鄂尔多斯盆地长7段泥页岩层系排烃效率及其含油性

黄振凯，刘全有，黎茂稳，陈建平，李 鹏，张 瑞[1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 10008； 2.中国石化 石油勘探开发研究院，北京 10008；.中国石油 勘探开发研究院，北京 100081； .中国石油大学(华东) 地球科学与技术学院，山东 青岛 266580]

陆相富有机质泥页岩广泛分布于我国诸多含油气盆地，其大多形成于中新生代的陆相湖盆沉积背景，具有优越的页岩油形成条件[1-4]，如松辽盆地青山口组[4-6]，渤海湾盆地沙河街组[7-9]、鄂尔多斯盆地延长组[10-12]，江汉盆地潜江组[13-14]，泌阳凹陷核桃园组[15]。这些烃源岩层系有机质类型较好，目前多处于生油阶段，不仅是我国常规油藏的主力烃源岩系，也是目前我国页岩油勘探关注的重要层位。

鄂尔多斯盆地为我国第二大沉积盆地，含有丰富的油气资源。三叠系延长组长7段沉积时，为盆地湖泊发展的鼎盛时期，大范围发育了一套深湖-半深湖相泥页岩沉积[16-18]。长7段泥页岩顶面埋深分布在500～2 000 m，厚度可达80～130 m，分布相对稳定[19]。随着针对陆相页岩油气勘探的不断深入，长庆油田先后在陇东地区通过对延长组泥页岩层段进行体积压裂获得工业油流，在直罗-下寺湾地区通过工程措施成功获得低产气流，形成了中国第一个陆相页岩气先导试验区，揭示了鄂尔多斯盆地具有良好的页岩油气资源前景[12,20]。

近些年来随着页岩油气研究热潮的兴起，泥页岩层系的排烃效率与残留烃量再次引起了学者们的广泛关注。如果从物质平衡的角度来看，泥页岩层系的排烃效率越高，排出泥页岩层系的烃类的量也就越高，相反残留在泥页岩层系内部的烃类也就越少。因此泥页岩层系排烃效率的高低决定了泥页岩层系中保留的油气资源量。从业已发表的文献来看，针对长7段泥页岩层系排烃效率方面的文献报道相对较少。因此本文选取长7段不同热演化程度泥页岩样品为研究对象，以物质平衡作为理论基础，通过系统的地球化学分析，探讨其排烃效率、含油性及其页岩油意义，为揭示鄂尔多斯盆地延长组陆相泥页岩层系的生排烃机理、特征以及页岩油资源评价等重要问题提供思路和技术方法。

1 研究区基础地球化学特征

长7段泥页岩层系生烃母质发育十分丰富，残余有机碳含量很高[12]。TOC(有机碳含量)大多在2%～6%，最高可达到30%～40%，氯仿沥青“A”含量大多分布在0.22%～1.03%。不同地区长7段泥页岩层系的有机质丰度变化也较为明显。盆地西南部的西峰地区TOC分布在2.8%～25%，平均为14%，氯仿沥青“A”含量分布在0.48%～1.03%，平均为0.785%；盆地东部的蟠龙地区TOC分布在0.69%～5.24%，平均为3.32%，氯仿沥青“A”含量分布在0.216%～0.492%，平均为0.391%[21]。全盆的有机质丰度由湖盆中心向湖盆边部逐渐降低，但总体上大多属于优质烃源岩，TOC达到高-极高级别[12]。

形成于深湖-半深湖相沉积的长7段泥页岩层系水体盐度整体较低，水体分层并不明显，属于较强的还原环境。长7段泥页岩干酪根主要以无定形体为主(85%～99%)，并有少量的源于刺球藻的形态组份和孢子体，属湖相低等藻类生物[12]，有机质的类型应该以Ⅰ型和Ⅱ1型为主。

长7段泥页岩层系的热演化程度普遍较高，但不同地区的热演化程度存在一定的差异。盆地东南部Ro(镜质体反射率)值一般大于1.0%，东北和西南部Ro值普遍低于0.7%，中南部大部分地区Ro值分布在0.7%～1.1%，说明泥页岩已进入成熟阶段。总体来看,盆地的热演化程度具有南北向偏低，而中部热演化程度较高的特点[21]。

2 研究样品与实验方法

本文选取研究区内处于半深湖-深湖相不同演化阶段的延长组长7段泥页岩样品进行排烃效率及含油性分析(图1)。DP1井、Z233井和H317井的泥页岩镜质体反射率分别大致为0.8%，0.9%和1.1%。由于长7段泥页岩层系未熟-低熟的钻井和野外露头样品非常少，因此选用有机质丰度、类型与长7近乎相似的ZK808井长2段泥页岩层系的野外露头样品(Ro=0.4%)作为未熟-低熟样品。

