張 旭，劉成林，郭澤清，桂和榮，田繼先，吳小平，洪唯宇，班東師，徐思淵，張 蔚，張智輝

(1.中國(guó)石油大學(xué)(北京) 地球科學(xué)學(xué)院，北京 102249; 2.宿州學(xué)院 國(guó)家煤礦水害防治工程技術(shù)研究中心，安徽 宿州 234000; 3.安徽省勘查技術(shù)院，安徽 合肥 230041; 4.中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院，河北 廊坊 065007; 5.中國(guó)科學(xué)技術(shù)大學(xué) 地球和空間科學(xué)學(xué)院，安徽 合肥 230026)

國(guó)內(nèi)外對(duì)細(xì)粒沉積物一直有相關(guān)研究，但究其具體定義還比較模糊，一般是指巖石粒徑<62.5 μm的黏土、粉砂級(jí)沉積物，主要包括黏土礦物、粉砂、碳酸鹽、有機(jī)質(zhì)等[1-3]。隨著頁(yè)巖油氣、致密油氣等非常規(guī)油氣資源研究的迅速發(fā)展，中國(guó)學(xué)者針對(duì)細(xì)粒沉積巖油氣的研究也在不斷深入[4-10]。近年來，國(guó)內(nèi)研究多集中在泥頁(yè)巖的沉積演化、空間展布、生烴條件、儲(chǔ)層物性特征、含氣特征、吸附機(jī)理、成藏規(guī)律研究，并且在南方揚(yáng)子地區(qū)古生代海相地層中已經(jīng)取得了頁(yè)巖氣勘探突破，在海陸過渡相泥頁(yè)巖中也逐步深入研究[10-16]。隨著勘探的不斷進(jìn)行，中國(guó)陸相盆地泥頁(yè)巖熱成熟度相對(duì)海相泥頁(yè)巖而言較低，也表現(xiàn)出了良好的油氣資源潛力[17-21]。中國(guó)新生界咸化湖盆沉積研究認(rèn)為具有高的初始生成率和良好的聚集、保存條件，烴源巖中的有機(jī)質(zhì)含量中等—較高、干酪根類型好和有機(jī)質(zhì)向烴轉(zhuǎn)化率高，有利于油氣生成，具有形成大型油田的條件[22]。朱德燕等[23]在濟(jì)陽(yáng)坳陷新生界沙河街組研究時(shí)發(fā)現(xiàn)在咸水階段發(fā)育的紋層狀(層狀)泥質(zhì)灰?guī)r/灰質(zhì)泥巖具有生烴能力強(qiáng)、儲(chǔ)集性好、含油性高、可動(dòng)性好的特征，是頁(yè)巖油氣富集的甜點(diǎn)巖性。張林曄等[24]在研究東營(yíng)凹陷新生界沙河街組咸化湖相泥頁(yè)巖中發(fā)現(xiàn)：在生烴與溶蝕疊合作用下形成的豐富的有機(jī)質(zhì)-礦物混合體內(nèi)儲(chǔ)集空間對(duì)陸相頁(yè)巖油氣賦存具有重要意義。

