李志明,陶国亮,黎茂稳,蒋启贵,曹婷婷,刘 鹏,钱门辉,谢小敏,李 政

(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有效开发国家重点实验室,江苏 无锡214126; 3.国家能源页岩油研发中心,江苏 无锡 214126； 4.中国石化 胜利油田分公司 勘探开发研究院,山东 东营257015)

沾化凹陷是渤海湾盆地济阳坳陷主要富油气凹陷之一,其沉积地层以古近系-新近系为主,生储盖条件优越,烃源岩层主要发育在古近系沙河街组四段上亚段(沙四上亚段)、沙三下亚段以及沙一段[1]。在常规油气勘探过程中,多口井已在烃源岩层钻遇泥页岩油藏并获工业油流[2-3],其中XYS9井在沙三下亚段埋深3 355.11～3 435.29 m层段试油(未压裂改造情况下)获日产油38.5 t、天然气867 m3[2,4],投产后累积产油11 346 t,产能较高[4],展示了沾化凹陷具有页岩油勘探前景。2010年,为加快推进该凹陷页岩油的勘探开发进程,中国石化胜利油田分公司针对沙三下亚段部署了系统取心井——L69井,该井取心深度段介于2 911.00～3 140.75 m(层位主要属沙三下亚段),取心进尺229.75 m,心长221.36 m,为沾化凹陷开展页岩油勘探开发基础研究提供了良好的资料基础。2011年8月,胜利油田分公司依据测井、录井以及取心段有机碳含量等基础有机地球化学参数,优选了3 040.00～3 051.00 m和3 056.00～3 066.00 m井段进行射孔联作、完井测试,获日产油仅0.85 t,累产油也只有2.90 t。截止目前,前人已对L69井取心段沙三下亚段泥页岩沉积相与岩石学特征[5]、储集空间与物性特征[6-8]、微观孔隙结构[9]、有机地球化学基本特征[3,6,10]以及泥页岩非均质性特征及演化模式[10]等方面开展了比较系统地分析与评价,而L69沙三下亚段取心段是否存在页岩油勘探有利层段尚无定论。鉴于国内外页岩油的勘探实践表明:赋存于富有机质泥页岩层系内的滞留油能否有效开发,与富有机质泥页岩层系的含油性及其赋存形式、成熟度、微裂缝发育程度、地层压力以及可压裂改造性等诸多因素有关,但含油性及其赋存形式是其中的关键因素[11]。为此,本研究旨在重点通过对L69井取心段典型岩相段与XYS9井沙三下亚段出油层段含油性与赋存形式的对比剖析,结合成熟度、微裂缝发育程度、地层压力及可压裂改造性等,来综合评价L69井试油层段页岩油产量不佳的原因,探讨取心段页岩油勘探有利层段,为沾化凹陷以及我国其他地区陆相页岩油勘探纵向选层评价提供参考与借鉴。

1 研究区地质背景

沾化凹陷位于渤海湾盆地济阳坳陷的东北部,其西以义东断裂与车镇凹陷相接,南部与陈家庄凸起相接,东南以垦东凸起为界[12],构成一个NE向敞开的典型“北断南超”的山间箕状盆地[3]。沾化凹陷的一个显著特点是断裂非常发育,不同方向不同期次的断裂,将凹陷分割成多个洼陷、凸起等次级构造单元(图1)。

印支期—燕山期,沾化凹陷受NE-SW方向挤压应力及燕山期NE-SW方向拉张应力的影响,沾化凹陷自西向东依次发育了罗西断层、孤西断层和五号桩长堤断裂,控制了早期盆地的发育[13]。后期受喜马拉雅期区域右旋应力场及郯庐断裂活动的影响,发育了一系列的NE向、EW向构造,该断裂体系基本控制了新生代断陷湖盆的形成与演化[14]。沾化凹陷具有典型的下断上坳双层结构,从孔店期开始裂陷以来至东营期,凹陷连续沉降沉积,其中沙三下亚段沉积时期属于沾化凹陷的深断陷期,盆地进入非补偿阶段,气候潮湿,沉积了一套深湖-半深湖相泥质灰岩和灰质泥岩,厚度一般100～500 m不等,为沾化凹陷的主力烃源层,现今主要处于成熟-中低成熟阶段,以生油为主,因而是目前页岩油勘探的重点层系。在古近纪末期,喜马拉雅运动东营幕造成本区强烈的构造隆升,大规模断裂活动,并伴随着地层200～400 m抬升剥蚀,形成区域性不整合。新近系沉积以来,凹陷进入整体拗陷阶段,凸起带和洼陷带同时接受沉降沉积,形成覆盖全区、近水平产状的新近系馆陶组和明化镇组[15]。

