（中國石化油田勘探開發(fā)事業(yè)部）

濟陽坳陷頁巖油勘探實踐與認識

孫煥泉

（中國石化油田勘探開發(fā)事業(yè)部）

北美在海相頁巖油的勘探開發(fā)中已獲得巨大成功，顯示頁巖油工業(yè)化勘探開發(fā)的價值。在中國東部陸相斷陷盆地典型代表濟陽坳陷頁巖油勘探實踐中，利用烴源巖綜合評價技術(shù)揭示了咸化湖泊泥頁巖具有生烴早、生烴轉(zhuǎn)化率高的成烴機制，利用泥頁巖微觀孔隙結(jié)構(gòu)表征技術(shù)明確了紋層狀巖相具有孔隙度高、孔徑大和連通性好的儲集性能，利用游離油定量評價技術(shù)建立了濟陽坳陷不同沉積環(huán)境泥頁巖有利巖相中游離油差異富集模式。與北美頁巖油對比研究認為，濟陽坳陷有利巖相發(fā)育是頁巖油富集的基礎(chǔ)，適宜演化程度是頁巖油富集的條件，充足游離組分是頁巖油富集的關(guān)鍵，良好可壓性能是實現(xiàn)有效開發(fā)的保證。在此基礎(chǔ)上，建立了適合于中國東部陸相斷陷盆地咸化湖泊沉積頁巖油選區(qū)評價標準。

濟陽坳陷；頁巖油；咸化湖泊；游離油；紋層狀巖相

頁巖油在北美地區(qū)的突破，引起了眾多勘探家越來越多的關(guān)注[1-3]，2010年以來，美國依靠水平井+多分段壓裂技術(shù)促進了頁巖油產(chǎn)量迅速增長，2016年產(chǎn)量已達2.12×108t，占原油總產(chǎn)量的52.6%，顯示頁巖油具有巨大的勘探開發(fā)前景。中國東部陸相斷陷盆地常規(guī)油氣經(jīng)過數(shù)十年的勘探開發(fā)已進入中后期，急需尋找新的資源接替，頁巖油就是現(xiàn)實的接替領(lǐng)域。以往常規(guī)勘探過程中，在陸相泥頁巖發(fā)育段常常發(fā)現(xiàn)油氣顯示甚至獲得工業(yè)油氣流[4-13]，呈現(xiàn)出其中賦存著豐富的油氣資源。近年來，中國學者已在中國東部陸相盆地頁巖油勘探、評價方法、資源預(yù)測等方面開展了一些探索性的研究工作[14-22]，但總體處于起步階段，對頁巖油形成與富集的基本條件以及有效開采的認識還不夠清晰。本文選擇在中國東部陸相斷陷盆地中具有典型意義的濟陽坳陷泥頁巖開展研究，分析頁巖油生成條件、儲集條件和泥頁巖含油性，并與國外具有商業(yè)性開采頁巖油的頁巖對比，剖析頁巖油富集可采的影響因素，以期為中國東部陸相頁巖油勘探開發(fā)的突破提供借鑒。

1 頁巖油勘探現(xiàn)狀

1.1 區(qū)域地質(zhì)概況

濟陽坳陷位于渤海灣盆地東南部，受多期構(gòu)造作用，形成車鎮(zhèn)、沾化、惠民及東營4個南緩北陡的非對稱凹陷，各凹陷之間被青城、濱縣、陳家莊、義和莊、孤島等凸起分割，構(gòu)成了凸凹相間排列的格局（圖1），勘探面積為25510km2。

圖1 濟陽坳陷區(qū)域構(gòu)造位置圖

1.2 頁巖油勘探歷程

1.2.1 偶遇階段（1969—2006年）

該階段以常規(guī)油氣勘探為目的，但在鉆探過程中發(fā)現(xiàn)多口井在泥頁巖發(fā)育段見油氣顯示，其中25口井獲得工業(yè)油流，平均日產(chǎn)油29.9t，日產(chǎn)氣1066.5m3，東營凹陷河54井產(chǎn)能最高，在沙三下亞段2962～2964.4m井段中途測試，日產(chǎn)油91.4t，日產(chǎn)氣2740m3，展示了濟陽坳陷具有頁巖油氣形成的條件。

1.2.2 關(guān)注階段（2007—2010年）

該階段加強了對探井鉆探過程中有良好油氣顯示的泥頁巖發(fā)育井段的試油測試，在東營凹陷和沾化凹陷共獲得工業(yè)油氣流井4口，平均日產(chǎn)油49.8t，日產(chǎn)氣18012.4m3。東營凹陷新利深1井產(chǎn)能最高，在沙四上亞段4271.21～4374m井段中途測試，日產(chǎn)油99t，日產(chǎn)氣25448m3，表明濟陽坳陷深層具備頁巖油氣勘探的極大潛力。

1.2.3 攻關(guān)階段（2011年至今）

該階段針對頁巖油部署鉆探探井14口，其中取心井4口（羅69井、牛頁1井、樊頁1井、利頁1井），兼探井5口（義182井、義186井、義187井、梁758井、牛52井），水平井3口（渤頁平1井、渤頁平2井、梁頁1HF 井），老井重新壓裂1口（義283井）。5口兼探頁巖油井均獲工業(yè)油氣流，義187井沙三下亞段3440.42～3504.47m頁巖發(fā)育井段中途測試，日產(chǎn)油156t，日產(chǎn)氣13400m3，投產(chǎn)后累計產(chǎn)油5515t；義283井對沙三下亞段3671.0～3730.5m頁巖發(fā)育井段進行老井重新壓裂，獲最高日產(chǎn)油22.79t。3口水平井雖然產(chǎn)油，但均未達到工業(yè)油流標準；4口系統(tǒng)取心井共計取心1010.26m，為濟陽坳陷頁巖油氣的深入研究奠定了堅實的基礎(chǔ)。

