断陷湖盆咸化环境沉积与页岩油气关系——以东营凹陷、渤南地区为例

朱德燕，王　勇，银　燕，杨万芹，朱德顺，宁方兴

（1.中国地质大学（北京）能源学院，北京100083；2.中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东东营257015）

断陷湖盆咸化环境沉积与页岩油气关系
——以东营凹陷、渤南地区为例

朱德燕1，2，王勇2，银燕2，杨万芹2，朱德顺2，宁方兴2

（1.中国地质大学（北京）能源学院，北京100083；2.中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东东营257015）

为明确咸化环境沉积与页岩油气的关系，综合应用岩心、扫描电镜及地球化学、测井等资料，在恢复湖盆咸化过程的基础上，建立了不同咸化阶段沉积序列，并对不同咸化阶段沉积岩性的生烃能力、储集性、含油性和可动性等进行综合研究。济阳坳陷整体表现出沙四段上亚段比沙三段下亚段古盐度高的特征，但是不同凹陷咸化演化程度略有不同。盐度变化控制了岩性的演化序列，在高盐水阶段主要形成膏岩—芒硝—膏质泥岩—白云岩的岩性组合序列；在咸水阶段主要形成灰岩—泥质灰岩/灰质泥岩的岩性组合特征，灰质与有机质呈纹层出现；在微咸水—半咸水阶段主要形成泥质灰岩/灰质泥岩—灰质泥岩/泥岩的岩性组合特征。咸水阶段形成的纹层状（层状）泥质灰岩/灰质泥岩生烃能力强、储集性好、含油性高、可动性好，最有利于页岩油气富集。

咸化演化阶段咸化沉积特征纹层状泥页岩页岩油气断陷湖盆

济阳坳陷沙四段上亚段和沙三段下亚段泥页岩中蕴含着巨大的油气资源［1-4］。勘探实践表明，济阳坳陷已发现的页岩油气主要分布在纹层状泥质灰岩、纹层状灰质泥岩及纹层状岩相夹薄层碳酸盐岩条带中，整体表现出碳酸盐岩含量高的层段页岩油气富集的特点［5］。济阳坳陷针对泥页岩的系统密闭取心井牛页1、利页1、樊页1及罗69井都见到了石膏、碳酸盐岩等大量高盐类矿物，说明页岩油气富集与咸化环境沉积关系密切［6］。前人针对咸化湖盆开展的研究较多，主要侧重于优质烃源岩的形成与分布［7-10］，尚未对咸化环境下沉积的岩性类型与油气富集程度之间的关系开展研究。因此，笔者以济阳坳陷湖盆咸化过程恢复为基础，建立不同咸化阶段沉积演化序列，明确出油的纹层状岩相与咸化环境的成生关系，进而揭示咸化环境沉积与页岩油气的关系。

1　地质概况

济阳坳陷属于渤海湾盆地的次级构造单元，是中新生代形成的断陷—拗陷叠合盆地［11］。古近纪沙河街组沉积时期，盆地进入断陷鼎盛期，发育沙四段上亚段、沙三段下亚段、沙三段中亚段、沙一段4套有效烃源岩。其中，咸水—半咸水环境沉积的沙四段上亚段泥页岩主要分布在东营和沾化凹陷，东营凹陷最为发育。半咸水—微咸水环境沉积的沙三段下亚段泥页岩全区均有分布［12］。

2　湖盆咸化过程恢复

2.1古盐度恢复方法

湖水的咸化程度直接影响乃至决定着湖泊沉积物和湖泊生物的面貌，因此，恢复古盐度重建沉积环境至关重要。前人多采用锶钡比值法、铷钾比值法、沃克法及考奇法等微量元素地球化学方法进行古盐度判别［13］。沃克法的局限性在于只能划分盐度区间，不能定量确定盐度值；铷钾比值法缺少应用实例验证；锶钡比值法在陆相湖盆应用广泛，Sr/Ba值小于1为陆相沉积，大于1为海相沉积，介于0.6～1.0为半咸水环境；最常用的是考奇法，其适用盐度范围广（1‰～35‰），并且考虑了伊利石、蒙脱石和高岭石对硼的吸附作用，求取“校正硼”含量，进而得到定量古盐度值。

