济阳坳陷页岩油富集要素及地质甜点类型划分

张 顺

(中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，东营 257015)

陆相油气勘探工作从盆地边缘向盆地中心进源找油[1-2]，渤海湾盆地济阳坳陷古近系烃源岩厚度大，范围广，有机质丰度高，资源基础落实，已经支撑胜利油田发展数十年。济阳坳陷页岩油勘探历程以2008年为界限，2008年以后由偶遇试油试采阶段进入主动探索评价阶段，部署并完钻4口页岩系统取芯井[3]。

中外勘探实践表明[4-6]，页岩油成藏的关键要素是“甜点”的发育程度，甜点越发育，含油气性越好。页岩层系液态烃地质甜点区关注烃源岩、储集层、天然裂缝、地层能量、局部构造等综合评价，在纵向上具有较强的非均质性。北美地区页岩油主要产自海相地层[7-9]，中国页岩油主要产自陆相深水页岩地层，面临非均质性强、黏土矿物含量高、有机质成熟度较低、原油流动性较差、水平井压裂技术不适用等难题[10-13]。渤南洼陷的罗42、新义深9及东营凹陷的河54、永54等10口井的累积产量过万吨，但针对页岩层部署的专探井却未取得理想的产油效果。近年来，诸多专家针对陆相页岩油甜点展开了系统研究，在页岩油甜点划分[14]、井震联合评价[15]及砂岩夹层在页岩油勘探中的作用[16]等方面做了有益探讨。由于低油价和甜点分布规律不明，甜点评价标准、有利区与目标评价方面需要进一步深化。为此，以济阳坳陷东营凹陷和沾化凹陷古近系页岩为研究对象，对页岩油富集要素进行分析，对页岩油地质甜点进行分类，为甜点区的评价和优选提供理论依据和现实指导，对油田的可持续发展具有重要的战略意义。

1 地质背景

济阳坳陷位于渤海湾盆地东南部，由车镇、沾化、东营、惠民等地的次级凹陷组成(图1)。面积约2.5×104km2[13，18]。东营凹陷和沾化凹陷面积较大，平面上以复合半地堑为特征[10,12，19]。盆地的构造演化包括裂陷、断陷和坳陷期。济阳坳陷由中生代至新生代充填盆地地层组成，由下至上依次为孔店组、沙河街组、东营组、馆陶组、明化镇组、平原组[12，19]。沙河街组自底部至顶部又可进一步细分为沙四段(Es4)、沙三段(Es3)、沙二段(Es2)、沙一段(Es1)4个子单元。

图1 济阳坳陷位置及主要构造单元

2 济阳坳陷页岩油富集类型及产能

2.1 页岩油的富集类型

中国石化2018年陆相页岩油选区评价工作规范中定义的页岩油是指主要以游离态和吸附态赋存于富有机质页岩，残余有机碳含量(TOC)大于1%、粒径小于0.005 mm的细粒碎屑岩及其碳酸盐岩、砂岩薄夹层中的液态烃，为富有机质泥页岩生成但未能完全排出而滞留或仅经过极短距离运移而就地聚集的产物，属于自生自储型油气类型。含油页岩层段中，泥页岩厚度占到地层厚度的60%以上。结合中国石化探区陆相页岩油的地质条件，规定TOC含量大于1%页岩的连续厚度原则上应大于30 m，TOC小于0.5%的其他岩性夹层原则上厚度小于3 m。借鉴张金川等[20]分类，结合济阳坳陷陆相页岩自身地质特征，根据岩性组合和储集空间特点可将页岩油储层大致划分为基质型、裂缝型、夹层型及复合型。

