东濮凹陷古近系页岩油富集地质条件与勘探前景

李 浩， 王保华， 陆建林， 鹿 坤， 王 苗， 周 燕， 赵琳洁

(1.中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所，江苏无锡 214126；2.中国石化中原油田分公司勘探开发科学研究院，河南濮阳 457001)

页岩油是滞留在富有机质泥页岩层系中以游离态、吸附态等多种方式赋存于泥页岩微米级或纳米级孔隙中或砂岩(或碳酸盐岩)薄夹层中的液态烃类，属于源储一体或源储共生(存在短距离运移)的非常规石油[1-4]。中国东部含油气盆地古近系蕴含着丰富的页岩油资源，根据“十三五”资源评价结果，中国石化东部探区页岩油地质资源量大于70亿t，勘探前景较大。近年来在秦潼凹陷的沙垛1井、东营凹陷樊页平1井、沾化凹陷义页平1井等专探井获得较高产量的页岩油[5-6]，东濮凹陷页岩油勘探也取得积极进展，针对泥页岩夹薄砂层型，文88-1HF沙三中亚段3小层初产页岩油7.1 t/d，纯泥页岩型专探井卫383-2HF沙三中亚段3～4小层初产页岩油13.6 t/d，卫68-1HF在沙三中亚段8小层获页岩油流3.9 t/d。近期针对盐间页岩油部署的文410井也获得较好的油气显示。中国陆相页岩油勘探以局部发现为主，未取得连续性突破，尚未建成页岩油开发井网形成规模产能。相比于北美已实现商业开发的海相页岩油[7-9]，中国陆相页岩油主要富集在深湖—半深湖相页岩中，湖盆构造相对欠稳定，沉积范围相对较小[10]，而且沉积相变快[11]，页岩纵横向分布相对不连续，黏土矿物质量分数相对较高，页岩可压性较差[12]。目前对陆相页岩油富集机制以及富集主控因素不明确等问题导致中国陆相页岩油无法获得预期勘探效果。笔者以东濮凹陷为例，借助地质、地化、盆地模拟等多种技术手段，结合北美成功经验，对东濮凹陷陆相页岩油富集地质条件与勘探前景进行研究，落实陆相页岩油富集关键要素，以期为陆相页岩油下步勘探部署提供参考。

1 试验条件及数据

样品为东濮凹陷濮卫、文留地区沙三段的取芯井的泥页岩岩心，样品井点分布见图1(a)，数量共计181块。配套进行的页岩含油性与可动油含量测试分析项目包括常规热解、多温阶热解、荧光薄片鉴定、镜质体反射率Ro，多尺度微观储层表征测试分析包括X衍射全岩、氩离子电镜分析(含氩离子抛光)、普通扫描电镜、盖层微孔联合测试、煤油法—气体法测试孔隙度等测试分析项目。测试分析在中国石化无锡石油地质研究所实验中心完成。

2 细粒沉积岩形成的地质背景

2.1 双断式断陷结构与稳定沉降构造演化有利于形成广泛分布的烃源岩

东濮凹陷位于渤海湾盆地南部，属于典型的富含油气的中新生代陆相盐湖断陷，呈NNE走向，勘探面积为5 300 km2。受燕山运动和喜山运动影响，形成 “两洼一隆一陡一斜坡”的构造格局[13]。主要发育东部洼陷(濮卫次洼、濮城次洼、前梨园次洼)和西部洼陷(柳屯次洼、海通集次洼)两大生烃洼陷(图1(a))。在构造演化及沉积相带上具有明显的“南北分区、东西分带”的特征，是一个早期箕状东断西超、晚期双断式凹陷[14]。烃源岩主要形成于沙四上—沙三期的强烈断陷期(图1(b))。沙四期为东断西超的箕状凹陷，受兰柳断层活动影响，沉积—沉降中心主体位于前梨园洼陷，其沉降幅度达到800 m，烃源岩十分发育。沙三期是东濮凹陷主裂陷期和扩张期，箕状特征开始解体，形成双断式半地堑，导致北部沉降中心由前梨园洼陷向西转移至柳屯-海通集洼陷，沙三中亚段划分为9个小层，其中沙三中沉积晚期(对应沙三中1～4沉积期)中央隆起带才开始降升，双断式断陷结构使得东濮凹陷北部地区半深湖—深湖沉积范围广，加之强裂断陷沉降作用，有利于沙三段烃源岩广泛分布。