本研究中涉及的岩石热解分析使用法国Vinei Technologies生产的Rock-Eval 6型岩石热解仪完成。有机碳分析使用Leco CS-200碳硫分析仪完成。岩石抽提物组份分析中，首先使用索氏抽提获得氯仿沥青“A”，然后使用柱层析法对抽提物进行组份的分离和定量计算。本文中使用的分析测试方法均按照GB/T 19145—2003，GB/T 215—2003和SY/T 5118—2005等国家标准或行业标准执行。

图1 研究区自然演化剖面样品采集位置分布Fig.1 Diagram for distribution of samples collected from a natural outcrop profile in the study area

3 泥页岩层系排烃效率

确定泥页岩层系排烃效率有很多方法，包括地质剖面法[22-25]、岩石热解法[26-28]、模拟实验法[29-33]和生烃动力学法[34-36]等。其中最为常用、最可靠的方法是利用泥页岩热解生烃参数的物质平衡计算法[37]。

计算泥页岩排烃效率的基本地球化学参数有3个：原始生烃潜量(S0)、残余生烃量(也称为热解烃，S2)及残留烃量(也称为热解游离烃，S1)，获得上述3个参数后可以确定原始生烃指数(即单位有机碳对应的原始生烃潜量)、残余生烃指数(即单位有机碳对应的残余生烃潜量)、已生成烃量和排出烃量。岩石的残余生烃量和残留烃量可以通过岩石热解法获得[38-39]，岩石的原始生烃潜量(S0)可以通过选取未熟-低熟泥页岩样品进行热解分析后获得，计算方法如下：

排烃效率=排出烃量/原始生烃潜量(S0)

(1)

排出烃量= 原始生烃潜量(S0)

-残余生烃潜量(S)

(2)

残余生烃潜量(S)=热解S1+热解S2

(3)

将公式(2)和公式(3)与公式(1)整合之后即为公式(4)：

排烃效率= [原始生烃潜量(S0)-热解S1

-热解S2]/S0

(4)

首先对Ⅰ型未熟-低成熟及Ro=0.8%和Ro=1.1%的样品系列进行系统的热解分析，获得不同热演化阶段泥页岩样品的TOC与生烃潜量(S1+S2)关系式(图2)，对实测岩石热解数据进行数据拟合后得到Ⅰ型未熟-低熟及不同热演化程度泥页岩样品的生烃潜量(S1+S2)与TOC线性关系式。

Ro(0.4%)原始生烃潜量公式：

y=6.522 2x+5.268 8，R2=0.957 4

(5)

Ro(0.8%)残余生烃潜量公式：

y=3.862 9x+1.360 2，R2=0.821 9

(6)

Ro(1.1%)残余生烃潜量公式：

y=2.144 6x-2.252 3，R2=0.931 8

(7)

同理，可计算获得Ⅱ型不同热演化程度泥页岩的生烃潜量(S1+S2)与TOC线性关系式(图3)。

Ro(0.4%)原始生烃潜量公式：

y=5.203 7x-0.927 8，R2=0.975 3

(8)

Ro(0.8%)残余生烃潜量公式：

y=3.718x+0.826 0，R2=0.884 0

(9)

Ro(1.1%)残余生烃潜量公式：

y=2.111 0x+0.186 0，R2=0.906 3

(10)

通过将关系式(5)—(10)带入关系式(1)—(4)中，即可进行计算不同热演化程度、不同TOC的泥页岩样品的排烃效率。

计算结果表明，Ro为0.8%的Ⅰ型有机质泥页岩的排烃效率在33%～37%，Ⅱ型排烃效率在16%～26%，Ro为1.1%的Ⅰ型有机质泥页岩的排烃效率在64%～67%，Ⅱ型排烃效率在54%～58%(表1，表2)。Ⅰ型与Ⅱ型有机质泥页岩的排烃效率随着热演化程度不断增加具有逐渐增高的趋势。近期学者研究表明[40]，有利于页岩油产出泥页岩层系对应的Ro大致分布在1.1%～1.2%，当前选取的Ro为1.1%的长7段泥页岩样品排烃效率基本在50%～70%。虽然泥页岩排烃效率较高，但泥页岩内尚残留大致30%～50%左右的烃类，这部分尚未排出泥页岩体系的烃类是否能使泥页岩层系具有一定的含油性？滞留烃的组份特征如何？是否具有一定的流动性？这是下文将详细讨论的问题。

图2 鄂尔多斯盆地Ⅰ型不同热演化程度长7段泥页岩排烃效率数学模型Fig.2 Mathematical model of hydrocarbon expulsion efficiency of shale system with type Ⅰ organic matters in Chang 7 Member with different thermal evolution degree.