研究井L69井和对比井XYS9井分别位于沾化凹陷渤南洼陷南部的罗家鼻状构造区和四扣洼陷(图1),L69井揭示沙三下亚段属一套深灰色-灰褐色深湖-半深湖相不等厚互层产出的富(含)有机质纹层状、层状和块状灰质泥岩、泥质灰岩,累计厚度约188.81 m(图2)。在埋深3 040～3 066 m试油层段,实测压力为54.45 MPa,压力系数高达1.82。目前,沾化凹陷沙三下亚段页岩油勘探区域主要位于罗西断层和孤西断层之间,勘探面积约为910 km2[3]。

2 样品采集与分析

为选取典型研究样品,在对L69井取心段岩心进行精细观察描述基础上,结合从胜利油田收集到的热解分析结果,编制了L69井取心段综合柱状图(图2),综合岩性与岩相、有机碳含量(TOC)、游离烃含量(S1)以及油饱和指数(OSI)等信息,选择L69井2 994.10～3 010.90 m(为相对高TOC，S1和OSI的富有机质层状泥质灰岩和灰质泥岩)、 3 040.35～3 072.10 m(为相对高TOC、低S1和OSI的富有机质纹层状泥质灰岩)以及3 116.90～3 130.80 m(为相对低TOC,S1和高OSI的含有机质纹层状泥质灰岩)3个深度段开展了样品采集,采样间距一般为1.0～2.5 m,共采集样品54件。除深度3 130.80 m的样品层位归属于沙四上亚段外,其他样品均属于沙三下亚段。对比井XYS9井在沙三下亚段的3 375.00～3 383.39 m和3 410.00～3 417.42 m两个取心井段分别采集富有机质或含有机质层状(或纹层状)泥质灰岩各5件和6件,采集间距分别为2.0 m和1.0 m。

对采集样品系统开展了常规热解与多温阶热释(解)分析,分析在中石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所实验地质研究中心完成。

3 含油性与赋存形式评价

3.1 含油性与赋存形式表征方法

泥页岩含油性表征可以通过有机地球化学分析与岩心物理方法来实现,但有机地球化学方法相对既快速又经济,并且不易遗漏岩石中不连通的封闭孔隙中的烃类[16],故有机地球化学分析是泥页岩含油性表征的最实用方法,主要是通过测定泥页岩中氯仿沥青“A”含量或热解S1(mg/g)来实现[11,16-23],但氯仿沥青“A”含量需要进行轻烃补偿校正，热解S1需要进行轻烃、重烃补偿校正[11,19-23]。Jarvie(2012)则直接利用油饱和指数(OSI=100S1/TOC)-最高热解峰温图解来评价泥页岩的含油级别[24],不过轻烃校正后的结果更符合勘探实际[11],故本文采用轻烃校正后的热解分析结果获得油饱和指数,来评价L69井和XYS9井沙三下亚段不同深度段泥质灰岩或灰质泥岩的含油级别。同时,研究表明,多温阶热释烃S1-1，S1-2和S2-1之和与沥青“A”含量基本相当[23],并且多温阶热释(解)分析技术可以快速定量表征泥页岩中不同赋存状态滞留油的含量与滞留油总量。因此,该技术适用于对泥页岩层系页岩油有利勘探层段进行快速筛选与评价。该技术方法的理论基础与分析流程、原理详见[23]。本文依据多温阶热释(解)分析结果结合轻烃校正量,来定量评价L69井和XYS9井沙三下亚段不同深度泥质灰岩或灰质泥岩的总滞留油量与不同赋存状态滞留油的含量。另外,依据张林晔[25]和宋国奇等[26]研究结果,结合L69井和XYS9井沙三下亚段泥质灰岩和灰质泥岩的常规热解S1分析结果,研究样品的轻烃校正值采用热解S1×0.50求得。

图2 沾化凹陷L69井沙三下亚段综合柱状图Fig.2 Composite column of the Es3L from Well L69 in Zhanhua Sag,Jiyang Depression,Bohai Bay Basin

