李　慶， 姜在興， 由雪蓮， 趙賢正， 張銳鋒

( 1. 中國石油大學(北京) 地球科學學院，北京　102249；　2. 中國石油大學(北京) 油氣資源與探測國家重點實驗室，北京　102249；　3. 中國地質(zhì)大學(北京) 能源學院，北京　100083；　4. 中國地質(zhì)大學(北京) 海洋學院，北京　100083；　5. 中國石油大港油田分公司，天津　300280；　6. 中國石油華北油田分公司 勘探部，河北 任丘　062552 )

?

有機相在非常規(guī)油氣儲層評價中的應用
——以束鹿凹陷富有機質(zhì)泥灰?guī)r儲層為例

李慶1,2， 姜在興3， 由雪蓮4， 趙賢正5， 張銳鋒6

( 1. 中國石油大學(北京) 地球科學學院，北京102249；2. 中國石油大學(北京) 油氣資源與探測國家重點實驗室，北京102249；3. 中國地質(zhì)大學(北京) 能源學院，北京100083；4. 中國地質(zhì)大學(北京) 海洋學院，北京100083；5. 中國石油大港油田分公司，天津300280；6. 中國石油華北油田分公司 勘探部，河北 任丘062552 )

為分析有機相對非常規(guī)油氣儲層的影響并對儲層進行評價，以束鹿凹陷富有機質(zhì)泥灰?guī)r儲層為例，根據(jù)巖石熱解參數(shù)、干酪根元素組成和有機質(zhì)來源等劃分有機相類型，確定儲層評價參數(shù)及標準。結果表明，有機質(zhì)在熱演化過程中生成有機質(zhì)孔隙，在排烴過程中產(chǎn)生的酸性流體和異常高壓等形成溶蝕孔隙及裂縫，可以改善儲集性能。研究區(qū)有機相包括AB、B、BC、C、CD及D六種類型，缺少A類型發(fā)育。有機相變化對儲層的儲集性能具有重要控制作用，可作為非常規(guī)油氣儲層評價的參數(shù)。束鹿凹陷沙三下亞段層序2的坡折帶及洼槽區(qū)部位發(fā)育具有優(yōu)質(zhì)有機相AB類型的高有機質(zhì)泥灰?guī)r，儲集性能較好，為有利目標區(qū)。該結果對評價頁巖油氣等非常規(guī)油氣儲層具有指導意義。

有機相； 非常規(guī)油氣； 儲層評價； 頁巖油氣； 泥灰?guī)r； 束鹿凹陷

0　引言

頁巖油氣等非常規(guī)油氣資源在資源供給中占有越來越重要的地位，人們對頁巖油氣儲層特征及其評價方法研究取得許多進展[1-6]。常規(guī)油氣儲層中源巖與儲層分離，經(jīng)過初次及二次運移，油氣從烴源巖運移到儲集層，進入圈閉而聚集成藏；頁巖屬非常規(guī)油氣藏，具有源儲一體或源儲共生的特點，其油氣不發(fā)生運移，或僅發(fā)生短距離的初次運移，為連續(xù)性油氣聚集方式[7]。因此，有機質(zhì)在頁巖油氣藏中起到的作用與在常規(guī)油氣藏中的不同，評價非常規(guī)油氣儲層時，有機質(zhì)是重要的評價參數(shù)。有些學者利用有機碳(TOC)質(zhì)量分數(shù)及有機質(zhì)類型等作為頁巖油氣儲層[8-9]評價參數(shù)，但是將TOC質(zhì)量分數(shù)作為評價參數(shù)尚沒有統(tǒng)一的標準，且單一的TOC參數(shù)不能全面反映有機質(zhì)及其對儲層的影響。

Rogers M A提出有機相(Organic Facies)概念，認為有機相類似于沉積相，可以跨越時間、不受地層或巖石單位的限制[10]。郝芳等將有機相定義為含有一定有機質(zhì)含量和特定成因類型的有機質(zhì)地層單元[11]，與有機質(zhì)質(zhì)量分數(shù)、類型和沉積環(huán)境有關[12]，可以用來劃分單個、一組樣品或某個層位的樣品。利用有機相劃分不同干酪根組合時，比利用有機質(zhì)類型劃分更準確，原因是有機相可以反映有機質(zhì)之間漸變的過程，也能反映有機質(zhì)質(zhì)量分數(shù)、類型及沉積環(huán)境[13-14]。

