陆相基质型页岩油甜点区成熟度界限探讨——以渤海湾盆地东营凹陷沙三下—沙四上亚段为例

李志明，孙中良，黎茂稳，曹婷婷，钱门辉，马晓潇，刘 鹏，鲍云杰，蒋启贵，陶国亮，张 隽，芮晓庆

(1.中国石化 油气成藏重点实验室，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 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214126；4.中国石化 石油勘探开发研究院，北京 102206)

关于页岩油的定义，不同科研机构、油气公司、专家学者曾有不同的理解[1-3]，但目前较为经典也普遍被接受的是指赋存于富有机质页岩层系内包括富有机质页岩/泥岩和与之密切共生的粉砂岩、细砂岩和碳酸盐岩等薄层内、通过非常规技术可采出的石油资源[4-5]，不过我国将其中的粉砂岩、细砂岩、碳酸盐岩等夹层的单层厚度和累计占富有机质页岩层系比例进行了限定，以便区别于致密油。依据国家标准《页岩油地质评价方法：GB/T 38718—2020》[6],富有机质页岩层系内粉砂岩、细砂岩、碳酸盐岩等夹层单层厚度上限小于等于5 m，累计厚度占页岩层系总厚度的比例小于30%。根据页岩油赋存的岩性与组合类型、裂缝发育程度等不同，国内外学者将页岩油划分为不同的类型，如致密页岩型/基质型页岩油、混合型页岩油/夹层型页岩油、裂缝型页岩油[4, 7-8]。尽管基质型页岩油资源量巨大，但受富有机质泥页岩具有相对低的基质渗透率和可压性相对弱等因素影响，基质型页岩油的有效开发时间明显要晚于裂缝型和混合型/夹层型页岩油的规模开发时间，并且其能否实现规模商业开发曾一度受到质疑。北美海相和我国陆相页岩油勘探开发实践虽然显示，混合型/夹层型页岩油是目前页岩油勘探开发的主体，但基质型页岩油正成为美国海相页岩油增储上产的主力页岩油类型[9]。同时，近年我国在松辽盆地青山口组[10-11]、渤海湾盆地沧东凹陷孔二段[12-13]以及济阳坳陷沙三下—沙四上亚段[14]等富有机质泥页岩层段，均获得了高产基质型页岩油的油流，预示陆相基质型页岩油也将成为我国页岩油增储上产的主力页岩油类型。

富有机质泥页岩在沉积埋藏、成岩演化过程中，生烃母质随着热演化程度的增高，经历从未熟—低熟、中高成熟—过成熟阶段的演化，并生成从未熟—低熟阶段的富含杂原子的重质油，逐渐演变为中高成熟阶段的正常油、轻质油、凝析油、湿气和过成熟阶段的干气,生成的油气在经历初次运移之后，仍有相当比例的烃类会滞留在富有机质泥页岩内，并且蒙脱石、伊/蒙混层等水敏性强的黏土矿物含量随热成熟度的增高逐渐降低或消失，转化为伊利石，可压性增强，这是基质型页岩油可以实现商业开发的基本点。成熟度不仅控制着基质型页岩油的富集和分布，而且控制着页岩油的组分、可动性以及页岩的储集性与可压性。适宜的热演化程度是保障富有机质泥页岩含油性好、储集性优、可压性强以及页岩油流动好的关键，是控制基质型页岩油甜点区分布的重要因素[15]。但对基质型页岩油甜点区的成熟度界限，无论是下限值还是上限值，不同学者的观点[8, 16-18]具有显著差异，并且对于富有机质泥页岩在生油窗内尚普遍存在实测镜质体反射率Ro值抑制问题[19]，一定程度上影响了基质型页岩油甜点区成熟度界限的合理厘定，制约了我国陆相基质型页岩油勘探开发潜力的合理评估以及商业化建产。为此，本文在分析我国典型陆相不同有机质类型富有机质泥页岩实测镜质体反射率Ro值抑制程度基础上，以渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷沙三下—沙四上亚段为例，探讨基质型页岩油甜点区成熟度上限与下限，旨在为我国陆相基质型页岩油勘探开发潜力合理评估提供借鉴，为勘探开发井的部署决策提供依据。