研究区罗69、罗67、牛38等井大量硼元素实测点数据为“校正硼”含量的计算提供了资料基础。因此本次研究以考奇法为主，结合古盐度与Sr/Ba值、蒸发矿物含量及伽马蜡烷的相关关系辅助判识古盐度，从而实现沙四段上亚段—沙三段下亚段古盐度定量恢复。

2.2湖盆咸化演化阶段

采用黄第藩等古盐度划分方案［14］，将盐度划分为5个区间，即淡水阶段（0.5‰～1‰）、微咸水阶段（1‰～5‰）、半咸水阶段（5‰～15‰）、咸水阶段（15‰～30‰）及高盐水阶段（＞30‰）。

济阳坳陷在沙四段上亚段沉积时期气候干旱，湖盆范围小，随着气候逐渐向潮湿转化，在沙三段下亚段沉积时期古水深明显增加，相应的古盐度减小，整体表现出沙四段上亚段比沙三段下亚段古盐度高的特征。但是不同凹陷咸化演化程度略有不同，沾化凹陷经历了高盐水、咸水、半咸水3个演化阶段，东营凹陷则经历了高盐水、咸水、半咸水、微咸水4个演化阶段。这种咸化程度的差异性，也体现在同一凹陷的不同洼陷，如东营凹陷各次级洼陷中，博兴洼陷古盐度相对较高。古盐度的差异性与气候、物源变化有一定关系。

3　不同咸化阶段沉积序列

研究东营凹陷郝科1、牛38、牛页1和樊页1井，沾化凹陷罗69和渤深8等井古盐度与盐类矿物关系发现，随着古盐度降低，盐类矿物含量明显减少。在古盐度高时以硬石膏为代表的硫酸盐类和以石盐为代表的卤化物类大量发育，古盐度低时以方解石为代表的碳酸盐类矿物开始出现，说明盐度变化控制了岩性的演化序列（图1）。

3.1高盐水阶段

济阳坳陷高盐水阶段主要发育硫酸盐、卤化物类及少量碳酸盐类沉积，形成膏岩—芒硝—膏质泥岩—白云岩岩性序列。东营凹陷高盐水阶段沉积主要分布在沙四段下亚段，岩性由下而上为盐岩—芒硝—石膏岩—膏质泥岩—白云岩—灰质泥岩的沉积序列。渤南地区高盐水阶段沉积主要分布在沙四段上亚段，岩性由下而上为盐岩—石膏岩—膏质泥岩—泥质灰岩—灰质泥岩沉积序列，进一步显示沙四段上亚段沉积时期渤南地区盐度要明显高于东营凹陷（图2a）。

3.2咸水阶段

济阳坳陷咸水阶段主要发育具有纹层结构的碳酸盐类沉积，形成层状灰岩—纹层状泥质灰岩/灰质泥岩—层状泥质灰岩/灰质泥岩岩性演化序列。东营凹陷咸水阶段主要在沙四段上亚段沉积时期，发育纹层状泥质灰岩和纹层状灰质泥岩互层沉积。渤南地区咸水阶段主要在沙三段下亚段沉积时期，岩性自下而上由纹层状（泥质）灰岩逐渐过渡到层状泥质灰岩。岩心和微观薄片观察表明，随着由深到浅古盐度减小，沉积构造由纹层状到层状变化的特征尤为明显。分析罗69井、牛页1井的物源含量变化发现，当粘土、陆源碎屑含量高时，形成纹层状灰质泥岩，反之，往往形成纹层状泥质灰岩，表明沉积岩性的差异受物源的控制（图2b）。

