鄂尔多斯盆地延长组长7段页岩油形成富集机理

2020-08-14李士祥牛小兵柳广弟李继宏孙明亮游富粮何昊楠

石油与天然气地质 2020年4期

李士祥，牛小兵，柳广弟，李继宏，孙明亮，游富粮,何昊楠

[1.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安 710018； 2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018； 3.中国石油长庆油田分公司第八采油厂，陕西西安 710000； 4.中国石油大学(华东),山东青岛 266580； 5.中国石油大学(北京) 地球科学学院，北京 102249； 6.油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249; 7.中国石油大学(北京) 克拉玛依校区，新疆克拉玛依 834000]]

“页岩气革命”带动了世界非常规油气勘探的快速发展[1-4]。随着页岩气、致密油气、煤层气以及油砂等勘探逐步进入快速发展阶段，页岩油资源也成为了油气工业关注的重点[3-6]。狭义页岩油是指泥页岩内的石油资源，但广义的页岩油概念更具实用性，即由同沉积形成的互层状页岩、泥岩及砂岩、石灰岩等组成的页岩层系内的石油资源[7-9]。作为一种自生自储原地成藏的油气资源[8-10]，页岩油资源潜力巨大[5，11]，勘探前景光明。据美国能源信息署(EIA)评估，全球页岩油可采资源量为469×108t[12]。

海外页岩油勘探开发主要在美国本土，Williston盆地Bakken组、Western Culf盆地EagleFord组等层段页岩油已进行了商业开采[3,5-6]，2016年美国本土原油日产量的45%来自页岩层系[13-14]。在中国，鄂尔多斯盆地延长组7段[1,7-10]、泌阳凹陷核桃园组[15-17]、济阳凹陷沙四段[18]等层位中先后发现了页岩油资源。2013年，鄂尔多斯盆地已有多口井在长7生油层内试油获工业油流，预测页岩油资源量超10×108t[19]；2018年，沧东凹陷的孔二段实现了中国东部陆相页岩油的突破，KN9 GD6X1井获得工业油气流，预测页岩油资源量5×108t[20-21]。鄂尔多斯盆地长7段烃源岩内的规模勘探开发始于2011年，2014年在长72亚段内探明了石油地质储量1.006×108t的新安边油田，2019年在长71亚段和长72亚段探明了石油地质储量3.589×108t的庆城油田，长7页岩油已提交探明石油地质储量4.595×108t，落实规模储量20×108t。从国内外成功的页岩油勘探实例中，获得了大量宝贵经验，有力的推动了页岩油成藏理论的发展。

晚三叠世延长期长7沉积期是鄂尔多斯盆地陆相湖盆发育的鼎盛时期[19，22-23]，其中的长73亚段形成了平均残余有机碳11.02%，最高残余有机碳达35.8%的超高有机质丰度页岩[24-27]。有机质丰度远高于国内诸陆相湖盆中的烃源岩，甚至高于美国海相页岩。如此高有机质丰度的页岩如何形成？石油在高有机质丰度页岩层系如何赋存？长7段页岩油资源形成富集机理是什么？这都是石油勘探家最为关心的问题。本文主要探讨了长7段泥页岩内的页岩油资源特征与形成机理，以期为阐明陆相页岩油的形成与分布规律提供实例及勘探指导。

1 地质概况

鄂尔多斯盆地是中国中部的一个多旋回克拉通盆地。盆地经历了3个演化阶段，即古元古代的基底演化阶段、古生代的稳定升降阶段和晚古生代以来的陆相湖盆演化阶段。沉积了中-新元古界的海相碳酸盐岩，及上古生界-中生界的海-陆交互相/陆相碎屑岩两套沉积层系，最终形成盆地现今稳定的构造状态[28]。

