陆相富有机质页岩与泥岩的成藏差异及其 在页岩油评价中的意义

赵文智，朱如凯，胡素云，侯连华，吴松涛

（中国石油勘探开发研究院，北京 100083）

0 引言

美国页岩油主要发育在海相层系。近10 年来，美国页岩油产量平均增速超过25%，2018 年美国页岩油产量为3.29×108t，占原油总产量的59%，助推美国原油产量达历史第2 高峰[1]。美国“页岩油革命”成功开启了海相中高成熟度页岩油产量大规模持续增长，带给我们两点启示：①勘探思想革命，推动油气勘探从源外转向源内，使勘探领域、成藏理论与勘探技术都发生深刻变化，“进源勘探”是石油工业可持续发展的重要方向；②技术与成本革命，有力支撑了进源勘探突破并实现规模发展，其中有利区优选与“甜点”评价技术、超长水平井与体积改造技术和工厂化作业相结合，有效降本增效，大大降低了页岩油气开发的经济门槛[2-7]。

中国页岩油主要发育在陆相层系。与北美海相页岩油相比，地质条件、资源品质、开发技术与经济门槛等都有很大差异。总体看，陆相沉积相变较快，非均质性较强，矿物成分多样，孔隙结构和类型较复杂。同时，有机质成熟度偏低、流体黏度高，流动能力较差，残留量大，尽管中高成熟度页岩油资源有一定规模，但经济可采总量偏小。相当多的陆相页岩油属于中低成熟度，需要地下原位转化技术才能有效开发。据评价，这部分资源潜力巨大，存在一场革命的新机遇[2-3,5]。

页岩油能否规模开发取决于3 个条件：①单井日产量达到经济门限；②一定油价下单井累计采出量（EUR）有经济性；③页岩油甜点有规模，足以支撑建设最小经济产量且保持一段时期稳产。满足上述条件的页岩油需要多项地质条件的有利匹配：①烃源灶有机质丰度高，质量好（Ⅰ—Ⅱ1型母质），规模较大，既保证页岩内部滞留烃数量大，又保证地下原位转化时能有足够多的有机物（液态烃、沥青与固体有机 质）参与降质转化；②页理发育并保有一定数量基质孔隙；③脆性矿物比例较高，可保证改造的有效性；④保存条件好，即页岩油甜点段上下发育封闭性良好的盖层[3,5,7]。上述条件在页岩和泥岩中明显不同。

目前中国陆相页岩油勘探还处于初期阶段，对“甜点区/段”选择尚无统一标准，还处在探索总结中。在实践中，不同岩性组合的压裂效果差异明显，测试产量差异大[8-9]。特别是纯页岩型（油田定义为Ⅲ类页岩油[10]）的勘探开发，到底是优选页岩段还是泥岩段作为勘探主目的层，不同研究认识分歧较大。如鄂尔多斯盆地三叠系延长组7 段（简称长7 段）页岩油勘探，目前有两种截然不同的观点，一种观点认为长7 段暗色块状泥岩是目前工艺技术条件下最有利的页岩油勘探开发目标[11-12]；另一种观点认为黑色页岩（含粉砂质纹层黑色页岩）比块状泥岩生烃条件更好，脆性更强，含油气性更好，是有利勘探目标区[13-17]。松辽盆地上白垩统青山口组中等有机碳含量（甜点段TOC 值为2%～3%）层状长英质页岩相具有较好生烃潜力，储集空间发育，是页岩油优势岩相[18]。东部断陷湖盆咸化环境中的页岩油，纹层状泥质灰岩与黑色页岩组合是页岩油勘探开发的“甜点”岩相组合[8,19]；纹层发育的长英质页岩、混合质页岩利于页岩油富集高产和压裂改造[9]。