有機相是古環(huán)境判別、盆地分析及烴源巖評價的重要工具[13,15]，但還未應用到頁巖油氣等非常規(guī)油氣儲層評價體系。筆者將有機相引入到頁巖油氣儲層評價體系，以束鹿凹陷富有機質(zhì)泥灰?guī)r儲層為例，分析有機質(zhì)對儲層的影響及有機相在非常規(guī)油氣儲層評價中的應用，對完善頁巖油氣等非常規(guī)油氣儲層評價方法具有指導意義。

1　區(qū)域地質(zhì)概況

束鹿凹陷位于渤海灣盆地冀中坳陷南部，總體呈NNE向展布，面積為700 km2，為在古生界基底上發(fā)育的單斷箕狀凹陷(見圖1(a))。凹陷東部以新河大斷裂為界，西部向?qū)帟x凸起超覆減薄，南部以小劉村陸梁封口，北部以衡水斷裂與深縣凹陷相隔(見圖1(b))。

圖1　束鹿凹陷地理位置、構造及井位分布Fig.1 Location and structural map of the Shulu sag

束鹿凹陷基底地層主要為寒武系及奧陶系地層，在基底上主要發(fā)育古近系地層，自下而上分別是沙河街組三段(沙三段)、沙二段、沙一段和東營組。古近紀沙河街組沉積時期，沙三段早中期為斷陷擴張深陷期，邊界同沉積斷層強烈活動，各湖盆快速下陷，是研究區(qū)主要成湖期和烴源巖發(fā)育期，在西高東低的背景下，形成深水湖盆[16]。

束鹿凹陷在平面上具有南北分區(qū)和東西分帶的特點(見圖1(b))。荊丘、臺家莊兩個古隆起及相應的斷陷活動，把束鹿凹陷劃分為北洼槽、中洼槽和南洼槽三個部分。在東西向上，次級構造單元主要分為東部斷階帶(陡坡帶)、中央洼槽帶和西部斜坡帶，其中西部斜坡帶又分為坡折帶及緩坡帶[17]。

束鹿凹陷東、南、西三面的古生界碳酸鹽巖隆起區(qū)為該地區(qū)主要物源區(qū)[18]。束鹿凹陷中洼槽區(qū)沙三下亞段沉積巨厚的以淺湖、較深湖亞相為主的碳酸鹽質(zhì)礫巖及暗色泥灰?guī)r，可劃分為5個三級層系[19](見圖2)?？傮w而言，沙三下亞段下部主要為碳酸鹽角礫巖，中上部主要為泥灰?guī)r。束鹿凹陷泥灰?guī)r富含有機質(zhì)，主要發(fā)育于中部洼槽及其周邊，分布廣，環(huán)束鹿中洼槽分布面積超過200 km2。在縱向剖面上，沙三下亞段泥灰?guī)r總體呈東部厚、西部薄的地層展布特征，多呈致密狀產(chǎn)出，埋深一般為3.0～5.0 km，厚度一般大于50 m，由束鹿凹陷邊部向中心泥灰?guī)r厚度逐漸增大，最大厚度約為1.0 km[16-18]。目前，在華北油田束鹿凹陷泥灰?guī)r段已有多口井獲得工業(yè)油流，為自生自儲型非常規(guī)油氣藏，成為華北油田致密油勘探的重要目標[20]。

2　有機質(zhì)對致密油氣儲層的影響

在非常規(guī)油氣系統(tǒng)中，有機質(zhì)不僅決定油氣生成及富集程度，對致密儲層的儲集能力也有重要影響，主要體現(xiàn)在有機質(zhì)孔隙發(fā)育、溶蝕孔洞發(fā)育和異常壓力縫發(fā)育三個方面。

圖2　束鹿凹陷中洼槽沙三下構造及巖性剖面(據(jù)文獻[19]修改)Fig.2 Transverse section across the middle segment of the Shulu sag(Modify by conference[19])

2.1有機質(zhì)孔隙發(fā)育

在富有機質(zhì)泥頁巖及泥灰?guī)r中發(fā)現(xiàn)賦存在有機質(zhì)中的孔隙——有機質(zhì)孔隙[21-22]，如美國密西西比Barnett頁巖[23-24]。在束鹿凹陷泥灰?guī)r中也發(fā)育有機質(zhì)孔隙，為該地區(qū)主要孔隙類型之一(見圖3(a-b))。

