富县地区张家滩页岩地化特征与油气地质意义

2022-12-08孙建博罗腾跃

西安科技大学学报 2022年6期

林进，孙建博，罗腾跃

（1．陕西延长石油（集团）有限责任公司，陕西西安 716065；2．陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西西安 710065）

0 引言

随着中国经济的持续高速发展及对油气资源需求的不断增大，越来越多的学者将研究的重点从常规油气转向非常规油气。鄂尔多斯盆地是中国著名的含油气盆地，油气资源丰富，目前已是中国油气产量最高的含油气盆地。鄂尔多斯盆地除了常规油气，页岩油气等非常规油气资源赋存丰富。页岩油作为重要的非常规油气接替资源，日益受到学者们的关注。盆地长7沉积时期经历晚三叠世最大的一次湖泛事件，形成大面积稳定分布的暗色页岩和泥岩，尤以张家滩页岩最典型[1-4]，这套页岩具有强生烃和高排烃的特点，是中生界最主要油源岩[5-6]。很多专家学者围绕延长组泥页岩岩相地质特征开展大量的研究工作。耳闯等从岩心描述、薄片微观结构观察、有机地球化学分析等方面入手，对鄂尔多斯盆地华池地区长7油层组富有机质页岩和泥岩岩相进行了研究，建立岩相纵向发育模式[7]。付金华等从宏观角度出发，研究鄂尔多斯盆地延长组深水岩相发育特征，将延长组深水沉积岩划分为油页岩岩相、暗色泥岩岩相、砂质泥岩与泥质砂岩岩相和砂岩岩相等4种岩相，并明确这4种岩相的地质特征、地球物理特征及平面分布规律，探讨其石油地质意义[8]。师良等对延长组砂质纹层发育特征及油气成藏的关系进行研究[9]。杜燕、赵谦平、吴辰泓等分别从页岩生气机理、孔隙结构等展开研究，分析延长组页岩气形成机理和赋存空间[10-12]。以鄂尔多斯盆地富县地区延长组长7油层组下部发育的张家滩页岩为对象，拟从岩性特征、矿物组成、物性特征、有机地球化学特征、油气赋存特征等方面展开剖析，分析张家滩页岩的岩相地质及有机地球化学特征，确定有利岩相类型，以期为源内页岩油气勘探提供借鉴。

1 区域地质特征

鄂尔多斯盆地晚三叠世延长期主要发育一套内陆坳陷湖盆碎屑岩沉积，自上而下分10期（长1-长10），其中长7期为最大湖泛期，气候温暖潮湿，湖区水深可达60～120 m，半深湖-深湖范围可达6.5×104km2，普遍发育一套广覆式富有机质页岩及细粒砂岩沉积，富集了丰富的页岩油资源，是盆地非常规石油勘探的主要对象[13-17]。富县地区位于湖盆的东部沉积中心，构造平缓，张家滩页岩最大厚度可达60 m，埋深1 300～1 500 m，这套泥页岩层系为页岩油的规模生烃成藏奠定了物质基础（图1）。

图1 富县地区区域沉积背景Fig.1 Regional sedimentary background in Fuxian area

2 页岩岩相特征

页岩油勘探的一项重要内容就是“甜点”预测，岩相是“甜点”预测的有效途径，明确长7张家滩页岩的岩相特征，对于揭示有利层段和水平井的轨迹设计具有很重要的意义[18]。

笔者对富县地区长7张家滩页岩开展精细解剖研究，综合露头、岩心观察、薄片鉴定等资料，将富县地区张家滩页岩岩相类型划分为黑色页岩岩相、灰黑色泥页岩岩相、纹层状黑色页岩岩相、纹层状灰黑色泥页岩岩相、含泥粉砂岩或泥质粉砂岩相（以下简称粉砂岩相）、凝灰岩相等6种岩石相类型。粉砂岩相是指厚度大于30 cm的粉砂岩层；黑色页岩相是指粉砂质层累计厚度占比小于10%的黑色页岩；灰黑色泥页岩岩相是指粉砂质层累计厚度占比小于10%的灰黑色页岩；纹层状黑色页岩岩相是指粉砂质层累计厚度占比大于10%的黑色页岩；纹层状灰黑色泥页岩岩相是指粉砂质层累厚比占大于10%的灰黑色泥页岩。

