济阳坳陷古近系沙河街组湖相页岩油赋存机理

王民 ，马睿，李进步，卢双舫 ，李传明，郭志强，李政

（1.中国石油大学（华东）深层油气重点实验室，山东青岛 266580；2.中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东青岛 266580；3.中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东东营 257015）

0 引言

页岩油是指赋存于以泥页岩为主的层系（泥页岩及其中的非烃源岩薄夹层）中的石油，在中国中东部的大庆、吉林、胜利、辽河、江汉、南阳等油田中均有发育[1-8]。专家预测，“页岩油可能是石油工业的下一个革命者。页岩气在北美成功实现了革命，是非常规天然气的革命者。页岩油是科技挑战最大的资源类型，有可能是非常规石油的革命者，很有可能在中国率先获得成功”[9]。不过，从页岩气移植过来的水平井和大型压裂技术在页岩油中的应用效果却不佳，如胜利油田专门针对页岩油开发部署的渤页平1井，经过两次压裂后的初产仅8.22 m3/d，并很快降至1.6 m3/d，累计产油仅100余立方米。即使是效果相对最好的、被称为中国陆相页岩油首个重大突破区的南阳油田泌阳凹陷泌页HF1、泌页2HF井，虽然泥页岩层分段压裂后分别获23.6 m3/d、32.0 m3/d的高产油流，但日产量也很快降到1 m3左右。由于页岩油钻井/作业成本高，目前的产量还远远不具备商业开发价值[7,10-11]。究其原因在于，页岩油与矿物/有机质之间的强吸附、以及其相对于页岩气的高黏度制约了油在页岩中的流动性，进而影响到页岩油开采效果；而流动性又与页岩油的分子组成、赋存状态及赋存空间大小有关，故开展页岩油赋存机理（赋存量、赋存状态和赋存孔隙孔径大小）及可动性评价对于有利目标区选择、乃至开发方案都有重要意义。

前人主要是从页岩油产出井的分布、产量与岩相、超压、裂缝发育、夹层、孔隙度、渗透率、可动性（S1/TOC）的关系宏观分析入手，揭示济阳坳陷页岩油富集、主控因素[12-17]，发现纹层状页岩是页岩油气发育的有利场所，异常高压、夹层、裂缝发育程度和流体流动性是页岩油局部高产的控制因素。在页岩油赋存机理方面，更多的是利用分子模拟技术从微观尺度上揭示页岩油/烷烃的吸附机理[18-19]，认识到原油（正癸烷）在石英纳米缝中存在4层吸附。页岩油赋存状态研究方法有直接法和间接法，直接法主要是利用扫描电镜、环境扫描电镜（E-SEM）、CT扫描、电子束荷电效应、能谱等技术对油进行直接观测和模拟，研究油的赋存形态及赋存孔隙类型等[20]；间接法主要是利用核磁共振（结合离心/驱替）、Rock-Eval热解实验、不同极性溶剂抽提实验以及分子动力学模拟等手段对油的赋存孔径、赋存状态及含量等进行表征[19,21-27]，认识到页岩油以吸附态、游离态和互溶态（溶解态）赋存于泥页岩中。

本文通过开展页岩的有机地球化学、薄片、低温氮吸附、高压压汞、场发射扫描电镜等实验分析，揭示济阳坳陷古近系沙河街组泥页岩油赋存机理、建立吸附态/游离态比例与深度关系、剖析页岩油可动性影响因素，以期为页岩油甜点段优选提供参考；此外，所建立的吸附油/游离油比例关系有望对评价不同赋存状态页岩油资源潜力提供参数。