有機質(zhì)孔隙在頁巖油氣儲層孔隙網(wǎng)絡中占有重要地位，是由有機質(zhì)在成熟熱演化過程中排烴產(chǎn)生的[24-26]。有機質(zhì)從未成熟階段到成熟階段，部分固態(tài)干酪根生成液態(tài)及氣態(tài)烴類，烴類排出后在有機質(zhì)中留下孔隙[26]。有機質(zhì)孔隙的發(fā)育程度受有機質(zhì)質(zhì)量分數(shù)、類型和成熟度的影響[27-31]。

圖3　束鹿凹陷束探1H井有機質(zhì)孔隙類型Fig.3 Organic matter pores types in well Shutan 1H of Sulu sag

低成熟度有機質(zhì)(Ro<0.6%)，有機質(zhì)孔隙不發(fā)育或發(fā)育較少[2]；當有機質(zhì)成熟度達到一定程度(Ro>0.6%)時，有機質(zhì)開始發(fā)育有機質(zhì)孔隙，并進入油氣大量生成階段[22]。有機質(zhì)類型對有機質(zhì)孔隙發(fā)育的影響表現(xiàn)為，Ⅰ型和Ⅱ型干酪根較Ⅲ型干酪根容易形成有機質(zhì)孔隙[2,22]。

束鹿凹陷泥灰?guī)r中有機質(zhì)類型主要為Ⅰ型和Ⅱ型，位于熱成熟區(qū)，有機質(zhì)中發(fā)育有機質(zhì)孔隙(見圖3(a-b))。有機質(zhì)孔隙呈不同形狀，通常為略不規(guī)則的橢球形，部分為近圓形或不規(guī)則形狀；孔隙直徑約為1.0 μm，部分直徑小于0.5 μm，表明大部分為納米孔(見圖3(a-b))。有機質(zhì)孔隙在該地區(qū)泥灰?guī)r中為主要儲集空間類型。在一定的成熟度條件下，有機質(zhì)質(zhì)量分數(shù)越高、類型越好，可供有機質(zhì)孔隙發(fā)育的物質(zhì)基礎越多，有機質(zhì)孔隙度越高，對儲層物性改善程度越明顯。

2.2溶蝕孔洞發(fā)育

在深埋藏階段(溫度為80～120 ℃)，有機質(zhì)成熟和干酪根脫羧作用產(chǎn)生一定數(shù)量的有機酸(如羧酸和酚酸)，以及不同類型的氣體，如CO2和H2S等[32-34]。束鹿凹陷沙三下亞段地層埋深超過3 100 m，溫度達到110 ℃，在泥灰?guī)r中有機質(zhì)進入成熟階段，釋放出大量的有機酸及酸性氣體，使地層水轉(zhuǎn)化為酸性流體。研究區(qū)巖石富含碳酸鹽巖礦物，其化學成分不穩(wěn)定、易溶于酸性流體而產(chǎn)生溶蝕孔洞。該溶蝕孔洞為研究區(qū)重要的儲集空間類型，在鄰近有機質(zhì)的地方更容易被觀察到(見圖3(c-d))，表明該地區(qū)碳酸鹽巖的溶解及溶蝕孔洞的產(chǎn)生受有機質(zhì)影響，與有機質(zhì)熱演化有關。

2.3微裂縫發(fā)育

束鹿泥灰?guī)r中常見與層理平行的、與殘余瀝青伴生的纖維狀方解石(見圖3(e-f))，纖維狀方解石形成于油氣形成過程產(chǎn)生的較高壓力條件[35-36]。在水平地層中，最小抗張強度方向通常與層理面方向相同，當流體壓力大于最小主應力時，形成垂直于最小主應力的、平行于層理的裂縫[37]。平行于層理的裂縫通常是由異常高壓導致的。裂縫中存在有機質(zhì)殘余，表明地層中曾發(fā)生油氣運移。

圖4　束鹿凹陷泥灰?guī)r孔隙度與TOC質(zhì)量分數(shù)交會圖(據(jù)文獻[20]修改)Fig.4 Bulk porosity versus w(TOC) of the marlstone in Shulu sag(Modify by confrence [20])

束鹿凹陷泥灰?guī)r富含有機質(zhì)并處于成熟階段，固態(tài)的干酪根熱解生成液體的石油及氣態(tài)的天然氣，同時體積膨脹；伴隨深部高溫增壓作用，孔隙流體壓力增大[38]。由于該凹陷泥灰?guī)r較為致密、滲透性較差，壓力無法釋放，進而不斷聚集形成異常高壓。當異常高壓大于巖石的承受能力時，形成異常壓力縫(見圖3(e-f))；該類裂縫可以儲存油氣并作為油氣運移的重要通道。

