王圣柱

(中國(guó)石化勝利油田分公司, 山東 東營(yíng) 257015)

0 引 言

北美地區(qū)頁(yè)巖油的成功勘探開(kāi)發(fā)，在世界范圍內(nèi)掀起了頁(yè)巖油勘探的熱潮，目前油氣勘探已悄然進(jìn)入常規(guī)與非常規(guī)油氣并重的時(shí)代[1]。中國(guó)的頁(yè)巖油資源豐富，無(wú)論是在西部壓扭疊合盆地，還是在東部伸展斷陷盆地均展現(xiàn)出巨大的勘探潛力[2-6]。中國(guó)專(zhuān)家學(xué)者在頁(yè)巖油資源評(píng)價(jià)等方面取得了豐碩的研究成果[7-10]，有效指導(dǎo)了頁(yè)巖油勘探。鑒于前期研究對(duì)象主要分布在構(gòu)造相對(duì)穩(wěn)定的盆地或地區(qū)，且受頁(yè)巖油自生自?xún)?chǔ)、源儲(chǔ)一體成藏認(rèn)識(shí)的束縛[5-6]，致使在進(jìn)行頁(yè)巖油資源評(píng)價(jià)時(shí)忽視了保存條件對(duì)頁(yè)巖油散失的影響。準(zhǔn)噶爾盆地博格達(dá)地區(qū)蘆草溝組露頭樣品、鉆井巖心樣品，其含油率與松遼盆地、渤海灣盆地等鉆井樣品的含油率相比明顯偏低[2-4，7-10]，且不同部位的樣品含油率也存在一定差異，露頭樣品含油率則更低，反映出頁(yè)巖油發(fā)生不同程度的散失，因此，應(yīng)當(dāng)把疊合盆地復(fù)雜構(gòu)造區(qū)的頁(yè)巖油散失評(píng)價(jià)與頁(yè)巖氣散失評(píng)價(jià)置于同等重要的地位[11]。復(fù)雜構(gòu)造區(qū)的頁(yè)巖油資源量為“殘留”可動(dòng)頁(yè)巖油資源量，與構(gòu)造相對(duì)穩(wěn)定區(qū)的“原始”可動(dòng)頁(yè)巖油資源量不同，因此，運(yùn)用穩(wěn)定區(qū)的頁(yè)巖油資源評(píng)價(jià)方法進(jìn)行復(fù)雜構(gòu)造區(qū)的頁(yè)巖油資源評(píng)價(jià)存在明顯的不適用性[7-10]。亟需針對(duì)疊合盆地地質(zhì)結(jié)構(gòu)復(fù)雜、不同區(qū)帶保存條件差異大的特點(diǎn)，考慮頁(yè)巖油散失作用，開(kāi)展頁(yè)巖油資源評(píng)價(jià)。選取準(zhǔn)噶爾盆地博格達(dá)地區(qū)中二疊統(tǒng)蘆草溝組為研究對(duì)象，通過(guò)地質(zhì)結(jié)構(gòu)的精細(xì)解剖，劃分不同的保存評(píng)價(jià)單元，基于大量露頭、鉆井樣品的巖石礦物組成、儲(chǔ)集特征及有機(jī)地球化學(xué)分析，查明蘆草溝組巖相發(fā)育類(lèi)型及不同巖相巖石的含油性特征。在此基礎(chǔ)上，按照保存評(píng)價(jià)單元不同，建立不同巖相頁(yè)巖油的保存系數(shù)量化賦值模型，從而實(shí)現(xiàn)頁(yè)巖油散失量的量化表征，以期為復(fù)雜構(gòu)造區(qū)殘留頁(yè)巖油資源量的科學(xué)評(píng)價(jià)提供一種新的思路方法，更有效地推動(dòng)疊合盆地的頁(yè)巖油勘探。