1 区域地质概况

济阳坳陷位于渤海湾盆地东南部，由车镇、沾化、惠民和东营凹陷及凹陷间的凸起组成，面积约2.5×104km2。东营凹陷面积最大，约为6 000 km2，平面上呈近北东向北断南超、北深南浅的复式半地堑特征，北部近东西向和北东向的张性和张扭性大断裂控制着其沉积构造，构造演化包括裂陷期、断陷期和拗陷期[5,28-29]（见图1a）。济阳坳陷东营凹陷古近系沙河街组四段（以下简称沙四段）上亚段、沙河街组三段（以下简称沙三段）下亚段具有很好的页岩油气显示，沙四段上亚段（以下简称沙四上）为咸水—半咸水湖相沉积，主要发育灰褐色钙质纹层状、层状泥页岩，夹泥灰岩、白云岩等[30]。沙三段沉积早期，湖盆范围增大，盆地断陷作用增强，可容空间增大，沙三段下亚段（以下简称沙三下）为淡水—微咸水湖相沉积。本次研究取样井6口，重点为东营凹陷的利页1井、牛页1井和樊页1井（见图1b—1d），以及王31井和沾化凹陷渤南洼陷的新义深9井和罗67井。关于渤南洼陷沙河街组沉积环境、岩性及构造特征详见文献[4,31-32]。

2 样品与实验

本次研究取样68块（6口井，见图1），开展了TOC、常规热解、分步热解、X射线衍射（XRD衍射）和薄片观察实验；基于上述实验结果，采用有机质丰度、岩石组成和沉积构造对页岩岩相划分，进而根据岩相重点选取了35块样品，开展核磁共振、场发射-扫描电镜（FE-SEM）、低温N2吸附和高压压汞实验。普通热解、TOC、氯仿抽提、XRD衍射实验均为常规分析项目，相关介绍见文献[4,33-34]。

①分步热解。将样品粉碎至粒径为124～150 μm（100～120目），取粉末状样品100 mg，用Rock-Eval 6仪进行热解分析。在200 ℃条件下恒温1 min，检测产物S1-1，然后以25 ℃/min的速度升温至350 ℃，并恒温1 min，检测产物S1-2。超过350 ℃后，以25 ℃/ min的速度升温至450 ℃，并恒温1 min，检测产物S2-1。温度达到450 ℃之后，以25 ℃/min的速度升温至600 ℃，检测产物S2-2。S1-1代表可动油量，（S1-1+S1-2）代表游离油量（即最大可动油量），S2-1代表吸附油量，S2-2代表干酪根裂解油量[25]。需要说明的是，Rock-Eval热解仪中氢火焰离子检测器得到的产物，如游离油，严格意义上为游离烃，而洗油/抽提等其他手段获取的为油（烃+非烃），文中统一使用了可动油、游离油和吸附油。

②低温氮气吸附实验。样品直接粉碎至粒径为150～178 μm（80～100目）→烘箱脱水（110 ℃、3～4 h）→高温抽真空预处理→N2吸附实验→回取样品后洗油1周（二氯甲烷与丙酮体积比为3∶1）→烘箱脱水（110 ℃、3～4 h）→高温抽真空预处理→N2吸附实验。低温N2吸附详细实验及数据处理方法见文献[34]。

③高压压汞实验。与常规页岩高压压汞采用粉粹样品不同，本次采用SK5625A型金刚砂（粒径为0.38 mm）数控线切割机床垂直样品层理进行直径为1.5 cm的环形切割，并对粗糙端面进行线切割，同一样品获取表面光滑无裂纹的直径为1.5 cm，长度为1.5 cm的小岩心柱2块；其中一块岩心柱样品洗油（洗油方法同低温氮气吸附实验）后开展高压压汞实验，另一块未洗油直接进行高压压汞实验。采用光滑表面可消除实验中出现的麻皮效应。详细的高压压汞实验过程及数据处理方法见文献[5]。