1.3 頁巖油勘探效果

濟陽坳陷在頁巖中發(fā)現(xiàn)油氣始于20世紀60年代，截至2016年底，已在800多口探井泥頁巖發(fā)育段見油氣顯示，37口探井獲工業(yè)油氣流，4個凹陷均有發(fā)現(xiàn)。平面上以沾化凹陷、東營凹陷最多，其次為車鎮(zhèn)凹陷，惠民凹陷最少；縱向上主要以沙三下亞段、沙四上亞段為主，其次在沾化凹陷的沙一段也獲得了工業(yè)性頁巖油氣。頁巖油氣產(chǎn)出以油為主，初期產(chǎn)能為12～72t/d，東營凹陷河54井累計產(chǎn)量最高達27896t，沾化凹陷羅42井、新義深9井累計產(chǎn)量均在10000t以上，展示了良好的勘探前景。濟陽坳陷頁巖油勘探中的兼探井在頁巖發(fā)育段見高產(chǎn)油氣流，而水平井雖然采用與國外同步的鉆完井技術(shù)、鉆井液、壓裂措施，但效果并不理想，表明頁巖油有效開發(fā)依然存在問題，亟待解決，頁巖油作為新興的石油資源，需要長期艱苦的攻關(guān)。

2 頁巖油實踐研究

中國石化勝利油田分公司于2007年開始關(guān)注頁巖油氣領(lǐng)域，2009年正式立項研究，2013年中國石化石油勘探開發(fā)研究院與勝利油田分公司攜手共同建立中國石油化工頁巖油氣勘探開發(fā)重點實驗室和國家能源局頁巖油研發(fā)中心兩個實驗平臺，開展了頁巖油聯(lián)合研究國際合作。在此基礎(chǔ)上，結(jié)合濟陽坳陷頁巖油勘探實踐，針對陸相頁巖油生成、頁巖油儲集、頁巖油富集方面開展了系統(tǒng)研究。

2.1 揭示了咸化湖泊泥頁巖優(yōu)越的成烴機制

有機質(zhì)是頁巖油生成的物質(zhì)基礎(chǔ)，其成烴演化決定了頁巖的含油豐度。在沉積水介質(zhì)類型劃分基礎(chǔ)上，利用基于不同沉積環(huán)境的泥頁巖開展宏觀和微觀、有機和無機特征研究的泥頁巖綜合評價技術(shù)，對陸相斷陷湖盆連續(xù)沉積的不同水介質(zhì)類型的沙四上亞段、沙三下亞段、沙三中亞段3套區(qū)域性主體處于成熟演化階段泥頁巖的母質(zhì)來源、有機質(zhì)組成、生烴性等特征進行剖析，明確不同沉積環(huán)境下泥頁巖的成烴差異。

2.1.1 不同水介質(zhì)類型沉積有機質(zhì)賦存方式差異

圖2 濟陽坳陷東營凹陷不同水介質(zhì)類型泥頁巖有機質(zhì)賦存及有機碳含量對比圖

濟陽坳陷沙四上亞段泥頁巖為咸水—半咸水湖相沉積，厚度約為40～120m。鏡下觀察可見到小古囊藻、渤海藻、顆石藻、葡萄藻以及大量被降解后的藻類遺體，這些浮游藻類組成的有機質(zhì)往往順層分布，形成大量有機質(zhì)富集層[23]（圖2）。沙三下亞段泥頁巖分布廣，全區(qū)發(fā)育，為半咸水—微咸水湖相沉積，厚度為150～200m。鏡下觀察浮游生物極為發(fā)育，溝鞭藻類、疑源類、介形類及魚等生物遺體往往順層分布，形成夾在泥質(zhì)紋層中間的有機質(zhì)富集層（圖2）。沙三中亞段泥巖全區(qū)分布，屬微咸水—淡水三角洲相沉積，厚度為200～400m。鏡下觀察局部發(fā)育水平層理，有機質(zhì)的賦存狀態(tài)以分散為主，有機質(zhì)富集層不發(fā)育，鏡下既能見到低等水生生物來源的盤星藻、溝鞭藻等藻類，也能見到一定數(shù)量來源于高等植物的組分（圖2）。相比較而言，咸化沉積有機質(zhì)沿紋層集中富集，淡水沉積有機質(zhì)分散分布。

2.1.2 不同水介質(zhì)類型沉積有機碳含量差異

不同沉積環(huán)境有機質(zhì)賦存方式?jīng)Q定了有機碳含量具有差異性。從濟陽坳陷東營凹陷3套泥頁巖的有機碳含量頻率分布來看（圖2），半咸水—微咸水沉積的沙三下亞段和咸水—半咸水沉積的沙四上亞段泥頁巖有機碳含量分布范圍寬，含量高，頻率多呈現(xiàn)雙峰型分布，為優(yōu)質(zhì)烴源巖的特點。沙四上亞段泥頁巖有機碳含量第一頻率主峰為2%～3%，分布范圍為1.5%～4.5%，第二頻率分布范圍為6.5%～10%；沙三下亞段泥頁巖有機碳含量第一頻率主峰為2%～3%，分布范圍為1%～3.5%，第二頻率分布范圍為6%～10.5%。而微咸水—淡水沉積的沙三中亞段泥頁巖有機碳含量頻率主峰只有一個，為1.5%～3%，頻率分布范圍為1%～5%，表現(xiàn)為一般烴源巖。咸化沉積有機質(zhì)富集層的存在與否是區(qū)分濟陽坳陷優(yōu)質(zhì)烴源巖與一般烴源巖的重要標志之一。

