北部湾盆地福山凹陷流沙港组页岩特征及页岩油气资源潜力*

朱洁琼 李晓寒 尹恒 郭浩 卢政环 廖飞燕 时阳 安天下 魏晓亮，3

（1.中国石油南方石油勘探开发有限责任公司勘探开发研究中心 海南海口 570216；2.中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司 山东东营 257015；3.胜利石油管理局博士后科研工作站 山东东营 257001）

中国页岩油气资源丰富，据估计资源量在全球排名前列，也是第4个实现页岩油气商业动用的国家。在国内各含油气盆地常规油气勘探程度不断变大，油气资源对外依存度仍较高的背景下，页岩油气被认为是中国最具潜力和战略性的油气接替资源。目前，国内页岩油气勘探开发工作已经进入了快速发展阶段，四川盆地、鄂尔多斯盆地及渤海湾盆地等地区页岩油气勘探取得突破，获得了稳定的商业产能［1-3］。同时，为不断拓展页岩油气的勘探局面，国内各大石油公司也开始逐渐重视大型沉积盆地周围的含油气小盆地（群）中页岩油气资源的探索。小盆地群往往与附近的大型含油气盆地具有相似的沉积演化特征，其主要区别在于小盆地面积相对较小，但考虑页岩油气资源往往单位面积的油气资源通常较为富集，小盆地群也极有可能具有较好的页岩油气勘探潜力。

福山凹陷自1958年发现油气以来，先后共发现花场、美台、白莲、朝阳和永安等5个油气田和金凤、红光、玉包和包金等4个含油气构造，探明储量4 000×104t（油当量）以上（全部来自流沙港组），年产量约40×104t（油当量）。已探明储量或发现的含油气构造主要分布在正向构造带，而向洼陷方向斜坡及深洼区勘探程度较低。近年来福山凹陷的勘探重点逐步转向深部，并取得了一定的效果［4］。但是随着勘探对象更加隐蔽，勘探难度不断加大，需要寻找下一步资源接替领域。随着国内多个含油气盆地在页岩油气领域不断取得勘探突破，特别是2022年7月，中国海油在福山凹陷邻近的涠西南凹陷流沙港组开展页岩油探索，钻探的涠页1井获得成功，日产原油17.58 t、天然气1 589 m3，测算涠西南凹陷页岩油资源量达8×108t，整个北部湾盆地页岩油资源量约12×108t，展示出北部湾盆地良好的页岩油勘探前景［5］。因此，有必要对福山凹陷流沙港组的页岩油气资源潜力开展探索。本次研究利用钻井、测井、录井、测试、有机地球化学等资料，系统分析了流沙港组页岩特征，在此基础上对流沙港组页岩油气潜力展开分析，为页岩油气的勘探实施提供依据。

