米立軍，徐建永，李 威

（中海油研究總院有限責(zé)任公司，北京 100028）

近年來，非常規(guī)油氣成為全球能源結(jié)構(gòu)的重要部分，尤其是頁巖油氣已經(jīng)成為油氣理論研究和勘探開發(fā)的熱點領(lǐng)域［1-2］。北美頁巖油氣歷經(jīng)60 余年持續(xù)不斷的攻關(guān)探索，依靠水平井和體積改造技術(shù)的突破及大規(guī)模推廣應(yīng)用，在21 世紀(jì)初實現(xiàn)了海相頁巖油氣勘探開發(fā)的跨越式發(fā)展［3］。近10 年來，美國海相頁巖油產(chǎn)量以年均超過25 %的速度快速增長，2021年頁巖油（致密油）產(chǎn)量達(dá)3.52×108t，實現(xiàn)了由能源凈進(jìn)口國向能源凈出口國的重大轉(zhuǎn)變，也改變了全球能源供給版圖和地緣政治格局［4］。

中國陸相頁巖油資源豐富，地質(zhì)理論基礎(chǔ)和勘探思路逐步從“陸相頁巖生油”向“陸相頁巖產(chǎn)油”轉(zhuǎn)變［3］，在該理論指導(dǎo)下，準(zhǔn)噶爾、鄂爾多斯、松遼、渤海灣、四川、三塘湖和柴達(dá)木等盆地的頁巖油勘探均取得重要進(jìn)展和突破；2021 年，中國陸相頁巖油產(chǎn)量約為272.3×104t，其中，鄂爾多斯盆地延長組7 段頁巖油產(chǎn)量為188.0×104t，準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油產(chǎn)量為42.0×104t，松遼盆地古龍凹陷青山口組頁巖油產(chǎn)量為2.0×104t，松遼盆地南部頁巖油產(chǎn)量為4.7×104t，三塘湖盆地頁巖油產(chǎn)量為21.0×104t［4］。建立了新疆吉木薩爾和大慶古龍等國家級陸相頁巖油示范區(qū)，中國陸相頁巖油展現(xiàn)出良好發(fā)展前景。

目前，中國東部渤海灣盆地頁巖油建產(chǎn)主要在黃驊坳陷和濟(jì)陽坳陷，其中黃驊坳陷滄東凹陷孔店組二段頁巖油產(chǎn)量為17.8×104t［5］，歧口凹陷沙河街組三段（沙三段）QY10-1-1 井產(chǎn)油量為103.5 t/d［6］，南堡凹陷沙一段NP2-46 井最高產(chǎn)油量為18.2 t/d［7］；濟(jì)陽坳陷沙四段上亞段和沙三段下亞段均獲得了工業(yè)油流，古近系頁巖油產(chǎn)量為4.6×104t［4］。尤其重要的是在持續(xù)攻關(guān)中，渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷古近系中-高演化程度頁巖油勘探獲得全面突破，特別是中-低演化程度頁巖油的突破，大大拓展了渤海灣盆地頁巖油的勘探空間，展示了一個嶄新的戰(zhàn)略接替領(lǐng)域［8］。

渤海海域為渤海灣盆地沉降和沉積中心，目前頁巖油氣勘探處于初始階段，在渤中凹陷已有百余口探井鉆遇高氣測異常泥巖段，如BZ21-2-1井東營組發(fā)現(xiàn)260 m厚的高氣測異常段，在渤中19-6構(gòu)造上，多口井在東三段—沙三段鉆遇氣測高異常段，而在CFD23-1-1 井沙河街組泥頁巖段多處可見原油［4］。從渤海灣盆地頁巖油氣勘探現(xiàn)狀來看，渤海灣盆地具有極為廣闊的前景，尤其是作為新生代沉積中心的渤海海域，擁有豐富的物質(zhì)基礎(chǔ)條件。明確渤海海域各洼陷頁巖油特征及潛力、優(yōu)選有利區(qū)帶和凹陷，對于渤海海域頁巖油勘探具有重要理論依據(jù)和勘探意義。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

