陆相页岩油“甜点”段评价关键参数界限探讨

李志明，刘雅慧，何晋译，孙中良，冷筠滢，李楚雄，贾梦瑶，徐二社，刘 鹏，黎茂稳，曹婷婷，钱门辉，朱 峰

（1.中国石化 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214126；2.页岩油气富集机理与高效开发全国重点实验室，江苏 无锡 214126；3.中国石化 油气成藏重点实验室，江苏 无锡 214126）

中国陆相烃源层系形成于二叠纪、三叠纪、侏罗纪、白垩纪、古近纪和新近纪的裂陷和坳陷盆地［1］，但湖泊水体环境复杂多样，包括淡水-微咸水、咸水-半咸水、咸水-碱水以及咸水-盐湖环境［2］。勘探实践与研究表明，裂陷和坳陷构造背景下不同水体环境沉积的烃源层系不仅为常规油藏提供了充足油源，而且还蕴藏着丰富的页岩油资源，是页岩油勘探开发的有利层系［1-5］。近年尤其是2019 年以来，中国陆相页岩油勘探开发取得了革命性突破［6-15］，并建成了新疆吉木萨尔、大庆古龙和胜利济阳3 个页岩油国家级示范区［16］，陆相页岩油将是中国石油资源增储上产接替与能源安全保障的重要现实领域。陆相页岩油“甜点”段评价是页岩油勘探开发评价中的一个重要环节，合理确定陆相页岩油“甜点”段评价关键参数的界限，是实现陆相页岩油经济效益开发的关键。陆相页岩油“甜点”是指整体含油的陆相烃源层系内，相对更富含油、物性更好、更易改造，在现有经济技术条件下具商业开发价值的有利储集层［15］；《页岩油地质评价方法》（GB/T 38718—2020）将页岩油“甜点段”定义为含油性好、储集条件优越、可改造性强，在现有经济技术条件下具有商业开发价值的页岩油层段［17］。与海相烃源层系相比，中国陆相烃源层系非均质性强，岩相类型复杂和热演化程度变化大，含油性、储集性、可压性与页岩油可动性纵、横向差异显著，导致页岩油“甜点”段优选困难，效益开发面临诸多挑战［2，18］。为提升中国陆相页岩油勘探开发成效，众多学者围绕陆相页岩油“甜点”段评价，已开展了积极探索，提出了“甜点”段评价的方法与关键参数［16-23］，为当前页岩油勘探开发决策部署发挥了积极作用。然而，与常规油气藏已形成较为完备的研究评价体系不同，中国陆相页岩油勘探开发研究总体尚处于探索阶段［24-25］，故不同学者获取关键参数的方法也不尽相同，加上不同探区压裂改造工程工艺的差异性［26］，进一步使陆相页岩油“甜点”段评价关键参数界限的厘定复杂化，造成诸多学者的研究结果与认识不统一。为此，本文结合陆相页岩油探井现场与室内分析结果、综合前人研究成果与勘探开发实践成效，围绕含油性、储集性、可动性与可压性评价，探讨厘定不同类型页岩油“甜点”段评价的关键参数界限，为低油价时期直接聚焦页岩油“甜点”段开展勘探开发工作提供科学依据，保障中国陆相页岩油实现效益开发。

1 “甜点”段TOC界限

陆相页岩油属源内聚集的石油资源［15］，发育富TOC（总有机碳含量）的页岩/泥岩是形成页岩油的物质基础［27］。根据地质条件与沉积特征可将页岩油“甜点”储集层划分为夹层型、混积型和页岩型3类，其中，夹层型储集层源-储共存（富TOC的页岩/泥岩与贫TOC的砂岩等夹层相邻共生，砂岩等作为有利储集层近源捕获石油形成“甜点”），混积型储集层源-储共存（富TOC的页岩/泥岩与相对贫TOC的混积岩相邻共生，混积岩作为有利储集层近源捕获石油形成“甜点”）或源-储一体（富TOC的混积岩既是生烃层，又是有利储集层，原地滞留石油形成“甜点”），页岩型储集层则源-储一体（富TOC的页岩/泥岩既是生烃层，又是有利储集层，原地滞留石油形成“甜点”）［2，15］。尽管烃源层系内页岩/泥岩的TOC越高，越有利于夹层型和源-储共存的混积型储集层赋存富集页岩油，但就夹层型和源-储共存的混积型储集层本身而言，其是低含甚至不含TOC的细砂岩/粉砂岩、碳酸盐岩、混积岩甚至凝灰岩等火山岩，其中赋存富集的页岩油主要源自邻层富TOC的页岩/泥岩。故评价这类页岩油“甜点”段时，TOC可不作为评价的关键参数。对于源-储一体的混积型和页岩型储集层，如果构造为纹层状、层状，则源-储一体主要是从宏观角度而言的，但从微观角度分析，则依然可以视为源-储共存。这是因为富TOC纹层形成的石油可通过微运移方式在相对贫TOC的长英质/云质或灰质纹层中赋存富集［3］。如果储集层构造以块状为特征，则无论从宏观还是微观角度分析，页岩油均以原位滞留富集为特征，其本身的TOC对含油性具有显著制约作用。因此，源-储一体的混积型和页岩型页岩油“甜点”段评价中需要关注TOC问题，但应结合含油性等其他因素一起考虑。