图1 渤海湾盆地济阳坳陷构造简图（a）及取样信息（b—d）（Δt—声波时差；R4—电阻率）

3 实验结果

3.1 岩相划分

本次采用有机质丰度-沉积构造-岩石组分对所取样品进行岩相划分[13,17,35]。根据有机质丰度将样品分为富有机质页岩（TOC值大于2%）、含有机质页岩（TOC值为1%～2%）、贫有机质页岩（TOC值小于1%）；通过对68块页岩岩心及薄片观察发现，样品可以划分为纹层状（层厚小于1 mm）、层状（层厚大于1 mm）和块状（纹层不发育）；根据岩石矿物组成，样品主要为泥质灰岩、灰质泥岩、泥岩。前人统计发现济阳坳陷产出页岩油层段的岩相有73%为纹层状泥质灰岩和纹层状灰质泥岩[14]，本次研究所取样品也以富有机质纹层状泥质灰岩相为主、其次是富有机质纹层状灰质泥岩相、含有机质纹层状泥质灰岩相、富有机质层状灰质泥岩相和含有机质块状泥岩相。

3.2 有机地球化学特征

济阳坳陷沙河街组泥页岩具有较高的有机质丰度，部分样品TOC值超过5%，且在不同岩相中TOC表现出不同特征，纹层状和层状泥页岩有机质丰度相近，块状泥页岩有机质丰度略低，裂解烃含量（S2）也表现出同样的特征（见图2a、2b）；由IH-Tmax（IH为氢指数，Tmax为干酪根最大热裂解温度）关系划分有机质类型结果来看，纹层状样品有机质类型为Ⅰ型和Ⅱ1型，层状样品以Ⅱ1型为主，少量Ⅱ2型有机质，块状样品中有机质类型有Ⅱ1和Ⅱ2型，表明纹层状、层状样品中有机质具有较高的生油能力（见图2c）；从Tmax数值来看，所取样品主要位于成熟阶段（见图2d）。东营凹陷沙河街组TOC值与渤南洼陷沙河街组TOC值相差不大，但有机质类型略有不同，渤南洼陷沙河街组泥页岩有机质类型以Ⅰ型为主[4]。

3.3 岩石矿物组成特征

济阳坳陷沙河街组泥页岩以黏土矿物（25%～42%）、方解石、白云石、石英（15%～17%）为主，长石含量不超过5%，纹层状和层状泥页岩表现出高碳酸盐矿物（方解石+白云石含量大于40%）含量，而块状样品中具有较高的黏土矿物（见图3a）。黏土矿物以伊蒙混层为主，其次为伊利石，含少量高岭石（见图3b）。高脆性矿物含量的页岩层段是有效压裂的甜点层段，页岩脆性评价方法之一就是依据矿物含量，但脆性矿物的分布形式、最大/最小水平主应力差（或差异系数）对压裂效果有控制作用。

图2 济阳坳陷沙河街组泥页岩有机地球化学特征

图3 济阳坳陷沙河街组泥页岩矿物组成特征

4 页岩油赋存特征

尽管前人对济阳坳陷沙河街组页岩油资源量进行了评价研究，认识到页岩油资源潜力巨大[36]，同时不少学者开展了页岩储集层特征描述，发现研究区页岩孔隙较小，以纳米孔隙和少量微米孔隙为主[5,37]。但页岩油在不同级别（尺度）孔隙中的赋存量和赋存形式（吸附态、游离态）直接影响着页岩油的可动性/可动量，即页岩油的可动性与其赋存机理密切相关，该方面的研究十分薄弱。

本次研究通过对比洗油、未洗油泥页岩样品的低温氮气吸附、高压压汞实验结果来反映页岩油所赋存的孔隙孔径范围（见图4）。由图4a可见，洗油后样品的低温氮气吸附值和脱附值均明显高于未洗油样品，表明洗油过程使得样品中所蕴含的页岩油发生了释放，且洗油前后滞后环也发生了变化，从楔形孔变为墨水瓶型孔；从洗油前后孔径变化来看，页岩油主要赋存于3～80 nm孔径孔隙中（见图4b）。洗油前后样品的高压压汞实验结果可以看出（见图4c），洗油后进汞体积明显增加，页岩油在几纳米到十几微米间均有赋存（见图4d）。需要说明的是，高压压汞法注入压力较大，可达200 MPa，对于未洗油样品，较高的注入压力有可能使得样品中残留的游离油发生移动，挤入更小的孔隙。另外，对于塑性相对较强的有机质/沥青/黏土矿物，较高的压力条件下其可能会收缩，使得高压下反映出来较小的孔隙体积偏高。Wang等研究发现[38]，高于25 MPa后进汞页岩样品就会发生变形，李卓等[39]采用孔径80 nm的节点拼接低温氮气吸附和高压压汞表征的页岩孔径；综合考虑，本文采用孔径65 nm作为两种实验反映孔径分布的拼接点。

