陆相源内与源外油气成藏的烃源灶差异

赵文智，张斌，王晓梅，吴松涛，张水昌，刘伟，王坤，赵霞

（1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石油大学（北京）地球科学学院，北京 102249）

0 引言

“源控论”是陆相石油地质理论的核心内容之一。理论的要义是油气勘探首先要确定烃源灶分布，然后围绕烃源灶勘探就有发现油气藏的最大机会。经典石油地质学指出，当油气运移离开烃源岩以后，在浮力作用下发生由低部位向高部位和由分散到富集的过程，这是油气成藏的关键环节。所以，常规油藏一般都分布在源外。根据油源对比分析，常规油藏有效烃源岩TOC最低门限值为0.5%[1-2]。随着发现常规油气藏的难度越来越大，寻找非常规油气资源已成为国内外油气勘探的重点方向。非常规油气多分布在源灶区内，缺少油气大规模运移和富集过程，所以对烃源岩质量和规模的要求与常规油藏相比有较大不同。及时总结陆相常规油气藏与非常规油气，特别是陆相页岩油在烃源岩品质与规模上的差异，并提早建立相应评价标准，对即将到来的大规模页岩油勘探选准富集区和富集段，并避免打低效、无效甚至空井，都具有十分重要的理论指导意义。应该指出，中国大多数陆相烃源岩热演化程度处于生烃“液态窗”范围内，并不利于陆相页岩气经济成矿，目前尚无陆相页岩气成功勘探案例，本文暂不讨论陆相页岩气的源灶问题，重点关注陆相页岩油与常规油气的烃源灶差异。

传统油气地球化学研究已对世界范围和中国的主要烃源岩进行了系统评价[3-7]，明确提出了形成商业油气聚集所需的烃源岩丰度指标。Peters[3]在众多油田勘探实践基础上，率先提出了油气勘探的烃源岩标准，指出TOC＞0.5%的烃源岩即为有效烃源岩，TOC＞1.0%的即为优质烃源岩；Katz[4]统计全球范围内湖相烃源岩，指出有效烃源岩平均TOC值大于1.0%，生烃潜量（S1+S2）值大于2.5 mg/g；黄第藩等[5]建立了中国陆相烃源岩评价标准，指出暗色泥岩TOC下限值为0.4%，TOC值大于1.0%时即为好烃源岩，并在此基础上形成了石油天然气行业标准；张水昌等[7]研究了海相烃源岩有机质丰度下限，并指出有效烃源岩厚度不必很大，但必须达到一定的有机质丰度（TOC＞0.5%），且要有一定的分布面积。随着勘探进一步走向源灶区内，一些发现井在单井日产量和单井累计采出量（EUR）两方面都表现出较大差异，这表明勘探进入烃源灶内以后，并非所有探井和评价井都有理想的勘探成效。这其中就与烃源岩质量与规模密切相关。因此，如何尽快建立可指导页岩油富集区和富集段评价的烃源岩标准，就成为当务之急。有学者认为，页岩油富集区TOC值下限为 1%[8-9]，但近期一些满足上述标准的页岩油探井并未获得理想发现，这让笔者对已有评价标准产生了疑问，也深感页岩油经济成矿的烃源灶标准与常规油气藏有很大不同。本文通过对比常规油气藏与页岩油的烃源岩品质、组构与规模的异同，提出适用于页岩油富集区和富集段评价的烃源岩标准，特别是TOC值标准，以期为后续页岩油大规模勘探提供指导。考虑到现阶段中国对页岩油概念仍有不同理解，本文所指的陆相页岩油是指埋藏深度大于 300 m、Ro值大于0.5%的陆相富有机质页岩中赋存的液态石油烃和多类有机物的统称，包括地下已经形成的石油烃、各类沥青物和尚未热降解转化的固体有机质。根据成熟度演化阶段，页岩油可进一步分为中高成熟度页岩油和中低成熟度页岩油两大类，二者热成熟度分界为Ro=1.0%[10-12]，本文重点讨论中高成熟度页岩油富集成矿的烃源岩特征。