1 实测镜质体反射率的抑制程度

正确厘定富有机质泥页岩的成熟度，是合理确定陆相基质型页岩油甜点区的前提。尽管泥页岩成熟度评价的指标众多，但自镜质体反射率由煤岩学推广到确定沉积岩中分散有机质的成熟度以来，一直被众多研究者视为是客观表征晚古生代以来烃源岩成熟度评价最可靠的指标[19]。针对富有机质泥页岩的成熟度评价，存在镜质体含量少且颗粒细小使正确鉴定难度大和镜质体因富氢导致镜质体反射率受到抑制的问题[19-24]，造成富有机质泥页岩的实测镜质体反射率Ro值明显偏低。富有机质泥页岩的真实成熟度表征可以通过FAMM(Fluorescence Alteration of Multiple Macerals)技术来实现，技术方法原理与分析流程详见文献[20-22]。为了揭示陆相富有机质泥页岩实测镜质体反射率的抑制程度，对渤海湾盆地东营凹陷沙三下—沙四上等亚段、南襄盆地泌阳凹陷核二—核三段和松辽盆地青一段典型富有机质泥页岩实测镜质体反射率Ro值与FAMM分析的等效镜质体反射率EqVRo值进行了对比评价，结果如表1所示。

表1 我国典型陆相富有机质泥页岩镜质体反射率Ro、FAMM分析等效镜质体反射率EqVRo分析结果对比

很显然Ⅰ型、Ⅱ1型和Ⅱ2型的富有机质泥页岩，其Ro值与EqVRo值均存在明显的差异，富有机质泥页岩的有机质类型越好，其Ro值抑制程度越显著。其中Ⅰ型富有机质泥页岩Ro值抑制程度介于0.29%～0.39%，平均为0.32%(n=16)；Ⅱ1型富有机质泥页岩Ro值抑制程度介于0.15%～0.29%，平均为0.21%(n=34)；Ⅱ2型富有机质泥页岩Ro值抑制程度介于0.08%～0.16%，平均为0.12%(n=9)；而Ⅲ型富有机质泥页岩的Ro值与EqVRo值基本一致，表明Ⅲ型泥页岩实测镜质体反射率Ro值可以反映其真实成熟度。

2 基质型页岩油甜点区成熟度界限探讨

2.1 富有机质泥页岩成熟度厘定

东营凹陷是济阳坳陷东南部的一个次级富油凹陷，已有的研究结果表明，东营凹陷的原油主要源自沙三下和沙四上亚段的富有机质泥页岩。其中沙三下亚段富有机质泥页岩主要由深灰色—灰黑色泥岩、钙质泥岩、褐灰色油页岩或泥页岩组成，发育厚度一般在100～400 m，属于微咸—半咸水深湖、半深湖沉积；沙四上亚段富有机质泥页岩则以灰褐色钙质页岩、灰色、深灰色和黑色泥岩为主，夹薄层白云岩、泥质白云岩等，发育厚度一般在100～350 m，属半咸化—咸化浅湖—半深湖沉积[25-26]。沙三下和沙四上亚段富有机质泥页岩在东营凹陷各次洼的现今埋藏深度如表2所示。沙三下亚段富有机质泥页岩现今主要埋深在利津洼陷区、民丰洼陷区、牛庄洼陷区、博兴洼陷区分别介于3 000～3 900，3 000～3 500，2 800～3 600，2 800～3 400 m；而沙四上亚段富有机质泥页岩现今主要埋深在利津洼陷区、民丰洼陷区、牛庄洼陷区、博兴洼陷区分别介于3 200～4 200，3 200～3 800，3 000～3 900，3 000～3 700 m。

表2 渤海湾盆地东营凹陷各洼陷区沙三下—沙四上亚段富有机质泥页岩现今主要埋藏深度

为了合理评价东营凹陷沙三下—沙四上亚段富有机质泥页岩的真实成熟度，利用表1中的分析结果，编制了Ro、EqVRo与深度关系对比图(图1)。

图1 渤海湾盆地东营凹陷沙三下—沙四上亚段富有机质页岩镜质体反射率Ro、FAMM分析等效镜质体反射率EqVRo与深度的关系Fig.1 Vitrinite reflectance(Ro) and equivalent vitrinite reflectance(EqVRo) of FAMM analysis of organic rich shalefrom lower Es3 to upper Es4 sub-member vs. depth in Dongying Sag, Bohai Bay Basin

