不同环境下陆相页岩油气富集关键要素下限研究——以中原油田探区为例

徐田武 ，张成富 ，李红磊 ，陈帆 ，王金萍 ，胡美玲

（1.中国石化中原油田分公司勘探开发研究院，河南 濮阳 457001；2.中国石油华北油田分公司勘探开发研究院，河北 任丘 062552）

0 引言

近年来，页岩油气已经成为我国各大油气公司的勘探开发热点。自2011年北美页岩油革命以来，美国的页岩油气产量增长迅猛，到2018年美国页岩气产量达到 6 138×108m3，页岩油产量达到 3.218×108t，分别占美国天然气和原油总产量的64.4%和64.7%［1］，给世界能源格局带来了深远的影响。中国陆相盆地发育多套富有机质页岩，蕴藏着丰富的页岩油气资源。我国已经在准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系、渤海湾盆地黄骅坳陷古近系孔店组及济阳坳陷古近系沙三—沙四段、苏北盆地阜宁组、鄂尔多斯盆地上三叠统延长组、大庆古龙凹陷青山口组及四川盆地中北部侏罗系等层系获得了重大突破［2-5］。上述不同盆地、不同层系的页岩油气发育环境存在较大差异，既有咸水型（吉木萨尔凹陷、济阳坳陷），也有淡水型（鄂尔多斯盆地），还有介于上述两者之间的半咸水型（大庆古龙凹陷青山口组）［6-7］。虽然部分学者已经意识到不同环境下的页岩油气存在差异，但是鲜有学者对不同环境下形成页岩油气的关键成藏指标进行探索。本文针对国内外不同环境下的页岩油气成藏关键指标进行分析，试图找出成藏关键要素的下限，从而更加有效地指导不同环境下的页岩油气勘探开发。

1 不同环境下烃源岩特征及生烃下限

我国陆相湖盆沉积明显受区域构造、气候、水动力条件、水介质性质、生物活动等因素控制，构造和气候是主控因素［7］。中原油田三大探区页岩油气类型丰富，根据沉积水体咸度及沉积物特征［6-7］，可以划分为3种类型，分别为咸水型、淡水型及半咸水型。

1.1 不同环境下烃源岩特征

1.1.1 咸水环境

咸水湖盆主要为湖盆水体蒸发浓缩作用形成。水体蒸发浓缩作用导致水体盐度增大，营养物质富集，嗜盐藻类勃发，藻类勃发之后由于光合作用，吸收水中CO2，导致水体碳酸根离子饱和，容易形成碳酸盐类沉积物。通常，该类沉积物以纹层状泥质白云岩、纹层状白云质泥岩、凝灰质泥岩及纹层状碳酸盐岩为主。咸水湖盆页岩油的有利岩性组合，具有碳酸盐矿物质量分数偏高、黏土矿物质量分数低、脆性指数高的特征。国内该类页岩油以准噶尔盆地东北缘三塘湖盆地二叠系芦草沟组为代表，在东濮凹陷、白音查干及查干凹陷均有分布。以东濮凹陷为例，该类页岩油主要分布在沙一下亚段及局部洼陷沙三—沙四段。东濮凹陷沙一下亚段咸水烃源岩分布区域广，纵向上主要分布在沙一下亚段的4#、3#标志层段处，以白云质泥岩、泥质白云岩等沉积为主，具有碳酸盐矿物质量分数高、黏土矿物质量分数低的特点，其中碳酸盐矿物质量分数最高可达72.80%，平均值为38.2%。另外，在文西地区文248井沙三下6砂组3 333.38～3 386.60 m处，也见到碳酸盐矿物质量分数高、连续厚度较大的地层分布，其中碳酸盐矿物质量分数介于29%～81%，平均值为56%。

1.1.2 淡水环境

淡水湖盆以鄂尔多斯盆地长7段沉积时期湖盆为代表，其页岩油烃源岩以泥页岩为主，矿物包括长石、石英、黏土矿物，以及少量的黄铁矿、火山灰等，黏土矿物质量分数可达30%～50%，部分超过50%，属于陆源供给体系形成的岩性特征［7］。通过类比分析，东濮凹陷黄河南地区发育此类页岩油。纵向上，该类页岩油主要分布在沙三下亚段的底部最大湖泛面处，俗称马厂高尖。以马11-7井为例，在马厂高尖处发育一套连续分布的优质烃源岩，该套烃源岩岩性以深灰色泥岩为主，缺乏碳酸盐矿物，纵向上该套烃源岩具有连续厚度大、有机质丰度高的特征。其中，总有机碳质量分数（TOC）普遍大于1.00%，最高可达5.40%，平均值为1.81%（见表1）。油源对比也证实该套高丰度的烃源岩是黄河南地区的主要油气来源。

