冷筠瀅，錢門輝，鹿 坤，徐二社，周勇水，鮑云杰，李志明，蔣啟貴

1.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院 無錫石油地質(zhì)研究所，江蘇 無錫 214126；2.頁巖油氣富集機理與有效開發(fā)國家重點實驗室，江蘇 無錫 214126；3.中國石化油氣成藏重點實驗室，江蘇 無錫 214126；4.中國石化 中原油田分公司 勘探開發(fā)研究院，河南 濮陽 457001

頁巖油作為一種非常規(guī)油氣資源，通常指賦存在富有機質(zhì)頁巖(泥巖)或與之密切共生的貧有機質(zhì)巖相如碳酸鹽巖、粉砂巖或砂巖薄層內(nèi)、通過非常規(guī)技術(shù)可采出的石油資源，它是未來非常規(guī)油氣領(lǐng)域重點發(fā)展的對象[1-8]。當前，全球范圍內(nèi)以頁巖油、頁巖氣為代表的非常規(guī)油氣勘探開發(fā)日趨火熱。

從2010年起，中原油田對渤海灣盆地東濮凹陷的頁巖油氣勘探開發(fā)開展攻關(guān)，其中，濮深18-1井3 255.0～3 258.0 m泥頁巖井段已實現(xiàn)日產(chǎn)油420.75 m3的重大突破，這一成果有力地證明東濮凹陷陸相地層具備頁巖油氣開發(fā)價值[9]。前人研究[10-17]表明，東濮凹陷古近系沙河街組三段泥頁巖分布廣、厚度大、埋深適宜，有機質(zhì)豐度高、類型較好、熱演化程度適中，具備生成頁巖油的良好地球化學(xué)條件；并且裂縫廣泛發(fā)育，孔隙度、滲透率等指標均較好，更是為頁巖油的保存提供了良好的儲集條件，預(yù)測濮城、習(xí)城和柳屯等地區(qū)為東濮凹陷頁巖油勘探優(yōu)選區(qū)。截至目前，東濮凹陷頁巖油勘探雖然取得了初步的成果，但對頁巖油的含油性、賦存形式、烴類組分等方面的研究還很薄弱，對頁巖油的認識還不夠全面。本文以東濮凹陷文410井沙河街組三段頁巖油為例，通過對取心段典型巖心樣品含油性與烴類組成特征的分析，闡明了該區(qū)頁巖油的富集與烴類組成特征，以期為研究區(qū)頁巖油勘探開發(fā)部署提供科學(xué)依據(jù)。

1 地質(zhì)概況

2 樣品與實驗

本次研究樣品308件采自文410頁巖油探井沙三中亞段巖心，深度3 540～3 600 m。該深度段上部厚度約15 m，以灰色泥巖為主，與淺灰色粉砂巖呈不等厚互層，夾薄層深灰色頁巖、灰白色鹽巖；中部厚度約40 m，主要為深灰色泥巖，可見薄層灰色粉砂巖、深灰色頁巖；下部厚度約5 m，主要為深灰色泥巖夾灰白色鹽巖。

實驗測試分析包括冷凍熱解、三維定量熒光、氣相色譜—質(zhì)譜、巖石薄片等，均在中國石化石油勘探開發(fā)研究院無錫石油地質(zhì)研究所實驗測試中心進行，具體實驗流程見文獻[24]。

3 實驗結(jié)果與討論

3.1 含油性特征

目前主要通過熒光含油率(C)、熱解參數(shù)S1及含油飽和度指數(shù)(OSI)等參數(shù)來評價頁巖油的含油性。熒光含油率C是指單位質(zhì)量巖石中的含油量，通常C值越高，表明頁巖含油性越好[25]。巖石常規(guī)熱解參數(shù)S1指單位質(zhì)量巖石中液態(tài)烴的質(zhì)量，通常S1值越高，表明頁巖含油性越好[26]。含油飽和度指數(shù)OSI[OSI=100S1/ω(TOC)]表示泥頁巖中的油滿足礦物吸附以及有機質(zhì)吸附、互溶后，在孔縫系統(tǒng)中賦存的游離油量[27]，當OSI>100 mg/g時，認為頁巖具有產(chǎn)油潛力[5]。

