劉鵬，劉加旭，李應(yīng)美，劉莉娜，杜亞曦，梁雷

(1.中國石油化工股份有限公司勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東 東營，257015；2.中國石油冀東油田分公司，河北 唐山，063200；3.中國石油華北油田分公司第一采油廠，河北 任丘，062552；4.中國石油華北油田分公司，河北 任丘，062552)

我國富油洼陷中普遍發(fā)育頁巖油與常規(guī)油，在勘探實踐過程中，人們也逐漸認(rèn)識到兩者之間存在一定相關(guān)性[1-5]。富油洼陷在經(jīng)歷了幾十年的油氣勘探后，常規(guī)油勘探程度不斷升高，勘探難度日益增大，石油地質(zhì)儲量發(fā)現(xiàn)規(guī)模也越來越小，在深化勘探過程中面臨著勘探程度高、勘探空間小等一系列問題[6-8]。同時，隨著我國對油氣資源需求的不斷攀升，頁巖油作為常規(guī)油的重要戰(zhàn)略接替能源，近年來已引起重視[9-13]，但陸相富油洼陷頁巖油的勘探開發(fā)面臨著地質(zhì)與工程技術(shù)還不完全成熟、頁巖油勘探風(fēng)險大等問題[14-15]，需將常規(guī)油與頁巖油統(tǒng)一考慮，開展協(xié)同勘探，實現(xiàn)富油洼陷剩余油氣資源的最大經(jīng)濟(jì)效益采出；需要開展常規(guī)油與頁巖油相關(guān)分布機(jī)理研究，明確兩者相關(guān)分布受控因素，指導(dǎo)常規(guī)油與頁巖油富集區(qū)預(yù)測，實現(xiàn)兩者協(xié)同勘探。為此，本文以渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷渤南洼陷沙河街組三段(簡稱沙三段)為例，從頁巖油與常規(guī)油相關(guān)分布現(xiàn)象分析入手，基于溝通頁巖油與常規(guī)油間的輸導(dǎo)格架為切入點(diǎn)，分析不同流體壓力場內(nèi)輸導(dǎo)體輸導(dǎo)能力的差異，明確常規(guī)油與頁巖油相關(guān)分布的主控因素，建立兩者相關(guān)分布模式。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

渤南洼陷為渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷中1個北斷南超的箕狀構(gòu)造單元，常規(guī)油與頁巖油資源豐富[16-17]，是典型的富油洼陷，其北部緊鄰埕東凸起，東、西兩側(cè)分別為孤島潛山帶和義和莊凸起，南部與陳家莊凸起相接，東南部與三合村洼陷毗鄰(圖1)。渤南洼陷存在沙河街組四段上亞段(沙四上亞段)、沙河街組三段下亞段(沙三下亞段)以及沙河街組一段(沙一段) 3套烴源巖(圖1)，其中沙三下亞段為最主要的烴源巖層系，其厚度為200～700 m，有機(jī)質(zhì)類型為Ⅰ型，有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2%～10%，生烴潛量為2～80 mg/g，鏡質(zhì)體反射率Ro介于0.5%～1.0%之間，為一套中、高演化程度的優(yōu)質(zhì)烴源巖[18]，目前已發(fā)現(xiàn)的多口頁巖油工業(yè)油流產(chǎn)出段也都集中于沙三下亞段[19-20]。頁巖油主要賦存在富有機(jī)質(zhì)頁巖及其伴生的貧有機(jī)質(zhì)砂巖或碳酸鹽巖薄夾層中，頁巖油所賦存的頁巖與砂巖、碳酸鹽巖夾層物性差別不大，總體上孔隙度介于0.9%～9.3%，均值為5.7%；滲透率介于(0.01～1.65)×10-3μm2，均值為0.31×10-3μm2(圖1)。渤南洼陷沙三段在富集頁巖油的同時，常規(guī)油也富集，已在沙三中亞段和沙三上亞段濁流成因的砂巖中探明常規(guī)油石油地質(zhì)儲量近1.6億t；濁流成因的砂體在經(jīng)歷了較長距離搬運(yùn)后物性較好，孔隙度介于5.1%～37.5%，均值為19.4%；滲透率介于(0.02～11 046.7)×10-3μm2，均值為284.2×10-3μm2(圖1)。渤南洼陷沙三下亞段理想的烴源巖有機(jī)地化參數(shù)及沙三中、上亞段良好的砂巖儲層物性共同指示出其頁巖油與常規(guī)油都具有較大的資源潛力。