图4 济阳坳陷樊页1-18井沙河街组泥页岩洗油前后低温氮吸附和高压压汞实验结果及孔径分布图（V—孔隙体积；D—孔隙宽度）

通过上述方法，评价了济阳坳陷沙河街组不同岩相页岩中所残留的页岩油所赋存的孔径分布范围（见图5），可以看出常温常压状态下泥页岩样品中残余油主要赋存于孔径小于100 nm的孔隙中，富有机质岩相页岩中页岩油含量高于含有机质岩相（见图5）；由纹层状→层状→块状，页岩油赋存于较大孔（孔径大于100 nm）中的现象越来越不明显。

图5 济阳坳陷沙河街组泥页岩残留油分布孔径特征

页岩油除在孔隙表面部分吸附外，在孔隙中还以游离态形式存在，随孔径变大，页岩油的可动性逐渐增强，即游离油量/可动油量逐渐增加。根据图5泥页岩残留油分布孔径特征曲线，按孔径由大到小逐渐累加含油的体积，构建各泥页岩含油体积累积曲线（即某一孔径及其对应大于该孔径值时孔隙内的含油体积）。结合研究区该层段实际产出油密度（0.83 g/cm3），计算大于某一孔径时的页岩油含量。以分步热解法所得的游离油含量为纵轴，以某一孔径及其对应的大于该孔径的孔隙内的含油量为横轴，作交汇图（见图6a），通过统计不同孔径条件下两者线性相关性及斜率系数，作交汇图（见图6b），该方法详细介绍见作者团队发表文献[40-41]。当斜率系数接近1、相关性最大时，该孔径即为游离油赋存孔径下限值，可动油分布孔径评价方法与此类似。可以看出，随着统计尺寸由小到大的改变，分步热解法得到的游离油量与洗油前后获得的页岩油在不同尺度孔径范围内页岩油量相关系数先增加后降低，最高为0.707 1（见图6a），此时对应的拟合方程斜率约为1（见图6b），表明游离油赋存的孔径下限可能为5 nm，也即小于孔径5 nm的孔隙中均为吸附态油，该结论与采用分子动力学模拟得到的“4 nm孔径以下孔隙中均为吸附态页岩油”基本一致[40]。采用该方法得到可动油的孔径下限约为30 nm（见图6c、6d）。

对济阳坳陷沙河街组泥页岩开展FE-SEM实验观察，发现不少样品的孔缝中有页岩油析出（见图7），析出位置有有机质孔、黏土矿物-有机质粒间孔、微裂缝、黄铁矿晶间孔边缘等。统计发现，最小析出油的孔隙孔径尺寸约为50 nm，即FE-SEM实验（真空）条件下页岩样品中油的可动下限（孔径约为50 nm），高于前一部分得出的可动油下限（孔径为30 nm），原因可能是更小尺寸孔隙的析油现象不明显，难以人眼观察。

图6 济阳坳陷沙河街组游离油、可动油赋存孔径下限

图7 济阳坳陷沙河街组页岩中析出油特征（孔隙边缘亮色裙边为析出油）

5 吸附油、游离油影响因素

页岩油的赋存状态（吸附态、游离态）与深度、岩石组成（矿物、固态有机质）、油的性质（族组分、密度、黏度）及油的赋存孔径等有关。

5.1 与页岩油性质、深度的关系

图8给出了采用分步热解法实验得到的吸附油占比随深度的变化关系图，可以看出，随埋藏深度的增加吸附油占比逐渐降低，因此游离油占比则逐渐增加。导致这种现象的原因一方面是随着深度的增加，页岩油黏度/密度降低，饱和烃含量增大（油质变轻），页岩油附着在孔隙壁表面的能力降低；另一方面是随着热成熟程度的增加，泥页岩中干酪根中的脂肪链、羧基、羟基和羰基等逐渐消失，氧碳比逐渐减小，导致干酪根与页岩油的相互作用力降低，吸附能力减弱。相同深度，纹层/层状的灰质泥岩相吸附油比例高于泥质灰岩相，富有机质纹层状泥质灰岩相吸附油能力高于含有机质泥质灰岩相。

