渤海湾盆地东濮凹陷盐间细粒沉积岩岩相与含油性特征

彭君，周勇水，李红磊，王亚明，康华，徐云龙

（中国石化中原油田分公司勘探开发研究院，河南 郑州 450000）

0 引言

东濮凹陷是一个典型的内陆盐湖盆地［1］，盐岩区发育高有机质丰度烃源岩，构成了东濮凹陷油气富集的主要物质基础［2-3］，已探明石油储量 5.38×108t，是常规油气主力产区。常规油气探井在盐间泥页岩中也钻遇了丰富的油气显示，泥岩裂缝发育区钻井有自然产能［4-5］，如濮深18-1井在柳屯洼陷沙三上亚段盐间泥岩获得100 m3/d的高产稠油，表明东濮凹陷盐间泥页岩具备页岩油资源潜力。已有研究主要是利用老井岩心资料开展东濮凹陷泥页岩储集空间特征、页岩油富集条件和有利区带评价［5-13］，针对凹陷盐间泥页岩先后完钻了8口页岩油专探井，并获得了一定产能，单井累计生产原油最高达6 303 t，进一步证实了盐岩区具有良好的页岩油资源潜力。受取心资料条件的限制，已有研究未能获取新鲜、连续的泥页岩样品以开展含油性、可动性等评价，致使对页岩油富集控制因素和地质甜点认识不清，严重制约了勘探工作的顺利开展。2019年，东濮凹陷先后完成濮156和文410两口页岩油专探井，并对盐间泥页岩进行了连续取心，为页岩油地质特征的系统研究提供了岩心资料基础。

细粒沉积岩（简称细粒岩）是指粒径小于0.062 5 mm的颗粒占50%以上的沉积岩，它既是页岩油气的物质基础，又是储集载体。不同岩相细粒沉积岩的含油气性、储集性等特征具有显著差异，对其研究能够有效指导页岩油气的勘探［14-16］。因此，本文对濮156和文410两口页岩油专探井的岩心进行了密集采样，利用全岩X衍射、电子显微扫描、冷冻热解等技术手段，明确了盐间细粒沉积的岩相类型及发育规律，分析了不同岩相的含油性特征，指明了页岩油富集的有利岩相，对东濮凹陷页岩油的勘探具有现实的指导作用，对其他盐湖盆地的相关研究也具有重要的借鉴意义。

1 地质概况

东濮凹陷位于渤海湾盆地南端，东以兰聊断裂为界与鲁西隆起相邻，北以马陵断层为界与莘县凹陷分开，西为内黄隆起，南为兰考凸起，北窄南宽，呈NNE向展布，面积约5 300 km2。凹陷在构造演化和沉积相带上具有“东西分带、南北分块”的特征，主要受NNE向兰聊断层带、黄河—文西—观城断层带和长垣—石家集—宋庙断层带3条大断层带的控制，形成了“两洼一隆一斜坡”的构造格局，和北部盐岩沉积发育而南部不发育的沉积格局。凹陷新生界由古近系沙河街组（Es）、东营组（Ed）和新近系馆陶组（Ng）、明化镇组（Nm）以及第四系平原组（Qp）组成。Es是凹陷主要烃源岩发育和油气勘探层系，自下而上分为沙四段（Es4）、沙三段（Es3）、沙二段（Es2）和沙一段（Es1），厚度在2 000～5 000 m。其中，Es3分布最广、厚度最大，属于半深湖—深湖沉积，岩性主要为灰色泥页岩与粉砂岩、细砂岩、盐膏岩不等厚互层，进一步细分为沙三上亚段（Es3U）、沙三中亚段（Es3M）和沙三下亚段（Es3L）。

2 地质实验

针对盐间细粒沉积岩，文410井在3 541.83～3 599.09 m，3 642.35～3 651.70 m（Es3M4—5 砂组）取心65.91 m，濮 156 井在 3 393.63～3 402.60 m，3 419.15～3 428.07 m，3 655.04～3 663.90 m（Es3M2—6 砂组）取心26.51 m。岩心出筒2 h内完成现场处置工作后，将岩心放入冷冻柜中低温（-60℃）保存24 h；然后，在岩心精细观察、描述的基础上进行了样品采集，采样间距一般为0.2 m，若0.2 m内有岩性变化则对每种岩性进行样品采集，共采集文410井样品435件和濮156井样品153件。