1 地質(zhì)概況

研究區(qū)位于準(zhǔn)噶爾盆地南緣博格達(dá)地區(qū)，主體為博格達(dá)山，南北兩側(cè)分別為柴窩堡凹陷和昌吉凹陷(圖1)。自晚古生代以來(lái)，博格達(dá)地區(qū)經(jīng)歷了裂陷、拗陷和類(lèi)前陸盆地演化階段[12-13]。中二疊世依林黑比爾根山成為重要的物源，西博格達(dá)山尚未隆升成山，東博格達(dá)山表現(xiàn)為水下低凸起，準(zhǔn)噶爾盆地昌吉凹陷、柴窩堡凹陷與吐哈盆地相互連通形成統(tǒng)一的沉積體系，自南向北發(fā)育扇三角洲—濱淺湖—半深湖—深湖沉積[13]，研究區(qū)主體處于湖相區(qū)。蘆草溝組自下而上整體表現(xiàn)為由粗變細(xì)的巖性組合特點(diǎn)，主要巖性為泥巖、頁(yè)巖、砂質(zhì)泥巖，夾粉砂巖和白云巖。其中，細(xì)粒泥質(zhì)巖累計(jì)厚度為100～400 m，干酪根類(lèi)型以Ⅰ、Ⅱ型為主，Ro為0.7%～1.3%，具有高有機(jī)質(zhì)豐度、高氯仿瀝青“A”含量和高生烴潛量特點(diǎn)；同時(shí)，巖石具有高脆性礦物含量，低黏土礦物含量特點(diǎn)[13-14]，具備良好的頁(yè)巖油工程改造物質(zhì)基礎(chǔ)。

圖1 博格達(dá)地區(qū)蘆草溝組頁(yè)巖油保存評(píng)價(jià)單元?jiǎng)澐?/p>

2 頁(yè)巖油巖相特征

巖相是指一定沉積環(huán)境中形成的巖石或巖石組合，是沉積環(huán)境在巖性上的綜合表現(xiàn)?？碧綄?shí)踐證實(shí)，有利巖相是頁(yè)巖油富集的基礎(chǔ)。國(guó)內(nèi)外專(zhuān)家學(xué)者提出了多種頁(yè)巖油巖相劃分方案[15-16]。該文探討的頁(yè)巖油巖相為廣義的頁(yè)巖油巖相，包括含油層和產(chǎn)油層為泥頁(yè)巖的狹義頁(yè)巖油巖相。

2.1 巖相類(lèi)型劃分

巖石礦物成分是巖相劃分的基礎(chǔ)。蘆草溝組巖石類(lèi)型復(fù)雜，表現(xiàn)為多種組分不同程度的混合沉積特征，具體細(xì)分為陸源碎屑組分、碳酸鹽組分形成的層內(nèi)混積和陸源碎屑巖、碳酸鹽巖與混積巖構(gòu)成的層系混積[13-14]。320余塊巖石薄片、全巖X衍射等分析表明，巖石礦物成分多樣，以長(zhǎng)英質(zhì)礦物(含量為54.5%)和碳酸鹽礦物(含量為33.1%)為主，黏土礦物含量普遍較低，平均為12.4%，一般不超過(guò)20.0%，此外，還含有少量黃鐵礦、菱鐵礦和沸石等礦物[14]。層理構(gòu)造是劃分巖相的重要依據(jù)。蘆草溝組露頭和巖心見(jiàn)豐富的平行層理、水平層理、波狀層理、交錯(cuò)層理等，整體反映出深水沉積特征，劃分出塊狀、層狀和紋層狀3種類(lèi)型，其中，蘆草溝組下部以塊狀和層狀構(gòu)造為主，局部發(fā)育紋層狀構(gòu)造，中上部紋層狀和層狀構(gòu)造發(fā)育。有機(jī)質(zhì)豐度是劃分巖相的另一重要指標(biāo)。根據(jù)蘆草溝組巖石有機(jī)質(zhì)富集程度，劃分出富有機(jī)質(zhì)(TOC≥4.0%)、含有機(jī)質(zhì)(2.0%≤TOC<4.0%)和貧有機(jī)質(zhì)(TOC<2.0%)3類(lèi)。采用“巖石礦物成分-沉積構(gòu)造-有機(jī)質(zhì)”巖相類(lèi)型劃分方案[15]，將蘆草溝組巖石劃分出泥頁(yè)巖相、粉(細(xì))砂巖相和碳酸鹽巖相三大類(lèi)10余個(gè)亞類(lèi)。

