苏北盆地溱潼凹陷古近系阜宁组二段页岩油形成条件及有利区评价

昝 灵，骆卫峰，印燕铃，荆晓明

(中国石化 华东油气分公司 勘探开发研究院，南京 210019)

页岩油是指有效生烃泥页岩层系内的液态石油以及各种状态赋存的非气态烃类[1-2]，包括源储一体型、源储分异型、纯页岩型油藏，储集岩包括泥页岩、粉—细砂岩、碳酸盐岩等，储层致密，常规技术难以开采。淡水—微咸水—咸水环境均可形成陆相页岩油，时代从二叠纪到古近纪。陆相泥页岩非均质性强，有机碳含量(TOC)为1.0%～9.0%，镜质体反射率(Ro)为0.5%～1.3%，热演化程度相对较低。有机质普遍有陆源高等植物贡献，原油含蜡量高，密度高，普遍为0.83～0.92 g/cm3，气油比低，可流动性较差。陆相泥页岩泥质含量较高，为10%～50%，硅质矿物含量低于20%，成岩作用弱，普遍处于中成岩阶段，塑性强，可压裂性较差[3-4]。近年来，准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组源储一体型、渤海湾盆地济阳坳陷沙河街组夹层型和江汉盆地盐间页岩油勘探均获得突破，建立了不同赋存状态页岩油热释法定量表征方法、页岩油可动性分子地球化学评价方法，以及岩心现场液氮冷冻和多温阶热解实验技术流程[5-6]；揭示纹层状岩相是优质储集岩相类型，提出OSI>100 mg/g[OSI=S1/ω(TOC)]是页岩油甜点预测的有效参数；创建了可压裂性评价分类标准[3],明确微裂缝、优质岩相发育的混合型页岩油是优选突破的重点目标[7]；提出优质甜点钻遇率是页岩油高产的地质保障，密切割、高强度体积改造是页岩油高产的工程保障[8-9]。

苏北盆地已有455口井在泥页岩中见油气显示，多口井获得工业油流，展示了较好的页岩油勘探前景[10]。溱潼凹陷位于苏北盆地东台坳陷的中部，总面积1 100 km2，已发现草舍、台兴、帅垛等21个油田；发育古近系阜宁组阜二段、阜四段和上白垩统泰州组泰二段3套烃源岩，整体热演化程度不高，Ro为0.5%～1.3%；油源对比表明，已发现常规油藏的原油主要来自阜二段烃源岩11]。溱潼凹陷阜二段勘探程度低，钻穿阜二段探井较少，14口井在内斜坡和深凹带阜二段钻遇油气显示，部分井试获低产油流(图1)。目前溱潼凹陷常规油资源探明率较高，常规油藏发现难度越来越大。随着北美页岩油勘探开发的成功，页岩油资源也愈来愈引起人们的重视。前人[10，12-21]针对苏北盆地阜宁组泥页岩生烃、储集条件和页岩油勘探潜力进行了分析，认为阜二段具有较大的页岩油勘探潜力。纵向上阜二段②、③亚段最有利，其次为④亚段；钙质泥页岩为最有利岩石相，脆性矿物含量较高，黏土矿物中蒙脱石含量较高。各类微裂缝和微孔隙发育，共发育5种构造裂缝，直立缝、平移式剪裂缝和正向剪切缝对于油气保存和储层发育有重要的影响。溱潼凹陷优质烃源岩主要分布在阜二段中部，阜二段沉积早期灰质泥岩在研究区广泛发育，粉砂质泥岩仅局限于凹陷西南部；晚期以黑色泥岩为主，粉砂质泥岩集中分布于凹陷西南部和北部。目前溱潼凹陷阜二段页岩油形成条件，尤其是储集性、含油性分析等方面的研究较少。本文在对溱潼凹陷阜二段泥页岩段生烃、储集条件及含油性分析基础上，落实有利勘探层段，综合岩性、压力、裂缝预测，评价有利区带。这对于深化中等热演化盆地的页岩油勘探潜力认识，具有一定的理论和现实意义。

1 生烃条件

阜二段纵向上可划分为5个亚段，底部为厚层泥灰岩夹薄层粉砂质泥岩，泥灰岩单层厚度最大可达10 m；中部为泥岩和泥灰岩组合，以及少量凝灰岩；顶部发育厚层深灰色泥岩(图2)。有机质丰度呈现顶部和底部低、中间高的特征，TOC大于1%的泥页岩广泛分布，厚度为160～260m，其中TOC大于2%的泥页岩主要分布在②—④亚段，生烃潜量(S1+S2)大于6 mg/g，氢指数(IH)大于400 mg/g(表1)。有机质类型以Ⅱ1型为主，有少量Ⅰ型；有机显微组分中藻类体含量普遍大于50%，其中②、③亚段平均含量高于80%；有机质成熟度普遍达到成熟阶段，阜二段成熟烃源岩分布范围占整个凹陷的70%以上。