目前对于这类“甜点”段TOC界限范围分歧较大。一种研究结果认为“甜点”段TOC下限取2.0 %。譬如赵文智等（2023）认为陆相中-高成熟度页岩油富集“甜点”段TOC最低值建议取大于2.0 %，最佳区间选3.0 %～4.0 %，这是确保页岩内部拥有足够多滞留烃、以支撑形成产量的基础［28］；济阳坳陷沙三下亚段（沙河街组三段下亚段）-沙四上亚段混积型、页岩型页岩油“甜点”段TOC下限为2.0 %［29］；沧东凹陷孔店组二段页岩型页岩油Ⅰ类“甜点”段的TOC为2.0 %～6.0 %。由于有机质与黏土矿物含量一般呈现正相关，高TOC往往造成页岩脆性及可压裂性降低，因此TOC并非越高越好，Ⅰ类“甜点”段的TOC上限确定为6.0 %［21］。这也得到了鄂尔多斯盆地延长组7 段页岩油试油产量与TOC平均值关系结果的支持。结果表明当TOC大于6.0 %时，试油产量反而降低达到最低［19］。另一种观点认为“甜点”段TOC下限取值1.0 %±。譬如潜江凹陷潜江组三段4 油组10 韵律层（潜34-10 韵律层）盐间页岩油“甜点”段TOC下限为1.0 %［30］；柴达木盆地英雄岭地区古近系下干柴沟组上段混积型、页岩型页岩油“甜点”段TOC下限为0.8 %［31］；四川盆地下侏罗统自流井组大安寨段二亚段页岩油“甜点”段TOC下限大于1.0 %［1］；同样苏北盆地溱潼凹陷古近系阜（阜宁组）二段混积型页岩油Ⅰ类“甜点”段TOC下限大于1.0 %［32］。很显然，不同盆地/凹陷页岩型和混积型源-储一体储集层页岩油“甜点”段TOC界限值不尽相同，不能机械套用或借鉴某个盆地/凹陷的结果，来确定另一个盆地/凹陷页岩型和混积型源-储一体储集层页岩油“甜点”段TOC界限值。这是因为每个盆地烃源层系TOC、成烃生物组合类型、岩相类型与组合以及生排滞油能力并不一致，即使同一盆地/凹陷的烃源层系，也会由于TOC、成烃生物组合类型、岩相类型与组合以及生排滞油能力等的不同，造成TOC相对最高的层段并不是含油性、储集性、可改造性以及页岩油可动性好的“甜点”段。下面以苏北盆地QY1井阜二段为例进行佐证（图1）。

图1 苏北盆地QY1井阜宁组二段有机碳含量（TOC）、游离烃含量（S1）与“甜点”层段分布Fig.1 Sweet-spot interval identification with TOC content and S1 for the 2nd member of the Funing Formation in well QY1，Subei Basin

图1是苏北盆地QY1井阜二段钻井现场系统采集样品超低温冷冻、密闭冷冻碎样热解分析的TOC和游离烃含量（S1）的对比图，并标注了综合分析确定的Ⅰ类“甜点”段位置［3 825～3 879 m（上）和3 975～4 020 m（下）深度段］。目前，在苏北盆地2个“甜点”段均已取得了规模突破，其中QY1 井对深度3 975～4 020 m“甜点”段实施水平井压裂改造获得了规模突破，日产油峰值达66.5 t，已累产页岩油超2.0×104t。该“甜点”层段的TOC主要介于1.0 %～2.0 %，平均1.4 %，其含油性在整个取心段最佳；S1普遍大于2.0 mg/g，平均3.1 mg/g。而TOC总体最高的层段（深度3 706～3 752 m），TOC主要介于2.0 %～3.0 %，平］均1.9 mg/g），说明富TOC层段排烃效率较高，导致滞留油显著降低；同时富TOC层段实测有效孔隙度、脆性矿物含量以及含油饱和度指数（OSI）和可动油体积等均较“甜点”段相对低［32］，进一步说明该层段不是页岩油的“甜点”层段。

综上剖析认为，针对夹层型和源-储共存的混积型页岩油“甜点”段评价时，建议TOC不作为“甜点”段评价的关键参数。针对源-储一体的混积型和页岩型页岩油“甜点”段评价时，不同盆地/凹陷页岩油“甜点”段TOC界限各不相同，TOC下限取1.0 %或2.0 %，应根据探区页岩油勘探开发实践结果来确定，同时上限不宜超过6.0 %。