1 源外常规油气成藏的烃源岩特征

源外常规油气藏是支撑中国石油工业起步、崛起和壮大发展的主体。如前述，对常规油气藏而言，有效烃源岩是指能够生成并排出商业性油气量的富有机质泥、页岩或碳酸盐岩。常规油气藏大都经历了油气由分散到集中的聚集过程，所以烃源岩不一定有很高的有机质丰度，但一定要有足够高的排烃效率，以提供足够多的排烃量。中国目前已开发的绝大多数油田都是常规油气，并已经建立了清晰的油-源关系[13-19]。中国不同盆地富有机质烃源岩地球化学特征及矿物组成（见表1）。

表1 中国不同盆地烃源岩地球化学特征统计表

为了与页岩油富集区选区评价形成对照，本文以典型淡水—微咸水湖盆和咸水湖盆为例，讨论常规油气聚集与烃源岩丰度的对应关系。其中，淡水—微咸水湖盆包括松辽盆地白垩系青山口组一段（简称“青一段”）与渤海湾盆地古近系沙河街组三段（简称“沙三段”），咸水湖盆包括柴达木盆地古近系下干柴沟组上段与渤海湾盆地古近系沙河街组四段（简称“沙四段”）。

1.1 有机质丰度

松辽盆地为典型的淡水—微咸水湖盆，发育两套烃源岩。油源对比证实，青山口组（主要是青一段）对已发现常规石油聚集贡献最大[6]。松科1井有机地球化学测试数据揭示[14]，青一段TOC值普遍超过0.5%，主体为 0.9%～5.0%，平均值为 3.21%；（S1+S2）值主体为5～26 mg/g，平均值为18.16 mg/g；氯仿沥青“A”平均值为0.52%，HI值相对较集中，平均值为487 mg/g（见图1a）。嫩江组尽管有机质丰度更高，但因成熟度偏低，不是常规油藏的主力油源。

柴达木盆地为一典型咸化湖盆，主力烃源岩为古近系下干柴沟组上段（E32）。前人大量研究表明，咸化湖相烃源岩有机质丰度不高，油气主要来自“可溶有机质”[6,15]。笔者对新钻探的跃灰106x井进行分析，发现下干柴沟组有机质丰度在总体低值背景上，也发育丰度较高层段[16]。TOC值主体在0.5%～3.0%，最高达4.69%，平均值为0.99%；（S1+S2）值一般不大于25 mg/g，平均值为7.32 mg/g；氯仿沥青“A”值平均为0.52%，最高可达2.35%；HI值最高可达925 mg/g（见图1b）。

图1 常规油气聚集典型盆地烃源岩有机质丰度综合柱状图

其他常规油藏对应的烃源岩有机质丰度大体相近，如渤海湾盆地济阳坳陷沙三段TOC值为 0.5%～3.5%，沙四段烃源岩TOC值为 1.5%～4.5%[17]；准噶尔盆地风城组烃源岩TOC值为0.6%～3.0%，平均值为1.63%[18]；酒泉盆地白垩系烃源岩TOC值主体在0.5%～3.0%[19]。

以上统计表明，常规油藏对应的有效烃源岩TOC门限值为0.5%，主体在1.0%～3.0%；（S1+S2）值主体在4～20 mg/g。

1.2 有机质类型

国外常规油气主要来自海相烃源岩。在未成熟阶段，HI值一般为600 mg/g左右，H、C原子比一般小于 1.2，属于Ⅱ型有机质[8-9]。中国常规石油主要来自湖相烃源岩，有机质主要为湖相水生藻类，并混有少量陆源生物。松辽盆地青一段和柴达木盆地古近系烃源岩中均富含腐泥型组分，低成熟样品中可见层状藻类体，局部富有机质层段甚至还可见到清晰的有机质-矿物间互分布的藻纹层（见图2）。多数样品以腐泥无定型体为主，含量普遍超过 60%。岩石热解和干酪根元素分析，在未成熟阶段HI值最高达到1 000 mg/g，H、C原子比最高可超过 1.6，远高于海相烃源岩，表现出极高的生油潜力。