图1 苏北盆地溱潼凹陷阜宁组二段构造单元分布和层序剖面Fig.1 Structural units in second member of Funing Formation, Qintong Sag, Subei Basin and stratigraphic profile

图2 苏北盆地溱潼凹陷阜宁组二段①—⑤亚段综合柱状图Fig.2 Comprehensive histogram showing five sections in the second member of Funing Formation, Qintong Sag, Subei Basin

2 储集条件

2.1 岩石矿物组成

阜二段①亚段为灰黑色泥岩，顶部夹少量粉砂质泥岩，②亚段为厚层块状灰质泥岩，③亚段为灰黑色泥岩与泥灰岩互层，④—⑤亚段主要为灰质泥岩、泥灰岩，夹少量粉砂质泥岩。东斜坡部分井在③、④亚段发育1～2 m凝灰岩。

层—块状灰黑色、深灰色泥岩(图3a)为均匀块状，偶见水平层理；矿物组成以黏土矿物、石英、方解石为主，白云石、黄铁矿及石膏含量较低。其中黏土矿物含量最高，平均为47.7%；其次为石英，平均32.5%；长石含量平均3.4%，碳酸盐矿物含量平均为12.7%。

块状含灰泥岩(图3b)，其沉积、构造特征与层—块状泥岩相似，矿物组成以黏土矿物、石英和方解石为主，另有少量黄铁矿、微量方沸石及石膏。其中黏土矿物含量最高，平均为40.5%；其次为石英，平均23.1%；碳酸盐矿物含量平均为25.8%，长石含量平均4.9%。

纹层状灰质泥岩、泥质灰岩(图3c，d)，纹层比较发育，矿物组成以石英、黏土矿物、碳酸盐矿物为主，黄铁矿和方沸石含量较高。黏土矿物含量平均为36.9%，石英含量平均为23.2%；碳酸盐矿物含量平均为27.5%，主要为方解石和白云石；长石含量平均7.3%，黄铁矿含量平均为2.7%。

2.2 储集空间

基于岩心、薄片和扫描电镜等资料，将阜二段泥页岩储集空间划分为裂缝和孔隙两类。裂缝总体不发育，以微裂缝为主，少量构造剪切缝。孔隙主要为黏土矿物及碳酸盐矿物晶间孔、溶蚀孔及少量有机孔。

2.2.1 裂缝

阜二段泥页岩段的裂缝主要有剪切缝和微裂缝2种(图4a-d)。剪切缝倾角小，多顺层发育，裂缝宽约10～45 μm，部分裂缝被方解石充填。微裂缝较为常见，尺寸在纳米级—微米级，裂缝宽约5～15 μm，主要为沉积形成的层理缝及后期构造活动或成岩作用形成的微裂缝，部分裂缝内硅质充填。微裂缝为主要的储集空间。

表1 苏北盆地溱潼凹陷阜宁组二段烃源岩生烃指标Table 1 Hydrocarbon generation indexes of source rocks in the second member of Funing Formation, Qintong Sag, Subei Basin

图3 苏北盆地溱潼凹陷阜宁组二段典型泥页岩岩心照片 a．①亚段深灰色块状泥岩；b.②亚段深灰色灰质泥岩；c.③亚段灰黑色纹层状灰质泥岩；d.④～⑤亚段纹层状泥质灰岩Fig.3 Cores of typical shale in the second member of Funing Formation, Qintong Sag, Subei Basin

图4 苏北盆地溱潼凹陷阜宁组二段泥页岩主要储集空间微观特征Fig.4 Microscopic characteristics of main reservoir spaces for shale in second member of Funing Formation, Qintong Sag, Subei Basin

2.2.2 孔隙

孔隙主要包括粒(晶)间孔隙和粒(晶)内孔隙2种(图4d-e)。

粒(晶)间孔隙为原生孔，孔径通常为数百纳米—微米级，孔隙数量与矿物含量密切相关，主要有3类。(1)黏土矿物晶(粒)间孔，呈长条形、三角形或房室状，发育于伊利石等黏土矿物之间，连通性好；(2)碳酸盐矿物晶(粒)间孔，呈多边形或环形，发育于方解石、白云石等碳酸盐矿物间，多孤立分布；(3)其他颗粒晶(粒)间孔，多边形或近椭圆形，位于颗粒周边，多呈孤立分布。粒(晶)间孔是主要的微孔隙。