2.2 基質(zhì)型巖相

蘆草溝組泥頁(yè)巖相非常發(fā)育，以發(fā)育于深水環(huán)境、富(含)有機(jī)質(zhì)為特點(diǎn)，單層厚度一般為3～5 m，累計(jì)厚度可達(dá)數(shù)百米以上，約占地層厚度的70%～90%，為基質(zhì)型巖相[16]，屬非常規(guī)儲(chǔ)層。可細(xì)分為頁(yè)巖相、云質(zhì)頁(yè)巖相、灰質(zhì)頁(yè)巖相、泥巖相、云質(zhì)泥巖相、灰質(zhì)泥巖相和粉砂質(zhì)泥巖相(圖2a)。(云質(zhì))頁(yè)巖相有機(jī)質(zhì)豐度較高，TOC含量一般大于4.0%，平均值達(dá)7.2%，紋層狀構(gòu)造發(fā)育，包括泥質(zhì)紋層、砂質(zhì)紋層、云(灰)質(zhì)紋層、泥質(zhì)與云(灰)質(zhì)混合紋層和有機(jī)質(zhì)紋層，紋層厚度一般為數(shù)厘米，甚至數(shù)毫米。泥頁(yè)巖基質(zhì)型巖相礦物組成整體差別不大，具有高石英、長(zhǎng)石礦物含量和低黏土礦物含量特點(diǎn)。

圖2 博格達(dá)地區(qū)蘆草溝組基質(zhì)型和夾層型巖相巖石礦物組成

2.3 夾層型巖相

粉(細(xì))砂巖相和碳酸鹽巖相最大的特點(diǎn)是單層厚度薄，一般厚度僅為0.05～2.00 m，最大為3.00 m左右，以?shī)A層形式發(fā)育于泥頁(yè)巖巖相之中，為夾層型巖相[17]，屬常規(guī)儲(chǔ)層或致密儲(chǔ)層。粉(細(xì))砂巖相包括泥質(zhì)粉砂巖、細(xì)砂巖、云質(zhì)粉(細(xì))砂巖和灰質(zhì)粉(細(xì))砂巖(圖2b)，其中，云質(zhì)粉(細(xì))砂巖相與云質(zhì)泥頁(yè)巖相礦物組成相似，灰質(zhì)粉(細(xì))砂巖相與灰質(zhì)泥頁(yè)巖相礦物組成相似。碳酸鹽巖相包括白云巖相和灰?guī)r相，白云巖相包括泥晶白云巖、砂屑白云巖和粉砂質(zhì)白云巖，灰?guī)r相包括泥質(zhì)灰?guī)r相、介殼灰?guī)r相和鮞粒灰?guī)r相等。

3 頁(yè)巖油儲(chǔ)集空間及賦存特征

3.1 頁(yè)巖油儲(chǔ)集空間

研究中采用巖石薄片、氬離子拋光和場(chǎng)發(fā)射掃描電鏡等技術(shù)，對(duì)蘆草溝組不同類(lèi)型巖相的儲(chǔ)集空間和孔隙結(jié)構(gòu)進(jìn)行了不同尺度的觀(guān)察。

基質(zhì)型巖相儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間包括黏土礦物、石英、長(zhǎng)石、白云石、方解石及黃鐵礦等粒(晶)間孔和裂縫(圖3)。富有機(jī)質(zhì)紋層狀頁(yè)巖相和云質(zhì)頁(yè)巖相表現(xiàn)為高孔隙度多孔徑特征，局部見(jiàn)構(gòu)造裂縫，因其頁(yè)理和裂縫發(fā)育，孔滲性變化較大。富(含)有機(jī)質(zhì)層狀-塊狀(云質(zhì))泥巖相、(灰質(zhì))泥巖相和粉砂質(zhì)泥巖相儲(chǔ)集空間主要為白云石和方解石晶間孔、黏土礦物晶間孔，紋層理縫相對(duì)不發(fā)育，局部見(jiàn)構(gòu)造裂縫、生烴超壓縫。富(含)有機(jī)質(zhì)塊狀泥巖相、灰質(zhì)泥巖相儲(chǔ)集空間以黏土礦物晶間孔為主，表現(xiàn)為低孔隙度小孔徑為主特征，物性最差。另外，基質(zhì)型巖相富含有機(jī)質(zhì)，鏡下可見(jiàn)有機(jī)質(zhì)與周?chē)V物接觸部位形成的收縮孔和有機(jī)質(zhì)內(nèi)部孔，孔徑一般為50～500 nm，TOC>4.0%，Ro>1.0%的樣品有機(jī)質(zhì)孔對(duì)總孔隙度的貢獻(xiàn)可達(dá)2%左右。