3.2 含油级别对比

根据L69井沙三下亚段3个深度段和XYS9井沙三下亚段2个深度段采集样品热解TOC，S1以及轻烃校正值,按Jarvie[24]提出的油饱和指数与含油级别划分方案,编制了沾化凹陷L69井和XYS9井沙三下亚段轻烃校正后油饱和指数与最高热解峰温(Tmax)和样品深度关系图解(图3),以评价L69井和XYS9井沙三下亚段不同深度段的含油级别特征。显然,L69井沙三下亚段不同深度段典型泥质灰岩或灰质泥岩含油级别具有较大差异。其中埋深2 994.10～3 010.90 m富有机质层状泥质灰岩和灰质泥岩油饱和指数均在100 mg/g以上,介于126～229 mg/g,平均达184 mg/g(样品数n=20),油饱和指数总体随最高热解峰温(Tmax)和样品深度的增大呈降低趋势,含油级别均属于具页岩油潜力；3 040.35～3 072.10 m井段除3 040.35 m和3 068.10 m的2个样品油饱和指数之外(分别为167 mg/g和245 mg/g),其他富有机质纹层状泥质灰岩油饱和指数均在100 mg/g以下,介于31～93 mg/g,平均为67 mg/g(n=25),油饱和指数同样总体随最高热解峰温和样品深度的增大呈降低趋势,含油级别仅属中含油至油显示；3 116.90～3 126.70 m井段沙三下亚段含有机质纹层状泥质灰岩的油饱和指数均在100 mg/g以上,介于118～247 mg/g,平均为204 mg/g(n=8),油饱和指数也总体随最高热解峰温和样品深度的增大呈降低趋势,含油级别也属具页岩油潜力。XYS9井沙三下亚段取心段层状(或纹层状)泥质灰岩油饱和指数,显著高于L69井沙三下亚段取心段油饱和指数,介于228～455 mg/g,平均为309 mg/g(n=11),含油级别均属具页岩油潜力。其中3 375.00～3 383.39m深度段层状(或纹层状)泥质灰岩的油饱和指数介于228～297 mg/g,平均为265 mg/g(n=5)；3 410.00～3 417.42 m井段层状(或纹层状)泥质灰岩的油饱和指数介于261～455 mg/g,平均为345 mg/g(n=6)。

3.3 含油性与不同赋存形式油定量对比

依据L69井和XYS9井沙三下亚段不同深度段灰质泥岩和泥质灰岩的Rock-Eval6热解S1和多温阶热释烃S1-1,S1-2和S2-1结果,获得了2口沙三下亚段不同深度段的总含油量与不同赋存形式油定量评价结果(图4),不同赋存形式油占总含油量的百分率如图5所示。

图3 沾化凹陷L69井和XYS9井沙三下亚段取心段轻烃校正后油饱和指数(OSI)与最高热解峰温(Tmax)和样品深度关系(底图据文献[24]修改)Fig.3 Diagram showing the correlation between OSI-Tmax after light hydrocarbon correction and depth for the cored intervals of the Es3L from Wells L69 and XYS9 in Zhanhua Sag,Jiyang Depression,Bohai Bay Basin(base map was modified from reference[24])a.L69井OSI-Tmax图解;b.L69井OSI-深度图解;c.XYS9井OSI-Tmax图解;d.XYS9井OSI-深度图解

L69井沙三下亚段灰质泥岩和泥质灰岩的含油性较好,总含油量介于4.03～23.43 mg/g,平均为11.62 mg/g(n=53)。同时由图4可见,在取心段的三个样品采集段,由浅至深,总含油量总体呈现降低趋势,其中2 994.10～3 010.90 m深度段,其总含油L69井沙三下亚段不同赋存状态油的含量随深度变化特征与总含油量变化特征基本一致,由浅至深总体呈现降低趋势。轻烃校正后游离油S1-1含量介于0.53～3.70 mg/g,平均为1.71 mg/g(n=53),轻烃校正后游离油S1-1含量占总含油量的百分率介于6.83%～20.37%,平均为14.45 %(n=53)；其中2 994.10～3 010.90 m深度段,其轻烃校正后游离油量介于7.83～23.43 mg/g,平均为15.68 mg/g(n=20)；3 040.35～3 072.10 m深度段,其总含油量介于4.86～16.51 mg/g,平均为10.16 mg/g(n=25)；3 116.90～3 126.70 m深度段,其总含油量介于4.03～9.41 mg/g,平均为6.01 mg/g(n=8)。