由巖心樣品分析結(jié)果(圖2)可見，文410井沙三中亞段含油性較好的層段主要集中在3 555.38～3 558.77，3 564.94～3 571.35，3 583.87～3 596.62 m；巖心觀察(圖3)表明，上述層段主要發(fā)育夾層型和裂縫型2種頁巖油富集類型。

圖2 渤海灣盆地東濮凹陷北部文410井沙三段含油性特征

3 555.38～3 558.77 m和3 564.94～3 571.35 m層段以夾層型頁巖油富集為主，巖性為深灰色泥巖夾薄層灰色粉砂巖(圖3a)。砂巖段儲集物性較好，平均孔隙度達11.6%；含油性較高，熒光含油率C為0.06～21.00 mg/g，平均為3.54 mg/g。采用錢門輝等[25]提出的熒光含油率評價級別，熒光含油率范圍在1.6～6.3 mg/g，熒光對比級高于9，將其劃分為Ⅱ類頁巖油層。因此，該層段整體上屬于Ⅱ類頁巖油層。熱解參數(shù)S1為0.02～8.78 mg/g，平均為3.24 mg/g，表明油氣注入層段非均質(zhì)性較高，含油性差異較大，整體上油氣顯示很好。含油飽和指數(shù)OSI介于18～455 mg/g之間，平均為204 mg/g，屬于頁巖油潛力級別。泥巖段孔隙度略低，平均為8.7%；熒光含油率C為0.04～18.71 mg/g，平均為3.35 mg/g，略低于砂巖段，熒光對比級都高于9，同樣也屬于Ⅱ類頁巖油層；熱參數(shù)解S1為0.22～5.19 mg/g，平均為1.60 mg/g，表明含油性屬于中等，這可能是泥巖段較為致密，油氣大部分散失到相鄰的物性相對較好的砂巖中，致使泥巖段現(xiàn)今S1值較低。

圖3 渤海灣盆地東濮凹陷北部文410井沙三段夾層型和裂縫型頁巖油富集段巖心照片

3 583.87～3 596.62 m層段以裂縫型頁巖油富集為主，油氣主要發(fā)育在泥巖裂縫中(圖3b)，平均孔隙度為9.3%；熒光含油率為0.10～45.58 mg/g，平均為7.52 mg/g，熒光對比級高于9，也屬于Ⅱ類頁巖油層；熱解參數(shù)S1為4.55～20.14 mg/g，平均為10.74 mg/g；含油飽和指數(shù)OSI為140～422 mg/g，平均為253 mg/g，表明裂縫發(fā)育段整體含油性特好。受裂縫樣品取樣位置影響，裂縫含油水平可能更高，現(xiàn)場觀察到油味很濃。

3.2 烴類組成

3.2.1 正構(gòu)烷烴

對文410井巖心樣品抽提物飽和烴m/z85質(zhì)量色譜圖(圖4)分析表明，沙三段碳數(shù)分布范圍為C11—C38，C18之前低碳數(shù)的正構(gòu)烷烴相當豐富，C11以前的正構(gòu)烷烴未檢測出；輕重碳之比(nC21-/nC22+)的平均值為1.33，表明沙三段巖心樣品的正構(gòu)烷烴化合物系列主要以短鏈正構(gòu)烷烴為主，說明有機質(zhì)來源于低等水生生物[28]。應(yīng)用正構(gòu)烷烴碳優(yōu)勢指數(shù)(CPI)或奇偶優(yōu)勢指數(shù)(OEP)可判斷烴源巖的成熟度[29]，研究區(qū)巖心樣品的CPI值(表1)和OEP值均在1.0左右，不具有明顯的奇偶碳優(yōu)勢，而CPI和OEP相關(guān)圖(圖5)中顯示大多數(shù)樣品為成熟特征，表明該層段烴源巖屬于成熟烴源巖。

圖4 渤海灣盆地東濮凹陷北部文410井沙三段代表性樣品生物標志化合物特征

圖5 渤海灣盆地東濮凹陷北部文410井沙三段典型樣品CPI與OEP相關(guān)圖

表1 渤海灣盆地東濮凹陷北部文410井沙三段烴源巖抽提物烷烴參數(shù)