2.2 页岩油产能情况

目前，济阳坳陷已发现的页岩油埋藏浅、成熟度低，高成熟度轻质页岩油尚未开展评价，低成熟度重质页岩油产能差异大。根据页岩油分类型单井产量数据，日产量最高的为复合型甜点，其次为裂缝型和夹层型，基质型产能最低。从产出情况来看，裂缝型甜点初期高产，但高产持续周期较短，产量递减快，综合含水上升快4%～26.7%。夹层型页岩油开采初期不含水，随着页岩油的开采，综合含水率逐渐升高，由0升至30%，以义21井和河54井为代表。对累计产量较高页岩油井递减率进行统计，发现含夹层页岩油高产高递减、低产低递减，而不含夹层页岩油都是低产高递减(图2)。进一步推测夹层是页岩油产出的有效通道。对于裂缝型页岩油，由于地质理论和预测技术还不足以支持对裂缝型页岩油的系统研究，现阶段，夹层型地页岩油质基础较好，井控压裂试验见效，为首选的突破类型。

图2 累计产量较高页岩油井初产与递减关系

3 济阳坳陷页岩油富集要素

3.1 岩相(及其组合)和储集物性

结合前人研究[12-13，17-23]，济阳坳陷古近系这套富有机质页岩发育多种岩石和岩相类型，现一般将沉积构造作为岩相大类划分的主要依据。富有机质的纹层状岩相(纹层状灰岩相根据碳酸盐矿物的晶体形貌又可以进一步分为纹层状泥晶、微晶、亮晶灰岩相等)中，有机质、碳酸盐矿物多以富集条带状分布，在不同矿物之间存在接触面，这些接触面可作为流体保存的有利储存空间，而在部分纹层状页岩内，也存在着大量重结晶矿物[24]，包括重结晶的白云石、铁白云石、方解石和铁方解石等，这些重结晶矿物对开启缝隙具有支撑作用[图3(f)]，并且矿物之间也存在一定量的粒间孔，以微米级及超微米级储集空间为主。

图3 富有机质纹层状微晶-亮晶灰岩电子探针元素分析

利用压汞法和GRI法对页岩储层物性进行联测，通过岩石薄片和扫描电镜观察孔隙类型、测量孔径。总体上，纹层状页岩孔隙度最高，分布于8.1%～13.5%，平均值为11.3%(表1)，孔隙主峰值在10 nm以上，多尺度的孔隙处于连续分布状态，孔隙类型多样(图4)且连通率较高，10 nm以上的孔隙连通率高一般大于50%，渗透率一般在1×10-3～10×10-3μm2。层状泥页岩以方解石晶间孔和黏土矿物片间孔为主，孔隙度分布范围为5.9%～12.3%，平均值为7.9%，10 nm以上的孔隙连通率高一般为20%～50%，渗透率一般在0.1×10-3～1×10-3μm2。块状泥岩有机质、黏土及碳酸盐矿物大多呈分散状分布，以介孔尺度的黏土矿物片间孔、收缩缝和有机质收缩孔为主，孔隙度分布在2.7%～4.5%，平均值为3.9%，孔隙主峰值在10 nm以下，孔隙呈不连续分布，孔隙连通率差，10 nm以上的孔隙连通率高一般小于20%，渗透率一般小于0.1×10-3μm2。因此，富含碳酸盐矿物的纹层状岩相是陆相页岩油储集的最有利岩相(表1、图4)。

图4 济阳坳陷古近系页岩储层主要储集空间类型对孔隙度贡献

表1 富有机质纹层状页岩孔隙类型及孔径大小

富有机质泥页岩层段虽然高含油，但难以有效动用[25]。夹层不但自身产油，而且是页岩油的重要产出通道，夹层的发育自然增加了供油体积。就夹层型页岩油本身而言，夹层的类型和厚度不同，页岩油的产能也有所不同。哪一种夹层类型更优，现在还并不十分明确。

3.2 成岩作用及演化

目前，对于海相页岩成岩作用的研究主要强调硅质、生物成岩和胶结作用[22-24]，陆相页岩成岩作用的研究聚焦在碳酸盐矿物和黏土矿物的演化[25-28]。一般地，碳酸盐矿物溶蚀与重结晶、黏土矿物转化和有机质热演化控制了陆相富有机质页岩微纳米储集空间形成与演化[29-30]。

