鄂尔多斯盆地富县地区延长组长7湖相页岩油地质特征及勘探潜力评价

孙建博 孙兵华 赵谦平 姜呈馥 刘 刚 尹锦涛 高 潮 郭 超

（ 1陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院；2陕西省陆相页岩气成藏与开发重点实验室；3延长油田股份有限公司富县采油厂 ）

页岩油是指赋存于富有机质泥页岩层系中的自生自储、连续分布的石油聚集。近年来，美国页岩气勘探开发取得了巨大成功，引发全球掀起了页岩气勘探开发的热潮。同时美国的勘探实践也证实，页岩油资源同样具有巨大的勘探潜力[1]。目前页岩油已在美国、加拿大、澳大利亚等国家得到了商业性的开发[2-7]。中国渤海湾、松辽、南襄、鄂尔多斯、准噶尔等多个中—新生代陆相湖盆中，也已不同程度地获得了工业页岩油流[8-14],显示出良好的勘探开发前景。但是由于中国地质条件的复杂性，页岩油的勘探工作仍面对较大的挑战。2011年以来陕西延长石油（集团）有限责任公司在鄂尔多斯盆地富县地区延长组长7段页岩油气勘探实践中，大量钻井在黑色富有机质页岩段发现了丰富的油气显示，少数钻井经压裂获得低产油流，证明了富有机质页岩中存在页岩油资源。目前已有学者对鄂尔多斯盆地长7页岩油展开初步探讨[15-16]，对页岩油的勘探、评价方法等开展了一些探索性的研究工作，但总体处于起步阶段，对页岩油富集的基本条件等认识还不够清晰。本文在借鉴前人研究成果的基础上，从长7段富有机质页岩的岩相特征、储集性能、地球化学特征及烃类的可动性等方面展开研究，以期为页岩油藏的富集区评价、资源潜力等深入分析奠定基础，从而有效指导该区页岩油的勘探开发工作。

1 地质背景

鄂尔多斯盆地是中国第二大沉积盆地。在晚三叠世长7早期，强烈的构造活动使得湖盆快速扩张，形成了大范围的深水沉积，水生生物和浮游生物繁盛，有机质丰富，发育了大规模湖相页岩层[17]。富县地区位于长7沉积期的沉积中心，主要发育半深湖—深湖相泥页岩，这套泥页岩层系为页岩油的生烃成藏奠定了物质基础（图1）。富县地区构造上位于伊陕斜坡东南部，构造面貌与区域构造面貌一致，东高西低，在平缓的西倾单斜背景上，发育差异压实作用形成的近东西向低缓鼻褶，未见明显断裂发育。

图1 鄂尔多斯盆地构造区划与研究区位置图

2 湖相页岩油形成的地质条件

2.1 岩石矿物学及岩相特征

晚三叠世早期，鄂尔多斯盆地经历湖盆雏形—形成—鼎盛的演化阶段[18]，在研究区内频繁湖进湖退的水动力环境使得长7页岩中粉砂质纹层发育[19]。剖面、岩心及镜下薄片观察结果表明，鄂尔多斯盆地延长组长7页岩中粉砂质纹层普遍发育(图2)。本次研究主要以长7下部发育的“张家滩”页岩为对象，以下简称长7页岩。在YY1井50.5m的长7页岩岩心中，总计观测粉砂质纹层1880层，累计厚度为6.1m，约占测量页岩段总厚度的11.9%，粉砂质纹层在黑色页岩段均有发育。粉砂质纹层发育的平均频率为37.2层/m，粉砂质纹层单层厚度多数分布在0.2～5mm之间（图3）。研究区长7页岩中普遍发育的粉砂质纹层造成页岩整体脆性变高，X射线衍射分析结果也证明了这点。粉砂质纹层中石英、长石等脆性矿物含量较高，占总矿物含量的80%左右，黏土矿物含量约为20%。

北美页岩油气的勘探开发经验表明，富含石英等脆性矿物的页岩具有较好的可压性，在外力作用下有利于形成天然裂缝和诱导裂缝，对页岩油的开采十分有利[20-21]。

图2 剖面（a）、岩心（b）和薄片（c）尺度下页岩粉砂质纹层发育特征

图3 YY1井页岩粉砂质纹层单层厚度统计直方图

页岩中有利的岩相是页岩油赋存的甜点区，国外学者一般利用油饱和指数OSI（S1×100/TOC）来表征泥页岩中游离油量的多少，作为页岩油富集的标准[22]。本次工作在野外露头、岩心观察、有机地球化学分析的基础上，对长7页岩岩相进行划分，并开展有利岩相评价。长7页岩可划分出黑色页岩、含粉砂质纹层黑色页岩、暗色泥岩、含粉砂质纹层暗色泥岩、粉砂岩5种岩相，对不同岩相进行有机碳和热解S1分析，结果表明含粉砂质纹层黑色页岩的OSI平均值为110mg/g，为页岩油赋存的最优质岩相（表1）。