3.2.2 類異戊二烯烷烴

姥鮫烷和植烷的相對含量(Pr/Ph)常用來表征有機質(zhì)沉積古環(huán)境，即當古環(huán)境偏氧化時Pr/Ph>1，該比值越大，氧化程度越強；相反，當古環(huán)境偏還原時，Pr/Ph<1，比值越小，還原程度越強。基于此，常用Pr/nC17和Ph/nC18比值圖版來判斷沉積水體環(huán)境和有機質(zhì)類型。一般地，強還原環(huán)境下Ph/nC18比值會偏高；而偏氧化環(huán)境中 Pr/nC17會較高[30]。研究區(qū)巖心樣品的Pr/Ph平均值為0.60，Pr/nC17為0.16～0.84，Ph/nC18為0.19～2.96(表1)，指示有機質(zhì)類型均以Ⅱ型藻類輸入為主，其沉積環(huán)境為還原的水體(圖6)。

圖6 渤海灣盆地東濮凹陷北部文410井沙三段烴源巖樣品Ph/nC18—Pr/nC17相關(guān)圖

3.2.3 萜烷類化合物

文410井沙三段巖心樣品抽提物的飽和烴m/z191質(zhì)量色譜圖(圖4)分析結(jié)果顯示，研究區(qū)樣品中萜類化合物主要為五環(huán)三萜類的藿烷類，長鏈三環(huán)萜類的豐度很低；藿烷分布均以C30αβ藿烷為主峰，其次是C29αβ藿烷，升藿烷C31—C35含量較高。另外，樣品中還檢測出豐度較高的伽馬蠟烷，豐度較低的C30降莫烷、C30莫烷、18α(H)-22,29,30-三降藿烷(Ts)和17α(H)-22,29,30-三降藿烷(Tm)。莫烷系列化合物含量普遍較低，其中C30莫烷/C30藿烷比值為0.02～0.14，參考前人[31-33]關(guān)于莫烷系列化合物的相關(guān)研究，認為研究區(qū)樣品具有較高的成熟度；升藿烷指數(shù)C3122S/(22S+22R)比值分布在0.56～0.61之間，平均為0.58，借鑒ZUMBERGE[34]關(guān)于升藿烷指數(shù)的相關(guān)研究，認為研究區(qū)樣品已達到平衡點，進入成熟階段，且烴源巖已處于生烴高峰期；Ts/(Ts+Tm)比值為0.23～0.60，平均為0.45，根據(jù)王章章等[35]對于原油成熟度的相關(guān)研究，認為研究區(qū)沙三段烴源巖成熟度較高(表2)。

結(jié)合C30莫烷/C30藿烷、C3122S/(22S+22R)和Ts/(Ts+Tm)比值，發(fā)現(xiàn)上述3種參數(shù)指標具有一致性，均表明沙三段烴源巖處于成熟階段。此外，研究區(qū)樣品中還檢測到較高豐度的伽馬蠟烷，伽馬蠟烷指數(shù)(Ga/C30H)為0.10～0.84，平均為0.39(表2)，結(jié)合HAVEN等[36]、張立平等[37]關(guān)于伽馬蠟烷的研究成果，認為沙三段烴源巖沉積時期水體介質(zhì)更趨于咸化。

3.2.4 甾烷類化合物

對文410井沙三段巖心樣品抽提物的飽和烴m/z217質(zhì)量色譜圖(圖4)進行分析，發(fā)現(xiàn)規(guī)則甾烷含量較高，而重排甾烷和4-甲基甾烷含量較低。其中規(guī)則甾烷分布基本一致，主要呈C27規(guī)則甾烷>C28規(guī)則甾烷