湖相深水页岩储集体孔隙类型及演化特征与成岩时间和成岩阶段密切相关。咸化湖泊富有机质、富含碳酸盐的纹层状岩相在中成岩B期(Ro>0.7)以后，泥晶向微晶、亮晶方解石演化，次生孔隙类型增多，部分孔隙开始沟通合并(图5)；至埋深3 100 m，亮晶方解石形成的厚度约1 cm以上的灰岩夹层在页岩层系中广泛发育；而白云岩化作用下形成的孔径较大的(铁)白云石晶间孔也开始发育。因此，进入中成岩阶段中期-后期，纹层状页岩普遍发育次生孔隙为主的高孔发育带，层状岩相增孔效应明显，也演化为有利岩相。

图5 纹层状泥质灰岩不同尺度下微观孔隙类型(95#)

3.3 地层压力

一般地，压力系数大于1的属于超压储层，中美主力含油气页岩都属于超压状态。沾化凹陷罗69井试油井段实测压力超过54 MPa，压力系数为1.82；新义深9井在埋深3 355～3 430 m试油段实测压力为60.02 MPa，压力系数为1.79。

以济阳坳陷东营凹陷为例，2 800 m以浅，超压主要为他源超压，主要分布在沟通深部的断层附近深部超压流体传递所致[30-32]；2 800～2 900 m以深，主要为自源超压，为生烃成因，超压强度由凹陷中心向边缘减弱，超压强度由凹陷中心向某些断层减弱。采用Eaton法计算济阳坳陷岩层破裂下限的压力系数平均约为1.2。以济阳坳陷东营凹陷压力系数高于1.2和其他常规储层含油性压力系数统计结果为例，在压力系数≥1.2的储层中，水层所占比例仅为1.86%，其他储层水层所占比例高达21.11%；480余个超压试油层中，只有9个为水层，而且9个水层中还有4个有油产出。因此，几乎所有超压层均含油(数据源于胜利油田勘探开发研究院地球化学研究室)。

现今自源超压发育深度与泥页岩滞留烃含量峰值段(或生烃高峰)具有很好的对应关系。生烃高峰导致超压和次生孔隙发育，次生孔隙发育为滞留烃提供储集空间，超压条件为页岩油产出提供天然能量。烃类流体超压段、滞留烃含量高峰带、次生孔隙发育带三者一致(3 200～3 800 m)。

3.4 烃类流体性质

地层原油密度随深度增加而变小，主要受气油比、液态烃组成、压力和温度控制。北美页岩油高产区主要为轻质油、少量中质油原油密度较低，其中鹰滩页岩原油密度 0.898 4～0.738 9 cm3/g，主要在0.82～0.87 cm3/g；蒙特里页岩原油密度 1.029 1～0.852 0 cm3/g,主要在0.876 2 cm3/g，主要为中质油。

目前，济阳坳陷已发现的页岩油埋藏浅，成熟度低，密度>0.88 cm3/g，较北美流动性较差；高成熟度轻质页岩油尚未开展评价，低成熟度重质页岩油产能差异大。埋深与日产油量有较好的相关关系，对于中低演化成熟度的陆相页岩，气油质量比(油性)作为衡量演化程度的指标可能更具有代表性。通过分析滞留油氯仿沥青A族组成，结合生烃物理模拟实验产物分析，考虑温度压力等因素，建立了烃类流体性质综合演化剖面(图6)。

图6 页岩有机质生烃演化、孔隙结构、地层压力、烃类流体性质综合演化剖面

4 页岩油甜点类型

4.1 页岩油甜点类型划分的必要性

济阳坳陷近期开展的页岩油水平井钻探和大量直斜井试油已取得初步成果，通过跟踪评价，进一步深化页岩油甜点认识，这对陆相页岩油勘探具有重要意义。而对页岩油甜点类型进行合理划分，对完善综合评价技术，优选有利区以及降低勘探风险都具有重要意义。不同页岩油类型的控制因素不尽相同，笼统地讨论这些控制因素对于页岩油甜点预测的意义是有限的，且一定程度上缺乏理论依据。每一个层段页岩岩相及其组合类型不同，因此储集空间组合及微观孔隙结构存在非均质性，即便在同一埋深条件下，由于页岩油富集方式、储集性能和控制因素存在差异，储集空间发育演化不同，导致不同类型页岩油“甜”的演化阶段是不一样。针对陆相深水页岩油储层甜点的划分应该在页岩油类型的基础上进一步细分。这样可能找到真正有利的甜点。这对于优选页岩油有利储集层段和有利相带有直接、现实的意义。