由束鹿凹陷泥灰?guī)r孔隙度及TOC質(zhì)量分數(shù)交會圖(見圖4)可見，該地區(qū)泥灰?guī)r孔隙度與TOC質(zhì)量分數(shù)表現(xiàn)為正相關關系，隨著TOC質(zhì)量分數(shù)的增大，泥灰?guī)r孔隙度升高，表明有機質(zhì)質(zhì)量分數(shù)是控制儲層物性的重要因素[20]。有機質(zhì)質(zhì)量分數(shù)控制有機質(zhì)孔隙的發(fā)育，以及有機酸和地層異常高壓的產(chǎn)生。有機質(zhì)在演化過程中可以產(chǎn)生有機質(zhì)孔隙、溶蝕孔隙和異常壓力縫等，為致密油氣的聚集、運移提供儲集空間及滲濾通道。

3　儲層評價應用

3.1有機相類型及特征

有機相有多種劃分方法，Jones M A提出利用有機地化特征將有機相劃分為七種類型的方法[39]。該劃分方法根據(jù)巖石熱解參數(shù)HI(氫指數(shù))、干酪根元素組成、有機質(zhì)來源、氧化還原性和沉積速率等將有機相劃分為A、AB、B、BC、C、CD和D七種類型[40](見表1)。

表1　不同類型有機相的特征

(1)A類型。有機相HI≥850 mg/g，H/C≥1.45。巖石富含有機質(zhì)，呈紋層狀層理，沉積于鹽湖或海洋持續(xù)缺氧環(huán)境。有機質(zhì)主要來自藻類或細菌，發(fā)明亮熒光。通常發(fā)育在碳酸鹽巖環(huán)境中，分布于氧化水體隔絕的湖泊凝縮段或海洋邊緣。

(2)AB類型。有機相HI為850～650 mg/g，H/C為1.45～1.35。巖石富含有機質(zhì)，呈紋層狀層理。其有機質(zhì)特征與A類型的相似，但它可以發(fā)生部分降解、稀釋，或存在少量陸源有機質(zhì)輸入。其分布范圍及發(fā)育數(shù)量比A類型的大，既可發(fā)育于碳酸鹽巖，也可發(fā)育于泥頁巖，為持續(xù)缺氧環(huán)境沉積形成的。

(3)B類型。有機相HI為650～400 mg/g，H/C為1.35～1.15。該類型有機相分布廣，是大多數(shù)油田中油氣的來源[40]。巖石含有部分陸相有機質(zhì)，呈紋層狀層理，巖石中間出現(xiàn)較差有機相類型的夾層，反映底層水體缺氧環(huán)境的波動，或有富氧外來沉積物，或有質(zhì)量較差的有機質(zhì)輸入。該類型有機相與AB和BC類型的可以混合出現(xiàn)，體現(xiàn)生物在來源、搬運及保存上的多樣性。該類型有機相主要分布在深水環(huán)境中。

(4)BC類型。有機相HI為400～250 mg/g，H/C為1.15～0.95。該類型有機相在古海洋和古湖泊環(huán)境中發(fā)育。常分布于細粒硅質(zhì)碎屑巖，快速沉積使沉積物捕獲少量氧氣，“沉積氧”環(huán)境促進沉積物的生物活性。陸相有機質(zhì)是其有機質(zhì)的主要來源之一。此外，海底生物擾動降低沉積物的有機質(zhì)等級，使其有機質(zhì)質(zhì)量分數(shù)降低。

(5)C類型。有機相HI為250～125 mg/g，H/C為0.95～0.75。該類型有機相主要生成氣態(tài)烴類。有機質(zhì)主要為陸生木本植物，與大部分煤的組成相近。該類有機相包括富氫和貧氫的顯微組分混合物，或被降解的富氫顯微組分。與它相近的BC及CD類型可發(fā)育于成煤的沼澤環(huán)境、三角洲沉積環(huán)境和生物擾動的海相泥巖。該類型有機相的發(fā)育環(huán)境常具有一定氧化作用，不同干酪根組分混合沉積于海侵和早期高位體系域。

(6)CD類型。有機相HI為125～50 mg/g，H/C為0.75～0.60，為通過重度氧化環(huán)境搬運來的陸相有機質(zhì)。該類有機相反映有機質(zhì)在沉積物中被侵蝕再沉積的過程。