圖7 渤海灣盆地東濮凹陷北部文410井沙三段的典型樣品C29ααα20S/(20S+20R)與C29ββ/(αα+ββ)甾烷參數(shù)相關(guān)圖

3.2.5 甲基菲系列化合物

常用甲基菲指數(shù)(MPI)來指示芳烴成熟度，具體表現(xiàn)為1-甲基菲(1-MP)和9-甲基菲(9-MP)隨成熟度的增加相對含量會逐漸減少，而2-甲基菲(2-MP)和3-甲基菲(3-MP)隨成熟度的增加相對含量會逐漸增加。RADKE等[41]提出衡量有機質(zhì)成熟度的甲基菲指數(shù)MPI1[MPI1=1.5(2-MP+3-MP)/(P+1-MP+9-MP)](P為菲)，并建立了由甲基菲指數(shù)計算視鏡質(zhì)組反射率(Rc)的關(guān)系式，即Rc=0.4+0.6MPI1(適合于Rc<1.35%)和Rc=2.30-0.6MPI1(適合于Rc≥1.35%)。研究區(qū)樣品分析結(jié)果(表2)顯示，甲基菲指數(shù)MPI1為0.31～0.51，對應(yīng)Rc值為0.59～0.71，Rc平均值為0.64%，表明烴源巖已進入大量生油階段。

3.3 烴類賦存形式

掃描電鏡觀察結(jié)果顯示(圖8a-d)，礦物顆粒分選總體上較差，磨圓度較低，粒間孔隙雖然較發(fā)育，但連通性較差?？紫额愋椭饕獮榱ｉg孔隙、溶蝕孔隙；膠結(jié)類型多樣，包括碳酸鹽礦物、黏土礦物、石鹽膠結(jié)，少量菱鐵礦膠結(jié)；成巖作用主要為碳酸鹽礦物、黏土礦物及石鹽膠結(jié)作用、溶蝕作用、蝕變作用，少量長石次生加大等。通過熒光薄片鑒定觀察(圖8e-h)，在偏光下，主要為粉砂狀結(jié)構(gòu)，塊狀構(gòu)造；巖石主要為石英、長石碎屑組成；粒間填隙物較發(fā)育，主要為碳酸鹽礦物及泥質(zhì)。有機質(zhì)表現(xiàn)為局部富集，呈不規(guī)則狀特征，部分浸染碎屑，可見構(gòu)造線。在熒光下，瀝青主要分布于粒間，呈斑塊狀、環(huán)狀，以褐黃色、黃褐色、淡藍色為主，少量淡黃色，發(fā)光強度較暗，為油質(zhì)瀝青及瀝青質(zhì)瀝青；少量不發(fā)光，為碳質(zhì)瀝青；構(gòu)造縫呈淡黃色、淡藍色，強度較亮，為油質(zhì)瀝青。由此可見，文410井烴類賦存形式主要有兩類：(1)分布于石英、白云石粒間孔以及長石溶蝕孔中，以黃色、淡黃色、褐黃色光為主，發(fā)光強度較亮，原油較易鋪展開，呈斑塊狀、彌漫狀，為游離油；部分為點狀，礦物表面為吸附油。(2)分布于微裂縫(構(gòu)造縫)中，以淡黃色、淡藍色為主，發(fā)光強度較亮，主要為游離狀。

圖8 渤海灣盆地東濮凹陷北部文410井沙三段不同巖性典型含油樣品鏡下特征

4 結(jié)論

(1)東濮凹陷沙三段文410井含油段主要存在夾層型和裂縫型2種頁巖油富集類型。夾層型富集類型主要發(fā)育在3 555.38～3 558.77 m及3 564.94～3 571.35 m層段；裂縫型富集類型主要發(fā)育在3 583.87～3 596.62 m層段。烴類賦存形式主要為粒間孔和微裂縫2種類型，存在于粒間孔的游離油和吸附油分別呈斑塊狀、彌漫狀和點狀分布，熒光下以黃色、淡黃色、褐黃色為主；分布于微裂縫的游離油，以發(fā)淡黃色、淡藍色熒光為主。有效孔縫組合是頁巖油高效富集的關(guān)鍵。

(2)抽提物的烴類組成分析表明，烴類主要以低碳數(shù)的正構(gòu)烷烴為主，伽馬蠟烷含量較高，4-甲基甾烷豐度較低，C27—C28—C29規(guī)則甾烷呈“V”型分布，反映出有機質(zhì)主要為陸生高等植物與低等水生生物混合來源，沉積環(huán)境為咸化的還原環(huán)境。結(jié)合飽和烴及甲基菲成熟度參數(shù)值，確定烴源巖表現(xiàn)為成熟特征。