渤海湾盆地东营凹陷古近系页岩油主要赋存空间探索

包友书

(中国石化 胜利油田分公司 勘探开发研究院，山东 东营 257015)

得益于水力压裂和水平井技术的发展，北美地区已经成功勘探开发了大量的页岩油气资源[1-3]。中国东部陆相盆地中也发育着大量的页岩油气[4-6]。和常规储层相比，页岩储层岩石致密，孔隙结构复杂，且非均质性强，油气在页岩内的流动性远远不及其在常规储层中的流动性。因此，页岩储层特征对页岩油研究显得尤为重要，它一方面影响页岩对油的储集能力，进而影响含油性；另一方面影响页岩油的可流动性。

目前对页岩孔隙结构进行量化研究的方法包括图像法(CT图像、原子力显微镜、小角散射和FIB-SEM图像等)、压汞法、低温气体吸附法(N2吸附法和CO2吸附法)和核磁共振法等[7-15]。利用图像法(如FIB-SEM等)可以定量研究孔隙及喉道等的二维及三维形状及连通性等，但对于图像法来说，一般整体和局部难以兼顾，如果观察整体，视域相对较大时，则难以获得微小孔隙的图像；如果观察纳米级孔隙，则难以将微小视域的图像模型外推到储层空间。核磁共振分析法可以通过测定横向弛豫时间来测定孔径分布范围，但无法识别孔隙连通与否。低温气体吸附法测定的孔径范围较窄(一般在100 nm以下)，而且在样品粉碎过程中，可能产生非页岩本身的孔隙或微裂缝，而影响测定结果。

对于页岩油所赋存孔隙空间，还缺少系统研究方法。尽管利用显微荧光、环境扫描电镜等可以在裂缝或较大孔隙中观察到油或水的存在，以及与矿物的依附关系，但难以观测纳米级孔隙中原油的存在。本文通过准确定量测定泥页岩总孔隙度、孔径分布特点及含油饱和度等，进而探索页岩油在页岩内的主要赋存空间。

1 实验样品及方法

1.1 实验样品

实验样品采用东营凹陷3口页岩油气勘探井(Fanye1，Liye1和Niuye1井)和一口普通井(Fan120)的样品，样品均为古近系沙河街组沙三段(Es3)或沙四段(Es4)泥页岩，岩性包括块状泥质灰岩、块状灰质泥岩、层状灰质页岩和纹层状灰质泥岩等，均处于成熟演化阶段，具有形成页岩油气的潜在可能[18-20]。高压压汞测试样品信息如表1所示，均具有较高的碳酸盐含量，分布在16.9%～74.9%之间，黏土矿物含量在11.4%～47.5%之间，石英和长石等碎屑含量一般在31%以下。其中3口页岩油气井为井口取出的样品经冷冻保存处理，最大限度地保持了岩石内部原油不散失，用于准确测定其含油饱和度。

1.2 实验方法

选取代表性样品共进行4个系列的测试，分别为泥页岩GRI孔隙度及含油饱和度分析、高压压汞分析、有机碳(TOC)测定和岩石热解(Rock-Eval)分析。其中，GRI孔隙度和含油饱和度测试、TOC和热解分析在Core Lab实验室完成，高压压汞测试在Weather Ford实验室完成。

1.2.1 泥页岩GRI分析

将样品分为二部分，一部分用于测定泥页岩样品的整体密度(ρb)：首先利用天平称取一定量泥页岩样品，再将称重后的泥页岩样品浸入汞中，测定样品的体积，根据样品质量和体积确定出样品的整体密度[16-17]。

另一部分样品用于测定岩石中含油量和固体颗粒密度(ρg)。将样品粉碎至20～35目，称取一定量泥页岩样品，记录质量m1；再将该样品放入Dean Stark抽提装置[17-18]，用甲苯抽提出泥页岩中的水和油，并计量抽提出油的质量mo，抽提后的泥页岩颗粒样品置于真空烘箱中，以105 ℃恒温加热直至恒重，称量记录颗粒样品质量m2；最后将恒重后的样品在孔隙率仪上利用氦气介质测定样品的颗粒密度。

根据公式(1)和公式(2)分别计算总孔隙度和含油饱和度：

ΦT=[1-m2·ρb/(m1·ρg)]×100

(1)

So=mo·ρb/(m1·ρo·ΦT)×100

(2)

公式(1)和(2)中：ΦT为样品的总孔隙度，%；So为含油饱和度，%；m1、m2和mo分别为称取的待索式抽提的样品质量、抽提并烘干后的样品质量和抽提出的油质量，g；ρb，ρg和ρo分别为样品的整体密度、颗粒密度和油的密度，g/cm3。

