东濮凹陷北部沙三段页岩油成藏地质条件分析

陈永昌，张金川，苏 惠，慕小水，张素芹

(1.中国地质大学，北京 100083;2.中石化中原油田分公司，河南 郑州 450000;3.中石化中原油田分公司，河南 濮阳 457001)

1 页岩油发育地质背景

东濮凹陷是渤海湾含油气盆地的一个复向构造单元。大地构造位置处于华北地台的中部，属临清坳陷的一个组成部分。东以兰聊断裂与鲁西南隆起为界，西部过长垣断裂后，逐渐过渡到内黄隆起(以下第三系剥蚀线为准)，北跨马陵断裂进入临清坳陷的莘县凹陷，南以兰考凸起与中牟凹陷相隔，凹陷北窄南宽。东濮凹陷总体格局表现为“两洼一隆一斜坡一断阶”，凹陷内断层发育，以NNE、NE向为主。已发现圈闭类型以背斜、断鼻、断块为主，其中主要关注的是凹陷的北部地区［1－3］。北部地区沙河街组沙三段受构造控制，泥页岩广泛分布，为页岩油的形成提供了良好的地质条件。

2 页岩油成藏条件

2.1 泥页岩有机碳含量及成熟度

在页岩油成藏的诸多影响因素中，泥岩的有机碳含量起着最重要的作用［1］。含油泥页岩的有机质丰度不仅对泥页岩的生油量起着至关重要的作用，同时还决定了页岩油的赋存状态和赋存模式，进而决定了页岩油的资源丰度。

东濮凹陷北部沙三段沙三下亚段TOC为0.40% ～1.20%，均值为0.87%，Ro为 0.70% ～2.00%，均值为 1.26%;沙三中亚段 TOC为0.50% ～1.50%，均值为1.21%，Ro为0.30% ～1.20%，均值为 1.04%;沙三上亚段 TOC为0.30% ～0.70%，均值为0.58%，Ro为0.30% ～1.00%，均值为0.85%。东濮凹陷北部地区沙三段泥页岩的干酪根类型以Ⅱ1和Ⅱ2型为主，兼有Ⅰ型和Ⅲ型。而Ⅱ型干酪根在Ro为0.50%～1.50%时处于大量生油阶段。综合分析认为凹陷北部沙三段的泥页岩具有良好的生油潜力［1，4］。

2.2 泥页岩厚度

作为页岩油生成和富集的载体，具备一定含油厚度的泥页岩是形成页岩油富集区的基本条件，也是影响页岩油资源量高低的重要因素之一［5－11］。东濮凹陷北部沙三段泥页岩主要分布在濮卫次洼、柳屯次洼及前梨园次洼内。其中沙三下亚段的含油泥页岩厚度为21～103 m，沙三中亚段含油泥页岩的厚度为30～145 m，沙三上亚段的含油泥页岩的厚度为27～123 m。含油泥岩厚度均达到页岩油的经济开发标准。

2.3 泥岩埋藏深度

含油泥页岩的埋藏深度不仅影响到页岩油的保存，同时也是进行页岩油开采时必须考虑的重要的经济条件之一［12－14］。东濮凹陷北部沙三段沙三下亚段含油泥页岩的埋深为2800～3900 m，沙三中亚段含油泥页岩的埋深为2400～3850 m，沙三上亚段含油泥页岩的埋深为2000～3500 m，最深均不超过4000 m。表明凹陷北部沙三段3个亚段含油泥页岩的埋深均在经济技术可采范围内。

2.4 泥页岩储层条件

2.4.1 泥页岩储层矿物特征

东濮凹陷北部沙三段泥页岩的矿物主要有黏土矿物、石英、斜长石、白云石和黄铁矿。其中黏土矿物的含量为31.0% ～71.0%，石英的含量为11.2%～57.9%，斜长石的含量为3.3% ～22.1%，白云石含量为1.8%～19.9%，黄铁矿含量为1.0%～4.1%。黏土矿物主要有伊蒙混层、伊利石、高岭石和绿泥石，其中伊蒙混层的含量较大，黏土矿物的百分含量和类型随着成岩作用均会有所变化，其中沙三上亚段至沙三下亚段伊利石的含量呈增加的趋势，而伊蒙混层的含量呈减小的趋势［15］。

2.4.2 泥页岩储层孔渗特征

东濮凹陷北部沙三段泥页岩孔隙度大部分为1.1% ～9.3%，均值为6.6%;渗透率大部分为0.0078 ×10－3～0.1590 ×10－3μm2，均值为0.8270 ×10－3μm2。

2.4.3 泥页岩储层空间

东濮凹陷北部沙三段泥页岩的储集空间良好，主要以裂缝为主，不仅能够通过CT扫描观测到毫米级别的裂缝，同时还能够通过扫描电镜观察到微米级别的层理间裂缝，其中较大的裂缝可以达到10 mm左右，而较小的裂缝则不到1 μm。在广泛发育裂缝的同时还发育有晶间溶蚀孔隙、晶间孔隙，通过大量的观察以及相关性分析发现，方解石含量较高的地区溶蚀孔隙较为发育，从而为页岩油的储存提供了更大的空间。由于研究区内泥页岩TOC含量及热演化程度并未达到有机质孔广泛发育的条件，区内的有机质孔并不十分发育。