图2 松辽和柴达木盆地烃源岩显微组分荧光照片

未成熟—低成熟烃源岩有机质类型与丰度间具有良好的正相关性。淡水—微咸水湖相烃源岩，当TOC＜0.5%时，HI值多低于 100 mg/g，表现为Ⅲ型有机质；当TOC值为0.5%～1.0%时，以Ⅱ2型有机质为主；当TOC值为1%～3%时，以Ⅱ1型有机质为主；当TOC＞3%时，HI值多大于600 mg/g，以Ⅰ型有机质为主（见图3a、图3b）。对于咸水湖相烃源岩，因保存条件较好，有机质总体富氢，HI值普遍较高，TOC＞1%的烃源岩以Ⅰ型和Ⅱ1型有机质为主（见图3c、图3d）。本文选取了部分中低成熟度烃源岩样品（Tmax值为430～440 ℃），将分析结果投到烃源岩类型图版上，可看出松辽盆地白垩系、柴达木盆地古近系和渤海湾盆地沙四段的烃源岩都以Ⅰ型和Ⅱ1型为主（见图4a、图4c、图4d），渤海湾盆地沙三段则以Ⅱ1型和Ⅱ2型为主（见图4b）。

图3 中国典型常规油气聚集烃源岩HI与TOC关系图

图4 中国典型常规油气聚集烃源岩HI与Tmax关系图

1.3 有机质成熟度

有机质热成熟度是烃源岩评价的一项重要内容，也是源外常规油气勘探成功的重要保障。成熟度不仅决定了烃源岩能够生成和排出多少油气的数量，还能决定油气的密度、黏度和相态。成熟度越高，油质越轻，越易于流动。但如果成熟度过高，则会发生液态烃裂解向天然气转化，直至碳化。

中国湖相烃源岩总体处于低成熟—成熟演化阶段，少数烃源岩可达中高—过成熟阶段。邻近已发现油气藏周围，一般都发育较大规模的成熟度适中的烃源岩[6]。盆地类型与构造演化差异性可导致烃源岩埋藏深度和经历的地温史的巨大差异，因而有机质成熟度会有明显不同。鄂尔多斯盆地延长组 7段（简称“长 7段”）烃源岩Ro值主体为 0.7%～1.1%，湖盆中心最高可达 1.3%[13]；松辽盆地靠近长垣的烃源岩Ro值约为0.7%～1.3%，湖盆中心最高可达1.5%甚至更高[14]；渤海湾盆地烃源岩Ro值一般为0.5%～1.3%，局部地区可达1.6%[15]；柴达木盆地西部烃源岩Ro值主体为0.6%～1.0%，英雄岭构造带东段可达1.2%[17]。

综合以上结果，可看出，常规油气聚集的有效烃源岩丰度门限是TOC值为0.5%，有利区间是1%～3%；有机质类型为倾油型干酪根，以Ⅰ型和Ⅱ1型为主；有机质成熟度适中，Ro值多为0.7%～1.2%，处于生油窗范围内，且具有一定规模。

2 源内页岩油成藏的烃源岩特征

与国外页岩油主要分布在海相富有机质致密碎屑岩和碳酸盐岩中不同，中国页岩油主要分布在湖相富有机质页岩层系中，普遍具有有机质丰度高、热演化程度低—中等、黏土含量变化较大等特点。目前，中国陆相页岩油勘探尚处于起步阶段，虽然已经在多个盆地早期的页岩油勘探中获得较好发现，但是相应的页岩油富集区和富集段的选区选段评价标准，特别是具有规模效益的页岩油的烃源岩评价标准尚未确定，这无疑会让勘探在选准靶区和主目的层段上花费更多时间成本与经济成本。截至目前，陆相中高成熟度页岩油正在试采的地区和层系包括鄂尔多斯盆地三叠系长7段、松辽盆地白垩系青山口组、准噶尔盆地二叠系芦草沟组和风城组以及渤海湾盆地第三系沙河街组与孔店组等[20-23]。总体来看，烃源岩质量与规模决定了烃源岩的生烃能力及源内烃滞留的数量[24-26]，相关评价对于明确页岩油资源潜力、可流动性及富集区和富集段评价都具有重要意义。本文重点以鄂尔多斯盆地长7段、准噶尔盆地芦草沟组和渤海湾盆地孔店组中高成熟度页岩油为例，探讨源内页岩油富集对烃源岩的质量要求。