2.2 干湿气候交替与一定水深的咸化湖泊环境有利于纹层状泥页岩形成

气候主要影响降水量、湖流、水体分层和沉积充填，而且盐度的变化某种程度上也受到气候的控制。在构造稳定的情况下,气候一般是控制盆地沉积过程的根本因素。不同气候条件下形成沉积物中的金属质量分数会有所不同，喜湿型金属元素总丰度与喜干型金属元素总丰度比值用来表示古气候指数“C值”[15-16]。东濮凹陷沙河街组515个泥岩样品测试的Sr/Cu 质量分数比值多数大于10，古气候指数一般小于0.6，从图2中可知沙三期地区干旱与潮湿气候交替出现，这种干湿气候交替造成湖平面频繁变化，使盐岩与富有机质页岩互层共生[17](图1(c))。相对干旱的气候条件，湖泊水体蒸发量较大，有利于盐湖的形成，总体以半咸水—咸水相为主，局部地区为咸水相。由沙三段泥岩中测定的 B、K 质量分数推算出古盐度为11%～34%。深水咸化湖盆沉积环境对富有机质页岩的形成主要体现在两个方面。一方面大部分生物不能适应这种高盐度环境而死亡，导致嗜盐微生物因缺少天敌而爆发式生长，为凹陷提供丰富的有机质；另一方面高盐度湖水氧含量较少， 可使有机质免遭破坏，有利于有机质保存，而且盐水还会造成水体分层有利于页岩页理或纹层的发育。

图1 东濮凹陷沙三段构造区划、地层柱状图及地层剖面

图2 东濮凹陷古近系湖相烃源岩质量分数比Sr/Cu与古气候指数关系

3 陆相页岩油形成的有利地质条件

3.1 较高的资源丰度是页岩油富集的基础

页岩油以原位成藏或短距离运移聚集为主，较高的资源丰度是页岩油富集的基础。东濮凹陷烃源岩主要发育于凹陷北部的沙三中下亚段，总有机碳TOC大于0.5%的烃源岩累积厚度为150～700 m，平面上主要分布在深湖—半深湖，围绕水体浓缩期的盐湖沉积中心分布，表现出烃源岩环盐带分布，盐湖中心向边部到无盐环境，优质烃源岩厚度由薄变厚再变薄变化特征，由上往下由沙三中到沙三下烃源岩品质变好。以卫79-13井为例，沙三中主要发育页岩夹泥质灰岩和白云岩， TOC为0.2%～5.1%，中位值为2.6%，OSI(S1/TOC)中位值为85 mg·g-1·Toc，页岩滞留油含量与游离油含量较高，膏质泥岩相对较低(图3)。统计220口钻井的录井岩性发现东濮凹陷北部地区页岩主要发育于地层厚度为200～400 m的区域，靠近沉降中心的深洼区主要发育暗色泥岩，富有机质页岩集中发育区并非远离物源的沉降中心，而是内斜坡和邻近内斜坡的洼陷带。

图3 卫79-13井沙三中取芯段页岩油单井评价

基于TSM盆地模拟页岩生—排—滞留油—游离油—可动油量，沙三中5～9小层有效生油面积(TOC大于1%,Ro>0.6%)约为474 km2，生烃量约为5.58×108t，滞留油量约为3.54×108t，游离油量约为1.45×108t(相当于地质资源)，可动油量约为0.44×108t。

页岩可动油含量通过多温阶热解(热释法)测定[18]，游离油轻质组分(S1-1)在现有技术条件容易动用，经轻烃损失较正后的S1-1占游离油(S1-1+S1-2)与吸咐油(S2-1)之和的比值表示可动系数。根据160个多温阶热解测试分析数据，沙三中下亚段可动系数变化大，主要分布范围为5%～25%，平均值为9.9%。

平面上沙三中5～9小层可动油主要分布在洼陷带，柳屯洼陷最高，前梨园洼陷和海通集洼陷次之，濮卫次洼和卫城斜坡带相对较低。按深度可动油资源主要分布在3 500～4 500 m，占比64.9%；按成熟度以中高熟为主，主要分布在0.9%～1.3%，占比52.8%。总体上东濮凹陷沙三段中高熟页岩油具备一定的资源潜力。