泥页岩纹层的发育程度与古盐度有着密切的关系。通过渤南地区罗69井及东营凹陷牛页1井成像测井中纹层数值的统计估算，同时对比分析纹层数与古盐度关系，发现随着古盐度的升高，纹层越来越发育，但当古盐度达到一定程度时，纹层数不增反而呈现减少的变化趋势。咸水阶段的碳酸盐岩纹层最为发育，层段上主要对应罗69井的沙三段12下层组和13上层组以及牛页1井的沙四段纯上次亚段2层组（图3）。

图1　济阳坳陷咸化阶段与岩性沉积关系Fig.1　Relationship between salinization stagesand lithology sedimentation in Jiyang depression

3.3半咸水—微咸水阶段

半咸水—微咸水阶段古盐度基本小于15‰，由深到浅随着古盐度减小，济阳坳陷主要发育层状泥质灰岩/灰质泥岩—块状灰质泥岩/泥岩的沉积演化序列。东营凹陷主要表现为层状灰质泥岩—层状泥质灰岩—层状灰质泥岩—块状泥岩。渤南地区则主要表现为层状泥质灰岩—层状灰质泥岩—层状泥质灰岩—块状泥质灰岩—层状灰质泥岩—泥岩。古盐度显示渤南地区稍高于东营凹陷，而且由深到浅随着古盐度减小，沉积构造表现出层状—块状的变化特征（图2c）。

图2　济阳坳陷不同咸化阶段沉积特征Fig.2　Sedimentary characteristicsofdifferentsalinization stages in Jiyang depression

随着气候由干热向潮湿转变，水体由浅而深变化，首先在浅湖的咸水区形成膏岩和碳酸盐沉积，随着水体的加深，在浪基面之下形成纹层状岩相沉积，但由于此时盐度太高不利于大量生物生长，有机质富集程度相对较低，随着水体进一步加深，水体盐度也随着降低，在浪基面之下，碳酸盐溶蚀面之上，形成富含有机质的纹层状岩相沉积，在碳酸盐溶蚀面之下形成层状泥岩沉积，在与砂砾岩相邻的相带，由于水动力强，往往形成块状泥岩或砂质泥岩沉积。

图3　牛页1井和罗69井古盐度与纹层数关系Fig.3　Diagramsshowing the relationship between paleosalinity and laminanumberofWellNiuye1 andWell Luo69

4　咸化沉积与页岩油气关系

通过对研究区不同咸化阶段沉积岩性的生烃能力、储集性、含油性、可动性等方面综合研究，认为咸水阶段形成的纹层状泥页岩富集油气最为有利。从目前泥页岩钻探成果来看，获油气流井主要分布在纹层状泥质灰岩/灰质泥岩中，占69.8%。

4.1生烃能力

不同咸化阶段形成的烃源岩岩性不同，有机质来源不同，古生产力不同，生烃能力存在差异。高盐水阶段沉积岩性主要为含膏泥岩，有机质主要来源于蓝细菌，古生产力为900～1 200 g/（cm2·a），有机碳含量为1.62%，氯仿沥青“A”含量为1.37%；咸水阶段沉积的纹层状（层状）泥质灰岩/灰质泥岩，有机质主要来源于颗石藻、沟鞭藻等，古生产力增高，约为1 500～4 100 g/（cm2·a），有机碳含量为2.85%，氯仿沥青“A”含量为1.23%；微咸水—半咸水阶段沉积的块状/纹层状泥岩，有机质来源方式较多，如藻类、介形虫、湖底造迹生物、鱼类等，但其古生产力降低，大约为110～430 g/（cm2·a），有机碳含量为2.67%，氯仿沥青“A”含量为0.43%。通过生烃能力对比，咸水阶段沉积的纹层状（层状）泥质灰岩/灰质泥岩的古生产力最高，生烃能力最强，相对应富集和滞留的有机碳和氯仿沥青“A”也较高。