图4 沾化凹陷L69井和XYS9井沙三下亚段取心段含油性与不同赋存形式油定量评价结果Fig.4 Quantitative evaluation of oil content and different modes of occurrence for the cored intervals of the Es3L from Wells L69 and XYS9 in Zhanhua Sag,Jiyang Depression,Bohai Bay Basina.L69井轻烃校正后S1-1-深度图解; b.L69井总游离油量-深度图解; c.L69井束缚油S2-1-深度图解; d.L69井总含油量-深度图解; e.XYS9井轻烃校正后S1-1-深度图解; f.XYS9井总游离油量-深度图解; g.XYS9井束缚油S2-1-深度图解; h.XYS9井总含油量-深度图解

S1-1含量介于1.31～3.70 mg/g,平均为2.69 mg/g(n=20),其轻烃校正后游离油S1-1含量占总含油量的百分率介于14.67%～19.16%,平均为17.30%(n=20)；3 040.35～3 072.10 m深度段,其轻烃校正后游离油S1-1含量介于0.54～2.29 mg/g,平均为1.15 mg/g(n=25),其轻烃校正后游离油S1-1含量占总含油量的百分率介于6.83%～20.37%,平均为11.42%(n=25)；3 116.90～3 126.70 m深度段,其轻烃校正后游离油S1-1含量介于0.53～1.55 mg/g,平均为1.01 mg/g(n=8),其轻烃校正后游离油S1-1含量占总含油量的百分率介于13.15%～18.34%,平均为16.78%(n=8)。总游离油量介于1.71～10.22 mg/g,平均为4.97 mg/g(n=53),总游离油含量占总含油量的百分率介于18.79%～61.41%,平均为42.78 %(n=53)；其中2 994.10～3 010.90 m深度段,其总游离油量介于3.44～10.22 mg/g,平均为7.73 mg/g(n=20),其总游离油含量占总含油量的百分率介于41.21%～57.97%,平均为49.65%(n=20)；3 040.35～3 072.10 m深度段,其总游离油量介于1.71～6.13 mg/g,平均为3.27 mg/g(n=25),其总游离油含量占总含油量的百分率介于18.79%～57.10%,平均为32.85%(n=25)；3 116.90～3 126.70 m深度段,其总游离油量介于1.80～5.32 mg/g,平均为3.42 mg/g(n=8),其总游离油含量占总含油量的百分率介于44.67%～61.41%,平均为56.63%(n=8)。束缚油S2-1含量介于1.81～13.21 mg/g,平均为6.64 mg/g(n=53),束缚油S2-1含量占总含油量的百分率介于38.59%～81.21%,平均为57.22 %(n=53)。其中2 994.10～3 010.90 m深度段,其束缚油S2-1含量介于5.18～13.21 mg/g,平均为7.95 mg/g(n=20),其束缚油S2-1含量占总含油量的百分率介于42.03%～58.79%,平均为50.35%(n=20)；3 040.35～3 072.10 m深度段,其束缚油S2-1含量介于2.78～11.19 mg/g,平均为6.90 mg/g(n=25),其束缚油S2-1含量占总含油量的百分率介于42.90%～81.21%,平均为67.15%(n=25)；3 116.90～3 126.70 m深度段,其束缚油S2-1含量介于1.64～4.09 mg/g,平均为2.48 mg/g(n=8),束缚油S2-1含量占总含油量的百分率介于38.59%～55.33%,平均为43.37%(n=8)。