(7)D類型。有機相HI不超過50 mg/g，H/C≤0.60。該類有機相含有被高度氧化的有機質(zhì)，包括燒焦的木質(zhì)(木炭)、再循環(huán)的陸生來源有機質(zhì)、經(jīng)歷熱演化而過成熟的組分，以及大量從多孔沙質(zhì)中經(jīng)歷氧化再沉積循環(huán)的木質(zhì)的碎片。該類型有機相質(zhì)量分數(shù)很低，沒有生烴能力。

3.2有機相劃分

束鹿凹陷泥灰?guī)r干酪根類型主要為Ⅰ型及Ⅱ型，含少量Ⅲ型干酪根。最大熱解峰溫為424～452 ℃，平均為444 ℃，位于成熟階段[19]。晉116X井100個樣品測試結果顯示TOC質(zhì)量分數(shù)為1.02%～4.92%，平均為2.02%；游離烴(S1)為0.10～7.63 mg/g，平均為1.50 mg/g；裂解烴(S2)為3.31～28.36 mg/g，平均為10.50 mg/g；HI為285～810 mg/g，平均為497 mg/g；泥灰?guī)r的H/C為0.62～1.29、O/C為0.06～0.17(見圖5)。

以晉116X井為例，綜合巖性特征及樣品的TOC質(zhì)量分數(shù)、HI及H/C，在單井上進行有機相劃分(見圖5)，可劃分為AB、B、BC和C類型。

圖5　束鹿凹陷晉116X井有機相劃分Fig.5 Organic facies of well Jin116X of Shulu sag

3.3儲集性能控制

圖6　不同類型有機相的孔隙度分布特征Fig.6 Porosity distribution of different organic facies

束鹿凹陷泥灰?guī)r儲層孔隙度與有機質(zhì)質(zhì)量分數(shù)具有正相關關系(見圖5)。不同類型有機相層段的孔隙度具有明顯差別(見圖6)。有機相AB類型孔隙度為3.20%～4.60%，平均為3.90%； B類型孔隙度為1.30%～4.80%，平均為3.00%；BC類型孔隙度為0.80%～3.70%，平均為2.30%；C類型孔隙度為0～2.10%，平均為0.90%。反映有機相類型對儲層孔隙度起主要控制作用，有機相類型越好，儲層孔隙度越高。晉116X井泥灰?guī)r發(fā)育有機相AB、B、BC和C類型，其中AB類型的泥灰?guī)r儲集物性最好，為有利儲層；B、BC和C類型的泥灰?guī)r儲集物性分別為較好、較差和最差。有機相控制頁巖油氣儲層的儲集性能，并可作為儲層評價重要因素。

有機相可以綜合反映有機質(zhì)質(zhì)量分數(shù)、類型、沉積環(huán)境等因素，以及有機質(zhì)質(zhì)量分數(shù)在空間的連續(xù)性變化。通過對單井在剖面上繪制有機相連井剖面圖、在平面上繪制有機相平面分布圖，對單井進行有機相劃分，進而對儲集層進行評價。

為了分析有機相在縱向上的變化及從盆地邊緣到盆地中央平面上的分布，選取束鹿凹陷從湖盆邊緣到湖盆中央的晉100井—晉97井—束探3井繪制有機相連井剖面圖(見圖7)。晉100井靠近湖盆邊緣，發(fā)育有機相B、BC、C、CD和D類型，其中有機相D類型最發(fā)育，其次為C類型，其他類型發(fā)育較少。晉97井發(fā)育有機相AB、B、BC、C和CD類型，其中有機相B類型最為發(fā)育，其次為C類型。束探3井相對靠近湖盆洼槽區(qū)，發(fā)育有機相AB、B、C、CD和D類型，其中以有機相B類型為主，發(fā)育較厚層的AB類型。

圖7　束鹿凹陷晉100井—晉97井—束探3井有機相連井剖面Fig.7 Organic facies cross section of well J100-J97-St3 in Shulu sag

由圖7可以看出，有機相在縱向上及橫向上分布不均，在靠近湖盆邊緣有機質(zhì)質(zhì)量較差，主要為D及C類型；往湖盆中央有機質(zhì)質(zhì)量逐漸變好，靠近湖盆洼槽區(qū)主要發(fā)育B和AB類型。另外，不同層序的有機相發(fā)育類型相差較大，其中SQ2有機質(zhì)質(zhì)量最好，主要以B類型為主，且發(fā)育較厚的、有機質(zhì)質(zhì)量分數(shù)高的AB類型，其他層序中缺少A類型發(fā)育。

