鄂爾多斯盆地中部三疊系延長組7段湖相頁巖油勘探潛力

范柏江，晉 月，師 良，李亞婷,陳瑋常

(1.延安大學 石油工程與環境工程學院，陜西 延安 716000；2.集寧師范學院 地理科學與規劃學院，內蒙古 烏蘭察布 012000)

鄂爾多斯盆地中生界為陸相沉積，其三疊系延長組則經歷了古湖泊形成、發育、消亡的完整地質演化過程。其中，延長組7段(長7段)發育優質的湖相頁巖[1-2]。近年來，長慶油田在長7段已探明頁巖油儲量超10×108t。然而，研究區的前期開發表明，單井的頁巖油產量變化大，頁巖油穩產效果較差。除考慮粘土礦物含量高、塑性強，壓裂改造效果不理想等工程因素外，頁巖油勘探潛力的評價不足也是值得重新審視的問題。

研究區位于延安西部、甘泉北部地區，該區發育淺湖-半深湖相沉積(圖1)[3]。但是，目前尚沒有對該類地區的頁巖油勘探目標進行深入的剖析。為了探索淺湖-半深湖相頁巖油的勘探目標，在綜合地質測試與分析的基礎上，開展了頁巖油資源潛力的剖析，最終指明具體勘探目標。

1 湖相頁巖發育特征

受淺湖-半深湖相沉積背景控制，研究區頁巖表現為兩大特征：①頁巖的厚度薄，厚度普遍為2～10 m；②頁巖不純，頁巖普遍含有砂質紋層甚至薄層砂巖[4-6]。為了便于進行地化特征的對比，可將研究區長7段頁巖的巖石類型劃分為頁巖和砂質紋層頁巖兩種類型[7]。頁巖代表研究區內巖石類型單一，碎屑顆粒相對均勻的“純頁巖”。砂質紋層頁巖則是“純頁巖”與“砂質薄層”的組合體。“砂質紋層頁巖”概念的提出在于，砂質薄層的厚度極小(多數為毫米級)，難以按照純泥/頁巖或純砂巖進行表征，因此將該類巖石定義為砂質紋層頁巖。研究區頁巖呈現如下特征：①顏色大多呈深色(以黑色、深灰色為主)，斷面大多有光澤且相對整齊(圖2a,b)；②發育水平層理(圖2g)；③常可見動、植物遺跡保存(圖2f)。研究區砂質紋層頁巖呈現如下特征：①泥/頁巖和砂巖層的厚度薄，大多數的厚度在毫米級(少數可達到厘米級)(圖2c—e，h)；②泥/頁巖和砂巖層構成“交互組合”結構(圖2i)；③砂質紋層頁巖的顏色淺于頁巖，但深于研究區的致密砂巖。無論頁巖還是砂質紋層頁巖，均可以發育微裂縫(圖2j—l)。

針對YCYV1112井的礦物組分統計表明，砂質紋層頁巖中，石英平均含量36%，長石平均含量35%；粘土礦物平均含量27%；頁巖中，石英平均含量31%；長石平均含量24%；粘土礦物平均含量42%[7]。由于砂質紋層頁巖含有砂質層，其礦物成分中的脆性礦物往往更多，因而砂質紋層頁巖的巖石力學性質可能與頁巖存在差異[8]。由于顆粒組分及組成的差異，砂質紋層頁巖與頁巖的孔滲性存在差異[9]。從脈沖衰減實驗的測試結果來看，砂質紋層頁巖的孔隙度和滲透率相對較大。從巖心上看，砂質紋層頁巖可以沿層理面發育層理縫，但頁巖的層理縫更發育，也更易破碎。考慮到實驗測試中對樣品的選取會將層理縫發育的樣品進行剔除。因此，頁巖的整體孔滲性與砂質紋層頁巖的整體孔滲性還難以進行直接對比。但可以推測的是，頁巖層理縫不發育的地區，砂質紋層頁巖的孔滲性較好，這在基于脈沖衰減法的孔滲測試中已經得到證實(表1)。頁巖層理縫發育的地區，頁巖的孔滲性有可能會更好(圖2g)。

圖1 鄂爾多斯盆地中部研究區位置示意圖(a)、長7段沉積特征(b)和地層發育特征(c)Fig.1 Location of the study area (a),sedimentary facies (b) and stratigraphic column (c) of the Chang 7 Member in the study area,central Ordos Basin

