黄振凯， 郝运轻， 沃玉进， 陈建平， 刘全有， 刘春燕， 孙冬胜

(1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 100083；2.中国石化石油勘探开发研究院,北京 100083；3.中国石油勘探开发研究院， 北京 100083)

近年来，页岩油气资源成为中外非常规油气勘探研究领域的热点[1-10]，先进实验方法和技术手段的应用也推动了该领域研究的快速发展[11-15]。中国中新生代以来的陆相含油气盆地发育了多套优质湖相泥页岩层系，目前这些泥页岩层系大部分正处于生油高峰或刚进入生气阶段[16-18]，具备良好的页岩油气物质基础[19]。中国不同含油气盆地的优质泥页岩层系中都见到了良好的油气显示，如松辽盆地H14井，GP1井、Y12井在白垩系青山口组一段泥页岩层段中见含油气显示[20-21]，济阳坳陷LY1井、FY1井、NY1井等在古近系沙三下亚段-沙四上亚段具有油气显示，鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段目前已有3口油井获得了工业油流(高产工业油流可达到20 t/d以上)[22]，同时在陕北斜坡的延长探区该套泥页岩层段中，LP177井获得了2 350 m3的高日产气量，随后又在LP179，新WQ，新WJ等井中也获得了良好的页岩气勘探的突破[23]，上述勘探进展实际上展示了中国陆相页岩油气具有一定的发展前景。然而，目前多数的泥页岩层段虽然见到了良好的油气显示但未能获得工业油流。泥页岩层段中的有利油气聚集岩相、烃类流体组成特征与可动性，地层的脆性、物性等地质问题实际上都会对页岩油的工业开采产生影响。为此，选取鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段典型泥页岩层系样品，对泥页岩的地质与地球化学特征进行讨论，以期为解决页岩油勘探过程中的地质问题提供科学依据。

1 区域地质概况

鄂尔多斯盆地是中国重要的含油气盆地之一，属华北克拉通西侧部分，面积约为37×104km2[23]。以三叠系延长组长7段为研究目标，其是该盆地重要的烃源岩层系[24]。长7沉积初期，由于经历了强烈的构造运动导致湖盆的扩张速度较快[25]，湖盆范围扩大，水深明显加深，繁殖了大量的成烃生物，形成了大面积的深水沉积，发育沉积了规模较大的深湖-半深湖相暗色泥岩、页岩、油页岩和浊积岩[26-29]，该套泥页岩层系最大的特点是泥页岩与砂岩薄夹层具有较频繁的互层沉积。长7段泥页岩在盆地分布广泛(分布范围达5×104km2)，厚度大(20～60 m)呈西北薄、东南厚的分布特征[24]。以Y56、Z233和H317等井为例(图1)，对长7泥页岩岩性特征、成因类型、储集空间及地球化学特征进行探究。

2 实验思路与方法

主要开展5项实验工作：①通过显微镜下观察，获得长7段泥页岩层系中岩石的主要矿物构成信息；②利用Leica EM 3X型氩离子抛光仪对岩石样品进行抛光处理后，用Zeiss Sigma300型场发射电镜对岩石样品进行实验分析，实验过程中能够观察岩石内部微观储集空间类型、大小及其分布情况；③利用Bruker D8型X衍射仪对样品进行全岩和黏土矿物分析可获得其矿物组成等相关信息；④利用Rock Eval 6和碳硫分析仪对样品进行岩石热解和有机碳含量分析；⑤采用索氏抽提法，对岩石中的氯仿沥青“A”含量进行测定并对抽提物中的饱和烃、芳香烃、非烃及沥青质进行组份分离、定量。

