渤海湾盆地济阳坳陷泥页岩岩相与页岩油富集关系

王勇，王学军，宋国奇，刘惠民，朱德顺，朱德燕，丁桔红，杨万芹，银燕，张顺，王敏

（1. 中国石化胜利油田公司勘探开发研究院；2. 中国石化胜利油田公司机关）

渤海湾盆地济阳坳陷泥页岩岩相与页岩油富集关系

王勇1，王学军1，宋国奇2，刘惠民1，朱德顺1，朱德燕1，丁桔红1，杨万芹1，银燕1，张顺1，王敏1

（1. 中国石化胜利油田公司勘探开发研究院；2. 中国石化胜利油田公司机关）

利用显微镜、氩离子抛光、核磁共振、电子扫描显微镜及生排烃模拟等技术手段，以渤海湾盆地济阳坳陷泥页岩为例，剖析不同泥页岩岩相储集性、含油性和页岩油可动性特征。分析了岩相类型与页岩油富集的相关关系。依据岩石组分、沉积构造和有机质丰度，建立了济阳坳陷古近系沙河街组四段上亚段—沙河街组三段下亚段泥页岩岩相划分标准。研究区目的层段主要发育6类泥页岩岩相，其中机械搬运沉积和化学作用沉积交替形成的富有机质纹层状岩相TOC、S1、含油饱和度、可动油饱和度、低碳轻质组分含量及生排油率最高，其储集空间类型多、孔隙发育，还发育有机质网络体系和层间微裂缝体系，其为油气输导的高速通道，因此最有利于页岩油富集。图11表4参14

泥页岩；页岩油；岩相；含油性；储集性；有机质网络；微裂缝；济阳坳陷；渤海湾盆地

1 研究区概况

渤海湾盆地济阳坳陷勘探面积约2.62×104km2，由一系列凹陷及凸起构成（见图1）。截至2015年底，800余井段在济阳坳陷主力烃源岩古近系沙河街组一段（以下简称沙一段）、沙河街组三段下亚段（以下简称沙三下）和沙河街组四段上亚段（以下简称沙四上）泥页岩中见油气显示，其中40余口井段获工业油气流或低产油气流，各凹陷、多层系均有分布，以沾化、东营凹陷居多，产油为主，产气次之。2012年以来，在东营凹陷相继部署了Ny1井、Fy1井和Ly1井3口泥页岩系统取心井和Ly1HF水平井，均获低产油流，展现了济阳坳陷页岩油良好的勘探潜力。研究区出油井统计表明，页岩油气主要产自富有机质纹层状岩相中，占出油井段的70%左右，其中富有机质纹层状泥质灰岩相占37%，富有机质纹层状灰质泥岩相占33%，富有机质层状泥质灰岩相占19%，富有机质层状灰质泥岩相占9%，含有机质纹层状泥质灰岩相占2%。勘探表明济阳坳陷泥页岩岩相与页岩油富集存在一定联系。考虑到陆相湖盆泥页岩岩相类型多、相变快的特点，剖析岩相类型与页岩油富集的内在联系，将对该区页岩油勘探具有一定指导意义。

图1 济阳坳陷区域位置图

2 岩相类型及特征

在取心井系统化验分析对比过程中发现，岩性、沉积构造和有机质丰度是影响济阳坳陷沙四上、沙三下亚段泥页岩含油性、物性和页岩油可动性的主要因素（见图2），据此建立了基于岩石组分、沉积构造和有机质丰度的泥页岩岩相综合划分方案（见表1）。首先，依据出油井有机质丰度大于等于2%的特征［1］，以有机质丰度2%为界，划分为富有机质和含有机质两大类；通过精细岩心和薄片观察将沉积构造纹层厚度小于1 mm划分为纹层状，纹层厚度大于等于1 mm划分为层状，纹层不发育划分为块状。在此基础上，依据2口井泥页岩系统取心X射线全岩衍射矿物组分分析以石英、长石、黏土和碳酸盐矿物为主的特点（见表2），以砂岩类、泥岩类和碳酸盐岩类为三端元，以含量25%、50%、75%为界，对研究区泥页岩岩相进行了精细划分。结果表明，济阳坳陷沙四上—沙三下亚段泥页岩主要发育富有机质纹层状泥质灰岩相、富有机质纹层状灰质泥岩相、富有机质层状泥质灰岩相、富有机质层状灰质泥岩相、含有机质块状泥岩相和含有机质纹层状泥质灰岩相6种岩相（见表3）。