图8 济阳坳陷沙河街组页岩中吸附油占比与深度的关系

由图9可见，吸附油比例随饱和烃含量的增加而降低，随芳香烃、沥青质、非烃含量的增高而增高，即油组分越重（饱和烃含量低，胶质、沥青质含量高），吸附油含量越高。随着游离油比例的增加，页岩油可动性逐渐增强；因此，勘探时应该寻找轻质组分含量较高的层段（埋藏深度大、气油比高、烷烃化合物占比高/轻质组分多的层段）。

图9 济阳坳陷页岩中吸附油比例与页岩油族组成关系

济阳坳陷沙河街组原油黏度、密度随深度的增加而降低，饱和烃含量则随深度增加逐渐升高[42]。结合图9可知，吸附油比例随深度增加而降低的原因主要是随演化程度的增加，页岩油中轻质组分（烷烃）含量占比增加，页岩滞留烃组分与生烃母质结构的差异性越来越大，它们之间的吸附-互溶能力逐渐降低所致。

5.2 与页岩有机质丰度和矿物组成的关系

吸附油量除了与页岩油组分有关外，还与页岩的有机质丰度和矿物组成有关。由图10中可见，吸附油量与TOC呈现出很好的线性正相关性，TOC含量越高，其吸附油量越高（见图10a）；因此，在同等含油量的页岩中，TOC越低，吸附量就越少，可动比例就越高。分步热解法得到的吸附油主要以干酪根溶解态为主，此外与有机质相关的孔隙具有油润湿的特点，其表面也会产生一定量的吸附。由图10a可知，单位TOC的滞留油（溶解+吸附）约为179 mg/g，值得注意的是，图10a中拟合方程并不过原点，表明滞留油除了有机质的溶解和有机孔表面的吸附外，还有部分无机孔表面的吸附，单位岩石中无机矿物吸附油量约为0.216 2 mg/g（与Y轴的交点）。由于吸附/溶解油量与干酪根类型、干酪根热演化程度、干酪根相关有机孔隙发育有关外，还与油的组成有关；可见，对于有机质吸附/溶解油的认识并不统一。Pepper等采用S1/TOC为0.1或“A”/TOC为0.2作为海相烃源岩吸附饱和的界限[43-44]；田善思等[45]通过理论计算认为Ⅰ型和Ⅱ1型干酪根吸附+溶胀油量（单位质量有机碳）为130～150 mg/g；Wei等[46]通过实验认为东营凹陷干酪根吸附油量（单位TOC）为40～120 mg/g；张林晔等[27]通过溶胀实验认为沙三段和沙四段单位质量干酪根滞留油量为123.07 mg/g和142.29 mg/g。张林晔等实验采用的油组成（饱和烃43.49%、芳香烃17.78%、非烃17.46%、沥青质6.98%）与本次所取样品抽提物组成（饱和烃49.52%，芳香烃17.13%，非烃25.59%，沥青质7.05%）接近，假定干酪根与TOC转换系数为0.8，则张林晔等得出的结论与本次统计结果一致。与本文结论相比，以往开展纯矿物的吸附量数值普遍偏高，主要原因是页岩中发生的吸附仅在与矿物有关的孔隙表面，并非实验中纯矿物所有表面均可吸附，再加上地质情况下一些矿物表面束缚水的存在使得吸附量降低。可以看出，通过对具体地区泥页岩的统计分析研究页岩油吸附/溶解、矿物吸附油能力比较合适。