2 頁巖油與常規(guī)油相關(guān)分布現(xiàn)象

2.1 聚油單元劃分

在現(xiàn)今地質(zhì)條件下，一套烴源巖的生烴量相對固定，其排出的烴量大必然會造成滯留烴量減少。因此，對于一套烴源巖而言，如何對其貢獻(xiàn)所形成的常規(guī)油與頁巖油資源進(jìn)行定量劃分是明確常規(guī)油與頁巖油資源比例及兩者相關(guān)分布的基礎(chǔ)。由此，首先對聚油單元進(jìn)行劃分。不同于傳統(tǒng)石油地質(zhì)理論從構(gòu)造單元與沉積相帶出發(fā)劃分的“油氣聚集單元”，本次所指的聚油單元是要求在同一單元內(nèi)烴源巖生成的常規(guī)油與頁巖油只在本單元內(nèi)聚集[21]，因此，劃分原則主要考慮油氣成藏的動力。一方面，在浮力驅(qū)動下，構(gòu)造是控制油氣運(yùn)移方向和聚集區(qū)域的主要因素，也是構(gòu)造脊、生烴槽是聚油單元劃分的重要依據(jù)；另一方面，超壓驅(qū)動下異常高壓是控制油氣運(yùn)移方向和聚集區(qū)域的主要因素，以異常高壓區(qū)中線為界，油氣分別向兩側(cè)運(yùn)移。基于此，依據(jù)構(gòu)造高低和壓力展布將渤南洼陷沙三段劃分為6 個聚油單元(圖2)。

圖2 渤南洼陷沙三段聚油單元劃分Fig.2 Division of oil accumulation units in the third member of Shahejie Formation in Bonan sag

2.2 聚油單元內(nèi)頁巖油與常規(guī)油資源定量方法

2.2.1 頁巖油與常規(guī)油資源定量方法與過程簡述

一般而言，烴源巖滯留烴中包含吸附油與游離油兩部分[22-23]。游離油屬于理論上的可動部分，為頁巖油資源；而排出烴中一部分在運(yùn)聚過程中逸散，另一部分形成工業(yè)聚集，聚集的部分為常規(guī)油資源。基于渤南洼陷沙三段6個聚油單元的劃分，首先，利用成因法計算各聚油單元烴源巖的生烴量[24]；其次，利用頁巖油評價中的補(bǔ)償溶解與補(bǔ)償熱解法計算各個聚油單元中的滯留烴量[25-26]。其具體原理是先測試不同類型泥頁巖巖相中的殘留烴，明確其主要的地球化學(xué)參數(shù)(表1)，再通過建立輕烴恢復(fù)系數(shù)與埋深的關(guān)系[25-26]，最終根據(jù)各聚油單元不同深度段的巖相類型及其規(guī)模計算總滯留烴量。在明確生烴量與滯留烴量后，通過生烴量減滯留烴量得到每個聚油單元的排烴量，并計算出排烴系數(shù)(表2)。

