盐间页岩油形成有利条件与地质甜点评价关键参数——以潜江凹陷潜江组潜34-10韵律为例

李志明，钱门辉，黎茂稳，蒋启贵，吴世强，鲍云杰，曹婷婷，陶国亮，刘 鹏，徐二社，刘伟新

(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.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室, 江苏 无锡 214126；3.中国石化 油气成藏重点实验室，江苏 无锡 214126；4.中国石化 江汉油田分公司 勘探开发研究院，武汉 430223)

2010年以来，在北美海相页岩油气革命的启发下，我国针对各含油气盆地中处于生油窗内的陆相主力烃源岩层系，开启了陆相页岩油的勘探与开发探索，明确我国陆相页岩油的勘探开发潜力巨大[1]。部分盆地陆相页岩油勘探开发实践成果[2-6]表明，陆相页岩油有望成为我国石油增储上产与接替的重要领域。

潜江凹陷位于江汉盆地中部，为典型内陆盐湖盆地,潜江组沉积时期为盆地的沉降中心、汇水中心、浓缩中心，发育一套厚达3 000～6 000 m的盐系地层，主要由碎屑岩和化学岩构成，纵向上发育193个盐韵律，盐间夹持的细粒沉积岩一般厚5～10 m，单层最大厚度约38 m。在前期常规油气勘探过程中揭示：多套盐间细粒沉积层系尤其是潜34-10韵律盐间细粒沉积地层油气显示异常丰富，在蚌湖向斜带均呈现“油浸”的特点，多口井钻获工业油流，其中3口钻井发生强烈井喷，日喷油量达千吨[7-9]，初步估算仅潜34-10韵律盐间页岩油地质资源量达1.12亿吨，展示了良好的页岩油勘探开发前景。2015年以来，研究发现潜江凹陷潜江组内发育多套盐间细粒沉积岩系尤其是潜34-10韵律，不仅是优质的烃源岩，而且还是良好的储集层，并且由于其上、下均为致密盐岩层封堵，纵向油气运移条件差，侧向因渗透性较好具有良好输导能力，形成了目前国内外独具特色、含油性甚佳的页岩油富集模式。本文以潜34-10韵律为例，根据页岩油专探井/兼探井系统分析结果，结合前人相关研究成果，阐述盐间细粒沉积岩系页岩油形成有利条件，提出2类页岩油富集模式与地质甜点评价关键参数与指标，为潜江凹陷其他盐间细粒沉积层系页岩油勘探开发评价提供依据与借鉴。

1 盐间页岩油形成的地质背景

江汉盆地是前白垩系褶皱基地之上发育起来的中、新生代内陆断陷盐湖盆地[10]。潜江凹陷是江汉盆地中部一个较大的次级构造单元，是盆内最重要的富烃凹陷，其北部和东南部分别以潜北断裂和通海口断裂为界，东北和西南则分别与岳口低凸起和丫角新沟低凸起相接，凹陷面积约2 500 km2。