4.2储集性

不同咸化阶段发育不同的岩性组合，不同岩性组合发育不同的储集空间类型，其物性也不相同。高盐水阶段沉积的含膏泥岩主要发育硬石膏晶间孔、白云石晶间孔和一些溶蚀孔隙，核磁共振测试其孔隙度大致为4%～8%；咸水阶段沉积的纹层状（层状）泥质灰岩/灰质泥岩主要发育方解石粒间孔、晶间孔、溶蚀孔及顺层微裂缝，孔隙发育［7］，核磁共振测试其孔隙度大致为2%～10%，大部分大于6%；微咸水—半咸水阶段沉积的块状/纹层状泥岩主要发育粒间孔、生物孔及微裂缝，核磁共振测试其孔隙度大致为2%～6%。整体上咸水阶段沉积的纹层（层状）泥页岩物性最好。页岩油出油井统计结果表明，富有机质纹层状泥质灰岩/灰质泥岩孔隙度一般大于3%。罗69井分析化验结果表明，纹层状泥质灰岩孔隙度普遍高，层状泥质灰岩次之，块状泥质灰岩由于样本点少，不具有代表性，总体上纹层状岩相储集性最好（图4）。

图4　不同岩性储集特征Fig.4　Reservoir featuresofdifferent lithologies

利用液氮吸附法和压汞法相结合得到了罗69井较为完整的孔隙结构，沙三段下亚段纹层状泥质灰岩/灰质泥岩孔径分布集中在5～2 415 nm，其中大孔隙相对发育，分布区间为50～1 465 nm，这种孔径大于50 nm的孔隙是页岩油富集的主要储集空间，最有利于形成有效的储集体。

4.3含油性

含油性是评价页岩油富集程度的核心参数［15-16］，常用含油饱和度进行表征。核磁共振录井选用新鲜样品测试可动流体饱和度，能更为客观地反映储层原始信息，对页岩油的富集评价更有意义。测试结果表明，高盐水阶段沉积的含膏泥岩可动流体饱和度小于20%，咸水阶段沉积的纹层状（层状）泥质灰岩/灰质泥岩可动流体饱和度为40%～60%，微咸水—半咸水阶段沉积的块状/纹层状泥岩可动流体饱和度为20%～40%，表明纹层状（层状）泥质灰岩/灰质泥岩含油性最好。

出油井统计也表现出富有机质纹层状岩相含油饱和度一般大于40%的特点，远远高于其他岩性类型。通过普通薄片、荧光薄片、环境扫描电镜观察，纹层状岩相均见含油显示（图5）。

4.4可动性

可动性是衡量页岩油流动能力的重要指标，是页岩油有利产出的先决条件，常用热解参数S1和S1/ TOC进行表征。由于有机碳实测值的高低对S1/TOC影响较大，本次运用热解参数评价可动性。从梁页平1HF井的实际生产情况来看，第1次侧钻后（原井）S0+S1值较低，为2%，日产油量为0；第2次侧钻后S0+S1值较高，为50%～70%，日产油量为1.95 t/d，累积产油量为78.2 t，说明低分子气态烃和液态烃含量高的泥页岩层段可动性好，页岩油才有产能。

通过岩石热解实验求取樊页1井不同岩性的S1值，结果表明纹层状岩相S1值高于层状、块状岩相。从页岩油出油井统计来看，富有机质纹层状岩相S1值最高，一般大于2mg/g，最有利于页岩油富集。

核磁共振和生烃模拟实验能够较好反映不同岩性可动性的差异。对樊页1井不同岩性的岩心进行离心—核磁共振测试，结果表明，在3 600 r/min的情况下，纹层状灰质泥岩的流体可动性好于层状灰质泥岩。在罗69井不同岩性烃源岩生烃模拟实验中，从模拟温度390℃（相当于Ro=0.9%）开始，随着演化程度增加，纹层状泥质灰岩生油率、排油率明显高于层状、块状泥质灰岩（图6），反映纹层状岩相可动性最好。