2 “甜点”段成熟度Ro界限

成熟度对页岩油“甜点”段具有重要的控制作用［33］，适宜的热演化程度是保障烃源层系发育含油性好、储集性优、可压性强以及页岩油流动性好的“甜点”段的关键［34］。国内外主要页岩油开发成功案例统计结果显示表明，其“甜点”段的成熟度（镜质体反射率Ro）界限范围跨度大（表1），不同盆地/凹陷陆相页岩油“甜点”段Ro的下限，不同学者给出的界限并不相同，除了与不同盆地/凹陷烃源层系本身的成熟度和页岩油类型有关外，还与烃源层系的沉积环境有关。研究表明，咸水-盐湖、咸水-半咸水和碱化湖泊形成的有机质多属于富硫有机相（Ⅰ-S和Ⅱ-S型），岩相以碳酸盐质页岩相组合和含碳酸盐的长英质页岩相组合为主，而微咸水和淡水湖泊形成的有机质多为贫硫有机相，岩相以贫碳酸盐矿物的黏土质-长英质页岩相组合为主。同时，咸水-盐湖、半咸水和碱化湖泊形成的烃源层系，其进入大量生烃阶段的成熟度一般早于微咸水和淡水湖泊形成的烃源层系［2］，这已为勘探实践与生排滞油模拟实验结果［30，39-41］所证实，咸水-盐湖湖泊烃源岩成熟度高峰阶段EasyRo为0.65 %～0.85 %［30］，半咸化湖泊为0.75 %～0.95 %［40］，而淡水湖盆为0.85 %～1.15 %［41］。因此，陆相烃源层系有机相和岩相组合的差异性，决定了烃源层系进入主生油窗的热成熟度Ro门限的差异性［2］，进而导致页岩油“甜点”段的热成熟度Ro下限不同。由表1 可见，微咸水-淡水湖泊沉积的烃源层系页岩油“甜点”段的实测Ro下限相对最大，半咸水湖泊沉积次之，咸水-盐湖沉积相对最低。由此，赵文智等（2023）［28］提出淡水环境、母质类型以Ⅰ型和Ⅱ1型为主的烃源层系，其页岩油“甜点”段的热成熟度Ro下限大于0.90 %，而咸化环境、母质类型以Ⅰ型和Ⅱ1型为主的烃源层系，其Ro下限大于0.80 %。

表1 中国主要陆相页岩油“甜点”段成熟度（镜质体反射率Ro）最低界限值统计Table 1 Statistics of the lower limits of Ro for sweet-spot intervals of lacustrine shale oil in major basins/sags in China

这里需要指出的是，陆相富油坳陷/凹陷的烃源层系镜质体反射率Ro普遍存在抑制现象，导致实测反射率值Ro偏低，并且烃源岩（页岩/泥岩）有机质类型越好，其实测镜质体反射率值Ro偏低越显著。而FAMM（fluorescence alteration of multiple macerals）技术可以有效解决实测镜质体反射率值Ro抑制问题，该分析技术获得的等效镜质体反射率（EqVRo）代表测试样品的真实成熟度［34，42-44］。研究表明，有机质类型为Ⅰ型的烃源岩镜质体反射率抑制值（EqVRo-Ro）平均为0.32 %，有机质类型为Ⅱ1型的烃源岩EqVRo-Ro均值为0.21 %，有机质类型为Ⅱ2型的烃源岩EqVRo-Ro均值为0.12 %［34］。济阳坳陷和苏北盆地等富油坳陷/凹陷生油窗内烃源岩样品成熟度分析结果发现，实测镜质体反射率抑制值（EqRo-Ro）与样品的氢指数（HI）具显著相关性，镜质体反射率抑制值随氢指数的增高而增大（图2）。由于在生油窗内镜质体反射率抑制值受烃源岩有机质类型制约，故可结合实测样品的氢指数及其镜质体反射率值Ro，可直接来厘定其真实的热演化程度。因此，表1 中各盆地页岩油“甜点”段的实测镜质体反射率Ro下限与其真实的成熟度均存在不同程度的偏低。如对济阳坳陷东营凹陷沙三下-沙四上亚段目前页岩油取得突破的最浅埋藏3 000 m 左右的页岩油“甜点”段成熟度剖析揭示，尽管实测镜质体反射率Ro值平均仅为0.55 %，但通过镜质体反射率抑制校正后，其真实成熟度等效镜质体反射率应为0.74 %左右［34］。苏北盆地溱潼凹陷溱页1 井阜二段页岩油下“甜点”段（深度3 975～4 020 m）实测镜质体反射率Ro值平均仅为0.91 %，氢指数平均为147 mg/g，校正后的真实成熟度等效镜质体反射率平均为0.95 %，这与该层段页岩油样品的成熟度参数Ro为0.90%～1.00 %［32］相一致。

图2 陆相泥页岩镜质体反射率（Ro）抑制值与氢指数（HI）关系Fig.2 Relationship between Ro suppression value and hydrogen index（HI）for lacustrine shales

综上剖析，陆相页岩油“甜点”段的成熟度最低界限与湖盆水体沉积环境、有机质类型密切相关，由盐水-咸水、咸水-半咸水至微咸水-淡水环境，烃源层系的主生排滞油窗的界限呈现增高趋势，结合不同类型沉积环境烃源层系页岩油勘探突破的甜点段实测镜质体反射率Ro（表1）与湖相不同类型烃源岩实测镜质体反射率抑制程度。建议盐水-咸水湖盆地页岩油“甜点”段的成熟度等效镜质体反射率下限取0.75 %（Ro下限取0.50 %，如潜江凹陷潜江组三段、济阳坳陷沙四下亚段）；咸化-半咸水湖盆地页岩油“甜点”段的等效镜质体反射率下限取0.85 %（Ro下限取0.60 %，如济阳坳陷沙三下亚段）；微咸水-淡水湖盆页岩油“甜点”段等效镜质体反射率下限取1.00 %（Ro下限取0.80 %，如鄂尔多斯盆地长7 段与松辽盆地青山口组一段）。

