胡素云，白斌，陶士振，卞從勝，張?zhí)焓?，陳燕燕，梁曉偉，王嵐，朱如凱，賈進華，潘哲君，李思洋，劉羽汐

（1. 中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2. 長慶油田公司隴東頁巖油開發(fā)項目部，甘肅慶陽 745100；3. 東北石油大學陸相頁巖油氣成藏與高效開發(fā)教育部重點實驗室，黑龍江大慶 163318）

0 引言

目前全球多個地區(qū)發(fā)現(xiàn)泥頁巖石油聚集，地質資源總量約4 090×108t，顯示出良好的勘探前景[1]。特別是以美國為代表的頁巖油勘探開發(fā)呈現(xiàn)良好發(fā)展態(tài)勢，2017年美國頁巖層系石油產量約2.34×108t，占原油產量的47.6%，戰(zhàn)略地位凸顯[2]。

近年來中國加強頁巖油領域的探索與研究，在新疆、大港、吐哈、長慶和大慶等油田利用直井、水平井體積壓裂關鍵技術，積極開展頁巖及白云質泥巖、泥質粉砂巖、混積巖等源內石油勘探開發(fā)試驗技術攻關，部分探井獲工業(yè)油流，并在吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組、鄂爾多斯盆地三疊系延長組7段（簡稱長7段）和滄東凹陷古近系孔店組二段（簡稱孔二段）都實現(xiàn)了頁巖層系油的工業(yè)開發(fā)，初步證實中國陸相源內頁巖層系石油資源潛力巨大，是潛在的戰(zhàn)略接替領域[3-9]。

相比北美頁巖油/致密油形成的地質條件，中國陸相頁巖油形成的地質背景復雜[10-11]，在源巖生烴能力、儲集層儲集性能與源儲分布規(guī)模方面具有較強的差異性，亟需深化研究中國特色的陸相頁巖油地質特征，揭示中國陸相頁巖油特殊的富集規(guī)律，為尋找規(guī)?？碧介_發(fā)“甜點”、加快頁巖油規(guī)模勘探和高效開發(fā)關鍵技術研發(fā)提供依據(jù)。鑒于此，本文通過對比中國陸相不同類型湖盆源巖和儲集層的基本地質特征、品質與形成環(huán)境的差異性等，揭示中高熟頁巖油形成條件的非均質性。通過分析頁巖油源儲組合類型、源巖生排烴和運移的差異性，總結頁巖油差異化的成藏過程和富集規(guī)律，以期為中國陸相頁巖油的甜點富集區(qū)評價和勘探領域優(yōu)選提供借鑒。

1 中國陸相中高成熟度頁巖油的內涵

近年來，頁巖油成為國內外石油地質研究的熱點之一[12-16]，眾多學者與相關科研機構認為頁巖油是指存在于富有機質烴源巖層系內，包含泥頁巖、碳酸鹽巖、粉砂巖等多種類型致密儲集層、常規(guī)技術難以開采的石油資源[10-17]，而致密油則是指經過二次運移的源外厚層狀致密儲集層賦存的石油，具備獨立開發(fā)單元和層系，通過一定技術措施能夠獲得商業(yè)油流。頁巖油強調了純頁巖內賦存石油資源或賦存于富有機質泥頁巖層系內自生自儲、連續(xù)分布的石油資源的認識[10-11]，明確了陸相頁巖油資源潛力、類型、工程技術、戰(zhàn)略定位與勘探前景。因此，判斷是否屬于頁巖油，關鍵是看液態(tài)烴是否位于生油巖層系內部，是否存在較長距離的二次運移。

本文探討的中國陸相中高成熟度頁巖油是指頁巖層系中的烴源巖已進入生油窗且生成大量液態(tài)烴，對應鏡質體反射率大于0.7%，多數(shù)大于0.9%[17]，賦存于陸相頁巖層系內部的 3類巖性，即泥頁巖、過渡巖性和致密儲集層的石油資源。從資源類型看，為滯留在頁巖層系中尚未排出的液態(tài)烴，不包括尚未轉化為石油的有機質；從資源分布看，既有富有機質烴源巖層系內（源內）的泥頁巖，也有過渡巖性（砂屑白云巖、白云質粉砂巖、白云質泥巖、泥質白云巖等）和致密儲集層（粉細砂巖等），在頁巖層系內具有原地聚集、源儲一體與源儲緊鄰的地質特征，常規(guī)油氣開發(fā)技術難以開采，需要水平井多段壓裂改造后生產，已在新疆、大港、吐哈等油田利用直井、水平井體積壓裂關鍵技術，開展了成熟頁巖與白云質泥巖、泥質粉砂巖、凝灰?guī)r等過渡巖性互層段石油開發(fā)試驗技術攻關，多層系取得了新進展[3-9]。