1 地质概况

福山凹陷是发育在北部湾盆地南缘向海南隆起过渡的斜坡区上的拉张裂谷箕状盆地，面积约2 920 km2，其中陆上面积1 900 km2，滩海及海域面积合计1 020 km2。其西北侧和东南侧分别发育临高断裂和长流断裂，南部紧邻海南隆起。盆内可划分为南部斜坡带、中部构造带、中北断槽带和北部断阶带等4个构造带（图1a）。基底岩性有下古生界陀烈群变质岩、上古生界石炭系灰岩、中生界燕山期花岗岩及晚白垩系砂岩、页岩和安山玢岩。自中—新生代以来，盆地的发育演化过程主要受4期构造运动相互叠加控制。中生代末期的“神狐运动”形成了盆地的雏形，古新世—始新世的“珠琼运动”控制了盆地断陷的主体特征，渐新世的“南海运动”导致了沉积环境由陆缘向海相的转变，中—上新世的“东沙运动”最后将相互分隔的小断陷连成统一海相盆地，期间伴随多期火山喷发，数以百计的火山口遍布雷琼地区。新生界内部有3次沉积间断，形成3个角度不整合，反映3期较强烈的构造热事件。一是始新统流三段与流二段之间的不整合，不整合上下两个层段内部的断裂系统不同，下部主要发育反向正断层及其形成的构造圈闭，上部主要为顺向正断层及其形成的逆牵引成因的构造圈闭。二是始新统末期构造抬升形成的流一段及流二段与涠洲组之间的角度不整合，以发育羽状滑动正断层为特征，沉积环境由淡水湖泊相演变为河流相。三是渐新统的涠洲组与中—上新统下洋组之间的不整合，构造活动相对减弱，火成岩喷发及浅层侵入活动频繁，沉积环境由陆相转为浅海相（图1b）。目前钻探已证实流沙港组发育厚层的湖相沉积，是本区主要的烃源岩层系。纵向发育3套生储盖组合：第1套是以流二段、流三段的泥页岩作为烃源岩，以流三段中上部的砂体为储层，流二段泥岩作为盖层，发育轻质油气藏及凝析气藏；第2套是以流二段和流一段泥页岩作为烃源岩，流一段中上部的砂体作为储层，流一段顶部泥岩作为盖层，发育正常油藏为主；第3套以流一段泥页岩作为烃源岩，涠三段河流相砂体作为储层，涠二段泥岩作为盖层，发育重质类的次生油藏。

图1 福山凹陷区域构造单元划分及新生界综合柱状图Fig.1 Division of regional tectonic units and comprehensive histogram of Cenozoic in Fushan sag

2 页岩发育特征

2.1 沉积环境

盆地的水体条件及沉积环境对页岩中有机质的丰度及类型有重要的影响，进而决定了页岩油气形成的物质条件。如济阳坳陷沙河街组四段沉积时期主要发育咸化还原环境，藻类繁盛，生产力高，水体发育隔层，还原环境优越，泥页岩中保存了大量的有机质［6］，为页岩油气的形成提供了优越的物质条件。因此，对盆地沉积环境、水体条件的判识是分析页岩的生烃潜力的基础。岩石中的伽马蜡烷、姥鲛烷（Pr）和植烷（Ph）等分别是判识水体盐度、水体氧化—还原条件的有效指标［7］。伽马蜡烷指数（GI）与水体的盐度呈正相关关系，GI＜0.4时，沉积水体为淡水环境；0.4＜GI＜0.8时，沉积水体为微咸水—半咸水环境；GI＞0.8时，沉积水体为咸水环境［8］。而利用姥鲛烷和植烷比值判断环境氧化或还原条件时，同时需要考虑水体盐度条件、有机质来源及成熟度等因素。福山凹陷流流一段、流二段及流三段页岩样品的伽马蜡烷指数均值分别为0.20、0.18、0.25，均小于0.4，反映了福山凹陷流沙港组时期主要为淡水湖盆（图2a）。梅博文等［9］指出国内淡水湖相弱氧化-弱还原条件成因的原油，其姥鲛烷和植烷的比值一般在2.8～4.0，姥鲛烷的优势比较明显。福山凹陷流一段、流二段及流三段泥页岩中姥鲛烷和植烷的比值分别为0.75～5.05、0.70～5.25、1.05～4.20（图2b），姥鲛烷和植烷的比值小于2.8多位于洼陷边部，向洼陷内部其比值多大于2.8，表明了流沙港沉积时期沉积环境主要为弱氧化—弱还原条件。流二段的伽马蜡烷指数要稍高于流三段和流一段，说明其沉积时期水体盐度要稍低于流三段和流一段，水体更深，对应的还原条件也稍好于另外2个层段。这与流三段时期湖盆开始发育，流二段时期湖侵程度最大，流一段沉积时期，福山凹陷湖盆收缩，沉积范围明显缩小的湖盆演化特征基本符合。