3.2 较好的储渗性是页岩油富集的关键

有效的孔缝组合决定泥页岩的储集性与渗透性， 这是页岩油富集高产的关键。泥页岩地层储渗性主要受控于优势岩相、砂岩或碳酸盐薄夹层以及微裂隙的发育程度。

3.2.1 纹层状泥质碳酸盐岩类与混合岩类是基质型页岩油富集的优势岩相

采用三端元、四组分的分类方案划分细粒沉积岩类型。根据研究区取芯井全岩矿物X衍射测试分析数据，东濮凹陷沙三段主要发育长英质细粒沉积岩(如泥质粉砂岩)、混合细粒沉积岩与碳酸盐细粒沉积岩(图4)。沙三段岩性总体差异不大，但沙三下亚段相对富“灰”贫“泥”，方解石质量分数平均为22%，黏土质量分数平均为33%，沙三中亚段方解石质量分数平均为14%，黏土质量分数为41%，二者白云石与石英质量分数相近，其均值约为11%和20%。

图4 东濮凹陷沙三段细粒沉积岩类型划分

综合岩性、含油性、储集性、赋存性与可压性等“五性”关系确定纹层状泥质碳酸盐岩类与混合细粒沉积岩类是页岩油富集的优势相。其中泥质碳酸盐岩类主要包括泥质云岩、泥质(云)灰岩，混合岩类主要包括云质混合岩、灰质混合岩和粉砂质混合岩。

纹层的发育显著改善细粒沉积岩含油性与储集性[19]。含油性看，沙三段纹层状泥页岩的OSI(S1/TOC)为2～240 mg·g-1·Toc，平均为61 mg·g-1·Toc，TOC为0.1%～6.3%，平均为1.5%，好于层状泥页岩(OSI平均为29 mg·g-1·Toc，TOC平均为0.9%)和块状泥岩(OSI平均为47 mg·g-1·Toc，TOC平均为0.6%)。荧光薄片鉴定亦表明纹层状泥页岩中有机质数量明显多于后者。前者镜下见有大量有机质呈带状平行纹层分布，发淡黄色光(图5(a))，后者有机质数量显著变少，镜下有机质主要沿层理呈带状、分散状分布，部分有机质呈分散状与黏土矿物混杂分布(图5(b)、(c))。

图5 东濮凹陷沙三段纹层状、层状与块状细粒沉积岩有机质赋存状态特征

从物性和孔隙结构看，纹层状泥页岩储渗性优于层状与块状泥岩。前者孔隙度平均为14.4%，主要由大孔贡献，大孔孔容占比高达70%，而层状泥页岩孔隙度平均为8.8%，主要由大孔和介孔贡献，块状泥岩孔隙度平均为5%，主要由介孔贡献(图6)。

图6 东濮凹陷沙三段纹层状、层状与块状细粒沉积岩孔隙分布统计

基于“原型控源，沉积控相”预测页岩油优势岩相展布。沙三期，东濮凹陷为双断式的咸化湖盆，表现出沉积作用与化学作用的混积成因，优势岩相相控特征明显。平面上表现出二源混积，分带分布特征，岩相带呈(半)环带分布的盐湖沉积模式[20]。北部高盐区湖中心向岸内源化学沉积与陆源碎屑混积过渡岩性，依次发育盐岩韵律—膏质泥岩—碳酸盐岩—混合岩—黏土岩—粉砂质及粉砂岩的沉积序列，盐发育区以纹层状细粒沉积岩为主，优势岩相主要分布在邻近膏质泥岩相的碳酸盐岩与混合岩环带(图7)。

图7 东濮凹陷盐湖沉积相模式

3.2.2 非泥页岩薄夹层的发育对页岩油产出是有利因素

烃源层系中若无切穿断层沟通砂体，砂岩或碳酸盐岩薄夹层的发育对页岩油产出是有利因素。根据胜利油田研究院渗流物理模拟试验结果，当砂岩与页岩渗透率比为10时，60%以上的油通过砂层产出，当砂泥渗透率比为100时，几乎所有的油都通过砂层产出。目前中国已发现的陆相页岩油流井多产自砂岩夹层中[21]，凸显砂岩薄夹层的发育程度对页岩油富集的重要性。东濮凹陷沙三期，水体高频振荡，深湖—半深湖薄层砂体十分发育，单砂层厚度多小于3 m，为页岩油富集提供有利的渗流通道与储集场所。通过构建夹层指数STI[3]，评价砂岩与碳酸盐岩厚度占地层占比在0～30%范围内的薄夹层发育程度。以沙三中5-9小层为例，夹层指数主要分布范围为0.2～0.7，由湖盆中心(濮深18井和卫48井附近)向湖岸依次增大，呈环带状分布，内斜坡带STI值一般分布在0.4～0.7，该区域主要形成夹层型页岩油(图8)