表1 富县地区长7页岩岩相划分表

2.2 页岩展布特征

富县地区位于长7期的沉积中心，长7页岩分布广泛、稳定。通过单井录井、岩心、测井等资料相结合，对富县地区延长组长7页岩发育特征进行解剖。结果表明：富县地区延长组长7页岩大规模发育，最厚可达100m，纵向上主要发育在长73小层，厚度主要为50～60m，这套页岩在测井曲线上表现出低自然电位、高声波时差、高自然伽马、高电阻率和低密度等显著特点（图4）[23]。这套页岩的规模展布，为页岩油的成藏提供了基本的物质条件（图4、图5）。

2.3 生烃条件及滞留烃特征

页岩的有机质类型、有机质丰度、成熟度是页岩油评价的主要参数和储量估算的重要指标，也是页岩油赋存状态、形成机理研究的基础。

图4 Y817井—LP204井—YY12井长7页岩连井剖面图

图5 富县地区长7页岩厚度分布图

2.3.1 有机质类型、丰度及成熟度

热解参数和显微组分分析结果表明，研究区长7页岩有机质类型主要以Ⅰ—Ⅱ1型为主，还有部分Ⅱ2型有机质。TOC值一般为2.0%～8.0%，平均为4.7%（68块样品）。实测页岩有机质成熟度表明，长7页岩镜质组反射率为0.51%～1.39%（63块样品），最高热解峰温Tmax主要分布在440～460℃。根据页岩油气分级评价标准，并与中国东部渤海湾盆地渤南洼陷沙三段的TOC、S1、氯仿沥青“A”等指标对比[24]，研究区页岩的有机质类型、丰度、成熟度均达到或超过了页岩油气有利区的下限要求。

2.3.2 页岩中滞留烃特征

页岩中的滞留烃对于页岩油富集意义重大，游离态滞留烃是页岩油产能的有效贡献者，常用热解S1和氯仿沥青“A”来表征[25]。长7页岩地球化学分析结果表明，页岩热解S1主要分布在2～6mg/g，平均约4.17mg/g；氯仿沥青“A”主要分布在0.31%～1.20%，平均为0.72%，含量较高（103块样品）。采用二氯甲烷抽提方法对含粉砂质纹层黑色页岩岩心柱样品进行了含油饱和度测试，结果显示含油饱和度分布在13.84%～87.34%，平均为39.32%（30块样品）。表明研究区页岩的含油饱和度较高，液态烃体积占据了近40%的储集空间。与南襄盆地泌阳坳陷泌页1井热解参数相比[26]，研究区长7滞留烃含量远高于该井。

2.4 储集条件

页岩中发育的有机质孔、溶蚀孔及微裂隙等多种类型储集空间是页岩油的赋存场所，其对页岩油的赋存状态具有重要影响。本次工作利用氦气膨胀法、脉冲衰减法等多种测试手段，结合显微镜和扫描电镜观察结果，分析长7页岩中的储集空间类型、发育特征、孔隙度及微观结构特征。研究结果表明，研究区长7页岩中局部有机质孔较为发育，孔隙、喉道均为纳米级，大于油气分子大小，可为油气储集提供场所。

2.4.1 微观储集空间类型

利用氩离子场发射扫描电镜对长7页岩开展微观结构观察分析。长7页岩结构十分致密，主要发育粒间孔、溶蚀孔、有机质孔、微裂隙等多种储集空间类型。其中，粒间孔主要孔隙形态呈不规则多边形，孔隙直径从几纳米至几十微米不等，多数在十几纳米至十几微米之间，孔隙连通性较差，对页岩油的储集不利（图6a）。研究区长7页岩局部有机质中有机质孔较为发育，部分有机质中蜂窝状、海绵状的有机质孔成群发育，有机质孔相互连接，形成孔隙网络，有机质孔孔径主要为6～60nm，最大可达1μm以上，有机质孔是页岩油的主要储集空间类型之一（图6b）。有机质类型和含量可能是影响延长组页岩中有机质孔发育程度的关键因素，页岩中分散状的固体石油沥青含量越高，有机质孔越发育。另外一种有利的页岩油储集空间为页岩有机质中以及有机质和无机矿物的接触面发育的微裂隙，多顺层分布且连续性好，宽度相对较小，多分布在1～2μm，局部有泥晶级成岩矿物垂直缝壁结晶，该类裂缝延伸距离较远，渗流能力较强（图6c—e）。

长7页岩粉砂质纹层中，溶蚀孔相比纯页岩数量更多，规模更大，孔径一般在50nm以上，部分可达5µm（图6f）。页岩中广泛发育的粉砂质纹层是页岩油非常重要的储层类型。

图6 长7页岩储集空间类型

2.4.2 孔隙结构和物性特征

为定量评价页岩的孔隙结构特征，本次研究结合二氧化碳低温低压等温吸附法、氮气低温低压等温吸附法和压汞法等多种测试手段，对研究区未处理页岩样品的孔隙结构进行了测试和分析。测试结果表明，页岩中孔隙孔径主要分布在10µm以下，孔径分布具有多峰分布的特点，主要峰值分别分布在0.3～1nm微孔孔径区间、2～5nm中孔孔径区间、10～40nm中孔孔径区间、300～500nm大孔孔径区间和2～5µm大孔孔径区间（图7）。

