松南上白垩统青山口组一段不同赋存状态页岩油定量评价

张 辉，王志章，杨 亮，李忠诚, ，邢济麟

1.中国石油大学(北京)地球科学学院，北京 102249 2.中国石油吉林油田公司 ，吉林 松原 138000 3.中国石油吉林油田公司勘探开发研究院，吉林 松原 138000

0 引言

近年来，页岩油已成为全球非常规油气勘探开发的新热点，是重要的接替能源之一，全球页岩油气勘探开发取得了一系列长足进展。随着中国页岩气的成功勘探和规模开发，对页岩油的勘探开发也展开了积极探索[1-4]。页岩油气在我国的分布十分广泛，经评价我国陆相页岩油有利甜点区面积可达8.5×104km2。其中：中高成熟度页岩油是目前重要接替领域；中低成熟度页岩油是该行业未来发展的重大战略性接替资源。根据目前勘探程度，我国页岩油技术可采资源量为145×108t[5]。松辽盆地是世界上已发现油气资源最为丰富的陆相沉积盆地，也是中国重要的产油气盆地之一[6-10]，历经 60余a勘探，目前已全面进入非常规油气勘探阶段[11-13]。其中，上白垩统青山口组湖相沉积为该地区中浅层主要生烃源岩，具有厚度大、分布范围广、有机质丰度高和类型好的特点，层系内部滞留烃富集，存在十分可观的页岩油资源。

一般认为，页岩气主要以吸附态、游离态及少量溶解态赋存于页岩孔隙-裂缝系统中[14]。而对页岩油来说，除了存在上述3种赋存状态外，还存在溶胀态。页岩油赋存状态决定着页岩油开采动用方式，因此，研究页岩油赋存状态，对开发利用页岩油等非常规油气资源具有重要意义[15]。本次研究以松辽盆地南部青山口组一段下段为目的层，通过计算研究区各井中不同赋存状态的页岩油量，揭示页岩油在地下页岩层系储层中的赋存特征，为松辽盆地进一步开采页岩油提供指导意见。

1 区域地质概况

松辽盆地位于中国东北部，是中国东部大型叠合含油气盆地，长约750 km，宽约350 km，总面积达26×104km2[16]。根据其基底性质和盖层的区域地质特征，松辽盆地整体分为中央坳陷区、北部倾没区、西部斜坡区、东北隆起区、东南隆起区和西南隆起区等6个一级构造单元[17-22]。本文研究区位于松辽盆地南部中央坳陷区，面积约为2.48×104km2，包括红岗阶地 、扶新隆起带、长岭凹陷和华字井阶地等4个二级构造单元[23](图1)。

松辽盆地是我国东部具有断坳双重结构的中—新生代大型复合型沉积盆地，主要包括热隆张裂阶段(前裂谷期)、伸展断陷阶段(裂谷期)、热沉降坳陷阶段(后裂谷期)和构造反转盆地萎缩阶段4个构造演化过程[25]。青山口组自下至上划分为青一段、青二段和青三段。松辽盆地南部青一段以泥页岩沉积为主，局部区域发育薄层砂岩和介形灰岩[24,26]。砂岩主要分布在盆地的西部和南部，向湖盆中心厚度递减。生物化石丰富，黄铁矿结核发育，反映出明显的强还原环境[23]。

2 页岩基本地质特征

2.1 岩相特征

TOC与黏土矿物含量是有效的岩相划分依据，随着 TOC 与黏土矿物含量的降低，岩石从发育页理向纹层状页岩、块状构造泥岩过渡，直至成为砂岩夹层。通过地质与测井岩相综合识别方法，在松南青一段共划分出5 种岩相类型，分别为高有机质薄片状页岩、中有机质纹层状页岩、中有机质块状泥岩、低有机质纹层状页岩和粉-细砂岩[27]。研究表明，页岩油资源主要富集在高有机质薄片状页岩和中有机质纹层状页岩内。其中：高有机质薄片状页岩页理发育，成分以泥级黏土矿物为主，有机质含量高，颜色多为纯黑色，w(TOC)一般大于2%，此类岩相主要形成于湖侵、高水位体系域的静水沉积环境[28]；中有机质纹层状页岩主要由富有机质泥质纹层与贫有机质泥质、砂质纹层互层形成，颜色呈灰色或深灰色，有机质含量较高，w(TOC)在1%～2%之间，此类岩相主要是在季节性悬浮和底流作用交替沉积的静水环境下形成[29]。