前人研究认为，济阳坳陷富有机质纹层状泥质灰岩相和富有机质纹层状灰质泥岩相主要发育在半深湖—深湖相，属于咸化安静水体、还原环境下季节性变化的产物［2］。富有机质层状泥质灰岩相和富有机质层状灰质泥岩相主要形成于浅湖—半深湖相，属于水体相对较动荡、陆源相对增多、半咸水、还原环境下机械搬运沉积与化学沉积同时作用的产物［3］。含有机质块状泥岩相主要发育于滨湖—浅湖相［4］。含有机质纹层状泥质灰岩相主要为盐湖相少陆源、干旱、咸水、浅湖环境下以化学沉积为主的产物［5］。整体上，济阳坳陷沙四上—沙三下亚段从盆地边缘向洼陷带，依次发育砂岩相—含有机质块状泥岩相—含有机质层状灰质泥岩相—富有机质层状灰质泥岩和泥质灰岩相—富有机质纹层状泥质灰岩和灰质泥岩相（见图3、图4）。

3 不同岩相储集特征

利用显微镜、扫描电镜、氩离子抛光-场发射电镜等技术综合研究表明，济阳坳陷沙四上—沙三下亚段泥页岩储集空间主要为碳酸盐矿物晶间孔、黏土晶间孔、黄铁矿晶间孔、碎屑颗粒粒间孔、有机质孔和层间缝（见图5）。受泥页岩组构、成岩、成烃作用等因素的控制，不同岩相储集空间类型存在显著差别（见图5）。富有机质纹层状泥质灰岩相和灰质泥岩相主要发育碳酸盐矿物晶间孔、黏土晶间孔、黄铁矿晶间孔、有机质孔和微裂缝（见图5）；富有机质层状泥质灰岩相和灰质泥岩相主要发育黏土矿物晶间孔、碳酸盐矿物晶间孔和少量的有机质孔；含有机质块状泥岩相主要发育碎屑颗粒粒间孔和黏土矿物晶间孔；含有机质纹层状泥质灰岩相主要发育碳酸盐矿物晶间孔。整体而言，富有机质纹层状泥质灰岩相和灰质泥岩相储集空间类型最多，孔隙发育，有利于页岩油富集。这也是薄片观察过程中往往在富有机质纹层状岩相重结晶碳酸盐矿物晶间孔、黄铁矿晶间孔和层间缝见到原油或沥青的原因（见图5b、5c、5d）。为确定不同岩相储集空间大小，利用核磁共振技术对不同岩相泥页岩孔径分布进行定量测定（见图6），结果表明，富有机质块状灰质泥岩孔隙分布具有前峰型结构，主峰为2 nm，孔径以微孔（小于2 nm）和细介孔（大于2 nm、小于10 nm）为主；富有机质层状岩相孔隙分布具有双峰结构，前峰较后峰略高，主峰为2.5 nm和100 nm左右，孔径以介孔为主；富有机质纹层状岩相孔隙分布也具有双峰结构，但后峰远远高于前峰，主峰为100 nm左右，孔径以大孔为主，后峰对应的储集空间除大孔隙外，可能还与层间微裂缝有关［6-7］。受储集空间类型及空间大小的控制，不同岩相储集性也存在差异，如Ly1井沙四上—沙三下亚段富有机质纹层状泥页岩岩相实测平均孔隙度12.9%，平均垂向渗透率0.09×10-3μm2；富有机质层状泥页岩岩相平均孔隙度12.2%，平均垂向渗透率0.01×10-3μm2；含有机质块状泥质灰岩相平均孔隙度11.2%，平均垂向渗透率0.03×10-3μm2。这种储集物性差异不足以引起油气富集的差异，进一步研究发现，纹层状泥页岩岩相垂向渗透率和水平渗透率相差1～4个数量级（见图7），而层状和块状泥页岩相垂向渗透率和水平渗透率差别不大，说明纹层状岩相水平渗透率高，这也是富有机质纹层状岩相油气富集的主要原因之一。