4.2 页岩油甜点类型划分方案和依据

前人关于济阳坳陷甜点划分为基质型、裂缝型以及夹层型等，但即使同一类甜点内部也存在较明显差异性，显然，这一划分方案已不能满足下一步勘探目标评价以及预测的需求。在济阳坳陷陆相页岩储层基本矿物岩石学特征、地化特征的基础上将这些主控因素作为页岩油甜点类型划分的重要依据。不同埋深、不同页岩岩相及其组合类型具有不同的储集空间组合(基质型、基质夹层型、基质裂缝型及复合型)、烃类流体性质(正常油、轻质油)和压力场特征(常压、高压)。因此划分时充分考虑了页岩油富集、可动及高产要素，在原本页岩油类型划分的基础上，使页岩油类型更加具体。采取生油-储油-产油等因素先后排列的顺序进行命名。以夹层型页岩油为例，按照分类命名方案可分为富有机质-夹层型-轻质油-高压甜点、富有机质-夹层型-重质油-高压甜点、含有机质-夹层型-重质油-常压甜点等。根据页岩层系中夹层岩石类型不同及复合类型(基质-裂缝复合，裂缝夹层复合，基质-裂缝-夹层复合)等可以进一步细分。根据济阳坳陷XY1井3 190～3 210 m深度段页岩岩心及成像测井资料，白云岩夹层发育于页岩层系中，白云岩夹层上下为纹层状泥质灰岩和块状灰质泥岩。3 200 m埋深，地层压力大于1.2，该井段整体有机质含量大于1.5%，白云岩夹层部分不仅发育白云石晶间孔，还发育规模较大的裂缝。按照甜点命名方案，属于富有机质-白云岩夹层型-轻质油-高压甜点。

地质甜点分类方案强调了夹层的作用。尽管从储集物性角度，夹层并不是理想的页岩甜点，但对于非均质性很强的陆相页岩油储层，夹层是页岩油产出的有效通道。关于夹层所扮演的角色，张守鹏[33]认为，陆相页岩所夹的砂条可形成独立的岩性油气藏，可作为直接勘探目标，但这些砂条对页岩油地质甜点和工程甜点储集空间的开发动用意义更为重要，表现在陆相页岩的可塑性强，由于富含碳酸盐矿物而使得整个岩性抗压能力差，压裂增产时，人工支撑剂被塑形围岩“压嵌”，支撑结构不稳定，油层渗流能力遭到破坏。

而利用小型砂体的渗透性获经改善的渗透能力，则可以作为周围页岩基质内页岩油产出的天然支撑条件。因此重视夹层，尤其是砂岩夹层的发育及分布，是下一步页岩油勘探工作的重要方向。

5 结论

(1)富含碳酸盐矿物的纹层状岩相是济阳坳陷页岩油储集的最有利岩相；岩相(组合)、埋深和成岩演化，地层压力以及总有机碳含量是控制页岩油富集的关键因素；页岩油高产富集要素之间存在密切关联，储集空间有利深度区间(孔隙度及孔隙结构)与页岩油富集深度区间一致，即中高演化高孔隙发育带与游离油窗吻合较好(3 200～3 800 m)。

(2)伴随页岩油勘探开发工作的深入，页岩油地质甜点类型应当有别于页岩油富集类型。针对陆相深水页岩油储层甜点的划分应该在页岩油类型的基础上进一步细分。充分考虑页岩油富集、可动及高产要素，在原本页岩油类型划分的基础上，使页岩油类型更加具体。采取生油-储油-产油等因素先后排列的顺序进行命名，根据页岩层系中夹层岩石类型不同及复合类型(基质-裂缝复合，裂缝夹层复合，基质-裂缝-夹层复合)等可以进一步细分。重视夹层，尤其是砂岩夹层的发育及分布，是下一步页岩油勘探工作的重要方向。