3 岩性特征及成因类型

3.1 岩性特征

岩石薄片镜下观察可见长7泥页岩主要由泥质矿物、陆源粉砂、有机质、成岩自生矿物等组分构成，按照泥质矿物、有机质和陆源粉砂等3类结构组分相对含量及岩石页理发育程度，可将长7泥页岩划分为3类、9种岩石类型(图2)：①含不等量有机质的较纯页岩或泥岩类：岩石组分以泥质为主、有机质其次，偶含粉砂，有机质页岩和含有机质页岩页理发育呈纹层状构造，含有机质泥岩主要呈层状构造；②同时含较多有机质和粉砂的泥岩类：岩石组分以泥质为主、混合不同比例有机质和粉砂，层状和纹层状构造为主；③含较多粉砂的泥岩类：岩石组分以泥质为主、粉砂其次，岩石主要呈层状及块状构造。由图2可知，3类、9种岩石类型层理发育程度、陆源粉砂含量、低等生物有机质和陆源高等植物有机质均呈现规律性变化，从①→②→③类：水平层理发育程度和低等生物有机质含量呈现递减的趋势，而陆源高等植物有机质含量及陆源粉砂含量呈现递增的趋势。

采用X衍射测试对矿物组成进行进一步分析；通过荧光薄片观察、全岩有机显微组分分析及有机碳(TOC)测试，可对有机质含量、类型及分布特征进行研究。综合薄片鉴定成果、矿物组成分析和有机质赋存特征，可将以上长7段3类、9种泥页岩划分为半深湖-深湖相页岩、三角洲相泥岩、沼泽相泥岩和过渡相泥岩4个成因类型(图2)。

3.1.1 矿物组成

主要为黏土矿物和石英碎屑，少部长石、方解石、白云石、菱铁矿和黄铁矿等矿物。据黏土矿物和碎屑矿物相对含量，长7泥页岩总体属于黏土型，少量碎屑型，即黏土含量22%～58%，一般40%～50%，平均46%，鳞片结构，常与有机质互层产出或与粉砂质相混；石英、长石等陆屑含量21%～74%，一般25%～40%，平均35%，常与泥质相混；碳酸盐矿物1%～16%，一般5%～12%，平均9%，隐晶结构；黄铁矿0～36%，一般2%～15%，平均10%，典型成岩自生矿物，分布不均。黏土矿物组成以伊蒙混层矿物为主，含量40%～83%，平均56%；其次为伊利石，含量11%～45%，平均30%；少部绿泥石和高岭石，平均含量分别为8%和7%。

3.1.2 有机质类型及赋存

按照形态可分为有形态有机质和无形态有机质等2类，前者包括低等生物演化残体和陆源高等植物残体，后者包括粒度非常细小或与矿物结合的有机质及有机质热演化形成的烃类。低等生物演化残体主要为藻类体，一般顺层富集或顺层散布存在，发中等黄色、中暗黄色；陆源高等植物残体主要为各类镜质体，常呈碳屑状散布，荧光激发不发光；细小有机质碎屑主要包括藻丝体、孢子体等，散布于岩石基质中，表现为岩石基质整体发暗褐色荧光；滞留烃类表现为岩石基质整体发暗褐黄色荧光；运移烃类多富集于砂岩或粉砂岩夹层，常发中等黄色荧光。

3.2 成因类型

成因类型如表1所示。

(1)深湖-半湖相页岩：以(含)有机质页岩为主，总体特征表现为有机质含量高(TOC平均13.7%)、水平层理发育，镜下观察发育纹层状构造，有机质纹层与富黏土纹层组成的层偶反映季节性沉积纹理，多个年韵律较叠加反映沉积水体总体长期处于安静、还原环境。荧光下总体发中暗褐色、褐黄色荧光，有形态有机质顺层富集或分散，发中等黄色及暗中黄绿色荧光，相对发光最亮；有机显微组分以腐泥组为主，其次为矿物沥青基质和贫氢次生组分。

表1 不同类型沉积相的矿物组成、有机显微相组成特征

(2)三角洲相泥岩：总体特征表现为粉砂含量较高、有机质含量较低(TOC平均3.16%)、常见碳屑等陆源植物碎屑；镜下观察以层状构造、扰动层状构造及块状构造为主，沉积速率较快。荧光下岩石总体发光暗，碎屑状有机质不均匀发暗褐色、暗褐黄色荧光；相对富有机质层有机质多顺层或与矿物结合呈矿物沥青基质；富粉砂层有机质多为碎屑状，泥质杂基浸染少量烃类；有机显微组分以贫氢次生组分或镜质组为主，少部富氢次生组分和镜质组。