2 中國陸相中高成熟度頁巖油地質條件的非均質性

中國陸相中新生代盆地經歷多旋回構造演化[18]，形成多期多類型陸相湖盆，湖盆經歷多期擴張-萎縮，也為陸相頁巖油規(guī)模發(fā)育提供場所。自二疊紀以來，陸相裂谷與坳陷湖盆擴張期形成了淡水、咸水、微咸水湖盆（見表1），為形成陸相多套富有機質頁巖和多物源沉積儲集層提供了有效場所。例如松遼盆地白堊系青山口組存在明顯的湖盆擴張-收縮旋回；青山口組一段（簡稱青一段）湖盆擴張期面積可達8.7×104km2，厚度大于40 m暗色泥巖分布面積可達5.1×104km2（見圖1），形成的優(yōu)質頁巖段TOC值平均為3.8%；青山口組三段（簡稱青三段）湖盆轉變?yōu)槲s期，面積僅為 3.5×104km2。

表1 中國中新生代陸相湖盆頁巖油源儲特征表

圖1 松遼盆地白堊系沉積相平面分布圖

研究表明，北美頁巖油主要發(fā)育于海相克拉通邊緣或前陸-坳陷寬緩斜坡區(qū)，分布穩(wěn)定；相比之下，中國陸相頁巖油則多發(fā)育于坳陷或斷陷盆地，地質條件總體復雜多樣，非均質特征明顯，體現(xiàn)在源巖的巖性和有機質豐度等非均質性強，儲集體類型多樣，源儲組合復雜等多個方面，進而決定了陸相頁巖油差異化的富集規(guī)律。

2.1 陸相中高成熟度頁巖油源巖的非均質性特征

北美海相頁巖油烴源巖普遍優(yōu)質，TOC值為5%～17%，平均值為 6%，Ro值主體為 0.6%～1.5%，平均值為1.2%，生烴潛力大。具有高有機質豐度、高熱演化程度的地質特點。巖性相對單一，以黑色泥頁巖為主。如威利斯頓盆地上泥盆統(tǒng)一下石炭統(tǒng)巴肯組上段和巴肯組下段兩套黑色紋層狀泥頁巖均形成于海相缺氧環(huán)境，TOC值高達10%～14%，氫指數(shù)最高為900 mg/g，生烴潛力巨大。德克薩斯州西部和新墨西哥州東南部的二疊盆地從寒武系到白堊系都有烴源巖和油氣發(fā)現(xiàn)，發(fā)育多套頁巖油層系。其中，二疊系沃夫坎組烴源巖有機質豐度較高，TOC值平均值為 3.25%，TOC值大于2%的烴源巖占總量的80%以上，具備優(yōu)越的生烴潛力[19-21]。

而中國陸相頁巖油烴源巖巖性、品質與微觀結構差異較大，巖性既有黑色頁巖、泥巖，也有白云質泥巖等（見圖2），TOC值為 0.6%～32.0%，Ro值為0.50%～1.67%，S1值為0.01～10.00 mg/g，S2值為0.06～10.00 mg/g，有機質、黏土以及其他礦物分布呈紋層結構、似層狀結構以及分散結構，烴源巖具有極強的非均質性。