图8 东濮凹陷沙三中亚段5～9小层夹层指数

3.2.3 微裂隙的发育程度影响页岩油富集

页岩油储层中的烃类流体存在着多种赋存形式，结合场发射环境扫描电镜、扫描电镜(含氩离子抛光)和X射线能谱分析证实濮卫地区与文留地区沙三段页岩油储层中存在油气显示，页岩油主要以游离态赋存于大孔和裂缝中，呈薄膜状、浸染状黏附于矿物颗粒表面，并在裂缝周围富集，页岩油主要赋存在粒间孔、晶间孔、溶蚀孔和连通裂缝中(图9)。能谱显示方解石晶间溶孔中赋存的液态烃碳元素质量和原子占比分别为65%和80%，氧和钙的原子占比分别为13%和7%，排除无机碳的可能。微裂隙沟通大量无机孔与有机质孔形成有效的孔缝组合，是页岩油发生短距离运移的最重要的渗流通道。微裂隙的大量发育有利形成较高的页岩油初始产量。北美三大主要页岩油产区，如Bakken页岩、Barnett页岩与Eagle Ford页岩都存在集群性微裂缝[22]，宏观裂缝的大量发育容易使页岩油散失到烃源层系外，不利于页岩油富集，因此大断裂附近不易形成页岩油藏。

图9 东濮凹陷沙三段页岩油镜下赋存特征

3.3 中高成熟度页岩油流动性好是高产的保障

成熟度是页岩油流动性的关键因素之一，岩石中有机质进入生油窗后，随着热演化程度的增加，干酪根有机质大分子不断发生化学键断裂，从而导致分子量不断减小，对应所生成原油的物性也从从高黏度、高密度的重质油逐渐转变为低黏度、低密度的轻质油，进而改善页岩油流动性。东濮凹陷沙三段有机质以Ⅰ型、Ⅱ型为主， 成熟度一般处在中高演化阶段，对应深度范围为3 350～4 400 m(图10)。通过气油比、地层温度、原油密度计算得到的原油黏度等值线图大致反映页岩油流动性分布。原油低黏度区(小于10 mPa·s)一般分布在洼陷带，如柳屯、海通集和前梨园等洼陷带以及濮卫次洼北部的古云集地区，濮卫次洼南部和文留斜坡带处于中高黏度区(10～50 mPa·s)，总体上东濮凹陷洼陷带和内斜坡带沙三段中、下亚段的页岩油流动性较好(图11)。

图10 渤海湾盆地东濮凹陷沙三段页岩含油性与可动性相关参数与埋深关系

图11 东濮凹陷沙三中亚段5～9小层地层条件下页岩油黏度

3.4 膏泥岩形成的顶底板与超压带的广泛分布有利于页岩油富集与保存

东濮凹陷北部地区沙三段主要发育3套盐岩[23]，由上至下包括沙三上亚段—沙三中上亚段(文9盐，也称卫城上盐)、沙三中下亚段(也称卫城下盐)、沙三下亚段—沙四亚段(也称文23盐)，平面上以文留、卫城地区为厚度中心，膏盐层累积厚度可达 950 m，在膏盐分布区发育厚层膏盐夹泥质细粒沉积岩类，形成盐间型页岩油。东濮凹陷盐成因为“深水成因”[24-25]，这类型页岩油一般发育于半深湖—深湖，泥页岩以中高成熟度为主，油藏表现出超压、高气油比特征。以文古4井例， 储集层岩性以泥页岩夹薄层粉砂岩为主，TOC为0.6%～6.0%，S1为0.31～10.59 mg，Ro为0.9%～1.0%，压力系数为1.7～2.0，储集层厚度为50 m，上盐厚度为200～300 m，下盐厚度为90～110 m，上下厚层膏盐作为页岩油富集的顶底板，构成盐间高压封闭的页岩油封存体系。该井控制放喷，4 h累积放出原油80 m3。针对盐间页岩油，近期文古4构造部署的文410井目的层泥页岩发育段油气显示较好。