图2 福山凹陷流沙港组泥页岩GI及Pr／Ph特征Fig.2 GI and Pr／Ph characteristics of shales in Liushagang Formation，Fushan sag

2.2 岩性特征

流沙港组沉积时期主要发育了淡水湖相沉积。细粒沉积物主要为半深湖相、深湖相沉积的深灰色、灰黑色泥页岩；粗粒沉积物主要为三角洲不同相带中发育的浅灰色、灰白色砂岩、含砾砂岩及砂砾岩等。平面上皇桐洼陷、白莲洼陷及海口洼陷区是泥页岩沉积的主要区域；纵向上，流沙港组为二级层序，内部三个亚段各为一个三级层序，每个三级层序中泥页岩厚度及岩性组合存在差异。以花7井为例，流三段作为湖盆初始期，岩性组合自下而上呈现“粗—细—粗”的旋回特征，依次为灰色砂岩、砂砾岩与灰色泥页岩互层、大套厚层灰黑色泥页岩、灰黑色泥岩与灰色粗砂岩互层到灰黑色泥岩夹含砾砂岩；流二段作为湖侵期，湖水快速加深，以沉积大套厚层灰黑色泥页岩沉积为显著特征，中部夹杂少量薄层细砂岩及侵入的火成岩；流一段作为湖盆萎缩期，湖水逐渐变浅，岩性组合呈现由“细—粗”的旋回特征，底部为灰色泥页岩夹薄层砂岩，向上过渡为薄层灰色泥岩与砂岩、砂砾岩互层特征（图3）。

图3 福山凹陷花7井流沙港组泥页岩岩性特征Fig.3 Lithologic characteristics of shale in Liushagang Formation of Well Hua 7，Fushan sag

2.3 分布

基于福山凹陷流沙港组200余口的探井数据，制作流沙港组不同层段现今泥页岩厚度图（图4）。受构造格局及演化过程、物源方向、沉积环境及气候条件的共同控制，流沙港组各层段的页岩分布既有继承性，同时存在一定的差异。流三段现今泥页岩分布整体受临高断层及长流断层的控制（图1），呈箕状形态，厚度相对薄，厚度中心主要位于西部皇桐洼陷、东部白莲洼陷以及东北部海口洼陷，整体西薄东厚，并且受临高断层后期滑脱作用的影响，厚度分布出现了一个近北东东向的空白区域，皇桐和白莲厚度中心位置较上覆层段南移，泥页岩厚度一般在400 m以上，洼陷中心厚度累计约600 m以上；白莲洼陷页岩分布面积最大（图4a、b）。流二段在湖侵作用的控制下，现今泥页岩分布趋势与流三段基本相似，但厚度明显加大，分布更加稳定，一般在600 m以上，洼陷中心出累计厚度可达1 100 m以上；未受到临高断层滑脱作用影响，地层连续性好，厚度中心的位置较流三段更加靠北（图4c、d），并且流二段暗色泥页岩在地层中的厚度占比更大、粒度更细、颜色更深。流一段现今泥页岩分布仍具有继承性，厚度中心更加北移，连续性好，但厚度及分布范围明显减小，一般在400 m以上，洼陷中心位置厚度累计约1 000 m以上，与流二段相比，页岩单层厚度变小，颜色变浅；沉积中心出现了分隔，在西部皇桐洼陷出现了永安和美台两个厚度中心（图4e、f）。

图4 福山凹陷流沙港组不同亚段泥页岩现今厚度、Ro＞0.7%和TOC＞2.0%叠合图Fig.4 Current thickness，Ro＞0.7%and TOC＞2.0%of shale in different submembers of Liushagang Formation，Fushan sag

