鄂爾多斯盆地長7段泥頁巖層系儲層特征及其頁巖油意義

黃振凱， 郝運輕， 沃玉進， 陳建平， 劉全有， 劉春燕， 孫冬勝

(1.頁巖油氣富集機理與有效開發國家重點實驗室，北京 100083；2.中國石化石油勘探開發研究院,北京 100083；3.中國石油勘探開發研究院， 北京 100083)

近年來，頁巖油氣資源成為中外非常規油氣勘探研究領域的熱點[1-10]，先進實驗方法和技術手段的應用也推動了該領域研究的快速發展[11-15]。中國中新生代以來的陸相含油氣盆地發育了多套優質湖相泥頁巖層系，目前這些泥頁巖層系大部分正處于生油高峰或剛進入生氣階段[16-18]，具備良好的頁巖油氣物質基礎[19]。中國不同含油氣盆地的優質泥頁巖層系中都見到了良好的油氣顯示，如松遼盆地H14井，GP1井、Y12井在白堊系青山口組一段泥頁巖層段中見含油氣顯示[20-21]，濟陽坳陷LY1井、FY1井、NY1井等在古近系沙三下亞段-沙四上亞段具有油氣顯示，鄂爾多斯盆地三疊系延長組長7段目前已有3口油井獲得了工業油流(高產工業油流可達到20 t/d以上)[22]，同時在陜北斜坡的延長探區該套泥頁巖層段中，LP177井獲得了2 350 m3的高日產氣量，隨后又在LP179，新WQ，新WJ等井中也獲得了良好的頁巖氣勘探的突破[23]，上述勘探進展實際上展示了中國陸相頁巖油氣具有一定的發展前景。然而，目前多數的泥頁巖層段雖然見到了良好的油氣顯示但未能獲得工業油流。泥頁巖層段中的有利油氣聚集巖相、烴類流體組成特征與可動性，地層的脆性、物性等地質問題實際上都會對頁巖油的工業開采產生影響。為此，選取鄂爾多斯盆地三疊系延長組長7段典型泥頁巖層系樣品，對泥頁巖的地質與地球化學特征進行討論，以期為解決頁巖油勘探過程中的地質問題提供科學依據。

1 區域地質概況

鄂爾多斯盆地是中國重要的含油氣盆地之一，屬華北克拉通西側部分，面積約為37×104km2[23]。以三疊系延長組長7段為研究目標，其是該盆地重要的烴源巖層系[24]。長7沉積初期，由于經歷了強烈的構造運動導致湖盆的擴張速度較快[25]，湖盆范圍擴大，水深明顯加深，繁殖了大量的成烴生物，形成了大面積的深水沉積，發育沉積了規模較大的深湖-半深湖相暗色泥巖、頁巖、油頁巖和濁積巖[26-29]，該套泥頁巖層系最大的特點是泥頁巖與砂巖薄夾層具有較頻繁的互層沉積。長7段泥頁巖在盆地分布廣泛(分布范圍達5×104km2)，厚度大(20～60 m)呈西北薄、東南厚的分布特征[24]。以Y56、Z233和H317等井為例(圖1)，對長7泥頁巖巖性特征、成因類型、儲集空間及地球化學特征進行探究。

2 實驗思路與方法

主要開展5項實驗工作：①通過顯微鏡下觀察，獲得長7段泥頁巖層系中巖石的主要礦物構成信息；②利用Leica EM 3X型氬離子拋光儀對巖石樣品進行拋光處理后，用Zeiss Sigma300型場發射電鏡對巖石樣品進行實驗分析，實驗過程中能夠觀察巖石內部微觀儲集空間類型、大小及其分布情況；③利用Bruker D8型X衍射儀對樣品進行全巖和黏土礦物分析可獲得其礦物組成等相關信息；④利用Rock Eval 6和碳硫分析儀對樣品進行巖石熱解和有機碳含量分析；⑤采用索氏抽提法，對巖石中的氯仿瀝青“A”含量進行測定并對抽提物中的飽和烴、芳香烴、非烴及瀝青質進行組份分離、定量。

