趙文智，張斌，王曉梅，吳松濤，張水昌，劉偉，王坤，趙霞

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.中國石油大學(xué)（北京）地球科學(xué)學(xué)院，北京 102249）

0 引言

“源控論”是陸相石油地質(zhì)理論的核心內(nèi)容之一。理論的要義是油氣勘探首先要確定烴源灶分布，然后圍繞烴源灶勘探就有發(fā)現(xiàn)油氣藏的最大機(jī)會。經(jīng)典石油地質(zhì)學(xué)指出，當(dāng)油氣運(yùn)移離開烴源巖以后，在浮力作用下發(fā)生由低部位向高部位和由分散到富集的過程，這是油氣成藏的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。所以，常規(guī)油藏一般都分布在源外。根據(jù)油源對比分析，常規(guī)油藏有效烴源巖TOC最低門限值為0.5%[1-2]。隨著發(fā)現(xiàn)常規(guī)油氣藏的難度越來越大，尋找非常規(guī)油氣資源已成為國內(nèi)外油氣勘探的重點(diǎn)方向。非常規(guī)油氣多分布在源灶區(qū)內(nèi)，缺少油氣大規(guī)模運(yùn)移和富集過程，所以對烴源巖質(zhì)量和規(guī)模的要求與常規(guī)油藏相比有較大不同。及時總結(jié)陸相常規(guī)油氣藏與非常規(guī)油氣，特別是陸相頁巖油在烴源巖品質(zhì)與規(guī)模上的差異，并提早建立相應(yīng)評價標(biāo)準(zhǔn)，對即將到來的大規(guī)模頁巖油勘探選準(zhǔn)富集區(qū)和富集段，并避免打低效、無效甚至空井，都具有十分重要的理論指導(dǎo)意義。應(yīng)該指出，中國大多數(shù)陸相烴源巖熱演化程度處于生烴“液態(tài)窗”范圍內(nèi)，并不利于陸相頁巖氣經(jīng)濟(jì)成礦，目前尚無陸相頁巖氣成功勘探案例，本文暫不討論陸相頁巖氣的源灶問題，重點(diǎn)關(guān)注陸相頁巖油與常規(guī)油氣的烴源灶差異。

傳統(tǒng)油氣地球化學(xué)研究已對世界范圍和中國的主要烴源巖進(jìn)行了系統(tǒng)評價[3-7]，明確提出了形成商業(yè)油氣聚集所需的烴源巖豐度指標(biāo)。Peters[3]在眾多油田勘探實踐基礎(chǔ)上，率先提出了油氣勘探的烴源巖標(biāo)準(zhǔn)，指出TOC＞0.5%的烴源巖即為有效烴源巖，TOC＞1.0%的即為優(yōu)質(zhì)烴源巖；Katz[4]統(tǒng)計全球范圍內(nèi)湖相烴源巖，指出有效烴源巖平均TOC值大于1.0%，生烴潛量（S1+S2）值大于2.5 mg/g；黃第藩等[5]建立了中國陸相烴源巖評價標(biāo)準(zhǔn)，指出暗色泥巖TOC下限值為0.4%，TOC值大于1.0%時即為好烴源巖，并在此基礎(chǔ)上形成了石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)；張水昌等[7]研究了海相烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度下限，并指出有效烴源巖厚度不必很大，但必須達(dá)到一定的有機(jī)質(zhì)豐度（TOC＞0.5%），且要有一定的分布面積。隨著勘探進(jìn)一步走向源灶區(qū)內(nèi)，一些發(fā)現(xiàn)井在單井日產(chǎn)量和單井累計采出量（EUR）兩方面都表現(xiàn)出較大差異，這表明勘探進(jìn)入烴源灶內(nèi)以后，并非所有探井和評價井都有理想的勘探成效。這其中就與烴源巖質(zhì)量與規(guī)模密切相關(guān)。因此，如何盡快建立可指導(dǎo)頁巖油富集區(qū)和富集段評價的烴源巖標(biāo)準(zhǔn)，就成為當(dāng)務(wù)之急。有學(xué)者認(rèn)為，頁巖油富集區(qū)TOC值下限為 1%[8-9]，但近期一些滿足上述標(biāo)準(zhǔn)的頁巖油探井并未獲得理想發(fā)現(xiàn)，這讓筆者對已有評價標(biāo)準(zhǔn)產(chǎn)生了疑問，也深感頁巖油經(jīng)濟(jì)成礦的烴源灶標(biāo)準(zhǔn)與常規(guī)油氣藏有很大不同。本文通過對比常規(guī)油氣藏與頁巖油的烴源巖品質(zhì)、組構(gòu)與規(guī)模的異同，提出適用于頁巖油富集區(qū)和富集段評價的烴源巖標(biāo)準(zhǔn)，特別是TOC值標(biāo)準(zhǔn)，以期為后續(xù)頁巖油大規(guī)模勘探提供指導(dǎo)?？紤]到現(xiàn)階段中國對頁巖油概念仍有不同理解，本文所指的陸相頁巖油是指埋藏深度大于 300 m、Ro值大于0.5%的陸相富有機(jī)質(zhì)頁巖中賦存的液態(tài)石油烴和多類有機(jī)物的統(tǒng)稱，包括地下已經(jīng)形成的石油烴、各類瀝青物和尚未熱降解轉(zhuǎn)化的固體有機(jī)質(zhì)。根據(jù)成熟度演化階段，頁巖油可進(jìn)一步分為中高成熟度頁巖油和中低成熟度頁巖油兩大類，二者熱成熟度分界為Ro=1.0%[10-12]，本文重點(diǎn)討論中高成熟度頁巖油富集成礦的烴源巖特征。