潜江凹陷为受北东向正断层控制的双断箕状凹陷，自下而上发育白垩系渔洋组，古近系沙市组、新沟嘴组、荆沙组、潜江组、荆河镇组,新近系广华寺组，第四系平原组[11]，其中新沟嘴组和潜江组为2套生储油层系[12]。潜江组是古近纪时期在高盐度、强蒸发、封闭性、潮湿与干旱气候交替环境下形成的一套巨厚的富岩盐沉积层系[13-14]，其岩性组成复杂,是由蒸发盐矿物、碳酸盐矿物及陆源的黏土和细碎屑矿物[15-16]以及少量火山碎屑组成的混积岩。潜江组沉积期，其构造演化大致可分断陷、断拗和拗陷3个阶段[17]。潜4下段沉积时期为断陷阶段，受控于凹陷北部北东向潜北大断裂的强烈活动，形成北低南高、走向北西的箕状断陷；潜四上段至潜二段沉积时期为断拗阶段，潜北断裂持续活动，但强度减弱，派生出与之平行的二级断层，改造了前期北西向构造，形成了北东走向的断—洼—隆构造格局，沉降中心位于蚌湖—王场一带；潜一段至荆河镇组沉积时期为拗陷阶段，北东向断层活动微弱，但受到一定强度的北东—南西向侧压力作用，形成了一些北西向的背斜构造，北东向的构造面貌进一步受到改造。构造演化及格局控制了古地貌的总体特征，使凹陷古地形总趋势呈北低南高，北陡南缓，洼、隆、坡相间，东、西以平缓斜坡向两侧低凸起过渡的不规则箕状。在此古地形背景之上，由于盐湖内盐岩的塑性流动和上拱，促使其不同部位微地貌差异增大，使箕状古地貌进一步复杂化。渐新世未期的一期喜马拉雅运动，使凹陷整体抬升，凹陷边缘的潜江组地层遭受不同程度剥蚀，其剥蚀强度自凹陷周缘向凹陷中心减弱，现今构造定形，盐湖消亡。在准平原化后为新近纪及第四纪的河流、沼泽沉积所覆盖。

图1 江汉盆地潜江凹陷潜34-10韵律盐间细粒沉积岩相

表1 江汉盆地潜江凹陷潜江组潜三段油组划分、Ⅲ级盐韵律层数及小层编号

2 潜34-10韵律盐间页岩油形成有利条件

2.1 盐间细粒沉积岩总体是一套好—优质烃源岩

页岩油是赋存于富有机质页岩(泥岩)或与之密切共生的贫有机质岩相如碳酸盐岩、粉砂岩/砂岩夹层内，通过非常规技术可采出的石油资源[19]。因此，发育富有机质烃源层系是页岩油形成、富集的基础与必要条件。为了评价潜34-10韵律盐间细粒沉积岩的烃源品质，本文在对潜江凹陷页岩油专探井/兼探井(BYY2、BYY1HF、W99、W4X7-7)潜34-10韵律盐间细粒沉积岩岩心精细观察描述基础上，系统采集了典型样品(5～30cm间隔)并开展热解等分析。样品的有机碳(TOC)含量与生烃潜量PG(S1+S2)关系图解(图2)显示，潜34-10韵律盐间细粒沉积岩总体是一套好—优质烃源岩，TOC含量介于0.35%～7.29%，平均为2.46%(n=242)，其中w(TOC)≤1.00%的样品仅占总研究样品的14.46%，1.00%2.00%的样品占总研究样品的55.37%。与同属盐湖沉积的柴达木盆地英西地区下干柴沟组上段页岩油层系(TOC含量介于0.60%～2.20%，主要介于1.00%～1.20%[20])相比，潜34-10韵律盐间细粒沉积岩生烃条件明显优越得多。S1+S2介于1.03 ～50.23mg/g，平均为14.67mg/g(n=242)，其中(S1+S2)≤6.00mg/g的样品仅占总研究样品的20.25%，6.00mg/g<(S1+S2)≤20.00mg/g的样品占总研究样品的53.72%，(S1+S2)>20.00mg/g的样品占总研究样品的26.03%，以好—优质烃源品质为特征。

图2 江汉盆地潜江凹陷潜34-10韵律盐间细粒沉积岩有机碳含量与生烃潜量图解

对潜34-10韵律盐间细粒沉积岩典型样品开展有机岩石学分析揭示，有机质以腐泥组无定形体组分(含量介于68.3%～98.1%，平均83.3%，n=62)和富氢次生组分(含量介于2.0%～31.7%，平均16.6%，n=62)为主，仅个别样品中偶见少量镜质体和孢子体(图3)。同时，盐间细粒沉积岩中普遍发育矿物沥青基质，含量可达13%～25%，平均17%(n=62)，其形成应与沉积时期强还原环境和细菌等微生物发育密切相关[21]。热解与有机岩石显微组分特征表明，该沉积岩有机质类型以Ⅱ1为主，次为Ⅰ型，少量Ⅱ2型，这与方志雄[14]、王柯等[22]和李乐等[23]的认识基本一致。