2.1 有机质丰度

鄂尔多斯盆地长7段泥岩TOC值为2%～6%，平均值为3.74%；富有机质页岩段TOC值为6%～32%，平均值为 13.81%（见图5a）。HI值一般为 400～600 mg/g，个别样品最高达800 mg/g；Ro值为0.5%～1.2%，其中Ro值大于1.0%的分布范围相对较小，主要以中低成熟度页岩油为主，中高成熟度页岩油虽然总量不低，但与中低成熟度页岩油相比，资源量相对要小。准噶尔盆地二叠系芦草沟组富有机质页岩TOC值为 2%～14%，最高达22%；Ro值为0.7%～1.2%；HI值最大可达1 000 mg/g（见图5b）。渤海湾盆地孔二段页岩TOC值主体为3%～10%，最高达13%；Ro值为0.6%～1.1%；HI值最高达850 mg/g（见图5c）。松辽盆地青一段页岩TOC值主体为1%～5%，个别最高可达10%；Ro值为0.7%～1.3%，最高超过1.5%；HI值最高达900 mg/g（见图5d）。

上述4套页岩油对应的烃源岩TOC与HI关系具有显著差异，其中长7段页岩TOC值为1%～5%时，HI与TOC呈正相关关系，TOC＞5%以后，HI保持相对稳定，不再随TOC值的增大而增大，高TOC值段HI值保持在400～600 mg/g（见图5a）。芦草沟组页岩HI值在TOC值较低时就表现出较高的生烃潜力，随着TOC值增大，特别是当TOC值大于5%之后，TOC与HI的正相关性才逐渐凸显（见图5b）；孔二段HI与TOC的正相关性最为显著，始终呈线性关系，HI值最高为800 mg/g（见图5c）；青一段HI随TOC的增加而线性增加，当TOC＞6%时，HI值保持在800 mg/g左右不再升高（见图5d）。对于中国陆相中高成熟度页岩油勘探而言，富集区与富集段评价应核定TOC下限值，以保证有足够的烃滞留和较高的地层能量。按照优质烃源岩划分标准HI值达到 600 mg/g进行计算，长 7段TOC值最小应大于5%，芦草沟组TOC值最小应大于 3%，青一段TOC值最小应大于 3%，孔二段TOC值最小应大于8%（见图5）。因此，陆相中高成熟度页岩油富集区和富集段的TOC值最低下限应为2%，最佳区间为3%～5%。而对中低成熟度页岩油来说，TOC的下限值还要高，最好大于6%～8%，而且越高越好[10]。

图5 中国典型源内油气聚集烃源岩HI与TOC关系图

2.2 有机质类型

良好的有机质类型对页岩油富集同样具有重要意义。低成熟烃源岩HI值越高，类型越好，能够生油的有效碳占比越高。从图6可看出，中国陆相页岩主体为Ⅰ—Ⅱ1型有机质，HI值多为150～800 mg/g，而OI值大都小于20 mg/g。镜下观察也可看到，干酪根以无定型体为主，比例达 85%～99%，见有少量形态组分（源于刺球藻）和孢子体，镜质体等陆源有机组分含量低，表明有机母质主要为湖相低等生物（藻类），有利于生油[27-29]。需要指出的是，鄂尔多斯盆地长 7段低成熟度烃源岩HI与TOC的关系并不完全正相关，TOC＞5%的优质烃源岩，HI值主体为400～600 mg/g，属典型的Ⅱ1型有机质，这可能与有机质保存条件有关。长7段烃源岩生成的原油生物标志物中富含重排甾烷和重排藿烷，指示有机质经历了黏土矿物酸性催化、致使有机质在成岩阶段就发生大量脱氧和脱氢，与烃源岩的酸性环境与富含黏土有关[13,30]。这些Ⅱ型有机质生成的油气，具有较低的相对分子质量和较低的密度及黏度，更易于流动，有利于获得较高的单井产量。