3 “甜点”段S1界限

由页岩油“甜点”段的定义就不难理解，含油性参数是页岩油“甜点”段评价的核心关键参数。滞留于烃源层系内的油主要以游离态与束缚态（吸附-互溶态）方式赋存，其中束缚态页岩油运移方式主要靠扩散作用而不是经典的达西渗流作用，在不考虑能量补充和化学改质的人工水力压裂作用下，束缚态油对页岩油的产能贡献很小［45-46］，只有游离态的油易于在低渗储层流动并被开采［25，46］。研究揭示，即使在实验室超临界二氧化碳反复吞吐情况下，热解游离烃的极限动用量也仅为其含量的75 %左右［47］。因此，国内外针对泥页岩层系的含油性评价主要采用S1（游离烃含量）来表征，但页岩油“甜点”段含油性好的最低S1界限值同样也未取得一致认识。这一方面与陆相页岩油勘探开发尚处于探索阶段，针对页岩油探井，其取心方式与岩心处置流程等尚未形成统一规范标准有关。研究表明，不同取心方式与处置流程的样品S1差异明显［48-51］，密闭保压取心与超低温冷冻处置且采用冷冻密闭碎样方式样品的S1明显高于常规取心、室温放置与常规碎样方式样品的S1，两者可相差1.5～4.0倍（图3）［48］。

图3 鄂尔多斯盆地长73亚段密闭取心与常规取心样品游离烃含量（S1）与有机碳含量（TOC）关系（据文献［49］）Fig.3 Relationship between TOC content and S1 in samples collected through sealed and conventional coring from the Chang 73 submember，Ordos Basin［49］

另一方面，刚出筒的新鲜岩心样品与在室温放置一段时间后的岩心样品，其S1同样会发生不同程度的变化。图4 是潜江凹陷潜34-10 韵律层盐间细粒沉积岩新鲜岩心与在室温放置5 个月后的岩心冷冻密闭碎样S1分析结果对比图，可见不同样品放置5 个月后S1降低程度差异显著，其中1号样品在室温下放置5个月后的S1仅为刚出筒岩心的18 %，而10号样品在室温下放置5个月后的S1为刚出筒岩心的85 %，10个样品放置5个月后的S1损失15 %～82 %，平均为48 %。同时，实验结果表明含油性越好（S1＞4 mg/g）、储集物性优、纹层/层理发育的页岩，其S1损失量越大。而新鲜岩心S1小于4 mg/g、储集物性相对较差的块状泥岩，其S1损失量较小，损失量不足新鲜岩心的30 %。该实验结果启示：室温下长期放置的页岩油储层样品尤其是本身S1高、储集物性好、纹层/层理发育的页岩，其实测S1已无法代表新鲜岩心样品的S1特征。由于页岩油储层非均质性强，不同岩相具有不同的含油性、储集物性与不同的轻烃损失模式，故不能用一个统一的轻烃损失恢复系数来恢复其刚出筒时的S1，需要结合页岩油储层的岩相类型、储集性、含油性与成熟度等因素分别构建恢复模型［50］，直接利用室温下长期放置岩心的实测S1或用统一恢复系数恢复后的S1来开展页岩油储层含油性“甜点”层段的评价优选，可能会给页岩油勘探开发目标层段部署带来误导。同时，与刚出筒的新鲜岩心样品开展常规碎样方式与液氮充注密闭碎样方式热解S1对比表明，常规碎样方式的热效应会造成热解S1较液氮充注密闭碎样方式的平均低30 %左右［52］。因此，对于需要进行含油性分析的常规取心井典型样品，应在钻井现场岩心出筒后及时进行典型样品采集并用液氮（高成熟度样品）或超低温冷冻（不高于-50 ℃，中-低成熟度样品）冰柜冷冻保存，且碎样应采用液氮充注条件下密闭碎样方式，碎好的样品应马上称取适量直接开展热解分析，以最大限度地降低轻质组分的损失，使含油性分析结果具有高保真性，从而使不同探区页岩油储集层含油性分析结果具有可比性。

图4 潜江凹陷潜34-10韵律层盐间细粒沉积岩新鲜与室温放置5个月后岩心冷冻密闭碎样热解游离烃含量（S1）对比Fig.4 Comparison of S1 values of fresh core samples and sealed，frozen crushed samples from cores having stood for five months under room temperature from inter-salt fine-grained sedimentary rocks in the Eq34-10 rhythm of the Qianjiang Sag，Qianjiang Sag

表2 是目前中国陆相页岩油取得规模突破区“甜点”段S1平均值统计结果，显然不同盆地/凹陷甚至同一盆地/凹陷不同研究者给出的S1平均值具有明显差异，这除了与各盆地/凹陷页岩油“甜点”段本身的含油性存在差异外，还与样品的处置方式、碎样方式以及分析的及时性等众多因素不同有关。由表2 可见，除吉木萨尔凹陷芦草沟组（夹层型）和潜江凹陷潜三段（混积型）“甜点”段常规热解S1平均值相对较高（分别为4.0 mg/g 和3.5 mg/g），以及溱潼凹陷阜二段“甜点”段常规热解S1平均值相对较低（1.2 mg/g）外，中国陆相页岩油取得规模突破区“甜点”段常规热解S1平均值以2.0 mg/g 居多。这应是赵文智（2023）［28］提出中-高成熟度页岩油“甜点”段含油性好应以常规热解S12.0 mg/g 作为下限的原因，并且指出最佳取值为4.0～6.0 mg/g。同时，松辽盆地青山口组一段（青一段）页岩型页岩油“甜点”段常规热解分析结果，经保压取心岩心样品分析结果校正后的S1平均值下限为5.0 mg/g［3，19］；济阳坳陷沙三下亚段混积型页岩油“甜点”段，其典型样品冷冻密闭碎样热解S1平均值下限为4.0 mg/g；歧口凹陷沙一段混积型或碳酸盐夹层型页岩油“甜点”段，其典型样品常规热解轻烃恢复后S1平均值下限为4.5 mg/g［37］；沧东凹陷孔二段混积型或碳酸盐夹层型页岩油“甜点”段，其典型样品常规热解轻烃恢复后S1平均值下限为3.0 mg/g［21］；苏北盆地阜二段混积型页岩油“甜点”段，其典型样品冷冻密闭碎样热解S1平均值下限为3.0 mg/g（图1）。