(3)沼泽相泥岩：总体特征表现为颜色深、有机质含量高(TOC平均7.07%)，镜下观察以层状构造为主，反映沉积速率较快。荧光下岩石发光不均匀，有机质部分顺层分布或与矿物结合呈“矿物沥青基质”；部分呈碎屑状发暗褐黄色荧光；有机显微组分以镜质组占绝对优势，少量贫氢次生组分。

(4)过渡相泥岩：主要为三角洲向半深湖过渡相、并以偏湖相为特征，总体特征表现为岩心颜色深(TOC含量较高，平均8.86%)、水平层理不发育，镜下观察为层状、纹层状构造为主，含少部粉砂。荧光下碎屑状有机质不均匀发暗褐色、暗褐黄色荧光，隐约见顺层分布；有机显微组分以贫氢次生组分为主，其次为腐泥组。4类成因类型对比：半深湖-湖相页岩具有较高的黄铁矿和有机质含量，粉砂含量低，视密度最小；过渡相泥岩(偏湖相)黏土含量和有机质含量较高，粉砂含量较低，视密度较小；三角洲相泥岩黏土、有机质含量低，粉砂质含量最高，视密度最大，有机质中的富氢次生组分含量最高；沼泽相镜质组含量最高，腐泥组含量最低。

4 储集空间类型及孔隙结构

长7泥页岩致密，19个孔隙度数据除个别为4.23%外，其他均在3%以下。岩心及薄片观察长7泥页岩总体页理比较发育；氩离子抛光样品电镜扫描发现长7泥页岩基质发育一定微观孔隙(图3、图4)：以黏土矿物片间孔为主，其次见粒间孔、方解石晶间孔、黄铁矿晶间孔，另见少量层间缝。压汞法-气体吸附联合分析表明(图3、图4)，总体上长7泥页岩孔径构成以小于50 nm为特征，并以2～10 nm孔径为主，占比多在40%以上，10～50 nm孔径其次，占比一般为15%～30%；相对而言，深湖-半深湖相页岩平均粒度最细，10 nm以下孔径占比最大，平均比表面积为5.05 m2/g，压汞中值半径平均为3.73 nm，三角洲相泥岩10～50 nm孔径占比较大。

(1)层间缝：主要发育在深湖-半深湖相页岩中，顺水平层理理发育，一般裂而不开，电镜下观察宽度一般小于1 μm，延伸多在100 μm以下，如图3(a)所示。

(2)黏土微孔：长7泥页岩基质中最为常见的孔隙类型，如图3(b)～图3(g)，在深湖-半深湖相及沼泽相泥页岩中主要呈片状及弯片状，缝宽一般<0.1 μm，缝长可延至10 μm以上，集中分布在泥质纹层；在三角洲相泥岩中，黏土微孔呈片状及不规则形状，分布不均匀，长宽比多在10∶1以下，缝长多<300 nm，缝宽一般<50 nm。

(3)粒间孔：主要发育在三角洲相泥岩中，如图3(c)、图3(d)所示，一般在粉砂较为富集处发育，孔径最大可达数微米，但分布不均，且常表现为粒间黏土微孔，黏土微孔孔径多在1 μm以下。

(4)方解石、白云石晶间孔：分布局限，形态不规则，孔径多<0.5 μm。碳酸盐矿物常常和黏土矿物相混，晶间可见黏土微孔及有机质微孔隙，如图3(e)所示。

(5)黄铁矿晶间孔：主要发育在深湖-半深湖相页岩中，黄铁矿球粒中黄铁矿晶形完好，晶间微孔发育，如图3(b)所示，孔径一般为200 nm以下。

(6)有机孔：主要发育在沼泽相泥岩有机质团块及粒间有机质中[图3(h)、图3(i)]，近圆形或不规则形状，总体分布不均匀，一般孔径为10～100 nm，最大孔径为200 nm左右；另外，有机质团块周缘常见收缩缝，最大缝宽可达到200 nm以上。