對于滯留烴中的游離部分，采取間接計算方法，即先計算泥頁巖中不同礦物對烴的吸附量[25-26]，得到總吸附烴量，總滯留烴與總吸附烴量之差即為游離烴量，由此明確各聚油單元的頁巖油資源量(表2)；其次，對于常規(guī)油資源，通過統(tǒng)計各聚油單元中已發(fā)現(xiàn)的常規(guī)油儲量區(qū)數(shù)量和規(guī)模，再運(yùn)用地質(zhì)帕萊托法預(yù)測各聚油單元中未發(fā)現(xiàn)的常規(guī)油儲量[27]，已發(fā)現(xiàn)常規(guī)油儲量與未發(fā)現(xiàn)常規(guī)油儲量之和即為常規(guī)油資源量，由此明確渤南洼陷沙三段各聚油單元的生烴量、滯留烴量、頁巖油資源量、排烴量以及常規(guī)油資源量等參數(shù)(表2)。

由于頁巖油多為原位富集，同時，近烴源巖儲集體中油氣充滿程度較高，因此，各聚油單元頁巖油與常規(guī)油資源量總和與有效烴源巖面積具有一定關(guān)系。在有效烴源巖面積較大的單元，不但生烴量較高，而且滯留烴量，排烴量也較大。其中，聚油單元6有效烴源巖面積最小，其生烴總量及總資源量偏低，而聚油單元2，3 和4 的有效烴源巖面積較大，其總資源量也較大(圖2、表2)。

表2 渤南洼陷沙三段各聚油單元資源量計算結(jié)果Table 2 Resource calculation results of oil accumulation units in the third member of Shahejie Formation in Bonan sag

2.2.2 頁巖油與常規(guī)油資源量相關(guān)性特點(diǎn)

渤南洼陷沙三段各類資源量計算結(jié)果表明：

1) 頁巖油資源量與滯留烴量呈較好的正相關(guān)關(guān)系(圖3(a))，表明滯留烴中游離油的比例相對固定；隨著滯留烴量增加，游離油量也逐漸增大。

2) 常規(guī)油資源量與排烴量大體呈正相關(guān)關(guān)系，但數(shù)據(jù)離散性增大，正相關(guān)關(guān)系較滯留烴與頁巖油資源量減弱(圖3(b))，經(jīng)分析認(rèn)為排出烴最終能否形成常規(guī)油資源，關(guān)鍵在于保存條件是否合適。各聚油單元的保存條件具有差異，因此，排出烴量增大并不一定意味著常規(guī)油資源量也隨之增大。

3) 不同聚油單元的排烴系數(shù)差異明顯，聚油單元5 和6 的排烴系數(shù)最高，而聚油單元3 排烴系數(shù)最低，排烴系數(shù)的差異導(dǎo)致各聚油單元頁巖油與常規(guī)油資源總量及兩者比例存在差異，因此，為了客觀對比不同聚油單元頁巖油與常規(guī)油資源量差異，將各聚油單元資源量進(jìn)行歸一化處理，以具有最大生烴量的4號單元生烴量為標(biāo)準(zhǔn)，即每個單元在都具有17.95 億t 生烴量基礎(chǔ)上，對比各單元的頁巖油與常規(guī)油資源量差異，結(jié)果表明在生烴量固定情況下，同一聚油單元中頁巖油與常規(guī)油資源量大致呈此消彼長關(guān)系(圖3(c))。

圖3 渤南洼陷沙三段各聚油單元資源量關(guān)系Fig.3 Relationship of resource quantity of each oil accumulation unit in the third member of Shahejie Formation in Bonan sag

