页岩油的储层特征及其影响因素分析——以沾化凹陷罗家地区为例

贾屾，姜在兴

(1.中海油研究总院有限责任公司，北京 100028；2.中国地质大学(北京)能源学院，北京 100083)

0 引言

碳酸盐岩和优质砂岩为传统意义上的储层，但随着非常规油气的勘探，在致密砂岩储层、泥页岩储层及煤层中也发现了大量油气，这无疑大大拓展了对油气储层的认识。近年来，随着美国页岩油气取得巨大突破[1-4]，我国也加强了对页岩油气的勘探，鄂尔多斯盆地、济阳坳陷以及我国南方志留系页岩气的勘探都取得了较大进展[5-10]。但目前对于页岩油储层岩性的划分仍存在诸多争议,页岩油储层储集空间类型及影响因素认识不清严重制约着页岩油储层的评价[11-15]。本文以渤海湾盆地济阳坳陷沾化凹陷为例，结合岩石矿物成分及沉积构造，建立了研究区页岩油储层岩性划分标准，之后在此基础上，总结了不同岩性中所发育的储集空间类型及特征，并对其影响因素进行了详细分析，最终选取5个页岩油储层评价参数，建立了页岩油储层评价标准。

1 研究区概况

沾化凹陷东接黄河口凹陷，东南与垦东—青坨子凸起相接，南部地层与陈家庄凸起呈超覆接触，西与车镇凹陷毗邻，北以埕东凸起为界，面积约为2 800 km2。罗家地区位于沾化凹陷中部罗家鼻状构造带上，发育一系列正断层[16](图1)。

图1 沾化凹陷次级构造单元格局Fig.1 Second structural pattern of Zhanhua sag

沾化凹陷自始新世湖盆开始持续下沉，在沙三下亚段沉积时期为深断期，处于深湖-半深湖沉积环境，沉积厚层泥页岩，同时该套泥页岩也是区域内重要的烃源岩。近年来，该套层系成为页岩油勘探的重要层系。

2 岩性

随着对页岩油储层研究的不断深入，学者们对页岩油储层岩性的划分也越来越细致，总体来说，矿物成分和沉积构造是页岩油储层岩性划分的2个重要因素[17-19]。本文在岩心、薄片、X-衍射矿物成分分析以及扫描电镜的基础上，综合矿物成分和沉积构造，对页岩油储层岩性进行了划分。

2.1 岩性划分方法

首先，从矿物成分上看，沾化凹陷沙三下亚段页岩油储层方解石含量普遍很高，多大于30%，黏土矿物次之，此外还含有少量粉砂质陆源碎屑。如图2所示，将方解石、黏土矿物以及粉砂质陆源碎屑作为“三端员”，对研究区页岩油储层岩性进行初步划分。

Ⅰ.灰岩；Ⅱ.含泥质灰岩；Ⅲ.含粉砂质灰岩；Ⅳ.泥质灰岩；Ⅴ.粉砂质灰岩；Ⅵ.灰质泥岩；Ⅶ.灰质粉砂岩；Ⅷ.泥岩；Ⅸ.粉砂岩

图2 沾化凹陷页岩油储层岩石类型划分
Fig.2PetrologyclassificationofshaleoilreservoirinZhanhuasag

根据矿物成分，研究区发育灰岩、泥质灰岩、灰质泥岩、泥岩和粉砂岩：灰岩黏土矿物含量和粉砂质含量均小于15%；泥质灰岩黏土矿物含量为25%～50%，黏土矿物含量大于粉砂质含量；灰质泥岩黏土矿物含量为50%～75%，方解石含量为25%～50%；泥岩黏土矿物含量大于75%；粉砂岩粉砂质含量大于75%(图2)。其次，在此基础上，结合沉积构造，对研究区页岩油储层岩性进行了综合划分。从岩心和薄片上观察，沉积构造主要包括纹层状构造和块状构造。

