巖物性特征、力學(xué)性質(zhì)及含油性質(zhì)等，分析陸相頁巖油的可動性（可動油占總含油量的比例），以期為具有相似地質(zhì)條件的陸相盆地頁巖油研究提供思路和方法。

1 東營凹陷地質(zhì)概況及頁巖發(fā)育特征

東營凹陷為中國東部渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷的次級構(gòu)造單元，凹陷長軸近東西走向，北部近東西向和北東向邊界斷層斷裂活動強(qiáng)，控制了整個凹陷的沉積演化，使凹陷總體上呈“北斷南超、北深南淺”的箕狀結(jié)構(gòu)。東營凹陷古近系頁巖主要發(fā)育于沙河街組沙四段上亞段、沙三段下亞段和沙一段。由于沙一段埋深相對較淺，熱演化程度低，并且東營凹陷已發(fā)現(xiàn)油氣大多源自沙四段上亞段（Es4s）和沙三段下亞段（Es3x）[14-16]，本文以Es4s和Es3x頁巖作為研究對象。

Es4s沉積時期，湖水鹽度較高，嗜鹽微生物較多。由于湖水具有較穩(wěn)定的鹽度和密度分層，底水為富硫化氫強(qiáng)還原條件，有機(jī)質(zhì)保存條件較好，從而形成了沉積于咸水—鹽湖環(huán)境的湖相頁巖。該層段頁巖厚度一般為100～400 m（見圖1），由各個洼陷中心向邊緣逐漸減薄。Es3x沉積時期，湖水有一定程度的淡化，強(qiáng)還原條件主要分布在深湖—半深湖區(qū)，但該時期湖水較深和湖泊較高的生產(chǎn)率彌補(bǔ)了有機(jī)質(zhì)保存條件變差的不足，從而形成了沉積于微咸—半咸水環(huán)境的湖相頁巖。該層段頁巖厚度一般為100～300 m（見圖2），由各個洼陷中心向邊緣逐漸減薄。

圖1 東營凹陷Es4s頁巖厚度等值線圖

東營凹陷最新鉆探的頁巖取心井牛頁1井Es4s和Es3x頁巖巖性、地球化學(xué)特征及物性特征如圖3所示。巖性以紋層頁巖、層狀頁巖為主，碳酸鹽含量較高，中間夾部分泥質(zhì)白云巖及泥質(zhì)灰?guī)r。Es4s和Es3x頁巖有機(jī)碳含量一般為1%～5%，部分大于6%，熱解參數(shù)S1多為4～8 mg/g，部分樣品大于20 mg/g；氯仿瀝青“A”含量一般為0.3%～3.0%，主要為0.5%～2.0%，因此Es4s和Es3x頁巖大多具有較好的含油性和較高的有機(jī)質(zhì)豐度。無機(jī)礦物組成中，黏土礦物含量主要為10%～70%，大部分樣品小于50%。碳酸鹽含量為5%～80%，大多為10%～60%。陸源碎屑石英與長石含量為5%～60%，主要分布范圍為15%～30%，石英與長石含量較高的樣品可能與頁巖內(nèi)粉砂條帶較為發(fā)育有關(guān)。實驗測定頁巖孔隙度一般為6%～23%，平均約為12%。滲透率一般為0.001×10?3～500×10?3μm2，大部分樣品滲透率小于1×10?3μm2。

圖2 東營凹陷Es3x頁巖厚度等值線圖

2 頁巖孔隙度及巖石力學(xué)性質(zhì)變化規(guī)律

2.1 頁巖孔隙度變化特征

對東營凹陷頁巖巖心進(jìn)行孔隙度分析測試，繪制頁巖孔隙度剖面（見圖4）?？傮w上，Es4s頁巖孔隙度為0.3%～36.9%，Es3x頁巖孔隙度為0.21%～29.3%。頁巖孔隙度隨埋深變化整體呈兩段式特征：2 800 m以淺，孔隙度隨深度增加而減小，且變化明顯；埋深達(dá)3 000 m，平均孔隙度有變大趨勢，之后在一定深度范圍內(nèi)，隨深度增加孔隙度整體變大；但達(dá)到一定深度后，孔隙度達(dá)到最大值后再次下降。