2.1.3 不同水介質(zhì)類型有機質(zhì)成烴演化差異

從沙三下亞段泥頁巖氯仿瀝青“A”/TOC隨埋深變化剖面來看（圖3），埋深2200～3000m，氯仿瀝青“A”/TOC開始緩慢增加，但增速較小，一般小于0.1；埋深大于3000m，氯仿瀝青“A”/ TOC迅速增加，至3200m左右達到峰值，可達到0.35～0.4，這些特征表明烴源巖已經(jīng)成熟并進入生烴高峰。沙三中亞段在埋深小于3000m時與沙三下亞段具有同樣的變化趨勢，但其絕對值和變化速率明顯小于后者，至埋深3000m，氯仿瀝青“A”/TOC值一般仍不足0.2；埋深3000～3500m，仍保持逐漸增加的趨勢，3500m以后（根據(jù)地震分析，已接近烴源巖的最大埋深）氯仿瀝青“A”/TOC僅略高于0.2。在沙四段上亞段泥頁巖氯仿瀝青“A”/TOC與深度關(guān)系圖上，埋深2500～2600m左右，氯仿瀝青“A”/ TOC值有近半數(shù)已超過0.2，并接近峰值，表明在埋深2500～2600m時已接近或達到生烴高峰，比沙三下亞段、沙三中亞段淺200～400m。

總體看來，咸水—半咸水環(huán)境的沙四上亞段泥頁巖，其沉積環(huán)境有利于有機質(zhì)保存，有機質(zhì)豐度高，順層富集，且由于可溶有機質(zhì)大分子烴和含硫干酪根的早期降解，在埋藏較淺的低成熟階段泥頁巖中石油烴濃度急劇增加；半咸水—微咸水環(huán)境的沙三下亞段泥頁巖沉積，盡管也有富集有機質(zhì)的存在，但由于水體鹽度相對較低、還原環(huán)境相對較差，使沉積于烴源巖中的可溶有機質(zhì)大分子烴難以大量保存，含硫干酪根也難以形成，在低成熟階段不能夠形成低熟油；微咸水—淡水環(huán)境的沙三中亞段泥巖，有機質(zhì)豐度相對較低，呈分散狀分布，在相同埋深下生烴轉(zhuǎn)化率低于咸水—半咸水沉積環(huán)境的沙四上亞段泥頁巖。

圖3 濟陽坳陷東營凹陷不同沉積環(huán)境泥頁巖氯仿瀝青“A”/TOC隨埋深變化圖

由此看來，咸化沉積泥頁巖生烴早、生烴轉(zhuǎn)化率高，熱演化成烴區(qū)間范圍和生烴量優(yōu)于淡水沉積泥頁巖。濟陽坳陷頁巖油主要發(fā)現(xiàn)于咸水—半咸水沉積的沙四上亞段和半咸水—微咸水沉積的沙三下亞段，是主要研究目標層系。

2.2 明確了紋層狀巖相具有較好儲集性能

泥頁巖儲層作為一種非常規(guī)油氣儲集體，其孔隙體系的研究越來越受到重視。與海相沉積相比，陸相泥頁巖沉積環(huán)境的多樣性，造成泥頁巖類型豐富，不同類型泥頁巖的孔隙結(jié)構(gòu)具有較大差異，巖石架構(gòu)是儲集空間發(fā)育的物質(zhì)基礎(chǔ)，巖相是連接微觀研究與宏觀預(yù)測的橋梁。因此，有必要對不同類型泥頁巖巖相進行詳細劃分，明確不同類型泥頁巖孔隙特征。

2.2.1 陸相泥頁巖巖相劃分

針對陸相泥頁巖非均質(zhì)性較強特征，基于大量巖心資料研究，遵循經(jīng)典巖石學研究領(lǐng)域分類命名，提出了“沉積構(gòu)造—巖石組分—有機質(zhì)豐度”泥頁巖巖相劃分方案[24]，在紋層狀泥質(zhì)灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖、層狀泥質(zhì)灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖、塊狀泥質(zhì)灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖的基礎(chǔ)上，派生出輔以有機碳含量的更具代表性的巖相劃分方案，豐富了泥頁巖巖相的研究。其中巖石層理發(fā)育程度反映巖石沉積水體動力情況及沉積速度快慢；礦物組成是陸源輸入沉積作用及（生物）化學沉積作用共同作用的結(jié)果；有機質(zhì)豐度能夠反映氣候條件及水體營養(yǎng)度。

根據(jù)該巖相劃分方案，對濟陽坳陷4口取心井沙三下亞段和沙四上亞段泥頁巖樣品進行系統(tǒng)巖相劃分，可分為紋層狀、層狀和塊狀三大巖相類型，其中紋層狀巖相主要為富有機質(zhì)紋層狀泥質(zhì)灰?guī)r相、富有機質(zhì)紋層狀灰質(zhì)泥巖相兩種類型；層狀巖相主要為富有機質(zhì)層狀泥質(zhì)灰?guī)r相、富有機質(zhì)層狀灰質(zhì)泥巖相,此外含有機質(zhì)層狀泥質(zhì)灰?guī)r相、含有機質(zhì)層狀灰質(zhì)泥巖相也有一定數(shù)量的樣品；塊狀巖相主要為含有機質(zhì)塊狀灰質(zhì)泥巖相（圖4）。

