苏北盆地金湖凹陷北港次洼古近系阜宁组二段页岩油富集特征及主控因素

昝 灵

(中国石化 华东油气分公司 勘探开发研究院，南京 210019)

近年来，随着北美海相页岩油实现商业开发，针对国内陆相页岩油的勘探开发也越来越引起油气公司的重视。通过加强页岩油基础地质研究，中石油相继在准噶尔盆地的二叠系芦草沟组、渤海湾盆地沧东凹陷古近系孔店组等探区获得页岩油勘探开发突破；中石化在渤海湾盆地济阳坳陷、南襄盆地泌阳凹陷、江汉盆地潜江凹陷、苏北盆地等也取得了页岩油勘探突破[1-5]。其中部署在苏北盆地金湖凹陷北港深凹带的大斜度井获得初产油22t/d，提交预测储量四百多万吨。苏北盆地位于郯庐断裂东侧，属于后生断陷盆地，整体划分为两坳一隆，其中东台坳陷是目前油气勘探开发的主战场。金湖凹陷北港次洼位于东台坳陷西侧，总面积202 km2，热演化程度较高，是探索苏北盆地页岩油的有利区带。该区纵向上发育古近系阜二段、阜四段2套烃源岩，其中阜二段是探索页岩油藏最有利层系。阜二段自上而下划分为5个亚段：①亚段为深灰色泥岩；②亚段为深灰色泥岩和厚层泥灰岩；③～④亚段为灰质泥岩夹薄层泥灰岩；⑤亚段为灰色泥岩、粉砂岩和泥灰岩，岩性与芦草沟组的碳酸盐岩、砂岩等有一定差异[6]。目前国内发现的陆相页岩油藏仍然较少，本文在对北港阜二段页岩油藏解剖的基础上，系统剖析烃源及储集条件，明确富集主控因素，总结富集规律，以期对评价苏北盆地页岩油勘探有利区与勘探部署决策提供参考。

1 地质背景

金湖凹陷是苏北盆地东台坳陷最西端的一个新生代沉积凹陷，总面积约5 000 km2，经历了晚白垩世的初始拉张阶段、阜宁期的坳陷阶段、戴南—三垛期的断陷阶段和盐城期的萎缩阶段[7]；发育石港、铜城和杨村3条区域性大断层，平面上发育三河、汊涧、龙岗、氾水4个次凹；凹陷内自西向东依次为西部斜坡带、石港断裂带、汊涧斜坡带、卞闵杨构造带、唐港构造带、宝应斜坡带6个正向构造单元[8-9]，呈现南断北超、南陡北缓的构造格局。研究区位于石港断阶带的下降盘，紧邻西部斜坡带。阜二段岩性具三分性，上部发育灰黑色泥岩，中部为灰黑色泥灰岩、含灰—灰质泥岩及泥质白云岩互层，下部为粉、细砂岩与灰黑色泥岩、泥灰岩不等厚互层，沉积厚度180～240 m；页岩油主要位于中部泥灰岩段，常规油主要聚集于下部砂泥岩互层段。

2 北港页岩油藏基本特征

2.1 北港页岩油藏概述

三河深凹是金湖凹陷2大沉积中心之一，东部以石港断阶带为界，西部向西逐渐过渡到金湖凹陷西斜坡(图1),阜二段埋深3 000～4 000 m，是金湖凹陷主要生油中心之一[10]。该深凹烃源岩厚度大，演化程度高，阜二段烃源岩Ro>1.0%，阜四段烃源岩Ro达0.7%～1.0%，油源条件充足，是石港断阶带的主要油源区。北港次洼为三河深凹南部的次级凹陷，整体为一凹中隆构造，受数条北东东向展布的反向正断层分割，从而形成一系列鼻状构造。阜二段中部为泥灰岩、灰质泥岩，局部发育生屑灰岩和鲕粒灰岩，厚度90～100 m，发育源储一体型泥灰质页岩油藏(图2)。目前钻遇北港深洼带阜二段的钻井仅1口——BG1井，原油、烃源岩和储集性等数据均来自该井。油藏埋深3 660～3 735 m，地面原油密度为0.867 g/cm3，地面原油黏度18.4 mPa·s，平均初馏点116.43 ℃，为轻质油；声波时差计算压力系数1.3，页岩油藏具有“四高一发育”特征，即高有机质丰度、高脆性矿物、高演化程度、高异常压力，裂缝发育。

图1 苏北盆地金湖凹陷北港次洼构造及取样井位置

图2 苏北盆地金湖凹陷北港次洼BG1井阜宁组二段综合柱状图

原油的饱和烃生物标志物特征反映成熟度较高，正构烷烃碳数呈双峰型，主峰碳为C17和C21，Pr/Ph为1.17(图3a，b)；成熟度参数αααC29甾烷20S/(20S+20R)为0.24，C31S/(S+R)为0.57。原油形成于咸化烃源岩，伽马蜡烷/C30藿烷值为0.25，三环萜烷含量中等，C20、C21、C23三环萜烷呈上升型分布(图3c)；孕甾烷、升孕甾烷含量较高(图3d)，ααα20RC27、C28、C29甾烷呈“V”型分布(图3d)，ααα20RC27/C29为0.69。