柴達(dá)木盆地是中國(guó)典型的中新生代陸相盆地，目前所發(fā)現(xiàn)的油氣資源主要分布在柴北緣(侏羅系)、三湖坳陷(第四系)及柴西地區(qū)(古近系—新近系)[25-26]。柴西地區(qū)在古近紀(jì)—新近紀(jì)為咸化湖盆沉積，其烴源巖形成、生烴演化及油氣藏形成均與咸化湖盆的演化有著緊密聯(lián)系[27-29]。其新近紀(jì)沉積形成的細(xì)粒沉積巖獨(dú)具特點(diǎn):咸化湖盆沉積、有機(jī)質(zhì)豐度不高、熱演化程度不高、有機(jī)質(zhì)轉(zhuǎn)換率較高[30-31]，而生烴轉(zhuǎn)化率較高的烴源巖是中國(guó)陸相致密油優(yōu)質(zhì)烴源巖發(fā)育的一種主要類型[32]。柴西地區(qū)新近系細(xì)粒沉積巖(泥頁(yè)巖、泥質(zhì)粉砂巖等)主要發(fā)育在柴西北區(qū)，厚度大，分布范圍廣，具有較好的非常規(guī)油氣資源潛力[33-35]。然而，由于巖石致密、粒度小及油氣理論認(rèn)識(shí)等因素的限制，在前人研究中多將細(xì)粒沉積巖作為常規(guī)油氣藏的烴源巖或蓋層來單獨(dú)研究，針對(duì)細(xì)粒沉積巖中賦存的非常規(guī)油氣資源勘探程度較低，缺乏系統(tǒng)性研究。隨著非常規(guī)油氣地質(zhì)理論的不斷深入，在研究區(qū)的南翼山、開特米里克、油泉子、小梁山等多個(gè)油氣田和含油氣構(gòu)造不斷被發(fā)現(xiàn)之后[35-36]，柴西北區(qū)作為柴達(dá)木盆地油氣資源的重要接替區(qū)，對(duì)研究區(qū)細(xì)粒沉積巖的油氣地質(zhì)條件研究越來越受關(guān)注[28]。已有研究表明上干柴溝組是柴西地區(qū)的主力生油巖，厚度大，有機(jī)質(zhì)豐度總體不高，成熟度不高，部分已經(jīng)進(jìn)入生烴高峰，有機(jī)質(zhì)生烴轉(zhuǎn)化率高，并且油藏可能聚集在非構(gòu)造圈閉中，具有較好的頁(yè)巖(致密)油氣資源潛力[31,35,37-40]。因此，急切需要對(duì)研究區(qū)上干柴溝組細(xì)粒沉積巖的油氣富集條件進(jìn)行系統(tǒng)研究，為后期勘探開發(fā)研究提供參考依據(jù)。

1 地質(zhì)概況

圖1 柴達(dá)木盆地西部地區(qū)構(gòu)造單元?jiǎng)澐謭D及地層綜合柱狀[25,45-46]Fig.1 Tectonic units and comprehensive stratigraphic column of the western Qaidam Basin[25,45-46]

2 樣品測(cè)試分析

本次采集研究區(qū)柴7井、南8井、油6井等(圖1)新近系上干柴溝組泥巖、粉砂質(zhì)泥巖和泥質(zhì)粉砂巖巖芯樣品，分析了其有機(jī)質(zhì)豐度、類型和成熟度、礦物組成等特征，并對(duì)12塊樣品進(jìn)行高壓壓汞、低溫液氮吸附、掃描電鏡等系列分析測(cè)試。

本次樣品TOC含量、有機(jī)質(zhì)類型和熱解實(shí)驗(yàn)均在中國(guó)石油大學(xué)(北京)分別按照《沉積巖中總有機(jī)碳的測(cè)定》(GB/T 19145—2003)、《陸相烴源巖地球化學(xué)評(píng)價(jià)方法》(SY/T 5735—1995)和《巖石熱解分析》(GB/T 18602—2012)進(jìn)行測(cè)定。由于巖石顆粒細(xì)小，發(fā)育孔裂隙多為微納米級(jí)，因此選擇高壓壓汞法、液氮吸附法和掃描電鏡來系統(tǒng)觀測(cè)樣品中孔隙結(jié)構(gòu)及其分布特征。壓汞實(shí)驗(yàn)和液氮吸附實(shí)驗(yàn)在北京市理化分析測(cè)試中心進(jìn)行，按照國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)GB/T 21650.1—2008和GB/T 21650.2—2008分別用POREMASTER GT60壓汞儀和NOVA 4200e全自動(dòng)比表面積及孔徑分布分析儀進(jìn)行測(cè)試。由于不同方法測(cè)試精度有差異，常通過壓汞法和液氮吸附法對(duì)孔隙體積進(jìn)行聯(lián)合表征[47-48]，文中孔徑>50 nm的宏孔體積主要采用壓汞法測(cè)試數(shù)據(jù)，2～50 nm孔徑的介孔體積為液氮吸附法BJH模型測(cè)定結(jié)果，孔隙比表面積為液氮吸附法BET模型測(cè)定結(jié)果。掃描電鏡觀測(cè)在中國(guó)石油大學(xué)(北京)進(jìn)行，觀測(cè)儀器型號(hào)為Quanta 200F。