晚三叠世，受华北陆块与扬子陆块的拼合控制，鄂尔多斯盆地西南部形成了大型陆相浅水湖泊[28]。延长组沉积期，湖泊经历了形成、发展和消亡的全过程[29-31]，沉积了一套陆相碎屑沉积体系(图1)。其中，长10期—长8期为湖盆形成阶段，水体较浅，三角洲沉积砂体较为发育。长7最大湖侵期为湖泊发展鼎盛阶段，盆地面积的80%以上为半深湖-深湖沉积，沉积了面积超过5×104km2的黑色页岩、暗色泥岩和细粉砂岩混积层系，泥页岩厚度大，主要厚度分布在15～50 m，局部泥页岩累计厚度超过80 m。长7段自下而上可细分为长73亚段、长72亚段和长71亚段，整体以泥质岩类为主，单砂岩厚度薄，长73亚段以泥页岩为主，长72亚段和长71亚段开始发育薄层砂岩(图1)，长7段规模发育的页岩层系及良好的源储配置为页岩油资源的形成提供了良好基础。长6期进入湖退期，主要发育进积型三角洲沉积。

图1 鄂尔多斯盆地延长组地层简图(a)和长7段地层综合柱状图(b)Fig.1 Stratigraphic diagram showing the Yanchang Formation (a) and the stratigraphic column of Chang 7 member (b) in Ordos Basin

2 长7段泥页岩基本特征

延长组长7期主要为半深湖-深湖沉积，富有机质泥页岩厚度较大，分布广，有机质丰度高，成熟度适中，是鄂尔多斯盆地中生界主力烃源岩和页岩油主要发育层段。

2.1 岩石-矿物学特征

延长组长7段主要发育灰、深灰-灰黑色暗色泥岩和黑色页岩。观察岩心，泥页岩外观呈灰黑-黑色(图2)，质硬、手感较轻，露头风化后呈纸片状，炭质含量较高，含植物及鱼类化石(图2d)、星点状或脉状黄铁矿(图2e—f)，常见硅质结核(图2c)和胶磷矿等物质(图2a)。显微镜下，黑色页岩有机质纹层非常发育(图3)，并且有机质纹层常与火山灰沉积物互层产出(图3c)。

图3 鄂尔多斯盆地延长组长7段泥页岩镜下特征(透射光)Fig.3 Microscopic characteristics of organic-rich shale from Chang 7 member,Ordos Basin(transmission light) a. WU100井，埋深1 890.13 m；b. ZHG62井，埋深1 943.00 m；c. NIG76井，埋深1 785.67 m

不同于海相富硅质页岩，长7段泥页岩的矿物组成以富粘土质为主要特征(图4)。石英含量为10.2%～64.1%，平均为24.8%；长石含量为0～21.7%，平均为8.5%，以斜长石为主；粘土矿物含量相对较高，分布范围为22.0%～73.4%，平均值为53.8%；碳酸盐矿物含量较低，以白云石为主；此外，黄铁矿含量较高，其最高含量可达29.9%。整体上，长7段富有机质泥页岩为粘土质泥页岩为主，兼有部分硅质泥页岩与混合质泥页岩。

2.2 烃源岩化学特征

2.2.1 有机质丰度

长7段泥页岩有机碳含量均值7.44%，其中长73亚段有机质丰度最高，平均为11.02%，长72亚段和长71亚段均值分别为5.02%和3.62%；氯仿沥青“A”均值是0.67%，长73亚段、长72亚段和长71亚段均值分别为0.86%,0.46%,0.31%；生烃潜量均值是24.78 mg/g，长73亚段，长72亚段和长71亚段均值分别为33.58，14.95，13.45 mg/g(表1)。表明长7段为特高有机质丰度层段，尤其是长73亚段最佳。

表1 鄂尔多斯盆地延长组长7段泥页岩有机质丰度Table 1 Organic matter abundance of hydrocarbon source rocks in Chang 7 member,Ordos Basin

根据沉积构造、岩石组成和有机质含量特征，将长7段泥页岩细分为黑色页岩和暗色泥岩两类[32]。其中，黑色页岩内有机纹层发育、草霉状黄铁矿含量丰富，有机碳含量普遍高于6%，平均有机碳含量可达13.81%。而暗色泥岩中有机质多以分散状、团块状分布，可见草霉状黄铁矿，有机碳含量普遍在2%～6%，平均有机碳含量达3.74%。