渤海海域位于渤海灣盆地東部，是渤海灣盆地新生代的沉降中心，主要劃分為26 個二級構(gòu)造單元，包括14個凹陷和12個凸起。目前，已經(jīng)證實的資源潛力最大的富烴凹陷主要有5 個：渤中凹陷、遼中凹陷、秦南凹陷、黃河口凹陷和歧口凹陷［9］（圖1）。渤中凹陷是渤海灣盆地沉降中心，也是渤海海域沉積厚度最大的凹陷，新生界沉積最大厚度超10 km，面積約9 000 km2；遼中凹陷位于渤海海域東北部，是陸上下遼河坳陷向遼東灣延伸部分，呈NE-SW 向分布，新生界沉積最大厚度超10 km，面積超4 000 km2；黃河口凹陷位于渤中凹陷南部，以渤南低凸起為分隔帶，新生界沉積最大厚度超7 km，面積超2 000 km2；歧口凹陷位于渤海海域西部與勝利油田接壤，新生界沉積最大厚度超10 km，面積約1 700 km2。

圖1 渤海海域構(gòu)造單元劃分［11］Fig.1 Map showing the structural units in the Bohai Sea area［11］

渤海海域新生代地層自下而上發(fā)育古近系孔店組、沙四段、沙三段、沙二段、沙一段、東三段、東二段、東一段，新近系館陶組、明化鎮(zhèn)組和第四系平原組11 套沉積地層。其中沙三段、沙一段-沙二段和東三段是渤海海域全區(qū)分布的主力烴源巖層［9-12］。

2 渤海海域烴源巖特征

渤海海域以沙三段、沙一段和東三段為主要烴源巖層，但是受構(gòu)造和沉積等因素控制，各凹陷烴源巖各有特點，本文重點針對渤海海域渤中凹陷、黃河口凹陷、遼中凹陷、歧口凹陷和秦南凹陷等進(jìn)行分析研究。

對渤海海域3 套烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度評價采用陸相烴源巖評價標(biāo)準(zhǔn)（SY/T 5735—1995）進(jìn)行評價。從渤海海域有機(jī)質(zhì)豐度上來看（圖2），渤中凹陷烴源巖均是中等-極好烴源巖，其中沙三段、沙一段以極好烴源巖為主，東三段以中等-好烴源巖為主（圖2a）；黃河口凹陷烴源巖豐度分布一致，均為中等以上烴源巖（圖2b）；遼中凹陷烴源巖以中等-好烴源巖為主，局部地區(qū)發(fā)育差烴源巖（圖2c）；歧口凹陷烴源巖以中等-好烴源巖為主（圖2d）；秦南凹陷烴源巖以中等-好烴源巖為主（圖2e）。

圖2 渤海海域烴源巖評價Fig.2 Evaluation of source rocks in the Bohai Sea area

從有機(jī)質(zhì)類型上來看（圖3），各凹陷3套烴源巖分布差異較為明顯。其中渤中凹陷沙三段和沙一段烴源巖以Ⅰ-Ⅱ1型為主，東三段烴源巖以Ⅱ1-Ⅱ2型為主（圖3a）；黃河口凹陷烴源巖類型分布較為一致，均以Ⅰ-Ⅱ1型為主（圖3b）；遼中凹陷沙三段烴源巖類型以Ⅰ-Ⅱ1型為主，局部地區(qū)發(fā)育Ⅱ1-Ⅱ2型，沙一段主要以Ⅰ-Ⅱ1型為主，東三段以Ⅱ1-Ⅱ2型為主，局部地區(qū)發(fā)育Ⅲ型（圖3c）；歧口凹陷沙三段烴源巖類型以Ⅰ-Ⅱ1型為主，沙一段主要以Ⅰ-Ⅱ2型為主，東三段以Ⅱ2型為主（圖d）；秦南凹陷烴源巖類型分布較為一致，均以Ⅰ-Ⅱ1型為主（圖3e）。

圖3 渤海海域烴源巖有機(jī)質(zhì)類型分布Fig.3 Organic matter types of source rocks in the Bohai Sea area