3 細(xì)粒沉積巖特征

3.1 礦物巖石學(xué)特征

柴西北區(qū)上干柴溝組發(fā)育的細(xì)粒沉積巖主要為淺灰色、灰色、深灰色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖等，塊狀構(gòu)造，巖石致密(圖2(a),(d),(g),(i))。巖石中礦物顆粒細(xì)小，光學(xué)顯微鏡下觀察主要為混合狀和紋層狀，礦物類型主要為石英、長(zhǎng)石、黏土礦物等(圖2(b),(c),(e),(f),(k),(l))。紋層狀粉砂質(zhì)泥巖為砂質(zhì)紋層與泥質(zhì)紋層互層，泥質(zhì)紋層中見有機(jī)質(zhì)分布，砂質(zhì)紋層中見云母、石英等礦物定向排列(圖2(e),(f))，泥巖中有機(jī)質(zhì)分布較多，砂質(zhì)顆粒相對(duì)含量少且粒度更小(圖2(h),(i))。對(duì)研究區(qū)13口鉆井共49塊樣品進(jìn)行X衍射分析，結(jié)果表明上干柴溝組細(xì)粒沉積巖主要發(fā)育石英、長(zhǎng)石、方解石、白云石、鐵白云石、黃鐵礦、黏土礦物及部分鹽類等礦物。不同樣品中礦物含量差別較大，表現(xiàn)出強(qiáng)非均質(zhì)性。柴7、柴8、風(fēng)3、風(fēng)4、堿1、油8、油6、油南1井樣品石英和長(zhǎng)石含量較高，多大于40%;而咸8、梁3、油14及南8井樣品石英含量均較低，黏土礦物含量較高，多大于20%(表1，圖3)。

(1)油6井，2 401 m，泥質(zhì)粉砂巖((a)為巖芯宏觀特征;(b)為正交偏光，有機(jī)質(zhì)顆粒分布較多，平均粒度30 μm，顆粒分選好，磨圓較差;(c)為相應(yīng)單偏光下特征);(2)南8井，2 620 m，紋層狀粉砂質(zhì)泥巖((d)為巖芯宏觀特征;(e)為正交偏光，粉砂質(zhì)與泥質(zhì)互層，顆粒分選、磨圓較好，可見有機(jī)質(zhì)顆粒分布，粉砂質(zhì)層中見云母碎片順層分布;(f)為相應(yīng)單偏光下特征);(3)南8井，2 609 m，泥巖((g)為巖芯宏觀特征;(h)為泥質(zhì)均勻分布，可見較多有機(jī)質(zhì)分布，見少量云母碎片;(i)為相應(yīng)單偏光下特征);(4)咸8井，2 765 m，泥質(zhì)粉砂巖((j)為巖芯宏觀特征;(k)為泥質(zhì)與粉砂不均勻分布，顆粒分選較好，磨圓較差;(l)為相應(yīng)單片光下特征)圖2 柴西北區(qū)上干柴溝組細(xì)粒沉積巖巖石及礦物特征Fig.2 Petrology and mineral of the Shangganchaigou fine-grained sedimentary rocks in northwestern Qaidam basin

表1 柴西北區(qū)上干柴溝組細(xì)粒沉積巖綜合參數(shù)Table 1 Comprehensive parameters of the Shangganchaigou fine-grained sedimentary rocks in northwestern Qaidam Basin

圖3 柴西北區(qū)上干柴溝組細(xì)粒沉積巖礦物組成Fig.3 Mineral composition of the Shangganchaigou fine-grained sedimentary rocks in northwestern Qaidam Basin

3.2 有機(jī)地球化學(xué)特征

對(duì)咸7井等巖芯樣品分析表明，有機(jī)碳含量總體不高，有57%樣品TOC含量<0.4%，有20%樣品(柴7、油6、南14等)TOC含量高于0.6%，少量樣品TOC含量超過1.0%(圖4)。有機(jī)質(zhì)類型以Ⅱ1型和Ⅲ型為主，含有少量Ⅰ型有機(jī)質(zhì)(圖5)。鏡質(zhì)體反射率測(cè)定表明，Ro為0.54%～1.24%，樣品多處于低成熟—成熟階段，埋深超過3 500 m時(shí)基本達(dá)到成熟階段。南翼山、油泉子、開特米里克地區(qū)上干柴溝組烴源巖成熟度相對(duì)較高，多處于成熟階段;小梁山、咸水泉地區(qū)上干柴溝組烴源巖成熟度相對(duì)較低，處于低成熟階段(圖6)。

