松辽盆地齐家-古龙凹陷泥页岩特征及成藏期次

任颖惠,闫明琦,李闻虚,罗丹婷

(1.大陆动力学国家重点实验室(西北大学)，西安 710069;2.中国石油集团测井有限公司 长庆分公司，西安 710200;3.中国石油大学 资源信息学院,北京 102249;4.中国石油集团测井有限公司 测井应用研究院，西安 710077)

页岩油为贮存于泥页岩地层内的液态烃类物质，储集空间一般较为致密，存在异常高压。近年来，页岩油的研究和开发逐渐火热起来，以美国为代表的北美关于页岩油气的勘探开发研究处于领先地位，已经进入成熟商业性开发阶段，平均年产量超过1亿吨。在美国成功经验的带动下，加拿大、欧洲、澳大利亚等国家或地区也相继进行页岩油的探索，目前全球页岩油可采储量已达469亿吨，成为能源的重要补给线[1-2]。

中国页岩油分布范围广，四川、鄂尔多斯、松辽等许多盆地发现或获得页岩油流，其中松辽盆地齐家-古龙凹陷的页岩油具有代表性[3-5]，目前已在上白垩统青山口组泥页岩中钻获工业油流井14口，有利勘探面积达5 500 km2，展现了良好的勘探前景。前人对齐家-古龙凹陷的页岩油层有了初步认识及评估，然而在页岩烃源岩特征、孔隙-裂缝储集性能、油气富集机理研究方面仍存在不足，严重制约了齐家-古龙凹陷青山口组页岩油的勘探[6-7]。

本文根据齐家-古龙凹陷青山口组泥页岩地球化学指标，分析源岩潜力及储集性能；并结合研究区沉积背景，确定页岩油成藏期次，寻找页岩油勘探潜力区。

1 泥页岩分布特征及生油能力

齐家-古龙凹陷处于松辽盆地中心拗陷的西部，属于盆地的次级构造单元，面积约为 5 500 km2，东面邻近大庆长垣，西侧与龙虎泡大安阶地交界，主要地层包括下白垩统、上白垩统、第三系及第四系(图1)。齐家-古龙凹陷青山口组沉积阶段，湖平面上升，湖盆内沉积了一套富含有机质的深色泥页岩；整体上泥页岩厚度较大，平均为20～120 m，在古龙地区的厚度为70～120 m，齐家地区的厚度为0～120 m，古龙地区泥页岩厚度大于齐家地区的泥页岩厚度。

图1 齐家-古龙凹陷沉积地层Fig.1 Stratigraphy of the Qijia-Gulong area

通过实验室测试泥页岩样品有机质丰度、有机质类型和成熟度指标，系统判断青山口组泥页岩的生油能力。

1.1 有机质丰度

齐家-古龙凹陷青山口组泥页岩样品的TOC质量分数(wTOC)都大于0.5%，主要集中于2%～5%(所占比例达39.5%)，其次分布于1%～2%(所占比例达30.2%)(图2)；生烃潜量(S1+S2质量分数)主要为2‰～20‰，平均值为8.6‰(图3)。可见，青山口组泥页岩有机质丰度高、生烃潜力较大，全区好烃源岩所占比例达80%以上，具备了页岩油成藏的物质基础。

图2 齐家-古龙凹陷青山口组泥页岩TOC含量分布Fig.2 TOC frequency range of Qingshankou Formation shale in Qijia-Gulong Depression

图3 齐家-古龙凹陷青山口组泥页岩生烃潜量分布Fig.3 Frequency range of hydrocarbon generation potential of Qingshankou Formation shale in Qijia-Gulong Depression

1.2 有机质类型

有机质的母质类型反映生成烃类的组成，利用岩石最高热解温度(tmax)与氢指数(IH)交会图，以判断有机质类型(图4)。齐家-古龙凹陷青山口组泥页岩有机质以Ⅰ型(腐泥型)、Ⅱ1型占优(混合型)，含少量的Ⅲ型(腐殖型),该母质类型的源岩更有利于生成原油。

图4 齐家-古龙凹陷青山口组岩石最高热解温度与氢指数关系图Fig.4 The relationship between maximum pyrolysis peak temperature and hydrogen index of Qingshankou Formation rocks

1.3 有机质成熟度

实践证明，烃源岩进入成熟阶段，是盆地获得较高勘探成功率的保障，因此有机质成熟度是烃源岩评价的关键要素之一。镜质体反射率(Ro)是目前最常用的干酪根热演化和成熟度指标。

齐家-古龙凹陷青山口组泥页岩的镜质体反射率分布特征表明(图5)，样品的Ro主要为0.8%～1.1%，平均为1.0%，显示烃源岩主要处于成熟阶段-高成熟阶段，反映齐家-古龙凹陷青山口组泥页岩满足页岩油成藏的热成熟条件。

图5 齐家-古龙凹陷青山口组泥页岩镜质体反射率颁布图Fig.5 Ro range of vitrinite reflectance of Qingshankou Formation shale in Qijia-Gulong Depression

