玛湖凹陷风城组不同岩相页岩含油性及可动性特征

常佳琦，姜振学，高之业，郑国伟，张原豪，黄立良，何文军，段龙飞，陈志祥，宋嘉楠,

(1.中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室，北京，102249；2.中国石油大学(北京) 非常规油气科学技术研究院，北京，102249；3.中国石油新疆油田分公司 勘探开发研究院，新疆 克拉玛依，834000)

北美页岩油的成功勘探开发，引起了国内外学者对页岩油资源的广泛关注[1-4]。我国页岩油资源丰富，陆上主要盆地页岩油技术可采资源量为(74～372)×108t[2]。目前，已在松辽、鄂尔多斯、准噶尔、渤海湾等重点盆地获得突破，先后建立了新疆吉木萨尔、长庆陇东和大庆古龙3个页岩油国家级示范区[5-7]。美国页岩油分布广泛[8]，主要集中在威利斯顿盆地巴肯(Bakken)、墨西哥湾盆地伊格尔福特(Eagle Ford)、二叠盆地沃尔夫坎普(Wolfcamp)、博恩斯普林(Bonespring)等海相页岩层系[2-3]。海相盆地面积大，构造平缓，物源较单一，展布范围较大，因此岩相类型较为简单，平面和纵向上相变也较慢，比较容易确定优势岩相，也利于页岩油甜点预测与评价[9-13]。而我国页岩油主要分布在松辽、渤海湾、鄂尔多斯、准噶尔、塔里木等盆地的陆相层系中[14-15]。盆地面积相对狭小，构造活动剧烈，沉积环境和气候变化频繁，物源较复杂，导致岩石组构特征表现出极强的非均质性，岩相变化较快，不利于确定页岩油优势相带[16]。因此，陆相页岩油探勘首先要解决的问题就是确定页岩层系的地质特征，尤其是页岩层系中优势岩相的确定。

页岩层系的含油性与页岩油的可动性是页岩优势岩相选择、页岩油有利区优选与高效开发的关键参数。页岩含油性对页岩油开发的经济价值有着重要的影响，也是评价页岩油富集的关键指标。近年来，诸多学者围绕含油性及可动性的评价及影响因素展开了大量的研究，主要利用地球化学参数法(氯仿沥青“A”、热解烃量S1)、溶剂抽提法、岩心物理参数法(含油饱和度)、测井评价法[17-23]等手段来评价页岩层系的含油性，并且初步明确了生烃条件、储存条件、保存条件、地层温度、地层压力以及流体性质等均会影响页岩层系的含油性[20,24]。可动性方面，目前常用含油饱和度指数(OSI)、自由烃差值、地层能量、核磁共振等方法评价页岩油的可动性[21,25-28]，并且认为孔隙结构、地层温压、裂缝发育情况、原油性质等因素控制了页岩油的可动性[29-31]。对于陆相湖盆而言，其泥页岩层系具有沉积相变快、频繁薄互层、岩性复杂、非均质性强、热成熟度较低等特点，陆相页岩油也普遍具有黏度、密度大、含蜡量高等特征[32]，导致了陆相页岩层系不同岩相含油性及页岩油可动性差异大。赵贤正等[33]提出纹层状长英质页岩组构相是沧东凹陷孔二段页岩油勘探开发的首选类型，然而对于其他盆地陆相页岩层系岩相类型及优势岩相发育特征认识还较少，制约了页岩油的甜点优选及高效开发。本文作者以玛湖凹陷玛页1井二叠系风城组岩心为研究对象，利用场发射扫描电镜、N2吸附、有机地球化学等实验手段，明确该区岩相发育类型及不同岩相的含油性、可动性特征，为陆相页岩油的勘探选区和开发层段优选提供一定的参考。