圖4 濟陽坳陷泥頁巖主要巖相劃分圖

2.2.2 不同巖相泥頁巖孔隙結(jié)構(gòu)特征

富生烴盆地泥頁巖礦物成分多樣、基質(zhì)孔隙細小、孔縫系統(tǒng)復(fù)雜，如何進行表征是目前勘探家所關(guān)注的問題。在大量資料調(diào)研與勘探實踐的基礎(chǔ)上，開發(fā)集成了泥頁巖微觀孔隙結(jié)構(gòu)表征方法：利用薄片鑒定、普通電鏡觀測、氬離子拋光—場發(fā)射電鏡聯(lián)合分析、雙束電鏡三維觀測、環(huán)境掃描電鏡觀察、熒光分析、原子力顯微鏡觀測等技術(shù)描述樣品孔隙面貌、形態(tài)特征及分布；利用煤油法、酒精法孔隙度測試、空氣法滲透率測試、GRI法基質(zhì)物性測試、壓汞分析、N2或H2等氣體吸附法分析，獲取孔隙結(jié)構(gòu)及物性定量參數(shù)；利用小角散射法、核磁法等，分析孔隙結(jié)構(gòu)和儲油有效性。

利用所建立的泥頁巖微觀孔隙結(jié)構(gòu)表征方法，對濟陽坳陷不同巖相泥頁巖孔隙結(jié)構(gòu)進行研究，建立了濟陽坳陷不同巖相陸相泥頁巖孔隙結(jié)構(gòu)表征模式（圖5）。從模式圖中可以看出塊狀巖相主要以納米級孔隙為主，細介孔含量較高；相比而言，紋層狀巖相和層狀巖相具有納米孔和微米孔大量存在、中介孔含量較高的特點，其中紋層狀巖相納米孔所占空間多于層狀巖相。利用氬離子拋光—場發(fā)射電鏡聯(lián)合分析濟陽坳陷不同巖相泥頁巖孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)可以看到（表1），紋層狀巖相泥頁巖孔隙度最高，為5%～16%；層狀巖相泥頁巖孔隙度其次，為4%～13%；而塊狀巖相泥頁巖孔隙度最低，為3%～8%。與塊狀巖相和層狀巖相相比，紋層狀巖相相同的無機礦物孔的孔徑較大，孔喉配位數(shù)較高，而孔喉分選系數(shù)低，表明紋層狀巖相具有更好的儲集性能，層狀巖相其次，塊狀巖相較差。這與所建立的不同巖相泥頁巖的三維模型結(jié)果一致（圖5），與塊狀巖相泥頁巖和層狀巖相泥頁巖相比，紋層狀巖相泥頁巖孔縫系統(tǒng)受紋層發(fā)育的控制，其層內(nèi)近似于均質(zhì)，而層間非均質(zhì)性強，體現(xiàn)為泥質(zhì)粉砂單層以碎屑顆粒粒間殘余孔（泥質(zhì)粉砂）為主，而灰質(zhì)紋層層間孔隙以微晶—細晶方解石晶間孔為主，層間孔隙與紋層縫相連形成網(wǎng)狀孔隙系統(tǒng)，連通性相對更為優(yōu)越。從目前濟陽坳陷頁巖油勘探實踐來看，除夾薄層砂巖和碳酸鹽巖的泥頁巖巖相之外，紋層狀泥質(zhì)灰?guī)r相和灰質(zhì)泥巖相是目前獲得工業(yè)性頁巖油氣流最多的泥頁巖巖相（圖6）。

圖5 濟陽坳陷不同巖相孔隙結(jié)構(gòu)表征模式圖

圖6 濟陽坳陷試油獲工業(yè)頁巖油氣流井泥頁巖巖相分布餅狀圖

2.2.3 有利巖相泥頁巖的分布預(yù)測

利用濟陽坳陷2435塊(次)泥頁巖樣品巖相劃分結(jié)果，結(jié)合測井資料，建立測井識別模式，開展不同巖相泥頁巖體的標定、追蹤和預(yù)測，明確濟陽坳陷不同巖相的分布，建立了濟陽坳陷咸化沉積不同巖相的分布模式（圖7）。從模式圖來看泥頁巖巖相主要發(fā)育在洼陷中心，其沉積中心與凹陷的沉積中心一致；富有機質(zhì)紋層狀巖相主要分布在斜坡過渡帶的半深湖區(qū)，陸源沉積影響小，水體穩(wěn)定安靜，季節(jié)性氣候變化導致富有機質(zhì)黏土紋層與碳酸鹽巖紋層頻繁重復(fù)發(fā)育；富有機質(zhì)層狀巖相主要分布在洼陷中心的深水湖區(qū)和過渡帶的半深湖區(qū)和淺水湖區(qū)，機械搬運沉積與化學沉積同時進行，反映物源補給較充足。