根据典型湖盆细粒沉积岩石学特征、有机地球化学、储集性、脆性指数等研究，本文认为页岩与泥岩在沉积环境、组构特征、有机质丰度、生排烃量与效率、储集性能等方面存在差异，决定二者在常规油气藏和页岩油气藏形成中的地位不同。因此，开展陆相富有机质页岩与泥岩成藏差异研究，对准确选择页岩油甜点区/段、客观评价页岩油资源总量与经济性、减少低效和无效井意义重大。

1 页岩与泥岩成藏条件差异

中国陆相富有机质页岩层系分布广泛。从层系看，主要分布在二叠系、上三叠统、下白垩统、古近系和新近系。从地域看，主要分布在鄂尔多斯、松辽、准噶尔、渤海湾等盆地。陆相泥岩、页岩的有机质丰度变化较大，从烃源岩有效性看，TOC 值下限为0.5%～0.8%、上限为8%～10%甚至更高。作为常规油气藏形成的有效烃源岩，TOC 值主要为0.5%～0.8%和2%～3%。高TOC 值烃源岩虽然也是常规油气藏的主力源岩，但有两个条件限制了它们的贡献：①高TOC 值页岩集中段排烃不畅，效率偏低，唯有当页岩厚度适中且与储集层间互时，排烃效率才高[20-21]；②富有机质页岩主要分布在半深湖—深湖区，且地理位置多在现今盆地向斜低部位，生储盖组合与成藏动力都不利于常规油气藏形成，中高TOC 值页岩应该是页岩油气藏形成的主力烃源岩。把页岩和泥岩作为端元，开展成藏差异研究，对指导即将到来的页岩油勘探“甜点”选区和选层评价有重要意义。

陆相页岩层系岩石组合类型复杂多样，既有页岩、泥岩，也有粉细砂岩、碳酸盐岩、混积岩和沉凝灰岩等，其中页岩和泥岩是公认的生烃母岩，至于夹在其中的沉凝灰岩和碳酸盐岩是否参与供烃过程，目前数据还不够系统，本文暂不做讨论。总体上，页岩有机质含量都比较高，黑色页岩TOC 值最高，是页岩油气藏主要形成层段；灰色页岩TOC 值偏低，虽然页理也发育，但因物质基础不雄厚难成为有效烃源岩；泥岩有机质含量也较高，但相对页岩来说总体含量偏低，加之块状结构脆性差，不是页岩油气藏形成的主要层段，如厚度适中且与储集层间互发育，多是常规油气藏的主要源岩。

1.1 有机质丰度与生排烃贡献

中国陆相烃源岩主要发育于淡水和咸化湖盆两类环境。研究表明，这两类湖盆都可以发育高TOC 值页岩和泥岩，同一环境下形成的页岩和泥岩有机质丰度和生排烃贡献差异显著。

鄂尔多斯盆地长7 段烃源岩是在淡水湖盆中沉积的富有机质泥页岩，平均厚度105 m，其中页岩占比30%～50%，长71+2亚段以泥岩为主，长73亚段是页岩集中段。从实测数据看，页岩TOC 平均值为13.81%[11]、18.50%[17]、16.40%[22]，泥岩TOC 平均值为3.75%[11]、3.74%[17]、1.20%[22]，页岩TOC 平均值是泥岩的3～14倍。从生烃动力看，页岩活化能分布比泥岩更集中，页岩主生烃期对应的Ro值（0.70%～0.87%）低于泥岩（1.06%～1.72%），在Ro值为0.9%～1.3%时页岩总烃产率高于泥岩，生油量也高于泥岩[23]。根据生排烃模拟实验与计算，页岩平均生烃强度为249×104t/km2，泥岩平均生烃强度为48×104t/km2；页岩平均排烃强度为193×104t/km2，泥岩平均排烃强度为20×104t/km2，页岩生排烃强度是泥岩的5～9 倍。

准噶尔盆地中二叠统芦草沟组烃源岩发育于咸化湖盆，平均厚度200～300 m，其中页岩占比30%～50%，TOC 值为5.0%～16.1%（平均6.1%）；泥岩TOC值为1%～5%（平均3.2%）。渤海湾盆地沧东凹陷古近系孔店组二段页岩 TOC 值为 2.32%～9.23%（平均4.87%），泥岩TOC 值为0.14%～8.41%（平均3.07%），页岩是泥岩的近2 倍。