圖2 中國陸相重點盆地頁巖油地層綜合柱狀圖

2.1.1 源巖巖性的多樣性特征

中國陸相頁巖油烴源巖巖性多樣，淡水湖盆如鄂爾多斯盆地長 7段[22-25]頁巖油源巖以泥頁巖為主，礦物包括長石、石英、黏土，以及少量的黃鐵礦、火山灰等，黏土含量可達 30%～50%，部分超過 50%，屬于陸源供給體系形成的巖性特征；而咸化湖盆頁巖油源巖主體為泥質白云巖、白云質泥巖、凝灰質泥巖等內源供給形成的巖性組合，具有黏土礦物含量低、碳酸鹽礦物含量偏高的特征。如準噶爾盆地東北緣三塘湖盆地，是疊合在古生代褶皺基底之上的晚古生代—中新生代疊合改造型陸內沉積盆地，二疊紀蘆草溝組沉積期湖盆面積大，湖水深度大，接受穩(wěn)定持續(xù)沉積時間長[26]，蘆草溝組泥頁巖形成于咸水湖盆[26-29]，源巖抽提物中伽馬蠟烷和胡蘿卜烷含量高，也指示其沉積環(huán)境為咸水湖泊環(huán)境（見圖3），普遍發(fā)育火山物質，巖性復雜多變，形成了以泥質白云巖、白云質泥巖、凝灰質泥巖、凝灰質粉砂巖等多種頻繁互層的混積巖石組合，其中白云石含量可達20%～40%，而黏土礦物含量普遍小于10%。淡水到微咸水湖盆如松遼盆地青山口組，巖性特征介于上述兩種沉積環(huán)境之間，主要發(fā)育長英質泥頁巖，夾少量粉砂質泥巖和介殼灰?guī)r。礦物成分以石英和黏土為主，長石和碳酸鹽礦物含量偏低。古龍凹陷青山口組泥頁巖中石英與黏土礦物含量合計可達60%～75%，而碳酸鹽礦物含量基本在10%上下[30-31]。

圖3 淡水與咸水湖盆源巖生物標志化合物圖

因此，總體來說，淡水湖盆頁巖油烴源巖以黏土質為主，黏土礦物含量高，長英質和碳酸鹽礦物含量偏低；而咸化湖盆長英質和白云巖組成的混積巖發(fā)育，黏土礦物含量低，脆性好，兩者的過渡類型烴源巖礦物組成也介于兩者之間，如黏土礦物和長英質含量各占三分之一左右。

2.1.2 源巖品質的差異性特征

以淡水環(huán)境為主的鄂爾多斯盆地長7段沉積期，泥頁巖生物標志物中伽馬蠟烷和胡蘿卜烷較低，烴源巖干酪根顯微組分以腐泥組為主（見圖4），體積占比達到65%，屬于Ⅰ—Ⅱ1型干酪根，有機碳含量為3%～32%，主體為 10%～15%，HI值為 300～600 mg/g，S1值為0.2～7.1 mg/g，S2值為0.3～46.1 mg/g，厚度范圍為20～100 m，生烴能力強，有機碳含量大于8%的優(yōu)質源巖面積為 1.41×104km2，大于 2.5%的面積可達 5.6×104km2。烴源巖熱演化程度主要為 0.7%～1.3%，最高熱解峰溫主要分布于440～460 ℃，處于生油窗階段；黑色頁巖平均生烴強度為 235.4×104t/km2，生烴量1 012.2×108t；暗色泥巖平均生烴強度 34.8×104t/km2，生烴量 216.4×108t，合計 1 228.6×108t。

圖4 淡水與咸水湖盆泥頁巖顯微組分特征

與鄂爾多斯盆地長 7段相比，三塘湖盆地二疊系蘆草溝組咸化湖盆烴源巖有機碳豐度為1.1%～13.4%，平均值為4.9%，Ro值為0.5～1.3%，HI值主要為600～800 mg/g，S1值為 0.01～3.00 mg/g，S2值為 0.06～110.00 mg/g，有機質中以藻類和小孢子體為主的腐泥組體積占比較高（見圖4），母質類型為Ⅰ—Ⅱ1，厚度為100～240 m，具有厚度大、品質好的地質特征。此外，松遼盆地青一段、青二段沉積期浮游藻類勃發(fā)，有機質以層狀藻類體為主，沉積環(huán)境以厭氧—缺氧為主，有機質類型主要為Ⅰ型，TOC值平均為 1.8%～4.5%，HI值可達 600～800 mg/g，生油潛力大。青一段下部頁巖S1值最高，一般大于8 mg/g，其次為青一段上部及青二段頁巖，一般大于6 mg/g，是大慶古龍頁巖油非常優(yōu)質的烴源巖[32]。

總的來說，處于淡水環(huán)境的烴源巖如鄂爾多斯盆地長 7段具有厚度大、分布面積廣、有機質豐度高和生油潛力大的特點，同時蘊含了豐富的頁巖油資源潛力。而處于咸水環(huán)境的烴源巖如吉木薩爾凹陷，雖然有機質豐度不如淡水環(huán)境高，但有機質類型好，氫指數(shù)高，同樣具有較強的生油潛力和頁巖油資源潛力。