圖6 柴西北區(qū)上干柴溝組烴源巖有機(jī)質(zhì)成熟度分布Fig.6 Vitrinite reflectance of the Shangganchaigou fine-grained sedimentary rocks in northwestern Qaidam Basin

3.3 儲(chǔ)集空間特征

良好的孔裂隙系統(tǒng)是影響細(xì)粒沉積巖非常規(guī)油氣儲(chǔ)集條件的主要因素，是細(xì)粒沉積巖中油氣賦存富集的關(guān)鍵條件[4,8,13-14,18-20,40]。

3.3.1孔隙分布特征

選擇柴7井等鉆井共12塊巖芯樣品進(jìn)行壓汞實(shí)驗(yàn)，其壓汞曲線表現(xiàn)3種類型:前峰型(>100 nm的孔隙優(yōu)勢(shì)發(fā)育)、后峰型(<100 nm的孔隙優(yōu)勢(shì)發(fā)育)和多峰型。風(fēng)3、開2、柴7、南8井部分樣品主要發(fā)育>100 nm的孔隙，<100 nm的孔隙發(fā)育較少(圖7(a))。油8、梁3、南8井部分樣品在<100 nm孔隙出現(xiàn)高峰，而>100 nm孔徑孔隙貢獻(xiàn)孔隙體積較少(圖7(b))。油8、柴7井部分樣品階段進(jìn)汞曲線出現(xiàn)多個(gè)峰值(圖7(c))。

液氮吸附實(shí)驗(yàn)所測(cè)定樣品中孔隙分布特征與壓汞法測(cè)定結(jié)果具有很好的對(duì)應(yīng)，南8、油8井樣品中在100 nm處出現(xiàn)高峰且孔隙體積較大(圖8(a)，(c))。南8井樣品吸附-脫附曲線滯后環(huán)均很小，表現(xiàn)為曲線平緩，到飽和蒸汽壓附近變陡(圖8(b))，表明孔隙多為開放孔，主要為兩端均開口的平行板狀孔。油8、柴7(2 473.40 m)井樣品吸附-脫附曲線出現(xiàn)滯后環(huán)，表明孔隙多為半開放型孔隙，并且吸附曲線在相對(duì)壓力接近0.5時(shí)有明顯拐點(diǎn)，表明樣品中存在一定量的細(xì)頸瓶孔(圖8(d),(f))。而開2、風(fēng)3、柴7(2 752.06 m)樣品中<100 nm孔徑的孔隙較不發(fā)育(圖8(e))，吸附-脫附曲線滯后環(huán)均很小，主要為兩端均開口的平行板狀孔(圖8(f))。樣品的吸附曲線上升速率與其開放孔的開放程度有著密切關(guān)系，吸附曲線越陡說明孔隙的開放程度越大，在相對(duì)壓力接近1時(shí)，均未達(dá)到飽和吸附，表明發(fā)生毛細(xì)凝結(jié)。

總體上，研究區(qū)上干柴溝組細(xì)粒沉積巖宏孔體積增量為0.000 3～0.012 3 cm3/g，平均為0.003 8 cm3/g;介孔孔隙體積增量為0.001 0～0.015 2 cm3/g，平均為0.007 5 cm3/g，介孔較發(fā)育?？紫禕ET比表面積為0.452 3～6.377 4 m2/g，平均為2.874 7 m2/g。在BJH模型中樣品孔隙平均孔徑分布范圍為5.754 7～23.520 6 nm，平均孔徑為13.943 1 nm(表1)。