1 地质背景

准噶尔盆地位于中国新疆的北部，玛湖凹陷是准噶尔盆地中央坳陷的次一级负向构造单元[34]，面积约4 258 km2[35]，北侧与乌夏断裂带以及克百断裂带相邻，西南侧与中拐凸起相接，东南侧与达巴松凸起和夏盐凸起毗邻，东北侧为石英滩凸起和英西凹陷[36](图1)。玛湖凹陷是盆地油气富集程度最高的生烃凹陷，也是目前勘探的重点区域之一[34,37-38]。研究层位二叠系风城组为早二叠世前陆盆地构造背景上发育的一套扇三角洲—湖相沉积[38]，自斜坡区向湖盆中心粒度逐渐变细。风城组岩性主要是泥页岩，但从整个风城组来看，其岩石组成很复杂，可以包括白云质岩类、碎屑岩和火山岩等，反映出混合沉积的特征[39]。风城组沉积时期，玛湖凹陷内为碱性湖泊环境，水体中以Na+，CO23-和HCO-3为主，SO24-含量较低，因此风城组发育多种碱性矿物，目前已在风城组发现碳氢钠石、天然碱、氯碳钠镁石、碳酸钠钙石、丝硅镁石等碱性矿物[38-40]。碱湖因其细菌和藻类等微生物类型多样、生物产率高[41]，可形成优质的烃源岩[39-40]。玛湖凹陷风城组也被认为是迄今全球发现最古老的碱湖优质烃源岩[39]。

取样井玛页1井是新疆油田为了探索玛湖凹陷风城组页岩油和常规高孔火山岩油藏部署钻探的一口预探井。该井位于玛湖凹陷北部斜坡带，北部为乌夏断裂带，南部为玛湖凹陷，构造较为简单(图1)。玛页1 井取心段为风城组三段(P1f3)底部至佳木河组(P1j)，其中主探目的层风三段底部至风二段岩性主要为白云质泥岩夹白云质粉砂岩、泥质白云岩、凝灰岩；兼探层风一段火山岩主要岩性为熔结凝灰岩、玄武岩(图2)。本文样品均来源于玛页1 井风城组三段(P1f3)底部至风城组一段(P1f1)页岩层段，在页岩层段内部采用系统采样的原则，并在试油层段重点取样。

图1 准噶尔盆地玛湖凹陷构造位置图[35]Fig.1 Structural setting in Mahu Sag,Junggar Basin

图2 玛页1井风城组页岩层段综合柱状图Fig.2 Comprehensive histogram of shale section of Fengcheng Formation in Well Maye 1

2 样品与实验方法

本文选取玛湖凹陷玛页1 井风城组样品共44块进行全岩XRD实验，根据XRD实验结果从中挑选出不同岩相样品共24 块分别进行普通薄片、场发射扫描电镜、N2吸附实验、He 孔隙度和气体非稳态法(PDP)渗透率实验查明不同岩相页岩油赋存状态及孔隙结构特征。开展总有机碳含量测定、常规岩石热解实验、多温阶热解实验以明确不同岩相样品含油性特征及可动性特征。其中全岩XRD、总有机碳含量测定、常规岩石热解实验、He孔隙度和气体非稳态法(PDP)渗透率等常规实验分别按照国家标准进行。

1) 多温阶热解实验在中石化无锡地质研究所用Rock-Eval 6 热解仪进行分析。热解过程参照蒋启贵等[42]提出的热解升温程序进行。

2) 场发射-扫描电镜实验在中国石油大学(北京)ZEISS MERLIN型高分辨场发射扫描电镜完成。氩离子抛光后的样品在1.2～0.8 kV，200～80 pA 的低电压与低电流条件下进行二次电子成像观察页岩油赋存状态及孔隙结构特征。此外，未经过氩离子抛光的自然断面样品的扫描电镜图片来自于新疆油田勘探开发研究院资料。

3) N2吸附实验采用东北石油大学ASAP 2460-2HD 比表面积及孔径分析仪进行测试。将样品研磨成粒径为178～250 μm 的粉末，在240 ℃的温度下真空脱气12 h，然后在-196 ℃的温度条件下分别记录样品在增加和降低相对压力时的N2吸附量和脱附量，再将粉末状样品进行洗油(三氯甲烷、1周)和烘干(80 ℃、24 h)，重复进行抽真空和N2吸附过程，得到洗油后样品N2吸附结果。