2.1.3 源巖微觀結構的復雜特征

與海相相對單一的富有機質頁巖微觀結構相比，中國陸相湖盆沉積類型復雜，沉積水動力環(huán)境變遷較快，形成的富有機質烴源巖微觀結構更為復雜，呈現(xiàn)塊狀、似紋層和紋層狀分布的微觀結構特征（見表2）。其中，具有塊狀結構的泥質源巖紋層不發(fā)育，碎屑礦物含量高，有機碳含量普遍偏低，多小于2%；具豐富的水平紋層結構的烴源巖，有機碳含量多大于5%，有機質與黏土含量高，藻類、黃鐵礦多見。而紋層不規(guī)則且發(fā)育密度較低的似紋層結構的烴源巖則介于前兩者之間，可見無機礦物、有機質、黏土呈紋層結構，但有機質紋層相對較少，有機碳含量多為 2%～5%。對于不同沉積環(huán)境的烴源巖，紋層密度和組合類型也存在差異；其中淡水湖盆受陸源供給影響明顯，頁巖中富含黏土和有機質的暗色紋層較為發(fā)育，紋層密度大，紋層間隔距離平均為0.01～0.50 mm，多屬于極薄紋層；而偏咸化水體湖盆受內源化學沉積作用影響明顯，如吉木薩爾凹陷蘆草溝組和酒泉盆地白堊系頁巖中灰質或白云質紋層更為發(fā)育，紋層密度小于淡水湖盆，紋層間隔距離多為0.5～2.0 mm。微咸水湖盆如松遼盆地青山口組，頁巖中黏土紋層也較為發(fā)育，并有少量的介殼紋層，紋層密度中等，紋層間隔距離主要為0.2～2.0 mm，介于咸水和淡水湖盆之間。總之，烴源巖微觀結構中有機質紋層越發(fā)育，有機碳含量普遍越高，也反映了相對寧靜的還原沉積環(huán)境。

表2 不同陸相湖盆頁巖油烴源巖微觀結構

2.2 陸相中高成熟度頁巖油儲集層的非均質特征

北美頁巖油以海相細砂巖、白云質粉砂巖和白云巖為主，巖性相對單一，孔隙度則普遍大于6%，而中國頁巖油主要賦存于泥頁巖、泥質粉砂巖、粉細砂巖、白云質泥巖、砂屑白云巖和白云巖等多種類型巖石中，巖性復雜且頻繁互層，儲集性能總體致密，孔隙度偏低，孔喉變化大，儲集物性非均質性強（見表1）。

2.2.1 儲集層巖性的多樣性

根據(jù)中國陸相湖盆儲集巖石成因特征，可將儲集體分為以陸源供給為主和內源（含火山供給）供給為主的兩類（見表3），發(fā)育泥質巖、過渡巖性和致密儲集層3類有效儲集層，為頁巖油聚集提供了多種儲集空間。

表3 中國陸相頁巖油儲集層特征表

陸源供給為主的頁巖油儲集體沉積構造背景以穩(wěn)定的大型坳陷湖盆為主，湖盆快速沉降與周緣多期構造活動，形成了多物源三角洲—半深湖陸源沉積體系，為形成大面積頁巖油區(qū)提供了豐富多樣的儲集體類型，涵蓋了淺湖—半深湖泥頁巖、前三角洲泥質粉砂巖或粉砂質泥巖、三角洲前緣粉砂巖等，如鄂爾多斯盆地長7段和松遼盆地青一段（見表3）。巖性多為粉砂巖、泥質粉砂巖和泥頁巖為主，可分為砂泥互層型和泥頁巖夾薄層砂巖型。而內源（含火山沉積物）供給型頁巖油儲集層多位于半咸水—咸水斷陷湖盆，發(fā)育于半深湖—深湖區(qū)，包括了淺湖臺地相灰?guī)r、白云巖及半深湖—深湖混積巖、凝灰?guī)r和濁積巖等儲集體（見圖5）。其中以長英質和白云質較為發(fā)育的混積巖型主要分布在準噶爾盆地和三塘湖盆地的蘆草溝組及渤海灣盆地古近系孔店組。以碳酸鹽巖為主的儲集體主要分布在渤海灣盆地部分凹陷的古近系沙河街組和孔店組。