2.2.2 有机质类型

长7段泥页岩有机质类型主要以Ⅰ型和Ⅱ1型为主[27，33]，也有少量Ⅱ2型(图5)。干酪根δ13C主要分布在-27.16‰～-31.59‰，也表明长7干酪根类型以Ⅰ型和Ⅱ1型为主。整体上，长7段泥页岩有机质生物来源简单，以湖泊原生有机质为主。

2.2.3 有机质成熟度

长7段泥页岩Tmax和Ro平均值分别为447 ℃和0.85%(图5)，由于埋深差异不大，长7段各亚段演化程度基本一致，属于成熟阶段，处于主生油期。

图5 鄂尔多斯盆地延长组长7段泥页岩Tmax-HI关系Fig.5 Relationship of Tmax and HI of hydrocarbon source rocks in Chang 7 member,Ordos Basin

2.3 泥页岩储集特征

作为典型的细粒沉积物，泥页岩的储集空间类型与常规储层不同，以微米-纳米尺度孔隙为主体的储集空间令泥页岩孔隙空间异常狭小。

2.3.1 孔隙类型

由于富含有机质颗粒，泥页岩的孔隙类型与常规的砂岩有所不同。国内外常采用粒间孔、晶间孔和有机质孔的三端元分类方法，有机质孔隙是一般富有机质泥页岩特有的重要孔隙类型。

采用电场发射扫描电镜(FE-SEM)对长7段泥页岩样品进行了观察，泥页岩孔隙类型丰富，以片状矿物的晶间孔(图6a,b)及石英和黄铁矿等颗粒间的粒间孔(图6c,d)为主，在较高有机质丰度的样品中还可以看到一定数量的生物格架孔隙(图6e)。

长7段泥页岩有机质颗粒表面完整，未表现出大量孔隙的现象，而在有机质颗粒边缘及内部常见收缩裂缝(图6f)，提供了一定的孔隙空间。这与四川龙马溪组页岩中出现大量有机质孔隙有所不同。分析认为，有机质颗粒中的孔隙多为生烃过程中干酪根转化为油气产生。因此，有机质孔隙的数量常与样品的热演化程度相关。热演化程度越高的样品中，有机质颗粒上的孔隙越发育。长7段热演化程度中等，Ro主要分布在0.7%～1.1%，处于液态烃生成的阶段。该阶段尽管开始大量生成液态烃，但有机质物质转化率还处于较低的水平，有机质颗粒常表现为整体的收缩，颗粒内部的物质亏损并不明显。因此，常观察到有机质颗粒周边的收缩缝，而罕见有机质颗粒内部的孔隙现象。

图6 鄂尔多斯盆地延长组长7段泥页岩样品电场发射扫描电镜下孔隙类型特征Fig.6 Pore type characteristics of the organic-rich shale in Chang 7 member of Ordos Basin revealed by FE-SEM a. LI231井，埋深2 055.60 m，片状矿物晶间孔； b. XIN257井，埋深1 912.50 m，片状矿物晶间孔； c. GAO135井，埋深1 823.33 m，粒间孔； d. GAO135井，埋深1 823.33 m，黄铁矿颗粒间的粒间孔； e. GAO135井，埋深1 813.15 m，生物格架； f. GAO135井，埋深1 813.15 m，有机质颗粒边缘及内部收缩裂缝

2.3.2 孔隙尺寸

孔隙尺寸是页岩油储存空间大小的关键参数。细粒岩石孔喉狭窄、孔隙空间小，常规孔隙度测定方法存在一定误差。杨华等对长7段14块泥页岩样品应用氦孔隙度法测定孔隙度值主要为0.87%～2.85%，黑色页岩和暗色泥岩平均孔隙度分别为1.35%和1.51%[32]，张文正等采用饱和液体法与核磁共振测试法测得长7段泥页岩孔隙度主要为0.80%～1.86%，平均值1.00%[33]，泥页岩总体储集物性较差。本文采用氮气吸附的方法，对15块泥页岩样品的孔容进行了测量，孔容分布于(0.39～34)×10-3cm3/g(图7)。

图7 鄂尔多斯盆地长7段泥页岩TOC与孔容关系Fig.7 Relationship of TOC and pore volume of the shale from Chang 7 member in Ordos Basin