3 巖性特征及成因類型

3.1 巖性特征

巖石薄片鏡下觀察可見長7泥頁巖主要由泥質礦物、陸源粉砂、有機質、成巖自生礦物等組分構成，按照泥質礦物、有機質和陸源粉砂等3類結構組分相對含量及巖石頁理發育程度，可將長7泥頁巖劃分為3類、9種巖石類型(圖2)：①含不等量有機質的較純頁巖或泥巖類：巖石組分以泥質為主、有機質其次，偶含粉砂，有機質頁巖和含有機質頁巖頁理發育呈紋層狀構造，含有機質泥巖主要呈層狀構造；②同時含較多有機質和粉砂的泥巖類：巖石組分以泥質為主、混合不同比例有機質和粉砂，層狀和紋層狀構造為主；③含較多粉砂的泥巖類：巖石組分以泥質為主、粉砂其次，巖石主要呈層狀及塊狀構造。由圖2可知，3類、9種巖石類型層理發育程度、陸源粉砂含量、低等生物有機質和陸源高等植物有機質均呈現規律性變化，從①→②→③類：水平層理發育程度和低等生物有機質含量呈現遞減的趨勢，而陸源高等植物有機質含量及陸源粉砂含量呈現遞增的趨勢。

采用X衍射測試對礦物組成進行進一步分析；通過熒光薄片觀察、全巖有機顯微組分分析及有機碳(TOC)測試，可對有機質含量、類型及分布特征進行研究。綜合薄片鑒定成果、礦物組成分析和有機質賦存特征，可將以上長7段3類、9種泥頁巖劃分為半深湖-深湖相頁巖、三角洲相泥巖、沼澤相泥巖和過渡相泥巖4個成因類型(圖2)。

3.1.1 礦物組成

主要為黏土礦物和石英碎屑，少部長石、方解石、白云石、菱鐵礦和黃鐵礦等礦物。據黏土礦物和碎屑礦物相對含量，長7泥頁巖總體屬于黏土型，少量碎屑型，即黏土含量22%～58%，一般40%～50%，平均46%，鱗片結構，常與有機質互層產出或與粉砂質相混；石英、長石等陸屑含量21%～74%，一般25%～40%，平均35%，常與泥質相混；碳酸鹽礦物1%～16%，一般5%～12%，平均9%，隱晶結構；黃鐵礦0～36%，一般2%～15%，平均10%，典型成巖自生礦物，分布不均。黏土礦物組成以伊蒙混層礦物為主，含量40%～83%，平均56%；其次為伊利石，含量11%～45%，平均30%；少部綠泥石和高嶺石，平均含量分別為8%和7%。

3.1.2 有機質類型及賦存

按照形態可分為有形態有機質和無形態有機質等2類，前者包括低等生物演化殘體和陸源高等植物殘體，后者包括粒度非常細小或與礦物結合的有機質及有機質熱演化形成的烴類。低等生物演化殘體主要為藻類體，一般順層富集或順層散布存在，發中等黃色、中暗黃色；陸源高等植物殘體主要為各類鏡質體，常呈碳屑狀散布，熒光激發不發光；細小有機質碎屑主要包括藻絲體、孢子體等，散布于巖石基質中，表現為巖石基質整體發暗褐色熒光；滯留烴類表現為巖石基質整體發暗褐黃色熒光；運移烴類多富集于砂巖或粉砂巖夾層，常發中等黃色熒光。

3.2 成因類型

成因類型如表1所示。

(1)深湖-半湖相頁巖：以(含)有機質頁巖為主，總體特征表現為有機質含量高(TOC平均13.7%)、水平層理發育，鏡下觀察發育紋層狀構造，有機質紋層與富黏土紋層組成的層偶反映季節性沉積紋理，多個年韻律較疊加反映沉積水體總體長期處于安靜、還原環境。熒光下總體發中暗褐色、褐黃色熒光，有形態有機質順層富集或分散，發中等黃色及暗中黃綠色熒光，相對發光最亮；有機顯微組分以腐泥組為主，其次為礦物瀝青基質和貧氫次生組分。