1.2.2 高压压汞分析

将柱塞状泥页岩样品放置在索式抽提仪中抽提出液体有机质后，再放置在烘箱中105 ℃烘干至恒重，以去除残余水分。以高压压汞仪进行压汞实验，先将压汞仪及岩心内部抽真空，再注入汞至一定压力，在每一个压力点压力平衡后，记录平衡压力和汞注入量，再升高压力至下一个压力点，压力由真空开始逐步升高至410 MPa。根据各个平衡压力点压力和对应的汞注入量，计算孔径分布特征。

1.2.3 有机碳和热解分析

有机碳分析在碳硫分析仪上进行。称取一定量粉碎的泥页岩样品，以盐酸处理溶解去除碳酸盐矿物；样品粉末在碳硫分析仪内通氧气燃烧，以远红外检测器检测燃烧生成的CO2量，进而确定样品有机碳含量。

热解实验在Rock-Eval热解仪上进行。称取少量粉碎泥页岩样品，装入热解仪，快速升温至300 ℃,并恒温3 min，以获取热解参数S1；然后以25 ℃/min的升温速率程序升温至650 ℃，以获取热解参数S2。以氢火焰离子化检测器(FID)实时检测热蒸发出的烃(S1)和热解裂解烃(S2)量。

2 实验结果及讨论

2.1 不同孔径对总孔隙度的贡献

根据高压压汞实验各平衡压力下汞的注入量，可确定泥页岩样品的总体孔径(直径)分布。本次测试结果表明东营凹陷古近系泥页岩样品的孔径分布多样，总体可以分为3种特征(图1)：一种类型为低孔隙度小孔径为主型，此类岩性一般为块状泥岩，孔隙度一般在5%以下，在孔径分布曲线上，峰值一般在10 nm以下,如Fan120-3样品；第二种典型类型为高孔隙度多孔径型，此类一般为纹层状页岩，孔隙度一般在8%以上，孔径分布范围较宽，既有10 nm以下孔，又有100 nm以上孔，甚至包含1 μm以上孔隙，孔径分布主峰值一般在10nm以上，并且10 nm以下孔隙所占比例相对较低，如Liye1-1样品；第三种则为中间型，一般为层状至纹层状页岩，孔隙度一般在5%～10%之间，孔径分布范围较宽，主峰值一般在10 nm附近或以上，100 nm以上孔隙所占比例相对较低(如样品Fanye1-5)。

表1 渤海湾盆地东营凹陷压汞测试样品信息

图1 渤海湾盆地东营凹陷泥页岩孔径分布曲线典型特征

根据压汞数据分别统计10 nm以下、10～100 nm和100 nm以上孔径孔隙对总孔隙度的贡献(图2)，统计结果表明：10 nm以下孔径孔隙贡献孔隙度最大值为5.95%(Fanye1-3)，但大多低于4.5%，最小值仅为2.32%，平均值为3.35%，说明其整体贡献的孔隙度较低；10～100 nm孔径孔隙贡献的孔隙度变化较大，变化范围在0.01%～11.33%之间， 10～100 nm孔径孔隙贡献的孔隙度越大，总体孔隙度越高；而100 nm以上孔径的孔隙仅在部分样品中发育，一般发育在孔隙度较高的样品中。

图2 渤海湾盆地东营凹陷泥页岩不同孔径孔隙贡献的孔隙度

总孔隙度与不同孔径孔隙所占比例关系表明：10 nm以下孔隙所占比例越高，其总体孔隙度越低，当10 nm以下孔隙所占比例达到100%时，其孔隙度仅为3.5%左右(图3，表2)；10 nm以上孔隙所占比例越高，其总体孔隙度越大。因此，对于东营凹陷泥页岩来说， 10 nm以下孔隙属于页岩的基础孔隙，不管高孔隙度泥页岩还是低孔隙度泥页岩，其贡献孔隙度一般低于4%；而10 nm以上孔径的孔隙则是较高孔隙度泥页岩的孔隙的重要贡献者，其比例越高，总孔隙度越大。

2.2 页岩油主要赋存孔径范围

为探索页岩油在泥页岩内的主要赋存孔径范围，利用进行过含油饱和度测试和高压压汞分析的泥页岩样品，分别统计不同孔径孔隙所占比例与总体含油饱和度关系。统计发现泥页岩的含油饱和度总体上与10 nm以下孔隙所占比例呈负相关关系：10 nm以下孔所占比例越高，其含油饱和度越低，10 nm以下孔所占比例达到80%左右时，基本不含油；而10 nm以上孔所占比例与含油饱和度正相关(表2,图4)。据此认为，东营凹陷古近系泥页岩内油的主要赋存孔径范围应该在10 nm以上，10 nm以下孔隙则可能被水所占据。