图6 中国典型源内油气聚集烃源岩HI与Tmax关系图

2.3 有机质成熟度

热演化成熟度对页岩油成藏、富集及源内烃滞留数量及成分等均有重要影响。陆相烃源岩的成烃演化与海相烃源岩类似，符合“Tissot模式”，可分为未成熟（Ro＜0.5%）、低成熟（0.5%≤Ro＜0.7%）、成熟（即液态窗，0.7%≤Ro＜1.3%）、高成熟（凝析油—湿气，1.3%≤Ro＜2.0%）和过成熟（干气，Ro≥2.0%）阶段。赵文智等[10]综合前人已有成果并结合多年研究，提出不同演化阶段源内滞留烃类型与数量的差异性，分为4个阶段：①Ro＜0.5%为有机质固态分布段，也是油页岩油主分布段；②Ro值为0.5%～1.0%时是滞留液态烃、多类沥青物和未转化有机质共存段，也就是中低成熟度页岩油分布段。该阶段液态烃在页岩中的数量因页岩厚度及与围岩储集（输导）层段的组合关系不同而有较大变化，留滞烃数量最大可达 40%～60%，未转化和高分子半固相有机物含量可达 40%～80%；③Ro值为1.0%～1.6%时是较高相对分子质量液态烃大量裂解形成较低相对分子质量化合物（含天然气）的主要阶段，也就是中高成熟度页岩油分布段。一般油质较轻，气油比较高；④Ro＞1.6%是液态烃大量裂解和天然气大量生成阶段，是页岩气主分布段。总体看，中国陆相页岩油热演化程度普遍偏低，这可能是目前页岩油勘探开发尚未获得规模性开发成效的主要原因之一。鄂尔多斯盆地长 7段页岩有机质热成熟度变化范围较大，Ro值为 0.5%～1.3%，其中Ro＜1.0%的区域占比较大，约占页岩总分布面积的 90%。准噶尔盆地二叠系芦草沟组烃源岩Ro值为0.7%～1.0%，渤海湾盆地古近系孔二段烃源岩Ro值为 0.8%～1.1%。从统计看，那些与较高成熟度匹配的探井，页岩油都展示了良好的可动性，如准噶尔盆地二叠系风城组热演化程度高于芦草沟组，主体Ro值为0.9%～1.4%，原油密度为 0.85～0.87 cm3/g，低于芦草沟组的 0.90～0.92 cm3/g，黏度也大大降低，流体可动性大为改善。因此，较高热演化程度可以有效改善油品质量，增加气油比，对原油地下流动性有改善作用。由此可见，中高成熟度页岩油开发主要依靠水平井和体积压裂技术，需要较高的成熟度以保持油质较轻、可动油比例较高。所以，Ro值要大于1.0%，以1.0%～1.4%为最佳。

3 烃源岩滞留烃与岩性组合

3.1 烃源岩排烃效率与烃滞留数量

源内油气藏具有“源内生成、原位滞留富集”特征，页岩烃滞留数量评价成为页岩油是否有经济性的关注点[10-12]。烃源岩内滞留烃数量与有机质丰度、热成熟度和排烃效率密切相关。已有多位学者从地球化学与地质综合评价角度对排烃效率予以讨论[24-26,31-33]。很显然，生油岩厚度越大、与输导层间互越差、裂缝越不发育，排烃效率越低，滞留烃数量就越高，反之亦然。要正确判断烃源岩的滞留烃数量，需要对烃源岩厚度、岩性组合与构造条件作综合分析。在未准确评价烃源岩样品取样点及附近地质情况条件下获得的滞留烃数量，不一定能准确代表地下滞留烃的实际，由此对页岩油经济性评价也难免陷入误区。通过模拟实验与理论计算发现，在生烃增压作用下，烃源岩排出烃占总生烃量的比例与有机质丰度正相关，与有机质原始生烃潜力（主要受控于有机质类型）正相关，与有机质成熟度正相关[34]。需要说明的是，高TOC值烃源岩尽管滞留烃占比相对较低，但由于总生烃量大，因此其滞留烃数量远远高于低TOC值烃源岩。国内外大量勘探实践和研究证实，“液态窗”内烃源岩的滞留烃量一般为 40%～60%，均值为 50%左右。如果烃源岩厚度较大，且生油层与输导层没有形成良好间互，源内滞留烃数量会更大。源内液态滞留烃既是页岩油的主要贡献者，也是原位加热条件下较高分子有机化合物热裂解形成轻质油和天然气的主要母质，对于深层油气来说，滞留烃还是高—过成熟阶段常规气和页岩气成藏的优质气源灶[24-26]。