圖5 中國陸相頁巖油發(fā)育的主要儲集層巖石類型

2.2.2 儲集層物性的差異性

陸源供給型頁巖油儲集層多發(fā)育于三角洲前緣—半深湖區(qū)，由于陸源碎屑供應充分，源巖內部存在優(yōu)質的砂質碎屑流、重力流砂體、水下分流河道等砂體類型，儲集物性最佳，如鄂爾多斯盆地長 7段隴東地區(qū)砂質碎屑流砂體孔隙度平均為8.50%，基質滲透率為0.10×10-3μm2，孔喉直徑為 0.07～0.32 μm，陜北地區(qū)長 7段三角洲前緣相帶發(fā)育的粉砂巖儲集層儲集性能次之，滲透率多為0.08×10-3μm2，基質孔隙度為5%～8%，孔喉直徑為0.08～0.50 um，可動流體飽和度較高，為 25%～50%；前三角洲、濱淺湖沉積環(huán)境發(fā)育的泥質粉砂巖、粉砂質泥巖儲集性能較差，滲透率小于0.03×10-3μm2，基質孔隙度低于5%，中值孔隙半徑小于0.05 μm，可動流體飽和度小于25%；隴東地區(qū)半深湖—深湖區(qū)的泥質巖滲透率主體為0.003×10-3μm2，基質孔隙度為0.50%～4.00%，黑色頁巖和暗色泥巖孔隙半徑眾數(shù)分別為88，150 nm[8]。松遼盆地英臺地區(qū)白堊系青山口組深湖相沉積巖相類型多樣，黑色泥頁巖內發(fā)育砂質塊體搬運體、重力流砂體、濁積巖、底流砂等沉積砂體，呈互層分布；單個重力流沉積體面積為0.2～15.0 km2不等，累計面積為161 km2；英47井青一段重力流砂體形成的源內頁巖油，油浸砂巖6.6 m，試油5.34 t/d，勘探效果好。

內源（含火山沉積物）供給型頁巖油儲集層以碳酸鹽巖儲集體為主，發(fā)育在寬緩斜坡和水下隆起區(qū)，準噶爾盆地和三塘湖盆地蘆草溝組混積巖儲集層發(fā)育在半深湖斜坡區(qū)，孔隙度為 4%～14%，滲透率為（0.01～1.00）×10-3μm2，喉道半徑為 0.01～1.00 μm，具有較好的儲集性能。滄東凹陷孔二段混積巖也是發(fā)育在半深湖—深湖區(qū)，頁巖中碳酸鹽礦物含量為10.0%～58.0%，平均值為32.6%，孔隙度為2%～5%，密集發(fā)育納米級晶間孔、有機質孔和微裂縫，孔喉直徑一般為450～1 500 nm[33]，儲集性能優(yōu)越。

2.3 陸相中高成熟度頁巖油源儲組合的復雜性

中國陸相盆地經歷了多期次、多旋回的復雜構造演化[18]，在陸源、內源以及火山作用多類型物源供給下形成了復雜的源儲組合，賦存豐富的液態(tài)石油以及尚未轉化的各類有機物，屬于典型的源內資源。

除過純頁巖原位滯留的頁巖油之外，按照源儲接觸關系不同，頁巖油發(fā)育兩類源儲組合，第 1類是源儲界線不明顯，頻繁互層、生烴與儲集能力相近的源儲一體型頁巖油。該類頁巖油以泥頁巖和與之間互的泥質白云巖、致密碳酸鹽巖為主，巖性復雜多樣，單層厚度薄、紋層發(fā)育，垂向頻繁互層，多種巖性都具有一定的生烴與成儲能力，存在多個甜點段。但相比而言，泥頁巖有機質豐度更佳，生烴能力更強，決定了頁巖油的分布范圍。泥質白云巖、致密碳酸鹽巖、粉細砂巖等儲集性能更優(yōu)，決定了頁巖油甜點段的富集程度。這類頁巖油主要以吉木薩爾凹陷蘆草溝組和渤海灣盆地孔店組為典型代表。渤海灣斷陷盆地滄東凹陷孔二段400 m厚度左右的高阻細粒沉積段識別出21個小層，白云巖類、細粒長英沉積巖、細粒混合沉積巖3大巖類互層頻繁，垂向上甜點發(fā)育，源儲一體、整體含油，縱向上分為7個優(yōu)質甜點體[5]。第2類是頁巖層系內源儲緊鄰型頁巖油，在坳陷湖盆中源巖與儲集層緊鄰、源儲界線明顯，無生烴能力的粉細砂巖、碳酸鹽巖等致密儲集層夾于大套泥頁巖之間，有利甜點受供烴條件的控制，有效烴源巖和有利儲集層的縱向疊置是富集的關鍵因素。如鄂爾多斯盆地長71亞段、長72亞段的粉細砂巖、松遼盆地青一段致密砂巖和柴達木盆地新近系下部，泥頁巖和粉細砂巖縱向疊置，局部存在一定的薄互層，但總體源儲界限較清晰。