图3 江汉盆地潜江凹陷潜34-10韵律盐间细粒沉积岩有机岩石学图片

典型样品抽提物生物标志物分析揭示，沉积水体表层光合作用带浮游生物发育，并且喜盐底栖生物也是成烃生物的重要来源；另外检测到光合作用绿硫菌标志物——绿细菌烷，指示光合作用带为厌氧环境，利于有机质保存(具体将另文发表)。因此，水体分层、光合作用带厌氧、浮游藻和喜盐细菌勃发，是潜34-10韵律盐间细粒沉积岩整体形成好—优质烃源岩的主要原因。

2.2 盐间细粒沉积岩现今处于生排油高峰期

热演化程度不仅控制富有机质细粒沉积岩中含油性、烃类流体性质、赋存状态与可动性等特征，而且还控制着页岩油勘探有利区的分布。美国海相页岩油的勘探开发实践表明，已经投入规模商业开发的页岩油区带大多处于中—高成熟度阶段的生烃凹陷区，页岩层系不仅含油性好，并且流动性好，是页岩油勘探的核心区域[24-25]。潜江凹陷蚌湖向斜带(蚌湖—王场地区)潜34-10韵律盐间细粒沉积岩现今顶界埋藏深度主要为1 700～3 550m，其中王场背斜带主要为1 700～2 600m，蚌湖洼陷区则处于2 800～3 550m。付鑫等[26]研究表明：蚌湖向斜带王场地区的地温梯度最高(3.66 ℃/hm)，烃源岩进入生烃的门限深度也最小(1 679m)。

根据潜江凹陷现今埋深—镜质体反射率关系方程[22]以及FAMM分析结果显示，Ⅱ1型烃源岩实测镜质体反射率抑制在0.22%左右[27]，王场背斜带潜34-10韵律盐间细粒沉积岩主要处于低熟阶段(0.55%

图4 江汉盆地潜江凹陷含盐富有机质白云质页岩生排烃模拟结果

2.3 盐间细粒沉积岩储集条件优越

国内外主要页岩油产层的孔隙度统计结果(表2)显示，除渤海湾盆地沧东凹陷孔二段和柴达木盆地下干柴沟组上段外，无论是海相页岩油储集层还是陆相页岩油储集层，其孔隙度峰值主要介于5.0%～12.0%。潜江凹陷2口页岩油专探井BYY2和BYY1HF潜34-10韵律盐间细粒沉积岩典型样品的孔隙度分析结果如表2和图5所示。其中BYY2井典型样品孔隙度介于0.2%～16.7%，峰值为5.0%～13.0%，平均为8.7%(n=50)；BYY1HF井典型样品孔隙度介于1.6%～12.9%，峰值为5.0%～12.0%，平均为6.6%(n=32)。显然，该孔隙度峰值分布范围与国内外页岩油产层的孔隙度峰值分布范围相当，并且明显好于沧东凹陷孔二段和柴达木盆地下干柴沟组上段页岩油产层的孔隙度峰值。同时2个专探井典型样品的渗透率分析结果显示，BYY2渗透率为(0.009 5～23.68)×10-3μm2，峰值为(0.40 ～9.88)×10-3μm2，平均5.37×10-3μm2(n=24)；BYY1HF渗透率为(0.008 2 ～131.44)×10-3μm2，峰值为(0.59 ～71.92)×10-3μm2，平均24.01×10-3μm2(n=10)。这表明潜江凹陷潜34-10韵律盐间细粒沉积岩储集条件优越。