图3 渤海湾盆地东营凹陷泥页岩孔隙度与不同孔径孔隙所占比例关系

样品编号w(TOC)/%热解分析S1/(mg·g-1)S2/(mg·g-1)Tmax/℃GRI分析 孔隙度/%含油饱和度/%压汞不同孔径孔隙体积百分比/%<10 nm10～100 nm>100 nmFan120-159.1339.900.00Fan120-257.9625.820.00Fan120-399.640.360.00Fan120-492.587.420.00Fanye1-14.302.2021.194486.3719.40 30.0666.063.88Fanye1-21.761.937.494454.4481.3818.620.00Fanye1-36.653.8445.1845010.179.71 58.1939.632.18Fanye1-41.771.777.184465.942.59 71.8225.832.35Fanye1-54.813.8324.064508.4920.56 38.2655.536.21Liye1-13.255.9911.6144016.0414.93 11.5267.5820.90liye1-22.495.439.8443911.198.36 31.8466.781.38Liye1-32.795.9911.5943813.1519.54 25.1569.225.63Liye1-44.647.7318.9044617.6933.86 18.9964.0516.96Niuye1-111.5810.1096.1644411.5934.86 20.0161.8218.17Niuye1-24.284.3730.7044211.9917.71 36.7151.2012.09Niuye1-33.322.9422.494427.4314.31 61.0438.960.00

2.3 可动油赋存的有利物性条件

泥页岩的含油饱和度指数OSI[Oil Saturation Index:S1/w(TOC) ]通常用于量化表征页岩产油潜力，认为该数值大于100mg/g的泥页岩，其含油量满足了干酪根吸附量(70～80 mg/g)，有较好的产油潜力[21-22]。本次利用OSI与孔隙度关系，探索东营凹陷古近系沙河街组泥页岩可动油赋存的有利物性条件。

图4 渤海湾盆地东营凹陷泥页岩含油饱和度与不同孔径所占比例关系

随有机碳含量的增加，Fanye1井、Niuye1井和Liye1井的OSI数值呈现不同的变化趋势：Fanye1井和Niuye1井泥页岩样品的OSI数值总体上随TOC增加而呈现下降趋势；而Liye1样品OSI则整体上随TOC增加而呈现出增高的趋势(图5)。Fanye1和Niuye1井样品埋深相对较浅(表1), 虽然已进入排烃门限，但演化程度相对较低，并且总体孔隙度相对较低(图6a)。对于高有机质丰度的泥页岩，生成的烃类虽然满足了干酪根有机质的吸附，但大部分烃类赋存在干酪根有机质网络内及附近，有机质网络不仅是泥页岩内油滞留的主要载体，也是排烃的主要通道,生成的烃类易于通过有机网络排出。仅有部分低有机质含量且孔隙(或微裂缝)相对发育的泥页岩，接受临近其他来源的烃类，而具有了较高的OSI数值。Liye1井泥页岩样品则处于生烃高峰阶段，伴随生烃过程产生的有机酸等酸性流体，导致溶蚀次生孔隙发育。另外生烃增压作用导致微裂缝发育，也为页岩油滞留提供了有效的储存空间，次生孔隙和微裂缝的发育导致总体孔隙度较高(图6a)。由于演化程度相对较高，烃类的大量生成除满足有机质吸附外，还有部分进入无机孔隙和微裂缝，因而总体OSI数值较高。并且有机质丰度越高，生成孔作用越强，滞留烃量越大，OSI数值也越高。

图5 渤海湾盆地东营凹陷泥页岩OSI与TOC关系

上述分析表明，泥页岩内可动油的存在与否与多种因素有关，除了泥页岩有机质丰度、演化程度等之外，泥页岩的物性条件也是其影响因素之一。进而筛选出Fanye1、Niuye1和Liye1井OSI值大于100的泥页岩样品(存在可动油的样品)，制作OSI与孔隙度关系图版(图6b)。图6b中OSI与孔隙度总体上有较好的相关关系：GRI孔隙度越高，OSI越大。根据此相关关系回归计算，OSI值为100时，孔隙度一般为6.5%。由此推测，东营凹陷古近系孔隙度在6.5%以上，且在生油窗范围内的泥页岩，有利于可动页岩油的存储；而低于该孔隙度的泥页岩，其存在可动油的可能性较低。因此认为，东营凹陷古近系生油窗范围内孔隙度在6.5%以上的泥页岩可能是页岩油勘探的甜点。

3 结论

(1)利用GRI孔隙度及油饱和度测定、高压压汞实验及有机地化分析相结合的手段，建立了页岩油赋存孔径和可动油储集物性条件的系统研究方法。

(2)孔隙度测试和压汞分析数据表明：东营凹陷古近系泥页岩的孔隙度与10 nm以下孔隙所占比例负相关；与10 nm以上孔隙所占比例正相关，10 nm以上孔径的孔隙则是较高孔隙度泥页岩的孔隙的重要贡献者。

(3)含油饱和度与不同孔径孔隙所占比例关系表明，东营凹陷古近系泥页岩中的油主要赋存在10 nm以上孔径的孔隙中；OSI与孔隙度关系表明，孔隙度在6.5%以上，且在生油窗范围内的泥页岩，是东营凹陷古近系可动页岩油的有利储层。

图6 渤海湾盆地东营凹陷泥页岩OSI与GRI孔隙度关系