图3 苏北盆地金湖凹陷北港次洼BG1井阜二段原油(3 690～3 700 m)饱和烃生物标志物特征

2.2 烃源条件

阜二段顶部为灰黑色泥岩，底部为粉砂岩夹灰质泥岩、泥灰岩，中部为灰黑色灰质泥岩、泥晶灰岩，局部发育生物灰岩和鲕粒灰岩。烃源岩厚度90～100 m，阜二段中部优质烃源岩TOC为0.53%～3.73%，平均为1.83%(n=34)；S1+S2为0.96～34.27 mg/g，平均为9.16 mg/g(n=34)，含量大于6 mg/g的样品占总量的62%；氢指数(IH)为176～840 mg/g，平均为523 mg/g(n=34)；饱芳比为2.17～7.36，平均为3.67(n=11)；硫含量为0.44%～1.5%，平均为0.98%(n=12)；黄铁矿含量为1.3%～5.5%，平均为3.6%(n=12)；锶钡比为0.08～5.15，平均为0.72(n=51)，反映源岩形成于半咸水的还原环境[11]。

有机质类型以Ⅱ1型为主，有机显微组分中腐泥组平均为70%(n=11)，有机质以黄绿色荧光的层状藻类体为主，少量亮黄绿色荧光的结构藻类体(图4a，b)，含少量黄色荧光的富氢次生组分；壳质组平均为12.7%(n=11)，含有的镜质体呈条带状或碎屑状，反光下呈灰色(图4c，d)；少量棕色荧光的沥青质体，含有一定量贫氢次生组分，颗粒在反光下呈灰白色。阜二段泥灰岩在垛一段沉积末期达到低成熟，开始生油，在垛二段沉积中期达到成熟阶段，开始大量生烃，现今Ro为1.1%，处于高成熟阶段。

图4 苏北盆地金湖凹陷北港次洼BG1井阜二段(3 662～3 668 m)灰黑色灰质泥岩有机显微组分

2.3 含油性特征

BG1井阜二段泥页岩有机质丰度较高，因此含油性也较好，氯仿沥青“A”为0.12%～0.54%，平均为0.30%(n=11)；成熟度较高，滞留油和游离油含量均与TOC呈较好正相关关系(图5a，b)，S1为0.03～2.26 mg/g，平均为0.59 mg/g，S1>0.2 mg/g的样品占总量82%，S1>0.5 mg/g的样品占总量38%。现场钻井过程中气测异常层累计厚度达91 m，异常值最高达99.989 9%；C1-C5组分齐全，以C1为主，泥灰岩岩心普遍见裂隙含油。由于取心后未及时开展冷冻和热解分析，造成轻烃损失较大，后期实测S1值偏低，含油饱和度(OSI)不高，OSI>50 mg/g的样品占总样品的12%(图5c)。但现场的气测和岩心的含油显示均证实，北港阜二段泥灰岩具有较好的含油性。

图5 苏北盆地金湖凹陷北港次洼BG1井阜二段泥页岩有机碳与含油性的相关性

2.4 储集特征

2.4.1 矿物组成

阜二段泥灰岩、粉砂质泥岩的黏土矿物含量为11.2%～54.8%，平均39.3%(n=11)；脆性矿物含量较高，平均为60.7%(n=11)，以石英、白云石和方解石为主，石英含量8.0%～24.1%，平均为18.8%(n=11)，白云石含量为2.4%～35.1%，平均为17.4%(n=11)，方解石含量1.5%～72%，平均为17%(n=11)，其他脆性矿物包括长石、黄铁矿、菱铁矿，含量低于5.5%。北美页岩油产层脆性矿物含量为65%～78.5%[12]，比北港阜二段略高，脆性矿物含量影响储集空间、含油性及后期改造方式。北港阜二段脆性矿物较富集，有利于后期压裂改造。

2.4.2 储集物性与储集空间

泥灰岩实测孔隙度为4.24%～8.76%，平均7.04%。实测孔隙度为6.94%的泥灰岩平均孔喉半径为5 nm，孔喉半径2～20 nm之间的介孔占总孔隙的50%，孔喉半径小于2 nm的微孔占总孔隙的21%，孔喉半径大于20 nm孔隙占总孔隙的27%(图6)。渗透率为(0.005～84.9)×10-3μm2，无天然裂缝发育段泥灰岩渗透率低于0.01×10-3μm2，孔隙连通性较差(图7)，裂缝控制泥页岩渗透性，3 695～3 720 m偶极声波测井显示出良好的裂缝发育特征，实测渗透率达到84.9×10-3μm2。泥灰岩岩心可见大量溶蚀孔，孔内富含褐色原油(图8a)，扫描电镜下溶蚀孔较发育(图8b)。泥灰岩镜下表现为晶粒结构，含少部分生屑，可见浮游类生物，纹层非常发育(图8c，d)，层厚约60 μm；发育多条层理缝(图8e，f)，裂缝间近乎平行，裂缝宽约10～15 μm，粉砂质泥岩镜下见粉晶方解石，裂隙含油。溶孔、黏土矿物晶(粒)间孔、碳酸盐晶(粒)间孔为主要微孔隙。生物灰岩、粉砂质泥岩、纹层状泥灰岩储集条件较好，主要分布在③、④亚段。