XYS9井沙三下亚段取心段层状(或纹层状)泥质灰岩总含油量介于8.21～19.51 mg/g,平均为13.01 mg/g(n=11)。其中3 375.00～3 383.39 m深度段层状(或纹层状)泥质灰岩的介于8.21～19.51 mg/g,平均为15.57 mg/g(n=5)；3 410.00～3 417.42 m深度段层状(或纹层状)泥质灰岩的介于8.86～11.82 mg/g,平均为10.88 mg/g(n=6)。XYS 9井沙三下亚段取心段层状(或纹层状)泥质灰岩不同赋存状态油的含量随深度变化特征与总含油量变化特征基本一致,由浅至深总体呈现降低趋势。轻烃校正后游离油S1-1含量介于1.78～4.20 mg/g,平均为2.84 mg/g(n=11),其轻烃校正后游离油S1-1含量占总含油量的百分率介于20.26%～23.35%,平均为21.84 %(n=11)。其中3 375.00～3 383.39 m深度段层状(或纹层状)泥质灰岩轻烃校正后游离油S1-1含量介于1.78～4.20 mg/g,平均为3.43 mg/g(n=5),其轻烃校正后游离油S1-1含量占总含油量的百分率介于21.53%～22.71%,平均为22.01%(n=5)；3 410.00～3 417.42 m深度段层状(或纹层状)泥质灰岩轻烃校正后游离油S1-1含量介于2.01～2.85 mg/g,平均为2.35 mg/g(n=6),其轻烃校正后游离油S1-1含量占总含油量的百分率介于20.26%～23.35%,平均为21.69%(n=6)。总游离油量介于5.45～12.24 mg/g,平均为8.60 mg/g(n=11),总游离油含量占总含油量的百分率介于62.74%～71.66%,平均为66.49 %(n=11)。其中3 375.00～3 383.39m深度段层状(或纹层状)泥质灰岩总游离油量介于5.45～12.24 mg/g,平均为10.08 mg/g(n=5),其总游离油量占总含油量的百分率介于62.74%～66.38%,平均为65.02%(n=5)；3 410.00～3 417.42 m深度段层状(或纹层状)泥质灰岩总游离油量介于6.10～9.14 mg/g,平均为7.39 mg/g(n=6),其总游离油量占总含油量的百分率介于64.96%～71.66%,平均为67.72%(n=6)。束缚油S2-1含量介于2.76～7.27 mg/g,平均为4.41 mg/g(n=11),束缚油S2-1含量占总含油量的百分率介于28.34%～37.26%,平均为33.51 %(n=11)。其中3 375.00～3 383.39 m深度段层状(或纹层状)泥质灰岩束缚油S2-1含量介于2.76～7.27 mg/g,平均为5.49 mg/g(n=5),其束缚油S2-1含量占总含油量的百分率介于33.62%～37.26%,平均为34.98%(n=5)；3 410.00～3 417.42 m深度段层状(或纹层状)泥质灰岩束缚油S2-1含量介于2.76～4.93 mg/g,平均为3.52 mg/g(n=6),其束缚油S2-1含量占总含油量的百分率介于28.34%～35.04%,平均为32.28%(n=6)。

