鄂尔多斯盆地南部张家滩油页岩生烃演化特征

高 波，武晓玲，张 英 ，陈新军 ，边瑞康，李倩文

1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 100083；2.中国石化 页岩油气勘探开发重点实验室，北京 100083；3.中国石化 石油勘探开发研究院，北京 100083

油页岩又称油母页岩，是一种高灰分的含可燃有机质的沉积岩，它具有有机质丰度高(TOC一般大于10%)、灰分高(超过40%)、含油率高(大于3.5%)、发热量大(一般不小于4.18 MJ/kg)的特点[1]。油页岩油是指油页岩低温干馏时有机质热分解而形成的液态烃类产物，目前普遍通过地面干馏加工处理技术获得。由于地面干馏技术存在资源利用率低、高污染、规模小、埋深受限等问题，近年来油页岩地下原位开采技术日益受到重视[1-8]。资源评价表明，全国油页岩总资源量为7 199.37×108t，技术可采资源量2 432.36×108t；油页岩油资源量476.44×108t，技术可采资源量159.72×108t[1]。页岩油系指赋存于富有机质页岩及其碳酸盐岩和碎屑岩薄夹层中的石油，具有自生自储、非构造高点控制、自然产能低、通过大规模人工压裂才能取得经济效益的特点[9-13]。全国页岩油有利区地质资源量402.67×108t，可采资源量为37.06×108t[14]。

鄂尔多斯盆地是我国重要的含油气盆地，也是发育坳陷湖成油页岩的典型代表区，在盆地南部上三叠统延长组发育了规模巨大的油页岩资源。据原国土资源部评价，鄂尔多斯盆地油页岩资源量1 568.32×108t，油页岩油资源量96.2×108t，占全国油页岩油资源量的20.2%[1]。其中，鄂尔多斯盆地延长组长7段张家滩油页岩分布面积广、厚度大、有机质丰度高，占该盆地油页岩资源总量的90%以上。张家滩油页岩含油率较高,热演化程度变化范围宽,从未成熟—成熟阶段均有分布，具有形成油页岩和页岩油两类资源的潜力。前人对鄂尔多斯盆地张家滩油页岩的地球化学特征及分布进行过相关研究[15-16]，但对于热演化程度对油页岩含油率的影响、油页岩与页岩油两类资源的关系研究较为薄弱。本文通过野外露头观测、岩心观察和样品分析测试，对张家滩油页岩的分布及基本特征进行了研究，建立了油页岩自然演化剖面，分析了张家滩油页岩的热演化特征及其与含油率变化关系,探讨了油页岩和页岩油两类资源的赋存关系及资源分布，提出了两类资源的开采利用建议，以期为鄂尔多斯盆地南部张家滩油页岩中蕴藏的两类资源的综合利用提供决策依据。

1 油页岩的地质特征

鄂尔多斯盆地南部(下文简称鄂南)地区张家滩油页岩较为发育，矿区东南边缘出露地表，埋深为0～2 500 m，其中，彬县—长武、旬邑—宜君、富县地区埋深小于1 500 m，镇原—泾川地区埋深介于1 200～2 300 m。通过对研究区大量测录井资料的统计分析发现，鄂南张家滩油页岩具有如下测井响应特征：自然伽马(GR)一般介于101～293.5 API，平均148 API，是泥岩的3倍以上；地层真电阻率(Rt)一般介于39～196 Ω·m，平均77 Ω·m，是泥岩的4倍以上；4m视电阻率(Rt)一般介于63～540 Ω·m，平均234 Ω·m；岩石声波时差读数(Δt)一般介于230～362 μs/m，平均282 μs/m。张家滩油页岩多呈单层连续发育，厚度分布在5～30 m。受沉积相控制，彬县—长武(彬长)、旬邑—宜君(旬宜)北部、富县西南部油页岩相对发育，厚度大于15 m；镇原—泾川(镇泾)、富县东部地区相对较薄，厚度介于5～10 m(图1)。油页岩颜色以深灰褐色为主，粒度细，富含分散状黄铁矿，层理发育。

图1 鄂尔多斯盆地南部张家滩油页岩厚度分布 据文献[15]修改。

油页岩是富含有机质的泥质烃源岩，此次对鄂南典型露头和探井岩心共25个张家滩油页岩样品的测试分析表明，TOC含量介于5.11%～36.47%，平均16.15%；生烃潜量(S0+S1+S2)介于16.58～230.98 mg/g,平均94.20 mg/g；氯仿沥青“A”介于0.42%～2.22%之间，平均1.25%(表1)，按照侯读杰、卢双舫优质烃源岩评价标准[17-18]，属于生烃条件极好的优质烃源岩，揭示张家滩油页岩有机质丰度高，生烃潜力大。该区油页岩氢指数(IH)介于202～1 467 mg/g之间，平均583 mg/g(表1)，有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ1型为主(图2)，部分样品氢指数与松辽盆地青山口组和嫩江组油页岩相似，部分样品氢指数与桦甸盆地桦甸组油页岩相似[19]，揭示低等生物是油页岩中有机质的主要来源。这与油页岩干酪根H/C原子比为1.17～1.50(平均1.34)、O/C原子比为0.02～0.32(平均0.10)特征相一致[16]，属于有利于生油的干酪根类型。