3 页岩地球化学特征

3.1 有机质类型

3.1.1 岩石热解参数

利用岩石热解实验结果计算的氢指数（IH）和最大热解峰值温度（Tmax）相互交会能够有效判识有机质类型［10］。基于流沙港组页岩IH和Tmax关系图分析表明：流三段37个热解数据中，I型干酪根占比为24%，II1型占比为38%，II2型占比为35%，III型占比为3%，流三段干酪根类型主要为II1—II2型，存在一部分I型；流二段37个热解数据中，I型干酪根占比为11%，II1型占比为65%，II2型占比为19%，III型占比为5%，流二段干酪根类型以II1型为主；流一段25个热解数据中，I型干酪根占比为4%，II1型占比为52%，II2型占比为40%，III型占比为4%，流一段干酪根类型主要为II1—II2型，II1型稍占优（图5a）。

3.1.2 干酪根元素

干酪根元素的H／C原子比和O／C原子比的交会也能够有效区分有机质类型［11］。流沙港组50个页岩的干酪根元素测试结果显示：流二段干酪根类型分布相对集中，主要分布在II1区；而流三段和流一段则较分散，除分布在II1和II2区外，有部分点分布在I区和III区（图5b）。总体来说，流沙港组有机质类型以II1—II2型为主，流二段以要好于流三段和流一段。

图5 福山凹陷流沙港组泥页岩干酪根热解及元素特征Fig.5 Pyrolysis and elemental characteristics of shale kerogen in Liushagang Formation，Fushan sag

3.1.3 有机显微组分

有机质显微组分观察显示，流沙港组不同层段泥页岩有机质来源差异明显。各层段之间的对比结果来看，流二段页岩中有机质腐泥组成份最高；流三段有机质与流一段泥页岩有机质类型相似，腐泥质成份低于流二段，壳质组和镜质组等组分含量增加（图6）。这说明，流沙港组有机质组分来源兼具藻类和陆生高等植物双源特征，但流二段以藻类来源为主，流三段和流一段则是陆生高等植物来源的有机质占主导。这与李友川等［12］在对北部湾盆地内部5个凹陷流沙港组湖相烃源岩有机显微组分统计的结果吻合。

图6 福山凹陷流沙港组泥页岩干酪根显微组分组合类型三角图Fig.6 Triangle diagram of shale maceral assemblage types in Liushagang Formation，Fushan sag

3.2 有机质丰度

图7 福山凹陷流沙港组烃源岩S1+S2与TOC关系Fig.7 Relationship between S1+S2 and TOC of source rocks in Liushagang Formation，Fushan sag

有机质丰度是表征烃源岩中有机质含量的重要参数。较常用的参数包括有机碳含量（TOC）、氯仿沥青“A”含量（EOM）、热解生烃潜量（S1+S2）及总烃含量等［13］。本次研究对流沙港组99块烃源岩样品进行了岩石热解实验，对35块烃源岩样品进行了氯仿沥青“A”抽提。分析结果显示：流三段泥页岩TOC为1.01%～2.44%，均值1.62%，EOM为0.03%～0.35%，均值0.09%，S1+S2为1.88～9.31 mg／g，均值3.82 mg／g；总体为好—优质烃源岩；流二段泥页岩TOC为0.50%～4.39%，均值1.77%；EOM为0.05%～0.35%，均值0.16%；S1+S2为0.50～29.28 mg／g，均值4.61 mg／g，总体为好—优质烃源岩；流一段泥页岩TOC为0.46%～2.15%，均值为1.16%，EOM为0.03%～0.20%，均值为0.12%，S1+S2为0.52～6.25 mg／g，均值2.50 mg／g，总体为中等—好烃源岩（图4、7）。