图6 苏北盆地金湖凹陷北港次洼BG1井阜二段泥灰岩孔喉半径分布

图7 苏北盆地金湖凹陷北港次洼BG1井阜二段泥灰岩孔隙空间分布

图8 苏北盆地金湖凹陷北港次洼BG1井阜二段泥灰岩微观储集特征

2.5 封盖条件

北港阜二段泥灰质页岩油藏为源储一体型油藏，泥灰岩顶部的深湖相泥岩厚度70～80 m，在整个金湖凹陷普遍发育；该泥岩突破压力高，达到25.9 MPa，是金湖凹陷阜二段的良好盖层。阜二段底部为灰黑色泥岩、泥灰岩与灰色粉、细砂岩不等厚互层，地层厚度为80～100 m，砂岩厚度为1～4 m，渗透率为(0.146～0.025)×10-3μm2，渗透性较差，油气显示不活跃，证实底板条件比较好。北港次洼位于金湖凹陷深凹带，后期活动性断层不发育[13]，构造破坏作用小，因此北港阜二段页岩油藏保存条件好。

3 富集主控因素探讨

3.1 大面积分布的优质烃源是页岩油藏形成的物质基础

北港次洼处于金湖凹陷生烃中心，阜二段优质烃源岩厚度大、分布范围广、成熟度高。阜二段沉积时期，浮游藻类、介形虫等生物发育，水体盐度适中，有利于有机质后期保存。研究表明，咸化烃源岩在低熟阶段即开始生烃[14]，早期生烃可以满足孔隙本身的吸附；在垛二段沉积时期已经达到成熟阶段，开始大规模生烃，油气以短距离运移为主，大多在原地聚集成藏；现今烃源岩处于高成熟阶段，因此原油油质轻，有利于流动。

3.2 地质甜点控制页岩油局部富集

泥灰岩储层本身较致密，基质渗透率仅0.001×10-3μm2，但孔渗条件受到沉积微相、成岩作用及天然裂缝控制，空间上发育局部甜点。泥灰岩生烃过程中会生成大量有机酸，有利于形成次生孔隙，扫描电镜、薄片等揭示烃源岩内部发育大量溶蚀孔。同时，早期生成的烃类进一步抑制烃源岩内部矿物的成岩作用，有利于原生孔隙保存[15-16]。岩石的组成和沉积结构是影响岩石物性的重要因素，富有机质的纹层状泥灰岩比块状泥岩具有更好的储集物性；石英、长石等脆性矿物发育的层段晶间孔也比较发育，为烃类聚集提供充足空间；后期的压裂改造也有利于沟通这些原生孔隙。

天然裂缝发育也有利于油气聚集和后期开发[17]。薄片下也可以见到北港次洼阜二段泥灰岩段水平裂缝发育，主要是有机质生烃过程中形成的。在有机质大量生烃阶段，生成的液态烃和天然气会使烃源岩孔隙中烃类体积增大，形成生烃增压微裂缝[1]，裂缝能显著提高泥页岩储层的渗透率。BG1井阜二段裂缝发育段实测渗透率达到84.9×10-3μm2，既改善了储层渗透性，又有利于油气横向大面积运聚成藏，有机质生烃增压形成的天然裂缝为后期压裂增产提供了坚实基础。

3.3 高异常压力是页岩油藏富集高产的关键

泥岩声波压实曲线表明，北港次洼阜二段存在明显的异常高压，压力系数达到1.3。阜二段属于细粒沉积，沉积速率低，不存在欠压实，异常高压主要由有机质生烃增压形成。异常高压使地层保持较高的能量，对于后期页岩油稳产很有帮助。BG1井后期实施的大斜度井单段(85 m)压裂后初产油达到22 t/d，截至目前累产油一千多吨，揭示了阜二段泥灰质页岩油藏具有较好的勘探开发前景。

4 结论

(1)北港泥灰质页岩油藏纵向上位于阜二段③～④亚段，具有高有机质丰度、高演化程度、高脆性矿物含量、高异常压力、天然裂缝发育的特征。

(2)阜二段③～④亚段灰质泥岩和泥灰岩为优质烃源岩，实测TOC含量平均为1.83%，S1平均为0.59 mg/g，有机质类型为Ⅰ型，Ro为1.1%，成熟度较高。原油的植烷、伽马蜡烷、孕甾烷、三环萜烷含量中等，形成于半咸水的烃源岩。

(3)阜二段泥灰岩脆性矿物含量平均为60.7%，以石英、白云石和方解石为主。实测孔隙度为4.24%～8.76%，平均为7.04%，局部溶蚀孔和天然裂缝发育。

(4)大面积分布的优质烃源是页岩油藏形成的物质基础，地质甜点控制了页岩油局部富集，高异常压力是页岩油藏高产的关键，阜二段泥灰质页岩油藏具有较好的勘探开发前景。