2.2 岩性类型及特征

综合矿物成分和沉积构造2个因素，可将研究区页岩油储层岩性划分为7种类型：纹层状灰岩、纹层状泥质灰岩、纹层状灰质泥岩、块状灰质泥岩、块状泥质灰岩、纹层状粉砂岩和块状泥岩。纹层状灰岩为深色条带和浅色条带频繁互层，浅色条带主要为亮晶方解石，深色条带为富有机质层(图3(a)，(b))；纹层状泥质灰岩以浅色条带为主，深色条带较薄，浅色条带以泥晶方解石为主，深色条带为富有机质层(图3(c))；纹层状灰质泥岩黏土矿物含量较高，从薄片上看，浅色纹层以泥晶方解石为主，深色纹层以黏土矿物为主，浅色纹层与深色纹层厚度相当(图3(d))；块状灰质泥岩黏土矿物含量大于50%，方解石含量为30%～40%，泥晶方解石与黏土矿物混杂分布(图3(e))；块状泥质灰岩与块状灰质泥岩相似，方解石含量大于50%；纹层状粉砂岩特征为富含粉砂质陆源碎屑的条带夹杂在泥晶方解石中间，粉砂质纹层厚度较薄(图3(f))；块状泥岩特征与块状灰质泥岩特征相似，黏土矿物含量大于75%。

图3-1 沾化凹陷罗家地区不同类型泥页岩
Fig.3-1DifferenttypesofshaleinLuojiaareaofZhanhuasag

图3-2 沾化凹陷罗家地区不同类型泥页岩
Fig.3-2DifferenttypesofshaleinLuojiaareaofZhanhuasag

3 储集空间分类及特征

研究区页岩油储层储集空间包括微裂缝和微孔隙。

3.1 微裂缝

页岩油储层微裂缝主要包括构造裂缝、异常压力裂缝、矿物收缩裂缝和层间裂缝。构造裂缝在岩心上清晰可见，裂缝平直，纹层有错断(图4(a))；异常压力裂缝形态弯曲，内部往往有油充填，该裂缝的产生主要是因为成烃作用形成异常压力从而导致岩石破裂(图4(b))；矿物收缩裂缝主要发育在黏土矿物中，在成岩作用中由于黏土矿物脱水而形成(图4(c))；层间裂缝沿纹层发育，较平直，较连续，主要发育在不同纹层接触处，不同纹层间矿物成分差异较大，力学性质差异也较大，容易形成层间裂缝(图4(d))。矿物收缩裂缝和层间裂缝开度约几微米。

(I/S.伊蒙混层；Cc.碳酸盐岩)

图4 沾化凹陷罗家地区页岩油储层裂缝类型
Fig.4FissuretypesofshaleoilreservoirinLuojiaareaofZhanhuasag

3.2 微孔隙

页岩油储层微孔隙主要包括有机质演化孔、重结晶晶间孔以及溶蚀孔。

(1)有机质演化孔。该类微孔隙是沾化凹陷罗家地区页岩油储层中十分重要的一种储集空间类型。目前沾化凹陷罗家地区沙三下亚段镜质体反射率(Ro)为0.6%～1.0%，正处于大量排烃阶段。在暗色纹层中富含有机质，均为方解石-黏土矿物-有机质混合体(图5)。有机质在排烃过程中，对黏土矿物和方解石进行溶蚀，形成较大的孔隙，孔隙直径为几微米至几十微米。

(2)重结晶晶间孔。该类微孔隙主要发育在亮晶方解石纹层中。有机质在排烃过程中会释放出大量有机酸，有机酸溶蚀泥晶方解石，随着排烃作用的减弱及地层流体酸性下降，方解石会重结晶，重结晶过程中会形成大量的晶间孔。晶间孔孔径约几微米，连通性较好。由于重结晶晶间孔的形成与排烃作用密切相关，在重结晶晶间孔中往往有油充填(图6(a))。

(3)溶蚀孔。该类微孔隙主要分布于黏土矿物及方解石中，孔径较小，约几十至几百纳米，连通性差。在常规条件下开发，此类微孔隙贡献较小，但通过酸化压裂等措施，此类微孔隙中的油也可以渗流出来(图6(b))。