3.3.2孔隙形貌特征

掃描電鏡下觀測(cè)孔隙形貌特征與壓汞、液氮吸附測(cè)定結(jié)果表現(xiàn)出較為一致規(guī)律。柴7井(2 752.06 m)樣品中發(fā)育大量粒間孔、粒內(nèi)孔和黏土礦物晶間孔，多為納米級(jí)平行板狀孔，宏孔、介孔均較為發(fā)育，并且孔隙開放性好(圖9(a)～(c))。南8井樣品中粒間孔和粒內(nèi)孔均有發(fā)育，粒內(nèi)孔隙復(fù)雜，開放性好(圖9(d)～(f))。風(fēng)3井(4 286.80 m)樣品表面黏土礦物、石英、碳酸鹽礦物堆積，發(fā)育大量粒間孔，黏土礦物晶間孔發(fā)育，多為微納米孔隙(圖9(g)～(i))。油8井(2 548.85 m)樣品表面可見大量片狀鹽類礦物，部分孔隙被鹽類礦物覆蓋，宏孔體積較小，但在鹽類礦物間隙礦物堆積發(fā)育大量納米孔隙，可以提供較大比表面積和介孔體積(圖9(j)～(l))。

總體上，柴7(2 752.06 m)、南8井、油8井、梁3井均有樣品孔隙體積較大，開放性好;風(fēng)3井樣品孔隙孔徑大，比表面積較小，開2井樣品孔隙體積和比表面積較小。

4 討 論

4.1 含油量影響因素分析

前人研究認(rèn)為氯仿瀝青“A”含量和熱解烴量(S1)均可以反映陸相頁(yè)巖含油量大小，并且與烴源巖有機(jī)質(zhì)含量、成熟度及儲(chǔ)集空間等有關(guān)[49-50]。綜合考慮以上影響因素，對(duì)研究區(qū)上干柴溝組細(xì)粒沉積巖中氯仿瀝青“A”含量分析發(fā)現(xiàn)，樣品TOC含量、宏孔+介孔總體積以及介孔體積均與其氯仿瀝青“A”含量具有一定的線性正相關(guān)性，而表征樣品熱成熟度的Tmax值、孔隙BET比表面積和宏孔體積均與氯仿瀝青“A”含量無明顯相關(guān)性(圖10)，樣品的氯仿瀝青“A”含量主要與其TOC含量和介孔體積有關(guān)。

結(jié)合表1和圖10進(jìn)一步分析，2號(hào)和5號(hào)樣品具有較高的TOC含量，并且達(dá)到成熟階段，有較好的生烴物質(zhì)基礎(chǔ)，并且宏孔+介孔總體積較大，介孔為孔隙體積主要貢獻(xiàn)者，具有較高的氯仿瀝青“A”含量。雖然11號(hào)樣品也具有相對(duì)高含量TOC含量，但處于未成熟階段，孔隙發(fā)育較差，孔隙體積小，可以提供烴類儲(chǔ)集的空間有限，因此氯仿瀝青“A”含量不高。盡管3號(hào)和6號(hào)樣品介孔體積大，能夠提供較多的儲(chǔ)集空間，但有機(jī)碳含量較低，處于低成熟階段，生烴物質(zhì)相對(duì)較少，氯仿瀝青“A”含量也不高。8號(hào)、9號(hào)和12號(hào)樣品雖然達(dá)到高成熟階段，但TOC含量低，介孔體積小，因此氯仿瀝青“A”含量很低。因此，含油量較高的樣品既要有較高的TOC含量，達(dá)到低—成熟階段，能夠較好的提供生烴基礎(chǔ)，也要有較好的儲(chǔ)集空間發(fā)育，介孔體積貢獻(xiàn)相對(duì)較大。