表1 马11-7井沙三下8砂组地化特征参数

半咸水湖盆以大庆古龙凹陷青一段沉积时期湖盆为代表，沉积时期该类湖盆水体盐度介于咸水及淡水湖盆之间，沉积物主要为长英质泥页岩，夹少量粉砂质泥岩或介壳灰岩。矿物成分以石英和黏土矿物为主，长石和碳酸盐矿物质量分数偏低。大庆古龙凹陷青一段泥页岩中，石英与黏土矿物质量分数合计可达60%～75%，而碳酸盐矿物质量分数基本在10%［6-8］。通过油气地球化学分析，四川盆地川东北侏罗系及内蒙探区拐子湖凹陷发育此类页岩油。测试分析表明：中原油田川东北探区侏罗系千一段页岩气主要目的层段，无机元素 M 值（M=w（MgO）/w（Al2O3）×100，其中 w 为质量分数）介于5～20，湖盆水体盐度属于半咸水—微咸水区间，沉积岩性以纹层状长英质黏土岩为主，矿物成分主要包含黏土矿物、石英、斜长石及碳酸盐矿物等（见表2）。黏土矿物和石英质量分数占主体优势，二者总质量分数高达70%～90%，碳酸盐矿物质量分数偏低，普遍小于5%。黏土矿物质量分数普遍介于50%～60%，平均值为52.7%，石英质量分数平均值为31.3%，斜长石质量分数平均值为10%，碳酸盐矿物质量分数平均值为3.5%，其他各种矿物（硬石膏、黄铁矿、菱铁矿）的总质量分数为2.5%（见表2）。矿物成分及组成比例与大庆古龙凹陷页岩油具有一定的相似性。

表2 普陆页1井页岩气主要目的层段全岩矿物分析

1.2 不同环境下烃源岩生烃下限

1.2.1 咸水环境

通过对东濮凹陷咸水烃源岩的分析，发现咸水环境下的烃源岩干酪根类型好。本次研究共测试87块烃源岩样品。其中：Ⅰ型和Ⅱ型干酪根占主体优势（85块样品），占比为97.7%；Ⅲ型干酪根仅2块，占比为2.3%。Ⅱ型干酪根中，又以Ⅱ1型干酪根为主，其占比为67%，Ⅱ2型干酪根占比为33%。在总的样品中，以生油为主体的Ⅰ型和Ⅱ1型干酪根占主体优势，占比为71.0%，Ⅱ2型干酪根占比为26.7%，Ⅲ型干酪根占比为2.3%，这说明咸水烃源岩以生油为主。

在研究过程中，发现烃源岩TOC与干酪根类型之间的相关性并不明显。其中：Ⅰ型干酪根共16块，TOC平均值为1.14%；Ⅱ1型干酪根共46块，TOC平均值为1.08%；Ⅱ2型干酪根共22块，TOC平均值为0.59%；Ⅲ型干酪根共2块，TOC平均值为0.62%。TOC与干酪根类型之间并没有呈现干酪根类型越好、TOC越高的趋势。越来越多的研究表明，咸水烃源岩腐泥组藻类含量高，其在低热演化程度下可以大量生烃，由此导致TOC降低，上述原因可能是咸水烃源岩TOC与干酪根类型之间没有较好相关性的根本内因。这在一定程度上也说明咸水烃源岩生烃具有较强的复杂性。

通过对比不同环境下烃源岩的氯仿沥青“A”质量分数（w（A））与 TOC 的关系可以看出：氯仿沥青“A”质量分数相同时，咸水环境下烃源岩的TOC明显低于淡水环境（见图1）。统计表明，中石油现已勘探成功的页岩油区块（松辽盆地，渤海湾盆地的辽河凹陷、沧东凹陷、岐口凹陷、鹿束凹陷，四川盆地，柴达木盆地，三塘湖盆地，准噶尔盆地吉木萨尔、玛湖凹陷等地区）的氯仿沥青“A”质量分数的下限平均为0.2%［9］。本次研究以氯仿沥青“A”质量分数0.2%为标准，去探讨不同环境下TOC的下限标准。由东濮凹陷咸水环境下w（A）与TOC之间的关系可以看出，要达到这一标准，其TOC可以低至0.6%（见图1a）。