有機相發(fā)育不均導致該泥灰?guī)r儲層的儲集性能差異較大，具有縱向分層、橫向分帶的特點?？v向上，SQ2以高有機質(zhì)泥灰?guī)r發(fā)育為主。有機相主要為AB和B類型，儲集性能較好。該層為研究區(qū)主力烴源巖層，源儲一體，近源成藏，為有利目標層。橫向上，靠近湖盆邊緣的泥灰?guī)r有機質(zhì)質(zhì)量分數(shù)低，有機相以D、CD和C類型為主，且離主力生油巖較遠，不利于油氣的聚集。坡折帶及洼槽區(qū)部位發(fā)育高有機質(zhì)質(zhì)量分數(shù)的紋層狀泥灰?guī)r，生儲配置良好，有利于油氣的運移及聚集。

4　結論

(1)束鹿凹陷中洼槽沙三下亞段富有機質(zhì)泥灰?guī)r為自生自儲型非常規(guī)油氣藏，有機質(zhì)在熱演化過程中可以生成有機質(zhì)孔隙、產(chǎn)生酸性流體、形成溶蝕孔隙，以及形成異常高壓并產(chǎn)生高壓裂縫，為致密油氣的聚集和運移提供儲集空間及滲濾通道，是控制儲層質(zhì)量的重要因素。

(2)根據(jù)巖石熱解參數(shù)、干酪根元素組成及有機質(zhì)來源等，研究區(qū)有機相包括AB、B、BC、C、CD和D六種類型，缺少A類型發(fā)育。有機相對儲層孔隙度有重要控制作用，有機相類型越好，儲層孔隙度越高。根據(jù)有機相連井剖面，束鹿凹陷中洼槽沙三下SQ2的坡折帶及洼槽區(qū)部位發(fā)育具有優(yōu)質(zhì)有機相AB類型的高有機質(zhì)質(zhì)量分數(shù)的紋層狀泥灰?guī)r，為有利儲層。

(3)相比于TOC質(zhì)量分數(shù)、有機質(zhì)類型等非常規(guī)油氣儲層的評價要素，有機相可以反映有機質(zhì)質(zhì)量分數(shù)、類型和沉積環(huán)境等，并能體現(xiàn)有機質(zhì)品質(zhì)在空間上的連續(xù)性變化。類似于沉積相，可通過單井、連井、平面上有機相類型及分布特征對非常規(guī)油氣儲層進行評價。

[1]Jarvie D M, Hill R J, Ruble T E, et al. Unconventional shale-gas systems: The Mississippian Barnett shale of north-central Texas as one model for thermogenic shale-gas assessment [J]. AAPG Bulletin, 2007,91(4):475-499.

[2]Loucks R G, Reed R M, Ruppel S C, et al. Spectrum of pore types and networks in mudrocks and a descriptive classification for matrix-related mudrock pores [J]. AAPG Bulletin, 2012,96(6):1071-1098.

[3]鄒才能,朱如凱,吳松濤,等.常規(guī)與非常規(guī)油氣聚集類型、特征、機理及展望:以中國致密油和致密氣為例[J].石油學報,2012,33(2):173-187.

Zou Caineng, Zhu Rukai, Wu Songtao, et al. Types, characteristics, genesis and prospects of conventional and unconventional hydrocarbon accumulations: Taking tight oil and tight gas in China as an instance [J]. Acta Petrolei Sinica, 2012,33(2):173-187.

[4]久凱,丁文龍,黃文輝,等.渤海灣盆地濟陽拗陷沙三段頁巖氣地質(zhì)條件分析[J].大慶石油學院學報,2012,36(2):65-70.

Jiu Kai, Ding Wenlong, Huang Wenhui, et al. Analysis of geological condition of the formation of Shahejie shale gas in Jiyang depression in Bohai Bay basin [J]. Journal of Daqing Petroleum Institute, 2012,36(2):65-70.

[5]梁超,姜在興,郭嶺,等.陸棚相黑色泥巖發(fā)育特征、沉積演化及頁巖氣勘探前景——以甕安永和剖面牛蹄塘組為例[J].大慶石油學院學報,2011,35(6):13-21.

Liang Chao, Jiang Zaixing, Guo ling, et al. Characteristics of black shale, sedimentary evolution and shale gas exploration prospect of shelf face taking Weng'an Yonghe profile Niutitang group as an example [J]. Journal of Daqing Petroleum Institute, 2011,35(6):13-21.

[6]單衍勝,張金川,李曉光,等.遼河盆地東部凸起太原組頁巖氣聚集條件及有利區(qū)預測[J].大慶石油學院學報,2012,36(1):1-7.