对采集到的样品主要在中国石化中原油田分公司勘探开发研究院实验中心和中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所实验地质研究中心开展了相关的测试分析。根据实验结果，对东濮凹陷盐间细粒沉积岩岩相及含油性特征进行了深入探讨。

3 细粒岩岩相特征

3.1 细粒沉积岩基本特征

东濮凹陷盐间细粒岩主要沉积于物源不发育的深湖、半深湖及浅湖沉积环境，岩性主要有泥页岩、粉砂岩、碳酸盐岩和盐膏岩，沉积速率慢，使得岩石层理构造较发育。根据层理构造的发育程度及层理厚度，将沉积构造划分为层状构造、纹层状构造、块状构造。层状构造层理发育，层厚大于1 mm；纹层状构造层理十分发育，层厚小于1 mm；看不到层理，定义为块状构造。

文410和濮156井172块样品的X衍射全岩矿物分析结果显示，盐间细粒沉积岩主要矿物成分为黏土、石英、长石、白云石、方解石，及少量石膏、石盐、黄铁矿。其中：黏土矿物质量分数为3.45%～74.7%，平均34.4%，质量分数大于50.0%的样品占24%。长英质矿物质量分数为2.6%～72.9%，平均28.1%，质量分数大于50.0%的样品占17%。碳酸盐矿物质量分数为1.2%～84.8%，平均27.3%，质量分数大于50.0%的样品占15%；碳酸盐矿物主要为白云石，质量分数0.6%～84.7%，平均19.5%。因此，东濮凹陷盐间细粒沉积岩矿物组成以黏土为主，其次为陆源碎屑和碳酸盐矿物。

3.2 岩相类型划分及特征

3.2.1 岩相类型划分

国内外学者对细粒岩岩相的划分主要根据岩石的颜色、沉积构造、矿物成分、总有机碳质量分数、力学性质等因素［17-19］。东濮凹陷盐间细粒沉积岩矿物类型多，优势矿物不明显，以黏土、碳酸盐、长英质矿物混合沉积为特征，因此，本文主要依据沉积构造和矿物成分组合进行盐间细粒沉积岩岩相类型的划分。

依据矿物成分组合划分细粒沉积岩岩相的原则［17］，结合沉积构造和矿物成分分析，认为东濮凹陷盐间细粒沉积岩主要发育层状黏土岩、层状长英质黏土岩、层状黏土质混合岩、块状碳酸盐岩、纹层状黏土质碳酸盐岩、纹层状碳酸质混合岩、块状长英质混合岩和盐岩等8种岩相类型。

3.2.2 岩相特征

1）层状黏土岩相。岩心主要为深灰色、灰色，层理可见。镜下薄片，黏土、长石、石英与碳酸盐矿物混积，局部长石、石英富集成层。主要矿物为黏土，平均质量分数为55.7%，长英质矿物质量分数平均20.3%，碳酸盐矿物质量分数平均12.2%，蒸发盐矿物质量分数平均8.7%。储集空间主要为层理缝及黏土矿物间微缝。

2）层状长英质黏土岩相。岩心呈灰色，层理可见，受各层长英质、黏土矿物质量分数差异影响，形成明暗相间，暗层黏土矿物质量分数高，亮层长英质矿物质量分数高。镜下薄片，可见长英质矿物层与黏土矿物层不等厚互层。主要矿物为黏土和长英质，平均质量分数分别为50.7%和27.1%，碳酸盐、蒸发盐矿物平均质量分数分别为9.6%和8.7%。储集空间主要为长石粒内溶蚀微孔、粒间次生溶蚀微孔隙、黏土矿物间微缝。

3）层状黏土质混合岩相。岩心呈灰色，层理可见，受各层长英质、黏土、碳酸盐矿物质量分数差异影响，形成明暗相间，暗层主要为黏土质、泥晶碳酸盐矿物，亮层主要为长英质矿物，镜下层理构造明显。黏土矿物质量分数最高，平均42.1%，其次为碳酸盐和长英质矿物，平均质量分数分别为25.5%和24.1%，蒸发盐矿物质量分数低，平均4.3%。储集空间主要为黏土矿物间微缝及层间微缝。

