孫建博 孫兵華 趙謙平 姜呈馥 劉 剛 尹錦濤 高 潮 郭 超

（ 1陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院；2陜西省陸相頁巖氣成藏與開發(fā)重點實驗室；3延長油田股份有限公司富縣采油廠 ）

頁巖油是指賦存于富有機質泥頁巖層系中的自生自儲、連續(xù)分布的石油聚集。近年來，美國頁巖氣勘探開發(fā)取得了巨大成功，引發(fā)全球掀起了頁巖氣勘探開發(fā)的熱潮。同時美國的勘探實踐也證實，頁巖油資源同樣具有巨大的勘探潛力[1]。目前頁巖油已在美國、加拿大、澳大利亞等國家得到了商業(yè)性的開發(fā)[2-7]。中國渤海灣、松遼、南襄、鄂爾多斯、準噶爾等多個中—新生代陸相湖盆中，也已不同程度地獲得了工業(yè)頁巖油流[8-14],顯示出良好的勘探開發(fā)前景。但是由于中國地質條件的復雜性，頁巖油的勘探工作仍面對較大的挑戰(zhàn)。2011年以來陜西延長石油（集團）有限責任公司在鄂爾多斯盆地富縣地區(qū)延長組長7段頁巖油氣勘探實踐中，大量鉆井在黑色富有機質頁巖段發(fā)現了豐富的油氣顯示，少數鉆井經壓裂獲得低產油流，證明了富有機質頁巖中存在頁巖油資源。目前已有學者對鄂爾多斯盆地長7頁巖油展開初步探討[15-16]，對頁巖油的勘探、評價方法等開展了一些探索性的研究工作，但總體處于起步階段，對頁巖油富集的基本條件等認識還不夠清晰。本文在借鑒前人研究成果的基礎上，從長7段富有機質頁巖的巖相特征、儲集性能、地球化學特征及烴類的可動性等方面展開研究，以期為頁巖油藏的富集區(qū)評價、資源潛力等深入分析奠定基礎，從而有效指導該區(qū)頁巖油的勘探開發(fā)工作。

1 地質背景

鄂爾多斯盆地是中國第二大沉積盆地。在晚三疊世長7早期，強烈的構造活動使得湖盆快速擴張，形成了大范圍的深水沉積，水生生物和浮游生物繁盛，有機質豐富，發(fā)育了大規(guī)模湖相頁巖層[17]。富縣地區(qū)位于長7沉積期的沉積中心，主要發(fā)育半深湖—深湖相泥頁巖，這套泥頁巖層系為頁巖油的生烴成藏奠定了物質基礎（圖1）。富縣地區(qū)構造上位于伊陜斜坡東南部，構造面貌與區(qū)域構造面貌一致，東高西低，在平緩的西傾單斜背景上，發(fā)育差異壓實作用形成的近東西向低緩鼻褶，未見明顯斷裂發(fā)育。

圖1 鄂爾多斯盆地構造區(qū)劃與研究區(qū)位置圖

2 湖相頁巖油形成的地質條件

2.1 巖石礦物學及巖相特征

晚三疊世早期，鄂爾多斯盆地經歷湖盆雛形—形成—鼎盛的演化階段[18]，在研究區(qū)內頻繁湖進湖退的水動力環(huán)境使得長7頁巖中粉砂質紋層發(fā)育[19]。剖面、巖心及鏡下薄片觀察結果表明，鄂爾多斯盆地延長組長7頁巖中粉砂質紋層普遍發(fā)育(圖2)。本次研究主要以長7下部發(fā)育的“張家灘”頁巖為對象，以下簡稱長7頁巖。在YY1井50.5m的長7頁巖巖心中，總計觀測粉砂質紋層1880層，累計厚度為6.1m，約占測量頁巖段總厚度的11.9%，粉砂質紋層在黑色頁巖段均有發(fā)育。粉砂質紋層發(fā)育的平均頻率為37.2層/m，粉砂質紋層單層厚度多數分布在0.2～5mm之間（圖3）。研究區(qū)長7頁巖中普遍發(fā)育的粉砂質紋層造成頁巖整體脆性變高，X射線衍射分析結果也證明了這點。粉砂質紋層中石英、長石等脆性礦物含量較高，占總礦物含量的80%左右，黏土礦物含量約為20%。