图2 L69井沙三下亚段泥页岩特征

表1 济阳坳陷泥页岩岩相类型划分方案

表3 济阳坳陷主要岩相类型及特征

图3 东营凹陷沙四上亚段3层组泥页岩岩相平面图

图4 东营凹陷沙四上—沙三下亚段泥页岩岩相剖面图（剖面位置见图3）

图5 泥页岩相显微孔隙特征

图6 L69井核磁共振法测试泥页岩孔径分布

图7 Ly1井富有机质纹层状岩相垂向与水平渗透率关系图

4 不同岩相含油性特征

泥页岩不同岩相沉积环境、生烃母质、有机质赋存方式及生排烃过程的不同，导致其含油性亦存在较大差异［8-9］。泥页岩系统取心井岩心分析结果表明，不同岩相的TOC、S1、含油饱和度存在差别（见表4）。富有机质纹层状岩相相对其他岩相TOC、S1、含油饱和度都要高。大量荧光观察发现，富有机质纹层状岩相有机质以无定形组分为主，孢粉少见。有机质多呈顺层连续网状分布（见图8a）；富有机质层状岩相有机质类型与纹层状岩相相似，但呈顺层分散状分布（见图8b）；含有机质块状岩相有机质以结构有机质为主，无定形组分较少，孢粉藻类体有一定含量，呈局部分散状分布（见图8c）。同时观察发现，研究区页岩油与干酪根大多呈互溶态存在，这种赋存状态决定了页岩油的富集特征。研究区富有机质岩相页岩油含油性好可能与有机质的赋存形式和生烃演化有关。富有机质纹层状岩相不仅有机质含量高，有机质呈网状广泛分布，这点在批量多方位氩离子抛光薄片和青海湖水下调查［10］中已有所证实，在氩离子抛光镜下，富有机质纹层状岩相中有机质绝大多数呈时断时续串珠状分布，并非连续薄层状分布（见图8d），利用水下机器人对青海湖水下调查过程中发现，水下有机质呈网状分布（见图8e），这种网状分布的有机质，在成岩-成烃演化过程中，往往形成有机质网络体系。由于富有机质纹层状岩相具有早期多期生排烃的特点，早期的生烃不仅抑制后期的成岩作用，更重要的是早期生排烃导致了岩石润湿性由水润湿转向油润湿，导致在有机质网络体系中，油气的运移阻力减小，油气优先沿有机质网络运移［11］。这一观点与Dickey的观点一致：当石油在生油岩中的浓度达到一定程度时，生油岩的某些内表面是亲油的，石油可能会通过干酪根网络而流动，就像油通过灯芯那样［12］。

表4 Fy1井不同岩相含油性特征

5 不同岩相页岩油可动性特征

本次利用核磁共振法、离心+核磁共振法和热模拟实验综合剖析了不同岩相页岩油可动性及其控制因素。不同岩相可动油饱和度（可动油体积占总赋存流体体积的比例）系统对比分析表明，Ny1井富有机质纹层状岩相核磁共振可动油饱和度平均为24.61%，富有机质层状岩相核磁共振可动油饱和度平均为20.55%。相对而言，富有机质纹层状岩相可动油饱和度稍高。利用样品离心前后核磁谱图的变化亦可进行页岩油可动性判识，认为离心前后核磁谱图变化较大的岩相，页岩油可动性相对较好［13］。实验过程中发现，在离心速率3 600 r/min的情况下，纹层状岩相谱图已发生明显变化，说明其内含有的流体已流动，而层状岩相内流体尚未流动（见图9），表明纹层状岩相中页岩油可动性较好。生排烃模拟实验主要借鉴Lewan的加水热模拟实验方法［14］，定量分析排出烃和滞留烃基本特征，据此推测页岩油可动性。本次采用块状样品，将样品制成直径约1.8 cm，高约0.5 cm的圆柱。实验选用了L69井3种岩相的样品进行实验分析，分别为取样深度3 057.2 m的富有机质纹层状泥质灰岩、取样深度3 009.2 m的富有机质层状泥质灰岩和取样深度2 944.9 m的富有机质块状灰质泥岩。这3组样品的有机质类型均为Ⅰ型，TOC大于2%，有机质成熟度在0.6%左右。模拟Ro值分别为0.7%、0.8%、0.9%、1.0%和1.1%时生排烃过程，对应模拟温度分别为345 ℃、370 ℃、390 ℃、420 ℃和440 ℃。生烃模拟实验结果表明，在生排烃高峰期，富有机质纹层状岩相不仅生油率高、排油率也最高（见图10）。为明确不同岩相排油率的差异，利用饱和烃色谱对排出油烃组分进行分析（见图11），发现富有机质块状灰质泥岩排出油饱和烃色谱主峰碳为C23，富有机质层状泥质灰岩排出油饱和烃主峰碳为C16，富有机质纹层状泥质灰岩排出油饱和烃色谱主峰碳为C15，说明富有机质纹层状泥质灰岩排出油低碳的轻烃组分较多，排出油的可动性最好。另外，对比发现，即使是低演化阶段（对应温度345 ℃、370 ℃、390 ℃），富有机质纹层状泥质灰岩相排出油亦具有较高的低碳数轻质组分，即相对而言富有机质纹层状岩相具有低碳轻质组分含量高的特点，这也是富有机质纹层状岩相页岩油可动性好、页岩油相对富集的主要原因之一。