1 源外常規(guī)油氣成藏的烴源巖特征

源外常規(guī)油氣藏是支撐中國石油工業(yè)起步、崛起和壯大發(fā)展的主體。如前述，對常規(guī)油氣藏而言，有效烴源巖是指能夠生成并排出商業(yè)性油氣量的富有機(jī)質(zhì)泥、頁巖或碳酸鹽巖。常規(guī)油氣藏大都經(jīng)歷了油氣由分散到集中的聚集過程，所以烴源巖不一定有很高的有機(jī)質(zhì)豐度，但一定要有足夠高的排烴效率，以提供足夠多的排烴量。中國目前已開發(fā)的絕大多數(shù)油田都是常規(guī)油氣，并已經(jīng)建立了清晰的油-源關(guān)系[13-19]。中國不同盆地富有機(jī)質(zhì)烴源巖地球化學(xué)特征及礦物組成（見表1）。

表1 中國不同盆地?zé)N源巖地球化學(xué)特征統(tǒng)計表

為了與頁巖油富集區(qū)選區(qū)評價形成對照，本文以典型淡水—微咸水湖盆和咸水湖盆為例，討論常規(guī)油氣聚集與烴源巖豐度的對應(yīng)關(guān)系。其中，淡水—微咸水湖盆包括松遼盆地白堊系青山口組一段（簡稱“青一段”）與渤海灣盆地古近系沙河街組三段（簡稱“沙三段”），咸水湖盆包括柴達(dá)木盆地古近系下干柴溝組上段與渤海灣盆地古近系沙河街組四段（簡稱“沙四段”）。

1.1 有機(jī)質(zhì)豐度

松遼盆地為典型的淡水—微咸水湖盆，發(fā)育兩套烴源巖。油源對比證實，青山口組（主要是青一段）對已發(fā)現(xiàn)常規(guī)石油聚集貢獻(xiàn)最大[6]。松科1井有機(jī)地球化學(xué)測試數(shù)據(jù)揭示[14]，青一段TOC值普遍超過0.5%，主體為 0.9%～5.0%，平均值為 3.21%；（S1+S2）值主體為5～26 mg/g，平均值為18.16 mg/g；氯仿瀝青“A”平均值為0.52%，HI值相對較集中，平均值為487 mg/g（見圖1a）。嫩江組盡管有機(jī)質(zhì)豐度更高，但因成熟度偏低，不是常規(guī)油藏的主力油源。

柴達(dá)木盆地為一典型咸化湖盆，主力烴源巖為古近系下干柴溝組上段（E32）。前人大量研究表明，咸化湖相烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度不高，油氣主要來自“可溶有機(jī)質(zhì)”[6,15]。筆者對新鉆探的躍灰106x井進(jìn)行分析，發(fā)現(xiàn)下干柴溝組有機(jī)質(zhì)豐度在總體低值背景上，也發(fā)育豐度較高層段[16]。TOC值主體在0.5%～3.0%，最高達(dá)4.69%，平均值為0.99%；（S1+S2）值一般不大于25 mg/g，平均值為7.32 mg/g；氯仿瀝青“A”值平均為0.52%，最高可達(dá)2.35%；HI值最高可達(dá)925 mg/g（見圖1b）。

圖1 常規(guī)油氣聚集典型盆地?zé)N源巖有機(jī)質(zhì)豐度綜合柱狀圖

其他常規(guī)油藏對應(yīng)的烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度大體相近，如渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷沙三段TOC值為 0.5%～3.5%，沙四段烴源巖TOC值為 1.5%～4.5%[17]；準(zhǔn)噶爾盆地風(fēng)城組烴源巖TOC值為0.6%～3.0%，平均值為1.63%[18]；酒泉盆地白堊系烴源巖TOC值主體在0.5%～3.0%[19]。

以上統(tǒng)計表明，常規(guī)油藏對應(yīng)的有效烴源巖TOC門限值為0.5%，主體在1.0%～3.0%；（S1+S2）值主體在4～20 mg/g。

1.2 有機(jī)質(zhì)類型

國外常規(guī)油氣主要來自海相烴源巖。在未成熟階段，HI值一般為600 mg/g左右，H、C原子比一般小于 1.2，屬于Ⅱ型有機(jī)質(zhì)[8-9]。中國常規(guī)石油主要來自湖相烴源巖，有機(jī)質(zhì)主要為湖相水生藻類，并混有少量陸源生物。松遼盆地青一段和柴達(dá)木盆地古近系烴源巖中均富含腐泥型組分，低成熟樣品中可見層狀藻類體，局部富有機(jī)質(zhì)層段甚至還可見到清晰的有機(jī)質(zhì)-礦物間互分布的藻紋層（見圖2）。多數(shù)樣品以腐泥無定型體為主，含量普遍超過 60%。巖石熱解和干酪根元素分析，在未成熟階段HI值最高達(dá)到1 000 mg/g，H、C原子比最高可超過 1.6，遠(yuǎn)高于海相烴源巖，表現(xiàn)出極高的生油潛力。