3 岩相划分及储层特征

3.1 矿物组成及岩相划分

玛湖凹陷风城组物源多样，矿物组成复杂，陆源碎屑物质、内源化学物质以及火山物质均有沉积。陆源碎屑物质主要为长石、石英、黏土矿物以及岩屑等。风城组沉积时期水体碱度较高，富含Na+，CO23-和HCO-3[41,43]，白云石、方解石、菱铁矿等内源化学沉积矿物发育，部分层段发育特殊碱性矿物，如硅硼钠石、碳氢钠石、碳酸钠钙石等[38,44]。此外，频繁的火山活动还导致了风城组发育火山凝灰质。玛页1 井风城组全岩XRD 实验显示风城组主要矿物组成为石英、长石、方解石、白云石和黏土矿物(图3)。长英质矿物和碳酸盐矿物是风城组的主要组成矿物。长英质矿物质量分数为20.0%～90.0%，主要为碎屑成因。碳酸盐矿物质量分数为3.4%～73.3%，玛湖凹陷咸化湖泊环境有利于白云石等碳酸盐类矿物的形成，有利于凝灰质成分的碳酸盐化，使得不同类型白云石和方解石共存于细粒岩石中[45]。风城组黏土矿物质量分数较少，介于0～20.2%。黏土矿物质量分数影响了页岩储层的可压裂性，实现商业产量的页岩油区带黏土质量分数普遍低于30%[46]，风城组较低的黏土矿物质量分数说明了其具有较好的可压裂性。此外，与其他陆相页岩相比，风城组黄铁矿质量分数较高，介于0～15.0%，这与碱湖环境中富含大量的硫酸盐还原菌有关，能够抑制硫酸盐矿物的形成，从而促进单质硫与金属矿物结合形成硫化物[37,39]。

图3 玛页1井风城组矿物组成Fig.3 Mineral Composition of Fengcheng Formation in Well Maye 1

风城组岩相复杂，目前还没有统一的岩相划分方案。由于火山凝灰质和特殊碱性矿物仅在部分层段发育，对于整个风城组来说进行岩相划分时可以不考虑火山凝灰质和特殊碱性矿物。本文首先将风城组按照粒度差异划分出页岩和粉砂岩。页岩岩相划分采用李兆丰等[47]对风城组的页岩岩相划分方案。风城组粉砂岩通常以夹层形式发育在页岩层系中，厚度介于10～100 cm 之间。根据GB/T 38718—2020中对页岩油的定义：“页岩油指赋存于富有机质页岩层系中的石油，富含有机质页岩层系烃源岩内粉砂岩、细砂岩、碳酸盐岩单层厚度不大于5 m，累计厚度占页岩层系总厚度比例小于30%。”本文研究风城组页岩油包括了页岩层系中粉砂岩夹层中赋存的油。岩相三角图中风城组的页岩样品普遍分布在I1，I2和Ⅱ2/Ⅲ2区域(图4)，说明风城组页岩岩相主要为长英质页岩、含灰/云长英质页岩以及含长英灰/云质页岩。风城组黏土矿物含量较少，因此，黏土质页岩、混合质页岩等岩相较不发育。

(4) 2台FEP采用自开发软件接口协议与外部时钟源同步，但无法确保2台FEP的时钟精度偏差均在50 ms内(仅采用NTP或PTP协议时才能确保精度在50 ms内)，不能同时为下一层提供时钟源服务。

图4 玛页1井风城组岩相三角图Fig.4 Lithofacies triangle diagram of Fengcheng Formation in Well Maye 1