表2 江汉盆地潜江凹陷潜34-10韵律盐间细粒沉积岩与国内外页岩油产层岩性、孔隙度对比

图5 江汉盆地潜江凹陷BYY2和BYY1HF井潜34-10韵律盐间细粒沉积岩孔隙度

对不同岩相的孔隙度分别统计表明，潜江凹陷潜34-10韵律盐间细粒沉积岩储集条件以白云岩、泥质白云岩最佳，灰质/白云质泥岩次之，钙芒硝充填云质泥岩最差。其中BYY2井潜34-10韵律盐间白云岩、泥质白云岩孔隙度介于5.7%～16.7%，峰值为6.3%～13.0%，平均为11.0%(n=26)；灰质/白云质泥岩孔隙度介于5.2%～9.8%，峰值为5.4%～8.9%，平均为7.7%(n=15)；而钙芒硝充填云质泥岩孔隙度介于0.2%～6.5%，峰值为2.3%～5.5%，平均为3.6%(n=9)；BYY1HF潜34-10韵律盐间白云岩、泥质白云岩孔隙度介于7.3%～12.9%，峰值为9.0%～12.4%，平均为10.5%(n=12)；灰质/白云质泥岩孔隙度介于4.0%～7.5%，峰值为4.3%～7.3%，平均为5.8%(n=10)；而钙芒硝充填云质泥岩孔隙度介于1.6%～3.9%，峰值为2.2%～3.6%，平均为2.7%(n=10)。另外，潜江凹陷潜34-10韵律盐间细粒沉积岩孔隙类型以白云石/方解石晶间孔、碎屑矿物粒间孔和黏土矿物层间孔为主，个别样品中尚见火山碎屑溶蚀孔，以白云石/方解石晶间孔、碎屑矿物粒间孔连通性较好，是页岩油的主要赋存空间。一定含量的白云石、黏土矿物能不同程度地改善孔隙结构，而钙芒硝对孔隙结构有破坏作用[34]。

2.4 细粒沉积岩顶底封盖条件优越

研究表明，蒸发岩是各类封盖层岩石中最优质的盖层[35]，当盐岩层厚度大于2 m且连续稳定分布时，就具备良好的封闭能力，可使大面积油气聚集得以保存[36]；同时盐岩在各类蒸发岩类中韧性最强，兼具门限压力高和极低渗透性的特性[37]。在潜江凹陷的蚌湖向斜南带，潜34-10韵律盐间细粒沉积岩的上部和下部分别为连续分布且累计厚度15～23 m和6～11 m的盐岩层(盐内局部兼夹一些厚1～6 cm不等的含盐泥页岩薄层)作为顶板和底板，由王场背斜区至蚌湖向斜南区，上、下盐岩总体呈增厚的趋势。蚌湖斜坡带和王场背斜区潜34-10韵律盐间细粒沉积岩内页岩油与上下盐内泥页岩薄夹层抽提物的生物标志物特征参数明显不同[23,31]，表明潜34-10韵律盐间页岩油没有进入上部和下部的盐岩层内。因此，该区顶底封盖条件十分优越，油气均在层系内聚集形成页岩油富集。由图6可见，其游离油S1普遍大于5.0 mg/g，最大可达39.5 mg/g，平均达9.8 mg/g(n=62)；油饱和指数OSI主要介于200 ～700 mg/g，平均为377 mg/g(n=72)，S1与OSI远高于东营凹陷各页岩油专探井中取心段含油性最好的利页1井结果[S1平均为7.7 mg/g(n=20)，OSI平均为192 mg/g(n=20)[38]]，这与潜江凹陷潜34-10韵律盐间细粒沉积岩顶底封盖条件优越，使生成的油气无法排出盐间细粒沉积岩而在其中赋存密切相关。