图3 鄂尔多斯盆地Ⅱ型不同热演化程度长7段泥页岩排烃效率数学模型Fig.3 Mathematical model of hydrocarbon expulsion efficiency of shale system with type Ⅱ organic matters in Chang 7 Member with different thermal evolution degree.

4 泥页岩层系含油性及其页岩油意义

当前评价泥页岩层系含油性时，通常使用S1/TOC，即含油饱和度指数(Oil Saturation Index，简称OSI，下同)，通过汇总Bakken,Eagle Ford,Marcellus和Montney等北美主要的页岩油产层的S1与TOC数据(图4)，同时将鄂尔多斯盆地长7段泥页岩及砂岩夹层的数据投点并进行对比分析。通过与国外数据的对比发现，长7段泥页岩的OSI大多低于100 mg/g，而砂岩夹层的OSI却远高于100 mg/g，其中H317井砂岩夹层的OSI最高可达452 mg/g，平均为260 mg/g；Z233井砂岩夹层OSI最高可达651 mg/g，平均466 mg/g。相比之下两口井中处于成熟阶段的泥页岩OSI相对较低，Z233井和DP1井的长7段泥页岩刚进入生油窗(Ro=0.8%～0.9%)，干酪根刚开始逐渐向烃类转化，尚未生成大量烃类，因此其OSI低于100 mg/g；H317井的长7段泥页岩热演化程度较高(Ro=1.1%)，目前正处于生油高峰阶段，虽然其在该阶段生成了大量的烃类，但由于该阶段泥页岩整体的排烃效率较高(前文计算结果显示排烃效率大致在50%～70%)，已经生成的烃类大多都排出了泥页岩层系，因此使得滞留在泥页岩层系中的烃量整体较少，导致其OSI较低。

表1 鄂尔多斯盆地不同热演化程度的Ⅰ型有机质泥页岩排烃效率Table 1 Hydrocarbon expulsion efficiency of shale system with type Ⅰ organic matters in Chang 7 Memberwith different thermal evolution degree, Ordos Basin

表2 鄂尔多斯盆地不同热演化程度的Ⅱ型有机质泥页岩排烃效率Table 2 Hydrocarbon expulsion efficiency of shale system withtype Ⅱ organic matters in Chang 7 Member with different thermal evolution degree,Ordos Basin

图4 国内外不同地区泥页岩TOC与S1关系对比Fig.4 Correlation of TOC and S1 of shale system in different regions both in China and abroad

Jarvie等[41]通过对Bakken组富有机质泥页岩层系页岩油地质特征的研究认为，当泥页岩层系中OSI大于100 mg/g以上时，该套地层就具有页岩油的生产潜力。如果从这个角度来看，OSI较高的砂岩夹层应该是页岩油勘探的有利目标，而含有饱和度相对较低的泥页岩作为页岩油勘探的有利目标的难度较大。但值得注意的是，非烃源岩层其TOC值很低，少量原油的充注即可导致OSI的高值，其实际资源量可能是有限的。以Bakken组页岩为例，上下Bakken的OSI值较低(<75 mg/g)，S1值为中Bakken的2～3倍，产出原油的色谱特征表明上下Bakken页岩贡献了很高的产能[42]。再如我国潜江凹陷盐间页岩层虽然S1/TOC值普遍可达数百，但一部分S1值比较低的地层实际上并未获得较好的工业油流[43]。因此在分析地层含油性时应将泥页岩游离烃量S1和OSI两者结合进行综合考虑[44]。

H317井泥页岩层段的热解地球化学剖面显示(图5)，粉砂岩-细砂岩中均具有一定的游离烃含量，OSI大多高于100 mg/g。2 468 m以浅的块状泥岩和粉砂质泥岩有机碳分布在0.6%～8.9%，游离烃含量S1分布在0.3～5.8 mg/g，粉砂质泥岩OSI大多高于100 mg/g，块状泥岩OSI一般分布在53～73 mg/g。2 468 m以深的黑色页岩TOC和游离烃含量S1整体高于浅部的泥岩和粉砂质泥岩，分别分布于4%～19%和1.6～5.1 mg/g，OSI明显低于浅部，整体低于40 mg/g。典型样品氯仿沥青“A”族组份显示，粉砂岩中饱和烃和芳香烃组份含量最高，可达94%(图6a)。粉砂质泥岩和块状泥岩次之(图6c，b)，含量分别为85%和84%。黑色页岩最低，含量仅有53%(图6d)。

通过实验结果来看，长7段中砂岩夹层中油质较轻，具有较高含量的游离烃(S1)和较高的OSI，因此这类砂岩夹层可作为页岩油勘探开发的有利目标，这与前人的研究认识基本一致(张文正，2015)。含有一定粉砂质的泥岩中滞留油的饱和烃及芳香烃含量基本与砂岩夹层相似，油质相对较轻，且同样具有较高含量的游离烃(S1)和高OSI，因此粉砂质泥岩也具备成为页岩油赋存的有利目标的可能性(图5，图6)。