圖2 鄂爾多斯盆地中部長7段頁巖巖心特征Fig.2 Characteristics of cores from Chang 7 Member shale,central Ordos Basina.黑色頁巖,頁巖斷面光滑且有凹凸狀印模,G314井,埋深1 810.40 m,巖心照片,b.黑色頁巖,頁巖斷面光滑且含有大量魚鱗,Q100井,埋深1 383.07 m,巖心照片;c.砂質紋層頁巖,D199井,埋深1 365.19 m,巖心照片;d.砂質紋層頁巖,YCCV1245井,埋深1 564.10 m,巖心照片;e.灰色砂質紋層頁巖,YCCV1252井,埋深1 388.40 m,巖心照片;f.黑色頁巖,可見孢子體,YCCV1245井,埋深1 555.60 m,單偏光鑄體薄片;g.黑色以及深灰色頁巖,S3114井,埋深1 141.07～1 147.73 m,巖心照片;h.砂質紋層頁巖滲油,W336井,埋深1 955.62 m,巖心照片;i.砂質紋層頁巖,粗粒組分與細粒組分交互發育,YCYV1112井,埋深1 357.96 m,單偏光鑄體薄片;j.含砂質紋層頁巖,D214井,埋深1 175.21 m,單偏光鑄體薄片;k.砂質紋層頁巖,可見微裂縫發育,YCYV1113井,埋深2 487.30 m,單偏光鑄體薄片;l.砂質紋層頁巖,可見裂縫被瀝青質充 填,YCCY1220井,埋深1 117.50 m,熒光薄片

表1 鄂爾多斯盆地中部長7段不同頁巖物性對比Table 1 Porosity and permeability comparison of different shale samples from the Chang 7 Member,central Ordos Basin

2 有機地化特征

2.1 有機質豐度

研究區42個樣品，總有機碳含量(TOC)的數值范圍為0.65%～10.81%，平均數值3.30%；砂質紋層頁巖的TOC范圍為0.65%～5.17%，平均數值2.31%；頁巖TOC數值范圍為0.90%～10.81%，平均數值4.12%。根據低成熟-成熟陸相烴源巖的評價標準[10]，研究區頁巖與砂質紋層頁巖在有機質豐度上都達到好烴源巖標準。對比而言，頁巖與砂質紋層頁巖的TOC數值分布存在較大差異，頁巖樣品的TOC數值普遍較高。從TOC的數值范圍對比可見，砂質紋層頁巖的TOC主要小于2%，其TOC小于2%的樣品占樣品總數的47.37%；頁巖的TOC主要大于2%，其TOC大于3%的樣品占據樣品總數的52.17%(圖3)。由此可見，砂質紋層頁巖的有機質豐度稍低于頁巖，主要原因是其高有機質豐度的樣品較少。

2.2 有機質類型與成熟度

氫指數(HI)與最高熱解溫度(Tmax)是體現烴源巖地球化學特征的指標，也是判別有機質類型的有效指標[11-12]。從研究區樣品的統計看，Tmax的數值范圍較小，主要分布于440～460 ℃，而HI的數值范圍極大。研究區HI分布于36.87～576.98 mg/g，平均數值255.65 mg/g。從頁巖與砂質紋層頁巖的對比看，頁巖的HI相對較高，頁巖HI的數值范圍為37.27～555.37 mg/g，平均數值297.26 mg/g；砂質紋層頁巖HI的數值范圍為36.87～576.98 mg/g，平均數值225.28 mg/g。在烴源巖的類型識別圖版上，頁巖樣品以Ⅰ型有機質占主體，Ⅱ1型有機質較少，僅存在極少Ⅱ2型有機質與Ⅲ型有機質；砂質紋層頁巖則以Ⅰ型、Ⅱ1型、Ⅱ2型以及Ⅲ型有機質混合分布(圖4)。由上述對比可見，研究區頁巖的HI較高，其主要由偏腐泥型的有機質構成，而砂質紋層頁巖可以由腐泥型、腐殖型以及混合型有機質構成。

圖3 鄂爾多斯盆地中部長7段砂質紋層頁巖與頁巖的TOC分布對比Fig.3 TOCs of shale interbeded with sandy lamina and pure shale from the Chang 7 Member,central Ordos Basin