据文献[24]修编。

2.2 地球化学特征

松南青一下段w(TOC)总体大于1.0%，属于中高有机质丰度泥页岩(图2)。应用氢指数(IH)与岩石最大热解峰温(Tmax)关系图(图3)可知，青一下段烃源岩有机质类型以Ⅱ 型为主，是典型的湖相富有机质泥页岩。有机显微组分鉴定结果显示，研究区青一下段有机质来源主要为以腐泥组为主的湖泊自生有机质，含少量的丝质体、孢子体和镜质体等陆源有机质。根据镜质体反射率可知，青一下段Ro主要分布在1.0%～1.4%区间内，烃源岩处于中成熟-高成熟阶段(图4)。综合分析，青一下段为好烃源岩，整体处于中高成熟阶段，具备形成页岩油的资源潜力。

图2 松南w(TOC)分布直方图

2.3 沉积环境特征

研究样品选取的H258、H238、CY8和TY1井分别位于不同沉积环境(H258和H238为同一沉积环境)。其中：H258井和H238井发育三角洲外前缘相沉积，长英质陆源碎屑输入量较高，以中低有机质岩相为主；TY1井和CY8井主要以稳定的半深湖—深湖相沉积为特征，主要由高有机质页岩相组成。

Ro.镜质体反射率。

图4 松南青一下段各井Ro分布直方图

3 页岩油赋存状态定量评价

页岩层系储层中，页岩油主要以游离态、吸附态和溶胀态3种状态赋存。吸附态页岩油通过范德华力和库仑力与有机质、矿物颗粒表面相互作用以密度较高的“类固态”形式存在，被认为基本不具有流动性；游离态页岩油赋存于较大的孔、缝中，由于距孔隙的矿物壁面有一定的距离，不受分子间相互作用力的束缚，理论上可以流动；溶胀态是指页岩油“嵌入”有机质结构中，油分子被干酪根分子“包围”，因此不具有流动性[27]。其中，无机矿物微纳米孔喉缝中页岩油主要以吸附态和游离态存在，有机孔隙中页岩油主要以吸附态、游离态及溶胀态赋存于干酪根基质中。因此，页岩油主要以干酪根溶胀态、干酪根吸附态、有机质孔隙游离态、无机矿物吸附态及无机孔隙游离态等5种赋存形式存在[27,30-34]。

本次研究主要选取松辽盆地南部不同相带钻井样品开展页岩油赋存状态的定量评价。其中：半深湖—深湖区TY1井和CY8井共采集16个样品；三角洲外前缘区H258井和H238井共采集4个样品。

3.1 干酪根溶胀油量定量评价

以松南青一段泥页岩中的Ⅱ1型干酪根为例，通常可将分子动力学模拟所得未成熟Ⅱ1型干酪根的溶胀油量作为初始溶胀油量。不同演化阶段Ⅱ1型干酪根溶胀油量(Qs)可以视为初始溶胀油量(Qw)与不同演化阶段Ⅱ1型干酪根质量(mk)及溶胀率减小系数(fs)的乘积。为了便于将不同赋存状态页岩油量能在一起进行对比，本次研究对页岩油量进行了归一化，以1 g原始有机碳对干酪根溶胀油量进行归一化[27]。利用松南青一段未熟泥页岩样品的热解及PY-GC实验结果，建立并标定化学动力学模型，结合松辽盆地埋藏史热史，计算不同Ro对应的转化率，进一步计算不同岩相干酪根溶胀油量[27]。

由图5a中可知，高有机质薄片状页岩各井干酪根溶胀油量平均约为23 mg/g TOC，以TY1-6最高，含油量约为43 mg/g TOC，TY1-14最低，含油量约为13 mg/g TOC。由图5b中可知，中有机质纹层状页岩干酪根溶胀油量各井平均为22 mg/g TOC，以 CY8-9最高，含油量约为33 mg/g TOC，H238-19最低，含油量约为13 mg/g TOC。

3.2 干酪根吸附油量定量评价

干酪根吸附油量与干酪根的吸附面积(比表面积)和单位面积吸附油量有关，将不同阶段干酪根比表面积与分子动力学模拟所得干酪根单位面积吸附油量相乘，即得到干酪根总吸附油量。松辽盆地青山口组泥页岩的微观孔隙可以分为微孔(<10 nm)、小孔(10～50 nm)、中孔(50～150 nm)、大孔(150～10 000 nm)。按对数坐标将每段平均分为10份，统计第n段孔径内有机孔隙的表面积(Dn-1～Dn)，则这n段比表面积之和即为有机孔隙表面积[27]。