图1 不同环境下w（A）与TOC的关系

1.2.2 淡水环境

通过对东濮凹陷淡水烃源岩的分析，发现淡水环境下烃源岩的干酪根类型占比较为均衡。在总的样品中，Ⅰ型干酪根占比为24.1%，Ⅱ1型干酪根占比为20.7%，Ⅱ2型干酪根占比为32.8%，Ⅲ型干酪根占比为22.4%。淡水环境中各类烃源岩的占比明显与咸水环境中以Ⅰ型及Ⅱ1型干酪根占主体优势的干酪根类型存在较大的差异，表明淡水环境中的烃源岩，有的以生油为主，有的以生气为主，部分可以油气共生，这与咸水环境中的烃源岩以生油为主存在较大差别。因此在淡水环境中，不但要注重页岩油的勘探，而且也要注重页岩气的勘探。

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统计分析表明，淡水环境中烃源岩TOC与干酪根类型之间的相关性强。其中：Ⅰ型干酪根共14块，TOC平均值为1.05%；Ⅱ型干酪根共31块，TOC平均值为0.41%；Ⅲ型干酪根共13块，TOC平均值为0.26%。TOC与干酪根类型之间存在正相关关系，呈现干酪根类型越好、TOC越高的趋势。

由图1b可知，要达到氯仿沥青“A”质量分数0.2%这一标准，淡水环境下烃源岩的TOC下限需要较高，至少需要大于1.5%。这明显高于咸水环境中的TOC下限标准（0.6%）。

1.2.3 半咸水环境

通过对普光陆相千佛崖组半咸水烃源岩的分析，发现该类烃源岩干酪根类型介于咸水与淡水环境之间。在主要含气层段，共测试16个烃源岩样品干酪根的同位素。根据碳同位素值大小划分干酪根类型：四川盆地陆相千佛崖组Ⅰ型干酪根碳同位素值小于-30‰，Ⅲ型干酪根碳同位素值大于-25‰，Ⅱ型干酪根碳同位素值介于-30‰～-25‰［10］。在主要含气层段，本次测试未发现Ⅰ型干酪根，以Ⅱ型干酪根为主，其占比为81.3%，Ⅲ型干酪根占比也较小，仅占18.7%。由此可见，半咸水环境中的干酪根类型与咸水环境中的干酪根类型存在较大差异（咸水烃源岩以Ⅰ型及Ⅱ1型干酪根占主体优势），也与淡水环境中的干酪根类型存在较大的差异。在普光陆相千一段半咸水环境中，Ⅱ型干酪根烃源岩各组分中壳质组质量分数占主体优势，其平均质量分数为72.4%，表明该类烃源岩既生油又生气。这与咸水环境中的烃源岩以生油为主存在较大差别，也与淡水环境中多类型生烃产物存在较大差异。在半咸水环境中，页岩油气勘探应该注重既含油又含气的挥发油及凝析油藏的勘探。

在研究过程中，发现TOC与干酪根类型之间呈现正相关关系。本次测试中，Ⅱ型干酪根共13块，TOC平均值为0.90%；Ⅲ型干酪根共3块，TOC平均值为0.66%。TOC与干酪根类型之间存在较好的相关性，整体也呈现出干酪根类型越好、TOC越高的趋势，这也与上述淡水环境中的趋势具有一定的相似性。

由于普光陆相千一段的烃源岩热演化程度较高，镜质组反射率（Ro）实测平均值为2.23%。高热演化程度导致烃源岩内滞留烃及氯仿沥青“A”质量分数均较低，故难以应用滞留烃及氯仿沥青“A”质量分数来评价烃源岩的原始生烃状态。为了准确反映烃源岩原始生烃状态，本次研究采用碳同位素法，对普陆页1井主要产气段（3 340～3 380 m）进行天然气碳同位素分析。测试分析表明，该段甲烷碳同位素平均值为-36.4‰，乙烷碳同位素平均值为-26.7‰。依据赵文智等［11-12］提出的腐泥型有机质和混合型有机质生成油型气的δ13C1-Ro回归方程，戴金星等［13］提出的油型气、煤成气δ13C1-Ro回归方程，以及沈平等［14-15］提出的煤成气δ13C1-Ro回归方程，综合判识出普光陆相千一段页岩气成因为油型气。根据不同类型（Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ）干酪根甲烷碳同位素与烃源岩Ro之间的内在关系［16］，得出该段油型气主要为Ⅱ型干酪根所生，非Ⅰ型干酪根所生，这也与前面的干酪根类型分析相吻合。通过上述综合分析，确定普光陆相千一段页岩气为高热演化自生自储成因，非它源运聚，主要来自干酪根为Ⅱ型的纹层状长英质黏土岩。在此基础上，通过对TOC与干酪根为Ⅱ型的纹层状长英质黏土岩的相关性分析，发现该类型纹层状长英质黏土岩的TOC均大于0.8%（见图2，其中H为深度）。由此推测，半咸水环境下形成规模性页岩油气的烃源岩TOC下限为0.8%。