由图1a可知，沙三下—沙四上亚段富有机质泥页岩现今埋深2 800 m左右时Ro值仅为0.50%±，埋深3 500 m左右时Ro值为0.65%±，埋深4 000 m左右时Ro值也仅为0.80%±；而EqVRo值与深度的关系图(图1b)则显示，沙三下—沙四上亚段富有机质泥页岩现今埋深2 800 m左右时EqVRo值在0.69%±，埋深3 500 m左右时EqVRo值在0.89%±，埋深4 000 m左右时EqVRo值为1.10%。由此依据图1b和表2结果，可推断东营凹陷的洼陷区沙三下亚段富有机质泥页岩现今真实成熟度(EqVRo值)主要介于0.69%～1.05%，其中利津洼陷区主要介于0.74%～1.05%，民丰洼陷区主要介于0.74%～0.89%，牛庄洼陷区主要介于0.69%～0.92%，博兴洼陷区主要介于0.69%～0.86%；沙四上亚段富有机质泥页岩现今真实成熟度则主要介于0.74%～1.20%，其中利津洼陷区主要介于0.80%～1.20%，民丰洼陷区主要介于0.80%～1.00%，牛庄洼陷区主要介于0.74%～1.05%，博兴洼陷区主要介于0.74%～0.96%。

2.2 基质型页岩油甜点区成熟度界限探讨

页岩油“甜点区”是指含油性好、储集条件优越、可改造性强、在现有经济技术条件下具有商业开发价值的页岩油聚集区[6]。基质型页岩油的储层岩相为富有机质泥页岩本身，源储一体，主要岩相类型包括纹层状页岩、层状页岩以及块状泥岩。北美海相典型基质型页岩油——墨西哥湾盆地Eagle Ford组页岩油的勘探开发实践表明，页岩油产量主要来自成熟度(Ro)为1.10%～1.30%的区域，为与湿气伴生的轻质油和凝析油[27]，甜点区成熟度界限为0.85%～1.50%[15]。同时，研究表明湖相富有机质页岩的有机质类型以Ⅰ—Ⅱ2型为主，而海相富有机质页岩的有机质类型则以Ⅱ1—Ⅱ2型为主，在相同成熟度条件下，湖相富有机质页岩生成的产物较海相富有机质页岩生成的产物气/油比低，油高含蜡、黏度高、可流动性差，而且湖相原油较海相原油裂解成气需要更高的活化能与热成熟度[28]，这意味着要形成相同品质的页岩油，陆相基质型页岩油甜点区的成熟度需要比海相基质型页岩油甜点区的成熟度更高。事实上，陆相湖盆沉积环境复杂多样，从淡水、半咸化—咸化至盐湖均有发育，有机质丰度、类型、成烃成岩演化过程以及烃类滞留保存条件不一，并且咸化、盐湖盆地形成的富有机质页岩具有生烃高峰期早、生烃强度高等特点[29-30]。依据页岩油甜点区的定义，东营凹陷沙三下和沙四上亚段富有机质泥页岩应具备高含油性与可动性、优越的储集性、可改造性以及可获得高产工业页岩油，即满足地质甜点与工程甜点基本条件，才能成为基质型页岩油甜点区。

页岩油探井沙三下—沙四上亚段取心段富有机质泥页岩典型样品热解游离油含量(S1)剖析结果显示(图2)，东营凹陷沙三下和沙四上亚段富有机质泥页岩在3 000～3 800 m左右深度段(EqVRo值介于0.74%±～1.00%±)，游离油含量总体随埋藏深度增大/成熟度增高呈现先增大再降低的趋势，其中在3 000 m左右(EqVRo=0.74%±)时游离油含量介于2.0～6.0 mg/g；3 600～3 700 m深度段(EqVRo值介于0.92%±～0.96%±)达到最大，主要介于4.0～14.0 mg/g，最大值达16.5 mg/g；随后呈现降低趋势，至3 800 m左右深度(EqVRo=1.00%±)时，游离油含量主要介于4.0～12.3 mg/g。同时，从游离油含量趋势线分析，3 800～4 200 m左右(EqVRo值介于1.00%～1.20%±)的沙三下和沙四上亚段富有机质泥页岩，其游离油含量应主要介于2.0～12.0 mg/g，并且随埋深/成熟度增大而呈现降低趋势。很显然，东营凹陷沙三下和沙四上亚段富有机质泥页岩的游离油含量普遍大于基质型页岩油有利区I级含油性评价标准(2.0 mg/g)，并且油饱和指数(OSI)普遍介于100～200mg/g左右，具有页岩油勘探前景。利用滞留油量减去吸附油量获取游离油量的方法，对东营凹陷沙三下和沙四上亚段富有机质泥页岩的游离油含量随埋深纵向变化特征定量计算显示，沙三下亚段富有机质泥页岩游离油富集深度段为3 200～3 800 m，沙四上亚段则在3 000～3 800 m[30-31]。综合本文与前人游离油含油性特征，认为东营凹陷沙三下和沙四上亚段在3 000～4100 m±深度段(EqVRo值介于0.74%±～1.15%±)均具有较高的游离油含量，而3 400～3 800 m±深度段(EqVRo值介于0.86%±～1.00%±)是游离油含量最佳的深度段，且该深度段压力系数普遍大于1.4、剩余异常压力在15～30 MPa[26, 32]，也具有良好的可动性。