對于過成熟階段的烴源巖，Tmax數值可能出現異常，由此導致不能有效判斷熱成熟度；對于進入低成熟以及成熟階段的烴源巖，Tmax是判斷其成熟度的常用指標[11]。研究區頁巖和砂質紋層頁巖，其Tmax的數值范圍較小，主要分布在440～460 ℃(圖4)。一般認為Tmax<435 ℃為未成熟，435 ℃≤Tmax≤450 ℃為低成熟，450 ℃

圖4 鄂爾多斯盆地中部長7段砂質紋層頁巖與頁巖的有機質類型對比Fig.4 Organic matter types in shale interbeded with sandy laminas and pure shale from the Chang 7 Member,central Ordos Basin

3 生、排烴能力差異

3.1 生烴能力差異

烴源巖有機質豐度越高，其生烴能力往往越強。因此，TOC與巖石熱解參數(游離烴含量S1,裂解烴含量S2)往往表現出正相關關系[7]。頁巖和砂質紋層頁巖，TOC與S2以及S1+S2都表現出正相關性。從熱演化背景看，鄂爾多斯盆地延長組的熱演化程度在低成熟-成熟階段，烴源巖內尚有大量的有機物質沒有發生烴類轉化，熱解參數中的S2普遍大于S1，由此使得S1+S2與S2具有相似的變化趨勢(圖5)。無論是頁巖還是砂質紋層頁巖，研究區樣品的TOC與S1都沒有明顯的正相關關系。從樣品的采取以及實驗過程來看，在鉆井鉆達目的層時，由于地層溫度和壓力的改變，烴源巖中的部分輕烴開始散失；在取心至地表的過程、樣品切割采取過程中、樣品的運輸制備及處理過程中，部分輕烴還會繼續散失。由此可見，實驗獲得的S1可能尚不能有效表達烴源巖在地質歷史時期生成的烴類。其次，頁巖類烴源巖中發育大量的微孔隙及微裂縫，油氣可能發生了排運過程。

圖5 鄂爾多斯盆地中部長7段砂質紋層頁巖與頁巖的生烴能力對比Fig.5 Comparison of hydrocarbon generation copacity from shale interbeded with sandy lamina and pure shale in the Chang 7 Member,central Ordos Basina. S1與TOC關系；b. S2與TOC關系；c. S1+S2與TOC關系

盡管如此，熱解參數S1仍然可以用來近似判斷其生烴量。從頁巖與砂質紋層頁巖對比上分析，頁巖S1的數值分布為0.37～8.80 mg/g，平均數值3.55 mg/g；砂質紋層頁巖S1的數值分布為0.50～5.68 mg/g，平均數值2.94 mg/g，砂質紋層頁巖的S1數值略微偏低。頁巖S2的數值分布為0.82～28.65 mg/g，平均數值8.57 mg/g；砂質紋層頁巖S1的數值分布為0.70～16.04 mg/g，平均數值5.04 mg/g，砂質紋層頁巖的S2數值略微偏低。由上述對比可見，砂質紋層頁巖內部的游離烴以及熱解烴含量均要低于頁巖，砂質紋層頁巖的生烴能力極有可能弱于頁巖。

3.2 排烴能力差異

鄂爾多斯盆地長7段烴源巖是主力烴源巖，它為非常規油氣資源和常規油氣資源提供了烴類來源[16]。前人研究認為，長7段頁巖的排烴效率高，最大排烴效率可超過60%[17-18]。頁巖內部的微孔隙和微裂縫分布不均勻，在相對發育部位，游離烴經排烴作用而容易聚集，因此S1代表的是烴類發生運移的結果。在進行游離烴表征過程中，孔隙與微裂縫的影響不能忽視。在表征過程中，可以采用S1/(S1+S2)來近似代表烴源巖的生烴能力。