3.2 储层特征

通过岩心、薄片、扫描电镜观察可识别出玛湖凹陷风城组孔隙类型多样，主要发育有溶蚀孔、晶间孔、粒间孔、有机质孔以及各种尺度的裂缝(图5)。溶蚀孔是风城组最为有利的储集空间类型之一[45]，从岩心尺度到电镜尺度均可观察到溶蚀孔的发育。碳酸盐矿物较易发生溶蚀作用，其次为长石，此外风城组特殊碱性矿物也易受酸性流体的溶蚀产生溶蚀孔(图5(a)，5(d)和5(e))。生烃产生的有机酸对矿物的溶蚀具有重要的贡献，常见溶蚀孔中充填有残余沥青(图5(a))。裂缝是风城组另一种主要的储集空间。从岩心尺度的构造缝、层理缝到薄片尺度的解理缝、粒缘缝均有发育(图5(b)和5(c))。构造缝以高角度缝为主且常被方解石充填，薄片和扫描电镜下观察到的解理缝、粒缘缝等微裂缝未被充填。有机质孔是页岩储层的重要孔隙类型，风城组页岩样品也可观察到有机质孔(图5(i))，但风城组页岩有机质成熟度不高，因此，有机质孔并未普遍发育。

图5 玛页1井风城组孔隙类型Fig.5 Pore types of Fengcheng Formation in Well Maye 1

玛湖凹陷风城组页岩层段气测孔隙度为1.11%～10.67%，平均值为2.73%；PDP 渗透率为(0.000 1～0.046 8)×10-3μm2，平 均 值 为0.006 9×10-3μm2。与我国其他地区陆相页岩油储层相比物性较差，储层极为致密[48-50]。不同岩相孔隙度、渗透率差异较大(表1)。粉砂岩夹层物性条件最好，孔隙度为4.67%～10.62%，平均值为7.27%；PDP渗透率为(0.002 8～0.046 7)×10-3μm2。含灰长英质页岩孔隙度较高，为3.26%～4.81%，平均值为4.04%，但其渗透率是所有岩相中最低的，PDP渗透率为(0.000 4～0.002 4)×10-3μm2，平均值为0.001 4×10-3μm2。灰质含量较高易于发育溶蚀孔隙，对页岩孔隙度有一定的贡献作用，但风城组原生方解石大多被白云石交代，现今方解石多充填在层理缝、构造缝中，或以胶结物形式发育在原生粒间孔中[51-52]，导致储层中层理缝、构造缝及原生粒间孔的储集空间减少，孔隙连通性降低，从而导致渗透率降低。长英质页岩、含云长英质页岩和含长英云质页岩的物性差异不大，孔隙度和渗透率均较低。

表1 玛页1井风城组不同岩相孔隙度、渗透率Table 1 Porosity and permeability of different lithofacies of Fengcheng Formation in Well Maye 1

4 页岩含油特征

4.1 页岩油赋存特征

页岩油主要以游离态和吸附态赋存在页岩孔隙和裂缝中，还有极少量的溶胀及溶解状态。玛页1 井风城组全井段含油，页岩层段连续取心365.38 m，其中油浸级岩心6.12 m，油斑级岩心175.03 m，油迹级岩心184.23 m。岩心观察可见部分溶蚀孔中含有大量的残余沥青(图6(a))，裂缝含油(图6(b))以及纹层含油(图6(c))。页岩油主要有游离态和吸附态2种赋存方式，氩离子抛光样品扫描电镜下可观察到溶蚀孔、粒间孔中的残留油，呈油滴状大量富集在孔隙中(图6(d)和6(e))，还可观察到孔壁(矿物表面)上呈吸附态的油膜(图6(e)和6(f)。

图6 玛页1井风城组页岩油赋存状态Fig.6 Occurrence state of shale oil of Fengcheng Formation in Well Maye 1

4.2 页岩油赋存的孔隙空间

洗油前和洗油后的N2吸附实验结果显示不同岩相页岩洗油后孔体积与洗油前的孔体积相比均有增加(图7)。页岩油赋存在页岩孔隙或裂缝中，洗油后原本被油占据的孔隙空间被释放，导致孔体积增大。风城组不同岩相的样品洗油后孔体积均有增加，说明原油在不同岩相的储层中均有赋存。但是不同岩相的样品孔体积的增加量不同，洗油后粉砂岩和长英质页岩孔体积分别增加了82%和75%，说明粉砂岩和长英质页岩纳米级孔隙中的含油性最好；其次为含云长英质页岩，洗油后孔体积增加了52%；含灰长英质页岩和含长英云质页岩洗油后孔体积仅增加了22%和8%，N2吸附实验测试孔径范围内该2种岩相含油性最差。