3 渤海海域頁巖油生成演化

泥頁巖儲層的頁巖油潛力評價，首先需要明確泥頁巖含油性及含油量，尤其是具有流動性的游離烴量。目前的地球化學(xué)實驗測試參數(shù)中，能直接反映泥頁巖含油量的地球化學(xué)指標(biāo)主要是氯仿瀝青“A”含量和熱解游離烴量（S1），其中應(yīng)用廣泛且具有可對比性的主要是熱解烴量。盧雙舫等［13］認(rèn)為由于干酪根不僅是生成油氣的主要先質(zhì)，也是吸附油氣的主要介質(zhì)，因此需要將反映干酪根含量最直觀、有效的指標(biāo)總有機(jī)碳含量（TOC）、熱解烴量和氯仿瀝青“A”含量結(jié)合使用，才能達(dá)到對頁巖油含油性和含油量進(jìn)行分級評價的目的。同時基于中國陸上盆地的大量實驗數(shù)據(jù)進(jìn)行統(tǒng)計分析，通過TOC和S1呈現(xiàn)出的“緩慢增加—迅速增加—保持不變”的分段性，將頁巖油潛力劃分為分散資源、低效資源和富集資源3類［13］。

針對渤海海域泥頁巖頁巖油潛力，通過分凹陷進(jìn)行評價，在對凹陷頁巖油潛力評價的基礎(chǔ)上，宏觀對比各凹陷頁巖油潛力，分析其異同點。渤海海域中渤中凹陷S1與TOC的關(guān)系具有明顯的三段式特征（圖4a）：當(dāng)TOC較低（＜0.8 %）時，趨勢線基本平直，S1保持穩(wěn)定低值，分布在0.5 mg/g 左右，屬于分散資源；當(dāng)TOC介于0.8 %～1.8 %時，S1則呈現(xiàn)明顯的上升趨勢，屬于低效資源；當(dāng)TOC較高（＞1.8 %）時，S1則保持相對穩(wěn)定的高值，趨勢線也保持平直，屬于富集資源。黃河口凹陷、遼中凹陷、歧口凹陷、秦南凹陷泥頁巖S1與TOC的關(guān)系與渤中凹陷相似，均具有三段式分布特征（圖4b—e），分散資源與低效資源的TOC界限略有差異，主要分布在0.6 %～0.8 %，而富集資源的TOC界限與渤中凹陷一致，均為TOC＞1.8 %。同時從圖4 中可以看出，渤海海域渤中凹陷、黃河口凹陷、遼中凹陷、歧口凹陷、秦南凹陷中富集資源與低效資源S1分界線均為2.0 mg/g；因此從渤海海域各凹陷頁巖油的三段式分布可以看出，渤海海域頁巖油富集資源的劃分界線具有一致性，從地化參數(shù)來看主要分布在TOC＞1.8 %、S1＞2.0 mg/g區(qū)間。

圖4 渤海海域烴源巖S1-TOC關(guān)系圖Fig.4 S1-TOC content cross plots of source rocks in the Bohai Sea area

渤海海域泥頁巖TOC=1.8 %的穩(wěn)定高值段代表了有機(jī)質(zhì)豐度的臨界值，烴源巖所生成的液態(tài)烴量可以滿足頁巖各種形式的吸附和滯留需要，豐度更高時頁巖滯留油量達(dá)到飽和，即泥頁巖中富含游離烴，相應(yīng)的游離油也達(dá)到了高峰，這類泥頁巖的含油量最為豐富，屬于富集資源，是近期頁巖油評價和勘探最現(xiàn)實的對象。而在TOC＜0.7 %的穩(wěn)定低值段，代表該部分泥頁巖有機(jī)質(zhì)豐度低，滯留油量有限，從S1＜1.0 mg/g 也可以看出，該類泥頁巖滯留量少且分散，以游離態(tài)分布于烴源巖孔隙中或吸附于有機(jī)質(zhì)表面，屬于目前難以被開發(fā)的一類資源，經(jīng)濟(jì)性有限，即分散資源。介于富集資源與分散資源部分，表明泥頁巖中已經(jīng)生成了一定的游離烴量，但是含油飽和度不如富集資源部分，具有一定的潛力，屬于潛在的低效資源。

然而，也要注意到渤海海域目前測試的泥頁巖樣品發(fā)生了一定的輕烴損失，導(dǎo)致基于S1含量值評價的頁巖含油性差于實際含油性，即泥頁巖實際的含油性要優(yōu)于依據(jù)目前數(shù)據(jù)所評價的頁巖油潛力。因此綜合分析認(rèn)為，渤海海域沙三段、沙一段和東三段泥頁巖含油性較好，具有良好的頁巖油勘探潛力。