4）块状碳酸盐岩相。岩心呈深灰色、灰黑色，无层理构造，裂缝较发育。镜下观察，碳酸盐矿物多呈微晶结构，晶体形态各异，有菱形、三角形、椭圆形，晶粒间多见暗色有机质条带和分散状黄铁矿。主要矿物为碳酸盐矿物，平均质量分数64.5%；碳酸盐矿物主要有石灰岩和白云岩2种类型，石灰岩较致密，储集空间不发育，白云岩经重结晶作用，保存有晶间微孔隙，是该岩相的主要储集空间。

5）纹层状黏土质碳酸盐岩相。岩心呈深灰色、灰黑色，根据矿物成分特征可细分为纹层状黏土质灰岩相和纹层状黏土质白云岩相。岩石明暗相间、纹层发育，纹层连续性较好，暗层为富有机质泥质纹层，亮层为碳酸盐纹层，碳酸盐纹层多呈透镜体状分布。镜下薄片，富有机质泥质纹层与碳酸盐矿物互层，碳酸盐矿物层相对较厚，泥质纹层发亮黄色荧光，碳酸盐层不发荧光。主要矿物中，碳酸盐质量分数最高，平均50.4%；黏土质量分数次之，平均31.4%；长英质和蒸发盐质量分数低，平均分别为12.5%和2.6%。储集空间主要为晶间溶蚀微孔、层间微缝及黏土矿物间微缝。

6）纹层状碳酸质混合岩相。岩心呈深灰色，纹层发育且连续性好，多呈水平状，局部层位呈波状、透镜状，层间生物碎屑富集。镜下薄片，浅色层主要由碳酸盐矿物组成，多呈泥晶结构，深色层主要为富有机质黏土矿物纹层，较碳酸盐矿物层厚，层内多见草莓状黄铁矿及有机质碎屑。碳酸盐和黏土矿物平均质量分数分别为39.2%和31.6%，长英质和蒸发盐矿物平均质量分数分别为19.5%和5.4%。储集空间主要为晶间溶蚀微孔、层间微缝及黏土矿物间微缝。

7）块状长英质混合岩相。岩心呈灰色，块状结构。镜下薄片，各种矿物混杂堆积，长英质矿物质量分数较高，颗粒棱角明显，磨圆度低。长英质和黏土矿物平均质量分数分别为42.2%和29.6%，碳酸盐和蒸发盐矿物平均质量分数分别为16.7%和8.2%。储集空间主要为长石粒内溶蚀微孔、粒间次生溶蚀微孔隙、黏土矿物间微缝。

8）盐岩相。岩心呈灰色、灰白色，岩心颜色随黏土矿物质量分数增加而变深，单层厚度1.5～6.0 m；盐岩晶粒较大，呈粗晶—巨晶结构，储集空间不发育。

3.3 岩相组合特征

东濮凹陷盐间细粒沉积岩岩相主要受4级层序格架下水进—水退旋回控制，自下而上是一个湖侵水体淡化—湖水蒸发浓缩成盐、水体变浅的过程，主要沉积相类型依次为半深湖泥岩、浅湖砂泥坪、盐湖（见图1）。

半深湖泥岩相主要发育层状长英质黏土岩、纹层状碳酸质黏土岩、纹层状黏土质碳酸盐岩、块状碳酸盐岩、层状黏土质混合岩相等类型。完整的岩相组合为层状长英质黏土岩-纹层状碳酸质混合岩/纹层状黏土质碳酸盐岩-块状碳酸盐岩-层状黏土质混合岩。当水体缓慢加深、淡化，主要形成层状长英质黏土岩-纹层状白云质混合岩/纹层状黏土质白云岩-块状白云岩-层状黏土岩组合（3 581～3 592 m）；当水体快速加深、淡化时，则形成层状长英质黏土岩-纹层状灰质混合岩/纹层状黏土质灰岩-块状灰岩-层状黏土质混合岩组合（3 558～3 569 m）。

浅湖砂泥坪相主要发育层状黏土质长英质岩、块状长英质混合岩、层状长英质黏土岩等岩相类型，岩相组合为块状黏土质长英质岩/长英质岩-层状长英质黏土岩-层状黏土岩（3 549～3 558 m）。盐湖相岩相组合为层状黏土岩-夹薄层石膏层层状黏土岩-盐岩，形成于蒸发浓缩持续变浅的过程（3 540～3 549 m）。