图7 风城组不同岩相页岩洗油前后孔体积对比图Fig.7 Comparison of pore volume before and after oil washing in different lithofacies shale of Fengcheng Formation

不同孔径范围孔体积的增加也存在差异。可以看出，不同岩相的样品在孔径≤10 nm 的范围内洗油后孔体积的增量较小，仅占总孔体积增量的5%～31%，而在孔径＞10 nm的范围内，洗油后孔体积的增量较多，占孔体积增量的69%～95%，说明页岩油主要赋存于孔径＞10 nm 的孔隙中。宁方兴等[53]通过观察含油页岩在扫描电镜下抽真空过程发现，能够渗出原油的最小孔径也是10 nm，同样说明了赋存在孔径＞10 nm 孔隙中的页岩油才最具有现实意义。

4.3 不同岩相页岩含油性差异

风城组不同岩相页岩的含油性具有较大差异(图8)。通过常规热解实验结果可以看出，粉砂岩热解S1最高，平均值为4.28 mg/g；长英质页岩和含云长英质页岩热解S1平均值基本一致，分别为1.67 mg/g 和1.28 mg/g；含长英云质页岩和含灰长英质页岩的热解S1较低，平均值均未达到1.0 mg/g，分别为0.8 mg/g 和0.36 mg/g。不同岩相热解S1的差异与洗油后N2吸附孔体积增量基本一致，也就是说不同岩相含油性的差异导致了洗油前后孔体积增量的差异。此外，长英质页岩不同样品间热解S1的差别较大，从0.63 mg/g 到2.97 mg/g 均有，说明同一种岩相不同样品间含油性也有差异，这可能与不同样品之间孔隙结构差异有关。

图8 风城组不同岩相样品含油性箱线图Fig.8 Box diagram of oil-bearing of different lithofacies in Fengcheng Formation

风城组页岩层系内部不同岩相含油性的差异主要受储层物性的影响。粉砂岩夹层孔隙度、渗透率最高，含油饱和度在所有岩相中也是最高的。其次为长英质页岩和含云长英质页岩，虽然其孔隙度较低，但渗透率较高，含油饱和度也可达到20%。含灰长英质页岩虽然孔隙度较高，但渗透率是所有岩相中最低；含长英云质页岩渗透率较高，但孔隙度在所有岩相中最低，因此，这2种岩相的含油饱和度均不高(图9)。含油饱和度的结果与常规热解的结果基本一致，不同岩相样品含油性具有较大差异，主要是受储层物性的控制，碳酸盐含量较高的岩相，如含灰长英质页岩和含长英云质页岩，储层物性较差，含油性也较差。研究区风城组碳酸盐矿物成因复杂，有同生期沉淀的泥晶灰质质点，经准同生期成岩调整白云石化作用进一步结晶，此外还发育埋藏成岩白云石及热液后生白云石[52]，原生成因的碳酸盐在未经过次生成岩作用改造时物性较碎屑岩更差，而后生成因的碳酸盐矿物由于充填原生粒间孔，会进一步导致储层物性变差。

图9 风城组不同岩相含油饱和度与孔隙度、渗透率Fig.9 Oil saturation,porosity and permeability of different lithofacies in Fengcheng Formation

5 页岩油可动性

5.1 基于多温阶热解实验的页岩油可动性

玛湖凹陷风城组不同岩相多温阶热解实验结果显示粉砂岩夹层样品的可动油含量最高，S1-1+S1-2平均值为4.71 mg/g，可动油的占比也最高，(S1-1+S1-2)/(S1-1+S1-2+S2-1+S2-2)可达到64%。长英质页岩、含云长英质页岩、含长英云质页岩可动油质量分数相差不大，分别为1.26 mg/g，1.34 mg/g 和1.01 mg/g，可动油占比也基本一致，分别为31%，32%和30%。含灰长英质页岩可动油质量分数最低，仅为0.32 mg/g，可动油占比也仅为26%(图10)。可以看出粉砂岩中可动油质量分数和占比均高于页岩样品，主要有以下原因：1) 粉砂岩中的页岩油主要是邻近页岩中生成并排出的，轻质、轻中质的游离油的密度和黏度较小，可流动性较好，易于从页岩层系中排出；2) 粉砂岩中干酪根质量分数远比页岩的低，S2-2较低，可动油的比例相应的就较高。