张家滩页岩段岩相划分结果表明主要岩相以黑色页岩相为主，内部发育5层累计厚度5 m的纹层状黑色页岩岩相，灰黑色泥页岩岩相累计厚度18 m，内部发育7层9.75 m厚度的纹层状灰黑色泥页岩岩相的混合层，粉砂岩相发育2层，厚度1.25 m（图2）。

图2 张家滩页岩测井岩石相、地化参数和物性参数综合图Fig.2 Comprehensive map of logging lithofacies，geochemical parameters and physical parameters of Zhangjiatan shale

2.1 地质特征

2.1.1 黑色页岩岩相

页岩的构造类型主要为层理构造、块状层理以及一些准同生构造，以层理构造为主，少见粉砂岩纹层发育，偶见毫米级、微米级粉砂岩纹层或碳酸盐纹层。层理多为水平层理，部分页岩层理不发育，呈块状结构。层理面常见介形虫和黄铁矿发育，可见少量植物碎屑。含粉砂质纹层单层厚度小于1 cm，累计厚度占比小于10%。

2.1.2 灰黑色泥页岩岩相

与黑色页岩相比，灰色页岩的颜色相对较浅，主要呈现灰黑色、灰色，多发育在页岩段的顶、底部，部分发育在黑色页岩中。露头剖面和钻井岩心中常见灰黑色页岩与黑色页岩的突变界面。化石碎片含量较多，可以见到叶片等植物化石。灰黑色页岩的层理类型更加多样，除发育块状均匀层理外，还可见变形层理，小型波状层理等，甚至在一些地区还可见递变层理。化石碎片含量较多，可以见到叶片等植物化石。含粉砂质纹层单层厚度小于1 cm，累计厚度占比小于10%。

2.1.3 纹层状黑色页岩岩相

主要发育在页岩段的中部及中上部，砂质纹层的含量明显变多，单层厚度普遍小于1 cm，累计厚度占比大于10%，最显著的特点是粉砂岩纹层发育，水平层理或波状-透镜状层理非常发育，化石碎片含量较多，可以见到叶片等植物化石。粉砂岩纹层厚度多小于1 mm，局部可达厘米级甚至分米级。

2.1.4 纹层状灰黑色泥页岩岩相

灰黑色页岩中也发育较多的粉砂岩纹层，与黑色页岩相比，灰黑色页岩中的粉砂质纹层更为发育，灰黑色页岩中的粉砂质纹层与灰黑色页岩层之间的分界面有时较为模糊，但灰黑色页岩层明显具有较高的石英长石含量、相对低的黏土矿物含量，黏土矿物沿层理发育，黏土纹层呈现为暗色条带，长石和石英颗粒小，含量稍低，有机质丰度高。

2.1.5 粉砂岩岩相

细砂岩和粉砂岩的颜色以灰色、灰白色、灰黄色为主，主要以纹层或夹层形式存在于延长组页岩层系中，位于延长组长7油层组的底部和中部和顶部。细砂岩和粉砂岩主要发育有平行层理和波状层理。粉砂质纹层的形状主要有平直状、波状-透镜状，平直状纹层常常由单层或一组近似水平层理的纹层组成，横向上延伸较远，内部结构较简单，顶底界面平直，底部界面一般截然，顶部常常向页岩渐变过渡。波状-透镜状粉砂质纹层在一般情况下都成组或束出现，总体沿页理方向展布，在横向上连续性相对较差，具有一定的变化性，甚至发生尖灭或与其他纹层合并。粉砂岩相主要是浊积岩、滑塌沉积等。