表2 中国主要陆相页岩油“甜点”段游离烃含量（S1）平均值门限统计Table 2 Statistics of average threshold values of S1 in the sweet-spot intervals of major lacustrine shale oil basins/sags in China

综上分析可见，页岩油储层热解S1的影响因素复杂，必须搞清热解S1分析结果的来龙去脉，包括取心井的取心方式、岩心处置方式、碎样方式以及样品分析的及时性。这是合理、正确厘定页岩油储层“甜点”段S1平均值下限的基础。由表2 可见，多个地区烃源层系常规热解分析S1仅为冷冻密闭碎样热解分析（或常规热解+轻烃恢复校正）S1的1/2左右。在目前情况下，建议“甜点”段S1取值界限与TOC界限、热解分析样品的处置方式结合起来确定。当“甜点”层段TOC下限取1.0 %时，“甜点”段常规热解分析和冷冻密闭碎样热解分析的S1下限分别取1.0 mg/g和2.0 mg/g；而当“甜点”层段TOC下限取2.0 %时，“甜点”段常规热解分析和冷冻密闭碎样热解分析的S1下限分别取2.0 mg/g 和4.0 mg/g。

4 “甜点”段储集物性界限

储集条件优越是页岩油“甜点”段的一个基本特征。储集条件主要涉及孔隙度、渗透率及孔喉直径3 个关键参数，其中孔隙度直接决定了页岩油储层的储油潜力，一般孔隙度越大，含油性越高；渗透率和孔喉直径则制约页岩油的流动性与产能［54］。由于烃源层系岩石致密，尤其是页岩/泥岩，因纹层和层理发育，柱塞样品获取困难，烃源层系典型样品孔隙度精确测定尚存在诸多问题。目前，主要采用的方法包括氦气气测法、液体饱和法及核磁共振法3 大类。对比分析结果表明，液体饱和法孔隙度＞核磁共振法孔隙度＞颗粒气测法孔隙度＞柱塞气测法孔隙度。液体饱和法孔隙度结果偏大，柱塞样气测孔隙度仅能测试连通孔隙度即有效孔隙度，测试结果偏小［55］，但通过改进形成“抽真空+严格平衡条件”的页岩柱塞样氦气法孔隙度测定方法，其测定的页岩有效孔隙度结果可靠性高［56］。因此，当前，针对页岩油储层孔隙度分析主要采用“抽真空+严格平衡条件”的页岩柱塞样氦气法孔隙度测定方法，其分析结果代表的是有效孔隙度。已有学者提出中国陆相页岩油地质“甜点”段储集层有效孔隙度的下限为3.0 %并且裂缝发育［19，33］，但孔隙度下限与目前勘探开发实践不符，明显偏低。本文结合中国陆相页岩油勘探开发实践，就不同类型页岩油“甜点”段的有效孔隙度和渗透率两个关键参数最低界限作进一步剖析。

目前针对夹层型页岩油，松辽盆地的青一段和青二段、鄂尔多斯盆地长7 段和准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组均已取得规模突破与有效开发，为剖析夹层型页岩油“甜点”段有效孔隙度和渗透率最低界限提供了基础。研究表明，松辽盆地青一段和青二段夹层型页岩油产层（“甜点”段）孔隙度主要介于4.0 %～14.0 %，渗透率主要介于（0.01～0.50）×10-3μm2［3］。鄂尔多斯盆地庆城长7 段夹层型页岩油产层（“甜点”段）孔隙度主要介于4.5 %～11.0 %，渗透率主要介于（0.01～0.30）×10-3μm2。其中，Ⅰ类“甜点”段有效孔隙度介于8.0 %～11.0 %，渗透率介于（0.08～0.30）×10-3μm2；Ⅱ类“甜点”段孔隙度介于5.0 %～8.0 %，渗透率介于（0.03～0.08）×10-3μm2，［7，57］。准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组上、下“甜点”段储集物性剖析揭示，上“甜点”段有效孔隙度介于5.0 %～20.0 %，渗透率介于（0.000 4～1.960 0）×10-3μm2，下“甜点”段有效孔隙度介于6.0 %～21.0 %，渗透率介于（0.02～2.80）×10-3μm2［58］；其中Ⅰ类“甜点”段有效孔隙度大于12.0 %，渗透率大于0.30×10-3μm2，Ⅱ类“甜点”段有效孔隙度介于8.0 %～12.0 %，渗透率介于（0.10～0.30）×10-3μm2，Ⅲ类“甜点”段有效孔隙度介于5.0 %～8.0 %，渗透率介于（0.01～0.10）×10-3μm2［59］。同时，对吉木萨尔凹陷上、下“甜点”段储集物性与含油性显示级别特征剖析表明，有效孔隙度与渗透率共同制约了吉木萨尔凹陷芦草沟组上、下夹层型页岩油“甜点”段的含油性显示级别（图5）。因此，结合吉木萨尔凹陷芦草沟组上、下“甜点”段油迹、油浸、油斑显示样品的孔隙度和渗透率总体特征，以及松辽青一、青二段和鄂尔多斯盆地庆城长7 段夹层型页岩油产层的孔隙度、渗透率分布范围，建议夹层型页岩油“甜点”段孔隙度下限取5.0 %，渗透率下限可以取0.01×10-3μm2。