图2 普光地区TOC与干酪根类型的关系

2 不同环境下页岩油气成熟度下限

通过对不同环境下的烃源岩研究，发现咸水环境的烃源岩生烃成熟度下限较低，随着水体盐度的逐渐降低，其生烃成熟度下限有逐渐增高的趋势。

2.1 咸水环境

通过分析东濮凹陷咸水环境下烃源岩S1/TOC，（S1+S2）/TOC，w（A）/TOC（其中，S1为游离烃质量分数，S1+S2为生烃潜量）等参数随深度的变化关系，发现咸水环境下烃源岩生烃存在双峰特征（见图3）。第1个峰值深度在2 350 m处，第2个峰值深度在3 150 m处。结合东濮凹陷咸水烃源岩Ro随深度的变化关系，可以得出上述2个峰值所对应的Ro分别为0.45%，0.85%。

图3 不同深度咸水环境下烃源岩生烃特征模式

另外，通过对卫18-5井沙三下1砂组（2 780.93 m，TOC=1.92%）的烃源岩进行热模拟实验，发现咸水环境下烃源岩具有双峰生烃的特征，双峰生油高峰Ro分别约为0.65%，1.00%，这与前面的实际地质情况具有类似之处（见图4）。两者之间的差异，可能是实验室内模拟样品粉碎等原因造成排烃作用滞后导致。通过东濮凹陷沙一下亚段咸水环境下的油源对比资料分析，也佐证了咸水环境下烃源岩Ro在0.4%～0.5%时的确可以形成大规模低熟页岩油。例如，在东濮凹陷濮1-FP1、文侧79-158井区沙一下亚段，发现大量低熟原油，深度分别为2 620，2 731 m，烃源岩所对应的Ro分别为0.53%，0.56%。油源对比分析表明，其为自生自储类型，原油和烃源岩均具有植烷（Ph）含量高的特点（见图5）。

图4 咸水环境下烃源岩生烃模拟特征

多口井测试分析发现，沙一段原油物理性质普遍具有密度大、黏度高、含硫量高的特征，化学性质也普遍具有植烷（Ph）含量高、成熟度低的特点。多口井的原油与沙一段4#、3#标志层附近的白云质泥岩具有较强的亲源性，两者在饱和烃色谱图中均发现了异常高的Ph含量（见图5），并且谱图形态也具有较强的相似性，也由此佐证了沙一段咸水烃源岩在低熟状态下可以大量生油。前人通过大量研究发现，沙二上—沙四上亚段原油Ph含量低，且饱和烃色谱图常具有双峰特征［17-18］，这与沙一段原油的高Ph含量及单峰形态具有明显的差别，也由此排除了沙一段原油通过断裂垂向输导成藏的可能性。通过油源对比及咸水烃源岩生烃特征综合分析，可以确定咸水环境下形成规模性页岩油的Ro下限大致在0.5%。

图5 咸水环境烃源岩与原油饱和烃色谱对比分析

2.2 淡水环境

通过分析东濮凹陷淡水环境下烃源岩的生烃特征，发现淡水环境下烃源岩生烃仅存在1个生烃高峰。通过对马厂地区卫11-7井沙三下8砂组（3 313.60 m，TOC=1.67%）的烃源岩进行热模拟实验，发现Ro=1.10%时存在1个生油高峰（见图6），随着热演化程度的增高，部分原油发生裂解，总烃含量存在逐渐增大的过程。淡水环境下烃源岩生烃与咸水环境存在明显的差异，缺乏在低热演化阶段（Ro≤0.7%）生油的特征。通过对东濮凹陷黄河南地区的油源对比，发现原油与沙三下8砂组（马厂高尖）处的烃源岩具有较强的相似性，均具有三环萜烷正态分布及升藿烷阶梯状分布的特点（见图7）。现已发现的原油成熟度存在明显偏高的特征，其原油成熟度与近洼Ro大于1.0%的烃源岩成熟度较为接近，均为成熟油气。由此可以推测，淡水环境下形成规模性页岩油气的成熟度较高，Ro普遍偏大。结合生烃特征及油源对比资料，综合确定淡水环境下形成规模性页岩油气的Ro需大于1.0%。