圖7 濟陽坳陷咸化湖盆不同巖相泥頁巖發(fā)育分布模式

2.3 建立了陸相泥頁巖游離油差異富集模式

由于氣與油在碳分子構(gòu)成、吸附性上存在的差異，決定了頁巖中氣與油的賦存機制和流動性不同。目前認為，頁巖中賦存的游離氣和吸附氣均可產(chǎn)出；然而，由于油的分子較大，且吸附性強，吸附在有機質(zhì)表面和內(nèi)部的油不易產(chǎn)出，主要產(chǎn)出的是無機與有機物質(zhì)孔隙中的游離油[25]，而且原油密度越低，流動性越好，越易開采[26-27]。因此，頁巖中游離油的獲取是目前頁巖油勘探所關(guān)注的問題。

2.3.1 不同環(huán)境泥頁巖中游離油量的差異

基于泥頁巖中油氣生成后先滿足泥頁巖的自身吸附后，進入孔隙中成為游離油的認識，提出未排出泥頁巖中的滯留油量減去吸附油量來獲取游離油量的研究思路，利用冷凍樣品和常溫樣品的熱釋烴與氯仿抽提方法，以及液氮和常溫樣品的熱解輕烴恢復(fù)與熱解S2重烴分析技術(shù)恢復(fù)頁巖滯留油量[28],吸附油量為利用溶脹實驗獲取泥頁巖中干酪根和無機礦物吸附油量的總和[29]。

利用滯留油量減去吸附油量獲取游離油量的方法，對濟陽坳陷咸水—半咸水沉積的沙四上亞段和半咸水—微咸水沉積的沙三下亞段1278塊（次）泥頁巖樣品進行計算，建立了兩套不同沉積環(huán)境泥頁巖中游離油量隨埋深縱向變化剖面（圖8）。其中沙四上亞段泥頁巖在2500m以下開始出現(xiàn)游離油量，最高可達25mg/g，最高值出現(xiàn)在3500m左右,咸化環(huán)境烴源巖早生烴演化特點提供了沙四上亞段淺部位泥頁巖含游離油的物質(zhì)基礎(chǔ)。沙三下亞段泥頁巖在3000m以下開始出現(xiàn)游離油量，在3700m左右最高，與大量生烴階段的深度一致，游離油量最高可達30mg/g以上。沙四上亞段泥頁巖生烴母質(zhì)的生烴范圍較寬，因此其頁巖油的分布范圍也較寬；沙三下亞段泥頁巖生烴范圍相對集中，頁巖油的分布范圍也較窄。

圖8 濟陽坳陷東營凹陷不同沉積環(huán)境泥頁巖游離油量隨埋深變化圖

2.3.2 不同巖相泥頁巖游離油量的差異

從濟陽坳陷沙四上亞段不同巖相泥頁巖游離油量對比來看(圖9)，紋層狀巖相泥頁巖游離油量最高，層狀巖相泥頁巖游離油量其次，二者游離油量隨埋深增加，紋層狀巖相泥頁巖和層狀巖相泥頁巖游離油量最高分別可達25mg/g和20mg/g；塊狀巖相泥頁巖游離油量隨埋深略有增加，但游離油量較低，不超過5mg/g。巖性對游離油量影響較小，不同埋深紋層狀、層狀、塊狀的灰質(zhì)泥巖和泥質(zhì)灰?guī)r游離油量相差不大，并無明顯區(qū)別。因此，在有機質(zhì)豐度一致的情況下，從巖相角度來看，影響泥頁巖中頁巖油含量的主要因素應(yīng)該是巖石結(jié)構(gòu)。

從富有機質(zhì)紋層狀巖相泥頁巖和富有機質(zhì)層狀巖相泥頁巖中游離油量對比來看，富有機質(zhì)紋層狀巖相泥頁巖中游離油量值較高的分布范圍較寬，淺于3500m時游離油量高于富有機質(zhì)層狀巖相泥頁巖，在3500m以下二者相當，均含有較高的游離油量。

2.3.3 不同沉積環(huán)境泥頁巖游離油富集模式的差異

富有機質(zhì)紋層狀巖相和富有機質(zhì)層狀巖相泥頁巖中具有較高的游離油量，是目前頁巖油勘探的主要巖相?；谀囗搸r生烴性、含油性、儲集性的研究，建立了濟陽坳陷東營凹陷沙三下亞段和沙四上亞段富有機質(zhì)紋層狀巖相和富有機質(zhì)層狀巖相泥頁巖游離油的富集模式圖（圖10）。

圖9 濟陽坳陷東營凹陷沙四上亞段不同巖相泥頁巖游離油量隨埋深變化圖

圖10 濟陽坳陷東營凹陷不同沉積環(huán)境有利巖相泥頁巖游離油富集模式圖

從模式圖上來看，與半咸水—微咸水沉積的沙三下亞段泥頁巖相比，咸水—半咸水沉積的沙四上亞段泥頁巖也存在吸附油遞增、游離油遞增、游離油遞減過程，同時由于埋藏深度深于沙三下亞段，還存在頁巖氣形成階段。咸水—半咸水沉積的沙四上亞段有利巖相泥頁巖的游離油出現(xiàn)和達到最高值的埋深均淺于沙三下亞段：沙四上亞段在2500m出現(xiàn)游離油，沙三下亞段在3000m出現(xiàn)，沙四上亞段在3600m游離油量最高，而沙三下亞段在3700m。根據(jù)生烴模式中以20%～80%為主生烴區(qū)，以不同深度段游離油量占最高游離油量的20%作為頁巖油富集階段，對于沙三下亞段，紋層狀泥頁巖游離油主要富集深度在3200～3800m之間；而層狀泥頁巖游離油主要富集深度在3400～3800m之間。對于沙四上亞段，紋層狀巖相泥頁巖游離油主要富集深度為3000～3800m，層狀巖相泥頁巖游離油主要富集深度為3200～3800m。由此可見，咸水—半咸水沉積的沙四上亞段頁巖進入游離油富集深度淺于半咸水—微咸水沉積的沙三下亞段，而且游離油富集范圍寬。