图5 吉木萨尔凹陷芦草沟组上、下页岩油有效甜点段孔隙度、渗透率与含油性关系Fig.5 Correlation of oil-bearing capacity with porosity and permeability for the effective upper and lower sweet-spot intervals of the Lucaogou Formation，Jimusar Depression

针对页岩型和混积型页岩油储集层，其岩性与构造不同，储集物性也随之不同，尤其是渗透率变化显著。研究表明，随岩性由页岩—泥页岩—泥岩，层状构造则呈纹层状—层状—块状变化，储集性能依次变差，其中纹层状页岩是最优质储集岩相［26，28，36］。图6 是济阳坳陷东营凹陷FY1 井沙三下亚段-沙四上亚段取心段典型纹层状、层状和块状岩相样品的孔隙度与水平渗透率特征对比图，可见不同岩性/岩相样品的孔隙度总体差异不大，峰值分布范围均介于4.0 %～10.0 %，渗透率与孔隙度无明显相关性，但渗透率受岩性/岩相与微裂缝（包括层理缝）发育情况控制显著，微裂缝发育的纹层状灰质泥岩和泥质灰岩等，其渗透率主要介于（1.0～50.0）×10-3μm2；微裂缝欠发育的层状灰质泥岩、泥质灰岩等，其渗透率主要介于（0.01～1.00）×10-3μm2；而微裂缝总体不发育的块状灰质泥岩、泥质灰岩等渗透率最低，约0.001×10-3μm2。针对FY1 井“优选”的试油层段（沙三下亚段深度3 199.0～3 210.0 m，纹层状含泥灰岩和含灰泥岩），其有效孔隙度主要介于4.0 %～10.0 %，与国内外页岩油产层的有效孔隙度基本相同，渗透率则主要介于（0.01～10.00）×10-3μm2［26］，这与该层段纹理、层理缝与微裂缝发育密切相关。

图6 东营凹陷FY1井沙三下亚段-沙四上亚段不同岩相类型样品有效孔隙度和水平渗透率特征对比Fig.6 Comparison of effective porosity and horizontal permeability of samples with different lithofacies collected from the lower submember of the 3rd member（Es3 L）to the upper submember of the 4th member（Es4 U）in the Shahejie Formation in well FY1，Dongying Sag

同时研究表明，孔隙度小于4.0 %的页岩油储层一般不具有可采性［56，60］，优质的页岩油储层渗透率应大于0.01×10-3μm2［61］，只有相对高渗透率的储层通过后期压裂改造、使致密页岩油储层形成裂缝网络，才能使页岩油得以有效开采［56］。从上述东营凹陷沙三下亚段-沙四上亚段纹层、层状和块状岩相的水平渗透率分析结果可知，页岩油储层水平渗透率大于0.01×10-3μm2，意味着只有具纹层、层状构造并且微裂缝发育的页岩型和混积型页岩储集层才具有页岩油勘探开发潜力（除非块状泥岩段微裂缝异常发育），这也已被中国目前的陆相页岩油勘探开发实践所证实。如歧口凹陷沙一下亚段“甜点”段/区混合质页岩、云灰质页岩和长英质页岩的有效孔隙度均值分别为5.1 %，4.5 %和4.3 %，水平渗透率分别为3.50×10-3，2.97×10-3和1.98×10-3μm2［37］；松辽盆地古龙凹陷青一段页岩型页岩油“甜点”段/区岩心实测有效孔隙度主要介于8.0 %～15.0 %，水平渗透率介于（0.01～0.50）×10-3μm2［3］；苏北盆地阜二段已取得规模突破的页岩油“甜点”层段，现场实测有效孔隙度主要介于4.0 %～8.0 %（平均5.3 %），小柱塞样水平渗透率则主要介于（0.01～0.52）×10-3μm2，而全直径岩心渗透率为（0.08～19.11）×10-3μm2［32］。综上剖析，对于纹层状和层状构造且裂缝发育的页岩型和混积型页岩油，建议“甜点”段有效孔隙度均值下限取4.0 %，水平渗透率均值下限取0.01×10-3μm2。