图10 风城组不同岩相样品多温阶热解烃含量柱状图Fig.10 Column diagram of multi-temperature pyrolysis hydrocarbon content in different lithofacies samples of Fengcheng Formation

5.2 基于含油饱和度指数(OSI)的页岩油可动性

含油饱和度指数(OSI)是JARVIE[25]基于北美海相页岩油勘探开发实践提出的页岩油可动性评价参数，即热解S1与总有机碳含量(TOC)的比值，当含油饱和度指数小于100 mg/g 时，泥页岩中的液态烃类不满足页岩中有机质或矿物自身的吸附量，此时页岩油无法有效流动；当含油饱和度指数高于100 mg/g 时，泥页岩中的液态烃满足矿物的吸附和有机质的吸附、互溶后，能够从页岩内部有效排出。由于不同矿物和不同有机质类型对液态烃的吸附能力差异较大，而北美海相盆地页岩层系与我国陆相盆地页岩层系相比无论是矿物组成还是有机质类型均存在较大差异，因此，含油饱和度指数为100 mg/g 的界限是否适用于陆相页岩油可动性评价还存在争议[54]。

根据全岩热解和总有机碳分析实验结果，计算出玛湖凹陷风城组不同岩相样品含油饱和度指数介于33.0～778.8 mg/g之间，平均值为215.6 mg/g。超过58%的样品含油饱和度指数大于100 mg/g，表明风城组页岩油具有较好的可动性。不同岩相含油饱和度指数差异较大，粉砂岩含油饱和度指数最高，介于553.4～778.8 mg/g 之间；含灰长英质页岩和含长英云质页岩含油饱和度指数较低，分别介于75.8～93.7 mg/g 和60.8～185.4 mg/g 之 间(图11)。根据含油饱和度指数判断，粉砂岩和长英质页岩的可动性最好，含灰长英质页岩的可动油含量最低，结果与多温阶热解实验一致。纵向上，玛页1 井风城组在4 750～4 800 m 深度范围内的可动油含量最高(图11)，为页岩油勘探的有利层段。

图11 风城组不同岩相含油饱和度指数随深度变化图Fig.11 OSI changes with depth for different lithofacies in Fengcheng Formation

6 结论

1) 玛湖凹陷风城组为一套扇三角洲—湖相沉积，发育了富含有机质的粉砂岩、泥页岩及咸化湖泊准同生白云岩化和后生白云岩化的混积岩，主要发育粉砂岩相、长英质页岩相、含灰长英质页岩相、含云长英质页岩相和含长英云质页岩相。风城组页岩油储层物性较差，不同岩相孔隙度、渗透率差异大。粉砂岩相物性最好，含灰长英质页岩孔隙度较高，渗透率较低，其余岩相页岩孔隙度、渗透率均较低。

2) 风城组页岩普遍含油，且游离油、吸附油共存；溶蚀孔、裂缝及纹层是页岩油的主要赋存空间且页岩油主要赋存于孔径＞10 nm 的孔隙中；粉砂岩含油性最好，其次为长英质页岩和含云长英质页岩，含灰长英质页岩和含长英云质页岩含油性相对较差。粉砂岩和长英质页岩是风城组页岩油的优势岩相。

3) 查明了风城组页岩岩相中粉砂岩和长英质页岩的可动性最好，含灰长英质页岩的可动油含量最低；在玛湖凹陷风城组页岩油勘探开发过程中建议优先选择粉砂岩和长英质页岩发育的层段进行开发；明确了玛页1井风城组在4 750～4 800 m深度范围内发育优势岩相组合，其可动油含量最高，为页岩油勘探的有利层段。