2.4.4 泥页岩储层结构

东濮凹陷北部沙三段泥页岩的平均孔隙直径为3.404～18.400 nm，均值为11.290 nm，总体上以中孔为主。

2.5 泥页岩含油性

通过氯仿沥青“A”轻烃系数恢复法和S1重烃系数恢复法对东濮凹陷北部地区濮6－33、卫69及卫79井等重点探井进行了含油率计算，并对其与TOC及氯仿沥青“A”之间的相关性进行了分析。其中氯仿沥青“A”轻烃系数恢复计算出的含油率为0.012% ～1.200%，均值为0.250%;重烃系数恢复计算出的含油率为0.018%～1.470%，均值为0.230%，表明其含油性较好。并且通过氯仿沥青“A”轻烃系数恢复法和S1重烃系数恢复法计算出的泥页岩含油率与TOC及氯仿沥青“A”呈良好的正相关关系。

2.6 页岩油保存条件

东濮凹陷发育了沙一盐、文9盐、卫城下盐和文23盐4套膏盐岩，膏盐岩具有较高的排驱压力和突破压力，加之其厚度大、地层压力高，所以具有毛细管和异常高压双重封闭机制，在盖层分级中属于特级盖层，其极强的物性封闭能力阻止了游离相油气向上逸散，致使与膏岩层同沉积的烃源岩生成的油气在各膏岩层之下富集成藏。一般情况下，在膏盐发育区常形成欠压实泥岩带，该套欠压实泥岩属超压盖层，具有较强的压力封闭能力，其除了具有较强的阻止游离相油气逸散的物性封闭作用，即对来自生油洼陷烃源岩生成烃的封闭外，对来自下部成藏动力系统油藏改造后再次运移的油气同样具有封闭作用。膏盐层构成了油气的天然屏障，对东濮凹陷油气的聚集与保存至关重要。盐岩分布控制了盐岩发育区油气纵向富集层位和平面富集范围，盐间、盐下烃源岩属于优质烃源岩，生成的油气不易散失，形成自生自储、封闭、高压的独立成藏系统［16］。

3 页岩油发育有利区

图1 东濮凹陷北部沙三段页岩油有利区分布

东濮凹陷北部地区古近系沙河街组沙三下亚段至沙三上亚段的泥页岩均为富有机质的泥页岩，干酪根类型以腐泥腐殖型和腐殖腐泥型为主，表明其 具备良好的生油潜力(图1)。在古近系沉积之后经整体抬升剥蚀然后再拗陷下沉，接受了新近系馆陶组和明化镇组沉积，使得沙三段的泥页岩经过改造和热演化之后产生了大量的页岩油，使其具备了良好的生油潜力。在对沙三段的3个层位泥页岩的有利区进行划分的时候综合考虑了泥页岩的成藏因素、凹陷的构造因素以及常规油气的富集情况。

3.1 Ⅰ类有利区

将东濮凹陷北部沙三段沙三下亚段至沙三上亚段TOC＞1.5%、Ro为0.5% ～2.0%、泥页岩连续厚度不小于30 m、埋深不超过4000 m的地区划分为Ⅰ类有利区。结合构造分析将柳屯地区划分为沙三下亚段的Ⅰ类有利区，将前梨园及北部地区划分为沙三中亚段的Ⅰ类有利区，将胡庆地区划分为沙三上亚段的Ⅰ类有利区［1］。最后结合实际生产因素，将濮卫次洼和常规油气富集的地区划分为Ⅰ类有利区(图1)。

3.2 Ⅱ类有利区

将TOC为1.0%～1.5%、Ro为0.5%～2.0%、泥页岩连续厚度不小于20 m、埋深不超过4000 m的地区划分为Ⅱ类有利区。同时也将结合构造因素和实际生产因素划分出的Ⅰ类有利区的周缘区域划分为Ⅱ类有利区(图1)。

3.3 Ⅲ类有利区

将TOC为0.5%～1.0%、Ro为0.5%～2.0%、连续泥页岩厚度不小于10 m、埋深不超过4000 m的地区划分为Ⅲ类有利区。同时也将结合构造因素和实际生产因素划分出的Ⅱ类有利区的周缘区域划分为Ⅲ类有利区(图1)。

4 结论

(1)东濮凹陷北部沙河街组沙三段泥页岩有机质丰度高、热演化程度适中、泥页岩厚度较大、埋深条件较为有利。泥页岩以裂缝为主，孔隙结构以中孔为主，脆性矿物含量较高。页岩油含油率相对较高，并且与TOC及氯仿沥青“A”存在着良好的正相关关系。同时岩盐的广泛发育为页岩油的保存提供了良好的条件。综合分析认为东濮凹陷北部沙三段泥页岩具备良好的成藏地质条件及勘探远景。

(2)综合成藏条件、次级洼陷的发育区域及常规油气富集地区对东濮凹陷沙三段各个亚段的页岩油有利区进行了划分。认为濮卫次洼、柳屯、胡庆地区及常规油气富集区为页岩油最优有利区域。

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