夾層型巖相儲(chǔ)集空間可分為原生孔隙、次生孔隙和裂縫3類(lèi)(圖3)。原生孔隙主要包括粒間孔隙，其次為碎屑顆粒內(nèi)、顆粒間、雜基間微孔隙。粒間孔隙孔徑一般為1～30 μm，見(jiàn)于粉(細(xì))砂巖、云質(zhì)粉(細(xì))砂巖中。次生孔隙主要包括粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔和晶間孔等，粒間溶孔主要為長(zhǎng)石、白云石、方解石溶蝕孔隙，孔徑多為10～50 μm，最大可達(dá)100 μm以上，約占總孔隙體積的38%，在砂屑白云巖、云質(zhì)粉(細(xì))砂巖中常見(jiàn)；粒內(nèi)溶孔主要是長(zhǎng)石等顆粒溶蝕形成的孔隙，少數(shù)為巖屑顆粒溶蝕形成，主要呈斑點(diǎn)狀、蜂窩狀分布，孔徑一般為5～20 μm，最大可達(dá)500 μm，占總孔隙體積的17%，主要見(jiàn)于白云質(zhì)粉砂巖、砂屑白云巖中；晶間孔主要為碳酸鹽巖礦物(重)結(jié)晶作用形成的孔隙，孔徑一般為1～100 μm，占總孔隙體積的15%，主要見(jiàn)于砂屑白云巖、云質(zhì)粉(細(xì))砂巖中，鏡下觀(guān)察統(tǒng)計(jì)，碳酸鹽巖礦物和鋁硅酸鹽礦物溶蝕次生孔隙可占總孔隙度的4%左右。裂縫包括構(gòu)造縫和成巖縫，構(gòu)造縫可見(jiàn)于各類(lèi)巖石，而成巖縫常見(jiàn)于碳酸鹽巖。

圖3 博格達(dá)地區(qū)蘆草溝組不同巖相儲(chǔ)集空間類(lèi)型

3.2 頁(yè)巖油賦存特征

氬離子拋光、場(chǎng)發(fā)射掃描電鏡等實(shí)驗(yàn)分析，頁(yè)巖油在巖石中的賦存形式有游離、溶解和吸附3種狀態(tài)，以吸附態(tài)和游離態(tài)為主。根據(jù)巖相及頁(yè)巖油賦存特征，將蘆草溝組頁(yè)巖油劃分為基質(zhì)型和夾層型2種類(lèi)型。

基質(zhì)型巖相儲(chǔ)集空間以粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔、晶間孔、紋層理縫、黏土礦物片間孔、有機(jī)質(zhì)孔和構(gòu)造裂縫為主，液態(tài)烴吸附在干酪根、無(wú)機(jī)礦物顆粒表面，或呈油膜浸染狀賦存于粒間、晶間、層理縫等孔隙中。同時(shí)，該類(lèi)巖相中含有的大量干酪根增加了吸附態(tài)烴的含量，而其發(fā)育的紋層理縫和有機(jī)質(zhì)孔增加了游離態(tài)烴的含量。粒(晶)間孔和層理(縫)、構(gòu)造縫為游離烴的主要儲(chǔ)集空間。富有機(jī)質(zhì)紋層狀泥頁(yè)巖相中的頁(yè)巖油可動(dòng)性相對(duì)較好，相對(duì)易于開(kāi)采；富(含)有機(jī)質(zhì)塊狀、層狀泥巖相和粉砂質(zhì)泥巖相原油主要以吸附態(tài)賦存于黏土礦物片晶間孔中，可動(dòng)性差，不利于開(kāi)采。