通过分析页岩孔体积分布特征，孔径2nm以下的微孔孔体积最小，占总孔体积的3%～9%，中孔孔体积和大孔孔体积较大且二者基本相当，其中孔径为 2～50nm的中孔孔体积占总孔体积的25%～62%；孔径50nm以上大孔孔体积占总孔体积的32%～69%。以0.2nm的甲烷分子、0.25～5.00nm的石油分子分别与典型的页岩气产层[27]和长7页岩的孔隙、喉道大小比较，长7页岩的孔隙、喉道大小基本符合油气存储和产出要求。

图7 页岩的孔径分布特征

采用氦气膨胀法和脉冲衰减法对研究区50块页岩样品进行了孔隙度和渗透率测试，结果表明，页岩层系孔隙度分布范围较大（图8），最小值为0.4%，最大值为5.2%，主要分布在0.8%～2.8%，平均为1.82%；渗透率最小值为0.00007mD，最大值为0.9mD。对数据进行筛选分析，剔除受裂缝影响的偏大分析数据，研究区页岩的渗流率主体小于0.05mD，平均为0.005mD（图9）。

图8 孔隙度分布直方图

图9 渗透率分布直方图

3 含油气性

图10 孔隙和裂缝中页岩油发育特征

页岩是否含油是页岩油能否成藏的关键指标，滞留烃特征结果显示研究区页岩热解S1和氯仿沥青“A”含量较高。此外，镜下观察页岩和纹层中的孔隙、裂缝均发育一定数量的页岩油（图10），表明长7页岩具有较好的含油性。近年钻井过程中，长7页岩普遍显示高气测异常，现场解析结果显示页岩含气量最小为0.2m3/t，最大为2.6m3/t，平均为1.6m3/t（图11）。页岩中较高的含气量可以增加页岩层系的气油比，提高原油的流动性和可采性。在含粉砂质纹层黑色页岩中，黑色页岩所生成的石油只需经过极短的运移距离就能进入粉砂质纹层中聚集，加上粉砂质纹层自身也混有一定数量的沉积有机质，具有一定的生烃潜力，这两者的有机结合有利于页岩油的富集。

图11 现场含气量测试结果统计直方图

研 究 区 LP179、LP171、YY5、YY1、X57、YY33等井长7页岩段经压裂获得不同程度页岩油流，其中YY1井达到工业油流标准。长7原油实测物性统计结果表明：原油密度平均为0.84g/cm3；黏度平均为5.47mPa·s；原油初馏点平均为59℃；凝固点平均为20.5℃；平均含硫量约0.02%。长7页岩原油属于低密度、低黏度、低凝固点的原油，总体具有油质轻、黏度小的特点，且研究区页岩中普遍含气，有利于页岩油在纳米孔喉中的流动和开采。

4 勘探有利区评价

此次主要采用热解参数S1法对鄂尔多斯盆地富县地区页岩油资源量进行计算。富县地区长7页岩埋深大于1000m，厚度在50～60m之间。页岩油资源量计算公式为：

式中 Q油——页岩油地质资源量，104t；

Si——含油页岩单位面积，km2；

hi——页岩平均厚度，m；

ρi——页岩平均密度，t/m3；

S1i——页岩平均含油率，本文用热解参数S1表征，mg/g。

富县地区位于湖盆沉积中心，研究表明长7页岩分布面积达0.23×104km2，厚度平均值为55.3m，密度平均值为2.44t/m3，含油率平均值为4.17mg/g。通过计算，鄂尔多斯盆地富县地区页岩油资源量为12.94×108t。

综合页岩展布特征、岩石矿物学及岩相特征、生烃条件及滞留烃特征、储集条件、含油气性等多种因素，认为长7页岩粉砂质纹层发育段是页岩油勘探的有利目的层段，该层段粉砂质纹层中微米级孔隙发育，物性好，脆性较高，含油气性好，微裂缝发育，页岩油在其中滞留或短距离运移，易于形成页岩油流。对长7页岩的生油潜力、储集能力及页岩油可动性等方面展开评价，建立了富县地区页岩油有利区优选标准（表2），优选出有利区452km2（图12）。

表2 富县地区页岩油有利区优选标准

5 结论

鄂尔多斯盆地富县地区长7湖相页岩厚度大、连片分布，生烃条件优越，页岩中粒间孔、溶蚀孔、有机质孔及微裂缝发育，页岩含油气性好，具备页岩油形成的基本地质条件。

长7页岩中粉砂质纹层大量发育，粉砂质纹层中微米级孔隙发育，物性好，脆性高，含油气性好，微裂缝发育，页岩油在其中滞留或短距离运移，是页岩油勘探的有利目的层段。

综合页岩展布特征、岩石矿物学及岩相特征、生烃条件及滞留烃特征、储集条件、含油气性等多种因素，优选出有利勘探目标区452km2，为下步勘探指明了方向。

图12 鄂尔多斯盆地富县地区页岩油有利区预测分布图