综上可知，长7泥页岩小于50 nm孔径主要对应黏土微孔及有机孔，500 nm以上孔径主要对应粒间孔隙和层间缝。

5 典型泥页岩层系的热解地球化学特征

通过自然演化剖面样品的地球化学分析发现(图5)，泥页岩在热演化过程中，随着成熟度的不断升高(镜质体反射率Ro：0.7%～1.1%)，烃类组分也呈规律性变化：饱和烃和芳香烃含量逐渐升高，由36.1%升高至64.8%。非烃及沥青质含量逐渐降低，由63.9%减少至35.2%。排烃作用导致了与泥页岩临近的砂岩储层中的烃类组分也具有相似的演化规律。由于饱和烃、芳香烃等轻质组分具有较强的运移能力，因此滞留在泥页岩中的重质组分含量要高于砂岩夹层。即随着热演化过程的不断深入，烃类中的重质组分含量逐渐降低，而轻质组分的含量逐渐升高，当热演化程度达到1.1%～1.2%时，即接近生油窗结束阶段时，无论是泥页岩还是临近的非源岩夹层中都具有较轻的烃类组分特征。

图3 长7泥页岩储集空间类型

图4 长7泥页岩孔径分布特征

以H317井(图6)为例，其长7段泥页岩热演化程度相对较高，Ro在1.1%左右，处于生油高峰阶段，地球化学剖面表明，该套烃源岩局部具有较高的有机质丰度(2 468 m以浅的块状泥岩有机质丰度平均5.46%左右，2 468 m以深的黑色页岩有机质丰度较高，平均11.59%左右)和游离烃含量(平均3.25 mgHC/g岩石，2 468 m以深部位游离烃含量较高，平均3.50 mgHC/g岩石)。烃源岩整体的热演化程度较高，生烃母质开始大量的向烃类转化，同时不同类型的有机质类型也决定了其成烃转化率的高低，这主要与烃源岩有机质类型有关，类型越好，其生烃活化能越高，即在相似的埋深条件下(即所处的地温条件相似)，类型略差的有机质会比类型好的有机质更容易向烃类转化，这也使得其具有较高的成烃转化率。伴随着烃源岩有机质不断的向烃类转化，已生成的烃类在满足烃源岩自身的吸附和孔隙容留之后开始向外排驱，这使得与泥页岩层系紧邻的非源岩夹层中聚集了一定的烃类，反映到地球化学剖面上显示非源岩夹层中的烃指数(S1/TOC)都高于100 mgHC/gTOC，最高可达到将近500 mgHC/gTOC，而烃源岩层系中的烃指数全部低于100 mgHC/gTOC。

图5 长7段泥页岩与临近砂岩夹层中的烃类组分特征

图6 H317井热解地球化学剖面

6 关于滞留烃与页岩油的讨论

陈建平等[30-31]认为Ⅰ型、Ⅱ型有机质类型烃源岩的累积排烃效率在生油高峰阶段时大致在50%～60%，也就是说在这个热演化阶段当中，烃源岩有机质生成的烃类有相当一部分比例已进入到紧邻烃源岩的非源岩夹层中形成油气聚集。与此同时，还有将近40%～50%的滞留烃在泥页岩中原位保存。前人对长7段的岩性组合特征也进行了系统的划分[32]。张文正等[33]结合鄂尔多斯的实际地质背景将页岩油定义为长7段湖相泥页岩层系内部的油气聚集，储集层包括泥页岩及不能单独作为油藏单元开发的非源岩夹层，同时又根据岩性组合、地球化学等特征将长7页岩油划分为砂岩-页岩互层、厚层状Ⅰ类页岩(富有机质页岩，以TOC含量一般高于6%，最高可达到30%以上，富铀为主要特征)和厚层状Ⅱ类页岩(块状泥岩，以TOC含量一般为2%～6%，铀含量较低为主要特征)3种类型(其中厚层状Ⅰ类页岩即为前文所述的黑色页岩，厚层状Ⅱ类页岩即为块状页岩，下同)。