3.3 有机质成熟度

福山凹陷经历了2次大规模的抬升剥蚀及剥蚀后地层沉积速率减慢，导致不同地区的地温演化过程存在差异［14］。根据福山凹陷探井测试数据统计，地温梯度永安地区最高可达3.4℃／100 mm、花东地区为3.3℃／100 m、白莲地区度为3.2℃／100 m、美台地区最低仅有2.6℃／100。99个泥页岩样品分析表明，流沙港组页岩Ro为0.4%～1.4%，各地区整体上随着深度增加Ro增大（图8）。受地温的影响，不同地区有机质成熟度（图4）及进入生烃门限的深度存在差异。永安地区埋深2 200～2 400 m时Ro＞0.5%，进入生烃门限，2 800 m以深，Ro＞0.7%；花场地区与永安地区的特征相似；美台地区埋深2 800 m时Ro＞0.5%，进入生烃门限，4 000 m以深，Ro＞0.7%；白莲洼陷整体埋深2 200 m时Ro＞0.5%，进入生烃门限，2 800 m以深，Ro＞0.7%，但是白莲地区2 600 m附近出现Ro的异常高值区，理论上该处Ro应在0.6%左右，但实测值最大值达到1.48%，这与该区火成岩侵入体有关［14］。但由于大范围的火山活动多在浅层，深度2 400～2 600 m，对深部烃源岩整体的演化影响较弱，仅在部分地区造成烃源岩演化程度偏离总体趋势变高。综合以上分析认为流沙港组页岩均已处于成熟或生烃高峰的演化阶段。

图8 福山凹陷流沙港组不同地区Ro与深度关系Fig.8 Relationship between Ro and depth in different areas of Liushagang Formation，Fushan sag

4 页岩油气潜力

4.1 页岩生烃潜力

页岩生烃潜力是页岩油气富集的前提条件。流沙港组不同层段页岩形成条件的差异控制了生烃潜力的差异。庞雄奇等［15］提出的生烃潜力参数（IHGP）是评价烃源岩生烃能力的有效参数之一，其计算方法为

式（1）中：IHGP为生烃潜力参数，mg／g；S1为岩石热解测试中测得的游离烃量，mg／g，S2为岩石热解测试中测得的高温热解生成的烃量，mg／g；TOC为有机碳含量，%。

利用福山凹陷55口井流沙港组页岩取心的热解测试数据计算其生烃潜力参数（表1），结果表明流一段页岩IHGP为145.46～885.78 mg／g，平均为271.73 mg／g；流二段泥页岩IHGP为91.25～852.50 mg／g，平均为317.56 mg／g；流三段页岩IHGP为205.36～567.97 mg／g，平均为289.94 mg／g。以上结果表明，流二段页岩生烃潜力最优，流三段次之，第三为流一段。这与泥页岩有机质类型、丰度及氯仿沥青“A”的分布特征基本吻合（图9）。

图9 福山凹陷流沙港组不同层段页岩含油性参数纵向分布特征Fig.9 Longitudinal distribution characteristics of oil bearing parameters in different layers of Liushagang Formation，Fushan sag

表1 福山凹陷流沙港组泥页岩油气生烃潜力及含油性判识参数Table 1 Hydrocarbon generation potential and oil bearing parameters of shale oil of Liushagang Formation，Fushan sag

4.2 页岩储集性

页岩的储集性能决定了页岩油赋存空间的大小以及后期开发过程中页岩油气的开采难易程度。对于页岩储层的储集性主要可以通过实验测试及测井计算两大类方法来评价。福山凹陷目前对于页岩样品的物性测试数据少，无法满足区域性分析评价的需要。但积累了大量常规测井以及核磁测井数据，可以进行页岩层段储集性的计算。仅利用常规测井计算页岩层段物性，其结果往往与页岩层段实际或者分析测试结果差别较大；而核磁测井所解释的物性结果与实际更接近，因此，本次研究采用以核磁解释与常规测井解释相结合的方式，对福山凹陷流沙港组9口探井进行了页岩层段的物性解释。具体方法如下：以核磁测井解释结果为约束，分别将能够反映储集物性的单条常规测井曲线与核磁物性结果进行回归关系分析，选取回归系数R大于0.8的曲线作为计算参数之一，最终将相关性好的多条曲线进行拟合回归，建立基于自然伽马、中子及密度测井的页岩孔隙度测井解释模型，相关系数0.65。模型具体如下：