表1 鄂尔多斯盆地南部张家滩油页岩地球化学特征统计

图2 鄂尔多斯盆地南部张家滩油页岩最高热解峰温(Tmax)与氢指数(IH)关系青山口组、嫩江组和桦甸组油页岩数据据文献[19]。

鄂南张家滩25个油页岩样品Tmax介于425～455 ℃之间，平均437 ℃(表1)。一般认为，Tmax值435 ℃为生油门限，435～440 ℃为低成熟阶段，440～460 ℃为大量生烃阶段[20]。由表1和图2可以看出，张家滩油页岩热演化程度变化范围较宽，处于未成熟—成熟阶段，这与油页岩Ro值介于0.43%～1.09%之间相一致。总体而言，盆地边缘Ro低，向盆地内部Ro增大，由未成熟向成熟阶段转变。对盆地东南部何家坊地区12个油页岩样品矿物组成的分析表明，页岩黏土矿物含量较高，介于40.0%～58.9%，平均51.6%；石英含量介于21.3%～41.6%，平均31.4%；长石含量介于2.3%～4.8%，平均3.1%；碳酸盐矿物含量介于1.5%～19.0%，平均8.6%，黏土矿物含量较延长探区长7段和山1段页岩明显增大(图3)。结合延长探区长7页岩段泊松比主要分布于0.26～031，平均0.28，杨氏模量6～11.5 GPa,平均8.19 GPa[21-22]，明显低于国内外海相页岩储层的杨氏模量可以看出，鄂南张家滩组油页岩可压裂性相对较差。张家滩油页岩具页理构造，微孔隙、裂缝发育；油页岩段顶底板及其附近砂岩为著名的延长组“磨刀石”，岩性致密，物性差，无明显水层，稳定性好。

图3 鄂尔多斯盆地南部张家滩油页岩与陆相页岩储层矿物组分对比图中张家滩油页岩来自何家坊地区，长7段页岩和山1段页岩数据据文献[22]。

含油率、灰分产率、全硫含量、挥发分、水分、岩石密度是评价油页岩工业品质的重要指标。含油率系指油页岩中页岩油(焦油)所占的质量分数，其测定方法是将油页岩样品装于铝甑中，在隔绝空气条件下以一定的升温速度加热到520 ℃，并保持一定时间后，通过测量干馏后的产物组成获得。一般根据含油率可以将油页岩划分为非矿体(<3.5%) 、低品级油页岩(3.5%～5.0%)、中品级油页岩( 5.0%～10.0%)和高品位油页岩(≥10.0%)4个级别；根据全硫含量，可将油页岩划分为特低硫油页岩(≤1.0%) 、低硫油页岩( 1.0%～1.5%) 、中硫油页岩 (1.5%～2.5%) 、富硫油页岩 (2.5%～4.0%)和高硫油页岩(>4.0%) 5个级别；按水分含量可分为高湿度油页岩(20%～30%)、中湿度油页岩(10%～20%)和低湿度油页岩(<10%)[1]。此次对25个张家滩油页岩样品进行了含油量、含硫量、水分等相关分析，结果表明，油页岩含油率为3.52%～14.60%，平均8.16%；含硫量为0.44%～5.88%，平均1.83%；水分含量为1.65%～3.41%，平均2.12%，揭示张家滩油页岩工业品质较好，整体上属于中高品位、中含硫、低湿度的油页岩(图4，表1)。

图4 鄂尔多斯盆地南部张家滩油页岩含油率和含硫量分布

前人分析油页岩含油率时，很少考虑油页岩早期形成的滞留液态烃对含油率的影响，造成部分较高成熟度的泥页岩因滞留液态烃含量较高表现出高含油率的特征。这与传统意义上油页岩为未熟—低成熟度烃源岩存在一定的矛盾，不利于客观评价油页岩通过干馏或原位改质技术进行开采时的生烃潜力。为了客观评价油页岩在热演化过程中形成的可溶有机质含量对油页岩含油率的影响，本文对选取的25个张家滩油页岩样品，测定了氯仿抽提前、后的含油率(图5)。结果显示，25个样品氯仿抽提前含油率均大于3.5%，介于3.52%～14.6%之间，平均8.16%，整体属于中高品质的油页岩；抽提后的油页岩样品含油率明显减小，介于0.89%～5.54%之间，平均2.74%，仅有5个样品氯仿抽提后含油率仍大于3.5%，且氯仿抽提前、后的样品均具有随着热演化程度的增大含油率逐渐降低的趋势。这一方面表明鄂南张家滩油页岩随着热演化程度的增大发生了明显的液态烃生成过程，油页岩中的滞留液态烃对其含油率具有较大贡献；另一方面表明，对于未成熟—低成熟的油页岩而言，其干酪根仍然具有较大的生油潜力。纵向上，高品质油页岩主要分布于张家滩油页岩段的中下部；平面上，以彬县—长武、旬邑—宜君较好，优于镇原—泾川、富县地区(图1)。