图6 江汉盆地潜江凹陷BYY2井潜34-10韵律盐间细粒沉积岩有机碳含量与游离油图解

3 页岩油富集模式与地质甜点区评价关键参数

3.1 潜34-10韵律盐间页岩油富集模式

对我国东部断陷盆地古近系页岩油层系系统剖析揭示：陆相页岩油富集可归结于受泥页岩层系的沉积环境、热演化程度以及顶底板封盖条件三元控制[39]。其中沉积环境不仅控制着富有机质页岩的有机质丰度与类型，而且制约着页岩油富集的有利岩相组合类型；成熟度则控制着富有机质页岩层系的含油气性、烃类性质与可动性；顶底板封盖条件控制着页岩油富集程度，并且优越的顶底板封盖条件可导致生烃洼陷区成熟的富有机质页岩生成的油气，在层系内可通过层理缝、页理缝侧向运移至原地富有机质页岩尚处于低熟甚至未熟的斜坡带和构造高部位聚集。

对潜江凹陷王场背斜带上页岩油兼探井W4X7-7和W99井等系统剖析发现，潜34-10韵律盐间细粒沉积岩较其上、下盐岩内泥页岩薄夹层不仅具有相对高的TOC、S1和OSI，并且游离油的生物标志物成熟度参数特征也具有显著差异，前者已处于成熟阶段，后者则处于低熟阶段(图7)，表明盐间细粒沉积岩发育段存在成熟运移油的贡献。同时，通过对比发现，王场背斜带潜34-10韵律盐间页岩油与蚌湖洼陷区潜34-10韵律盐间成熟的富有机质泥质白云岩等细粒沉积岩游离油的生物标志物特征一致，但潜34-10韵律页岩油与潜四上段砂岩油生物标志物特征具有明显差异，说明王场背斜带潜34-10韵律页岩油应属蚌湖洼陷区泥质白云岩等生成的油在同一层系内通过侧向运移而成。由此，针对潜江凹陷潜34-10韵律盐间页岩油，提出了2类页岩油富集模式(图8)。

图7 江汉盆地潜江凹陷王场背斜带W4X7-7井潜34-10韵律岩心有机地球化学综合柱状图

图8 江汉盆地潜江凹陷潜34-10韵律盐间细粒沉积岩2类页岩油富集模式

A类富集模式属层内侧向运移富集型，发育于王场背斜构造带。在王场背斜构造带潜34-10韵律盐间细粒沉积岩本身总体尚处于低成熟阶段，原地生成的油油质偏重，油气比低，主要以吸附—互溶态(束缚态)赋存，但运移油则油质轻，油气比高，以游离态赋存；同时背斜带由于埋藏相对浅，细粒沉积岩尤其是泥质白云岩和云质、灰质泥岩孔隙度普遍大于10.0%，并且层理缝、微裂缝异常发育，多为微米级以上[18]，W99井潜34-10韵律盐间细粒沉积岩段层理缝、微裂缝密度高达138～252条/m，为源自蚌湖洼陷区成熟富有机质泥质白云岩、白云质和灰质泥岩的运移油赋存提供了重要的储集空间。

B类富集模式则属典型原位—近源聚集富集型，发育于蚌湖洼陷的深洼与南斜坡带，BYY2、BYY1HF井揭示潜34-10韵律盐间页岩油富集就属此类型。该类型页岩油在蚌湖洼陷的深洼区与南斜坡带连续大面积连续分布，油质轻、油气比高，以游离态赋存为主，并且相对王场背斜带的A类页岩油富集区，B类页岩油富集区分布范围大，页岩油勘探潜力更大。