烴源巖在排烴過程中，普遍存在地質色層效應，即不同烴類組分由于排烴能力不一致而出現的分異現象[7，19]。基于此，對頁巖以及砂質紋層頁巖的烴類組分開展了綜合對比，具體對比指標包括飽和烴組分(SAT)、芳香烴組分(ARO)、非烴和瀝青質組分(NSO+Asph)含量。選擇上述對比指標的主要原因是非烴和瀝青質組分的分子結構較大，在排烴動力較弱時它們非常難以運移，進而使得該類組分容易滯留于烴源巖內部。從統計結果上看，無論是頁巖還是砂質紋層頁巖，巖石內部烴類的SAT含量隨S1/(S1+S2)的增大而增大，巖石內部烴類的NSO+Asph含量隨S1/(S1+S2)的增大而降低；ARO含量與S1/(S1+S2)的相關性不明顯(圖6)。上述變化表明排烴能力越弱、排烴強度越小時，只有少數飽和烴排出，導致烴源巖內部的非烴及瀝青質的含量較高；排烴能力越強、排烴強度越大時，可以有大量非烴及瀝青質排出，導致烴源巖內部的非烴及瀝青質組分含量降低。

其次，從頁巖和砂質紋層頁巖的對比上看，頁巖的烴類組分含量數值變化相對較小，SAT集中分布于45.00%～65.00%，NSO+Asph集中分布于20.00%～40.00%；砂質紋層頁巖的烴類組分含量數值變化相對較大，SAT和ARO都不存在明顯的集中分布區間。由此可見，頁巖與砂質紋層頁巖的烴類組分含量沒有明顯的差異。究其原因，可能與排烴作用有關。頁巖與砂質紋層頁巖都能發生大量排烴過程，但砂質紋層頁巖由于巖石性質的不均一導致其地質色層效應更加明顯，最終導致組分含量差異變化更大。

4 頁巖油潛力特征

4.1 頁巖油含量

研究區頁巖油為揮發性強的輕質油(相對密度低于0.8)。在取心過程中，頁巖的層理面、砂質紋層頁巖的紋層面常可見滲油現象(圖2g—h)。可以推斷，實驗室測量獲得的游離烴含量或者抽提物含量要小于其真實的烴含量。由于游離烴比抽提物含有更多的輕質烴組分，研究者普遍采用游離烴的含量來近似代表頁巖中的頁巖油含量。因此，對于散失烴的定量計算是確定頁巖油含量的關鍵。諶卓恒等學者提出了相關的經驗計算公式，主張利用地表條件頁巖油密度、儲層條件頁巖油油密度、最大熱解溫度等參數進行散失烴的恢復[20]。在該公式中，關鍵參數為損失烴量和地層體積系數[20]。

圖6 鄂爾多斯盆地中部長7段砂質紋層頁巖與頁巖的排烴能力對比Fig.6 Comparison of hydrocarbon expulsion copacity from shale interbeded with sandy lamina and pure shale in the Chang 7 Member,central Ordos Basina. SAT含量與S1/(S1+S2)關系；b. ARO含量與S1/(S1+S2)關系；c. NSO+Asph含量與S1/(S1+S2)關系

事實上，在當前的技術條件下，還很難準確獲得儲層條件下的頁巖油密度，但該方法不失為一種可借鑒的快速評價方法。為了相對合理地獲得研究區的頁巖油含量，本次將鉆井獲得的新鮮樣品進行了密封處理并及時開展熱解實驗。同時，對于樣品的采集、處理及制備過程中的損失烴量，采用諶卓恒等人建議的實驗數值的15%(實驗結果的平均數值)作為損失量[20]。基于上述方法，分別獲得研究區砂質紋層頁巖、頁巖的Tmax的平均數值分別為447.5和451.3 ℃；實驗獲得游離烴量平均數值分別為2.94和3.55 mg/g；儲層的地層體積系數(FVF)平均數值分別為1.31和1.50。獲得研究區砂質紋層頁巖、頁巖的頁巖油含量分別為7.22和9.42mg/g。在理論計算上，盡管砂質紋層頁巖的頁巖油含量稍低于頁巖，但考慮到實際地質條件下的損耗過程，上述差異并不能反映實際差異，但可以作為研究區頁巖油含量的估算依據。