式（2）中：φ为页岩的孔隙度，%；GR为自然伽马测井结果的绝对数值，无量纲；CNL为中子测井值结果的绝对数值，无量纲；ρ为密度测井结果的绝对值，无量纲。按照上述模型，计算了9口探井流沙港组3个层段页岩孔隙度，并根据孔隙度和渗透率的相关关系，拟合计算出页岩的渗透率（表2）。结果显示不同层段的页岩基质物性特征存在差异。其中，流三段页岩孔隙度为3.56%～8.15%，平均为5.86%；渗透率为（0.003～0.2）×10-3μm2，平均为0.16×10-3μm2。流二段页岩孔隙度范为2.50%～8.39%，平均为5.45%；渗透率为（0.007～0.18）×10-3μm2，平均为0.13×10-3μm2。流一段页岩孔隙度为1.79%～6.44%，平均为4.12%；渗透率为（0.001～0.15）×10-3μm2，平均为0.08×10-3μm2。纵向上随深度增加，流沙港组页岩储集性整体呈下降趋势，但在各亚段页岩层中仍发育物性条件较好的储层，与国内其他盆地页岩油产出层位的物性相比，和济阳坳陷沙四上亚段、泌阳凹陷核三段接近，但稍逊于济阳坳陷沙三下亚段、江汉盆地潜江组（表2），表明福山凹陷流沙港组具备一定的储集页岩油物性条件。

表2 福山凹陷流沙港组不同层段页岩储集物性特征Table 2 Reservoir physical characteristics of different shale sections in Liushagang Formation，Fushan sag

4.3 页岩含油性

页岩油气含油性特征主要指页岩中有机质在热演化过程中转化成油气，并以游离态和吸附态等赋存于页岩的储集空间中。目前较为常用的评价参数有岩石热解测试过程中测得的游离烃量（S1）及含油饱满程度（OSI）等［16］。OSI计算公式为

式（3）中，OSI为含油饱满程度，mg／g。S1或者OSI越大，表明页岩中有机质含量越高，向油气转化的能力和程度也越高，当前地质状态下页岩油气赋存的烃类越多。但利用S1或者OSI等参数准确反应页岩含油性的前提条件是：测试所用的页岩样品自地下采至地面，再到室内测试的全程过程中，游离态的轻烃组分无损失或损失较少。这就需要在取心过程中，采取密闭取心并迅速利用低温冷冻直至样品制备及测试。而通常情况下，测试的样品往往未采取以上的措施，甚至大部分页岩岩心样品在室温、开放条件下放置了数年时间，这就造成S1轻烃组分的损失。马永生等［17］研究发现密闭冷冻碎样实验测得的S1含量是常规取心碎样实验情况下S1含量的1.35～2.35倍。因此，对于非新采集岩心样品所测得的S1结果需要进行损失量校正，才可以用来评价页岩的含油性。谌卓恒等［18］建立了一种针对非新鲜样品S1恢复的方法，其方法如下：

式（4）～（7）中，S1原始为页岩原始的游离烃量，mg／g；S1损失为页岩损失的游离烃量，mg／g；S1LS为取心过程中游离烃损失量，mg／g；S1LP为样品保存及测试样品制备过程中游离烃损失量，mg／g，ρoilS和ρoilR分别为页岩油气在地表及地下储层条件下的密度值，kg／m3；FVF为地层体积系数，无量纲；Tmax为热解曲线中最高产烃率对应的热解温度，℃。需要说明的是，当页岩油气的在地表和地下条件下的密度差值小于密度本身不确定性时，可以直接利用S1和FVF来计算S1LS。对于S1LP，其影响因素较多；Jiang等［19］通过模拟实验认为，可以用一次实验过程中所有实验S1结果的15%作为每块样品保存和制备过程中轻烃的损失量。而周立宏等［20］在对歧口凹陷沙一下亚段常温开放条件存放9年的页岩样品热解实验结果对比发现，9年后样品测的S1值仅为岩心刚采集测得的S1值的40%，轻烃损失量达60%。考虑到研究区本次测试样品放置的时间较久和温度条件较高，并综合以上两个实例对保存条件下轻烃损失量的估计，本次研究过程中取35%作为S1LP。按照上述公式和参数，对福山凹陷流沙港组页岩油含油性参数进行了计算。