4 细粒沉积岩含油性特征

4.1 有机质丰度及赋存特征

受东濮凹陷古近纪频繁震荡、蒸发咸化沉积模式影响，不同沉积相带烃源岩的成烃生物组合差异显著，使得有机质丰度及其在岩石中的赋存形式存在较大差异［20］。文410和濮156井测试结果显示，东濮凹陷盐间大部分烃源岩总有机碳质量分数TOC＜1.00%，主要分布在0.15%～0.77%，高TOC的烃源岩较少且单层厚度较薄。如文410井Es3M4砂组TOC＞1.00%的烃源岩累计厚度仅17.44 m，TOC＞2.00%的烃源岩累计厚度仅8.69 m，最厚仅1.91 m。有机质丰度受到沉积演化控制，高TOC烃源岩主要形成于半深湖相（见图1）。不同岩相有机质特征分析结果表明，纹层状碳酸质混合岩相有机质丰度普遍较高，但发育厚度较薄，连续厚度一般小于2.0 m，TOC普遍大于1.00%，部分层段TOC大于6.00%，有机质呈纹层状分布于黏土矿物和碳酸盐层间，发育丰富的草莓状黄铁矿，矿物表面常见油膜（见图2a，2b），高角度微裂缝发育，裂缝与纹层之间有明显的油气显示（见图2c）。层状黏土岩相是东濮凹陷盐间最为常见的岩相类型，连续厚度大，但有机质质量分数低，分散赋存于黏土矿物中，呈淡黄色荧光（见图2d），发育有少量低角度缝，缝内充填有石膏或石盐，未见有沥青等烃类物质。层状黏土质混合岩相TOC主要在0.50%～1.50%，页理及低角度缝发育，多为石膏或石盐充填，部分裂缝中见黑色沥青（见图2e，2f）。

图1 东濮凹陷文410井Es3M4砂组盐间细粒沉积岩岩相综合分析结果

图2 东濮凹陷典型细粒沉积岩有机岩石学特征

4.2 含油性特征

4.2.1 不同岩相细粒沉积岩含油性特征

细粒沉积岩含油性评价方法有很多种，其中应用最为成熟的是地球化学法和含油饱和度法［21-25］。地球化学法主要通过开展细粒沉积岩岩石热解、可溶有机质抽提实验，分别获取热解参数S1n（常规热解可溶烃量）、S1f（冷冻热解可溶烃量）和氯仿沥青“A”质量分数，进行含油性分析。含油饱和度法主要根据Jarvie等［26］的研究成果，以含油饱和度指数OSI为主要指标，评价细粒沉积岩的含油性，判识有利的产油层段。

东濮凹陷细粒沉积岩不同岩相时含油性差异较大，文410井3种主要的含有机质岩相中，以纹层状碳酸质混合岩含油性最好（见图1）。S1n主要在0.50～10.53 mg/g，平均 3.09 mg/g，S1f主要在 0.60～20.14 mg/g，平均5.47 mg/g，较美国巴肯页岩样品S1n平均值2.93 mg/g 略高［27］。OSIn（常规）在 53.44～319.61 mg/g，平均121.19 mg/g，OSIf（冷冻）在 44.12～422.22 mg/g，平均148.53 mg/g，2种岩石热解实验所获得的含油性参数均达到了美国典型页岩油产层OSI标准。氯仿沥青“A”质量分数在 5.76～34.17 mg/g，平均 16.54 mg/g，表明岩石中具有丰富的液态烃。

层状黏土岩相有机质丰度低，含油性差。S1n在0.01～0.90 mg/g，平均仅 0.11 mg/g，OSIn在 5.06～112.77 mg/g，平均仅19.49 mg/g，冷冻热解参数略高于常规热解，但差异不大，总体表现出低值特征。氯仿沥青“A”质量分数在 0.01～0.33 mg/g，平均 0.11 mg/g，液态烃质量分数异常低。

层状黏土质混合岩相有机质丰度介于前2种岩相之间，含油性中等。S1n在0.03～3.95 mg/g，平均0.60 mg/g；OSIn介于 6.73～171.17mg/g，平均 63.88 mg/g；S1f在0.09～4.55 mg/g，平均 0.86 mg/g；OSIf为 15.79～269.23 mg/g，平均 68.86 mg/g；氯仿沥青“A”质量分数在 0.51～11.28 mg/g，平均 5.24 mg/g。