3.2 页岩油地质甜点区评价关键参数

页岩油甜点区包括“地质甜点区”、“工程甜点区”和“经济甜点区”3个方面[40-47]。地质甜点区评价的核心是优选烃源品质优、热演化程度适宜，储集性能好、含油性好、可动性强、微裂缝(包括层理缝、页理缝)相对发育，封盖条件优越的区带，尤其是凹陷(洼陷)的斜坡带和凹(洼)中背斜带。由于各盆地(凹陷)地质条件不同，国内外各盆地(凹陷)页岩层系页岩油地质甜点区评价的关键参数与指标界限不尽相同。如北美Maverick盆地上白垩统海相Eagle Ford页岩层系页岩油地质甜点区评价的关键参数与指标：Ro为1.1%～1.3%，w(TOC)>3.0%, 厚度大于25 m，孔隙度大于4.0%，微裂缝发育，超压[46]；准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油地质甜点区评价的关键参数与指标：Ro为0.8%～1.1%，w(TOC)>4.0%, 厚度大于30 m，孔隙度大于4.0%，S1>4 mg/g，微裂缝发育，斜坡相对高部位；鄂尔多斯盆地华庆地区长7段页岩油地质甜点区评价的关键参数与指标：Ro为0.8%～1.2%，w(TOC)>3.0%，厚度大于10 m，孔隙度大于3.0%，S1>2 mg/g，微裂缝发育，斜坡相对高部位[41]。潜江凹陷潜34-10韵律盐间细粒沉积岩的勘探开发实践揭示：出油井和不出油井细粒沉积岩的TOC含量和游离油S1具有较明显的分界限，即出油井细粒沉积岩的w(TOC)>1.0%、S1>3.5 mg/g(图9)。

图9 江汉盆地潜江凹陷盐间出油井与不出油井细粒沉积岩有机碳含量与游离油图解

同时，对不同部位页岩油专探井/兼探井潜34-10韵律盐间细粒沉积岩取心段优势储集岩相白云岩、泥质白云岩开展配套孔隙度与热解分析揭示，位于蚌湖洼陷内斜坡带BYY1HF井游离油S1对应的孔隙度下限值为4.0%，外斜坡带BYY2井游离油S1对应的孔隙度下限值为7.0%；而王场背斜带W99和W4X7-7游离油S1对应的孔隙度下限值为10.0%。结合前面的分析，分别提出潜江凹陷潜34-10韵律2类盐间页岩油富集类型地质甜点区评价关键参数与界限，其中A类盐间页岩油富集类型为：w(TOC)>1.0%，厚度大于6 m，孔隙度大于10.0%，S1>3.5 mg/g，层理缝/微裂缝发育，背斜高部位；B类盐间页岩油富集类型为：Ro为0.7%～1.2%，w(TOC)>1.0%，厚度大于6 m，孔隙度大于4.0%(内斜坡带)或7.0%(外斜坡带)，S1>3.5 mg/g，层理缝发育，斜坡带相对高部位。

4 结论

(1)潜江凹陷潜江组潜34-10韵律盐间页岩油形成条件优越。盐间细粒沉积岩总体是一套好—优质烃源岩，有机质为腐泥组无定形体组分，生烃能力强，现今处于生排油高峰期；孔隙度峰值分布范围与国内外页岩油产层的孔隙度峰值分布范围相当，以白云岩、泥质白云岩相最佳；盐间细粒沉积岩上部和下部连续分布的厚层盐岩构成了盐间页岩油优质的顶板和底板封盖层。

(2)潜34-10韵律盐间细粒沉积岩层系发育层内侧向运移富集型和原位—近源聚集富集型2类页岩油富集类型。层内侧向运移富集型发育于王场背斜构造带，原位—近源聚集富集型发育于蚌湖洼陷的深洼与南斜坡带，前者地质甜点区关键评价参数与指标为：w(TOC)>1.0%，厚度大于6 m，孔隙度大于10.0%，S1>3.5 mg/g，层理缝/微裂缝发育，背斜高部位；后者的地质甜点区关键评价参数与指标为：Ro为0.7%～1.2%，w(TOC)>1.0%，厚度大于6 m，孔隙度大于4.0%(内斜坡带)或7.0%(外斜坡带)，S1>3.5 mg/g，层理缝发育，斜坡带相对高部位。