通过以上分析显示，齐家-古龙凹陷青山口组泥页岩厚度大、有机质丰度较高，干酪根类型以Ⅰ型和Ⅱ1型为主，处于成熟-高成熟阶段，总体上具有较好的生油能力和条件，为页岩油成藏提供了充足的油源。

2 泥页岩储集空间

齐家-古龙凹陷青山口组泥页岩储层岩石孔隙度(q)主要为10%～15%，渗透率(K)则低于0.01×10-3μm2，总体上以低孔、低渗为特征。岩石的储集空间按照成因和几何特征可以分为2类：孔隙和裂缝；孔隙类型有3种：粒内孔、粒间孔及有机质孔(图6)；裂缝有2种：黏土矿物层间缝和微裂缝，整体上以粒内溶孔和微裂缝占优[8-9]。

2.1 孔隙类型

a.粒间孔

粒间孔主要指矿物颗粒之间的孔隙组成连通体系,主要有粒间孔、晶间孔和黏土矿物间孔等类型。由于岩石的胶结作用和后期改造，原生孔隙残余较少，发育于脆性矿物颗粒之间，直径为1～4 μm；次生孔隙主要是指颗粒之间溶蚀所产生的孔隙，分布广泛，形状不规则且直径相对较大，主要为2～10 μm；晶间孔主要指黄铁矿立方晶体之间存在的大量的微小孔隙和次生石英颗粒晶间微孔，孔径特别微小，一般在0～1 μm，属于纳米级孔隙；黏土矿物间孔主要是颗粒间充填的黏土矿物或交代长石的自生黏土薄片或者集合体之间的微孔隙，孔隙直径一般为1～3 μm。

图6 齐家-古龙凹陷青山口组泥页岩孔隙类型Fig.6 Pore types in Qingshankou Formation shale in the Qijia-Gulong Depression

b.粒内孔

粒内溶孔的成因与粒间溶孔相似，主要也是在酸性环境下引起的矿物成分溶解，在颗粒内部形成的孔隙；粒内溶孔比较小，直径一般在100～600 nm；粒内溶蚀微孔胶结作用明显，以镶嵌式胶结为主。

c.有机质孔

有机质孔定义为有机质团块体内或有机质生油气后体积减小而生成的孔隙，孔隙的形态一般有狭缝型、椭球型，以及条带状。有机质孔隙的形成和发育主要受烃源岩成熟度的控制，成熟度越高、生烃量越大 ，有机质孔隙越发育，有机质孔隙直径一般为80～1 000 nm。

定量统计11块岩心样品每种孔隙类型所占的比例(表1)，结果显示齐家-古龙凹陷青山口组泥页岩储层孔隙类型主要以粒内孔为主，占所有孔隙类型的47%～72%；粒间孔的比例主要集中在22%～41%，有机质孔占整体的比例为7%～15%。整体孔隙结构偏向于混合孔隙网络，孔隙结构特征与美国Gatton页岩类似[10]。

2.2 裂缝类型

针对泥页岩储层中裂缝的成因及类型，国内外学者均进行过不同程度的总结，得出裂缝对于页岩油成藏具有重要性的共识[11-13]。通过对大批量岩心裂缝的宏观描述及其微观裂缝的剖析，认为齐家-古龙凹陷青山口组页岩中主要存在层间裂缝和微裂缝。

表1 齐家-古龙凹陷青山口组泥页岩孔隙类型统计Table 1 Statistics of pore types of Qingshankou Formation shale in Qijia-Gulong Depression

层间缝是指随着地层埋藏深度增大、地温升高及地层水碱性增强，由于脱水作用致使黏土矿物流出较多层间水，在层间产生的微裂隙。黏土矿物转化形式主要包括蒙脱石向伊利石、伊利石-蒙脱石混层转化，伊利石-蒙脱石混层向伊利石转化等。此类缝隙宽度在1 μm左右，在泥岩中大量见到(图7-A)。

微裂缝包括2类，一类是生烃过程中产生的裂缝。随着源岩中生烃量增加，流体压力增高至大过封隔层的破解压力，造成泥页岩内部产生许多的微裂缝，一系列微裂缝最终成为页岩油排出的通道。在有机质、黄铁矿以及有机质与无机矿物的接触面见到不同产状的微裂隙，该类岩相容易产生顺层微裂缝，长一般几微米到几十微米，宽为几十纳米到几百纳米，可以作为页岩油的重要储集空间。另一类是构造运动伴生的微裂缝，研究区沉积时期经历了2次构造运动，产生了较多的裂缝，成为油气重要的运移和储存场所(图7-B)。齐家-古龙凹陷勘探井显示，单井日产油和裂缝密度之间具有紧密关系，高产井的裂缝相对都较发育,如G708井油层自然产能19.6 t/d，显示裂缝的发育对于泥页岩成藏的重要意义。

图7 齐家-古龙凹陷青山口组泥页岩裂缝类型Fig.7 Fracture types in Qingshankou Formation shale in Qijia-Gulong DepressionY52井,深度2 210.5 m，扫描电镜照片