4.2 頁巖油可動性

烴類在儲層的原地條件下可以發生自由流動才可將其列入可動烴類資源。由于缺乏有效的表征指標，當前大多采用油飽和度指數(OSI)進行烴源巖中可動烴的表征(OSI=100S1/TOC)。Behar等學者將OSI大于100 mg/g作為油顯示的標準，認為只有大于該數值才具有開發意義[21]。Jarvie等學者把OSI數值為100 mg/g作為可流動性頁巖油的最低指標，Hu等學者也認為該數值可以作為頁巖油可流動的最低門檻[22-23]。從研究區的統計規律分析，砂質紋層頁巖的OSI數值為20.23～544.33 mg/g，平均數值160.55 mg/g；頁巖的OSI數值為6.41～277.78 mg/g，平均數值117.38 mg/g。相對于頁巖而言，砂質紋層頁巖OSI小于100 mg/g的樣品所占比例較少，而OSI大于200 mg/g的樣品所占比例較多(圖7)。由此可見，砂質紋層頁巖與頁巖，兩者都達到可流動性頁巖油的標準，但砂質紋層頁巖的可動程度似乎更高。因此，頁巖和砂質紋層頁巖都可以作為頁巖油氣的勘探目標。

在不同巖性組合上，頁巖油的分布還受到巖性的嚴格控制。如YCCV1245井巖性變化快，基于測井特征可劃分為A，B，C，D和E 5段，它們分別代表了巖石組合及不同的含油性特征。在B和C段，泥頁巖、泥質砂巖、砂質紋層頁巖交互發育，它們排烴效率高，含油性差異不大。在D段，厚層泥頁巖發育，油氣難以排運從而更容易賦存下來。此外，在泥頁巖烴源巖內部，油氣難以運移從而容易賦存；在泥頁巖烴源巖的邊部，油氣容易向鄰近其他巖性運移(圖8)。

4.3 頁巖油勘探潛力

由于精確獲取評價參數十分困難，頁巖油的勘探潛力評價是當前面臨的一個難題。盧雙舫等主張利用TOC與S1的相對大小進行頁巖油勘探潛力的快速表征；陳佳偉等基于TOC與S1的比值來確定勘探目標[24-30]。基于TOC與S1的絕對數值大小，大致可以將研究區的頁巖油資源的勘探潛力劃分為大、中等、低以及無潛力四類：當S1>4 mg/g且S1/TOC>1時，頁巖油資源的勘探潛力大；當1 mg/g 1時，頁巖油資源的勘探潛力中等；當1 mg/g0.5%時，S1的數值隨TOC數值的增加而顯著增大；當TOC>2.0%時，S1的數值隨TOC數值的增加而呈極其緩慢的增大并趨于平緩(圖中紅色虛線所示)。

圖7 鄂爾多斯盆地中部長7段砂質紋層頁巖與頁巖的可動烴對比Fig.7 Comparison of movable hydrocarbons from shale interbeded with sandy lamina and pure shale in Chang 7 Member,central Ordos Basina. OSI與埋深關系；b. OSI分布

圖8 鄂爾多斯盆地中部長7段頁巖油賦存特征Fig.8 Occurrence of oil in the Chang 7 Member shale,central Ordos Basina.不同巖性測井曲線解釋；b. AC與RILD關系

圖9 鄂爾多斯盆地中部長7段頁巖油勘探潛力分類(圖版據[24-25])Fig.9 Exploration potential assessment for shale oil in the Chang 7 Member,central Ordos Basin(①—④分別對應于頁巖油的勘探潛力為大、中等、低以及無的范疇。)

從砂質紋層頁巖與頁巖的對比上分析，兩類巖性的主體均處于勘探潛力大以及勘探潛力中等的資源范疇；大約有26%的砂質紋層頁巖樣品處于低勘探潛力以及無勘探潛力的范疇；大約有39%的頁巖樣品處于低勘探潛力以及無勘探潛力的范疇。因此，無論是頁巖還是砂質紋層頁巖，它們均具有頁巖油勘探潛力，砂質紋層頁巖的勘探潛力甚至可能優于頁巖。

4.4 頁巖油勘探目標

從巖心尺度的宏觀對比上看，頁巖油可以在各類裂縫中賦存(圖10a)。砂質紋層頁巖中的頁巖油賦存，以高角度構造裂縫以及成巖裂縫居多。以W336井為例，該井在深度1 960.58 m左右的砂質紋層頁巖中，上、下頁巖中有少量的頁巖油滲出，但砂質夾層有較多的頁巖油從中滲出(圖10b)。