图5 鄂尔多斯盆地南部张家滩油页岩 抽提前、后含油率随Ro变化对比

2 油页岩生烃演化特征

2.1 油页岩样品的选定

通过对鄂南聂家河(NJH)、水北沟(SBG)、霸王庄(BWZ)等露头剖面和红河(HH12)、泾河(JH60)等钻井岩心共25个样品的相关分析，结合前人的研究成果，发现张家滩油页岩演化程度变化范围较宽，盆缘露头区演化程度较低，Ro在0.43%～0.59%之间，盆内钻井岩心Ro分布在0.61%～1.09%之间，镇泾、彬长地区演化程度低于富县地区(表1)。为了揭示油页岩热演化过程中的成烃特征，对盆缘露头、镇泾、彬长、富县钻井岩心共12个样品进行了族组分等系统分析，建立起自然演化剖面(表2)，Ro从0.43%递增至1.09%，涵盖了鄂南张家滩油页岩未熟—低熟—成熟的各演化阶段。

2.2 油页岩演化过程中含油率变化特征

从表2和图6可以看出，无论是氯仿抽提前还是抽提后，油页岩的含油率与TOC、生烃潜量(S0+S1+S2)、游离烃(S0+S1)、热解烃S2均呈较好的正相关性(图6a-d)，揭示油页岩中的分散不溶有机质(干酪根)和可溶有机质(烃源岩热演化过程中形成的滞留液态烃)均对油页岩的含油率具有较大贡献。同一个油页岩样品，氯仿抽提前比抽提后的含油率明显降低，降低幅度达到39%～86%，平均降低63%，揭示油页岩中滞留的可溶有机质对含油率具有较大影响，且油页岩抽提前、后的含油率呈现明显的正相关性，则表明油页岩中的分散不同有机质(干酪根)对油页岩的含油率也具有重要影响(表2，图6e)。油页岩在氯仿抽提前、后的含油率与热演化程度Ro之间呈现明显的负相关关系(图6f)，Ro≥0.6%后，油页岩抽提后含油率均小于3.5%，表明随着热演化程度的增大，油页岩发生了大量的油气生成与运移，致使油页岩中的可溶有机质含量和有机碳含量呈现下降趋势，油页岩抽提后的含油率明显降低。

表2 鄂尔多斯盆地南部张家滩油页岩测试分析统计

图6 鄂尔多斯盆地南部张家滩油页岩含油率与相关参数关系

2.3 油页岩生烃演化特征

从图7可以看出，随着热演化程度的升高，张家滩油页岩的可溶烃(S0+S1)、热解烃(S2)、非烃+沥青质的含量、含油率逐渐降低，而饱和烃+芳烃含量、氯仿沥青转化率(沥青“A”/TOC)、总烃转换率(总烃/TOC)具有逐渐增大的趋势，揭示了烃源岩中干酪根的热降解作用对油页岩的有机质丰度、滞留烃的含量、热解烃产率均具有较大的影响。自然剖面很好地反映了油页岩生油速率逐步增高的过程，在Ro<0.7%之前的低演化阶段，油页岩的生油速率上升非常缓慢，Ro>0.7%之后，油页岩进入了大量生油的成熟阶段，生油速率明显增快，氯仿沥青“A”、总烃产率明显增大。根据马中良等[23]对茂名盆地古近系油柑窝组油页岩的热模拟实验，该油页岩Ro在1.05%左右时达到生油高峰，后期液态烃产率逐渐降低，烃气产率逐渐增大。综合分析可见，鄂南张家滩油页岩在Ro为0.4%～0.6%的低演化阶段已经生成了一定数量的低熟液态烃，Ro达0.7%后进入成熟阶段，生油速率加快，Ro在1.0%左右达到生油高峰，在低成熟—生油高峰阶段张家滩油页岩发生过较大规模的生排烃事件。