Shan Yansheng, Zhang Jinchuan, Li Xiaoguang, et al. Shale gas accumulation factors and prediction of favorable area of Taiyuan formation in Liaohe eastern uplift [J]. Journal of Daqing Petroleum Institute, 2012,36(1):1-7.

[7]鄒才能,楊智,陶士振,等.納米油氣與源儲共生型油氣聚集[J].石油勘探與開發(fā),2012,39(1):13-26.

Zou Caineng, Yang Zhi, Tao Shizhen, et al. Nano-hydrocarbon and the accumulation in coexisting source and reservoir [J]. Petroleum Exploration and Development, 2012,39(1):13-26.

[8]姜在興,張文昭,梁超,等.頁巖油儲層基本特征及評價要素[J].石油學報,2014,35(1):184-196.

Jiang Zaixing, Zhang Wenzhao, Liang Chao, et al. Characteristics and evaluation elements of shale oil reservoir [J]. Acta Petrolei Sinica, 2014,35(1):184-196.

[9]于炳松.頁巖氣儲層的特殊性及其評價思路和內(nèi)容[J].地學前緣,2012,19(3):252-258.

Yu Bingsong. Particularity of shale gas reservoir and its evaluation [C]. Earth Science Frontiers, 2012,19(3):252-258.

[10]Rogers M A. Application of organic facies concept to hydrocarbon source rock evaluation [J]. Bucharest: The 10th World Petrolum Congress, 1979.

[11]郝芳,陳建渝,孫永傳,等.有機相研究及其在盆地分析中的應用[J].沉積學報,1994,12(4):77-86.

Hao Fang, Chen Jianyu, Sun Yongchuan, et al. Organic facies studies and their use in sedimentary basin analysis [J]. Acta Sedimentologica Sinica, 1994,12(4):77-86.

[12]Filho J G M, Menezes T R, de Oliveira Mendon a J, et al. Organic facies: Palynofacies and organic geochemistry approaches [M]. Rijeka: INTECH Open Access Publisher, 2012.

[13]Tyson R V. Sedimentary organic matter, organic facies and palynofacies [M]. London: Chapman and Hall, 1995.

[14]Hao F, Zhou X, Zhu Y, et al. Lacustrine source rock deposition in response to co-evolution of environments and organisms controlled by tectonic subsidence and climate, Bohai Bay basin, China [J]. Organic Geochemistry, 2011,42(4):323-339.

[15]金鳳鳴,韓春元,王吉茂,等.有機地球化學參數(shù)在層序劃分對比中的應用——以冀中坳陷束鹿凹陷沙三下亞段為例[J].沉積學報,2008,26(1):86-91.

Jin Fengming, Han Chunyuan, Wang Jimao, et al. Application of organic geochemical parameters in sequence classification and correlation: A case study from lower Es3 in Shulu sag, Jizhong depression [J]. Acta Sedimentologica Sinica, 2008,26(1):86-91.

[16]梁宏斌,曠紅偉,劉俊奇,等.冀中坳陷束鹿凹陷古近系沙河街組三段泥灰?guī)r成因探討[J].古地理學報,2007,9(2):167-174.

Liang Hongbin, Kuang Hongwei, Liu Junqi, et al. Discussion on origin for marls of the member 3 of Shahejie formation of Paleogene in Shulu sag of central Hebei depression [J]. Journal of Palaeogeography, 2007,9(2):167-174.

[17]Jiang Z, Chen D, Qiu L, et al. Source-controlled carbonates in a small Eocene half-graben lake basin(Shulu sag) in central Hebei province, north China [J]. Sedimentology, 2007,54(2):265-292.

[18]Zheng L, Jiang Z, Liu H, et al. Core evidence of paleoseismic events in Paleogene deposits of the Shulu sag in the Bohai Bay basin, east China, and their petroleum geologic significance [J]. Sedimentary Geology, 2015,328:33-54.

[19]Zhao X, Li Q, Jiang Z, et al. Organic geochemistry and reservoir characterization of the organic matter-rich calcilutite in the Shulu sag, Bohai Bay basin, north China [J]. Marine and Petroleum Geology, 2014,51:239-255.

[20]Fishman N S, Hackley P C, Lowers H A, et al. The nature of porosity in organic-rich mudstones of the upper Jurassic Kimmeridge Clay formation, North sea, offshore United Kingdom [J]. International Journal of Coal Geology, 2012,103:32-50.

[21]Milliken K L, Rudnicki M, Awwiller D N, et al. Organic matter-hosted pore system Marcellus formation(Devonian) Pennsylvania [J]. AAPG Bulletin, 2013,97(2):177-200.