图5 有机质演化孔
Fig.5Organicmatterpores

图6 重结晶晶间孔和溶蚀孔
Fig.6Recrystallizationintergranularporesanddissolutionpores

4 储集空间类型及影响因素

根据岩心、薄片以及扫描电镜观察，统计了不同岩性发育的储集空间类型及其发育程度。由统计结果可看出：纹层状泥质灰岩和纹层状灰岩储层最优，纹层状泥质灰岩微裂缝很发育，纹层状灰岩微裂缝、有机质演化孔和重结晶晶间孔都很发育；纹层状灰质泥岩储层较好，构造裂缝、矿物收缩裂缝、层间裂缝以及有机质演化孔较发育；块状泥岩储层一般，主要发育矿物收缩裂缝及有机质演化孔；块状泥质灰岩、块状灰质泥岩和纹层状粉砂岩储层较差，微裂缝和微孔隙发育都较小(图7)。不同岩性储集空间的发育主要受矿物成分、沉积构造、有机质含量和赋存方式以及成岩作用的影响。

(线条代表发育的储集空间类型，粗细代表发育程度)图7 沾化凹陷页岩油储层不同岩性储集空间相对含量图Fig.7 Reservoir space content for different types of shale oil reservoir in Zhanhua sag

4.1 矿物成分

矿物成分的差异对构造裂缝和矿物收缩裂缝的形成有很大影响。由图7可看出，构造裂缝主要发育在灰岩、泥质灰岩及灰质泥岩岩性中，而在泥岩、泥质灰岩和粉砂岩中基本不发育。通过沾化凹陷罗家地区L69、L67井沙三下亚段岩心构造裂缝统计发现，构造裂缝的发育与方解石含量呈正相关关系(表1)。矿物收缩裂缝主要发育在黏土矿物中，黏土矿物含量高、成层性好有利于矿物收缩裂缝的发育。

表1 沾化凹陷罗家地区L69、L67井岩心构造裂缝密度统计Tab.1 Structural fracture density in cores of Well L69 and Well L67 in Luojia area of Zhanhua sag

4.2 沉积构造

沉积构造影响层间裂缝的发育。从图7中可明显看出，纹层状构造有利于层间裂缝的发育，而块状构造层间裂缝不发育。对纹层状页岩和块状泥岩分别进行渗透率实验，结果显示2块纹层状页岩平行层面的渗透率和垂直层面的渗透率之比分别为32.3∶1和26.1∶1，各向异性明显；而块状泥岩平行层面的渗透率与垂直层面的渗透率差别不大[20]。可见纹层状构造控制着层间裂缝的发育。

4.3 有机质含量和赋存方式

有机质含量和赋存方式影响有机质演化孔的发育及连通性。目前通常认为泥页岩中的微裂缝是油气渗流的唯一途径，但如果有机质中微孔隙很发育，并且这些微孔隙相互连通，有机质本身就可以成为油气运移的通道[21]。在富含有机质的暗色纹层中，有机质演化孔是最为主要的孔隙类型，总有机碳(Total Organic Carbon,TOC)含量同孔隙度呈正相关关系(图8)。有机质演化孔在页岩油储层中普遍存在，但不同岩性的有机质含量和赋存方式有较大差异。研究区页岩油储层中有机质含量和赋存方式存在3种模式：A模式、B模式、C模式。纹层状灰岩有机质含量和赋存方式为A模式，其中暗色条带虽然厚度较薄，但有机质最为富集，呈连续的条带状，有机质演化孔很发育，孔径可达几微米至十几微米，呈椭圆状，沿层分布，微孔隙的连通性好(图9(a)，(d))；纹层状灰质泥岩和块状泥岩为B模式，有机质较为富集，呈断续的条带状，有机质演化孔较为发育，孔径约几百纳米至几微米，呈椭圆状，顺层分布，连通性较好(图9(b)，(e))；其余岩性有机质含量和赋存方式为C模式，有机质呈分散状，有机质演化孔孤立分布，连通性差(图9(c)，(f))。

图8 沾化凹陷L69井页岩油储层孔隙度与TOC含量关系Fig.8 Porosity vs. TOC content of shale oil reservoir in Well L69 of Zhanhua sag

(a)有机质赋存方式A模式,荧光薄片,有机质呈条带状分布(b)有机质赋存方式B模式,荧光薄片(c)有机质赋存方式C模式,荧光薄片

图9 沾化凹陷页岩油储层暗色条带中有机质含量和赋存方式
Fig.9ContentandoccurrenceoforganicmatterinshaleoilreservoirofZhanhuasag