4 渤海海域頁巖油可動性評價

Jarive等［14］提出含油飽和度指數(shù)（OSI）作為頁巖油可動性的評價指標(biāo)，OSI是表征頁巖層系是否具有較高游離烴量（S1）的關(guān)鍵參數(shù)。國內(nèi)外頁巖油勘探實踐證實［6，15］，S1/TOC比值一般作為頁巖油可動性的指標(biāo)，其值越大，頁巖油可動性越好［16］。

渤海海域泥頁巖游離烴與深度關(guān)系表現(xiàn)在各凹陷中具有明顯的差異性。渤中凹陷沙三段、沙一段和東三段泥頁巖游離烴含量與深度關(guān)系顯示（圖5），S1和S1/TOC具有雙高峰特征，其中埋深在3 500 m以淺S1和S1/TOC與深度呈現(xiàn)正相關(guān)性，為游離烴遞增階段；埋深在3 500～4 000 m 達(dá)到第一個高峰，此時0.7 %＜Ro（鏡質(zhì)體反射率）＜1.0 %，烴源巖處于中-低成熟度階段，進(jìn)入生-排烴期，生成大量游離烴，相關(guān)參數(shù)S1和S1/最高熱解峰溫（TOC）表現(xiàn)為最大，且埋深從3 500 m 開始到4 000 m，最高熱解峰溫（Tmax）表現(xiàn)出穩(wěn)定的特征，并沒有表現(xiàn)出和Ro一樣隨著深度增加而增大的趨勢，泥頁巖中游離烴達(dá)到高飽和狀態(tài)，具有明顯的“甜點段”特征［4］；同時從圖5 中可以看出，在這一階段生烴主要為沙三段和沙一段烴源巖，即說明渤中凹陷沙河街組烴源巖母質(zhì)具有特殊性，在中-低成熟階段就能形成大量的游離烴，從而聚集形成游離烴富集段；埋深進(jìn)入4 000 m 以深，Ro達(dá)到1.0 %以上，烴源巖進(jìn)入中-高成熟階段，而Tmax反轉(zhuǎn)偏移，表明泥頁巖中滯留液態(tài)烴輕質(zhì)組分急劇增加，進(jìn)入第二個游離烴高峰段，烴源巖主要為東三段和沙河街組烴源巖，表現(xiàn)出中-高成熟游離烴富集特征。對比第一和第二游離烴含量高峰，說明渤中凹陷烴源巖不僅僅在中-高成熟階段富集大量游離烴，同時在中-低成熟階段，沙河街組烴源巖由于母質(zhì)等的特殊性［17］，也能形成大量游離烴，從而聚集形成高豐度段。

圖5 渤中凹陷游離烴垂向分布特征Fig.5 Vertical distribution of free hydrocarbons in the Bozhong Sag

黃河口凹陷沙三段、沙一段和東三段泥頁巖游離烴含量與深度關(guān)系和渤中凹陷較為相似（圖6），S1和S1/TOC同樣表現(xiàn)出雙高峰的特征，但是游離烴含量高峰深度淺于渤中凹陷。其中埋深在2 800 m 左右是第一個高峰，S1和S1/TOC分布范圍都位于最大值區(qū)間，0.7 %＜Ro＜ 1.0 %，與渤中凹陷泥頁巖不同之處在于，Tmax同樣進(jìn)入第一個高峰期，且主要是沙一段烴源巖，代表了沙一段烴源巖在該深度范圍進(jìn)入生-排烴高峰期，短期內(nèi)裂解生成了大量的游離烴，泥頁巖內(nèi)含大量高飽和游離烴；埋深在3 500 m 左右進(jìn)入第二個高峰期，Ro＞0.8 %，Tmax保持穩(wěn)定，在此深度范圍內(nèi)沙三段烴源巖生成大量的游離烴，S1明顯高于第一期，表明該深度范圍內(nèi)，沙三段烴源巖飽和游離烴，為主要富集段。從兩個高峰段對比來看，第一個高峰主要為沙一段烴源巖在中-低成熟階段形成，第二個高峰主要為沙三段烴源巖在中-高成熟階段形成。結(jié)合前人研究，認(rèn)為沙一段烴源巖主要形成與半咸水-咸水環(huán)境，烴源巖在中-低成熟階段可以生成大量液態(tài)烴類［17］，進(jìn)而富集形成高豐度游離烴段。