2 800 m以淺，頁巖處于正常壓實和成巖作用深度范圍；在3 000 m以深，由于頁巖的大量生烴，一方面固體有機(jī)質(zhì)轉(zhuǎn)化為流體烴類使孔隙度增加，另一方面頁巖生烴迅速，生烴增壓積累[17]，巖石的有效應(yīng)力下降致使頁巖孔隙度增加，因此頁巖大量生烴是造成該深度段頁巖孔隙度異常的主要原因。當(dāng)埋深繼續(xù)增加，達(dá)到一定深度后，生成的烴類流體中氣態(tài)烴含量增加，整體分子量降低，黏度下降，更易于烴類排出，因此整體孔隙度再次下降。

圖3 東營凹陷牛頁1井古近系Es3x—Es4s頁巖綜合柱狀圖

圖4 東營凹陷古近系頁巖孔隙度隨埋深變化關(guān)系圖

2.2 頁巖彈性壓縮系數(shù)變化特征

實驗室一般采用覆壓孔隙度測定方法測定巖石彈性壓縮系數(shù)，即對巖石樣品施加不同的有效應(yīng)力，測定不同有效應(yīng)力下的巖石孔隙度，計算巖石孔隙體積壓縮系數(shù)，但頁巖在施加應(yīng)力過程中易破碎，難以獲得孔隙體積壓縮系數(shù)。本文采用聲波測井和密度測井?dāng)?shù)據(jù)計算頁巖的彈性壓縮系數(shù)[18]。

東營凹陷頁巖彈性壓縮系數(shù)隨深度變化明顯，呈三段式特征（見圖5）：2 800 m以淺，頁巖平均壓縮系數(shù)隨深度增加而迅速降低；2 800～3 500 m頁巖平均壓縮系數(shù)先增大，后明顯降低；3 500～4 000 m壓縮系數(shù)緩慢降低。

圖5 東營凹陷頁巖彈性壓縮系數(shù)變化剖面

頁巖壓縮系數(shù)的變化與其壓實及成巖演化作用密切相關(guān)。2 800 m以淺，最初機(jī)械壓實作用較為強(qiáng)烈，隨著埋深進(jìn)一步增加，成巖作用迅速增強(qiáng)。隋風(fēng)貴等[19]認(rèn)為：在2 000 m以深，東營凹陷頁巖中蒙脫石迅速向伊利石轉(zhuǎn)化，伊蒙混層比明顯減小，3 000 m左右伊蒙混層比基本穩(wěn)定；2 500 m以淺，碳酸鹽礦物以原生碳酸鹽為主，2 500～3 100 m，頁巖中的原生碳酸鹽逐漸發(fā)生重結(jié)晶，3 100 m左右時，原生碳酸鹽逐步被重結(jié)晶碳酸鹽所取代。因此，在2 800 m以淺，隨埋深增加，機(jī)械壓實作用增強(qiáng)，成巖礦物迅速轉(zhuǎn)化，巖石力學(xué)性質(zhì)變化明顯，壓縮系數(shù)迅速降低。

在2 800～3 500 m，盡管壓實及成巖礦物轉(zhuǎn)化作用趨于平緩，但頁巖生烴作用進(jìn)一步影響其巖石力學(xué)性質(zhì)。2 800 m以深，頁巖逐步進(jìn)入生烴高峰階段，一方面烴源巖大量生烴會使部分固態(tài)有機(jī)質(zhì)轉(zhuǎn)化為液態(tài)烴，從而形成部分次生孔隙，另一方面大量生烴導(dǎo)致超壓，而超壓會使頁巖形成部分裂縫及微裂縫。由于孔隙及裂縫等體積增加，頁巖內(nèi)部所含流體增加，導(dǎo)致巖石整體壓縮系數(shù)增高。但隨著頁巖達(dá)到一定的埋深，有機(jī)質(zhì)演化程度進(jìn)一步增加，頁巖生成烴類流體中氣油比增大，烴類流體密度及黏度逐步降低，頁巖內(nèi)流體的排出相對更為容易，超壓程度降低，孔隙及微裂縫等體積逐步減小，因此頁巖的壓縮系數(shù)會再次迅速減小。