不同沉積環(huán)境的有利巖相泥頁巖中游離油量的分布規(guī)律與孔隙度密切相關(guān)，泥頁巖孔縫類型可分為原生孔隙、次生孔隙和裂縫3類。原生孔隙在埋藏較淺時通常較發(fā)育，但隨著埋深增大原生孔隙會因為壓實和膠結(jié)作用而變少。次生孔隙是頁巖中重要的孔隙類型，主要包括有機質(zhì)—黏土—碳酸鹽混合體內(nèi)演化孔隙以及溶蝕孔隙，前者的形成是生烴轉(zhuǎn)化與有機酸溶蝕共同作用的結(jié)果，而后者的發(fā)育與有機酸的脫羧及硫酸鹽的熱還原雙重作用有關(guān)[30]。裂縫包括3種類型，即層理縫、溶蝕縫和破裂縫。層理縫的發(fā)育與頁巖紋層的沉積有關(guān)；溶蝕縫的形成與有機酸和硫化氫等酸性流體有關(guān)；破裂縫的形成受斷裂發(fā)育、流體超壓雙重控制。與游離油量相對應(yīng)，由于沙四上亞段具有早生烴的特點，因此埋深在淺于2500m就已存在次生孔隙，而沙三下亞段在埋深大于2500m后次生孔隙才逐漸發(fā)育。沙三下亞段和沙四上亞段泥頁巖在埋深大于3000m后，普遍存在異常高壓，生烴增壓作用和生烴過程產(chǎn)生的有機酸作用于無機礦物，導致大量次生孔隙和微裂隙的形成，有利于游離油的儲集。這個階段，紋層狀巖相與層狀巖相孔隙演化具有一定差異，沙三下亞段在3000～3700m、沙四上亞段在3000～3600m，紋層狀泥頁巖次生孔隙發(fā)育程度明顯好于層狀泥頁巖，進而導致紋層狀泥頁巖游離油量整體高于層狀泥頁巖，但隨著埋深的增加，兩者差異減小，并趨于一致。由此可見，泥頁巖的生烴性、含油性和儲集性的協(xié)同演化控制了頁巖油的富集。

3 頁巖油勘探認識

通過與已發(fā)現(xiàn)頁巖油商業(yè)性開采的Barnett和Eagle Ford 含油泥頁巖對比，形成以下4點基本認識。

3.1 有利巖相發(fā)育是頁巖油富集的基礎(chǔ)

濟陽坳陷已發(fā)現(xiàn)頁巖油氣流的沙三下亞段和沙四上亞段泥頁巖與目前美國已發(fā)現(xiàn)頁巖油商業(yè)性開采的Barnett和Eagle Ford 含油泥頁巖參數(shù)相比，厚度、有機碳含量、孔隙度均具有較好的可比性，具備形成大量富集頁巖油的條件（表2）。

Barnett、Eagle Ford 含油泥頁巖與濟陽坳陷咸化環(huán)境沉積的沙四上亞段對比分析，均具有紋層狀巖石構(gòu)造，紋層主要由富有機質(zhì)黏土紋層和亮晶方解石紋層組成，層間微孔隙、方解石礦物晶間孔發(fā)育，它們是頁巖油主要的儲集空間。方解石紋層脆性礦物含量高，孔隙度和滲透率大，易發(fā)育裂縫，可有效溝通孔隙，易于形成有效的儲集體，濟陽坳陷目前所發(fā)現(xiàn)頁巖油多數(shù)產(chǎn)自與紋層狀相關(guān)的泥頁巖巖相。由此可見，有利巖相控制了泥頁巖的儲集條件與可壓性，富有機質(zhì)紋層狀巖相泥頁巖及其所夾薄層砂巖和碳酸鹽巖是目前所發(fā)現(xiàn)頁巖油的主要巖性組合，是頁巖油富集的基礎(chǔ)。

表2 濟陽坳陷不同沉積環(huán)境泥頁巖與北美含油泥頁巖參數(shù)對比表

3.2 適宜演化程度是頁巖油富集的條件

根據(jù)濟陽坳陷沙三下亞段、沙四上亞段泥頁巖取心巖石分析測試結(jié)果，Ro一般分布在0.5%～1.4%，這與中國東部陸相斷陷盆地見油氣流的泌陽凹陷核桃園組和江漢盆地潛江凹陷潛江組大致相當，但低于Barnett和Eagle Ford 含油泥頁巖（圖11）；中國東部陸相斷陷盆地頁巖油原油密度一般為0.83～0.92g/cm3，大于北美Barnett和Eagle Ford含油泥頁巖（圖12）。