北美頁巖油氣的勘探開發(fā)經驗表明，富含石英等脆性礦物的頁巖具有較好的可壓性，在外力作用下有利于形成天然裂縫和誘導裂縫，對頁巖油的開采十分有利[20-21]。

圖2 剖面（a）、巖心（b）和薄片（c）尺度下頁巖粉砂質紋層發(fā)育特征

圖3 YY1井頁巖粉砂質紋層單層厚度統(tǒng)計直方圖

頁巖中有利的巖相是頁巖油賦存的甜點區(qū)，國外學者一般利用油飽和指數OSI（S1×100/TOC）來表征泥頁巖中游離油量的多少，作為頁巖油富集的標準[22]。本次工作在野外露頭、巖心觀察、有機地球化學分析的基礎上，對長7頁巖巖相進行劃分，并開展有利巖相評價。長7頁巖可劃分出黑色頁巖、含粉砂質紋層黑色頁巖、暗色泥巖、含粉砂質紋層暗色泥巖、粉砂巖5種巖相，對不同巖相進行有機碳和熱解S1分析，結果表明含粉砂質紋層黑色頁巖的OSI平均值為110mg/g，為頁巖油賦存的最優(yōu)質巖相（表1）。

表1 富縣地區(qū)長7頁巖巖相劃分表

2.2 頁巖展布特征

富縣地區(qū)位于長7期的沉積中心，長7頁巖分布廣泛、穩(wěn)定。通過單井錄井、巖心、測井等資料相結合，對富縣地區(qū)延長組長7頁巖發(fā)育特征進行解剖。結果表明：富縣地區(qū)延長組長7頁巖大規(guī)模發(fā)育，最厚可達100m，縱向上主要發(fā)育在長73小層，厚度主要為50～60m，這套頁巖在測井曲線上表現出低自然電位、高聲波時差、高自然伽馬、高電阻率和低密度等顯著特點（圖4）[23]。這套頁巖的規(guī)模展布，為頁巖油的成藏提供了基本的物質條件（圖4、圖5）。

2.3 生烴條件及滯留烴特征

頁巖的有機質類型、有機質豐度、成熟度是頁巖油評價的主要參數和儲量估算的重要指標，也是頁巖油賦存狀態(tài)、形成機理研究的基礎。

圖4 Y817井—LP204井—YY12井長7頁巖連井剖面圖

圖5 富縣地區(qū)長7頁巖厚度分布圖

2.3.1 有機質類型、豐度及成熟度

熱解參數和顯微組分分析結果表明，研究區(qū)長7頁巖有機質類型主要以Ⅰ—Ⅱ1型為主，還有部分Ⅱ2型有機質。TOC值一般為2.0%～8.0%，平均為4.7%（68塊樣品）。實測頁巖有機質成熟度表明，長7頁巖鏡質組反射率為0.51%～1.39%（63塊樣品），最高熱解峰溫Tmax主要分布在440～460℃。根據頁巖油氣分級評價標準，并與中國東部渤海灣盆地渤南洼陷沙三段的TOC、S1、氯仿瀝青“A”等指標對比[24]，研究區(qū)頁巖的有機質類型、豐度、成熟度均達到或超過了頁巖油氣有利區(qū)的下限要求。

2.3.2 頁巖中滯留烴特征

頁巖中的滯留烴對于頁巖油富集意義重大，游離態(tài)滯留烴是頁巖油產能的有效貢獻者，常用熱解S1和氯仿瀝青“A”來表征[25]。長7頁巖地球化學分析結果表明，頁巖熱解S1主要分布在2～6mg/g，平均約4.17mg/g；氯仿瀝青“A”主要分布在0.31%～1.20%，平均為0.72%，含量較高（103塊樣品）。采用二氯甲烷抽提方法對含粉砂質紋層黑色頁巖巖心柱樣品進行了含油飽和度測試，結果顯示含油飽和度分布在13.84%～87.34%，平均為39.32%（30塊樣品）。表明研究區(qū)頁巖的含油飽和度較高，液態(tài)烴體積占據了近40%的儲集空間。與南襄盆地泌陽坳陷泌頁1井熱解參數相比[26]，研究區(qū)長7滯留烴含量遠高于該井。