3 陸相中高成熟度頁巖油差異化的富集特征

3.1 陸相中高成熟度頁巖油烴源巖排烴的差異性

傳統(tǒng)石油地質學多關注烴源巖達到成熟生烴門限之后，由烴源巖向附近儲集層運移，而在烴源巖層系內部的運移特征研究較少。本文研究發(fā)現(xiàn)，陸相中高成熟度頁巖油的烴源巖在頁巖層系內部發(fā)生了顯著的排烴作用，其中富有機質頁巖是主要的排烴主體，而與之鄰近的貧有機質泥頁巖、粉砂巖和混積巖則是接受烴類運移的主體，縱向上具有較大的差異性。另外，不同沉積環(huán)境形成的烴源巖的排烴效率存在差異，不同結構和紋層發(fā)育特征的泥頁巖排烴效率也存在差異。利用物質平衡原理定量評價烴源巖成熟過程中的生烴、排烴和滯烴量，明確源巖層系統(tǒng)滯留烴類的運移特征[34-38]。通過文獻中的關于排烴效率計算公式可得[39]，鄂爾多斯盆地長 7段典型鉆井泥頁巖的排烴效率平均為34%（見圖6）。咸化湖相烴源巖（三塘湖盆地蘆草溝組）單井評價平均排烴效率更高，約為40%～50%。經典的排烴效率計算一般把烴源巖當作一個整體，衡量其整體排出烴類的程度[40]，本文的計算結果為每一個深度段樣品成熟過程中向圍巖發(fā)生的排烴作用，更多反映的是源巖液態(tài)烴運移的排烴作用。這種研究方法對于研究非均質性極強的烴源巖更為有效。可以看到，粉砂質/砂質成分較高、TOC值較低的泥巖，不但沒有發(fā)生排烴作用反而作為儲集層進行蓄烴，因此排烴效率為負值。發(fā)生儲烴作用的層段一般分布在物性較高、砂質含量較高的層段，類似常規(guī)儲集層。排烴作用較高的層段主要發(fā)生在TOC值較高、紋層發(fā)育的樣品，源巖TOC值越高，黏土礦物含量越低，排烴效率更高。

圖6 鄂爾多斯盆地長7段單井地球化學剖面

3.2 中高熟頁巖油在頁巖層系內部運移的差異性

陸相中高成熟度烴源巖不僅向源巖層系內的致密儲集層排烴，也在源巖自身滯留。其中，高豐度有機質泥頁巖是發(fā)生源內運聚的關鍵要素，有機質豐度含量偏低的泥質粉砂紋層、粉砂巖、泥質白云巖、細砂巖和白云質粉砂巖等均是富集的甜點。鄂爾多斯盆地G135井長73亞段為源儲一體型頁巖油，以高有機質豐度的泥頁巖為主，TOC值可達17%，長71亞段和長72亞段以泥頁巖內夾粉細砂巖、泥質粉砂巖為主，為源儲互層型頁巖油。根據(jù)地層色層效應[41]，飽和烴和芳香烴在源內的可移動性高于極性組分，長73亞段滯留烴中極性組分含量最高、飽和烴和芳香烴含量最低，而長 71亞段和長 72亞段滯留烴的組分含量則恰恰相反，表明有機質豐度更高的長 73亞段生成的烴類物質向有機質含量并不很高的長71亞段和長72亞段內發(fā)生排烴和運移作用。同時長 73亞段平均有機碳含量為8.32%，游離烴值平均值為3.81 mg/g，長71亞段和長72亞段有機質豐度平均分別為2.62%和4.61%的，游離烴平均值為2.21 mg/g和3.19 mg/g。高有機質豐度的長73亞段與低有機質豐度的長72亞段和長71亞段游離烴含量相當或更低，也表明了高豐度有機質是發(fā)生源內排烴的主體，有機質豐度含量偏低的泥質粉砂紋層、粉砂巖、泥質白云巖、細砂巖、白云質粉砂巖等均是富集的甜點。

Jarvie提出可以利用含油飽和度指標（OSI）作為評價指標初步篩選頁巖油潛在甜點段。當OSI值超過100 mg/g時，泥頁巖內滯留烴含量將可能突破有機質復雜網絡結構對烴類的吸附上限而被有效開發(fā)[42]?？梢钥吹?，在深度為1 740～1 755 m以及1 780～1 795 m層段泥巖的OSI值超過100 mg/g，說明低有機質豐度的泥質粉砂紋層、粉砂巖、泥質白云巖、細砂巖和白云質粉砂巖具有更高的可動性和較好開發(fā)潛力，可以作為勘探主力目標層。