圖2 松遼和柴達(dá)木盆地?zé)N源巖顯微組分熒光照片

未成熟—低成熟烴源巖有機(jī)質(zhì)類型與豐度間具有良好的正相關(guān)性。淡水—微咸水湖相烴源巖，當(dāng)TOC＜0.5%時，HI值多低于 100 mg/g，表現(xiàn)為Ⅲ型有機(jī)質(zhì)；當(dāng)TOC值為0.5%～1.0%時，以Ⅱ2型有機(jī)質(zhì)為主；當(dāng)TOC值為1%～3%時，以Ⅱ1型有機(jī)質(zhì)為主；當(dāng)TOC＞3%時，HI值多大于600 mg/g，以Ⅰ型有機(jī)質(zhì)為主（見圖3a、圖3b）。對于咸水湖相烴源巖，因保存條件較好，有機(jī)質(zhì)總體富氫，HI值普遍較高，TOC＞1%的烴源巖以Ⅰ型和Ⅱ1型有機(jī)質(zhì)為主（見圖3c、圖3d）。本文選取了部分中低成熟度烴源巖樣品（Tmax值為430～440 ℃），將分析結(jié)果投到烴源巖類型圖版上，可看出松遼盆地白堊系、柴達(dá)木盆地古近系和渤海灣盆地沙四段的烴源巖都以Ⅰ型和Ⅱ1型為主（見圖4a、圖4c、圖4d），渤海灣盆地沙三段則以Ⅱ1型和Ⅱ2型為主（見圖4b）。

圖3 中國典型常規(guī)油氣聚集烴源巖HI與TOC關(guān)系圖

圖4 中國典型常規(guī)油氣聚集烴源巖HI與Tmax關(guān)系圖

1.3 有機(jī)質(zhì)成熟度

有機(jī)質(zhì)熱成熟度是烴源巖評價的一項重要內(nèi)容，也是源外常規(guī)油氣勘探成功的重要保障。成熟度不僅決定了烴源巖能夠生成和排出多少油氣的數(shù)量，還能決定油氣的密度、黏度和相態(tài)。成熟度越高，油質(zhì)越輕，越易于流動。但如果成熟度過高，則會發(fā)生液態(tài)烴裂解向天然氣轉(zhuǎn)化，直至碳化。

中國湖相烴源巖總體處于低成熟—成熟演化階段，少數(shù)烴源巖可達(dá)中高—過成熟階段。鄰近已發(fā)現(xiàn)油氣藏周圍，一般都發(fā)育較大規(guī)模的成熟度適中的烴源巖[6]。盆地類型與構(gòu)造演化差異性可導(dǎo)致烴源巖埋藏深度和經(jīng)歷的地溫史的巨大差異，因而有機(jī)質(zhì)成熟度會有明顯不同。鄂爾多斯盆地延長組 7段（簡稱“長 7段”）烴源巖Ro值主體為 0.7%～1.1%，湖盆中心最高可達(dá) 1.3%[13]；松遼盆地靠近長垣的烴源巖Ro值約為0.7%～1.3%，湖盆中心最高可達(dá)1.5%甚至更高[14]；渤海灣盆地?zé)N源巖Ro值一般為0.5%～1.3%，局部地區(qū)可達(dá)1.6%[15]；柴達(dá)木盆地西部烴源巖Ro值主體為0.6%～1.0%，英雄嶺構(gòu)造帶東段可達(dá)1.2%[17]。

綜合以上結(jié)果，可看出，常規(guī)油氣聚集的有效烴源巖豐度門限是TOC值為0.5%，有利區(qū)間是1%～3%；有機(jī)質(zhì)類型為傾油型干酪根，以Ⅰ型和Ⅱ1型為主；有機(jī)質(zhì)成熟度適中，Ro值多為0.7%～1.2%，處于生油窗范圍內(nèi)，且具有一定規(guī)模。

2 源內(nèi)頁巖油成藏的烴源巖特征

與國外頁巖油主要分布在海相富有機(jī)質(zhì)致密碎屑巖和碳酸鹽巖中不同，中國頁巖油主要分布在湖相富有機(jī)質(zhì)頁巖層系中，普遍具有有機(jī)質(zhì)豐度高、熱演化程度低—中等、黏土含量變化較大等特點(diǎn)。目前，中國陸相頁巖油勘探尚處于起步階段，雖然已經(jīng)在多個盆地早期的頁巖油勘探中獲得較好發(fā)現(xiàn)，但是相應(yīng)的頁巖油富集區(qū)和富集段的選區(qū)選段評價標(biāo)準(zhǔn)，特別是具有規(guī)模效益的頁巖油的烴源巖評價標(biāo)準(zhǔn)尚未確定，這無疑會讓勘探在選準(zhǔn)靶區(qū)和主目的層段上花費(fèi)更多時間成本與經(jīng)濟(jì)成本。截至目前，陸相中高成熟度頁巖油正在試采的地區(qū)和層系包括鄂爾多斯盆地三疊系長7段、松遼盆地白堊系青山口組、準(zhǔn)噶爾盆地二疊系蘆草溝組和風(fēng)城組以及渤海灣盆地第三系沙河街組與孔店組等[20-23]?？傮w來看，烴源巖質(zhì)量與規(guī)模決定了烴源巖的生烴能力及源內(nèi)烴滯留的數(shù)量[24-26]，相關(guān)評價對于明確頁巖油資源潛力、可流動性及富集區(qū)和富集段評價都具有重要意義。本文重點(diǎn)以鄂爾多斯盆地長7段、準(zhǔn)噶爾盆地蘆草溝組和渤海灣盆地孔店組中高成熟度頁巖油為例，探討源內(nèi)頁巖油富集對烴源巖的質(zhì)量要求。