1.2 沉积环境与沉积动力

页岩、泥岩在沉积机理、组构、化学组成等方面有明显差异。页岩呈纹层结构，沿层面易剥离，受物源输入和季节性气候波动，藻类及其他有机物、碳酸盐、黏土、粉砂级长石和石英及火山灰等分别形成连续纹层。泥岩呈块状结构，多发育于浅—滨湖环境，水体常受到扰动，细粒沉积物注入量大，多数具密度流特征，不易形成页理。

根据鄂尔多斯盆地长7 段、松辽盆地青山口组、准噶尔盆地芦草沟组和渤海湾盆地古近系等典型陆相页岩、泥岩的系统研究发现，页岩、泥岩的结构、构造、矿物构成、有机质类型及含量、沉积机理都有明显差异（见表1），认识这些差异对于在勘探早期客观识别和选择有利钻探靶区和目的层具有指导意义。

表1 中国典型盆地页岩、泥岩特征比较

1.3 有机物发育与保存条件

富有机质页岩、泥岩的形成受原始有机物生产力和同沉积期及后期保存条件的双重控制。通过对鄂尔多斯盆地长7 段、松辽盆地青山口组、准噶尔盆地芦草沟组富有机质页岩、泥岩岩石学特征、有机碳含量分析发现，页岩中有机质为细纹层顺层富集型，泥岩 中主要为分散型和生物碎屑型[17]。有4 种机制可导致有机质富集：火山灰沉落与深部热液注入导致的“肥沃效应”；放射性物质促生物超量超速生长，提高生烃能力；咸化与水体分层利于有机质高效率捕获和保 存；深水厌氧环境与低沉积速率确保有机物堆积不被稀释。

1.3.1 火山灰沉落与深部热液注入导致的“肥沃效应”

Lee 等[24]认为海底火山喷发会导致海水温度升高，海洋酸化，喷出的大量CO2造成生物窒息死亡甚至灭绝，随后藻类生物出现繁盛，数量巨大，经埋藏后形成富有机质页岩。鄂尔多斯盆地长7段露头和岩心观察发现，富有机质页岩段夹有多层凝灰岩，厚度从毫米级至厘米级。统计显示，沉凝灰岩越多，烃源岩厚度和TOC 值越大[25-26]。如陕西铜川衣食村剖面长73亚段识别出156 层凝灰岩，在一定区间凝灰岩含量与TOC 值呈正相关性，当凝灰岩含量为5%～7%时，页岩TOC 值最高（超过20%），揭示适量火山物质注入可以促生物勃发和繁盛。在长7 段富有机质页岩中还发现有自生钠长石、磷锰矿、层状黄铁矿及典型的白铁矿等热液矿物，微量元素Cu、Pb、Zn 出现富集，说明长7 段沉积期有深部热液侵入。研究认为，热液活动为生物繁盛提供了充足养料导致“肥沃效应”。准噶尔盆地芦草沟组有机质以菌藻类为主，富有机质页岩中也普遍见微米级与中基性火山灰互层的藻纹层，分析认为火山灰表面盐膜快速水解促进了水体中磷等营养元素富集，进而促进藻类勃发。上述实例证实，频繁而规模有度的火山灰沉降与湖底热液侵入是生物勃发的触发因素，对优质烃源岩形成是建设性的有利因素。