4.4 成岩作用

成岩作用影响异常压力裂缝、矿物收缩裂缝及重结晶晶间孔的发育。沾化凹陷罗家地区L69井沙三下亚段埋深为2 910～3 130 m，从岩心和薄片上观察，异常压力裂缝、矿物收缩裂缝和重结晶晶间孔主要位于3 020 m之下。研究层段黏土矿物以伊利石及伊蒙混层为主，二者的含量在3 020 m突然增加(图10)，同时岩石热解参数S1/(S1+S2)在此处也有增加的趋势，说明在此埋深处黏土矿物由相对无序向相对有序转变，并且伴随黏土矿物层间水的脱出及有机质的大量排烃。黏土矿物层间水的脱出有利于形成矿物收缩裂缝，L69井3 020～3 050 m层段块状泥岩及纹层状灰质泥岩中矿物收缩裂缝最为发育。黏土矿物层间水的脱出和有机质排烃都会使地层压力增大，形成异常高压，从而产生异常压力裂缝。从岩心上看，异常压力裂缝几乎全部位于3 020 m之下，并且裂缝中有油充填。此外，有机质排烃有利于微晶方解石重结晶形成重结晶晶间孔。根据重结晶程度，微晶方解石先转化为粒状亮晶方解石，再进一步结晶为针柱状亮晶方解石。L69井3 040～3 080 m层段粒状亮晶方解石及针柱状亮晶方解石均存在。由于重结晶过程伴随着有机质排烃，因此重结晶晶间孔中往往有油充填。

图10 沾化凹陷L69井页岩油储层伊蒙混层与伊利石含量随深度变化图Fig.10 Variation of illite/smectite formation and illite content with depth in shale oil reservoir of Well L69 in Zhanhua sag

4.5 页岩油储层分类

通过以上分析，页岩油储层储集空间的发育主要受矿物成分、沉积构造、有机质含量和赋存方式以及成岩作用的影响。因此，重点选取了方解石含量、纹层状构造、TOC含量、Ro和孔隙度5个参数做为页岩油储层评价参数，将沾化凹陷罗家地区页岩油储层分为3类(表2)。

表2 沾化凹陷页岩油储层评价参数及标准Tab.2 Evaluation parameters and criteria of shale oil reservoir in Zhanhua sag

5 结论

(1)本文根据矿物成分和沉积构造2个因素，对沾化凹陷罗家地区页岩油储层岩性进行划分：研究区页岩油储层矿物成分主要包括方解石、黏土矿物以及少量粉砂质陆源碎屑，以三者为“三端员”，对岩性进行初步划分；根据岩心和薄片观察，沉积构造主要包括纹层状构造和块状构造。综合以上2个因素对研究区页岩油储层岩性进行划分，可划为7种类型，分别为纹层状灰岩、纹层状泥质灰岩、纹层状灰质泥岩、块状灰质泥岩、块状泥质灰岩、纹层状粉砂岩和块状泥岩。

(2)不同岩性储集空间发育有较大差异：纹层状泥质灰岩和纹层状灰岩储集空间最为发育；纹层状灰质泥岩储集空间较发育；块状泥岩储集空间发育一般；块状泥质灰岩、块状灰质泥岩和纹层状粉砂岩储集空间发育较差。

(3)研究区页岩油储层储集空间的发育主要受矿物成分、沉积构造、有机质含量和赋存方式以及成岩作用的影响：矿物成分影响构造裂缝和矿物收缩裂缝的发育；沉积构造影响层间裂缝的发育；有机质含量和赋存方式影响有机质演化孔的发育及连通性；成岩作用对异常压力裂缝、矿物收缩裂缝及重结晶晶间孔的发育有重要影响。

(4)通过对沾化凹陷罗家地区页岩油储层影响因素的分析，选取方解石含量、纹层状构造、TOC含量、Ro及孔隙度作为页岩油储层评价参数，将沾化凹陷罗家地区页岩油储层分为优质储层、有利储层和不利储层3类。