异常压力对页岩油富集起到超压封存箱和运移动力作用，尤其是夹层型或裂缝型页岩油富集高产一定要发生运移。由于微纳米级孔喉的毛细管力大，致密储集层中浮力作用受限，压差是夹层型或裂缝型页岩油非原位短距离运聚的主要动力。濮卫次洼南部地区沙三段存在源内页岩油运移证据：一是卫69井沙三中4小层的云质页岩的全岩镜质组镜下显示发褐色荧光(图12)，其邻井卫70井相同层位 3 265.6 m深度的泥质云岩Ro为0.78%，表明卫69井沙三中4井段烃源岩已成熟，成熟烃源岩的镜质组镜下发褐色荧光，表明存在外来原油注入；二是在S1与TOC的交绘图版上数据点偏离直线，表明存在油气运移。东濮凹陷沙三中下亚段超压广泛分布，暗色泥页岩发育区压力系数主要分布范围为1.2～1.7。

图12 卫69井泥质云岩全岩镜质组镜下特征

3.5 可压性是页岩油可采性基础

脆性较大的岩石易压裂。Barnett页岩获得较高页岩油产量的重要原因之一是该页岩脆性大而易被压裂从而提高其渗透率。通常脆性较好的页岩储层中石英质量分数大于30%，黏土矿物质量分数小于30%。与中国陆相咸化湖盆烃源层系类似，东濮凹陷濮卫和文留地区沙三段泥页岩富含碳酸盐岩，相对贫硅质质量分数，其中沙三下亚段泥页岩脆性略好于沙三中亚段，沙三下亚段脆性矿物以碳酸盐矿物为主(质量分数约为33%)，石英次之(约为21%)，塑性黏土矿物质量分数较高(约为34%)，不利于人工压裂。

4 东濮凹陷沙三段页岩油勘探前景

东濮凹陷沙三段存在多种类型页岩油，包括纯泥页岩型、泥页岩夹砂岩或碳酸盐岩夹层型(泥地比大于60%，夹层厚度一般小于5 m)、盐间高温高压致密型(厚层膏盐夹超低渗的泥质细粒沉积岩)等。总体上北部洼陷带及内斜坡带页岩油富集条件好，上述3种页岩油富集类型均存在。濮卫、柳屯、海通集等洼陷带以及文东内斜坡带沙三中下亚段以中高熟页岩为主，纹层状碳酸盐岩及混合细粒沉积岩等优势岩相较发育，且沿NNE走向该区域地应力较集中，存在集群性构造微裂缝的可能，页岩油富集的储渗条件较好，该区域面积约为200 km2,可动油平均丰度为20×104t/km2，技术可采资源约为4 000×104t。北美海相页岩富硅贫泥，盆地类型且以克拉通盆地和前陆盆地为主，构造稳定，可压性与保存条件优于东濮凹陷沙三中下亚段。研究区在资源丰度、储渗性、流动性等方面并不差于北美三大页岩油产区，因此东濮凹陷沙三中下亚段页岩油仍然具有较大的勘探潜力，有望成为中原油田增储上产重要的石油接替领域。

5 结 论

(1)页岩油资源丰度、泥页岩储渗性、流动性、可压性、顶底板是陆相页岩油富集的关键要素，其中较高的资源丰度是页岩油富集基础，纹层或非泥岩薄夹层或集群性微裂隙的发育程度决定泥页岩地层储渗性，中高演化程度控制页岩油流动性，高脆性矿物(尤其是石英)质量分数、低黏土质量分数的泥页岩容易压裂。

(2)文东内斜坡带、濮卫次洼、柳屯洼陷以及海通集洼陷沙三段页岩油以中高熟为主，可动油资源丰度较高，而且纹层状碳酸盐岩及混合细粒沉积岩等优势岩相较发育，且沿NNE走向该区域地应力较集中，存在集群性构造微裂缝的可能，膏泥岩形成的顶底板与超压带广泛分布，陆相页岩油富集的资源条件、储渗条件、流动条件均较好，勘探潜力较大。