上述结果表明，东濮凹陷盐间细粒沉积岩中，纹层状碳酸质混合岩有机质丰度高、含油性好，是页岩油勘探最为有利的岩相类型。层状黏土质混合岩具有一定的有机质丰度，含油性中等，部分层段具有一定的页岩油勘探潜力。层状黏土岩有机质丰度低、含油性差。

4.2.2 细粒沉积岩含油性影响因素

由于文410和濮156井取心层段埋深相对集中，成熟度相近，镜质组反射率主要在0.8%～1.0%，且整体沉积环境相近，烃源岩有机质类型均以Ⅱ1，Ⅱ2型为主，无法讨论成熟度和有机质类型对细粒沉积岩含油性的影响，本文主要对含油性与有机质丰度、矿物组成的相关性进行分析。

如图3所示，东濮凹陷细粒沉积岩TOC与S1，OSI均具有较好的正相关性。1）TOC＜1.00%的细粒沉积岩含油性表现出稳定低值特征，S1＜1 mg/g，OSI＜100 mg/g。这种低丰度的细粒沉积岩有机质生成的烃类较少，往往不能满足岩石自身吸附的需要，含油饱和度低，尚未达到页岩油动用的下限，含油性极差，不是有利的页岩油发育层段，岩相主要为层状黏土岩。2）1.00%＜TOC＜2.00%的细粒沉积岩主要为层状黏土质混合岩相，S1，OSI与TOC存在较好的线性关系，通常称为线性增加阶段。这类细粒沉积岩具有随TOC增大，S1和OSI快速升高的特点，说明有机质生成的烃类已满足岩石矿物的吸附作用，开始大量形成游离烃，OSI从50 mg/g左右迅速升高到150 mg/g，部分层段已达到页岩油最低动用下限，含油性中等，具有一定的可动油。3）纹层状碳酸质混合岩相TOC普遍大于1.00%，S1在1～11 mg/g，表现出稳定高值特征，游离烃丰富，OSI普遍大于100 mg/g，含油性好，已达页岩油动用条件，是页岩油开发的重要目的层段。因此，有机质丰度是东濮凹陷盐间细粒沉积岩含油性最重要的影响因素。

图3 东濮凹陷典型细粒沉积岩含油性与TOC关系

岩石中不同矿物对油气吸附作用有强有弱，从而导致不同岩相细粒沉积岩含油性有所差异（见图4）。

由图4可见，细粒沉积岩中石英矿物质量分数与岩石的OSI具有较好的负相关性，黏土矿物质量分数与OSI存在一定的负相关性，而碳酸盐矿物质量分数与OSI相关性较差，仅表现出高碳酸盐矿物的细粒沉积岩往往具有较高的OSI特征。盐间细粒沉积岩具有较高的石盐和石膏质量分数，从实测数据来看，东濮凹陷该值与OSI没有太大关系（见图4），显示石膏与石盐对岩石含油性没有太大影响。

图4 东濮凹陷典型细粒沉积岩含油性与矿物组成关系

5 结论

1）东濮凹陷盐间主要发育层状黏土岩、层状长英质黏土岩、层状黏土质混合岩、块状碳酸盐岩、纹层状黏土质碳酸盐岩、纹层状碳酸质混合岩、块状长英质混合岩和盐岩等8种细粒沉积岩岩相。

2）东濮凹陷盐间沉积物是由碳酸盐岩-碎屑岩-蒸发岩构成的有序岩性组合。半深湖泥岩相完整的岩相组合为层状长英质黏土岩-纹层状碳酸质混合岩/纹层状黏土质碳酸岩-块状碳酸盐岩-层状黏土岩。浅湖砂泥坪完整的岩相组合为块状黏土质长英质岩/长英质岩-层状长英质黏土岩-层状黏土岩。盐湖相完整的岩相组合为层状黏土岩-夹薄层石膏层层状黏土岩-盐岩。

3）东濮凹陷盐间纹层状碳酸质混合岩有机质丰度高，发育有大量的微裂缝、溶蚀孔和有机孔，含油性好，是页岩油勘探的有利岩相类型。层状黏土质混合岩具有一定的有机质丰度，并且发育有少量的层间缝，含油性中等，部分层段具有一定的页岩油勘探潜力。层状黏土岩岩石致密，有机质丰度低，微裂缝、溶蚀孔和有机孔不发育，含油性差。有机质丰度是东濮凹陷盐间细粒沉积岩含油性最重要的影响因素，石膏与石盐对岩石含油性没有太大的影响。