3.3 陸相頁巖油差異化排烴和運移對頁巖油富集的控制作用

前已述及，從源儲配置角度考慮，中國陸相頁巖油包括源儲一體型（純泥巖和混積巖）和源儲緊鄰型兩種類型。對于源儲一體型的頁巖油，源內滯留是其頁巖油的主要富集方式。而對于源儲緊鄰型頁巖油，其資源儲量包括兩方面：源內滯留的液態(tài)烴與發(fā)生了近距離運移、聚集到源巖相鄰的粉砂/砂層中的液態(tài)烴。由于地層色層作用，發(fā)生了近距離運移的液態(tài)烴油品往往更優(yōu)，對于中高成熟度頁巖油來說更具高效開發(fā)潛力。

因此，源巖液態(tài)烴排到近源儲集層的效率越高，越有利于頁巖油的富集。上述研究表明，紋層越發(fā)育的烴源巖，其烴類生成及運移的效率越高。發(fā)育水平紋層的泥頁巖由于有機質富集，生烴潛力往往優(yōu)于塊狀源巖（見表2）。同時，有機質紋層可以作為液態(tài)烴運移聚集的有效通道。由于紋層狀細粒巖特殊的礦物組成及沉積結構，其往往發(fā)育多種類型的儲集空間。另外，紋層通常是礦物成分突變和沉積轉換面，也是巖石力學上的薄弱面；因此，紋層是提高泥頁巖可壓裂性的重要因素，控制著頁巖壓裂過程中的裂縫擴展方式[43]。紋層發(fā)育的富有機質頁巖是理想的頁巖油勘探領域[44]。

此外，源巖成熟度是控制頁巖油富集另一重要因素，當Ro值為0.8～1.1%時，頁巖層系中滯留烴量大。美國已經投入規(guī)模商業(yè)開發(fā)的頁巖油區(qū)帶大多處于中—高成熟階段的生烴凹陷區(qū)。威利斯頓盆地巴肯組頁巖Ro值主體為0.6%～1.1%，二疊盆地多套烴源巖目前處于生油階段。對于中國陸相頁巖油而言，咸化湖盆的烴源巖在Ro值為0.9%時烴指數(shù)最大，可達557 mg/g，而淡水湖盆湖盆在Ro值為 0.8%時，烴指數(shù)最大可達201 mg/g。

總之，對于中高成熟度頁巖油，源巖有機質豐度高、滯留烴量大，有利于發(fā)育源內甜點段（見圖7）。淡水湖盆烴源巖的TOC＞2.5%時，頁巖滯留烴含量高，是源內甜點有利區(qū)；TOC值為0.5%～2.5%的烴源巖次之。咸化湖盆烴源巖中，TOC值為2%～10%的凝灰質泥巖與泥晶白云巖等，滯留烴含量高，是源內甜點有利區(qū)。

圖7 淡水、咸化湖盆烴源巖TOC-S1關系圖

3.4 陸相頁巖油富集成藏過程的差異化特征

陸相頁巖油發(fā)育在湖盆中心及其周緣地區(qū)，主體賦存于泥頁巖、粉細砂巖、白云質巖、碳酸鹽巖、凝灰?guī)r等細粒沉積物或過渡巖性。其中生烴能力較強的泥頁巖、泥質白云巖等烴源巖與儲集能力相對較好的粉細砂巖、碳酸鹽巖、凝灰?guī)r等組成有利源儲系統(tǒng)，烴類運聚不僅受到源儲特征的控制，也受到源儲匹配的影響。

從源巖微觀結構看，富有機質源巖紋層相對發(fā)育，有機質與無機礦物顆?；影l(fā)育，導致了滲透率各向異性明顯。鄂爾多斯盆地長73亞段紋層狀粉砂質泥巖在不同有效應力下，水平滲透率為（0.000 090～0.000 250）×10-3μm2；垂直方向滲透率為（0.000 05～0.000 10）×10-3μm2（見圖8a），順層理啟動壓力梯度約 2.16 MPa/cm，而垂直層理則高至8.74 MPa/cm（見圖8b）。富有機質源巖生成液態(tài)烴，易于沿成巖紋層、層理等水平方向運移，在局部高角度斷裂或相對粗粒巖性成為烴類垂向運移的通道；從宏觀源儲巖相看，烴類自高生烴能力泥頁巖類沿水平層理運聚，富集于儲集物性較好的粉細砂巖、碳酸鹽巖、凝灰?guī)r等巖性。不同源儲組合的復雜性決定了成藏機制與富集規(guī)律的差異性，體現(xiàn)出頁巖油源內與近源運聚機理特征。