3 頁巖油與常規(guī)油相關(guān)分布成因機(jī)理

3.1 研究方法

烴源巖生烴后，首先在其自身的儲集空間中聚集形成頁巖油，排出烴經(jīng)過輸導(dǎo)體向常規(guī)圈閉中運(yùn)移，常規(guī)油因此形成。故決定頁巖油與常規(guī)油資源比例的關(guān)鍵因素在于兩者之間輸導(dǎo)體的輸導(dǎo)能力，一般地，輸導(dǎo)能力越強(qiáng)，越利于常規(guī)油形成，此時，頁巖油資源量較低，常規(guī)油資源量較高，反之，則頁巖油資源量較高，常規(guī)油資源量較低。因此，研究連接頁巖油與常規(guī)油間的輸導(dǎo)體輸導(dǎo)能力是分析頁巖油與常規(guī)油相關(guān)分布成因機(jī)理的關(guān)鍵。對于渤南洼陷沙三段而言，烴源巖排出的烴向常規(guī)圈閉中運(yùn)移的主要通道為砂體與斷層[28]，雷誠等[29-30]對斷層的封閉性開展過大量研究，但對砂體與斷層的輸導(dǎo)能力研究缺乏有效方法。本文從流體壓力場角度分析頁巖油與常規(guī)油之間的輸導(dǎo)體輸導(dǎo)能力，認(rèn)為在開放的流體壓力場內(nèi)，流體流動順暢[31-32]，不存在封閉的高壓系統(tǒng)，輸導(dǎo)體連通性好，輸導(dǎo)順暢，輸導(dǎo)能力較強(qiáng)，烴類可順暢運(yùn)移至常規(guī)圈閉中，常規(guī)油相對富集，頁巖油相對匱乏；而封閉的流體壓力場內(nèi)流體流動不暢[31-32]，存在封閉的高壓系統(tǒng)，輸導(dǎo)體連通性差，輸導(dǎo)能力較弱，烴類較難運(yùn)移至常規(guī)圈閉中，而多聚集在烴源巖自身的儲集空間中，形成頁巖油相對富集、常規(guī)油相對匱乏的現(xiàn)象。

3.2 輸導(dǎo)體所處的流體壓力場分析

一般而言，大規(guī)模的油氣運(yùn)移主要發(fā)生在關(guān)鍵成藏期，因此，明確關(guān)鍵成藏期的古流體壓力場分布對分析頁巖油與常規(guī)油之間輸導(dǎo)體的輸導(dǎo)能力至關(guān)重要。渤南洼陷的關(guān)鍵成藏期為館陶組沉積期[33-34]，距今2～10 Ma，渤南洼陷大部分已發(fā)現(xiàn)的常規(guī)油藏都在這一時期運(yùn)聚成藏。

基于渤南洼陷沙三段泥頁巖裂縫中的方解石脈、泥頁巖系統(tǒng)內(nèi)部的薄砂巖夾層以及緊鄰泥頁巖的中厚層砂巖巖心樣品，開展大量流體包裹體測試分析，并通過古壓力模擬測定，確定泥頁巖系統(tǒng)內(nèi)部及與常規(guī)儲層之間的過渡區(qū)域古流體壓力特征。經(jīng)分析發(fā)現(xiàn)渤南洼陷沙三段的古流體壓力場可分為3種類型：第1種類型以深洼帶樣品點(diǎn)為代表，其壓力系數(shù)在關(guān)鍵成藏期(距今10 Ma)之前一直在1.0左右變化，為常壓，但在關(guān)鍵成藏期(距今10 Ma)后，壓力系數(shù)迅速升高，現(xiàn)今壓力系數(shù)普遍超過1.3(圖4(a)和(b))，將此類型定義為封閉流體壓力場；第2種類型以陡坡帶和斷階帶樣品點(diǎn)為代表，其壓力系數(shù)在地質(zhì)歷史時期中長期在1.0 左右變化，但自5 Ma 以來壓力系數(shù)開始升高，至現(xiàn)今壓力系數(shù)介于1.04～1.30 之間(圖4(c)和圖4(d))，將此類型定義為半封閉流體壓力場；第3種類型以斜坡帶和盆緣帶樣品點(diǎn)為代表，其壓力系數(shù)自可測到的最早古壓力以來一直在1.0左右波動(圖4(e)和圖4(f))，至今仍處于常壓狀態(tài)，將此類型定義為開放流體壓力場。需指出的是，參考前人研究成果[35]，將壓力系數(shù)為1.30 的等值線作為封閉和半封閉的壓力場界限，將壓力系數(shù)為1.04的等值線作為半封閉和開放流體壓力場界限。