2.2 岩石矿物学特征

2.2.1 黑色页岩岩相

黑色页岩XRD分析结果显示黏土矿物含量最高，平均为52.42%，石英含量介于6%～40%，平均为24.5%；长石含量变化在6%～30.5%，平均值14.1%，方解石和白云石含量之和变化在0%～9%，平均值2%；菱铁矿含量介于0%～15%，平均值3.29%；黄铁矿含量介于0%～13%，平均值3.78%。

2.2.2 灰黑色泥页岩岩相

灰黑色页岩XRD分析结果显示黏土矿物含量介于28.2%～60%，平均为49%，石英含量介于18%～41%，平均值为26.99%；长石含量介于4%～38.2%，平均值15.7%，碳方解石和白云石含量之和介于0%～11%，平均为2.91%；菱铁矿含量介于0%～14%，平均值2.72%；黄铁矿含量平均值2.45%。

2.2.3 纹层状黑色页岩岩相

发育纹层黑色页岩的XRD分析结果表明黏土矿物含量低于黑色页岩，平均为44.22%，石英含量介于18%～43%，平均为29.46%，高于黑色页岩的石英含量；长石含量变化在6%～30.3%，平均值约17.83%，高于黑色页岩和灰黑色页岩的石英含量；方解石和白云石含量之和变化在0%～14%，平均值3.07%；菱铁矿含量介于0%～9%，平均值1.48%；黄铁矿含量介于0%～21%，平均值3.69%。

2.2.4 纹层状灰黑色泥页岩岩相

发育纹层灰黑色页岩的XRD分析结果显示石英含量介于21%～40%，平均含量28.46%，长石含量介于8%～34.4%，平均为17.71%，方解石和白云石含量之和介于0%～16%，平均值约5.22%，黄铁矿含量介于0%～6%，平均值1.59%；菱铁矿含量介于0%～11%，平均值3.28%；黏土矿物含量介于29%～56%，平均为43.21%。

2.2.5 粉砂岩岩相

细砂岩和粉砂岩层的黏土矿物含量最低，介于22%～44.8%，平均为34.88%；石英、长石含量最高，平均为31.89%和22.43%，石英和长石之和平均54.32%，方解石和白云石含量之和分布在1.2%～36.9%，平均值为7.2%，黄铁矿含量较低，平均值仅为1.08%。

2.3 孔隙度及孔隙结构特征

页岩中孔隙结构对页岩油能否在地层条件下流动具有重要的控制作用[19-21]。采用氦气膨胀法、N2，CO2低压吸附及高压压汞等测试分析手段，分析了页岩层系的孔隙结构及孔隙度特征。选取YY22，YY28，FY1等井样品合计32块，为了便于直观研究，将黑色页岩相和灰黑色页岩相等粉砂质纹层不发育的样品合并为纯泥页岩，发育粉砂质纹层的黑色页岩相和灰黑色页岩相-合并为纹层状页岩，第3部分为粉砂岩。再将这些样品经二氯甲烷抽提处理后，优选部分样品测试了孔隙结构及孔隙度特征。

2.3.1 孔隙度

经过氯仿充分抽提处理后，张家滩页岩的孔隙度明显变大，洗油前孔隙度平均为2.51%，洗油后平均为3.28%（图3）。研究表明页岩孔隙含有一定数量的烃类组分。不同岩性、岩性组合、同一岩性之间的孔隙度（洗油后）变化范围大，非均质性强（图4）。泥页岩洗油前平均孔隙度约1.78%，洗油后平均孔隙度2.32%；含纹层页岩洗油前平均孔隙度约1.89%，洗油后平均孔隙度约3.21%；粉砂岩纹层洗油前平均孔隙度约3.6%，洗油后平均孔隙度约3.93%。

图3 富县地区张家滩页岩含烃孔隙度特征Fig.3 Hydrocarbon bearing porosity characteristics of Zhangjiatan shale in Fuxian area