圖6 黃河口凹陷游離烴垂向分布特征Fig.6 Vertical distribution of free hydrocarbons in the Huanghekou Sag

遼中凹陷沙三段、沙一段和東三段泥頁巖游離烴與深度關(guān)系主要呈現(xiàn)出單峰的特征，與渤中凹陷和黃河口凹陷差異較明顯（圖7）。遼中凹陷泥頁巖游離烴高峰跨度較大，埋深在2 800～3 500 m，從數(shù)據(jù)分布層位來看，主要為沙三段烴源巖，Ro分布在0.7 %～1.0 %，Tmax表現(xiàn)出明顯的穩(wěn)定分布，與深度無明顯關(guān)系；在該深度范圍內(nèi)，泥頁巖大量生烴，游離烴在泥頁巖中快速飽和-過飽和，形成富集段。

圖7 遼中凹陷游離烴垂向分布特征Fig.7 Vertical distribution of free hydrocarbons in the Liaozhong Sag

歧口凹陷沙三段、沙一段和東三段泥頁巖游離烴含量與深度關(guān)系和遼中凹陷相似，呈現(xiàn)單峰分布（圖8），主峰對應(yīng)的埋深主要分布在2 800～3 600 m。埋深2 800 m 以淺的部分S1/TOC極低，表現(xiàn)出吸附油階段；埋深2 800 m 以深S1和S1/TOC急劇增加，而Tmax在2 800～3 600 m 垂直穩(wěn)定分布，未表現(xiàn)出和深度的相關(guān)性，該深度即為主要的富集段。

圖8 歧口凹陷游離烴垂向分布特征Fig.8 Vertical distribution of free hydrocarbons in the Qikou Sag

秦南凹陷與歧口凹陷相似（圖9），沙三段、沙一段和東三段泥頁巖游離烴含量與深度關(guān)系呈現(xiàn)單峰分布，主峰深度主要分布在3 200～3 600 m，也是主要的游離烴富集段。同時注意到，秦南凹陷烴源巖的熱演化參數(shù)Ro與深度的關(guān)系和其他凹陷具有較大的差異，主要在于秦南凹陷發(fā)育火山活動對烴源巖具有明顯的烘烤作用［18］。

圖9 秦南凹陷游離烴垂向分布特征Fig.9 Vertical distribution of free hydrocarbons in the Qinnan Sag

從渤海海域各凹陷游離烴含量與深度的關(guān)系對比來看，均發(fā)育有高飽和游離烴，存在頁巖油富集段，但各凹陷富集層段及深度存在差異，其中黃河口凹陷和渤中凹陷發(fā)育2 個深度范圍的頁巖油富集段，且黃河口凹陷頁巖油富集段埋深較淺；遼中凹陷、歧口凹陷和秦南凹陷均發(fā)育一個深度范圍內(nèi)的頁巖油富集段，遼中凹陷富集段埋深淺且深度范圍跨度大，歧口凹陷頁巖油富集段埋深淺且集中，秦南凹陷頁巖油富集段埋深略深。