5 “甜点”段OSI界限

国内外页岩油勘探开发实践［12，26，29，35，45，54，61-63］表明，无论页岩油储层类型属夹层型还是页岩型或混积型，获得工业页岩油油流的储层段除S1要超过下限外，还具有一个共同的特征，即含油饱和度指数（OSI，OSI=S1×100/TOC）大于100 mg/g。故有学者提出页岩油“甜点”段OSI下限为100 mg/g，OSI大于150 mg/g为最佳层段［28］，但不同探区、不同类型页岩油储层“甜点”段S1和TOC并不相同，同时页岩油储层热解S1的影响因素复杂，故即使针对同一探区的同一“甜点”层段，由于获取游离烃的前处理流程与方法在业内没有统一，导致“甜点”段的OSI最低门限值应有所差异。如图7 为依据苏北盆地QY1 井阜二段取心段典型样品超低温冷冻、密闭冷冻碎样热解分析结果，确定的OSI随深度变化情况和已取得规模突破的甜点层段位置，可见2 个Ⅰ类“甜点”段［3 825～3 879 m（上）和3 975～4 020 m（下）深度段］典型样品的OSI几乎均大于100 mg/g，主要介于100～300 mg/g，平均值基本一致，分别为201 mg/g 和203 mg/g，与前面QY1 井阜二段“甜点”层段TOC和S1界限相匹配，Ⅰ类“甜点”段OSI下限应为200 mg/g。但如果采集的典型样品采用室温放置、常规碎样方式处理后再进行热解分析，Ⅰ类“甜点”段OSI界限仅为100 mg/g，Ⅱ类“甜点”段OSI界限为70 mg/g［32］，这与样品室温放置与常规碎样过程中S1中轻质组分损失而导致OSI降低有关［35，59］。

图7 苏北盆地QY1井阜宁组二段含油饱和度指数（OSI）与“甜点”层段分布Fig.7 OSI value-based sweet-spot interval identification in the 2nd member of the Funing Formation in well QY1，Subei Basin

高OSI意味着页岩油储集在满足固体有机质“吸附需求”后，依然有大量游离烃存在。通常有3类储集层容易显示高OSI：①高产率、低排出的纯页岩层或混积层；②高产率、高排出的富有机质层段临近的贫有机质砂岩和碳酸盐等夹层（图8）；③高有机质含量的纯泥页岩层的天然裂缝发育段［35，61-62］。由于OSI有机融合了页岩油储层评价的两个关键参数，即TOC和S1，因此可以利用OSI直接有效地判识烃源岩层段是否属于页岩油的“甜点”段。图8 是鄂尔多斯盆地西南部B1井长73亚段取心段TOC和S1关系图，可见纹层状页岩和层状/块状泥岩TOC与S1具有显著正相关性，并且S1主要介于2.0～15.0 mg/g，平均值达7.5 mg/g（样品数n=116）。如果仅从含油性分析，纹层状页岩和层状/块状泥岩具有很好的含油性，尤其TOC大于10.0 %之后，其S1均大于5.0 mg/g，但OSI则普遍小于50 mg/g，平均仅为45 mg/g，显然不具有页岩油勘探潜力。因此，富有机质页岩或泥岩往往会具有较高的含油性但并非一定具有页岩油勘探潜力，需要结合OSI对富有机质页岩或泥岩是否具备页岩油勘探潜力进行判识，从而为页岩型或混积型页岩油“甜点”段确定提供更充足的证据。

图8 鄂尔多斯盆地西南部B-1井长73取心段有机碳含量（TOC）和游离烃含量（S1）关系Fig.8 Relationship between TOC content and S1 for the coring section in the Chang 73 submember in well B-1，southwestern Ordos Basin

不同盆地/凹陷不同泥页岩层系“甜点”段的OSI界限值不尽相同，如沧东凹陷孔二段Ⅰ类页岩型“甜点”段（纹层状长英质页岩）的OSI主要介于204.5～488.3 mg/g，平均为324.0 mg/g；歧口凹陷沙三段Ⅰ类页岩型“甜点”段（纹层状混合质页岩）的OSI主要介于97.3～1 256.3 mg/g，平均为257.6 mg/g；歧口凹陷沙一下亚段Ⅰ类页岩型“甜点”段（纹层状灰质/白云质页岩为主）的OSI主要介于95.3～597.8 mg/g，平均为204.7 mg/g［63］。对于夹层型页岩油储层，由于其TOC一般小于1.0 %，故夹层型页岩油“甜点”段OSI普遍较高，如吉木萨尔凹陷芦草沟上、下甜点段粉砂岩和云质/灰质粉砂岩和粉砂质白云岩等，尽管在室温下已放置多年并对典型样品采用常规碎样方式进行粉碎后再开展热解分析，结果其OSI仍然较高，主要介于240～620 mg/g，平均为367 mg/g。对鄂尔多斯盆地长7段夹层型甜点段新鲜岩心采用超低温冷冻、密闭冷冻碎样热解分析揭示，油斑、油浸和油迹级粉砂岩/细砂岩样品的OSI主要介于400～850 mg/g，平均为690 mg/g。综上剖析，针对页岩型和混积型页岩油“甜点”段/区，建议OSI取值下限为100 mg/g（岩心常规处置、常规碎样热解情况下）或200 mg/g（岩心冷处置、冷冻密闭密闭碎样热解情况下），而对于夹层型页岩油“甜点”段/区，建议OSI取值下限为300 mg/g（新鲜岩心常规处置、常规碎样热解情况下）或400 mg/g（新鲜岩心冷处置、冷冻密闭密闭碎样热解情况下），这基本与北美Williston 盆地Bakken 组中段典型夹层型页岩油的OSI一般大于400 mg/g［60］相一致。