粉(細(xì))砂巖和碳酸鹽巖夾層型巖相粒間孔、粒內(nèi)孔、晶間孔等微米級(jí)儲(chǔ)集空間更為發(fā)育。干酪根生成的油氣在滿(mǎn)足自身吸附、有機(jī)質(zhì)孔及基質(zhì)孔充填后，通過(guò)微納米級(jí)孔隙、層理面和裂縫構(gòu)成的輸導(dǎo)體系網(wǎng)絡(luò)，以油驅(qū)水的方式運(yùn)移到鄰近的夾層型巖相儲(chǔ)層，表現(xiàn)為外來(lái)烴近距離運(yùn)聚的特點(diǎn)，以游離態(tài)為主賦存于各類(lèi)孔隙和裂縫中。

4 頁(yè)巖油散失量評(píng)價(jià)

4.1 保存評(píng)價(jià)單元?jiǎng)澐?/h3>

頁(yè)巖油散失量量化表征是復(fù)雜構(gòu)造區(qū)頁(yè)巖油資源評(píng)價(jià)的關(guān)鍵，保存條件優(yōu)劣是造成巖石原始含油率與現(xiàn)今殘留含油率存在差異的主要原因。研究區(qū)經(jīng)歷晚二疊世博格達(dá)山形成雛形、晚侏羅世全面隆升造山、古近紀(jì)—第四紀(jì)強(qiáng)烈造山演化過(guò)程，最終形成現(xiàn)今的構(gòu)造格局，整體呈南北分帶、東西分段的地質(zhì)結(jié)構(gòu)特點(diǎn)，不同區(qū)帶保存條件差異大。因此，有必要根據(jù)保存條件優(yōu)劣進(jìn)行評(píng)價(jià)單元的劃分，分單元開(kāi)展“殘留”頁(yè)巖油資源評(píng)價(jià)。

根據(jù)蘆草溝組地層埋深、構(gòu)造變形強(qiáng)度、斷裂發(fā)育程度、上覆蓋層發(fā)育情況和地層壓力條件等因素，將研究區(qū)劃分出凹陷區(qū)、構(gòu)造穩(wěn)定區(qū)、沖斷改造區(qū)和地表出露區(qū)4類(lèi)保存評(píng)價(jià)單元(圖1)。凹陷區(qū)指距離博格達(dá)山造山帶具有一定距離，構(gòu)造變形相對(duì)較弱的區(qū)域，如吉木薩爾凹陷，同時(shí)也包括對(duì)沖構(gòu)造控制下的地塹或單向沖斷構(gòu)造樣式控制下的大型負(fù)向單元，如達(dá)坂城次凹和阜康、妖魔山等大型推覆斷層下盤(pán)，蘆草溝組凹陷區(qū)埋深一般超過(guò)3 000 m，中二疊統(tǒng)紅雁池組、上二疊統(tǒng)梧桐溝組、下三疊統(tǒng)韭菜園子組和上三疊統(tǒng)黃山街組區(qū)域性蓋層發(fā)育，斷層不發(fā)育，或斷層僅斷至白堊系及以下層位，具有較好的保存條件，地層壓力系數(shù)可達(dá)1.2以上。構(gòu)造穩(wěn)定區(qū)為低角度推覆滑脫斷裂控制下的寬緩褶皺區(qū)，構(gòu)造變形相對(duì)較弱，侏羅系、三疊系和二疊系保存較為齊全，蘆草溝組構(gòu)造穩(wěn)定區(qū)一般埋深為1 500～3 000 m，斷層斷距較小，對(duì)蓋層的破壞程度較小，保存條件較好，為常壓—弱超壓區(qū)，如奇臺(tái)莊向斜區(qū)。沖斷改造區(qū)是指由一系列高角度逆沖斷層、反沖斷層、緊閉褶皺和斷塊組成的強(qiáng)烈構(gòu)造變形區(qū)，蘆草溝組沖斷改造區(qū)埋深為500～1 500 m，區(qū)域性蓋層遭受一定程度的剝蝕，大部分?jǐn)鄬訑嘀恋乇?，保存條件較差，為常壓區(qū)，如米泉沖斷區(qū)、奇臺(tái)莊沖斷區(qū)。地表出露區(qū)是指緊鄰博格達(dá)山造山帶的高角度沖斷斷層控制下的構(gòu)造斷階區(qū)或滑脫斷層控制的沖出構(gòu)造區(qū)，蘆草溝組，甚至下二疊統(tǒng)井井子溝組或石炭系出露地表，保存條件差(圖4)。