圖11 中國東部部分含油泥頁巖與北美含油泥頁巖Ro對比圖

圖12 中國東部陸相頁巖油與北美海相頁巖油原油密度對比圖

油氣主要是在地下深處干酪根（生烴母質(zhì)）熱演化而成[31-32],巖石中有機質(zhì)進入生油階段后，隨著熱演化程度的增加，干酪根有機大分子不斷發(fā)生化學鍵斷裂，從而導致分子量不斷減小。故隨著熱演化程度提高，所形成原油的分子量逐漸減小，對應(yīng)所生成原油的物理性質(zhì)也相應(yīng)發(fā)生變化，從高黏度、高密度的重質(zhì)油逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)榈宛ざ?、低密度的輕質(zhì)油。從濟陽坳陷原油密度隨埋深的關(guān)系來看（圖13），呈現(xiàn)出密度隨埋深增加而降低的特征，即由埋藏較淺的重質(zhì)油轉(zhuǎn)化為埋藏較深的輕質(zhì)油。東營凹陷新利深1井鉆至盆地較深部位，發(fā)現(xiàn)凝析油氣高產(chǎn)層，這種現(xiàn)象與濟陽坳陷泥頁巖有機質(zhì)成熟度隨埋深增加熱演化程度逐漸升高一致[15]，表明濟陽坳陷古近系泥頁巖在生油階段可形成工業(yè)性頁巖油氣富集，預(yù)示著深層較高演化程度頁巖具有較大的頁巖油勘探潛力。從北美與中國東部陸相泥頁巖成熟度對比來看，Ro高于0.7%是頁巖油富集的基本條件。

圖13 濟陽坳陷頁巖油原油密度隨埋深變化圖

3.3 充足游離組分是頁巖油富集的關(guān)鍵

游離油量是產(chǎn)出頁巖油的主要構(gòu)成部分，北美結(jié)合生產(chǎn)實踐利用S1/TOC來表征泥頁巖中游離油量的多少，如在Eagle Ford含油泥頁巖的勘探開發(fā)中，發(fā)現(xiàn)生產(chǎn)出頁巖油的含油泥頁巖的S1/TOC較高，一般在100mg/g以上，并以此作為頁巖中大量游離油富集的標準，該認識被國內(nèi)外許多學者所接受[33-34]。與Eagle Ford含油泥頁巖對比來看（圖14），中國東部陸相斷陷盆地的濟陽坳陷沙四上亞段、沙三下亞段泥頁巖和江漢盆地潛江凹陷潛江組泥頁巖大量樣品點落在S1/TOC等于100mg/g以上，尤其是鹽水沉積的潛江組泥頁巖S1/TOC最高可達1000mg/g，表明中國東部陸相咸化沉積的泥頁巖中均含有大量的游離油量，這也被濟陽坳陷和潛江凹陷發(fā)現(xiàn)工業(yè)性頁巖油氣流所證實。泥頁巖孔隙中較高的游離油量增加了泥頁巖中的地層壓力，從濟陽坳陷見頁巖油流井產(chǎn)層壓力系數(shù)與試油產(chǎn)量對比圖來看（圖15），雖然在常壓下可見頁巖油氣流，但無夾層泥頁巖中地層壓力系數(shù)在1.2以上時，頁巖油氣流才會大量出現(xiàn)，表明當?shù)貙訅毫ο禂?shù)大于1.2時，泥頁巖中蘊含著大量的游離油量，充足游離組分是頁巖油富集的關(guān)鍵。

圖14 中國東部部分泥頁巖與北美含油泥頁巖TOC與S1關(guān)系圖

圖15 濟陽坳陷見頁巖油流井產(chǎn)層壓力系數(shù)與試油產(chǎn)量對比圖

3.4 良好可壓性能是實現(xiàn)有效開發(fā)的保證

美國主要產(chǎn)油頁巖的巖性和礦物組成有很大的差別，既有石英含量較高的硅質(zhì)頁巖，也有碳酸鹽含量較高的灰質(zhì)頁巖，對于可進行商業(yè)性開采的頁巖，其一般具有較高的脆性，從而有利于壓裂措施的實施，增加含油氣頁巖極低的基質(zhì)滲透率。

雖然濟陽坳陷陸相泥頁巖與已商業(yè)性開采的海相含油泥頁巖礦物組成具有一定的可比性[17]，但脆性礦物成因差異影響了巖石的可壓性。Barnett頁巖SiO2含量大，為海相生物成因，硅質(zhì)以黏土級—粉砂級碎屑產(chǎn)狀產(chǎn)出，呈紋層分布，由放射蟲生物硅堆積而成的頁巖具有很好的可壓裂性。濟陽坳陷陸相泥頁巖中石英主要為陸源碎屑搬運沉積，與泥質(zhì)不均勻相混，主要呈分散狀分布，部分呈紋層狀、條帶狀與泥質(zhì)相混，這種彌散狀分布特點對可壓裂性作用不大，碳酸鹽礦物為主要的脆性支撐架構(gòu)礦物。以Eagle Ford為代表的高碳酸鹽含量泥頁巖，碳酸鹽礦物主要源自顆石藻，是生物成因，呈層狀分布，導致泥頁巖易于壓裂。濟陽坳陷陸相泥頁巖雖然碳酸鹽礦物也有一部分為生物成因，但主要為化學成因，以泥晶為主，呈層狀分布，在一定條件下具備塑性特征，泥頁巖壓裂效果相對較差。但從濟陽坳陷羅69井沙三下亞段泥頁巖計算水平應(yīng)力各向異性分布來看，最大水平應(yīng)力和最小水平應(yīng)力具有一定的應(yīng)力差，最大應(yīng)力差可達22MPa（圖16）。國際上壓裂改造實踐表明，水平地應(yīng)力的各向異性和雙軸地應(yīng)力差影響了水平井壓裂的造縫效果，水平井井眼軌跡在平面上垂直或與最大主應(yīng)力方向呈一定夾角，壓裂時易于產(chǎn)生網(wǎng)狀縫。由此可見，濟陽坳陷泥頁巖同樣具有一定的可壓性，濟陽坳陷陸相泥頁巖可壓性研究是目前需要攻關(guān)的方向。而美國頁巖油產(chǎn)量的迅速增長得益于水平井+多分段壓裂技術(shù)的應(yīng)用，可見良好的可壓性能是實現(xiàn)有效開發(fā)的保證。