国内多个盆地页岩油气勘探成功的经验显示，可以将S1＞1.0 mg／g或者OSI＞100 mg／g作为页岩油气富集区评价的界限值［16］。从恢复的结果来看，流一段页岩S1为0.33～6.19 mg／g，平均为0.97 mg／g；OSI为37.36～578.30 mg／g，平均为88.25 mg／g，纵向含油性较好的层段主要在2 800～3 200 m；流二段页岩S1为0.39～14.63 mg／g，平均为3.09 mg／g；OSI为39.16～750.45 mg／g，平均为114.63 mg／g，纵向含油性较好的层段主要在2 800～3 600 m；流三段页岩S1为0.83～8.83 mg／g，平均为1.89 mg／g；OSI为64.31～361.82 mg／g，平均为106.72 mg／g，纵向含油性较好的层段主要在3 600～4 000 m（图9）。流二段页岩含油性最好，纵向含油层段厚度最大；流三段页岩次之，但纵向埋深相对较大；流一段含油性最小，但埋深较浅，这可能与该层段页岩演化程度较低有关。

4.4 页岩油气可动性

目前福山凹陷缺乏针对页岩油气专探井以及相应的页岩油气物性分析数据。但福山凹陷多个地区页岩和原油的地球化学参数显示，研究区内存在大量的未经历长距离运移的常规油藏［21］，本次研究通过这些常规油藏原油样品物性对流沙港组页岩油气物性特征进行类比分析。

页岩油的密度、黏度、凝固点以及含蜡量是影响页岩油可动性的重要参数，页岩油可动性随着密度和黏度增大迅速降低。通过对福山凹陷流沙港组已发现近源常规油藏原油的物性参数统计发现，纵向上不同层段近源的原油物性参数存在差异，流一段的原油密度平均为0.85 g／cm3，黏度为11.41 mPa·s，凝固点为24.84℃，含蜡量为13.67%；流二段原油密度平均为0.84 g／cm3，黏度为6.56 mPa·s，凝固点为28℃，含蜡量为17.52%；流三段原油密度平均为0.80 g／cm3，黏度为2.89 mPa·s，凝固点为15℃，含蜡量为8.10%（表3）。参考国内其他盆地页岩油气物性特征，福山凹陷流沙港组页岩油气的密度及黏度条件较好，推测其可动性也较好。流沙港组流三段的原油物性最优，流二段与流一段相比，密度相当，黏度和凝固点更好，但含蜡量稍高。在平面上原油的密度、黏度及气油比分布特征比较吻合，由东往西，由南向北油气物性参数逐渐变大［28］。

表3 福山凹陷近源常规油藏原油物性特征Table 3 Physical characteristics of crude oil from near source conventional reservoir，Fushan sag

此外，地层能量对于页岩油可动性也有重要的影响［29］。页岩层段超压的发育能够为水平井钻井及压裂开采提供有力条件。福山凹陷流沙港组主要发育由欠压实作用和生烃增压混合成因的压力场。压力系统主要呈单个压力系统特征，盆地的洼陷区域为超压中心。以2021年完钻的永21x井为例，该井在3 400 m深度，实测压力系数约为1.2，开始进入超压系统，而在4 500 m深度，实测压力系数可达1.5（图10），表明随埋深加大，超压强度呈增大趋势。