表1 不同類型沉積相的礦物組成、有機顯微相組成特征

(2)三角洲相泥巖：總體特征表現為粉砂含量較高、有機質含量較低(TOC平均3.16%)、常見碳屑等陸源植物碎屑；鏡下觀察以層狀構造、擾動層狀構造及塊狀構造為主，沉積速率較快。熒光下巖石總體發光暗，碎屑狀有機質不均勻發暗褐色、暗褐黃色熒光；相對富有機質層有機質多順層或與礦物結合呈礦物瀝青基質；富粉砂層有機質多為碎屑狀，泥質雜基浸染少量烴類；有機顯微組分以貧氫次生組分或鏡質組為主，少部富氫次生組分和鏡質組。

(3)沼澤相泥巖：總體特征表現為顏色深、有機質含量高(TOC平均7.07%)，鏡下觀察以層狀構造為主，反映沉積速率較快。熒光下巖石發光不均勻，有機質部分順層分布或與礦物結合呈“礦物瀝青基質”；部分呈碎屑狀發暗褐黃色熒光；有機顯微組分以鏡質組占絕對優勢，少量貧氫次生組分。

(4)過渡相泥巖：主要為三角洲向半深湖過渡相、并以偏湖相為特征，總體特征表現為巖心顏色深(TOC含量較高，平均8.86%)、水平層理不發育，鏡下觀察為層狀、紋層狀構造為主，含少部粉砂。熒光下碎屑狀有機質不均勻發暗褐色、暗褐黃色熒光，隱約見順層分布；有機顯微組分以貧氫次生組分為主，其次為腐泥組。4類成因類型對比：半深湖-湖相頁巖具有較高的黃鐵礦和有機質含量，粉砂含量低，視密度最小；過渡相泥巖(偏湖相)黏土含量和有機質含量較高，粉砂含量較低，視密度較小；三角洲相泥巖黏土、有機質含量低，粉砂質含量最高，視密度最大，有機質中的富氫次生組分含量最高；沼澤相鏡質組含量最高，腐泥組含量最低。

4 儲集空間類型及孔隙結構

長7泥頁巖致密，19個孔隙度數據除個別為4.23%外，其他均在3%以下。巖心及薄片觀察長7泥頁巖總體頁理比較發育；氬離子拋光樣品電鏡掃描發現長7泥頁巖基質發育一定微觀孔隙(圖3、圖4)：以黏土礦物片間孔為主，其次見粒間孔、方解石晶間孔、黃鐵礦晶間孔，另見少量層間縫。壓汞法-氣體吸附聯合分析表明(圖3、圖4)，總體上長7泥頁巖孔徑構成以小于50 nm為特征，并以2～10 nm孔徑為主，占比多在40%以上，10～50 nm孔徑其次，占比一般為15%～30%；相對而言，深湖-半深湖相頁巖平均粒度最細，10 nm以下孔徑占比最大，平均比表面積為5.05 m2/g，壓汞中值半徑平均為3.73 nm，三角洲相泥巖10～50 nm孔徑占比較大。

(1)層間縫：主要發育在深湖-半深湖相頁巖中，順水平層理理發育，一般裂而不開，電鏡下觀察寬度一般小于1 μm，延伸多在100 μm以下，如圖3(a)所示。

(2)黏土微孔：長7泥頁巖基質中最為常見的孔隙類型，如圖3(b)～圖3(g)，在深湖-半深湖相及沼澤相泥頁巖中主要呈片狀及彎片狀，縫寬一般<0.1 μm，縫長可延至10 μm以上，集中分布在泥質紋層；在三角洲相泥巖中，黏土微孔呈片狀及不規則形狀，分布不均勻，長寬比多在10∶1以下，縫長多<300 nm，縫寬一般<50 nm。

(3)粒間孔：主要發育在三角洲相泥巖中，如圖3(c)、圖3(d)所示，一般在粉砂較為富集處發育，孔徑最大可達數微米，但分布不均，且常表現為粒間黏土微孔，黏土微孔孔徑多在1 μm以下。

(4)方解石、白云石晶間孔：分布局限，形態不規則，孔徑多<0.5 μm。碳酸鹽礦物常常和黏土礦物相混，晶間可見黏土微孔及有機質微孔隙，如圖3(e)所示。

(5)黃鐵礦晶間孔：主要發育在深湖-半深湖相頁巖中，黃鐵礦球粒中黃鐵礦晶形完好，晶間微孔發育，如圖3(b)所示，孔徑一般為200 nm以下。

(6)有機孔：主要發育在沼澤相泥巖有機質團塊及粒間有機質中[圖3(h)、圖3(i)]，近圓形或不規則形狀，總體分布不均勻，一般孔徑為10～100 nm，最大孔徑為200 nm左右；另外，有機質團塊周緣常見收縮縫，最大縫寬可達到200 nm以上。