图10 济阳坳陷页岩中吸附油含量与页岩TOC和矿物组成的关系

为了摒除有机质含量的影响，将吸附油含量除以样品TOC，得到图10b—10d矿物含量与单位有机质吸附油含量的相关关系图。可以发现，黏土矿物、硅质矿物、钙质矿物含量与吸附油含量均无相关性。尽管页岩中部分无机孔隙表面也会表现出油润湿现象，会发生页岩油的吸附作用，但一方面孔隙/比表面发育并不完全受矿物含量控制，另一方面样品中具备页岩油吸附性能的比表面大小并无规律，尤其是控制比表面积大小的黏土矿物中的孔隙并非全部油润湿，所以吸附油量与矿物含量并无明显相关性。前人利用质量法和浓度法测试结果显示黏土矿物吸附油量相对较高，而方解石、石英等矿物吸附油能力相对较低[22,47]；但该结论是基于采用烘干后的样品，并非含水条件下的润湿/吸附性特征。根据前人分子动力学模拟的结果显示，在油-水-岩3相共存的条件下，黏土、方解石、白云石等矿物均表现出亲水的特征[48-49]，且在含水条件下，页岩的吸附烃含量急剧降低[50-51]。本文则是含水状态下测定的，吸附量表现出主要受干酪根（尤其TOC）的控制、与矿物含量无明显关系的特征。

5.3 与赋存孔径的关系

吸附油、游离油量还与页岩中孔隙体积有关。孔隙体积越大，吸附油和游离油量越高，但吸附油比例降低；反之游离油占比则随孔隙度的增加而增加（见图11），页岩油可动比例越高。与页岩气不同，页岩中吸附油含量与孔隙比表面积的相关性并不明显（见图12），主要原因是采用分步热解法得到的吸附油除了包含孔隙表面的少量吸附油外，还有较多的干酪根溶解烃（与TOC关系较好可证明该点，见图10a）。此外，湖相页岩孔隙表现出混合润湿的特性，即部分水润湿的孔隙表面并不发生烃类吸附，如大部分黏土矿物表面为水润湿，这就造成比表面积与吸附油含量关系比较复杂。由图12可见，部分样品比表面积高，但吸附油含量不高，主要原因是这些样品的TOC含量较低，溶解烃量较低所致。

图11 济阳坳陷沙河街组页岩中吸附油、游离油量、吸附油占比与孔隙体积的关系

图12 济阳坳陷沙河街组页岩中吸附油含量与页岩孔隙比表面积的关系

与页岩气不同，尚无报道温度和压力对页岩油吸附性能影响的实验研究。但随温度的增加，油黏度会明显降低，可流动性增强，吸附油量应会降低。实际上，分子动力学模拟已证实了温度对页岩油吸附有重要影响[47]。随温度的增加，页岩油与孔隙表面吸附能力降低，使吸附油量逐渐降低。尽管从分子动力学角度发现压力对页岩油吸附并无明显影响[47]，但压力作为驱动力对页岩油的可动性或可采性有明显促进作用。油溶气量对于页岩油的吸附有明显影响，随着含气量的增加，页岩油吸附能力减弱，导致吸附量降低。分子动力学模拟也证实，随着小分子烃类含量的增加，吸附量逐渐降低[47]。地质情况下压力的增加可使得页岩油溶解气量增加，被吸附能力降低，页岩油黏度降低，可流动性增强。因此，不少学者在页岩油评价工作中考虑了压力或超压这一地质因素[12,14,29]。

6 济阳坳陷沙河街组页岩油赋存模式

通过上述分析可知济阳坳陷沙河街组页岩中油的赋存形式有游离态、吸附态和溶解态，其中溶解态和吸附态在分步热解实验中无法区分，因此在定量分析过程中并没有分而论之。结合35块样品FE-SEM照片（399张）中孔隙、裂缝和页岩油发育特征，初步建立了页岩油的赋存模式（见图13）。在统计过程中发现，济阳坳陷处于生油阶段的页岩中所有类型孔隙里面均可以发现页岩油的迹象，但并不是所有孔隙都发育页岩油，如溶蚀孔隙、方解石晶间孔、黏土矿物层间孔、粒间孔，可以看到部分孔隙中充油，部分孔隙无油迹。统计过程中还发现当霉球状黄铁矿集合体与外界有较好的连通通道时就会发生页岩油的富集。