2.1 有機(jī)質(zhì)豐度

鄂爾多斯盆地長7段泥巖TOC值為2%～6%，平均值為3.74%；富有機(jī)質(zhì)頁巖段TOC值為6%～32%，平均值為 13.81%（見圖5a）。HI值一般為 400～600 mg/g，個別樣品最高達(dá)800 mg/g；Ro值為0.5%～1.2%，其中Ro值大于1.0%的分布范圍相對較小，主要以中低成熟度頁巖油為主，中高成熟度頁巖油雖然總量不低，但與中低成熟度頁巖油相比，資源量相對要小。準(zhǔn)噶爾盆地二疊系蘆草溝組富有機(jī)質(zhì)頁巖TOC值為 2%～14%，最高達(dá)22%；Ro值為0.7%～1.2%；HI值最大可達(dá)1 000 mg/g（見圖5b）。渤海灣盆地孔二段頁巖TOC值主體為3%～10%，最高達(dá)13%；Ro值為0.6%～1.1%；HI值最高達(dá)850 mg/g（見圖5c）。松遼盆地青一段頁巖TOC值主體為1%～5%，個別最高可達(dá)10%；Ro值為0.7%～1.3%，最高超過1.5%；HI值最高達(dá)900 mg/g（見圖5d）。

上述4套頁巖油對應(yīng)的烴源巖TOC與HI關(guān)系具有顯著差異，其中長7段頁巖TOC值為1%～5%時，HI與TOC呈正相關(guān)關(guān)系，TOC＞5%以后，HI保持相對穩(wěn)定，不再隨TOC值的增大而增大，高TOC值段HI值保持在400～600 mg/g（見圖5a）。蘆草溝組頁巖HI值在TOC值較低時就表現(xiàn)出較高的生烴潛力，隨著TOC值增大，特別是當(dāng)TOC值大于5%之后，TOC與HI的正相關(guān)性才逐漸凸顯（見圖5b）；孔二段HI與TOC的正相關(guān)性最為顯著，始終呈線性關(guān)系，HI值最高為800 mg/g（見圖5c）；青一段HI隨TOC的增加而線性增加，當(dāng)TOC＞6%時，HI值保持在800 mg/g左右不再升高（見圖5d）。對于中國陸相中高成熟度頁巖油勘探而言，富集區(qū)與富集段評價應(yīng)核定TOC下限值，以保證有足夠的烴滯留和較高的地層能量。按照優(yōu)質(zhì)烴源巖劃分標(biāo)準(zhǔn)HI值達(dá)到 600 mg/g進(jìn)行計算，長 7段TOC值最小應(yīng)大于5%，蘆草溝組TOC值最小應(yīng)大于 3%，青一段TOC值最小應(yīng)大于 3%，孔二段TOC值最小應(yīng)大于8%（見圖5）。因此，陸相中高成熟度頁巖油富集區(qū)和富集段的TOC值最低下限應(yīng)為2%，最佳區(qū)間為3%～5%。而對中低成熟度頁巖油來說，TOC的下限值還要高，最好大于6%～8%，而且越高越好[10]。

圖5 中國典型源內(nèi)油氣聚集烴源巖HI與TOC關(guān)系圖

2.2 有機(jī)質(zhì)類型

良好的有機(jī)質(zhì)類型對頁巖油富集同樣具有重要意義。低成熟烴源巖HI值越高，類型越好，能夠生油的有效碳占比越高。從圖6可看出，中國陸相頁巖主體為Ⅰ—Ⅱ1型有機(jī)質(zhì)，HI值多為150～800 mg/g，而OI值大都小于20 mg/g。鏡下觀察也可看到，干酪根以無定型體為主，比例達(dá) 85%～99%，見有少量形態(tài)組分（源于刺球藻）和孢子體，鏡質(zhì)體等陸源有機(jī)組分含量低，表明有機(jī)母質(zhì)主要為湖相低等生物（藻類），有利于生油[27-29]。需要指出的是，鄂爾多斯盆地長 7段低成熟度烴源巖HI與TOC的關(guān)系并不完全正相關(guān)，TOC＞5%的優(yōu)質(zhì)烴源巖，HI值主體為400～600 mg/g，屬典型的Ⅱ1型有機(jī)質(zhì)，這可能與有機(jī)質(zhì)保存條件有關(guān)。長7段烴源巖生成的原油生物標(biāo)志物中富含重排甾烷和重排藿烷，指示有機(jī)質(zhì)經(jīng)歷了黏土礦物酸性催化、致使有機(jī)質(zhì)在成巖階段就發(fā)生大量脫氧和脫氫，與烴源巖的酸性環(huán)境與富含黏土有關(guān)[13,30]。這些Ⅱ型有機(jī)質(zhì)生成的油氣，具有較低的相對分子質(zhì)量和較低的密度及黏度，更易于流動，有利于獲得較高的單井產(chǎn)量。