圖4 渤南洼陷沙三段流體包裹體古壓力系數(shù)演化散點(diǎn)圖(井位位置見圖1)Fig.4 Evolution of Paleopressure coefficient of fluid inclusions in the third member of Shahejie Formation in Bonan Sag(see Fig.1 for well location)

古流體壓力場開放、封閉性主要受控于斷裂活動性及高滲砂體的發(fā)育程度[31-32]，斷裂與砂體的輸導(dǎo)性能共同決定了流體壓力場類型。通過研究斷層活動速率與高滲砂體的發(fā)育程度發(fā)現(xiàn)，渤南洼陷沙三段在館陶組沉積期的邊界斷層活動速率均大于5 m/Ma，洼陷南部以及中部斷裂帶處斷層活動速率普遍大于2 m/Ma，易形成開放與半封閉的古流體壓力場；而斷層活動速率小于2 m/Ma 的區(qū)域主要集中于洼陷西部和北部(圖5)，易形成封閉的古流體壓力場；沙三下亞段烴源巖層系內(nèi)部的高滲砂體主要集中于洼陷北部，多屬于北部物源扇體前端的濁流成因，砂體最大累計厚度可達(dá)25 m以上(圖5)。因此，本文基于單井流體包裹體古壓力恢復(fù)樣品所處位置，結(jié)合館陶組沉積期斷層活動速率及沙三下亞段烴源巖層系內(nèi)砂巖夾層分布等因素恢復(fù)了關(guān)鍵成藏期——館陶組沉積期的古流體壓力場(圖5)。從圖5可見：關(guān)鍵成藏期封閉流體壓力場主要集中在渤南洼陷西部，呈北東向帶狀展布；半封閉流體壓力場圍繞封閉流體壓力場分布，并向渤南洼陷中部和東部延伸，同時在北部陡坡帶也存在小范圍半封閉流體壓力場。

對于各聚油單元而言，關(guān)鍵成藏期時聚油單元2，3 和4 所處的封閉及半封閉流體壓力場范圍最大(圖5)，輸導(dǎo)不暢，頁巖油保存有利，頁巖油資源量占比較大，同時，頁巖油與常規(guī)油資源量總和也較大(圖3(c))；而聚油單元1，5 和6 大部分處于開放流體壓力場中，尤其聚油單元6完全處于開放流體壓力場(圖5)，輸導(dǎo)順暢，頁巖油保存不利，頁巖油資源量占比小，同時，油氣逸散強(qiáng)，頁巖油與常規(guī)油資源量總和偏小(圖3(c))。

圖5 渤南洼陷沙三段館陶組沉積期流體壓力場分布Fig.5 Distribution of fluid pressure field in Guantao Formation of the third member of Shahejie Formation in Bonan sag

3.3 不同流體壓力場內(nèi)輸導(dǎo)體輸導(dǎo)能力差異

綜上所述，古流體壓力場類型是由斷裂發(fā)育程度、斷裂活動性以及砂體發(fā)育程度及其輸導(dǎo)能力所決定的，是頁巖油與常規(guī)油之間輸導(dǎo)體輸導(dǎo)能力的直接反映，影響不同聚油單元中頁巖油與常規(guī)油資源量。對于斷層而言，開放流體壓力場為斷層的開啟和可能較差的油氣保存提供了條件[29-30]，但對于砂體而言，不同流體壓力場下砂體的輸導(dǎo)能力存在差異，其原因主要是不同流體壓力場內(nèi)砂體成巖演化模式存在差異。