3 油气富集规律

3.1 页岩油成藏期次

有机包裹体的类型、特征及均一温度反映油气的成藏期次[14]。Y51井储层有机包裹体可以划分为3类，第一类有机包裹体多为纯液态烃包裹体，主要发育于石英次生加大边和胶结物中，呈圆形状，一般发黄褐色或土黄色荧光，对应的均一温度为50～70℃，反映有机质成熟度相对较低；第二类有机包裹体常见为烃与盐水混合溶液，少数为纯液态烃包裹体，发育于石英或长石的次生溶蚀孔隙及裂缝内，呈蜂窝状、长方条状等，发淡黄色或黄绿色荧光，均一温度为80～100℃；第三类有机包裹体大多分布在胶结物的裂缝内，体积小，主要为2～5 μm，呈长方条状，沿着裂缝周边发育，基本以纯烃包裹体为主，少部分为盐水溶液，有机质呈绿色或蓝绿色荧光，均一温度为110～130℃，反映本次成藏期油气的成熟度相对较高，且与构造活动关系密切(图8)。

图8 Y51井均一温度分布图Fig.8 Distribution of average temperature in Well Y51

综合齐家-古龙凹陷地层构造演化史、埋藏史与热演化史，认为齐家-古龙凹陷青山口组泥页岩储层存在3期成藏[15]。第一期成藏产生于嫩江组沉积末期，该期以构造挤压作用为主，齐家—古龙凹陷青山口组泥页岩进入生油门限，储层发育大量原生孔隙和次生溶蚀，原油主要以吸附态或互溶态吸附于生烃有机质附近，发生了短暂的源内运聚，为第一次成藏提供了条件；第二期成藏产生于白垩纪末期，盆地遭遇南东东向挤压力，在齐家-古龙凹陷内部发育北北东向断层，并在周围产生背斜及鼻状构造，青山口组源岩进入生油高峰，导致泥页岩内发育大量的次生孔隙和微裂缝，这些成为页岩油气释放的排烃通道，有利于油气的运移聚集和大规模成藏；第三期成藏产生于第三纪末，构造运动使凹陷内的构造带定形，构造裂缝大量生成，源岩进入高成熟阶段，构造裂缝成为主要的页岩油储存空间和二次渗流通道，为第三次成藏创造了有利条件。

3.2 油气富集规律及潜力区

齐家-古龙凹陷勘探实践表明，页岩油运聚过程常表现为页岩油富集区相对于贫油区压力会相对低，分析认为泥页岩生油过程中流体压力超过封隔层的破裂压力时，致使泥页岩内产生大量的微裂缝，该微裂缝体系可作为页岩油气渗流通道进行油气初次运移，当油气大量排放之后，压力降低，微裂缝重新关闭；另外，泥页岩中含油气量由洼陷中心向凹陷斜坡部位增高的趋势，表明页岩油具有从高压区向相对低压区运聚的趋势，页岩油的这种富集规律与研究区已发现页岩油井主要分布在洼陷斜坡部位的勘探实践吻合，这可能与油气的初始运聚动力生烃产生的异常压力有关。

综合泥页岩生油性质、物性特征及构造发育部位，认为J53井区与Y7井区为有利勘探区(图9)。这2个区域位于大套的烃源岩附近，本身具备丰富的储存空间。其中，J53井区处于北面相对高构造部位，页岩较发育，发育有机质孔及粒内溶孔，并伴随有微裂缝，页岩油类型应以基质孔隙型为主；Y7井区位于齐家-古龙凹陷西南部，靠近Ⅱ级构造边部，断层相对发育，有2条近东西向展布的构造脊，地应力集中，构造裂缝较为密集，该区域应以寻找裂缝型页岩油为主。从目前已钻井的采油效果来看，J53井平均油产量为2 t/d，Y7井平均油产量为3.8 t/d，佐证了2个潜力区的判断。

4 结 论

a.齐家-古龙凹陷青山口组泥页岩厚度大、有机质丰度较高，干酪根以Ⅰ型和Ⅱ1型为主，并处于成熟-高成熟阶段，总体上具有较好的生油能力和条件，为页岩油成藏提供了充足的油源。

b.齐家-古龙凹陷青山口组泥页岩储层孔隙度主要为10%～15%，储集空间可以分为孔隙和裂缝两类，孔隙类型包括粒内孔、粒间孔和有机质孔，裂缝包括黏土矿物层间缝和微裂缝，整体上以粒内溶孔和微裂缝为主，成为油气重要的运移和储存场所。

c.齐家-古龙凹陷储层具有3期成藏，依次为嫩江组沉积末期、白垩纪末期和第三纪末，这与源岩热演化、储层发育及构造运动相匹配；泥页岩储层中含油气量由洼陷中心向凹陷斜坡部位有逐渐增大的趋势，认为J53井区与Y7井区为有利勘探区，以寻找基质孔隙型和裂缝型页岩油藏为主。