图10 福山凹陷永21x井实测与计算压力系数纵向分布Fig.10 Longitudinal distribution of measured and calculated pressure coefficients of well Yong21x，Fushan sag

4.5 勘探有利区评价及对策

综合考虑流沙港组不同层段页岩的有机质类型、丰度及演化程度、页岩层段含油性，认为流沙港组页岩具备发育页岩油气的物质条件，资源潜力较大。对比3个层段页岩油气的富集及可动性条件，优选流二段作为页岩油气探索的首选层系。借鉴国内同类型盆地页岩油气潜力区优选的经验［16，20，30］，选取镜质体反射率Ro与TOC作为有利区优选参数。一类有利区镜质体反射率Ro≥0.7%，TOC≥2.0%；二类有利区镜质体反射率0.5%≤Ro＜0.7%，TOC≥2.0%；三类有利区镜质体反射率0.5%≤Ro＜0.7%，1%≤TOC＜2%（表4）。

表4 福山凹陷流沙港组页岩油气有利区优选参数Table 4 Optimal parameters of favorable area for shale oil and gas of Liushagang Formatio，Fushan sag

对流二段分上、下两个亚段进行页岩油气有利区优选（图11），流二上、下亚段一类有利区面积约为452 km2，因其主要位于洼陷中心区域，密度与黏度低，发育超压，适合进行页岩油气的钻探，并实施密闭取心及水平分段压裂措施；流二上、下亚段二类有利区面积约为302 km2，与一类区相比，密度、黏度适中，压力为常压或弱超压，适合作为页岩油气探索的储备区，待一类有利区钻探评价后再进行分析；流二上、下亚段三类有利区面积约为912 km2，该区域页岩属于中低演化程度，可尝试作为原位转化区开展研究。考虑到福山凹陷目前仍以常规油气勘探为主，并逐渐转向深部的隐蔽油气藏，因此，在对上述有利区的勘探部署方式上，建议采取“两步走”，即“直井、斜井兼探，水平井求产”的方式进行部署评价。首先，利用常规油气部署的直井和斜井，结合其下部页岩油潜力区的潜力情况，向下延伸完钻深度，以一口井的钻探同时落实两类资源的情况；待实现突破后，再针对甜点区利用目前常用的水平井及多段压裂技术进行页岩油的求产。通过这样的部署思路，保障部署工作的风险最低和效益最大。

图11 福山凹陷流沙港组页岩油气有利区评价Fig.11 Shale oil and gas favorable area evaluation of Liushagang Formation，Fushan sag

5 结论

1）福山凹陷流沙港组泥页岩中有机质具有藻类与高等植物双重生源输入特征，Ⅱ1—Ⅱ2型生烃母质，属于弱氧化—弱还原型环境的淡水湖相沉积。不同层段页岩的有机质丰度整体较高，在埋深和局部热活动影响下，页岩成熟度略有差异，但均已处于成熟—生烃高峰的演化阶段。基于流沙港组页岩的有机质丰度、类型、成熟度、生烃潜力及含油性的分析，认为该套页岩具备形成页岩油气的物质基础，页岩油气的勘探潜力较大。

2）福山凹陷流沙港组近源成藏的常规油气原油物性呈低密度、低黏度、低硫、低凝固点、中—高蜡特征。从各层段生烃潜力、含油性及可动性的对比来看，流二段发育页岩油气的条件最优，流三段及流一段次之。以Ro≥0.7%、TOC≥2.0%，0.5%≤Ro＜0.7%、TOC≥2.0%，0.5%≤Ro＜0.7%、1%≤TOC＜2%分别作为流沙港组一类、二类及三类有利区的划分评价标准。福山凹陷流二段共划分出3个一类区、4个二类区、5个三类区。一类有利区可以作为中高演化程度页岩油气勘探的靶区，二类区及三类区可以作为低演化程度页岩油气勘探的靶区进行储备，待一类区实现突破后，进一步精细评价其潜力。