Jarvie[6-7]以烃指数(S1/TOC)为100 mg/gTOC作为页岩油可动性的界限，则在该套泥页岩层系中的非源岩夹层(砂岩夹层)实际上是具备了良好的含油性，即形成砂岩-页岩互层类页岩油。在油气的运移过程中，轻质组分具有较强的运移能力，这导致与烃源岩紧邻的非源岩夹层中的烃类具有相对较多的组分较轻的烃类，而运移能力较差的重组分烃类则滞留在烃源岩中(形成厚层状I类页岩油和厚层状II类页岩油)。无论是砂岩-页岩互层类还是厚层泥页岩(包括I类和II类)类页岩油，如果对其进行有效的开发，原油的可动性问题十分关键。前人针对长7段泥页岩层系的浸水实验研究中发现长7段泥页岩层系中具有较高的气测显示[29]。较高的含气量会降低原油的密度和黏度，这也使得泥页岩层系内部的原油具有良好的流动性和可开采性。以往学者认为长7段砂岩-页岩互层这类岩性组合是最为有利的页岩油勘探区，厚层状I类页岩即厚层富有机质页岩段(即黑色页岩)，由于具有较强的生烃能力，黏土矿物含量较低，含油性较好，因此是第二类有利勘探区。与前人观点不同的是，黑色页岩的有机质类型以I型为主，其镜质体反射率大致在1.1%左右，其对应的排烃效率大致在50%～70%[27]，说明该套页岩曾经发生过排烃过程。地球化学剖面图上显示其虽具有相对较高的游离烃含量(即S1含量)，但其S1/TOC远低于100 mg/gTOC，也就是说其尚未达到泥页岩层系中原油的可动性门限。此外，富有机质页岩其具有较高的有机质含量(通常TOC含量一般高于6%，最高可达到30%以上)，高有机质含量和页岩中存在的黏土矿物均会对液态烃类产生较强的吸附作用，导致其流动性变差。因此将黑色页岩作为页岩油勘探有利区的难度可能较大。相比之下，图5中部分块状泥岩虽然S1含量要低于黑色页岩，但其S1/TOC较高，原油流动性可能相对较好，加之其内部的有机质和黏土矿物含量相对较低，其对滞留的液态烃类吸附作用相对较弱，因此图5中的部分块状泥岩亦可成为页岩油勘探的有利目标。

7 结论

(1)综合手标本观察、岩石薄片鉴定、X衍射全岩分析、荧光薄片观察及全岩有机显微组分分析结果，明确了重点井区延长组长7段泥页岩岩石组分主要为泥质矿物，其次为有机组分和陆源粉砂的岩性特征，划分了半深湖-湖相页岩、三角洲相泥岩、沼泽相泥岩和过渡相4个成因类型。

(2)通过自然演化剖面样品的烃类组分随热演化程度的升高，饱和烃、芳香烃含量不断升高，非烃及沥青质含量逐渐降低。通过对H317井长7段厚层泥页岩层系系统的地球化学分析，当泥页岩层系的热演化程度接近生油窗结束阶段时，已生成的烃类中相当一部分进入了临近的非源岩夹层中，砂岩夹层含油性优于泥页岩段，烃类组分以饱和烃、芳香烃含量高为主要特征(泥岩中为64%、砂岩中为84%)。

(3)H317井长7段泥页岩层系中砂岩夹层及部分块状泥岩具有较好的含油性，物性相对较好，脆性矿物含量较高，加之该段泥页岩层系中烃类流体的黏度和密度相对较低，流动性较好，因此砂岩夹层及部分块状泥岩可以作为页岩油勘探的有利目标。针对含油性和流动性相对较差的黑色页岩，可参考油页岩原位改质等相关技术方法进行试探性开采页岩油。