图7 鄂尔多斯盆地张家滩油页岩自然剖面的热演化特征

3 油页岩与页岩油资源赋存关系

国内外一般将油页岩资源的含油率下限界定为3.5%。鄂南张家滩油页岩Ro值介于0.43%～1.1%，揭示盆地内部油页岩已经历了热演化生烃过程，致使油页岩抽提后的含油率与Ro呈明显的负相关关系，Ro≥0.6%后，抽提后含油率小于3.5%，Ro>0.7%后，抽提后含油率小于3.0%(图5)，意味着油页岩中残留的干酪根继续热解已经不能再提供具有足够开采价值的油页岩油，这与绝大多数油页岩处于未成熟—低成熟度演化阶段相一致[1]。随着演化程度升高，油页岩层段内逐渐发生油页岩固体资源向页岩油液体资源转化，资源类型和性质都在发生巨大变化。

综合鄂南张家滩油页岩的热演化生烃特征、烃类赋存特征，可将张家滩油页岩层段内的资源划分为三大类(图8)：第一类资源赋存于低成熟阶段(Ro<0.7%)的页岩中，油页岩固体资源与页岩油液体资源共存，由于此阶段液态烃生成量较少，主要以油页岩固体资源为主，可采用油页岩原位加热转化技术或地面干馏技术(埋深小于300 m)进行开采[1-6]；第二类资源赋存于成熟阶段(0.7%≤Ro<0.9%)的页岩中，氯仿抽提后的含油率较低，揭示该阶段资源主要以赋存于油页岩层系中的页岩油资源为主，油页岩也具有一定的生烃潜力，但由于热演化程度相对较低，可流动性较差，需要进一步攻关地下原位转化技术[24]，以达到页岩油和油页岩资源综合开发利用的目的；第三类资源赋存于高成熟阶段(Ro≥0.9%)的页岩中，由于热演化程度较高，油页岩抽提后含油率很低，页岩油的密度较低，可流动性变好，是现阶段经济技术条件下可采用水平井分段压裂技术进行有效动用的现实资源。目前中国石油长庆油田公司不仅在湖盆中部庆城地区长7段发现了三级储量10亿吨级的重力流夹层型页岩油，而且十多口探井在长73亚段半深湖—深湖区纹层页岩型页岩油获得工业油流[25]，揭示了鄂尔多斯盆地中高成熟度张家滩油页岩层系页岩油勘探开发的巨大潜力。

图8 鄂尔多斯盆地南部张家滩油页岩与页岩油资源分布

4 结论与建议

(1)鄂尔多斯盆地南部张家滩油页岩分布范围广，厚度介于5～30 m，有机质丰度高，TOC大于5%，S0+S1+S2大于16 mg/g ，氯仿沥青“A”大于0.4%，有机质类型以Ⅰ—Ⅱ1型为主，属于生烃条件极好的烃源岩；油页岩含油率介于3.52%～14.6%之间，平均8.16%，含硫量介于0.44～5.88%，平均1.83%，水分含量介于1.65%～3.41%，平均2.12%，整体上属于中高品位、中含硫、低湿度的油页岩。

(2)张家滩油页岩Ro介于0.43%～1.1%，氯仿抽提后含油率明显低于抽提前含油率，随着热演化程度的升高，油页岩的氯仿沥青“A”转化率、总烃转化率、饱和烃+芳烃含量逐渐升高，可溶烃、热解烃、非烃+沥青质含量、含油率逐渐降低，揭示了干酪根的热降解作用对油页岩的有机质丰度、滞留烃的含量、烃类产率均具有较大的影响。干酪根和早期生成并滞留于油页岩中的液态烃对油页岩含油率均具有贡献。Ro>0.6%以后，油页岩氯仿抽提后的含油率小于3.5%，表明在现有经济技术条件下，进入成熟阶段的油页岩仅依靠干酪根已不具备商业开发价值，需要考虑油页岩和页岩油的综合开发利用。

(3)张家滩油页岩层段内的资源划分为三大类：第一类资源赋存于Ro≤0.7%的低成熟度油页岩中，主要以油页岩固体资源为主，建议采用油页岩原位加热转化技术或地面干馏技术(埋深小于300 m)进行开采；第二类资源赋存在Ro介于0.7%～0.9%的中等成熟度页岩中，主要以页岩油资源为主、固体油页岩资源为辅，考虑到油页岩含油率还较高，建议进一步攻关地下原位转化技术，以达到页岩油和油页岩综合开发利用的目的；第三类资源赋存于Ro>0.9%的较高成熟度油页岩中，该种类型油页岩含油率低，建议采用水平井分段压裂技术进行有效开发，是现阶段经济技术条件下可有效动用的现实资源。

(4)中国陆相含油气盆地蕴藏着丰富的油页岩资源，普遍处于未成熟—成熟阶段，均不同程度存在油页岩与页岩油资源共存问题，建议针对不同类型的资源特点开展适应性的工程工艺技术攻关，促进油页岩层系资源的综合开发和利用。