[22]Loucks R G, Reed R M, Ruppel S C, et al. Morphology genesis and distribution of nanometer-scale pores in siliceous mudstones of the Mississippian Barnett shale [J]. Journal of Sedimentary Research, 2009,79(12):848-861.

[23]Curtis M E, Ambrose R J, Sondergeld C S, et al. Structural characterization of gas shales on the micro and nano scales [C]. Calgary: Canadian Unconventional Resources and International Petroleum Conference. 2010: SPE 137693.

[24]Bernard S, Wirth R, Schreiber A, et al. Formation of nanoporous pyrobitumen residues during maturation of the Barnett shale(Fort Worth basin) [J]. International Journal of Coal Geology, 2012,103:3-11.

[25]Jarvie D M. Shale resource systems for oil and gas: Part 1: Shale-gas resource systems, in shale reservoirs: Giant resources for the 21st century [J]. AAPG Memoir, 2012,97:69-87.

[26]Modica C J, Lapierre S G. Estimation of kerogen porosity in source rocks as a function of thermal transformation: Example from the Mowry shale in the Powder River basin of Wyoming [J]. AAPG Bulletin, 2012,96(1):87-108.

[27]Romero-Sarmiento M F, Ducros M, Carpentier B, et al. Quantitative evaluation of TOC, organic porosity and gas retention distribution in a gas shale play using petroleum system modeling, application to the Mississippian Barnett shale [J]. Marine and Petroleum Geology, 2013,45:315-330.

[28]Millard M, Ruble T. Utilizing hydrocarbon yield determinations to evaluate source/reservoir relationships in the Bakken/Three Forks of the Williston basin ND [C]. Denver: Unconventional Resources Technology Conference (URTEC), 2014.

[29]Curtis M E, Cardott B J, Sondergeld C H, et al. Development of organic porosity in the Woodford shale with increasing thermal maturity [J]. International Journal of Coal Geology, 2012,103:26-31.

[30]Ambrose R J, Hartman R C, Diaz-Campos M, et al. Shale gas-in-place calculations part I: New pore-scale considerations [J]. SPE Journal, 2012,17(1):219-229.

[31]Sondergeld C H, Ambrose R J, Rai C S, et al. Micro-structural studies of gas shales [C]. SPE Unconventional Gas Conference. 2010,MS-131771.

[32]Surdam R C, Boese S, Crossey L J. Role of organic and inorganic reactions in development of secondary porosity in sandstones [J]. AAPG Bulletin, 1982,66:635-635.

[33]MacGowan D B, Surdam R C. Carboxylic acid anions in formation waters San Joaquin basin and Louisiana Gulf Coast, USA: Implications for clastic diagenesis [J]. Applied Geochemistry, 1990,5:687-701.

[34]Schieber J. Common themes in the formation and preservation of intrinsic porosity in shales and mudstones-illustrated with examples across the Phanerozoic [J]. Pittsburgh: SPE Unconventional Gas Conference, 2010.

[35]Parnell J, Carey P F. Emplacement of bitumen(asphaltite) veins in the Neuquén basin, Argentina [J]. AAPG Bulletin, 1995,79:1798-1815.

[36]Parnell J, Honghan C, Middleton D, et al. Significance of fibrous mineral veins in hydrocarbon migration: fluid inclusion studies [J]. Journal of Geochemical Exploration, 2000,69:623-627.

[37]Hubbert M K, Willis D G. Mechanics of hydraulic fracturing [J]. AIME Petroleum Trans, 1957,210:153-163.

[38]Snarsky A N. Die primare migration des Erdols [M]. [s.l.]Freiburger Forschungsh, 1962.

[39]Pasley M A. Organic matter variation within depositional sequences stratigraphic significance of implication to petroleum source rock prediction [D]. Louisiana: The Louisiana State University and agricultural and Mechanical Col Louisiana (USA) PhD Thesis, 1991.

[40]Jones R W. Organic facies [M]// Welte D. Advances in Petroleum Geochemistry II Brooks J. London: Academic press, 1987,1-90.

2015-11-30；編輯：張兆虹

國家科技重大專項(2016ZX05049006-001-002)；中國石油大學(北京)科研基金項目(2462015YJRC022)

李慶(1985-)，男，博士，講師，主要從事沉積、儲層及非常規(guī)油氣勘探等方面的研究。

10.3969/j.issn.2095-4107.2016.03.001

TE122.1

A

2095-4107(2016)03-0001-09