6 “甜点”段脆性矿物含量界限

页岩油储层的可压性是指在压裂过程中页岩发生有效破裂的能力，其决定了压裂后裂缝的形态及裂缝网络的复杂程度，是影响页岩油能否实现高产的重要因素之一［64］。目前，国内外用于页岩油储层可压性评价的方法很多，主要基于页岩油储层的矿物组成和岩石力学性质分析，其中页岩脆性矿物指数法是判断页岩储层可压性最简单有效的方法。页岩脆性矿物含量越高，越易形成人工压裂网状结构缝，越有利于页岩油的开采［65-66］。

压裂实践表明，页岩的破裂压力与其所含的脆性矿物指数息息相关［67-68］。因此，众多学者将脆性矿物含量作为页岩油储层“甜点”段评价的关键参数［1，3，19，26，32-33，37，53，63］。各盆地/凹陷页岩油“甜点”段的脆性矿物含量界限不同，随着研究的深入，常用的脆性矿物从最初仅指石英过渡到一系列矿物组合（石英、长石和碳酸盐），能源行业标准“页岩脆性指数测定及评价方法”（NB/T 10248—2019）则将石英、白云石、方解石、长石和黄铁矿归属于脆性矿物。当页岩脆性矿物指数BM2≥70 时［BM2=（X石英+X白云石+X方解石+X长石+X黄铁矿）×100；M2 为页岩脆性矿物指数法编号；X为样品中某类矿物质量分数，%）］，其可压性评定等级为好；当60≤BM2＜70 时，可压性评定等级为较好；当40≤BM2＜60 时，可压性评定等级为中等；当BM2＜40 时，可压性评定为差。依据页岩矿物脆性指数法可以快速评价页岩油储层的可压性，具有较好的实践效果，但需要结合页岩油储层的热成熟度。古龙页岩主要为黏土质长英质页岩，黏土矿物平均含量达35.6 %，但热演化程度较高，处于中成岩晚期阶段，蒙脱石已大量转化为伊利石并析出硅质，使得页岩刚性增强、脆性增大；同时页岩中伊利石经过成岩压实作用定向排列，使岩石沿层面容易剥裂，压裂过程中可形成复杂网状裂缝，从而显著改善了储层的可压裂性［69］，这是古龙页岩型页岩油“甜点”段取得突破的重要因素［15］。尽管如此，与济阳坳陷沙三下-沙四上亚段（脆性矿物含量一般大于75.0 %［26］）、沧东凹陷孔二段（脆性矿物含量一般大于70.0 %［21，63］）页岩型/混积型页岩油“甜点”段页岩油产量相比，古龙页岩油虽然具有高的GOR（气/油比），但其产量明显相对偏低。黏土矿物含量大于40.0 %时，属低脆性页岩，受黏土含量及有机质含量双重影响，现有水基压裂液易引起黏土膨胀，导致支撑剂无法有效注入，导流能力低，压裂改造效果差，目前尚无该类储层取得页岩油勘探突破的报道［21］。页岩油储层黏土矿物含量小于30.0 %时具有较好的脆性，页岩油“甜点”段的黏土矿物含量下限为30.0 %［70］。典型夹层型页岩油“甜点”段/区的脆性矿物含量均较高，无论是鄂尔多斯盆地长7 段粉砂岩、细砂岩“甜点”夹层段，还是吉木萨尔凹陷芦草沟组上、下粉砂岩、云质粉砂岩、粉砂质云岩等“甜点”段，脆性矿物含量均大于80.0 %［33］。因此，综合上述分析并结合目前页岩油勘探开发实践，建议页岩型/混积型、夹层型页岩油“甜点”段脆性矿物（石英、白云石、方解石、长石和黄铁矿）含量下限为65.0 %。

7 结论

1）夹层型和源-储共存的混积型页岩油“甜点”段评价时，TOC可不作为关键评价参数；源-储体的混积型和页岩型页岩油“甜点”段，其TOC下限为1.0 %或2.0 %，上限不宜超过6.0 %。

2）盐水-咸水、咸化-半咸水和微咸水-淡水湖盆烃源层系页岩油“甜点”段Ro下限分别取0.50 %，0.60 %和0.80 %（EqVRo下限分别取0.75 %，0.85 %和1.00 %）。

3）当“甜点”段TOC下限取1.0 %时，常规碎样和密闭冷冻碎样的热解S1下限分别取1.0 mg/g 和2.0 mg/g；当“甜点”段TOC下限取2.0 %时，则分别取2.0 mg/g和4.0 mg/g。

4）夹层型页岩油“甜点”段的孔隙度和渗透率下限分别为5.0 %和0.01×10-3μm2；具纹层状和层状构造且裂缝发育的页岩型和混积型页岩油“甜点”段孔隙度和水平渗透率下限分别为4.0 %和0.01×10-3μm2。

5）页岩型和混积型页岩油“甜点”段，OSI下限为100 mg/g（岩心常规处置、常规碎样热解情况下）或200 mg/g（岩心冷处置、密闭冷冻碎样热解条件下）；夹层型页岩油“甜点”段，OSI下限为300 mg/g（新鲜岩心常规处置、常规碎样热解情况下）或400 mg/g（新鲜岩心冷处置、密闭冷冻碎样热解条件下）。

6）页岩油“甜点”段脆性矿物含量下限为65.0 %。