干酪根有机质孔隙体积及比表面积计算参考卢双舫等建立的比表面积模型[27]。其中，利用原子力显微镜对研究区页岩油样品孔隙表面粗糙系数进行评价，CY8井为1.33，H238井为1.43，H258为1.13，TY1井为1.29；未成熟干酪根密度及干酪根中不可转化部分的密度参考傅家谟中未熟阶段及过成熟阶段Ⅱ1型干酪根密度曲线图[35]，分别为1.25及1.35 g/cm3；分子动力学模拟所得Ⅱ1型干酪根溶胀率。据此计算原始有机碳对应的干酪根有机质孔隙体积以及干酪根比表面积，结果如图6所示：由图6a可知，高有机质薄片状页岩CY8-5有机质孔隙体积最大，约为0.18 cm3/g TOC，TY1-14有机质孔隙体积最小，约为0.14 cm3/g TOC；由图6b可知，中有机质纹层状页岩CY8-3有机质孔隙体积最大，约为0.19 cm3/g TOC，H238-10最小，约为0.14 cm3/g TOC；由图6c可知，高有机质薄片状页岩干酪根比表面积CY8-16最大，约为17 m2/g TOC，TY1-14最小，约为7 m2/TOC；由图6d可知，中有机质纹层状页岩干酪根比表面积CY8-17最大，约为23 m2/g TOC，H238-10最小，约为11 m2/g TOC。

图5 松南青一下段高有机质薄片状页岩(a)和中有机质纹层状页岩(b)干酪根溶胀油量图

将不同阶段干酪根比表面积与分子动力学模拟所得干酪根单位面积吸附油量相乘，即得到干酪根总吸附油量[27]。由图7a可知，高有机质薄片状页岩干酪根吸附油量TY1-6最高，约为51 mg/g TOC，H238-12最低，约为8 mg/g TOC；由图7b可知，中有机质纹层状页岩干酪根吸附油量CY8-9最高，约为32 mg/g TOC， H238-10最低，约为7 mg/g TOC。

3.3 有机质孔隙游离油量定量评价

本次研究计算了Ⅱ1型有机质生烃增孔、油成气形成死碳减孔、干酪根溶胀减孔、烃源岩压实减孔量，得到不同类型的有机质在不同演化阶段条件下有机孔隙体积的变化规律。有机孔隙中，页岩油主要以吸附态及游离态两种赋存状态存在，有机质孔隙体积减去吸附油体积，将之与页岩油密度相乘即可得到有机质孔隙游离油量[27]。

由图8a可知，高有机质薄片状页岩有机质孔隙游离油量TY1-6最高，约为159 mg/g TOC，H238-12最低，约为27 mg/g TOC；由图8b可知，中有机质纹层状页岩有机质孔隙游离油量CY8-9最高，约为80 mg/g TOC，H238-19最低，约为19 mg/g TOC。

3.4 烃源岩中无机部分滞留液态烃定量评价

将松辽盆地代表性泥页岩样品粉碎后分成两份：一份进行氯仿抽提实验，得到泥页岩中的氯仿沥青“A”；另一份进行酸处理富集有机质，对有机质进行氯仿抽提实验，得到赋存于干酪根中的氯仿沥青“A”。用泥页岩中的氯仿沥青“A”数据减去干酪根中的氯仿沥青“A”数据，得到的就是无机部分页岩油量[27]。

图6 松南青一下段高有机质薄片状页岩(a)、中有机质纹层状页岩(b)有机质孔隙体积图以及高有机质薄片状页岩(c)、中有机质纹层状页岩(d)干酪根比表面积图

图7 松南青一下段高有机质薄片状页岩(a)和中有机质纹层状页岩(b)干酪根吸附油量图

图8 松南青一下段高有机质薄片状页岩(a)和中有机质纹层状页岩(b)有机质孔隙游离油量图

由图9a可知，高有机质薄片状页岩无机赋存油量/有机赋存油量系数最大的为TY1-1，约为0.93，TY1-8系数最小，约为0.26；由图9b可知，中有机质纹层状页岩无机赋存油量/有机赋存油量系数最大的为H238-19井，约为2.20，CY8-3系数最小，约为0.96。

无机矿物吸附油量评价方法与干酪根吸附油量评价类似，等于无机矿物比表面积乘上无机矿物单位面积吸附油量；而无机孔隙游离油量则等于页岩中无机孔隙总滞留油量减去无机矿物吸附油量[27]。为了得到无机矿物比表面积，首先开展核磁共振实验得到页岩全尺寸孔径分布，然后利用扫描电镜实验得到无机矿物孔隙/有机质孔隙比例、无机矿物孔隙孔径分布及有机质孔隙孔径分布，参考卢双舫等建立的比表面积模型[27]，计算无机矿物比表面积。由图10a可知，高有机质薄片状页岩无机矿物比表面积最大的为TY1-9，约为6.7 m2/g TOC，最小的为H238-12，约为1.0 m2/g TOC；由图10b可知，中有机质纹层状页岩无机矿物比表面积最大的为CY8-22，约为8.4 m2/g TOC，最小的为H238-10，约为3.5 m2/g TOC。