3.3.1 開放流體壓力場內(nèi)砂體輸導(dǎo)能力

在相對開放的流體壓力場下，流體交換順暢，為常壓系統(tǒng)，流體主要通過平流作用傳導(dǎo)酸性流體，流體流速快，即使沒有斷裂體系將砂體與地表大氣水溝通，在地層深處也存在流速較高的流體[31-32]。在開放流體壓力場內(nèi)，長石、方解石在酸性成巖環(huán)境下發(fā)生溶蝕，溶蝕生成的黏土礦物和石英膠結(jié)物的吉布斯自由能ΔG均小于0 kJ/mol，且隨著溫度升高，ΔG越小[31-32]。因此，在地層高溫的酸性流體環(huán)境中，長石和方解石的溶蝕作用能夠自發(fā)進(jìn)行，且二氧化硅、鋁離子等溶蝕產(chǎn)物被流速快的流體迅速帶出溶蝕區(qū)域，造成開放流體壓力場下的儲層中黏土礦物、次生石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)低(圖6(a)～(g))，且黏土礦物以酸性溶蝕的產(chǎn)物高嶺石為主，整體上反映出砂體酸性溶蝕作用較強(qiáng)，溶蝕率大，具有較高的面孔率((圖6(a)～(g)))。同時，在溶蝕產(chǎn)物不斷被帶出溶蝕區(qū)情況下，地層水中二氧化硅、鋁離子等濃度達(dá)不到臨界沉淀濃度，長石溶蝕的化學(xué)反應(yīng)得以繼續(xù)進(jìn)行[31-32]，酸性溶蝕增孔作用得以持續(xù)，出現(xiàn)了明顯的次生孔隙發(fā)育帶(圖7(a))，酸性溶蝕后儲層孔隙增大，同時，溶蝕改造作用也可增大一些小孔吼，不但使儲層總孔隙度增大，而且孔隙結(jié)構(gòu)也變好，滲流能力提高(圖7(a))，砂體輸導(dǎo)能力得到顯著提升。

3.3.2 封閉流體壓力場內(nèi)砂體輸導(dǎo)能力

在相對封閉的流體環(huán)境下流體交換不暢，主要表現(xiàn)為異常高壓，流體通過壓實作用進(jìn)行驅(qū)動，流體流速慢，當(dāng)沒有斷裂體系使砂體與地表大氣水進(jìn)行溝通時，埋深超過2 000 m的沉積盆地壓實驅(qū)動流的流速非常低，流體遷移基本陷入停滯狀態(tài)[31-32]。在封閉流體壓力場內(nèi)，長石、方解石在酸性成巖環(huán)境下溶蝕生成黏土礦物和石英膠結(jié)物的吉布斯自由能ΔG均大于0 kJ/mol，且隨著溫度升高，ΔG越高[31-32]，說明在地層高溫的酸性流體環(huán)境中，長石、方解石的溶蝕作用受到抑制，溶蝕產(chǎn)物二氧化硅、鋁離子等在地層水中的質(zhì)量分?jǐn)?shù)增大并迅速達(dá)到沉淀濃度，而低速流體不能及時將這些溶蝕產(chǎn)物帶出溶蝕區(qū)，造成封閉流體環(huán)境下的儲層中黏土礦物和次生石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)相對較高(圖6(b))，且黏土礦物以堿性環(huán)境下較穩(wěn)定的伊利石為主，缺少酸性環(huán)境下穩(wěn)定的高嶺石，表明整體上經(jīng)歷的酸性溶蝕作用較弱，溶蝕率小，面孔率較低(圖6(h)～(n))。在這種流體壓力場下，砂體雖處于酸性成巖環(huán)境中，但酸性溶蝕作用很小，且產(chǎn)生的溶蝕產(chǎn)物無法及時排出，而是近原地沉淀，堵塞吼道，酸性成巖流體對長石、方解石的溶蝕只是將原生孔隙重新分配為次生孔隙和自生黏土礦物、次生石英沉淀區(qū)，溶蝕后儲層次生孔隙相對質(zhì)量分?jǐn)?shù)增加，但儲層總孔隙度變化不大(圖7(b))，孔隙結(jié)構(gòu)反而變差，滲流能力降低，砂體輸導(dǎo)能力變差。