中国陆相烃源岩岩性组合在淡水湖盆与咸化湖盆是不同的。其中淡水湖盆烃源岩以富有机质页岩为主，黏土含量较高，局部见粉、细砂岩夹层，夹层占地层厚度比小于 30%；咸化湖盆以混积岩为主，发育富有机质页岩与碳酸盐岩间互沉积，表现为页岩、粉砂质泥岩、砂质白云岩、白云岩和灰岩频繁互层。淡水湖盆烃源岩因富含黏土、塑性较强，不易形成裂缝，细、粉砂岩夹层是油气向外排驱的主要通道。随有机质丰度增大，烃源岩中黏土矿物与有机质对生成烃类的吸附性增强，导致滞留烃含量显著增加。由于高TOC值烃源岩多形成于水体安静环境，细、粉砂岩夹层少，油气向外排驱不畅，导致滞留烃占总生烃量的比例较高。例如，鄂尔多斯盆地陇东地区乐85井长73亚段是页岩油主力段，纵向上以富有机质页岩为主，上部为厚约10 m的泥岩，间互发育2～3个细、粉砂岩夹层，单个砂层厚度小于2 m，比例约10%。从分析数据看，这段页岩滞留烃数量约为15～30 mg/g（见图7）。

图7 鄂尔多斯盆地乐85井长73亚段岩性与滞留烃含量图

3.2 烃源岩滞留烃地球化学特征

如前所述，有机质丰度不同，烃源岩滞留烃量也必然不同。有机质丰度越高，类型越好，单位有机碳生成的油气越多。烃源岩的排烃比例与烃滞留数量都与TOC有关，存在TOC值最佳区间。以鄂尔多斯盆地长7段为例，当TOC值从2%增加至8%时，排烃量从1.5 mg/g增大到12 mg/g。但当TOC＞8%后，排烃量并没有明显增加（见图8）。可见，随TOC值增大，富有机质页岩中滞留烃比例呈先减少后增大的趋势，而且TOC值越高，烃类越不易排出，导致更多的烃留滞在页岩内部。在鄂尔多斯盆地近期完成的密闭取心井乐85井和蔡30井，长7段Ro值为0.8%，现场测定具有较高的游离气量，最高为1.7 m3/t，均值为1.0 m3/t。页岩油含量为8.80～26.77 mg/g，平均值为18.70 mg/g。其中C16-轻质组分含量平均值为5.54 mg/g，占总含油量的31.4%。整体残留生烃潜力较大，TOC＞6%的页岩，残留生烃潜力为27.53～132.23 mg/g，平均值为63.88 mg/g。

图8 鄂尔多斯盆地长7段排烃量与TOC关系图

在相同热成熟度条件下，如果烃源岩滞留烃中重组分含量越高，则黏度越大，烃类吸附性也越强，流动性则越差。此外，陆相烃源岩生成的石油烃蜡含量普遍较高，也是增加原油黏度的重要因素。所以，在关注烃源岩有机质丰度的同时，还要关注滞留烃的成分，这对陆相页岩油的单井日产和累计采出量都有直接影响。烃源岩在排烃过程中会发生明显的组分分馏效应，导致滞留烃与排出烃的族组成明显差异。其中，排出烃源岩的油气饱和烃和芳烃比例更高，易于流动，而滞留在源岩内的可溶有机质则富含非烃和沥青质，黏度大，流动性较差。以柴达木盆地下干柴沟组跃灰106x井为例，滞留烃中的非烃、沥青质明显高于原油，重组分含量也明显比原油高（见图9），且 C27之后的环烷烃丰度也高于原油，指示前者可能具有更高的含蜡量和黏度。其中，原油轻重比参数，即（C21+C22）与（C28+C29）的比值为1.18，滞留烃该比值为 0.89，指示排出烃中轻组分更多（见图10）。