圖6 中國典型源內(nèi)油氣聚集烴源巖HI與Tmax關(guān)系圖

2.3 有機(jī)質(zhì)成熟度

熱演化成熟度對頁巖油成藏、富集及源內(nèi)烴滯留數(shù)量及成分等均有重要影響。陸相烴源巖的成烴演化與海相烴源巖類似，符合“Tissot模式”，可分為未成熟（Ro＜0.5%）、低成熟（0.5%≤Ro＜0.7%）、成熟（即液態(tài)窗，0.7%≤Ro＜1.3%）、高成熟（凝析油—濕氣，1.3%≤Ro＜2.0%）和過成熟（干氣，Ro≥2.0%）階段。趙文智等[10]綜合前人已有成果并結(jié)合多年研究，提出不同演化階段源內(nèi)滯留烴類型與數(shù)量的差異性，分為4個階段：①Ro＜0.5%為有機(jī)質(zhì)固態(tài)分布段，也是油頁巖油主分布段；②Ro值為0.5%～1.0%時是滯留液態(tài)烴、多類瀝青物和未轉(zhuǎn)化有機(jī)質(zhì)共存段，也就是中低成熟度頁巖油分布段。該階段液態(tài)烴在頁巖中的數(shù)量因頁巖厚度及與圍巖儲集（輸導(dǎo)）層段的組合關(guān)系不同而有較大變化，留滯烴數(shù)量最大可達(dá) 40%～60%，未轉(zhuǎn)化和高分子半固相有機(jī)物含量可達(dá) 40%～80%；③Ro值為1.0%～1.6%時是較高相對分子質(zhì)量液態(tài)烴大量裂解形成較低相對分子質(zhì)量化合物（含天然氣）的主要階段，也就是中高成熟度頁巖油分布段。一般油質(zhì)較輕，氣油比較高；④Ro＞1.6%是液態(tài)烴大量裂解和天然氣大量生成階段，是頁巖氣主分布段?？傮w看，中國陸相頁巖油熱演化程度普遍偏低，這可能是目前頁巖油勘探開發(fā)尚未獲得規(guī)模性開發(fā)成效的主要原因之一。鄂爾多斯盆地長 7段頁巖有機(jī)質(zhì)熱成熟度變化范圍較大，Ro值為 0.5%～1.3%，其中Ro＜1.0%的區(qū)域占比較大，約占頁巖總分布面積的 90%。準(zhǔn)噶爾盆地二疊系蘆草溝組烴源巖Ro值為0.7%～1.0%，渤海灣盆地古近系孔二段烴源巖Ro值為 0.8%～1.1%。從統(tǒng)計看，那些與較高成熟度匹配的探井，頁巖油都展示了良好的可動性，如準(zhǔn)噶爾盆地二疊系風(fēng)城組熱演化程度高于蘆草溝組，主體Ro值為0.9%～1.4%，原油密度為 0.85～0.87 cm3/g，低于蘆草溝組的 0.90～0.92 cm3/g，黏度也大大降低，流體可動性大為改善。因此，較高熱演化程度可以有效改善油品質(zhì)量，增加氣油比，對原油地下流動性有改善作用。由此可見，中高成熟度頁巖油開發(fā)主要依靠水平井和體積壓裂技術(shù)，需要較高的成熟度以保持油質(zhì)較輕、可動油比例較高。所以，Ro值要大于1.0%，以1.0%～1.4%為最佳。

3 烴源巖滯留烴與巖性組合

3.1 烴源巖排烴效率與烴滯留數(shù)量

源內(nèi)油氣藏具有“源內(nèi)生成、原位滯留富集”特征，頁巖烴滯留數(shù)量評價成為頁巖油是否有經(jīng)濟(jì)性的關(guān)注點(diǎn)[10-12]。烴源巖內(nèi)滯留烴數(shù)量與有機(jī)質(zhì)豐度、熱成熟度和排烴效率密切相關(guān)。已有多位學(xué)者從地球化學(xué)與地質(zhì)綜合評價角度對排烴效率予以討論[24-26,31-33]。很顯然，生油巖厚度越大、與輸導(dǎo)層間互越差、裂縫越不發(fā)育，排烴效率越低，滯留烴數(shù)量就越高，反之亦然。要正確判斷烴源巖的滯留烴數(shù)量，需要對烴源巖厚度、巖性組合與構(gòu)造條件作綜合分析。在未準(zhǔn)確評價烴源巖樣品取樣點(diǎn)及附近地質(zhì)情況條件下獲得的滯留烴數(shù)量，不一定能準(zhǔn)確代表地下滯留烴的實際，由此對頁巖油經(jīng)濟(jì)性評價也難免陷入誤區(qū)。通過模擬實驗與理論計算發(fā)現(xiàn)，在生烴增壓作用下，烴源巖排出烴占總生烴量的比例與有機(jī)質(zhì)豐度正相關(guān)，與有機(jī)質(zhì)原始生烴潛力（主要受控于有機(jī)質(zhì)類型）正相關(guān)，與有機(jī)質(zhì)成熟度正相關(guān)[34]。需要說明的是，高TOC值烴源巖盡管滯留烴占比相對較低，但由于總生烴量大，因此其滯留烴數(shù)量遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于低TOC值烴源巖。國內(nèi)外大量勘探實踐和研究證實，“液態(tài)窗”內(nèi)烴源巖的滯留烴量一般為 40%～60%，均值為 50%左右。如果烴源巖厚度較大，且生油層與輸導(dǎo)層沒有形成良好間互，源內(nèi)滯留烴數(shù)量會更大。源內(nèi)液態(tài)滯留烴既是頁巖油的主要貢獻(xiàn)者，也是原位加熱條件下較高分子有機(jī)化合物熱裂解形成輕質(zhì)油和天然氣的主要母質(zhì)，對于深層油氣來說，滯留烴還是高—過成熟階段常規(guī)氣和頁巖氣成藏的優(yōu)質(zhì)氣源灶[24-26]。