统计罗69、樊页1、利页1、牛页1这4口泥页岩专探井的1 010.26m岩心薄片鉴定、X衍射全岩矿物分析资料，发现纹层状泥质灰岩碳酸盐含量高，一般大于50%，以方解石为主。分析罗69井碳酸盐含量与其可动流体饱和度关系表明，随着碳酸盐含量增加，可动流体饱和度也随着增加，两者之间呈现很好的正相关关系。研究表明，碳酸盐含量高的井段页岩油气富集。碳酸盐类矿物中容易形成油气富集的孔缝，并且当灰质含量高时容易产生异常裂缝，为泥页岩油气运聚提供便利。

5　结束语

应用考奇法对东营凹陷、渤南地区的沙四段上亚段和沙三段下亚段古盐度进行恢复，明确了不同咸化阶段的沉积特征。济阳坳陷在高盐水阶段主要形成膏岩—芒硝—膏质泥岩—白云岩的岩性组合序列；咸水阶段主要形成灰岩—泥质灰岩/灰质泥岩的岩性组合特征，灰质与有机质呈纹层出现；微咸水—半咸水阶段主要形成层状泥质灰岩/灰质泥岩—块状灰质泥岩/泥岩的岩性组合特征。咸水阶段形成的纹层状泥页岩古生产力最高、滞留的有机碳和氯仿沥青“A”多，灰质含量高，孔隙发育，物性好，含油饱和度高，S1值高，可动性好，是今后页岩油气勘探要寻找的甜点岩性。

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编辑经雅丽

Study on the relationship between salineenvironmentaldeposition and shaleoil-gas in faulted basin：A case study of areasof Dongying sag and Bonan subsag

Zhu Deyan1，2，Wang Yong2，Yin Yan2，Yang Wanqin2，Zhu Deshun2，Ning Fangxing2

（1.School of Energy Resources，China University of Geosciences（Beijing），Beijing City，100083，China；2.Research Institute of Exploration and Development，Shengli Oilfield Company，SINOPEC，Dongying City，Shandong Province，257015，China）

Based on the comprehensive application of core，electronmicroscopy and geochemicaland logging data，the sali⁃nization process of the lake basin was restored to establish differentsedimentary sequence atdifferentsalinization stages in order to clarify the relationship between saline environmental deposition and shale oil-gas.The properties of sedimentary rocks in different saline environmentswere studied such as hydrocarbon-generating ability，reservoir property，oil bearing property，mobility and so on.The results show that the paleosalinity of the upper of the fourthmember of Shahejie Forma⁃tion ishigher than thatof the lower of the thirdmemberof Shahejie Formation in Jiyang depression in thewhole，but the sa⁃linization evolution is different in different sags.Salinity variation controls evolution sequence of lithology.Gypsum rock，Glauber’s salt，gypsum mudstone and dolomite lithology deposited in sequence in hypersalinewater phase；limestone，argil⁃laceous limestone/limemudstone deposited in sequence in saltwater phase，forming limeand organicmatter laminae；argil⁃laceous limestone/limemudstone-calcareousmudstone/shale deposited in sequence in brackish water phase.Among them，the laminated shale formed in the saltwater phase has strong hydrocarbon-generating ability，superior reservoir quality，high oilcontentand good fluidmobility，which isconsidered as themost favorable for theenrichmentofoiland gas.

salinization evolution stage；featureofsaline deposititon；laminated shale；shaleoiland gas；faulted basin

TE111.3

A

1009-9603（2015）06-0007-07

2015-09-18。

朱德燕（1974—），女，吉林松原人，高级工程师，在读博士研究生，从事油气勘探综合研究。联系电话：（0546）8715536，E-mail：1102965192@qq.com。

国家“973”计划“中国东部古近系陆相页岩油富集机理及分布规律”子课题“陆相页岩油富集要素与有利区预测”（2014CB239104），国家科技重大专项“渤海湾盆地精细勘探关键技术”子课题“济阳坳陷油气富集机制与增储领域”（2011ZX05006-003），中国石化科技攻关项目“济阳坳陷页岩岩相及油气赋存机制”（P13019）。