孔容随样品有机质含量的变化存在一定的规律。以TOC含量6%为界，低于6%时，孔容高于1×10-3cm3/g，且孔容随TOC的增高有下降的趋势。而高于6%时岩石孔容低于1×10-3cm3/g，孔容随TOC增高略有上升趋势，但增幅并不明显。总体上，暗色泥岩样品的总孔容比黑色页岩样品高一个数量级。

除了孔容差异外，孔隙尺寸也存在明显差别。遵循国际纯粹化学与应用化学联合会(IUA-PC)的分类方案，将页岩孔隙按直径大小分为3类：微孔(直径<2 nm)、中孔(直径=2～50 nm)及宏孔(直径>50 nm)。分别统计了TOC为0.68%,6.47%和23.24%的3块泥页岩样品中各类别孔隙的孔容占比。低有机质丰度暗色泥岩样品以中孔为主(图8)，中孔孔容占总孔容的76%；其次为宏孔，占比21%；微孔最少，仅占3%。而高有机质丰度黑色页岩样品几乎没有微孔，主要为中孔和宏孔，二者对总孔容的贡献几乎均等，各占50%。

图8 鄂尔多斯盆地长7段泥页岩孔隙直径与孔容关系Fig.8 Relationship of pore diameter and pore volume of the shale from Chang 7 member,Ordos Basin

这一现象与FE-SEM观察的结果一致。暗色泥岩中以粘土矿物晶间孔隙和长石等颗粒矿物的粒间孔隙为主，颗粒细小，孔隙尺寸小，但孔隙数量反而较多。相反，黑色页岩中颗粒更加细，加之压实等成岩作用的影响，高倍电镜下也很难观察到晶间孔隙，只是在黄铁矿集合体内发育粒间孔隙。加之热成熟度中等，有机质颗粒上的孔隙并不发育，共同造成了黑色页岩的低孔容现象。黑色页岩中较高的中、宏孔比例多为有机质边缘的收缩缝所造成，这种低序列的裂缝在地下条件的张开程度有待探讨。

这两种情况哪种更有利于页岩油的储集呢？笔者认为，尽管暗色泥岩孔隙尺寸偏小，但大量的中孔弥补了孔隙尺寸的劣势，可以成为主要的储集岩石类型。相反，尽管黑色页岩的中孔和宏孔所占比例较高，但总孔容低，相较暗色泥岩而言，其储集性能明显较差。

3 页岩油形成富集机理

作为一种典型的自生自储类型非常规石油资源，富含有机质泥页岩的形成机理和生烃机制、赋存机制等是页岩油资源形成的关键问题。

3.1 高有机物生产力、还原湖盆环境形成了富有机质泥页岩

富含有机质的泥页岩是页岩油资源形成的物质基础。湖盆有机质的生产力、有机质的氧化-还原保存条件是决定陆相湖盆有机质富集的关键因素。

3.1.1 长7期湖泊有机物古生产力

磷是重要的生命元素，它能促进生物快速生长。沉积水体中磷元素极易被生物体所吸收、代谢，并最终随生物体一起被埋藏保存。故地层中含磷矿物的丰度与地层沉积时期的生物数量关系密切，反映了沉积时期湖泊的有机物生产力[34]。

薄片和扫描电镜的观察发现，长7段泥页岩中磷灰石非常发育(图3)。磷灰石多以团块状、条带状呈集合体的形式出现，常见与生物壳体化石所伴生。为了避免陆源碎屑携带的外源磷对测试结果的影响，使用P/Ti值替代P元素绝对含量作为古生产力的评价指标。P/Ti值越大表示古湖泊生产力越大，P/Ti值越小表示古湖泊生产力越小[35-36]。长7段泥页岩中P/Ti值与TOC存在良好的正相关关系(图9)。这表明，长7段沉积时，水体中存在极高浓度的磷元素，高浓度的磷元素将导致水中生物繁盛，具有很高的有机物生产力。

图9 鄂尔多斯盆地长7段泥页岩TOC含量与P/Ti值关系Fig.9 Relationship of TOC and P/Ti of the organic-rich shale in Chang 7 member,Ordos Basin