中國陸相烴源巖巖性組合在淡水湖盆與咸化湖盆是不同的。其中淡水湖盆烴源巖以富有機(jī)質(zhì)頁巖為主，黏土含量較高，局部見粉、細(xì)砂巖夾層，夾層占地層厚度比小于 30%；咸化湖盆以混積巖為主，發(fā)育富有機(jī)質(zhì)頁巖與碳酸鹽巖間互沉積，表現(xiàn)為頁巖、粉砂質(zhì)泥巖、砂質(zhì)白云巖、白云巖和灰?guī)r頻繁互層。淡水湖盆烴源巖因富含黏土、塑性較強(qiáng)，不易形成裂縫，細(xì)、粉砂巖夾層是油氣向外排驅(qū)的主要通道。隨有機(jī)質(zhì)豐度增大，烴源巖中黏土礦物與有機(jī)質(zhì)對生成烴類的吸附性增強(qiáng)，導(dǎo)致滯留烴含量顯著增加。由于高TOC值烴源巖多形成于水體安靜環(huán)境，細(xì)、粉砂巖夾層少，油氣向外排驅(qū)不暢，導(dǎo)致滯留烴占總生烴量的比例較高。例如，鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)樂85井長73亞段是頁巖油主力段，縱向上以富有機(jī)質(zhì)頁巖為主，上部為厚約10 m的泥巖，間互發(fā)育2～3個細(xì)、粉砂巖夾層，單個砂層厚度小于2 m，比例約10%。從分析數(shù)據(jù)看，這段頁巖滯留烴數(shù)量約為15～30 mg/g（見圖7）。

圖7 鄂爾多斯盆地樂85井長73亞段巖性與滯留烴含量圖

3.2 烴源巖滯留烴地球化學(xué)特征

如前所述，有機(jī)質(zhì)豐度不同，烴源巖滯留烴量也必然不同。有機(jī)質(zhì)豐度越高，類型越好，單位有機(jī)碳生成的油氣越多。烴源巖的排烴比例與烴滯留數(shù)量都與TOC有關(guān)，存在TOC值最佳區(qū)間。以鄂爾多斯盆地長7段為例，當(dāng)TOC值從2%增加至8%時，排烴量從1.5 mg/g增大到12 mg/g。但當(dāng)TOC＞8%后，排烴量并沒有明顯增加（見圖8）?？梢姡STOC值增大，富有機(jī)質(zhì)頁巖中滯留烴比例呈先減少后增大的趨勢，而且TOC值越高，烴類越不易排出，導(dǎo)致更多的烴留滯在頁巖內(nèi)部。在鄂爾多斯盆地近期完成的密閉取心井樂85井和蔡30井，長7段Ro值為0.8%，現(xiàn)場測定具有較高的游離氣量，最高為1.7 m3/t，均值為1.0 m3/t。頁巖油含量為8.80～26.77 mg/g，平均值為18.70 mg/g。其中C16-輕質(zhì)組分含量平均值為5.54 mg/g，占總含油量的31.4%。整體殘留生烴潛力較大，TOC＞6%的頁巖，殘留生烴潛力為27.53～132.23 mg/g，平均值為63.88 mg/g。

圖8 鄂爾多斯盆地長7段排烴量與TOC關(guān)系圖

在相同熱成熟度條件下，如果烴源巖滯留烴中重組分含量越高，則黏度越大，烴類吸附性也越強(qiáng)，流動性則越差。此外，陸相烴源巖生成的石油烴蠟含量普遍較高，也是增加原油黏度的重要因素。所以，在關(guān)注烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度的同時，還要關(guān)注滯留烴的成分，這對陸相頁巖油的單井日產(chǎn)和累計采出量都有直接影響。烴源巖在排烴過程中會發(fā)生明顯的組分分餾效應(yīng)，導(dǎo)致滯留烴與排出烴的族組成明顯差異。其中，排出烴源巖的油氣飽和烴和芳烴比例更高，易于流動，而滯留在源巖內(nèi)的可溶有機(jī)質(zhì)則富含非烴和瀝青質(zhì)，黏度大，流動性較差。以柴達(dá)木盆地下干柴溝組躍灰106x井為例，滯留烴中的非烴、瀝青質(zhì)明顯高于原油，重組分含量也明顯比原油高（見圖9），且 C27之后的環(huán)烷烴豐度也高于原油，指示前者可能具有更高的含蠟量和黏度。其中，原油輕重比參數(shù)，即（C21+C22）與（C28+C29）的比值為1.18，滯留烴該比值為 0.89，指示排出烴中輕組分更多（見圖10）。

圖9 柴達(dá)木盆地躍灰106x井下干柴溝組原油和滯留烴族組成對比

圖10 柴達(dá)木盆地躍灰106x井下干柴溝組原油和滯留烴飽和烴氣相色譜對比

3.3 烴源巖礦物組合與滯留烴賦存狀態(tài)