圖6 渤南洼陷沙三段不同流體壓力場下儲集體成巖參數(shù)與深度關(guān)系散點(diǎn)圖Fig.6 Scatter diagram of the relationship between diagenetic parameters and depth of reservoir in different fluid environments of the third member of Shahejie Formation in Bonan sag

圖7 渤南洼陷沙三段不同流體壓力場下儲集體成巖作用及孔隙演化模式Fig.7 Diagenesis and pore evolution model of reservoir in different fluid environments of the third member of Shahejie Formation in Bonan sag

需要指出的是，在傳統(tǒng)認(rèn)識中，超壓抑制膠結(jié)作用，利于原生孔隙保存，與本文所提出的超壓封閉體系下溶蝕作用很小、次生孔隙不甚發(fā)育的觀點(diǎn)貌似相悖，但傳統(tǒng)認(rèn)識中所指超壓主要是由欠壓實作用或早期油氣充注導(dǎo)致的超壓，為大規(guī)模膠結(jié)作用之前的早期超壓，早期超壓的存在使原生孔隙免于被壓實，保存了原生孔隙；而本文中所論述的超壓封閉體系主要是指烴源巖在大規(guī)模生排烴過程中由于排烴不暢導(dǎo)致的中后期超壓封閉體系，一般而言，此時的儲集體已經(jīng)歷早期膠結(jié)作用，中后期超壓預(yù)示著中后期生排烴過程中排出的酸性流體流動不暢，抑制了酸性溶蝕作用，不利于次生孔隙的發(fā)育，因此，本文觀點(diǎn)與傳統(tǒng)觀點(diǎn)并不矛盾。

4 頁巖油與常規(guī)油相關(guān)分布模式

4.1 頁巖油與常規(guī)油相關(guān)分布規(guī)律

基于不同流體壓力場內(nèi)輸導(dǎo)體輸導(dǎo)能力的差異分析，認(rèn)識到開放流體壓力場內(nèi)砂體輸導(dǎo)能力較強(qiáng)，4，5和6號聚油單元存在大面積開放流體壓力場(圖8)，且處于東部深水砂巖儲集體發(fā)育[36]，在大規(guī)模砂體溝通下，鄰近烴源巖的深水砂巖發(fā)育區(qū)是油氣充注阻力最小的區(qū)域，因此，往往是油氣優(yōu)先充注的對象，常規(guī)油氣得以大面積聚集；同時，封閉流體壓力場內(nèi)砂體輸導(dǎo)能力較弱，2號和3 號聚油單元存在較大范圍的封閉流體壓力場，在構(gòu)造區(qū)域上位于渤南洼陷西部深次洼，這一區(qū)域常規(guī)儲集體缺乏，常規(guī)油氣匱乏(圖8)，但沙三段頁巖油試油高產(chǎn)井主要集中于該區(qū)域內(nèi)(圖8)?？傮w而言，開放流體壓力場下常規(guī)油較富集，缺乏豐度高的頁巖油；半封閉流體壓力場下常規(guī)油與頁巖油都較富集，是兩者協(xié)同勘探的主要對象；封閉流體壓力場下頁巖油更富集，同時，封閉流體壓力場內(nèi)的儲集體中常規(guī)油充滿度較高，此也為常規(guī)油與頁巖油協(xié)同勘探的對象之一。

圖8 渤南洼陷沙三段烴源巖貢獻(xiàn)下的常規(guī)油及頁巖油試油井分布Fig.8 Distribution of conventional oil and shale oil test wells under the contribution of source rock of the third member of Shahejie Formation in Bonan sag