5 渤海海域頁巖油賦存特征

頁巖油具有源-儲一體的特點，有機(jī)質(zhì)生烴和無機(jī)礦物的協(xié)同演化控制了頁巖油的賦存狀態(tài)及游離烴含量［19-25］。

從渤中凹陷3 套烴源巖黏土礦物組分含量縱向變化關(guān)系來看（圖10），整體上綠泥石和高嶺石含量隨著深度的增加先增大后減小，伊/蒙混層和綠/蒙混層含量隨著深度增加而急劇減小，而伊利石含量則隨著深度增加顯著增大。從成巖-成烴協(xié)同演化的角度來看，埋深在2 500 m 左右以淺、Ro≤0.5 %的中成巖早期階段，主要以機(jī)械壓實作用為主，泥頁巖處于形成階段；當(dāng)泥頁巖埋深在2 500 m 以深、Ro≥0.5 %階段，有機(jī)成烴作用（排烴、排酸等作用）對泥頁巖發(fā)育演化的控制作用開始凸顯：2 500～3 000 m 深度段，伊/蒙混層和綠/蒙混層隨深度加大急劇減少，而高嶺石隨深度增加而逐漸富集，其含量由不到10 %增加到40 %左右，表明伊/蒙混層、綠/蒙混層轉(zhuǎn)化為高嶺石、綠泥石等礦物，在該深度范圍內(nèi)，伊/蒙混層和綠/蒙混層大量脫水，同時有機(jī)質(zhì)開始釋放大量有機(jī)酸，流體環(huán)境主要為酸性，從而以形成高嶺石為主［26-28］；在泥頁巖埋深達(dá)到3 000 m 以深階段，地層已基本處于封閉狀態(tài)，前期酸性環(huán)境下留存的大量有機(jī)酸，溶解鉀長石等含鉀礦物，形成大量K+，自生伊利石的結(jié)晶速率明顯增加，表現(xiàn)為隨著深度增加，伊利石含量急劇增加［29-31］，促進(jìn)了黏土礦物片間孔和黏土礦物轉(zhuǎn)化收縮縫的發(fā)育，大量伊利石的形成轉(zhuǎn)化過程中通過離子置換作用使有機(jī)質(zhì)脫離黏土礦物，促進(jìn)了有機(jī)質(zhì)從吸附態(tài)向可溶態(tài)轉(zhuǎn)化，游離烴開始局部富集，同時伊利石的形成轉(zhuǎn)化過程促進(jìn)有機(jī)質(zhì)的脫羧反應(yīng)，釋放的大量二氧化碳形成碳酸，促使方解石等碳酸鹽類礦物發(fā)生溶蝕，形成大量的孔隙［8］；大量游離烴和二氧化碳的生成在封閉地層中產(chǎn)生增壓積累，從而導(dǎo)致頁巖內(nèi)部產(chǎn)生大量微裂縫，孔、縫網(wǎng)絡(luò)體系形成并進(jìn)一步擴(kuò)展，頁巖整體儲集性能變好。

圖10 渤海海域烴源巖黏土礦物組分分布特征Fig.10 Clay mineral distribution in source rocks in the Bohai Sea area

因此從有機(jī)質(zhì)生烴和無機(jī)礦物成巖協(xié)同演化的過程來看，在伊利石大量發(fā)育的階段，伊/蒙混層等塑性礦物急劇減小，相應(yīng)的脆性礦物比例增大，孔-縫系統(tǒng)變好，泥頁巖吸附烴減小，游離烴增加，可動性明顯加大，并導(dǎo)致壓力增大，該階段游離油富集程度也達(dá)到最高。宏觀表現(xiàn)在垂向分布深度上正好對應(yīng)于前文中各凹陷的頁巖油富集層段。

6 渤海海域頁巖油資源潛力

前文對渤海海域各凹陷泥頁巖特征及游離烴潛力等進(jìn)行了分析，從有機(jī)質(zhì)豐度上認(rèn)為TOC＞1.8 %、S1＞2.0 mg/g 的泥頁巖中富含頁巖油；從熱演化來看，泥頁巖Ro＞0.7 %的液態(tài)烴范圍是富集頁巖油的有利層段，同時可以看出不同凹陷頁巖油有利富集段門限深度有所差異，黃河口凹陷、歧口凹陷和遼中凹陷深度最淺，為2 800 m 左右，秦南凹陷和渤中凹陷相對較深，超過3 000 m。據(jù)此綜合對比渤海海域3 套烴源巖TOC平面分布、Ro平面分布以及深度分布，刻畫3 套烴源巖的頁巖油有利區(qū)。從有利區(qū)分布圖上可以看出（圖11），渤海海域沙三段頁巖油有利區(qū)面積近10 000 km2，沙一段頁巖油有利區(qū)面積超12 000 km2，東三段頁巖油有利區(qū)面積超11 000 km2。

圖11 渤海海域頁巖油有利區(qū)分布Fig.11 Distribution of play fairways of shale oil in the Bohai Sea area