綜上可知，長7泥頁巖小于50 nm孔徑主要對應黏土微孔及有機孔，500 nm以上孔徑主要對應粒間孔隙和層間縫。

5 典型泥頁巖層系的熱解地球化學特征

通過自然演化剖面樣品的地球化學分析發現(圖5)，泥頁巖在熱演化過程中，隨著成熟度的不斷升高(鏡質體反射率Ro：0.7%～1.1%)，烴類組分也呈規律性變化：飽和烴和芳香烴含量逐漸升高，由36.1%升高至64.8%。非烴及瀝青質含量逐漸降低，由63.9%減少至35.2%。排烴作用導致了與泥頁巖臨近的砂巖儲層中的烴類組分也具有相似的演化規律。由于飽和烴、芳香烴等輕質組分具有較強的運移能力，因此滯留在泥頁巖中的重質組分含量要高于砂巖夾層。即隨著熱演化過程的不斷深入，烴類中的重質組分含量逐漸降低，而輕質組分的含量逐漸升高，當熱演化程度達到1.1%～1.2%時，即接近生油窗結束階段時，無論是泥頁巖還是臨近的非源巖夾層中都具有較輕的烴類組分特征。

圖3 長7泥頁巖儲集空間類型

圖4 長7泥頁巖孔徑分布特征

以H317井(圖6)為例，其長7段泥頁巖熱演化程度相對較高，Ro在1.1%左右，處于生油高峰階段，地球化學剖面表明，該套烴源巖局部具有較高的有機質豐度(2 468 m以淺的塊狀泥巖有機質豐度平均5.46%左右，2 468 m以深的黑色頁巖有機質豐度較高，平均11.59%左右)和游離烴含量(平均3.25 mgHC/g巖石，2 468 m以深部位游離烴含量較高，平均3.50 mgHC/g巖石)。烴源巖整體的熱演化程度較高，生烴母質開始大量的向烴類轉化，同時不同類型的有機質類型也決定了其成烴轉化率的高低，這主要與烴源巖有機質類型有關，類型越好，其生烴活化能越高，即在相似的埋深條件下(即所處的地溫條件相似)，類型略差的有機質會比類型好的有機質更容易向烴類轉化，這也使得其具有較高的成烴轉化率。伴隨著烴源巖有機質不斷的向烴類轉化，已生成的烴類在滿足烴源巖自身的吸附和孔隙容留之后開始向外排驅，這使得與泥頁巖層系緊鄰的非源巖夾層中聚集了一定的烴類，反映到地球化學剖面上顯示非源巖夾層中的烴指數(S1/TOC)都高于100 mgHC/gTOC，最高可達到將近500 mgHC/gTOC，而烴源巖層系中的烴指數全部低于100 mgHC/gTOC。

圖5 長7段泥頁巖與臨近砂巖夾層中的烴類組分特征

圖6 H317井熱解地球化學剖面

6 關于滯留烴與頁巖油的討論

陳建平等[30-31]認為Ⅰ型、Ⅱ型有機質類型烴源巖的累積排烴效率在生油高峰階段時大致在50%～60%，也就是說在這個熱演化階段當中，烴源巖有機質生成的烴類有相當一部分比例已進入到緊鄰烴源巖的非源巖夾層中形成油氣聚集。與此同時，還有將近40%～50%的滯留烴在泥頁巖中原位保存。前人對長7段的巖性組合特征也進行了系統的劃分[32]。張文正等[33]結合鄂爾多斯的實際地質背景將頁巖油定義為長7段湖相泥頁巖層系內部的油氣聚集，儲集層包括泥頁巖及不能單獨作為油藏單元開發的非源巖夾層，同時又根據巖性組合、地球化學等特征將長7頁巖油劃分為砂巖-頁巖互層、厚層狀Ⅰ類頁巖(富有機質頁巖，以TOC含量一般高于6%，最高可達到30%以上，富鈾為主要特征)和厚層狀Ⅱ類頁巖(塊狀泥巖，以TOC含量一般為2%～6%，鈾含量較低為主要特征)3種類型(其中厚層狀Ⅰ類頁巖即為前文所述的黑色頁巖，厚層狀Ⅱ類頁巖即為塊狀頁巖，下同)。