2.4 儲集條件

頁巖中發(fā)育的有機質孔、溶蝕孔及微裂隙等多種類型儲集空間是頁巖油的賦存場所，其對頁巖油的賦存狀態(tài)具有重要影響。本次工作利用氦氣膨脹法、脈沖衰減法等多種測試手段，結合顯微鏡和掃描電鏡觀察結果，分析長7頁巖中的儲集空間類型、發(fā)育特征、孔隙度及微觀結構特征。研究結果表明，研究區(qū)長7頁巖中局部有機質孔較為發(fā)育，孔隙、喉道均為納米級，大于油氣分子大小，可為油氣儲集提供場所。

2.4.1 微觀儲集空間類型

利用氬離子場發(fā)射掃描電鏡對長7頁巖開展微觀結構觀察分析。長7頁巖結構十分致密，主要發(fā)育粒間孔、溶蝕孔、有機質孔、微裂隙等多種儲集空間類型。其中，粒間孔主要孔隙形態(tài)呈不規(guī)則多邊形，孔隙直徑從幾納米至幾十微米不等，多數在十幾納米至十幾微米之間，孔隙連通性較差，對頁巖油的儲集不利（圖6a）。研究區(qū)長7頁巖局部有機質中有機質孔較為發(fā)育，部分有機質中蜂窩狀、海綿狀的有機質孔成群發(fā)育，有機質孔相互連接，形成孔隙網絡，有機質孔孔徑主要為6～60nm，最大可達1μm以上，有機質孔是頁巖油的主要儲集空間類型之一（圖6b）。有機質類型和含量可能是影響延長組頁巖中有機質孔發(fā)育程度的關鍵因素，頁巖中分散狀的固體石油瀝青含量越高，有機質孔越發(fā)育。另外一種有利的頁巖油儲集空間為頁巖有機質中以及有機質和無機礦物的接觸面發(fā)育的微裂隙，多順層分布且連續(xù)性好，寬度相對較小，多分布在1～2μm，局部有泥晶級成巖礦物垂直縫壁結晶，該類裂縫延伸距離較遠，滲流能力較強（圖6c—e）。

長7頁巖粉砂質紋層中，溶蝕孔相比純頁巖數量更多，規(guī)模更大，孔徑一般在50nm以上，部分可達5μm（圖6f）。頁巖中廣泛發(fā)育的粉砂質紋層是頁巖油非常重要的儲層類型。

圖6 長7頁巖儲集空間類型

2.4.2 孔隙結構和物性特征

為定量評價頁巖的孔隙結構特征，本次研究結合二氧化碳低溫低壓等溫吸附法、氮氣低溫低壓等溫吸附法和壓汞法等多種測試手段，對研究區(qū)未處理頁巖樣品的孔隙結構進行了測試和分析。測試結果表明，頁巖中孔隙孔徑主要分布在10μm以下，孔徑分布具有多峰分布的特點，主要峰值分別分布在0.3～1nm微孔孔徑區(qū)間、2～5nm中孔孔徑區(qū)間、10～40nm中孔孔徑區(qū)間、300～500nm大孔孔徑區(qū)間和2～5μm大孔孔徑區(qū)間（圖7）。

通過分析頁巖孔體積分布特征，孔徑2nm以下的微孔孔體積最小，占總孔體積的3%～9%，中孔孔體積和大孔孔體積較大且二者基本相當，其中孔徑為 2～50nm的中孔孔體積占總孔體積的25%～62%；孔徑50nm以上大孔孔體積占總孔體積的32%～69%。以0.2nm的甲烷分子、0.25～5.00nm的石油分子分別與典型的頁巖氣產層[27]和長7頁巖的孔隙、喉道大小比較，長7頁巖的孔隙、喉道大小基本符合油氣存儲和產出要求。

圖7 頁巖的孔徑分布特征

采用氦氣膨脹法和脈沖衰減法對研究區(qū)50塊頁巖樣品進行了孔隙度和滲透率測試，結果表明，頁巖層系孔隙度分布范圍較大（圖8），最小值為0.4%，最大值為5.2%，主要分布在0.8%～2.8%，平均為1.82%；滲透率最小值為0.00007mD，最大值為0.9mD。對數據進行篩選分析，剔除受裂縫影響的偏大分析數據，研究區(qū)頁巖的滲流率主體小于0.05mD，平均為0.005mD（圖9）。