1.3.2 放射性物质促生物超量超速生长，提高生烃能力

几乎所有富有机质页岩均富铀，测井曲线显示高自然伽马值[11,25,27]。铀在放射性衰变过程中释放的粒子和能量对生物生长和有机质向烃类的转化均有促进作用[27]。鄂尔多斯盆地长7 段富铀烃源岩中超过50%的铀赋存于胶磷矿，超过20%的铀以吸附方式赋存于有机质，频繁的火山活动为长7 段烃源岩提供了丰富的铀源输入[28]。长7 段凝灰岩层也富含蓝藻和超微生物化石，与之共生的页岩中藻类极其丰富（见图1），这些化石多出现在长73亚段底部，并常常出现在凝灰质纹层附近，表现出短暂的微生物“勃发—消亡”特征[26]。适当高浓度的富氮磷营养物质和放射性物质能够促进蓝细菌的生长，提高古生产力[29]。铀矿的放射性能够为生物的生存和繁衍提供能量[30]。在含有Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ型干酪根的低成熟烃源岩中加入碳酸铀酰溶液，进行生烃热模拟实验，发现铀的参与可提高烃源岩生产率，总烃量增加，并可降低烃源岩生烃门限温度，在相对较低温阶段生成液态烃[31-33]。对页岩和干酪根中子辐照并对其产物进行分析，证实放射性作用可以改变干酪根结构，提升烃源岩的生油气潜力[27]。

图1 鄂尔多斯盆地瑶页1 井长7 段223.95 m 金藻扫描电镜照片

1.3.3 咸化与水体分层利于有机质高效率捕获和保存

咸化水体可以促进有机质絮凝，进而提升有机质捕获效率。物理模拟实验结果表明，当盐度从1%增加到3%时，有机质捕获效率提高300%；当沉积物浓度从2%上升至4%时，有机质捕获效率提高100%。同时，咸化湖盆易产生水体分层，可以保持相对良好的缺氧还原环境，利于有机质堆积与保存。以准噶尔盆地吉32井下甜点段为例，高TOC 值段V 与Cr 含量比值为2～4，Mo 含量为0.010‰～0.018‰，Cu、Mo 含量之和与Zn 含量比值为0.6～0.8；低TOC 值段V 与Cr 含量比值为1～2，Mo 含量为0.003‰～0.008‰，Cu、Mo 含量之和与Zn 含量比值为0.3～0.5。表明高TOC 值段沉积时水体还原性较强，保存条件明显好于低TOC 值段。

1.3.4 深水厌氧环境与低沉积速率确保有机物堆积不被稀释

湖盆水体低含氧量和厌氧环境对有机质保存和富集必不可少。鄂尔多斯盆地长7 段的泥、页岩中黄铁矿含量普遍较高，在东部志丹、西部环县以及南部铜川等地黄铁矿含量均超过20%，有机质丰度与黄铁矿含量具明显正相关性。利用黄铁矿粒径可对沉积环境中含氧量进行半定量的判别，以衣食村剖面为例，通过扫描电镜成像技术，统计了1 258 个草莓状黄铁矿的粒径（见图2），在TOC 值为15%～20%的层段，黄铁矿粒径普遍小于8 µm，平均粒径小于6.5 µm，指示硫化还原环境；在TOC 值为2%～10%的层段，黄铁矿粒径普遍大于8 µm，平均粒径大于10 µm，指示贫氧—弱氧化环境，且随黄铁矿粒径变大，沉积水体的含氧量逐渐增大。

图2 铜川衣食村剖面不同TOC 值样品黄铁矿粒径分布直方图（TOC—总有机碳含量；N—样品数；D—平均粒径）

图3 鄂尔多斯盆地衣食村剖面与瑶页1 井沉积速率与TOC 综合柱状图（TOC1—总有机碳含量绝对值；V—沉积速率，cm/1 000 a）

低沉积速率和低陆源碎屑补偿速度都有利于有机质保存和富集。根据衣食村剖面和瑶页1 井长7 段3块凝灰岩样品的ID-TIMS 测年数据（见图3）[34]，长 73页岩段沉积速率为5 cm/1 000 a，远低于松辽盆地白垩纪沉积速率13.5 cm/1 000 a[35]和三叠纪陆相沉积速率24 cm/1 000 a[36]。利用米兰科维奇旋回分析，长73页岩段可划分为5 个天文周期旋回，对每一旋回的上升半旋回段与下降半旋回段的TOC 值与沉积速率进行统计发现，沉积速率与TOC 值呈明显负相关性（见图3、图4），说明长7 段沉积速率偏低，低陆源碎屑补偿速度对有机质稀释作用降低，有利于富有机质泥、页岩的形成。