圖4 博格達(dá)地區(qū)蘆草溝組頁(yè)巖油評(píng)價(jià)單元?jiǎng)澐制拭?/p>

4.2 頁(yè)巖油散失量表征

頁(yè)巖油散失量研究的核心是合理地確定不同評(píng)價(jià)單元的保存系數(shù)權(quán)重。為了減少保存系數(shù)權(quán)重賦值的人為因素影響，結(jié)合不同巖相頁(yè)巖油賦存特征差異，基于大量實(shí)測(cè)樣品，分巖相、分保存評(píng)價(jià)單元開(kāi)展了頁(yè)巖油散失量的評(píng)價(jià)。

4.2.1 有機(jī)質(zhì)豐度與含油率量化圖版

選取井子溝、紅雁池等典型剖面和吉174、奇1等重點(diǎn)探井，完成了2 300余項(xiàng)樣品的TOC和巖石熱解測(cè)試分析。圖5為不同評(píng)價(jià)單元(巖相)TOC與熱解性函數(shù)關(guān)系?；趲r石TOC與含油性參數(shù)(熱解烴S1)關(guān)系分析認(rèn)為，巖石的儲(chǔ)集空間類(lèi)型、孔隙結(jié)構(gòu)和保存條件控制了基質(zhì)型和夾層型巖相含油性差異，基質(zhì)型巖相TOC與含油率呈冪函數(shù)關(guān)系，夾層型巖相TOC與含油率為線(xiàn)性函數(shù)關(guān)系，且保存條件越好，樣品的含油率越高(圖5、表1)。

4.2.2 頁(yè)巖油散失量量化表征

為了解決不同保存評(píng)價(jià)單元頁(yè)巖油絕對(duì)散失量難以確定的問(wèn)題，提出了相對(duì)保存系數(shù)的概念。將保存條件最為優(yōu)越的凹陷區(qū)作為標(biāo)準(zhǔn)刻度區(qū)，其保存系數(shù)權(quán)重賦值為1.0。根據(jù)建立的不同評(píng)價(jià)單元(巖相)的TOC與含油率量化模型，分別將構(gòu)造穩(wěn)定區(qū)、沖斷改造區(qū)、地表出露區(qū)與標(biāo)準(zhǔn)刻度區(qū)進(jìn)行比對(duì)，確定其對(duì)應(yīng)的相對(duì)保存系數(shù)權(quán)重賦值，具體方法見(jiàn)式(1)、(2)。

圖5 博格達(dá)地區(qū)蘆草溝組不同評(píng)價(jià)單元(巖相)有機(jī)碳含量與熱解烴S1函數(shù)關(guān)系

表1 博格達(dá)地區(qū)蘆草溝組不同評(píng)價(jià)單元保存系數(shù)賦值函數(shù)關(guān)系

Table 1 Function ofsave coefficient assignment in different evaluation units of Lucaogou Formation in Bogda area