對(duì)樣品孔隙影響因素研究發(fā)現(xiàn)其TOC含量與宏孔體積有一定負(fù)相關(guān)性，而與介孔體積有一定正相關(guān)性(圖11(a))。樣品的成熟度(Tmax)與其宏孔、介孔體積均沒有明顯線性相關(guān)性，但在低—成熟階段介孔體積出現(xiàn)高值(圖11(b))。石英+長(zhǎng)石+黃鐵礦含量與樣品宏孔體積有一定正相關(guān)性，該含量大于60%的樣品具有較大宏孔體積，介孔體積也較發(fā)育(圖11(c))，這與石英、長(zhǎng)石等礦物顆粒聚集易形成大量的粒間孔、粒內(nèi)孔隙有關(guān)(圖9(h),(i))。黏土礦物含量與樣品宏孔體積有一定線性負(fù)相關(guān)性，與介孔體積有線性正相關(guān)性(圖11(d))，這與黏土礦物層間易形成大量微納米級(jí)孔隙有關(guān)(圖9(g)，高黏土礦物含量樣品中介孔較發(fā)育。碳酸鹽巖礦物含量與其宏孔、介孔體積均沒有明顯相關(guān)性(圖11(e))。因此，研究區(qū)樣品孔隙體積發(fā)育與TOC含量、礦物含量和熱成熟度均有關(guān)系。

4.2 有利勘探區(qū)初步優(yōu)選

在漸新世至中新世中期(E32—N12)，柴達(dá)木古湖盆水體變深，湖面擴(kuò)大，廣泛發(fā)育湖相地層[30]，柴西北區(qū)上干柴溝組沉積中心分布在茫崖凹陷。細(xì)粒沉積巖形成的油氣藏受到烴源巖厚度、有機(jī)碳含量、成熟度、儲(chǔ)集空間等眾多因素的影響[2-4,8-9,17-21,47-48]。金強(qiáng)等(2001)對(duì)柴西地區(qū)上、下干柴溝組生油巖進(jìn)行分析，確定出有效生油巖的有機(jī)碳含量下限為0.4%[51]。根據(jù)鉆井資料統(tǒng)計(jì)，柴西北區(qū)上干柴溝組細(xì)粒沉積巖厚度普遍>500 m，在油泉子、開特米里克地區(qū)可達(dá)900余米，由此往外厚度逐漸減小。有機(jī)碳含量由西往東逐漸減少，在油泉子、干柴溝、南翼山等地區(qū)TOC含量較高，平均含量大于0.6%。茫崖凹陷內(nèi)細(xì)粒沉積巖總體處于低成熟—成熟階段，在開特米里克和鄂博山附近成熟度可達(dá)到1.0%～1.3%。南8、油8、柴7、梁3井測(cè)定孔隙體積及比表面積較大，開2和風(fēng)3井樣品孔隙體積及比表面積較小。因此，綜合細(xì)粒沉積巖厚度、TOC含量、成熟度及儲(chǔ)集空間特征，干柴溝-油泉子-南翼山地區(qū)上干柴溝組細(xì)粒沉積巖厚度大、有機(jī)質(zhì)演化成熟、TOC含量較高、儲(chǔ)集空間發(fā)育(圖12)，初步優(yōu)選為下一步非常規(guī)油氣有利勘探區(qū)。

5 結(jié) 論

(1)柴西北區(qū)上干柴溝組細(xì)粒沉積巖厚度普遍大于500 m，在油泉子、開特米里克地區(qū)可達(dá)900余m，由此往外厚度逐漸減小;有機(jī)碳含量不高，TOC含量>0.6%的烴源巖主要分布在干柴溝、油泉子和南翼山等地區(qū);有機(jī)質(zhì)以Ⅱ1-Ⅲ型為主，少量Ⅰ型有機(jī)質(zhì);烴源巖多處于低成熟—成熟階段。

(2)柴西北區(qū)上干柴溝組細(xì)粒沉積巖非均質(zhì)性強(qiáng)，介孔較為發(fā)育。樣品氯仿瀝青“A”含量與TOC含量、介孔體積均有正相關(guān)性，與Tmax,BET比表面積及宏孔體積均無明顯相關(guān)性;孔隙體積受到TOC含量、礦物含量及熱成熟度控制。

(3)干柴溝—油泉子—南翼山地區(qū)上干柴溝組細(xì)粒沉積巖發(fā)育厚度大、有機(jī)質(zhì)演化成熟、TOC含量較高、儲(chǔ)集空間發(fā)育，可以作為柴西北區(qū)致密油/頁(yè)巖油下一步勘探有利區(qū)。

致謝本文得到了中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院和青海油田勘探開發(fā)研究院的領(lǐng)導(dǎo)、專家的支持和幫助，在此一并表示感謝。