图4 陕西铜川衣食村剖面与瑶页1 井页岩、泥岩TOC 分布与沉积速率关系

1.4 页岩与泥岩的储集性差异

陆相页岩层系发育存在陆源输入与内源沉积两种过程。受气候、水动力条件、物源输入方式的变化与有机质絮凝作用等多因素综合影响，页岩层系普遍发育纹层构造，是页岩油大面积形成与富集分布的重要条件之一。显微观察发现，具有纹层构造的多类页岩具较好的储集性能，孔隙分布呈双峰态，微米孔隙发育。总体看，页岩段是优质储集岩相段[9,15-16]。

本文重点以准噶尔盆地二叠系芦草沟组为例，利用光学显微镜、扫描电镜、氮气吸附等技术手段，对泥岩与页岩在储集性能方面的差异进行研究。芦草沟组形成于咸化湖盆，页岩普遍具纹层结构，碳酸盐-钠长石-有机质为最主要的组合类型（见图5a—图5c）。有机质多呈纹层状平行分布（见图5b）。孔隙主要以白云石粒间孔与黏土矿物粒内孔为主，其中白云石粒间孔发育比例高，且孔隙直径明显大于黏土矿物粒内孔（见图5d）。泥岩不发育纹层结构，整体以碳酸盐-钠长石基质矿物为主，有机质呈分散状分布于基质矿物间（见图5e—图5g）。孔隙主要以绿泥石粒内孔为主，白云石粒间孔发育比例低（见图5h）。总体看，泥岩孔隙发育程度低于页岩。页岩比孔容（单位质量页岩所具有的孔总容积）主体大于0.043 40 cm3/g，明显高于泥岩的0.006 91 cm3/g；页岩的BET 比表面达到8.07 m2/g，而泥岩仅为1.68 m2/g，前者是后者的5 倍多。页岩孔径大于泥岩，孔径大于38 nm 的储集空间，在页岩中体积比例达80%，块状泥岩中该尺度孔径体积仅为65%左右，岩石比表面同样表现出相似特征（见图6）。可见，页岩储集性能好于块状泥岩。

此外，渤海湾盆地济阳坳陷目前发现的页岩油井绝大部分都在储集性能好的富有机质纹层状泥质灰岩相、灰质泥岩相及其薄夹层中[16,37]；松辽盆地青山口组中有机质纹层状长英质岩相具有较好生烃潜力，储 集空间发育，也说明页岩段是页岩油优势岩相段[15]。

图5 准噶尔盆地吉174 井芦草沟组纹层状页岩与泥岩孔隙结构典型特征

图6 准噶尔盆地吉174 井芦草沟组纹层状页岩与泥岩孔径分布直方图

1.5 造岩矿物组成与可改造性

准噶尔、鄂尔多斯等盆地不同类型页岩和泥岩的造岩矿物与元素组成统计结果显示二者具明显差异。准噶尔盆地芦草沟组页岩与泥岩矿物组成差异集中在白云石、钠长石与石英含量。页岩中白云石含量高，最高可超过30%，形成碳酸盐纹层，并与有机质形成纹层状页岩。此外，石英与钠长石含量也高，约30%。泥岩中白云石含量低且相对分散，含量一般小于10%，主要分布在有机质、石英、钠长石及黏土矿物间；石英含量约30%，钠长石含量最高可达50%。鄂尔多斯盆地长7 段页岩的碎屑矿物含量较泥岩低，一般为20%～30%，长石含量一般小于5%，钾长石含量平均为1%；碳酸盐含量普遍较高，白云石含量平均为5.6%；页岩的自生铁矿物主要为黄铁矿，含量平均为10%，是泥岩的10 倍。泥岩的碎屑矿物含量可高达35%～45%，除石英外，长石含量可达5%～15%；白云石含量偏低，平均为3.7%。泥岩的含铁矿物主要为菱铁矿，平均为3.2%。黏土矿物方面，泥岩与页岩主体以伊蒙混层为主，页岩中含量可达68.4%，泥岩中含量约60%；此外，泥岩中伊利石、高岭石和绿泥石的含量均比页岩高，但蒙脱石含量低于页岩。总体上，泥岩中脆性矿物含量较低，影响了储集层改造中人造裂缝的形成和储集层的可压裂性，造成产量难稳定。