Jarvie[6-7]以烴指數(S1/TOC)為100 mg/gTOC作為頁巖油可動性的界限，則在該套泥頁巖層系中的非源巖夾層(砂巖夾層)實際上是具備了良好的含油性，即形成砂巖-頁巖互層類頁巖油。在油氣的運移過程中，輕質組分具有較強的運移能力，這導致與烴源巖緊鄰的非源巖夾層中的烴類具有相對較多的組分較輕的烴類，而運移能力較差的重組分烴類則滯留在烴源巖中(形成厚層狀I類頁巖油和厚層狀II類頁巖油)。無論是砂巖-頁巖互層類還是厚層泥頁巖(包括I類和II類)類頁巖油，如果對其進行有效的開發，原油的可動性問題十分關鍵。前人針對長7段泥頁巖層系的浸水實驗研究中發現長7段泥頁巖層系中具有較高的氣測顯示[29]。較高的含氣量會降低原油的密度和黏度，這也使得泥頁巖層系內部的原油具有良好的流動性和可開采性。以往學者認為長7段砂巖-頁巖互層這類巖性組合是最為有利的頁巖油勘探區，厚層狀I類頁巖即厚層富有機質頁巖段(即黑色頁巖)，由于具有較強的生烴能力，黏土礦物含量較低，含油性較好，因此是第二類有利勘探區。與前人觀點不同的是，黑色頁巖的有機質類型以I型為主，其鏡質體反射率大致在1.1%左右，其對應的排烴效率大致在50%～70%[27]，說明該套頁巖曾經發生過排烴過程。地球化學剖面圖上顯示其雖具有相對較高的游離烴含量(即S1含量)，但其S1/TOC遠低于100 mg/gTOC，也就是說其尚未達到泥頁巖層系中原油的可動性門限。此外，富有機質頁巖其具有較高的有機質含量(通常TOC含量一般高于6%，最高可達到30%以上)，高有機質含量和頁巖中存在的黏土礦物均會對液態烴類產生較強的吸附作用，導致其流動性變差。因此將黑色頁巖作為頁巖油勘探有利區的難度可能較大。相比之下，圖5中部分塊狀泥巖雖然S1含量要低于黑色頁巖，但其S1/TOC較高，原油流動性可能相對較好，加之其內部的有機質和黏土礦物含量相對較低，其對滯留的液態烴類吸附作用相對較弱，因此圖5中的部分塊狀泥巖亦可成為頁巖油勘探的有利目標。

7 結論

(1)綜合手標本觀察、巖石薄片鑒定、X衍射全巖分析、熒光薄片觀察及全巖有機顯微組分分析結果，明確了重點井區延長組長7段泥頁巖巖石組分主要為泥質礦物，其次為有機組分和陸源粉砂的巖性特征，劃分了半深湖-湖相頁巖、三角洲相泥巖、沼澤相泥巖和過渡相4個成因類型。

(2)通過自然演化剖面樣品的烴類組分隨熱演化程度的升高，飽和烴、芳香烴含量不斷升高，非烴及瀝青質含量逐漸降低。通過對H317井長7段厚層泥頁巖層系系統的地球化學分析，當泥頁巖層系的熱演化程度接近生油窗結束階段時，已生成的烴類中相當一部分進入了臨近的非源巖夾層中，砂巖夾層含油性優于泥頁巖段，烴類組分以飽和烴、芳香烴含量高為主要特征(泥巖中為64%、砂巖中為84%)。

(3)H317井長7段泥頁巖層系中砂巖夾層及部分塊狀泥巖具有較好的含油性，物性相對較好，脆性礦物含量較高，加之該段泥頁巖層系中烴類流體的黏度和密度相對較低，流動性較好，因此砂巖夾層及部分塊狀泥巖可以作為頁巖油勘探的有利目標。針對含油性和流動性相對較差的黑色頁巖，可參考油頁巖原位改質等相關技術方法進行試探性開采頁巖油。