为了定量表征长7段沉积时期的古生产力，采用Muller和Suess(1979)提出的公式对有机物古生产力进行了定量评价[37]。公式如下：

R=Cρs(1-Φ)/(0.003 0S0.30)

(1)

式中：R为古生产力，g/(m2·a)；C为有机碳含量，%，干重；ρs为干沉积物密度，g/cm3；Φ为孔隙度，%；S为沉积速率，cm/ka。

计算了湖盆西北部YAN56井的古生产力变化，结果显示长71期的湖盆古生产力243.9～3 433.5 g/(m2·a)，均值为1 915.7 g/(m2·a)；长72期的湖盆古生产力594.0～2 046.0 g/(m2·a)，均值为1 167.0 g/(m2·a)；长73期的湖盆古生产力366.6～3 177.3 g/(m2·a)，均值为2 162.5 g/(m2·a)。

按照现代湖泊营养程度划分方案，当生产力超过1 000 g/m2a时湖泊处于超富营养状态。可见，鄂尔多斯盆地长7沉积期不同时期的湖泊古生产力存在一定的变化，但是整体上均表现为超富营养湖，是一个具有很高有机物生产力的湖盆。

3.1.2 水体的氧化还原条件

高有机物生产力仅代表水体中生物的输入充足。如水体处于氧化条件下，即使有高输入，有机物也无法保存，难以形成高有机质丰度的沉积物。

微体化石、沉积纹层、黄铁矿等特殊矿物是判断水体氧化-还原条件的宏观标志。还原S，U/Th，V/Cr，V/(V+Ni)，以及稀土元素指标Ce负异常现象则是判断水体氧化-还原条件的常用地球化学指标[38-40]。

长7段岩心和镜下薄片中都显示大量的黄铁矿、沉积纹层与微体化石发育(图2)，显示该时期水体处于还原状态。长7段泥页岩样品的主微量元素分析结果进一步显示(表2)，长73样品的还原S，V/(V+Ni)，V/Cr和U/Th分别为5.40%，0.84，6.10和6.15，δCe<1，Ceanom>-0.1，所有指标均属于强还原

表2 鄂尔多斯盆地延长组长7期氧化还原程度判识指标Table 2 Redox indexes of the deposition environment for the Chang 7 member in Ordos Basin

范围；长72样品除了V/Cr落于弱还原-还原程度区间外，其余指标也都处于强还原范围；而长71样品的还原S和V/(V+Ni)指示为强还原环境，而V/Cr和U/Th则指示为氧化环境。可见，长7期湖盆水体整体处于还原状态[41]，自长73段至长71段，水体由强还原转向还原-弱还原。

综上所述，鄂尔多斯盆地长7期湖泊生产力可高达2 100 g/(m2·a)以上，为富营养化湖盆，水体处于还原-强还原环境，这些条件都为富有机质页岩的规模形成奠定了良好的基础。

3.2 强生、排烃造成了页岩油资源规模形成

富含有机质的泥页岩是页岩油形成的基础，而高生烃强度是页岩油资源规模形成条件[26]。通过对比黑色页岩与暗色泥岩的生烃量和生烃过程，可以了解长7段富有机质泥页岩在页岩油形成过程中的重要作用。

对低成熟度泥页岩样品进行加水热模拟实验是掌握烃源岩生烃量与生烃过程的重要手段。选取了黑色页岩和暗色泥岩各一块样品进行实验。黑色页岩样品的TOC为15.9%，Tmax为439 ℃(相当于Ro约0.76%)；暗色泥岩样品的TOC为3.1%，Tmax为437 ℃(相当于Ro约0.7%)。样品均处于较低成熟阶段，实验结果具有代表性。