在3 500 m以深，烴源巖生烴對頁巖力學(xué)性質(zhì)的影響已大大減弱，巖石力學(xué)性質(zhì)主要受控于成巖作用，主要成巖礦物（蒙脫石、碳酸鹽）的轉(zhuǎn)化活動大大減弱，因此壓縮系數(shù)變化也趨于平緩。由于共同受控于頁巖的成巖演化過程，巖石壓縮系數(shù)變化趨勢與孔隙度變化趨勢（見圖4）相似。

3 頁巖含油性

3.1 頁巖含油飽和度

由于頁巖致密，孔隙空間較復(fù)雜，且以微米—納米級孔隙為主，常規(guī)方法難以準(zhǔn)確測定頁巖含油飽和度。另外，頁巖中含有大量輕質(zhì)烴，常規(guī)測定含油飽和度過程中輕質(zhì)烴會大量散失，進(jìn)一步導(dǎo)致含油飽和度測定結(jié)果偏低。張林曄等[20]對頁巖進(jìn)行氯仿抽提，抽提出頁巖中所有液態(tài)產(chǎn)物（氯仿瀝青“A”），根據(jù)頁巖氯仿瀝青“A”測定數(shù)據(jù)和孔隙度分析數(shù)據(jù)，計算頁巖含油飽和度；在氯仿瀝青“A”測定過程中，由于抽提溫度較高，抽提產(chǎn)物為C15+的烴類組分，也會導(dǎo)致輕質(zhì)烴的部分損失。因此對于輕質(zhì)烴含量較高的頁巖，利用氯仿瀝青“A”計算含油飽和度會產(chǎn)生較大誤差。本次研究利用新鮮頁巖，將樣品分為兩份：一份用氟利昂抽提方法測定頁巖中輕質(zhì)烴（C5—C14）含量；另一份利用氯仿瀝青“A”抽提法測定頁巖中氯仿瀝青“A”含量。對不同深度的頁巖樣品分別測試輕質(zhì)烴（C5—C14）含量和氯仿瀝青“A”含量，根據(jù)不同深度段輕質(zhì)烴含量與氯仿瀝青“A”含量的關(guān)系，確定氯仿瀝青“A”總烴量恢復(fù)系數(shù)的縱向變化規(guī)律，計算出頁巖內(nèi)總含油量，結(jié)合孔隙度測定結(jié)果，計算出頁巖含油飽和度，繪制演化剖面（見圖6）。

圖6 東營凹陷古近系頁巖含油飽和度演化剖面

Es3x和Es4s頁巖（見圖6和表1）含油飽和度主體為1%～80%，變化趨勢為：首先含油飽和度隨深度增加而升高，一定深度時，含油飽和度達(dá)到最大值，此后隨深度增加含油飽和度迅速降低。Es3x和Es4s含油飽和度最大值分別對應(yīng)生烴高峰，但兩者的含油飽和度變化存在較大差異：Es4s頁巖含油飽和度有兩個高值區(qū)間（2 200～2 800 m和3 000～3 800 m），對應(yīng)兩個生烴高峰，即未熟—低熟油生烴高峰和成熟油生烴高峰；Es3x含油飽和度有1個高值區(qū)間（3 000～3 700 m）。

含油飽和度峰值區(qū)間差異主要與生烴母質(zhì)有關(guān)：Es4s頁巖沉積于咸水—鹽湖相強(qiáng)還原環(huán)境，更有利于有機(jī)質(zhì)保存，沉積了大量未熟—低熟油生烴母質(zhì)；Es3x沉積水體鹽度相對淡化，為微咸—半咸水沉積環(huán)境，未熟—低熟生烴母質(zhì)數(shù)量相對較少，因而大量生烴區(qū)間更為集中。而同樣深度段含油飽和度數(shù)值的差異，可能與湖相頁巖的強(qiáng)非均質(zhì)性有關(guān)[14,16,20]，湖相頁巖沉積過程中，受氣候、水體及有機(jī)質(zhì)生產(chǎn)力等方面波動的影響，有機(jī)質(zhì)豐度必然存在較大差異。