評(píng)價(jià)單元不同巖相有機(jī)質(zhì)豐度與含油率函數(shù)關(guān)系基質(zhì)型夾層型凹陷區(qū)C凹sh=0.1748A1.3565,R2=0.726C凹s=-0.5123+1.1577A,R2=0.606構(gòu)造穩(wěn)定區(qū)C穩(wěn)sh=0.1254A1.3122,R2=0.869C穩(wěn)s=-0.2804+0.5098A,R2=0.672沖斷改造區(qū)C沖sh=0.0416A1.3364,R2=0.740C沖s=-0.1272+0.2101A,R2=0.685地表出露區(qū)C露sh=0.0289A1.3565,R2=0.872C露s=-0.1285+0.1824A,R2=0.634注:C凹sh為凹陷區(qū)基質(zhì)型巖相巖石熱解吸附烴S1含量,mg/g;C穩(wěn)sh為構(gòu)造穩(wěn)定區(qū)基質(zhì)型巖相巖石熱解吸附烴S1含量,mg/g;C沖sh為沖斷改造區(qū)基質(zhì)型巖相巖石熱解吸附烴S1含量,mg/g;C露sh為地表露頭區(qū)基質(zhì)型巖相巖石熱解吸附烴S1含量,mg/g;C凹s為凹陷區(qū)夾層型巖相巖石熱解吸附烴S1含量,mg/g;C穩(wěn)s為構(gòu)造穩(wěn)定區(qū)夾層型巖相巖石熱解吸附烴S1含量,mg/g;C沖s為沖斷改造區(qū)夾層型巖相巖石熱解吸附烴S1含量,mg/g;C露s為地表露頭區(qū)夾層型巖相巖石熱解吸附烴S1含量,mg/g;A為巖石有機(jī)質(zhì)豐度值,%;R2為曲線(xiàn)回歸系數(shù)的平方。

(1)

(2)

式中：KS1單元ish為某評(píng)價(jià)單元基質(zhì)型巖相熱解烴S1法相對(duì)保存系數(shù)權(quán)重賦值；S1標(biāo)準(zhǔn)sh為標(biāo)準(zhǔn)區(qū)(凹陷區(qū))基質(zhì)型巖相熱解烴S1含量，mg/g；S1單元ish為某評(píng)價(jià)單元基質(zhì)型巖相熱解烴S1含量，mg/g；KS1單元is為某評(píng)價(jià)單元夾層型巖相熱解烴S1法相對(duì)保存系數(shù)權(quán)重賦值；S1標(biāo)準(zhǔn)s為標(biāo)準(zhǔn)區(qū)(凹陷區(qū))夾層型巖相熱解烴S1含量，mg/g；S1單元si為某評(píng)價(jià)單元夾層型巖相熱解烴S1含量，mg/g。

為了保證不同評(píng)價(jià)單元的TOC與含油率比對(duì)樣本具有代表性，需根據(jù)不同巖相類(lèi)型的有機(jī)碳含量分布特征，選取合理的TOC比對(duì)區(qū)間(m，n]和比對(duì)間隔(B)，進(jìn)而確定比對(duì)樣本點(diǎn)及樣本數(shù)N，取樣本點(diǎn)相對(duì)保存系數(shù)權(quán)重賦值的算術(shù)平均值作為相應(yīng)評(píng)價(jià)單元對(duì)應(yīng)巖相的保存系數(shù)綜合權(quán)重賦值，見(jiàn)式(3)～(6)。

(3)

(4)

(5)

式中：N為不同評(píng)價(jià)單元比對(duì)樣本數(shù)；i為某一類(lèi)評(píng)價(jià)單元，包括構(gòu)造穩(wěn)定區(qū)、沖斷改造區(qū)或地表露頭區(qū)；m為T(mén)OC比對(duì)區(qū)間左側(cè)低值，%；n為T(mén)OC比對(duì)區(qū)間右側(cè)高值，%；B為T(mén)OC比對(duì)取值間隔，%；K單元is綜為評(píng)價(jià)單元i砂巖型頁(yè)巖油保存系數(shù)相對(duì)權(quán)重賦值算數(shù)平均值；K單元isj為評(píng)價(jià)單元i夾層型巖相第j個(gè)樣本點(diǎn)保存系數(shù)相對(duì)權(quán)重賦值；K單元ish綜為評(píng)價(jià)單元i泥巖型頁(yè)巖油保存系數(shù)相對(duì)權(quán)重賦值算數(shù)平均值；K單元ishj為評(píng)價(jià)單元i基質(zhì)型巖相第j個(gè)樣本點(diǎn)保存系數(shù)相對(duì)權(quán)重賦值j為比對(duì)樣本數(shù)目，個(gè)；Num為樣品個(gè)數(shù)，個(gè)。