图9 柴达木盆地跃灰106x井下干柴沟组原油和滞留烃族组成对比

图10 柴达木盆地跃灰106x井下干柴沟组原油和滞留烃饱和烃气相色谱对比

3.3 烃源岩矿物组合与滞留烃赋存状态

矿物组成不仅对页岩的可压裂性有作用，而且对页岩中烃留滞数量也有重要影响。北美海相页岩油气成功开采经验表明，石英及碳酸盐等脆性矿物含量高的页岩具有较好的可压裂性，对中高成熟度页岩油开采具有重要意义。岩心观察与岩样粗磨可见，准噶尔盆地咸化湖盆富有机质页岩比鄂尔多斯盆地长 7段淡水湖盆富有机质页岩质地更坚硬，脆性更强[28-29]，二者主要差别在于碳酸盐与黏土矿物含量不同，且不同TOC值对矿物组成也具有一定影响。X射线衍射矿物分析表明，鄂尔多斯盆地长7段TOC值大于6%的层段，石英、长石、碳酸盐、黄铁矿等脆性矿物含量占总矿物含量的43.9%～85.3%，黏土矿物含量较低，占比小于40%，平均值为30%；当TOC值小于6%时，页岩的黏土矿物含量为30.9%～56.1%，平均值为42.8%。准噶尔盆地芦草沟组呈较高的碳酸盐矿物含量与极低的黏土矿物含量，其中碳酸盐、长石与石英等脆性矿物含量占总矿物含量的 80%～90%，黏土矿物含量为 10%～20%，其中黏土矿物含量小于10%的样品占比达30%。

统计数据表明，中国陆相页岩矿物组成对滞留烃含量与页岩生烃潜力具有重要的控制作用。总体看，（S1+S2）值与黏土矿物及碳酸盐含量呈负相关（见图11）。在鄂尔多斯盆地长7段，随着黏土矿物含量从35%增加至60%，（S1+S2）值从45 mg/g岩石降低至小于5 mg/g；在准噶尔盆地芦草沟组，随着碳酸盐矿物含量从10%增加至60%，（S1+S2）值从70 mg/g降低至小于20 mg/g。需要说明的是，对比准噶尔盆地芦草沟组与鄂尔多斯盆地长 7段可以看出，高黏土矿物含量对滞留烃与生烃潜量减少量影响更大，而碳酸盐矿物对滞留烃与生烃潜力减少量的相关性相对稍弱。

图11 湖相富有机质页岩（S1+S2）值与矿物含量散点图

从孔隙结构看，陆相页岩中孔隙以黏土矿物粒内孔、长石与碳酸盐溶蚀孔、白云石粒间孔为主。有机孔发育程度极低[35-37]。因此，高TOC值页岩如果非黏土矿物含量较高，一定程度上减小了黏土矿物及其粒内孔对滞留烃的吸附作用。而滞留烃总体呈吸附态赋存于有机质内部和黄铁矿表面，或以游离态存在于较大的非黏土矿物的粒间孔和粒内孔中（见图12）。

图12 陆相富有机质页岩中滞留烃赋存状态

4 页岩油单井产量

陆相中高成熟度页岩油目前产量还不够稳定，递减速度也变化较大。已有的勘探实践表明，影响页岩油产量的因素包括内部与外部两个方面。外部因素包括钻井方式、增产措施及开发工艺等，如水平段长度、压裂规模、外部能量补充（如伴随压裂加入的添加剂）等；内部因素指页岩油地质条件，包括页理发育与可剥离性、热成熟度等级、流体可流动性与页岩可改造性等，包括滞留烃数量、页岩孔隙度、储集层脆性、地层压力与流体性质等。考虑到不同地区页岩油在钻完井方式及开发工艺方面存在较大差异，本文重点探讨内部因素对页岩油单井产量的影响，特别是烃源岩品质对页岩油产量的影响。烃源岩品质控制了页岩层系滞留烃含量、组成及气油比，影响了有效储集空间与地层压力，上述因素会直接影响页岩储集层体积改造的效果与开发工艺的选择，进而对页岩油单井产量产生重要影响。