图8 有机质分布特征照片

图9 Fy1井泥页岩样品离心-核磁共振实验结果

图10 L69井不同岩相排油率和生油率随模拟温度变化图

图11 不同岩相不同演化阶段排出油正构烷烃指纹图

6 结论

基于勘探实践，建立了基于组分、沉积构造和有机质丰度的泥页岩综合岩相划分方案，研究认为济阳坳陷沙四上—沙三下亚段泥页岩主要发育6类岩相，即富有机质纹层状泥质灰岩相，富有机质纹层状灰质泥岩相，富有机质层状泥质灰岩相，富有机质层状灰质泥岩相，含有机质块状泥岩相，含有机质纹层状泥质灰岩相。其中富有机质纹层状泥质灰岩和灰质泥岩相主要发育在半深湖—深湖水下低隆起带和斜坡带，富有机质层状泥质灰岩和灰质泥岩相主要发育在浅湖—半深湖过渡带或靠近陡坡的深湖深洼带，含有机质块状泥岩相主要发育在滨湖—浅湖相，含有机质纹层状泥质灰岩相主要为盐湖相少陆源、干旱、咸水、浅湖环境下以化学沉积为主的产物。富有机质纹层状岩相储集空间类型多样，孔缝并存，水平渗透率高，且有机质呈网状分布，含油性好，生成的油轻质组分含量高，页岩油可动性好，是陆相页岩油勘探的重点岩相。

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（编辑 黄昌武）

Genetic connection between mud shale lithofacies and shale oil enrichment in Jiyang Depression, Bohai Bay Basin

WANG Yong1，WANG Xuejun1，SONG Guoqi2，LIU Huimin1，ZHU Deshun1，ZHU Deyan1，DING Juhong1，YANG Wanqin1，YIN Yan1，ZHANG Shun1，WANG Min1
（1. Exploration and Development Institute of Shengli Oilfield Company，Sinopec，Dongying 257015，China；2. China Sinopec Shengli Oilfield Company，Dongying 257001，China）

By using microscope，argon ion polishing technology，nuclear magnetic resonance （NMR），scanning electron microscopy，and hydrocarbon generation and expulsion simulation，reservoir properties，oiliness and shale oil mobility of different mud shale lithofacies were examined with the mud shale in Jiyang Depression，Bohai Bay Basin as the example. The relationship between lithofacies type and shale oil enrichment was analyzed. Based on the rock composition，sedimentary structures and abundance of organic matter，a mud shale lithofacies classification standard for the upper submember of the 4th Member to the lower submember of the 3rd Member of Paleogene Shahejie Formation （Es4s-Es3x） was established. Six lithofacies are developed in the target formation，in which the laminar organic-rich lithofacies formed in the alternating mechanical transportation deposition and chemical deposition，not only has the highest TOC，S1，oil saturation，movable oil saturation，content of low-carbon light components and oil generation and expulsion rate，but also has various types of reservoir space，abundant pores，and organic network system and interlayer micro-fracture system which can serve as high-speed channels for shale oil and gas migration，so this lithofacies is favorable for shale oil enrichment.

mud shale； shale oil； lithofacies； oiliness； reservoir properties； organic network； microcracks； Jiyang Depression，Bohai Bay Basin

国家重点基础研究发展计划（973）项目（2014CB239100）

TE122.2

A

1000-0747（2016）05-0696-09

10.11698/PED.2016.05.04

王勇（1977-），男，甘肃白银人，博士，中国石化胜利油田公司勘探开发研究院高级工程师，主要从事油气勘探方面工作。地址：山东省东营市东营区聊城路2号，胜利油田公司勘探开发研究院，邮政编码：257015。E-mail：wangyong731.slyt@sinopec.com

2015-12-21

2016-05-15