表1 東營凹陷古近系頁巖含油飽和度計算參數(shù)

3.2 頁巖內(nèi)氣油比和飽和壓力變化

頁巖氣油比及原油飽和壓力是石油工程中的重要參數(shù)。氣油比決定頁巖烴類流體的組成和頁巖油產(chǎn)能特征。原油飽和壓力影響頁巖油的產(chǎn)出驅(qū)動類型：飽和壓力越高，溶解氣驅(qū)動能量越大，溶解氣驅(qū)動產(chǎn)出流體的比例越大。飽和壓力除了受溫度、壓力等控制，最主要的影響因素是氣油比。由于頁巖氣油比和原油飽和壓力難以直接獲得，本文利用間接方法研究頁巖氣油比和飽和壓力變化規(guī)律。

3.2.1 頁巖氣油比變化規(guī)律

采用生烴物理模擬實驗方法、生烴數(shù)值模擬方法和源內(nèi)油藏統(tǒng)計方法間接分析頁巖氣油比變化規(guī)律。生烴物理模擬實驗法和生烴數(shù)值模擬法根據(jù)生烴產(chǎn)物氣油比反推頁巖內(nèi)流體的氣油比[21]；源內(nèi)油藏統(tǒng)計法假定源內(nèi)油藏流體近似于圍巖頁巖流體，根據(jù)油藏初期產(chǎn)出流體的氣油比反推頁巖內(nèi)氣油比[22-25]。用源內(nèi)常規(guī)油藏統(tǒng)計、生烴物理模擬實驗與數(shù)值模擬相結(jié)合的方法反推頁巖內(nèi)氣油比，多種方法綜合研究更能夠客觀地反映頁巖氣油比的變化規(guī)律。

圖7為利用3種方法得到的頁巖氣油比變化剖面，3種方法得到的氣油比存在一定差異，可能與方法的假設(shè)條件等有關(guān)。總體上隨深度增加，頁巖氣油比變大。3 700 m以淺，隨深度增加，頁巖內(nèi)氣油比變化幅度相對較小，而3 700 m以深，氣油比變化明顯增大；尤其4 000 m以深氣油比增加更明顯。深度為4 700 m左右時，氣油比最大可以大于10 000 m3/m3，深度為5 000 m時，氣油比達(dá)到20 000 m3/m3以上。

圖7 東營凹陷頁巖氣油比隨深度變化

3.2.2 頁巖油飽和壓力變化規(guī)律

頁巖油飽和壓力變化趨勢可以大致利用油藏統(tǒng)計資料確定，尤其是源內(nèi)自生自儲油層，其組成和物理性質(zhì)與圍巖內(nèi)的流體性質(zhì)更為接近。對于源外未飽和油藏，如能確定其從頁巖排出到聚集過程中未發(fā)生明顯油氣分異，其氣油比應(yīng)該與其供油的頁巖接近[25]。

圖8為東營凹陷部分油藏氣油比、飽和壓力與深度關(guān)系圖，可以看出，2 000 m以深原油飽和壓力均低于靜水壓力，說明油藏內(nèi)天然氣在油中均未達(dá)到飽和（一般飽和壓力等于或接近地層壓力時達(dá)到飽和）。而2 000 m以淺飽和壓力逐步接近于地層壓力（2 000 m以淺一般無異常高壓，地層壓力近似等于靜水壓力），油溶天然氣開始出溶。2 000 m以深的原油自烴源巖排出，向淺部運移過程中，飽和壓力均低于地層壓力，天然氣均未出溶。這些原油的氣油比和飽和壓力近似等于其供烴烴源巖的氣油比和飽和壓力。而某種氣油比原油出現(xiàn)的最大深度，即為排出該組成原油的烴源巖深度。并且此氣油比的原油在最大深度時的飽和壓力近似等于該深度頁巖油的飽和壓力。如氣油比為100 m3/m3的原油出現(xiàn)的最大深度約為3 500 m，原油飽和壓力約等于14 MPa，可認(rèn)為3 500 m時，頁巖內(nèi)氣油比約為100 m3/m3，頁巖內(nèi)原油的飽和壓力約等于14 MPa。據(jù)此推測頁巖油飽和壓力隨深度變化關(guān)系（見圖8），隨深度增加頁巖內(nèi)原油的飽和壓力變大，4 000 m左右時原油的飽和壓力約等于20 MPa。