泥岩与页岩的元素组成也有明显差异。在元素组成上，常量元素主要反映了物源输入、沉积环境和生物作用强弱的差异。以鄂尔多斯盆地长7 段为例，泥岩中CaO 平均含量为53.82%，高于页岩，表明长7 段泥岩沉积时，陆源碎屑供给更为充足；页岩中MgO 平均含量为1.64%，泥岩中MgO 平均含量为3.46%，说明页岩形成于水体更为稳定的环境；页岩中的P2O5平均含量为0.61%，是泥岩的3 倍，说明长7 段页岩沉积时有机质原始生产力要高于同期的泥岩。长7 段泥岩和页岩中的B、U、Ni、Sr、Cu、Mo、Mn、Mg、S 等多种元素分异现象特别明显。如页岩中Cu 的平均含量为0.060‰，U 的平均含量为0.012‰，都是泥岩的3倍，说明页岩沉积环境更为缺氧。另外，页岩中Mo的平均含量为0.02‰，是泥岩的10 倍，说明页岩沉积时水体盐度更低。

2 页岩与泥岩在页岩油勘探中的地位刍议

上述研究结果表明，页岩与泥岩在沉积环境、有机物含量与分布、储集性、造岩矿物组成等方面均有明显差异。从页岩油勘探开发工业实践效果看，页岩段TOC 值高，页理发育，储集性相对较好，脆性矿物含量相对较高，是页岩油勘探开发最有利的岩相类型。但目前的研究及生产实践中仍存在概念不清晰、相带不明确等问题，成为制约页岩油选区评价、“甜点区/段”优选、压裂改造与钻井工艺设计、开发方案优化的关键。有必要以页岩、泥岩为端元，落实资源分布，确定“甜点”评价参数类型和标准，优选有利区块，采用针对性有效开发技术，推动陆相页岩油勘探开发进程。

2.1 中高成熟度页岩油勘探实证

对于中高成熟度页岩油选区宜尽快落实关键评价要素，尽早建立选区标准。如前述，有机质丰度与类型是决定页岩油能否经济性成矿的物质基础，显然越高越好。目前，陆上几个页岩油重点探区把TOC 值下限定在1%～2%，取值有些偏低。如济阳坳陷页岩油富集区TOC 值下限为2%[37]，三塘湖盆地二叠系芦草沟组页岩油富集区TOC 值下限为4%[38]，泌阳凹陷页岩油核心区TOC 值下限为1.7%[39]，吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油甜点区TOC 值下限为1%[40]，鄂尔多斯盆地目前正在钻探的页岩油靶区 TOC 值为 2%～6%[12]，四川盆地侏罗系大安寨组页岩油选区TOC 值下限为1%，黑色页岩厚度大于20 m[4]。本文建议页岩油选区标准为：①TOC 下限值调整为2%～3%，最好大于3%，有机质类型以Ⅰ型干酪根为佳，可放宽到Ⅱ1型，Ⅱ2—Ⅲ型有机质不是页岩油经济成矿的母质类型，不应纳入选区评价；②页岩层系脆性矿物含量高的同时，黏土矿物含量要低，以25%～30%为宜；③页岩段具备一定量基质孔隙度的同时，顶底板要有良好的封盖性，以保证可动液态烃不散失。