粒(晶)内孔隙主要是矿物受溶蚀后形成，溶孔形态取决于溶蚀程度和被溶颗粒，随着溶蚀程度的增强，连通性逐渐增加。黄铁矿粒(晶)内孔隙平面上为多边形—椭圆形，平均直径在200 nm左右。粒(晶)内溶孔呈多边形或半环形，分布于晶(粒)周边，连通性随溶蚀作用增强而增加。

2.2.3 储集物性

溱潼凹陷阜二段泥页岩孔隙度介于3.49%～19.9%,平均8.9%，随埋深增大，受压实作用影响，泥页岩孔隙度逐渐降低，埋深3 500 m的孔隙度为8%左右，埋深超过4 000 m的孔隙度低于6%(图5)。

图5 苏北盆地溱潼凹陷泥页岩孔隙度随深度变化趋势Fig.5 Distribution of shale porosity with depth, Qintong Sag, Subei Basin

纳米CT扫描揭示泥灰岩孔隙较发育，直径大于100 nm的孔隙占90%以上(图6)；但孔隙的孔喉半径较小，以孔径2～35 nm的介孔为主(图7)，介孔孔隙体积占总孔隙体积的80%以上；另含少量孔径小于2 nm的微孔，微孔体积占总孔隙体积低于20%。渗透率为(0.02～14.1)×10-3μm2，大多数渗透率较低。渗透性主要取决于裂缝发育程度，裂缝发育段具有较好的渗透性，MS1井泥灰岩裂缝发育段(图4a)实测渗透率为14.1×10-3μm2。基于岩心观察和测井裂缝评价，③—⑤亚段裂缝较发育，在测井曲线上表现为较高的声波时差值，部分井段有声波时差跳跃特征(图2)。

3 有利层段评价

3.1 含油性

泥页岩含油性包括滞留油中的吸附油和游离油两部分[6]。滞留油含量与有机质丰度和成熟度相关，相同成熟度下，有机质丰度越高，滞留油含量也越高。由于阜二段泥页岩主要成熟度为0.7%～1.1%，总滞留油量(S1+S2)、游离油量(S1)与TOC均呈正相关关系(图8)；总滞留油量大于6 mg/g的样品占总数的46%，S1>0.2 mg/g的样品占总数的41%。随埋藏深度的增大，吸附油的比例逐渐降低，游离油含量逐渐增大(图9a)，其中③—⑤亚段S1为0.1～2.7 mg/g，平均为0.54 mg/g。

图6 苏北盆地溱潼凹陷Y201井阜二段泥灰岩孔隙直径分布Fig.6 Distribution of pore diameters of marl in the second member of Funing Formation, well Yu201, Qintong Sag, Subei Basin

图7 苏北盆地溱潼凹陷MS1井阜二段泥灰岩孔喉半径分布Fig.7 Distribution of pore throat radius of marl in the second member of Funing Formation, well MS1, Qintong Sag, Subei Basin

图8 苏北盆地溱潼凹陷阜宁组二段烃源岩(S1+S2)、S1与TOC交会图Fig.8 Cross plots of residual oil S1+S2 and free oil(S1)and TOC in source rocks of the second member of Funing Formation, Qintong Sag, Subei Basin

图9 苏北盆地溱潼凹陷阜宁组二段S1和OSI随深度变化趋势Fig.9 Distribution of S1 and OSI with depth in the second member of Funing Formation, Qintong Sag, Subei Basin

当泥页岩OSI[S1/ω(TOC)]大于100 mg/g时，可形成较好的裂缝型页岩油层；当OSI为75～100 mg/g时，致密页岩段可作为页岩油潜在层段[22]。从OSI随深度变化趋势看(图9b)，埋深大于3 500 m后，S1含量显著增加，是寻找基质型页岩油藏的有利深度。目前溱潼凹陷阜二段泥页岩OSI>75 mg/g的样本较少。一方面是由于分析样品放置时间较长，岩心未经过现场冷冻保存。根据前人研究[5]，常规手段较液氮冷冻碎样造成的轻烃损失平均可达30%，样品放置54 h以上轻烃平均损失率在38%左右。考虑到碎样方式和放置时间对轻烃的影响，常规热解方式游离油损失量达50%。另一方面，由于阜二段泥页岩成熟度整体不高，钻至3 500 m探井较少，因此高含油率数据点不多。但溱潼凹陷有多口井在内斜坡阜二段试获油流，证实仍然具有较大的页岩油勘探潜力。