图2 渤海湾盆地东营凹陷沙三下—沙四上亚段富有机质页岩埋深、成熟度与游离油含量的关系Fig.2 Depth/maturity vs. the contents of free oil S1 oforganic rich shale from lower Es3to upper Es4 sub-memberin Dongying Sag, Bohai Bay Basin

对东营凹陷沙三下和沙四上亚段不同深度段/成熟度富有机质泥页岩样品的孔隙度分析结果进行整理(图3)显示，埋藏深度小于2 800 m左右时(EqVRo=0.69%±)，孔隙度总体随埋藏深度/成熟度的增大而逐渐降低，由约1 200 m时的最大孔隙度为30%±(平均20%±)降低至约2 800 m时的12%±(平均6%±)；而从2 800m至3 600～3 800m深度段(EqVRo值为0.92%～1.00%±)，孔隙度总体随埋藏深度/成熟度的增大而逐渐增高，至3 600～3 800 m深度段时最大孔隙度为15%±(平均9%±)，随后随埋藏深度/成熟度的增大，孔隙度又呈现总体降低趋势，至4 200 m左右(EqVRo=1.20%±)最大孔隙度降至10%±(平均5%±)。孔隙度异常发育带与生烃高峰导致超压及次生溶蚀孔隙发育有关[31]，典型样品氩离子抛光+场发射扫描电镜分析揭示，该深度段样品长石溶蚀孔隙异常发育，溶蚀孔隙可见发育油膜(图4)，反映孔隙度异常发育带的溶蚀孔隙为页岩油赋存提供了有效空间。同时，渗透率分析结果显示，在3 000～3 800 m深度段，沙三下和沙四上亚段的有效渗透率相对较高，这与孔隙度具有较好的正相关性[26]。对比图2和图3以及前人研究的异常压力分布特征[32]以及渗透率特征[26]可见，东营凹陷沙三下、沙四上亚段富有机质泥页岩游离油富集带、异常压力发育带和储集物性异常高值带三者高度对应，为具备陆相基质型页岩油地质甜点的具体体现。在常规油气钻井勘探过程中，东营凹陷利津洼陷、民丰洼陷、博兴洼陷和牛庄洼陷在富有机质的沙三下和沙四上亚段均钻获工业性页岩油流，其中沙三下亚段有5口(埋深2 928～3 251 m，日油产量一般在5 t左右)，沙四上亚段有9口(埋深2 934～4 448 m，日油产量一般在4～16 t)[26]，暗示东营凹陷沙三下、沙四上亚段的页岩油富集在3 000 m左右至4 500 m，如果实施有效的水平井压裂改造等增产措施，有望形成具有规模开发的页岩油。

图3 渤海湾盆地东营凹陷沙三下—沙四上亚段富有机质页岩埋深/成熟度与孔隙度的关系Fig.3 Depth/maturity vs. the porosity of organicrich shale from lower Es3 to upper Es4 sub-memberin Dongying Sag, Bohai Bay Basin

图4 渤海湾盆地东营凹陷沙三下—沙四上亚段富有机质页岩长石溶蚀孔微观特征Fig.4 Microscopic characteristics of feldspar dissolution pore of organic rich shalefrom lower Es3 to upper Es4 sub-member in Dongying Sag, Bohai Bay Basin