2.1.1 鄂尔多斯盆地长7 段页岩油

包括致密油—页岩油过渡型与页岩油两大类，前者是指含有一定比例的致密砂岩夹层，且较大比例参与页岩油产出；后者不夹砂层，是纯页岩段产出的油。长7 泥页岩段有机质类型为Ⅰ—Ⅱ型。页岩集中段以长73亚段为主，有机质以Ⅰ—Ⅱ1型为主，TOC 值最高32%，平均13.8%，脆性矿物含量小于35%，黏土矿物含量大于60%；泥岩段以长71+2亚段为主，有机质以Ⅱ型为主，且Ⅱ2型比例偏高，TOC 值最高6%，平均3.8%。在长73页岩集中段已有13 口井试油产量超过5 t/d，有3 口井试油产量大于20 t/d，其中宁148井在长73亚段试油获24.23 t/d。但是，如果砂岩夹层比例偏低（砂地比小于5%），试油产量稳定性差，当TOC 值大于4.5%时，产量与TOC 值呈负相关关系，与有机质含量超过一定数值后对液态烃吸附量增加有关。长7 段目前获得较高初始产量和稳产的页岩油井多位于砂地比大于15%的区域，显然有致密砂岩的贡献，实际是介于页岩油和致密油之间的过渡类型。因此，鄂尔多斯盆地长73亚段页岩因黏土含量过高而不宜使用水平井+体积改造技术开发，应积极开展原位转化技术开发，效果会比现有技术更好。

2.1.2 渤海湾盆地沧东凹陷孔二段页岩油

截至2019 年底已有12 口水平井投入试采，其中有7 口水平井试采效果较好，有2 口井因含硫化氢含量高关井，另有3 口井尚未转入试采。官东1701H 和官东1702H 这2 口水平井目前累计产油量分别为7 663 t 和10 353 t，试采结果比较理想。从已有资料分析结果看，有机质类型以Ⅰ—Ⅱ1型为主，TOC 值为2%～3%时滞留烃含量明显升高，且在3%处出现拐点（见图7），页岩油“甜点段”TOC 下限值最低取2%，建议取3%。脆性长英质矿物含量18%～42%，平均34%；碳酸盐矿物含量12%～62%，平均34%；黏土矿物含量大于30%，平均16%[9,41]。歧口凹陷沙三段烃源岩厚100～500 m，TOC 值为1.09%～2.37%，Ro值为0.7%～1.2%，以混合质页岩、长英质页岩为主，长英质矿物平均含量30%，碳酸盐矿物平均26%，黏土矿物含量平均23%。20 口老井重新试油效果比较理想，但能否获得较理想的累计采出量，还需试采过程的验证，主要制约因素是沙三段页岩偏低的有机质丰度导致地层能量不足。

图7 渤海湾盆地沧东凹陷官页1-1-1H 井孔二段滞留烃含量与有机碳含量关系图

2.1.3 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组和玛湖凹陷风城组页岩油

芦草沟组页岩油发育上、下“甜点”段，目前累计钻探页岩油井89 口，其中水平井37 口，投产28 口，日产油370 t[40,42]。吉172 水平井生产近1 800 d，累计产油近1.9×104t，目前日产油4 t 左右。有3 个要素决定页岩油是否具经济可采性：①物质基础好，TOC值为2%～3%，有机质类型以Ⅰ—Ⅱ1型为主，Ro值为0.8%～0.9%；②可动油储量丰度高，为（25～30）×104t/km2；③页岩集中段顶底板发育良好的封闭层（如上甜点顶部梧桐沟组泥岩是否发育），芦草沟组上、下“甜点”段黏土矿物含量小于15%，脆性矿物含量为80%～85%。总体看，成藏要素的有利匹配将决定该区页岩油经济可采性与总量规模。