热模拟实验结果显示，黑色页岩与暗色泥岩的生烃率与生烃过程存在显著差异(图10)。黑色页岩进入生烃门限较早，实验温度300 ℃之后(等效Ro约0.8%)，便开始进入快速生烃阶段，产烃率曲线呈明显上扬趋势；在350 ℃(等效Ro约0.96%)出现明显的生油高峰，单位重量有机碳的液态烃生烃率高达399 mg/g；随后生烃率显著下降。暗色泥岩样品的产烃率曲线变化就比较平缓，实验温度350 ℃之前，单位重量有机碳液态烃产率缓慢增长；在350 ℃出现了不太明显的生油高峰，单位重量有机碳的液态烃生烃率可达154 mg/g；之后产烃率缓慢下降。

图10 鄂尔多斯盆地长7段黑色页岩与暗色泥岩样品热模拟实验温度与液态烃累计产率关系Fig.10 Relationship of liquid hydrocarbon cumulative yield and thermal simulation experimental temperature of black and dark shale in Chang 7 member,Ordos Basin

相较与暗色泥岩，黑色页岩的生烃具有两大特点：①生烃能力强，生烃高峰期时，黑色页岩的单位重量有机碳液态烃产率是暗色泥岩的2.5倍。考虑到黑色页岩的有机碳含量是暗色泥岩的2～3倍，则单位厚度黑色页岩的生烃量将是暗色泥岩的5倍以上。②黑色页岩生油窗集中，具有高生油转化率。实验温度320～350 ℃阶段，生烃量占总生烃量的83.0%，而同温度段暗色泥岩的生烃量仅占总生烃量的45.4%。由此可见，相同演化窗口中，黑色页岩生烃效率显著高于暗色泥岩。强生油、快生油必然导致黑色页岩内生烃增压的急剧变化，这些特征为页岩油的源内调整和有效排出提供了良好的条件。张文正等计算恢复了长7段黑色页岩的排烃率普遍在70%以上[26-27]，显著高于暗色泥岩。可见，长7段黑色页岩具有生油能力强、转化效率高、排油强度大等特征，这为页岩油的规模形成提供了良好的条件。

3.3 有机质吸附-孔隙容留联合是页岩油赋存机制

常规油气聚集中，石油以在孔隙空间中孔隙容留聚集为主，而泥页岩中有机质的富集为石油的吸附滞留创造了条件。搞清楚泥页岩层系中不同岩石的有机质吸附与孔隙容留的关系，或者说页岩油的赋存机制将影响页岩油的动用率与开采方式。杨华等通过对长7段黑色页岩和暗色泥岩的游离烃含量、吸附烃含量进行分析，认为暗色泥岩岩相的页岩油气品质好于黑色页岩[32]。

氯仿沥青“A”含量和热解游离烃含量S1都被认为是代表岩石孔隙里游离烃类的含量，但二者所代表的对象略有差别。氯仿沥青“A”更多代表岩石中易溶的烃类，而热解游离烃则代表低沸点烃类。在以孔隙容留为主的情况下，两个参数均受孔隙空间大小控制，应有较好的正相关关系。而以有机质吸附为主的情况下，大部分的烃将以吸附形式存在于干酪根表面，孔隙中易溶的烃量将会与岩石中总烃量不一致。反映在氯仿沥青“A”含量和热解S1参数上，二者将随TOC的增大出现不同的变化趋势。有机质丰度越高，吸附量越大，热解S1参数将增大，而氯仿沥青“A”含量将减小。尽管三氯甲烷抽提过程中，部分吸附的易溶烃类也会溶出，但相较于干酪根的极性而言，三氯甲烷溶解量有限，对结果的影响也有限。

长7段样品的氯仿沥青“A”含量和热解S1参数与TOC相关关系明显(图11a，b)。当样品有机质含量低于6%时，氯仿沥青“A”含量和热解S1参数均表现为随TOC的增大而增大，尤其是氯仿沥青“A”含量与TOC的正相关关系更加明显。随着TOC高于6%，两个参数出现了相反的变化趋势，氯仿沥青“A”含量随TOC的增大而迅速降低，而热解S1参数则仍然表现出缓慢增高的趋势。这表明，当TOC高于6%后，岩石中的低沸点烃类的总含量仍不断增高(热解S1升高)，而岩石中易被有机溶剂溶解的烃量则显著减少(氯仿沥青“A”含量降低)，表现出有机质对烃类以吸附为主的特征。