图6为L69井沙三下亚段3个采样分析段和XYS9井沙三下亚段2个采样分析段总含油量均值与不同赋存形式油含量均值对比结果。显然,L69井2 994.10～3 010.90 m井段富有机质层状泥质灰岩、灰质泥岩段与XYS9井3 375.00～3 383.39 m井段深度段层状(或纹层状)泥质灰岩的总含油量均值近于相等,分别为15.68 mg/g和15.57 mg/g；L69井3 040.35～3 072.10 m井段富有机质纹层状泥质灰岩与XYS9井3 410.00～3 417.42 m井段层状(或纹层状)泥质灰岩的总含油量均值基本相当,分别为10.16 mg/g和10.88 mg/g；L69井3 116.90～3 130.8 m井段含有机质纹层状泥质灰岩的总含油量均值相对最低,为5.70 mg/g。L69井2 994.10～3 010.9 m井段富有机质层状泥质灰岩、灰质泥岩段总游离油含量均值与XYS9井3 410.00～3 417.42 m井段层状(或纹层状)泥质灰岩的总游离油含量均值基本相当,分别为7.73 mg/g和7.39 mg/g,但明显低于XYS9井3 375.00～3 383.39 m层状(或纹层状)泥质灰岩的总游离油含量均值10.08 mg/g；L69井3 040.35～3 072.10 m富有机质纹层状泥质灰岩和3 116.90～3 130.8 m含有机质纹层状泥质灰岩的总游离油含量均值近于相等并且相对较低,分别为3.27 mg/g和3.42 mg/g。L69井2 994.10～3 010.9 m富有机质层状泥质灰岩、灰质泥岩段轻烃校正后游离油S1-1含量均值与XYS9井3 410.00～3 417.42 m井段层状(或纹层状)泥质灰岩的轻烃校正后游离油S1-1含量均值基本相当,分别为2.69 mg/g和2.35 mg/g,但明显低于XYS9井3 375.00～3 383.39 m井段层状(或纹层状)泥质灰岩的轻烃校正后游离油S1-1含量均值3.43 mg/g；L69井3 040.35～3 072.10 m井段富有机质纹层状泥质灰岩和3 116.90～3 130.8 m井段含有机质纹层状泥质灰岩的轻烃校正后游离油S1-1含量均值相近并且相对较低,分别为1.15 mg/g和1.01 mg/g。同样,L69井2 994.10～3 010.90 m井段富有机质层状泥质灰岩、灰质泥岩段游离油S1-2含量均值与XYS9井3 410.00～3 417.42 m井段层状(或纹层状)泥质灰岩的游离油S1-2含量均值近于相等,分别为5.04 mg/g和5.01 mg/g,但明显低于XYS9井3 375.00～3 383.39 m井段深度段层状(或纹层状)泥质灰岩的游离油S1-2含量均值6.65 mg/g；L69井3 040.35～3 072.10 m井段富有机质纹层状泥质灰岩和3 116.90～3 130.80 m井段含有机质纹层状泥质灰岩的游离油S1-2含量均值近于相等并且相对较低,分别为2.12 mg/g和2.41 mg/g。束缚油S2-1含量均值则以L69井2 994.10～3 010.90 m井段深度段富有机质层状泥质灰岩、灰质泥岩段最高,为7.95 mg/g；L69井3 040.35～3 072.10 m井段深度段富有机质纹层状泥质灰岩段束缚油S2-1含量均值次之,为6.90 mg/g；XYS9井3 375.00～3 383.39 m井段深度段层状(或纹层状)泥质灰岩束缚油S2-1含量均值居第三,为5.49 mg/g；XYS9井3 410.00～3 417.42 m井段深度段层状(或纹层状)泥质灰岩和L69井3 116.90～3 130.8 m井段深度段含有机质纹层状泥质灰岩的束缚油S2-1含量均值均相对较低,分别3.52 mg/g和2.48 mg/g。

4 L69井取心段页岩油勘探有利层段探讨

泥页岩层系滞留油含量是决定页岩层系是否具备页岩油勘探潜力的物质基础,但Steve Larter等研究指出,烃源岩中赋存于干酪根中的滞留油其运移方式主要靠扩散作用而不是经典的达西渗流作用。因此,不考虑能量补充和化学改质的人工水力压裂作用对烃源岩中赋存于干酪根内的滞留油的生产能力影响很小[注]Larter S,Huang H,Bennett B.What don’t we know about self sourced oil reservoirs:challenges and potential solution[R].Calgary:Society of Petroleum Engineers,2012.。沾化凹陷L69井沙三下亚段取心段典型层段样品的束缚油S2-1含量与TOC含量之间呈现显著正相关关系,并且当TOC含量为零时,束缚油S2-1含量仅为0.18 mg/g(图7)。这说明无机矿物对油的吸附能力很低,束缚油S2-1主要以吸附-互溶态赋存于干酪根中,与张林晔等[27]的实验研究结果相吻合。这意味着滞留于泥页岩层系内的束缚油S2-1仅通过压裂改造也是难以有效动用的。因此,评价泥页岩层系是否具有页岩油勘探潜力,其游离油尤其是轻烃校正后游离油S1-1含量是关键因素。实际上,目前国外取得商业开发的页岩油均为油质很轻的轻质油甚至凝析油,即使在Williston盆地Bakken组混合型页岩油系统中,真正可动用的油(可有效采出的油)主要为碳数低于15的轻烃部分[28],除非泥页岩层系裂缝系统异常发育。同时,具页岩油勘探潜力层段其油饱和指数(OSI=S1×100/TOC)均大于100[24]。