圖8 根據(jù)油藏氣油比和飽和壓力推算頁巖油飽和壓力變化

4 頁巖可動油率計算

東營凹陷頁巖油大多為未飽和原油，降壓開采過程中，驅(qū)動能量分為明顯兩段：當(dāng)?shù)貙訅毫Υ笥陲柡蛪毫r，為彈性能量驅(qū)動階段；當(dāng)?shù)貙訅毫Φ扔陲柡蛪毫r，開始溶解氣驅(qū)動。根據(jù)頁巖巖石彈性力學(xué)性質(zhì)和頁巖內(nèi)流體性質(zhì)等，可對彈性驅(qū)動可動油率及溶解氣驅(qū)動可動油率進(jìn)行計算。計算結(jié)果僅為一種可能性，即由原始狀態(tài)到最終狀態(tài)的理論可動油率，未考慮中間變化過程。天然條件下，由于頁巖致密、滲透性較差，只有距井筒一定范圍內(nèi)的頁巖油能產(chǎn)出。因此頁巖油的可動量還與鉆井?dāng)?shù)量及壓裂等措施效果有關(guān)。本次計算的可動油率實際上是具備了良好的滲流條件（或者是天然具備，或者是經(jīng)過壓裂等措施改造而形成）而且距離井筒一定范圍內(nèi)的頁巖的可動油率。東營凹陷缺少頁巖油開采經(jīng)驗，且開采措施或技術(shù)手段不同，實際可采出的頁巖油量也不同。本文計算的可動油率實際上為最大天然能量可動油率，對資源量的深入評價具有一定意義。

4.1 彈性能量驅(qū)動可動油率

由于頁巖滲透性較差，流體排出困難，一般保持較高的流體壓力，特別在3 000 m以深，頁巖內(nèi)均發(fā)育異常高壓。由于高壓，烴類等流體以壓縮狀態(tài)存在，儲存大量彈性能量。在開采過程中，頁巖油藏流體壓力降低，一方面頁巖油藏巖石所受有效應(yīng)力增加，巖石孔隙體積減??；另一方面烴類等流體由于壓力降低而膨脹，流體彈性能量部分釋放。在孔隙減小和流體膨脹的雙重作用下，驅(qū)動烴類等流體排出。

根據(jù)油藏彈性可采儲量計算公式[26]，推導(dǎo)出頁巖油彈性可動油率計算公式：

計算過程中，Cr根據(jù)孔隙度剖面（見圖4）、巖石體積壓縮系數(shù)剖面（見圖5）計算；Co根據(jù)源內(nèi)油藏及部分高壓物性分析數(shù)據(jù)確定；Cw一般隨深度變化較小，根據(jù)楊通佑等經(jīng)驗公式[27]計算；Soi根據(jù)頁巖含油飽和度演化剖面（見圖6）計算。由于東營凹陷頁巖內(nèi)原油飽和壓力均低于地層壓力，天然氣主要溶解于油中，因此頁巖內(nèi)主要為油水兩相，含油飽和度與含水飽和度之和為1。

實測的地層壓力變化較大，地層壓力系數(shù)高者可達(dá)2，低值接近于1。因此本次計算采用平均壓力系數(shù)，選取1.4，分別計算Es4s和Es3x的彈性可動油率（見圖9）。可見，Es4s和Es3x彈性可動油率為4%～10%，總體上隨深度增加而增大。Es4s頁巖比Es3x頁巖具有更高的彈性可動油率，埋深3 900 m左右兩者趨于一致，原因在于同樣深度范圍內(nèi)Es4s頁巖具有更高的含油飽和度，但達(dá)到一定深度，含油飽和度差異對可動油率的影響較小，因此彈性可動油率相近。