富有机质泥页岩全岩矿物与黏土矿物组成是控制基质型页岩油工程甜点的关键。东营凹陷沙三下和沙四上亚段富有机质泥页岩的全岩矿物组成特征如表3所示。显然，沙三下和沙四上亚段富有机质泥页岩的全岩矿物组成特征基本相同，均主要由方解石、石英和黏土矿物组成，次为白云石、长石、黄铁矿、菱铁矿等；脆性矿物平均含量均大于70%，黏土矿物平均含量均小于30%，具有较好的可压性[33]。对沙三下和沙四上亚段富有机质泥页岩黏土矿物组成分析揭示，黏土矿物以伊利石、伊/蒙混层为主，二者相对含量之和一般为85%左右；绿泥石和高岭石相对含量较低，其中绿泥石含量一般小于5%，高岭石相对含量小于10%，并且与埋深/成熟度关系不明显。由图5可见，随埋深/成熟度的增加，伊利石和伊/蒙混层相对含量呈现二段式规律性变化，2 500 m以浅(EqVRo<0.62%)，随埋深/成熟度的增加，伊利石相对含量逐渐增高，伊/蒙混层相对含量逐渐降低；而2 500 m以深，随埋深/成熟度的增加，伊利石相对含量快速增高，伊/蒙混层相对含量快速降低，至3 500 m左右时(EqVRo<0.89%)，伊利石和伊/蒙混层相对含量均在47%左右；至4 000 m左右时(EqVRo<1.10%)，伊利石相对含量在60%左右，伊/蒙混层相对含量在40%左右，从而使泥页岩的水敏性显著减弱，可压性明显增高。东营凹陷博兴洼陷樊页平1井在沙四上亚段(垂深3 315～3 564 m)实现了水平井钻探(水平段长度1 716 m)与压裂改造[34]，并获得峰值日油200.89 m3的高产油流[14]，预示东营凹陷在3 300～3 600 m深度段(EqVRo=0.83%～0.92%)，富有机质泥页岩已具有良好的水平井压裂改造性，具备工程甜点的条件；另外埋藏深度大于3 500 m的页岩，相对更适合于页岩的压裂及压裂后形成裂缝的保持，即更有利于泥页岩内滞留油气的动用[33]。

图5 渤海湾盆地东营凹陷沙三下—沙四上亚段富有机质页岩埋深/成熟度与伊利石、伊/蒙混层相对含量的关系Fig.5 Depth/maturity vs. the relative contents illite and illite/smectite mixed layer of organic rich shalefrom lower Es3 to upper Es4 sub-member in Dongying Sag, Bohai Bay Basin

表3 渤海湾盆地东营凹陷沙三下、沙四上亚段富有机质泥页岩全岩矿物组成Table 3 Mineral components of whole rocks of organic rich shale of lower Es3 and upper Es4 sub-members in sub-sags of Dongying Sag, Bohai Bay Basin %

综上所述，东营凹陷沙三下和沙四上亚段基质型页岩油甜点区成熟度EqVRo值下限约为0.74%(现今埋深约为3 000 m)；沙四上亚段的成熟度EqVRo最高值为1.20%(现今埋深约为4200m)，故甜点区等效镜质体反射率上限为1.20%。因此，东营凹陷的利津洼陷、民丰洼陷、牛庄洼陷以及博兴洼陷的深洼区均具有良好的基质型页岩油商业开发前景。

3 结论与认识

(1)陆相富有机质泥页岩镜质体反射率Ro值抑制程度与有机质类型密切相关，富有机质泥页岩的有机质类型越好Ro值抑制程度越显著。Ⅰ型富有机质泥页岩实测镜质体反射率Ro值抑制程度平均为0.32%，Ⅱ1型Ro值抑制程度平均为0.21%，Ⅱ2型Ro值抑制程度平均为0.12%；而Ⅲ型富有机质泥页岩的镜质体反射率Ro值可以反映其真实成熟度。

(2)东营凹陷洼陷区沙三下亚段富有机质泥页岩现今真实成熟度(等效镜质体反射率EqVRo值)主要介于0.69%～1.05%，沙四上亚段富有机质泥页岩现今真实成熟度EqVRo值则主要介于0.74%～1.20%。

(3)东营凹陷沙三下和沙四上亚段富有机质泥页岩基质型页岩油甜点区等效镜质体反射率EqVRo值介于0.74%～1.20%，利津洼陷、民丰洼陷、牛庄洼陷和博兴洼陷的深洼区均具有良好的基质型页岩油商业开发前景。