图13为原始地层状态下不同孔隙中页岩油的赋存模式图，由于岩心钻取时，会伴随压力的释放，且后续在岩心库的静放及实验分析过程可导致大量可动油/轻质烃的损失/释放（发育有机孔），故采用场发射扫描电镜观察和其他测试手段获得的均为残留页岩油的信息。游离态的页岩油主要存在于孔隙孔径尺寸大于5 nm的各类孔隙中，吸附态页岩油主要吸附在有机质孔表面，溶解态页岩油赋存在有机质/沥青当中。吸附态地层水主要存在于黏土矿物表面和部分无机孔表面，游离水主要存在于尺度较大的黏土层间孔、裂缝和部分无机孔中。在漫长的地质时期中，当孔隙中充满油时，表面润湿性也可反转，由亲水变为亲油，如部分本应该是亲水表面的黏土矿物层间孔和方解石晶间孔表现出油润湿特点。

图14给出了樊页1井有机地球化学参数、孔隙度剖面，其中游离油含量采用两种实验方法测定，一种为分步热解实验法，另一种采用核磁共振实验测定抽真空饱和油的泥页岩样品；通过建立的不同H信号核磁弛豫时间划分方案，结合游离油信号量与含油量的关系定量计算得到，详细方法见文献[21,52]。

通过前文主控因素分析可知，饱和烃含量高、游离油含量大、孔隙体积大的层段是可动油（或可动比例）较高的地方。樊页1井的射孔段为3 199～3 210 m，从图14中可以看出该段饱和烃含量并不高，普遍低于40%，同时OSI指数（100S1/TOC）相对较低（不超过120 mg/g），游离油含量（低于5 mg/g）及孔隙度（低于8%）并不高，这可能是此井该段失利的主要原因。3 300～3 410 m段具有较高的孔隙度，恢复后游离油含量高，OSI指数普遍超过120 mg/g，建议射孔。

图13 济阳坳陷沙河街组页岩油赋存模式

图14 济阳坳陷樊页1井沙河街组页岩油储集层参数与深度关系

7 结论

富有机质岩相页岩油含量大于含有机质岩相，纹层状和层状页岩含油性及脆性矿物含量（碳酸盐+石英）普遍高于块状页岩；不同岩相的页岩油主要赋存在孔径小于100 nm的孔隙内，由纹层状→层状→块状页岩岩相，页岩油含量及其赋存的大孔比例逐渐降低。

随埋藏深度的增加，吸附油比例逐渐降低，游离油占比逐渐增加；常温常压状态下，游离油赋存的孔径下限为5 nm左右，可动油的孔径下限为30 nm左右；油组分越重（饱和烃含量低，胶质、沥青质含量高），吸附烃含量越高；吸附烃量主要受TOC控制，矿物含量与吸附油无明显关系；孔隙体积越大，吸附油和游离油量越高，但吸附油比例降低，游离油占比则增大。

建立了不同类型孔隙中页岩油的赋存模式，每种类型孔隙中均可见页岩油的残留，但并非所有的孔隙中都发育页岩油，如部分溶蚀孔、方解石晶间孔、黏土矿物层间孔、粒间孔中见油，当霉球状黄铁矿集合体与外界有较好的连通通道时均有页岩油富集。生油阶段页岩中各类孔隙的连通性及其表面的润湿性决定了孔隙页岩油富集程度与状态，吸附态油主要赋存于有机质孔表面，游离油主要存在于连通性较好的较大尺度孔隙。

为避免采用残留页岩油信息导致分析结果存在偏差，建议开展恢复原始地层状态下的页岩油有机地球化学和吸附/游离油比例的相关研究。