富有机质页岩与泥岩相比，因其原始沉积环境不同，TOC值有较大差异[12]，所以滞留烃数量、脆性矿物含量、地层压力及气油比等都普遍高于泥岩，这是目前页岩油富集区和富集段主要分布于高TOC值页岩段的原因所在。在鄂尔多斯盆地长 7段相对纯净的页岩层段，利用直井体积压裂改造完试油井29口，获工业油流井13口。从平面分布看，70%的工业油流井位于TOC值大于6%的富有机质页岩分布区，其中宁148井试油产量最高，达24.23 t/d，富有机质页岩厚度超过20 m。在沧东凹陷孔二段，试采产量与热演化程度和气油比关系密切，如试采时间最长的官1702H井，该井从2018年5月28日开始试采，开采时间超过2年，累计采出原油1.2×104t，累计产气61.6×104m3，目前因周边井压裂受干扰，暂时关井，预计该井累计采出油量可达2.65×104t。该井富有机质页岩热演化程度较高，Ro值总体大于1.0%，对应的石油黏度为10.4 mPa·s（50 ℃），小于邻井的22 mPa·s（50 ℃）黏度，同时气油比大于100 m3/m3，说明较高的热演化程度有利于提高流体可动性和较高累计采出量。经济性是决定页岩油规模勘探的关键，但由于页岩油生产历史较短，目前关于页岩油经济性开发仍处于初期评价阶段，还需要更长时期的试采来分析总结。考虑到不同地区地质条件的差异性，需针对特定的地质条件与油价开展页岩油经济性评价，重点应包括 3项指标：①单井日产必须达到经济性；②单井累计产出量也要达到经济性；③页岩油富集区要有一定规模，以保证最小经济产量，并可稳定生产足够长时间（以8～10年为宜）。因此，为保证单井累计产量达到经济性，源内有效烃源岩评价至少包括以下要素：①烃源岩丰度、母质类型与热成熟度。TOC为2%是最低下限，以3%～5%为最佳。有机母质以Ⅰ—Ⅱ1型为主并处于Ro＞1.0%的热成熟度窗口内；②岩性组合与造岩矿物组成。页岩油有利岩性组合以页岩为宜，泥岩不是页岩油经济成矿的有利岩性段；造岩矿物含较高石英质和碳酸盐颗粒，比例大于 50%～60%；③烃源灶区页理、多成因微裂缝与基质孔隙发育。

5 结论

源外常规油藏与源内烃滞留成藏由于过程不同，对烃源岩质量要求也不同。常规油气藏是从烃源岩排出的油气发生了富集成矿过程的产物，对烃源岩的要求不一定要很高的母质丰度，但一定要有较高的排烃效率和足够的排烃量；页岩油主要是已形成的油气在源内的滞留，其数量多少与品质优劣，决定了页岩油是否有经济产量和累计采出量，要求源岩有机质丰度须达到一定门限，且母质类型要好。对中高成熟度页岩油而言，TOC值下限为2%，最佳窗口为3%～5%，Ro值大于1.0%；对于中低成熟度页岩油而言，TOC值下限为 6%，且越高越好，Ro值小于 1.0%。同时，富有机质页岩分布范围要足够大，以保证能够建设最小经济产量并可稳产8～10年。

源外常规油藏的烃源岩评价关注生烃量和聚集量，特别是聚集量；源内页岩油评价则关注烃源岩质量，关注生烃量和滞留量，特别是滞留量。此外，源内滞留烃的品质对页岩油单井产量和单井累计采出量都有重要影响，这不仅与有机质类型有关，也与热成熟度和保存条件密不可分。所以陆相页岩油评价，对烃源岩的岩性、集中段厚度与保存条件要给予足够重视。那些页理发育、厚度大于8～10 m的集中段与顶底板保存好的富有机质页岩，不论对中高成熟度页岩油、还是中低成熟度页岩油的经济成矿都是必不可少的；泥岩既不是中高成熟度页岩油也不是中低成熟度页岩油经济成矿的有利岩性段，从勘探一开始就要力避与之周旋。

陆相页岩油要达到经济开采门限，需要满足 3项指标，且缺一不可：①单井日产须达到经济门限，②单井累计产出油量要有经济性，即采出油量销售以后要能够收回全井支出，并有一定内部收益指标的回报；③页岩油富集段分布范围要有一定规模，以保证建设最小经济产量，并可稳定生产8～10年。

符号注释：

HI——氢指数，mg/g；OI——氧指数，mg/g；S1——岩石中的游离烃量，mg/g；S2——岩石中的热解烃量，mg/g；Tmax——岩石热解最高峰温度，℃。