图9 松南青一下段高有机质薄片状页岩(a)和中有机质纹层状页岩(b)无机赋存油量/有机赋存油量系数图

由此得到无机矿物吸附油量、无机孔隙游离油量及随成熟度的演化规律(图11)：由图11a、图11c可知，高有机质薄片状页岩无机矿物吸附油量TY1-9最高，约为11.7 mg/g TOC，H238-12最低，吸附油量约为2.2 mg/g TOC；无机孔隙游离油量TY1-9最高，约为121.8 mg/g TOC，H238-12最低，约为18.7 mg/g TOC。由图11b、图11d可知，中有机质纹层状页岩无机矿物吸附油量CY8-22最高，约为15.2 mg/g TOC，H238-10最低，约为7.3 mg/g TOC；无机孔隙游离油量CY8-22最高，约为151.8 mg/g TOC，H238-10最低，约为62.9 mg/g TOC。

图10 松南青一下段高有机质薄片状页岩(a)和中有机质纹层状页岩(b)无机矿物比表面积

图11 松南青一下段高有机质薄片状页岩(a)、中有机质纹层状页岩(b)无机矿物吸附油量图及高有机质薄片状页岩(c)、中有机质纹层状页岩(d)无机孔隙游离油量图

3.5 不同赋存状态页岩油定量评价

由图12a可知，在高有机质薄片状页岩不同赋存状态滞留油量定量评价图中，干酪根溶胀油、干酪根吸附油、有机质孔隙游离油量最高的为TY1-6，有机赋存油量可达253.0 mg/g TOC，无机矿物吸附油、无机孔隙游离油量最高的为TY1-9，无机赋存油量可达133.5 mg/g TOC；页岩油赋存油量最低的为H238-12，有机赋存油量约54.5 mg/g TOC，无机赋存油量约20.9 mg/g TOC。由图12b可知，在中有机质纹层状页岩不同赋存状态滞留油量定量评价图中，干酪根溶胀油、干酪根吸附油、有机质孔隙游离油量最高的为CY8-9，有机赋存油量可达142.0 mg/g TOC，无机矿物吸附油、无机孔隙游离油量最高的为CY8-22，无机赋存油量可达167.0 mg/g TOC；有机赋存油量最低的为H238-19，约50.0 mg/g TOC，无机赋存油量最低的为H238-10，约70.2 mg/g TOC。

总体来看：研究区高有机质薄片状页岩中页岩油赋存状态以有机赋存为主，无机赋存/有机赋存比值介于0.26～0.93之间；中有机质纹层状页岩中页岩油赋存状态以无机赋存为主，无机赋存/有机赋存比值介于0.96～2.20之间。高有机质薄片状页岩中，TY1井页岩油赋存量最大，其次为CY8井，H238井页岩油量最低；中有机质纹层状页岩中，CY8井页岩油赋存量最大，H258井次之，H238井页岩油量最低(表1)。研究区TY1井、CY8井位于半深湖—深湖区，静水沉积发育大套泥页岩；H238井位于三角洲外前缘，离物源区较近，导致其页岩油赋存量明显低于TY1井、CY8井。

表1 松南青一下段高有机质薄片状页岩和中有机质纹层状页岩页岩油赋存量

图12 松南青一下段高有机质薄片状页岩(a)和中有机质纹层状页岩(b)不同赋存状态滞留油量定量评价

4 结论

1)松南青一下段页岩有机质丰度较好，w(TOC)总体大于1.0%，有机质类型以Ⅱ型为主，Ro主要分布在1.0%～1.4%区间内，烃源岩整体处于中成熟-高成熟阶段，具备形成页岩油的资源潜力。

2)高有机质薄片状页岩中，有机赋存油量最高的为TY1-6，有机赋存油量可达253.0 mg/g TOC；无机赋存油量最高的为TY1-9，无机赋存油量可达133.5 mg/g TOC。页岩油赋存油量最低的为H238-12，有机赋存油量约54.5 mg/g TOC，无机赋存油量约20.9 mg/g TOC。

3)中有机质纹层状页岩中，有机赋存油量最高的为CY8-9，有机赋存油量可达142.0 mg/g TOC，无机赋存油量最高的为CY8-22，无机赋存油量可达167.0 mg/g TOC；有机赋存油量最低的为H238-19，赋存油量约50.0 mg/g TOC，无机赋存油量最低的为H238-10，赋存油量约70.2 mg/g TOC。

4)松南青一段高有机质薄片状页岩中页岩油赋存状态以有机赋存为主，中有机质纹层状页岩中页岩油赋存状态以无机赋存为主。沉积环境控制了页岩中页岩油赋存量，半深湖--深湖区页岩油赋存量较大，而外前缘区页岩油赋存量较低。