圖8 孔隙度分布直方圖

圖9 滲透率分布直方圖

3 含油氣性

圖10 孔隙和裂縫中頁巖油發(fā)育特征

頁巖是否含油是頁巖油能否成藏的關鍵指標，滯留烴特征結果顯示研究區(qū)頁巖熱解S1和氯仿瀝青“A”含量較高。此外，鏡下觀察頁巖和紋層中的孔隙、裂縫均發(fā)育一定數量的頁巖油（圖10），表明長7頁巖具有較好的含油性。近年鉆井過程中，長7頁巖普遍顯示高氣測異常，現場解析結果顯示頁巖含氣量最小為0.2m3/t，最大為2.6m3/t，平均為1.6m3/t（圖11）。頁巖中較高的含氣量可以增加頁巖層系的氣油比，提高原油的流動性和可采性。在含粉砂質紋層黑色頁巖中，黑色頁巖所生成的石油只需經過極短的運移距離就能進入粉砂質紋層中聚集，加上粉砂質紋層自身也混有一定數量的沉積有機質，具有一定的生烴潛力，這兩者的有機結合有利于頁巖油的富集。

圖11 現場含氣量測試結果統(tǒng)計直方圖

研 究 區(qū) LP179、LP171、YY5、YY1、X57、YY33等井長7頁巖段經壓裂獲得不同程度頁巖油流，其中YY1井達到工業(yè)油流標準。長7原油實測物性統(tǒng)計結果表明：原油密度平均為0.84g/cm3；黏度平均為5.47mPa·s；原油初餾點平均為59℃；凝固點平均為20.5℃；平均含硫量約0.02%。長7頁巖原油屬于低密度、低黏度、低凝固點的原油，總體具有油質輕、黏度小的特點，且研究區(qū)頁巖中普遍含氣，有利于頁巖油在納米孔喉中的流動和開采。

4 勘探有利區(qū)評價

此次主要采用熱解參數S1法對鄂爾多斯盆地富縣地區(qū)頁巖油資源量進行計算。富縣地區(qū)長7頁巖埋深大于1000m，厚度在50～60m之間。頁巖油資源量計算公式為：

式中 Q油——頁巖油地質資源量，104t；

Si——含油頁巖單位面積，km2；

hi——頁巖平均厚度，m；

ρi——頁巖平均密度，t/m3；

S1i——頁巖平均含油率，本文用熱解參數S1表征，mg/g。

富縣地區(qū)位于湖盆沉積中心，研究表明長7頁巖分布面積達0.23×104km2，厚度平均值為55.3m，密度平均值為2.44t/m3，含油率平均值為4.17mg/g。通過計算，鄂爾多斯盆地富縣地區(qū)頁巖油資源量為12.94×108t。

綜合頁巖展布特征、巖石礦物學及巖相特征、生烴條件及滯留烴特征、儲集條件、含油氣性等多種因素，認為長7頁巖粉砂質紋層發(fā)育段是頁巖油勘探的有利目的層段，該層段粉砂質紋層中微米級孔隙發(fā)育，物性好，脆性較高，含油氣性好，微裂縫發(fā)育，頁巖油在其中滯留或短距離運移，易于形成頁巖油流。對長7頁巖的生油潛力、儲集能力及頁巖油可動性等方面展開評價，建立了富縣地區(qū)頁巖油有利區(qū)優(yōu)選標準（表2），優(yōu)選出有利區(qū)452km2（圖12）。

表2 富縣地區(qū)頁巖油有利區(qū)優(yōu)選標準

5 結論

鄂爾多斯盆地富縣地區(qū)長7湖相頁巖厚度大、連片分布，生烴條件優(yōu)越，頁巖中粒間孔、溶蝕孔、有機質孔及微裂縫發(fā)育，頁巖含油氣性好，具備頁巖油形成的基本地質條件。

長7頁巖中粉砂質紋層大量發(fā)育，粉砂質紋層中微米級孔隙發(fā)育，物性好，脆性高，含油氣性好，微裂縫發(fā)育，頁巖油在其中滯留或短距離運移，是頁巖油勘探的有利目的層段。

綜合頁巖展布特征、巖石礦物學及巖相特征、生烴條件及滯留烴特征、儲集條件、含油氣性等多種因素，優(yōu)選出有利勘探目標區(qū)452km2，為下步勘探指明了方向。

圖12 鄂爾多斯盆地富縣地區(qū)頁巖油有利區(qū)預測分布圖