微裂缝不仅是页岩层系内游离油的主要赋存空间,同时也利于页岩油的可流动性与有效开发。L69井3个研究层段和XYS9井2个研究层段微裂缝均发育,尤其XYS9井可识别出构造裂缝15条,线密度约为1.4条/m[29-30],这是XYS9井沙三下亚段在未压裂改造情况下也能获高产页岩油流的重要因素。同时,异常高压有利于提高页岩油的驱动力,L69井3个研究层段和XYS9井2个研究层段处于异常压力发育深度段[31-32],其中L69井在埋深3 040～3 066 m试油段实测压力为54.45 MPa,压力系数为1.82。新义深9井在埋深3 355～3 430 m试油段实测压力为60.02 MPa,压力系数为1.79[3]。此外,脆性矿物(硅质矿物和碳酸盐岩矿物)含量高容易产生天然裂缝和诱导裂缝,有利于页岩油开采,优质页岩储层的脆性矿物含量要大于50%,而粘土矿物含量则低于40%[33]。L69井和XYS9井沙三下亚段研究层段脆性矿物含量均值均在70%以上,而粘土矿物含量均值则低于25%[10],显然,沙三下亚段泥页岩层系具有良好的可压裂改造性。因此,从微裂缝发育程度、地层压力及可压裂改造性角度而言,L69井沙三下亚段3个剖析层段均属页岩油勘探的有利层段。但是,从前面的分析可见,相对XYS9井获得页岩油产量的沙三下亚段而言,L69井2 994.10～3 010.9 m深度段富有机质层状泥质灰岩、灰质泥岩段,其游离油总量尤其是轻烃校正后游离油S1-1含量较之基本相近或相等,并且油饱和指数(OSI)均在100 mg/g以上,平均达184 mg/g(n=20),具备页岩油高产的良好物质基础。同时,尽管该层段的埋藏深度相对最浅,热成熟度相对最低(Ro=0.78%),但抽提物生物标志物成熟度参数相对更深层段样品的结果存在倒转现象,显示高成熟特征,表明该层段存在运移油的贡献[34][注]黎茂稳,李志明,蒋启贵,等.东部断陷盆地烃源层可动油定量评价方法[R].北京:中国石化石油勘探开发研究院：2014,1-93.,与该层段总游离油/总含油量的占比百分率反而比下部层段更高相吻合(图5),更有利于页岩油的开发。而L69井3 040.35～3 072.10 m井段富有机质纹层状泥质灰岩段,其游离油总量和轻烃校正后游离油S1-1含量较之低2.0至3.0倍左右,并且油饱和指数(OSI)普遍小于75 mg/g,平均仅为67 mg/g(n=25),不具有页岩油勘探开发的潜力,这应是在该层段内试油未能获得工业页岩油油流的根本原因。L69井3 116.90～3 126.70 m井段含有机质纹层状泥质灰岩段,虽其油饱和指数均在100 mg/g以上,平均达204 mg/g(n=8),但游离油总量和轻烃校正后游离油S1-1含量较之低2.3至3.6倍左右。因此,该层段页岩油勘探开发潜力会显著降低。综上分析,L69井2 994.10～3 010.90 m井段富有机质层状泥质灰岩、灰质泥岩段应为页岩油勘探有利层段。

图7 沾化凹陷L69井沙三下亚段取心段束缚油S2-1与TOC关系图解Fig.7 Diagram showing the relationship of irreducible oil S2-1 and TOC for the cored interval of the Es3L from Well L69 in Zhanhua Sag,Jiyang Depression,Bohai Bay Basin

5 结论

1) L69井3 040.35～3 072.10 m井段富有机质纹层状泥质灰岩段,其游离油总量和轻烃校正后游离油S1-1含量较获高产页岩油油流的XYS9井沙三下亚段低2.0～3.0倍左右,并且轻烃校正后的油饱和指数(OSI)普遍小于75 mg/g,平均仅为67 mg/g(n=25),不具有页岩油勘探开发的潜力。游离油总量尤其轻烃校正后游离油S1-1含量不足应是在该层段内试油未能获得工业页岩油油流的根本原因。

2) L69井2 994.10～3 010.90 m井段富有机质层状泥质灰岩、灰质泥岩段,其游离油总量尤其是轻烃校正后游离油S1-1含量较获高产页岩油油流的XYS9井沙三下亚段基本相近或相等,并且油饱和指数均在100 mg/g以上,平均达184 mg/g(n=20),具备页岩油高产的良好物质基础。同时,微裂缝发育、具异常高压、脆性矿物含量高,并且存在运移油的贡献,更有利于页岩油的开发。3 116.90～3 126.70 m井段含有机质纹层状泥质灰岩段,虽其油饱和指数均在100 mg/g以上,平均达204 mg/g(n=8),但游离油总量和轻烃校正后游离油S1-1含量较低,页岩油勘探开发潜力有限。因此,L69井埋深2 994.10～3 010.90 m层段应为页岩油勘探的有利层段。