4.2 頁巖油與常規(guī)油相關(guān)分布模式

頁巖油與常規(guī)油相關(guān)分布機(jī)理研究表明輸導(dǎo)體輸導(dǎo)能力是決定兩者資源貧富的關(guān)鍵因素，而輸導(dǎo)體輸導(dǎo)能力又由流體壓力場決定，因此，本質(zhì)上，不同流體壓力場決定了頁巖油與常規(guī)油的分布差異性。

首先，封閉流體壓力場的頂部往往存在壓力分隔層，致使其產(chǎn)生的異常高壓無法及時釋放，逐漸形成封閉流體壓力場(圖9)，此環(huán)境中烴源巖生成的烴類在高壓驅(qū)動下，首要充注發(fā)育在大套泥頁巖中的孤立常規(guī)儲集體，在封閉流體壓力場內(nèi)形成高壓巖性油藏，此類儲集體充滿之后烴類無處釋放，聚集在烴源巖自身的儲集空間中形成頁巖油富集區(qū)，在生烴增壓的不斷驅(qū)動下，封閉流體壓力場內(nèi)頁巖油豐度逐漸升高，同時，隨著構(gòu)造運(yùn)動及泥頁巖的高壓破裂作用，幕式開啟的斷層和裂縫在短時間內(nèi)可起到輸導(dǎo)作用，將一部分聚集在泥頁巖中的頁巖油運(yùn)移至淺層常規(guī)圈閉中，形成規(guī)模較小的常規(guī)油藏(圖9)?？傮w上，封閉流體壓力場下生成的油氣主要聚集在泥頁巖自身的儲集空間中，形成頁巖油富集區(qū)。

其次，開放流體壓力場不存在壓力分隔層(圖9)，生烴、欠壓實等因素產(chǎn)生的高壓流體及時傳導(dǎo)、釋放，流體長期處于常壓狀態(tài)(圖4(c))，這一流體壓力場下烴源巖生成的油氣在順暢的輸導(dǎo)通道下排出，由近及遠(yuǎn)依次充注不同類型的常規(guī)圈閉，常規(guī)油疊合連片大面積分布(圖8)。需要指出的是，開放流體壓力場下的烴源巖一旦生烴，烴類在優(yōu)先進(jìn)入泥頁巖自身較大的儲集空間外，不斷向常規(guī)圈閉充注，頁巖油與常規(guī)油形成時間基本同步，這一流體壓力場下油氣更多地充注到物性好的常規(guī)儲集體中，因此，開放流體壓力場下常規(guī)油更富集，頁巖油雖也有發(fā)育，但總體豐度較低(圖9)。

圖9 不同流體壓力場內(nèi)常規(guī)油與頁巖油相關(guān)分布模式Fig.9 Distribution pattern of conventional oil and shale oil under different fluid pressure field

5 結(jié)論

1) 在富油洼陷的同一聚油單元中，頁巖油與常規(guī)油資源量具有此消彼長的差異相關(guān)性；在不同聚油單元中，頁巖油與常規(guī)油資源總量具有差異性。

2) 渤南洼陷沙三段在館陶組成藏期存在開放、半封閉以及封閉3種流體壓力場。成藏期處于開放流體壓力場下的輸導(dǎo)體酸性溶蝕作用強(qiáng)，輸導(dǎo)體輸導(dǎo)能力強(qiáng)，利于頁巖油向常規(guī)油運(yùn)移；成藏期處于封閉流體壓力場下的輸導(dǎo)體酸性溶蝕作用弱，輸導(dǎo)體輸導(dǎo)能力弱，不利于頁巖油向常規(guī)油運(yùn)移。

3) 成藏期的流體壓力場影響著輸導(dǎo)體輸導(dǎo)能力，控制著常規(guī)油與頁巖油的富集程度；開放流體壓力場下常規(guī)油相對富集，封閉流體壓力場下頁巖油相對富集，半封閉流體壓力場下常規(guī)油與頁巖油都較富集，是兩者協(xié)同勘探對象。