块状泥岩和黑色页岩相似之处在于二者OSI均相对较低(低于100 mg/g)，游离烃量也都相对较高。二者不同之处表现在：①虽然二者的游离烃含量均相对较高，但块状泥岩的有机质丰度明显低于黑色页岩(图4)；②块状泥岩滞留烃类的组份偏轻，其饱和烃和芳香烃百分含量可达85%，非烃和沥青质含量只有15%。相比之下，黑色页岩滞留烃的组份明显重于块状泥岩，饱和烃和芳香烃含量只有53%，而非烃和沥青质含量却高达47%(图5b，d)。如果从相似相溶的角度来说，有机质含量越高，其吸附的烃类也就越多，这会导致黑色页岩中游离烃可动性变差，相比之下块状泥岩中有机质含量低，游离烃受其吸附作用的影响相对弱一些，其可动性会强于黑色页岩。本文使用周文等(2013)建立的通过镜质体反射率确定地层油气相态的方法计算得到当前处于成熟阶段的长7段泥页岩层系中的滞留油属于单一油相态，气油比很低，大致在141～162 m3/t。研究区内实际地质样品的模拟实验(王香增等，2014)也证实，在生油窗范围内，泥页岩内部的气油比整体偏低，大致分布在100～1 000 m3/t，主要以生油为主，只伴有少量湿气。因此初步认为：长7段块状泥岩与黑色页岩中的滞留油虽然主体以单一油相为主且气油比较低，但块状泥岩中烃类的组份明显偏轻，且受有机质和粘土矿物的吸附作用明显弱于黑色页岩[45]，因此块状泥岩中的滞留油流动性比黑色页岩的可能更好一些，针对其进行页岩油开采可能要比黑色页岩更具实际意义。

图5 鄂尔多斯盆地H317井长7段泥页岩层系热解地球化学剖面Fig.5 Pyrolysis geochemical profile of shale system in the Chang 7 Member from Well H317,Ordos Basin

图6 鄂尔多斯盆地H317井典型样品氯仿沥青“A”族组分含量Fig.6 Component of chloroform bitumen A of typical samples from Well H317,Ordos Basina.埋深2 448.5 m，长7段，粉砂岩;b.埋深2 459.6 m，长7段，块状泥岩;c.埋深2 464.4 m，长7段，粉砂质泥岩;d.埋深2 469.2 m，长7段，黑色页岩

综上所述，泥页岩层系在成熟度较高时(Ro=1.1%)，虽然泥页岩层系中仍滞留了将近30%～50%的烃类，但在综合考虑不同类型岩性的游离烃含量(S1)，OSI，滞留油族组份特征、气油比及滞留油流动性等地质因素后认为，在长7段泥页岩层系中游离烃含量和OSI指数高的砂岩段、粉砂质泥岩段等可作为页岩油勘探开发的有利目标，游离烃含量和OSI指数较高的块状泥岩可作为页岩油勘探的潜在目标，而游离烃含量较高，但OSI指数较低的黑色页岩(或纯页岩段)受前文提及的若干地质因素的影响，可能会制约其成为研究区内页岩油勘探的有效目标。这里需要说明是，泥页岩层系滞留油中可动油和吸附油(与粘土矿物、有机质呈吸附或互溶状态，难以流动的油)的相对比例本文尚未进行讨论，该问题对于明确泥页岩中现实可动用的滞留油具有重要意义，该部分研究工作将在下一阶段的研究中系统开展。

5 结论

1) 中等成熟度(Ro=0.8%)的Ⅰ型有机质泥页岩的排烃效率在33%～37%，Ⅱ型排烃效率在16%～26%，较高成熟度(Ro=1.1%)的Ⅰ型有机质泥页岩的排烃效率在64%～67%，Ⅱ型排烃效率在54%～58%之间。排烃效率随着热演化程度不断增加具有逐渐增高的趋势。

2) 泥页岩层系在成熟度较高时(Ro=1.1%)，泥页岩层系中仍滞留了将近30%～50%左右的烃类。在综合考虑不同类型岩性的含油性、滞留油族组份特征、气油比及滞留油流动性等地质因素后认为，在长7段泥页岩层系中游离烃含量和OSI指数高的砂岩段、粉砂质泥岩段等可作为页岩油勘探开发的有利目标，游离烃含量和OSI指数较高的块状泥岩可作为页岩油勘探的潜在目标，而游离烃含量较高，但OSI指数较低的黑色页岩(或纯页岩段)因受若干地质因素的影响，可能会制约其成为研究区内页岩油勘探的有效目标。

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