頁巖中的頁巖油賦存，以層理縫和高角度構造裂縫居多，而成巖裂縫較少(圖10c，d)。以D214井為例，該井段層理縫發育。在鉆井取心現場，當頁巖從取心桶取出后，頁巖油不斷沿層理縫發生外滲。D214井頁巖油的外滲方式以氣泡外滲為主，但氣泡的體積偏小；本井頁巖油大致成淺黃色，油質屬于輕質油；大約1～2 h后，氣泡外滲大致結束。

上述現象表明，研究區頁巖排烴作用強烈，頁巖油可以在頁巖內部及其鄰近砂巖中發生廣泛的排運過程。該現象也表明，研究區的頁巖油不但可以賦存于頁巖中，還可以廣泛賦存于砂質紋層頁巖、砂質條帶甚至鄰近砂巖層中。

頁巖抗壓強度介于50.74～151.79 MPa，平均數值94.41 MPa；楊氏模量介于17.10～39.3 GPa，平均數值27.10 GPa；泊松比介于0.21～0.23，平均數值0.22；剪切模量介于7.01～16.24 GPa，平均數值11.10 GPa；體積模量介于10.18～22.59 GPa，平均數值16.21 GPa；含砂質紋層頁巖的抗壓強度介于10.43～111.68 MPa，平均數值38.24 MPa；楊氏模量介于9.43～40.64 GPa，平均數值19.71 GPa；泊松比介于0.19～0.35，平均數值0.24；剪切模量介于3.73～15.05 GPa，平均數值7.85 GPa；體積模量介于6.13～45.16 GPa，平均數值14.49 GPa。對比可見，頁巖和含砂質紋層頁巖都具有靜態力學參數差異大的特征，兩者難以進行對比。從抗張強度上看，頁巖的抗張強度范圍介于4.13～8.97 MPa，平均數值7.03 MPa；含砂質紋層頁巖的抗張強度范圍介于6.41～13.43 MPa，平均數值9.51 MPa，可見頁巖的抗拉強度明顯較小。

圖10 鄂爾多斯盆地中部長7段巖心尺度下頁巖油滲流特征Fig.10 Oil seepage in core samples from Chang 7 Member,central Ordos Basina.泥頁巖中的砂質薄層滲油,Q129井,埋深1 671.16～1 671.34 m;b.頁巖裂縫滲油,W336井,埋深1 954.47 m;c.頁巖滲油,D214井,埋深1 170.46 m;d.砂泥交互層滲油,Q129井,埋深1 668.72～1 669.21 m

當前，研究區已經進行了頁巖油的開發工作，然而，整體產量不高且產量變化大。上述現象是由于地質研究與工程研究的協同比較薄弱導致的。以YCYV1145井和YCCY1112井為例，前者以發育厚層頁巖為特征，后者以發育頁巖、砂質紋層頁巖以及薄砂層為特征；兩者均具有頁巖油產量(表2)。盡管后者的產量相對較高，但考慮到地質特征(例如地層溫度、地層壓力、滲流通道、儲層改造狀態等)的差異，兩者的頁巖油原地儲量及開發潛力差異尚難以判斷。此外，研究區還存在孔隙度低、滲透性差、壓力低等問題，導致鉆井周期長、壓裂液返排慢、返排效率低，進而造成儲層污染、人造縫網再次閉合等問題。因此，針對長7段頁巖油的開發，需要更加深入的地質研究和工程設計，以便增加地層能量并有效穩產。

5 結論

1) 砂質紋層頁巖的有機質豐度偏低，頁巖有機質豐度偏高；砂質紋層頁巖由混合有機質構成，頁巖主要由腐泥質有機質構成；砂質紋層頁巖和頁巖均處于低成熟-熱成熟的熱演化階段。

表2 鄂爾多斯盆地中部長7段YCYV1145井和YCCY1112井改造結果對比Table 2 Comparison of stimulation responses from Well YCCY1145 and YCYV1112 in the Chang 7 Member,central Ordos Basin

2) 砂質紋層頁巖的生烴能力略低，頁巖的生烴能力略高；砂質紋層頁巖與頁巖均能產生有效的排烴效應。砂質紋層頁巖、頁巖的頁巖油含量分別為7.22和9.42 mg /g；砂質紋層頁巖與頁巖的可動用性大致相當，兩種均具有頁巖油勘探潛力。