圖9 彈性可動油率計算結(jié)果

4.2 溶解氣驅(qū)動可動油率

當(dāng)油層的地層壓力降低至飽和壓力時，溶解氣出溶，驅(qū)動流體流出。頁巖油地質(zhì)儲量為：

枯竭壓力下的剩余儲量為：

采出量為：

則頁巖溶解氣驅(qū)可動油率為：

對新取出巖心進(jìn)行核磁共振分析，間接計算含氣飽和度，測定結(jié)果一般約為5%，因此枯竭時含氣飽和度選取5%進(jìn)行計算。

體積系數(shù)比（Boi/Bo）根據(jù)壓縮系數(shù)及壓力變化量計算：

頁巖油溶解氣驅(qū)動可動油率計算結(jié)果如圖10所示：2 800～4 000 m，溶解氣驅(qū)動可動油率為4%～22%，總體上隨深度增加可動油率變大?？蓜佑吐首兓c氣油比及原油性質(zhì)等條件有關(guān)，埋藏越深，氣油比越高，原油越易于膨脹流動。總體上，Es4s可動油率略高于Es3x。

4.3 頁巖油總可動油率

根據(jù)彈性驅(qū)動可動油率與溶解氣驅(qū)動可動油率，計算頁巖油總可動油率：

圖10 溶解氣驅(qū)動可動油率計算結(jié)果

計算結(jié)果（見圖11）表明，總體上隨埋深增加，總可動油率增大，Es4s總可動油率大于Es3x。2 800～4 000 m深度范圍內(nèi)，Es3x總可動油率為8%～28%，Es4s為9%～30%。總可動油率的影響因素包括巖石彈性特征、流體彈性特征、氣油比、含油飽和度等。

圖11 彈性驅(qū)動+溶解氣驅(qū)動總可動油率計算結(jié)果

從頁巖含油飽和度剖面（見圖6）和頁巖可動油率變化剖面（見圖11）來看，3 400 m以深，頁巖具有相對較高的含油飽和度，且頁巖油可動油率迅速增加，而在3 400 m以淺，計算的頁巖油可動油率較低，且變化較平緩。因此根據(jù)地層能量總體變化，可認(rèn)為3 400 m以深是東營凹陷頁巖油勘探開發(fā)的有利層段。

5 結(jié)論

東營凹陷古近系沙河街組Es3x和Es4s頁巖具有陸相盆地頁巖典型特征。頁巖孔隙度隨埋深變化整體呈兩段式特征：2 800 m以淺，孔隙度隨深度增加明顯減??；埋深達(dá)3 000 m，平均孔隙度有變大趨勢，之后在一定深度范圍內(nèi)，隨深度增加孔隙度整體變大，達(dá)到最大值后再次下降。2 800 m以淺，頁巖平均壓縮系數(shù)隨深度增加而迅速降低；2 800～3 500 m頁巖平均壓縮系數(shù)先增大，后明顯降低；3 500～4 000 m壓縮系數(shù)緩慢降低。Es3x和Es4s頁巖含油飽和度主要為1%～80%，含油飽和度先隨深度增加而升高，達(dá)到最大值后隨深度增加含油飽和度迅速降低。隨深度增加，頁巖氣油比總體變大：3 700 m以淺，隨深度增加，頁巖內(nèi)氣油比變化幅度相對較小，而3 700 m以深，氣油比變化明顯增大；尤其4 000 m以深氣油比增加更明顯。隨深度增加頁巖內(nèi)原油的飽和壓力變大，4 000 m左右時原油的飽和壓力約等于20 MPa。

基于上述研究結(jié)果，從地層能量角度，分析了Es3x和Es4s頁巖的可動油率。Es4s和Es3x彈性可動油率為4%～10%，隨深度增加而增大，Es4s頁巖比Es3x頁巖具有更高的彈性可動油率。2 800～4 000 m，溶解氣驅(qū)動可動油率為4%～22%，隨深度增加可動油率變大，Es4s溶解氣驅(qū)動可動油率略高于Es3x。Es4s總可動油率大于Es3x：2 800～4 000 m深度范圍內(nèi)，Es3x總可動油率為8%～28%，Es4s為9%～30%。綜合頁巖含油飽和度變化剖面和可動油率變化剖面，認(rèn)為3 400 m以深是東營凹陷Es3x和Es4s頁巖油勘探開發(fā)的有利區(qū)。