圖16 濟陽坳陷羅69井沙三下亞段計算水平應(yīng)力各向異性分布圖

3.5 陸相頁巖油選區(qū)評價指標體系的建立

目前對于頁巖氣有較為系統(tǒng)的評價體系和參數(shù)，而頁巖油的研究起步較晚，至今尚未形成公認的頁巖油的評價標準及體系。鑒于頁巖油與頁巖氣形成條件具有一致性，根據(jù)前人所建立的頁巖氣的評價標準所應(yīng)用的參數(shù)，結(jié)合濟陽坳陷頁巖油的勘探實踐和認識，針對陸相泥頁巖非均質(zhì)性較強的特點，引入有利巖相的概念，建立了適用于中國東部陸相咸化湖泊沉積頁巖油選區(qū)評價指標體系（表3）。該評價體系分為有利巖相、適宜演化程度、充足游離組分和良好可壓性能4個指標共計16個評價參數(shù)，可為與濟陽坳陷具有相似地質(zhì)背景的中國東部斷陷盆地陸相咸化湖泊沉積頁巖油有利目標的優(yōu)選提供借鑒。

表3 中國東部陸相斷陷湖盆咸化沉積頁巖油選區(qū)評價標準

4 結(jié)語

濟陽坳陷頁巖油勘探實踐表明，咸化湖泊泥頁巖有機質(zhì)豐度高，成層富集分布，生烴早，生烴范圍寬，具有優(yōu)越的成烴機制；紋層狀巖相泥頁巖孔徑大、孔隙度較高、連通性好，具有較好的儲集性能；紋層狀巖相泥頁巖游離油含量高、富集深度范圍寬，是目前頁巖油首選的勘探目標。與北美海相泥頁巖相比，中國陸相泥頁巖非均質(zhì)性強，頁巖油勘探開發(fā)應(yīng)注重“甜點”選區(qū)評價，應(yīng)具備“有利巖相發(fā)育、適宜演化程度、充足游離組分、良好可壓性能”4個基本富集條件。

中國東部陸相斷陷盆地多個坳陷均存在咸化沉積的泥頁巖，具有良好的頁巖油富集條件，具有較廣闊的勘探前景，應(yīng)是下一步頁巖油勘探開發(fā)的主要對象。中國陸相頁巖油作為新興的勘探資源，正處于發(fā)現(xiàn)的早期階段，仍存在眾多的勘探開發(fā)現(xiàn)實挑戰(zhàn)，需要解放思想、堅定信心，強化基礎(chǔ)攻關(guān)，加快部署進程，使之盡快成為中國油氣資源戰(zhàn)略的接替陣地。

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Exploration practice and cognitions of shale oil in Jiyang depression

Sun Huanquan
( SINOPEC Oilf eld Exploration and Development Division )

Great success has been achieved for the exploration and development of marine shale oil in North America, revealing the signif i cant value of industrial shale oil exploration and development. When shale oil exploration is practically carried out in the Jiyang depression which is the typical representative of continental faulted basin in eastern China, a series of technologies are adopted. It is revealed by the comprehensive source rock evaluation technology that the hydrocarbon generation in mud shale of saline lake is characterized by early hydrocarbon generation and high hydrocarbon-generating transformation ratio. It is conf i rmed by the mud shale micropore structure characterization technology that laminated lithofacies has the reservoir properties of high porosity, large pore diameter and good connectivity. And by virtue of the quantitative free oil evaluating technology, the differential enrichment mode of free oil in favorable lithofacies of mud shale in different sedimentary environments in the Jiyang depression is established. The shale oil in the Jiyang depression is compared with that in North America. It is indicated that in the Jiyang depression, the development of favorable lithofacies is the base of shale oil enrichment, appropriate evolution degree is the condition of shale oil enrichment, suff i cient free composition is the key to shale oil enrichment, and good crushability is the guarantee of effective development. And fi nally, the shale oil zone selection and evaluation criterion suitable for the saline lake deposit within continental faulted depression in eastern China is prepared.

Jiyang depression, shale oil, saline lake, free oil, laminated lithofacies

TE122.9

：A

10.3969/j.issn.1672-7703.2017.04.001

國家重點基礎(chǔ)研究發(fā)展計劃（973）項目“中國東部古近系陸相頁巖油富集機理與分布規(guī)律”（2014CB239105）；山東省地質(zhì)勘查項目“山東省頁巖氣成礦條件研究和資源潛力預(yù)測”[魯勘字（2013）1號]；中國石化科技攻關(guān)課題“東營凹陷不同類型泥頁巖烴類特征研究”（ P15117）。

孫煥泉（1965-），男，山東諸城人，博士，2002年畢業(yè)于中國科學院地質(zhì)與地球物理研究所，教授級高級工程師，從事油氣田勘探開發(fā)規(guī)劃與研究工作。地址：北京市朝陽門北大街22號中國石化油田勘探開發(fā)事業(yè)部，郵政編碼：100728。E-mail:sunhguan@sinopec.com

2017-06-25；修改日期：2017-07-05