3.2 有利层段

泥页岩层系滞留油是重要的物质基础[23]，主要包括吸附油和游离油，其中的吸附油主要以吸附—互溶态赋存于干酪根中，仅通过压裂改造难以有效动用，因此游离油含量是评价页岩油勘探潜力的关键指标。微裂缝既是游离油的主要赋存空间，同时对于页岩油流动起关键作用，分析化验表明，微裂缝发育段渗透性好。异常高压能为页岩油流动提供原始动力，对于页岩油高产稳产至关重要。在后期压裂改造过程中，硅质和碳酸盐等脆性矿物含量高容易形成天然缝和诱导缝，有利于页岩油开采。

综合岩性、脆性、含油性及物性条件，评价出阜二段纵向上页岩油最有利层段为③—④亚段。其有机质丰度高，TOC平均为2.2%，S1平均为0.61 mg/g，脆性矿物含量平均为62%，纹层和微裂缝均较发育；同时在溱潼凹陷东部还发育1～2 m厚的凝灰岩，具有夹层型页岩油勘探前景，整体评价最好。阜二段⑤亚段TOC平均为1.01%，S1平均为0.52 mg/g，脆性矿物含量平均为65%；岩性为层—块状泥灰岩，纹层和微裂缝较发育，斜坡带局部发育粉砂质泥岩，是寻找夹层型页岩油的有利层系，因此综合评价较好。阜二段②亚段岩性主要为块状含灰泥岩，TOC平均为2.1%，S1平均为0.35 mg/g，脆性矿物含量平均为60%，微裂缝不太发育，黏土矿物含量偏高，综合评价较好。阜二段①亚段有机质丰度较高，但以块状泥岩为主，整体储集性较差，S1平均为0.23 mg/g，综合评价页岩油潜力小。

4 有利区评价

有利区评价包括泥页岩有机质丰度、厚度、成熟度、物性、裂缝、压力、流体性质、埋深等要素的评价。研究表明，阜二段Ro介于1.0%～1.3%，滞留油中含有较多的轻质油和天然气，气油比高，流动性较好，是页岩油开采有利的成熟度范围。S1也是页岩油评价的关键参数，根据TOC与S1建立相关关系，结合S1的恢复系数，编制了恢复后的S1平面分布图(图10)。综合考虑源岩品质、储集条件、地层能量以及工程条件，优选11项参数开展有利区带评价(表2)；重点叠合TOC、Ro、S1、厚度和岩性等评价关键参数，溱潼凹陷阜二段页岩油整体评价为Ⅱ类和Ⅲ类。Ⅱ类区最有利的为超压范围内的粉砂质泥岩分布带，其次为泥灰岩分布带；主要分布在溱潼凹陷的时堰和储家楼深凹带，埋深大于3 500 m，Ro>0.9%，ω(TOC)>2.0%的累计厚度大于60 m，压力系数大于1.2，恢复后S1>0.9 mg/g(图10)。Ⅲ类区主要是指常压范围内的含粉砂质泥岩、泥灰岩分布带，主要分布在西斜坡，其次为凝灰岩分布带，主要位于东斜坡；埋深介于2 700～3 500 m，Ro为0.7%～1.0%，ω(TOC)>2.0%的累计厚度为50～70 m，压力系数为1.0～1.2，恢复后S1为0.75～0.9 mg/g(图10)。

图10 苏北盆地溱潼凹陷阜宁组二段页岩油有利区Fig.10 Favorable targets for shale oil exploration in the second member of Funing Formation, Qintong Sag, Subei Basin

表2 苏北盆地溱潼凹陷阜宁组二段页岩油评价标准Table 2 Evaluation criteria for shale oil in the second member of Funing Formation, Qintong Sag, Subei Basin

5 结论

(1)溱潼凹陷阜二段有机碳含量大于1.0%的泥页岩厚度为160～260 m，纵向上广泛分布；Ro为0.5%～1.1%，成熟范围广；有机质类型好，有机显微组分以藻类体为主，阜二段具备页岩油形成的物质基础。

(2)阜二段孔隙度平均为8.9%，储集空间主要为溶孔、黏土和碳酸盐矿物晶间孔；纹层状泥灰岩和粉砂质泥岩微裂缝较发育，裂缝控制储层渗透性。

(3)纵向上阜二段③—⑤亚段为页岩油勘探的最有利层段，平均脆性矿物含量为62%～65%，以石英、方解石和白云石为主，S1为0.1～2.7 mg/g，平均为0.54 mg/g。

(4)根据Ro、厚度、岩性和S1等参数，溱潼凹陷阜二段页岩油整体评价为Ⅱ类和Ⅲ类，其中时堰和储家楼深凹带是寻找粉砂质泥岩和泥灰岩油藏最有利区，东斜坡是寻找凝灰岩夹层型页岩油藏有利区。