由于湖相頁巖橫向和縱向沉積有機(jī)相變化較大，因此其孔隙特征、力學(xué)性質(zhì)和含油特征等都存在較強(qiáng)的非均質(zhì)性。建立合理的孔滲特征、力學(xué)性質(zhì)、含油性、可動油率實驗方法和評價方法，精細(xì)評價頁巖非均質(zhì)性并預(yù)測甜點，對湖相頁巖油勘探開發(fā)尤為重要。

符號注釋：

Ee——頁巖油彈性可動油率，無量綱；Soi——巖石原始含油飽和度，%；Swi——巖石原始含水飽和度，%；Co——地層原油壓縮系數(shù)，MPa?1；Cw——地層水壓縮系數(shù)，MPa?1；Cr——巖石孔隙體積壓縮系數(shù)，MPa?1；Δp——流體壓力變化量，MPa；N——地質(zhì)儲量，104m3；A——油層面積，km2；h——油層厚度，m；φ——孔隙度，%；Swr——束縛水飽和度，%；Boi——地層油原始體積系數(shù)，無量綱；Bo——枯竭壓力下的地層油體積系數(shù)，無量綱；Sg——含氣飽和度，%；Nr——枯竭壓力下的剩余儲量，104m3；Np——采出量，104m3；Ed——頁巖油溶解氣驅(qū)可動油率，無量綱；pi——原始狀態(tài)下流體壓力，MPa；pe——最終狀態(tài)下流體壓力，MPa；Et——頁巖油總可動油率，無量綱。

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（編輯 林敏捷 繪圖 劉方方）

Movability of lacustrine shale oil:A case study of Dongying Sag,Jiyang Depression,Bohai Bay Basin

Zhang Linye1,2,Bao Youshu1,Li Juyuan1,Li Zheng1,3,Zhu Rifang1,Zhang Jingong2
(1.Geology Scientific Research Institute of Shengli Oilfield Company,Sinopec,Dongying 257015,China;2.State Key Laboratory of Continental Dynamics,Northwest University,Xi’an 710069,China;3.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation,Chengdu University of Technology,Chengdu 610059,China)

Taking the Paleogene Shahejie Formation lacustrine shale in Dongying Sag,Jiyang Depression,Bohai Bay Basin,as an example,this paper makes a systematic study on the properties of shale of lower part of Sha-3 Member (Es3x) and upper part of Sha-4 Member (Es4s),including porosity,compressibility,mechanical properties,oil saturation,gas-oil ratio and oil saturation pressure by lab analysis and well log data of shale cores taken from different depths.On this basis,the movability of shale oil is discussed in terms of formation energy.According to the study results,both the elastic movable oil ratios and the solution gas driving movable oil ratios of Es3xand Es4sincrease with the shale burial depth,and both ratios of Es4sare generally higher than that of Es3xat the same depth.Within the depth of 2 800 – 4 000 m,the total movable oil ratio of Es3xvaries from 8% to 28%,while the total movable oil ratio of Es4svaries from 9% to 30%.Combining with the profiles of oil saturation and movable oil ratio of shale,a conclusion is made that the shale of Es3xand Es4sdeeper than 3 400 m in the study area are favorable objects for shale oil exploration.

lacustrine shale;shale oil;movable oil;porosity;compressibility;saturation pressure

國家自然科學(xué)基金項目“湖相頁巖油可動性基本地質(zhì)條件研究”（41372129）；國家自然科學(xué)基金項目“湖相頁巖氣形成條件研究”（41072096）；中國石化科技攻關(guān)項目“東營凹陷頁巖油氣富集條件與有利區(qū)預(yù)測”（P11066）

TE122

：A

1000-0747(2014)06-0641-09

10.11698/PED.2014.06.01

張林曄（1955-），女，山東聊城人，博士，中國石化勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院教授級高級工程師，主要從事石油地質(zhì)與油氣地球化學(xué)研究工作。地址：山東省東營市聊城路3號，中國石化勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院，郵政編碼：257015。E-mail：zhanglinye2006@163.com

2013-12-16

2014-10-11