礦物組成不僅對頁巖的可壓裂性有作用，而且對頁巖中烴留滯數(shù)量也有重要影響。北美海相頁巖油氣成功開采經(jīng)驗表明，石英及碳酸鹽等脆性礦物含量高的頁巖具有較好的可壓裂性，對中高成熟度頁巖油開采具有重要意義。巖心觀察與巖樣粗磨可見，準(zhǔn)噶爾盆地咸化湖盆富有機(jī)質(zhì)頁巖比鄂爾多斯盆地長 7段淡水湖盆富有機(jī)質(zhì)頁巖質(zhì)地更堅硬，脆性更強(qiáng)[28-29]，二者主要差別在于碳酸鹽與黏土礦物含量不同，且不同TOC值對礦物組成也具有一定影響。X射線衍射礦物分析表明，鄂爾多斯盆地長7段TOC值大于6%的層段，石英、長石、碳酸鹽、黃鐵礦等脆性礦物含量占總礦物含量的43.9%～85.3%，黏土礦物含量較低，占比小于40%，平均值為30%；當(dāng)TOC值小于6%時，頁巖的黏土礦物含量為30.9%～56.1%，平均值為42.8%。準(zhǔn)噶爾盆地蘆草溝組呈較高的碳酸鹽礦物含量與極低的黏土礦物含量，其中碳酸鹽、長石與石英等脆性礦物含量占總礦物含量的 80%～90%，黏土礦物含量為 10%～20%，其中黏土礦物含量小于10%的樣品占比達(dá)30%。

統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明，中國陸相頁巖礦物組成對滯留烴含量與頁巖生烴潛力具有重要的控制作用?？傮w看，（S1+S2）值與黏土礦物及碳酸鹽含量呈負(fù)相關(guān)（見圖11）。在鄂爾多斯盆地長7段，隨著黏土礦物含量從35%增加至60%，（S1+S2）值從45 mg/g巖石降低至小于5 mg/g；在準(zhǔn)噶爾盆地蘆草溝組，隨著碳酸鹽礦物含量從10%增加至60%，（S1+S2）值從70 mg/g降低至小于20 mg/g。需要說明的是，對比準(zhǔn)噶爾盆地蘆草溝組與鄂爾多斯盆地長 7段可以看出，高黏土礦物含量對滯留烴與生烴潛量減少量影響更大，而碳酸鹽礦物對滯留烴與生烴潛力減少量的相關(guān)性相對稍弱。

圖11 湖相富有機(jī)質(zhì)頁巖（S1+S2）值與礦物含量散點(diǎn)圖

從孔隙結(jié)構(gòu)看，陸相頁巖中孔隙以黏土礦物粒內(nèi)孔、長石與碳酸鹽溶蝕孔、白云石粒間孔為主。有機(jī)孔發(fā)育程度極低[35-37]。因此，高TOC值頁巖如果非黏土礦物含量較高，一定程度上減小了黏土礦物及其粒內(nèi)孔對滯留烴的吸附作用。而滯留烴總體呈吸附態(tài)賦存于有機(jī)質(zhì)內(nèi)部和黃鐵礦表面，或以游離態(tài)存在于較大的非黏土礦物的粒間孔和粒內(nèi)孔中（見圖12）。

圖12 陸相富有機(jī)質(zhì)頁巖中滯留烴賦存狀態(tài)

4 頁巖油單井產(chǎn)量

陸相中高成熟度頁巖油目前產(chǎn)量還不夠穩(wěn)定，遞減速度也變化較大。已有的勘探實踐表明，影響頁巖油產(chǎn)量的因素包括內(nèi)部與外部兩個方面。外部因素包括鉆井方式、增產(chǎn)措施及開發(fā)工藝等，如水平段長度、壓裂規(guī)模、外部能量補(bǔ)充（如伴隨壓裂加入的添加劑）等；內(nèi)部因素指頁巖油地質(zhì)條件，包括頁理發(fā)育與可剝離性、熱成熟度等級、流體可流動性與頁巖可改造性等，包括滯留烴數(shù)量、頁巖孔隙度、儲集層脆性、地層壓力與流體性質(zhì)等?？紤]到不同地區(qū)頁巖油在鉆完井方式及開發(fā)工藝方面存在較大差異，本文重點(diǎn)探討內(nèi)部因素對頁巖油單井產(chǎn)量的影響，特別是烴源巖品質(zhì)對頁巖油產(chǎn)量的影響。烴源巖品質(zhì)控制了頁巖層系滯留烴含量、組成及氣油比，影響了有效儲集空間與地層壓力，上述因素會直接影響頁巖儲集層體積改造的效果與開發(fā)工藝的選擇，進(jìn)而對頁巖油單井產(chǎn)量產(chǎn)生重要影響。