2.2 中低成熟度页岩油甜点区/段选择标准与选区评价

2.2.1 中低成熟度页岩油资源潜力

中国陆相页岩油资源潜力巨大，主体是中低成熟度页岩油。据初步评价，中低成熟度页岩油远景资源量为（700～900）×108t，天然气约65×1012m3，大致与常规石油地质资源量相当；技术可采资源量为（200～250）× 108t，与常规石油可采资源量相当[3]。陆相页岩油资源主体分布在鄂尔多斯、松辽、准噶尔3大盆地，其中页岩油远景资源量约（620～650）×108t（见表2），技术可采资源量为（170～200）×108t，占比均在80%以上。

表2 鄂尔多斯、松辽、准噶尔等盆地页岩主要地质参数

2.2.2 中低成熟度页岩油原位转化甜点区/段评价标准

适合地下原位转化的页岩段须满足以下5 个条件：①页岩集中段有机质丰度高，TOC 值为6%～8%，且越高越好，Ⅰ—Ⅱ1型干酪根；②页岩集中段厚度一般大于15 m，净地比大于0.8；③热成熟度适中，Ro值为0.5%～1.0%；④埋藏深度小于3 000 m，连续分布面积大于50 km2；⑤页岩段具较好顶底板保存条件，遮挡层厚度大于2 m，断层不发育，地层含水小于5%，不存在活动水。

2.2.3 鄂尔多斯盆地长7 段页岩油原位转化选区实例

鄂尔多斯盆地延长组长7 页岩段，以长73亚段原位转化现实性最好。长7 段TOC 值大于6%的平均厚度为16 m，最大厚度60 m，分布面积约3×104km2；其中厚度大于20 m 的面积占50%，约1.8×104km2。氢指数（HI）较高，最高可达750 mg/g，平均450 mg/g。页岩层系中滞留烃含量（S1）大，据乐85 井现场测定，含油量8.80～26.77 mg/g（平均18.7 mg/g），其中C16-轻质组分含量平均为 5.538 mg/g，占总含油量的31.4%。此外，页岩残余生烃潜力（S2）大，TOC 值大于6%的页岩段残余生烃潜力27.53～132.23 mg/g，平均63.88 mg/g。页岩含水饱和度和含水率均低，不存在活动水。页岩成熟度分布适中，盆地长7 段页岩Ro值为0.6%～1.2%，Ro值小于1.0%的区域面积较大，约占页岩总面积的90%，原位转化潜力可观[3]。依据页岩油原位转化甜点评价标准，评价鄂尔多斯盆地长73亚段页岩油原位转化有利区面积大于1.5×104km2，技术可采资源量大于150×108t。

3 结论与建议

页岩与泥岩在沉积环境与动力、有机物发育与保存条件、页理与储集性、造岩矿物组成与可改造性等方面存在差异，决定二者在页岩油经济成矿上地位不同。页岩段因有机质丰度高、页理发育、基质孔隙发育、黏土矿物含量低、脆性高、集中段连续分布范围较大与保存条件较好等因素而成为页岩油经济成矿的最佳层段与主要“甜点”富集区；泥岩段因有机质丰度相对较低、页理不发育、黏土矿物含量高、脆性差与基质孔隙不发育等原因，不是页岩油经济成矿的主要层段与目标区。

中高成熟度页岩油经济成矿现阶段需要严格把握“甜点”选择标准，以防止过多低效和无效井的出现，建议把以下参数作为页岩油“甜点”区/层段选择下限标准：①TOC 值为2%～3%，建议大于3%，有机质类型以Ⅰ—Ⅱ1型为主；②Ro值大于0.9%，最好大于1.0%；③黏土矿物含量小于 30%；④游离烃含量为 4～6 mg/g；⑤具备保存条件，即页岩集中段顶底板应是连续性较好的致密层并具备封闭能力。

中低成熟度页岩油开采技术与中高成熟度页岩油明显不同，但“甜点区/段”选择也需要标准：①页岩集中段厚度大于15 m；②TOC 值为6%～8%，Ⅰ—Ⅱ1型干酪根；③Ro值为0.5%～1.0%；④连续分布面积大于50 km2，且规模越大越好；⑤页岩集中段具保存条件，顶底板遮挡层厚度大于2 m，且地层含水小于5%。