2.3.2 孔隙结构

利用核磁共振等孔隙结构表征方法分析不同岩相的孔隙结构特征，表明粉砂岩纹层和夹层的中大孔比较发育（图5，图6），核磁T2谱的特征以多峰和左偏型为主，平均微孔孔体积仅占总孔体积的3.8%，中孔和大孔分别占49%和55.2%。粉砂岩纹层中中孔和大孔发育一方面和无机粒间孔、溶蚀孔发育有关，另一方面和有机孔发育的固体沥青有关。纹层不发育的黑色页岩和灰黑色页岩的核磁T2谱以多峰型、右偏单峰型为主，微孔相对较发育，其孔体积分别占总孔体积的28.9%,14.3%；中孔孔体积分别占总孔体积的46.0%，56.3%；大孔相对较少。

图4 不同类型岩石洗油前后孔隙度对比Fig.4 Porosity comparison of different types of rocks before and after oil washing

图5 不同类型岩石的孔隙结构的核磁共振T2谱特征Fig.5 NMR T2 spectrum characteristics of pore structure of different types of rocks

图6 不同岩相的微孔、中孔和大孔体积占比对比Fig.6 Volume ratio of micropore，mesopore and macropore in different lithofacies

2.4 有机地球化学特征

2.4.1 总有机碳含量

在5种岩石类型中黑色页岩具有最高的TOC分布，分布范围在2.7%～20.3%，平均值为6.03%；发育纹层黑色页岩的TOC次之，分布范围在2.0%～13.2%，平均值为5.26%；灰黑色页岩的TOC分布范围在1.26%～7.81%，平均值为4.08%；发育纹层灰黑色页岩的TOC值分布范围在0.45%～6.49%，平均值为3.12%；粉砂岩层的TOC最低，分布范围在0.40%～10%，平均值为2.24%（图7）。

2.4.2 可溶烃（S1）和热解烃（S2）含量在5种岩石类型中黑色页岩的S1和S2含量相对最高，平均值分别为4.74 mg/g和12.08 mg/g；灰黑色页岩的S1和S2平均值分别为3.28 mg/g和7.60 mg/g；发育纹层黑色页岩的S1和S2平均值分别为4.56 mg/g和9.98 mg/g；发育纹层灰黑色页岩的S1和S2平均值分别为2.80 mg/g和6.0 mg/g；粉砂岩层的S1和S2最低，分布范围分别在0.31～6.22 mg/g和0.39～11.98 mg/g，平均值分别为1.88 mg/g和2.67 mg/g（图8，图9）。

图7 不同岩相的有机碳含量分布Fig.7 Proportion of organic carbon content in different lithofacies

2.4.3 氯仿沥青“A”含量

利用实测的延长组页岩的氯仿沥青“A”数据，结合收集的氯仿沥青‘A’数据分析了延长组不同岩石相的氯仿沥青“A”含量。富县地区长7油层组页岩层系不同类型岩石的氯仿沥青“A”的分布特征不同，黑色页岩的氯仿沥青“A”含量变化范围为0.37%～2.13%，平均值分别为0.88%；灰黑色页岩的氯仿沥青“A”分布范围在0.30%～1.22%，平均值为0.80%；发育纹层黑色页岩具的氯仿沥青“A”值分布范围在0.23%～1.32%，平均值分别为0.65%；发育纹层灰黑色页岩具有相对较高的氯仿沥青“A”分布，其值分布范围分别在0.39%～1.55%，平均值分别为0.63%；粉砂岩层的氯仿沥青“A”最低，分布范围在0.15%～0.84%，平均值为0.32%（图10）。

2.4.4 含油饱和度指数

张家滩页岩内不同类型岩石的相对含油量（含油饱和度指数，S1×100/TOC）的分布特征不同。黑色页岩的相对含油量（S1×100/TOC）分布范围在36.2～213.8 mg/g TOC，平均值分别为84.7 mg/g TOC；灰黑色页岩的相对含油量分布次之，分布范围在16.40×166.5 mg/g TOC，平均值为82.1mg/g TOC；发育纹层黑色页岩的相对含油量分布范围在28.24～280.90 mg/g TOC，平均值为97.4 mg/g TOC；含纹层灰黑色页岩具有最低的相对含油量分布，其值分布范围分别在36.54～175.69 mg/g TOC，平均值分别为89.7 mg/g TOC；粉砂岩层的相对含油量相对较高，分布范围在34.16×276.02 mg/g TOC，平均值为131 mg/g TOC（图11）。