根據(jù)上述保存系數(shù)綜合權(quán)重賦值公式，確定了研究區(qū)4類(lèi)評(píng)價(jià)單元基質(zhì)型和夾層型頁(yè)巖油的相對(duì)保存系數(shù)，其中，基質(zhì)型巖相凹陷區(qū)為1.00，構(gòu)造穩(wěn)定區(qū)為0.67，沖斷改造區(qū)為0.29，地表露頭區(qū)為0.16；夾層型巖相凹陷區(qū)為1.00，構(gòu)造穩(wěn)定區(qū)為0.41，沖斷改造區(qū)為0.16，地表露頭區(qū)為0.13。研究表明，受博格達(dá)山隆升造山作用的影響，蘆草溝組不同巖相類(lèi)型的頁(yè)巖油在地質(zhì)歷史時(shí)期均發(fā)生了不同程度的散失，原油散失量可占原始頁(yè)巖油量的35%～85%，夾層型巖相頁(yè)巖油以游離態(tài)賦存形式為主，散失作用更加明顯，同一保存評(píng)價(jià)單元內(nèi)其散失量較基質(zhì)型頁(yè)巖油偏高。

4.3 殘留頁(yè)巖油資源量

為了準(zhǔn)確評(píng)價(jià)蘆草溝組的頁(yè)巖油資源潛力，在基質(zhì)型和夾層型“原始”可動(dòng)頁(yè)巖油資源量計(jì)算的基礎(chǔ)上[7-10]，考慮頁(yè)巖油散失作用，依據(jù)凹陷區(qū)、構(gòu)造穩(wěn)定區(qū)、沖斷改造區(qū)和地表露頭區(qū)4類(lèi)保存評(píng)價(jià)單元的保存系數(shù)權(quán)重賦值進(jìn)行了“殘留”可動(dòng)頁(yè)巖油資源量計(jì)算。蘆草溝組基質(zhì)型“殘留”頁(yè)巖油資源量為8.11×108t，夾層型“殘留”頁(yè)巖油資源量為6.59×108t，“殘留”頁(yè)巖油資源量?jī)H為“原始”頁(yè)巖油資源量的35.0%左右。保存條件好壞與頁(yè)巖油散失量大小關(guān)系密切，保存條件越差，散失量越大，如博格達(dá)山北緣米泉地區(qū)，強(qiáng)烈的構(gòu)造改造造成了該區(qū)帶的頁(yè)巖油大量散失，“殘留”頁(yè)巖油資源量?jī)H相當(dāng)于“原始”資源量的21.1%。

5 結(jié) 論

(1) 蘆草溝組巖石類(lèi)型復(fù)雜，表現(xiàn)為陸源碎屑組分和碳酸鹽組分構(gòu)成的混積巖特征，可劃分出泥頁(yè)巖相、粉(細(xì))砂巖相和碳酸鹽巖相3大類(lèi)10余個(gè)亞類(lèi)；根據(jù)不同巖相儲(chǔ)集特征及頁(yè)巖油賦存形式，分為基質(zhì)型和夾層型2種頁(yè)巖油巖相。

(2) 保存條件優(yōu)劣對(duì)頁(yè)巖油散失量具有重要影響，分巖相、分保存評(píng)價(jià)單元建立有機(jī)質(zhì)豐度與含油率量化模型，實(shí)現(xiàn)了凹陷區(qū)、構(gòu)造穩(wěn)定區(qū)、沖斷改造區(qū)和地表露頭區(qū)4類(lèi)評(píng)價(jià)單元2種巖相頁(yè)巖油相對(duì)保存系數(shù)權(quán)重的量化賦值，為復(fù)雜構(gòu)造區(qū)“殘留”頁(yè)巖油資源科學(xué)評(píng)價(jià)奠定了基礎(chǔ)。

(3) 提出的分巖相、分保存單元頁(yè)巖油資源評(píng)價(jià)方法為疊合盆地復(fù)雜構(gòu)造區(qū)頁(yè)巖油資源評(píng)價(jià)提供了一種思路，相對(duì)于目前流行的頁(yè)巖油分級(jí)評(píng)價(jià)方法而言更加科學(xué)，對(duì)相似地區(qū)的頁(yè)巖油資源評(píng)價(jià)具有一定借鑒意義。