圖8 鄂爾多斯盆地長7段紋層狀粉砂質泥巖滲透率各向異性特征

4 陸相中高成熟度頁巖油未來勘探潛力

從中國陸相頁巖油資源的分布看，陸上大型坳陷型及斷陷型湖盆是頁巖油資源的主體，其中鄂爾多斯、松遼、準噶爾、渤海灣等盆地頁巖油資源豐富，賦存大量滯留液態(tài)烴，是中國未來中高熟頁巖油重要勘探對象[45-47]。

陸相泥頁巖生排滯物理模擬實驗表明，當泥頁巖熱演化成熟度大于1.0%，頁巖中可轉化有機質大量轉化為油氣，且頁巖層系中滯留石油比例相對較高，約為20%～40%；未轉化有機質占比20%～40%，滯留烴賦存于有機微孔、裂縫或溶蝕微孔隙，具有氣油比高、流動性好，是頁巖油勘探開發(fā)的現(xiàn)實資源。

目前鄂爾多斯、準噶爾、渤海灣等盆地中高成熟度頁巖油勘探開發(fā)效果良好，已提交探明儲量12 655×104t，采用水平井體積壓裂技術開發(fā)，新建產能 216×104t。其中過渡巖性頁巖油在縱向上表現(xiàn)為頁巖與碳酸鹽巖、泥巖、粉砂巖、凝灰?guī)r、混積巖等呈交互分布，發(fā)育多套甜點段，儲集層物性較好，含油飽和度較高，滯留烴富集程度高，在多個盆地獲得勘探發(fā)現(xiàn)。渤海灣盆地滄東凹陷孔二段白云質泥巖油資源規(guī)模 8.24×108t，15口井獲工業(yè)油流；準噶爾盆地吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油井控資源 11.12×108t，探明儲量 2 546×104t，展示出良好勘探前景，將成為規(guī)模建產的重點領域。

5 結論

中國陸相中高成熟度頁巖油是指頁巖層系中的烴源巖已進入生油窗且生成大量液態(tài)烴，對應鏡質體反射率大于0.7%，多數(shù)在0.9%以上，賦存于陸相頁巖層系內生油巖自身和致密儲集層的石油資源。

中國陸相中高成熟度頁巖油地質條件的非均質性表現(xiàn)為不同盆地不同層系烴源巖和儲集體差異化發(fā)育和分布的非均質性。源巖沉積水體環(huán)境可分為淡水、咸水和微咸水，淡水環(huán)境發(fā)育的烴源巖多為黏土質，其中黏土礦物和有機質含量高。咸水環(huán)境發(fā)育的烴源巖多為混積巖，白云質等碳酸鹽礦物含量高。此外烴源巖在結構、巖相、生烴潛力等方面也存在較大差異性。儲集體分為以陸源供給為主和內源供給為主的兩類，發(fā)育泥頁巖、過渡巖性、致密儲集層3類有效儲集層，在物性和源儲組合類型也存在較大的差異性。

源巖的非均質性控制了生排烴的差異化，儲集類型的多樣性決定了儲集性能的差異化和源儲匹配的復雜性，最終決定了富集規(guī)律的差異化。其中，優(yōu)質源巖生排烴能力影響頁巖油富集程度，淡水烴源巖TOC＞2.5%時，滯留烴含量高，是源內甜點，咸化烴源巖TOC值為2%～10%時，以凝灰質泥巖與泥晶白云巖為主，滯留量高，屬源內甜點。

中國中高成熟度頁巖油已提交探明儲量 12 655×104t，勘探前景廣闊，其中過渡性頁巖油的巖性在縱向上表現(xiàn)為頁巖與碳酸鹽巖、泥巖、粉砂巖、凝灰?guī)r、混積巖等呈交互分布，發(fā)育多套甜點段，儲集層物性較好，含油飽和度較高，滯留烴富集程度高，在多個盆地獲得勘探發(fā)現(xiàn)，如滄東凹陷孔二段、吉木薩爾凹陷蘆草溝組，將與純頁巖油成為未來頁巖油勘探的重點領域。符號注釋：

HI——氫指數(shù)，mg/g；OSI——含油飽和度指標，mg/g；S1——游離烴含量，mg/g；S2——熱解烴含量，mg/g；Tmax——最高熱解溫度，℃。