富有機(jī)質(zhì)頁巖與泥巖相比，因其原始沉積環(huán)境不同，TOC值有較大差異[12]，所以滯留烴數(shù)量、脆性礦物含量、地層壓力及氣油比等都普遍高于泥巖，這是目前頁巖油富集區(qū)和富集段主要分布于高TOC值頁巖段的原因所在。在鄂爾多斯盆地長 7段相對純凈的頁巖層段，利用直井體積壓裂改造完試油井29口，獲工業(yè)油流井13口。從平面分布看，70%的工業(yè)油流井位于TOC值大于6%的富有機(jī)質(zhì)頁巖分布區(qū)，其中寧148井試油產(chǎn)量最高，達(dá)24.23 t/d，富有機(jī)質(zhì)頁巖厚度超過20 m。在滄東凹陷孔二段，試采產(chǎn)量與熱演化程度和氣油比關(guān)系密切，如試采時間最長的官1702H井，該井從2018年5月28日開始試采，開采時間超過2年，累計采出原油1.2×104t，累計產(chǎn)氣61.6×104m3，目前因周邊井壓裂受干擾，暫時關(guān)井，預(yù)計該井累計采出油量可達(dá)2.65×104t。該井富有機(jī)質(zhì)頁巖熱演化程度較高，Ro值總體大于1.0%，對應(yīng)的石油黏度為10.4 mPa·s（50 ℃），小于鄰井的22 mPa·s（50 ℃）黏度，同時氣油比大于100 m3/m3，說明較高的熱演化程度有利于提高流體可動性和較高累計采出量。經(jīng)濟(jì)性是決定頁巖油規(guī)模勘探的關(guān)鍵，但由于頁巖油生產(chǎn)歷史較短，目前關(guān)于頁巖油經(jīng)濟(jì)性開發(fā)仍處于初期評價階段，還需要更長時期的試采來分析總結(jié)?？紤]到不同地區(qū)地質(zhì)條件的差異性，需針對特定的地質(zhì)條件與油價開展頁巖油經(jīng)濟(jì)性評價，重點(diǎn)應(yīng)包括 3項指標(biāo)：①單井日產(chǎn)必須達(dá)到經(jīng)濟(jì)性；②單井累計產(chǎn)出量也要達(dá)到經(jīng)濟(jì)性；③頁巖油富集區(qū)要有一定規(guī)模，以保證最小經(jīng)濟(jì)產(chǎn)量，并可穩(wěn)定生產(chǎn)足夠長時間（以8～10年為宜）。因此，為保證單井累計產(chǎn)量達(dá)到經(jīng)濟(jì)性，源內(nèi)有效烴源巖評價至少包括以下要素：①烴源巖豐度、母質(zhì)類型與熱成熟度。TOC為2%是最低下限，以3%～5%為最佳。有機(jī)母質(zhì)以Ⅰ—Ⅱ1型為主并處于Ro＞1.0%的熱成熟度窗口內(nèi)；②巖性組合與造巖礦物組成。頁巖油有利巖性組合以頁巖為宜，泥巖不是頁巖油經(jīng)濟(jì)成礦的有利巖性段；造巖礦物含較高石英質(zhì)和碳酸鹽顆粒，比例大于 50%～60%；③烴源灶區(qū)頁理、多成因微裂縫與基質(zhì)孔隙發(fā)育。

5 結(jié)論

源外常規(guī)油藏與源內(nèi)烴滯留成藏由于過程不同，對烴源巖質(zhì)量要求也不同。常規(guī)油氣藏是從烴源巖排出的油氣發(fā)生了富集成礦過程的產(chǎn)物，對烴源巖的要求不一定要很高的母質(zhì)豐度，但一定要有較高的排烴效率和足夠的排烴量；頁巖油主要是已形成的油氣在源內(nèi)的滯留，其數(shù)量多少與品質(zhì)優(yōu)劣，決定了頁巖油是否有經(jīng)濟(jì)產(chǎn)量和累計采出量，要求源巖有機(jī)質(zhì)豐度須達(dá)到一定門限，且母質(zhì)類型要好。對中高成熟度頁巖油而言，TOC值下限為2%，最佳窗口為3%～5%，Ro值大于1.0%；對于中低成熟度頁巖油而言，TOC值下限為 6%，且越高越好，Ro值小于 1.0%。同時，富有機(jī)質(zhì)頁巖分布范圍要足夠大，以保證能夠建設(shè)最小經(jīng)濟(jì)產(chǎn)量并可穩(wěn)產(chǎn)8～10年。

源外常規(guī)油藏的烴源巖評價關(guān)注生烴量和聚集量，特別是聚集量；源內(nèi)頁巖油評價則關(guān)注烴源巖質(zhì)量，關(guān)注生烴量和滯留量，特別是滯留量。此外，源內(nèi)滯留烴的品質(zhì)對頁巖油單井產(chǎn)量和單井累計采出量都有重要影響，這不僅與有機(jī)質(zhì)類型有關(guān)，也與熱成熟度和保存條件密不可分。所以陸相頁巖油評價，對烴源巖的巖性、集中段厚度與保存條件要給予足夠重視。那些頁理發(fā)育、厚度大于8～10 m的集中段與頂?shù)装灞４婧玫母挥袡C(jī)質(zhì)頁巖，不論對中高成熟度頁巖油、還是中低成熟度頁巖油的經(jīng)濟(jì)成礦都是必不可少的；泥巖既不是中高成熟度頁巖油也不是中低成熟度頁巖油經(jīng)濟(jì)成礦的有利巖性段，從勘探一開始就要力避與之周旋。

陸相頁巖油要達(dá)到經(jīng)濟(jì)開采門限，需要滿足 3項指標(biāo)，且缺一不可：①單井日產(chǎn)須達(dá)到經(jīng)濟(jì)門限，②單井累計產(chǎn)出油量要有經(jīng)濟(jì)性，即采出油量銷售以后要能夠收回全井支出，并有一定內(nèi)部收益指標(biāo)的回報；③頁巖油富集段分布范圍要有一定規(guī)模，以保證建設(shè)最小經(jīng)濟(jì)產(chǎn)量，并可穩(wěn)定生產(chǎn)8～10年。

符號注釋：

HI——?dú)渲笖?shù)，mg/g；OI——氧指數(shù)，mg/g；S1——巖石中的游離烴量，mg/g；S2——巖石中的熱解烴量，mg/g；Tmax——巖石熱解最高峰溫度，℃。