3 油气地质意义

3.1 页岩含油气性

富县地区张家滩页岩段蕴藏着丰富的页岩油资源，不同岩相的岩石的矿物组分、含油性、孔隙度、地球化学特征等表现出不同特征，精细划分页岩岩相，对于页岩含油性预测具有重要意义。

图8 不同岩相的S1含量分布Fig.8 S1 content distribution of different lithofacies

图9 不同岩相的S2含量分布Fig.9 S2 content distribution of different lithofacies

图10 不同类型岩石的氯仿沥青“A”参数分布Fig.10 Parameter distribution of chloroform asphalt “A” in different types of rocks

图11 不同类型岩相的S1×100/TOC（OSI）参数分布Fig.11 S1×100/TOC（OSI）parameter distribution of different types of rocks

页岩中有利的岩相是页岩油赋存的甜点区。对于泥页岩而言，国内外学者一般利用油饱和指数OSI（S1×100/TOC）来表征泥页岩中游离油量的多少，作为页岩油富集的标准[23]。泥页岩内部砂质纹层发育程度、有机质丰度、热演化程度等控制页岩油储层孔隙度及含油性大小的关键地质因素，也是页岩油井能否获得高产的重要因素。微观尺度下，页岩油以碎屑颗粒表面包膜形式和全孔充填2种产状赋存于储层中，可动油多数分布孔径大于20 nm的孔隙中，是该区有效孔隙孔径的下限，砂质纹层中的可动油比例相对较高。无机孔—微裂缝—有机质—有机孔和粉砂岩纹层构成的网络体系是页岩油气源内运移的重要通道体系和滞留空间。黑色页岩、含粉砂质纹层黑色页岩、灰黑色页岩、粉砂质纹层灰黑色页岩、粉砂岩等5种岩相中，粉砂岩的OSI平均为131 mg/g，含粉砂质纹层黑色页岩的OSI平均值为97.4 mg/g，均具有较好的可动性（图12）。研究认为页岩油赋存的最有利岩相为粉砂岩相，次为含粉砂质纹层黑色页岩。

图12 泥页岩中不同岩相可动性指数Fig.12 Mobility indexes of different lithofacies in shale

3.2 页岩油勘探开发的指示意义

前人研究表明张家滩页岩生烃能力较强，排烃效率高，为烃源岩层系内部页岩油近源运移成藏和甜点规模发育提供了有利条件，勘探潜力巨大[23-24]。对张家滩页岩地化特征和储集性能的分析表明，页岩层系具备良好的源储配置，页岩层系的岩相类型对页岩油气聚集至关重要。对于张家滩页岩中夹持发育的细砂岩、粉砂岩而言，源-储一体的先天优势使这些内部粉-细砂岩夹层的原始含油饱和度平均达到50%，是当前下最有利的勘探目标，应重点研究此类岩相的分布规律，这对于陆相页岩油富集层优选，确定水平井钻探靶窗，获得高产至关重要（图13）。对于张家滩页岩内部滞留烃而言，尽管可动烃资源量十分可观，但目前对这部分资源还没有实现有效动用。由于烃源岩内部烃类的赋存方式与粉-细砂岩夹层中的烃类存在明显差异，为了实现张家滩页岩中-高成熟区纹层状和层状基质型页岩油资源的有效开采，需要着手解决富有机质、高黏土矿物含量带来的特殊工程工艺技术问题。目前已有专家学者提出采用地下原位加热转化技术是有望实现有效开发利用的关键技术，也是未来发展的方向[25]。