图6 淡水环境下烃源岩生烃模拟特征

图7 东濮凹陷黄河南地区淡水环境下油源对比分析

2.3 半咸水环境

通过对川东北侏罗系千佛崖组Ⅱ型干酪根烃源岩进行热模拟实验，发现半咸水环境下烃源岩生烃高峰介于咸水与淡水环境之间。该类烃源岩存在先生油后生气的特点，生油高峰Ro在0.8%～0.9%（见图8），该区间早于淡水环境的生油高峰Ro=1.10%，晚于咸水环境的第1个生油高峰Ro=0.45%。通过对区域性源藏关系及泰来201井的油源对比分析，佐证了烃源岩Ro在0.8%～0.9%时，可以形成规模性油气藏。

图8 半咸水环境下烃源岩生烃模拟特征

综合半咸水环境下烃源岩的生烃特征及油源对比资料，可以确定该类烃源岩形成规模性页岩油气的Ro下限在0.7%。

3 页岩油气关键成烃要素机理

在咸水环境下，能够形成有效烃源岩的TOC下限为0.6%，Ro下限为0.5%；在淡水环境下，TOC下限为1.5%，Ro下限为1.0%；在半咸水环境下，TOC及Ro下限介于前两者之间，TOC下限为0.8%，Ro下限为0.7%。随着沉积水体由咸变淡，能够形成有效页岩油气的TOC及Ro下限存在逐渐升高的趋势，其内在机理为不同环境下生烃母质的差异造成。通过分析东濮凹陷不同环境下岩石内藻类的发育类型与其古盐度的关系发现，沉积水体盐度由大变小，生物体藻类发育的主体类型存在差异，水体由咸变淡，主体藻类依次为蓝藻、颗石藻、沟鞭藻及绿藻（见图9）。统计分析表明，蓝藻发育的主体盐度在30‰～40‰，颗石藻发育的主体盐度在20‰～30‰，沟鞭藻发育的主体盐度在15‰～25‰，绿藻发育的主体盐度在10‰左右。

图9 不同环境下藻类的发育特征

为什么不同水体盐度下成烃生物及生烃时间会有这么大的差异呢？从成烃生物的化学组成来看，根据红外光谱分析结果，从咸水区的蓝藻、颗石藻到半咸水的沟鞭藻和淡水区的绿藻，生物体中脂肪族的含量越来越低，而芳香族的含量越来越高，因此从蓝藻到绿藻脂芳比逐级降低。由图10可知：由于脂肪族化合物分子结构中C—C和C—H含量要高于芳香族化合物，C=C和C=O含量低于芳香族化合物，显示出从蓝藻到绿藻C=O与C—H含量比逐级增大（见图10a，10c，10e）。由于C=C和C=O在生烃断裂时所需要的热能远远大于C—C和C—H，从而导致从咸水区的蓝藻、颗石藻到半咸水区的沟鞭藻再到淡水区的绿藻生烃时所需能量越来越多，体现在生烃动力学上，主要表现为不同有机质来源的烃源岩生烃所需活化能越来越高（见图 10b，10d，10f），由此导致形成规模性页岩油气的Ro从咸水区的0.5%逐渐增加到半咸水区的0.7%，最后增加到淡水区的1.0%，呈现逐渐增大的过程。

图10 不同环境下藻类的红外光谱及活化能分析特征

4 结论

1）中原油田页岩油气类型丰富，存在咸水型、半咸水型及淡水型。在咸水环境下，能够形成有效烃源岩的TOC下限为0.6%，Ro下限为0.5%；在淡水环境下，TOC下限为1.5%，Ro下限为1.0%；在半咸水环境下，TOC及Ro下限介于上述两者之间，TOC下限为0.8%，Ro下限为0.7%。

2）随着沉积水体由咸变淡，形成有效页岩油气的TOC及Ro下限存在逐渐升高的趋势，其内在机理为不同环境下生烃母质的差异造成。咸水湖盆主要发育蓝藻、颗石藻，半咸水湖盆发育沟鞭藻，淡水湖盆发育绿藻，红外光谱及活化能分析特征表明，其成烃能量存在逐渐变大的趋势，由此导致从咸水区到淡水区，其Ro下限存在逐渐升高的趋势。