本文針對渤海海域頁巖油資源潛力主要采用成因法，即按照石油天然氣的成因機(jī)理，通過烴源巖生、排、滯烴量的估算，最終估算出油氣聚集總量的一種地球化學(xué)方法。利用Trinity 軟件，結(jié)合烴源層參數(shù)包括烴源巖厚度、TOC、Ro、熱解S1和氯仿瀝青“A”含量等在平面上的分布特征，對渤海海域各凹陷中3 套烴源巖頁巖油資源潛力進(jìn)行計算（表1），整體上渤海海域5個富烴凹陷頁巖油資源潛力總計超150×108t，具體來看：歧口凹陷頁巖油資源潛力超12×108t，其中東三段烴源巖頁巖油資源潛力最大為5.5×108t，沙一段頁巖油資源潛力為6.0×108t；黃河口凹陷頁巖油資源潛力超28×108t，其中沙三段頁巖油資源潛力最大，超20×108t，沙一段、東三段頁巖油資源潛力相對較?。徊持邪枷蓓搸r油資源潛力超77×108t，其中沙三段頁巖油資源潛力最大，超30×108t；遼中凹陷頁巖油資源潛力超21×108t，其中沙三段、沙一段頁巖油資源潛力最大，近10×108t；秦南凹陷頁巖油資源潛力超10×108t，其中沙三段頁巖油資源潛力最大，超8×108t。

表1 渤海海域頁巖油資源量分布Table 1 Distribution of shale oil resources in the Bohai Sea area

目前中國陸上頁巖油領(lǐng)域已獲得工業(yè)開發(fā)的主要是Ro≥1.0 %的中-高成熟度頁巖，據(jù)于此，進(jìn)一步的優(yōu)選出渤海海域Ro≥1.0 %的中-高成熟度頁巖油有利區(qū)及資源潛力，其中沙三段中-高成熟頁巖油有利區(qū)面積超5 000 km2，沙一段中-高成熟頁巖油有利區(qū)面積超4 000 km2，東三段中-高成熟頁巖油有利區(qū)面積超3 000 km2。在此基礎(chǔ)上對渤海海域三套烴源巖中-高成熟頁巖油資源潛力進(jìn)行計算（表2），渤海海域5個富烴凹陷中-高成熟頁巖油資源潛力總計超66×108t。

表2 渤海海域中-高成熟頁巖油資源量分布Table 2 Distribution of moderately to highly mature shale oil resources in the Bohai Sea area

從渤海海域3 套烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度、埋深和頁巖油資源量分布情況來看，黃河口凹陷、遼中凹陷和渤中凹陷有機(jī)質(zhì)豐度高、類型好，頁巖油富集深度淺，資源潛力大，是現(xiàn)階段最有利的勘探區(qū)域。

7 結(jié)論

1）渤海海域渤中凹陷、黃河口凹陷、遼中凹陷、歧口凹陷和秦南凹陷等5 個富烴凹陷廣泛發(fā)育沙三段、沙一段和東三段3 套烴源巖。從烴源巖的豐度和類型來看，5 個富烴凹陷普遍發(fā)育優(yōu)質(zhì)烴源巖，成熟度適中。渤海海域頁巖油發(fā)育有分散資源、低效資源和富集資源等三級資源前景，不同凹陷中富集資源的標(biāo)準(zhǔn)一致，均分布在TOC＞1.8 %、S1＞2.0 mg/g區(qū)間。

2）頁巖油富集于伊利石發(fā)育的泥頁巖中，富集段分布在各凹陷有所差異。黃河口凹陷和渤中凹陷均發(fā)育2 個深度范圍的頁巖油富集段，且黃河口凹陷頁巖油富集段埋深較淺，分布在2 800 m左右；遼中凹陷、歧口凹陷和秦南凹陷均發(fā)育1 個深度范圍內(nèi)的頁巖油富集段，遼中凹陷富集段埋深淺且深度范圍跨度大，歧口凹陷頁巖油富集段埋深淺且集中，秦南凹陷頁巖油富集段埋深略深。

3）渤海海域沙三段、沙一段和東三段頁巖油有利區(qū)面積均超10 000 km2。渤中凹陷、黃河口凹陷、遼中凹陷、歧口凹陷和秦南凹陷等5 個富烴凹陷頁巖油資源潛力總計超150×108t，中-高成熟頁巖油資源潛力總計超66×108t，其中黃河口凹陷、遼中凹陷和渤中凹陷有機(jī)質(zhì)豐度高、類型好，頁巖油富集深度淺、資源潛力大，是現(xiàn)階段最有利的勘探區(qū)域。